CN110311375B - 一种含多虚拟同步机的微电网暂态稳定性控制方法 - Google Patents

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CN110311375B CN201910687024.1A CN201910687024A CN110311375B CN 110311375 B CN110311375 B CN 110311375B CN 201910687024 A CN201910687024 A CN 201910687024A CN 110311375 B CN110311375 B CN 110311375B
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Abstract

本发明公开一种含多虚拟同步机的微电网暂态稳定性控制方法，属于微电网暂态稳定性分析与控制技术领域。该方法充分考虑了虚拟惯量、虚拟阻尼、虚拟调速器下垂系数和无功控制环下垂系数，构建了含有多台虚拟同步机并联运行的微电网的能量函数模型，基于能量函数来分析判断***的稳定性。并采用基于能量函数的自适应控制方法，对VSG中虚拟惯量、虚拟阻尼、虚拟调速器下垂系数和无功控制环下垂系数分别进行自适应实时调整，减小***故障后的***能量，增大***的吸引域，减缓了***能量达到临界能量的进程，为故障切除争取了有效时间，提高***的暂态稳定性。

Description

一种含多虚拟同步机的微电网暂态稳定性控制方法
技术领域
本发明涉及微电网暂态稳定性分析与控制技术领域，尤其涉及一种含多虚拟同步机的微电网暂态稳定性控制方法。
背景技术
近些年来，化石能源的枯竭和环境危机的加剧促进了分布式发电技术迅速发展。作为分布式电源(DG)、储能设备、电力电子变换器和负载等组成的***，微电网在现代电力网络中越发普及。虚拟同步机控制策略(VSG)通过在电力电子变换器的控制环节中引入类似于传统同步发电机SG的机电暂态方程，分布式电源不仅能够模拟SG的有功调频、无功调压特性等运行外特性，还具有惯量特性和阻尼特性等动态特性。当微电网或大电网受到扰动或发生故障时，VSG可以有效地进行频率和电压调节，维持***的稳定性。此外在其有功控制环(APCM)中的虚拟惯量、虚拟阻尼系数和VG中的下垂系数以及无功控制环(QPCM)中的下垂系数都可以根据实际需要灵活调整，以改善***的稳定性，而传统SG的相应参数都是固定的。
现有的含VSG微电网的暂态稳定性分析基本都是根据***发生扰动后的频率变化率和频率变化量这两个指标进行分析，暂态稳定性控制基本是通过调整虚拟惯量或者虚拟阻尼这两个参数，改善***频率和有功功率输出。虽方便直接，但分析方法较为单一，对于电压骤降，短路等故障情况的分析略显不足，而且仅靠频率无法解释***的变化机理、反应变化本质。对于VSG而言，除了虚拟惯量和阻尼系数，VG中的下垂系数以及QPCM的下垂系数也可以影响其暂态稳定性。另外，基于频率的暂态稳定性分析需要时域仿真验证VSG对微电网暂态稳定性的作用，难以判断***的稳定裕度，无法定量衡量***受扰程度，而且当微电网中含有多台VSG并联运行时，不同VSG之间的频率偏差也容易影响分析的准确性。
发明内容
针对上述现有技术的不足，本发明提供一种含多虚拟同步机的微电网暂态稳定性控制方法。
为解决上述技术问题，本发明所采取的技术方案是一种含多虚拟同步机的微电网暂态稳定性控制方法，其流程如图1所示，包括如下步骤：
步骤1：构建含多台VSG并联运行的并网微电网的功率平衡模型，该模型包括包括VSG等效输出功率模型、联络线路等效传输功率模型和并网微电网的功率平衡方程；
步骤1.1：构建VSG等效输出功率模型，其中包含参数虚拟调速器VG、虚拟惯量、虚拟阻尼系数，包含有功控制模块APCM和无功控制模块QPCM两个部分；
步骤1.1.1：有功控制模块APCM由VG和虚拟机械转动模块两部分组成，分别模拟SG的调速器和转子的机械运动方程，具体如下：
Figure BDA0002146672940000021
其中，Pei、Prefi分别为微电网中第i台VSG(VSGi,i＝1,2,...,N)的输出有功功率和控制器设置的有功功率参考值；
Figure BDA0002146672940000022
分别为VSGi的虚拟转动惯量和虚拟阻尼系数，用于模拟SG的转子运动特性；ωn、ωi分别为VSGi的额定角速度和VSGi的虚拟转子角速度,ωni＝ωn-ωi代表两者之差；δni表示VSGi虚拟转子的相对位移角，同时也是QPCM中输出电压与额定电压的相角差；
Figure BDA0002146672940000023
和
Figure BDA0002146672940000024
表示VSGi中VG输出的虚拟机械功率和虚拟下垂系数。
