CN115800381A - 一种适用于暂态支撑的并网逆变器虚拟同步优化控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出一种适用于电网暂态支撑的并网逆变器虚拟同步优化控制方法，首先建立基于虚拟同步机型并网变流器的控制模型，基于控制模型获取用于考虑暂态同步稳定的第一功角边界、及获取用于考虑小信号稳定与故障限流的第二功角边界；根据第一功角边界和第二功角边界获取用于考虑故障限流的电压边界；基于功角边界和电压边界分别获取有功功率最优补偿、无功功率最优补偿以及暂态同步稳定最优的目标有功功率与目标电压参数；在电网电压暂降时冻结无功环路，通过自适应给定有功参考信号和电压参考信号，以增强所述虚拟同步机型并网变流器的同步稳定性及其故障电流抑制能力，有利于评估变流器在电网故障期间的功率支撑能力。

Description

一种适用于暂态支撑的并网逆变器虚拟同步优化控制方法

技术领域

本发明属于电力电子技术领域，尤其涉及一种适用于暂态支撑的并网逆变器虚拟同步优化控制方法。

背景技术

随着风电、光伏等可再生能源的高速发展，作为新能源并网重要接口的电力电子变流器在电力系统中的渗透率不断提高，现代电力系统的发展逐渐呈现出“双高”的趋势。

并网变流器作为新可再生源发电单元与电网的接口，在无功补偿、谐波治理等方面发挥了重要作用，并网变流器控制策略可根据其相位同步方式分为构网型控制与跟网型控制两种，跟网型控制下，并网变流器主要以电流源形式运行，通过采用单同步坐标系锁相环采样并网变流器PCC点电压实现对电网电压相位的提取，在电流内环的作用下直接给定电流参考，使并网变流器实现交流侧恒流运行，并网变流器的运行电压和相位完全由电网支撑。

跟网型控制在电网故障期间主要存在以下缺陷：第一：跟网型控制下并网变流器只能由电网提供频率和电压支撑，然而，在故障条件下，电网难以维持自身电压和频率稳定，因此跟网型控制难以为故障电网提供电压与频率支撑作用；第二：在跟网型控制下，由于锁相环的积分器作用，使得并网变流器闭环系统中引入了部分负阻尼作用，使得系统等效的引入了附加的动能，极易导致系统出现同步失稳的问题。

构网型变流器则无需采用锁相环提取电网相位，其可根据并网变流器输出的有功与无功功率自动的产生自身的频率与电压参考实现与电网同步运行，虚拟同步机控制通过模拟同步发电机的转子运动特性和下垂特性，可实现与电网的同步运行，在电网故障暂态下可为电网提供电压与频率支撑方面具有较强的鲁棒性，然而，传统虚拟同步机由于其自身较强的惯性，使得系统在电网故障期间仍然面临同步失稳问题。

另一方面，并网变流器内部电力电子器件耐流往往设计为1.5-2倍耐流限制，而传统同步发电机可承受额定4-8倍额定电流，因此，在电网故障期间，并网变流器的过流问题十分严峻，长时间过电流极易导致变流器过热而烧毁。

上述内容仅用于辅助理解本发明的技术方案，并不代表承认上述内容是现有技术。

发明内容

为解决背景技术提到的以上技术问题，本发明提出一种适用于暂态支撑的并网逆变器虚拟同步优化控制方法，所述方法包括：

步骤S10:建立基于虚拟同步机型并网变流器的控制模型，基于所述控制模型获取用于考虑暂态同步稳定的第一功角边界；并基于所述控制模型获取用于考虑小信号稳定与故障限流的第二功角边界；基于所述第一功角边界和所述第二功角边界确定目标功角边界；根据所述目标功角边界获取用于考虑故障限流的电压边界；

步骤S20:基于所述目标功角边界和所述电压边界分别获取有功功率最优补偿、无功功率最优补偿以及暂态同步稳定最优的目标有功功率与目标电压参数；在电网电压暂降时冻结无功环路，通过自适应给定目标有功功率对应的有功参考信号、以及目标电压参数对应的电压参考信号，以增强所述虚拟同步机型并网变流器的同步稳定性及其故障电流抑制能力。

