CN110994680A - 一种自适应惯性系数的光伏虚拟同步机稳定控制方法 - Google Patents
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Abstract
一种自适应惯性系数的光伏虚拟同步机稳定控制方法，该系统包括光伏发电系统、储能装置、逆变装置和带直流端附加控制的自适应惯性系数虚拟同步机装置；其令闭环极点回到虚轴左边，保证系统的稳定运行，同时可减少输出功率脉动现象。
Description
技术领域
本发明涉及新能源领域、分布式发电技术领域，主要涉及光伏动态特性检测、光伏虚拟同步机设计。
背景技术
作为一种模拟同步发电机外特性的并网逆变器控制方式，虚拟同步机为分布式电源的并网问题提供了一个新的发展方向，针对以光伏电源作为直流端的虚拟同步机系统难以稳定运行的问题，一种带直流端附加控制的光伏虚拟同步机控制策略得以提出，在PV进入不稳定工作区时自动为VSG引入直流端电压闭环控制，避免了直流电压骤降造成逆变器工作失败的现象。可由于直流端附加控制的加入，为系统多引入一个闭环，带来了潜在的不稳定因素。直流端附加控制使系统稳定裕度降低，引起了系统输出功率脉动，甚至可能会引起严重的功率振荡。
发明内容
发明目的：
为了解决上述问题，本发明提供一种自适应惯性系数的提升光伏虚拟同步机系统稳定性的控制方法。
技术方案：
一种自适应惯性系数的光伏虚拟同步机稳定控制系统，其特征在于：
该系统包括光伏发电系统、储能装置、逆变装置和带直流端附加控制的自适应惯性系数虚拟同步机装置；
其中光伏发电系统电源输出端连接(小容量)储能装置，储能装置连接逆变装置逆变端；即(小容量)储能装置两侧分别连接光伏发电系统和逆变装置，同时储能装置的电容两端电压Udc将作为输入与最大功率点电压进行比较，与带直流端附加控制的自适应惯性系数虚拟同步机装置相连接；带直流端附加控制的自适应惯性系数虚拟同步机装置通过电压电流控制模块和PWM调制器连接至逆变装置；
逆变器的输入端与储能电容连接，逆变器的输出端与LC滤波器连接，LC滤波器通过线路阻抗连接电网。通过带直流端附加控制的自适应惯性系数虚拟同步机装置进行功率控制，调节逆变装置输出功率达到稳定状态。根据负荷波动调整输出功率，维持光伏系统的频率和电压稳定，有效提高光伏并网发电性能；
所述的虚拟同步机装置分为两部分。分别为带直流端附加控制的装置和改进虚拟转子结构的虚拟同步机装置；
所述的改进虚拟转子结构的虚拟同步机装置包括改进后的虚拟转子、虚拟调速器、虚拟励磁器装置三部分组成；
带直流端附加控制的光伏虚拟同步机控制策略可以使得以光伏电源作为源端的虚拟同步机稳定运行，当光伏进入不稳定工作区域时，自动为VSG引入直流端电压闭环控制，避免因直流电压骤降导致逆变器故障的结果，使得以光伏电源作为源端的虚拟同步机可以稳定运行。但直流端附加控制的引入造成系统闭环极点数量增加。通过根据不同参数的根轨迹分析，验证了对光伏虚拟同步机稳定性的担忧，自适应惯性系数的虚拟转子结构可以保证系统的稳定运行，同时可减少输出功率脉动现象；
利用上述的系统实施的一种自适应惯性系数的光伏虚拟同步机稳定控制方法，其特征在于：
该方法中：
首先、所述的光伏发电系统电源输出端直流端附加控制包括限幅模块和PI控制模块。将MPPT控制策略输出MPP点对应的直流电压Udc-mpp作为直流电压闭环的给定，储能装置的储能电容两端的电压Udc作为直流电压闭环的反馈信号，将Udc-mpp和Udc的差值送入自适应惯性系数虚拟同步机装置的直流端附加控制模块，当储能装置的储能电容端电压高于MPPT控制模块输出电压即Udc>Udc-mpp时，此时光伏发电系统电源输出端运行于稳定区域，光伏发电系统电源输出端的限幅模块使得PI控制器的输入为0，此时虚拟同步机等同于没有直流电压附加控制，虚拟同步机装置将按照传统方式运行；而当Udc低于Udc-mpp时，光伏电源进入了不稳定工作区，电压的偏差通过PI控制器合成新的功率给定，进而降低虚拟同步机实际的输出功率，使得直流端电压上升回Udc-mpp，光伏发电系统电源工作回到最大功率点；直流电压附加控制后合成的Pref成为虚拟调速器的参数给定；Udc-mpp值的提取采用改进定电压跟踪法。
然后，Pref送入虚拟调速器模块并输出Pin进入虚拟转子模块；三相电压型PWM逆变装置出口电压uout和电流iout采样后经功率计算到三相电压型PWM逆变装置输出有功功率Pout和无功功率Qout，分别送入虚拟同步机的虚拟转子和虚拟励磁器模块；其中Pout和Pin送入虚拟转子模块后得到电网角频率ωm，Qout进入虚拟励磁器模块输出定子电动势指令U再进入电压电流控制模块；定子电动势指令U、电角度指令和电网角频率ωm送入虚拟阻抗控制模块(在图7的电压电流控制模块中，是一个大家都普遍在用的控制)得到三相电压指令，滤波前电流iabc、滤波后电流iout和三相电压型PWM逆变装置出口电压uout经abc-dq变换模块(都是基本的计算公式，都体现在电压电流控制模块中)得到两相电压调制信号；dq-abc变换模块经电压电流双闭环控制模块(电压电流控制模块)与PWM调制器连接，将电压电流控制模块得出的电压调制比输送到PWM调制器通过SPWM调制模块生成6路PWM脉冲信号送入逆变桥。最后逆变桥经过LC滤波器和线路阻抗连接至大电网。
内环的电压电流控制电压电流内环控制(图中的电压电流控制)结构中运用了虚拟阻抗控制策略；通过在参考电压上减去输出电流乘虚拟阻抗的值，模拟实际线路串联阻抗，从而改变逆变器出口到PCC点间的等效阻抗；假设虚拟阻抗为ZV：
转到dq0坐标下，得到：
在转子运动的物理层面上，作为电机的一种，同步发电机遵循二阶摇摆方程：
虚拟调速器模拟了同步发电机的一次调频过程。
励磁控制器通过改变转子绕组励磁的大小来改变感生电动势的大小，从而补偿定子端电压的差值。由隐级同步发电机可知，假设负载呈感性，则有ecosδ＝u+iXsinδ＝u+iqX。
其中，式中，u＝[ua ub uc]T；i＝[ia ib ic]T；e＝[ea eb ec]T为电磁电动势。其中，ua，ub，uc为同步发动机的三相定子电压；ia，ib，ic为三相定子电流；RS，LS为定子绕组的电阻和电感。RS很小通常忽略不计，iq为无功电流。由此可见无功电流是造成励磁电动势与端电压幅值产生偏差的主要原因。
故虚拟调速器和虚拟励磁器均可用如下的公式来表示。
Pin-Pref＝Kω(ω0-ωm)
U-U0＝Ku(Qref-Qout)
其中，Pout为逆变器的有功输出功率；Pin为虚拟调速器的输出功率；Pref为直流电压附加控制后合成的虚拟调速器的参数给定；ωm是虚拟转子的输出频率；ω0为额定角频率；Kω为一次调频下垂系数；U为虚拟励磁器输出的电压；U0为额定电压；Qref为无功功率参考值；Qout为逆变器的无功输出功率；Ku为比例控制器的比例系数。(虚拟同步机分为三个部分：虚拟转子、虚拟励磁器、虚拟调速器，这三个部分的建模原理，具体体现在附图的123)
电力系统中同步发电机需要通过控制转轴上的转矩平衡维持输出频率稳定，而并网逆变器并不含有机械转轴，无法通过转矩平衡的方式维持频率稳定。同步发电机中功率与转矩遵循如下关系：
