基於虛擬同步發電機的逆變器二次調頻控制電路的製作方法
2023-12-04 15:48:11 2
本發明涉及微電網中分布式電源的逆變器二次頻率控制，具體涉及一種基於虛擬同步發電機的逆變器二次調頻控制電路。
背景技術：
當前，為了在逆變器中引入同步發電機的「同步」機制，學者提出一種新型的控制方案，該方案通過模擬同步發電機的轉子運動方程，使逆變器具備了阻尼功率振蕩的能力，從而幫助改善系統的穩定性，虛擬同步發電機控制策略(VSG,Virtual Synchronous Generator)，但是目前研究中該方案大多僅能實現同步發電機一次調頻的功能，即VSG可實時調整自身出力為電網提供頻率支撐，然而一次調頻是有差調節，不能保證微網在孤島運行時的電能質量，這就需要微網中有能實現二次調頻的分布式電源。
目前用於微網的二次調頻控制方法主要分為三類：一是集中式的二次調頻控制算法，即通過通信手段實時計算微網內功率缺額並按一定規則分配給微網內各臺逆變器；第二種是基於一致性的半分布式方案，即通過相鄰分布式電源的通信，實現電壓和頻率的二次控制；第三是分散式控制方法，利用下垂控制策略以及本地分布式電源的信息實現控制，可實現DG的即插即用，系統可靠性高，擴展性好，系統運行更加靈活。傳統的分散式控制方法需要一臺容量較大的逆變器運行在恆壓頻(VF)模式下，為微網提供電壓和頻率支撐。
集中式和半分布式方案都需要通信線互聯，可靠性較低，同時較低的通信帶寬也會導致系統響應存在延遲；分散式控制方案中的VF方案本質上控制的是三相交流電的電壓和頻率，並沒有對電壓的相位進行控制，這就導致在負載突變等暫態過程中，電機類負載的轉速受到衝擊會變慢，但是電機的供電頻率也就是同步角速度仍保持不變，這樣電機類負載就會產生瞬時失步，從而引起轉矩和轉速振蕩，由於缺少對電壓相位的控制，此暫態過程會持續較長時間，這也是恆壓頻控制響應較慢且控制精度不高的主要原因；同時，為了滿足負荷功率變化的需求，採用VF控制的逆變器只能是微網中包含大容量儲能裝置的間歇性微源或大容量非間歇性微源。
技術實現要素：
鑑於此，本發明的目的是提供一種基於虛擬同步發電機的逆變器二次調頻控制電路。
本發明的目的是通過以下技術方案實現的，一種基於虛擬同步發電機的逆變器二次調頻控制電路，包括逆變器、LC濾波器和功率測量模塊，還包括電壓環和VSG控制器，所述VSG控制器的輸入端與功率測量模塊的輸出端連接，VSG控制器的輸出端與電壓環的輸入端連接，電壓環的輸出端與逆變器連接；所述VSG控制器包括功頻控制器和勵磁控制器，所述功頻控制器用於模擬同步發電機的轉子運動方程，所述勵磁控制器用於無功電壓下垂控制，勵磁控制器生成的指令電壓的幅值信息和功頻控制器生成指令電壓的相位信息合成即可得到電壓環的輸入指令信號em。
進一步，所述電壓環包括準PR控制器和有源阻尼內環，所述準PR控制器的輸入端與VSG控制器的輸出端連接，準PR控制器的輸出端與有源阻尼內環連接，有源阻尼內環的輸出端與逆變器連接。
進一步，所述功頻控制器用於模擬同步發電機，其模型為：
式中，J是同步電機的轉動慣量，Tm、Te、Td分別是機械轉矩、電磁轉矩和阻尼轉矩，Pm、Pe分別代表輸入機械功率和電磁功率，D為阻尼係數，ω為機械角速度，ωref為VSG控制器提供的角頻率給定，ωN為額定角頻率。
進一步，所述勵磁控制器，包括空載電壓和無功功率控制部分，見式(3)：
Em＝kq∫(Qref+ku(Uref-Upcc)-Qe)+E0 (3)
其中，kq為無功調節係數，Qref為無功功率指令值，ku為電壓下垂係數，Uref為電壓參考，Upcc為公共耦合點電壓反饋，Qe為逆變器輸出無功功率測量值，E0為VSG控制器的空載電勢。