优选的，所述步骤S10的所述建立基于虚拟同步机型并网变流器的控制模型的步骤，具体包括：

步骤S11：建立基于虚拟同步机型并网变流器的控制模型，其中，所述控制模型至少包括有功环路模型、无功环路控制模型、瞬时有功功率模型、以及无功功率计算模型；

其中，所述有功环路模型用下述式1表示：

在上述式1中，J为变流器虚拟惯量，D为变流器虚拟阻尼系数，P_ref为给定有功功率参考值，P_e为变流器输出有功功率，t为时间，δ为变流器虚拟功角，ω_N为变流器额定输出角频率；

所述无功环路控制模型用下述式2表示：

Q_ref-Q_e＝-k_q(U_N-U^*) (式2)

在上述式2中，Q_ref为变流器给定无功功率参考值，Q_e为变流器输出无功功率，k_q为电压-无功下垂系数，U_N为变流器额定输出相电压幅值，

U^*为变流器输出相电压幅值参考；

所述瞬时有功功率模型用下述式3表示：

在上述式3中，R_g为线路等效电阻，X_g为线路等效电抗，U_g为电网相电压幅值，U为变流器实际输出相电压幅值；

所述无功功率计算模型用下述式4表示：

上述式4中，R_g为线路等效电阻，X_g为线路等效电抗，U_g为电网相电压幅值，U为变流器实际输出相电压幅值。

相应的，所述第一功角边界包括用于考虑暂态同步稳定的功角上边界δ_max1和下边界δ_min1；所述第二功角边界包括用于考虑小信号稳定与故障限流的功角上边界δ_max2和下边界δ_min2；

优选的，所述步骤S10的所述基于所述控制模型获取用于考虑暂态同步稳定的第一功角的步骤，具体包括：

步骤S12：基于所述控制模型，分别求取用于考虑暂态同步稳定的功角上边界δ_max1和下边界δ_min1，分别采用下述(式5)、(式6)求取。

相应地，所述步骤S10的所述基于所述控制模型获取用于考虑小信号稳定与故障限流的第二功角边界的步骤，具体包括：

步骤S13：基于所述控制模型，将电网跌落后的电压记为U_gF，线路阻抗分别记为R_g与X_g，变流器设计额定电流I_N，分别求取用于考虑小信号稳定与故障限流的功角上边界δ_max2与下边界δ_min2；考虑1.5倍故障限流，

若有

则所述第二功角边界的功角上界计算为

δ_min2＝0 (式9)

若

则

δ_min2＝0 (式12)

相应地，所述步骤S10的所述基于所述第一功角边界和所述第二功角边界确定目标功角边界的步骤，具体包括：

步骤S14：根据上述结果求取交集，得到目标功角的上边界和下边界分别为

δ_max＝min{δ_max1, δ_max2} (式13)

δ_min＝max{δ_min1, δ_min2} (式14)

其中，所述式13用于表示所述目标功角的上边界，所述式14用于表示所述目标功角的下边界。

优选的，所述根据所述目标功角边界获取用于考虑故障限流的电压边界的步骤，具体包括：

步骤S15：基于所述步骤S13得到的目标功角边界求取电压边界，分别如式所示

U_min＝U_gFcosδ,δ∈[δ_min,δ_max] (式15)

其中，所述式15用于表示所述电压边界的上边界，所述式16用于表示所述电压边界的下边界。

优选的，所述步骤S20具体包括：

步骤S21：获取暂态同步稳定最优的控制参数，将电网电压暂降前稳态功角记为δ_a，电网电压暂降后的稳态功角记为δ_b，故障前电网电压记为U_gN，线路阻抗模记为R；无功控制环路直接由U^*(0+)取代，有功环路中有功功率参考在暂态瞬间切换至P_ref ⁽⁰⁺⁾，上述参量分别由(式17)、(式18)、(式19)、(式20)获取：

