一种储能变流器的虚拟同步发电机控制方法及控制装置与流程

本发明涉及电力电子领域，具体为一种储能变流器的虚拟同步发电机控制方法及控制装置。

背景技术：

随着光伏发电和风力发电等可再生能源的普及，基于电力电子器件的分布式电源在电力系统中的渗透率逐渐增大。以新能源为主体的分布式发电单元的增多降低了电力系统的惯性，引起频率和功率的波动。而目前的并网变流器以电流源模式为主，不具备调节电力系统频率和电压的功能。因此将储能装置添加到微电网中，可以很大程度降低分布式发电引起的电网频率和电压波动。而储能系统最关键的就是储能变流器。目前的储能变流器在并网模式下，采用恒功率的解耦控制策略，即pq控制，在离网模式下，采用恒压恒频的控制策略，即vf控制。但当储能变流器需要在并离网两种模式下相互切换时，两种控制方式不能实现平稳过渡，会造成电压和频率的调节不连续，甚至会引起冲击，严重影响电网的稳定运行。

近年来学者提出了一种虚拟同步发电机(vsg)的控制策略，通过模拟同步发电机的机械特性和电磁特性，使分布式发电单元具备惯性和阻尼特性，并向电网提供调频调压作用，抑制输出频率和有功功率的振荡。然而这种传统的vsg控制属于电压源控制，有功下垂和虚拟转子运动方程产生的相位θ与无功下垂产生的e直接生成调制波电压，电流量不是被控量，在并网运行时，电能质量较差。尤其当储能变流器并联孤岛运行时，变流器之间需要按照容量自动均分功率。通常根据容量设置虚拟调速器模块中的下垂系数实现功率均分。

但目前的虚拟同步发电机技术采用的模拟阻尼绕组的方式，均采用恒定的阻尼系数。当虚拟同步发电机的稳态输出频率和额定输出频率不相等时，现有的控制策略下阻尼功率不为零，且在整理控制方程后阻尼系数和下垂系数位于同一个位置，因此两个系数会互相影响，等效下垂系数发生改变，原有的功率分配效果也会变差。储能变流器不能按照容量进行功率均分，会造成容量得不到充分利用或者过容量运行。如果减小阻尼系数来降低对下垂系数的影响，又会因为阻尼过小导致输出有功功率的振荡。因此储能变流器现有的pq/vf控制方式需要进行模式切换，虚拟同步发电机控制方式又不能实现电流的直接控制，并且在孤岛并联模式下的功率均分性能较差。

技术实现要素：

本发明的目的是针对储能变流器现有pq/vf控制方法，在离并网运行时存在需要进行模式切换的问题，而现有的虚拟同步发电机控制方法无法对电流进行控制，而且在孤岛并联运行时功率均分性能较差的现状，提出一种储能变流器的虚拟同步发电机控制方法及控制装置。

本发明是通过以下技术方案来实现：

一种储能变流器的虚拟同步发电机控制方法，包括以下步骤：

s1、将虚拟同步发电机的实际输出频率ω反馈到虚拟调速器模块，经过下垂控制输出虚拟转子的实际输出有功功率指令值pm；

其中，实际输出频率ω为步骤s2的反馈值，初始时刻，实际输出频率ω为0，运行中，实际输出频率ω为步骤s2的虚拟转子的实际反馈值；

s2、将步骤s1得到的实际输出有功功率指令值pm反馈到虚拟转子模块，虚拟转子模块输出虚拟同步发电机的实际输出频率ω，将实际输出频率ω积分后得到电压相位θ；

s3、将虚拟同步发电机的实际输出无功功率q反馈到虚拟励磁控制器模块，经过下垂控制输出虚拟内电势的d轴分量e；

s4、将虚拟内电势的d轴分量e输入至虚拟定子模块，经过虚拟阻抗控制输出q轴电压指令uqref和d轴电压指令udref；

s5、将步骤s2得到的电压相位θ，以及步骤s4得到的d轴电压指令udref和q轴电压指令uqref输入至电压电流内环模块，经过电压电流双闭环控制输出d轴和q轴的调制波电压，将调制波电压进行park-clark反变换和pwm调制环节输出开关信号，进而控制储能变流器。

优选的，所述步骤s1中实际输出有功功率指令值pm的计算公式如下：

pm＝pref+kω(ωs-ω)

