CN110611321A - 一种补偿虚拟同步机负阻尼特性的虚拟电力系统稳定器设计方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种补偿虚拟同步机负阻尼特性的虚拟电力系统稳定器设计方法。在VSG主电路拓扑中，可再生能源和储能装置构成直流侧，在三相逆变器输出端接滤波电感，后经过输电线路接入电网，在控制回路中设置虚拟PSS装置对虚拟同步机负阻尼特性进行补偿；所述的补偿虚拟同步机负阻尼特性的虚拟电力系统稳定器设计方法为：以角频率偏差作为输入信号，通过虚拟电力系统稳定器处理角频率偏差，并将处理后的信号反馈到虚拟励磁调节器中，从而补偿虚拟励磁引入虚拟同步机控制回路的等效阻尼转矩。本发明方法适应于分布式新能源发电的三相逆变电路中，由可再生新能源或储能装置并联电容构成直流侧，交流侧后接单电感滤波器，并通过线路接入电网的场合。

Description

一种补偿虚拟同步机负阻尼特性的虚拟电力系统稳定器设计 方法

技术领域

本发明涉及一种补偿虚拟同步机负阻尼特性的虚拟电力系统稳定器设计方法，属于电气工程、分布式发电领域。

背景技术

风能、太阳能等可再生能源作为传统能源的可靠替代，被广泛用于解决不可再生能源的短缺及其带来的环境污染问题。基于可再生能源的分布式发电系统以其可扩展性和操作灵活性等优点，在世界范围内得到了广泛的发展。但与此同时，它也面临着诸多挑战：可再生能源具有间歇性、随机性等特征，并网后会进一步复杂化配电网的控制模式，甚至导致配网出现功率潮流的不确定性；并网逆变器作为电网与分布式能源的枢纽，动态响应快，但是大量接入会降低电网转动惯量，影响电力系统运行稳定性。

为解决上述问题，虚拟同步发电机控制方法(virtual synchronous generator,VSG)得以提出。该方法基于虚拟同步机制以及直流侧储能单元的功率支撑，通过控制策略使得逆变器输出特性模拟传统同步发电机，可以平抑输出功率波动，向电网表现出等效惯性和阻尼特性。使用VSG控制可以实现分布式发电系统与传统同步机在数学和物理上的等效，缓解可再生能源并网对电网稳定性造成的不利影响，但是也会引入同步机的动态稳定性问题。

传统同步发电机中，存在高放大倍数的快速励磁调节器，它会在电机系统中等效产生负阻尼力矩，降低系统稳定性，甚至导致低频振荡问题。为了调节无功功率输出，VSG控制同样包含虚拟励磁调节器，也会在控制回路中等效叠加阻尼力矩。如果虚拟励磁调节器在VSG控制系统引入等效负阻尼特性，并大于系统自身的正阻尼系数时，将可能引发功率振荡，导致系统失稳。

为揭示VSG系统稳定性的影响因素，现有的讨论多围绕锁相环以及虚拟阻抗对VSG系统的负阻尼特性展开，鲜少考虑虚拟励磁调节器的等效阻尼作用，尤其是其在宽频带范围内的阻尼特性没有得到足够关注。由此，用于补偿虚拟励磁调节器等效阻尼力矩的方法更是少有提及。

发明内容

本发明的目的在于克服虚拟励磁调节器对虚拟同步发电机控制回路稳定性的不利影响，提出一种补偿虚拟同步机负阻尼特性的虚拟电力系统稳定器设计方法。

为解决上述问题，本发明采用的技术方案是：

一种补偿虚拟同步机负阻尼特性的虚拟电力系统稳定器设计方法，在VSG主电路拓扑中，可再生能源和储能装置构成直流侧，在三相逆变器输出端接滤波电感，后经过输电线路接入电网，在控制回路中设置虚拟PSS(power system stabilizer,PSS)装置对虚拟同步机负阻尼特性进行补偿；所述的补偿虚拟同步机负阻尼特性的虚拟电力系统稳定器设计方法为：通过虚拟电力系统稳定器处理角频率偏差，并将处理后的信号反馈到虚拟励磁调节器中，从而补偿虚拟励磁引入虚拟同步发电机控制回路的等效阻尼转矩，改善系统稳定性。

上述技术方案中，进一步地，所述的角频率偏差的计算方法为：定义逆变器输出电压的基波分量为虚拟内电势，其幅值为E_r，虚拟内电势矢量的角频率ω与电网电压矢量的角频率ω_g之差为角频率偏差ω_r。

