CN110212590A - 基于消除相角差扰动的虚拟同步发电机预同步控制方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于消除相角差扰动的虚拟同步发电机预同步控制方法及系统，所述方法及其系统：包括VSG控制模块、锁相环PLL模块、电压调节器、频率调节器、相角调节器，其中包括相角差调制模块、区域判断模块和线性逼近调制单元；本控制方法主要解决VSG并网预同步过程中由于相角差跳变导致频率、相角无法精确同步的问题，消除相角差跳变对于频率补偿信号的扰动，提高了相角预同步精度，并实现电压幅值、频率及相角的平滑、快速同步；本发明适用于对预同步精度要求较高的并网系统，优化了合闸暂态响应性能。
Description
技术领域
本发明涉及三相电力电子逆变器控制方法，具体涉及一种基于消除相角差扰动的虚拟同步发电机预同步控制方法及系统。
背景技术
分布式电源作为大电源的重要补充，具有清洁、可靠性高、能源利用率高等多方面优点，推动分布式电源发展已成为世界各国促进节能减排、应对气候变化的重要措施之一。面对高渗透率分布式电源接入的前景，实现分布式电源的友好接入、网—源—荷之间良性互动已成为当前分布式能源方向的研究热点。VSG(Virtual Synchronous Generator—虚拟同步发电机)技术就是在此背景之下提出的逆变器控制技术，它将电力电子设备的灵活性和同步发电机的大惯量结合，有效解决分布式电源渗透率高引起大电网低惯量、欠阻尼的问题，具有广阔的应用前景。
VSG在实际运行中分为并网运行模式和离网孤岛运行模式，实现模式间的平滑切换能够有效的减小器件损耗以及对电网的冲击，保证了电能质量。其中对于VSG并网合闸，由于网端和逆变器端输出电压矢量的差异，具体包括电压幅值、输出角频率以及相角的不同步问题，是实现模式平滑切换的难点所在。目前对于VSG并网预同步的相关问题已取得一些研究成果，主要解决方法集中输出频率补偿控制上，但是普遍存在相角差跳变导致预同步时间延长或者不能达到同步精度等缺陷，这就亟需本领域技术人员解决相应的技术问题。
发明内容
本发明所解决的技术问题是提供了一种基于消除相角差扰动的虚拟同步发电机预同步控制方法及系统，其中将非线性跳变的相角差信号调制为线性补偿信号调节系统频率，实现预同步对于可靠性、快速性、准确性的要求。
本发明解决上述技术问题的技术方案如下：
一方面，本发明提供了一种基于消除相角差扰动的虚拟同步发电机预同步控制方法，所述方法包括：
S1：VSG预同步阶段开始时，将通过PLL(Phase-Locked Loop—锁相环)模块得到的网端和逆变器端电压相角信号相减通入相角差区域判断模块；
S2：同时将S1所述相角差信号通入相角差调制模块；
S3：将S1和S2所述模块调制得到的信号相乘得到相角差调制信号，并通入线性逼近调制单元得到频率补偿信号；
S4：将S3得到频率补偿信号附加在VSG有功环输出频率信号上；
S5：频率和电压的同步分别通过频率调节器和电压调节器附加在有功和无功下垂控制环；
S6：当VSG输出电压幅值、频率和相角信号满足并网合闸运行要求时，分别切除电压调节器、频率调节器和相角调节器，VSG以并网模式运行。
进一步的，S1中所述相角差区域判断模块输出相角差调制模块的正负符号，具体判断准则分为两部分，其中相角差大于零输出1，反之输出-1；相角差的绝对值小于π输出1，反之输出-1，接着将两部分相乘得到相角差区域判断模块的输出信号。
进一步的，S2中所述相角差调制模块是解决相角差跳变扰动影响的核心，根据三角函数周期性的特点，将跳变的相角差信号调制为连续信号“1-cosΔθ”，其中Δθ为网端和逆变器端的输出相角差信号，该调制信号具有非负性特点。
进一步的，S3中所述线性逼近调制单元包括比例调节器kc以及线性时间函数f(t)，其中f(t)是以t为变量的线性单调递增函数，具体函数按照实际系统要求的调节精度和调节时间要求设定，调节频率补偿信号的幅值并解决相角差变小时较小的调制信号没法满足预同步相角精度的问题。
