CN115207973A - 一种提高并网稳定性的虚拟同步机自适应运行模式切换方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种提高并网稳定性的虚拟同步机自适应运行模式切换方法，本发明充分考虑功率支撑类和电压支撑类这两类虚拟同步机在双闭环控制结构上的相似性和在稳定区域上的互补性提出自适应运行模式切换的方法来提高虚拟同步机在交直流配电网中的并网稳定性：在电网强度增加时切换到功率支撑类运行模式，在电网强度减弱时切换到电压支撑类运行模式。本发明以自适应运行模式切换的方法扩大了单一运行模式下虚拟同步机对交直流配电网电网强度的适应范围，大幅提高了虚拟同步机在各类电网强度运行场景下的稳定裕度，从而有效提高虚拟同步机在交直流配电网中的并网稳定性。

Description

一种提高并网稳定性的虚拟同步机自适应运行模式切换方法

技术领域

本发明涉及交直流配电网稳定控制领域，具体是一种提高并网稳定性的虚拟同步机自适应运行模式切换方法。

背景技术

新能源发电的比例不断上升，新型电力系统的“双高”特征日益显著，大规模新能源通过电力电子设备接入电网使基于同步机制的电力系统调频和调压体系受到冲击。虚拟同步发电机通过对新能源发电设备的控制系统进行改进使其具备与常规同步发电机类似的频率和电压调节特性，从而提高新能源设备的主动支撑能力，改善高比例新能源接入后系统惯量和阻尼不足的问题。然而，虚拟同步控制技术的控制结构导致其在应用场景上具有局限性：根据稳定性分析的结果，功率支撑类的虚拟同步机适用于强电网场景，而电压支撑类的虚拟同步机适用于弱电网场景，随着电网强度逐渐减小，功率支撑类虚拟同步机小干扰稳定性逐渐变差，而电压支撑类虚拟同步机的小干扰稳定性逐渐增强。因此，单一控制结构下的虚拟同步机虽然能够提供惯量和阻尼，但难以适应于电网阻抗大幅波动的场景，给高比例新能源接入的新型电力系统带来了新的稳定性问题。特别是在高比例新能源接入的交直流配电网中，新能源发电的强随机性和波动性导致电网阻抗大幅波动，使交直流配电网呈现出弱电网与强电网特性交互出现的特点，此时单一控制结构的虚拟同步机难以稳定运行。

现有技术中，针对功率支撑类虚拟同步机在弱电网下的弱稳定性，一般采用基于参数调节、虚拟阻抗控制、前馈电压控制、调整锁相环带宽控制等多种改进措施，但均具备局限性：基于参数调节的改进措施只能在一定程度上改善控制效果，无法从根本上解决稳定性问题；基于前馈电压控制的改进措施通过电压前馈抵消电网谐波，但会引入与电网阻抗相关的正反馈通道，引起逆变器输出电流出现谐波甚至不稳定；基于锁相环带宽控制的改进措施通过降低锁相环的带宽改善逆变器弱电网稳定性，但一定程度上牺牲了锁相环动态性能，降低了逆变器控制的响应速度。针对电压支撑类虚拟同步机在强电网下的弱稳定性，可以通过虚拟阻抗的方法使逆变器输出阻抗近似于感性，但虚拟阻抗会降低逆变器的输出电压。也有文献提出根据电网阻抗自适应调节虚拟惯量，确保虚拟同步机在大范围电网强度具有理想的稳定裕度，但极端情况下的效果具有局限性。综上所述，以上方法都只能在一定范围内提高单一控制模式的虚拟同步机的稳定性，但无法使单一控制模式下的虚拟同步机适用于电网强度大范围变化的场景。

因此，需要提供一种新型的提高新能源并网逆变器稳定性的虚拟同步机自适应运行模式切换方法。

发明内容

为了克服现有技术的不足，本发明的目的是提出一种提高并网稳定性的虚拟同步机自适应运行模式切换方法，提高虚拟同步机在不同并网条件下的稳定裕度，有效提高高比例新能源电力系统的稳定性，为新型电力系统的发展提供支撑。

