CN111969623A - 一种电网主导型电压源换流器幅相控制方法 - Google Patents

Abstract

一种电网主导型电压源换流器幅相控制方法，首先建立多类型电源动态微分与微电网代数方程，提出电网主导型电压源换流器补偿控制环，其次建立含多类型电源与换流器补偿控制环的孤岛交流微电网全系统动态微增率模型，进而为保证全系统动态稳定，基于微增率模型的暂态能量函数，设计补偿控制环参数与调整幅相变量，从而抑制多类型电源间的功率振荡现象。

Description

一种电网主导型电压源换流器幅相控制方法

技术领域

本发明涉及一种电网主导型电压源换流器的控制方法。

背景技术

目前，分布式风力与光伏发电、直流负荷以及储能装置，一般通过电压源换流器接入交流微电网。传统的电压源换流器通过锁相环跟踪电网频率，相比于常规同步发电机如燃气轮机的功角特性，表现为恒定电流源接入、最大功率输入或输出、无旋转备用等特性。随着更多电流源型换流器替代常规同步发电机，即提高新能源发电比例，减少同步发电机开机，系统整体惯量与有功旋转备用容量降低，同时电源支撑电网电压能力下降，这将不利于交流系统频率稳定。

相比于电流源跟随型换流器，电网主导型电压源换流器及其v-f控制具有无惯性、快速响应电网动态、有功备用快速输出等特点，能够支撑电网运行频率与电压，已经获得学术界和工业界广泛关注。在未来很长时期内，电网主导型换流器的电源与常规同步发电机组可能共同存在于交流系统。在此背景下，如何协调电网主导型换流器与常规同步发电机组的各种控制子系统，确保交流系统的安全稳定多源协同控制是目前面临的实际问题。

当交流电网发生接地故障、负荷恢复等大扰动时，电网主导型电压源换流器能够快速响应电网，并向电网提供瞬时功率支撑。与此同时，传统同步发电机释放惯量即转子动能并且启动调速器。在此期间，电网主导型电压源换流器与传统同步发电机功率输出，通常缺乏协调机制，这将激发两者间电网出现功率振荡现象。该振荡会导致输电线路出现过电流，继电保护动作，造成并网新能源发电机组脱网，传统同步发电机跳闸，进一步造成电网电源连续损失，严重情况下会引起电网频率失稳甚至电网崩溃。

为解决上述问题，可通过采集换流器并网点电压，设计反馈控制器，安装类似同步发电机电力系统稳定器，提高换流器的阻尼比。然而，该种方案并未从揭示功率振荡机理出发，难以抑制换流器与传统同步发电机间的功率振荡。

发明内容

本发明的目的是克服现有方法的缺点，提出一种电网主导型电压源换流器幅相控制方法。本发明能够使电压源换流器独立支撑电网运行，快速抑制独立微电网中的功率振荡现象，实现电网主导型电压源换流器与传统同步发电机的协同控制运行，更好地适应高比例电力电子换流器交流电网不同的暂动态运行场景，提高交流系统孤岛运行的弹性和恢复能力，抑制多类型电源间的功率振荡，确保交流系统的动态稳定性。

本发明的电网主导型电压源换流器幅相控制方法，首先建立多类型电源的动态微分与代数方程，建立含多类型电源孤岛交流电网的动态微增率模型，其次基于微增率暂态能量函数，为保证全系统动态稳定，设计电网主导型电压源换流器补偿控制器，控制换流器幅相变量，进而抑制多类型电源间的功率振荡。

本发明电网主导型电压源换流器幅相控制方法具体如下：

步骤1：建立燃气轮机和柴油同步发电机动态微分方程，并建立含v-f下垂控制器的电网主导型电压源换流器动态微分方程。

为控制器设计方便，忽略燃气轮机和柴油同步发电机调速器动态差异特性，建立两者统一的动态微分方程如下：

考虑换流器有功功率测量环节的延迟效应，计算含v-f下垂控制器的换流器惯性响应时间常数为

及其阻尼特性D_Pi。因此，电压源换流器的动态微分方程可表达为：

式(1)和(2)中，i为同步发电机或换流器的数目标识，i∈SG，SG表示同步发电机类型，δ_i为同步发电机转子相位角，Δω_i是同步发电机转子速度变化量，

为换流器虚拟同步角度，

为换流器虚拟速度，ω_ref为电力系统额定角频率，即ω_ref＝2π·50Hz，H_Gi为同步发电机惯性时间常数，D_Fi为同步发电机摩擦阻尼系数,H_VSIi为换流器测量环节延迟效应引起的惯性，D_Pi为换流器有功-频率下垂系数，△P_gi为同步发电机调速器有功输出，R_gi为同步发电机调速器下垂系数，T_gi为同步发电机调速器响应时间常数，△P_ei为同步发电机输出的电磁功率，

