独立微网中虚拟同步发电机的频率自恢复控制策略

在采用虚拟同步发电机控制的独立微电网中,为使频率获得良好的动态响应特性,利用虚拟同步发电机的储能单元参与二次调频,提出一种独立微网中虚拟同步发电机的频率自恢复控制策略(frequency self-recovery,FSR);并对双机二次调频系统进行了稳定性分析;该控制策略能够根据频率偏移自动在一次二次调频控制策略间切换,有效抑制频率越限,使频率较快恢复,且能在不依赖复杂通信系统的情况下有效提高独立微网的频率稳定性,具有较高的可靠性。仿真分析验证了文中所提方法的有效性。     

基于改进虚拟同步发电机算法的微网逆变器二次调频方案

传统的虚拟同步发电机控制方案可帮助微网逆变器实现一次调频功能,为微网提供频率支撑,然而一次调频属于有差调节。通过改进虚拟同步发电机的控制结构,可使逆变器根据工作模式在一次调频和二次调频之间切换。二次调频适用于孤岛模式的微电网,可实现微网频率的无差控制,同时利用小信号等效以及根轨迹分析方法对二次调频控制策略进行了稳定性分析,并给出了相关参数的选取范围。该方案可使多台逆变器参与调频并按容量均分缺额功率,有利于总调频容量以及微电网容量的扩展。此外,二次调频对频率额定值的追踪功能还可辅助完成微网孤岛模式到并网模式的预同步环节,保证了预同步过程的顺利实行。最后,通过微网仿真平台验证了所提控制方案的有效性。     

微电网孤岛运行时的频率控制策略

提出了一种基于同步发电机机电暂态数学模型的新型微电网逆变电源,即虚拟同步发电机。详细分析了将传统电力系统中集中式频率控制引入微电网的可行性。微电网孤岛运行时,将虚拟同步发电机分为非调频发电单元和调频发电单元,前者既能按照功率调度指令发电,又能参与一次调频,缓解扰动情况下系统频率的波动,后者提供微电网参考电压,并利用二次调频实现频率的无差控制。还指出了分散式频率控制存在的问题,并给出了集中式频率控制的基本结构。Matlab/Simulink的仿真结果表明了该控制策略的正确性和可行性。     

基于虚拟同步发电机的微电网延时补偿二次频率控制

虚拟同步发电机控制能够为电网提供虚拟惯量,提高系统的频率稳定,但在通信线路传输延时的影响下,传统二次频率控制动态特性显著恶化。建立包含二次调频环节、通信延时环节的微电网完整小信号状态模型,基于该模型对虚拟同步发电机接入后的微电网频率稳定进行了研究,讨论虚拟惯量等重要控制参数对微电网频率控制延时边际的影响。针对通信延时对频率控制的负面作用,设计含虚拟同步发电机的微电网延时补偿二次频率控制策略,在原有控制回路中增加延时响应预测环节以补偿通信延时影响。利用PSCAD/EMTDC仿真对比了是否包含延时补偿下系统的频率响应,结果表明所提延时补偿控制策略能够有效提高微电网频率控制对通信延时的鲁棒性并增强系统的频率稳定。     

微电网孤岛模式下虚拟同步发电机的频率控制研究

在微电网孤岛运行方式下采用传统虚拟同步发电机的控制方式,仅具有一次调频的功能;利用虚拟同步发电机控制参数灵活的特点,提出了一种改变下垂控制系数的二次调频策略,该策略利用频率和负荷变化量即可整定出新的下垂控制系数;虚拟同步发电机可根据负荷变化过程中频率是否超过其限定值,在一次调频控制和二次调频控制间灵活的切换,实现了微电网支撑频率的目的,提高了微电网抵御负荷变化的能力。最后通过MATLAB/Simulink仿真实验平台搭建了微电网的孤岛运行模型,验证了微电网孤岛模式下频率控制策略的正确性和有效性。     

基于自适应调节的虚拟同步发电机频率控制

分布式电源大多通过电力电子接口并入电网,大量分布式电源并入电网给传统电网的频率稳定带来严峻的挑战。虚拟同步发电机因具有传统同步发电机自主调频的功能受到广泛关注。分析了虚拟同步发电机的一次和二次调频过程,针对孤岛运行负荷变化时,传统调节方式的有差性以及二次调频控制参数选取困难、调节速度和精度不理想的问题,提出了基于自适应调节的虚拟同步发电机频率控制方法,根据调速器控制方程及功频曲线调整了调速器结构,自动调整虚拟同步发电机调频系数,可快速地实现频率无差控制。MATLAB/Simulink仿真验证了该方法的正确性和有效性。     

基于虚拟同步发电机技术运行控制策略的研究

针对传统一次调频和二次调频无法实现光伏发电系统频率的无差调节问题,借鉴传统同步发电机控制原理,通过调速器及励磁调节器完成频率调节的方法,设计了一种改进型的虚拟同步机调速器系统,并对其控制策略进行了仿真验证。结果表明:该控制策略实现了光伏发电频率的无差调节,达到稳定运行的目的。     

