一种改进虚拟同步发电机的微电网并离网安全控制方法与流程

本发明涉及微电网控制技术领域，尤其涉及一种改进虚拟同步发电机的微电网并离网安全控制方法。

背景技术：

能源效益和环境效益常被用来作为考量工程价值的标准，寻找优良的可再生清洁能源以满足日益增长的电力需求变得越来越重要。

分布式发电(以下简称dg)具有位置灵活、无污染、建设快等优点，因此其可以极好的适应大电网因短时峰荷导致的供需不平衡。但是，dg也有其弊端；当系统侧故障时，为避免继续供电而可能导致的检修事故，dg必须退出运行；此外，dg侧无法对电能质量进行控制，因而会导致调度困难。

为更好的利用dg的优势，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。微电网相当于在大电网中独立出的一个小型网络，能够解决分布式电源不可调度的问题，既能够作为一个独立的单元孤岛运行，也可以与大电网互联，可控性和可靠性大大提高，可以更好的整合资源。

因此，如何保证可靠切换、过渡过程迅速、系统经济性好、实现最大效率利用，并制定一套实用性好又极具经济性的微电网控制方案成为了研究的主要方向。

技术实现要素：

为了克服现有技术的不足，本发明的目的在于提供一种微电网并离网安全控制方法，其通过建立虚拟同步发电机和虚拟阻抗，进而实现对并离网的安全控制。

本发明采用以下技术方案实现：

一种改进虚拟同步发电机的微电网并离网安全控制方法，包括以下步骤：

获取预先构建的虚拟同步发电机和虚拟阻抗；根据所述虚拟同步发电机及所述虚拟阻抗构建孤岛运行模型；

通过所述孤岛运行模型进行微电网并离网的控制，包括：

在微电网并离网时，通过所述虚拟同步发电机发送控制信号，控制逆变器调节电压和频率。

进一步地，所述虚拟同步发电机包括主电路部分和控制部分，所述主电路部分包括直流电压源、并网逆变器、lrc滤波器及负载，所述控制部分包括虚拟同步发电机本体模型、虚拟转速调节器及虚拟励磁调节器。

进一步地，所述有功频率控制通过所述虚拟转速调节器进行调节，所述无功电压控制通过所述虚拟励磁调节器进行调节。

进一步地，所述虚拟同步发电机的机械方程为：其中，j为所述虚拟同步发电机的转动惯量；d为转子阻尼系数；ω、ω0分别为所述虚拟同步发电机的实际角速度和额定角速度；tm、te分别为所述虚拟同步发电机的机械功率和电磁功率。

进一步地，所述虚拟同步发电机的实际角速度和额定角速度差的计算公式满足：δ为所述虚拟同步发电机的功角，

进一步地，所述虚拟同步发电机的实际角速度ω计算公式满足：其中，kp为所述虚拟转速调节器的系数，pe为所述虚拟同步发电机输出的电磁功率，ω^*为所述虚拟同步发电机的实际角速度标幺值，p0为所述虚拟同步发电机的空载损耗。

进一步地，所述励磁调节器调节进行无功电压调节时，所述无功电压的电压差δu满足公式：其中，q0为所述逆变器的无功指令，q为所述逆变器的无功功率值，kq为所述励磁调节器的系数。

进一步地，所述虚拟同步发电机通过所述lrc滤波器和所述虚拟阻抗进行所述逆变器的同步电抗，所述虚拟阻抗的计算公式为：其中，zv为所述虚拟阻抗，lv为虚拟电抗，ωc为公共联结点处测得的角频率，i和in分别为支路实际电流和额定电流。

进一步地，通过所述孤岛运行模型进行微电网并离网的控制，还包括以下步骤：

判断当前需转换模式；

当需要进行并网转离网时，直接进行模式切换；

当需要进行离网转并网时，通过预同步控制器控制微电网的幅值、频率与相位。

进一步地，所述预同步控制器通过将dq坐标系下的q轴分量调整为零，完成微电网幅值、频率与相位的控制。

相比现有技术，本发明的有益效果在于：

本发明通过建立虚拟同步发电机来完成有功频率控制无功电压控制，从而达到与同步发电机相似的电压和频率调节特性，可以适应大电网切换或增减负荷等带来的变化，并且通过引入虚拟阻抗，有效的模拟了同步发电机的电抗特性，实现了孤岛和并网之间的无缝转换。

附图说明

图1是实施例一的改进虚拟同步发电机的微电网并离网安全控制方法的流程图；

图2是实施例二的微电网并离网控制的流程图。

具体实施方式

以下将结合附图，对本发明进行更为详细的描述，需要说明的是，以下参照附图对本发明进行的描述仅是示意性的，而非限制性的。各个不同实施例之间可以进行相互组合，以构成未在以下描述中示出的其他实施例。