为换流器输出的电磁功率，△P_seci为同步发电机AGC负荷参考设定值，u_seci为换流器二次频率控制输出量t表示时间，ω_ci是换流器的滤波器截止频率。

步骤2：对换流器v-f下垂控制器附加控制外环，调整换流器内部电压的幅值和相角，从而调整换流器瞬时输出有功功率和无功功率。考虑附加控制外环输出，建立含附加控制的换流器输出功率表达式。

假设换流器无外环附加控制时的内部电压为E_ai∠0，E_ai为幅值，0为相角。当考虑附加控制器后，

E_ci(cosθ+jsinθ)＝E_ai+(α_i+jγ_i)E_ai (3)

式中，α_i为附加控制器幅值控制的输出量，γ_i为附加控制器相位控制的输出量，θ为换流器输出电压E_ai的调整相角，E_ci为换流器输出电压E_ai的调整幅值，j指明复数的虚部位置。

根据公式(3)，则：

假设外部系统由同步发电机代替且其端电压保持不变，即端电压U_i为常数，则含附加控制器的换流器输出功率P_cb可表达为：

式中，x_cb为换流器与同步发电机之间的电抗值，δ_ab为换流器与同步发电机之间的相位角。将式(4)代入式(5)中，并定义

可得：

P_cb＝P_max(1+α)sinδ_ab+γcosδ_ab) (6)

在式(4)、式(5)与式(6)中，θ为换流器输出电压的调整相角，α_i为附加控制器幅值控制的输出量，γ_i为附加控制器相位控制的输出量，E_ai为换流器输出电压幅值，E_ci为换流器输出电压E_ai的调整幅值，P_cb为含附加控制器后的换流器输出功率，x_cb为换流器与同步发电机之间的电抗值，U_i为同步发电机端口的端电压。P_max为换流器与同步发电机之间传输的最大功率，P_cb为换流器与同步发电机之间传输的实际功率，δ_ab为换流器与同步发电机相位角之差。

由式(6)可知，通过控制附加控制器幅值控制的输出量α与附加控制器相位控制的输出量γ可改变电网主导型换流器有功功率输出。

步骤3：考虑换流器附加外环控制器作用，分别计算电网主导型换流器与同步发电机输出的电磁功率，并采用微增率模型表示。结合电网潮流计算公式，采用矩阵形式描述该微增率模型如下：

式(7)中，△P_FG为换流器输出的微增电磁功率，△P_SG为同步发电机输出的微增电磁功率，△δ_FG为换流器虚拟角位置变化矢量，△δ_SG为同步发电机角位置变化矢量，△γ_FG为换流器角位置控制量，H_FF为△P_FG相对于△δ_FG的雅克比矩阵变量，H_FS为△P_FG相对于△δ_SG的雅克比矩阵变量，H_SF为△P_SG相对于△δ_FG的雅克比矩阵变量，H_SS为△P_SG相对于△δ_SG的雅克比矩阵变量，K_FF为△P_FG相对于△γ_FG的输入矩阵变量，K_SS为△P_SG相对于△γ_FG的输入矩阵变量。

式(7)中的系数矩阵，即

中的元素可表示为：

公式中，

表示偏导数，H_FFii为第i台换流器输出功率P_FGi相对于该换流器相角δ_FGi的偏导数，H_FFij为第i台换流器输出功率P_FGi相对于第j台换流器相角δ_FGj的偏导数，H_FSij为第i台换流器输出功率P_FGi相对于第j台同步发电机相角δ_SGj的偏导数，H_SFji为第j台同步发电机输出功率P_SGj相对于第i台换流器相角δ_FGi的偏导数，H_SSii为第i台同步发电机输出功率P_SGi相对于该台同步发电机相角δ_SGi的偏导数，H_SSij为第i台同步发电机输出功率P_SGi相对于第j台同步发电机相角δ_SGj的偏导数。

