CN111146786A - 一种附加阻尼调节的虚拟同步发电机功率控制方法和系统 - Google Patents

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陈宁
胡正阳
姜达军
高丙团
张红颖
彭佩佩
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China Electric Power Research Institute Co Ltd CEPRI
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State Grid Corp of China SGCC
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Abstract

本发明涉及一种附加阻尼调节的虚拟同步发电机功率控制方法和系统，包括：基于预先建立的阻尼控制器的传递函数和同步发电机的转子角频率标幺值确定虚拟同步发电机的功率调节量标幺值；根据虚拟同步发电机的功率调节量标幺值控制虚拟同步发电机输出的有功功率。本发明提供的技术方案，该方法通过合理地设计虚拟同步发电机的附加阻尼控制器，进而有效的配置同步发电机的机电振荡模态主导极点，削弱扰动时同步发电机转子转速振荡，进而改善电力系统阻尼特性，抑制系统低频振荡。

Description

一种附加阻尼调节的虚拟同步发电机功率控制方法和系统
技术领域
本发明涉及新能源发电运行控制技术领域，具体涉及一种附加阻尼调节的虚拟同步发电机功率控制方法和系统。
背景技术
电力系统在扰动下会发生发电机转子间的相对摇摆，并在缺乏阻尼时引起持续的频率低频振荡。此时，输电线路上的功率也会发生相应振荡。长时间的低频振荡可能导致联络线过流、继电保护误动作甚至振荡失步，严重影响电网安全稳定运行。
新能源由于具有等效转动惯量小、调频能力不足等特性，使得电网抗扰动能力下降从而影响低频振荡特性。研究表明新能源对于阻尼特性的影响与其接入的位置、并网的容量以及所采用的控制策略等均有密切关系。
为了使变流器在电网动态情况下可以提供惯性和阻尼支撑，普遍采用虚拟同步发电机控制策略，然而目前仅仅考虑了其提供惯性支撑以及电网频率的动态响应，而忽略了采用虚拟同步发电机控制策略的变流器接入对于电力系统阻尼特性的影响。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明的目的是提供一种加阻尼调节的虚拟同步发电机功率控制方法，该方法通过合理地设计虚拟同步发电机的附加阻尼控制器，进而有效的配置同步发电机的机电振荡模态主导极点，削弱扰动时同步发电机转子转速振荡，进而改善电力系统阻尼特性，抑制系统低频振荡。
本发明的目的是采用下述技术方案实现的：
本发明提供一种附加阻尼调节的虚拟同步发电机功率控制方法，其改进之处在于，所述方法包括：
基于预先建立的阻尼控制器的传递函数和同步发电机的转子角频率标幺值确定虚拟同步发电机的功率调节量标幺值；
根据虚拟同步发电机的功率调节量标幺值控制虚拟同步发电机输出的有功功率；
所述阻尼控制器的传递函数根据同步发电机机电震荡模态主导极点进行构建。
本发明提供一种附加阻尼调节的虚拟同步发电机功率控制系统，其改进之处在于，所述系统包括：
确定模块，用于基于预先建立的阻尼控制器的传递函数和同步发电机的转子角频率标幺值确定虚拟同步发电机的功率调节量标幺值；
控制模块，用于根据虚拟同步发电机的功率调节量标幺值控制虚拟同步发电机输出的有功功率；
所述阻尼控制器的传递函数根据同步发电机机电震荡模态主导极点进行构建。
与最接近的现有技术相比，本发明具有的有益效果：
本发明提供的技术方案，基于预先建立的阻尼控制器的传递函数和同步发电机的转子角频率标幺值确定虚拟同步发电机的功率调节量标幺值；根据虚拟同步发电机的功率调节量标幺值控制虚拟同步发电机输出的有功功率，该方案通过同步发电机的机电振荡模态主导极点能够合理地设计虚拟同步发电机的附加阻尼控制器，削弱了扰动时同步发电机转子转速振荡，改善了电力系统阻尼特性，抑制了系统低频振荡。
附图说明
图1是本发明实施例中虚拟同步发电机的控制框图；
图2是一种附加阻尼调节的虚拟同步发电机功率控制方法流程图；
图3是一种附加阻尼调节的虚拟同步发电机功率控制框图；
图4是本发明是实例中阻尼控制器的控制框图；
图5是本发明是实例中闭环控制系统的控制框图；
图6是本发明是实例中含新能源的单机无群大系统；
图7是一种附加阻尼调节的虚拟同步发电机功率控制系统结构图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明对采用虚拟同步发电机控制策略的新能源并网特性进行深入分析，如图1所示，虚拟同步发电机的有功功率控制环模拟了同步发电机的惯性和一次调频的特性，虚拟同步发电机的无功功率控制环模拟了同步发电机的一次调压特性，数学模型可表示为：
Figure BDA0002344776310000031
转换为标幺值下的数学模型可表示为：
Figure BDA0002344776310000032
其中，δVSG为虚拟同步发电机内电势与电网电压的相角差，
Figure BDA0002344776310000033
为虚拟同步发电机的虚拟角速度的标幺值，ωn为虚拟同步发电机的额定角速度，θpcc为电网电压的相角，θ为虚拟同步发电机内电势的相角，HJVSG为虚拟同步发电机的惯性时间常数，
Figure BDA0002344776310000034
为虚拟同步发电机输出的有功功率参考值的标幺值，
Figure BDA0002344776310000035
为虚拟同步发电机有功输出的标幺值，
Figure BDA0002344776310000036
为虚拟同步发电机的功率调节量标幺值，
Figure BDA0002344776310000037
为标幺值下的虚拟阻尼系数，E*为虚拟同步发电机的内电势有效值的标幺值，
Figure BDA0002344776310000038
为虚拟同步发电机并网点相电压有效值的标幺值，
Figure BDA0002344776310000039
