虛擬同步發電機的離併網平滑切換方法與流程

2023-05-02 03:14:56 1

本發明涉及新能源發電技術領域，具體涉及一種虛擬同步發電機的離併網平滑切換方法。

背景技術：

隨著全球能源危機和環境汙染問題日益嚴重，太陽能、風能等清潔能源受到了越來越多的關注。在大力發展分布式能源的同時，分布式能源在併網時的問題也引起了專家學者的關注。一般地分布式能源的利用主要是通過逆變器接入電網，相比於傳統的同步發電機，併網逆變器相應速度快，缺少轉動慣量和阻尼作用，不便於的電網調節。再者，併網逆變器的控制方式各不相同，加之分布式能源輸出功率不穩定性的影響，難以實現多臺併網逆變器的協調工作。

在此背景下，國內外學者提出了，通過改進併網逆變器的控制方式，使得逆變器具有同步發電機特性。基於該思想，有學者提出，使用同步發電機的機械方程和電磁方程來設計併網逆變器的控制，使得併網逆變器在原理上和外特性上與同步發電機類似，該類控制策略稱為虛擬同步發電機(vsg)技術。基於虛擬同步發電機控制策略的併網逆變器特別適用於儲能裝置與電網之間的連接，但同樣也存在離併網給電網帶來的衝擊問題。

有鑑於此，有必要提供一種虛擬同步發電機的離併網平滑切換方法，以解決上述問題。

技術實現要素：

為了滿足現有技術的需要，本發明的目的在於提供一種虛擬同步發電機的離併網平滑切換方法，更加方便虛擬同步發電機技術在新能源發電領域的推廣，可實現分布式能源友好接入，進而提高電力系統的穩定性，此外方便了傳統同步發電機相關的控制策略與理論分析方法引入到vsg的運用，有望在未來主動配電網和微電網中發揮重要作用。

為了實現上述目的，本發明所採取的技術方案是：一種虛擬同步發電機的離併網平滑切換方法，其特徵在於，所述平滑切換方法，具備並/離網和離/併網平滑切換。

進一步地，所述離/併網平滑切換，通過恆幅值park變換，將電網電壓ug和虛擬同步發電機的輸出電壓up轉換到dq坐標系下。變換方式如下：

進一步地，所述離/併網平滑切換，令dq坐標系的d軸定位在電網電壓ug的反方向上，通過控制up的q軸分量up_q為0且d軸分量為設定值-uset來實現up對ug的同步追蹤。

進一步地，所述離/併網平滑切換，將up的q軸分量up_q與期望值0的偏差作為pid控制器的輸入，pid控制器的輸出為調整角速度δω，將調整角速度δω反饋回vsg機械等效部分的頻率控制環節，從而使得虛擬同步發電機的輸出電壓逐漸與電網電壓，角速度和相位一致並鎖定。

進一步地，所述離/併網平滑切換，由於併網情況下的電壓由電網電壓決定，且設置系統下垂係數時必須滿足，離網運行時滿功率切換，電壓變化範圍不超過10％，up對ug偏差比較小，所以up的d軸分量up_d不反饋到調壓環節去調整電壓大小。

進一步地，所述並/離網平滑切換，具備離併網判斷環節，通過本周期的電壓up與上一周期的電壓up變化判斷虛擬同步發電機是否已經處於離網運行狀態，判斷準則選擇三個條件，幅值、相位和頻率，如果相位、幅值和頻率偏差有2個或2個以上超過10％，視為離網，如果判斷一次滿足條件，為防止誤判，判斷第二次，如果同樣滿足條件，則切換至離網運行，否則依舊併網運行。

進一步地，所述並/離網平滑切換，當判斷系統已經由併網運行切換為離網運行時，令反饋回vsg機械等效部分的頻率控制環節的調整角速度δω為零，並將虛擬同步發電機的輸出電壓由電網電壓變為參考指令電壓。