输入矩阵(K_FF K_SS)^T中的元素可表示为：

公式中，

表示偏导数，K_FFii为第i台换流器输出功率P_FGi相对于该换流器相角输入控制量γ_FGi的偏导数，K_FFij为第i台换流器输出功率P_FGi相对于j台换流器相角输入控制量γ_FGj的偏导数，K_SSii为第i台同步发电机输出功率P_SGi相对于第i台换流器相角输入控制量γ_FGi的偏导数，K_SSij为第i台同步发电机输出功率P_SGi相对于j台换流器相角输入控制量γ_FGj的偏导数。

另外，H_SF与H_FS共轭转置。

步骤4：将步骤1中式(1)和式(2)整合成矩阵形式如式(8)和式(9)所示，并将步骤3中的结果式(7)代入式(9)中。在此基础上，推导全系统微增模型能量函数，并对其求导，获得保证系统稳定的充分条件。具体如下：

考虑燃气轮机和柴油同步发电机调速器下垂控制，具有快速调节特性，重新表达式(1)，并与(2)结合如下：

式(8)中，△ω_FG为换流器虚拟速度矢量，△ω_SG为同步发电机转子速度矢量，H_FG为换流器等效惯量构建的对角矩阵，H_SG为同步发电机惯量构建的对角矩阵，D_FG为电网主导换流器下垂系数构建的对角矩阵，D_SG为同步发电机调速器下垂系数构建的对角矩阵，△P_FG为换流器输出的微增电磁功率，△P_SG为同步发电机输出的微增电磁功率，△δ_FG为换流器虚拟相位角变化量构建的矢量，△δ_SG为同步发电机相位角变化量构建的矢量。

将步骤3中的式(7)代入式(9)，可得：

基于李雅普若夫函数，含同步发电机与换流器动态过程的全系统微增率能量函数可表达为动能与势能之和如下：

式(11)中，△E为动能和势能之和，

H_G为换流器虚拟惯量与同步发电机惯量构建的矩阵，H_FG为换流器等效惯量构建的对角矩阵，H_SG为同步发电机惯量构建的对角矩阵。J_G为雅克比矩阵，

△ω_FG为换流器虚拟速度矢量，△ω_SG为同步发电机转子速度矢量，

为△ω_FG与△ω_SG构建的矢量转置，△δ_FG为换流器虚拟相位角变化量构建的矢量，△δ_SG为同步发电机相位角变化量构建的矢量，

为△δ_FG与△δ_SG构建的矢量转置。

在系统运行点，||H_G||≥0，||J_G||≥0，则公式(11)为半正定函数。为保证全系统渐进稳定，一般对式(11)求导，即

将式(8)与(10)代入式(11)的导数中，重新运算可得

式(12)中，

其中，D_FG为电网主导换流器下垂系数构建的对角矩阵，D_SG为同步发电机调速器下垂系数构建的对角矩阵，为换流器输出功率对附加控制输出的灵敏度，K_SS为同步发电机输出功率对附加控制输出的灵敏度，D_G为换流器与同步发电机阻尼构建的阻尼矩阵，K_C为灵敏度系数构建的矩阵。

当考虑同步发电机与电网主动型换流器下垂控制的阻尼特性时，||D_G||≥0。取决于K_C为各发电机或换流器输出功率对附加控制输出的灵敏度，并不能保证

因此，需要在步骤5设计附加控制器保证

确保计入附加控制器效果的全系统是稳定的。△E为动能和势能之和，

为灵敏度系数构建的转置矩阵，ω_G为换流器虚拟速度与同步发电机速度所构建的矢量，△γ_FGi是控制器输入量并作为同步发电机和换流器角频率差的函数。

步骤5：为保证式(12)中

可考虑将该项设计为二次型函数，即△γ_FGi为同步发电机或换流器角频率差的函数。因此，本发明设计的附加控制器可用函数表达为：

进一步将式(13)表达为矢量形式如下：

式(14)中，△ω_FGi与△ω_SGj分别为相对于额定值的电网主导型换流器i与同步发电机j的角频率微增量，k_Cij为该换流器与同步发电机的电气距离，c_i为系数。计入该电网主导型换流器i与所有同步发电机的交互影响，则j∈SG表明所有同步发电机的交互影响之和。

