CN112653160B - 一种基于虚拟同步发电机的主动电网频率支撑控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于虚拟同步发电机的主动电网频率支撑控制方法，在虚拟同步发电机有功控制策略基础上引入一阶高通滤波器环节，提取负荷扰动分量，将其作为传统VSG中频率参考输出值的补偿分量，改变负荷突变暂态过程中的VSG频率输出特性，进而实现电网频率的主动支撑，并利用粒子群算法进行高通滤波器环节参数的优化，提升主动支撑效果。本发明提出的控制结构简单，能够在负荷功率波动时实现主动支撑的效果，改善系统暂态频率响应，还进一步促进了电网对新能源的消纳能力。

Description

一种基于虚拟同步发电机的主动电网频率支撑控制方法

技术领域

本发明属于逆变器控制领域，具体涉及一种基于虚拟同步发电机的主动电网频率支撑控制方法。

背景技术

随着新能源并网逆变器的大规模馈入，以分布式新能源发电系统为主的电力系统时代必将到来。传统电力系统中，旋转电机可以提供较大的转动惯量，有利于维持系统稳定，而在高比例新能源并网系统中，并网逆变器作为分布式电源并网的接口，具有快速响应、控制性能灵活、无转动惯量的特点，无法在负荷扰动时为系统提供功率支撑，因此并网逆变器接入电网会降低系统惯性，增大电网频率波动，严重威胁系统的安全稳定运行。

借鉴传统同步发电机的运行经验，相关学者提出了虚拟同步发电机(virtualsynchronous generator，VSG)概念，利用并网逆变器控制灵活的特点使其模拟同步发电机的运行特征，进而获得与同步发电机机械转子和调速器相似的惯量和一次调频特性，增强了高比例电力电子系统的频率抗干扰能力，因而VSG控制策略受到广泛关注和应用。

目前对VSG技术的研究多集中于对虚拟惯量的模拟或改进，不仅实现过程复杂，而且没有充分利用并网逆变器控制系统灵活可控的特点，导致VSG对提高频率稳定性的效果存在一定局限性。VSG控制重要的缺点在于该算法模拟SG转动惯量的同时，亦对有功-频率(P-f)和无功-幅值(Q-V)特性进行了模拟。导致系统负荷变化后，VSG和SG的频率均沿着P-f下垂特性曲线进行变化，因而VSG对电网频率的支撑能力有限，不能实现电网频率的主动支撑。

发明内容

本发明的目的是提供一种基于虚拟同步发电机的主动电网频率支撑控制方法，旨在实现主动支撑电网频率效果，并能提高系统频率暂态稳定性，进一步促进电网对新能源的消纳能力。

本发明的一种基于虚拟同步发电机的主动电网频率支撑控制方法，包括以下步骤：

步骤1：获取VSG-SG耦合系统中VSG侧的输出电压和输出电流，根据输出电压和输出电流，通过功率计算环节得到实时有功功率值。

步骤2：将步骤1中获取的有功功率值通过一阶高通滤波器环节引入至VSG的有功控制环中，将其作为传统VSG中频率参考输出值的补偿分量。

步骤3：建立VSG-SG耦合系统模型，包括VSG有功控制环节、SG模型及线路，推导负荷扰动输入到SG频率输出的传递函数关系G(s)。

步骤4：采用粒子群算法对以G(s)的H_∞/H₂范数为目标函数的主动电网频率支撑策略进行参数优化，得到频率响应性能最优的高通滤波器参数值，提升提高主动电网频率支撑效果。

进一步的，VSG-SG耦合系统模型的有功控制环方程为：

其中，ω_n为额定角频率，ω₁为VSG的虚拟角频率，P_m1为虚拟机械功率，P₁为逆变器输出有功功率，J₁为虚拟惯量，D₁为阻尼系数，P_ref为有功功率指令，k_p1为调速器调节系数。

SG控制系统包括励磁调节器和调速器环节，根据同步发电机的转子运动方程可得：

其中，ω₂*为发电机转子角频率，k_p2为SG调速器比例系数，T₂为调速器时延常数，*号上标表示标幺值，T_j为惯性时间常数。

将式(2)线性化并转换至有名值下得：

其中，S_base为系统功率基准值。

VSG-SG耦合系统等效电路中，E₁∠θ₁、E₂∠θ₂分别为VSG、SG输出电压，V_pcc∠θ_pcc为PCC点电压，X₁、X₂分别为线路等效输出电抗，P_load为负载功率。对应VSG和SG输出的有功功率分别为：