虚拟调速器中Kω为一次调频下垂系数。频率反馈环节的ωm是虚拟转子的输出频率，为计算值，而不是PCC点频率的实际采集值；
虚拟励磁器设计中Ku为比例控制器的比例系数。可见，虚拟励磁器的结构与下垂控制中的Q-U下垂控制相同，此时Ku即为Q-U下垂系数。
为了在不同的外部环境下都使得光伏电源工作于稳定区间，需要得到最大功率输出点，这一方法称为最大功率跟踪(MPPT)；为了补偿温度对Udc-mpp的影响，对定电压跟踪法进行改进：Udc-mpp＝Udc-mpp(25)+f(T-25)。其中，Udc-mpp(25)为光伏电源在25℃时的最大功率点对应端口电压，T是环境温度，f(T-25)是T的线性函数。
(小容量)储能装置起到了惯量支撑、一次调频和平抑电压波动作用；对于以光伏电源为源端的虚拟同步机装置，惯量支撑不需要额外储能元件；
虚拟同步机装置惯量支撑是指在转子频率变化的过程中，转子旋转惯量储能发生变化的过程，即当转子旋转速度下降时，其中一部分旋转动能变为电能输出到电网，同理转子速度上升时，从原动机吸收能量变为旋转动能；在0～t时刻同步发电机转子旋转动能的变化量为：
可见，同步发电机的惯量支撑总量ΔEj取决于t时刻的转子速度ω(t)，而电力系统中ω(t)总是在ω0附近浮动，ΔEj是一个总体期望为0的有限量；同步发电机t时刻输出的惯量支撑功率Pj(t)是ΔEj(t)的微分：
可见，上式等号右边与不考虑阻尼项的虚拟同步机二阶摇摆方程相同：Pj(t)＝Pout(t)-Pin(t)；即惯量支撑功率Pj(t)已经包含于虚拟同步机的输出功率指令值Pin(t)中；这也就意味着，若虚拟同步机的源端可以跟随功率指令值Pin，则惯量支撑的能量需求ΔEj不必再额外考虑；
与惯量支撑不同，一次调频是以主动提高输出功率为手段，达到转子转速平衡的目的；其输出功率的大小取决于一次调频调速器，一次调频的功率输出称为一次调频功率支撑；在t时刻同步发电机的一次调频功率支撑Pg(t)为：Pg(t)＝Kω(ω0-ω(t))；则在0～t时刻的一次调频的能量支撑ΔE(t)为：
上式可以看出，ΔEg(t)含有对ω(t)的积分项，若在稳态时ω(t)不等于ω0，则一次调频的能量支撑将随着时间的增长而增加。
光伏发电系统电源输出端(直流端)并联储能装置阻止光伏电源端口电压快速跌落，对于并联储能电容：ΔQ＝ΔUCC；
光伏电源始终在稳定区间时，直流端电压达到一个新的稳定值，电容的存在减缓了电压变化的速度；电容容量越大，减缓电压下降速度的能力越明显；当光伏电源工作于最大功率点时，若负载继续增加，则光伏电源将进入不稳定工作区，产生不可逆转的电压下降现象，电容明显提高了此过程的时间，为供需重新回到平衡争取了时间。
当电容端电压高于MPPT控制模块输出电压时，此时光伏电源运行于稳定区域，此时虚拟同步机将按照传统方式运行；反之，光伏电源进入了不稳定工作区，电压的偏差通过PI控制器合成新的功率给定，降低虚拟同步机实际的输出功率，使得光伏电源工作回到最大功率点。此时虚拟同步机的输出功率指令值为：
其中，Pref为直流电压附加控制时生成的功率给定。所提出的直流端附加控制是建立在虚拟调速器的一次调频基础上，即光伏电源常态运行于稳定工作区间，而不是最大功率点，只有向上一次调频超出了光伏电源的最大功率点或者由于环境变化降低了光伏电源的最大输出功率时才切入直流端附加控制。
对于普通虚拟同步机，随惯性系数J的增加，虚拟同步机系统的极点收敛于复平面的零点；随下垂系数Kω的增加，极点延伸至实轴的负方向，并始终在复平面左半边。这说明惯性系数J的选取并不会影响虚拟同步机的稳定性，而下垂系数Kω的增加只会提高系统稳定性；(我们的虚拟同步机是做了改进的，包括直流端附加控制和自适应惯性系数，普通的虚拟同步机没有这两项。)
对于光伏虚拟同步机，由于直流端附加控制的加入，为系统多引入一个闭环，则光伏虚拟同步机并网系统的特征方程将比虚拟同步机本体多一个极点，由此带来潜在的不稳定因素。对光伏虚拟同步机系统进行根轨迹分析，依然选取J和Kω两个自变量对光伏虚拟同步机惯性系数和下垂系数进行根轨迹分析，系统极点更接近虚轴右侧，这也就证明了当惯性系数和下垂系数相同时，在加入直流端电压附加控制后，虚拟同步机的输出功率脉动会比原来更大。在此之上，随着惯性系数J的增加和下垂系数Kω的减小，部分极点进入了虚轴右半边，此时系统为不稳定，输出功率无法收敛于一点；
由于光伏虚拟同步机在直流端增加了闭环，使得虚拟同步机的参数选取受到很大限制。改变惯性系数J和下垂系数Kω都可以提高系统稳定性，但是下垂系数的增加会影响稳态的功率输出大小，并且影响网内其他微源的功率分配。而惯性系数的减小只会影响系统的动态惯性表现，并不影响稳态时的功率输出值。当PV工作在稳定区域时，直流电压闭环不生效，选择正常的惯性系数Jb，虚拟同步机按照传统方式运行；光伏电源进入不稳定工作区域时，直流电压闭环生效，系统闭环极点随着惯性系数J的增大而进入虚轴右侧，此时切换为更小的惯性系数Js，保证系统的稳定运行，同时可减少输出功率脉动现象。
优点效果：
本发明公开了一种自适应惯性系数的光伏虚拟同步机稳定控制方法。本文的发明内容主要包括：光伏发电系统、小容量储能装置、逆变装置和带直流端附加控制的自适应惯性系数虚拟同步机装置。所述的光伏发电系统电源输出端分别连接小容量储能装置和逆变装置逆变端，再经过LC滤波电路、线路阻抗连接电网。其中光伏发电系统由PV组件、DC/DC变换器、直流侧滤波电容组成，DC/DC变换器实现PV组件电压的提升以及最大功率控制。小容量储能装置两侧分别连接光伏发电系统和逆变装置，同时电容两端电压Udc将作为输入与最大功率点电压进行比较，与直流端附加控制的虚拟同步机装置相连接。储能装置起到了惯量支撑、一次调频和平抑电压波动功能。所述逆变装置逆变器的输入端与储能电容连接，输出端与LC滤波器连接，电网通过线路阻抗连接。通过带直流端附加控制的自适应惯性系数虚拟同步机装置进行功率控制，调节逆变装置输出功率达到稳定状态。根据负荷波动调整输出功率，维持光伏系统的频率和电压稳定，有效提高光伏并网发电性能。所述的带直流端附加控制的自适应惯性系数虚拟同步机装置分为两部分，分别为带直流端附加控制的装置和改进虚拟转子结构的虚拟同步机装置。所述的改进虚拟转子结构的虚拟同步机装置包括改进后的虚拟转子、虚拟调速器、虚拟励磁器装置三部分组成。虚拟转子装置用来模拟同步发电机的惯性和阻尼。电力系统中的频率稳定是功率供需平衡的标志，并网逆变器并不含有机械转轴，无法像同步发电机一样通过转矩平衡的方式维持频率稳定；
所述的改进后的虚拟转子装置如图8所示。由于光伏虚拟同步机在直流端增加了闭环，虚拟同步机的参数选取受到很大限制，减小惯性系数无疑会影响系统的惯性表现。为此对原光伏虚拟同步机进行改进，设计一种在运行中改变系统参数的方法。改变惯性系数J和下垂系数Kω都可以提高系统稳定性，但下垂系数的增加会影响稳态的功率输出大小，影响网内其他微源的功率分配。而惯性系数的减小只会影响系统的动态惯性表现，并不影响稳态时的功率输出值。基于此思想，光伏虚拟同步机的虚拟转子增加了惯性系数的自适应控制。PQ计算值Pout和虚拟调速器的输出值Pin连接至虚拟转子输入端，虚拟转子的输出量ωm送入电压电流双闭环进行控制。为了避免在稳态时惯性系数J的频繁切换，应该在直流端附加控制加入滞环环节，再引入自适应惯性系数装置——替换惯性的bang-bang控制。