进一步地，根据式(4)中

忽略电压变化的影响，即α_i＝0，当θ表示换流器i输出电压的调整相角微增量Δθ_i时，则：

Δθ_i＝atan(Δγ_FGi) (15)

其中Δθ_i为换流器i输出电压的调整相角微增量，采用相似的推导原则，忽略电压源换流器电压相角的影响，设计电压外环控制器如下：

式(16)中，α_i为式(3)中的电压源换流器电压幅值变化微增量比率，

是电网主导型换流器i端电压变化微增量，

为同步发电机j的端电压变化微增量，b_i为控制系数。

根据上述设计原则设计出电网主导型换流器附加控制环。

本发明电网主导型电压源换流器幅相控制方法，相比传统电网主导型电压源换流器控制方法，能够保证电压源换流器独立支撑电网运行，能够快速抑制独立微电网中的功率振荡，能够改善独立电网的小信号动态稳定域，实现了电网主导型电压源换流器与传统同步发电机的协同控制运行。

附图说明

图1为本发明提出的含异质电源的独立微电网系统示意图；

图2为电网主导型电压源换流器多阶段多环及其附加幅相控制框架图；

图3为面向电网功率振荡抑制的电网主导型电压源换流器附加控制器；

图4为两机四节点微电网测试系统示意图；

图5为本发明控制方法与传统方法对比下的电网主导型换流器有功功率输出曲线；

图6为本发明控制方法与传统方法对比下的同步发电机有功功率输出曲线；

图7为本发明控制方法与传统方法对比下的电网主导型换流器频率响应曲线；

图8为本发明控制方法与传统方法对比下的同步发电机频率响应曲线。

具体实施方式

下面结合附图与具体实施方式以及实施例进一步说明本发明。

如图2所示，本发明通过控制电网主导型换流器端电压相位，从而改变换流器瞬时输出电磁功率，进而能够抑制系统功率振荡。首先在传统同步发电机和电网主导型换流器动态微分方程以及微电网代数方程基础上，建立全系统微增率动态方程；基于该微增率动态方程，通过评估全系统李雅普诺夫稳定性，设计电网主导型换流器附加控制器；最终通过采集传统同步发电机和电网主导型换流器角频率，控制换流器瞬时输出电磁功率，抑制系统功率振荡。本发明主要分为以下5个步骤。

步骤1：建立燃气轮机和柴油同步发电机动态微分方程，并建立含v-f下垂控制器的电网主导型电压源换流器动态微分方程，方法如下；

为控制器设计方便，忽略燃气轮机和柴油同步发电机调速器动态差异特性，建立两者统一的动态微分方程如下：

考虑换流器有功功率测量环节的延迟效应，计算含v-f下垂控制器的换流器惯性响应时间常数为

及其阻尼特性D_Pi。因此，电压源换流器的动态微分方程可表达为：

式(1)和(2)中，i∈SG，SG表示同步发电机类型，δ_i为同步发电机转子相位角，△ω_i为同步发电机转子速度，

为换流器虚拟同步角度，

为换流器虚拟速度，ω_ref为电力系统额定角频率，即ω_ref＝2π·50Hz，H_Gi为同步发电机惯性时间常数，D_Fi为同步发电机摩擦阻尼系数,H_VSIi为换流器测量环节延迟效应引起的惯性，D_Pi为换流器有功-频率下垂系数，△P_gi为同步发电机调速器有功输出，R_gi为同步发电机调速器下垂系数，T_gi为同步发电机调速器响应时间常数，△P_ei为同步发电机输出的电磁功率，

为换流器输出的电磁功率，△P_seci为同步发电机AGC负荷参考设定值，u_seci为换流器二次频率控制输出量。

步骤2：对换流器v-f下垂控制器附加控制外环，如图1所示。调整换流器内部电压的幅值和相角，从而调整换流器瞬时输出有功功率和无功功率。考虑附加控制外环输出，建立含附加控制的换流器输出功率表达式，方法如下：

