CN115622083A - 微电网系统的暂态稳定方法 - Google Patents

微电网系统的暂态稳定方法 Download PDF

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CN115622083A CN202211404063.4A CN202211404063A CN115622083A CN 115622083 A CN115622083 A CN 115622083A CN 202211404063 A CN202211404063 A CN 202211404063A CN 115622083 A CN115622083 A CN 115622083A
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microgrid
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兰征
涂春鸣
肖凡
郭祺
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Abstract

本申请实施例提供一种微电网系统的暂态稳定方法，包括：获取微电网系统中虚拟同步发电机和同步发电机的物理特性差异，根据所述物理特性差异确定微电网系统故障时的稳定调节策略；所述微电网系统包括并联的所述虚拟同步发电机和所述同步发电机；根据所述稳定调节策略建立所述虚拟同步发电机的模型预测控制，根据所述虚拟同步发电机的模型预测控制的反馈环节控制所述微电网系统的等效输入转矩的大小，以平衡所述微电网系统的输入功率和输出功率。如此，从虚拟同步发电机和同步发电机的物理特性差异的角度分析系统失稳机理，有效提升了微电网系统的暂态稳定性能。

Description

微电网系统的暂态稳定方法
技术领域
本申请涉及电力系统技术领域，尤其是涉及一种微电网系统的暂态稳定方 法。
背景技术
在“碳达峰、碳中和”战略背景下，电网对可再生能源的消纳直接影响其 减碳降碳能力，微电网是提高电网消纳可再生能源的有效技术之一。为提升孤 岛微电网的惯性，分布式电源常通过虚拟同步发电机(virtual synchronous generator，VSG)方式接入微电网，组成与传统同步发电机(synchronous generator，SG)并联运行的VSG-SG异构微源微电网系统。VSG-SG异构微源 微电网系统可提高孤岛微电网的惯性，但同时也引入了新的稳定性问题。当孤 岛微电网面临大负荷投切、故障等大扰动问题时，VSG-SG异构微源微电网系统的暂态稳定性问题更加突出，极易导致孤岛微电网发生大范围电压、功频振 荡，甚至系统失稳。
发明内容
为解决现有存在的技术问题，本申请提供一种微电网系统的暂态稳定方 法，能够解决现有技术中由于存在异构微源的微电网系统暂态失稳的问题，实 现提升系统暂态稳定性的目的。
为达到上述目的，本申请实施例的技术方案是这样实现的：
本申请实施例提供一种微电网系统的暂态稳定方法，包括：获取微电网系 统中虚拟同步发电机和同步发电机的物理特性差异，根据所述物理特性差异确 定微电网系统故障时的稳定调节策略；所述微电网系统包括并联的所述虚拟同 步发电机和所述同步发电机；根据所述稳定调节策略建立所述虚拟同步发电机 的模型预测控制，根据所述虚拟同步发电机的模型预测控制的反馈环节控制所 述微电网系统的等效输入转矩的大小，以平衡所述微电网系统的输入功率和输 出功率。
可选的，所述获取微电网系统中虚拟同步发电机和同步发电机的物理特性 差异，根据所述物理特性差异确定微电网系统故障时的稳定调节策略包括：获 取微电网系统中虚拟同步发电机和同步发电机的调速器差异因素；根据所述调 速器差异因素确定所述微电网系统的暂态功角稳定性，根据所述暂态功角稳定 性的变化状态确定所述微电网系统的稳定调节策略。
可选的，还包括：所述根据所述调速器差异因素确定所述微电网系统的暂 态功角稳定性，根据所述暂态功角稳定性的变化状态确定所述微电网系统的稳 定调节策略包括：根据所述调速器差异因素确定所述微电网系统的暂态功角 差，当所述暂态功角差变大时确定所述微电网系统的稳定调节策略。
可选的，所述根据所述稳定调节策略建立所述虚拟同步发电机的模型预测 控制包括：根据所述稳定调节策略采用下垂控制模拟同步发电机的有功频率静 态特性，将下垂控制方程式和所述虚拟同步发电机的完整摇摆方程式的线性化 方程结合，构建所述虚拟同步发电机的模型预测控制。