步骤1.1.2：无功控制模块QPCM，在于模拟VSG的无功-电压调节特性，具体如下：
Figure BDA0002146672940000025
其中，Qei，Qrefi分别为VSGi的输出无功功率和控制器设置的无功功率参考值；Ei、En分别代表VSGi输出的电压幅值和额定电压幅值；
Figure BDA0002146672940000026
为QPCM下垂系数。
步骤1.2：构建联络线路等效传输功率模型：
Figure BDA0002146672940000027
其中，
Figure BDA0002146672940000028
分别代表微电网中VSGi与电网连接的等效有功和无功传输功率；
Figure BDA0002146672940000029
分别代表传输线路阻抗和感抗；
步骤1.3：考虑***负载情况，建立并网微电网的功率平衡方程：
Figure BDA0002146672940000031
其中，PLi、QLi分别代表微电网所连接负载的有功功率和无功功率；
步骤2：利用首次积分法构建考虑VG、虚拟惯量、虚拟阻尼系数的多台VSG并联运行的并网微电网的李雅普诺夫能量函数，计算微电网***中的总能量VTOT；
步骤2.1：构建考虑权重关系的动能总能量函数VKE：
步骤2.1.1：设置各动能项的权重因子
Figure BDA0002146672940000032
其中Mki为动能能量函数的阈值，i＝1,2,3；
步骤2.1.2：构建微电网中所有VSG的虚拟惯量模拟的虚拟转子加/减速所引起的动能，具体如下：
Figure BDA0002146672940000033
其中，Mk1为动能能量函数VKE1的阈值；
步骤2.1.3：构建虚拟阻尼系数和虚拟调速器的下垂系数所消耗的***动能函数，具体如下：
Figure BDA0002146672940000034
其中，ts为故障发生时间，
Figure BDA0002146672940000035
表示故障后***的稳定平衡点处的转动角频率，Mk2为动能能量函数VKE2的阈值；
步骤2.1.4：构建进行频率和功率的一次调节时所消耗的动能，具体如下：
Figure BDA0002146672940000036
其中，χ＝dω/dt，Mk3为动能能量函数VKE3的阈值；
步骤2.1.5：根据步骤2.1.1-2.14构建动能总能量函数VKE：
VKE＝(VKE1+VKE2+VKE3) (8)
步骤2.2：构建考虑权重关系的势能能量函数VPE：
步骤2.2.1：设置不同势能项的权重因子
Figure BDA0002146672940000041
其中Mpi为势能能量函数的阈值，i＝1,2,3,4；
步骤2.2.2：构建微电网***中所有VSG的有功参考功率和有功负载引起的势能能量函数，具体如下：
Figure BDA0002146672940000042
其中，Mp1为势能能量函数VPE1的阈值；
步骤2.2.3：构建VSG的无功参考功率和无功负载引起的势能能量函数，具体如下：
Figure BDA0002146672940000043
其中，
Figure BDA0002146672940000044
为故障后***电压的幅值，Mp2为势能能量函数VPE2的阈值；
步骤2.2.4：构建VSG与电网之间联络线路上传输的有功功率所代表的势能能量函数，具体如下：
Figure BDA0002146672940000045
其中，
Figure BDA0002146672940000046
Figure BDA0002146672940000047
为故障后***电压的相角，Mp3为势能能量函数VPE3的阈值；
步骤2.2.5：构建VSG与电网之间联络线路上传输的无功功率所代表的势能能量函数，具体如下：
Figure BDA0002146672940000048
其中，Mp4为势能能量函数VPE4的阈值；
步骤2.2.6：根据步骤2.2.1-2.2.5,构建势能总能量函数，具体如下：
VPE＝VPE1+VPE2+VPE3+VPE4 (13)
步骤2.3：计算并网微电网的总能量函数VTOT：
VTOT＝VPE+VKE。 (14)
步骤3：根据现场需求设置能量函数的阈值，判断***的运行状态；
Figure BDA0002146672940000051
其中，MAVE为***稳定运行时能量函数的阈值，VTOT为微电网***中的总能量。
步骤4:若***稳定运行，执行步骤2继续计算；
步骤5：若***发生故障，则采用主导不稳定平衡点法，计算***的临界能量Vcr；
步骤5.1：计算***故障轨线至故障清除时刻以及出口点，具体如下：
Figure BDA0002146672940000052
步骤5.2：以出口点为初值，采用Gear方法计算故障后梯度***的最小梯度点，具体如下：
