CN113612250A - 基于频率偏差的虚拟同步发电机变惯量阻尼协同控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及虚拟同步发电机技术，具体涉及基于频率偏差的虚拟同步发电机变惯量阻尼协同控制方法，包括：采集虚拟同步发电机虚拟转子的角频率偏差Δω和角频率变化率

的绝对值，与对应阀值进行比较；通过虚拟同步发电机转子运动方程得到新的电角度，运动方程中虚拟转动惯量和阻尼系数的数值根据Δω来自适应改变；根据有功‑频率控制方程调节系统电角度并与无功‑电压环输出的参考电压幅值，经过三相正弦波发生器得到电压电流环的电压参考信号；将电压电流环的参考电压电流信号分别和虚拟同步发电机输出电路中电容电压、电感电流经过PI调节器后，通过PWM调节系统频率。该方法避免了引入高频噪声信号，实现了虚拟转动惯量与虚拟阻尼的协同控制。

Description

基于频率偏差的虚拟同步发电机变惯量阻尼协同控制方法

技术领域

本发明属于虚拟同步发电机技术领域，特别涉及基于频率偏差的虚拟同步发电机变惯量阻尼协同控制方法。

背景技术

分布式发电具有环境友好、范围广、高灵活性等明显的优势，近年来越来越受到社会各界的广泛关注。而微电网整合分布式发电的资源，通过电力电子变换器将发电侧和用户负荷连接起来，作为整体可控的独立电网。相对于传统的大电网而言，微电网具有一些固有特征：快速响应能力、缺乏惯性缓冲和较低的过载能力。虚拟同步发电机(VSG)的基本思想在于通过控制使得并网逆变器模拟同步发电机的特性，即惯性、阻尼特性、一次调频特性和一次调压特性，利用其转动惯量和阻尼特性来抑制电网频率、电压的快速波动或负载的波动。

虽然采用VSG控制策略的逆变器可拥有类似同步发电机的外特性，但现有的研究很多只是局限于对同步发电机的模拟，并未考虑到逆变器的控制系统具有更优越的灵活性。相对于固定不变的同步发电机转动惯量，逆变器的虚拟转动惯量可根据实际应用场合自适应地选择更合适的值。因此，为了获得更好的系统动态性能，并基于频率变化率与虚拟转动惯量倒数成正比的思想，通常将频率变化率乘以一个常数加到固定转动惯量上，来实现转动惯量的调节，但是引入频率的微分项会导致高频噪声的引入。为了解决上述问题，需要在频率变化率之后加一个低通滤波器，这必然会影响系统的动态特性。

而且，申请号为CN 201710970830.0名称为“一种虚拟同步发电机的自适应惯量阻尼综合控制方法”的发明专利，控制方法引入了频率微分量相关函数，会引入高频噪声信号，通过在微分信号后面加个低通滤波器来滤除高频信号，但这又会影响系统的动态性能并减小系统相角裕度。

发明内容

针对背景技术存在的问题，本发明提供一种基于频率偏差的虚拟同步发电机变惯量阻尼协同控制方法。

为解决上述技术问题，本发明采用如下技术方案：基于频率偏差的虚拟同步发电机变惯量阻尼协同控制方法，包括以下步骤：

步骤1、采集虚拟同步发电机虚拟转子的角频率偏差Δω和角频率变化率

的绝对值，分别与对应阀值进行比较；

步骤2、通过虚拟同步发电机转子运动方程得到新的电角度，运动方程中的虚拟同步发电机的虚拟转动惯量和阻尼系数的数值大小根据Δω来自适应改变；

步骤3、根据改进的有功-频率控制方程调节系统电角度并与无功-电压环输出的参考电压幅值，经过三相正弦波发生器得到电压电流环的电压参考信号；

步骤4、将电压电流环的参考电压电流信号分别和虚拟同步发电机输出电路中电容电压、电感电流经过PI调节器调节后，通过PWM发生器控制逆变器的通断来调节系统频率。

在上述基于频率偏差的虚拟同步发电机变惯量阻尼协同控制方法中，虚拟同步发电机虚拟转子的角频率偏差Δω为：

Δω＝ω-ω₀

其中，ω表示逆变器输出的角频率，ω₀表示额定角频率，其值为314rad/s。

3.根据权利要求1所述基于频率偏差的虚拟同步发电机变惯量阻尼协同控制方法，其特征在于：步骤2的实现包括：

步骤2.1、虚拟同步发电机转子运动方程为：

其中，P_ref表示额定有功功率，P_e表示虚拟同步发电机输出的有功功率；

步骤2.2、虚拟转动惯量的值根据频率偏差和角频率变化率与设定阀值判定之后而自适应改变的公式为：

其中，J₀表示转动惯量稳态值，k_j1、k_j2、k₀表示转动惯量调节系数，C为防止分母为0的常数，T_j表示虚拟转动惯量阀值；

步骤2.3、阻尼系数的值根据频率偏差与设定阀值进行判定之后而自适应改变的公式为：

其中，D₀表示阻尼系数的稳态值，k_d表示阻尼系数的调节系数，T_d表示阻尼系数阀值。

在上述基于频率偏差的虚拟同步发电机变惯量阻尼协同控制方法中，所述虚拟转动惯量阀值T_j的取值范围是1～2，所述阻尼系数阀值T_d的取值范围是0.05～0.15；为避免分母为0引入常数C，取0.5～1；k₀决定Δω的调节范围，k₀的取值比C大一个数量级；k_j1、k_j2的取值需要满足：

