虚拟同步发电机的离并网平滑切换方法与流程

本发明涉及新能源发电技术领域，具体涉及一种虚拟同步发电机的离并网平滑切换方法。

背景技术：

随着全球能源危机和环境污染问题日益严重，太阳能、风能等清洁能源受到了越来越多的关注。在大力发展分布式能源的同时，分布式能源在并网时的问题也引起了专家学者的关注。一般地分布式能源的利用主要是通过逆变器接入电网，相比于传统的同步发电机，并网逆变器相应速度快，缺少转动惯量和阻尼作用，不便于的电网调节。再者，并网逆变器的控制方式各不相同，加之分布式能源输出功率不稳定性的影响，难以实现多台并网逆变器的协调工作。

在此背景下，国内外学者提出了，通过改进并网逆变器的控制方式，使得逆变器具有同步发电机特性。基于该思想，有学者提出，使用同步发电机的机械方程和电磁方程来设计并网逆变器的控制，使得并网逆变器在原理上和外特性上与同步发电机类似，该类控制策略称为虚拟同步发电机(vsg)技术。基于虚拟同步发电机控制策略的并网逆变器特别适用于储能装置与电网之间的连接，但同样也存在离并网给电网带来的冲击问题。

有鉴于此，有必要提供一种虚拟同步发电机的离并网平滑切换方法，以解决上述问题。

技术实现要素：

为了满足现有技术的需要，本发明的目的在于提供一种虚拟同步发电机的离并网平滑切换方法，更加方便虚拟同步发电机技术在新能源发电领域的推广，可实现分布式能源友好接入，进而提高电力系统的稳定性，此外方便了传统同步发电机相关的控制策略与理论分析方法引入到vsg的运用，有望在未来主动配电网和微电网中发挥重要作用。

为了实现上述目的，本发明所采取的技术方案是：一种虚拟同步发电机的离并网平滑切换方法，其特征在于，所述平滑切换方法，具备并/离网和离/并网平滑切换。

进一步地，所述离/并网平滑切换，通过恒幅值park变换，将电网电压ug和虚拟同步发电机的输出电压up转换到dq坐标系下。变换方式如下：

进一步地，所述离/并网平滑切换，令dq坐标系的d轴定位在电网电压ug的反方向上，通过控制up的q轴分量up_q为0且d轴分量为设定值-uset来实现up对ug的同步追踪。

进一步地，所述离/并网平滑切换，将up的q轴分量up_q与期望值0的偏差作为pid控制器的输入，pid控制器的输出为调整角速度δω，将调整角速度δω反馈回vsg机械等效部分的频率控制环节，从而使得虚拟同步发电机的输出电压逐渐与电网电压，角速度和相位一致并锁定。

进一步地，所述离/并网平滑切换，由于并网情况下的电压由电网电压决定，且设置系统下垂系数时必须满足，离网运行时满功率切换，电压变化范围不超过10％，up对ug偏差比较小，所以up的d轴分量up_d不反馈到调压环节去调整电压大小。

进一步地，所述并/离网平滑切换，具备离并网判断环节，通过本周期的电压up与上一周期的电压up变化判断虚拟同步发电机是否已经处于离网运行状态，判断准则选择三个条件，幅值、相位和频率，如果相位、幅值和频率偏差有2个或2个以上超过10％，视为离网，如果判断一次满足条件，为防止误判，判断第二次，如果同样满足条件，则切换至离网运行，否则依旧并网运行。

进一步地，所述并/离网平滑切换，当判断系统已经由并网运行切换为离网运行时，令反馈回vsg机械等效部分的频率控制环节的调整角速度δω为零，并将虚拟同步发电机的输出电压由电网电压变为参考指令电压。

