CN113437761B - 一种考虑模式切换的孤岛微电网暂态稳定性提升方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种考虑模式切换的孤岛微电网暂态稳定性提升方法，包括1：获取虚拟同步电机虚拟惯量与孤岛微电网***总能量间的数学模型；2：实时监测逆变器并网端口点电压，判定孤岛微电网***是否发生故障；3：当判定发生故障，逆变器切换为滞环控制，调节虚拟同步电机虚拟惯量提高逆变器暂态稳定性；当监测到逆变器并网端口点的电压幅值偏离额定电压的值小于±5％的额定电压幅值时，逆变器由滞环控制切换为虚拟同步控制，在切换过程中动态调节惯性提高逆变器暂态稳定性；当判定为正常运行时，逆变器为虚拟同步控制模式，动态调节虚拟同步电机虚拟惯量提高逆变器暂态稳定性；4：返回2继续执行。该方法控制简单、效果好。
Description
技术领域
本发明属于微电网技术领域，涉及一种考虑模式切换的孤岛微电网暂态稳定性提升方法。
背景技术
微电网是解决能源危机的重要手段，孤岛微电网是一种由多种分布式微源构成的能源***，具有能量来源多样、能量转换效率高、污染小等优点，被广泛应用于海洋岛礁、高原山区等偏远地区。逆变器是孤岛微电网的核心单元，虚拟同步发电机(virtualsynchronousgenerator，VSG)控制是近些年来得到快速发展并获得广泛关注的一种逆变器控制技术。
虚拟同步逆变器在运行过程中面临短路故障冲击，产生的故障电流冲击大、上升速度快。由于逆变器的核心单元是电力电子器件，过流能力弱，在暂态期间容易被烧毁。因此，为了避免较大冲击电流烧毁逆变器，基于模式切换的控制策略被提出。该模式切换策略的基本思想是：在故障发生时将VSG控制切换为滞环电流控制，在故障结束后将逆变器的控制策略由滞环电流控制切换为VSG控制。通过使用该种模式切换的控制策略提高了逆变器的抗故障冲击能力，但也带来了暂态稳定性问题。目前针对考虑模式切换的孤岛微电网***暂态稳定运行特性尚未被研究，同时考虑模式切换的孤岛微电网暂态稳定性提升方法也亟待提出。
典型的逆变器限流策略有：虚拟阻抗控制、电流限幅器、模式切换等[CN107437821A、CN106655272A]。使用不同限流策略对逆变器***有不同影响。考虑虚拟阻抗与电流限幅器对逆变器或逆变器***的暂态稳定性分析与稳定性提升方法的研究已经得到开展[CN105826949A、CN105356781]，但考虑模式切换的微电网***暂态稳定性研究尚未见报道。已有的研究讨论了考虑交直流混合电网的多状态切换的控制优化方法[CN107579519B]，但针对孤岛交流微电网的考虑状态切换控制的***稳定性及其稳定性提升方法的研究未见报道。
发明内容
本发明提供一种考虑模式切换的孤岛微电网暂态稳定性提升方法，逆变器常采用使用模式切换控制策略进行逆变器限流，由于目前的变换器限流的研究多集中在变流器限流层面，而未能在限流的同时考虑提升***稳定性，因此使用现有模式切换控制策略的孤岛微电网存在稳定性低的问题。本发明在传统的基于模式切换控制的限流方法基础上，充分考虑变换器的稳定性问题并提出了一种考虑模式切换的孤岛微电网暂态稳定性提升方法。解决了现有模式切换控制技术应用于孤岛微电网时稳定性低的问题。
本发明所采用的技术方案是一种考虑模式切换的孤岛微电网暂态稳定性提升方法，包括以下步骤：
步骤1：获取孤岛微电网***中虚拟同步电机的虚拟惯量与孤岛微电网***的总能量间关系的数学模型；
步骤2：实时监测孤岛微电网***中逆变器并网端口点的电压，判定孤岛微电网***是否发生故障；
当步骤2判定为孤岛微电网***发生故障时，逆变器切换为滞环控制模式，动态调节虚拟同步电机的虚拟惯量提高逆变器的暂态稳定性；当监测到逆变器并网端口点的电压幅值偏离额定电压的值小于±5％的额定电压幅值时，逆变器由滞环控制切换为虚拟同步控制模式，在切换过程中动态调节惯量提高逆变器的暂态稳定性；