为逆变器换流电抗器阻抗，
Figure BDA00023447763100000310
为虚拟同步发电机无功输出的标幺值，HK为标幺值下的虚拟同步发电机无功功率控制环时间常数，
Figure BDA00023447763100000311
为虚拟同步发电机输出的无功功率参考值的标幺值，
Figure BDA00023447763100000312
为标幺值下的电压下垂系数，ωVSG为虚拟同步发电机的虚拟角速度，Pref为虚拟同步发电机输出的有功功率参考值，PVSG为虚拟同步发电机有功输出，Dp虚拟阻尼系数，K为虚拟同步发电机无功功率控制环时间常数，E为虚拟同步发电机的内电势有效值，Qref为虚拟同步发电机输出的无功功率参考值，QVSG为虚拟同步发电机无功输出，Dq为电压下垂系数，Upcc为虚拟同步发电机并网点相电压有效值，Un为电网的额定电压。其中，
Figure BDA0002344776310000041
UB为电网的基准电压，SB为电网的基准容量。
通过虚拟同步发电机的控制框图以及数学模型，可以看出虚拟同步发电机控制策略中并没有考虑变流器接入对于电力系统阻尼特性的影响，也并没有对因缺乏阻尼而引起持续的频率低频振荡进行处理，基于此，本发明提供一种附加阻尼调节的虚拟同步发电机功率控制方法，如图2所示，所述方法包括：
步骤101.基于预先建立的阻尼控制器的传递函数和同步发电机的转子角频率标幺值确定虚拟同步发电机的功率调节量标幺值；
步骤102.根据虚拟同步发电机的功率调节量标幺值控制虚拟同步发电机输出的有功功率；
所述阻尼控制器的传递函数根据同步发电机机电震荡模态主导极点进行构建。
在本发明的具体实施例中，加入了阻尼控制器的虚拟同步发电机的控制框图如图3所示，可以看出，当同步发电机的转子角频率发生变化时，阻尼控制器开始工作，为虚拟同步发电机的提供一个功率调节量，进而改变为虚拟同步发电机输出的有功功率。
具体的，所述步骤101，包括：
按下式确定虚拟同步发电机的功率调节量标幺值
Figure BDA0002344776310000042
Figure BDA0002344776310000043
式中，H(s)为预先建立的阻尼控制器的传递函数，
Figure BDA0002344776310000044
为同步发电机的转子角频率标幺值。
进一步的，所述阻尼控制器的传递函数根据同步发电机机电震荡模态主导极点进行构建，包括：
按下式确定所述预先建立的阻尼控制器的传递函数H(s)：
Figure BDA0002344776310000045
式中，Kdmp为阻尼控制器的传递函数的增益系数，Tw为阻尼控制器的传递函数的隔直时间常数，T1为阻尼控制器的传递函数的相位校正时间常数，T2为阻尼控制器的传递函数的相位补偿时间常数，s为拉普拉斯算子；
所述T1和Kdmp基于同步发电机机电震荡模态主导极点进行确定。
在本发明的具体实施例中，阻尼控制器的控制框图如图4所示，将阻尼信号附加到虚拟同步发电机有功控制环，进而抑制系统的功率低频振荡。
其中，当电力系统正常运行时，同步发电机转子角速度变化量ωG无变化，附加阻尼控制器输入信号不变。
当低频振荡发生时，附加阻尼控制器根据输入信号ωG对VSG的有功功率给定值Pref进行调整：同步发电机转子角速度高于额定值时，系统有功过剩，附加阻尼控制器输出信号通过补偿有功给定值Pref以减小VSG的有功功率输出；同步发电机转子角速度低于额定值时，系统有功缺失，附加阻尼控制器输出信号通过补偿有功给定值Pref以增大VSG的有功功率输出。
进一步的，所述T1和Kdmp基于同步发电机机电震荡模态主导极点进行确定，包括：
通过下式求解阻尼控制器的传递函数的相位校正时间常数T1：
Figure BDA0002344776310000051
其中，arc(H(λ0))为阻尼控制器的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的相位，λ0为同步发电机机电震荡模态主导极点；
通过下式求解阻尼控制器的传递函数的增益系数Kdmp：
Figure BDA0002344776310000052
其中，|H(λ0)|为阻尼控制器的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的幅值。
进一步的，按下式确定阻尼控制器的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的相位arc(H(λ0))：
arc(H(λ0))＝180°-arc(G(λ0))
式中，arc(G(λ0))为虚拟同步发电机有功功率给定值与同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的相位；
按下式确定阻尼控制器的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的幅值|H(λ0)|：
Figure BDA0002344776310000061
式中，|G(λ0)|为虚拟同步发电机有功功率给定值与同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的幅值。
构建阻尼控制器之前，须构建闭环控制系统，所述闭环控制系统如图5所示，所述闭环控制系统的传递函数为：
Figure BDA0002344776310000062
其中，G(s)为虚拟同步发电机有功功率给定值与同步发电机转子角速度之间的开环传递函数，H(s)为阻尼控制器的传递函数，由此可得，若闭环控制系统的在同步发电机机电震荡模态主导极点配置为λ0，则必定满足下述关系式：
Figure BDA0002344776310000063
式中，|G(λ0)|为虚拟同步发电机有功功率给定值与同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的幅值，arc(G(λ0))为虚拟同步发电机有功功率给定值与同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的相位。
进一步的，获取同步发电机机电震荡模态主导极点λ0的过程，包括：
