基于虚拟同步发电机的微网控制策略研究

研究了虚拟同步发电机(VSG)控制策略在有冲击性负荷的微电网中的应用。微网中的冲击性负荷如电机类负载对微网稳定性造成了不利影响,且缩短了传统蓄电池的使用寿命。在此采用了适用于冲击性负荷的超级电容器储能和蓄电池储能的混合储能系统,提出了一种改进的VSG策略,利用其惯量下垂特性对冲击性负荷快速响应,通过对两台并联储能逆变器的负荷分配优化,大大提高了微网系统的稳定性与技术经济性。仿真和实验结果验证了所提微网控制策略的有效性。     

直流配电系统接口换流器虚拟同步发电机自适应惯性控制策略

直流配电网具有低惯性弱阻尼特征,负荷投切、分布式能源出力波动等扰动,会对直流母线电压造成严重影响.类比交流系统中的虚拟同步发电机控制,文章提出了基于电压-电流下垂控制的直流虚拟同步发电机自适应惯性控制策略;建立了直流虚拟同步发电机小信号模型,推导出直流母线电压与直流侧输出电流之间的传递函数;根据直流母线电压暂态振荡特征...     

基于虚拟同步发电机的微网频率与电压综合控制策略

为解决微网运行时频率与电压易受负荷波动影响而偏离额定值的问题,提出了一种基于虚拟同步发电机的频率与电压综合控制策略。在对比分析2种选取转子运动方程阻尼环节参考值方案的基础上,取额定角频率为参考值,通过引入虚拟调速器与转子运动方程相结合设计自动发电控制系统来实现频率的无差控制。针对电压信号反馈需要通信系统支持的缺陷,引入修正后的电压幅值估计器来实现对公共耦合点(PCC)电压的精确估计,在自动电压控制器作用下使得微网无需配置通信系统即可实现PCC电压的二次调节,提升了系统的经济性。进一步地,通过建立系统的小信号模型分析了关键参数的变化对系统稳定性的影响。     

应用于储能变流器的虚拟同步发电机阻尼特性分析与改进EI北大核心CSCD

针对使用虚拟同步发电机策略控制储能变流器时,孤岛微电网中采用常数阻尼系数控制会导致稳态有功功率偏差的问题,首先建立了基于虚拟同步发电机控制的储能变流器小信号模型,分析了并网模式和孤岛模式下阻尼系数对有功功率振荡的影响规律,然后提出了一种改进的基于稳态频率差值补偿的阻尼控制方法。之后研究了改进阻尼控制对系统稳定性和动态特性的影响,通过仿真和实验验证了改进的阻尼控制可以解除阻尼对稳态有功下垂特性的影响,在保证不影响稳态有功功率分配的前提下有效抑制系统振荡。     

弱电网下多源构网型变流器协同控制方法

虚拟同步发电机（virtual synchronous generator,VSG）作为构网型控制的主要技术之一,可为电网提供惯量支撑,但由于变流器单机容量有限,当系统需要更大的惯量支撑时,需要多VSG并联运行,因此多VSG并联的协同控制备受关注。基于此,建立了VSG多机并联的状态空间模型,通过状态变量矩阵的特征值分析系统稳定性。同时,提出了基于模型预测控制（model predictive control,MPC）的多VSG并联协同控制策略,引入角频率差与功角差作为性能指标设计目标函数,求解所需最佳有功额定增量,通过功频系数对输出角频率进行动态修正,实现对输出频率的主动支撑,有效抑制了VSG并联造成的系统频率波动,提高了电网的稳定性。结果表明,相较于传统的VSG并联系统,所提出的MPC-VSG并联控制方法可缩短系统暂态响应时间,提高系统在暂态下的鲁棒性。仿真结果验证了该方法的有效性。     

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。     

基于自适应模式切换的虚拟同步发电机功率控制策略

传统无互联线储能变流器"功率-电压-电流"三环虚拟同步发电机(VSG)控制策略在微网中受到广泛关注,但往往会引起其输出功率限额的问题,分析两种现有解决方案:(1)利用改进下垂动态改变下垂系数的方法,其调节能力有限,功率限制效果不佳;(2)利用下垂额定点调节环平移下垂特性曲线的方法能限制功率输出,但调节环的切换可能引起VSG输出功率出现较大波动,易导致系统不稳定。为此,提出一种基于自适应模式切换的VSG功率控制策略,即PQ控制的电流源模式和VSG控制的电压源模式的相位和电流指令都实时跟踪,为PQ-VSG控制模式间的自适应切换奠定基础。最后,建立微网系统的仿真模型和实验平台,仿真和实验结果验证了所提控制策略的有效性。     

