CN111193284A - 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装置及方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于新能源领域、分布式发电技术领域，尤其涉及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装置及方法，主要涉及光伏动态特性检测、光伏虚拟同步机设计。它包括：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虚拟同步机装置；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。本发明能够避免直流电压骤降造成逆变器工作失败的现象，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问题，解决无法预测和控制的的负载或外部环境的变化问题，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发生。
Description
技术领域
本发明属于新能源领域、分布式发电技术领域，尤其涉及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装置及方法，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
随着分布式电源在电网中渗透率增加，电力系统中优良的惯性和阻尼特性逐渐被取代，电力系统将受到低惯性低阻尼的严重威胁。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，其中以光伏电源为源端的虚拟同步机称为光伏虚拟同步机。然而分布式光伏电源出力易受外界环境因素的影响，存在稳定运行区域与容量限制等问题，传统的虚拟同步电机控制策略很容易使逆变器的输出功率大于光伏电源允许的出力上限，使光伏电源进入不稳定工作区，轻则降低最大输出功率，重则造成逆变器工作崩溃。
发明内容
本发明针对以上技术中存在的问题，本发明提供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装置及方法。其目的是为了使以光伏电源作为源端的虚拟同步机可以稳定运行，并考虑到光伏电源与并联储能电容的动态特性，在光伏电源进入不稳定工作区时，自动为虚拟同步机引入直流端电压闭环控制，避免直流电压骤降造成逆变器工作失败的现象发生。
为了实现上述发明目的，本发明是通过以下技术方案来实现的：
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装置，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虚拟同步机装置；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。
所述光伏发电系统由PV组件、DC/DC变换器、直流侧滤波电容组成。
所述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；
所述逆变装置输入端连接储能电容，输出端连接LC滤波器，经过线路阻抗连接电网，通过带直流端附加控制的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；
所述带直流端附加控制的虚拟同步机装置分为两部分：带直流端附加控制的装置和虚拟同步机装置；
所述虚拟同步机包括虚拟转子、虚拟调速器、虚拟励磁器装置；虚拟转子装置用来模拟同步发电机的惯性和阻尼；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；
所述虚拟调速器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，当电容端电压高于MPPT控制模块输出电压时，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，此时虚拟同步机等于没有直流电压附加控制，虚拟同步机按传统方式运行；当储能电容两端电压Udc低于MPP点对应的直流电压Udc-mpp时，光伏电源进入不稳定工作区，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；
此时生成控制量Pref送入虚拟调速器模块并输出虚拟原动机的功率输出值Pin作为虚拟转子的输入功率，虚拟原动机的功率输出值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；其中有功功率Pout和虚拟原动机的功率输出值Pin送入虚拟转子模块后得到电网角频率ωm，无功功率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三相电压型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三相电压型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。
所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。
所述虚拟同步机模型模拟类似同步机的外特性，包括：虚拟转子、虚拟调速器、虚拟励磁器和整体结构的设计；所述光伏虚拟同步机模型的直流端采用了PV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，而电容作为储能元件既稳定了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。
所述电压电流为内环控制结构时采用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调制器中的调制信号；交叉耦合补偿的主要目的是将电压电流的dq分量解耦，再对其分别进行控制；
所述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，ua，ub，uc为三相定子电压；ia，ib，ic为三相定子电流；θ为转子磁场与定子a相磁场夹角；RS，LS为定子绕组的电阻和电感；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忽略不计，d为微分，t为时间单位；
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，d为微分，t为时间单位；
隐极同步发电机电路与相量中，X＝ωL为定子绕组感抗，δ为励磁电动势和端电压之间的相位差，
为功率因数角；得出：
ecosδ＝u+iXsinδ＝u+iqX (5)
其中iq为无功电流；
同步发电机中功率与转矩遵循如下关系：
其中：T表示同步发电机的转矩，P表示同步发电机的功率，ωm是转子机械角速度；
虚拟转子结构中，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；
虚拟原动机的功率输出值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；其中有功功率Pout和虚拟原动机的功率输出值Pin送入虚拟转子模块后作差得到ΔP，经过惯性系数模块，乘以阻尼系数Dp作为反馈量，再与额定角频率ω0相加得到了电网角频率ωm；
定电压跟踪法：
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；
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：
其中，J表示惯性系数；
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：
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：
其中，d表示微分环节，J表示惯性系数；
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)
其中，Pout表示逆变器实际输出有功功率；
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)