由於採用了上述技術方案，本發明具有如下的優點：
原有的恆壓頻技術為了滿足負荷功率變化的需求，參與二次調頻的逆變器只能是微網中包含大容量儲能裝置的間歇性微源或大容量非間歇性微源，且在控制過程中缺少慣性支撐，可能與微網中電機類負載出現失步並導致震蕩。本發明使VSG控制策略在孤島模式下可自動跟蹤負荷波動並改變自身的出力，為微網提供頻率支撐。同時，通過改變控制參數，還可實現多臺逆變器對微網缺額功率的按容量分配，達到微網內多臺逆變器同時參與調頻的目的，有利於總調頻容量以及微電網容量的擴展。
附圖說明
為了使本發明的目的、技術方案和優點更加清楚，下面將結合附圖對本發明作進一步的詳細描述，其中：
圖1是基於虛擬同步發電機算法的逆變器控制框圖；
圖2是一次調頻和二次調頻；
圖3是VSG的控制實現；
圖4是離網模式下逆變器等效電路；
圖5是VSG的小信號等效模型；
圖6是系統隨ki增大時的根軌跡圖；
圖7是定子角頻率開環傳遞函數的Bode圖；
圖8是相位預同步控制框圖；
圖9是VF控制下的輸出波形圖，(a)逆變器輸出功率波形，(b)孤島模式下的微網頻率，(c)公共耦合點處的電壓電流波形；
圖10是微網仿真平臺；
圖11是VSG二次調頻控制下的輸出波形圖；(a)各逆變器輸出有功功率波形，(b)微網系統頻率波形，(c)各逆變器輸出無功功率波形；
圖12是預同步仿真波形；(a)輸出有功功率，(b)微電網頻率，(c)網側電壓電流波形。
具體實施方式
以下將結合附圖，對本發明的優選實施例進行詳細的描述；應當理解，優選實施例僅為了說明本發明，而不是為了限制本發明的保護範圍。
圖1所示為採用VSG控制策略的主電路結構，直流側為帶有儲能的分布式電源。
一種基於虛擬同步發電機的逆變器二次調頻控制電路，包括逆變器、LC濾波器和功率測量模塊，還包括電壓環和VSG控制器，所述VSG控制器的輸入端與功率測量模塊的輸出端連接，VSG控制器的輸出端與電壓環的輸入端連接，電壓環的輸出端與逆變器連接；所述VSG控制器包括功頻控制器和勵磁控制器，所述功頻控制器用於模擬同步發電機的轉子運動方程，所述勵磁控制器用於無功電壓下垂控制，勵磁控制器生成的指令電壓的幅值信息和功頻控制器生成指令電壓的相位信息合成即可得到電壓環的輸入指令信號em。
主電路採用三相電壓型逆變器，Udc為直流源電壓；Rg，Lg為VSG到公共耦合點PCC的線路阻抗；RL,L,C分別為LC濾波器的電感內阻、濾波電感和濾波電容；uo，io分別為濾波電容電壓和逆變器輸出電流；ic為濾波電容電流，em為電壓指令信號；Pm、Qref分別代表輸入機械功率和無功給定；Pe、Qe分別代表逆變器輸出有功和無功功率。功率外環通過控制逆變器瞬時有功和無功功率，得到指令電壓作為電壓環的輸入信號。為保證輸出精度，電壓環採用跟蹤性能突出的準PR控制器，同時為抑制LC濾波器在輕載或空載時由於輸入側擾動而產生的較大震蕩，在電壓環中引入基於電容電流反饋的有源阻尼內環，以實現抑制諧振的效果。
圖3為功頻控制器和勵磁控制器的結構框圖。S1為二次調頻使能開關，S2～S4為預同步控制使能開關。功頻控制器主要模擬了同步發電機的轉子運動方程，本發明對其數學模型的建立旨在使分布式電源具有同步發電機的基本特性，因此採用同步發電機的二階模型，如式(1)所示：