求解
Figure BDA0002344776310000064
获取同步发电机机电震荡模态主导极点；
其中，ζ为阻尼比控制值，Re(λ0)为同步发电机机电震荡模态主导极点的实部，[Im(λ0)]为同步发电机机电震荡模态主导极点的虚部。
在本发明的最佳实施例中，一般希望低频振荡模式下的阻尼比不小于0.1-0.3，将阻尼比控制为0.217时，此时同步发电机机电震荡模态主导极点配置为λ0＝-2±9i，将λ0代入虚拟同步发电机有功功率给定值与同步发电机转子角速度之间的开环传递函数中，|G(λ0)|等于0.0063，arc(G(λ0))等于133.1645度，由此可得，|H(λ0)|等于158.8254，arg(H(λ0))等于46.8355度；
假设阻尼控制器的隔直时间常数选定为10(该值由实际工况确定，一般在3-10S)，相位补充时间常数选定为0.05(该值由实际工况确定，一般在0.05-0.1S)，将其代入公式
Figure BDA0002344776310000071
中，计算的相位校正时间常数为0.105，将上述值代入
Figure BDA0002344776310000072
计算得阻尼控制器的传递函数的增益系数为105.8；至此，阻尼控制器的传递函数配置完成。
进一步的，获取虚拟同步发电机有功功率给定值与同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的幅值|G(λ0)|和相位arc(G(λ0))的过程，包括：
求解G(λ0)＝G1(λ0)·G2(λ0)，获取同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的幅值|G(λ0)|和相位arc(G(λ0))；
其中，G(λ0)为虚拟同步发电机有功功率给定值与同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的取值，G1(λ0)为VSG有功功率控制环的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的取值，G2(λ0)为虚拟同步发电机的有功输出与同步发电机转子角频率之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的取值。
进一步的，按下式确定VSG有功功率控制环的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的取值G1(λ0)：
Figure BDA0002344776310000073
式中，
Figure BDA0002344776310000074
为虚拟同步发电机有功输出的变化量的标幺值，
Figure BDA0002344776310000075
为虚拟同步发电机输出的有功功率参考值变化量的标幺值，ωn为虚拟同步发电机的额定角速度，E*为虚拟同步发电机的内电势有效值的标幺值，HJVSG为虚拟同步发电机的惯性时间常数，
Figure BDA0002344776310000081
为虚拟同步发电机并网点相电压有效值的标幺值，
Figure BDA0002344776310000082
为逆变器换流电抗器阻抗，
Figure BDA0002344776310000083
为标幺值下的虚拟阻尼系数，λ0为同步发电机机电震荡模态主导极点；
在本发明的具体实施例中，VSG有功功率控制环的传递函数由虚拟同步发电机的控制策略中进过小信号变换以及拉普拉斯变化得到，其中，Dp可取值为10000，Dq可取值为24500，HJVSG可取值为0.1，HK可取值为0.045。
按下式确定虚拟同步发电机的有功输出与同步发电机转子角频率之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的取值G2(λ0)：
Figure BDA0002344776310000084
式中，
Figure BDA0002344776310000085
为同步发电机转子角频率的变化量的标幺值，k1为第一参量，k2为第二参量，M为同步发电机的惯性时间常数，D为同步发电机的阻尼系数；
在本发明的最佳实施例中，k1可取值为2.634,k2可取值为11.947，M可取值为7.4s,D可取值为2.6p.u；
按下式确定虚拟同步发电机的惯性时间常数HJVSG：
Figure BDA0002344776310000086
式中，J为虚拟同步发电机的转动惯量，SB为电网基准容量；
按下式确定标幺值下的虚拟阻尼系数
Figure BDA0002344776310000087
Figure BDA0002344776310000088
式中，Dp为虚拟阻尼系数；
按下式确定第一参量k1：
Figure BDA0002344776310000091
式中，EGo为同步发电机的内电势稳态值，Upo为公共连接点电压向量稳态值，xΣ1为同步发电机连接的变压器副边与公共连接点之间的线路的阻抗，δGo为同步发电机电压角频率的稳态值，δpo为公共连接点电压角频率的稳态值；
按下式确定第二参量k2：
Figure BDA0002344776310000092
式中，Uo为母线电压的稳态值，xΣ3为公共连接点与母线之间的线路的阻抗。
在本发明的具体实施例中，含新能源电站的电机无群大系统如图6所示，图中，无穷大母线电压U相角为0，为全系统的参考节点；发电机内电势、发电机端电压、逆变器输出电压、逆变器并网点电压和公共连接点电压向量分别用EG、UG、E、Upcc和Up表示。当忽略线路损耗时，根据电网有功方程可得：
Figure BDA0002344776310000093
式中：xΣ1为线路1上的电抗，xΣ3为线路3上的电抗，δG为同步发电机的电压角频率，δp为公共连接点的电压角频率(公共连接点为同步发电机功率输出线路、虚拟同步发电机功率输出线路和母线引出线之间的交点)；
假设发电机内电势EG恒定，则上式的小信号模型为：
Figure BDA0002344776310000094
式中下标带0表示该变量的稳态值，带Δ的表示变化量。由上式可知，母线3上的电压相角小扰动形式可表示为：
