CN111697622B - 一种虚拟同步发电机的附加阻尼控制方法 - Google Patents

一种虚拟同步发电机的附加阻尼控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种虚拟同步发电机的附加阻尼控制方法，包括计算下垂控制模式下VSG的作用电压，计算VSG的频率偏差Δω，将频率偏差Δω注入励磁调节器中，改造VSG的电压控制回路；在无功调节作用下，对设定的VSG参考无功功率Qref与实际无功功率Q之间的跟踪误差进行积分运算，得到VSG中定子和转子的互感Mf及励磁电流if乘积；在无功调节和频率偏差反馈调节同时作用下，测得VSG中转子角度，结合定子和转子的互感Mf及励磁电流if得到相应的PWM脉冲，最后将PWM脉冲转化为驱动信号后输入功率器件中，即完成对虚拟同步发电机的附加阻尼控制。采用本发明附加阻尼控制方法，既能抵消电压耦合带来的负阻尼，又能提高系统的阻尼能力和系统的稳定性。

Description

一种虚拟同步发电机的附加阻尼控制方法
技术领域
本发明属于电子电力技术领域，涉及一种虚拟同步发电机的附加阻尼控制方法。
背景技术
近年来，新能源的大规模并网应用，使得传统电力系统中发电单元的构成发生了巨大的变化，深刻改变着电力系统的动态行为。由于新能源电力大都需要经过电力电子变换器接入电网，缺乏同步发电机(synchronous generator,SG)的转子惯量支撑，大规模并网后电力系统的频率稳定问题日益突出。
为了解决新能源并网引起的弱惯量问题，借鉴SG的频率运行特性，虚拟同步发电机(virtual synchronous generator,VSG)的控制策略应运而生。VSG通过对SG转子运动方程的等效模拟来控制逆变器，使其在频率输出特性上与SG的频率响应特性具有一定的相似性。值得商榷的是，VSG控制的逆变器系统虽然具备了惯量特性，但在并网模式中容易引发系统的不稳定。这是因为VSG在具备SG惯量的同时，也继承了SG容易引起振荡的风险，在受到扰动时，系统的频率会产生持续的振荡。
在进行大量文献研究后表明，VSG的频率-有功与电压-无功控制的相互耦合弱化了系统的阻尼水平，尤其在VSG并联组网运行时阻尼能力会受到更大的影响，威胁系统的稳定性。针对VSG动态特性适应性较弱的问题，有专家学者提出了一种自适应虚拟阻抗控制策略，用来解决中低压阻感线路功率耦合问题，提高系统的可靠性。但这种自适应的虚拟阻抗的实质还是强化了有功-频率和无功-电压的耦合关系，减小功率耦合对控制的影响。并且阻抗的优化实现较为复杂，不易操作。
发明内容
本发明的目的是提供一种虚拟同步发电机的附加阻尼控制方法，解决了现有虚拟同步发电机功率调节与频率动态调节兼顾性差的问题。
本发明所采用的技术方案是，一种虚拟同步发电机的附加阻尼控制方法，包括以下步骤：
步骤1，计算下垂控制模式下虚拟同步发电机的作用电压；
步骤2，计算虚拟同步发电机的频率偏差Δω，将频率偏差Δω注入励磁调节器中，改造虚拟同步发电机的电压控制回路；
步骤3，在无功调节作用下，对设定的虚拟同步发电机参考无功功率Qref与实际无功功率Q之间的跟踪误差进行积分运算，得到虚拟同步发电机中定子和转子的互感Mf及励磁电流if乘积；
步骤4，在无功调节和频率偏差反馈调节同时作用下，测得虚拟同步发电机中转子角度，结合定子和转子的互感Mf及励磁电流if得到相应的PWM脉冲；
步骤5，将PWM脉冲转化为驱动信号后输入功率器件中，即完成对虚拟同步发电机的附加阻尼控制。
本发明的技术特征还在于，
其中，步骤1的具体过程如下：
利用电压霍尔元件采集发电系统中实际电压Ug，计算无功功率-电压下垂控制下的虚拟同步发电机作用电压EU：
EU＝DQ(Un-Ug) (1)
其中，Un为发电系统的额定电压，DQ为无功功率-电压下垂控制系数：
Figure BDA0002553590350000031
式中，Qn为发电系统额定无功功率，Q％为发电系统电压的变化率，U％为发电系统无功功率的变化率。
步骤2中，虚拟同步发电机的频率偏差Δω为虚拟同步发电机给定角速度与实际角速度的差值。