所述的虚拟调速器装置模拟了同步发电机组中调速器采集同步机输出频率偏差值，经过调频控制生成原动机的某一控制量，原动机根据控制量改变自身输出扭矩，同步机转速发生变化。虚拟转子的输出量ωm作为虚拟调速器的反馈量，经过一次调频系数Kω，再与直流端附加控制装置的输出值Pref相加得到输出值Pin。所述的虚拟励磁器装置是通过同步发电机中励磁系统的控制量，即电压和无功功率之间的关系为原则设计虚拟励磁器。PQ计算值Qout作为反馈量连接至虚拟励磁器，输出定子电动势指令U再进入电压电流控制模块。
所述的带直流端附加控制可以使得以光伏电源作为源端的虚拟同步机稳定运行，在PV进入不稳定工作区时自动为VSG引入直流端电压闭环控制，避免了直流电压骤降造成逆变器工作失败的现象。
直流端附加控制的引入造成系统闭环极点数量增加。通过根据不同参数的根轨迹分析，验证了对光伏虚拟同步机稳定性的担忧，所述的一种自适应惯性系数的虚拟转子结构可以保证系统的稳定运行，同时可减少输出功率脉动现象。
对于上述一种小容量储能配比的提升光伏虚拟同步机系统稳定性的控制方法包含下列步骤：(1)确定并网逆变器主电路结构与调制方法(2)确定逆变器内环、外环控制方法(3)设计虚拟同步机(4)对光伏虚拟同步机储能功能定位分析与源端结构设计(5)设计带直流端附加控制的光伏虚拟同步机控制策略。(6)对上述策略进行稳定性分析并设计自适应惯性系数的光伏虚拟同步机控制策略。
所述的并网逆变器主电路结构采用电压源型两电平PWM逆变器；滤波电路一般采用LC滤波器；电力电子开关管的调制技术采用正弦载波脉宽调制技术即SPWM技术。所述的逆变器内环方法采用dq0旋转坐标变换，将三相瞬时值信号转变为两相静止信号。采用虚拟阻抗作为逆变器电压电流内环的附加控制，可解决逆变器组网或并网运行中输出有功功率和无功功率受线路阻抗的严重影响问题。所述的虚拟同步机模型模拟了类似同步机的外特性，详细分为：虚拟转子、虚拟调速器、虚拟励磁器和整体结构的设计。光伏虚拟同步机模型的直流端采用了光伏并联储能电容的组合方式作为虚拟原动机，PV为电容和VSG注入能量，而电容器作为储能元件，不仅稳定了PV的输出电压，也为VSG的虚拟惯性提供了能量支撑；虚拟原动机的直流母线通过一个含有带有直流端的光伏虚拟同步机控制的三相桥式逆变电路逆变为交流，最后经过LC滤波器并入交流母线。
所述的小容量储能配比的光伏虚拟同步机模型的惯量支撑是对频率的微分控制，是应对频率快速变化的短时功率支撑。在系统频率快速下跌时，惯量支撑第一时间阻止下降趋势，为一次调频争取时间。在系统负荷频繁变化时，惯量支撑也能起到平抑系统频率波动的作用；
所述的光伏虚拟同步机模型一次调频是对频率的比例控制，其作用是持续补偿有功功率缺额以阻止系统频率的持续跌落。以差额输出功率，余额进行一次调频功率支撑。利用微源本身进行一次调频，不需额外储能装置；
直流端并联的储能装置即扮演了阻止光伏电源端口电压快速跌落的角色。可以解决无法预测和控制的的负载或外部环境的变化问题，可避免光伏电源的电压剧减，无法返回到稳定的工作区域，导致逆变器逆变失败从而脱网的情况。
所述的直流端附加控制包括限幅模块和PI控制模块。将MPPT控制策略输出MPP点对应的直流电压Udc-mpp作为直流电压闭环的给定，电容两端的电压Udc作为直流电压闭环的反馈信号，将Udc-mpp和Udc的差值送入直流电压闭环控制器，当电容端电压高于MPPT控制模块输出电压时，此时光伏电源运行于稳定区域，限幅模块使得PI控制器的输入为0，此时虚拟同步机等同于没有直流电压附加控制，虚拟同步机将按照传统方式运行；而当Udc低于Udc-mpp时，光伏电源进入了不稳定工作区，电压的偏差通过PI控制器合成新的功率给定，进而降低虚拟同步机实际的输出功率，使得直流端电压上升回Udc-mpp，光伏电源工作回到最大功率点。直流电压附加控制后合成的Pref成为虚拟调速器的参数给定。Udc-mpp值的提取采用改进定电压跟踪法。
对于光伏虚拟同步机，由于直流端附加控制的加入，为系统多引入一个闭环，则光伏虚拟同步机并网系统的特征方程将比虚拟同步机本体多一个极点，带来了潜在的不稳定因素。在虚拟同步机有功功率传递模型中，引入直流端等效模型和直流端附加控制，得到光伏虚拟同步机整体有功功率传递模型，系统极点更接近虚轴右侧，这也就证明了当惯性系数和下垂系数相同时，在加入直流端电压附加控制后，虚拟同步机的输出功率脉动会比原来更大。在此之上，随着惯性系数J的增加和下垂系数Kω的减小，部分极点进入了虚轴右半边，此时系统为不稳定，输出功率无法收敛于一点。
所述的自适应惯性系数控制策略可以根据运行状态自动改变惯性系数，解决了直流端附加控制使系统稳定裕度降低、引起系统输出功率脉动的问题。当PV工作在稳定区域即Udc>Udc-mpp时，直流电压闭环不生效，系统的闭环极点全在虚轴左半平面，此时选择正常的惯性系数Jb，VSG按照传统方式运行；而在PV进入不稳定工作区域即Udc<Udc-mpp时，直流电压闭环生效，系统闭环极点随着惯性系数J的增大而进入虚轴右侧，此时切换为更小的惯性系数Js，令闭环极点回到虚轴左边，保证系统的稳定运行，同时可减少输出功率脉动现象。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将会对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍。
图1为本发明提供的虚拟同步机的虚拟转子结构框图；
图2为本发明提供的虚拟同步机的虚拟调速器结构框图；
图3为本发明提供的虚拟同步机的虚拟励磁器结构框图。
图4是本发明提供的PV与电容组合的直流端电压变化等效模型。
图5是本发明提供的直流端附加控制的控制策略结构图。
图6是本发明提供的一种直流端附加控制的虚拟同步机结构图。
图7是本发明提供的一种带直流端附加控制的光伏虚拟同步机控制策略概念图。
图8是本发明提供的一种自适应惯性系数的改进转子结构图。
图9是本发明提供的一种自适应惯性系数的光伏虚拟同步机控制策略概念图。
图10是虚拟同步机惯性系数和下垂系数的根轨迹分析结果图。
图11是含有直流端电压附加控制的PV-VSG功率传递小信号模型图。
图12是光伏虚拟同步机惯性系数和下垂系数的根轨迹分析结果图。
具体实施方式
本发明为对虚拟转子改进添加一种自适应控制结构，可以根据运行状态自动改变惯性系数的方法——以bang-bang控制替代惯性系数加以解决。此自适应惯性系数的光伏虚拟同步机稳定控制方法可以保证系统的稳定运行，同时也可以减少输出功率脉动现象。
一种自适应惯性系数的光伏虚拟同步机稳定控制系统，
该系统包括光伏发电系统、储能装置、逆变装置和带直流端附加控制的自适应惯性系数虚拟同步机装置；
其中光伏发电系统电源输出端连接(小容量)储能装置，储能装置连接逆变装置逆变端；即(小容量)储能装置两侧分别连接光伏发电系统和逆变装置，同时储能装置的电容两端电压Udc将作为输入与最大功率点电压进行比较，与带直流端附加控制的自适应惯性系数虚拟同步机装置相连接；带直流端附加控制的自适应惯性系数虚拟同步机装置通过电压电流控制模块和PWM调制器连接至逆变装置；
