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。     

基于有功微分补偿与虚拟惯量自适应的光储VSG控制策略

针对传统光储虚拟同步发电机(virtual synchronous generator, VSG)存在并网有功稳态偏差与系统动态振荡难以兼顾的问题,提出一种基于有功微分补偿(active power differential compensation, APDC)与虚拟惯量自适应的光储VSG控制策略。首先,建立了基于APDC算法的光储VSG并网有功闭环小信号模型,并通过极点分布图与伯德图的分析,讨论了APDC算法对系统暂态振荡与有功稳态偏差的抑制效果,给出了相关系数的整定方法。然后,为改善频率响应并避免有功超调量的增加,设计了一种基于APDC算法的改进型虚拟惯量自适应策略,同时给出其参数的取值范围。最后,实验结果表明,所提策略能消除VSG并网有功的动态振荡与稳态偏差,具有更小的频率偏差与频率变化率。     

考虑 VSG 构网储能暂态与稳态优化的自适应策略北大核心CSCD

虚拟同步发电机(virtual synchronous generator,VSG)型构网储能因其良好的阻尼与惯量支撑特性已被广泛关注,但VSG型构网储能难以抑制有功暂态存在的超调、振荡的同时削减有功稳态偏差,灵活性差。首先建立VSG型构网储能系统有功环的闭环小信号模型,由系统的特征方程、波特图以及根轨迹分析有功指令与电网频率扰动下的系统暂态与稳态特性。接着指出固定参数VSG型构网储能无法兼顾暂态存在的超调、振荡与稳态有功偏差。因此提出一种自适应VSG型构网储能控制策略,所提控制策略确保自适应参数平滑变化,抑制系统超调、振荡的同时,可削减稳态偏差。最后通过MATLAB/Simulink验证了所提控制策略的有效性。     

基于虚拟惯量控制的新型电力系统功率差前馈振荡抑制方法

为了解决新型电力系统的低惯量、弱阻尼问题,虚拟同步发电机技术备受关注。但虚拟同步发电机在为系统提供惯量和阻尼的同时,也使得系统在受扰动影响时产生有功振荡问题,并且容易产生稳态误差。为此,提出基于虚拟惯量控制的新型电力系统功率差额前馈振荡抑制方法,优化虚拟同步发电机控制,有效地减小了系统在扰动下产生的有功功率和频率冲击,改善了系统的动态稳定性。同时,分别建立常规控制、普通微分前馈控制和功率差前馈控制等控制策略的有功闭环小信号模型,并给出相关参数设计方法。仿真验证表明,所提策略对解决动态振荡、稳态误差问题的有效性与优越性。     

基于有功分数阶微分校正的储能VSG并网有功响应策略

为了解决在有功功率指令、电网频率2种扰动情况下储能虚拟同步机(VSG)并网有功难以兼顾良好的动态特性和稳态性能的问题,提出了一种基于有功分数阶微分校正的VSG(AFDC-VSG)并网有功响应优化控制策略。分别建立典型VSG、AFDC-VSG这2种控制策略的并网有功闭环小信号模型,并给出相应的参数设计过程。利用MATLAB/Simulink仿真软件对比分析不同控制策略在2种扰动下储能VSG的并网有功响应特性,并建立储能VSG并网系统的实验平台。仿真和实验结果共同验证了所提AFDC-VSG策略在优化储能VSG并网有功响应性能方面的有效性与优越性。     

考虑超调的虚拟同步发电机暂态功率振荡抑制策略

虚拟同步发电机(VSG)在有功指令和电网频率扰动下存在输出有功暂态振荡和稳态偏差的问题。控制中增加暂态阻尼环节可以抑制振荡、避免稳态偏差,但存在较大超调问题。通过建立VSG在2种扰动下的有功闭环小信号模型,依据根轨迹分析振荡抑制效果,进一步结合零点分析超调,得到暂态阻尼策略下VSG超调的原因和特性,并提出2种基于有功暂态补偿的VSG功率振荡抑制策略：暂态前馈补偿和暂态反馈补偿。2种改进策略均可以提升系统的暂态阻尼,有效抑制VSG有功振荡,既不会增大稳态偏差,又能大大减小超调。通过MATLAB/Simulink仿真及StarSim硬件在环半实物实验验证了所提策略的正确性和有效性。     

并网模式下虚拟同步发电机的虚拟惯量控制策略

并网模式下,当电网频率出现偏差或者调度指令变化时,虚拟同步发电机（virtual synchronous generator,VSG）输出有功功率都会发生波动,然而现有的VSG分析以及控制方式只能应对调度指令变化下的有功功率波动:电网频率发生偏差时,现有的控制策略可能会使VSG输出有功功率出现较大波动。针对上述问题,首先分析了电网频率偏差下,VSG参数对VSG动态特性的影响以及调度指令变化下,功角振荡和虚拟惯量之间的关系。在此基础上,提出一种虚拟惯量控制策略:在调度指令变化时,采用虚拟惯量自适应控制,并给出参数选取原则;在电网频率发生偏差时,采用基于信息熵的虚拟惯量寻优值。最后通过Matlab/Simulink仿真,验证了所提虚拟惯量控制策略在有功调度和电网频率偏差下的优越动态特性。     

