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发电机频率协调虚拟同步控制技术研究

2023-10-03 135 上传者：管理员

摘要：在电网突发异常情况下，针对虚拟同步发电机的频率协调控制技术控制性能差，导致虚拟发电机输出的有功功率波动较大，设计一种适应多种电网工况的虚拟同步发电机频率协调控制技术。分析电网中虚拟同步发电机转子部分等效主电路，获取标幺值惯量，经过普拉斯变换得到发电机输出有功功率变化量与电网频率变化量之间传递函数模型，描述虚拟发电机运行状态，设计针对虚拟同步发电机频率的内环控制器结构，优化整体的控制策略。仿真结果表明，在不同的电网异常情况下，设计的虚拟同步发电机频率协调控制技术下，发电机输出有功功率输出波动小，更加接近稳定状态。

关键词：
惯性控制
电力系统
虚拟同步发电机
虚拟惯量;
频率协调控制
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我国传统电力系统中逆变器等并网单元和负荷间往往存在惯性不足的问题，使得并网单元响应电网频率变化时缓慢，无法及时投入备用容量来维持电网频率稳定[1,2]。传统的同步发电机和并网单元等控制系统在新能源接入后能快速、精确地响应电网频率变化，实现多个分布式电源协调参与电网频率调节，提高系统的稳定性[3,4]。虚拟同步发电机是一种以可调发电机的部分可控特性为特征的新型发电机组，利用模拟同步发电机的机械转动惯量和频率特性完成[5,6]。为克服传统同步发电机调频性能不足，虚拟同步发电机控制技术在电源系统中得到广泛应用。但是针对虚拟同步发电机的频率协调控制技术中，在不同的电网工况下，对于虚拟发电机的控制性能受到限制，导致虚拟发电机输出的有功功率波动较大，影响电网的整体运行效果。因此本文针对虚拟同步发电机，设计一种频率协调控制技术，以期能够实现电网在不同工况下虚拟发电机的稳定控制。

1、虚拟同步发电机频率协调控制技术

1.1建立虚拟同步发电机本体数学模型

电网中虚拟同步发电机的旋转发电机转子绕组、定子绕组、定子铁芯以及转子和定子的铁芯共同组成发电机的转子部分，是其转动惯量的主要来源[7]。本文以两电平并网变流器作为主要的研究对象，将其等效为虚拟同步发电机，其结构如图1所示。

在上述的虚拟同步发电机的有功功率控制过程中，引入标幺值的惯量计算公式为：

上式中，ε(t）表示发电机的转动惯量，γ为惯性系数，δ为发动机的角功率，V为发动机输出电压，F为电网电压，ω0为发动机的额定角频率，ω*转子角频率的标幺值，ωg*电网角频率的标幺值[8]。的值为1时，γ取值0.05,ε(t）的取值范围为0.000 1～0.08之间。将式（1）进行普拉斯变换，得到的小信号模型为：式中：Δ表示变化量，Ω为电阻；Hk为转差率；b、c、d分别为发电机转子侧电容电压、转子侧电感和阻尼系数。

在虚拟同步发电机中，调速器作用主要是通过调节励磁电流和励磁电压来改变发电机的转子转速和磁链，将发电机中的调速器数学模型进行解耦。对于不平衡电源而言，转子转速随着负荷变化。由于VSG中调速器和电网之间存在信息交互，因此发电机输出有功功率变化量与电网频率变化量之间传递函数模型可以描述如下：

式中，G0(s）为开环传递函数，G1(s）为闭环传递函数，Se为励磁电压，I为励磁电流，M调速器输出转矩，n是系统阻尼系数，r是调速器输出转矩，k是电网频率，O是调速器励磁电流，a是有功功率调节系数。对于平衡电源而言，通过增加励磁电流来改变其转子转速与负荷之间的关系可以实现同步发电机的调频功能，并能准确描述虚拟发电机运行过程的系数函数关系。