可选的，所述根据所述虚拟同步发电机的模型预测控制的反馈环节控制所 述微电网系统的等效输入转矩的大小包括：根据所述虚拟同步发电机的模型预 测控制的反馈环节将所述微电网系统的角频率增量和转矩增量作为反馈输入， 以调节所述微电网系统的等效输入转矩的大小。
本申请实施例提供的微电网系统的暂态稳定方法，获取微电网系统中虚拟 同步发电机和同步发电机的物理特性差异，根据所述物理特性差异确定微电网 系统故障时的稳定调节策略；所述微电网系统包括并联的所述虚拟同步发电机 和所述同步发电机；根据所述稳定调节策略建立所述虚拟同步发电机的模型预 测控制，根据所述虚拟同步发电机的模型预测控制的反馈环节控制所述微电网 系统的等效输入转矩的大小，以平衡所述微电网系统的输入功率和输出功率。 本申请实施例所述微电网系统的暂态稳定方法，从虚拟同步发电机和同步发电 机的物理特性差异的角度分析系统失稳机理，并通过所述虚拟同步发电机的模 型预测控制弥补了由于虚拟同步发电机和同步发电机的物理特性差异引起的系 统暂态失稳的问题，有效提升了微电网系统的暂态稳定性能。
附图说明
图1为本申请一实施例中微电网系统的结构示意图；
图2为本申请一实施例中微电网系统的暂态稳定方法的流程图；
图3(a)为本申请一实施例中VSG的控制框图；
图3(b)为本申请一实施例中SG的控制框图；
图4(a)为本申请一实施例中VSG系统功角曲线图；
图4(b)为本申请一实施例中SG系统功角曲线图；
图4(c)为本申请一实施例中微电网系统功角曲线图；
图5为本申请一实施例中MPC-VSG控制框图；
图6为本申请一实施例中微电网系统中VSG和SG的转子相对运动示意 图；
图7为本申请一实施例中微电网系统故障等效电路图；
图8为本申请一实施例中微电网系统中VSG和SG的旋转坐标关系图；
图9为本申请一实施例中含MPC-VSG控制的微电网系统功角曲线图；
图10为本申请一实施例中含MPC-VSG控制的微电网系统的反馈环节阶 跃响应波形。
具体实施方式
以下结合说明书附图及具体实施例对本申请技术方案做进一步的详细阐 述。
除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与属于本申请的技术 领域的技术人员通常理解的含义相同。本文中在本申请的说明书中所使用的术 语只是为了描述具体的实施例的目的，不是旨在于限制本申请的实现方式。本 文所使用的术语“及/或”包括一个或多个相关的所列项目的任意的和所有的组 合。
在本申请的描述中，需要理解的是，术语“中心”、“上”、“下”、“前”、 “后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”等指示的方位或 位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本申请和简化 描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方 位构造和操作，因此不能理解为对本申请的限制。在本申请的描述中，除非另 有说明，“多个”的含义是两个或两个以上。
在本申请的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语 “安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可 拆卸连接，或一体地连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连， 可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体 情况理解上述术语在本申请中的具体含义。
请参考图1，为本申请实施例提供的微电网系统的结构示意图；请参考图 2，为本申请实施例提供的应用于图1中微电网系统的暂态稳定方法，包括如 下步骤：
S201:获取微电网系统中虚拟同步发电机和同步发电机的物理特性差异， 根据所述物理特性差异确定微电网系统故障时的稳定调节策略；所述微电网系 统包括并联的所述虚拟同步发电机和所述同步发电机。
这里，所述微电网系统包括并联的所述虚拟同步发电机(virtual synchronousgenerator，VSG)和所述同步发电机(synchronous generator，SG)。 所述虚拟同步发电机可以是指接入微电网系统中接入的分布式电源。所述同步 发电机可以是指传统同步发电机。VSG通过有功和无功控制环节模拟SG的机 电特性，如图3(a)所示。SG是一种反馈控制，用于调节输出频率、电压和 功率，如图3(b)所示；SG由调速系统(governor，GOV)和励磁系统 (automatic voltage regulator，AVR)组成，GOV根据SG输出角频率和额定角频 率调节原动机轴功率，AVR主要通过改变励磁电流来调节同步机无功功率给 定。所述物理特性差异可以是指数学模型差异，例如完整机械摇摆方程。所述 稳定调节策略可以是指调整微电网系统暂态失稳性状态的控制策略。所述获取 微电网系统中虚拟同步发电机和同步发电机的物理特性差异是指：控制设备获 取微电网系统中虚拟同步发电机和同步发电机之间的数学模型差异，具体可以 为：