假设换流器无外环附加控制时的内部电压为E_ai∠0，此时，E_ai为幅值，0为相角。当考虑附加控制器后，

E_ci(cosθ+jsinθ)＝E_ai+(α_i+jγ_i)E_ai (3)

式中，j指明复数的虚部位置，α_i为附加控制器幅值控制的输出量，γ_i为附加控制器相位控制的输出量，θ为换流器输出电压E_ai的调整相角，E_ai为换流器输出电压，E_ci为换流器输出电压E_ai的调整幅值，根据公式(3)，则：

假设外部系统由同步发电机代替且其端电压保持不变，即U_i为常数，则含附加控制器的换流器输出功率可表达为：

式中，x_cb为换流器与同步发电机之间的电抗值，δ_cb为换流器与同步发电机之间的相位角。将式(4)代入(5)中，并定义

可得：

P_cb＝P_max((1+α)sinδ_ab)+γcosδ_ab) (6)

在式(4)、(5)与(6)中，θ为换流器输出电压的调整相角，α_i为附加控制器幅值控制的输出量，γ_i为附加控制器相位控制的输出量，E_ai为换流器输出电压幅值，E_ci为换流器输出电压E_ai的调整幅值，P_cb为含附加控制器后的换流器输出功率，x_cb为换流器与同步发电机之间的电抗值，U_i为同步发电机端口的端电压。P_max为换流器与同步发电机之间传输的最大功率，P_cb为换流器与同步发电机之间传输的实际功率，δ_ab为换流器与同步发电机之间的相位角。由(6)可知，通过控制α与γ可改变电网主导型换流器有功功率输出。

步骤3：考虑换流器附加外环控制器作用，分别计算电网主导型换流器与同步发电机输出的电磁功率，并采用微增率模型表示。结合电网潮流计算公式，采用矩阵形式描述该微增率模型如下：

式(7)中，△P_FG为换流器输出的微增电磁功率，△P_SG为同步发电机输出的微增电磁功率，△δ_FG为换流器虚拟角位置变化矢量，△δ_SG为同步发电机角位置变化矢量，△γ_FG为换流器角位置控制量。

当i∈FG，即FG表示换流器时，式(7)中的系数矩阵，即

中的元素可表示为：

输入矩阵(K_FF K_SS)^T中的元素可表示为：

式(7)中，当i∈SG，即SG表示同步发电机时，系数矩阵元素如下所示：

另外，H_SF与H_FS共轭转置。H_FF为△P_FG相对于△δ_FG的雅克比矩阵变量，H_FS为△P_FG相对于△δ_SG的雅克比矩阵变量，H_SF为△P_SG相对于△δ_FG的雅克比矩阵变量，H_SS为△P_SG相对于△δ_SG的雅克比矩阵变量，K_FF为△P_FG相对于△γ_FG的输入矩阵变量，K_SS为△P_SG相对于△γ_FG的输入矩阵变量。

步骤4：将步骤1中式(1)和式(2)整合成矩阵形式，并将步骤3中的结果代入步骤1公式中。在此基础上，推导全系统微增模型能量函数，并对其求导，获得保证系统稳定的充分条件，具体如下：

考虑燃气轮机和柴油同步发电机调速器下垂控制，具有快速调节特性，重新表达式(1)，并与式(2)结合如下

将步骤3中的式(7)代入步骤4中式(9)，可得：

式(8)、(9)、(10)中，△δ_FG为换流器虚拟同步角度的变化量，△δ_SG为同步发电机的同步角度变化量，ω_ref为同步发电机转速的额定值，△ω_FG为换流器虚拟速度矢量，△ω_SG为同步发电机转子速度矢量，H_FG为换流器等效惯量构建的对角矩阵，H_SG为同步发电机惯量构建的对角矩阵，D_FG为电网主导换流器下垂系数构建的对角矩阵，D_SG为同步发电机调速器下垂系数构建的对角矩阵，△P_FG为考虑附加控制器后的换流器输出功率增量，△P_SG为考虑附加控制器后的同步发电机输出功率增量，△γ_FG为换流器角位置控制量，H_FF为△P_FG相对于△δ_FG的雅克比矩阵变量，H_FS为△P_FG相对于△δ_SG的雅克比矩阵变量，H_SF为△P_SG相对于△δ_FG的雅克比矩阵变量，H_SS为△P_SG相对于△δ_SG的雅克比矩阵变量，K_FF为△P_FG相对于△γ_FG的输入矩阵变量，K_SS为△P_SG相对于△γ_FG的输入矩阵变量。