Figure BDA0002146672940000053
其中，
Figure BDA0002146672940000054
为最小梯度点；
步骤5.3：以最小梯度点
Figure BDA0002146672940000055
为初值，求解***的功率平衡方程得到***的稳定平衡点和主导不稳定平衡点，具体如下：
Figure BDA0002146672940000056
步骤5.4：根据***主导不稳定平衡点处的状态量，计算出微电网并网***的临界能量
Figure BDA0002146672940000061
其中，
Figure BDA0002146672940000062
分别为***故障后微电网中VSGi的稳定平衡点和不稳定平衡点；
Figure BDA0002146672940000063
分别为微电网稳定运行时VSGi的虚拟惯量、虚拟阻尼系数、VG下垂系数和QPCM下垂系数；
Figure BDA0002146672940000064
分别表示故障后***的稳定平衡点处的转动角频率，电压的相角和幅值，χ＝dω/dt，ts为故障发生时间。
步骤6：启动基于能量函数的VSG虚拟惯量、虚拟阻尼系数、VG下垂系数和QPCM下垂系数自适应控制方法；
步骤6.1：基于能量函数的VSG虚拟惯量自适应控制方法：
Figure BDA0002146672940000065
其中，
Figure BDA0002146672940000066
分别为微电网稳定运行时VSGi的虚拟惯量和虚拟惯量最大值，MAVE为总能量函数的阈值。
步骤6.2：基于能量函数的VSG虚拟阻尼系数的自适应控制方法：
Figure BDA0002146672940000067
其中，
Figure BDA0002146672940000068
分别表示微电网稳定运行时VSGi的虚拟阻尼系数和虚拟阻尼系数最大值。
步骤6.3：基于能量函数设计VG下垂系数的自适应控制方法：
Figure BDA0002146672940000071
其中，
Figure BDA0002146672940000072
分别代表微电网稳定运行时VSGi的VG下垂系数和VG下垂系数最小值。
步骤6.4：基于能量函数设计QPCM下垂系数的自适应控制方法：
Figure BDA0002146672940000073
式中，
Figure BDA0002146672940000074
分别代表微电网稳定运行时VSGi的QPCM下垂系数和QPCM下垂系数最大值。
步骤7：判断故障是否清除；
步骤8：执行步骤2计算故障清除时刻，微电网***中的总能量Vcl；
步骤9：将故障清除时刻微电网***中的总能量Vcl与临界能量Vcr作比较，分析判断微电网的稳定性。
Figure BDA0002146672940000075
采用上述技术方案所产生的有益效果在于：
1、本发明中考虑了虚拟惯量、虚拟阻尼、虚拟调速器下垂系数和无功控制环下垂系数，构建了含有多台虚拟同步机并联运行的微电网的能量函数模型，不仅可以分析扰动对微电网***的影响，也可以反映发生故障后***能量的变化。
2、本发明中基于能量函数来分析判断***的稳定性，***发生故障时，***能量的变化远远大于频率的变化，便于检测和计算，对故障的敏感度高，有利于在故障初期阶段进行及时有效的控制，降低故障对***的损害，提高***的暂态稳定性。
3、本发明中在多台虚拟同步机并联运行的微电网中首次采用基于能量函数的4个VSG参数自适应控制方法，根据VSG中虚拟惯量、虚拟阻尼、虚拟调速器下垂系数和无功控制环下垂系数对***能量的影响，分别设计了此4个参数的自适应控制方法，通过VSG参数的实时自适应调整，减小***故障后的***能量，增大***的吸引域，减缓了***能量达到临界能量的进程，为故障切除争取了有效时间，提高***的暂态稳定性。
4、本发明中利用故障后的暂态能量来分析含多台虚拟同步机并联运行的微电网暂态稳定性，不仅可以判断***的暂态稳定性，还可以定量的衡量***的稳定裕度。
附图说明
图1为本发明一种含多虚拟同步机的微电网暂态稳定性控制方法的流程图；
图2为本发明实施例的***结构示意图以及虚拟同步机的控制结构示意图；
图3为本发明实施例的等效电路图；
图4为本发明实施例的微电网***能量变化图；
图5为本发明实施例中VSG的虚拟惯量、虚拟阻尼系数、VG下垂系数和QPCM下垂系数根据能量函数的自适应控制变化示意图；
图6为本发明实施例的VSG的虚拟惯量、虚拟阻尼系数、VG下垂系数和QPCM下垂系数的实际取值示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例，对本发明的具体实施方式作进一步详细描述。以下实施例用于说明本发明，但不用来限制本发明的范围。
