CN115642645A - 适于多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法 - Google Patents

适于多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法 Download PDF

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CN115642645A
CN115642645A CN202211361815.3A CN202211361815A CN115642645A CN 115642645 A CN115642645 A CN 115642645A CN 202211361815 A CN202211361815 A CN 202211361815A CN 115642645 A CN115642645 A CN 115642645A
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virtual synchronous
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冯皓清
翁仙萍
刁杨波
卢文强
王哲
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Hangzhou Hongsheng Electric Power Design Consulting Co ltd
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Abstract

本发明公开了一种适用多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法，属于电网运行优化技术领域。本发明根据同步发电机运行特性构建了虚拟同步发电机模型，并提出了基于自适应算法的虚拟同步发电机离网控制方式，考虑到多能互补微电网系统中不同能源设备响应时间不同，设计了以响应时间最短为目标，将离网阶段拆分为三个阶段进行自适应控制，解决了虚拟同步发电机离网过程冲击响应时间长的问题。提出了基于预同步算法的虚拟同步发电机并网控制方式，通过依次追踪电网电压的幅值、频率和相位，实现了虚拟同步发电机无冲击电流的并网。

Description

适于多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法
技术领域
本发明涉及电网运行优化技术领域，具体涉及一种适于多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法。
背景技术
分布式发电(Distributed Generation，DG)具有位置灵活、无污染、建设快等优点，极好地适应了多能互补微电网中因多种能源出力波动、分布不均导致的供需不平衡。但同时，DG也有弊端，为避免检修过程中发生事故，DG必须退出运行，且DG受风力光伏发电出力波动影响较大，难以对网侧电能质量进行有效控制。
为更好地利用DG的优势，研究人员提出了一种新的实现形式——微电网，即在输电网、配电网的定义方式下，将DG、负荷、储能以及控制装置等模块结合起来共同作用而组成的小型电网，能够更好地整合资源。此外，微电网具备更大的扩展能力，随着岛屿建设，微电网也可以与大电网互联，可控性和可靠性将大大提高。因此，保证满足多能互补微电网需求，在多种能源出力下，确保微电网运行可靠、切换迅速、系统经济性好并实现最大效率利用，制定出一套实用性好又具备经济性的微电网控制方案，成为目前亟待解决的技术问题。
发明内容
本发明的目的在于在多能互补微电网场景下利用微电网，考虑风力发电、光伏发电、混合储能等多种设备接入带来的冲击，提供了一种适用多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法，以实现适配不同储能的动态时间常数，完成多能互补微电网孤岛运行、微电网并网运行、微电网孤岛转并网运行、微电网并网转孤岛运行四种运行状态，同时满足多能互补微电网对运行可靠、切换迅速、系统经济性好并实现最大效率利用的需求。
为达此目的，本发明采用以下技术方案：
提供一种适用多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法，步骤包括：
S1，建立虚拟同步发电机模型，包括虚拟同步发电机转子运动模型、频率-有功控制器模型、电压-无功及励磁控制器模型，其中所述电压-无功及励磁控制器模型包括电压-无功控制器模型和励磁控制器模型；
S2，结合所述虚拟同步发电机模型，并基于自适应算法对虚拟同步发电机进行离网控制，或基于预同步算法对所述虚拟同步发电机进行并网控制。
作为优选，构建的所述虚拟同步发电机转子运动模型通过以下公式(1)表达：
Figure BDA0003922302110000021
公式(1)中，Pm为原动机输入的机械功率；
Pe为同步发电机输出的电磁功率；
PD为同步发电机的阻尼功率；
J为同步发电机转子的转动惯量；
D为同步发电机阻尼惯量；
ω0为电网同步角速度；
ω为同步发电机的机械角速度；
且公式(1)表达的所述虚拟同步发电机转子运动模型需满足以下公式(2)表达的约束条件：
Figure BDA0003922302110000022
公式(2)中，ΔP总表示电力系统总有功功率缺额；
