CN107565604A - 多机并联虚拟同步发电机功率分配和参数自适应控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种多机并联虚拟同步发电机功率分配和参数自适应控制方法，首先建立n台虚拟同步发电机并联运行的小信号模型，获得第i台虚拟同步发电机输出功率与负荷功率间的传递函数Gpli，然后使并联运行的各虚拟同步发电机的参数对应成比例，获得参数匹配的约束条件；再利用参数匹配的约束条件，在微网系统不同的工作模式下获得各台虚拟同步发电机的控制参数。本发明适用于独立光储微网系统，所提方法充分考虑了直流侧光伏单元的输出功率，实现了在优先利用光伏出力的前提下进行功率的合理公平分配，提高了光伏等可再生能源的利用率。
Description
技术领域
本发明涉及虚拟同步发电机技术领域，应用于光储微网等场合，更具体地说是涉及一种多机并联虚拟同步发电机功率分配和参数自适应控制方法。
背景技术
微网中的以光伏、风力等可再生能源为主体的分布式电源一般通过电力电子逆变器连接到电力系统，逆变器控制灵活，响应速度快，但其属于静止元件，几乎没有惯性。可再生能源出力易受环境影响，具有较大的波动性和随机性，难以满足电网友好性的要求。随着可再生能源渗透率的增大，系统惯性显著降低，频率对负荷和可再生能源出力的波动更为敏感，电网的稳定运行存在较大的隐患。
虚拟同步发电机技术(VSG)因能为系统提供惯性，改善频率稳定性而受到广泛关注。单独的光伏等可再生能源无法为虚拟同步发电机提供足够的能量缓冲，影响系统的稳定性。为了保证虚拟同步发电机的稳定运行，需要在其直流侧增加储能单元，维持直流母线电压恒定，补偿一次能源出力的随机波动性，同时为虚拟同步发电机的暂态过程提供能量缓冲。
现有采用虚拟同步发电机控制的逆变器并联运行时，通常按照逆变器的额定容量进行功率分配，没有考虑直流侧一次能源的出力能力。直流侧集成光伏和储能单元的虚拟同步发电机在孤岛运行时，如果负荷功率分配不当，可能会导致有的虚拟同步发电机输出功率小于其直流侧光伏出力，直流侧光伏不能得到充分利用，而有的虚拟同步发电机输出功率大于其直流侧光伏出力，需要储能单元补偿功率缺额，不能保证最大限度的利用可再生能源。
发明内容
本发明是为避免上述现有技术所存在的不足之处，提供一种多机并联虚拟同步发电机功率分配和参数自适应控制方法，以提高可再生能源的利用率。
本发明为解决技术问题采用如下技术方案：
本发明多机并联虚拟同步发电机功率分配和参数自适应控制方法的特点是按如下步骤进行：
步骤1、建立n台虚拟同步发电机并联运行的小信号模型，获得第i台虚拟同步发电机输出功率与负荷功率间的传递函数Gpli，i＝1,2...n；
步骤2、使并联运行的各虚拟同步发电机的参数对应成比例，获得参数匹配的约束条件；
步骤3、利用所述参数匹配的约束条件，在微网系统不同的工作模式下获得各台虚拟同步发电机的控制参数。
本发明多机并联虚拟同步发电机功率分配和参数自适应控制方法的特点也在于：按如下过程获得传递函数Gpli:
首先，将各虚拟同步发电机有功环和功率传输方程按式(1)和式(2)进行小信号化：
式(1)中，△ωi，△Pi，△Prefi，Ji和Di分别为第i台虚拟同步发电机输出电压的角频率变化量，输出功率变化量，功率参考值变化量，转动惯量和等效阻尼系数，s为积分算子；
式(2)中，V为公共耦合点的电压幅值，Ei，Xi分别为第i台虚拟同步发电机的输出电压幅值和虚拟电抗，ki为同步功率系数，δi为第i台虚拟同步发电机输出电压与公共耦合点电压间的相位差，△δi为相位差的变化量，并有：
△ω为公共耦合点处角频率变化量；
微网系统中含有n台虚拟同步发电机，△Pload为系统的负荷功率变化量，且满足式(4)：
根据式(1)、式(2)、式(3)和式(4)得到由式(5)所表达的传递函数Gpli：
式(5)中，Gi的物理意义是单台虚拟同步发电机运行时，功率参考值与输出功率间的传递函数；Jj和Dj分别为第j台虚拟同步发电机的转动惯量和阻尼系数，Gj的物理意义与Gi相同，j＝1,2...n。
本发明多机并联虚拟同步发电机功率分配和参数自适应控制方法的特点也在于：所述使并联虚拟同步发电机的参数对应成比例，获得参数匹配的约束条件如式(6)：
αi为功率分配系数，满足当参数满足式(6)所示的约束条件时，Gpli为比例环节，Gpli＝αi。
本发明多机并联虚拟同步发电机功率分配和参数自适应控制方法的特点也在于：按如下方式获得各台虚拟同步发电机的控制参数：