Figure BDA0002344776310000095
式中：
Figure BDA0002344776310000096
Figure BDA0002344776310000101
则同步发电机输出电磁功率可表示为：
Figure BDA0002344776310000102
以上四式在有名值与标幺值下均成立。由于电力系统中频率和相角是影响有功功率的主要因素，因此可以忽略上式中第三项的电压变化量，可得同步发电机输出电磁功率简化表达式：
Figure BDA0002344776310000103
若图6所示的同步发电机采用经典二阶模型，则其转子小扰动运动方程如下式所示。
Figure BDA0002344776310000104
则将同步发电机二阶模型转子小扰动运动方程代入同步发电机输出电磁功率简化表达式可得下式所示的虚拟同步发电机输出有功功率PVSG *与同步发电机转子角频率ωG *的小扰动函数关系：
Figure BDA0002344776310000105
式中：M为同步发电机惯性时间常数；D为同步发电机阻尼系数；Pe为同步发电机输出电磁功率。
将其进行拉普拉斯变化，获取虚拟同步发电机的有功输出与同步发电机转子角频率之间的开环传递函数G2(s)。
具体的，所述根据虚拟同步发电机的功率调节量标幺值控制虚拟同步发电机输出的有功功率，包括：
将虚拟同步发电机的功率调节量标幺值代入VSG数学控制模型中，获取虚拟同步发电机有功输出标幺值；
将虚拟同步发电机有功输出标幺值转换为虚拟同步发电机有功输出值，并控制虚拟同步发电机输出的有功功率为所述虚拟同步发电机有功输出值。
进一步的，按下式确定VSG数学控制模型：
Figure BDA0002344776310000111
式中，δVSG为虚拟同步发电机内电势与电网电压的相角差，
Figure BDA0002344776310000112
为虚拟同步发电机的虚拟角速度的标幺值，ωn为虚拟同步发电机的额定角速度，θpcc为电网电压的相角，θ为虚拟同步发电机内电势的相角，HJVSG为虚拟同步发电机的惯性时间常数，
Figure BDA0002344776310000113
为虚拟同步发电机输出的有功功率参考值的标幺值，
Figure BDA0002344776310000114
为虚拟同步发电机有功输出的标幺值，
Figure BDA0002344776310000115
为虚拟同步发电机的功率调节量标幺值，
Figure BDA0002344776310000116
标幺值下的虚拟阻尼系数，E*为虚拟同步发电机的内电势有效值的标幺值，
Figure BDA0002344776310000117
虚拟同步发电机并网点相电压有效值的标幺值，
Figure BDA0002344776310000118
为逆变器换流电抗器阻抗。
本发明采用机理分析法分析虚拟同步发电机控制的新能源对同步发电机的耦合影响，提出一种新能源并网附加阻尼主动控制方法，与已有方法对比得出以下结论：使用电力系统极点配置的方法，通过合理地设计虚拟同步发电机的附加阻尼控制器，可以有效配置同步发电机的机电振荡模态主导极点，削弱扰动时同步发电机转子转速振荡，进而改善系统阻尼特性，抑制系统低频振荡。
本发明提供一种附加阻尼调节的虚拟同步发电机功率控制系统，如图7所示，所述系统包括：
确定模块，用于基于预先建立的阻尼控制器的传递函数和同步发电机的转子角频率标幺值确定虚拟同步发电机的功率调节量标幺值；
控制模块，用于根据虚拟同步发电机的功率调节量标幺值控制虚拟同步发电机输出的有功功率；
所述阻尼控制器的传递函数根据同步发电机机电震荡模态主导极点进行构建。
具体的，所述确定模块，用于：
按下式确定虚拟同步发电机的功率调节量标幺值
Figure BDA0002344776310000119
Figure BDA00023447763100001110
式中，H(s)为预先建立的阻尼控制器的传递函数，
Figure BDA00023447763100001111
为同步发电机的转子角频率标幺值。
进一步的，所述系统还包括函数构建模块，具体用于：
按下式确定所述预先建立的阻尼控制器的传递函数H(s)：
Figure BDA0002344776310000121
式中，Kdmp为阻尼控制器的传递函数的增益系数，Tw为阻尼控制器的传递函数的隔直时间常数，T1为阻尼控制器的传递函数的相位校正时间常数，T2为阻尼控制器的传递函数的相位补偿时间常数，s为拉普拉斯算子；
其中，T1和Kdmp基于同步发电机机电震荡模态主导极点进行确定。
进一步的，所述T1和Kdmp基于同步发电机机电震荡模态主导极点进行确定，包括：
通过下式求解阻尼控制器的传递函数的相位校正时间常数T1：
Figure BDA0002344776310000122
其中，arc(H(λ0))为阻尼控制器的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的相位，λ0为同步发电机机电震荡模态主导极点；
通过下式求解阻尼控制器的传递函数的增益系数Kdmp：
Figure BDA0002344776310000123
其中，|H(λ0)|为阻尼控制器的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的幅值。
具体的，按下式确定阻尼控制器的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的相位arc(H(λ0))：
arc(H(λ0))＝180°-arc(G(λ0))
式中，arc(G(λ0))为虚拟同步发电机有功功率给定值与同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的相位；
按下式确定阻尼控制器的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的幅值|H(λ0)|：
Figure BDA0002344776310000131
式中，|G(λ0)|为虚拟同步发电机有功功率给定值与同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的幅值。