本实施例以某含有三台虚拟同步机并联运行的并网微电网进行分析，实施例的***结构示意图和VSG的控制框图如图2所示。三台VSG并联运行，给负载供电，并通过联络线路与电网相连，其等效电路图如图3所示，三台VSG的额定容量相同，有功额定功率均为6kW，无功额定功率均为1kVA，额定电压380V，额定角速度为314rad/s，VSG和电网共同给负载(20kW 4kVA)供能。
步骤1：构建含三台VSG并联运行的并网微电网的功率平衡模型，该模型包括包括VSG等效输出功率模型、联络线路等效传输功率模型和并网微电网的功率平衡方程；
步骤1.1：构建VSG等效输出功率模型，其中包含参数虚拟调速器VG、虚拟惯量、虚拟阻尼系数，包含有功控制模块APCM和无功控制模块QPCM两个部分；
步骤1.1.1：有功控制模块APCM由VG和虚拟机械转动模块两部分组成，分别模拟SG的调速器和转子的机械运动方程，具体如下：
Figure BDA0002146672940000091
其中，Pei、Prefi分别为微电网中第i台VSG(VSGi,i＝1,2,3)的输出有功功率和控制器设置的有功功率参考值；
Figure BDA0002146672940000092
分别为VSGi的虚拟转动惯量和虚拟阻尼系数，用于模拟SG的转子运动特性；ωn、ωi分别为VSGi的额定角速度和VSGi的虚拟转子角速度,ωni＝ωn-ωi代表两者之差；δni表示VSGi虚拟转子的相对位移角，同时也是QPCM中输出电压与额定电压的相角差；
Figure BDA0002146672940000093
和
Figure BDA0002146672940000094
表示VSGi中VG输出的虚拟机械功率和虚拟下垂系数。本实施例中三台VSG的额定容量相同，有功功率参考值Prefi均为6kW，额定角速度ωn＝314rad/s；
步骤1.1.2：无功控制模块QPCM，在于模拟VSG的无功-电压调节特性，具体如下：
Figure BDA0002146672940000095
其中，Qei，Qrefi分别为VSGi的输出无功功率和控制器设置的无功功率参考值；Ei、En分别代表VSGi输出的电压幅值和额定电压幅值；
Figure BDA0002146672940000096
为QPCM下垂系数。本实施例中三台VSG的无功功率参考值Qrefi均为1kVA，微电网的额定电压幅值En＝380V；
步骤1.2：构建联络线路等效传输功率模型：
Figure BDA0002146672940000097
其中，
Figure BDA0002146672940000098
分别代表微电网中VSGi与电网连接的等效有功和无功传输功率；
Figure BDA0002146672940000099
分别代表传输线路阻抗和感抗；本实施例中传输线路阻抗和感抗
Figure BDA00021466729400000910
分别为0.64Ω/km和0.10Ω/km，微电网的额定电压的幅值En＝380V，相角δn＝0°；
步骤1.3：考虑***负载情况，建立并网微电网的功率平衡方程：
Figure BDA0002146672940000101
其中，PLi、QLi分别代表微电网所连接负载的有功功率和无功功率；本实施例中微电网所连接负载的有功功率PLi无功功率QLi分别为20kW和4kVA；
步骤2：利用首次积分法构建考虑VG、虚拟惯量、虚拟阻尼系数的多台VSG并联运行的并网微电网的李雅普诺夫能量函数，计算微电网***中的总能量VTOT；
步骤2.1：构建考虑权重关系的动能总能量函数VKE：
步骤2.1.1：设置各动能项的权重因子
Figure BDA0002146672940000102
其中Mki为动能能量函数的阈值，i＝1,2,3；
步骤2.1.2：构建微电网中所有VSG的虚拟惯量模拟的虚拟转子加/减速所引起的动能，具体如下：
Figure BDA0002146672940000103
其中，Mk1＝140；
步骤2.1.3：构建虚拟阻尼系数和虚拟调速器的下垂系数所消耗的***动能函数，具体如下：
Figure BDA0002146672940000104
其中，ts＝6s，Mk2＝170，
Figure BDA0002146672940000105
表示故障后***的稳定平衡点处的转动角频率；
步骤2.1.4：构建进行频率和功率的一次调节时所消耗的动能，具体如下：
Figure BDA0002146672940000106
其中，χ＝dω/dt，Mk3＝500；
步骤2.1.5：根据步骤2.1.1-2.14构建动能总能量函数VKE：
VKE＝(VKE1+VKE2+VKE3) (8)
步骤2.2：构建考虑权重关系的势能能量函数VPE：
步骤2.2.1：设置不同势能项的权重因子
Figure BDA0002146672940000111
其中Mpi为势能能量函数的阈值，i＝1,2,3,4；