更进一步地，所述的补偿虚拟同步机负阻尼特性的虚拟电力系统稳定器设计方法具体包括以下步骤：

(1)VSG主电路拓扑的电压电流方程为：

其中，以虚拟内电势方向为d轴，对公共耦合电压进行dq变换，得到的d轴电压分量即为u_td，q轴电压分量即为u_tq；对三相电流进行dq变换，得到的d轴电流分量即为i_d，q轴电流分量即为i_q；X_Σ为传输线路的等效电抗；X_T为输出回路的滤波电抗；R为线路等效电阻；U为电网电压幅值；功角δ为虚拟内电势矢量与电网电压矢量的夹角；

可以得到dq坐标系下，公共耦合点输出电流增量以及电压增量的方程式：

其中，δ₀表示静态工作点时虚拟内电势矢量与电网电压矢量的夹角；k_X＝X_Σ+X_T；ΔE_r为虚拟内电势幅值增量；

(2)公共耦合点电压的幅值U_t和无功功率输出Q_e分别为：

可以得到公共耦合点电压幅值的增量ΔU_t和无功功率输出的增量ΔQ_e分别为：

其中，E_r0为静态工作点时虚拟内电势幅值；u_td0、u_tq0分别为静态工作点时公共耦合点电压的d轴分量与q轴分量；U_t0为静态工作点时公共耦合电压的幅值；i_q0为静态工作点时输出电流的q轴分量；

(3)传统虚拟励磁调节器控制方程为：

其中，k_Q为无功调节系数；k_U为电压调节系数；U_ref为电压幅值给定；U_t为公共耦合点电压幅值；Q_ref为无功功率给定；Q_e为无功功率输出；

假定电压幅值给定以及无功功率给定维持不变，可以得到虚拟励磁调节器的增量方程：

(4)综合步骤(1)、步骤(2)、步骤(3)中的增量方程，可以得到功角增量Δδ与虚拟内电势幅值增量ΔE_r的关系式：

其中，s为微分算子；

k₅、k₆可根据静态工作点、电路参数以及电压调节系数k_U计算得到：

其中，λ₀表示静态工作点时公共耦合点电压U_t向量与电网电压向量U的夹角；角度γ₀＝λ₀–δ₀；

(5)定义虚拟电力系统稳定器对应的传递函数为G_PSS(s)，将角频率偏差ω_r输入到虚拟电力系统稳定器中，再将处理后的信号添加到虚拟励磁调节器回路中，此时含虚拟电力系统稳定器的虚拟励磁调节器方程为：

k_Q(dE_r/dt)＝Q_ref-Q_e+k_U(U_ref-U_t)+G_PSS(s)ω_r；

由于角频率偏差的增量Δω_r与功角的增量Δδ满足关系式：Δω_r＝sΔδ，其中s为微分算子，所以此时VSG系统的虚拟内电势幅值的增量ΔE_r ^*为：

(6)通过设计G_PSS(s)使得步骤(5)公式的分子和分母成比例，从而补偿虚拟励磁调节器的等效阻尼影响，最后可得G_PSS(s)为：

本发明的发明原理为：

虚拟励磁调节器中含有微分环节(即微分算子s)，会在虚拟同步发电机(VSG)的有功控制回路中等效叠加一个与Δδ相差90°的阻尼力矩。当系统运行工况与控制参数改变时，该阻尼力矩可能表现为负阻尼特性，影响系统稳定。传统的虚拟励磁调节器基于输出无功功率以及公共耦合点电压幅值改变虚拟内电势幅值E_r的大小，进而会与有功控制回路产生功率耦合。

本发明提出的虚拟电力系统稳定器是基于角频率偏差信号，通过传递函数G_PSS(s)处理后，叠加到传统的虚拟励磁调节器中，对虚拟励磁调节器回路的极点进行配置，消除微分算子s，从而达到等效阻尼力矩的补偿效果。

本发明的有益效果在于：

1、基于传统虚拟同步发电机控制策略，针对虚拟励磁调节器可能引入的负阻尼特性，本发明首次提出了一种补偿虚拟同步机负阻尼特性的虚拟电力系统稳定器设计方法，该方法以角频率偏差作为输入信号，经过传递函数G_PSS(s)处理后，反馈到虚拟励磁回路中，从而补偿虚拟励磁调节器引入虚拟同步发电机控制回路中的等效负阻尼转矩，改善系统稳定性。

2、本发明方法适应于分布式新能源发电的三相逆变电路中，由可再生新能源或储能装置并联电容构成直流侧，交流侧后接单电感滤波器，并通过线路接入电网的场合。

3、本发明的设计思路包含虚拟励磁调节器引入系统的等效阻尼特性分析过程，这有利于更全面考虑可能引发VSG系统动态失稳的因素。

4、本发明方法中的虚拟PSS装置实际为一个比例反馈环节，其反馈信号与角频率偏差ω_r成比例，在稳态时该偏差为0，并不存在反馈信号。所以该虚拟PSS环节不会影响原系统的稳态运行状态，仅在动态过程发挥作用，无需另加复位环节。