ΔPi表示第i台同步发电机的有功功率缺额；
Δωm表示电力系统额定频率与电力系统实际运行频率差值；
Jeq表示电力系统总等效转动惯量；
Ji表示第i台同步发电机转子的转动惯量；
dt表示对时间进行微分；
n表示电力系统中的同步发电机的数量；
ΔP表示原动机输入机械功率与同步发电机输出电磁功率缺额；
J表示同步发电机转子的转动惯量；
ω0表示电网同步角速度；
ω′0表示同步发电机实际电磁角速度。
作为优选，构建的所述频率-有功控制器模型通过以下公式(3)表达：
Pm＝Pref+m(ω0-ω)(3)
公式(3)中，ω0为同步发电机额定输出电磁角速度；
Pref为原动机输入机械功率给定值，为原动机额定输出功率或上一级调度指令给定值；
Pm为原动机实际输入机械功率；
m为频率-有功调节系数；
ω为同步发电机的电磁角速度。
作为优选，步骤S1构建的所述电压-无功及励磁控制器模型通过以下公式(4)表达：
if＝G(s)[l(Vn-V0)+Qref-Qe] 公式(4)
公式(4)中，If表示所述同步发电机的转子励磁电流；
V0表示所述同步发电机的实际端电压值；
Vn表示同步发电机的额定端电压值，
l表示电压-无功调节系数；
G(s)表示励磁控制器传递函数；
Qref表示同步发电机输出无功功率的给定值
Qe为同步发电机实际输出的无功功率。
作为优选，步骤S2中，应用所述自适应算法对所述虚拟同步发电机进行离网控制的方法包括步骤：
A1，建立以暂态过程响应时间最短为目标，以电网频率不发生越限以及满足电力系统平衡边界条件的优化模型；A2，根据暂态过程初期、中期、后期所述同步发电机的转子的角频率随时间变化的不同，以暂态过程的初期、中期、后期为控制虚拟惯量J和阻尼系数D变化的三个阶段，求解出每个阶段的所述虚拟惯量J和所述阻尼系数D，所述虚拟同步发电机经3个阶段的虚拟惯量和阻尼系数调整重新达到稳态的时长在对所述优化模型求解的最短暂态过程响应时间内。
作为优选，步骤A1中建立的所述优化模型通过以下公式(5)表达：
Figure BDA0003922302110000041
公式(10)中，T表示暂态响应时间；
Δδ为与扰动对应的功角差；
Δfmax为频率差的阈值；
k为频率变化率的阈值；
ω(t)表示同步发电机电磁角速度关于时间的函数；
ω0表示电网同步角速度；
ω′(t)表示同步发电机电磁角速度变化率。
作为优选，所述角频率在暂态过程初期、中期和后期三个期间的变化趋势函数通过以下公式(11)表达：
Figure BDA0003922302110000042
作为优选，最短暂态过程响应时间Tmin以如下公式(12)表达时，Tmin所述最短暂态过程响应时间对应的最小角频率变化过程通过如下公式(13)表达：
Figure BDA0003922302110000043
且Tmin与此对应的最小角频率变化过程为：
Figure BDA0003922302110000044
公式(12)-(13)中，
Figure BDA0003922302110000051
作为优选，步骤A2中，分三个阶段对所述虚拟惯量J和所述阻尼系数D进行自适应控制的方法包括步骤：
A21，判定所述电力系统的有功功率缺额超出安全阈值时，转入步骤A22；
A22，判断所述虚拟同步发电机的输入和输出功率差额是否大于差额阈值，
若是，则判定进入对所述虚拟惯量J和所述阻尼系数D进行自适应控制的第一阶段并转入步骤A23；
若否，则终止自适应流程；
A23，根据第一自适应计算方法求解出在所述第一阶段所述虚拟惯量J和所述阻尼系数D的值；
A24，判断所述虚拟同步发电机当前的所述角频率与暂态过程开始前的初始值的差值Δω是否增大至
Figure BDA0003922302110000052
若是，则判定进入对所述虚拟惯量J和所述阻尼系数D进行自适应控制的第二阶段然后转入步骤A25；
若否，判定当前还处于所述第一阶段；
A25，根据第二自适应计算方法求解出在所述第二阶段所述虚拟惯量J和所述阻尼系数D的值；
A26，判断所述虚拟同步发电机当前的功率较与暂态过程开始前的初始值的差值是否增大至
Figure BDA0003922302110000053
若是，则判定进入对所述虚拟惯量J和所述阻尼系数D进行自适应控制的第三阶段然后转入步骤A27；
若否，则判定当前还处于所述第二阶段；
A27，根据第三自适应计算方法求解出在所述第三阶段所述虚拟惯量J和所述阻尼系数D的值。
作为优选，步骤A23中，所述第一自适应计算方法通过以下公式(14)表达：
Figure BDA0003922302110000054
步骤A25中，所述第二自适应计算方法通过以下公式(15)表达：
Figure BDA0003922302110000061
步骤A27中，所述第三自适应计算方法通过以下公式(16)表达：
Figure BDA0003922302110000062
公式(14)-(16)中，Pm为原动机输入的机械功率；
Pe为同步发电机输出的电磁功率；
ω为同步发电机的电磁角速度；
Δω表示所述虚拟同步发电机当前的所述角频率与暂态过程开始前的初始值的差值；
k为频率变化率的阈值。
作为优选，所述第一阶段和所述第三阶段的所述阻尼系数D为0，当所述第一阶段的所述阻尼系数D为0时，所述第一阶段的所述虚拟惯量J通过以下公式(17)求解而得：
Figure BDA0003922302110000063
当所述第三阶段的所述阻尼系数D为0时，所述第三阶段的所述虚拟惯量J通过以下公式(18)求解而得：
Figure BDA0003922302110000064