步骤2.2.2：构建微电网***中所有VSG的有功参考功率和有功负载引起的势能能量函数，具体如下：
Figure BDA0002146672940000112
其中，MP1＝1.8×103；
步骤2.2.3：构建VSG的无功参考功率和无功负载引起的势能能量函数，具体如下：
Figure BDA0002146672940000113
其中，
Figure BDA0002146672940000114
为故障后***电压的幅值，MP2＝5×103；
步骤2.2.4：构建VSG与电网之间联络线路上传输的有功功率所代表的势能能量函数，具体如下：
Figure BDA0002146672940000115
其中，
Figure BDA0002146672940000116
Figure BDA0002146672940000117
为故障后***电压的相角，MP3＝1.12×103；
步骤2.2.5：构建VSG与电网之间联络线路上传输的无功功率所代表的势能能量函数，具体如下：
Figure BDA0002146672940000118
其中，MP4＝7.33×103；
步骤2.2.6：根据步骤2.2.1-2.2.5,构建势能总能量函数，具体如下：
VPE＝VPE1+VPE2+VPE3+VPE4 (13)
步骤2.3：计算并网微电网的总能量函数VTOT：
VTOT＝VPE+VKE。 (14)
本实施例中，设计多台VSG并联运行的微电网稳定运行到6s时，在并网处发生短路故障，6.1s时故障切除。微电网稳定运行时，微电网的总能量为1kJ，发生故障后，总能量的变化如图4所示。
步骤3：根据现场需求设置能量函数的阈值，判断***的运行状态；
Figure BDA0002146672940000121
其中，MAVE为***稳定运行时能量函数的阈值，VTOT为微电网***中的总能量。
本实施例中为了使***对故障的反应更灵敏，设置总能量函数的阈值MAVE＝VTOT＝1kJ，在图4中5.8s至6s这段时间，计算到的***总能量小于等于1kJ，判断***处于稳定状态；
步骤4:若***稳定运行，执行步骤2继续计算；
当6s时计算到***总能量VTOT＞1kJ时，根据上述方法可判断***出现故障。
步骤5：若***发生故障，则采用主导不稳定平衡点法，计算***的临界能量Vcr；
步骤5.1：计算***故障轨线至故障清除时刻以及出口点，具体如下：
Figure BDA0002146672940000122
步骤5.2：以出口点为初值，采用Gear方法计算故障后梯度***的最小梯度点，具体如下：
Figure BDA0002146672940000123
其中，
Figure BDA0002146672940000124
为最小梯度点；
步骤5.3：以最小梯度点
Figure BDA0002146672940000125
为初值，求解***的功率平衡方程得到***的稳定平衡点和主导不稳定平衡点，具体如下：
Figure BDA0002146672940000131
步骤5.4：根据***主导不稳定平衡点处的状态量，计算出微电网并网***的临界能量Vcr：
Figure BDA0002146672940000132
其中，
Figure BDA0002146672940000133
分别为***故障后微电网中VSGi的稳定平衡点和不稳定平衡点；
Figure BDA0002146672940000134
分别为微电网稳定运行时VSGi的虚拟惯量、虚拟阻尼系数、VG下垂系数和QPCM下垂系数；
Figure BDA0002146672940000135
分别表示故障后***的稳定平衡点处的转动角频率，电压的相角和幅值，χ＝dω/dt，ts为故障发生时间。
本实施例中当故障发生时间ts＝6s时，计算得到***临界能量Vcr＝3.25kJ。
步骤6：启动基于能量函数的VSG虚拟惯量、虚拟阻尼系数、VG下垂系数和QPCM下垂系数自适应控制方法；
步骤6.1：基于能量函数的VSG虚拟惯量自适应控制方法：
Figure BDA0002146672940000136
其中，微电网稳定运行时VSGi的虚拟惯量最大值
Figure BDA0002146672940000137
能量函数的阈值MAVE＝1kJ；
步骤6.2：基于能量函数的VSG虚拟阻尼系数的自适应控制方法：
Figure BDA0002146672940000141
其中，微电网稳定运行时VSGi的虚拟阻尼系数最大值
Figure BDA0002146672940000142
步骤6.3：基于能量函数设计VG下垂系数的自适应控制方法：
Figure BDA0002146672940000143
其中，微电网稳定运行时VSGi的VG下垂系数最小值
Figure BDA0002146672940000144