附图说明

图1虚拟同步发电机电路拓扑；

图2传统虚拟同步发电机控制框图；

图3本发明中分析虚拟励磁调节器引入的电磁力矩相平面分析图；

图4本发明中包含虚拟电力系统稳定器的虚拟同步发电机控制框图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例进一步说明本发明。

图1所示虚拟同步发电机电路拓扑，逆变器交流侧后接单电感滤波器，并通过线路接入电网。图中L_Σ为传输线路的等效电感；L_T为滤波电感；R为线路等效电阻；e_abc为逆变器中点电压的基波分量；i_abc、u_tabc分别为公共耦合点(point of common coupling,PCC)输出电流和电压；u_gabc为电网电压；e_mabc为三相调制波信号。

图2为传统VSG控制框图，其中主要包含转子运动方程部分与虚拟励磁调节器部分的控制框图，通过引入虚拟转子运动方程来模拟同步机的转动惯量与阻尼特性，而基于虚拟励磁调节器来模拟同步发电机的一次调压特性，以控制逆变器输出的无功功率。

对采用传统虚拟同步发电机控制方法进行控制的并网电路进行分析：

(1)VSG主电路拓扑的电压电流方程为：

其中，以虚拟内电势方向为d轴，对公共耦合电压进行dq变换，得到的d轴电压分量即为u_td，q轴电压分量即为u_tq；对三相电流进行dq变换，得到的d轴电流分量即为i_d，q轴电流分量即为i_q；X_Σ为传输线路的等效电抗；X_T为输出回路的滤波电抗；R为线路等效电阻；U为电网电压幅值；

可以得到dq坐标系下，公共耦合点输出电流增量以及电压增量的方程式：

其中，δ₀表示静态工作点时虚拟内电势矢量与电网电压矢量的夹角；k_X＝X_Σ+X_T；

(2)公共耦合点电压的幅值U_t和无功功率输出Q_e分别为：

可以得到公共耦合点电压幅值的增量ΔU_t和无功功率输出的增量ΔQ_e分别为：

其中，E_r0为静态工作点时虚拟内电势幅值；u_td0、u_tq0分别为静态工作点时公共耦合点电压的d轴分量与q轴分量；U_t0为静态工作点时公共耦合电压的幅值；i_q0为静态工作点时输出电流的q轴分量；

(3)传统虚拟励磁调节器控制方程为：

其中，k_Q为无功调节系数；k_U为电压调节系数；U_ref为电压幅值给定；U_t为公共耦合点电压幅值；Q_ref为无功功率给定；Q_e为无功功率输出；

假定电压幅值给定以及无功功率给定维持不变，可以得到虚拟励磁调节器的增量方程：

(4)综合步骤(1)、步骤(2)、步骤(3)中的增量方程，可以得到功角增量Δδ与虚拟内电势幅值增量ΔE_r的关系式：

其中，s为微分算子；

k₅、k₆可根据静态工作点、电路参数以及电压调节系数k_U计算得到：

其中，λ₀表示静态工作点时公共耦合点电压U_t向量与电网电压向量U的夹角；角度γ₀＝λ₀–δ₀；

(5)将公式(2)代入到有功功率计算方程式：P_e＝1.5E_ri_d中，可以求得有功功率增量方程：

其中，i_d0为静态工作点时输出电流的d轴分量；

(6)将公式(7)代入到公式(9)中，设Δδ为Ω角速度的正弦摄动，令s＝jΩ，得到电磁力矩增量ΔT_e方程为：

(7)在Δω-Δδ相平面上，对公式(10)所示的电磁力矩增量进行分析，如图3所示。可以看出电磁力矩由两个分量组成：分量ΔT_A与Δδ同相位(因为k₁₁为正)；另一分量ΔT_B＝-(k_f+D_fs)Δδ。分别定义等效同步力矩系数k_f与等效阻尼系数D_f：

经过有效分析发现，当k₅>0时，力矩系数k_f为正、阻尼系数D_f为负，一旦该负阻尼系数D_f比控制系统原有阻尼系数D更大，则VSG系统输出功率在角频率Ω的扰动下可能会出现功率振荡。

为解决上述问题，本发明提出一种补偿虚拟同步机负阻尼特性的虚拟电力系统稳定器设计方法，该方法通过在VSG控制系统中添加虚拟电力系统稳定器，实现虚拟励磁等效阻尼D_f的补偿，包含虚拟电力系统稳定器的VSG控制框图如图4所示。