步骤S22：求取无功补偿最优的控制参数，无功环路在电网暂降期间冻结，电压参考U^*由U^*(0+)直接取代，有功环路中有功功率参考在暂态瞬间切换至P_ref ⁽⁰⁺⁾，上述参量分别由(式21)、(式22)计算得到：

步骤S23：求取有功补偿最优的控制参数，对无功环路进行处理，得到有功功率仅关于功角的方程，并求导得到有功功率最大值点的功角δ_pmax，并将其功角上界进行比较，求取两者的最小值，得到考虑参数边界的有功补偿最优功角点δ^*(0+)，将该功角反带回至电压计算公式，得到U^*(0+)，有功环路中有功功率参考在暂态瞬间切换至P_ref ⁽⁰⁺⁾，可由式25计算得到：

δ^*0+＝min{δ_max,δ_Pmax} (式24)

本发明的有益效果在于：首先通过建立虚拟同步机型并网变流器的控制模型，获取用于考虑暂态同步稳定性以及故障限流的功角与电压参考边界，保证了在电网电压暂降时的同步稳定与故障限流兼顾，在该参数边界基础上，得到了有功功率补偿最优、无功功率补偿最优以及暂态同步稳定性最优的自适应控制策略，有利于评估变流器在电网故障期间的功率补偿能力，提升变流器在电网故障期间的同步稳定性、故障电流抑制能力以及最大化发挥器件耐流能力从而最大化变流器的功率补偿能力。

附图说明

图1为本发明一种适用于暂态支撑的并网逆变器虚拟同步优化控制方法流程示意图；

图2为本发明涉及的虚拟同步机控制型并网变流器主电路拓扑结构示意图；

图3为本发明的系统中虚拟同步机控制型并网变流器的控制回路框图；

图4为本发明的安装示意图；

图5为本发明的稳定性与故障电流抑制提升效果对比图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明作进一步的详细说明。可以理解的是，此处所描述的具体实施例仅仅用于解释本发明，而非对本发明的限定。另外还需要说明的是，为了便于描述，附图中仅示出了与本发明相关的部分而非全部结构。

针对上述问题，本发明首先提出一种同时考虑暂态同步稳定以及故障电流抑制的参数可行域的技术方案。虚拟同步机控制型并网变流器主电路拓扑如图2所示，其控制回路框图如图3所示，通过在电网电压暂降时冻结无功环路，通过直接自适应给定有功参考信号和电压参考信号，增强了虚拟同步机型并网变流器的同步稳定性及其故障电流抑制能力。

可理解的是，构网型变流器相较于跟网型变流器能够为电网提供电压与频率支撑，虚拟同步机型并网变流器由于其模仿同步发电机转子方程和无功-电压下垂特性可自动实现自动与电网相位同步，无需额外锁相环设计。然而，在电网电压暂降期间由于虚拟同步机模拟的转子惯性特性，使得并网变流器面临同步失稳风险。同时，由于并网变流器采用硅、碳化硅MOSFET或I GBT等电力电子器件，其设计耐流能力往往为额定电流的1.5-2倍，而传统同步发电机可承受4-8倍短路电流。因此在电网电压暂降期间，采用传统虚拟同步机控制型并网变流器将同时面临器件过流过热烧毁和同步失稳的双重风险。

本发明实施例首先计算满足在电网电压暂降期间能够满足暂态同步稳定和过电流限制的功角和电压参考边界条件，在此基础上，通过在电网故障期间直接冻结无功环路解除有功环路与无功环路之间的交叉耦合，随后设计了三类可实现有功功率补偿最优、无功功率补偿最优以及暂态同步稳定最优的自适应控制策略。该方法可解决暂态同步稳定和故障过流之间的耦合兼顾问题，增强了变流器在电网故障期间的同步稳定性和故障电流抑制能力，有助于帮助工程人员评估变流器的功率补偿能力，避免采用额外断路器等限制短路电流的硬件装置，降低了设备成本，具有安装和检修方便，设备要求低等优点。