步骤6.4：基于能量函数设计QPCM下垂系数的自适应控制方法：
Figure BDA0002146672940000145
其中，微电网稳定运行时VSGi的QPCM下垂系数最大值
Figure BDA0002146672940000146
本实施例中VSG的虚拟惯量、虚拟阻尼系数、VG下垂系数和QPCM下垂系数根据能量函数的自适应控制变化如图5所示，其具体取值如图6所示。
步骤7：在6.1s时故障清除；
步骤8：执行步骤2计算故障清除时刻，微电网***中的总能量Vcl；
步骤9：将故障清除时刻微电网***中的总能量Vcl与临界能量Vcr作比较，分析判断微电网的稳定性。
Figure BDA0002146672940000147
本实施例中，因应用了自适应控制方法，故障清除后微电网***中的总能量Vcl低于临界能量Vcr，根据上述方法可判断***稳定。
如图4所示，若没有虚拟惯量、虚拟阻尼系数、VG下垂系数和QPCM下垂系数的自适应控制，则***的能量在6.08s左右将越过***临界能量Vcr，根据上述方法可判断***失稳，此时若不及时切除故障，必定给微电网***带来巨大的损害，当6.1s故障切除之后，***总能量在6.12s时降到临界能量Vcr之下，可判断***恢复稳定。而加入了虚拟惯量、虚拟阻尼系数、VG下垂系数和QPCM下垂系数的自适应控制之后，***在故障期间的总能量相对较小，而且增长趋势与不加入自适应控制的增长趋势比较更加缓慢，为故障切除争取了有效的时间，在6.1s故障切除时，***总能量VTOT没有超出临界能量Vcr的值，***没有出现失稳状态，保持了良好的暂态稳定性。

Claims (9)

1.一种含多虚拟同步机的微电网暂态稳定性控制方法，其特征在于包括如下步骤：
步骤1：构建含多台VSG并联运行的并网微电网的功率平衡模型，该模型包括VSG等效输出功率模型、联络线路等效传输功率模型和并网微电网的功率平衡方程；
步骤2：利用首次积分法构建考虑VG、虚拟惯量、虚拟阻尼系数的多台VSG并联运行的并网微电网的李雅普诺夫能量函数VTOT，计算微电网***中的总能量；
步骤3：根据现场需求设置能量函数的阈值，判断***的运行状态；
步骤4:若***稳定运行，执行步骤2继续计算；
步骤5：若***发生故障，则采用主导不稳定平衡点法，计算***的临界能量Vcr；
步骤6：启动基于能量函数的VSG虚拟惯量、虚拟阻尼系数、VG下垂系数和QPCM下垂系数自适应控制方法；
步骤7：判断故障是否清除；
步骤8：执行步骤2计算故障清除时刻，微电网***中的总能量Vcl；
步骤9：将故障清除时刻微电网***中的总能量Vcl与临界能量Vcr作比较，分析判断微电网的稳定性。
2.根据权利要求1所述的一种含多虚拟同步机的微电网暂态稳定性控制方法，其特征在于：所述步骤1中VSG等效输出功率模型包含参数虚拟调速器VG、虚拟惯量、虚拟阻尼系数，包含有功控制模块APCM和无功控制模块QPCM两个部分；
有功控制模块APCM由VG和虚拟机械转动模块两部分组成，分别模拟SG的调速器和转子的机械运动方程，具体如下：
Figure FDA0002146672930000011
其中，Pei、Prefi分别为微电网中第i台VSG(VSGi,i＝1,2,...,N)的输出有功功率和控制器设置的有功功率参考值；
Figure FDA0002146672930000012
分别为VSGi的虚拟转动惯量和虚拟阻尼系数，用于模拟SG的转子运动特性；ωn、ωi分别为VSGi的额定角速度和VSGi的虚拟转子角速度,ωni＝ωn-ωi代表两者之差；δni表示VSGi虚拟转子的相对位移角，同时也是QPCM中输出电压与额定电压的相角差；
Figure FDA0002146672930000013
和
Figure FDA0002146672930000014
表示VSGi中VG输出的虚拟机械功率和虚拟下垂系数；
无功控制模块QPCM模拟VSG的无功-电压调节特性，具体如下：
Figure FDA0002146672930000021
其中，Qei，Qrefi分别为VSGi的输出无功功率和控制器设置的无功功率参考值；Ei、En分别代表VSGi输出的电压幅值和额定电压幅值；
Figure FDA0002146672930000022
为QPCM下垂系数。
3.根据权利要求1所述的一种含多虚拟同步机的微电网暂态稳定性控制方法，其特征在于：所述步骤1中构建联络线路等效传输功率模型，计算公式如下：
Figure FDA0002146672930000023
其中，
Figure FDA0002146672930000024
分别代表微电网中VSGi与电网连接的等效有功和无功传输功率；
Figure FDA0002146672930000025
分别代表传输线路阻抗和感抗；δni代表电网额定电压和VSG输出电压的相角差；Ei、En分别代表VSGi输出的电压幅值和额定电压幅值。