为实现上述目的，本发明所采用的解决方案为一种提高并网稳定性的虚拟同步机自适应运行模式切换方法，其包括以下步骤：

一种提高并网稳定性的虚拟同步机自适应运行模式切换方法，包括以下步骤：

步骤1：采集虚拟同步机电气参数、运行参数和控制参数，确定功率支撑类和电压支撑类虚拟同步机的稳定区域；

步骤2：根据步骤1中得到的虚拟同步机在功率支撑类和电压支撑类两种运行模式下的稳定区域，考虑滞环特性确定两种运行模式的切换边界；

步骤3：对电网阻抗进行测量，结合步骤2中得到的虚拟同步机两种运行模式的切换边界，判定需要进行切换运行模式时发出虚拟同步机自适应切换指令；

步骤4：根据虚拟同步机自适应切换指令，将虚拟同步机平滑切换到对应模式。

进一步的，所述步骤1中确定功率支撑类和电压支撑类虚拟同步机的稳定区域的具体步骤为：

步骤1-1：测量虚拟同步机PCC节点的电气参数，采集电路参数，采集功率支撑类虚拟同步机的虚拟同步环节、功率外环、电流内环、锁相环的控制参数，采集电压支撑类虚拟同步机的虚拟同步环节、电压外环、电流内环的控制参数；

步骤1-2：确定所述功率支撑类虚拟同步机的虚拟同步前级控制方程为：

其中：P_ref、P_N、Q_ref、Q_N为功率支撑类虚拟同步机输出有功和无功功率的参考值、额定值；ω、ω_N为锁相环得到的并网点角速度及其额定值；U_m、U_N为并网点电压幅值及其额定值；K_ω为有功-频率下垂系数；J为虚拟转动惯量；D为虚拟阻尼系数；K_U为无功-电压下垂系数；

确定所述功率支撑类虚拟同步机的功率外环和电流内环控制方程为：

其中：P_e、Q_e为逆变器输出的有功、无功功率，P_e＝3/2(u_odi_od+u_oqi_oq)，Q_e＝3/2(u_oqi_od-u_odi_oq)；K_PP、K_PI、K_IP、K_II分别为功率外环和电流内环PI控制器的比例系数和积分系数；i_id-ref、i_iq-ref、u_id-ref、u_iq-ref为逆变器出口输出电流和电压dq轴分量的参考值；u_od、u_oq、i_od、i_oq表示PCC节点输出电压和电流的dq轴分量；L_f为滤波器逆变器侧滤波电感；

步骤1-3：建立功率支撑类虚拟同步机在当前稳态工作点下的小信号模型：

其中：Δx_PQ-VSG为功率支撑类虚拟同步机的状态变量矩阵，Δu为功率支撑类虚拟同步机的输入矩阵，A_PQ-VSG为功率支撑类虚拟同步机的状态系数矩阵，B_PQ-VSG为功率支撑类虚拟同步机的输入系数矩阵；

随着电网电感逐渐增大，该系统特征根根轨迹穿过复平面的虚轴，令根轨迹穿过虚轴时的电网电感为L_PQ-VSG-max，则功率支撑类虚拟同步机的稳定区域为L_g≤L_PQ-VSG-max；

步骤1-4：确定所述电压支撑类虚拟同步机的虚拟同步前级控制方程为：

其中：ω、θ为电压支撑类虚拟同步机虚拟角速度和相角；U_ref为电压支撑类虚拟同步机出口电压幅值；K_Q为电压-无功下垂系数；K_ω为有功-频率下垂系数；J为虚拟转动惯量；D为虚拟阻尼系数；P_N、Q_N为功率支撑类虚拟同步机输出有功和无功功率的额定值；P_e、Q_e为逆变器输出的有功、无功功率，P_e＝3/2(u_odi_od+u_oqi_oq)，Q_e＝3/2(u_oqi_od-u_odi_oq)；u_od、u_oq、i_od、i_oq表示PCC节点输出电压和电流的dq轴分量；

确定所述电压支撑类虚拟同步机的电压外环和电流内环控制方程为：

其中：K_UP、K_UI、K_IP、K_II分别为电压外环和电流内环PI控制器的比例系数和积分系数；U_d-ref、U_q-ref、u_od、u_oq为逆变器PCC节点电压dq轴分量的参考值和测量值；i_id-ref、i_iq-ref、u_id-ref、u_iq-ref为逆变器输出电流和电压dq轴分量的参考值；i_id、i_iq表示逆变器出口输出电流的dq轴分量；L_f为滤波器逆变器侧滤波电感。