在所述第二阶段，所述角频率保持为2πΔfmax，所述虚拟惯量J为暂态过程开始前的初始值，所述第二阶段的所述阻尼系数D通过以下公式(19)求解而得：
Figure BDA0003922302110000065
作为优选，步骤S2中，应用预同步算法对所述虚拟同步发电机进行并网控制的方法包括步骤：
B1，求解所述虚拟同步发电机拟从孤岛模式切换到并网模式的瞬态电压差，并判断所述虚拟同步发电机在孤岛运行时电力系统的相位与电网相位是否不一致，
若是，则转入步骤B2；
若否，则不执行步骤B2；
B2，从孤岛模式到并网模式切换过程中，通过调节虚拟角频率和虚拟同步发电机空载电动势实现孤岛侧与电网侧的相位同步和幅值同步；
B3，模式切换完成后，对电网相位进行零偏差追踪以完成并网。
作为优选，步骤B1中所述的所述瞬态电压差通过以下公式(20)求解而得：
Figure BDA0003922302110000071
公式(20)中，ΔU表示所述瞬态电压差；
U表示Uga与Ua幅值差；
ω0表示Uga电压向量角速度；
ω表示Ua电压向量角速度；
θ1表示Uga电压向量相位；
θ2表示Ua电压向量相位。
作为优选，步骤B2中，调节虚拟角频率和虚拟同步发电机空载电动势实现孤岛侧与电网侧的相位同步和幅值同步的方法通过以下公式(21)表达：
Figure BDA0003922302110000072
公式(21)中，ω表示待调节的所述虚拟角频率；
E表示待调节的所述虚拟同步发电机空载电动势；
Kω表示相位积分系数；
KE表示幅值积分系数；
θg表示电网电压相位；
Ug表示电网电压幅值；
θ表示虚拟同步发电机空载电动势相角；
ω0表示电网电压额定角速度；
E0表示虚拟同步发电机机端额定电压；
s表示进行s域变换；
根据公式(21)，可将公式(1)表达的转子运动方程改写为：
Figure BDA0003922302110000081
公式(22)联立公式(3)表达的频率-有功功率特性方程，将式中Pref、ω、Pe进行小扰动分析可得：
Figure BDA0003922302110000082
最终可解得频率的偏移量的初值和终值为：
Figure BDA0003922302110000083
通过引入积分环节，在负荷功率变化引起频率振荡后，频率的偏移量的初值和终值均为0，实现了稳态的无差控制。
作为优选，步骤B3中，对电网相位进行零偏差追踪的方法包括步骤：
B31，通过锁相环获取电网电压的相位和频率，并将获取到的相位θg作为电网电压ug进行park变化的参考相位；
B32，将电网三相电压abc变换为在dq旋转坐标系下的电压相量uq，变换后得到的uq与零作差，经PI控制得到所要校正的频率偏差Δω，然后进行频率校正，当uq为零时，电网电压与虚拟同步发电机电压重合，相位差为零。
本发明具有以下有益效果：
1、根据同步发电机运行特性构建了虚拟同步发电机，并通过构建虚拟同步发电机转子运动模型、频率-有功控制器模型、电压-无功及励磁控制器模型实现了对虚拟同步发电机的合理控制；
2、提出了基于自适应算法的虚拟同步发电机离网控制方式，并考虑到多能互补微电网系统中不同能源设备响应时间不同，设计了以响应时间最短为目标，将离网阶段拆分为三个阶段进行自适应控制，解决了虚拟同步发电机离网过程冲击响应时间长的问题。
3、提出了基于预同步算法的虚拟同步发电机并网控制方式，通过依次追踪电网电压的幅值、频率和相位，实现了虚拟同步发电机无冲击电流的并网。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对本发明实施例中所需要使用的附图作简单地介绍。显而易见地，下面所描述的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实施例提供的适用多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法的实现步骤图。
具体实施方式
下面结合附图并通过具体实施方式来进一步说明本发明的技术方案。
其中，附图仅用于示例性说明，表示的仅是示意图，而非实物图，不能理解为对本专利的限制；为了更好地说明本发明的实施例，附图某些部件会有省略、放大或缩小，并不代表实际产品的尺寸；对本领域技术人员来说，附图中某些公知结构及其说明可能省略是可以理解的。
本发明实施例的附图中相同或相似的标号对应相同或相似的部件；在本发明的描述中，需要理解的是，若出现术语“上”、“下”、“左”、“右”、“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发明和简化描述，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，因此附图中描述位置关系的用语仅用于示例性说明，不能理解为对本专利的限制，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的具体含义。
在本发明的描述中，除非另有明确的规定和限定，若出现术语“连接”等指示部件之间的连接关系，该术语应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或成一体；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个部件内部的连通或两个部件的相互作用关系。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