進一步地，所述並/離網平滑切換，具備誤判檢測環節，在進行離併網判斷後，如果離併網判別結果為併網，程序保持併網運行狀態；如果離併網判別結果為離網，系統由併網切換到離網運行時，系統啟動誤判檢測；如果確定系統已經離網，則無需繼續誤判檢測，所以本方案誤判檢測持續時間為1s，判斷準則是實時檢測up和ug幅值、頻率和相位偏差；如果相位、幅值和頻率偏差有2個或2個以上超過10％，則為離網狀態，系統保持離網運行；如果三者偏差一直小於5％，則為併網狀態，重新切換為併網運行狀態。

進一步地，所述平滑切換方法適用於包含同步發電機機械等效部分、有功頻率調節和無功電壓調節部分的虛擬同步發電機方案，包括vsg的電流型、visma方案以及電壓型synchronverter方案。

與現有技術相比，本發明的有益效果是：

1、本發明技術方案中，一種虛擬同步發電機的離併網平滑切換策略，主要實現虛擬同步發電機的離併網平滑切換，無需增加額外的鎖相環，可實現無鎖相環控制。

2、本發明技術方案中，一種虛擬同步發電機的離併網平滑切換策略，主要實現虛擬同步發電機離網啟動至穩定後平滑併入電網，以及在電網發生故障等情況下平滑的切離電網。其離/併網切換，無需修改虛擬同步發電機的控制策略，只需要在離併網切換過程中，加入切換策略。

3、本發明技術方案中，一種虛擬同步發電機的離併網平滑切換策略，其離/併網切換，利用vsg類似於同步發電機的慣性和阻尼特性，在切換瞬間vsg輸出的電壓幅、相位和角頻率不會發生突變的特性，無需修改虛擬同步發電機的控制策略，只需將其參考電壓由電網電壓變為指令電壓，將調節角速度設為零，就可自動由併網模式切換為併網模式。

4、本發明技術方案中，一種虛擬同步發電機的離併網平滑切換策略，能夠保證切換過程中電壓變化比較小，頻率只在預同步短時間內變化，減小衝擊電流，減小對接入配電網的衝擊。

5、本發明技術方案中，一種虛擬同步發電機的離併網平滑切換策略，能夠保留完全保留vsg類似於同步發電機的外特性，不影響其慣性和阻尼特性，能夠提高系統應對故障的能力，提高了系統的穩定性。

附圖說明

圖1：本發明實施例中虛擬同步發電機拓撲圖。

圖2：本發明實施例中控制矢量圖。

圖3：本發明實施例中在visma方案中控制策略框圖。

圖4：本發明實施例中虛擬同步發電機預同步。

圖5：本發明實施例中虛擬同步發電機離/併網切換。

圖6：本發明實施例中虛擬同步發電機並/離網切換。

具體實施方式

為了更好地理解本發明，下面結合實施例進一步闡明本發明的內容，但本發明的內容不僅僅局限於下面的實施例。本領域技術人員可以對本發明作各種改動或修改，這些等價形式同樣在本申請所列權利要求書限定範圍之內。

本發明提供了一種虛擬同步發電機的離併網平滑切換方法，一個實際的虛擬同步發電機的拓撲如圖1所示，本發明主要對虛擬同步發電機的離併網切換方法進行研究。所述虛擬同步發電機離併網平滑切換方法如圖2所示，當虛擬同步發電機離網運行時，虛擬同步發電機電壓調節環節，參考離網指令參考電壓，當檢測到離/併網指令時，進行預同步，此時虛擬同步發電機參考電壓為電網電壓，並將電網電壓ug和虛擬同步發電機的輸出電壓up進行恆定幅值park變換，轉換到dq坐標系下，令電網電壓q軸分量為0，將pcc兩側q軸分量電壓差，經過pid控制器，得到角速度偏差量，將角速度偏差量反饋到虛擬同步發電機的機械控制部分的頻率調節環節，使得虛擬同步發電機輸出的電壓逐漸跟蹤電網電壓並穩定。離/併網切換時，關閉預同步控制，直接令q軸分量為0。當檢測到併網開關斷開時，由併網運行向離網運行切換，藉助虛擬同步發電機的慣性和阻尼特性，虛擬同步發電機在併網開關斷開的瞬間其輸出電壓、相位、和角速度不會突變，因此無需改變控制算法，僅需將虛擬同步發電機的參考電壓由電網電壓，變成指令參考電壓並令預同步控制的修正角速度直接為0，即可實現並/離網的平滑切換。詳細講述了離併網狀態的判別方式，以及根據電壓幅值、頻率相位信息進行誤判檢測的方式。