(1)功角增量Δδ与虚拟内电势幅值增量ΔE_r关系式可根据公式(7)和(8)得到。

(2)定义虚拟电力系统稳定器对应的传递函数为G_PSS(s)，将角频率偏差ω_r输入到虚拟电力系统稳定器中，再将处理后的信号添加到虚拟励磁调节器回路中，此时含虚拟电力系统稳定器的虚拟励磁调节器方程为：

k_Q(dE_r/dt)＝Q_ref-Q_e+k_U(U_ref-U_t)+G_PSS(s)ω_r；

由于角频率偏差的增量Δω_r与功角的增量Δδ满足关系式：Δω_r＝sΔδ，其中s为微分算子，所以此时VSG系统的虚拟内电势幅值的增量ΔE_r ^*为：

(3)通过设计G_PSS(s)使得步骤(2)公式的分子和分母成比例，从而补偿虚拟励磁调节器的等效阻尼影响，最后可得G_PSS(s)为：

Claims (3)

1.一种补偿虚拟同步机负阻尼特性的虚拟电力系统稳定器设计方法，其特征在于，在VSG主电路拓扑中，可再生能源和储能装置构成直流侧，在三相逆变器输出端接滤波电感，后经过输电线路接入电网，在控制回路中设置虚拟PSS装置对虚拟同步机负阻尼特性进行补偿；所述的补偿虚拟同步机负阻尼特性的虚拟电力系统稳定器设计方法为：

以角频率偏差作为输入信号，通过虚拟电力系统稳定器处理角频率偏差，并将处理后的信号反馈到虚拟励磁调节器中，从而补偿虚拟励磁引入虚拟同步机控制回路的等效阻尼转矩。

2.根据权利要求1所述的补偿虚拟同步机负阻尼特性的虚拟电力系统稳定器设计方法，其特征在于，所述的角频率偏差的计算方法为：定义逆变器输出电压的基波分量为虚拟内电势，其幅值为E_r，虚拟内电势矢量的角频率ω与电网电压矢量的角频率ω_g之差为角频率偏差ω_r。

3.根据权利要求2所述的补偿虚拟同步机负阻尼特性的虚拟电力系统稳定器设计方法，其特征在于，具体包括以下步骤：

(1)VSG主电路拓扑的电压电流方程为：

其中，以虚拟内电势方向为d轴，对公共耦合电压进行dq变换，得到的d轴电压分量即为u_td，q轴电压分量即为u_tq；对三相电流进行dq变换，得到的d轴电流分量即为i_d，q轴电流分量即为i_q；X_Σ为传输线路的等效电抗；X_T为输出回路的滤波电抗；R为线路等效电阻；U为电网电压幅值；功角δ为虚拟内电势矢量与电网电压矢量的夹角；

在dq坐标系下，公共耦合点输出电流增量以及电压增量的方程式：

其中，δ₀表示静态工作点时虚拟内电势矢量与电网电压矢量的夹角；k_X＝X_Σ+X_T；ΔE_r为虚拟内电势幅值增量；

(2)公共耦合点电压的幅值U_t和无功功率输出Q_e分别为：

可以得到公共耦合点电压幅值的增量ΔU_t和无功功率输出的增量ΔQ_e分别为：

其中，E_r0为静态工作点时虚拟内电势幅值；u_td0、u_tq0分别为静态工作点时公共耦合点电压的d轴分量与q轴分量；U_t0为静态工作点时公共耦合电压的幅值；i_q0为静态工作点时输出电流的q轴分量；

(3)传统虚拟励磁调节器控制方程为：

其中，k_Q为无功调节系数；k_U为电压调节系数；U_ref为电压幅值给定；U_t为公共耦合点电压幅值；Q_ref为无功功率给定；Q_e为无功功率输出；

假定电压幅值给定以及无功功率给定维持不变，可以得到虚拟励磁调节器的增量方程：

(4)综合步骤(1)、步骤(2)、步骤(3)中的增量方程，可以得到功角增量Δδ与虚拟内电势幅值增量ΔE_r的关系式：

其中，s为微分算子；k₅、k₆如下：

其中，λ₀表示静态工作点时公共耦合点电压U_t向量与电网电压向量U的夹角；角度γ₀＝λ₀–δ₀；

(5)定义虚拟电力系统稳定器对应的传递函数为G_PSS(s)，将角频率偏差ω_r输入到虚拟电力系统稳定器中，再将处理后的信号添加到虚拟励磁调节器回路中，此时含虚拟电力系统稳定器的虚拟励磁调节器方程为：

k_Q(dE_r/dt)＝Q_ref-Q_e+k_U(U_ref-U_t)+G_PSS(s)ω_r；

由于角频率偏差的增量Δω_r与功角的增量Δδ满足关系式：Δω_r＝sΔδ，其中s为微分算子，所以此时VSG系统的虚拟内电势幅值的增量ΔE_r ^*为：

(6)设计G_PSS(s)使得步骤(5)公式的分子和分母成比例，从而补偿虚拟励磁调节器的等效阻尼影响，最后可得G_PSS(s)为：