基于李雅普若夫函数，含同步发电机与换流器动态过程的全系统微增率能量函数可表达为动能与势能之和如下：

式(11)中，△E为动能和势能之和，H_G为换流器虚拟惯量和同步发电机惯量构成的惯量矩阵，J_G为雅克比矩阵，

△ω_FG为换流器虚拟速度矢量，△ω_SG为同步发电机转子速度矢量，△δ_FG为换流器虚拟同步角度的变化量，△δ_SG为同步发电机的同步角度变化量。

在系统运行点，||H_G||≥0，||J_G||≥0，则公式(11)为半正定函数，H_G为换流器虚拟惯量与同步发电机惯量构建的矩阵，J_G为雅克比矩阵。

为保证全系统渐进稳定，一般对式(11)求导，即

将式(8)与式(10)代入式(11)的导数中，重新运算可得：

式(12)中，D_G为同步发电机和换流器等效的阻尼矩阵，K_C为灵敏度矩阵，

其中，K_FF为换流器输出功率对附加控制输出的灵敏度，K_SS为同步发电机输出功率对附加控制输出的灵敏度。当考虑同步发电机与电网主动型换流器下垂控制的阻尼特性时，||D_G||≥0。取决于K_C为各发电机或换流器输出功率对附加控制输出的灵敏度，并不能保证

因此，需要在步骤5设计附加控制器保证

确保计入附加控制器效果的全系统是稳定的。

步骤5：为保证式(12)中

可考虑将该项设计为二次型函数，即△γ_FGi为同步发电机或换流器角频率差的函数。因此，设计的该附加控制器可用函数表达为：

进一步将式(13)表达为矢量形式如下：

计入该电网主导型换流器i与所有同步发电机的交互影响，则_j∈SG表明所有同步发电机的交互影响之和。进一步地，根据式(4)，忽略电压变比的影响，则：

△θ_i＝atan(△γ_FGi) (15)

在式(13)、式(14)、式(15)中，△γ_FGi为同步发电机或换流器角频率差的函数，△ω_G为同步发电机或换流器角频率差组成的矢量，K_C为系数矩阵，T表示转置，△ω_FGi与△ω_SGj分别为相对于额定值的电网主导型换流器i与同步发电机j的角频率微增量，k_Cij为该换流器与同步发电机的电气距离，c_i为系数，△θ_i为换流器输出电压的调整相角偏差值。

采用相似的推导原则，忽略电压源换流器电压相角的影响，设计电压外环控制器如下：

式(16)中，α_i为式(3)中的电压源换流器电压幅值变化微增量比率，

为电网主导型换流器i的端电压变化微增量，

为同步发电机j的端电压变化微增量，b_i为控制系数。

根据上面的设计原则，设计的电网主导型换流器附加控制器如图3所示。

为验证所提控制方法及实施步骤的正确性与合理性，本发明借助仿真软件Matlab/Simulink/SimPowerSystem，取IEEE 13节点系统部分馈线，建立两机四节点独立微电网系统，其中两机分别为柴油同步发电机与基于电网主导型换流器的光伏电源。

在仿真测试中，假设该微电网处于停电状态，在t＝0s时恢复系统60％负荷，经过1s后，恢复剩余40％负荷。柴油同步发电机与电网主导型换流器，注入电网有功功率及其端口频率曲线分别如图5、图6、图7和图8所示。如图7和图8所示，当恢复负荷时，电网主导型换流器与柴油同步发电机能够迅速支撑电网运行。在电网主导型换流器无附加控制器时，电源注入电网功率出现振荡，甚至在恢复剩余40％负荷时，由于电网主导型换流器下垂系数下降，引起系统出现振荡型失稳。然而，当电网主导型换流器附加本发明设计的外环控制器时，换流器注入电网有功功率振荡得到抑制，并且电网频率趋于稳定，不会出现发散失稳。由于未考虑二次频率控制的效果，在负荷得到恢复后，系统频率未恢复至额定值。因此，上述算例验证了本发明换流器幅相控制方法，在负荷恢复等大扰动过程中，异质电源间的功率振荡得到抑制，同时保证了系统的频率稳定性。