逆变器的输入端与储能电容连接，逆变器的输出端与LC滤波器连接，LC滤波器通过线路阻抗连接电网。通过带直流端附加控制的自适应惯性系数虚拟同步机装置进行功率控制，调节逆变装置输出功率达到稳定状态。根据负荷波动调整输出功率，维持光伏系统的频率和电压稳定，有效提高光伏并网发电性能；
所述的虚拟同步机装置分为两部分。分别为带直流端附加控制的装置和改进虚拟转子结构的虚拟同步机装置；
所述的改进虚拟转子结构的虚拟同步机装置包括改进后的虚拟转子、虚拟调速器、虚拟励磁器装置三部分组成；
带直流端附加控制的光伏虚拟同步机控制策略可以使得以光伏电源作为源端的虚拟同步机稳定运行，当光伏进入不稳定工作区域时，自动为VSG引入直流端电压闭环控制，避免因直流电压骤降导致逆变器故障的结果，使得以光伏电源作为源端的虚拟同步机可以稳定运行。但直流端附加控制的引入造成系统闭环极点数量增加。通过根据不同参数的根轨迹分析，验证了对光伏虚拟同步机稳定性的担忧，自适应惯性系数的虚拟转子结构可以保证系统的稳定运行，同时可减少输出功率脉动现象；
利用上述的系统实施的一种自适应惯性系数的光伏虚拟同步机稳定控制方法，其特征在于：
该方法中：
首先、所述的光伏发电系统电源输出端直流端附加控制包括限幅模块和PI控制模块。将MPPT控制策略输出MPP点对应的直流电压Udc-mpp作为直流电压闭环的给定，储能装置的储能电容两端的电压Udc作为直流电压闭环的反馈信号，将Udc-mpp和Udc的差值送入自适应惯性系数虚拟同步机装置的直流端附加控制模块，当储能装置的储能电容端电压高于MPPT控制模块输出电压即Udc>Udc-mpp时，此时光伏发电系统电源输出端运行于稳定区域，光伏发电系统电源输出端的限幅模块使得PI控制器的输入为0，此时虚拟同步机等同于没有直流电压附加控制，虚拟同步机装置将按照传统方式运行；而当Udc低于Udc-mpp时，光伏电源进入了不稳定工作区，电压的偏差通过PI控制器合成新的功率给定，进而降低虚拟同步机实际的输出功率，使得直流端电压上升回Udc-mpp，光伏发电系统电源工作回到最大功率点；直流电压附加控制后合成的Pref成为虚拟调速器的参数给定；Udc-mpp值的提取采用改进定电压跟踪法。
然后，Pref送入虚拟调速器模块并输出Pin进入虚拟转子模块；三相电压型PWM逆变装置出口电压uout和电流iout采样后经功率计算到三相电压型PWM逆变装置输出有功功率Pout和无功功率Qout，分别送入虚拟同步机的虚拟转子和虚拟励磁器模块；其中Pout和Pin送入虚拟转子模块后得到电网角频率ωm，Qout进入虚拟励磁器模块输出定子电动势指令U再进入电压电流控制模块；定子电动势指令U、电角度指令和电网角频率ωm送入虚拟阻抗控制模块(在图7的电压电流控制模块中，是一个大家都普遍在用的控制)得到三相电压指令，滤波前电流iabc、滤波后电流iout和三相电压型PWM逆变装置出口电压uout经abc-dq变换模块(都是基本的计算公式，都体现在电压电流控制模块中)得到两相电压调制信号；dq-abc变换模块经电压电流双闭环控制模块(电压电流控制模块)与PWM调制器连接，将电压电流控制模块得出的电压调制比输送到PWM调制器通过SPWM调制模块生成6路PWM脉冲信号送入逆变桥。最后逆变桥经过LC滤波器和线路阻抗连接至大电网。
内环的电压电流控制电压电流内环控制(图中的电压电流控制)结构中运用了虚拟阻抗控制策略；通过在参考电压上减去输出电流乘虚拟阻抗的值，模拟实际线路串联阻抗，从而改变逆变器出口到PCC点间的等效阻抗；假设虚拟阻抗为ZV：
转到dq0坐标下，得到：
在转子运动的物理层面上，作为电机的一种，同步发电机遵循二阶摇摆方程：
虚拟调速器模拟了同步发电机的一次调频过程。
励磁控制器通过改变转子绕组励磁的大小来改变感生电动势的大小，从而补偿定子端电压的差值。由隐级同步发电机可知，假设负载呈感性，则有ecosδ＝u+iXsinδ＝u+iqX。
其中，式中，u＝[ua ub uc]T；i＝[ia ib ic]T；e＝[ea eb ec]T为电磁电动势。其中，ua，ub，uc为同步发动机的三相定子电压；ia，ib，ic为三相定子电流；RS，LS为定子绕组的电阻和电感。RS很小通常忽略不计，iq为无功电流。由此可见无功电流是造成励磁电动势与端电压幅值产生偏差的主要原因。
故虚拟调速器和虚拟励磁器均可用如下的公式来表示。
Pin-Pref＝Kω(ω0-ωm)
U-U0＝Ku(Qref-Qout)
其中，Pout为逆变器的有功输出功率；Pin为虚拟调速器的输出功率；Pref为直流电压附加控制后合成的虚拟调速器的参数给定；ωm是虚拟转子的输出频率；ω0为额定角频率；Kω为一次调频下垂系数；U为虚拟励磁器输出的电压；U0为额定电压；Qref为无功功率参考值；Qout为逆变器的无功输出功率；Ku为比例控制器的比例系数。(虚拟同步机分为三个部分：虚拟转子、虚拟励磁器、虚拟调速器，这三个部分的建模原理，具体体现在附图的123)
电力系统中同步发电机需要通过控制转轴上的转矩平衡维持输出频率稳定，而并网逆变器并不含有机械转轴，无法通过转矩平衡的方式维持频率稳定。同步发电机中功率与转矩遵循如下关系：
虚拟调速器中Kω为一次调频下垂系数。频率反馈环节的ωm是虚拟转子的输出频率，为计算值，而不是PCC点频率的实际采集值；
虚拟励磁器设计中Ku为比例控制器的比例系数。可见，虚拟励磁器的结构与下垂控制中的Q-U下垂控制相同，此时Ku即为Q-U下垂系数。
为了在不同的外部环境下都使得光伏电源工作于稳定区间，需要得到最大功率输出点，这一方法称为最大功率跟踪(MPPT)；为了补偿温度对Udc-mpp的影响，对定电压跟踪法进行改进：Udc-mpp＝Udc-mpp(25)+f(T-25)。其中，Udc-mpp(25)为光伏电源在25℃时的最大功率点对应端口电压，T是环境温度，f(T-25)是T的线性函数。
(小容量)储能装置起到了惯量支撑、一次调频和平抑电压波动作用；对于以光伏电源为源端的虚拟同步机装置，惯量支撑不需要额外储能元件；
虚拟同步机装置惯量支撑是指在转子频率变化的过程中，转子旋转惯量储能发生变化的过程，即当转子旋转速度下降时，其中一部分旋转动能变为电能输出到电网，同理转子速度上升时，从原动机吸收能量变为旋转动能；在0～t时刻同步发电机转子旋转动能的变化量为：
可见，同步发电机的惯量支撑总量ΔEj取决于t时刻的转子速度ω(t)，而电力系统中ω(t)总是在ω0附近浮动，ΔEj是一个总体期望为0的有限量；同步发电机t时刻输出的惯量支撑功率Pj(t)是ΔEj(t)的微分：
可见，上式等号右边与不考虑阻尼项的虚拟同步机二阶摇摆方程相同：Pj(t)＝Pout(t)-Pin(t)；即惯量支撑功率Pj(t)已经包含于虚拟同步机的输出功率指令值Pin(t)中；这也就意味着，若虚拟同步机的源端可以跟随功率指令值Pin，则惯量支撑的能量需求ΔEj不必再额外考虑；
与惯量支撑不同，一次调频是以主动提高输出功率为手段，达到转子转速平衡的目的；其输出功率的大小取决于一次调频调速器，一次调频的功率输出称为一次调频功率支撑；在t时刻同步发电机的一次调频功率支撑Pg(t)为：Pg(t)＝Kω(ω0-ω(t))；则在0～t时刻的一次调频的能量支撑ΔE(t)为：