本發明提供了一種虛擬同步發電機的離併網平滑切換策略，適用的虛擬同步發電機的拓撲如圖1所示，具體為：基於lc濾波器的兩電平三相逆變器，帶本地負荷經併網開關後接入電網。將電網的等效線路電感、電阻及逆變器的等效阻抗看成虛擬同步發電機的同步電抗及定子繞組電阻。

虛擬同步發電機具有電壓源的外特性，通過加入相關離併網控制策略，既可以完成併網運行，也可以實現離網運行，本發明主要考慮虛擬同步發電機在不同運行模式之間的平滑切換技術。

1、並/離網平滑切換

1.1切換方式分析

本發明中的虛擬同步發電機的並/離平滑切換策略，主要探討vsg在電網發生故障等情況下由併網模式變為離網模式的切換過程。由於虛擬同步發電機模擬了實際同步發電機的機械方程：

tm、te和td分別為同步發電機的機械轉矩、電磁轉矩和阻尼轉矩；j為同步發電機的轉動慣量；dp為阻尼係數，從而使得虛擬同步發電機具備了實際同步發電機的部分外特性，可將虛擬同步發電機看成一個獨立的電源。因此在將虛擬同步發電機從電網切除後，由同步電機的特性可知，其輸出電壓不會發生跳變，即輸出電壓幅值ep和相位δ任然保持電網切除時的瞬時值。所以在並/離網切換過程中，只需在判斷電網成功切除的瞬間，將ep的參考電壓由電網電壓ug變為指令電壓vref，藉助虛擬同步發電機的有功-頻率控制和無功-電壓控制環節，自適應地達到新的穩定點，滿足微電網自身的有功、無功以及電壓幅值頻率的需求。

此並/離平滑切換策略適用於任何一種模擬同步發電機機械模型以及電壓控制環的虛擬同步發電機控制策略，只需在切換瞬間修改控制電壓參考值，其餘地方無需修改。需要注意的是，切換過程中如果併網模式下的輸出無功功率和離網模式下無功功率相差很大，如果直流側配備一定容量的儲能裝置容量不夠，可能會出現稍微電壓幅值的變化，為避免這一情況的出現需要合理配置直流側的儲能裝置。

1.2離併網判別

由離網向併網切換時一般時外部給併網指令，而併網向離網切換時，一般沒有外部指令。所以需要判別系統處於離網還是併網狀態，進行離併網判別。

當系統由併網切換到離網運行狀態時，系統此時未切換到離網運行模式，還是運行併網程序，由於併網指令輸出功率和離網運行時所帶負荷一般不相同，所以此時電壓幅值、頻率和相位會產生變化，電壓幅值會有突然的抬升，頻率也會發生變化，up相位偏差會越來越大，由此可由電壓幅值、頻率、相位信息進行判別。

通過當前up和上一個周期up的偏差判斷虛擬同步發電機是否已經處於離網運行狀態，判斷準則選擇三個條件，幅值、相位和頻率，如果相位、幅值和頻率偏差有2個或2個以上超過10％，視為離網，如果判斷一次滿足條件，為防止誤判，判斷第二次，如果同樣滿足條件，則切換至離網運行，否則依舊併網運行。

2、離/併網平滑切換

本發明中的虛擬同步發電機的離/並平滑切換策略，主要探討vsg在離網啟動穩定後，由離網模式切向併網模式的切換過程。

當虛擬同步發電機由離網運行轉換為併網運行時，由於電網電壓和和虛擬同步發電機輸出的電壓相位不同，錯誤的時間併網會給電網帶來很大的衝擊，導致故障的發生。即使在併網的瞬間虛擬同步發電機輸出電壓的相位和電網電壓相位相同，但由於虛擬同步發電機的電壓和頻率的調節作用，運行過程中虛擬同步發電機輸出電壓幅值與電網實際值有偏差，而且頻率也會和電網實際值有偏差，隨著時間的積累，使得虛擬同步發電機輸出電壓的相位和電網電壓相位又逐漸產生偏移，同樣的在不合理的時間併網，依舊會產生很大的衝擊，下面以a相電壓為例，定量分析這一特性。