其中，δ₁、δ₂分别为VSG及SG输出电压相对PCC电压的相角差，可以表示为

根据功率守恒关系，负荷扰动功率为VSG、SG输出功率扰动量之和，因此有：

ΔP₁+ΔP₂＝ΔP_load (6)

将式(1)-式(6)进行线性化，得到负荷扰动输入到SG频率输出的闭环传递函数为

其中，系数a₀-a₅，b₀-b₄表达式分别为：

其中，

进一步的，选用H_∞范数和H₂范数的加权作为目标函数，利用粒子群优化算法对高通滤波器环节的参数进行优化，目标函数设为：

minJ＝α||G(s)||_∞+(1-α)||G(s)||₂ (10)

其中，G(s)为等式(7)所示传递函数，α∈[0,1]为权重系数，表示系统考虑H_∞范数性能的比重。

本发明与现有技术相比的有益技术效果为：

本发明充分利用并网变流器高动态响应速度和灵活可控的特征，提出基于高通滤波器的负荷扰动提取策略，提取负荷扰动分量，将其作为传统VSG中频率参考输出值的补偿分量，改变负荷突变暂态过程中的VSG频率输出特性，实现了电网频率的主动支撑，提高了系统频率稳定性。

附图说明

图1为VSG-SG耦合系统结构图；

图2为基于主动电网频率支撑策略的VSG有功控制框图；

图3为SG调速器控制框图；

图4为VSG-SG耦合系统等效电路；

图5为VSG的频率响应波形对比图；

图6为SG频率响应波形对比图；

图7为PCC点频率响应波形对比图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步详细的说明。

VSG-SG耦合系统结构如图1所示，图1中，U_dc为VSG直流侧电压，u_oabc、i_oabc分别为逆变器输出电压和输出电流，L_f、C_f分别为滤波电感和滤波电容，L₁为VSG侧线路电感，x_t1、x_t2分别为SG出口升压变压器和降压变压器的漏抗，L₂为SG侧传输线路电感。通过对VSG输出电压和电流进行采样，获得实时功率值，经过VSG控制后得到参考电压幅值和相角，再通过双环控制和PWM调制获得开关信号，完成对并网逆变器的控制。

图2为基于主动电网频率支撑策略的VSG有功控制框图，根据图2结构，可得VSG的有功控制环方程为：

其中，ω_n为额定角频率，ω₁为VSG的虚拟角频率，P_m1为虚拟机械功率，P₁为逆变器输出有功功率，J₁为虚拟惯量，D₁为阻尼系数，P_ref为有功功率指令，k_p1为调速器调节系数。

SG控制系统包括励磁调节器和调速器环节，其中调速器控制框图如图3所示，根据图3结构及同步发电机的转子运动方程可得：

其中，ω₂*为发电机转子角频率，k_p2为SG调速器比例系数，T₂为调速器时延常数，*号上标表示标幺值，T_j为惯性时间常数。

将式(2)线性化并转换至有名值下得：

其中，S_base为系统功率基准值。

VSG-SG耦合系统等效电路如图4所示，图4中，E₁∠θ₁、E₂∠θ₂分别为VSG、SG输出电压，V_pcc∠θ_pcc为PCC点电压，X₁、X₂分别为线路等效输出电抗，P_load为负载功率。对应VSG和SG输出的有功功率分别为

其中，δ₁、δ₂分别为VSG及SG输出电压相对PCC电压的相角差，可以表示为

根据功率守恒关系，负荷扰动功率为VSG、SG输出功率扰动量之和，因此有：

ΔP₁+ΔP₂＝ΔP_load (6)

将式(1)-式(6)进行线性化，得到负荷扰动输入到SG频率输出的闭环传递函数为

其中，系数a₀-a₅，b₀-b₄表达式分别为

其中，

进一步地，为定量分析高通滤波器环节的引入及参数变化对SG频率的扰动抑制能力影响，采用等式(7)所示传递函数G(s)的H_∞/H₂范数作为度量系统频率响应的性能指标，其中H_∞范数表示闭环系统频域上增益的最大值，考虑的是对谐振频率的扰动抑制能力，与阻尼特性较相关，H₂范数反映的是系统对整个频带内的控制性能，与超调量较相关。

进一步地，选用H_∞范数和H₂范数的加权作为目标函数，利用粒子群优化算法对高通滤波器环节的参数进行优化，目标函数设为：

minJ＝α||G(s)||_∞+(1-α)||G(s)||₂ (10)