本发明实施例提供的适用多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法，包括如下步骤：
步骤S1，建立虚拟同步发电机模型，对其中的虚拟同步发电机本体、频率-有功控制器、电压-无功以及励磁控制器进行数学建模，以表征对发电机本地及各个控制器的控制过程。
(1)对同步发电机的控制特性进行模拟。虚拟同步发电机即对电力系统中同步发电机具体物理过程进行模拟。同步发电机由固定的定子与可旋转的转子两大部分构成，定子铁心内侧嵌入对称排布的三相对称绕组即为定子电枢绕组；转子铁心嵌入成对励磁绕组，在通电后形成励磁磁场。当原动机拖动转子旋转时，励磁磁场随着转子同步旋转，同时顺次切割定子各相绕组，将原动机的机械能转换为电能，得到三相对称交变电动势，由此可得同步发电机转子运动方程即虚拟同步发电机转子运动模型为：
Figure BDA0003922302110000101
式(1)中，Pm为原动机输入的机械功率；Pe为同步发电机输出的电磁功率；PD为同步发电机的阻尼功率；J为同步发电机转子的转动惯量；D为同步发电机阻尼惯量；ω0为电网同步角速度；ω为同步发电机的机械角速度。
(2)对虚拟同步发电机的频率-有功控制特性进行模拟，以构建频率-有功控制器模型。对于上述的公式(1)，若不计同步发电机阻尼功率PD，可以得出当一个同步发电机的原动机输入机械功率Pm和同步发电机输出的发电功率Pe存在差额时，由于转动惯量J的存在，将储存在转子上的动能释放用于补偿输入机械功率Pm与输出电磁功率Pe的差额，同时转子的角速度降低，在最后达到一个新的稳定值ω′m，这一过程转子上释放的能量ΔE通过以下公式(2)表达：
Figure BDA0003922302110000102
公式(2)中，ω′0表示同步发电机实际电磁角速度。
在传统电力系统中，由于转动惯量J极大，因此ωm变化很小，可将公式(2)简化为：
Figure BDA0003922302110000103
从而可得到原动机输入机械功率与同步发电机输出电磁功率差额即同步发电机转子上释放的功率ΔP为：
Figure BDA0003922302110000104
对于电力系统中，当存在n台同步发电机时，系统总有功功率缺额与电网频率下降关系为：
Figure BDA0003922302110000105
公式(5)中，ΔP总是电力系统总有功功率缺额，ΔPi是第i台同步发电机的有功功率缺额，Δωm是电力系统频率差值，Jeq是电力系统总等效转动惯量；Ji表示第i台同步发电机转子的转动惯量；dt表示对时间求微分。
从公式(5)中可以得出，有功功率的平衡情况关系这电力系统的频率稳定，当电力系统的有功功率出现缺额时，在转动惯量保持不变的情况下，电网频率将会降低，即电力系统中总转动惯量越大，电力系统的频率稳定性越好。但此时增加同步发电机输入机械功率，待系统稳定后的稳态频率的偏差相较于不增加同步发电机输入机械功率情况下将会减小，即为同步发电机一次调频原理，其频率-有功功率调节特性方程即频率-有功控制器模型通过公式(6)表达如下：
Pm＝Pref+m(ω0-ω) (6)
公式(6)中，ω0为同步发电机额定输出电磁角速度，Pref为原动机输入机械功率给定值，为原动机额定输出功率或上一级调度指令给定值，Pm为原动机实际输入机械功率，m为频率-有功调节系数，ω为同步发电机的电磁角速度。
(3)对虚拟同步发电机的电压-无功以及励磁控制特性进行模拟，以构建电压-无功及励磁控制器模型，电压-无功及励磁控制器模型包括电压-无功控制器模型和励磁控制器模型。在同步发电机空载时，电机内磁场仅由转子励磁电流If单独建立，在不考虑磁路饱和时，转子励磁电流If与同步发电机基波主磁通Φ0呈线性正比例关系，从而同步发电机的内电势E0与转子电流If同样为线性正比例关系。随着电力负荷增加，负载电流增大，为保证同步发电机输出端电压不随定子负载电流的增大而减小，可通过转子励磁电流大小改变发电机内电势幅值，以便维持不同负载条件下输出端电压的稳定，本发明设计的励磁控制器模型通过以下公式(7)表达：
if＝G(s)(Vref-V0) (7)
公式(7)中，Vref为发电机输出端电压给定值，V0为实际端电压值，G(s)为励磁控制器传递函数。
电力系统的电压水平与虚拟同步发电机的无功功率是否平衡有关，当节点出现无功缺额时，该节点处的电网电压将会降低，此时应增加同步发电机机端电压幅值给定值，励磁控制器将会增大同步发电机励磁电流进而增大同步发电机的内电势，使得重新达到稳态后节点电压幅值相较于未加入励磁控制时的下降会减小，从而提高了电网电压的稳定性，上述过程即实现了对同步发电机励磁控制器的一次调压过程，因此电压-无功控制器模型可通过以下公式(8)表达：
Qe＝Qref+l(Vn-Vref) 公式(8)
公式(8)中，Qref为同步发电机输出无功功率给定值，由上级调度给出，Qe为同步发电机实际输出无功功率，Vn为同步发电机的额定端电压值，l为电压-无功调节系数。
结合公式(8)表达的电压-无功控制器模型与公式(7)表达的励磁控制器模型，可得如下公式(9)表达的电压-无功及励磁控制器模型：
if＝G(s)[l(Vn-V0)+Qref-Qe] 公式(9)
步骤S2，结合步骤S1构建的虚拟同步发电机模型，基于自适应算法对虚拟同步发电机进行离网控制。
