CN111416384A - 一种用于直驱式波浪发电系统的逆变器控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种用于直驱式波浪发电系统的逆变器控制方法，包括以下几个方面：采集直驱式波浪发电系统的相关参数；确定自适应调节转动惯量参数；确定自适应调节阻尼系数；确定自适应调节的频率调整方式，根据实际逆变器输出角频率与电网频率偏差值，自适应调节逆变器采用一次调频或者二次调频方式实现功率调整。

Description

一种用于直驱式波浪发电系统的逆变器控制方法

技术领域

本发明涉及到直驱式波浪发电系统逆变器控制技术领域，具体涉及一种协同自适应虚拟同步发电机控制算法。

背景技术

作为海洋大国，我国拥有绵长的海岸线，海洋波浪能有着极其广阔的开发利用前景，而最有效的形式就是利用波浪能进行发电。目前多种的发电方式中，直驱式波浪发电装置机械结构最为简单，维护成本最低，发电效率最高，被认为是波浪发电系统中最具可行性的发电方式之一。直驱式波浪发电系统采用永磁直线发电机(PMLG)，通过波浪上下起伏直接带动与浮子相连的直线电机动子，有着很高的发电效率。由于没有机械齿轮箱或液压传动装置，其反电动势的幅值与频率处于不断的变化中，为了提高输出电能的可靠性，发电系统后端的电能处理及稳定性成为了研究的热点与难点问题。

传统的电力系统中，同步发电机有着优良的惯性与阻尼特性，加上其转速调节器和励磁控制器，对维持电网电压及功率稳定扮演着至关重要的角色。可以引入虚拟同步发电机(virtual synchronous generator， VSG)控制来增加波浪发电系统的惯性与阻尼，通过改进传统波浪发电系统网侧逆变器的控制策略来提高电能质量与系统稳定性。然而，在实际的波浪发电系统中，由于波浪实际模型十分复杂，通常采用简化物理模型的方法来进行建立模型，这样会带来参数与实际系统的偏差，同时实际复杂系统的潮流和负荷时刻变化，且无法预测各种扰动，并且固定的惯性与阻尼参数并不能适应实际情况，不能有效的发挥逆变器控制灵活的优越性，使得逆变器控制效果并不理想。

发明内容

本发明针对以上问题，提供一种用于直驱式波浪发电系统的逆变器控制方法，该控制方法拟采用协同自适应控制参数的虚拟同步发电机策略，来减小动态过程中频率与功率的超调和调节时间，从而提高波浪发电系统输出电能质量以及逆变器并网稳定性。为实现上述目的，本发明的技术方案如下：

一种用于直驱式波浪发电系统的逆变器控制方法，包括以下几个方面：

(1)采集直驱式波浪发电系统的相关参数，包括基于虚拟同步发电机控制的逆变器输出角频率ω，角频率的变化率dω/dt，电网频率ω_g；

(2)确定自适应调节转动惯量参数，计算式如下：

式中，J为虚拟同步发电机的转动惯量；

J₀为系统稳定运行时虚拟同步发电机的转动惯量值；

Δω为逆变器输出角频率与电网频率偏差值；

k_aci为惯性调节系数；

C_j为惯性调节设定的变化阈值，用以避免判定值因正负判断紊乱而失效，从而保证系统的稳定运行；

(3)确定自适应调节阻尼系数，计算式如下：

式中，D为虚拟同步发电机的阻尼系数；

D₀为系统稳定运行时虚拟同步发电机的阻尼系数；

k_acd为阻尼调节系数；

C_d为阻尼调节设定的变化阈值；

(4)确定自适应调节的频率调整方式，根据实际逆变器输出角频率与电网频率偏差值，自适应调节逆变器采用一次调频或者二次调频方式实现功率调整，虚拟功率补偿量的计算式如下：