当步骤2判定为孤岛微电网***正常运行时，逆变器为虚拟同步控制模式，动态调节虚拟同步电机的虚拟惯量提高逆变器的暂态稳定性；
步骤4：返回步骤2继续执行。
进一步的，所述步骤1中获取孤岛微电网***中虚拟同步电机的虚拟惯量与孤岛微电网***的总能量间关系的数学模型具体为：
孤岛微电网***未发生故障时，控制孤岛微电网的开关S2与开关S2-1各自接通至其自身的触点1处，控制孤岛微电网的开关SM接通至其自身的触点1处，逆变器以虚拟同步控制模式运行，孤岛微电网的等效单机无穷大***的摇摆方程为：
其中，t为时间；Meq为虚拟同步电机的等效虚拟惯量，且
其中，MSG为同步发电机的惯量；MVSG为虚拟同步电机的虚拟惯量；
PM为等效单机无穷大***的等效参考有功功率，且
其中，PMSG为同步发电机的参考有功功率；PMVSG为虚拟同步电机的参考有功功率；PINV为同步发电机与虚拟同步电机因自身特性差异产生的固有功率差，且
其中，E1为同步发电机的等效内电势点的等效内电势；E2为虚拟同步电机在等效内电势点的等效内电势；G11为同步发电机的等效内电势点的自电导；G22为虚拟同步电机在等效内电势点的自电导；
Pem为等效单机无穷大***的最大输出功率，且
其中，φ12为同步发电机的等效内电势点与虚拟同步电机在等效内电势点间的相角差；
γ为虚拟功角差，且
δ为虚拟同步电机与同步发电机之间的相角差，即功角：
δ＝δ1-δ2
其中，δ1为同步发电机的相角；δ2为虚拟同步电机的相角；
孤岛微电网无故障时等效参考有功功率为：
令等效功角δ'：
δ'＝δ-γ
则式(1)可以化简为：
其中，Pemg为等效单机无穷大***的输出功率；
则孤岛微电网无故障时不稳定平衡点的总能量为：
其中，δs为孤岛微电网等效单机无穷大***的稳定平衡点S的功角；
当孤岛微电网***发生严重故障时，控制孤岛微电网的开关S2与开关S2-1各自接通至其自身的触点2处，控制孤岛微电网的开关SM接通至其自身的触点2处，逆变器由虚拟控制模式切换到滞环控制模式，孤岛微电网在滞环控制模式稳定平衡点的总能量为：
其中，δ′C1为变器在滞环控制模式时的稳定平衡点的等效功角，δ′S1为孤岛微电网无故障时的稳定平衡点的等效功角；
Vk|C1为孤岛微电网在滞环控制模式稳定平衡点的动能，且
其中，Vk|S1为孤岛微电网无故障时稳定平衡点的动能；
为孤岛微电网的等效单机无穷大***的等效功角加速度；
Vp|C1为孤岛微电网在滞环控制模式稳定平衡点的势能，且
则孤岛微电网***的总边界能量Vsum为：
进一步化简可得虚拟同步电机的虚拟惯量与孤岛微电网***的总边界能量间的数学模型为：
进一步的，所述孤岛微电网***的总边界能量随着虚拟同步电机的虚拟惯量的增加而逐渐降低。
进一步的，所述步骤2具体为：
当逆变器的并网端口点电压幅值偏离额定电压的值大于±5％的额定电压幅值时，判定为孤岛微电网***发生故障；
当逆变器的并网端口点电压幅值偏离额定电压的值小于±5％的额定电压幅值时，判定为孤岛微电网***正常运行。
进一步的，所述判定为孤岛微电网***发生故障时，将虚拟同步电机的虚拟惯量设置为逆变器的暂态惯量，使孤岛微电网等效单机无穷大***摆幅方程的输出频率快速跟踪母线电压，其数学模型为：
MVSG＝Mmin，滞环控制模式 (7)
其中，Mmin为逆变器的暂态惯量。
进一步的，所述逆变器由滞环控制切换为虚拟同步控制模式时：如果逆变器的输出有功功率变化太快，逆变器将失去稳定性，逆变器输出实际功率动态变化率
仍大于逆变器输出有功功率的最大允许变化率Pj时，虚拟同步电机的虚拟惯量设置为逆变器的暂态惯量Mmin，使逆变器快速恢复稳定；待逆变器输出实际功率动态变化率