上式可以看出，ΔEg(t)含有对ω(t)的积分项，若在稳态时ω(t)不等于ω0，则一次调频的能量支撑将随着时间的增长而增加。
光伏发电系统电源输出端(直流端)并联储能装置阻止光伏电源端口电压快速跌落，对于并联储能电容：ΔQ＝ΔUCC；
光伏电源始终在稳定区间时，直流端电压达到一个新的稳定值，电容的存在减缓了电压变化的速度；电容容量越大，减缓电压下降速度的能力越明显；当光伏电源工作于最大功率点时，若负载继续增加，则光伏电源将进入不稳定工作区，产生不可逆转的电压下降现象，电容明显提高了此过程的时间，为供需重新回到平衡争取了时间。
当电容端电压高于MPPT控制模块输出电压时，此时光伏电源运行于稳定区域，此时虚拟同步机将按照传统方式运行；反之，光伏电源进入了不稳定工作区，电压的偏差通过PI控制器合成新的功率给定，降低虚拟同步机实际的输出功率，使得光伏电源工作回到最大功率点。此时虚拟同步机的输出功率指令值为：
其中，Pref为直流电压附加控制时生成的功率给定。所提出的直流端附加控制是建立在虚拟调速器的一次调频基础上，即光伏电源常态运行于稳定工作区间，而不是最大功率点，只有向上一次调频超出了光伏电源的最大功率点或者由于环境变化降低了光伏电源的最大输出功率时才切入直流端附加控制。
对于普通虚拟同步机，随惯性系数J的增加，虚拟同步机系统的极点收敛于复平面的零点；随下垂系数Kω的增加，极点延伸至实轴的负方向，并始终在复平面左半边。这说明惯性系数J的选取并不会影响虚拟同步机的稳定性，而下垂系数Kω的增加只会提高系统稳定性；(我们的虚拟同步机是做了改进的，包括直流端附加控制和自适应惯性系数，普通的虚拟同步机没有这两项。)
对于光伏虚拟同步机，由于直流端附加控制的加入，为系统多引入一个闭环，则光伏虚拟同步机并网系统的特征方程将比虚拟同步机本体多一个极点，由此带来潜在的不稳定因素。对光伏虚拟同步机系统进行根轨迹分析，依然选取J和Kω两个自变量对光伏虚拟同步机惯性系数和下垂系数进行根轨迹分析，系统极点更接近虚轴右侧，这也就证明了当惯性系数和下垂系数相同时，在加入直流端电压附加控制后，虚拟同步机的输出功率脉动会比原来更大。在此之上，随着惯性系数J的增加和下垂系数Kω的减小，部分极点进入了虚轴右半边，此时系统为不稳定，输出功率无法收敛于一点；
由于光伏虚拟同步机在直流端增加了闭环，使得虚拟同步机的参数选取受到很大限制。改变惯性系数J和下垂系数Kω都可以提高系统稳定性，但是下垂系数的增加会影响稳态的功率输出大小，并且影响网内其他微源的功率分配。而惯性系数的减小只会影响系统的动态惯性表现，并不影响稳态时的功率输出值。
当PV工作在稳定区域时，直流电压闭环不生效，选择正常的惯性系数Jb，虚拟同步机按照传统方式运行；光伏电源进入不稳定工作区域时，直流电压闭环生效，系统闭环极点随着惯性系数J的增大而进入虚轴右侧，此时切换为更小的惯性系数Js，保证系统的稳定运行，同时可减少输出功率脉动现象。
也就是说：所述的自适应惯性系数结构是对虚拟转子改进添加一种自适应控制结构，当PV工作在稳定区域时，直流电压闭环不生效，系统的闭环极点全在虚轴左半平面，此时选择正常的惯性系数Jb，虚拟同步机按照传统方式运行；而在光伏电源进入不稳定工作区域时，直流电压闭环生效，系统闭环极点随着惯性系数J的增大而进入虚轴右侧，此时切换为更小的惯性系数Js，令闭环极点回到虚轴左边，保证系统的稳定运行，同时减少输出功率脉动。所述的自适应惯性系数控制策略可以根据运行状态自动改变惯性系数，解决了直流端附加控制使系统稳定裕度降低、引起系统输出功率脉动的问题。当PV工作在稳定区域即Udc>Udc-mpp时，直流电压闭环不生效，系统的闭环极点全在虚轴左半平面，此时选择正常的惯性系数Jb，VSG按照传统方式运行；而在PV进入不稳定工作区域即Udc<Udc-mpp时，直流电压闭环生效，系统闭环极点随着惯性系数J的增大而进入虚轴右侧，此时切换为更小的惯性系数Js，令闭环极点回到虚轴左边，保证系统的稳定运行，同时可减少输出功率脉动现象。光伏虚拟同步机模型的直流端采用了光伏并联储能电容的组合方式作为虚拟原动机，PV向电容和VSG注入能量，而电容器作为储能元件，不仅稳定了PV的输出电压，也为VSG的虚拟惯性提供了能量支撑；小容量储能装置的直流母线通过一个含有带直流端附加控制的自适应惯性系数虚拟同步机控制的三相桥式逆变电路逆变为交流，最后经过LC滤波器和线路阻抗并入交流母线；
小容量储能装置起到了惯量支撑、一次调频和平抑电压波动作用。对于以光伏电源为源端的虚拟同步机，惯量支撑不需要额外储能元件；光伏电源以差额输出功率，余额进行一次调频功率支撑，利用微源本身进行一次调频，不需额外大功率储能装置；小容量储能装置还起到平抑光伏电源电压波动的作用，直流端并联的储能电容装置即扮演了阻止光伏电源端口电压快速跌落的角色。
并网逆变器并不含有机械转轴，无法像同步发电机一样通过转矩平衡的方式维持频率稳定，虚拟同步机中的虚拟转子装置用来模拟同步发电机的惯性和阻尼；由于光伏虚拟同步机在直流端增加了闭环，虚拟同步机的参数选取受到很大限制，减小惯性系数会影响系统的惯性表现。为此对原光伏虚拟同步机进行改进，设计一种在运行中改变系统参数的方法。改变惯性系数J和下垂系数都可以提高系统稳定性，但下垂系数的增加会影响稳态的功率输出大小，影响网内其他微源的功率分配。而惯性系数的减小只会影响系统的动态惯性表现，并不影响稳态时的功率输出值。基于此思想，光伏虚拟同步机的虚拟转子增加了惯性系数的自适应控制；
虚拟调速器装置通过模拟同步发电机组中调速器采集同步机输出频率偏差值，经过调频控制生成原动机的某一控制量，原动机根据控制量改变自身输出扭矩，同步机转速发生变化；虚拟励磁器装置是通过同步发电机中励磁系统的控制量，即电压和无功功率之间的关系为原则设计虚拟励磁器。直流端附加控制包括限幅模块和PI控制模块；将MPPT控制策略输出MPP点对应的直流电压Udc-mpp作为直流电压闭环的给定，电容两端的电压Udc作为直流电压闭环的反馈信号，将Udc-mpp和Udc的差值送入直流电压闭环控制器，当电容端电压高于MPPT控制模块输出电压时，此时光伏电源运行于稳定区域，此时虚拟同步机等同于没有直流电压附加控制，虚拟同步机将按照传统方式运行；而当Udc低于Udc-mpp时，光伏电源进入了不稳定工作区，电压的偏差通过PI控制器合成新的功率给定，进而降低虚拟同步机实际的输出功率，使得直流端电压上升回Udc-mpp，光伏电源工作回到最大功率点。直流电压附加控制后合成的Pref成为虚拟调速器的参数给定。Udc-mpp值的提取采用改进定电压跟踪法。同步发电机和虚拟同步机在电力系统中其输出频率的允许变化范围非常小，转矩差主要取决于功率差，在转矩差计算时忽略转子频率以功率差代替；电力电子器件缺乏同步机所特有的自同步机制，所以在阻尼的实现上需要锁相环检测PCC点的角频率。而由于锁相环速度的延迟为系统带来震荡，精度的缺失带来输出较大的偏差，选取定额定角频率代替测量值；虚拟同步机不含有真实原动机的限制，虚拟调速器的输出量应直接转化为功率值，频率差值和输出功率增量之间的比例关系即一次调频下垂系数。逆变器的输出功率完全可控，不存在传统原动机中一次调频功率上限的问题，在虚拟调速器中不需要进行二次调频。虚拟励磁器的结构与下垂控制中的Q-U下垂控制相同，因为同步发电机输出的无功功率会影响定子端电压的变化。