4.根据权利要求1所述的一种含多虚拟同步机的微电网暂态稳定性控制方法，其特征在于：所述步骤1中并网微电网的功率平衡方程考虑了***负载情况，构造如下等式：
Figure FDA0002146672930000026
其中，Prefi、Qrefi分别为控制器设置的有功功率和无功功率参考值；ωn、ωi分别为VSGi的额定角速度和VSGi的虚拟转子角速度；Ei、En分别代表VSGi输出的电压幅值和额定电压幅值；
Figure FDA0002146672930000027
分别代表联络线路阻抗和感抗；
Figure FDA0002146672930000028
分别为VSGi的虚拟转动惯量和虚拟阻尼系数；δni代表电网额定电压和VSGi输出电压的相角差；PLi、QLi分别代表微电网所连接负载的有功功率和无功功率；
Figure FDA0002146672930000029
表示VSGi中VG输出的虚拟下垂系数；
Figure FDA00021466729300000210
为QPCM下垂系数。
5.根据权利要求1所述的一种含多虚拟同步机的微电网暂态稳定性控制方法，其特征在于：所述步骤2中利用首次积分法构建考虑VG、虚拟惯量、虚拟阻尼系数的多台VSG并联运行的并网微电网的李雅普诺夫能量函数VTOT的过程如下：
步骤2.1：构建考虑权重关系的动能能量函数VKE；
步骤2.1.1：设置各动能项的权重因子
Figure FDA0002146672930000031
其中Mki为动能能量函数的阈值，i＝1,2,3；
步骤2.1.2：构建微电网中所有VSG的虚拟惯量模拟的虚拟转子加/减速所引起的动能，具体如下：
Figure FDA0002146672930000032
其中，
Figure FDA0002146672930000033
为VSGi的虚拟转动惯量，ωn为VSGi的额定角速度，ωni为VSGi的额定角速度与VSGi的虚拟转子角速度之差；
步骤2.1.3：构建虚拟阻尼系数和虚拟调速器的下垂系数所消耗的***动能函数，具体如下：
Figure FDA0002146672930000034
其中，ts为故障发生时间，
Figure FDA0002146672930000035
表示故障后***的稳定平衡点处的转动角频率，
Figure FDA0002146672930000036
为VSGi的虚拟阻尼系数，
Figure FDA0002146672930000037
表示VSGi中VG输出的虚拟下垂系数；
步骤2.1.4：构建进行频率和功率的一次调节时所消耗的动能，具体如下：
Figure FDA0002146672930000038
其中，χ＝dω/dt；
步骤2.1.5：根据步骤2.1.1-2.14构建动能总能量函数VKE：
VKE＝(VKE1+VKE2+VKE3) (8)
步骤2.2：构建考虑权重关系的势能能量函数VPE；
步骤2.2.1：设置不同势能项的权重因子
Figure FDA0002146672930000039
其中Mpi为势能能量函数的阈值，i＝1,2,3,4；
步骤2.2.2：构建微电网***中所有VSG的有功参考功率和有功负载引起的势能能量函数，具体如下：
Figure FDA0002146672930000041
其中，δni代表电网额定电压和VSGi输出电压的相角差，Prefi为控制器设置的有功功率参考值，PLi为微电网所连接负载的有功功率；
步骤2.2.3：构建VSG的无功参考功率和无功负载引起的势能能量函数，具体如下：
Figure FDA0002146672930000042
其中，
Figure FDA0002146672930000043
为故障后***电压的幅值，Qrefi为控制器设置的无功功率参考值，QLi为微电网所连接负载的无功功率，Eni为电网额定电压与微电网中第i台VSG的额定电压的差值；
步骤2.2.4：构建VSG与电网之间联络线路上传输的有功功率所代表的势能能量函数，具体如下：
Figure FDA0002146672930000044
其中，
Figure FDA0002146672930000045
Figure FDA0002146672930000046
为故障后***电压的相角，
Figure FDA0002146672930000047
分别代表联络线路阻抗和感抗，Ei为VSGi输出的电压幅值；
步骤2.2.5：构建VSG与电网之间联络线路上传输的无功功率所代表的势能能量函数，具体如下：
Figure FDA0002146672930000048
其中，
Figure FDA0002146672930000049
为QPCM下垂系数，En为VSGi额定电压幅值；
步骤2.2.6：根据步骤2.2.1-2.2.5,构建势能总能量函数，具体如下：