等于小于逆变器输出有功功率的最大允许变化率Pj时，虚拟同步电机的虚拟惯量设置为虚拟同步电机的额定参考惯量Mrvsg，其中，PEINV为逆变器输出的实际功率。
进一步的，所述当孤岛微电网***正常运行时，逆变器以虚拟同步控制模式运行时，且逆变器输出实际功率动态变化率
大于逆变器输出有功功率的最大允许变化率Pj时，虚拟同步电机的虚拟惯量设置为虚拟同步电机的额定参考惯量Mrvsg；当逆变器以虚拟同步控制模式运行，且逆变器输出实际功率动态变化率
小于等于逆变器输出有功功率的最大允许变化率Pj时，虚拟同步电机的虚拟惯量设置为逆变器的暂态惯量Mmin；其数学模型为：
本发明的有益效果是：本发明实施例针对孤岛微电网进行研究，研究了模式切换对孤岛微电网***的暂态稳定性的影响，提出了一种考虑模式切换控制的孤岛微电网暂态稳定性提升方法，相比于传统的基于切负荷控制的稳定性提升方法，不需要复杂的潮流计算与负荷调度过程，仅需要通过动态调节使用模式切换控制的逆变器的虚拟惯量，控制简单。本发明中调节过程依赖于程序的自动控制，即根据逆变器输出功率的变化速度自适应调整惯量，不需要额外硬件便可以有效提高孤岛微电网的暂态稳定性。该方法相比传统方法，控制简单，不需要额外硬件，控制效果好。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是孤岛微电网***示意图；
图2是为考虑模式切换控制的SG-VSG并联***等效电路图；
图3是本发明实施例提供的孤岛微电网灵活惯量控制方法示意图；
图4是等效单机无穷大***的功角曲线Pemg-δ′等面积图；
图5是逆变器的虚拟惯量MVSG与边界能量Vsum的关系示意图；
图6是逆变器的虚拟同步控制模式与滞环电流控制模式相互切换的示意图；
图7是使用传统模式切换策略的逆变器a相输出电压和电流示意图；
图8是使用传统模式切换策略的逆变器的输出有功功率与无功功率示意图；
图9是本发明实施例提出的孤岛微电网灵活惯量控制方法在改善a相输出电压电流示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
如图1所示为孤岛微电网***示意图，由同步发电机(synchronousgenerator,SG)、虚拟同步发电机(virtualsynchronousgenerator,VSG)和公共负载(Load)组成，其中，节点①为同步电机(SG)的等效内电势点，节点②为虚拟同步电机(VSG)的等效内电势点，节点③为公共连接点。X13为节点①和节点③之间的等效线路电感，R13为节点①和节点③之间的等效线路电阻，X23为节点②与节点③之间的等效线路电感，R23为节点②与节点③之间的等效线路电阻，j为虚轴矢量单位，同步电机(SG)接入节点①，虚拟同步电机(VSG)接入节点②，公共负载(Load)接入节点③，节点①和节点③之间存在电力传输线路，节点②和节点③之间也存在电力传输路线，同步电机(SG)与虚拟同步电机(VSG)并联共同给公共负载(Load)供电。
故障电流增速快，功率半导体过电流容量小，有可能烧毁逆变器。因此，采用模式切换控制来防止逆变器过流。如图2所示为考虑模式切换控制的SG-VSG并联孤岛微电网***等效电路图，SG-VSG孤岛微电网工作在正常模式时，视同步发电机(SG)和虚拟同步电机(VSG)为等效电压源。其中，
为同步发电机(SG)节点①处的等效内电势；y13为节点①与节点③之间的等效导纳；y32为节点②与节点③之间的等效导纳；y30为虚拟同步电机(VSG)处于正常工作模式时节点③与公共地之间的等效导纳；
为虚拟同步电机(VSG)的在节点②处的等效内电势；当节点③发生严重的三相对称接地短路接地故障时，同步发电机(SG)与虚拟同步电机(VSG)的输出电流显著增加，逆变器的控制模式由虚拟同步控制模式切换到滞环控制模式，此时虚拟同步电机(VSG)为等效电流源，其中，y30-1为虚拟同步电机(VSG)在滞环电流控制模式时节点③与公共地之间的等效导纳；