确定VSG机械摇摆方程是：
Figure BDA0003935856020000041
式中：J、Dp、ω、Te分别为虚拟转动惯量、阻尼系数、转子角频率和输 出转矩。Tm由调速器产生，可以写成：
Tm＝T0-T* (2)，
T*＝Kp(ω-ω0) (3)，
其中，T0为参考输入转矩，ω0为转子参考角频率，Kp为调速器的控制参数。 结合以上(1)-(3)方程式，可得到VSG完整机械摇摆方程为：
Figure BDA0003935856020000042
确定SG的摇摆方程为：
Figure BDA0003935856020000043
其中，J1和D1分别表示SG的惯性常数和阻尼系数，ω1是SG的转子角频 率、Te1是SG的电磁转矩。
Tm1由调速器产生，即：
Tm1＝T01-T1 * (6)，
其中：
T1 *＝Kp1(ω1-ω0) (7)，
Figure BDA0003935856020000044
式中：Kp1是调速器的控制参数，τ1和ω0分别是延时常数和参考角频率，T01代表参考输入转矩。结合以上(5)-(8)式，可得SG完整摇摆方程为：
Figure BDA0003935856020000045
根据式(4)和式(9)可以看出，VSG和SG的主要物理特性差异在于调速器 的不同，即SG比VSG多了
Figure BDA0003935856020000046
部分。
这里，微电网暂态失稳可以默认为负载发生三相短路故障。根据式(4)、(9) 分别绘出VSG和SG的功角曲线如图4(a)和图4(b)所示。图4(a)和图 4(b)中的虚线分别代表VSG和SG系统在故障时的输入功率；曲线①、② 和③分别为故障前、故障和故障后系统的输出功率P和功率角δ之间的关系； 输出最大有功功率分别表示为Pem1、Pem2和Pem3，δmax为故障清除后系统能达 到的最大功率角，大小可由S1和S2计算得出。
由于VSG系统输入转矩可以通过阻尼环节进行调节，阻尼环节等效于SG 的调速器。所以，在故障期间，系统的输入转矩将根据角频率的变化而变化， 而非定值。如图所示，设在t0时刻，故障发生，对应功角为δ0，此时系统的 平衡点从a点移动到b点；在tc时刻，故障切除，对应功角为δc。在故障发 生时，系统工作点从曲线①移动到曲线②，此时系统输入功率(Pin)大于输出功 率(Pout)，使得系统的等效转子在过剩转矩的作用下加速。由于VSG阻尼环节 的作用，使系统Pin减小，即系统加速面积S1减小。在故障切除后，系统工作 点从曲线②移动到曲线③，此时系统Pin小于Pout，使得系统的等效转子在制动 转矩的作用下减速。同理，在VSG阻尼环节的作用下，使Pin增加，即系统减 速面积S2增加，系统的暂态功角稳定性得以提升。
SG在发生故障到故障切除这一时段，系统的功角曲线变化和VSG类似， 此处不再重复描述。但需要指出的是，对比图4(a)和图4(b)，SG系统的 输入功率曲线下降的程度比VSG要小，如图4(b)中虚线所示。原因在于拖 动SG的原动机也属于大转动惯量的旋转设备，即SG固有的大惯性给转轴功 率带来响应延迟。即在故障时，由于存在惯性延时，原动机转轴功率不能立即 与负载功率相匹配。在数学模型上具体体现在式(9)中的
Figure BDA0003935856020000051
部分上，所以和 VSG系统相比，SG系统的暂态功角稳定性降低。
由于调速器的差异会影响微电网系统的暂态功角稳定性，因此，在微电网 系统出现故障期间，调整并联的SG和VSG之间的调速器差异是至关重要 的，所述根据所述物理特性差异确定微电网系统故障时的稳定调节策略可以是 指控制设备根据所述数学模型差异确定微电网系统出现暂态失稳时的稳定调节 策略。即控制设备能够根据并联的SG和VSG之间的调速器差异确定微电网 系统出现暂态失稳时的稳定调节策略。
S202:根据所述稳定调节策略建立所述虚拟同步发电机的模型预测控制， 根据所述虚拟同步发电机的模型预测控制的反馈环节控制所述微电网系统的等 效输入转矩的大小，以平衡所述微电网系统的输入功率和输出功率。