其中，ωs为参考输出频率，kω为有功下垂系数，pref为额定有功功率指令。

优选的，所述步骤s2中实际输出频率ω的计算公式如下：

其中，pe为实际输出有功功率，pd为阻尼功率，jωs为虚拟角动量，ωs为额定输出频率；

步骤s2中电压相位θ的计算公式如下：

优选的，所述阻尼功率pd的稳态值为零，当实际输出频率不等于额定输出频率时，pd在动态过程中为跟随频率变化的非零值，阻尼功率pd的计算公式如下：

其中，ωd为频率偏差补偿量，δω为转速偏差，d为阻尼系数，kpd和kid分别为阻尼控制的pi参数。

优选的，所述步骤s3中虚拟内电势的d轴分量e的计算公式如下：

e＝eref+kq(qref-q)

其中，qref为额定无功功率指令值，q为实际输出无功功率，kq为无功下垂系数，eref为额定输出电压指令值。

优选的，所述步骤s4中q轴电压指令uqref和d轴电压指令udref的计算公式如下：

其中，rv和xv为虚拟电阻和虚拟电抗，iq为实际q轴电流，id为实际d轴电流。

优选的，所述步骤s5中d轴和q轴的调制波电压的计算公式如下：

其中，umodd和umodq为d轴调制波电压和q轴调制波电压，idref和iqref为d轴电流指令和q轴电流指令，kpv和kiv分别为电压内环的pi参数，kpi和kii分别为电流内环的pi参数。

本发明还提供了一种用于实现上述储能变流器的虚拟同步发电机控制方法的控制装置，其特征在于，包括虚拟调速器模块、虚拟转子模块、虚拟励磁控制器模块、虚拟定子模块、电压电流双闭环控制模块；

虚拟调速器模块，用于对虚拟定子模块反馈的实际输出频率ω进行下垂控制，并输出实际输出有功功率指令值pm；

虚拟转子模块，用于根据虚拟调速器模块反馈的实际输出有功功率指令值pm，输出电压相位θ；

虚拟励磁控制器模块，用于对接收的实际输出无功功率q进行下垂控制，并输出虚拟内电势的d轴分量e；

虚拟转子模块，用于对虚拟内电势的d轴分量e进行虚拟阻抗控制，并输出q轴电压指令uqref和d轴电压指令udref；

电压电流内环模块，用于对q轴电压指令uqref和d轴电压指令udref进行电压电流双闭环控制，并输出d轴和q轴的调制波电压。

与现有技术相比，本发明具有以下有益的技术效果：

本发明所提出的一种储能变流器的虚拟同步发电机控制方法，实现了阻尼功率只在频率波动的动态过程中起作用，稳态后阻尼功率为零，不会因为阻尼系数的改变而影响稳态有功功率的偏差，保证了抑制功率振荡的同时实现有功功率按设定的下垂比例跟踪指令值；另外，在实现了储能变流器能够提供惯性支撑以及并离网无缝切换的同时，具备电压电流环快速控制的能力，通过电流环对输出电流进行快速控制，有利于减小电流畸变，提高了储能变流器在并网和孤岛模式运行时的电能质量。

附图说明

图1为本发明储能变流器的虚拟同步发电机控制方法的系统结构图；

图2为本发明储能变流器的虚拟同步发电机控制方法的控制框图；

图3为现有同步发电机控制方法输出有功功率的波形图；

图4为本发明储能变流器的虚拟同步发电机的控制方法输出有功功率的波形图。

图1中，vdc为直流侧电压，rf为滤波电感寄生电阻，lf为滤波电感，cf为滤波电容。zline为线路阻抗。

图2中kω为有功下垂系数，pe为实际输出有功功率，pref为额定有功功率指令值，pm为实际输出有功功率指令值，pd为阻尼功率，j为虚拟同步发电机的转动惯量，d为阻尼系数，ω为实际输出频率，ωs为额定输出频率，等于314rad/s，jωs为虚拟角动量，θ为输出电压相位，qref为额定无功功率指令值，q为实际输出无功功率，kq为无功下垂系数，eref为额定输出电压指令值，e为虚拟内电势，rv和xv为虚拟电阻和虚拟电抗，udref和uqref为d轴电压指令和q轴电压指令，idref和iqref为d轴电流指令和q轴电流指令，ud和uq为实际d轴电压和实际q轴电压，umodd和umodq为d轴调制波电压和q轴调制波电压。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步的详细说明，所述是对本发明的解释而不是限定。