步骤1-5：建立电压支撑类虚拟同步机在当前稳态工作点下的小信号模型：

其中：Δx_U-VSG为电压支撑类虚拟同步机的状态变量矩阵，Δu为电压支撑类虚拟同步机的输入矩阵，A_U-VSG为电压支撑类虚拟同步机的状态系数矩阵，B_U-VSG为电压支撑类虚拟同步机的输入系数矩阵；

随着电网电感逐渐减小，该系统特征根根轨迹穿过复平面的虚轴，令根轨迹穿过虚轴时的电网电感为L_U-VSG-min，则电压支撑类虚拟同步机的稳定区域为L_g≥L_U-VSG-min。

进一步的，所述步骤2中的考虑滞环特性确定两种运行模式的切换边界的具体步骤为：

步骤2-1：在电网阻抗超过其稳定边界前切换到电压支撑类虚拟同步机的运行模式，令功率支撑类虚拟同步机的电网电感切换边界为L_{PQ-VSG-switch}；

步骤2-2：在电网阻抗超过其稳定边界前切换到功率支撑类虚拟同步机的运行模式，令电压支撑类虚拟同步机的电网电感切换边界为L_U-VSG-switch；

步骤2-3：在两种运行模式稳定区域的重叠部分取一定切换裕度，则两种运行模式的虚拟同步机切换边界为

L_{PQ-VSG-switch}＝L_PQ-VSG-max-(L_PQ-VSG-max-L_U-VSG-min)×δ_margin

L_U-VSG-switch＝L_U-VSG-min+(L_PQ-VSG-max-L_U-VSG-min)×δ_margin

其中：δ_margin为切换裕度。

进一步的，所述切换裕度δ_margin取10％。

进一步的，所述步骤3中判定需要进行切换运行模式时发出虚拟同步机自适应切换指令具体步骤为：

步骤3-1：检测受到扰动后的电网电感为L_g；

步骤3-2：采集虚拟同步机当前的运行模式为Mode，若虚拟同步机工作在功率支撑类运行模式，则令Mode＝0，虚拟同步机工作在电压支撑类运行模式，则令Mode＝1；

步骤3-3：若虚拟同步机工作在功率支撑类运行模式且电网电感超过其切换边界，即Mode＝0且L_g>L_{PQ-VSG-switch}，发出将虚拟同步机切换至电压支撑类运行模式的指令；

步骤3-4：若虚拟同步机工作在电压支撑类运行模式且电网电感超过其切换边界，即Mode＝1且L_g<L_U-VSG-switch，发出将虚拟同步机切换至功率支撑类运行模式的指令。

进一步的，所述步骤4中根据虚拟同步机自适应切换指令，将虚拟同步机平滑切换到对应模式具体步骤为：

步骤4-1：当虚拟同步机工作在功率支撑类运行模式并接收到切换指令时，电压支撑类运行模式控制系统的预同步控制将电压支撑类运行模式的虚拟角速度和相位调节至与功率支撑类相同，并将切换前功率支撑类控制系统电流内环的输出值赋给电压支撑类控制系统电流内环积分环节的初始值以保证切换过程逆变器出口电压指令值保持不变；

步骤4-2：当虚拟同步机工作在电压支撑类运行模式并接收到切换指令时，功率支撑类运行模式控制系统的锁相环将持续跟踪电网电压的频率和相位以保证切换过程中逆变器输出电压的频率和相位保持不变，并将切换前电压支撑类控制系统电流内环的输出值赋给功率支撑类控制系统电流内环积分环节的初始值以保证切换过程逆变器出口电压指令值保持不变。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：

通过以运行模式自适应平滑切换的方式来提高虚拟同步机的并网稳定性，一方面能够保留虚拟同步控制策略为高比例新能源和电力电子设备新型电力系统提供主动支撑能力的优点，有效改善高比例新能源接入后系统惯量和阻尼不足的问题；另一方面，能够规避单一控制模式下虚拟同步机适用范围受限的缺点，充分考虑了功率支撑类和电压支撑类两类虚拟同步机在控制结构上的相似性和在稳定区域上的互补性，通过刻画两类虚拟同步机的稳定边界，考虑滞环特性找到虚拟同步机两种运行模式的切换边界并自适应平滑切换，有效扩大了虚拟同步机在电网强度频繁大范围变化场景下的适应范围，大幅提高了虚拟同步机在各类电网强度运行场景下的稳定裕度，从而有效提高虚拟同步机的并网稳定性。