这里，所述虚拟同步发电机的模型预测控制(Model Predictive Control,MPC)是指应用于VSG附加转矩的一种控制策略。所述根据所述稳定调节策略建立所 述虚拟同步发电机的模型预测控制，根据所述虚拟同步发电机的模型预测控制 的反馈环节控制所述微电网系统的等效输入转矩的大小，以平衡所述微电网系 统的输入功率和输出功率可以是指：控制设备根据所述稳定调节策略建立所述 虚拟同步发电机的模型预测控制，根据所述虚拟同步发电机的模型预测控制的 反馈环节控制所述微电网系统的等效输入转矩的大小，以平衡所述微电网系统 的输入功率和输出功率。具体可以为：控制设备根据减弱微电网系统中SG和 VSG的调节器差异的稳定调节策略，建立一种基于模型预测的附加转矩控制，其中，将VSG控制结合MPC反馈环节构成一个闭环反馈控制系统，即 MPC-VSG控制，其控制结构如图5中虚线所示。通过图5可以发现，MPC- VSG和传统VSG的主要区别在于取消了传统VSG的下垂环节，增加了MPC- VSG反馈环节。在微电网系统出现负载故障时，控制设备通过MPC-VSG反馈 环节调节微电网系统的等效输入转矩，以平衡微电网系统的输入和输出功率。
本申请实施例提供的微电网系统的暂态稳定方法，获取微电网系统中虚拟 同步发电机和同步发电机的物理特性差异，根据所述物理特性差异确定微电网 系统故障时的稳定调节策略；所述微电网系统包括并联的所述虚拟同步发电机 和所述同步发电机；根据所述稳定调节策略建立所述虚拟同步发电机的模型预 测控制，根据所述虚拟同步发电机的模型预测控制的反馈环节控制所述微电网 系统的等效输入转矩的大小，以平衡所述微电网系统的输入功率和输出功率。 本申请实施例所述微电网系统的暂态稳定方法，从虚拟同步发电机和同步发电 机的物理特性差异的角度分析系统失稳机理，并通过所述虚拟同步发电机的模 型预测控制弥补了由于虚拟同步发电机和同步发电机的物理特性差异引起的系 统暂态失稳的问题，有效提升了微电网系统的暂态稳定性能。
在一些实施例中，所述获取微电网系统中虚拟同步发电机和同步发电机的 物理特性差异，根据所述物理特性差异确定微电网系统故障时的稳定调节策略 包括：获取微电网系统中虚拟同步发电机和同步发电机的调速器差异因素；根 据所述调速器差异因素确定所述微电网系统的暂态功角稳定性，根据所述暂态 功角稳定性的变化状态确定所述微电网系统的稳定调节策略。
这里，忽略电感和电容的动态特性，在微电网系统中，SG和VSG的输出 有功功率可以表示为：
Figure BDA0003935856020000061
其中Y11的电导和电纳分别为G11和B11、Y22的电导和电纳分别为 G22和B22，Y12的振幅和相位分别为|Y12|和φ12。
结合式(4)、(9)、(10)，SG和VSG的摇摆方程分别可以表示为：
Figure BDA0003935856020000062
Figure BDA0003935856020000063
上式中ω10和ω20是相等的，为了后文描述方便，统一用ω0表示，ω1和ω2表 示VSG和SG的角频率。将式(11)和(12)式合并，可得微电网系统的摇摆方程：
Figure BDA0003935856020000064
上式中二阶微分项是SG和VSG之间的角加速度、Jeq1是微电网系统等效惯 性常数、Tm1和Tem1(sinδ’12)分别是微电网系统等效输入转矩和输出转矩。
由上述分析可知，VSG和SG系统的主要差异在调速器。假设D1/J1等于 Dp2/J2，则式(13)可以写为：
Figure BDA0003935856020000065
考虑到阻尼环节属于等效输入转矩的一部分，与调速器具有类似的功能， 为了方便下文分析，微电网系统的等效输入转矩可以写成：
Figure BDA0003935856020000071
其中De2为等效阻尼系数，具体表达式为：
De2＝Dp2+Kp2 (16)，
为了分析调速器的差异对微电网系统暂态稳定性的影响，通过公式(14)绘 制出微电网系统的功角曲线如图4(c)所示。
对于VSG-SG微电网系统，在故障期间，SG的调速系统和VSG的有功控 制中的阻尼环节将同时调节微电网系统的等效输入转矩。所以，微电网系统的 等效输入转矩也是随微电网系统角频率的变化而变化，而非常量。设在t0时 刻，故障发生，对应功角为δ0，此时微电网系统的平衡点从a点移动到b 点；在tc时刻，故障切除，对应功角为δc。在故障发生时，微电网系统工作 点从曲线①移动到曲线②，此时由于微电网系统Pin大于Pout，使得微电网系统 的等效转子在过剩转矩的作用下加速。根据式(14)可知，由于SG调速器的作 用，微电网系统Pin下降幅度很小，如图4(c)中微电网系统所表示的虚线所 示，即相比于单台VSG和SG系统，微电网系统加速面积S1增加。在故障切 除后，系统工作点从曲线②移动到曲线③，此时由于系统Pin小于Pout，使得微 电网系统的等效转子在制动转矩的作用下减速。同样由于SG调速器的作用， 微电网系统Pin上升幅度也很小，即相比于单台VSG和SG系统，微电网系统减速面积S2减小，进一步降低了微电网系统的暂态功角稳定性。