根据系统中总的光伏最大输出功率∑PPV-MPi与负荷功率Pload之间的关系将系统分为工作模式1和工作模式2；
若：∑PPV-MPi>Pload，即为工作模式1；
若：∑PPV-MPi<Pload，即为工作模式2；
在工作在模式1中，负荷功率Pload按照虚拟同步发电机直流侧的光伏最大输出功率进行分配，功率分配系数αi表达式如式(7)：
在工作在模式2中，使Prefi＝PPV-MPi，以保证逆变器先将直流侧的光伏出力输出；Prefi为第i台虚拟同步发电机的功率参考值，PPV-MPi为第i台虚拟同步发电机直流侧光伏的最大输出功率；剩下的负荷功率按照逆变器的剩余容量进行分配，功率分配系数αi的表达式如式(8)：
式(8)中，SN为单台虚拟同步发电机的额定容量，∑SN为n台虚拟同步发电机的额定容量总和，∑PPV-MPi为n台虚拟同步发电机直流侧光伏的最大输出功率总和；
在工作模式1和工作模式2下，在式(6)的约束下获得每台虚拟同步发电机的控制参数的表达式均为：
Ji＝αiJN；Di＝αiDN；Lvi＝LN/αi
JN和DN分别为整个微网系统的的转动惯量和等效阻尼系数，LN为虚拟同步发电机虚拟电感的基准值，Lvi为第i台虚拟同步发电机的虚拟电感。
与已有技术相比，本发明有益效果体现在：
1本发明适用于独立光储微网系统，在优先利用光伏出力的前提下进行功率分配，充分利用光伏出力，提高了可再生能源的利用率，同时保证了功率分配的合理公平性；
2、本发明采用了虚拟同步发电机参数自适应调节控制策略，在增加了系统惯性和阻尼的同时，充分发挥了虚拟同步发电机参数可调的优势，进一步优化了控制的效果；
3、本发明基于参数约束条件得到的控制参数，可以使负荷发生扰动时，虚拟同步发电机的输出功率对应成比例变化，不会发生功率振荡，减小了储能系统的充放电频率，延长了储能系统的寿命。
附图说明
图1为本发明中采用虚拟同步发电机控制的光储微网系统结构图；
图2为本发明中在不同参数条件下Gpli的阶跃响应曲线；
图3为本发明中分析时采用的虚拟同步发电机稳态时的f-P曲线；
图4为本发明中参数自适应控制策略的流程示意图；
图5为本发明仿真形式下负荷功率波形；
图6为本发明仿真形式下两台虚拟同步发电机直流侧光伏最大输出功率波形；
图7为本发明仿真形式下两台虚拟同步发电机输出功率波形；
图8为本发明仿真形式下两台虚拟同步发电机功率分配比例系数αi；
图9为本发明仿真形式下两台虚拟同步发电机功率参考值Prefi。
具体实施方式
微网系统的控制结构如图1所示，是由光伏单元、储能单元和采用虚拟同步发电机控制的逆变器单元构成。每台虚拟同步发电机的控制结构一致，直流侧集成光伏单元和储能单元。
本实施例中多机并联虚拟同步发电机功率分配和参数自适应控制方法是按如下步骤进行：
步骤1、建立n台虚拟同步发电机并联运行的小信号模型，获得第i台虚拟同步发电机输出功率与负荷功率间的传递函数Gpli(i＝1,2...n)，分析并联虚拟同步发电机的动态响应特性及参数对动态特性的影响情况。
首先，将各虚拟同步发电机有功环和功率传输方程按式(1)和式(2)进行小信号化：
式(1)中，△ωi，△Pi，△Prefi，Ji和Di分别为第i台虚拟同步发电机输出电压的角频率变化量，输出功率变化量，功率参考值变化量，转动惯量和等效阻尼系数，s为积分算子；
式(2)中，V为公共耦合点的电压幅值，Ei，Xi分别为第i台虚拟同步发电机的输出电压幅值和虚拟电抗，ki为同步功率系数，δi为第i台虚拟同步发电机输出电压与公共耦合点电压间的相位差，△δi为相位差的变化量，并有：
△ω为公共耦合点处角频率变化量；
微网系统中含有n台虚拟同步发电机，△Pload为系统的负荷功率变化量，且满足式(4)：
根据式(1)、式(2)、式(3)和式(4)得到由式(5)所表达的传递函数Gpli：
式(5)中，Gi的物理意义是单台虚拟同步发电机运行时，功率参考值与输出功率间的传递函数；Jj和Dj分别为第j台虚拟同步发电机的转动惯量和阻尼系数，Gj的物理意义与Gi相同，j＝1,2...n。
步骤2、使并联运行的各虚拟同步发电机的参数对应成比例，获得参数匹配的约束条件如式(6)：
αi为功率分配系数，满足当参数满足式(6)所示的约束条件时，Gpli为比例环节，Gpli＝αi。