本发明通过计算采样的输出电压和电流得出有功功率和无功功率，通过带直流端附加控制的自适应惯性系数虚拟同步机装置，将电压电流双闭环控制模块得出的电压调制比输送到PWM调制器模块，其输出的脉冲驱动三相桥式电路的IGBT控制微电网电压。本发明的并网逆变器是电压源型两电平PWM逆变器，滤波电路采用LC滤波器。电力电子开关管的调制技术采用正弦载波脉宽调制SPWM技术，载波选取为三角波，正弦参考信号承载于载波信号后，通过比较逻辑跳变脉冲信号的输出实现脉冲宽度的变化。经过滤波后的脉冲信号可以还原与其单位时间积分所相等的原信号，也即参考信号；电压电流内环控制结构采用dq0旋转坐标系控制。dq0旋转坐标变换将三相瞬时值信号控制转变为两相静止信号控制，对逆变器输出电压电流进行精确调节。三相参考电压经过dq变换变成两相参考电压，经过电压电流双闭环后再经过dq反变换后变为三相控制信号，得到的电压即为送入SPWM调制器的调制信号。
下面结合附图再次对本发明做进一步的详细说明：
本发明提供了一种自适应惯性系数的光伏虚拟同步机稳定控制方法，该方法通过计算采样的输出电压和电流得出有功功率和无功功率，通过带直流端附加控制的自适应惯性系数虚拟同步机控制方法，将电压电流控制模块得出的电压调制比输送到PWM调制器模块，其输出的脉冲驱动三相桥式电路的IGBT控制微电网电压。
一种小容量储能配比的提升光伏虚拟同步机系统稳定性的控制方法控制过程如下：储能电容两端电压Udc经采样送入直流端附加控制模块，当Udc>Udc-mpp时，此时光伏电源运行于稳定区域，限幅模块使得PI控制器的输入为0，此时虚拟同步机等同于没有直流电压附加控制，直流电压闭环不生效，系统的闭环极点全在虚轴左半平面，此时选择正常的惯性系数Jb，虚拟同步机将按照传统方式运行；而当Udc<Udc-mpp时，光伏电源进入了不稳定工作区，直流电压闭环生效，电压的偏差通过PI控制器合成新的功率给定，进而降低虚拟同步机实际的输出功率，使得直流端电压上升回Udc-mpp，系统闭环极点随着惯性系数J的增大而进入虚轴右侧，此时切换为更小的惯性系数Js，令闭环极点回到虚轴左边，保证系统的稳定运行，同时可减少输出功率脉动现象。
此时生成控制量Pref送入虚拟调速器模块并输出Pin进入虚拟转子模块；三相电压型PWM逆变器出口电压uout和电流iout采样后经功率计算模块得到三相电压型PWM逆变器输出有功功率Pout和无功功率Qout，送入虚拟同步机控制模块；其中Pout和Pin送入虚拟转子模块后得到电网角频率ωm，Qout进入虚拟励磁器模块输出定子电动势指令U再进入电压电流控制模块；定子电动势指令U、电角度指令和电网角频率ωm送入虚拟阻抗控制模块得到三相电压指令，滤波前电流iabc、滤波后电流iout和三相电压型PWM逆变器出口电压uout经abc-dq变换模块得到两相电压调制信号；dq-abc变换模块经电压电流双闭环控制模块与PWM调制器连接，将电压电流控制模块得出的电压调制比输送到PWM调制器模块，通过SPWM调制模块生成6路PWM脉冲信号送入逆变桥。最后逆变桥经过LC滤波器和线路阻抗连接至大电网。
同步发电机和虚拟同步机在电力系统中其输出频率的允许变化范围非常小，转矩差主要取决于功率差，在转矩差计算时忽略转子频率以功率差代替。电力电子器件缺乏同步机所特有的自同步机制，所以在阻尼的实现上需要锁相环检测PCC点的角频率。而由于锁相环速度的延迟为系统带来震荡，精度的缺失带来输出较大的偏差，选取定额定角频率代替测量值。
所述的虚拟同步机不含有真实原动机的限制，虚拟调速器的输出量应直接转化为功率值，频率差值和输出功率增量之间的比例关系即一次调频下垂系数；逆变器的输出功率完全可控，不会存在传统原动机中一次调频功率上限的问题，所以在虚拟调速器中不需要进行二次调频。
同步发电机输出的无功功率会影响定子端电压的变化，虚拟励磁器的结构与下垂控制中的Q-U下垂控制相同，同步发电机复杂的励磁系统最终所实现的功能与下垂控制中的Q-U下垂也基本相同。
对于上述一种小容量储能配比的提升光伏虚拟同步机系统稳定性的控制方法包含下列步骤：(1)确定并网逆变器主电路结构与调制方法(2)确定逆变器内环、外环控制方法(3)设计虚拟同步机(4)对光伏虚拟同步机储能功能定位分析与源端结构设计(5)设计带直流端附加控制的光伏虚拟同步机控制策略。(6)对上述策略进行稳定性分析并设计自适应惯性系数的光伏虚拟同步机控制策略。
本发明所述的电压电流内环控制结构中运用了虚拟阻抗控制策略。通过在参考电压上减去输出电流乘虚拟阻抗的值，模拟实际线路串联阻抗，从而改变逆变器出口到PCC点间的等效阻抗。假设虚拟阻抗为ZV，则得到表达式如下：
其中uref是由功率外环控制器生成的输出电压指令值，
是经过虚拟阻抗的等效参考电压，i是逆变器的输出电流。将上式转为dq0坐标下，得到：
其中RV和LV分别为虚拟电阻和虚拟电感，
和
分别为等效参考电压的dq分量，id和iq分别为逆变器输出电流的dq分量。
同步发电机的电气方程：
式中，u＝[ua ub uc]T；i＝[ia ib ic]T；e＝[ea eb ec]T为电磁电动势。其中，ua，ub，uc为同步发动机的三相定子电压；ia，ib，ic为三相定子电流；RS，LS为定子绕组的电阻和电感。RS很小通常忽略不计。
在转子运动的物理层面上，作为电机的一种，同步发电机遵循二阶摇摆方程：
其中，Tm和Te分别为电机的机械转矩和电磁转矩，J为转子的转动惯量，ωm是转子机械角速度，ωg是测量的PCC点角频率，Dp是阻尼系数。
负载的变化除了影响转子的转速，还会影响定子端电压。励磁控制器通过改变转子绕组励磁的大小来改变感生电动势的大小，从而补偿定子端电压的差值。
ecosδ＝u+iXsinδ＝u+iqX (5)
其中iq为无功电流。可见无功电流是造成励磁电动势与端电压幅值产生偏差的主要原因。
同步发电机中功率与转矩遵循如下关系：
其中Pin为虚拟原动机的功率输出值，即虚拟调速器的输出有功功率指令值；Pout为逆变器实际输出有功功率。虚拟转子结构设计如图1所示。
虚拟调速器中Kω为一次调频下垂系数。频率反馈环节的ωm是虚拟转子的输出频率，为计算值，而不是PCC点频率的实际采集值。虚拟调速器结构设计如图2所示。
虚拟励磁器设计中Ku为比例控制器的比例系数。虚拟励磁器的结构与下垂控制中的Q-U下垂控制相同，此时Ku即为Q-U下垂系数。虚拟励磁器结构设计如图3所示。
光伏电源工作状态除了受负载影响外，还受光照度和温度等外部环境影响。为了在不同的外部环境下都使得光伏电源工作于稳定区间，需要得到最大功率输出点，这一方法称为最大功率跟踪(MPPT)。为了补偿温度对Udc-mpp的影响，对定电压跟踪法进行改进：
Udc-mpp＝Udc-mpp(25)+f(T-25) (7)
其中，Udc-mpp(25)为光伏电源在25℃时的最大功率点对应端口电压，T是环境温度，f(T-25)是T的线性函数。
所述的虚拟同步机惯量支撑是指在转子频率变化的过程中，转子旋转惯量储能发生变化的过程。当转子旋转速度下降时，其中一部分旋转动能变为电能输出到电网，同理转子速度上升时，从原动机吸收能量变为旋转动能。同步发电机中，当转子以额定转速ω0旋转时的旋转动能Ej为：