为虚拟同步电机(VSG)在滞环电流控制模式时逆变器等效输出电流。当该接地故障清除后，虚拟同步电机(VSG)由滞环控制模式切换回虚拟同步控制模式，即回到正常运行状态。
如图3所示为一种考虑模式切换的孤岛微电网暂态稳定性提升方法示意图，其中，PMVSG为虚拟同步电机(VSG)控制的参考有功功率；Pset为跟踪有功功率；MVSG为虚拟同步电机(VSG)的虚拟惯量；Mrvsg为虚拟同步电机(VSG)的额定参考惯量；Mmin为逆变器的暂态惯量，且Mmin＜Mrvsg；Pj为逆变器输出有功功率的最大允许变化率；Mout为变惯量控制模块的输出惯量；θn为逆变器额定角频率；Tm为等效参考转矩；Te为电磁转矩；DP为阻尼系数；s为拉普拉斯算子；θ为逆变器相位；PEINV为逆变器输出的实际功率；ωg为VSG逆变器并网点频率；S1、S2与SM均为状态转换开关。所述方法包括：
步骤1：获取虚拟同步电机的虚拟惯量与孤岛微电网***的总能量间关系的数学模型；
孤岛微电网***未发生故障时，开关S2、开关S2-1各自接通至其自身的触点1处，开关SM接通至其自身的触点1处，逆变器以虚拟同步控制模式运行，孤岛微电网的“等效单机无穷大***”的摇摆方程为：
其中，t为时间；Meq为虚拟同步电机(VSG)的等效虚拟惯量，且
其中，MSG为同步发电机(SG)的惯量；MVSG为虚拟同步电机(VSG)的虚拟惯量；
PM为“等效单机无穷大***”的等效参考有功功率，且
其中，PMSG为同步发电机(SG)的参考有功功率；PMVSG为虚拟同步电机(VSG)的参考有功功率；
PINV为同步发电机(SG)与虚拟同步电机(VSG)因自身特性差异产生的固有功率差，且
其中，E1为同步发电机(SG)在节点①处的等效内电势；E2为虚拟同步电机(VSG)在节点②处的等效内电势；G11为节点①的自电导；G22为节点②的自电导；
Pem为等效单机无穷大***的最大输出功率，且
其中，φ12为节点①与节点②之间的相角差；节点②与节点①之间的相角差为φ21，且φ12＝φ21；
γ为虚拟功角差，且
δ为虚拟同步电机(VSG)与同步发电机(SG)之间的相角差，即功角：
δ＝δ1-δ2 (7)
其中，δ1为同步发电机(SG)的相角；δ2为虚拟同步电机(VSG)的相角；
孤岛微电网无故障时等效参考有功功率为：
令等效功角δ'：
δ'＝δ-γ (9)
则式(1)可以化简为：
其中，Pemg为等效单机无穷大***的输出功率；
则式(10)等效单机无穷大***的功角曲线Pemg-δ′等面积如图4所示，其中，
为孤岛微电网无故障时等效参考有功功率；S1为孤岛微电网无故障时的稳定平衡点；U1为孤岛微电网无故障时的不稳定平衡点；
为逆变器滞环控制模式时的孤岛微电网等效参考有功功率；C1为逆变器在滞环控制模式时的稳定平衡点；T为从逆变器在滞环控制模式时的稳定平衡点C1运行至孤岛微电网无故障时的稳定平衡点S1的等效加速度面积；W为从孤岛微电网无故障时的稳定平衡点S1运行至孤岛微电网无故障时的不稳定平衡点U1的等效减速面积；δ′c1为Pemg-δ′曲线上逆变器在滞环控制模式时的稳定平衡点C1的等效功角，δ′s1为Pemg-δ′曲线上孤岛微电网无故障时的稳定平衡点S1的等效功角，δ′u1为Pemg-δ′曲线上孤岛微电网无故障时的不稳定平衡点U1的等效功角。当***不发生故障时，孤岛微电网无故障时的不稳定平衡点U1的总能量为图4中T代表的面积，为：
其中，δs为孤岛微电网“等效单机无穷大***”的稳定平衡点S的功角。
当孤岛微电网***发生严重故障时，开关S2与开关S2-1各自接通至其自身的触点2处，开关SM接通至其自身的触点2处，逆变器由虚拟控制模式切换到滞环控制模式。逆变器切换为滞环控制时，过程是不连续的。使用模式切换控制实现穿越过程等效于改变逆变器参考有功功率的过程。因此，如果忽略同步发电机(SG)和虚拟同步电机(VSG)电压控制回路对暂态稳定性的影响，则基于SG-VSG并联的孤岛微电网故障后的工作点也在Pemg-δ′曲线上，等效为***参考有功功率为