图2为两台虚拟同步发电机并联，转动惯量，等效阻尼系数和虚拟电抗满足不同关系时，负荷阶跃变化，其中一台虚拟同步发电机输出功率的响应曲线。当虚拟同步发电机的转动惯量，等效阻尼系数和虚拟电抗满足式(6)所示的约束条件时，负荷变化时，两台虚拟同步发电机按比例分担负荷功率，输出功率没有发生振荡，如图2中的曲线3所示；当虚拟电抗或转动惯量不满足式(6)所示的约束条件时，负荷变化时，虚拟同步发电机的输出功率会经过一段时间振荡后逐渐稳定，分别如图2中的曲线1和曲线2所示。两者不同的是，由Gpli的表达式可知，Gpli的初值与1/Xi成正比，而稳态值与Di成正比，当转动惯量不满足约束条件时，虚拟同步发电机的输出功率的初始值和稳态值相等；而当虚拟电抗不满足约束条件时，输出功率的初始值和稳态值不相等。式(6)可以视为并联虚拟同步发电机参数匹配的一个约束条件。
针对采用虚拟同步发电机控制的光储独立微网系统，为了最大限度地利用光伏输出功率，需要考虑源荷功率之间的关系。本发明是根据总的光伏最大输出功率与负荷功率之间的关系，利用虚拟同步发电机参数可调的优势提出参数自适应控制策略，虚拟同步发电机根据不同的分配需求来分配负荷功率。
步骤3、利用参数匹配的约束条件，在微网系统不同的工作模式下按如下方式获得各台虚拟同步发电机的控制参数。
根据系统中总的光伏最大输出功率∑PPV-MPi与负荷功率Pload之间的关系将系统分为工作模式1和工作模式2；
若：∑PPV-MPi>Pload，即为工作模式1；
若：∑PPV-MPi<Pload，即为工作模式2；
在工作在模式1中，负荷功率Pload按照虚拟同步发电机直流侧的光伏最大输出功率进行分配，功率分配系数αi表达式如式(7)：
在工作在模式2中，使Prefi＝PPV-MPi，以保证逆变器先将直流侧的光伏出力输出；Prefi为第i台虚拟同步发电机的功率参考值，PPV-MPi为第i台虚拟同步发电机直流侧光伏的最大输出功率；剩下的负荷功率按照逆变器的剩余容量进行分配，功率分配系数αi的表达式如式(8)：
式(8)中，SN为单台虚拟同步发电机的额定容量，∑SN为n台虚拟同步发电机的额定容量总和，∑PPV-MPi为n台虚拟同步发电机直流侧光伏的最大输出功率总和；
在工作模式1和工作模式2下，如果并联VSG中的参数满足式(6)所示的约束条件，Gi如式(9)所表达：
Gi＝αiGN (9)
式(9)中，将多台并联的VSG视为一个整体，JN和DN分别为整个微网系统的的转动惯量和等效阻尼系数，kN为虚拟同步发电机的同步功率系数，E＝Ei，ω为同步角频率，LN为虚拟同步发电机虚拟电感的基准值，通过GN阶跃响应的响应时间、超调量等动态特性在合理范围之内来设计JN，DN和LN，则第i台逆变器的参数为：Ji＝αiJN；Di＝αi DN；Lvi＝LN/αi；第i台逆变器的输出功率为αi PL，αi为功率分配系数。
采用两台虚拟同步发电机并联，参数设置参见表1：
表1
以两台虚拟同步发电机(VSG)并联运行为例，其分析方法和结果适用于多台VSG并联的情况。通常，逆变器按照自身的额定容量进行功率分配。假设两台逆变器容量相同，稳态时，频率-功率曲线如图3中的Aa所示，逆变器均分负荷功率Pload。
根据本发明提出的控制策略考虑直流侧光伏的输出功率，假设两台虚拟同步发电机直流侧光伏的最大输出功率分别为PPV-MP1，PPV-MP2，逆变器容量为SN，负荷功率为Pload。根据系统中源荷功率之间的关系，微网运行在两种不同的工作模式，再通过图3做出如下分析：
工作模式1：∑PPV-MPi>Pload，即总的光伏最大输出功率大于负荷功率。如果两台虚拟同步发电机按照逆变器容量进行功率分配，VSG1和VSG2均工作在a点，均分负荷功率。此时，可能会出现VSG1的输出功率大于PPV-MP1，VSG2的输出功率小于PPV-MP2的情况，不能最大限度的利用光伏功率，VSG2需要储能系统进行功率补偿，减少储能系统的寿命。
在这种工作模式下，令αi与PPV-MPi成正比，如式(7)所示，Prefi＝0，负荷功率Pload将按照VSG直流侧光伏的输出能力进行分配，两台虚拟同步发电机将分别工作于Ab和Ac曲线上，VSG1工作于b点，VSG2工作于c点，此时，两台VSG的输出功率均小于各自直流侧光伏的最大输出功率。
工作模式2：∑PPV-MPi<Pload，即总的光伏最大输出功率小于负荷功率，如果虚拟同步发电机均分负荷，按照Aa曲线分配功率，这种情况与工作模式1类似；如果负荷按照Ab，Ac曲线分配功率，再次达到稳态时，VSG1将工作于b1点，VSG2工作于c1点。虽然负荷功率没有超过逆变器总的额定容量，但此时VSG2过载。