附图说明

图1为本发明实施例的提高并网稳定性的虚拟同步机自适应运行模式切换方法的控制流程图；

图2为本发明实施例的两类虚拟同步机的控制框图和电路结构图；

图3为本发明实施例中考虑滞环特性的虚拟同步机运行模式切换边界示意图；

图4为本发明实施例中功率支撑类虚拟同步机随电网阻抗变大的特征根轨迹图；

图5为本发明实施例中电压支撑类虚拟同步机随电网阻抗变大的特征根轨迹图；

图6为本发明实施例中电网阻抗变大时并网逆变器输出功率对比图；

图7为本发明实施例中电网阻抗变小时并网逆变器输出功率对比图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，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做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。

本发明实施例提供一种提高并网稳定性的虚拟同步机自适应运行模式切换方法，其控制流程图如图1所示，具体步骤包括：

步骤1：采集虚拟同步机电气参数、运行参数和控制参数，确定功率支撑类和电压支撑类虚拟同步机的稳定区域，具体包括以下步骤：

步骤1-1：测量虚拟同步机PCC节点的电压、电流等电气参数，采集滤波器等电路参数，采集功率支撑类虚拟同步机的虚拟同步环节、功率外环、电流内环、锁相环等控制环节的控制参数，采集电压支撑类虚拟同步机的虚拟同步环节、电压外环、电流内环等控制环节的控制参数；

步骤1-2：步骤1中所述的功率支撑类虚拟同步机的控制框图如图2所示，确定虚拟同步前级控制方程为：

其中：P_ref、P_N、Q_ref、Q_N为功率支撑类虚拟同步机输出有功和无功功率的参考值、额定值；ω、ω_N为锁相环得到的并网点角速度及其额定值；U_m、U_N为并网点电压幅值及其额定值；K_ω为有功-频率下垂系数；J为虚拟转动惯量；D为虚拟阻尼系数；K_U为无功-电压下垂系数。

确定所述的功率支撑类虚拟同步机的功率外环和电流内环控制方程为：

其中：P_e、Q_e为逆变器输出的有功、无功功率，P_e＝3/2(u_odi_od+u_oqi_oq)，Q_e＝3/2(u_oqi_od-u_odi_oq)；K_PP、K_PI、K_IP、K_II分别为功率外环和电流内环PI控制器的比例系数和积分系数；i_id-ref、i_iq-ref、u_id-ref、u_iq-ref为逆变器出口输出电流和电压dq轴分量的参考值；u_od、u_oq、i_od、i_oq表示PCC节点输出电压和电流的dq轴分量；L_f为滤波器逆变器侧滤波电感。

步骤1-3：建立功率支撑类虚拟同步机在当前稳态工作点下的小信号模型：

其中：Δx_PQ-VSG为功率支撑类虚拟同步机的状态变量矩阵，Δu为功率支撑类虚拟同步机的输入矩阵，A_PQ-VSG为功率支撑类虚拟同步机的状态系数矩阵，B_PQ-VSG为功率支撑类虚拟同步机的输入系数矩阵。

随着电网电感逐渐增大，该系统特征根根轨迹穿过复平面的虚轴，令根轨迹穿过虚轴时的电网电感为L_PQ-VSG-max，则功率支撑类虚拟同步机的稳定区域为L_g≤L_PQ-VSG-max；

步骤1-4：步骤1中所述的电压支撑类虚拟同步机的控制框图如图2所示，确定虚拟同步前级控制方程为：

其中：ω、θ为电压支撑类虚拟同步机虚拟角速度和相角；U_ref为电压支撑类虚拟同步机出口电压幅值；K_Q为电压-无功下垂系数；K_ω为有功-频率下垂系数；J为虚拟转动惯量；D为虚拟阻尼系数；P_N、Q_N为功率支撑类虚拟同步机输出有功和无功功率的额定值；P_e、Q_e为逆变器输出的有功、无功功率，P_e＝3/2(u_odi_od+u_oqi_oq)，Q_e＝3/2(u_oqi_od-u_odi_oq)；u_od、u_oq、i_od、i_oq表示PCC节点输出电压和电流的dq轴分量。