构网型变流器稳定性研究综述EI北大核心CSCD

相比目前常用的跟网型变流器,构网型变流器具有同步电压源特性,可以有效提升电力电子化的新型电力系统的稳定性,因而近年来受到了广泛的关注。为了给构网型变流器大规模工程应用提供理论基础支撑,需要在不同电网强度,不同电网扰动形式下对构网型变流器进行完整的稳定性分析。该文拟从稳态工作点的存在性,小信号稳定和大信号稳定3个层面,对现有构网型变流器稳定性分析成果进行系统的梳理和总结。在此基础上进一步归纳提升构网型变流器稳定性的控制方法。最后,总结数个关于构网型变流器稳定性分析和控制的研究方向,为进一步深入研究提供参考。     

光储柴独立微电网中的虚拟同步发电机控制策略

针对由可再生能源发电系统、常规柴油发电机组(DGS)和蓄电池储能系统组成的独立微网,提出一种适合微网在孤岛模式下稳定运行的虚拟同步发电机(VSG)控制策略。首先,建立DGS在同步旋转坐标系下的数学模型,并分析其输出电压和转速的阶跃响应特性;其次,在充分考虑DGS和VSG不同控制特性的基础上,提出一种适应独立微网分层协调控制的改进型VSG策略;然后,在基本VSG控制器中增加虚拟阻抗环节,灵活实现对微网谐波的抑制;最后,建立一套包含2台100 k V·A VSG及1台440 k W 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。     

基于虚拟同步发电机的多逆变器并联控制策略

针对孤岛微电网多逆变器并联系统,在传统控制策略下接入负载时,系统会出现波形畸变。为了提高电能质量,需要分离谐波电流。因此,本文提出基于虚拟同步发电机的谐波电流分离策略,首先采用虚拟同步发电机技术(VSG)使逆变器具有惯性和阻尼特性,接着构建虚拟同步发电机小信号模型,对有功和无功环进行建模分析。然后,采用三阶广义积分交叉对消反馈网络(TOGI-OSG)对系统中产生的谐波电流进行分离。Matlab/Simulink仿真实验证明了所提方法的有效性。     

基于虚拟同步发电机的分布式逆变电源控制策略及参数分析

为提高基于电力电子逆变接口的分布式电源对电力系统保持稳定所需惯性的贡献,设计了一种基于虚拟同步发电机的新型整体控制策略。利用同步发电机的转子运动方程、一次调频特性及无功调节的延迟特性,构造了分布式逆变电源的上层控制,底层控制则采用跟踪效果更好的比例谐振控制器。建立了并网和自治两种工作模式下逆变电源的小信号模型,根据状态矩阵特征值及灵敏度计算,分析了主要控制参数对系统稳定性及动态响应的影响。仿真分析及实验结果验证了方法的正确性,表明分布式逆变电源能够工作在并网和自治两种模式,且并网模式下无功功率的改变对有功功率的影响较小,所建小信号模型可用于系统稳定性分析及相关控制参数的优化设计。     

线路阻抗对构网变流器降阶模型精度影响及次同步振荡分析

在大部分关于构网变流器(GFM)次同步振荡稳定性的研究中,GFM通常被简化为只含有功率外环的三阶模型,这种降阶方法虽然简便,但其精确度会受到线路阻抗特征的影响,因此需要对GFM降阶模型适用性问题展开讨论,并提出更加精准的降阶模型。分析电网线路阻抗特征变化对降阶模型精度的影响,结果表明线路阻感比变化或短路比变化时三阶模型不能精确反映系统特性的变化,会对系统稳定性产生错误判断,其原因在于线路阻抗参数会影响电压环与功率环的耦合特性,2个控制环路均会对GFM次同步振荡稳定性产生影响。提出一种更加准确的包含电压环的降阶模型,可以精确表征线路阻抗特征变化对系统特性的影响,更加适合复杂电网下GFM的稳定性分析。基于MATLAB/Simulink仿真验证了理论分析的正确性及所提模型的有效性。     

基于微分补偿环节虚拟惯性的虚拟同步发电机控制策略

针对常规基于一阶环节虚拟惯性的虚拟同步发电机(VSG)并网运行时输出功率控制动、稳态特性存在矛盾的问题,提出了基于微分补偿环节虚拟惯性的VSG控制策略,该控制策略在常规VSG控制结构前向通道加入微分补偿环节,从而在保证输出功率稳态控制精度的同时,加快了动态功率响应速度,增加了系统阻尼,有效减小了储能单元动态过程的功率冲击。仿真和实验验证了所提方案的有效性。     