如上所述，VSG和SG系统主要区别在于两者的调速器，调速器的差异会 影响VSG-SG微电网系统的暂态功角稳定性，且暂态功角不稳定性是由于系统 的输入和输出功率之间的不平衡引起的。
进一步分析发现，VSG-SG微电网系统调速器的差异反应在延时环节上， SG的延时环节对系统暂态功角稳定性的影响分析如下：在故障发生时，微电 网系统的输入转矩Tm1因SG调速器的作用而减小，即式(15)中的
Figure BDA0003935856020000072
为 正值，因此微电网系统的输入转矩相比SG系统要大，即微电网系统的加速面 积S1变大；当故障切除后，SG的转子开始减速，微电网系统输入转矩Tm1增 加，此时
Figure BDA0003935856020000073
为负值，进而阻止了Tm1的增加，相比SG系统，即此时 微电网系统的减速面积S2减小，恶化了微电网系统暂态功角稳定性。
图6描述了微电网系统在故障发生到切除后微电网系统转子的相对运动。 可以看出，在故障切除后，由于SG的调速器和VSG的阻尼环节的共同作用 使微电网系统功角持续加速，导致微电网系统的功角在达到最大功角δmax时 继续增大，最终导致δmax大于δu，微电网系统的功角失去稳定。因此，VSG- SG微电网系统在故障时出现暂态失稳则可以得到合理解释。
为了研究微电网系统中并联VSG-SG的暂态稳定特性，微电网系统故障等 效电路如图7所示。其中，Zload2处发生故障，在基频处，VSG和SG系统可以 看作是和阻抗串联的理想电压源。在图7中，Zd’为暂态电抗、E1为SG的等 效电压源幅值、δ1为SG的功角；E2、δ2分别为VSG等效电压源幅值和相 位、Zf为VSG滤波器阻抗，Zload1和Zload12分别是SG和VSG的系统阻抗、 Zload为负载阻抗。
VSG和SG的旋转坐标系关系如图8所示，其中轴(d1-q1)和轴(d2-q2)分别 是以角频率ω1和ω2旋转的参考坐标。
在本申请实施例的分析中，默认条件为SG的容量大于VSG的容量，故 图8中的参考坐标是以SG的旋转坐标为微电网系统的参考坐标系。在故障 时，VSG和SG的输出功率瞬间下降，即微电网系统的输出转矩瞬间下降。此 时，微电网系统的输入转矩大于输出转矩，导致VSG和SG的转子同时加 速，ω1和ω2都将变大。但是，相比于SG，VSG的惯性和容量小，所以在发生 故障时，VSG的角加速度要大于SG的角加速度，因此，所述获取微电网系统 中虚拟同步发电机和同步发电机的调速器差异因素可以是指控制设备获取微电 网系统中虚拟同步发电机和同步发电机的角频率。所述根据所述调速器差异因 素确定所述微电网系统的暂态功角稳定性，根据所述暂态功角稳定性的变化状 态确定所述微电网系统的稳定调节策略可以是指：控制设备根据所述微电网系 统中虚拟同步发电机和同步发电机的角频率确定所述微电网系统的暂态功角稳 定性，根据所述暂态功角稳定性的变化状态确定所述微电网系统的稳定调节策 略，具体可以为：当微电网系统稳定运行时，ω1和ω2相等。当微电网系统发 生故障时，ω1和ω2不相等，此时VSG和SG之间的功角差变大。所述控制设 备根据所述VSG和SG之间的功角差变大的变化状态确定所述微电网系统在 暂态失稳时的稳定调节策略。
本申请实施例中，通过获取微电网系统中虚拟同步发电机和同步发电机的 调速器差异因素；根据所述调速器差异因素确定所述微电网系统的暂态功角稳 定性，根据所述暂态功角稳定性的变化状态确定所述微电网系统的稳定调节策 略。如此，可以根据微电网系统中VSG和SG的角频率ω1和ω2判定微电网系 统是正常运行还是故障，进而作出对应的稳定调节策略。
在一些实施例中，还包括：所述根据所述调速器差异因素确定所述微电网 系统的暂态功角稳定性，根据所述暂态功角稳定性的变化状态确定所述微电网 系统的稳定调节策略包括：根据所述调速器差异因素确定所述微电网系统的暂 态功角差，当所述暂态功角差变大时确定所述微电网系统的稳定调节策略。