进一步地，所述并/离网平滑切换，具备误判检测环节，在进行离并网判断后，如果离并网判别结果为并网，程序保持并网运行状态；如果离并网判别结果为离网，系统由并网切换到离网运行时，系统启动误判检测；如果确定系统已经离网，则无需继续误判检测，所以本方案误判检测持续时间为1s，判断准则是实时检测up和ug幅值、频率和相位偏差；如果相位、幅值和频率偏差有2个或2个以上超过10％，则为离网状态，系统保持离网运行；如果三者偏差一直小于5％，则为并网状态，重新切换为并网运行状态。

进一步地，所述平滑切换方法适用于包含同步发电机机械等效部分、有功频率调节和无功电压调节部分的虚拟同步发电机方案，包括vsg的电流型、visma方案以及电压型synchronverter方案。

与现有技术相比，本发明的有益效果是：

1、本发明技术方案中，一种虚拟同步发电机的离并网平滑切换策略，主要实现虚拟同步发电机的离并网平滑切换，无需增加额外的锁相环，可实现无锁相环控制。

2、本发明技术方案中，一种虚拟同步发电机的离并网平滑切换策略，主要实现虚拟同步发电机离网启动至稳定后平滑并入电网，以及在电网发生故障等情况下平滑的切离电网。其离/并网切换，无需修改虚拟同步发电机的控制策略，只需要在离并网切换过程中，加入切换策略。

3、本发明技术方案中，一种虚拟同步发电机的离并网平滑切换策略，其离/并网切换，利用vsg类似于同步发电机的惯性和阻尼特性，在切换瞬间vsg输出的电压幅、相位和角频率不会发生突变的特性，无需修改虚拟同步发电机的控制策略，只需将其参考电压由电网电压变为指令电压，将调节角速度设为零，就可自动由并网模式切换为并网模式。

4、本发明技术方案中，一种虚拟同步发电机的离并网平滑切换策略，能够保证切换过程中电压变化比较小，频率只在预同步短时间内变化，减小冲击电流，减小对接入配电网的冲击。

5、本发明技术方案中，一种虚拟同步发电机的离并网平滑切换策略，能够保留完全保留vsg类似于同步发电机的外特性，不影响其惯性和阻尼特性，能够提高系统应对故障的能力，提高了系统的稳定性。

附图说明

图1：本发明实施例中虚拟同步发电机拓扑图。

图2：本发明实施例中控制矢量图。

图3：本发明实施例中在visma方案中控制策略框图。

图4：本发明实施例中虚拟同步发电机预同步。

图5：本发明实施例中虚拟同步发电机离/并网切换。

图6：本发明实施例中虚拟同步发电机并/离网切换。

具体实施方式

为了更好地理解本发明，下面结合实施例进一步阐明本发明的内容，但本发明的内容不仅仅局限于下面的实施例。本领域技术人员可以对本发明作各种改动或修改，这些等价形式同样在本申请所列权利要求书限定范围之内。

本发明提供了一种虚拟同步发电机的离并网平滑切换方法，一个实际的虚拟同步发电机的拓扑如图1所示，本发明主要对虚拟同步发电机的离并网切换方法进行研究。所述虚拟同步发电机离并网平滑切换方法如图2所示，当虚拟同步发电机离网运行时，虚拟同步发电机电压调节环节，参考离网指令参考电压，当检测到离/并网指令时，进行预同步，此时虚拟同步发电机参考电压为电网电压，并将电网电压ug和虚拟同步发电机的输出电压up进行恒定幅值park变换，转换到dq坐标系下，令电网电压q轴分量为0，将pcc两侧q轴分量电压差，经过pid控制器，得到角速度偏差量，将角速度偏差量反馈到虚拟同步发电机的机械控制部分的频率调节环节，使得虚拟同步发电机输出的电压逐渐跟踪电网电压并稳定。离/并网切换时，关闭预同步控制，直接令q轴分量为0。当检测到并网开关断开时，由并网运行向离网运行切换，借助虚拟同步发电机的惯性和阻尼特性，虚拟同步发电机在并网开关断开的瞬间其输出电压、相位、和角速度不会突变，因此无需改变控制算法，仅需将虚拟同步发电机的参考电压由电网电压，变成指令参考电压并令预同步控制的修正角速度直接为0，即可实现并/离网的平滑切换。详细讲述了离并网状态的判别方式，以及根据电压幅值、频率相位信息进行误判检测的方式。