其中，J_max为转动惯量取值上限，J_max＝P_max/max{ω(dω/dt)}，J_max取0.8～1.5。

与现有技术相比，本发明通过引入频率偏差对虚拟转动惯量、虚拟阻尼进行自适应调节，有效避免了对频率进行微分所引入的高频噪声。通过对系统受扰动后的频率波动周期进行自适应控制，实现了虚拟转动惯量与阻尼的协同控制，有效改善了虚拟同步发电机并网系统受扰后的暂态特性，在降低频率超调量的同时缩短频率调整时间。能够在频率变化率较大时提供大的虚拟转动惯量来抑制频率变化率并减小频率偏差，频率变化率较小时提供小的虚拟转动惯量使系统快速恢复到额定频率。

附图说明

图1为本发明一个实施例的虚拟同步发电机结构示意图；

图2(a)为本发明一个实施例频率受扰后的功角变化曲线；

图2(b)为本发明一个实施例频率受扰后的角频率变化曲线；

图3为本发明一个实施例基于频率偏差的虚拟同步发电机变惯量阻尼协同控制方法的控制框图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

需要说明的是，在不冲突的情况下，本发明中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。

下面结合具体实施例对本发明作进一步说明，但不作为本发明的限定。

本实施例提出了一种不需要频率微分项的一种基于频率偏差的虚拟同步发电机变惯量阻尼协同控制方法。通过在控制方法中引入频率偏差的反比函数可以有效避免高频噪声的引入。将传统虚拟同步发电机受扰动后的频率波动周期分为四个区间，实现了基于该区间的自适应惯量阻尼协同控制。VSG的角频率变化曲线如图2(b)所示，为了便于分析，在转动惯量和阻尼系数均恒定的情况下，将一个典型的振荡过程分为4个区间：①0～t₁，②t₁～t₂，③t₂～t₃，④t₃～t₄，在区间①内，虚拟同步发电机的虚拟转子角速度大于额定角速度且逐渐增加，角速度的变化率

由最大值逐渐减小，因此在区间①内需增大转动惯量J和阻尼系数D_p来防止

和Δω过大，从而约束转子角速度的增加；在区间②内，虚拟转子角速度的变化率

进入到减速阶段，从极大值逐渐减小，但是ω>ω₀，即虚拟转子角速度仍然大于电网角速度，该阶段宜采用较小的转动惯量，加快角速度恢复到额定值的过程，同时需要保持较大系统阻尼比以防止系统有过大的超调；在区间③和④内，转动惯量和阻尼系数的选取原则和区间①和②类似。

如图3所示，由虚拟同步发电机的有功-频率方程可知

在

较大时提供较大的虚拟转动惯量来对其进行抑制，

较小时提供较小的虚拟转动惯量帮助其恢复到额定值。

本实施例是通过以下技术方案来实现的，一种基于频率偏差的虚拟同步发电机自适应惯量阻尼协同控制方法，包括以下步骤：

S1、采集系统角频率变化率

和Δω的绝对值，将其分别与对应阀值进行比较；

S2、当

和Δω的绝对值大于其阀值时，根据自适应方程改变转动惯量和阻尼系数的值；

S3、根据改进的有功-频率控制方程调节系统电角度并与无功-电压环输出的参考电压幅值一起经过三相正弦波发生器得到电压电流环的电压参考信号。

S4、将电压电流环的参考电压电流信号分别和虚拟同步发电机输出电路中电容电压、电感电流经过PI调节器改善波形后，通过PWM发生器控制逆变器的通断来减小系统的频率偏差并抑制频率变化率。

并且，虚拟同步发电机虚拟转子的角频率偏差Δω为：

Δω＝ω-ω₀

其中，ω表示逆变器输出的角频率，ω₀表示额定角频率，其值为314rad/s。

并且，S2中虚拟转动惯量的取值分析具体为：

由虚拟同步发电机的有功-频率方程知道

如图2(b)所示，分析区间①可知，当系统受到扰动频率发生变化时，当

最大且逐渐变小时，Δω最小且逐渐变大，Δω的倒数最大且逐渐变小；分析区间②可知，当

的绝对值最小且逐渐变大时，Δω最大且逐渐变小，Δω的倒数最小且逐渐变大；区间③、④的分析过程同①、②类似；可见Δω的倒数与

有相同的变化趋势，因此可以用Δω的倒数来设计转动惯量的控制方程，可以有效避免因为引入频率微分量而引入的高频噪声信号，或者因为要加入低通滤波器而影响系统的动态响应和相角裕度。