这里，所述根据所述调速器差异因素确定所述微电网系统的暂态功角差， 当所述暂态功角差变大时确定所述微电网系统的稳定调节策略可以是指：控制 设备根据所述调速器差异因素确定所述微电网系统的暂态功角差，当所述暂态 功角差变大时确定所述微电网系统的稳定调节策略，具体可以为：控制设备确 定所述VSG和SG之间的功角差δ12，表示为：
Figure BDA0003935856020000091
其中，当微电网系统稳定运行时，ω1和ω2相等，此时VSG和SG之间的 功角差为定值并保持不变。此时，控制设备对微电网系统不作处理。当微电网 系统发生故障时，ω1和ω2不相等，此时VSG和SG之间的功角差δ12变大。但 是，相比于SG，VSG的惯性和容量小，所以在发生故障时，VSG的角加速度 要大于SG的角加速度，即微电网系统的相对角加速度大于零。此时，VSG的 角频率的增长速度大于SG角频率的增长速度，从而导致微电网系统的功角差 δ12变大。此时，控制设备根据微电网系统的功角差δ12变大确定对应的稳定调节 策略。
本申请实施例中，通过获根据所述调速器差异因素确定所述微电网系统的 暂态功角差，当所述暂态功角差变大时确定所述微电网系统的稳定调节策略。 如此，可以根据微电网系统中VSG和SG的角频率ω1和ω2的差δ12变大确定对 应的稳定调节策略，以减弱VSG和SG的功角差δ12进而达到提升微电网系统 暂态稳定性的目的。
在一些实施例中，所述根据所述稳定调节策略建立所述虚拟同步发电机的 模型预测控制包括：根据所述稳定调节策略采用下垂控制模拟同步发电机的有 功频率静态特性，将下垂控制方程式和所述虚拟同步发电机的完整摇摆方程式 的线性化方程结合，构建所述虚拟同步发电机的模型预测控制。
这里，所述根据所述稳定调节策略采用下垂控制模拟同步发电机的有功频 率静态特性，将下垂控制方程式和所述虚拟同步发电机的完整摇摆方程式的线 性化方程结合，构建所述虚拟同步发电机的模型预测控制可以是指：控制设备 根据所述稳定调节策略采用下垂控制模拟同步发电机的有功频率静态特性，将 下垂控制方程式和所述虚拟同步发电机的完整摇摆方程式的线性化方程结合， 构建所述虚拟同步发电机的模型预测控制，具体可以为：
为维持微电网系统频率的动态稳定，电力电子变换器通常利用下垂控制来 模拟SG调速器的有功频率静态特性。下垂系数kp表达式为：
Figure BDA0003935856020000092
其中，Δω、ΔP分别表示发电机角频率、输出功率的变化量。
为了进一步完善微电网系统模型的准确性，考虑负荷故障等情况，将电磁 转矩变化量ΔTe视为扰动输入，本申请实施例利用VSG转子运动方程式(1)的线 性化化方程和式(18)构建VSG模型的完整状态空间方程如式(19)所示，该VSG 模型可以反应状态变量与期望的输出转矩间的关系。
Figure BDA0003935856020000093
其中：A＝-Dp/J，B＝-D＝1/J，C＝kf/ω0，ΔTfd＝ΔP/ω0，kf、ΔTfd、C、分别为 调频系数、控制变量和角频率静态特性系数。
本申请实施例进一步完善了微电网系统中VSG-SG异构并联模型的准确 性。
在一些实施例中，所述根据所述虚拟同步发电机的模型预测控制的反馈环 节控制所述微电网系统的等效输入转矩的大小包括：根据所述虚拟同步发电机 的模型预测控制的反馈环节将所述微电网系统的角频率增量和转矩增量作为反 馈输入，以调节所述微电网系统的等效输入转矩的大小。
这里，继续参考图5，所述根据所述虚拟同步发电机的模型预测控制的反 馈环节将所述微电网系统的角频率增量和转矩增量作为反馈输入，以调节所述 微电网系统的等效输入转矩的大小可以是指：控制设备根据所述虚拟同步发电 机的模型预测控制的反馈环节将所述微电网系统的角频率增量和转矩增量作为 反馈输入，以调节所述微电网系统的等效输入转矩的大小。具体可以为：通过 图5中的虚线框图可以发现，MPC-VSG和传统VSG的主要区别在于取消了传 统VSG的下垂环节，增加了MPC-VSG反馈环节。
对式(19)离散化，得到下一刻VSG的输入公式为：
Figure BDA0003935856020000101
其中：x(k+1)为系统在第k+1时刻的预测值，x、u、d、y分别为Δω、 ΔTm、ΔTe、ΔTfd。以式(20)作为预测模型可预测出在u(k+l)，u(k+2)，...， u(k+M)作用下，k+j(j＝1，2，...，P)时刻微电网系统转子角频率如下式 (21)。其中，P为预测时域，M为控制时域，且P≥M。
Figure BDA0003935856020000102
因此，MPC-VSG控制器利用微电网系统的角频率增量和转矩增量作为反 馈输入，在负载故障时调节系统的等效输入转矩，以平衡系统的输入和输出功 率，从而达到改善系统暂态功角稳定性，进而提升系统暂态稳定性的目的。