本发明提供了一种虚拟同步发电机的离并网平滑切换策略，适用的虚拟同步发电机的拓扑如图1所示，具体为：基于lc滤波器的两电平三相逆变器，带本地负荷经并网开关后接入电网。将电网的等效线路电感、电阻及逆变器的等效阻抗看成虚拟同步发电机的同步电抗及定子绕组电阻。

虚拟同步发电机具有电压源的外特性，通过加入相关离并网控制策略，既可以完成并网运行，也可以实现离网运行，本发明主要考虑虚拟同步发电机在不同运行模式之间的平滑切换技术。

1、并/离网平滑切换

1.1切换方式分析

本发明中的虚拟同步发电机的并/离平滑切换策略，主要探讨vsg在电网发生故障等情况下由并网模式变为离网模式的切换过程。由于虚拟同步发电机模拟了实际同步发电机的机械方程：

tm、te和td分别为同步发电机的机械转矩、电磁转矩和阻尼转矩；j为同步发电机的转动惯量；dp为阻尼系数，从而使得虚拟同步发电机具备了实际同步发电机的部分外特性，可将虚拟同步发电机看成一个独立的电源。因此在将虚拟同步发电机从电网切除后，由同步电机的特性可知，其输出电压不会发生跳变，即输出电压幅值ep和相位δ任然保持电网切除时的瞬时值。所以在并/离网切换过程中，只需在判断电网成功切除的瞬间，将ep的参考电压由电网电压ug变为指令电压vref，借助虚拟同步发电机的有功-频率控制和无功-电压控制环节，自适应地达到新的稳定点，满足微电网自身的有功、无功以及电压幅值频率的需求。

此并/离平滑切换策略适用于任何一种模拟同步发电机机械模型以及电压控制环的虚拟同步发电机控制策略，只需在切换瞬间修改控制电压参考值，其余地方无需修改。需要注意的是，切换过程中如果并网模式下的输出无功功率和离网模式下无功功率相差很大，如果直流侧配备一定容量的储能装置容量不够，可能会出现稍微电压幅值的变化，为避免这一情况的出现需要合理配置直流侧的储能装置。

1.2离并网判别

由离网向并网切换时一般时外部给并网指令，而并网向离网切换时，一般没有外部指令。所以需要判别系统处于离网还是并网状态，进行离并网判别。

当系统由并网切换到离网运行状态时，系统此时未切换到离网运行模式，还是运行并网程序，由于并网指令输出功率和离网运行时所带负荷一般不相同，所以此时电压幅值、频率和相位会产生变化，电压幅值会有突然的抬升，频率也会发生变化，up相位偏差会越来越大，由此可由电压幅值、频率、相位信息进行判别。

通过当前up和上一个周期up的偏差判断虚拟同步发电机是否已经处于离网运行状态，判断准则选择三个条件，幅值、相位和频率，如果相位、幅值和频率偏差有2个或2个以上超过10％，视为离网，如果判断一次满足条件，为防止误判，判断第二次，如果同样满足条件，则切换至离网运行，否则依旧并网运行。