其中，Kw表示一次调频下垂系数，J表示惯性系数；
则在0～t时刻的一次调频的能量支撑ΔE(t)为：
其中，d表示微分环节，J表示惯性系数；
上式中，ΔEg(t)含有对ω(t)的积分项，若在稳态时t时刻转子速度ω(t)不等于额定转速ω0，则一次调频的能量支撑将随着时间的增长而增加；
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，Ppv表示光伏电源输出功率，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容电压值Udc：
和光伏电源工作在不稳定区间的直流端电容电压值Udc：
其中：
Ppv＝f(Udc) (18)
UCint为电容电压初值；Udc为电容两端的电压；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。
所述直流端附加控制模块的下限为0，包括：
当电容端电压高于最大功率跟踪MPPT控制模块输出电压时，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，虚拟同步机等于没有直流电压附加控制，虚拟同步机按传统方式运行；当电容两端的直流端电压值Udc低于直流电压Udc-mpp时，光伏电源进入不稳定工作区，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，使直流端电压上升回MPP点对应的直流电压Udc-mpp，光伏电源工作回到最大功率点；
虚拟同步机的输出功率指令值Pin为：
其中，Pref为直流电压附加控制时生成的功率给定。
所述直流端附加控制模块包括限幅模块和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MPP点对应的直流电压Udc-mpp和电容两端的电压Udc的差值送入直流电压闭环控制器；
直流电压附加控制后合成的功率给定Pref成为虚拟调速器的参数给定；MPP点对应的直流电压Udc-mpp值的提取采用改进定电压跟踪法。
本发明的优点及有益效果是：
本发明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。
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。
直流端并联的储能装置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发生。
附图说明
为了便于本领域普通技术人员理解和实施本发明，下面结合附图及具体实施方式对本发明作进一步的详细描述，但应当理解本发明的保护范围并不受具体实施方式的限制。
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是本发明提供的直流端附加控制的控制策略结构图；
图5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概念图；
图8是本发明中隐极同步发电机简化电路图；
图9是本发明中隐极同步发电机相量图；
图10是本发明中忽略定子绕组电阻的隐极同步发电机相量图。
具体实施方式
本发明提供了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装置及方法，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，通过直流端附加控制的虚拟同步机控制策略，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。所述光伏电池储能装置连接于三相桥式电路的输入端。本发明提供的技术方案能针对光伏电源复杂的动态特性，改善传统的虚拟同步电机控制策略可能导致的直流电压骤降的现象。
本发明包括：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虚拟同步机装置。
所述控制策略中，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。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；光伏电源属于不可控微源，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，不需要额外的大功率储能装置，节约了建设成本；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。
所述逆变装置输入端连接储能电容，输出端连接LC滤波器，经过线路阻抗连接电网，通过带直流端附加控制的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。根据负荷的波动，调节自身输出功率，能够维持光伏系统的频率与电压稳定，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虚拟同步机装置。
其中虚拟同步机包括虚拟转子、虚拟调速器、虚拟励磁器装置三部分组成。
所述的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。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。
所述的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的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。
本发明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，其控制过程如下：最大功率点跟踪(Maximum Power Point Tracking，简称MPPT)是指跟踪光伏电源的最大输出功率。光伏电池的输出功率与MPPT控制器的工作电压有关，只有工作在最合适的电压下，它的输出功率才会有个唯一的最大值。储能电容两端电压Udc经采样送入直流端附加控制模块，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；而当储能电容两端电压Udc低于MPP点对应的直流电压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。
此时生成控制量Pref送入虚拟调速器模块并输出虚拟原动机的功率输出值Pin作为虚拟转子的输入功率，虚拟原动机的功率输出值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；其中有功功率Pout和虚拟原动机的功率输出值Pin送入虚拟转子模块后得到电网角频率ωm，无功功率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三相电压型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三相电压型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。
本发明所述的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。
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PV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，而电容作为储能元件既稳定了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。
如图7所示，图7是本发明提供的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概念图。
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。
本发明所述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。