在一些实施例中，还包括：根据调整微电网系统中的反馈频率环节和/或 惯量环节和/或阻尼环节系数的取值对所述微电网系统的惯量参数和阻尼参数 进行优化。
为了得到微电网系统系统的最优的输入转矩向量，提升系统暂态稳定性 能，需要对系统的频率响应进行优化。即根据当前k时刻和预测时刻Δω的值， 求得下一时刻ΔTm的给定值，其优化性能指标为：
Figure BDA0003935856020000111
式中：J为目标函数；ΔU为输入向量；Yref为转矩期望值；Y为转矩实际 值；控制量Q、R分别为误差权矩阵和控制权矩阵，由状态空间方程系数矩阵 构成的对角阵组成。
通过二次规划求解式(22)，可得最小化目标函数J，下一时刻最优预测 控制输入向量为：
Figure BDA0003935856020000112
式中：F为预测域内阻尼惯量比系数组成的向量；X为状态变量组成的向 量；ΔD为临近两个时刻ΔTe的差值；参数F、GB、GD的表达式分别为：
F＝[CA … CAP]T (24)，
Figure BDA0003935856020000113
Figure BDA0003935856020000114
根据滚动时域原则，下一时刻VSG的反馈输入取预测控制输入向量的第 一项。由式(23)可得：
Δu(ki)＝[1 0 … 0]ΔU ＝KTΔTfd(ki)-KwΔω(ki)-KeΔTe(ki) (27)，
其中：ΔU为反馈输入，ki为某时刻，KT、Kw、Ke分别为反馈频率环节、 惯量环节、阻尼环节系数。将式(27)带入式(20)可推导出MPC反馈环节 方程如式(28)。
Figure BDA0003935856020000115
该控制方程已将VSG的惯量、阻尼参数考虑进去，即可通过改变KT、Kw、Ke参数的取值实现对系统惯量、阻尼2个固有特性进行优化，同时对微 电网系统状态的偏差做出惩罚，并在下一个反馈周期做出补偿。
本申请实施例中，微电网系统故障时，微电网系统将出现频率偏差，此时 MPC-VSG的控制器目标函数≠0，滚动优化环节会在未来多个时刻进一步调 整反馈输入转矩，使得目标函数最小，补偿微电网系统有功功率的差额。同 时，可通过跟踪电磁转矩的变化量，以应对故障所带来外部扰动，使得微电网 系统输出更加稳定。
MPC-VSG反馈环节的参数是保证微电网系统暂态稳定性的关键，由式(20) 可求出预测控制输入向量为：
Figure BDA0003935856020000121
为了简化分析，令
Figure BDA0003935856020000122
得到：
Δu(ki)＝ZYref-ZFX-ZGDΔD (31)，
对比式(20)，得到：
Figure BDA0003935856020000123
由所提MPC-VSG基本原理和式(21)方程，在VSG结构特性不发生改变 时，系统的状态空间模型系数也不会变。此时反馈环节的性能取决于式(32)中 的系数，且参数F、GB、GD均常数。所以，影响反馈环节的动态性能只有权重 矩阵Q与R。
由反馈控制原理可知，式(21)中系数应满足以下不等式条件：
Figure BDA0003935856020000124
进一步化简可得式(20)中各系数的取值范围为：
Figure BDA0003935856020000125
将上式再结合式(30)，则可进一步化简为：
Figure BDA0003935856020000126
由上述分析可知，KT、Kw、Ke的三个参数的取值由参数I决定，I的取值 对整个微电网系统的动态性能具有重要意义。将离散化后的状态空间系数代入 式(35)可以确定I的取值范围为[-41.236，0]，通过MPC-VSG反馈环节阶跃响 应可分析出I的取值对微电网系统动态特性的影响程度，如图9所示。图9为 含MPC-VSG的微电网系统的P-δ曲线。在短路故障期间，所提MPC-VSG控 制策略利用微电网系统的角频率增量和转矩增量作为输入；利用模型预测算法 产生一个附加转矩来调节微电网系统的等效输入转矩进而平衡输入有功功率和输出有功功率；减缓了加速过程，加快了减速过程，使得微电网系统的输入和 输出功率达到平衡；使得微电网系统暂态功角得以稳定，微电网系统的暂态性 能得以提升。
为了对本申请实施例所述微电网系统的暂态稳定方法的可靠性进行验证， 本申请实施例将实验验证过程说明如下：