當虛擬同步發電機離網運行時其輸出電壓為upa，電網電壓uga分別為

uga＝ugsin(ω1t+θ1)(2)

upa＝upsin(ωt+θ2)(3)

一般情況下，虛擬同步發電機輸出電壓幅值和電網電壓幅值相差並不大，近似地有up≈ug＝u。那麼，pcc兩端的瞬時差為

由上述分析可知，由於虛擬同步發電機離網運行情況下輸出電壓頻率和初始相位與電網的真實值之間的偏差，在不合理的時間併網，會導致pcc兩端產生很大的電壓差，最大甚至可達2倍電網額定電壓，會對電網產生很大的衝擊，導致離/併網切換失敗。

本發明中的虛擬同步發電機的離/並平滑切換策略原理矢量圖如圖2所示，虛擬同步發電機的輸出電壓up以角速度ω2旋轉，電網電壓矢量ug以角速度ω1旋轉，當調整到二者完全重合，即虛擬同步發電機的角速度和相位完全一致時，就可以實現併網時無衝擊，從而實現離/並平滑縫切換。

如圖3所示詳細描述了本切換策略框圖，以visma方案為例，詳細闡述了該切換策略的原理。當虛擬同步發電機離網運行時，虛擬同步發電機電壓調節環節，參考離網指令參考電壓，當檢測到離/併網指令時，進行預同步，此時虛擬同步發電機參考電壓為電網電壓，並將電網電壓ug和虛擬同步發電機的輸出電壓up如式5所示進行恆幅值park變換，轉換到dq坐標系下，令電網電壓q軸分量為0，將pcc兩側q軸分量電壓差(up_q-0)經過pid控制器，得到角速度調整量δω，將角速度調整量反饋到虛擬同步發電機的機械控制部分的頻率調節環節，使得虛擬同步發電機輸出的電壓逐漸跟蹤電網電壓並穩定，由於虛擬同步發電機的輸出電壓幅值和電網額定電壓相差並不大，所以當兩者頻率和相位完全相同時pcc兩端的電壓差也就很小，即可實現併網。由於併網情況下的電壓由電網電壓決定，且設置系統下垂係數時必須滿足，離網運行時滿功率切換，電壓變化範圍不超過10％，up對ug偏差比較小，所以up的d軸分量up_d不反饋到調壓環節去調整電壓大小。

如果將pcc兩端電壓差儘可能減少，那麼將進一步減少併網時產生的衝擊電流，為此在預同步過程中，將虛擬同步發電機的電氣環節電壓控制量由預設指令值，改為電網電壓實際值，那麼就可以做到pcc兩端電壓幅值、相位、頻率完全一致，最大程度的介紹併網時產生的衝擊。預同步過程結束後，即可實現平滑併網，此時關閉預同步控制，將角速度調整量δω設為0，完成離/併網切換。

3、誤判檢測

在進行離併網判斷後，如果離併網判別結果為併網，程序保持併網運行狀態。如果離併網判別結果為離網，系統由併網切換到離網運行時，系統啟動誤判檢測。如果確定系統已經離網，則無需繼續誤判檢測，所以本方案誤判檢測持續時間為1s，判斷準則是實時檢測up和ug幅值、頻率和相位偏差。如果相位、幅值和頻率偏差有2個或2個以上超過10％，則為離網狀態，系統保持離網運行；如果三者偏差一直小於5％，則為併網狀態，重新切換為併網運行狀態。

最後應當說明的是：所描述的實施例僅是本申請一部分實施例，而不是全部的實施例，本說明詳細描述了所提切換策略在vsima方案中的運用，但該方法不僅僅適用於visma方案，電壓型synchronverter方案也都可以直接運用此切換策略。基於本申請中的實施例，本領域普通技術人員在沒有做出創造性勞動前提下所獲得的所有其他實施例，都屬於本申請保護的範圍。