进一步的，S5中所述频率调节器和电压调节器皆为积分调节器。
另一方面，本发明提供了一种基于消除相角差扰动的虚拟同步发电机预同步控制系统，所述系统包括：
主电网、断路器、分布式电源、三相全桥逆变器、滤波器、VSG控制算法模块、SVPWM(Space Vector Pulse Width Modulation—空间矢量脉宽调制)模块、锁相环PLL模块、预同步判断模块；
其中由分布式电源、三相全桥逆变器、滤波器、断路器、主电网分别相连构成所述系统的主电路；锁相环PLL模块为系统提供网端和逆变器端角频率和相角信号；预同步判断模块检测VSG控制算法下的逆变器输出信号是否满足合闸并网要求；SVPWM模块输入端与VSG控制算法模块相连，输出端作为三相全桥逆变器开关信号；
进一步的，所述VSG控制算法模块包括瞬时功率计算模块、有功控制环、无功控制环、频率调节器、电压调节器、相角调节器、调制波合成模块；所述瞬时功率计算模块用于计算逆变器端输出瞬时功率，输出端与有功、无功控制环相连接；有功、无功控制环的输出端与调制波合成模块相连，合成调制信号；频率、电压调节器分别与有功、无功下垂控制环相并联；
进一步的，所述相角调节器包括区域判断模块、相角差调制模块、线性逼近调制单元，输入端为锁相环PLL模块输出的两个相角信号，相减后分别通入区域判断模块和相角差调制模块；其输出信号相乘后通入线性逼近调制单元，输出端与有功控制环输出频率信号相累加。
本发明提出的控制方法与现有技术相比，具有如下有益效果：
1、本发明所提方法主要针对消除相角差跳变对系统带来的扰动，使整个调节过程变得线性单调，提高了VSG有功环在预同步阶段的稳定性，提高了同步精度，并针对逐渐缩小的频率补偿信号线性时间调节比例系数的大小，缩短了预同步调节时间；
2、本发明着重解决VSG并网预同步问题，其中实现方式简易，其调制方法和思想也可以结合用于解决其他并网逆变器控制算法下的预同步问题。
附图说明
图1为本发明的VSG控制算法框图及传统预同步算法框图；
图2为本发明的相角差跳变示意图；
图3为本发明的构造函数示意图；
图4为本发明的VSG控制下的分布式逆变电源系统框图；
图5为本发明的基于消除相角差扰动的预同步算法框图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的原理和特征进行描述，所举实例只用于解释本发明，并非用于限定本发明的范围。
实施例1：一种基于消除相角差扰动的虚拟同步发电机预同步控制方法。下面结合图1-图3对本实施例提供的方法进行详细说明。
所述方法包括：
S1：VSG预同步阶段开始时，将通过PLL锁相环模块得到的网端和逆变器端电压相角信号相减通入相角差区域判断模块；
S2：同时将S1相角差信号通入相角差调制模块；
S3：将S1和S2模块调制得到的信号相乘得到相角差调制信号，并通入线性逼近调制单元得到频率补偿信号；
S4：将S3得到频率补偿信号附加在VSG有功环输出频率信号上；
S5：频率和电压的同步分别通过频率调节器和电压调节器附加在有功和无功下垂控制环；
S6：当VSG输出电压幅值、频率和相角信号满足并网合闸运行要求时，分别切除电压调节器、频率调节器和相角调节器，VSG以并网模式运行。
为减小电磁、机械冲击，保证VSG顺利切入电网并网运行，合闸前必须保证VSG输出端和网端电压瞬时值基本保持一致并且具有相同的变化趋势,包括幅值、频率和相位。
参见图1，端电压幅值和频率差的调节皆采用积分调节器，相对容易实现，而对于相角差的调节，常规的VSG预同步算法中一般直接对相角差进行PI调节并限幅附加在VSG频率调节指令，直至频率、相角差皆满足并联合闸要求切除频率附加信号，这就不可避免带来相角差跳变问题。