当逆变器控制模式由虚拟同步控制模式切换到滞环控制模式时，孤岛微电网的工作点切换到逆变器滞环控制时稳定平衡点C1。故障清除后逆变器的控制模式由滞环控制模式切换到虚拟同步控制模式。由图4可知，当逆变器控制策略由滞环控制恢复到虚拟同步控制模式时，逆变器的参考有功功率也发生变化，因此孤岛微电网的运行点从滞环控制模式时的稳定平衡点C1变化为SG-VSG并联***无故障时稳定平衡点S1。基于SG-VSG并联的孤岛微电网在滞环控制模式稳定平衡点C1运行时，逆变器采用滞环控制模式，使逆变器输出电流相跟踪母线电压。因此，孤岛微电网在滞环控制模式稳定平衡点C1的动能为：
其中，Vk|S1为孤岛微电网无故障时稳定平衡点的动能；
为孤岛微电网的“等效单机无穷大***”的等效功角加速度；
孤岛微电网在滞环控制模式稳定平衡点C1的势能为：
由式(12)和式(13)可知逆变器使用滞环控制模式的稳定平衡点C1的总能量为图4中W所示的面积，为：
孤岛微电网***的总边界能量Vsum为：
则由式(15)得出孤岛微电网***稳定性判据为：
情况1：当Vsum＞0，并联***返回孤岛微电网无故障时的稳定平衡点S1；
情况2：当Vsum＜0，并联***会失去同步，出现角度不稳定现象。
情况3：当Vsum＝0，并联***运行在临界稳态。
设母线电压幅值为定值。由式(11)、(14)和(15)可得虚拟同步电机(VSG)的虚拟惯量MVSG与孤岛微电网***的总边界能量Vsum之间的数学模型为：
当虚拟同步电机(VSG)的额定容量从0增加到150kW时，式(16)表示的Vsum与MVSG间关系的曲线如图5所示，其中，横轴代表虚拟同步电机(VSG)的虚拟惯量MVSG，纵轴为孤岛微电网***的总边界能量Vsum。Vsum是评价SG-VSG并联***稳定性的重要指标，当Vsum大于0时，代表***最大减速面积大于加速面积，***保持稳定。当Vsum小于0时，代表***最大减速面积小于加速面积，***失稳。因此，Vsum越大，代表***的稳定裕量越大，从而***能承受住更严重的暂态冲击，***暂态稳定性越高。由图5可知，随着MVSG增加，Vsum逐渐降低，说明并联***暂态稳定性随着虚拟惯量的增加而降低。如图5所示，当虚拟同步电机(VSG)的惯量逐渐增加并使得Pem＜P′M或-Pem＞P′M-c1时，存在功率传输极限区域，***一定失稳。因此可以得出：虚拟同步电机(VSG)使用较小的虚拟惯量有助于改善逆变器的暂态稳定性。
步骤2：实时监测逆变器并网端口点电压，判定孤岛微电网***是否发生故障；
当逆变器的并网端口点电压幅值偏离额定电压的值大于±5％的额定电压幅值时，判定为孤岛微电网***发生故障；
当逆变器的并网端口点电压幅值偏离额定电压的值小于±5％的额定电压幅值时，判定为孤岛微电网***正常运行。
步骤3：当步骤2判定为孤岛微电网***发生故障时，逆变器切换为滞环控制模式，动态调节虚拟同步电机(VSG)的虚拟惯量MVSG提高逆变器的暂态稳定性；
当孤岛微电网***发生故障时，逆变器输出的有功功率会出现大幅波动，开关S2与S2-1位于自身的触点“2”处，开关SM位于自身的触点“2”处，逆变器处于滞环控制模式，虚拟同步电机(VSG)的虚拟惯量MVSG设置为逆变器的暂态惯量Mmin，使孤岛微电网“等效单机无穷大***”摆幅方程的输出频率快速跟踪母线电压，其数学模型为：
MVSG＝Mmin，滞环控制模式 (17)
当监测到逆变器的并网端口点电压幅值偏离额定电压的值小于±5％的额定电压幅值时，逆变器由滞环控制切换为虚拟同步控制模式，动态调节惯量提高逆变器的暂态稳定性，具体为：