为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图对本发明作进一步详细的说明。

第一步：首先建立基于虚拟同步机型并网变流器的控制模型，推导考虑暂态同步稳定性的第一功角边界、考虑故障限流与小信号稳定性的第二功角边界。随后基于所述第一功角边界和所述第二功角边界确定目标功角边界；根据所述目标功角边界获取用于考虑故障限流的电压边界；所述第一功角边界包括用于考虑暂态同步稳定的功角上边界δ_max1和下边界δ_min1；所述第二功角边界包括用于考虑小信号稳定与故障限流的功角上边界δ_max2和下边界δ_min2；

本实施例涉及的主电路拓扑如图2所示，控制方法如图1所示,本实施例的优化控制方法的第一步包括以下步骤：

步骤S11：首先建立基于虚拟同步机型并网变流器的控制模型，其中，所述控制模型至少包括有功环路模型、无功环路控制模型、瞬时有功功率模型、以及无功功率计算模型；

其中，所述有功环路模型用下述式1表示：

在上述式1中，J为变流器虚拟惯量，D为变流器虚拟阻尼系数，P_ref为给定有功功率参考值，P_e为变流器输出有功功率，t为时间，δ为变流器虚拟功角，ω_N为变流器额定输出角频率；

所述无功环路控制模型用下述式2表示：

Q_ref-Q_e＝-k_q(U_N-U^*) (式2)

在上述式2中，Q_ref为变流器给定无功功率参考值，Q_e为变流器输出无功功率，k_q为电压-无功下垂系数，U_N为变流器额定输出相电压幅值，U^*为变流器输出相电压幅值参考；

所述瞬时有功功率模型用下述式3表示：

在上述式3中，R_g为线路等效电阻，X_g为线路等效电抗，U_g为电网相电压幅值，U为变流器实际输出相电压幅值；通常认为有U＝U^*；

所述无功功率计算模型用下述式4表示：

上述式4中，R_g为线路等效电阻，X_g为线路等效电抗，U_g为电网相电压幅值，U为变流器实际输出相电压幅值；通常认为有U＝U^*。

步骤S12：基于所述控制模型，分别求取用于考虑暂态同步稳定的功角上边界δ_max1和下边界δ_min1，分别采用下述(式5)、(式6)求取。

步骤S13：基于所述控制模型，将电网跌落后的电压记为U_gF，线路阻抗分别记为R_g与X_g，变流器设计额定电流I_N，分别求取用于考虑小信号稳定与故障限流的功角上边界δ_max2与下边界δ_min2；考虑1.5倍故障限流，

若有

则所述第二功角边界的功角上界计算为

δ_min2＝0 (式9)

若

则

δ_min2＝0 (式12)

步骤S14：根据上述结果求取交集，得到目标功角的上边界和下边界分别为

δ_max＝min{δ_max1, δ_max2} (式13)

δ_min＝max{δ_min1, δ_min2} (式14)

其中，所述式13用于表示所述目标功角的上边界，所述式14用于表示所述目标功角的下边界。

步骤S15：基于所述步骤S13得到的目标功角边界求取电压边界，分别如式所示

U_min＝U_gFcosδ,δ∈[δ_min,δ_max] (式15)

其中，所述式15用于表示所述电压边界的上边界，所述式16用于表示所述电压边界的下边界。

第二步：基于所述目标功角边界和所述电压边界分别获取有功功率最优补偿、无功功率最优补偿以及暂态同步稳定最优的目标有功功率与目标电压参数：

步骤S21：获取暂态同步稳定最优的控制参数，将电网电压暂降前稳态功角记为δ_a，电网电压暂降后的稳态功角记为δ_b，故障前电网电压记为U_gN，线路阻抗模记为R；无功控制环路直接由U^*(0+)取代，有功环路中有功功率参考在暂态瞬间切换至P_ref ⁽⁰⁺⁾，上述参量分别由(式17)、(式18)、(式19)、(式20)获取：