若在t时刻转子速度变为ω(t)，则在0～t时刻转子旋转动能的变化量为：
可见，同步发电机的惯量支撑总量ΔEj取决于t时刻的转子速度ω(t)，而电力系统中ω(t)总是在ω0附近浮动，ΔEj是一个总体期望为0的有限量。同步发电机t时刻输出的惯量支撑功率Pj(t)是ΔEj(t)的微分：
可见，上式等号右边与不考虑阻尼项的虚拟同步机二阶摇摆方程相同：
Pj(t)＝Pout(t)-Pin(t) (11)
即惯量支撑功率Pj(t)已经包含于虚拟同步机的输出功率指令值Pin(t)中。若虚拟同步机的源端可以跟随功率指令值Pin，则惯量支撑的能量需求ΔEj不必再额外考虑。
一次调频的功率输出称为一次调频功率支撑。在t时刻同步发电机的一次调频功率支撑Pg(t)为：
Pg(t)＝Kω(ω0-ω(t)) (12)
则在0～t时刻的一次调频的能量支撑ΔE(t)为：
上式可以看出，ΔEg(t)含有对ω(t)的积分项，若在稳态时ω(t)不等于ω0，则一次调频的能量支撑将随着时间的增长而增加。
直流端并联储能装置扮演了阻止光伏电源端口电压快速跌落的角色。对于并联储能电容：
ΔQ＝ΔUCC (14)
其中，ΔQ是电容内的电量，ΔUC是电容两端电压，C是电容容量。
其中，P0为电容的放电功率，ΔW为电容在t时间内的放电能量。光伏电源在稳定工作区间的直流端电压值：
和光伏电源工作在不稳定区间的直流端电压值：
其中：
Ppv＝f(Udc) (18)
UCint为电容电压初值；f(Udc)即光伏电源的P-U曲线。其中，负载的变化对应着P0的变化，光伏电源外部环境的变化对应着f(Udc)的变化。
光伏电源始终在稳定区间时，直流端电压达到一个新的稳定值，电容的存在减缓了电压变化的速度。电容容量越大，减缓电压下降速度的能力越明显。光伏电源工作于最大功率点时，若负载继续增加，则光伏电源将进入不稳定工作区，产生不可逆转的电压下降现象，电容明显提高了此过程的时间，为供需重新回到平衡争取了时间。
当Udc低于Udc-mpp时，光伏电源进入了不稳定工作区，电压的偏差通过PI控制器合成新的功率给定，进而降低虚拟同步机实际的输出功率，使得直流端电压上升回Udc-mpp，光伏电源工作回到最大功率点。
此时虚拟同步机的输出功率指令值为：
其中，Pref为直流电压附加控制时生成的功率给定。所提出的直流端附加控制是建立在上文提出的微源差额一次调频基础上，即光伏电源常态运行于稳定工作区间，而不是最大功率点，只有向上一次调频超出了光伏电源的最大功率点或者由于环境变化降低了光伏电源的最大输出功率时才切入直流端附加控制。
由线路传输特性可知，在感性线路中：
δ＝∫Δωdt＝∫(ωm-ωpcc)dt (21)
其中ωpcc是PCC点的角频率。选取J和Kω两个自变量进行根轨迹分析。虚拟同步机惯性系数和下垂系数的根轨迹分析结果如图10。所用参数如表1，其中Kω等于65时J从1变化到100kgm2，J等于5时Kω从1变化到200。
表1根轨迹分析所用参数
可见，随着惯性系数J的增加，虚拟同步机系统的极点收敛于复平面的零点；随着下垂系数Kω的增加，极点延伸至实轴的负方向，并始终在复平面左半边。这说明，惯性系数J的选取并不会影响虚拟同步机的稳定性，而下垂系数Kω的增加只会提高系统稳定性。
对于光伏虚拟同步机，由于直流端附加控制的加入，为系统多引入一个闭环，则光伏虚拟同步机并网系统由此带来了潜在的不稳定因素。含有直流端电压附加控制的PV-VSG功率传递小信号模型如图11所示。
同样对图所示光伏虚拟同步机系统进行根轨迹分析，依然选取J和Kω两个自变量对光伏虚拟同步机惯性系数和下垂系数进行根轨迹分析，所用参数同上表，结果如下图12。其中Kω等于65时J从1变化到100kgm2，J等于5kgm2时Kω从1变化到200。
尽管系统参数和变量的取值范围是一样的，但是系统极点更接近虚轴右侧，这也就证明了当惯性系数和下垂系数相同时，在加入直流端电压附加控制后，虚拟同步机的输出功率脉动会比原来更大。在此之上，随着惯性系数J的增加和下垂系数Kω的减小，部分极点进入了虚轴右半边，此时系统为不稳定，输出功率无法收敛于一点。
所述的自适应惯性系数的光伏虚拟同步机是对光伏虚拟同步机的一种改进设计。由于光伏虚拟同步机在直流端增加了闭环，使得虚拟同步机的参数选取受到很大限制。改变惯性系数J和下垂系数Kω都可以提高系统稳定性，但是下垂系数的增加会影响稳态的功率输出大小，并且影响网内其他微源的功率分配。而惯性系数的减小只会影响系统的动态惯性表现，并不影响稳态时的功率输出值。
本发明所述的自适应惯性系数的光伏虚拟同步机控制策略的研究意义和难点；针对传统VSG难以应用于光伏电源并网的问题，提出在PV功率供不应求时可以自动切入直流电压闭环控制的PV-VSG系统，以避免电压骤降造成逆变失败，对所提系统进行稳定性分析的结果表明，电压闭环在稳定PV运行状态的同时降低了整个系统的稳定性，为此引入一种自适应惯性系数的光伏虚拟同步机稳定控制方法——bang-bang控制实现惯性系数切换，提出一种自适应惯性系数的光伏虚拟同步机控制策略，提高系统稳定性，具有推广价值。
Claims (10)
1.一种自适应惯性系数的光伏虚拟同步机稳定控制系统，其特征在于：
该系统包括光伏发电系统、储能装置、逆变装置和带直流端附加控制的自适应惯性系数虚拟同步机装置；
其中光伏发电系统电源输出端连接储能装置，储能装置连接逆变装置逆变端；同时储能装置的电容两端电压Udc将作为输入与最大功率点电压进行比较，与带直流端附加控制的自适应惯性系数虚拟同步机装置相连接；带直流端附加控制的自适应惯性系数虚拟同步机装置通过电压电流控制模块和PWM调制器连接至逆变装置；
逆变器的输出端与LC滤波器连接，LC滤波器通过线路阻抗连接电网。
2.根据权利要求1所述的一种自适应惯性系数的光伏虚拟同步机稳定控制系统，其特征在于：所述的虚拟同步机装置分为两部分；分别为带直流端附加控制的装置和改进虚拟转子结构的虚拟同步机装置；
所述的改进虚拟转子结构的虚拟同步机装置包括改进后的虚拟转子、虚拟调速器、虚拟励磁器装置三部分组成。
3.利用权利要求2所述的系统实施的一种自适应惯性系数的光伏虚拟同步机稳定控制方法，其特征在于：
该方法中：
首先，所述的光伏发电系统电源输出端直流端，将MPPT控制策略输出MPP点对应的直流电压Udc-mpp作为直流电压闭环的给定，储能装置的储能电容两端的电压Udc作为直流电压闭环的反馈信号，将Udc-mpp和Udc的差值送入自适应惯性系数虚拟同步机装置的直流端附加控制模块，当储能装置的储能电容端电压高于MPPT控制模块输出电压即Udc>Udc-mpp时，此时光伏发电系统电源输出端运行于稳定区域，光伏发电系统电源输出端的限幅模块使得PI控制器的输入为0，此时虚拟同步机等同于没有直流电压附加控制，虚拟同步机装置将按照传统方式运行；而当Udc低于Udc-mpp时，光伏电源进入了不稳定工作区，电压的偏差通过PI控制器合成新的功率给定，进而降低虚拟同步机实际的输出功率，使得直流端电压上升回Udc-mpp，光伏发电系统电源工作回到最大功率点；直流电压附加控制后合成的Pref成为虚拟调速器的参数给定。