本发明所述的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调制器中的调制信号。交叉耦合补偿的主要目的是将电压电流的dq分量解耦，然后再对其分别进行控制。
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，ua，ub，uc为三相定子电压；ia，ib，ic为三相定子电流；θ为转子磁场与定子a相磁场夹角；RS，LS为定子绕组的电阻和电感。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。d为微分，t为时间单位。
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，d为微分，t为时间单位。
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。为分析定子端电压产生差值的原理，以隐极同步发电机为例，简化电路图与其相量图如图8和图9所示。
图中X＝ωL为定子绕组感抗，δ为励磁电动势和端电压之间的相位差，
为功率因数角。通常，定子绕组的感抗远大于阻抗，为分析简便，忽略定子绕组电阻得到新的相量图如图10所示。
由图中关系可以得出：
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。
所述的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控制转轴上的转矩平衡维持输出频率稳定。同步发电机中功率与转矩遵循如下关系：
其中：T表示同步发电机的转矩，P表示同步发电机的功率，ωm是转子机械角速度。
如图1所示，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。
如式(4)，虚拟原动机的功率输出值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；其中有功功率Pout和虚拟原动机的功率输出值Pin送入虚拟转子模块后作差得到ΔP，经过惯性系数模块，乘以阻尼系数Dp作为反馈量，再与额定角频率ω0相加得到了电网角频率ωm。
如图2所示，采集同步机输出频率偏差值，经过一次调频系数Kω，生成原动机的控制量，控制量Pref送入虚拟调速器模块并输出虚拟原动机的功率输出值Pin作为虚拟转子的输入功率原动机根据控制量改变自身输出功率，同步机转速发生变化。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，即转子机械角速度，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。
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；其中无功功率Qout进入虚拟励磁器模块，作为给定无功功率Qref的反馈量，经过比例系数Ku，与输出电压Uo相加得到输出定子电动势指令U再进入电压电流控制模块。
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：
其中，J表示惯性系数。
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：
其中，d表示微分环节，J表示惯性系数。
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)
其中，Pout表示逆变器实际输出有功功率。
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)
其中，Kw表示一次调频下垂系数，J表示惯性系数。
则在0～t时刻的一次调频的能量支撑ΔE(t)为：
其中，d表示微分环节，J表示惯性系数。
上式可以看出，ΔEg(t)含有对ω(t)的积分项，若在稳态时t时刻转子速度ω(t)不等于额定转速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。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。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，Ppv表示光伏电源输出功率，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容电压值Udc：
和光伏电源工作在不稳定区间的直流端电容电压值Udc：
其中：
Ppv＝f(Udc) (18)
UCint为电容电压初值；Udc为电容两端的电压；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。结构如图5所示。
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。
所述直流端附加控制模块的下限为0，具体实施有如下步骤：当电容端电压高于最大功率跟踪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；而当直流端电压值Udc低于直流电压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Pin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。如图4所示，图4是本发明提供的直流端附加控制的控制策略结构图。
所述的直流端附加控制模块包括限幅模块和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MPP点对应的直流电压Udc-mpp和电容两端的电压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；而当电容两端的电压Udc低于MPP点对应的直流电压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MPP点对应的直流电压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功率给定
Pref成为虚拟调速器的参数给定。MPP点对应的直流电压Udc-mpp值的提取采用改进定电压跟踪法。
本发明所述的提出以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的研究意义和难点；从电力系统角度分析了虚拟同步机惯量支撑和一次调频功能的定位区别，提出了适合光伏虚拟同步机的一次调频方式和源端结构；在此基础上结合光伏电源的动态特性设计一种带直流端附加控制的虚拟同步机控制策略，提高了光伏虚拟同步机系统的稳定性，具有推广价值。如图6所示，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。
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。
Claims (10)
1.一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装置，其特征是：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虚拟同步机装置；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。
2.根据权利要求1所述的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装置，其特征是：所述光伏发电系统由PV组件、DC/DC变换器、直流侧滤波电容组成。
3.根据权利要求1所述的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装置，其特征是：所述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；
所述逆变装置输入端连接储能电容，输出端连接LC滤波器，经过线路阻抗连接电网，通过带直流端附加控制的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；
所述带直流端附加控制的虚拟同步机装置分为两部分：带直流端附加控制的装置和虚拟同步机装置；