确定所述电压支撑类虚拟同步机的电压外环和电流内环控制方程为：

其中：K_UP、K_UI、K_IP、K_II分别为电压外环和电流内环PI控制器的比例系数和积分系数；U_d-ref、U_q-ref、u_od、u_oq为逆变器PCC节点电压dq轴分量的参考值和测量值；i_id-ref、i_iq-ref、u_id-ref、u_iq-ref为逆变器输出电流和电压dq轴分量的参考值；i_id、i_iq表示逆变器出口输出电流的dq轴分量；L_f为滤波器逆变器侧滤波电感。

步骤1-5：建立电压支撑类虚拟同步机在当前稳态工作点下的小信号模型：

其中：Δx_U-VSG为电压支撑类虚拟同步机的状态变量矩阵，Δu为电压支撑类虚拟同步机的输入矩阵，A_U-VSG为电压支撑类虚拟同步机的状态系数矩阵，B_U-VSG为电压支撑类虚拟同步机的输入系数矩阵。

随着电网电感逐渐减小，该系统特征根根轨迹穿过复平面的虚轴，令根轨迹穿过虚轴时的电网电感为L_U-VSG-min，则电压支撑类虚拟同步机的稳定区域为L_g≥L_U-VSG-min。

步骤2：根据步骤1中得到的虚拟同步机在两种运行模式下的稳定区域，考虑滞环特性确定两种运行模式的切换边界，具体包括以下步骤：

步骤2-1：为避免电网阻抗增大引起功率支撑类虚拟同步机出现失稳现象，应在电网阻抗超过其稳定边界前切换到电压支撑类虚拟同步机的运行模式，令功率支撑类虚拟同步机的电网电感切换边界为L_{PQ-VSG-switch}；

步骤2-2：为避免电网阻抗减小引起电压支撑类虚拟同步机出现失稳现象，应在电网阻抗超过其稳定边界前切换到功率支撑类虚拟同步机的运行模式，令电压支撑类虚拟同步机的电网电感切换边界为L_U-VSG-switch；

步骤2-3：为避免电网阻抗频繁波动所导致的虚拟同步机在两种运行模式之间频繁切换，在两种运行模式稳定区域的重叠部分取一定切换裕度，则考虑滞环特性的两种运行模式的虚拟同步机切换边界示意图如图3所示，其中参数表达式为

L_{PQ-VSG-switch}＝L_PQ-VSG-max-(L_PQ-VSG-max-L_U-VSG-min)×δ_margin

L_U-VSG-switch＝L_U-VSG-min+(L_PQ-VSG-max-L_U-VSG-min)×δ_margin

其中：δ_margin为切换裕度，一般取10％。

步骤3：对电网阻抗进行测量，结合步骤2中得到的虚拟同步机各运行模式的切换边界，判定是否需要进行切换运行模式，具体包括以下步骤：

步骤3-1：检测受到扰动后的电网电感为L_g；

步骤3-2：采集虚拟同步机当前的运行模式为Mode，若虚拟同步机工作在功率支撑类运行模式，则令Mode＝0，虚拟同步机工作在电压支撑类运行模式，则令Mode＝1；

步骤3-3：若虚拟同步机工作在功率支撑类运行模式且电网电抗超过其切换边界，即Mode＝0且L_g>L_{PQ-VSG-switch}，发出将虚拟同步机切换至电压支撑类运行模式的指令；

步骤3-4：若虚拟同步机工作在电压支撑类运行模式且电网电抗超过其切换边界，即Mode＝1且L_g<L_U-VSG-switch，发出将虚拟同步机切换至功率支撑类运行模式的指令。

步骤4：将虚拟同步机平滑切换到对应模式，保证逆变器稳定运行，具体包括以下步骤：

步骤4-1：当虚拟同步机工作在功率支撑类运行模式并接收到切换指令时，电压支撑类运行模式控制系统的预同步控制将电压支撑类运行模式的虚拟角速度和相位调节至与功率支撑类相同，并将切换前功率支撑类控制系统电流内环的输出值赋给电压支撑类控制系统电流内环积分环节的初始值以保证切换过程逆变器出口电压指令值保持不变；

步骤4-2：当虚拟同步机工作在电压支撑类运行模式并接收到切换指令时，功率支撑类运行模式控制系统的锁相环将持续跟踪电网电压的频率和相位以保证切换过程中逆变器输出电压的频率和相位保持不变，并将切换前电压支撑类控制系统电流内环的输出值赋给功率支撑类控制系统电流内环积分环节的初始值以保证切换过程逆变器出口电压指令值保持不变。