Claims (6)

1.一种电网主导型电压源换流器幅相控制方法，其特征在于：所述的电网主导型电压源换流器幅相控制方法，首先建立多类型电源动态微分与微电网代数方程，提出电网主导型电压源换流器补偿控制环，其次建立含多类型电源与换流器补偿控制环的孤岛交流微电网全系统动态微增率模型，进而为保证全系统动态稳定，基于微增率模型的暂态能量函数，设计补偿控制环参数与调整幅相变量，从而抑制多类型电源间的功率振荡现象；

步骤如下：

步骤1：建立燃气轮机和柴油同步发电机动态微分方程，并建立含v-f下垂控制器的电网主导型电压源换流器动态微分方程；

步骤2：对换流器v-f下垂控制器附加控制外环，控制原则为调整换流器内部电压的幅值和相角，从而调整换流器瞬时输出有功功率和无功功率；

步骤3：建立含多类型电源与换流器补偿控制环的孤岛交流微电网全系统动态微增率模型；

步骤4：建立全系统微增率模型的暂态能量函数，并获得系统稳定的充分条件。

2.如权利要求1所述的电网主导型电压源换流器幅相控制方法，其特征在于：所述的步骤1中，建立含v-f下垂控制器的电网主导型电压源换流器动态微分方程方法如下：

考虑换流器有功功率测量环节的延迟效应，计算含v-f下垂控制器的换流器惯性响应时间常数为

及其阻尼特性D_Pi；因此，电网主导型电压源换流器的动态微分方程表达为：

式(1)中，

为换流器虚拟同步角度，

为换流器虚拟速度；ω_ref为电力系统额定角频率，即ω_ref＝2π·50Hz；D_Fi为同步发电机摩擦阻尼系数,H_VSIi为换流器测量环节延迟效应引起的惯性，D_Pi为换流器有功-频率下垂系数；

为换流器输出的电磁功率；u_seci为二次频率控制下换流器的输出功率。

3.如权利要求1所述的电网主导型电压源换流器幅相控制方法，其特征在于：所述的步骤2中，换流器v-f下垂控制器附加控制外环的设计原则如下：

假设换流器无外环附加控制时的内部电压为E_ai∠0，当考虑附加控制器后，

E_ci(cosθ+jsinθ)＝E_ai+(α_i+jγ_i)E_ai (3)

式中，α_i为换流器i附加控制器幅值控制的输出量，γ_i为换流器i附加控制器相位控制的输出量，j指明复数的虚部位置，θ为换流器输出电压E_ai的调整相角，E_ci为换流器输出电压E_ai的调整幅值；根据公式(3)，则：

α为附加控制器幅值控制的输出量，γ为附加控制器相位控制的输出量，假设外部系统由同步发电机代替，且其端电压保持不变，即同步发电机端电压U_i为常数，则含附加控制器的换流器输出功率表达为：

将式(4)代入(5)中，

P_cb＝P_max((1+α)sinδ_ab+γcosδ_ab) (6)

由式(6)可知，通过控制附加控制器幅值控制的输出量α与附加控制器相位控制的输出量γ能够改变电网主导型换流器有功功率输出；

式(5)和式(6)中，θ为换流器输出电压的调整相角，α为附加控制器幅值控制的输出量，γ为附加控制器相位控制的输出量，E_ci为换流器输出电压的调整幅值，P_cb为含附加控制器后的换流器输出功率，x_cb为换流器与同步发电机之间的电抗值，U_i为同步发电机端口的端电压，P_max为换流器与同步发电机之间传输的最大功率，P_cb为换流器与同步发电机之间传输的实际功率，δ_ab为换流器与同步发电机相位角之差。

4.如权利要求1所述的电网主导型电压源换流器幅相控制方法，其特征在于：所述的步骤3中，建立含多类型电源与换流器补偿控制环的孤岛交流微电网全系统动态微增率模型的方法如下：