进一步的，获取同步发电机机电震荡模态主导极点λ0的过程，包括：
求解
Figure BDA0002344776310000132
获取同步发电机机电震荡模态主导极点；
其中，ζ为阻尼比控制值，Re(λ0)为同步发电机机电震荡模态主导极点的实部，[Im(λ0)]为同步发电机机电震荡模态主导极点的虚部。
进一步的，获取虚拟同步发电机有功功率给定值与同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的幅值|G(λ0)|和相位arc(G(λ0))的过程，包括：
求解G(λ0)＝G1(λ0)·G2(λ0)，获取同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的幅值|G(λ0)|和相位arc(G(λ0))；
其中，G(λ0)为虚拟同步发电机有功功率给定值与同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的取值，G1(λ0)为VSG有功功率控制环的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的取值，G2(λ0)为虚拟同步发电机的有功输出与同步发电机转子角频率之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的取值。
进一步的，按下式确定VSG有功功率控制环的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的取值G1(λ0)：
Figure BDA0002344776310000133
式中，
Figure BDA0002344776310000134
为虚拟同步发电机有功输出的变化量的标幺值，
Figure BDA0002344776310000135
为虚拟同步发电机输出的有功功率参考值变化量的标幺值，ωn为虚拟同步发电机的额定角速度，E*为虚拟同步发电机的内电势有效值的标幺值，HJVSG为虚拟同步发电机的惯性时间常数，
Figure BDA0002344776310000136
为虚拟同步发电机并网点相电压有效值的标幺值，
Figure BDA0002344776310000141
为逆变器换流电抗器阻抗，
Figure BDA0002344776310000142
为标幺值下的虚拟阻尼系数，λ0为同步发电机机电震荡模态主导极点；
按下式确定虚拟同步发电机的有功输出与同步发电机转子角频率之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的取值G2(λ0)：
Figure BDA0002344776310000143
式中，
Figure BDA0002344776310000144
为同步发电机转子角频率的变化量的标幺值，k1为第一参量，k2为第二参量，M为同步发电机的惯性时间常数，D为同步发电机的阻尼系数；
按下式确定虚拟同步发电机的惯性时间常数HJVSG：
Figure BDA0002344776310000145
式中，J为虚拟同步发电机的转动惯量，SB为电网基准容量；
按下式确定标幺值下的虚拟阻尼系数
Figure BDA0002344776310000146
Figure BDA0002344776310000147
式中，Dp为虚拟阻尼系数；
按下式确定第一参量k1：
Figure BDA0002344776310000148
式中，EGo为同步发电机的内电势稳态值，Upo为公共连接点电压向量稳态值，xΣ1为同步发电机连接的变压器副边与公共连接点之间的线路的阻抗，δGo为同步发电机电压角频率的稳态值，δpo为公共连接点电压角频率的稳态值；
按下式确定第二参量k2：
Figure BDA0002344776310000149
式中，Uo为母线电压的稳态值，xΣ3为公共连接点与母线之间的线路的阻抗。
具体的，所述根据虚拟同步发电机的功率调节量标幺值控制虚拟同步发电机输出的有功功率，包括：
将虚拟同步发电机的功率调节量标幺值代入VSG数学控制模型中，获取虚拟同步发电机有功输出标幺值；
将虚拟同步发电机有功输出标幺值转换为虚拟同步发电机有功输出值，并控制虚拟同步发电机输出的有功功率为所述虚拟同步发电机有功输出值。
进一步的，按下式确定VSG数学控制模型：
Figure BDA0002344776310000151
式中，δVSG为虚拟同步发电机内电势与电网电压的相角差，
Figure BDA0002344776310000152
为虚拟同步发电机的虚拟角速度的标幺值，ωn为虚拟同步发电机的额定角速度，θpcc为电网电压的相角，θ为虚拟同步发电机内电势的相角，HJVSG为虚拟同步发电机的惯性时间常数，
Figure BDA0002344776310000153
为虚拟同步发电机输出的有功功率参考值的标幺值，
Figure BDA0002344776310000154
为虚拟同步发电机有功输出的标幺值，
Figure BDA0002344776310000155
为虚拟同步发电机的功率调节量标幺值，
Figure BDA0002344776310000156
标幺值下的虚拟阻尼系数，E*为虚拟同步发电机的内电势有效值的标幺值，
Figure BDA0002344776310000157
虚拟同步发电机并网点相电压有效值的标幺值，
Figure BDA0002344776310000158
为逆变器换流电抗器阻抗。
本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (20)

1.一种附加阻尼调节的虚拟同步发电机功率控制方法，其特征在于，所述方法包括：
基于预先建立的阻尼控制器的传递函数和同步发电机的转子角频率标幺值确定虚拟同步发电机的功率调节量标幺值；
根据虚拟同步发电机的功率调节量标幺值控制虚拟同步发电机输出的有功功率；