参阅图2，一种用于储能变流器的虚拟同步发电机控制方法，包括以下步骤：

s1、将虚拟同步发电机的实际输出频率ω反馈到虚拟调速器模块，经过下垂控制输出虚拟转子的实际输出有功功率指令值pm。

初始时刻，实际输出频率ω为0，运行中，实际输出频率ω为步骤s2的虚拟转子反馈值。

具体方法如下，虚拟同步发电机的参考输出频率ωs减去虚拟同步发电机的实际输出频率ω，乘以有功下垂系数kω，得到有功偏差δp，δp与额定有功功率指令pref叠加后，得到虚拟转子的实际输出有功功率指令值pm，方程如下；

pm＝pref+kω(ωs-ω)

s2、虚拟转子模块，将虚拟转子的实际输出有功功率指令值pm反馈到虚拟转子模块，虚拟转子模块输出虚拟同步发电机的实际输出频率ω，将实际输出频率ω积分后得到电压相位θ。

具体方法如下，将步骤s1得到的实际输出有功功率指令值pm减去实际输出有功功率pe，再减去阻尼功率pd，然后再除以虚拟角动量jωs，积分后得到转速偏差δω，δω与额定输出频率ωs叠加后，得到实际输出频率ω，公式如下:

其中，不论储能变流器实际输出频率是多少，阻尼功率pd的稳态值都是零，当实际输出频率不等于额定输出频率时，pd在动态过程中为跟随频率变化的非零值，阻尼功率pd的计算公式如下：

其中，ωd为频率偏差补偿量，δω为转速偏差，d为阻尼系数，kpd和kid分别为阻尼控制的pi参数；

然后对实际输出频率ω积分后得到输出电压相位θ，方程如下：

s3、虚拟励磁控制器模块，虚拟同步发电机的实际输出无功功率q反馈到虚拟励磁控制器模块，经过下垂控制输出虚拟内电势的d轴分量e。

具体方法如下，采用额定无功功率指令值qref减去实际输出无功功率q，乘以无功下垂系数kq，得到电压幅值偏差δe，δe与额定输出电压指令值eref叠加后，得到虚拟内电势的d轴分量e，方程如下：

e＝eref+kq(qref-q)

s4、虚拟定子模块，将虚拟内电势的d轴分量e输入至虚拟定子模块，经过虚拟阻抗控制输出q轴电压指令uqref和d轴电压指令udref，具体方法如下；

用虚拟电阻rv与实际d轴电流id的乘积减去虚拟电抗xv与实际q轴电流iq的乘积，得到虚拟阻抗d轴压降；

用虚拟电阻rv与实际q轴电流iq的乘积加上虚拟电抗xv与实际d轴电流id的乘积，得到虚拟阻抗q轴压降；

虚拟内电势d轴分量e减去虚拟阻抗d轴压降，得到d轴电压指令udref；

设虚拟内电势的q轴分量为0，用0减去虚拟阻抗的q轴压降，得到q轴电压指令uqref，方程如下：

s5、电压电流内环模块，将步骤s2得到的电压相位θ，以及步骤s4得到的d轴电压指令udref和q轴电压指令uqref输入至电压电流内环模块，经过电压电流双闭环控制输出d轴和q轴的调制波电压，将调制波电压进行park-clark反变换和pwm调制环节输出开关信号，进而控制储能变流器。

由采样得到的三相交流电压uabc，根据虚拟转子模块得到的θ进行park-clark变换，得到实际d轴电压ud和实际q轴电压uq；由采样得到的三相交流电流iabc，根据虚拟转子模块得到的θ进行park-clark变换，得到实际d轴电流id和实际q轴电流iq；

电压环将步骤s4得到的d轴电压指令udref与实际d轴电压ud作差经pi控制器计算得到d轴电流指令idref；将步骤s4得到的q轴电压指令uqref与实际q轴电压uq作差经pi控制器计算得到q轴电流指令iqref，方程如下；