式中，Tm，Te，Td分別是機械轉矩、電磁轉矩和阻尼轉矩，J是同步電機的轉動慣量，其單位是kg·m2；D為阻尼係數，代表阻尼繞組的作用；當極對數p＝1時，同步發電機的機械角速度ω即為電氣角頻率，經過一次積分變換可得到參考電壓的相位信息。ωg為電網同步角頻率，ωN為額定角頻率，通過開關的切換，二者在不同模式下為VSG提供角頻率給定ωref；通常令逆變器的ωref等於ωN，以實現一次調頻的功能。Pm、Pe分別代表輸入機械功率和電磁功率。
由式(1)可知，當系統達到穩態時，有：
Pm-Pe＝DωN(ω-ωref) (2)
式(2)表明，VSG的有功功率和頻率之間存在下垂特性，如圖2，此時假設微電網處於併網狀態，ωref等於ωg。當電網頻率下降時，VSG可自動的調整自身出力，增加注入電網的有功功率，從而實現一次調頻功能，此時工作點從圖2中的A點移動到B點，當網側頻率增大時則相反，一次調頻功能同時也是有差調節。
在孤島模式時，微網的電壓和頻率由逆變器自身來完成調節。二次調頻即通過模擬同步發電機改變調速器工作特性的方式實現頻率二次控制，使轉速穩定在額定值，即從圖2中的B點移動到C點。
圖3中VSG的勵磁控制器，包括VSG的空載電壓和無功功率控制部分，見式(3)：
Em＝kq∫(Qref+ku(Uref-Upcc)-Qe)+E0 (3)
其中，Qref為無功功率指令值，Qe為逆變器輸出無功功率測量值，E0為VSG的空載電勢，ku為電壓下垂係數，kq為無功調節係數。圖3中的Ug,UN分別為電網電壓和額定電壓的有效值，通過模式開關S2的選擇，為微網控制器提供電壓參考Uref。為了避免線路壓降對輸出電壓的影響，保證孤島模式下微網公共耦合點電壓的穩定，這裡引入公共耦合點電壓反饋Upcc。勵磁控制器生成的指令電壓的幅值信息和前面得到的相位信息合成即可得到電壓環的輸入指令信號em，其表達式為：
微網具有離網和併網兩種運行方式，在併網模式下，開關S1、S4斷開，S2切換到UN，開關S3切換到ωN，如表1所示，此時系統運行於下垂控制模式，可實現一次調頻功能，相比較傳統的下垂控制，VSG的輸出有功功率得益於慣性環節的引入，暫態過程更加平滑，具備了阻尼功率振蕩的能力，提高了系統頻率的穩定性。
表1VSG運行模式
在離網模式下，開關S1閉合，S4斷開，S2保持在UN，開關S3保持在ωN。此時VSG可實現二次控制，其中二次調頻是將積分器引入到VSG的功頻控制環路，和阻尼轉矩共同組成PI控制器，從而實現對額定頻率的跟蹤控制。不同於傳統的VF控制模式，VSG的二次控制通過控制角頻率達到控制輸出電壓相位的目的。下面將就ki的引入對系統性能的影響展開分析並確定ki的取值範圍。
首先建立系統的小信號等效模型。圖4所示為離網模式下的等效電路，其中，逆變電源輸出電壓為E∠δ，線路阻抗Z∠α＝Rg+jXg，ZL為負載阻抗，逆變器輸出的視在功率為S＝P+jQ，假設線路阻抗與負載阻抗統稱為R+jX，則：
考察靜態工作點(Es,δs)處的擾動ΔE和Δδ引發的VSG輸出功率偏差，對逆變器輸出功率表達式(5)進行線性化並簡化表示：
其中Kpf，Kpe，Kqf，Kqe分別為對應的增益。本發明為簡化分析，將有功和無功看作近似解耦。然後結合式(1)(2)(3)(6)，可得到離網模式下功率外環的小信號等效模型，如圖5所示。
根據圖5中有功環路的控制框圖，可以求出定子角頻率ωref到ω的閉環傳遞函數：
表2給出了VSG控制系統的參數設置，本發明選取J＝0.3，D＝15。
下面討論積分器增益ki對系統穩定性的影響，式(7)的閉環特徵方程為：
表2VSG控制方案系統參數設置
當ki≠0時，對於確定的J和D，以積分器增益ki為開環增益的等效開環傳遞函數為：
上式令ki增大時的系統根軌跡如圖6所示。