考虑换流器附加外环控制器作用，分别计算电网主导型换流器与同步发电机输出的电磁功率，并采用微增率模型表示；结合电网潮流计算公式，采用矩阵形式描述该微增率模型如下：

在式(7)中，△P_FG为换流器输出的微增电磁功率，△P_SG为同步发电机输出的微增电磁功率，△δ_FG为换流器虚拟角位置变化矢量，△δ_SG为同步发电机角位置变化矢量，△γ_FG为换流器角位置控制量，H_FF为△P_FG相对于△δ_FG的雅克比矩阵变量，H_FS为△P_FG相对于△δ_SG的雅克比矩阵变量，H_SF为△P_SG相对于△δ_FG的雅克比矩阵变量，H_SS为△P_SG相对于△δ_SG的雅克比矩阵变量，K_FF为△P_FG相对于△γ_FG的输入矩阵变量，K_SS为△P_SG相对于△γ_FG的输入矩阵变量。

5.如权利要求1所述的电网主导型电压源换流器幅相控制方法，其特征在于：所述的步骤3中，建立全系统微增率模型的暂态能量函数，并获得系统稳定的充分条件的方法如下：

基于李雅普若夫函数，含同步发电机与电网主导型换流器动态过程的全系统微增率能量函数表达为动能与势能之和如下：

式(11)中，

在系统运行点，||H_G||≥0，||J_G||≥0，则式(11)为半正定函数；为保证全系统渐进稳定，对式(11)求导，即

重新运算可得：

式(12)中，

当考虑同步发电机与电网主动型换流器下垂控制的阻尼特性时，||D_G||≥0；取决于K_C为各发电机或换流器输出功率对附加控制输出的灵敏度，并不能保证

因此，需要设计附加控制器保证

确保计入附加控制器的系统是稳定的；

在式(11)和式(12)中，△E为动能和势能之和，H_G为换流器虚拟惯量与同步发电机惯量构建的矩阵，J_G为雅克比矩阵，△ω_FG为换流器虚拟速度矢量，△ω_SG为同步发电机转子速度矢量，D_G为换流器与同步发电机阻尼构建的阻尼矩阵，D_FG为电网主导换流器下垂系数构建的对角矩阵，D_SG为同步发电机调速器下垂系数构建的对角矩阵，K_C为灵敏度矩阵，K_FF为换流器输出功率对附加控制输出的灵敏度，K_SS为同步发电机输出功率对附加控制输出的灵敏度，△γ_FGi为同步发电机或换流器角频率差的函数，T表示矩阵转置，

为换流器虚拟角位置与同步发电机角位置变化矢量所构建矢量微增率量的转置，δ_G为换流器虚拟角位置与同步发电机角位置矢量所构建的矢量。

6.如权利要求1或5所述的电网主导型电压源换流器幅相控制方法，其特征在于：所述的步骤5中，基于暂态能量函数稳定条件，即

设计补偿控制环参数与调整换流器电压源幅相变量的方法如下：

为保证式(12)中的

将

设计为二次型函数，即△γ_FGi为同步发电机或换流器角频率差的函数；因此，该附加控制器用函数表达为：

式(13)中，K_C为灵敏度矩阵，T表示矩阵转置，△ω_G换流器虚拟速度与同步发电机速度微增率变化矢量所构建的矩阵；

进一步将式(13)表达为矢量形式如下：

式(14)中，△ω_FGi与△ω_SGj分别为相对于额定值的电网主导型换流器i与同步发电机j的角频率微增量，k_Cij为该换流器与同步发电机的电气距离，c_i为控制器系数；计入该电网主导型换流器i与所有同步发电机的交互影响，则j∈SG表明所有同步发电机的交互影响之和；

进一步地，忽略电压变比的影响，即α_i＝0，当θ表示换流器i输出电压的调整相角微增量Δθ_i时，则：

Δθ_i＝atan(Δγ_FGi) (15)

Δθ_i为换流器i输出电压的调整相角，△γ_FGi是控制器输入量并作为同步发电机或换流器角频率差的函数；

采用相似的推导原则，忽略电压源换流器电压相角的影响，设计电压外环控制器如下：

式(16)中，α_i为式(3)中的电压源换流器电压幅值变化微增量比率，

是电网主导型换流器i端电压变化微增量，

是同步发电机j的端电压变化微增量，b_i为控制器系数，k_Cij为该换流器与同步发电机的电气距离，SG表示同步发电机编号集合。

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