在这种工作模式下，改变逆变器的功率参考值，使Prefi＝PPV-MPi，并设置αi与SN-PPV-MPi成正比，如式(8)所示。两台虚拟同步发电机剩余的功率ΔP’1，ΔP’2将按照αi分配，ΔP’1∝SN-PPV-MP1，ΔP2’∝SN-PPV-MP2。两台VSG将分别工作在b2B和c2B曲线上，VSG1工作于b2点，VSG2工作于c2点。PPV-MP1+ΔP1’+PPV-MP2+ΔP’2<2SN，所以PPV-MP1+ΔP1’<SN，PPV-MP2+ΔP’2<SN，既保证优先利用光伏输出功率，又避免了逆变器的过载运行。
通过对上述两种运行模式的分析，本发明提出的参数自适应控制策略如图4所示，为了避免在临界条件附近，αi和Pref出现振荡，在切换过程中加入了滞环比较器，LPF为低通滤波器，降低αi和功率参考值的变化率，提高系统稳定性。当∑PPV-MPi>Pload时，S＝1，对应于模式1；当∑PPV-MPi<Pload时，S＝0，对应于模式2。
图5和图6分别为负荷功率和光伏最大输出功率波形，2s之前，负荷恒定为16kW，光伏最大输出功率变化；2.5s之后，光伏的最大输出功率分别恒定为10kW和7kW，负荷功率变化。微网在工作模式1和工作模式2之间来回切换。两台虚拟同步发电机输出功率波形和功率分配比例系数αi分别如图7和图8所示。图9为两台虚拟同步发电机功率参考值Prefi。当微网工作于工作模式1，αi与PPV-MPi成正比，虚拟同步发电机将按照自身直流侧光伏的输出能力分配功率；当微网工作于工作模式2，Prefi＝PPV-MPi，先将直流侧光伏的功率全部输出，αi与SN-PPV-MPi成正比，剩余的负荷功率按照αi进行分配。从图7中0.5s和2.5s前后的功率输出波形可以看到，当负荷突变时，两台VSG的输出功率均与负荷变化成比例，没有发生功率振荡；从图7中1s和3s前后的功率输出波形可以看到，当功率参考值变化时，由于Gi的存在，虚拟同步发电机输出功率会出现振荡，但通过设计参数可以将振荡控制在合理的范围内。
经验证：本发明提出的控制策略考虑了直流侧光伏出力情况，动态调节虚拟同步发电机的控制器参数，在优先使用光伏输出功率的前提下，实现了负荷在并联虚拟同步发电机间的优化分配，解决了现有虚拟同步发电机控制方法不能最大限度的利用可再生能源的问题。
Claims (4)
1.多机并联虚拟同步发电机功率分配和参数自适应控制方法，其特征是按如下步骤进行：
步骤1、建立n台虚拟同步发电机并联运行的小信号模型，获得第i台虚拟同步发电机输出功率与负荷功率间的传递函数Gpli，i＝1,2...n；
步骤2、使并联运行的各虚拟同步发电机的参数对应成比例，获得参数匹配的约束条件；
步骤3、利用所述参数匹配的约束条件，在微网系统不同的工作模式下获得各台虚拟同步发电机的控制参数。
2.根据权利要求1所述多机并联虚拟同步发电机功率分配和参数自适应控制方法，其特征是：按如下过程获得传递函数Gpli:
首先，将各虚拟同步发电机有功环和功率传输方程按式(1)和式(2)进行小信号化：
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式(1)中，△ωi，△Pi，△Prefi，Ji和Di分别为第i台虚拟同步发电机输出电压的角频率变化量，输出功率变化量，功率参考值变化量，转动惯量和等效阻尼系数，s为积分算子；
式(2)中，V为公共耦合点的电压幅值，Ei，Xi分别为第i台虚拟同步发电机的输出电压幅值和虚拟电抗，ki为同步功率系数，δi为第i台虚拟同步发电机输出电压与公共耦合点电压间的相位差，△δi为相位差的变化量，并有：
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△ω为公共耦合点处角频率变化量；
微网系统中含有n台虚拟同步发电机，△Pload为系统的负荷功率变化量，且满足式(4)：
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根据式(1)、式(2)、式(3)和式(4)得到由式(5)所表达的传递函数Gpli：
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</mrow>
<mo>,</mo>
</mrow>
式(5)中，Gi的物理意义是单台虚拟同步发电机运行时，功率参考值与输出功率间的传递函数；Jj和Dj分别为第j台虚拟同步发电机的转动惯量和阻尼系数，Gj的物理意义与Gi相同，j＝1,2...n。
3.根据权利要求2所述多机并联虚拟同步发电机功率分配和参数自适应控制方法，其特征是：所述使并联虚拟同步发电机的参数对应成比例，获得参数匹配的约束条件如式(6)：
<mrow>
<msub>