所述阻尼控制器的传递函数根据同步发电机机电震荡模态主导极点进行构建。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于预先建立的阻尼控制器的传递函数和同步发电机的转子角频率标幺值确定虚拟同步发电机的功率调节量标幺值，包括：
按下式确定虚拟同步发电机的功率调节量标幺值
Figure FDA0002344776300000011
Figure FDA0002344776300000012
式中，H(s)为预先建立的阻尼控制器的传递函数，
Figure FDA0002344776300000013
为同步发电机的转子角频率标幺值。
3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述阻尼控制器的传递函数根据同步发电机机电震荡模态主导极点进行构建，包括：
按下式确定所述预先建立的阻尼控制器的传递函数H(s)：
Figure FDA0002344776300000014
式中，Kdmp为阻尼控制器的传递函数的增益系数，Tw为阻尼控制器的传递函数的隔直时间常数，T1为阻尼控制器的传递函数的相位校正时间常数，T2为阻尼控制器的传递函数的相位补偿时间常数，s为拉普拉斯算子；
所述T1和Kdmp基于同步发电机机电震荡模态主导极点进行确定。
4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述T1和Kdmp基于同步发电机机电震荡模态主导极点进行确定，包括：
按下式求解阻尼控制器的传递函数的相位校正时间常数T1：
Figure FDA0002344776300000015
其中，arc(H(λ0))为阻尼控制器的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的相位，λ0为同步发电机机电震荡模态主导极点；
按下式求解阻尼控制器的传递函数的增益系数Kdmp：
Figure FDA0002344776300000021
其中，|H(λ0)|为阻尼控制器的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的幅值。
5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，按下式确定阻尼控制器的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的相位arc(H(λ0))：
arc(H(λ0))＝180°-arc(G(λ0))
式中，arc(G(λ0))为虚拟同步发电机有功功率给定值与同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的相位；
按下式确定阻尼控制器的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的幅值|H(λ0)|：
Figure FDA0002344776300000022
式中，|G(λ0)|为虚拟同步发电机有功功率给定值与同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的幅值。
6.如权利要求4所述的方法，其特征在于，获取同步发电机机电震荡模态主导极点λ0的过程，包括：
求解
Figure FDA0002344776300000023
获取同步发电机机电震荡模态主导极点；
其中，ζ为阻尼比控制值，Re(λ0)为同步发电机机电震荡模态主导极点的实部，[Im(λ0)]为同步发电机机电震荡模态主导极点的虚部。
7.如权利要求5所述的方法，其特征在于，获取虚拟同步发电机有功功率给定值与同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的幅值|G(λ0)|和相位arc(G(λ0))的过程，包括：
求解G(λ0)＝G1(λ0)·G2(λ0)，获取同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的幅值|G(λ0)|和相位arc(G(λ0))；
其中，G(λ0)为虚拟同步发电机有功功率给定值与同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的取值，G1(λ0)为VSG有功功率控制环的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的取值，G2(λ0)为虚拟同步发电机的有功输出与同步发电机转子角频率之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的取值。
8.如权利要求7所述的方法，其特征在于，按下式确定VSG有功功率控制环的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的取值G1(λ0)：
Figure FDA0002344776300000031
式中，
Figure FDA0002344776300000032
为虚拟同步发电机有功输出的变化量的标幺值，
Figure FDA0002344776300000033
为虚拟同步发电机输出的有功功率参考值变化量的标幺值，ωn为虚拟同步发电机的额定角速度，E*为虚拟同步发电机的内电势有效值的标幺值，HJVSG为虚拟同步发电机的惯性时间常数，
Figure FDA0002344776300000034
为虚拟同步发电机并网点相电压有效值的标幺值，
Figure FDA0002344776300000035
为逆变器换流电抗器阻抗，
Figure FDA0002344776300000036
为标幺值下的虚拟阻尼系数，λ0为同步发电机机电震荡模态主导极点；
按下式确定虚拟同步发电机的有功输出与同步发电机转子角频率之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的取值G2(λ0)：
Figure FDA0002344776300000037
式中，
Figure FDA0002344776300000038
为同步发电机转子角频率的变化量的标幺值，k1为第一参量，k2为第二参量，M为同步发电机的惯性时间常数，D为同步发电机的阻尼系数；