实施例一

实施例一提供了一种改进虚拟同步发电机的微电网并离网安全控制方法，旨在通过虚拟同步发电机结合虚拟阻抗的方式，来模拟同步发电机，以实现孤岛和并网间的无缝切换。

目前已有一些基于主从模式下的并离网控制方法，在该模式下虽然能够保证并网时恒定功率输出并且可以通过大电网维持电压和频率的稳定，在孤岛运行时通过主电源自动切换为虚拟f控制模式以保证系统电压频率的稳定。但此方法依然存在冲击电流和电压的畸变问题得不到有效解决，且切换控制模式较为复杂，容易引发误操作，难以满足即插即用的要求。

目前也有基于对等控制模式下的并离网控制方法，在该模式下，如果在其中的一种控制策略运行，那么另一种控制策略必须同时运行，以便当发生并离网操作时能够及时切换控制策略，但两者的状态量往往不相等，致使在切换控制器的过程中产生较大的暂态振荡；因此现有技术开始使用状态跟随器，其通过将并网控制器与孤岛控制器作差输入到孤岛控制器并引入闭环反馈，以减小切换过程中的振荡。但两套处理器需要同时运行，占用大量处理器资源，切换过程也比较缓慢。

综上所述，通过主从模式或对等控制模式的切换来实现并离网都存在一定的劣势；因此，本实施例通过虚拟同步发电机来实现并离网控制。

请参照图1所示，一种改进虚拟同步发电机的微电网并离网安全控制方法，包括以下步骤：

s110、获取预先构建的虚拟同步发电机和虚拟阻抗；

s110中的虚拟同步发电机的构建方法是常见的现有技术，本实施例不作过多赘述，虚拟同步发电机用于控制逆变器，包括光伏、风机、燃气轮机等电源联结电网的逆变器。类比传统电网的安全控制技术，电网的波动均是由同步发电机的有功调频器和励磁调节器来进行控制，虚拟同步发电机通过在逆变器的控制中模仿发电机的特性，可以提高孤岛/并网切换时的性能。

在并网和离网的过渡过程中，由于虚拟同步发电机的引入，将使得逆变器不需要切换控制策略，而完全由虚拟同步发电机自动进行频率和电压的调整，实现与传统大电网相似的调节能力，从而降低了切换过程暂态振荡以及占用大量处理器资源的问题。

上述的虚拟同步发电机包括主电路部分和控制部分，主电路部分包括直流电压源、并网逆变器、lrc滤波器及负载，直流电压源在本实施例中以储能系统作为电源。直流电压源相当于同步发电机中的原动机，逆变器产生的电压相当于同步发电机的内电势，根据电路关系电容电压就可以相当于发电机的外电压，从而建立外电压特性方程。换言之，通过虚拟同步发电机模型即可对输出电压进行调制，从而达到与同步发电机相似的电压和频率调节特性，适应大电网切换或增减负荷等带来的变化。

对控制流程中的模块进行等效替代，引入到逆变器的控制中，便可得到虚拟同步发电机的控制部分，控制部分包括虚拟同步发电机本体模型、虚拟转速调节器及虚拟励磁调节器三部分。

在并网和离网的过渡过程中，通过使用虚拟同步发电机的控制策略，使得逆变器不需要切换控制模式，而完全由虚拟同步发电机自动进行频率和电压的调整，实现与传统大电网相似的调节能力，从而降低了切换过程暂态振荡以及占用大量处理器资源的问题。

本实施例中通过虚拟同步发电机的控制部分实现有功频率控制和无功电压控制，具体地，有功频率控制通过虚拟转速调节器进行调节，无功电压控制通过虚拟励磁调节器进行调节。

值得注意的是，为了减小后续微电网分析的复杂性，虚拟同步发电机通常不采用高阶发电机模型。

由于虚拟同步发电机无机械装置和铁芯，因此可以认为输入功率pm全部转化为电磁功率pe，根据牛顿第二定律可以得到虚拟同步发电机的机械方程：其中，j为所述虚拟同步发电机的转动惯量；d为转子阻尼系数；ω、ω0分别为所述虚拟同步发电机的实际角速度和额定角速度；tm、te分别为所述虚拟同步发电机的机械功率和电磁功率，ω-ω0的计算公式为：δ为所述虚拟同步发电机的功角，所述虚拟同步发电机的实际角速度ω计算公式满足：其中，kp为所述虚拟转速调节器的系数，pe为所述虚拟同步发电机输出的电磁功率，ω^*为所述虚拟同步发电机的实际角速度标幺值，p0为所述虚拟同步发电机的空载损耗，当虚拟同步发电机中转子的极对数为1时，虚拟同步发电机的实际角速度ω即为电气角速度。

在实际的同步发电机运行时，一部分动能被存在转子中并以转动惯量的形式体现出来。转动惯量j缓冲暂态过程，减缓系统能量缺失，延缓系统的动态响应，可以抑制频率的快速波动并能减小机组并联产生的振荡。

当负荷变化时，tm与te之间存在转矩差，尤其是在微电网的容量远小于大电网的情况下，很小的扰动就可能会造成较大的频率偏差。若j的值很大，则会减小即ω的变化率减小。换句话说，转动惯量j主要影响频率变化的暂态过程。