当检测到到逆变器的并网端口点电压幅值偏离额定电压的值小于±5％的额定电压幅值时，开关S2与S1由位置“2”切换到“1”处，开关SM由位置“2”切换到“1”处，逆变器由滞环控制模式切换为虚拟同步控制模式，逆变器的虚拟同步控制模式与滞环控制模式相互切换时的示意图如图6。其中，ea，b，c为逆变器a/b/c三相桥臂中点电势；Vga，b，c为逆变器并网点的a/b/c三相电压；isa，b，c为逆变器跟踪逆变器滞环控制电流的虚拟电流；Rs为虚拟电阻；Ls为虚拟电感；iset为滞环控制电流参考；iouta，b，c为逆变器的输出电流；φhyp滞环控制模式的偏置角；Vg为逆变器并网点电压。
滞环电流的相位由锁相环决定。由于Pset是通过跟踪模块跟踪逆变器实际输出的有功功率得到的跟踪有功功率，因此故障清除时Pset＝PEINV。在滞环控制模式期间，通过使Pset＝PEINV使得逆变器相位θ与并网点电压的相位保持相对固定的相角差。可以实现逆变器从滞环电流模式切换为虚拟同步控制模式时的无缝切换。
当逆变器的控制模式从滞环控制模式切换到虚拟同步控制模式时，如果逆变器的输出有功功率变化太快，逆变器将失去稳定性，逆变器输出实际功率动态变化率
仍大于逆变器输出有功功率的最大允许变化率Pj时，虚拟同步电机(VSG)的虚拟惯量MVSG设置为逆变器的暂态惯量Mmin，使逆变器快速恢复稳定，待逆变器输出实际功率动态变化率
等于小于逆变器输出有功功率的最大允许变化率Pj时，虚拟同步电机(VSG)的虚拟惯量MVSG设置为虚拟同步电机(VSG)的额定参考惯量Mrvsg。此时，逆变器的运行状态与故障前逆变器的故障运行状态完全一致。
当步骤S2判定为孤岛微电网***正常运行时，逆变器为虚拟同步控制模式，动态调节虚拟同步电机(VSG)的虚拟惯量MVSG提高逆变器的暂态稳定性；具体为：
监测逆变器输出实际功率动态变化率实现动态调整惯量常数，当SG-VSG并联***以虚拟同步控制模式运行时，且逆变器输出实际功率动态变化率
大于逆变器输出有功功率的最大允许变化率Pj时，虚拟同步电机(VSG)的虚拟惯量MVSG设置为虚拟同步电机(VSG)的额定参考惯量Mrvsg；当SG-VSG并联***以虚拟同步控制模式运行，且逆变器输出实际功率动态变化率
小于等于逆变器输出有功功率的最大允许变化率Pj时，虚拟同步电机(VSG)的虚拟惯量MVSG设置为逆变器的暂态惯量Mmin；其数学模型为：
步骤S4：返回步骤S2继续执行。
如图7所示为使用传统模式切换策略的逆变器a相的输出电压Vca和电流ifa示意图。试验中同步电机(SG)和虚拟同步电机(VSG)的参数如表1所示，短路阻抗等于0.1Ω，以模拟接地短路故障。接地故障的持续时间为0.5s。当发生接地故障然后母线电压下降时，逆变器的控制模式将从虚拟同步控制模式切换到滞环控制模式。为了支持总线电压，需要逆变器的输出无功功率，并且将滞环控制的偏移角设置为π/4。当逆变器的控制模式从滞环控制切换到虚拟同步控制模式时，逆变器的输出有功PEINV和无功功率QEINV会周期性地振荡，如图8所示。使用本实施例提出的变惯量控制方法的逆变器可以提高逆变器的暂态功角稳定性，此时逆变器的A相输出电压与输出电流波形如图9所示。当***发生故障时，将逆变器摇摆方程的转动惯量设为Mmin。清除故障后，总线电压将升高，并且逆变器的控制模式从滞环控制模式切换到虚拟同步控制模式。这说明当逆变器的控制模式切换回虚拟同步控制模式后，此时逆变器根据自身输出功率的变化率，动态调节虚拟惯量从而提高了逆变器的暂态稳定性。
对比图7与图9可知，图7为传统的未使用变惯量控制方法的虚拟同步逆变器在故障穿越期间的波形，在逆变器切换为虚拟同步控制后输出电压电流持续震荡，表示其所在***发生了功角失稳问题。图9为使用本变惯量控制方法的虚拟同步逆变器在故障穿越期间的波形，在逆变器控制模式切换为虚拟同步控制其输出电压电流逐渐稳定，恢复至故障前的水平，***不发生失稳问题。因此验证了使用本专利提出的SG-VSG微电网暂态稳定性提升方法的有效性。使用本方法有效避免了传统方法可能带来的暂态失稳问题，因此大幅提高了孤岛微电网的暂态稳定性