按下式确定虚拟同步发电机的惯性时间常数HJVSG：
Figure FDA0002344776300000039
式中，J为虚拟同步发电机的转动惯量，SB为电网基准容量；
按下式确定标幺值下的虚拟阻尼系数
Figure FDA0002344776300000041
Figure FDA0002344776300000042
式中，Dp为虚拟阻尼系数；
按下式确定第一参量k1：
Figure FDA0002344776300000043
式中，EGo为同步发电机的内电势稳态值，Upo为公共连接点电压向量稳态值，xΣ1为同步发电机连接的变压器副边与公共连接点之间的线路的阻抗，δGo为同步发电机电压角频率的稳态值，δpo为公共连接点电压角频率的稳态值；
按下式确定第二参量k2：
Figure FDA0002344776300000044
式中，Uo为母线电压的稳态值，xΣ3为公共连接点与母线之间的线路的阻抗。
9.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据虚拟同步发电机的功率调节量标幺值控制虚拟同步发电机输出的有功功率，包括：
将虚拟同步发电机的功率调节量标幺值代入VSG数学控制模型中，获取虚拟同步发电机有功输出标幺值；
将虚拟同步发电机有功输出标幺值转换为虚拟同步发电机有功输出值，并控制虚拟同步发电机输出的有功功率为所述虚拟同步发电机有功输出值。
10.如权利要求9所述的方法，其特征在于，按下式确定VSG数学控制模型：
Figure FDA0002344776300000045
式中，δVSG为虚拟同步发电机内电势与电网电压的相角差，
Figure FDA0002344776300000051
为虚拟同步发电机的虚拟角速度的标幺值，ωn为虚拟同步发电机的额定角速度，θpcc为电网电压的相角，θ为虚拟同步发电机内电势的相角，HJVSG为虚拟同步发电机的惯性时间常数，
Figure FDA0002344776300000052
为虚拟同步发电机输出的有功功率参考值的标幺值，
Figure FDA0002344776300000053
为虚拟同步发电机有功输出的标幺值，
Figure FDA0002344776300000054
为虚拟同步发电机的功率调节量标幺值，
Figure FDA0002344776300000055
标幺值下的虚拟阻尼系数，E*为虚拟同步发电机的内电势有效值的标幺值，
Figure FDA0002344776300000056
虚拟同步发电机并网点相电压有效值的标幺值，
Figure FDA0002344776300000057
为逆变器换流电抗器阻抗。
11.一种附加阻尼调节的虚拟同步发电机功率控制系统，其特征在于，所述系统包括：
确定模块，用于基于预先建立的阻尼控制器的传递函数和同步发电机的转子角频率标幺值确定虚拟同步发电机的功率调节量标幺值；
控制模块，用于根据虚拟同步发电机的功率调节量标幺值控制虚拟同步发电机输出的有功功率；
所述阻尼控制器的传递函数根据同步发电机机电震荡模态主导极点进行构建。
12.如权利要求11所述的系统，其特征在于，所述确定模块，用于：
按下式确定虚拟同步发电机的功率调节量标幺值
Figure FDA0002344776300000058
Figure FDA0002344776300000059
式中，H(s)为预先建立的阻尼控制器的传递函数，
Figure FDA00023447763000000510
为同步发电机的转子角频率标幺值。
13.如权利要求12所述的系统，其特征在于，所述系统还包括函数构建模块，用于：
按下式确定所述预先建立的阻尼控制器的传递函数H(s)：
Figure FDA00023447763000000511
式中，Kdmp为阻尼控制器的传递函数的增益系数，Tw为阻尼控制器的传递函数的隔直时间常数，T1为阻尼控制器的传递函数的相位校正时间常数，T2为阻尼控制器的传递函数的相位补偿时间常数，s为拉普拉斯算子；
所述T1和Kdmp基于同步发电机机电震荡模态主导极点进行确定。
14.如权利要求13所述的系统，其特征在于，所述T1和Kdmp基于同步发电机机电震荡模态主导极点进行确定，包括：
通过下式求解阻尼控制器的传递函数的相位校正时间常数T1：
Figure FDA0002344776300000061
其中，arc(H(λ0))为阻尼控制器的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的相位，λ0为同步发电机机电震荡模态主导极点；
通过下式求解阻尼控制器的传递函数的增益系数Kdmp：
Figure FDA0002344776300000062
其中，|H(λ0)|为阻尼控制器的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的幅值。
15.如权利要求14所述的系统，其特征在于，按下式确定阻尼控制器的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的相位arc(H(λ0))：
arc(H(λ0))＝180°-arc(G(λ0))
式中，arc(G(λ0))为虚拟同步发电机有功功率给定值与同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的相位；
按下式确定阻尼控制器的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的幅值|H(λ0)|：
Figure FDA0002344776300000063
式中，|G(λ0)|为虚拟同步发电机有功功率给定值与同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的幅值。
16.如权利要求14所述的系统，其特征在于，获取同步发电机机电震荡模态主导极点λ0的过程，包括：
求解
Figure FDA0002344776300000064
获取同步发电机机电震荡模态主导极点；
其中，ζ为阻尼比控制值，Re(λ0)为同步发电机机电震荡模态主导极点的实部，[Im(λ0)]为同步发电机机电震荡模态主导极点的虚部。