VPE＝VPE1+VPE2+VPE3+VPE4 (13)
步骤2.3：计算并网微电网的总能量函数VTOT：
VTOT＝VPE+VKE。 (14)
6.根据权利要求1所述的一种含多虚拟同步机的微电网暂态稳定性控制方法，其特征在于所述步骤3中判断***的运行状态的方法如下：
Figure FDA0002146672930000051
其中，MAVE为***稳定运行时能量函数的阈值，VTOT为权利要求1中步骤2计算得到的微电网***中的总能量。
7.根据权利要求1所述的一种含多虚拟同步机的微电网暂态稳定性控制方法，其特征在于所述步骤5中采用主导不稳定平衡点法，计算***的临界能量Vcr的过程如下：
步骤5.1：计算***故障轨线至故障清除时刻以及出口点，具体如下：
Figure FDA0002146672930000052
其中，
Figure FDA0002146672930000053
分别为VSGi的虚拟转动惯量和虚拟阻尼系数，Prefi为控制器设置的有功功率参考值，ωn、ωi分别为VSGi的额定角速度和VSGi的虚拟转子角速度,ωni＝ωn-ωi代表两者之差，Pei为微电网中第i台VSG的输出有功功率，δi为微电网中第i台VSG的额定电压的相角，
Figure FDA0002146672930000054
表示VSGi中VG输出的虚拟下垂系数；
步骤5.2：以出口点为初值，采用Gear方法计算故障后梯度***的最小梯度点，具体如下：
Figure FDA0002146672930000055
其中，
Figure FDA0002146672930000056
为最小梯度点；
步骤5.3：以最小梯度点
Figure FDA0002146672930000057
为初值，求解***的功率平衡方程得到***的稳定平衡点和主导不稳定平衡点，具体如下：
Figure FDA0002146672930000061
其中，δni代表电网额定电压和VSGi输出电压的相角差，
Figure FDA0002146672930000062
分别代表联络线路阻抗和感抗，PLi为微电网所连接负载的有功功率，Ei、En分别代表VSGi输出的电压幅值和额定电压幅值；
步骤5.4：根据***主导不稳定平衡点处的状态量，计算出微电网并网***的临界能量Vcr：
Figure FDA0002146672930000063
其中，
Figure FDA0002146672930000064
分别为***故障后微电网中VSGi的稳定平衡点和不稳定平衡点；
Figure FDA0002146672930000065
分别为微电网稳定运行时VSGi的虚拟惯量、虚拟阻尼系数、VG下垂系数和QPCM下垂系数；
Figure FDA0002146672930000066
分别表示故障后***的稳定平衡点处的转动角频率，电压的相角和幅值，χ＝dω/dt，ts为故障发生时间。
8.根据权利要求1所述的一种含多虚拟同步机的微电网暂态稳定性控制方法，其特征在于所述步骤6中基于能量函数的VSG虚拟惯量、虚拟阻尼系数、VG下垂系数和QPCM下垂系数自适应控制方法的过程如下：
步骤6.1：基于能量函数的VSG虚拟惯量自适应控制方法：
Figure FDA0002146672930000071
其中，
Figure FDA0002146672930000072
分别为微电网稳定运行时VSGi的虚拟惯量和虚拟惯量最大值，MAVE为总能量函数的阈值；
步骤6.2：基于能量函数的VSG虚拟阻尼系数的自适应控制方法：
Figure FDA0002146672930000073
其中，
Figure FDA0002146672930000074
分别表示微电网稳定运行时VSGi的虚拟阻尼系数和虚拟阻尼系数最大值；
步骤6.3：基于能量函数设计VG下垂系数的自适应控制方法：
Figure FDA0002146672930000075
其中，
Figure FDA0002146672930000076
分别代表微电网稳定运行时VSGi的VG下垂系数和VG下垂系数最小值；
步骤6.4：基于能量函数设计QPCM下垂系数的自适应控制方法如下：
Figure FDA0002146672930000077
式中，
Figure FDA0002146672930000078
分别代表微电网稳定运行时VSGi的QPCM下垂系数和QPCM下垂系数最大值。
9.根据权利要求1所述的一种含多虚拟同步机的微电网暂态稳定性控制方法，其特征在于所述步骤9中将故障清除时刻微电网***中的总能量Vcl与临界能量Vcr作比较，分析判断微电网的稳定性的方法如下：
Figure FDA0002146672930000081
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