然后，Pref送入虚拟调速器模块并输出Pin进入虚拟转子模块；三相电压型PWM逆变装置出口电压uout和电流iout采样后经功率计算到三相电压型PWM逆变装置输出有功功率Pout和无功功率Qout，分别送入虚拟同步机的虚拟转子和虚拟励磁器模块；其中Pout和Pin送入虚拟转子模块后得到电网角频率ωm，Qout进入虚拟励磁器模块输出定子电动势指令U再进入电压电流控制模块；定子电动势指令U、电角度指令和电网角频率ωm送入虚拟阻抗控制模块得到三相电压指令，滤波前电流iabc、滤波后电流iout和三相电压型PWM逆变装置出口电压uout经abc-dq变换模块得到两相电压调制信号；dq-abc变换模块经电压电流双闭环控制模块与PWM调制器连接，将电压电流控制模块得出的电压调制比输送到PWM调制器通过SPWM调制模块生成6路PWM脉冲信号送入逆变桥；最后逆变桥经过LC滤波器和线路阻抗连接至大电网。
4.根据权利要求3所述的控制方法，其特征在于：内环的电压电流控制电压电流内环控制结构中运用了虚拟阻抗控制策略；通过在参考电压上减去输出电流乘虚拟阻抗的值，模拟实际线路串联阻抗，从而改变逆变器出口到PCC点间的等效阻抗；假设虚拟阻抗为ZV：
uref是由功率外环控制器生成的输出电压指令值；
是经过虚拟阻抗的等效参考电压；i是逆变器的输出电流；
转到dq0坐标下，得到：
RV和LV分别为虚拟电阻和虚拟电感；
和
分别为等效参考电压的dq分量。
5.根据权利要求3所述的控制方法，其特征在于：在转子运动的物理层面上，作为电机的一种，同步发电机遵循二阶摇摆方程：
Tm和Te分别为电机的机械转矩和电磁转矩，J为转子的转动惯量，ωm是转子机械角速度，ωg是测量的PCC点角频率，Dp是阻尼系数。
虚拟调速器模拟了同步发电机的一次调频过程；
励磁控制器通过改变转子绕组励磁的大小来改变感生电动势的大小，从而补偿定子端电压的差值；由隐级同步发电机可知，假设负载呈感性，则有ecosδ＝u+iX sinδ＝u+iqX；
其中，式中，u＝[ua ub uc]T；i＝[ia ib ic]T；e＝[ea eb ec]T为电磁电动势；其中，ua，ub，uc为同步发动机的三相定子电压；ia，ib，ic为三相定子电流；RS，LS为定子绕组的电阻和电感，RS很小通常忽略不计，X为感抗；δ为励磁电动势和端电压之间的相位差；iq为无功电流；T为矩阵的转置；由此可见无功电流是造成励磁电动势与端电压幅值产生偏差的主要原因；
故虚拟调速器和虚拟励磁器均可用如下的公式来表示；
Pin-Pref＝Kω(ω0-ωm)
U-U0＝Ku(Qref-Qout)
其中，Pin为虚拟调速器的输出功率；Pref为直流电压附加控制后合成的虚拟调速器的参数给定；ωm是虚拟转子的输出频率；ω0为额定角频率；Kω为一次调频下垂系数；U为虚拟励磁器输出的电压；U0为额定电压；Qref为无功功率参考值；Qout为逆变器的无功输出功率；Ku为比例控制器的比例系数。
6.根据权利要求5所述的控制方法，其特征在于：电力系统中同步发电机需要通过控制转轴上的转矩平衡维持输出频率稳定，而并网逆变器并不含有机械转轴，无法通过转矩平衡的方式维持频率稳定；同步发电机中功率与转矩遵循如下关系：
ΔT为转矩差，ΔP为功率差；
虚拟调速器中Kω为一次调频下垂系数；频率反馈环节的ωm是虚拟转子的输出频率，为计算值，而不是PCC点频率的实际采集值；
虚拟励磁器设计中Ku为比例控制器的比例系数；可见，虚拟励磁器的结构与下垂控制中的Q-U下垂控制相同，此时Ku即为Q-U下垂系数。
7.根据权利要求3所述的控制方法，其特征在于：为了在不同的外部环境下都使得光伏电源工作于稳定区间，需要得到最大功率输出点，这一方法称为最大功率跟踪；为了补偿温度对直流端最大功率点电压Udc-mpp的影响，对定电压跟踪法进行改进：Udc-mpp＝Udc-mpp(25)+f(T-25)；其中，Udc-mpp(25)为光伏电源在25℃时的最大功率点对应端口电压，T是环境温度，f(T-25)是T的线性函数。
8.根据权利要求3所述的控制方法，其特征在于：储能装置起到了惯量支撑、一次调频和平抑电压波动作用；对于以光伏电源为源端的虚拟同步机装置，惯量支撑不需要额外储能元件；
虚拟同步机装置惯量支撑是指在转子频率变化的过程中，转子旋转惯量储能发生变化的过程，即当转子旋转速度下降时，其中一部分旋转动能变为电能输出到电网，同理转子速度上升时，从原动机吸收能量变为旋转动能；在0～t时刻同步发电机转子旋转动能的变化量为：
J为惯性系数；
可见，同步发电机的惯量支撑总量ΔEj取决于t时刻的转子速度ω(t)，而电力系统中ω(t)总是在ω0附近浮动，ΔEj是一个总体期望为0的有限量；同步发电机t时刻输出的惯量支撑功率Pj(t)是ΔEj(t)的微分：
J为惯性系数；d是微分形式；
可见，上式等号右边与不考虑阻尼项的虚拟同步机二阶摇摆方程相同：Pj(t)＝Pout(t)-Pin(t)；即惯量支撑功率Pj(t)已经包含于虚拟同步机的输出功率指令值Pin(t)中；这也就意味着，若虚拟同步机的源端可以跟随功率指令值Pin，则惯量支撑的能量需求ΔEj不必再额外考虑；
与惯量支撑不同，一次调频是以主动提高输出功率为手段，达到转子转速平衡的目的；其输出功率的大小取决于一次调频调速器，一次调频的功率输出称为一次调频功率支撑；在t时刻同步发电机的一次调频功率支撑Pg(t)为：Pg(t)＝Kω(ω0-ω(t))；则在0～t时刻的一次调频的能量支撑ΔE(t)为：
上式可以看出，ΔEg(t)含有对ω(t)的积分项，若在稳态时ω(t)不等于ω0，则一次调频的能量支撑将随着时间的增长而增加。
9.根据权利要求3所述的控制方法，其特征在于：光伏发电系统电源输出端并联储能装置阻止光伏电源端口电压快速跌落，对于并联储能电容：ΔQ＝ΔUCC；其中ΔQ为电容内的电量；ΔUC是电容两端电压；C为电容容量值；
光伏电源始终在稳定区间时，直流端电压达到一个新的稳定值，电容的存在减缓了电压变化的速度；电容容量越大，减缓电压下降速度的能力越明显；当光伏电源工作于最大功率点时，若负载继续增加，则光伏电源将进入不稳定工作区，产生不可逆转的电压下降现象，电容明显提高了此过程的时间，为供需重新回到平衡争取了时间。
10.根据权利要求3所述的控制方法，其特征在于：
当电容端电压高于MPPT控制模块输出电压时，此时光伏电源运行于稳定区域，此时虚拟同步机将按照传统方式运行；反之，光伏电源进入了不稳定工作区，电压的偏差通过PI控制器合成新的功率给定，降低虚拟同步机实际的输出功率，使得光伏电源工作回到最大功率点；此时虚拟同步机的输出功率指令值为：
其中，Pref和ωref为直流电压附加控制时生成的功率给定和角频率给定；Kp和Ki分别为PI控制的比例系数和积分系数；Udc为直流端电压；s为微分符号；所提出的直流端附加控制是建立在虚拟调速器的一次调频基础上，即光伏电源常态运行于稳定工作区间，而不是最大功率点，只有向上一次调频超出了光伏电源的最大功率点或者由于环境变化降低了光伏电源的最大输出功率时才切入直流端附加控制。
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