提供一具体实施例，说明采用本发明的方法提高虚拟同步机并网稳定性的全过程。本实施例的逆变器的拓扑结构如图2所示，包括直流电压源、并网逆变器、LC滤波器、电网阻抗和电网；所述直流电压源与并网逆变器并联，逆变器输出通过LC滤波器进行滤波后经电网阻抗接入电网。

步骤1：采集虚拟同步机电气参数、运行参数和控制参数，实施例中虚拟同步机的基本参数为：额定容量(S)50kV·A、额定电压幅值(U_N)311V、额定角速度(ω_N)314.16rad/s、额定有功功率(P_N)40kW、额定直流母线电压(U_DC)700V、滤波电感(L_f)2.67mH、滤波电容(C_f)20μF、虚拟转动惯量(J)0.2kg·m²、虚拟阻尼系数(D)5N/(m/s)、有功-频率下垂系数(K_ω)4500、无功-电压下垂系数(K_U)50。

建立功率支撑类虚拟同步机的小信号模型，并将电网电感从0mH逐渐增加到10mH，画出功率支撑类虚拟同步机的特征根轨迹如图4所示。随着电网电感逐渐增大，该系统特征根根轨迹穿过复平面的虚轴，令根轨迹穿过虚轴时的电网电感为6mH，则功率支撑类虚拟同步机的稳定区域为L_g≤6mH。

建立电压支撑类虚拟同步机的小信号模型，并将电网电感从0mH逐渐增加到10mH，画出电压支撑类虚拟同步机的特征根轨迹如图5所示。随着电网电感逐渐增大，该系统特征根根轨迹穿过复平面的虚轴，令根轨迹穿过虚轴时的电网电感为1mH，则功率支撑类虚拟同步机的稳定区域为L_g≥1mH。

步骤2：根据虚拟同步机在两种运行模式下的稳定区域，考虑滞环特性确定两种运行模式的切换边界，取切换裕度为10％，则功率支撑类虚拟同步机的电网电感切换边界为5.5mH，电压支撑类虚拟同步机的电网电感切换边界为1.5mH。

步骤3：假设当虚拟同步机工作在功率支撑类运行模式时，检测到电网电感由1mH增加到6mH，超过了功率支撑类虚拟同步机的切换边界，发出将虚拟同步机切换至电压支撑类运行模式的指令。

假设当虚拟同步机工作在电压类运行模式时，检测到电网电感由6mH减小到1mH，超过了电压支撑类虚拟同步机切换边界，发出将虚拟同步机切换至功率支撑类运行模式的指令。

步骤4：根据虚拟同步机自适应切换指令，对其运行模式进行平滑切换。当电网电感增大或减小时的逆变器输出功率曲线如图6、7所示。

当电网电感从1mH增大到6mH时，图6(a)显示了电网电感的变化，图6(b)为采用功率支撑类的单一控制模式虚拟同步机控制策略的逆变器输出功率曲线，图6(c)为采用本发明的虚拟同步机自适应运行模式切换方法的输出功率曲线。由图6可知，当采用功率支撑类单一控制模式的虚拟同步机控制策略时，电网电感增大，逆变器输出功率发生大幅振荡，系统失稳；当采用本发明的虚拟同步机自适应运行模式切换方法时，在电网电感增大时，逆变器输出功率仅发生小幅波动，仍能保持稳定，有效提高了虚拟同步机的并网稳定性。

当电网电感从6mH减小到1mH时，图7中(a)显示了电网电感的变化，图7中(b)为采用电压支撑类的单一控制模式虚拟同步机控制策略的逆变器输出功率曲线，图7中(c)为采用本发明的虚拟同步机自适应运行模式切换方法的输出功率曲线。由图7可知，当采用电压支撑类单一控制模式的虚拟同步机控制策略时，电网电感减小，逆变器输出功率发生大幅振荡，系统失稳；当采用本发明的虚拟同步机自适应运行模式切换方法时，在电网电感减小时，逆变器输出功率仅发生小幅波动，仍能保持稳定，有效提高了虚拟同步机的并网稳定性。

与单一运行模式的虚拟同步机相比，本发明提出的虚拟同步机自适应运行模式切换方法扩大了单一运行模式下虚拟同步机对电网强度的适应范围，大幅提高了虚拟同步机在各类电网强度运行场景下的稳定裕度，从而有效提高虚拟同步机的并网稳定性。

以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何属于本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。