1.2有功频率控制器设计

在有功频率控制器的设计过程中，首先要明确参与调频时虚拟同步发电机组频率控制目标为维持系统频率稳定。因此在进行虚拟同步发电机组有功频率控制器设计时，需通过优化DR参数来满足保持系统频率稳定的前提下，同时又不损失系统负荷变化对频率影响的程度。其内环控制结构图如图2所示：

使用图2中的内环控制器对发电机频率进行协调控制的过程中，当虚拟同步发电机组有功出力固定时，由调速器输出DR信号经电压电流双闭环反馈后，得到调速器输出控制信号和电网电压及电流，并将上述的数据作为输出量，通过逆变器侧电流传感器检测逆变器输出电压，将其作为新控制量并经过微网控制器送至功率输出层。当虚拟同步发电机组有功出力变动时，内环控制器DR信号由一个反馈环路反馈回调速器中，将调速器响应作为新的控制量输入给逆变器侧；另一个反馈环路反馈回电压电流双闭环控制环路中的功率输出层和电压输出层，从而通过调节逆变器侧有功出力来保持系统频率稳定。

由于在实际中得到的DR信号是一个关于给定值U(sd）及其变化率U(cd）的周期信号，因此该调速器参数是一个随时间变化的动态过程。在此过程中，虽然DR信号能够快速响应并保持系统频率稳定不变，但是由于DR1和DR2及其导数都具有一定延迟时间，所以当系统发生扰动时无法快速响应并维持系统稳定。此时VSG机组需要通过调整励磁电流大小来对调速器进行动态调节，以保证系统频率稳定在设定范围内。在有功频率控制器设计完成后，需要对整体的协调控制流程进行设计。

通过调节二次调频调速器参数来匹配电力系统有功频率特性与VSG机组有功调频控制之间的差异。根据控制过程中的叠加定理：

式中，U(sd）、U(sq）为发动机两相静止坐标系的端口电压，PI为控制器中的比例积分运算，U(cd）、U(cq）为发动机两相静止坐标系的网测电压。当二次调速器参数选择较大时，逆变器侧功率不能快速响应电网负荷变化并维持系统频率稳定；当二次调速器参数选择较小时，逆变器侧功率能快速响应电网负荷变化并维持系统稳定。

2、仿真测试

2.1建立仿真模型

为了验证本文设计的虚拟同步发电机频率协调控制技术的有效性，搭建一个五端柔直系统模型，对本文设计的协调控制技术进行测试。建立的仿真模型如图3所示：

图3的模型中，风电侧换流站表示为WVSC1、WVSC2，采用的是直流电压进行控制，将本文设计的发电机频率协调控制技术用于交流侧的换电站控制。交流电网的相关的参数如表1所示。

在以上的仿真模型中，风电场中共有120个虚拟同步发电机组，每台机组的容量为4 MWA，交流侧的换电站的功率输出范围80～240 MW。

2.2负荷突增情况下的控制效果研究

在仿真模型的系统的运行过程中，在0～2 s保持正常负荷运行，在运行时间为2 s时，令模型中的有功负荷增加30%，使用本文设计的虚拟同步发电机频率协调控制技术、基于不对称条件的控制技术和基于双馈感应的控制技术共同对仿真模型进行控制，得到的虚拟同步发电机有功功率的输出控制情况如图4所示。

由图4可知，本文模型中的虚拟同步发电机的G11和G12的输出功率在增加突发负荷后，都存在一定的波动，在本文设计的控制技术下，G11和G12虚拟同步发电机的输出功率与其他两种控制技术相比，有一定程度降低，负荷突增产生的功率缺额一部分通过换流站输入到电网模型中。

2.3模型换流站故障停运情况下的控制效果研究

在正常运行的情况下，设置换流站GSVSC1突发故障停运，分别使用不同的协调控制技术对电网模型进行控制，并在此过程中对虚拟同步发电机的输出功率进行监测。得到的虚拟同步发电机有功功率的输出控制情况如图5所示。

由图5可知，在故障停运的情况下，本文设计的虚拟同步发电机频率协调控制技术得到的最终发电机输出有功功率更加接近稳定状态，这也说明在模型换流站故障停运情况下，本文设计的控制技术的控制效果优于两种传统的控制方法。

3、结束语