從圖6可以看出，一對共軛復根始終在虛軸的左側，說明ki的引入不會影響原有系統的穩定性。下面求取ki的取值範圍。本發明所提VSG的二次控制本質上是通過衰減額定角速度的擾動分量來達到跟蹤效果，因此，參數ki需要保證角頻率開環傳遞函數的環路增益滿足衰減條件，即環路增益小於1。根據圖5，定子角頻率的開環傳遞函數為:
由於角頻率的擾動分量在復頻域內處於極低頻段，因此式(10)的環路增益可以近似化簡為：
令上式小於1即可得到ki的取值下限。通常同步發電機的時間常數為秒級，為了模擬同步發電機二次調頻時的暫態響應曲線，保證微網系統頻率的穩定，ki的取值不能過大，以避免擾動分量衰減過快導致微網頻率出現失步，因此，本發明在環路增益為0.1時求得ki的取值上限。在此取值範圍內，系統既可實現對擾動分量的衰減，同時又能保證頻率在暫態恢復過程中對同步發電機機械慣性的模擬，有利於系統頻率的穩定。圖7為在不同的ki取值下，系統角頻率的開環傳遞函數對應的Bode圖。從圖7中也可看出隨著ki的增大，系統在低頻段對擾動分量的衰減能力不斷增強。
從式(11)可得出逆變器輸出電壓角頻率的閉環增益：
為了實現逆變器在二次調頻時按容量均分缺額功率的功能，結合式(12)，可以計算得到參與二次調頻的逆變器對應的積分器增益ki的取值，即：
Tcl1:Tcl2:…Tcli＝Sn1:Sn2:…Sni(i＝1,2,3…) (13)
其中，Tcli、Sni分別為逆變器角頻率的閉環增益和逆變器容量。
前面所提的VSG二次調頻控制還可輔助完成預同步控制的頻率同步環節。微網在並離網切換過程中，VSG可保持併網時的初始狀態(包括電勢和相位)，不會出現明顯的暫態過程，即實現並離網的無縫切換。但是逆變器在孤島運行時，由於電壓和頻率的調節作用，其運行狀態和電網之間會出現偏差，此時強行併網會導致衝擊電流過大而使併網失敗。因此逆變器在離併網切換時，需要完成預同步環節，包括電壓幅值、頻率以及相位的預同步。
本發明引入三相軟體鎖相環(SPLL)實現預同步控制。相位的預同步控制框圖如圖8所示。其中Eg、ωg、θg分別為電網電壓的幅值，角頻率和相位。將dq坐標系的d軸定位ug的正方向上，通過控制upcc的q軸分量為0，實現耦合點電壓與電網電壓的同步追蹤。實際預同步過程如下：
(1)離網模式下，首先將開關S2切換到Ug，開關S3切換到ωg。目的是控制逆變器耦合點電壓與電網電壓幅值和頻率的同步。
(2)開關S4閉合，切入同步補償角頻率Δωpre，實現耦合點電壓對電網電壓的相位追蹤。
(3)完成兩者的同步後閉合併網開關。
(4)斷開S1、S4，將開關S2切換到UN，S3切換到ωN。目的是使逆變器運行在併網模式且可實現一次調頻調壓功能。
通過以上步驟，逆變器即完成預同步過程。實際使用時還需加入相位差檢測環節，當相位差減小到一定程度時自動閉合併網開關。
為了突出本發明所提控制策略的優越性，本發明入VF控制進行對比驗證。仿真採用單臺VF控制的逆變器，參數和表2一致，線路阻抗為0.64+j0.31Ω，負荷為10kW/5kVar，在0.3s突增5kW有功負荷，並在0.6s切出，圖9是對應的波形圖。
從上圖可以看出，VF控制體現了逆變器慣性小的特點，響應速度很快，並且VF控制可以保證微網在孤島模式下電壓和頻率的恆定。但是圖9(b)顯示，在負荷突變的過程中，微網頻率並沒有明顯的暫態變化過程，這可能導致微網內出現低頻振蕩等不穩定現象，符合前文理論分析。
基於前文分析，本發明通過MATLAB/SIMULINK仿真軟體搭建了由三臺逆變器組成的小型微網仿真平臺，逆變器均採用VSG控制，其中VSG1容量為20kVA，另外兩臺容量為10kVA。具體電路結構如圖10所示，相關參數見表2。