所述虚拟同步机包括虚拟转子、虚拟调速器、虚拟励磁器装置；虚拟转子装置用来模拟同步发电机的惯性和阻尼；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；
所述虚拟调速器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。
4.根据权利要求1所述的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装置，其特征是：其控制过程如下：储能电容两端电压Udc经采样送入直流端附加控制模块，当电容端电压高于MPPT控制模块输出电压时，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，此时虚拟同步机等于没有直流电压附加控制，虚拟同步机按传统方式运行；当储能电容两端电压Udc低于MPP点对应的直流电压Udc-mpp时，光伏电源进入不稳定工作区，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；
生成控制量Pref送入虚拟调速器模块并输出虚拟原动机的功率输出值Pin作为虚拟转子的输入功率，虚拟原动机的功率输出值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；其中有功功率Pout和虚拟原动机的功率输出值Pin送入虚拟转子模块后得到电网角频率ωm，无功功率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三相电压型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三相电压型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。
5.根据权利要求1所述的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，其特征是：所述方法包含下列步骤：
(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.根据权利要求5所述的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，其特征是：所述虚拟同步机模型模拟类似同步机的外特性，包括：虚拟转子、虚拟调速器、虚拟励磁器和整体结构的设计；
所述光伏虚拟同步机模型的直流端采用了PV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，而电容作为储能元件既稳定了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。
7.根据权利要求5所述的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，其特征是：所述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。
8.根据权利要求3所述的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，其特征是：所述电压电流为内环控制结构时采用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调制器中的调制信号；交叉耦合补偿的主要目的是将电压电流的dq分量解耦，再对其分别进行控制；
所述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，ua，ub，uc为三相定子电压；ia，ib，ic为三相定子电流；θ为转子磁场与定子a相磁场夹角；RS，LS为定子绕组的电阻和电感；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忽略不计，d为微分，t为时间单位；
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，d为微分，t为时间单位；
隐极同步发电机电路与相量中，X＝ωL为定子绕组感抗，δ为励磁电动势和端电压之间的相位差，
为功率因数角；得出：
ecosδ＝u+iXsinδ＝u+iqX (5)
其中iq为无功电流；
同步发电机中功率与转矩遵循如下关系：
其中：T表示同步发电机的转矩，P表示同步发电机的功率，ωm是转子机械角速度；
虚拟转子结构中，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；
虚拟原动机的功率输出值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；其中有功功率Pout和虚拟原动机的功率输出值Pin送入虚拟转子模块后作差得到ΔP，经过惯性系数模块，乘以阻尼系数Dp作为反馈量，再与额定角频率ω0相加得到了电网角频率ωm；
定电压跟踪法：
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；
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：
其中，J表示惯性系数；
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：
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：
其中，d表示微分环节，J表示惯性系数；
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)
其中，Pout表示逆变器实际输出有功功率；
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)
其中，Kw表示一次调频下垂系数，J表示惯性系数；
则在0～t时刻的一次调频的能量支撑ΔE(t)为：
其中，d表示微分环节，J表示惯性系数；
上式中，ΔEg(t)含有对ω(t)的积分项，若在稳态时t时刻转子速度ω(t)不等于额定转速ω0，则一次调频的能量支撑将随着时间的增长而增加；
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，Ppv表示光伏电源输出功率，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容电压值Udc：
和光伏电源工作在不稳定区间的直流端电容电压值Udc：
其中：
Ppv＝f(Udc) (18)
UCint为电容电压初值；Udc为电容两端的电压；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。
9.根据权利要求2所述的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，其特征是：所述直流端附加控制模块的下限为0，包括：
当电容端电压高于最大功率跟踪MPPT控制模块输出电压时，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，虚拟同步机等于没有直流电压附加控制，虚拟同步机按传统方式运行；当电容两端的直流端电压值Udc低于直流电压Udc-mpp时，光伏电源进入不稳定工作区，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，使直流端电压上升回MPP点对应的直流电压Udc-mpp，光伏电源工作回到最大功率点；
虚拟同步机的输出功率指令值Pin为：
其中，Pref为直流电压附加控制时生成的功率给定。
10.根据权利要求2所述的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，其特征是：所述直流端附加控制模块包括限幅模块和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MPP点对应的直流电压Udc-mpp和电容两端的电压Udc的差值送入直流电压闭环控制器；
直流电压附加控制后合成的功率给定Pref成为虚拟调速器的参数给定；MPP点对应的直流电压Udc-mpp值的提取采用改进定电压跟踪法。
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