基于频率偏差积分补偿的VSG控制策略

在多微源组网的独立微网中,采用传统的虚拟同步发电机(VSG)控制可在一定程度上改善系统的惯性和频率特性,为进一步优化频率和功率的暂态响应特性,提出一种基于频率偏差积分补偿的VSG控制策略。该控制策略将频率的变化量经积分后补偿到一阶虚拟惯性环节的前向通道上,以减小因负载扰动对系统产生的功率冲击,从而抑制功率和频率振荡,保证了输出功率稳态控制精度,加快了动态功率和频率的响应速度并防止其振幅变化过快。同时,在有功频率控制环节中保留一次调频系数,使得系统的稳态调频特性得以保留。在此还通过建立组网逆变器的小信号模型进一步探讨了不同的虚拟惯量和阻尼系数对系统暂态响应的影响,并提供了虚拟惯量和阻尼系数的设定方案和整定方法。最后,利用Matlab/Simulink和dSPACE平台验证了所提控制策略的有效性。结果表明,基于频率偏差积分补偿的VSG控制策略,在改善系统暂态响应特性方面比传统的VSG具有更好的效果。     

基于虚拟同步发电机的固态变压器交流端口柔性控制策略研究

固态变压器(solid state transformer, SST)能实现传统电力变压器的变压、隔离作用,还可实现灵活的电能调控作用,但不具备传统同步发电机的机械特性及同步运行机制。当分布式电源经SST接入电网时,由于其出力的随机性和波动性,将对上级电网造成冲击,导致电网电压/频率波动。提出一种基于虚拟同步发电机的SST交流端口控制策略。首先,建立模块化多电平型输入级和同步发电机等效模型,将虚拟同步发电机原理融入输入级控制策略,以提高SST并网端口的电能质量、惯性及阻尼特性,并使其具备参与电网调频、调压能力。其次,提出储能装置辅助调频控制,保障SST参与一次调频时低压系统负载功率消耗平衡。最后,确立了输出级虚拟同步发电机控制策略,以提高低压交流端口负荷功率响应特性,实现SST对上级电网的友好性。在Matlab/Simulink平台搭建仿真模型,验证了所提SST拓扑结构及其控制策略的正确性和有效性。     

提高光储柴独立微网频率稳定性的虚拟同步发电机控制策略

针对由间歇性可再生能源、柴油发电机组(DGS)和蓄电池储能系统构成的独立微网,提出一种提高系统频率稳定性的虚拟同步发电机(VSG)控制策略。首先,建立DGS在同步旋转坐标系下的数学模型并分析其输出电压与频率的阶跃特性;其次,在理论分析VSG控制与微网频率稳定性关系的基础上,将同步发电机的转子运动方程、一次调频特性及无功调压特性引入储能变换器(ESC)的控制中,使ESC具有虚拟惯性与阻尼;然后,利用MATLAB/Simulink仿真软件对比针对ESC采用传统电流控制、下垂控制及VSG控制时负载阶跃条件下的系统频率响应特性;最后,建立一套包含2台VSG及1台DGS并联的独立微网实验平台,实验结果验证了所述控制策略的正确性与有效性。     

三相四桥臂虚拟同步发电机预同步、多环路控制及负载不平衡控制方法

设计了一种三相四桥臂虚拟同步发电机多环路控制策略,通过有功和无功的解耦控制使逆变器模拟同步发电机的一次调频、一次调压、惯性和励磁特性,并改进了控制方法,在功率环之后级联电压电流双环,改善微电网动态调节性能。针对平滑并网,利用一种预同步控制策略,使逆变器的频率相位和幅值追踪电网电压。同时,针对带不平衡负载时的电压不平衡、频率波动问题,提出了一种变频率自适应谐振控制方法。仿真与实验验证了所提控制方法的可行性。     

基于最优阻尼比虚拟同步发电机的优化控制策略

针对微电网中可再生能源渗透率越来越高,微电网惯性和阻尼不足等问题越来越突出,随即一种新的控制方式即虚拟同步发电机(Virtual Synchronous Generator,VSG)技术被提出。区别于传统同步电机,虚拟同步发电机可以实时的控制电机参数获得系统稳定。文章从传统同步发电机有功控制环出发,结合功角特性曲线和频率振荡曲线分析惯性参数和阻尼系数对系统稳定性的影响。在现有控制方式的基础上提出一种基于最优阻尼比的惯性参数和阻尼系数共同自适应的控制策略。最后在Matlab/Simlink中通过离网和并网仿真分析验证所提策略的正确性和有效性,结果证明能够有效抑制系统的系统波动并具有很好的动态性能。     

基于虚拟同步发电机的微网逆变器控制策略研究

本文研究了一种基于虚拟同步发电机算法的微网逆变器控制策略。根据同步发电机的本体数学模型、一次调频及无功电压调节特性,分别设计了虚拟同步发电机算法、虚拟原动机调节及励磁电流调节模块,同时通过电压电流双环控制,使逆变器输出的电压幅值和频率具有良好的下垂特性、可调的转动惯量及较好的跟踪性能,从而提高了系统的稳定性和可靠性。此外在并网系统中要求频率控制精度高及实时响应的情况下,本文还对虚拟原动机调节模块进行了改进,实现了频率的无误差控制,提高了频率控制的精度和响应速度。最后在matlab/simulink中进行了模型的搭建和仿真,逆变器输出电压很好的模拟了同步发电机的外特性,单相电压的畸变率仅为0.2%,引入改进原动机调节模块后,输出频率不随负荷的变化发生偏移。最终稳定在49.98Hz,验证了本文理论分析的正确性和可行性。     