<mi>J</mi>
<mn>1</mn>
</msub>
<mo>:</mo>
<msub>
<mi>J</mi>
<mn>2</mn>
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<mn>1</mn>
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<mn>2</mn>
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<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mn>6</mn>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>,</mo>
</mrow>
αi为功率分配系数，满足当参数满足式(6)所示的约束条件时，Gpli为比例环节，Gpli＝αi。
4.根据权利要求1所述多机并联虚拟同步发电机功率分配和参数自适应控制方法，其特征是：按如下方式获得各台虚拟同步发电机的控制参数：
根据系统中总的光伏最大输出功率∑PPV-MPi与负荷功率Pload之间的关系将系统分为工作模式1和工作模式2；
若：∑PPV-MPi>Pload，即为工作模式1；
若：∑PPV-MPi<Pload，即为工作模式2；
在工作在模式1中，负荷功率Pload按照虚拟同步发电机直流侧的光伏最大输出功率进行分配，功率分配系数αi表达式如式(7)：
<mrow>
<msub>
<mi>&alpha;</mi>
<mi>i</mi>
</msub>
<mo>=</mo>
<mfrac>
<msub>
<mi>P</mi>
<mrow>
<mi>P</mi>
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<mi>M</mi>
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</mrow>
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<mi>P</mi>
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<mo>-</mo>
<mi>M</mi>
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</mfrac>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mn>7</mn>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>,</mo>
</mrow>
在工作在模式2中，使Prefi＝PPV-MPi，以保证逆变器先将直流侧的光伏出力输出；Prefi为第i台虚拟同步发电机的功率参考值，PPV-MPi为第i台虚拟同步发电机直流侧光伏的最大输出功率；剩下的负荷功率按照逆变器的剩余容量进行分配，功率分配系数αi的表达式如式(8)：
<mrow>
<msub>
<mi>&alpha;</mi>
<mi>i</mi>
</msub>
<mo>=</mo>
<mfrac>
<mrow>
<msub>
<mi>S</mi>
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</mrow>
</mfrac>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mn>8</mn>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>,</mo>
</mrow>
式(8)中，SN为单台虚拟同步发电机的额定容量，∑SN为n台虚拟同步发电机的额定容量总和，∑PPV-MPi为n台虚拟同步发电机直流侧光伏的最大输出功率总和；
在工作模式1和工作模式2下，在式(6)的约束下获得每台虚拟同步发电机的控制参数的表达式均为：
Ji＝αiJN；Di＝αiDN；Lvi＝LN/αi
JN和DN分别为整个微网系统的的转动惯量和等效阻尼系数，LN为虚拟同步发电机虚拟电感的基准值，Lvi为第i台虚拟同步发电机的虚拟电感。
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