光储系统电网侧故障下VSC变流器的跟网-构网型控制方法

在高渗透率的新能源并网系统中,由于光伏发电系统以及负荷的随机波动性,传统的跟网型控制在电网电压下降时往往难以提供足够的动态无功支撑,从而对系统的安全性和稳定性产生严重影响。为此,针对光储系统短路故障下电压源型变流器(voltage source converter, VSC)跟网、构网及故障期间的电压支撑控制方法进行研究。首先,建立VSC跟网、构网型控制策略的数学模型,分析基于跟网、构网型控制策略的并网控制方法;其次,研究采用2种不同控制策略对公共连接点(point-of-common coupling, PCC)电压的影响,提出基于跟网-构网型控制策略的系统控制方案,分析不同控制策略对PCC电压支撑作用的差异;再次,搭建计及光储接入的系统电磁暂态仿真模型,评估光伏逆变器和储能变流器采用3种不同控制方案对系统动态特性的影响;最后,对3种不同控制方案下,系统发生故障后PCC电压支撑程度进行分析,验证了所提出的基于储能变流器构网型及光伏逆变器跟网型一体化控制方法在故障期间具有更好的电压支撑能力。     

基于虚拟同步发电机的逆变器控制策略研究

当孤岛状态下的微电网输出功率发生变化时,微电网母线电压频率往往也会发生变化.导致微电网电能质量下降,对接入微电网的设备造成不良影响。在传统大电网中,同步发电机因具有较大惯性的特点在维持电网电压稳定上发挥了巨大的作用。通过对同步发电机工作原理的研究与分析,设计了模拟同步发电机的逆变器控制策略。这种基于虚拟同步发电机的逆变器控制策略能够模拟同步发电机的外特性。使逆变器输出电压具有较大的惯性,可以提高微电网母线电压频率的稳定性,并且可以实现逆变器输出功率的均分。最后在微电网实验平台上验证了这种控制策略的有效性。     

应用多参数协同自适应方法的虚拟同步发电机控制策略

应用虚拟同步发电机(virtual synchronous generator, VSG)技术的光储系统在并网运行工况发生改变时,VSG输出功率和频率会发生较大波动。为了减缓功率-频率振荡,提出一种多参数协同自适应控制策略,该策略能有效抑制系统波动。首先根据VSG小信号模型,推导出系统满足相角稳定裕度条件下虚拟惯量J和阻尼系数D的取值范围。其次考虑到有功下垂系数Kf会改变系统功率-频率特性的敏感程度,设计了包含J、D、Kf的三参数协同自适应变化函数,为实现阻尼系数在第二阶段缓慢减小和第四阶段进一步增大,引入了频率差值积分项。然后,为进一步验证此方法在系统受大扰动时的适用性,在小信号分析的基础上进行VSG暂态稳定性分析。最后,在Matlab/Simulink平台的仿真模型中针对不同工况进行验证。仿真结果表明,无论在大扰动还是小扰动工况,采用改进后的方法都能够很好地增强系统稳定性。     

直流微网中直驱风机的类虚拟同步发电机惯性控制策略

含分布式能源的直流微网惯性低、母线电压易受负荷功率波动影响,而风电机组的转子中蕴含着大量动能,可改变风机侧变流器的控制策略,使发电机转子释放或储存动能,为直流电压提供惯性支撑。首先,通过类比交流电网中的虚拟同步发电机控制,提出了一种适用于直流微网中风电机组的类虚拟同步发电机惯性控制策略。其次,引入与转子旋转动能、变流器可调容量相关的惯性支撑系数,定量评估了不同运行工况下风电机组的惯性支撑能力,以此选择合适的虚拟惯性系数。然后,建立了小信号模型,对所提控制策略进行理论分析,针对初始阶段产生的电压突变,采用前馈补偿进行了修正。研究结果表明,类虚拟同步发电机控制能利用风机的转子动能为系统提供惯性支撑,使直流电压具有更好的动态特性。最后,通过RT-LAB实时仿真平台仿真验证了所提控制策略的有效性。     

永磁同步风力发电机变流器控制策略与实验研究

介绍了一种基于MW级直驱永磁同步风力发电机的变流器的设计方案,并且采用模块并联以及多重化技术,降低各模块容量的同时,有效地减小了发电机和并网电流中的谐波含量,提高了系统的稳定性和电能质量.给出了实验结果,验证了控制算法的有效性.