17.如权利要求15所述的系统，其特征在于，获取虚拟同步发电机有功功率给定值与同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的幅值|G(λ0)|和相位arc(G(λ0))的过程，包括：
求解G(λ0)＝G1(λ0)·G2(λ0)，获取同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的幅值|G(λ0)|和相位arc(G(λ0))；
其中，G(λ0)为虚拟同步发电机有功功率给定值与同步发电机转子角速度之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的取值，G1(λ0)为VSG有功功率控制环的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的取值，G2(λ0)为虚拟同步发电机的有功输出与同步发电机转子角频率之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的取值。
18.如权利要求17所述的系统，其特征在于，按下式确定VSG有功功率控制环的传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的取值G1(λ0)：
Figure FDA0002344776300000071
式中，
Figure FDA0002344776300000072
为虚拟同步发电机有功输出的变化量的标幺值，
Figure FDA0002344776300000073
为虚拟同步发电机输出的有功功率参考值变化量的标幺值，ωn为虚拟同步发电机的额定角速度，E*为虚拟同步发电机的内电势有效值的标幺值，HJVSG为虚拟同步发电机的惯性时间常数，
Figure FDA0002344776300000074
为虚拟同步发电机并网点相电压有效值的标幺值，
Figure FDA0002344776300000075
为逆变器换流电抗器阻抗，
Figure FDA0002344776300000076
为标幺值下的虚拟阻尼系数，λ0为同步发电机机电震荡模态主导极点；
按下式确定虚拟同步发电机的有功输出与同步发电机转子角频率之间的开环传递函数在同步发电机机电震荡模态主导极点处的取值G2(λ0)：
Figure FDA0002344776300000077
式中，
Figure FDA0002344776300000081
为同步发电机转子角频率的变化量的标幺值，k1为第一参量，k2为第二参量，M为同步发电机的惯性时间常数，D为同步发电机的阻尼系数；
按下式确定虚拟同步发电机的惯性时间常数HJVSG：
Figure FDA0002344776300000082
式中，J为虚拟同步发电机的转动惯量，SB为电网基准容量；
按下式确定标幺值下的虚拟阻尼系数
Figure FDA0002344776300000083
Figure FDA0002344776300000084
式中，Dp为虚拟阻尼系数；
按下式确定第一参量k1：
Figure FDA0002344776300000085
式中，EGo为同步发电机的内电势稳态值，Upo为公共连接点电压向量稳态值，xΣ1为同步发电机连接的变压器副边与公共连接点之间的线路的阻抗，δGo为同步发电机电压角频率的稳态值，δpo为公共连接点电压角频率的稳态值；
按下式确定第二参量k2：
Figure FDA0002344776300000086
式中，Uo为母线电压的稳态值，xΣ3为公共连接点与母线之间的线路的阻抗。
19.如权利要求11所述的系统，其特征在于，所述根据虚拟同步发电机的功率调节量标幺值控制虚拟同步发电机输出的有功功率，包括：
将虚拟同步发电机的功率调节量标幺值代入VSG数学控制模型中，获取虚拟同步发电机有功输出标幺值；
将虚拟同步发电机有功输出标幺值转换为虚拟同步发电机有功输出值，并控制虚拟同步发电机输出的有功功率为所述虚拟同步发电机有功输出值。
20.如权利要求19所述的系统，其特征在于，按下式确定VSG数学控制模型：
Figure FDA0002344776300000091
式中，δVSG为虚拟同步发电机内电势与电网电压的相角差，
Figure FDA0002344776300000092
为虚拟同步发电机的虚拟角速度的标幺值，ωn为虚拟同步发电机的额定角速度，θpcc为电网电压的相角，θ为虚拟同步发电机内电势的相角，HJVSG为虚拟同步发电机的惯性时间常数，
Figure FDA0002344776300000093
为虚拟同步发电机输出的有功功率参考值的标幺值，
Figure FDA0002344776300000094
为虚拟同步发电机有功输出的标幺值，
Figure FDA0002344776300000095
为虚拟同步发电机的功率调节量标幺值，
Figure FDA0002344776300000096
标幺值下的虚拟阻尼系数，E*为虚拟同步发电机的内电势有效值的标幺值，
Figure FDA0002344776300000097
虚拟同步发电机并网点相电压有效值的标幺值，
Figure FDA0002344776300000098
为逆变器换流电抗器阻抗。
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* Cited by examiner, † Cited by third party
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CN112187073A (zh) * 2020-09-15 2021-01-05 电子科技大学 一种具有附加阻尼控制的逆变器控制器
CN113469454A (zh) * 2021-07-20 2021-10-01 华能陇东能源有限责任公司 一种一体化能源基地直流调制参数配置方法及系统

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