2、离/并网平滑切换

本发明中的虚拟同步发电机的离/并平滑切换策略，主要探讨vsg在离网启动稳定后，由离网模式切向并网模式的切换过程。

当虚拟同步发电机由离网运行转换为并网运行时，由于电网电压和和虚拟同步发电机输出的电压相位不同，错误的时间并网会给电网带来很大的冲击，导致故障的发生。即使在并网的瞬间虚拟同步发电机输出电压的相位和电网电压相位相同，但由于虚拟同步发电机的电压和频率的调节作用，运行过程中虚拟同步发电机输出电压幅值与电网实际值有偏差，而且频率也会和电网实际值有偏差，随着时间的积累，使得虚拟同步发电机输出电压的相位和电网电压相位又逐渐产生偏移，同样的在不合理的时间并网，依旧会产生很大的冲击，下面以a相电压为例，定量分析这一特性。

当虚拟同步发电机离网运行时其输出电压为upa，电网电压uga分别为

uga＝ugsin(ω1t+θ1)(2)

upa＝upsin(ωt+θ2)(3)

一般情况下，虚拟同步发电机输出电压幅值和电网电压幅值相差并不大，近似地有up≈ug＝u。那么，pcc两端的瞬时差为

由上述分析可知，由于虚拟同步发电机离网运行情况下输出电压频率和初始相位与电网的真实值之间的偏差，在不合理的时间并网，会导致pcc两端产生很大的电压差，最大甚至可达2倍电网额定电压，会对电网产生很大的冲击，导致离/并网切换失败。

本发明中的虚拟同步发电机的离/并平滑切换策略原理矢量图如图2所示，虚拟同步发电机的输出电压up以角速度ω2旋转，电网电压矢量ug以角速度ω1旋转，当调整到二者完全重合，即虚拟同步发电机的角速度和相位完全一致时，就可以实现并网时无冲击，从而实现离/并平滑缝切换。

如图3所示详细描述了本切换策略框图，以visma方案为例，详细阐述了该切换策略的原理。当虚拟同步发电机离网运行时，虚拟同步发电机电压调节环节，参考离网指令参考电压，当检测到离/并网指令时，进行预同步，此时虚拟同步发电机参考电压为电网电压，并将电网电压ug和虚拟同步发电机的输出电压up如式5所示进行恒幅值park变换，转换到dq坐标系下，令电网电压q轴分量为0，将pcc两侧q轴分量电压差(up_q-0)经过pid控制器，得到角速度调整量δω，将角速度调整量反馈到虚拟同步发电机的机械控制部分的频率调节环节，使得虚拟同步发电机输出的电压逐渐跟踪电网电压并稳定，由于虚拟同步发电机的输出电压幅值和电网额定电压相差并不大，所以当两者频率和相位完全相同时pcc两端的电压差也就很小，即可实现并网。由于并网情况下的电压由电网电压决定，且设置系统下垂系数时必须满足，离网运行时满功率切换，电压变化范围不超过10％，up对ug偏差比较小，所以up的d轴分量up_d不反馈到调压环节去调整电压大小。

如果将pcc两端电压差尽可能减少，那么将进一步减少并网时产生的冲击电流，为此在预同步过程中，将虚拟同步发电机的电气环节电压控制量由预设指令值，改为电网电压实际值，那么就可以做到pcc两端电压幅值、相位、频率完全一致，最大程度的介绍并网时产生的冲击。预同步过程结束后，即可实现平滑并网，此时关闭预同步控制，将角速度调整量δω设为0，完成离/并网切换。

3、误判检测

在进行离并网判断后，如果离并网判别结果为并网，程序保持并网运行状态。如果离并网判别结果为离网，系统由并网切换到离网运行时，系统启动误判检测。如果确定系统已经离网，则无需继续误判检测，所以本方案误判检测持续时间为1s，判断准则是实时检测up和ug幅值、频率和相位偏差。如果相位、幅值和频率偏差有2个或2个以上超过10％，则为离网状态，系统保持离网运行；如果三者偏差一直小于5％，则为并网状态，重新切换为并网运行状态。

最后应当说明的是：所描述的实施例仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例，本说明详细描述了所提切换策略在vsima方案中的运用，但该方法不仅仅适用于visma方案，电压型synchronverter方案也都可以直接运用此切换策略。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。