步骤2中，将频率偏差Δω注入发电系统的励磁调节器后，无功调节和频率偏差反馈调节同时作用于虚拟同步发电机，改造了虚拟同步发电机的电压控制回路，此时，虚拟同步发电机的作用电压增大为E，
E＝Eω+EU (3)
Figure BDA0002553590350000032
其中，s为微分算子，Tω为时间常数，Kω为增益常数。
步骤3的具体过程如下：
步骤3.1，在无功调节单独作用于虚拟同步发电机时，利用锁相环技术测得虚拟同步发电机中转子角度θ，用霍尔元件检测出发电系统的实际电流I，此时虚拟同步发电机的实际无功功率为Q：
Q＝Ug·Icosθ (5)
步骤3.2，在无功调节和频率偏差反馈调节同时作用于虚拟同步发电机时，虚拟同步发电机的实际无功功率为Qall：
Figure BDA0002553590350000041
步骤3.3，计算虚拟同步发电机中定子和转子的互感Mf及励磁电流if乘积：
Figure BDA0002553590350000042
其中，K是Q-V下垂控制参数，
K≈Tω·ωn·DQ (8)
其中，ωn为虚拟同步发电机给定角速度。
步骤4中：在无功调节和频率偏差反馈调节同时作用于虚拟同步发电机时，采集虚拟同步发电机的实际角速度ω和转子角度α，此时，虚拟同步发电机生成的PWM脉冲为ePWM，
ePWM＝ω·Mf·ifsinα (9)。
采用角频率采集器采集虚拟同步发电机的实际角速度ω。
步骤5中的功率器件为开关管。
本发明的有益效果是，采用本发明虚拟同步发电机的附加阻尼控制方法，在不需要改进电路结构及附加装备的条件下即可实现VSG的附加阻尼控制，通过将频率偏差经补偿控制器引入电压控制中构成附加阻尼控制，一方面可以抵消电压耦合带来的负阻尼，另一方面，通过参数的合理设计可以有效的提高系统的阻尼能力，提升系统的稳定性，解决了现有虚拟同步发电机功率调节与频率动态调节兼顾性差的问题，实用价值较高。
附图说明
图1是本发明一种虚拟同步发电机的附加阻尼控制方法的流程框图；
图2是本发明实施例中两个虚拟同步发电机并联仿真系统的整体结构示意图；
图3是离网模式下虚拟同步发电机的频率特性曲线；
图4是并网模式下虚拟同步发电机的频率特性曲线；
图5是并网模式下虚拟同步发电机的输出电流曲线；
图6是无附加阻尼控制时两个虚拟同步发电机并联系统的频率输出特征曲线；
图7是无附加阻尼控制时两个虚拟同步发电机并联系统的功率输出特征曲线；
图8是无附加阻尼控制时两个虚拟同步发电机并联系统的电流输出特征曲线；
图9是附加阻尼控制下两个虚拟同步发电机并联系统的频率输出特征曲线；
图10是附加阻尼控制下两个虚拟同步发电机并联系统的功率输出特征曲线；
图11是附加阻尼控制下两个虚拟同步发电机并联系统的电流输出特征曲线。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施方式对本发明进行详细说明。
本发明一种虚拟同步发电机的附加阻尼控制方法，参考图1，具体包括以下步骤：
步骤1，计算下垂控制模式下虚拟同步发电机的作用电压
利用电压霍尔元件采集发电系统中实际电压Ug，计算无功功率-电压下垂控制下的虚拟同步发电机作用电压EU：
EU＝DQ(Un-Ug) (1)
其中，Un为发电系统的额定电压，DQ为无功功率-电压下垂控制系数：
Figure BDA0002553590350000061
式中，Qn为发电系统额定无功功率，Q％为发电系统电压的变化率，U％为发电系统无功功率的变化率。
步骤2，采用角频率采集器采集虚拟同步发电机的实际角速度，计算虚拟同步发电机给定角速度与实际角速度的差值，即频率偏差Δω；
将频率偏差Δω注入发电系统的励磁调节器中，无功调节和频率偏差反馈调节同时作用于虚拟同步发电机，改造了虚拟同步发电机的电压控制回路，此时，虚拟同步发电机的作用电压增大为E，
E＝Eω+EU (3)
Figure BDA0002553590350000062
其中，s为微分算子；Tω为时间常数，可取0.02秒；Kω为增益常数，可取5。
步骤3，在无功调节作用下，对设定的虚拟同步发电机参考无功功率Qref与实际无功功率Q之间的跟踪误差进行积分运算，得到虚拟同步发电机中定子和转子的互感Mf及励磁电流if乘积；