步骤S22：求取无功补偿最优的控制参数，无功环路在电网暂降期间冻结，电压参考U^*由U^*(0+)直接取代，有功环路中有功功率参考在暂态瞬间切换至P_ref ⁽⁰⁺⁾，上述参量分别由(式21)、(式22)计算得到：

步骤S23：求取有功补偿最优的控制参数，对无功环路进行处理，得到有功功率仅关于功角的方程，并求导得到有功功率最大值点的功角δ_pmax，并将其功角上界进行比较，求取两者的最小值，得到考虑参数边界的有功补偿最优功角点δ^*(0+)，将该功角反带回至电压计算公式，得到U^*(0+)，有功环路中有功功率参考在暂态瞬间切换至P_ref ⁽⁰⁺⁾，可由式25计算得到：

δ^*0+＝min{δ_max,δ_Pmax} (式24)

在具体实现中，如图4所示，在虚拟同步机型并网变流器中暂态过程直接冻结无功环路，电压参考由U^*(0+)直接给定，有功环路的有功功率参考由P_ref ⁽⁰⁺⁾给定。具体三类模式由电网调度给出的功率需求来确定。

如图5所示为采用传统虚拟同步机型并网变流器在电网电压跌落暂态期间的并网变流器虚拟功角、并网输出电流、有功功率波形以及无功功率波形。图中δ为虚拟功角，I为并网电流，P_e为有功功率，Q_e为无功功率。对比当采用本发明搜提出的控制策略设计时，变流器不发生同步失稳和过电流现象，当不采用本发明所提出的控制策略时，变流器发生同步失稳与过电流现象。同时，观察波形可看出，当采用有功功率传输最优的控制策略时，变流器可以输出的有功功率在所有控制策略中最大，当采用无功功率传输最优的控制策略时，变流器可以输出的无功功率在所有控制策略中最大，当采用暂态同步稳定最优控制策略时，变流器功角几乎不发生变化，暂态过程在所有控制策略中最短。

注意，上述仅为本发明的较佳实施例及所运用技术原理。本领域技术人员会理解，本发明不限于这里所述的特定实施例，对本领域技术人员来说能够进行各种明显的变化、重新调整和替代而不会脱离本发明的保护范围。因此，虽然通过以上实施例对本发明进行了较为详细的说明，但是本发明不仅仅限于以上实施例，在不脱离本发明构思的情况下，还可以包括更多其他等效实施例，而本发明的范围由所附的权利要求范围决定。

Claims (5)

1.一种适用于暂态支撑的并网逆变器虚拟同步优化控制方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：

步骤S10:建立基于虚拟同步机型并网变流器的控制模型，基于所述控制模型获取用于考虑暂态同步稳定的第一功角边界；并基于所述控制模型获取用于考虑小信号稳定与故障限流的第二功角边界；基于所述第一功角边界和所述第二功角边界确定目标功角边界；根据所述目标功角边界获取用于考虑故障限流的电压边界；

步骤S20:基于所述目标功角边界和所述电压边界分别获取有功功率最优补偿、无功功率最优补偿以及暂态同步稳定最优的目标有功功率与目标电压参数；在电网电压暂降时冻结无功环路，通过自适应给定目标有功功率对应的有功参考信号、以及目标电压参数对应的电压参考信号，以增强所述虚拟同步机型并网变流器的同步稳定性及其故障电流抑制能力。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤S10的所述建立基于虚拟同步机型并网变流器的控制模型的步骤，具体包括：

步骤S11：建立基于虚拟同步机型并网变流器的控制模型，其中，所述控制模型至少包括有功环路模型、无功环路控制模型、瞬时有功功率模型、以及无功功率计算模型；

其中，所述有功环路模型用下述式1表示：

在上述式1中，J为变流器虚拟惯量，D为变流器虚拟阻尼系数，P_ref为给定有功功率参考值，P_e为变流器输出有功功率，t为时间，δ为变流器虚拟功角，ω_N为变流器额定输出角频率；

所述无功环路控制模型用下述式2表示：

Q_ref-Q_e＝-k_q(U_N-U^*) (式2)