在多能互补微电网实际运行中，由于可再生能源出力存在波动的特性，虚拟同步发电机的输入功率会发生不确定的变化，经过暂态过程后达到新的稳态，该过程可能引起严重的虚拟同步发电机角频率与功率振荡，可能发生频率幅值越限、积累功角偏差导致失步等事故。为了解决这个问题，本发明根据暂态过程中角频率与功角变化去调节虚拟惯量与阻尼系数以优化电力系统的暂态过程，本发明将该优化方法定义为基于自适应算法的虚拟同步发电机离网控制方法，该优化方法具体包括如下三个步骤：
(1)针对虚拟惯量与阻尼系数的优化，建立以暂态过程响应时间最短为目标，以电网频率不发生越限以及满足电力系统平衡边界条件的优化模型，该优化模型通过以下公式(10)表达：
Figure BDA0003922302110000121
公式(10)中，T表示暂态响应时间；
Δδ为与扰动对应的功角差；
Δfmax为频率差的阈值；
k为频率变化率的阈值；
ω(t)表示同步发电机电磁角速度关于时间的函数；
ω0表示电网同步角速度；
ω′(t)表示同步发电机电磁角速度变化率。
(2)为求解最小暂态响应时间优化模型，本发明将同步发电机转子的角频率在t＝0和t＝T处进行一阶泰勒展开后代入公式(10)表达的原优化方程，可得在t∈(0,T)时有：
ω(t)-ω0≤min{2πkt,2πΔfmax,2π(T-t)} (11)
为了提高离网控制的稳定性，本发明针对暂态响应的不同时段内，角频率的不同变化情况，将虚拟惯量J和阻尼系数D的自适应控制过程分为三个阶段，以控制虚拟同步发电机重新达到新的稳态。实验发现，在暂态过程的初期，角频率随着时间的增加而增加；到暂态过程的中期，角频率达到最大值并保持不变；进入暂态过程后期时，角频率从最大值开始随时间减小，角频率在3个期间的变化趋势函数通过以下公式(12)表达：
Figure BDA0003922302110000131
(3)当发生有功功率差超出安全阈值时，在最短暂态过程响应时间内分三个阶段实现对虚拟惯量和阻尼系数进行自适应调节，最短暂态过程响应时间Tmin表达为：
Figure BDA0003922302110000132
且Tmin与此对应的最小角频率变化过程为：
Figure BDA0003922302110000133
公式(13)-(14)中，
Figure BDA0003922302110000134
根据公式(14)，本发明将虚拟惯量J和阻尼系数D的自适应控制过程也分为三个阶段，并分别满足各阶段的自适应条件，具体过程如下：
检测虚拟同步发电机输入与输出功率差额，当差额大于虚拟同步发电机在其容量下所能承载的最大限度时，自适应控制进入第一阶段，此阶段的虚拟惯量J和阻尼系数D的设定值应满足：
Figure BDA0003922302110000141
公式(15)中，Pm为原动机输入的机械功率；
Pe为同步发电机输出的电磁功率；
ω为同步发电机的电磁角速度；
Δω表示所述虚拟同步发电机当前的所述角频率与暂态过程开始前的初始值的差值；
k为频率变化率的阈值。
为了缩短暂态过程，此阶段可将阻尼系数D设置为0，此时根据公式(15)可求解出虚拟惯量J的取值为：
Figure BDA0003922302110000142
同时检测虚拟同步发电机的角频率大小，当Δω增大至2πΔfmax时进入第二阶段，此阶段的虚拟惯量J和阻尼系数D设定值应满足：
Figure BDA0003922302110000143
同时，在该阶段由于角频率保持为2πΔfmax，带入上式并计算得到该阶段的阻尼系数D为：
Figure BDA0003922302110000144
为不失一般性，该阶段的转动惯量J为暂态过程开始前的初始值即可。
同时检测虚拟同步发电机功率角大小，当功率角增大至
Figure BDA0003922302110000145
时，进入第三阶段控制，使得角频率均匀减小，此阶段的虚拟惯量J和阻尼系数D设定值应满足：
Figure BDA0003922302110000146
该阶段的阻尼系数D应设计为0，虚拟惯量J的表达式为：
Figure BDA0003922302110000147
经过上述的三个阶段调整后，虚拟同步发电机角频率将恢复至额定值，其输出功率也达到了新的稳态，虚拟惯量J和阻尼系数D从新回到初始值。
综上，分三个阶段对虚拟惯量J和阻尼系数D进行自适应控制的方法包括步骤：
A21，判定所述电力系统的有功功率缺额超出安全阈值时，转入步骤A22；
A22，判断所述虚拟同步发电机的输入和输出功率差额是否大于差额阈值，
若是，则判定进入对所述虚拟惯量J和所述阻尼系数D进行自适应控制的第一阶段并转入步骤A23；
若否，则终止自适应流程；
A23，根据第一自适应计算方法求解出在所述第一阶段所述虚拟惯量J和所述阻尼系数D的值；
A24，判断所述虚拟同步发电机当前的所述角频率与暂态过程开始前的初始值的差值Δω是否增大至
Figure BDA0003922302110000151
若是，则判定进入对所述虚拟惯量J和所述阻尼系数D进行自适应控制的第二阶段然后转入步骤A25；
若否，判定当前还处于所述第一阶段；
A25，根据第二自适应计算方法求解出在所述第二阶段所述虚拟惯量J和所述阻尼系数D的值；
A26，判断所述虚拟同步发电机当前的功率较与暂态过程开始前的初始值的差值是否增大至
Figure BDA0003922302110000152
若是，则判定进入对虚拟惯量J和阻尼系数D进行自适应控制的第三阶段然后转入步骤A27；
若否，则判定当前还处于第二阶段；
A27，根据第三自适应计算方法求解出在第三阶段虚拟惯量J和阻尼系数D的值。
以下对本发明基于预同步算法对虚拟同步发电机进行并网控制的方法进行具体说明：