步骤3的具体过程如下：
步骤3.1，在无功调节单独作用于虚拟同步发电机时，利用锁相环技术测得虚拟同步发电机中转子角度θ，用霍尔元件检测出发电系统的实际电流I，此时虚拟同步发电机的实际无功功率为Q：
Q＝Ug·Icosθ (5)
步骤3.2，在无功调节和频率偏差反馈调节同时作用于虚拟同步发电机时，虚拟同步发电机的实际无功功率为Qall：
Figure BDA0002553590350000071
步骤3.3，计算虚拟同步发电机中定子和转子的互感Mf及励磁电流if乘积：
Figure BDA0002553590350000072
其中，K是Q-V下垂控制参数，
K≈Tω·ωn·DQ (8)
其中，ωn为虚拟同步发电机给定角速度。
步骤4，在无功调节和频率偏差反馈调节同时作用于虚拟同步发电机时，采集虚拟同步发电机的实际角速度ω和转子角度α，此时结合定子和转子的互感Mf及励磁电流if得到相应的PWM脉冲ePWM：
ePWM＝ω·Mf·ifsinα (9)
步骤5，将PWM脉冲转化为驱动信号后输入开关管中，即完成对虚拟同步发电机的附加阻尼控制。
本发明虚拟同步发电机的附加阻尼控制方法是针对VSG功率调节与频率动态调节兼顾性差的问题而提出的，采用该控制方法在不需要改进电路结构及附加装备的条件下即可实现VSG的附加阻尼控制，减小系统的波动，极大提高系统的稳定性。
为了验证本发明提出的“虚拟同步发电机的附加阻尼控制方法”的有效性和正确性，利用Matlab/Simulink仿真平台搭建系统模型进行分析验证，该系统模型的整体结构如图2所示，包括相互并联的VSG系统1和VSG系统2，VSG系统1串联有开关S1，VSG系统2串联有开关S2，VSG系统1对应的线路阻抗为Lg1+Rg1，VSG系统2对应的线路阻抗为Lg2+Rg2，VSG系统1和VSG系统2分别被施加了本地负荷，两组并联VSG系统的公共电压点PCC处和电网相连，并连接随机负荷。该系统模型中，VSG系统1和VSG系统2中VSG容量比为2：1，其主要参数如表1-3所示：
表1 VSG1主要参数
Figure BDA0002553590350000081
表2 VSG2主要参数
Figure BDA0002553590350000082
表3负荷及线路阻抗参数
Figure BDA0002553590350000091
图3是离网模式下虚拟同步发电机的频率特性曲线，图4是并网模式下虚拟同步发电机的频率特性曲线，从图3中可知，离网模式下，虚拟同步发电机在1.0s时受到8KW随机负荷扰动，系统频率急剧下降至49.68Hz，之后趋于恒定，随着惯性系数J的增大，系统频率下降趋势逐渐减缓；从图4中可知，并网模式下，虚拟同步发电机在1.0s时受到8KW随机负荷扰动，惯性系数J为0.02kgm2和0.2kgm2对应的频率先急剧下降至49.75Hz，之后又急剧上升至50Hz，之后趋于恒定，恒定后频率值与受到扰动前的接近，惯性系数J为2.0kgm2对应的频率随时间的变化曲线呈波浪线，在受到随机负荷扰动时，系统频率逐渐下降至49.87Hz，之后又平缓上升至50.04Hz再下降，随时间逐渐趋于稳定，以上结果表明，虚拟同步发电机在受到扰动时，系统频率会产生持续的振荡，威胁系统的稳定性。
图5是并网模式下虚拟同步发电机的输出电流曲线，结合图3和图4可知，离网模式下，较大的惯量可以缓解系统受到扰动的情况下频率变化率过大的问题，提高系统应对随机负荷的扰动能力。并网模式下，较大的惯量特性可能会使系统的振荡时间边长，在受到大的扰动时，持续的频率振荡可能触发频率保护动作，不利于系统的安全稳定运行。因此惯量的大小要视具体运行工况来设计，一味的追求大惯量也不一定有利于系统的稳定。
图6-8是采用本发明附加阻尼控制方法前两个虚拟同步发电机并联系统输出特征曲线，图6是无附加阻尼控制时两个虚拟同步发电机并联系统的频率输出特征曲线，图7是无附加阻尼控制时两个虚拟同步发电机并联系统的功率输出特征曲线，图8是无附加阻尼控制时两个虚拟同步发电机并联系统的电流输出特征曲线，两个虚拟同步发电机并联系统即图2所示系统，从图6-8中可看出，起始时刻两台VSG并联带载运行，输出功率为30kW，分别由两台机组承担，3s时突增8kw的随机负荷，系统频率下跌。5s时，VSG系统2增加8kW的有功出力，频率恢复至额定值。从图6中可看出，在VSG系统1和VSG系统2并联运行下，当受到负荷扰动时，系统由于阻尼能力不足导致系统发散失稳，频率和功率不能维持正常运行。由此可以看出，为了提高系统的稳定运行能力，增加系统的等效阻尼是非常有必要的。