并且，S2中虚拟转动惯量的值根据和频率偏差和角频率变化率与设定阀值大小关系而改变，具体为：

其中，J₀表示转动惯量稳态值，k_j1、k_j2、k₀表示转动惯量调节系数，C为防止分母为0的常数，T_j表示阀值；

阻尼下垂系数的值根据频率偏差与设定阀值大小关系而改变，具体为：

其中，D₀表示阻尼系数的稳态值，k_d表示阻尼系数的调节系数，T_d表示阀值；

并且，虚拟同步发电机转子运动方程具体为：

其中，P_ref表示额定有功功率，P_e表示虚拟同步发电机输出的有功功率。

并且，阀值T_j、T_d用来避免系统稳态时的微小波动导致系统转动惯量和阻尼系数的值频繁变化；T_j的取值范围为1～2，所述阀值T_d的取值范围为0.05～0.15。常数C的引入是为了避免分母为0，取0.5～1。k₀决定Δω能够调节的范围，为了增大Δω对转动惯量的调节范围，k₀的取值通常比C大一个数量级。K_j1、k_j2的取值需要保证：

其中，J_max为转动惯量取值上限，J_max＝P_max/max{ω(dω/dt)}；虽然增大J能够抑制频率的变化率，但是J过大会增大系统振荡，甚至使系统发散，所以J不能取得太大，J_max通常取0.8～1.5。

如图所1示，VSG上层功率环输出的角度θ与电压参考幅值V，经过三相电压合成模块得到电压电流双闭环的输入信号，电压电流环的电压和电流参考信号与逆变器输出电感电流和电容电压做差再经PI调节器调节可以改善输出波形。最后通过电压电流双闭环输出的调制波通过控制PWM发生器的通断来改变逆变器输出的电压电流频率，从而能够达到抑制频率变化率并减小频率偏差的目的。

本实施例的控制方程只与频率偏差有关，可以有效避免传统控制方法中应用与频率变化率呈正比的函数而引入频率的微分项而引入高频噪声信号。因为频率变化率与虚拟转动惯量成反比，本实施例能够在频率变化率较大时提供大的虚拟转动惯量来抑制频率变化率，频率变化率较小时提供小的虚拟转动惯量使系统快速恢复到额定频率。实现了虚拟转动惯量与虚拟阻尼的协同控制，能够有效抑制系统受到扰动后的频率变化率并减小频率偏差，改善系统的动态响应。

以上仅为本发明较佳的实施例，并非因此限制本发明的实施方式及保护范围，对于本领域技术人员而言，应当能够意识到凡运用本发明说明书内容所作出的等同替换和显而易见的变化所得到的方案，均应当包含在本发明的保护范围内。

Claims (4)

1.基于频率偏差的虚拟同步发电机变惯量阻尼协同控制方法，其特征在于：包括以下步骤：

步骤1、采集虚拟同步发电机虚拟转子的角频率偏差Δω和角频率变化率

的绝对值，分别与对应阀值进行比较；

步骤2、通过虚拟同步发电机转子运动方程得到新的电角度，运动方程中的虚拟同步发电机的虚拟转动惯量和阻尼系数的数值大小根据Δω来自适应改变；

步骤3、根据改进的有功-频率控制方程调节系统电角度并与无功-电压环输出的参考电压幅值，经过三相正弦波发生器得到电压电流环的电压参考信号；

步骤4、将电压电流环的参考电压电流信号分别和虚拟同步发电机输出电路中电容电压、电感电流经过PI调节器调节后，通过PWM发生器控制逆变器的通断来调节系统频率。

2.根据权利要求1所述基于频率偏差的虚拟同步发电机变惯量阻尼协同控制方法，其特征在于：虚拟同步发电机虚拟转子的角频率偏差Δω为：

Δω＝ω-ω₀

其中，ω表示逆变器输出的角频率，ω₀表示额定角频率，其值为314rad/s。

3.根据权利要求1所述基于频率偏差的虚拟同步发电机变惯量阻尼协同控制方法，其特征在于：步骤2的实现包括：

步骤2.1、虚拟同步发电机转子运动方程为：

其中，P_ref表示额定有功功率，P_e表示虚拟同步发电机输出的有功功率；

步骤2.2、虚拟转动惯量的值根据频率偏差和角频率变化率与设定阀值判定之后而自适应改变的公式为：

其中，J₀表示转动惯量稳态值，k_j1、k_j2、k₀表示转动惯量调节系数，C为防止分母为0的常数，T_j表示虚拟转动惯量阀值；

步骤2.3、阻尼系数的值根据频率偏差与设定阀值进行判定之后而自适应改变的公式为：

其中，D₀表示阻尼系数的稳态值，k_d表示阻尼系数的调节系数，T_d表示阻尼系数阀值。

4.根据权利要求3所述基于频率偏差的虚拟同步发电机变惯量阻尼协同控制方法，其特征在于：所述虚拟转动惯量阀值T_j的取值范围是1～2，所述阻尼系数阀值T_d的取值范围是0.05～0.15；为避免分母为0引入常数C，取0.5～1；k₀决定Δω的调节范围，k₀的取值比C大一个数量级；k_j1、k_j2的取值需要满足：

其中，J_max为转动惯量取值上限，J_max＝P_max/max{ω(dω/dt)}，J_max取0.8～1.5。

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