表1SG和VSG的参数
| 参数 | 含义 | 数值 |
| P<sub>MSG</sub> | SG的参考有功功率 | 30kW |
| P<sub>MVSG</sub> | VSG的参考有功功率 | 20kW |
| Q<sub>MVSG</sub> | VSG的参考无功功率 | 5kvar |
| D<sub>p</sub> | VSG的阻尼系数 | 20 |
| D<sub>q</sub> | VSG无功控制环的下垂系数 | 166kvar/V |
| R<sub>s</sub>+jL<sub>s</sub> | 虚拟阻抗 | (0.05+0.942j)Ω |
| φ<sub>hyp</sub> | 滞环控制的偏执角 | π/4 |
| Y<sub>13</sub> | 节点①,③之间的导纳 | (0.067-1.057j)S |
| Y<sub>32</sub> | 节点②,③之间的导纳 | (0.07-0.265j)S |
| Y<sub>30</sub> | 节点③对地的导纳 | (0.365-0.043j)S |
| Z<sub>gnd</sub> | 短路阻抗 | 0.1Ω |
| M<sub>SG</sub> | SG的惯量时间常数 | 100s |
| M<sub>VSG</sub> | VSG的惯量时间常数 | 10s |
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并非用于限定本发明的保护范围。凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均包含在本发明的保护范围内。
Claims (4)
1.一种考虑模式切换的孤岛微电网暂态稳定性提升方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1：获取孤岛微电网***中虚拟同步电机的虚拟惯量与孤岛微电网***的总能量间关系的数学模型；
步骤2：实时监测孤岛微电网***中逆变器并网端口点的电压，判定孤岛微电网***是否发生故障；
当步骤2判定为孤岛微电网***发生故障时，逆变器切换为滞环控制模式，动态调节虚拟同步电机的虚拟惯量提高逆变器的暂态稳定性；当监测到逆变器并网端口点的电压幅值偏离额定电压的值小于±5％的额定电压幅值时，逆变器由滞环控制切换为虚拟同步控制模式，在切换过程中动态调节惯量提高逆变器的暂态稳定性；
当步骤2判定为孤岛微电网***正常运行时，逆变器为虚拟同步控制模式，动态调节虚拟同步电机的虚拟惯量提高逆变器的暂态稳定性；
步骤4：返回步骤2继续执行；
所述判定为孤岛微电网***发生故障时，将虚拟同步电机的虚拟惯量设置为逆变器的暂态惯量，使孤岛微电网等效单机无穷大***摆幅方程的输出频率快速跟踪母线电压，其数学模型为：
MVSG＝Mmin，滞环控制模式
其中，Mmin为逆变器的暂态惯量；
所述逆变器由滞环控制切换为虚拟同步控制模式时：如果逆变器的输出有功功率变化太快，逆变器将失去稳定性，逆变器输出实际功率动态变化率
仍大于逆变器输出有功功率的最大允许变化率Pj时，虚拟同步电机的虚拟惯量设置为逆变器的暂态惯量Mmin，使逆变器快速恢复稳定；待逆变器输出实际功率动态变化率
等于小于逆变器输出有功功率的最大允许变化率Pj时，虚拟同步电机的虚拟惯量设置为虚拟同步电机的额定参考惯量Mrvsg，其中，PEINV为逆变器输出的实际功率；
所述当孤岛微电网***正常运行时，逆变器以虚拟同步控制模式运行时，且逆变器输出实际功率动态变化率