电流内环将idref与实际d轴电流id做差，经pi控制器计算得到d轴调制波电压umodd；

电流内环将iqref与实际q轴电流iq做差，经pi控制器计算得到q轴调制波电压umodq；

后级d轴和q轴调制波电压的计算公式为：

其中，kpv、kiv分别为电压内环的pi参数，kpi、kii分别为电流内环的pi参数。

本发明提出的一种储能变流器的虚拟同步发电机控制方法，虚拟同步发电机的实际输出频率反馈到虚拟调速器模块，经过下垂控制输出实际输出有功功率指令值；然后将实际输出有功功率指令值反馈到虚拟转子模块，输出虚拟同步发电机的实际输出频率，将实际输出频率积分后得到电压相位；然后再将实际输出无功功率反馈到虚拟励磁控制器模块经过下垂控制输出虚拟内电势；虚拟定子模块计算d轴和q轴虚拟阻抗压降，虚拟内电势减去虚拟阻抗压降得到d轴和q轴电压指令，经过电压环得到d轴和q轴电流指令，再经过电流环得到d轴和q轴调制波电压分量，对d轴和q轴调制波电压分量进行park-clark反变换和pwm调制环节输出开关信号，进而控制储能变流器。

目前以电力电子器件为主的分布式电源在电力系统中的渗透率逐渐增大，而分布式发电单元的增多降低了电力系统的惯性，容易引起频率和功率的波动。本发明提出一种储能变流器的虚拟同步发电机控制方法，在实现了储能变流器能够提供惯性支撑以及并离网无缝切换的同时，具备电压电流环快速控制的能力，通过电流环对输出电流进行快速控制，有利于减小电流畸变，提高了储能变流器在并网和孤岛模式运行时的电能质量。另外，本发明能够实现阻尼功率只在频率波动的动态过程中起作用，稳态后阻尼功率一定为零，不会因为阻尼系数的改变而影响稳态有功功率的偏差，保证了抑制功率振荡的同时实现有功功率按设定的下垂比例跟踪指令值。

如图1所示，本发明还提供了一种上述所述储能变流器的虚拟同步发电机控制方法的控制装置，包括虚拟调速器模块、虚拟转子模块、虚拟励磁控制器模块、虚拟定子模块、电压电流双闭环控制模块；

虚拟调速器模块，用于对虚拟定子模块反馈的实际输出频率ω进行下垂控制，并输出实际输出有功功率指令值pm；

虚拟转子模块，用于根据虚拟调速器模块反馈的际输出有功功率指令值pm，输出电压相位θ；

虚拟励磁控制器模块，用于对接收的实际输出无功功率q进行下垂控制，并输出虚拟内电势的d轴分量e；

虚拟转子模块，用于对虚拟内电势的d轴分量e进行虚拟阻抗控制，并输出q轴电压指令uqref和d轴电压指令udref；

电压电流内环模块，用于对q轴电压指令uqref和d轴电压指令udref进行电压电流双闭环控制，并输出d轴和q轴的调制波电压。

仿真验证

以两台并联的储能变流器孤岛运行为例，当系统有功负荷发生变化时，通过观察两台储能变流器输出有功功率的响应波形，将本发明提出的储能变流器的虚拟同步发电机控制方法与传统的同步发电机控制方法进行对比分析。

图3为采用传统的同步发电机控制方法，两台并联储能变流器孤岛运行时输出有功功率的实验波形。

图4为采用本发明提出的储能变流器的虚拟同步发电机控制方法，两台并联储能变流器孤岛运行时输出有功功率的实验波形。

表1为两台储能变流器的参数表。

采用本发明储能变流器的虚拟同步发电机控制方法，在0到30秒时间段，系统中的有功负为150w，两台储能变流器输出有功功率分别为90w和60w，系统频率位于50hz，两台储能变流器以3:2的比例均分有功功率。在第30秒时刻，向系统投入170w有功负荷。

如图3所示，当采用传统的虚拟同步发电机策略时，可以看到两台储能变流器输出有功功率没有发生振荡。而且在稳态时，两台储能变流器分别输出173w和147w有功功率，并没有按照容量比以3:2的比例均匀分配。而采用本发明中的虚拟同步发电机控制方法时，如图4所示，两台储能变流器输出有功功率依然没有振荡。在达到稳态时，两台储能变流器分别输出192w和128w，按照容量比以3:2的比例均匀分配。

通过对比图3和图4可知，本发明提出的储能变流器的虚拟同步发电机控制方法，不仅保留了传统虚拟同步发电机控制方法抑制功率振荡的功能，而且保证了两台变流器输出的功率都是按设定的下垂比例跟踪指令的。

表1两台储能变流器的参数表

以上内容仅为说明本发明的技术思想，不能以此限定本发明的保护范围，凡是按照本发明提出的技术思想，在技术方案基础上所做的任何改动，均落入本发明权利要求书的保护范围之内。