当系统进入稳态时，为0，因而有δt＝ωδd，可见阻尼系数d是主要影响频率变化量的因素。调大阻尼系数d即可降低频率的变化量，在允许的标准范围内保持稳定的频率。

当负荷变化时，机械转矩与负载转矩会出现差额，将引起转速的变化。将角频率的变化量δω经过放大和积分后得到控制信号，调整蒸汽阀门或水门的开度，实现负反馈。

虚拟同步发电机对于频率的控制与同步发电机不同，没有调速器等机械装置，因此，不存在控制信号到机械装置响应的过渡时长，完全由电信号对逆变器控制进行频率的自主调节。

励磁调节器调节进行无功电压调节时，无功电压的电压差δu满足公式：其中，q0为所述逆变器的无功指令，q为所述逆变器的无功功率值，kq为所述励磁调节器的系数。

励磁调节器用以调节虚拟同步发电机的机端无功功率，从而维持电压稳定。

引入虚拟同步发电机的最终目的是将逆变器侧等效为能调节频率和电压的一个端口，因此，不仅要引入惯性和阻尼，还要将输出端电压、输出电流的关系方程与同步发电机相似，则可认为外特性拟合了同步发电机。因此，虚拟同步发电机在输出阻抗上需要有同步发电机同步电抗的性质。

在同步发电机中，同步电抗影响端电压随负荷的波动以及短路电流。微电网中的逆变器输出侧为lrc滤波器，但是仅靠lrc滤波器的电感不足以模拟同步电抗，因此本实施例通过在逆变器的控制中引入虚拟阻抗，使逆变器表现出同步电抗的特性。

目前，对于虚拟阻抗的算法有直接虚拟阻抗法和间接虚拟阻抗法两种控制算法。直接虚拟阻抗法指的是将逆变器的输出电流经过滤波后，乘以虚拟阻抗。再用虚拟同步发电机本体模型输出的开路电压减去虚拟阻抗上的压降得到参考电压。间接虚拟阻抗法指的是在直接虚拟阻抗法的基础上，将定子电流作为输出电流参考，得到参考电压送到pwm调制中。本实施例采用直接虚拟阻抗法实现虚拟阻抗与虚拟同步发电机的同步。

具体计算公式为：其中，zv为所述虚拟阻抗，lv为虚拟电抗，ωc为公共联结点处测得的角频率，i和in分别为支路实际电流和额定电流。

s120、根据所述虚拟同步发电机及所述虚拟阻抗构建孤岛运行模型；

通过所述孤岛运行模型进行微电网并离网的控制，包括：

在微电网并离网时，通过所述虚拟同步发电机发送控制信号，控制逆变器调节电压和频率。

实施例二

实施例二是在实施例一的基础上进行的，其主要对并离网策略进行了解释和说明。

请参照图2所示，通过所述孤岛运行模型进行微电网并离网的控制，包括以下步骤：

s210、判断当前需转换模式；

s220、当需要进行并网转离网时，直接进行模式切换；

在虚拟同步发电机控制策略模型下，当pcc突然断开时，虚拟同步发电机仍然保持着切换前的并网状态，与电网侧的电压幅值、相位和频率基本相同，不会造成很大的暂态冲击电流，因此s220中，可以直接进行模式的切换，实现从并网到孤岛模式的切换。

s230、当需要进行离网转并网时，通过预同步控制器控制微电网的幅值、频率与相位。

需要说明的是，s230的过程可以通过仿真工具实现，例如simulink。

当微电网运行在孤岛模式时，需要保证电压和频率的稳定。然而，当微电网出现一次调节时，调节作用会使电压和频率与电网电压出现偏差，在时间的积累作用下会变成相位的巨大偏差。此时若电网故障修复完毕，发出并网指令，微电网并不能直接并网。

通常孤岛运行的电压与电网电压幅值相差不大，因此可以认为两者是相等的。取a相分析，ua为离网运行模式下虚拟同步发电机的机端电压，uga为电网电压，两者的电压表达式如下：

两式作差得：

可以看出，在未同步的情况下开关两侧电压瞬时值的幅值是2um，而开关电阻很小，容易引发较大冲击。

以电网电压为基准做派克变换，将电网三相abc电压变化成在dp旋转坐标系下的电压相量，由于电网电压三相对称，则由派克变换可知，dp坐标系下的电网电压相量与d轴重合，无q轴分量。

因此为了防止微电网的幅值在进行孤岛转并网时过大，导致相位差较大的问题，本实施例通过预同步控制器完成孤岛转并网的模式转换；预同步控制器通过将dq坐标系下的q轴分量调整为零，完成微电网幅值、频率与相位的控制，具体地，通过仿真工具中的三相锁相环pll得到电网电压幅值、频率以及相位信息，参考角频率和参考电压都设置为电网角频率和电网电压幅值，启动预同步控制器后，调节q轴分量使之趋于零。

对本领域的技术人员来说，可根据以上描述的技术方案以及构思，做出其它各种相应的改变以及形变，而所有的这些改变以及形变都应该属于本发明权利要求的保护范围之内。