式中，P_f为调频产生的功率调整量；

k_ω1和k_ω2分别为一次调频和二次调频系数；

1/s为二次调频的积分环节；

C_f为频率调节设定的变化阈值。

(5)在进行实时自适应控制时，采用下面的步骤：

(a)开始时，波浪发电系统空载启动运行，此时转动惯量与阻尼系数分别选取J₀和D₀，同时采取一次调频策略；

(b)实时检测逆变器输出角频率ω，角频率的变化率dω/dt，电网频率ω_g等参数；

(c)确定自适应调节转动惯量参数值；

(d)确定自适应调节阻尼系数值；

(e)判断采用一次调频或二次调频的频率调整方式，确定需要补偿的虚拟功率值；

(f)实时检测运行，重复(b)-(e)，若检测到停机指令，退出运行。

本发明的有益效果如下：

1)该控制策略使得的直驱式波浪发电系统的逆变器控制具有与传统同步发电机相比拟的有功和无功调节能力。

2)该控制策略使得逆变器能模拟同步发电机的惯性和阻尼特性，能够提高波浪发电系统的稳定性与输出电能质量。

3)在虚拟同步发电机控制本体策略中，加入了协同自适应算法，能够有效的提高直驱式波浪发电系统的动态性能。

4)该控制策略使得波浪发电系统的逆变器既可以运行在并网工作状态，也可以运行在离网运行状态，在两种运行状态切换情况不需要改变逆变器的控制策略。

5)该控制策略结构简单，易于软硬件的实现，便于维护，能够有效的提高直驱式波浪发电系统的可靠性和商业可行性。

6)该控制策略也可以应用于风力发电、太阳能发电等逆变器控制系统中。

附图说明

图1是直驱式波浪发电系统拓扑结构图。

图2是基于协同自适应VSG控制的波浪发电系统三层控制结构图。

图3是传统固定参数VSG本体控制结构图。

图4是协同自适应VSG控制结构图。

图5是虚拟励磁调节器控制结构图。

图6是协同自适应VSG控制流程图。

具体实施方式

参照图1，为直驱式波浪发电系统的拓扑结构图。

直驱式波浪发电系统的主要工作原理为，波浪能转换装置将波浪能转换为机械能，通过带动直线电机的动子运动，将机械能转换成为电能；然后经AC-DC变换器，将交流电转换成直流电；在经过蓄电池-超级电容混合储能输出满足逆变需求的直流电；最后利用基于协同自适应VSG控制的DC-AC逆变器转换为可以直接并网或者离网运行的交流电，从而能够使得波浪发电系统运行在两种工作模式下而不切换控制方式。

本发明是一种协同自适应VSG策略，将这种控制策略应用到直驱式波浪发电系统的逆变器控制中。该逆变器控制策略包括能量管理层、VSG控制层以及电压电流控制层。能量管理层根据实际波浪情况以及负荷预测和发电计划给出有功、无功功率参考值P_ref和Q_ref进行协同自适应VSG算法控制；VSG控制层模拟传统电力系统同步发电机组工作原理，在转子运动原理上加入了协同自适应控制，用来实现动态过程中的快速调节能力；电压电流控制层跟踪上层VSG控制器输出，保证逆变器输出电压的稳定以及消除滤波电路引入的谐振的影响，并且通过闭环实时改善电压电流控制性能。

其中，协同自适应VSG控制是根据实际波浪发电系统运行情况，实时协同调节VSG的惯性和阻尼系数及频率调整方式，在系统启动运行时，系统采用一次调频，转动惯量与阻尼系数都选取稳态值J₀与D₀，当系统出现小扰动时，根据VSG输出频率与电网频率差值Δω以及频率变化率dω/dt的变化情况，实时自适应选取转动惯量J与阻尼系数D的值；当扰动较大时，不仅能够自适应调节J、D，同时能够协同启动二次调频，使频率差值Δω在规定阈值范围内；在扰动消除过程中，仍然能够协同自适应调节VSG参数；当扰动完全消除后，VSG以稳态值稳定运行。

下面对基于VSG的波浪发电系统三层控制进行说明。

参照图2，为基于VSG的波浪发电系统三层控制拓扑结构图。

由图2可知，波浪发电系统的VSG控制包括三层控制单元，分别为能量管理层、VSG算法控制层以及电压电流控制层。三层控制结构各有独立的功能，通过层间的划分能够使控制更加有序高效。能量管理层主要根据负荷预测、输入能源预测、发电计划、交换计划等信息给出有功、无功功率参考值P_ref和Q_ref，对波浪发电系统进行功率调节。VSG算法控制层主要实现对传统电力系统同步发电机组的模拟，通过有功 -频率、无功-电压、协同自适应等模块对电压、频率、有功功率、无功功率进行调节，最终给出波浪发电系统逆变器输出三相电压参考值U*。电压电流控制层主要跟踪上层VSG控制器，VSG输出作为受控电压源，为了控制输出电压的稳定以及消除滤波电路引入的谐振的影响，从而加入电压电流双闭环闭环控制实时采样波浪发电系统电压电流输出情况，通过反馈改善控制性能。PWM信号在驱动电路的驱动下控制逆变器中IGBT的通断，其桥臂输出电压模拟了同步发电机的内电势。L_f、r和C_f分别是滤波器电感、电阻、电容，经过RLC电路滤波后，经输电线路供给本地负载或者并入电网中。

下面对VSG控制层中的协同自适应VSG算法进行说明。

参照图3，为传统固定参数VSG本体控制结构图。

首先建立传统VSG模拟传统同步发电机组一次调频，建立了虚拟转速调节器，其数学模型为：

P_m＝P_ref-P_f＝P_ref-k_ω1(ω-ω_g) (1)

式中：P_m为VSG输入的虚拟机械功率，P_ref为有功功率给定值；P_f为调频引入的功率调整量，此处为一次调频功率调整量，k_ω1为有功频率下垂系数，ω为VSG输出角频率，ω_g为电网角频率。虚拟转速调节器是根据VSG输出频率的波动变化来调节VSG输入的虚拟机械功率的大小，进而调节输出有功功率P_e。

虚拟同步发电机模拟传统同步发电机的转子运动特性，其数学模型为：

式中：J为转动惯量，D为阻尼系数，T_m为同步发电机输入的机械转矩，T_e为输出的电磁转矩，T_d为来自机械损耗、励磁损耗等产生的阻尼转矩之和，P_e为VSG输出的虚拟电磁功率，即输出的有功功率。