基于自适应调节的微源逆变器虚拟同步发电机控制策略

微电网通过各类功率变换器实现分布式电源分布式开发、就地吸纳和高效应用,但其孤岛运行时惯性很小,频率受负荷波动的影响很大。对于微源逆变器引入虚拟同步发电机控制策略,这对改善微网系统频率稳定性具有重要作用。基于此,提出一种自适应调节的虚拟同步发电机控制策略。首先根据微网实际运行状况实时修正虚拟惯性参数,实现了控制策略的自适应调节,从而保证微网系统的安全稳定运行;然后详细分析所引入转动惯量系数和阻尼系数对微源控制系统的各类影响。Matlab/Simulink仿真结果验证了所提控制策略的正确性和有效性。     

合并功率平滑功能的虚拟同步发电机控制

提出一种具有功率平滑功能的虚拟同步发电机控制策略。该策略不仅使并网逆变器能像同步发电机一样具备转动惯量以及参与调频调压等功能,而且还能起到平滑微电网功率波动的作用。给出了虚拟同步发电机指令电流生成算法、平滑功率指令算法以及二者相结合的方案,并给出了基于重复PI控制的指令电流跟踪控制方法,利用MATLAB /Simulink 对系统进行了仿真,验证了所提出控制策略的正确性。     

含储能环节的光伏电站虚拟同步发电机控制策略与分析

针对高渗透率光伏发电接入电网带来的电压/频率稳定问题,虚拟同步发电机(Virtual Synchronous Generator, VSG)策略作为一种能使光伏电站主动参与电网调频、调压的控制技术,受到了广泛地关注。以含储能的光伏电站作为研究对象,提出了含储能环节的光伏电站虚拟同步发电机控制策略,推导了光伏虚拟同步发电机的有功-频率控制、无功-电压控制的数学模型,并对其控制器及参数进行了分析。在PSCAD/EMTDC环境中建立光伏虚拟同步发电机仿真模型,对该虚拟同步发电机有功频率、无功电压特性的动态过程进行了模拟,仿真结果验证了文中理论分析的正确性以及所提控制策略的有效性。     

独立微网下频率和电压自恢复的二次调节及功率分配控制方法

传统的虚拟同步机控制策略在独立微网运行情况下系统出现大容量负载投切时,系统频率和电压会偏离额定值,严重时将会发生频率和电压越限,影响系统的安全运行。为解决这个问题,首先基于虚拟同步机控制策略提出一种在独立微网下频率和电压二次自恢复调节控制方法,实现变流器的频率和电压自治恢复调节。其次,针对变流器线路阻抗参数不一致,导致变流器输出有功功率和无功功率分配不均的问题,分析产生此现象的原因,提出功率均分控制策略,实现功率的分配控制。最后,采用单母线和网状2种结构对提出的控制算法进行验证。算例结果证明该控制策略的有效性和通用性。     

虚拟同步机多机并联稳定控制及其惯量匹配方法

虚拟同步发电机(VSG)技术作为一种分布式电源主动参与电网频率电压调整的新型控制方式,得到了越来越多的关注。通过对同步发电机外特性的模拟,使得微电源逆变器具有同步发电机相同的转动惯量、一次调频、无功调压等特性。提出简化的VSG虚拟惯量控制器,避免了锁相环(PLL)误差引起的频率指令波动对系统稳定性的影响,建立包含中间控制环节状态变量的VSG并联系统小信号模型,并针对主要控制参数对系统稳定性及动态响应的影响进行了分析,最后利用等效同步发电机原理,提出了虚拟同步发电机多机并联运行的虚拟惯量匹配方法,仿真和实验结果验证了所提方法的正确性和有效性。     

基于有功前馈补偿的储能VSG并网有功振荡抑制策略

为解决传统储能虚拟同步机(virtual synchronous generator, VSG)的并网有功由于其一次调频系数与虚拟阻尼系数相互耦合而存在稳态偏差与动态振荡难以兼顾的问题,提出一种基于有功前馈补偿的储能VSG并网有功动态振荡抑制策略。该策略利用有功经一阶低通滤波器后前馈至并网有功闭环控制回路,通过调节前馈系数优化储能VSG并网有功的动态性能且无需进行微分运算,同时不影响储能VSG的一次调频特性。然后,建立基于有功前馈补偿的储能VSG并网有功闭环的小信号模型,并给出前馈系数的整定方法。最后,利用仿真与实验测试对比结果共同验证了所述策略在有功指令与电网频率2种阶跃扰动下可有效消除储能VSG并网有功的稳态偏差及其动态振荡,且不存在频率过冲的风险。