Claims (6)

1.一种提高并网稳定性的虚拟同步机自适应运行模式切换方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1：采集虚拟同步机电气参数、运行参数和控制参数，确定功率支撑类和电压支撑类虚拟同步机的稳定区域；

步骤2：根据步骤1中得到的虚拟同步机在功率支撑类和电压支撑类两种运行模式下的稳定区域，考虑滞环特性确定两种运行模式的切换边界；

步骤3：对电网阻抗进行测量，结合步骤2中得到的虚拟同步机两种运行模式的切换边界，判定需要进行切换运行模式时发出虚拟同步机自适应切换指令；

步骤4：根据虚拟同步机自适应切换指令，将虚拟同步机平滑切换到对应模式。

2.根据权利要求1所述的提高并网稳定性的虚拟同步机自适应运行模式切换方法，其特征在于，所述步骤1中确定功率支撑类和电压支撑类虚拟同步机的稳定区域的具体步骤为：

步骤1-1：测量虚拟同步机PCC节点的电气参数，采集电路参数，采集功率支撑类虚拟同步机的虚拟同步环节、功率外环、电流内环、锁相环的控制参数，采集电压支撑类虚拟同步机的虚拟同步环节、电压外环、电流内环的控制参数；

步骤1-2：确定所述功率支撑类虚拟同步机的虚拟同步前级控制方程为：

其中：P_ref、P_N、Q_ref、Q_N为功率支撑类虚拟同步机输出有功和无功功率的参考值、额定值；ω、ω_N为锁相环得到的并网点角速度及其额定值；U_m、U_N为并网点电压幅值及其额定值；K_ω为有功-频率下垂系数；J为虚拟转动惯量；D为虚拟阻尼系数；K_U为无功-电压下垂系数；

确定所述功率支撑类虚拟同步机的功率外环和电流内环控制方程为：

其中：P_e、Q_e为逆变器输出的有功、无功功率，P_e＝3/2(u_odi_od+u_oqi_oq)，Q_e＝3/2(u_oqi_od-u_odi_oq)；K_PP、K_PI、K_IP、K_II分别为功率外环和电流内环PI控制器的比例系数和积分系数；i_id-ref、i_iq-ref、u_id-ref、u_iq-ref为逆变器出口输出电流和电压dq轴分量的参考值；u_od、u_oq、i_od、i_oq表示PCC节点输出电压和电流的dq轴分量；L_f为滤波器逆变器侧滤波电感；

步骤1-3：建立功率支撑类虚拟同步机在当前稳态工作点下的小信号模型：

其中：Δx_PQ-VSG为功率支撑类虚拟同步机的状态变量矩阵，Δu为功率支撑类虚拟同步机的输入矩阵，A_PQ-VSG为功率支撑类虚拟同步机的状态系数矩阵，B_PQ-VSG为功率支撑类虚拟同步机的输入系数矩阵；

随着电网电感逐渐增大，该系统特征根根轨迹穿过复平面的虚轴，令根轨迹穿过虚轴时的电网电感为L_PQ-VSG-max，则功率支撑类虚拟同步机的稳定区域为L_g≤L_PQ-VSG-max，其表示在电网电感L_g小于等于L_PQ-VSG-max时，功率支撑类的虚拟同步机都能保持稳定；

步骤1-4：确定所述电压支撑类虚拟同步机的虚拟同步前级控制方程为：

其中：ω、θ为电压支撑类虚拟同步机虚拟角速度和相角；U_ref为电压支撑类虚拟同步机出口电压幅值；K_Q为电压-无功下垂系数；K_ω为有功-频率下垂系数；J为虚拟转动惯量；D为虚拟阻尼系数；P_N、Q_N为功率支撑类虚拟同步机输出有功和无功功率的额定值；P_e、Q_e为逆变器输出的有功、无功功率，P_e＝3/2(u_odi_od+u_oqi_oq)，Q_e＝3/2(u_oqi_od-u_odi_oq)；u_od、u_oq、i_od、i_oq表示PCC节点输出电压和电流的dq轴分量；

确定所述电压支撑类虚拟同步机的电压外环和电流内环控制方程为：

其中：K_UP、K_UI、K_IP、K_II分别为电压外环和电流内环PI控制器的比例系数和积分系数；U_d-ref、U_q-ref、u_od、u_oq为逆变器PCC节点电压dq轴分量的参考值和测量值；i_id-ref、i_iq-ref、u_id-ref、u_iq-ref为逆变器输出电流和电压dq轴分量的参考值；i_id、i_iq表示逆变器出口输出电流的dq轴分量；L_f为滤波器逆变器侧滤波电感。