请参考图10，为微电网系统中MPC-VSG反馈环节阶跃响应波形，由图 10可知：微电网系统性能随着I的减小而得到改善；当I＝-5时，系统超调量 达到了15.8％，超调明显且收敛时间长达5.5s，此时系统的动态响应很差；当 I＝-10时，超调量下降到了10.5％，超调明显降低且收敛时间减少至3s，此时 系统动态响应得以改善；当I减小至-20以下时，系统响应性能改善明显，但 改善幅度变慢；当I＝-30时，系统在0.25s时达到超调峰值5.8％，收敛时间缩 短至1.5s左右；将I的值再次减小至40，发现对系统的改善不够明显。
微电网系统引入MPC-VSG控制以后，在故障发生时，MPC-VSG的反馈 环节根据微电网系统出现的角频率增量和转矩增量实时调节微电网系统的等效 输入转矩；其次，MPC-VSG控制的反馈环节能够对微电网系统惯量、阻尼参 数进行优化，在一定程度上减小参数间相互耦合的影响。但是，通过前面分析 可知，控制量Q与R的选取对微电网系统的输出性能有较大影响；其次，实 际运行中还需要考虑电力电子开关的通断会存在延时；故在确认I的最终取值 时要综合考虑不同输入变量间的实际需求，不能过分取较小值所以本文I的最终取值为-30。
综上所述，本申请实施例提供微电网系统的暂态稳定方法具有以下有益效 果：
1)微电网系统的调速器差异是微电网系统暂态失稳的本质原因。由于SG 调速器存在延时环节，影响微电网系统的等效输入转矩，使微电网系统的输 入、输出功率不平衡，进而恶化微电网系统的暂态功角稳定性，微电网系统的 稳定裕度大大降低，从而导致微电网系统在大扰动时出现暂态失稳现象。
2)本技术的MPC-VSG的控制策略可以有效提升微电网系统的暂态稳定 性能。MPC-VSG的控制策略利用系统的角频率增量和转矩增量作为反馈输 入，通过补偿微电网系统的等效输入转矩来平衡微电网系统输入功率和输出功 率，改善了微电网系统的暂态功角特性，弥补了由于调速器差异引起系统暂态 失稳的问题。
3)与传统VSG、SE-VSG相比，本技术的MPC-VSG在提升微电网系统 暂态性能上具有一定优越性，并大大减小了系统动态过程中的调节时间。
以上所述，仅为本申请的具体实施方式，但本申请的保护范围并不局限于 此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本申请揭露的技术范围之内，可轻易想 到变化或替换，都应涵盖在本申请的保护范围之内。因此，本申请的保护范围 应以所述权利要求的保护范围为准。

Claims (6)

1.一种微电网系统的暂态稳定方法，其特征在于，包括：
获取微电网系统中虚拟同步发电机和同步发电机的物理特性差异，根据所述物理特性差异确定微电网系统故障时的稳定调节策略；所述微电网系统包括并联的所述虚拟同步发电机和所述同步发电机；
根据所述稳定调节策略建立所述虚拟同步发电机的模型预测控制，根据所述虚拟同步发电机的模型预测控制的反馈环节控制所述微电网系统的等效输入转矩的大小，以平衡所述微电网系统的输入功率和输出功率。
2.如权利要求1所述的微电网系统的暂态稳定方法，其特征在于，所述获取微电网系统中虚拟同步发电机和同步发电机的物理特性差异，根据所述物理特性差异确定微电网系统故障时的稳定调节策略包括：
获取微电网系统中虚拟同步发电机和同步发电机的调速器差异因素；
根据所述调速器差异因素确定所述微电网系统的暂态功角稳定性，根据所述暂态功角稳定性的变化状态确定所述微电网系统的稳定调节策略。
3.如权利要求2所述的微电网系统的暂态稳定方法，其特征在于，所述根据所述调速器差异因素确定所述微电网系统的暂态功角稳定性，根据所述暂态功角稳定性的变化状态确定所述微电网系统的稳定调节策略包括：
根据所述调速器差异因素确定所述微电网系统的暂态功角差，当所述暂态功角差变大时确定所述微电网系统的稳定调节策略。
4.如权利要求1所述的微电网系统的暂态稳定方法，其特征在于，所述根据所述稳定调节策略建立所述虚拟同步发电机的模型预测控制包括：
根据所述稳定调节策略采用下垂控制模拟同步发电机的有功频率静态特性，将下垂控制方程式和所述虚拟同步发电机的完整摇摆方程式的线性化方程结合，构建所述虚拟同步发电机的模型预测控制。
5.如权利要求4所述的微电网系统的暂态稳定方法，其特征在于，所述根据所述虚拟同步发电机的模型预测控制的反馈环节控制所述微电网系统的等效输入转矩的大小包括：
根据所述虚拟同步发电机的模型预测控制的反馈环节将所述微电网系统的角频率增量和转矩增量作为反馈输入，以调节所述微电网系统的等效输入转矩的大小。
6.如权利要求5所述的微电网系统的暂态稳定方法，其特征在于，还包括：
根据调整微电网系统中的反馈频率环节和/或惯量环节和/或阻尼环节系数的取值对所述微电网系统的惯量参数和阻尼参数进行优化。
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