大于逆变器输出有功功率的最大允许变化率Pj时，虚拟同步电机的虚拟惯量设置为虚拟同步电机的额定参考惯量Mrvsg；当逆变器以虚拟同步控制模式运行，且逆变器输出实际功率动态变化率
小于等于逆变器输出有功功率的最大允许变化率Pj时，虚拟同步电机的虚拟惯量设置为逆变器的暂态惯量Mmin；其数学模型为：
2.根据权利要求1所述的一种考虑模式切换的孤岛微电网暂态稳定性提升方法，其特征在于，所述步骤1中获取孤岛微电网***中虚拟同步电机的虚拟惯量与孤岛微电网***的总能量间关系的数学模型具体为：
孤岛微电网***未发生故障时，控制孤岛微电网的开关S2与开关S2-1各自接通至其自身的触点1处，控制孤岛微电网的开关SM接通至其自身的触点1处，逆变器以虚拟同步控制模式运行，孤岛微电网的等效单机无穷大***的摇摆方程为：
其中，t为时间；Meq为虚拟同步电机的等效虚拟惯量，且
其中，MSG为同步发电机的惯量；MVSG为虚拟同步电机的虚拟惯量；
PM为等效单机无穷大***的等效参考有功功率，且
其中，PMSG为同步发电机的参考有功功率；PMVSG为虚拟同步电机的参考有功功率；
PINV为同步发电机与虚拟同步电机因自身特性差异产生的固有功率差，且
其中，E1为同步发电机的等效内电势点的等效内电势；E2为虚拟同步电机在等效内电势点的等效内电势；G11为同步发电机的等效内电势点的自电导；G22为虚拟同步电机在等效内电势点的自电导；
Pem为等效单机无穷大***的最大输出功率，且
其中，φ12为同步发电机的等效内电势点与虚拟同步电机在等效内电势点间的相角差；
γ为虚拟功角差，且
δ为虚拟同步电机与同步发电机之间的相角差，即功角：
δ＝δ1-δ2
其中，δ1为同步发电机的相角；δ2为虚拟同步电机的相角；
孤岛微电网无故障时等效参考有功功率为：
令等效功角δ'：
δ'＝δ-γ
则式(1)可以化简为：
其中，Pemg为等效单机无穷大***的输出功率；
则孤岛微电网无故障时不稳定平衡点的总能量为：
其中，δs为孤岛微电网等效单机无穷大***的稳定平衡点S的功角；
当孤岛微电网***发生严重故障时，控制孤岛微电网的开关S2与开关S2-1各自接通至其自身的触点2处，控制孤岛微电网的开关SM接通至其自身的触点2处，逆变器由虚拟控制模式切换到滞环控制模式，孤岛微电网在滞环控制模式稳定平衡点的总能量为：
其中，δ′C1为变器在滞环控制模式时的稳定平衡点的等效功角，δ′S1为孤岛微电网无故障时的稳定平衡点的等效功角；
Vk|C1为孤岛微电网在滞环控制模式稳定平衡点的动能，且
其中，Vk|S1为孤岛微电网无故障时稳定平衡点的动能；
为孤岛微电网的等效单机无穷大***的等效功角加速度；
Vp|C1为孤岛微电网在滞环控制模式稳定平衡点的势能，且
则孤岛微电网***的总边界能量Vsum为：
进一步化简可得虚拟同步电机的虚拟惯量与孤岛微电网***的总边界能量间的数学模型为：
3.根据权利要求2所述的一种考虑模式切换的孤岛微电网暂态稳定性提升方法，其特征在于，所述孤岛微电网***的总边界能量随着虚拟同步电机的虚拟惯量的增加而逐渐降低。
4.根据权利要求1所述的一种考虑模式切换的孤岛微电网暂态稳定性提升方法，其特征在于，所述步骤2具体为：
当逆变器的并网端口点电压幅值偏离额定电压的值大于±5％的额定电压幅值时，判定为孤岛微电网***发生故障；
当逆变器的并网端口点电压幅值偏离额定电压的值小于±5％的额定电压幅值时，判定为孤岛微电网***正常运行。
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| CN106655272A (zh) * | 2017-01-16 | 2017-05-10 | 湖南大学 | 抑制故障瞬时冲击电流型虚拟同步逆变器及其控制方法 |
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