步骤1-5：建立电压支撑类虚拟同步机在当前稳态工作点下的小信号模型：

其中：Δx_U-VSG为电压支撑类虚拟同步机的状态变量矩阵，Δu为电压支撑类虚拟同步机的输入矩阵，A_U-VSG为电压支撑类虚拟同步机的状态系数矩阵，B_U-VSG为电压支撑类虚拟同步机的输入系数矩阵；

随着电网电感逐渐减小，该系统特征根根轨迹穿过复平面的虚轴，令根轨迹穿过虚轴时的电网电感为L_U-VSG-min，则电压支撑类虚拟同步机的稳定区域为L_g≥L_U-VSG-min，其表示在电网电感L_g大于等于L_U-VSG-min时，电压支撑类的虚拟同步机都能保持稳定。

3.根据权利要求2所述的提高并网稳定性的虚拟同步机自适应运行模式切换方法，其特征在于，所述步骤2中的考虑滞环特性确定两种运行模式的切换边界的具体步骤为：

步骤2-1：在电网阻抗超过其稳定边界前切换到电压支撑类虚拟同步机的运行模式，令功率支撑类虚拟同步机的电网电感切换边界为L_{PQ-VSG-switch}；

步骤2-2：在电网阻抗超过其稳定边界前切换到功率支撑类虚拟同步机的运行模式，令电压支撑类虚拟同步机的电网电感切换边界为L_U-VSG-switch；

步骤2-3：在两种运行模式稳定区域的重叠部分取一定切换裕度，则两种运行模式的虚拟同步机切换边界为

L_{PQ-VSG-switch}＝L_PQ-VSG-max-(L_PQ-VSG-max-L_U-VSG-min)×δ_margin

L_U-VSG-switch＝L_U-VSG-min+(L_PQ-VSG-max-L_U-VSG-min)×δ_margin

其中：δ_margin为切换裕度。

4.根据权利要求3所述的提高并网稳定性的虚拟同步机自适应运行模式切换方法，其特征在于，所述切换裕度δ_margin取10％。

5.根据权利要求3所述的提高并网稳定性的虚拟同步机自适应运行模式切换方法，其特征在于，所述步骤3中判定需要进行切换运行模式时发出虚拟同步机自适应切换指令具体步骤为：

步骤3-1：检测受到扰动后的电网电感为L_g；

步骤3-2：采集虚拟同步机当前的运行模式为Mode，若虚拟同步机工作在功率支撑类运行模式，则令Mode＝0，虚拟同步机工作在电压支撑类运行模式，则令Mode＝1；

步骤3-3：若虚拟同步机工作在功率支撑类运行模式且电网电感超过其切换边界，即Mode＝0且L_g>L_{PQ-VSG-switch}，发出将虚拟同步机切换至电压支撑类运行模式的指令；

步骤3-4：若虚拟同步机工作在电压支撑类运行模式且电网电感超过其切换边界，即Mode＝1且L_g<L_U-VSG-switch，发出将虚拟同步机切换至功率支撑类运行模式的指令。

6.根据权利要求5所述的提高并网稳定性的虚拟同步机自适应运行模式切换方法，其特征在于，所述步骤4中根据虚拟同步机自适应切换指令，将虚拟同步机平滑切换到对应模式具体步骤为：

步骤4-1：当虚拟同步机工作在功率支撑类运行模式并接收到切换指令时，电压支撑类运行模式控制系统的预同步控制将电压支撑类运行模式的虚拟角速度和相位调节至与功率支撑类相同，并将切换前功率支撑类控制系统电流内环的输出值赋给电压支撑类控制系统电流内环积分环节的初始值以保证切换过程逆变器出口电压指令值保持不变；

步骤4-2：当虚拟同步机工作在电压支撑类运行模式并接收到切换指令时，功率支撑类运行模式控制系统的锁相环将持续跟踪电网电压的频率和相位以保证切换过程中逆变器输出电压的频率和相位保持不变，并将切换前电压支撑类控制系统电流内环的输出值赋给功率支撑类控制系统电流内环积分环节的初始值以保证切换过程逆变器出口电压指令值保持不变。

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