图9-11是采用本发明附加阻尼控制方法后两个虚拟同步发电机并联系统输出特征曲线，图9是附加阻尼控制下两个虚拟同步发电机并联系统的频率输出特征曲线，图10是附加阻尼控制下两个虚拟同步发电机并联系统的功率输出特征曲线，图11是附加阻尼控制下两个虚拟同步发电机并联系统的电流输出特征曲线，结合图6-8可知，采用本发明附加阻尼控制方法后，两个虚拟同步发电机并联系统稳定运行能力有所提高，在受到扰动时仍能够保持系统的稳定运行。这也证明了本发明附加阻尼控制方法可以有效的提升系统的阻尼能力，提高系统的稳定性。

Claims (3)

1.一种虚拟同步发电机的附加阻尼控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1，计算下垂控制模式下虚拟同步发电机的作用电压；
所述步骤1的具体过程如下：
利用电压霍尔元件采集发电系统中实际电压Ug，计算无功功率-电压下垂控制下的虚拟同步发电机作用电压EU：
EU＝DQ(Un-Ug) (1)
其中，Un为发电系统的额定电压，DQ为无功功率-电压下垂控制系数：
Figure FDA0003171064090000011
式中，Qn为发电系统额定无功功率，Q％为发电系统电压的变化率，U％为发电系统无功功率的变化率；
步骤2，计算虚拟同步发电机的频率偏差Δω，虚拟同步发电机的频率偏差Δω为虚拟同步发电机给定角速度与实际角速度的差值，将频率偏差Δω注入励磁调节器中，改造虚拟同步发电机的电压控制回路；
将频率偏差Δω注入发电系统的励磁调节器后，无功调节和频率偏差反馈调节同时作用于虚拟同步发电机，改造了虚拟同步发电机的电压控制回路，此时，虚拟同步发电机的作用电压增大为E，
E＝Eω+EU (3)
Figure FDA0003171064090000021
其中，s为微分算子，Tω为时间常数，Kω为增益常数；
步骤3，在无功调节作用下，对设定的虚拟同步发电机参考无功功率Qref与实际无功功率Q之间的跟踪误差进行积分运算，得到虚拟同步发电机中定子和转子的互感Mf及励磁电流if乘积；
所述步骤3的具体过程如下：
步骤3.1，在无功调节单独作用于虚拟同步发电机时，利用锁相环技术测得虚拟同步发电机中转子角度θ，用霍尔元件检测出发电系统的实际电流I，此时虚拟同步发电机的实际无功功率为Q：
Q＝Ug·Icosθ (5)
步骤3.2，在无功调节和频率偏差反馈调节同时作用于虚拟同步发电机时，虚拟同步发电机的实际无功功率为Qall：
Figure FDA0003171064090000022
步骤3.3，计算虚拟同步发电机中定子和转子的互感Mf及励磁电流if乘积：
Figure FDA0003171064090000023
其中，K是Q-V下垂控制参数，
K≈Tω·ωn·DQ (8)
其中，ωn为虚拟同步发电机给定角速度；
步骤4，在无功调节和频率偏差反馈调节同时作用下，测得虚拟同步发电机中转子角度，结合定子和转子的互感Mf及励磁电流if得到相应的PWM脉冲；
在无功调节和频率偏差反馈调节同时作用于虚拟同步发电机时，采集虚拟同步发电机的实际角速度ω和转子角度α，此时，虚拟同步发电机生成的PWM脉冲为ePWM，
Figure FDA0003171064090000031
步骤5，将PWM脉冲转化为驱动信号后输入功率器件中，即完成对虚拟同步发电机的附加阻尼控制。
2.根据权利要求1所述的一种虚拟同步发电机的附加阻尼控制方法，其特征在于，采用角频率采集器采集虚拟同步发电机的实际角速度ω。
3.根据权利要求1所述的一种虚拟同步发电机的附加阻尼控制方法，其特征在于，所述步骤5中的功率器件为开关管。
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