其中，G(s)为等式(7)所示传递函数，α∈[0,1]为权重系数，表示系统考虑H_∞范数性能的比重。

下面通过具体实例，使用本发明提出的方法与传统的控制结果进行比较。

图1所示主电路参数如下：U_dc＝800V，L_f＝2mH，C_f＝20μF，L₁＝10mH，L₂＝10mH，x_t1＝x_t2＝0.03pu，图2所示VSG有功环参数如下：J₁＝0.06kg·m²，D₁＝5N·m·s/rad，k_p1＝0，图3所示SG有关参数如下：T_j＝2.4s，k_p2＝100，T₂＝0.1，系统基准功率S_base＝50kVA，权重系数α设为0.7。系统初始运行时接入负荷15kW，2s时施加10％的负载扰动。

图5为VSG的频率响应仿真图，由图5可知，负荷突变瞬间，无高通滤波器情况下的VSG频率由于下垂特性而直接下降，而系统采用本文提出的VSG控制策略后，频率在暂态过程中反而先上升，说明基于高通滤波器环节的VSG控制策略是一种主动频率支撑策略。

图6为SG频率响应波形对比图，可以看到，当负荷发生扰动后，在VSG控制策略未引入高通滤波器环节时，SG的频率超调量较大，到达稳态的调节时间较长，而在引入参数未优化的高通滤波器环节后，SG的暂态频率最低点提升，且频率变化率减小，较前两种情况而言，系统采用依据粒子群算法优化设计的高通滤波器参数后，SG具有更小的频率超调量和频率变化率，频率调节性能最优，VSG提供的额外功率也更多，使SG的频率响应得到明显改善。

PCC点频率波形如图7所示，图7中不同情况下母线PCC点的频率响应反映了该主动频率支撑策略对电网频率的主动支撑作用。

Claims (2)

1.一种基于虚拟同步发电机的主动电网频率支撑控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1：获取VSG-SG耦合系统中VSG侧的输出电压和输出电流，根据输出电压和输出电流，通过功率计算环节得到实时有功功率值；

步骤2：将步骤1中获取的有功功率值通过一阶高通滤波器环节引入至VSG的有功控制环中，将其作为传统VSG中频率参考输出值的补偿分量；

步骤3：建立VSG-SG耦合系统模型，包括VSG有功控制环节、SG模型及线路，推导负荷扰动输入到SG频率输出的传递函数关系G(s)；

VSG-SG耦合系统模型的有功控制环方程为：

其中，ω_n为额定角频率，ω₁为VSG的虚拟角频率，P_m1为虚拟机械功率，P₁为逆变器输出有功功率，J₁为虚拟惯量，D₁为阻尼系数，P_ref为有功功率指令，k_p1为调速器调节系数；

SG控制系统包括励磁调节器和调速器环节，根据同步发电机的转子运动方程可得：

其中，ω₂*为发电机转子角频率，k_p2为SG调速器比例系数，T₂为调速器时延常数，*号上标表示标幺值，T_j为惯性时间常数；

将式(2)线性化并转换至有名值下得：

其中，S_base为系统功率基准值；

VSG-SG耦合系统等效电路中，E₁∠θ₁、E₂∠θ₂分别为VSG、SG输出电压，V_pcc∠θ_pcc为PCC点电压，X₁、X₂分别为线路等效输出电抗，P_load为负载功率；对应VSG和SG输出的有功功率分别为：

其中，δ₁、δ₂分别为VSG及SG输出电压相对PCC电压的相角差，可以表示为

根据功率守恒关系，负荷扰动功率为VSG、SG输出功率扰动量之和，因此有：

ΔP₁+ΔP₂＝ΔP_load (6)

将式(1)-式(6)进行线性化，得到负荷扰动输入到SG频率输出的闭环传递函数为

其中，系数a₀-a₅，b₀-b₄表达式分别为：

其中，

步骤4：采用粒子群算法对以G(s)的H_∞/H₂范数为目标函数的主动电网频率支撑策略进行参数优化，得到频率响应性能最优的高通滤波器参数值，提升提高主动电网频率支撑效果。

2.根据权利要求1所述的一种基于虚拟同步发电机的主动电网频率支撑控制方法，其特征在于，所述步骤4中选用H_∞范数和H₂范数的加权作为目标函数，利用粒子群优化算法对高通滤波器环节的参数进行优化，目标函数设为：

min J＝α||G(s)||_∞+(1-α)||G(s)||₂ (10)

其中，G(s)为等式(7)所示传递函数，α∈[0,1]为权重系数，表示系统考虑H_∞范数性能的比重。

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