参照图4，为协同自适应VSG控制结构图。

由于海洋波浪环境的不可控性很大，实际波浪在建模过程中进行了简化处理，且直驱式波浪发电系统，省去了中间的机械能转换装置，其输出电能的功率与频率不稳定因素过多，因此采用参数协同自适应VSG 控制策略来减小动态过程中频率与功率的超调和调整时间，提高系统稳定性及输出电能质量。在动态变化过程中根据ω的变化情况实时调节惯性与阻尼系数；同时在大扰动情况下，一次调频可能无法使得频率变化稳定在规定阈值内，因此此时需要引入二次调频来稳定频率。其协同自适应算法的数学模型如下：

式中：J₀和D₀分别为系统稳定运行时VSG的转动惯量值和阻尼系数；k_aci和k_acd分别为惯性和阻尼调节系数；k_ω1和k_ω2分别为一次调频和二次调频系数；1/s表示二次调频的积分环节；Δω为VSG输出角频率与电网频率的偏差；C_j、C_d和C_f分别为惯性、阻尼和频率调节设定的变化阈值，C_j用以滤除接近0时产生的微小波动，避免判定值因正负判断紊乱而失效，从而保证系统的稳定运行，C_d可取C_d＝π×Δf_GB，C_f通常取C_f＝2×π×Δf_GB，其中Δf_GB为电网要求频率变化限值。

参照图5，为虚拟励磁调节器控制结构图。

模拟传统同步发电机组一次调压，建立了虚拟励磁调节器，其数学模型为：

E＝E_ref+k_Q(Q_ref-Q) (6)

式中：E_ref表示给定的系统输出电压，E表示VSG输出电动势，k_Q表示无功-电压下垂特性系数，Q_ref为无功功率给定值，Q为VSG输出无功功率。励磁调节器引入了无功-电压下垂特性，VSG根据其输出无功功率与参考功率的差值来对逆变器输出电压幅值进行调节。

参照图6，为协同自适应VSG控制流程图。

当波浪发电系统投入运行时，提供稳定且较小的J₀和D₀以避免动态功率振荡；之后控制器不断判断频率差值Δω以及频率变化率dω/dt的变化情况。当出现扰动时，若控制器判断Δω×(dω/dt)>0且(dω/dt)>C_j时，通过图4的控制结构，J取J₀+k_aci×|dω/dt|，否则J取J₀；同样若|Δω|>C_d时，D取D₀+k_acd×|Δω|，否则 D取D₀；若Δω>C_f，则采用二次调频，否则采用一次调频。通常情况下，可以取C_d＝0.5×C_f。由于分布式发电系统通常情况采用一次调频即可使频率变化稳定在国标规定的阈值范围内，如果当出现较大扰动时，利用储能电池的快速充放电的辅助，采用二次调频使频率快速恢复到阈值C_f之内。最后判断是否停机退出运行。

Claims (2)

1.一种用于直驱式波浪发电系统的逆变器控制方法，包括以下几个方面：

(1)采集直驱式波浪发电系统的相关参数，包括基于虚拟同步发电机控制的逆变器输出角频率ω，角频率的变化率dω/dt，电网频率ω_g；

(2)确定自适应调节转动惯量参数，计算式如下：

式中，J为虚拟同步发电机的转动惯量；

J₀为系统稳定运行时虚拟同步发电机的转动惯量值；

Δω为逆变器输出角频率与电网频率偏差值；

k_aci为惯性调节系数；

C_j为惯性调节设定的变化阈值，用以避免判定值因正负判断紊乱而失效，从而保证系统的稳定运行；

(3)确定自适应调节阻尼系数，计算式如下：

式中，D为虚拟同步发电机的阻尼系数；

D₀为系统稳定运行时虚拟同步发电机的阻尼系数；

k_acd为阻尼调节系数；

C_d为阻尼调节设定的变化阈值；

(4)确定自适应调节的频率调整方式，根据实际逆变器输出角频率与电网频率偏差值，自适应调节逆变器采用一次调频或者二次调频方式实现功率调整，虚拟功率补偿量的计算式如下：

式中，P_f为调频产生的功率调整量；

k_ω1和k_ω2分别为一次调频和二次调频系数；

1/s为二次调频的积分环节；

C_f为频率调节设定的变化阈值。

(5)在进行实时自适应控制时，采用下面的步骤：

(a)开始时，波浪发电系统空载启动运行，此时转动惯量与阻尼系数分别选取J₀和D₀，同时采取一次调频策略；

(b)实时检测逆变器输出角频率ω，角频率的变化率dω/dt，电网频率ω_g等参数；

(c)确定自适应调节转动惯量参数值；

(d)确定自适应调节阻尼系数值；

(e)判断采用一次调频或二次调频的频率调整方式，确定需要补偿的虚拟功率值；

(f)实时检测运行，重复(b)-(e)，若检测到停机指令，退出运行。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，取C_d＝π×Δf_GB，其中Δf_GB为电网要求频率变化限值。

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