虚拟同步发电机在孤岛运行模式时，机端输出电压支撑了系统的电压和频率，保证了负载的正常运行，但机端输出电压的幅值和频率受到负载有功功率和无功功率变化而改变，导致虚拟同步发电机在孤岛运行时系统电压幅值、相位、频率均与电网电压参数不一致，为减小并网时刻瞬态冲击，本发明提供了一种预同步技术实现并网过程快速有效平滑切换，具体操作方法包括如下步骤：
(1)从孤岛模式到并网模式，虚拟同步发电机单相电压为Ua，电网单相电压为Uga，二者的瞬态电压差为：
Figure BDA0003922302110000161
公式(21)中，ΔU表示所述瞬态电压差；
U表示Uga与Ua幅值差；
ω0表示Uga电压向量角速度；
ω表示Ua电压向量角速度；
θ1表示Uga电压向量相位；
θ2表示Ua电压向量相位。
由公式(21)可知，并网前若虚拟同步发电机的输出电压与电网频率和相位不一致，最高可能产生2U的电压差。虚拟同步发电机运行于孤岛模式时，利用其下垂特性，在无频差的条件下进行调压，在励磁控制器中输入电压前馈校正，采集虚拟同步发电机输出机端电压与电网电压幅值，计算偏差后通过PI控制器调节，实现虚拟同步发电机输出电压幅值的同步跟踪。
(2)从孤岛模式到并网模式切换过程中，若存在相位不一致时，为实现无缝切换，本发明采取相位同步和幅值同步两步来完成，通过分别调节虚拟角频率和虚拟同步发电机空载电动势实现，实现方法通过以下公式(22)表达：
Figure BDA0003922302110000162
公式(22)中，ω表示待调节的所述虚拟角频率；
E表示待调节的所述虚拟同步发电机空载电动势；
Kω表示相位积分系数；
KE表示幅值积分系数；
θg表示电网电压相位；
Ug表示电网电压幅值；
θ表示虚拟同步发电机空载电动势相角；
ω0表示电网电压额定角速度；
E0表示虚拟同步发电机机端额定电压；
s表示进行s域变换；
根据公式(22)，可将公式(3)表达的转子运动方程改写为：
Figure BDA0003922302110000171
公式(22)联立公式(3)表达的频率-有功功率特性方程，将式中Pref、ω、Pe进行小扰动分析可得：
Figure BDA0003922302110000172
最终可解得频率的偏移量的初值和终值为：
Figure BDA0003922302110000173
本发明通过引入积分环节，在负荷功率变化引起频率振荡后，频率的偏移量的初值和终值均为0，实现了稳态的无差控制。
(3)通过步骤(2)，虚拟同步发电机输出频率和输出电压幅值完成了对电网的追踪后，再对电网相位进行零偏差追踪，将虚拟同步发电机的输出电压u以电网电压ug为定向。追踪方法具体为：
通过锁相环获取电网电压的相位和频率，并将获取到的相位θg作为电网电压ug进行park变化的参考相位；
将电网三相电压abc变换为在dq旋转坐标系下的电压相量uq，变换后得到的uq与零作差(零为目标值，为保证网侧电源质量，需要uq为0，使得电网电压向量与虚拟同步发电机电压向量同向)，经PI控制得到所要校正的频率偏差Δω。当uq为零时，电网电压与虚拟同步发电机电压重合，相位差为零。
综上，本发明提供的适用多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法，如图1所示，包括步骤：
S1，建立虚拟同步发电机模型，包括虚拟同步发电机转子运动模型、频率-有功控制器模型、电压-无功及励磁控制器模型，其中电压-无功及励磁控制器模型包括电压-无功控制器模型和励磁控制器模型；
S2，结合虚拟同步发电机模型，并基于自适应算法对虚拟同步发电机进行离网控制，或基于预同步算法对虚拟同步发电机进行并网控制。
需要声明的是，上述具体实施方式仅仅为本发明的较佳实施例及所运用技术原理。本领域技术人员应该明白，还可以对本发明做各种修改、等同替换、变化等等。但是，这些变换只要未背离本发明的精神，都应在本发明的保护范围之内。另外，本申请说明书和权利要求书所使用的一些术语并不是限制，仅仅是为了便于描述。

Claims (15)

1.一种适用多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法，其特征在于，步骤包括：
S1，建立虚拟同步发电机模型，包括虚拟同步发电机转子运动模型、频率-有功控制器模型、电压-无功及励磁控制器模型，其中所述电压-无功及励磁控制器模型包括电压-无功控制器模型和励磁控制器模型；
S2，结合所述虚拟同步发电机模型，并基于自适应算法对虚拟同步发电机进行离网控制，或基于预同步算法对所述虚拟同步发电机进行并网控制。
2.根据权利要求1所述的适用多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法，其特征在于，构建的所述虚拟同步发电机转子运动模型通过以下公式(1)表达：
Figure FDA0003922302100000011
公式(1)中，Pm为原动机输入的机械功率；
Pe为同步发电机输出的电磁功率；
PD为同步发电机的阻尼功率；
J为同步发电机转子的转动惯量；
D为同步发电机阻尼惯量；
ω0为电网同步角速度；
ω为同步发电机的机械角速度；
且公式(1)表达的所述虚拟同步发电机转子运动模型需满足以下公式(2)表达的约束条件：
Figure FDA0003922302100000012
公式(2)中，ΔP总表示电力系统的总有功功率缺额；
ΔPi表示第i台同步发电机的有功功率缺额；
Δωm表示电力系统额定频率与电力系统实际运行频率差值；