参见图2，由于相角信号是0～2π范围内变化的周波，数值上存在2π至0的跳变，所以每个周期的相角差都会存在正负跳变现象。由于同步过程中无法满足VSG输出端和网端电压相角信号的完全相等，相角差在每个周期必然存在正负跳变，若直接作为频率调制信号△ω附加在VSG有功环，则会对系统频率造成扰动，导致VSG输出频率在正向调节及反向调节之间频繁切换，相角的调整不能达到预期的效果，从而延长了预同步时间甚至无法完成相角同步。其中一个完整周期的相角调节程度Δθω可以表示为：
其中，ωvsg和ωg分别为VSG输出电压和网端电压角频率，θvsg和θg分别为VSG输出电压和网端电压相角，kp为PI调节器比例系数，t0、t1、t2见图2所示，S1和S2为图2所示区域面积。
可以看出当S1>S2，系统可以完成相角同步但延长了调节时间；当S1＝S2，相角差保持常数，系统不能完成相角同步；当S1<S2，VSG输出相角后退一个周期直至同SG输出相角相等，同样调节时间相对较长。而且当相角同步完成合闸并网时，由于积分器的存在，频率调制信号△ω的切除也会影响整个并网系统的频率稳定性。
进一步考虑到正余弦函数的特点，当相角差在△θ和△θ-2π之间跳变时其三角函数值保持不变，这里选用余弦函数关系，其中优势在于0～π范围内的单调性和连续性，符合频率调节需求。参见图3，构造函数关系1-cos(θg-θvsg)如a段所示，由于假设θg超前于θvsg，只选取函数0～π部分曲线，而π～2π部分等同于相角θg滞后θvsgπ～0。根据所构造函数关系非负性特点，对于相角θg滞后部分选取构造函数的相反数cos(θg-θvsg)-1，如b段所示，也保证了[-π,π]范围内的连续调节特性。当相角差发生跳变时，a、b段分别跳变至c、d段，函数值及变化趋势不变，不会对构造函数的连续性带来影响。
根据上述构造的函数关系，考虑调节精度和调节时间要求，结合线性逼近调制单元，得到如下频率调制信号Δω：
其中kc是调制系数，保证新构造的频率调制信号的最大值不超过频率限幅值；[-2π,-π]及[π,2π]表示发生跳变时刻相角差值；f(t)为以时间为变量的线性单调递增函数，具体函数根据实际系统对于调节时间和调节精度的设定，例如一次函数t或者二次函数t2，二次函数相对具有更快的调节速度，但需要以系统频率环能够保持稳定为前提。
实施例2：一种基于消除相角差扰动的虚拟同步发电机预同步控制系统。下面结合图1、图4和图5对本实施例提供的系统进行说明。
参见图4，所述系统包括主电网、断路器、分布式电源、三相全桥逆变器、滤波器、VSG控制算法模块、SVPWM模块、锁相环PLL模块、预同步判断模块；其中由分布式电源、三相全桥逆变器、滤波器、断路器、主电网分别相连构成所述系统的主电路；锁相环PLL模块为系统提供网端和逆变器端角频率和相角信号；预同步判断模块检测VSG控制算法下的逆变器输出信号是否满足合闸并网要求；SVPWM模块输入端与VSG控制算法模块相连，输出端作为三相全桥逆变器开关信号；
参见图1，所述VSG控制算法模块包括瞬时功率计算模块、有功控制环、无功控制环、频率调节器、电压调节器、相角调节器、调制波合成模块；所述瞬时功率计算模块用于计算逆变器端输出瞬时功率，输出端与有功、无功控制环相连接；有功、无功控制环的输出端与调制波合成模块相连，合成调制信号；频率、电压调节器分别于有功、无功下垂控制环相并联；
参见图5，所述相角调节器包括区域判断模块、相角差调制模块、线性逼近调制单元，输入端为锁相环PLL模块输出的两个相角信号，相减后分别通入区域判断模块和相角差调制模块；其输出信号相乘后通入线性逼近调制单元，输出端与有功控制环输出频率信号相累加。