三臺逆變器線路阻抗分別為0.64+j0.31Ω，0.64+j0.31Ω，0.5+j0.84Ω。其中VSG1和VSG2採用改進二次調頻控制算法，VSG3採用傳統的虛擬同步發電機算法，可實現一次調頻調壓特性。VSG1和VSG2的功率給定全部設置為0，使其跟隨負荷調整自身輸出，同時ki1＝230，ki2＝500，保證兩臺逆變器按容量均分缺額功率。VSG3的功率給定值為Pref＝5000kW，Qref＝5000kVar。初始負荷為20kW/10kVar，0.5s時突增10kW有功負荷，並在1s時切出。
仿真結果見圖11，其中Pvsgi、Qvsgi(i＝1,2,3)分別代表對應VSG的輸出有功和無功功率。從結果可知系統達到穩態時，計劃外有功和無功由VSG1和VSG2共同承擔。在0.5s時，負荷突增10kW，此時頻率突然下降，由於一次調頻的響應速度是毫秒級，因此三臺逆變器幾乎瞬時響應微網的頻率突變，輸出功率增大，頻率初步穩定在49.89Hz；隨後二次調頻開始發揮作用，VSG1和VSG2調整自身出力以滿足功率缺額，並且輸出功率和自身容量成正比，微網頻率回到50Hz額定值附近，VSG3繼續按照功率給定值輸出有功功率。
從圖11(c)中可知，VSG3的勵磁控制器採用傳統的無功電壓下垂控制，只要網側電壓穩定，VSG3就可按照給定值輸出無功。VSG1和VSG2採用本發明所提勵磁控制器方案，引入PCC點電壓反饋，可以為微網提供電壓支撐。綜上，本發明所提方案可響應負荷變化，避免在負荷波動過程中出現低頻振蕩現象，保證了微網系統的安全穩定運行。
本發明所提方案還可輔助實現離併網的切換控制，完成對電網電壓的頻率追蹤。仿真採用一臺VSG逆變器驗證，功率給定值Pref＝12kW，Qref＝5kVar，帶10kW/5kVar負荷孤島運行，線路阻抗為0.64+j0.31Ω，設置電網參數為ωg＝312.9rad/s，併網前電網電壓和逆變器輸出電壓的相位差為60度。在0.4s時，開關S2切換到Ug，開關S3切換到ωg。0.45s時，開關S4閉合，切入預同步部分，0.8s時閉合併網開關，同時斷開S1，0.85s斷開S4，切出預同步單元，0.9s時，開關S2切換到UN，開關S3切換到ωN，預同步過程結束。圖12為對應的仿真波形。從圖12(a)(b)可以看出，0.4s時預同步過程開始，逆變器頻率給定和電壓給定切換為電網參數，二次調頻和勵磁控制器完成逆變器對電網的頻率和電壓追蹤，0.5s時預同步單元使能，從圖12(c)可以看出併網點電壓經過兩擺完成與網側電壓的相位同步，0.8s併網時，電壓的完全同步避免了衝擊電流的產生。同時S1斷開，VSG恢復為有功頻率和無功電壓下垂模式，可以按照功率給定輸出並響應網側頻率和電壓變化，實現一次調節功能。
虛擬同步發電機通過模擬傳統同步發電機的外特性，使微網逆變器實現了與傳統同步發電機的等效。本發明可以使逆變器模擬電力系統二次調頻的過程，在孤島模式下實時響應負荷變化，改變自身出力，維持微網的頻率恆定；本發明還可應用於多臺逆變器互聯，可使微網內多臺逆變器同時參與二次調頻，有利於總調頻容量以及微電網容量的擴展；同時，所提二次調頻方案可輔助完成預同步過程的頻率追蹤環節，保證預同步的順利進行。
以上所述僅為本發明的優選實施例，並不用於限制本發明，顯然，本領域的技術人員可以對本發明進行各種改動和變型而不脫離本發明的精神和範圍。這樣，倘若本發明的這些修改和變型屬於本發明權利要求及其等同技術的範圍之內，則本發明也意圖包含這些改動和變型在內。