Jeq表示电力系统总等效转动惯量；
Ji表示第i台同步发电机转子的转动惯量；
dt表示对时间进行微分；
n表示电力系统中的同步发电机的数量；
ΔP表示原动机输入机械功率与同步发电机输出电磁功率缺额；
J表示同步发电机转子的转动惯量；
ω0表示电网同步角速度；
ω0′表示同步发电机实际电磁角速度。
3.根据权利要求2所述的适用多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法，其特征在于，构建的所述频率-有功控制器模型通过以下公式(3)表达：
Pm＝Pref+m(ωn-ω) (3)
公式(3)中，ωn为同步发电机额定输出电磁角速度；
Pref为原动机输入机械功率给定值，为原动机额定输出功率或上一级调度指令给定值；
Pm为原动机实际输入机械功率；
m为频率-有功调节系数；
ω为同步发电机实际运行的电磁角速度。
4.根据权利要求1所述的适用多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法，其特征在于，步骤S1构建的所述电压-无功及励磁控制器模型通过以下公式(4)表达：
if＝G(s)[l(Vn-V0)+Qref-Qe] 公式(4)
公式(4)中，If表示所述同步发电机的转子励磁电流；
V0表示所述同步发电机的实际端电压值；
Vn表示同步发电机额定电压，
l表示电压-无功调节系数；
G(s)表示励磁控制器传递函数；
Qref表示同步发电机输出无功功率的给定值
Qe为同步发电机实际输出的无功功率。
5.根据权利要求1所述的适用多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法，其特征在于，步骤S2中，应用所述自适应算法对所述虚拟同步发电机进行离网控制的方法包括步骤：
A1，建立以暂态过程响应时间最短为目标，以电网频率不发生越限以及满足电力系统平衡边界条件的优化模型；A2，根据暂态过程初期、中期、后期所述同步发电机的转子的角频率随时间变化的不同，以暂态过程的初期、中期、后期为控制虚拟惯量J和阻尼系数D变化的三个阶段，求解出每个阶段的所述虚拟惯量J和所述阻尼系数D，所述虚拟同步发电机经3个阶段的虚拟惯量和阻尼系数调整重新达到稳态的时长在对所述优化模型求解的最短暂态过程响应时间内。
6.根据权利要求5所述的适用多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法，其特征在于，步骤A1中建立的所述优化模型通过以下公式(5)表达：
Figure FDA0003922302100000031
公式(10)中，T表示暂态响应时间；
Δδ为与扰动对应的功角差；
Δfmax为频率差的阈值；
k为频率变化率的阈值；
ω(t)表示同步发电机电磁角速度关于时间的函数；
ω0表示电网同步角速度；
ω′(t)表示同步发电机电磁角速度变化率。
7.根据权利要求6所述的适用多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法，其特征在于，所述角频率在暂态过程初期、中期和后期三个期间的变化趋势函数通过以下公式(11)表达：
Figure FDA0003922302100000041
8.根据权利要求7所述的适用多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法，其特征在于，最短暂态过程响应时间Tmin以如下公式(12)表达时，Tmin所述最短暂态过程响应时间对应的最小角频率变化过程通过如下公式(13)表达：
Figure FDA0003922302100000042
且Tmin与此对应的最小角频率变化过程为：
Figure FDA0003922302100000043
公式(12)-(13)中，
Figure FDA0003922302100000044
9.根据权利要求6所述的适用多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法，其特征在于，步骤A2中，分三个阶段对所述虚拟惯量J和所述阻尼系数D进行自适应控制的方法包括步骤：
A21，判定所述电力系统的有功功率缺额超出安全阈值时，转入步骤A22；
A22，判断所述虚拟同步发电机的输入和输出功率差额是否大于差额阈值，
若是，则判定进入对所述虚拟惯量J和所述阻尼系数D进行自适应控制的第一阶段并转入步骤A23；
若否，则终止自适应流程；
A23，根据第一自适应计算方法求解出在所述第一阶段所述虚拟惯量J和所述阻尼系数D的值；
A24，判断所述虚拟同步发电机当前的所述角频率与暂态过程开始前的初始值的差值Δω是否增大至
Figure FDA0003922302100000045
若是，则判定进入对所述虚拟惯量J和所述阻尼系数D进行自适应控制的第二阶段然后转入步骤A25；
若否，判定当前还处于所述第一阶段；
A25，根据第二自适应计算方法求解出在所述第二阶段所述虚拟惯量J和所述阻尼系数D的值；
A26，判断所述虚拟同步发电机当前的功率较与暂态过程开始前的初始值的差值是否增大至
Figure FDA0003922302100000051
若是，则判定进入对所述虚拟惯量J和所述阻尼系数D进行自适应控制的第三阶段然后转入步骤A27；
若否，则判定当前还处于所述第二阶段；
A27，根据第三自适应计算方法求解出在所述第三阶段所述虚拟惯量J和所述阻尼系数D的值。