综上，本发明的一种基于消除相角差扰动的虚拟同步发电机预同步控制方法及系统，所述方法及其系统：包括VSG控制模块、锁相环PLL模块、电压调节器、频率调节器、相角调节器，其中包括相角差调制模块、区域判断模块和线性逼近调制单元；本控制方法主要解决VSG并网预同步过程中由于相角差跳变导致频率、相角无法精确同步的问题，消除相角差跳变对于频率补偿信号的扰动，提高了相角预同步精度，并实现电压幅值、频率及相角的平滑、快速同步；本发明适用于对预同步精度要求较高的并网系统，优化了合闸暂态响应性能。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (8)
1.一种基于消除相角差扰动的虚拟同步发电机预同步控制方法，其特征在于，所述方法包括：
S1：VSG预同步阶段开始时，将通过PLL锁相环模块得到的网端和逆变器端电压相角信号相减通入相角差区域判断模块；
S2：同时将S1相角差信号通入相角差调制模块；
S3：将S1和S2模块调制得到的信号相乘得到相角差调制信号，并通入线性逼近调制单元得到频率补偿信号；
S4：将S3得到频率补偿信号附加在VSG有功环输出频率信号上；
S5：频率和电压的同步分别通过频率调节器和电压调节器附加在有功和无功下垂控制环；
S6：当VSG输出电压幅值、频率和相角信号满足并网合闸运行要求时，分别切除电压调节器、频率调节器和相角调节器，VSG以并网模式运行。
2.根据权利要求1所述的一种基于消除相角差扰动的虚拟同步发电机预同步控制方法，其特征在于，S1中相角差区域判断模块输出相角差调制模块的正负符号，具体判断准则分为两部分，其中相角差大于零输出1，反之输出-1；相角差的绝对值小于π输出1，反之输出-1，接着将两部分相乘得到相角差区域判断模块的输出信号。
3.根据权利要求1所述的一种基于消除相角差扰动的虚拟同步发电机预同步控制方法，其特征在于，S2中所述相角差调制模块，根据三角函数周期性的特点，将跳变的相角差信号调制为连续信号“1-cosΔθ”，其中Δθ为网端和逆变器端的输出相角差信号，该调制信号具有非负性特点。
4.根据权利要求1所述的一种基于消除相角差扰动的虚拟同步发电机预同步控制方法，其特征在于，S3中所述线性逼近调制单元包括比例调节器kc以及线性时间函数f(t)，其中f(t)是以t为变量的线性单调递增函数，具体函数按照实际系统要求的调节精度和调节时间要求设定，用于调节频率补偿信号的幅值并解决相角差变小时较小的调制信号没法满足预同步相角精度的问题。
5.根据权利要求1所述的一种基于消除相角差扰动的虚拟同步发电机预同步控制方法，其特征在于，S5中所述频率调节器和电压调节器皆为积分调节器。
6.一种基于消除相角差扰动的虚拟同步发电机预同步控制系统，其特征在于，所述系统包括：
主电网、断路器、分布式电源、三相全桥逆变器、滤波器、VSG控制算法模块、SVPWM调制模块、锁相环PLL模块、预同步判断模块；
其中由分布式电源、三相全桥逆变器、滤波器、断路器、主电网分别相连构成所述系统的主电路；锁相环PLL模块为系统提供网端和逆变器端角频率和相角信号；预同步判断模块检测VSG控制算法下的逆变器输出信号是否满足合闸并网要求；SVPWM模块输入端与VSG控制算法模块相连，输出端作为三相全桥逆变器开关信号。
7.根据权利要求6所述一种虚拟同步发电机预同步控制系统，其特征在于，所述VSG控制算法模块包括瞬时功率计算模块、有功控制环、无功控制环、频率调节器、电压调节器、相角调节器、调制波合成模块；所述瞬时功率计算模块用于计算逆变器端输出瞬时功率，输出端与有功、无功控制环相连接；有功、无功控制环的输出端与调制波合成模块相连，合成调制信号；频率调节器、电压调节器分别与有功控制环、无功下垂控制环相并联。
8.根据权利要求7所述的VSG控制算法模块，其特征在于，所述相角调节器包括区域判断模块、相角差调制模块、线性逼近调制单元，输入端为锁相环PLL模块输出的两个相角信号，相减后分别通入区域判断模块和相角差调制模块；其输出信号相乘后通入线性逼近调制单元，输出端与有功控制环输出频率信号相累加。
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