在上述式2中，Q_ref为变流器给定无功功率参考值，Q_e为变流器输出无功功率，k_q为电压-无功下垂系数，U_N为变流器额定输出相电压幅值，U^*为变流器输出相电压幅值参考；

所述瞬时有功功率模型用下述式3表示：

在上述式3中，R_g为线路等效电阻，X_g为线路等效电抗，U_g为电网相电压幅值，U为变流器实际输出相电压幅值；

所述无功功率计算模型用下述式4表示：

上述式4中，R_g为线路等效电阻，X_g为线路等效电抗，U_g为电网相电压幅值，U为变流器实际输出相电压幅值。

3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述第一功角边界包括用于考虑暂态同步稳定的功角上边界δ_max1和下边界δ_min1；所述第二功角边界包括用于考虑小信号稳定与故障限流的功角上边界δ_max2和下边界δ_min2；

相应地，所述步骤S10的所述基于所述控制模型获取用于考虑暂态同步稳定的第一功角的步骤，具体包括：

步骤S12：基于所述控制模型，分别求取用于考虑暂态同步稳定的功角上边界δ_max1和下边界δ_min1，分别采用下述(式5)、(式6)求取。

相应地，所述步骤S10的所述基于所述控制模型获取用于考虑小信号稳定与故障限流的第二功角边界的步骤，具体包括：

步骤S13：基于所述控制模型，将电网跌落后的电压记为U_gF，线路阻抗分别记为R_g与X_g，变流器设计额定电流I_N，分别求取用于考虑小信号稳定与故障限流的功角上边界δ_max2与下边界δ_min2；考虑1.5倍故障限流，

若有

则所述第二功角边界的功角上界计算为

δ_min2＝0 (式9)

若

则

δ_min2＝0 (式12)

相应地，所述步骤S10的所述基于所述第一功角边界和所述第二功角边界确定目标功角边界的步骤，具体包括：

步骤S14：根据上述结果求取交集，得到目标功角的上边界和下边界分别为

δ_max＝min{δ_max1,δ_max2} (式13)

δ_min＝max{δ_min1,δ_min2} (式14)

其中，所述式13用于表示所述目标功角的上边界，所述式14用于表示所述目标功角的下边界。

4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述根据所述目标功角边界获取用于考虑故障限流的电压边界的步骤，具体包括：

步骤S15：基于所述步骤S13得到的目标功角边界求取电压边界，分别如式所示

U_min＝U_gFcosδ,δ∈[δ_min,δ_max] (式15)

其中，所述式15用于表示所述电压边界的上边界，所述式16用于表示所述电压边界的下边界。

5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述步骤S20具体包括：

步骤S21：获取暂态同步稳定最优的控制参数，将电网电压暂降前稳态功角记为δ_a，电网电压暂降后的稳态功角记为δ_b，故障前电网电压记为U_gN，线路阻抗模记为R；无功控制环路直接由U^*(0+)取代，有功环路中有功功率参考在暂态瞬间切换至P_ref ⁽⁰⁺⁾，上述参量分别由(式17)、(式18)、(式19)、(式20)获取：

步骤S22：求取无功补偿最优的控制参数，无功环路在电网暂降期间冻结，电压参考U^*由U^*(0+)直接取代，有功环路中有功功率参考在暂态瞬间切换至P_ref ⁽⁰⁺⁾，上述参量分别由(式21)、(式22)计算得到：

步骤S23：求取有功补偿最优的控制参数，对无功环路进行处理，得到有功功率仅关于功角的方程，并求导得到有功功率最大值点的功角δ_pmax，并将其功角上界进行比较，求取两者的最小值，得到考虑参数边界的有功补偿最优功角点δ^*(0+)，将该功角反带回至电压计算公式，得到U^*(0+)，有功环路中有功功率参考在暂态瞬间切换至P_ref ⁽⁰⁺⁾，可由式25计算得到：

δ^*0+＝min{δ_max,δ_Pmax} (式24)

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