10.根据权利要求9所述的适用多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法，其特征在于，步骤A23中，所述第一自适应计算方法通过以下公式(14)表达：
Figure FDA0003922302100000052
步骤A25中，所述第二自适应计算方法通过以下公式(15)表达：
Figure FDA0003922302100000053
步骤A27中，所述第三自适应计算方法通过以下公式(16)表达：
Figure FDA0003922302100000054
公式(14)-(16)中，Pm为原动机输入的机械功率；
Pe为同步发电机输出的电磁功率；
ω为同步发电机的电磁角速度；
Δω表示所述虚拟同步发电机当前的所述角频率与暂态过程开始前的初始值的差值；
k为频率变化率的阈值。
11.根据权利要求10所述的适用多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法，其特征在于，所述第一阶段和所述第三阶段的所述阻尼系数D为0，当所述第一阶段的所述阻尼系数D为0时，所述第一阶段的所述虚拟惯量J通过以下公式(17)求解而得：
Figure FDA0003922302100000055
当所述第三阶段的所述阻尼系数D为0时，所述第三阶段的所述虚拟惯量J通过以下公式(18)求解而得：
Figure FDA0003922302100000061
在所述第二阶段，所述角频率保持为2πΔfmax，所述虚拟惯量J为暂态过程开始前的初始值，所述第二阶段的所述阻尼系数D通过以下公式(19)求解而得：
Figure FDA0003922302100000062
12.根据权利要求2所述的适用多能互补微电网的虚拟同步发电机并网控制方法，其特征在于，步骤S2中，应用预同步算法对所述虚拟同步发电机进行并网控制的方法包括步骤：
B1，求解所述虚拟同步发电机拟从孤岛模式切换到并网模式的瞬态电压差，并判断所述虚拟同步发电机在孤岛运行时电力系统的相位与电网相位是否不一致，
若是，则转入步骤B2；
若否，则不执行步骤B2；
B2，从孤岛模式到并网模式切换过程中，通过调节虚拟角频率和虚拟同步发电机空载电动势实现孤岛侧与电网侧的相位同步和幅值同步；
B3，模式切换完成后，对电网相位进行零偏差追踪以完成并网。
13.根据权利要求12所述的适用多能互补微电网的虚拟同步发电机并网控制方法，其特征在于，步骤B1中所述的所述瞬态电压差通过以下公式(20)求解而得：
Figure FDA0003922302100000063
公式(20)中，ΔU表示所述瞬态电压差；
U表示Uga与Ua幅值差；
ω0表示Uga电压向量角速度；
ω表示Ua电压向量角速度；
θ1表示Uga电压向量相位；
θ2表示Ua电压向量相位。
14.根据权利要求12所述的适用多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法，其特征在于，步骤B2中，调节虚拟角频率和虚拟同步发电机空载电动势实现孤岛侧与电网侧的相位同步和幅值同步的方法通过以下公式(21)表达：
Figure FDA0003922302100000071
公式(21)中，ω表示待调节的所述虚拟角频率；
E表示待调节的所述虚拟同步发电机空载电动势；
Kω表示相位积分系数；
KE表示幅值积分系数；
θg表示电网电压相位；
Ug表示电网电压幅值；
θ表示虚拟同步发电机空载电动势相角；
ω0表示电网电压额定角速度；
E0表示虚拟同步发电机机端额定电压；
s表示进行s域变换；
根据公式(21)，可将公式(1)表达的转子运动方程改写为：
Figure FDA0003922302100000072
公式(22)联立公式(3)表达的频率-有功功率特性方程，将式中Pref、ω、Pe进行小扰动分析可得：
Figure FDA0003922302100000073
最终可解得频率的偏移量的初值和终值为：
Figure FDA0003922302100000074
通过引入积分环节，在负荷功率变化引起频率振荡后，频率的偏移量的初值和终值均为0，实现了稳态的无差控制。
15.根据权利要求12所述的适用多能互补微电网的虚拟同步发电机并网离网控制方法，其特征在于，步骤B3中，对电网相位进行零偏差追踪的方法包括步骤：
B31，通过锁相环获取电网电压的相位和频率，并将获取到的相位θg作为电网电压ug进行park变化的参考相位；
B32，将电网三相电压abc变换为在dq旋转坐标系下的电压相量uq，变换后得到的uq与零作差，经PI控制得到所要校正的频率偏差Δω，然后进行频率校正，当uq为零时，电网电压与虚拟同步发电机电压重合，相位差为零。
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* Cited by examiner, † Cited by third party
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CN117543725A (zh) * 2023-10-30 2024-02-09 中国长江电力股份有限公司 一种限制水轮发电机组并网有功冲击的同期方法
CN117639123A (zh) * 2024-01-24 2024-03-01 国网湖北省电力有限公司 用于构网型变流器的虚拟同步机有功功率控制方法及装置

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