优化储能VSG动态特性的d轴电流微分前馈控制

传统储能虚拟同步机(virtual synchronous generator,VSG)控制的动态特性和下垂特性无法单独调节,因而不能较好地同时满足抑制有功功率动态振荡及电网一次调频的需求。为此,提出了一种优化储能VSG动态特性的d轴电流微分前馈控制方法。该方法利用d轴电流经微分环节前馈到有功功率控制环路,通过调节微分环节的参数改善VSG的动态特性且不影响下垂特性,同时不加剧有功功率和无功功率之间的动态耦合程度。首先分析了所提方法通过调节系统阻尼比改善动态特性的控制机理,给出了微分环节参数的设计方法。然后建立了考虑所提方法的状态空间小信号模型,接着利用参与因子确定了特征根和状态变量的关联程度,在此基础上详细分析了相关参数对动态特性的影响,同时利用参数灵敏度分析了微分环节参数对所有特征根的灵敏度影响。进一步分析了含电流微分前馈控制的VSG的解耦特性和鲁棒性。最后通过仿真和实验验证了电网频率变化和功率设定值变化时所提方法的有效性。     

基于自适应旋转惯量VSG控制策略光储微网系统

针对光伏储能并网发电系统采用常规虚拟同步机VSG(virtual synchronous generator)控制策略在负荷扰动时系统的稳定性和动态性能欠佳的问题,本文提出一种基于自适应旋转惯量VSG控制策略的光伏储能并网发电系统。在常规VSG控制策略的基础上,利用同步发电机的功角特性曲线及转子角速度振荡周期曲线,分析了自适应旋转惯量对系统频率的影响,并对自适应旋转惯量VSG控制策略的稳定性分析及关键参数整定设计。最后,将自适应旋转惯量VSG控制策略应用于光伏储能并网发电系统中并建立其仿真模型。仿真结果表明:在负荷扰动情况下,采用自适应旋转惯量的VSG控制策略的光伏储能发电系统的稳定性和动态性能较好。相比常规的VSG控制策略频率波动及输出功率的波动性明显得到抑制。     

基于带通阻尼功率反馈的虚拟同步发电机控制策略

虚拟同步发电机(VSG)通过在虚拟惯量控制环节中引入阻尼功率反馈来抑制有功功率振荡。传统基于锁相环的阻尼功率反馈方案需要依赖电网电压信息,这违背了VSG要将并网逆变器控制成输出电压幅值和频率完全独立可控的自同步电压源的目标。而传统无锁相环阻尼反馈方案本质上将下垂控制和阻尼反馈简化成了一个下垂环节,因此不能同时满足功率振荡抑制以及电网一次调频的需求。为此,提出一种基于带通阻尼功率反馈的VSG控制策略,并对改进VSG控制策略的有功闭环特性进行分析,给出带通阻尼功率反馈环节的参数设计方法。该方案既可以有效抑制功率振荡,又可以消除阻尼功率反馈与下垂控制间的相互影响,进而保证VSG的一次调频以及有功功率分配性能可以满足电力系统的要求。最后,仿真和实验结果均证明了提出方法的有效性。     

基于VSG的光伏及混合储能系统功率分配与虚拟惯性控制

在基于虚拟同步发电机(VSG)控制的光伏及混合储能系统中,不同类型的储能之间存在协调配合问题,其荷电状态(SOC)也与VSG的控制策略密切相关。针对该问题,提出了一种基于VSG的光伏及混合储能系统的协调控制策略。在逆变器直流侧引入混合储能系统,并基于VSG控制原理对其进行功率分配。根据储能SOC与VSG虚拟惯性之间的定量关系,设计了一种改进的虚拟惯性自适应控制策略,并给出相关参数的选取原则,在改善系统输出频率和功率动态响应的同时,对储能SOC进行控制。基于MATLAB/Simulink进行仿真,结果表明所提控制策略可以有效改善系统电压和频率的稳定性,实现混合储能之间功率的合理分配,提高储能的充放电性能并延长其寿命。     

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。     

基于VSG的改进型虚拟阻尼控制策略与特性分析

传统虚拟同步发电机（VSG）控制策略可模拟同步发电机的惯量和阻尼特性,但会使并网逆变器产生功率振荡和功率偏差。针对虚拟同步发电机动态过程中存在的功率振荡问题,提出一种基于VSG的改进型虚拟阻尼控制策略来抑制功率振荡。首先介绍了传统阻尼绕组与常系数虚拟阻尼绕组抑制功率振荡的原理及特性,其次利用根轨迹法分析设计了改进型虚拟阻尼控制策略的参数,最后搭建仿真模型验证了该控制的有效性及准确性。     

参数协调模糊自适应VSG控制策略

常规虚拟同步发电机(Virtual synchronous generator VSG)虽能解决新能源并网缺少惯性的问题,能够有效支撑系统频率,但同时带来扰动下的有功频率振荡现象。为进一步抑制功率振荡,全面改善系统动态响应性能,首先建立VSG有功环的小信号模型,根据闭环传递函数极点分布图分析虚拟参数选取对系统性能的影响。其次借鉴同步发电机功角、角频率曲线,设计精细化的虚拟惯量模糊调节规律,同时考虑有功超调量、频率变化率、调节时间和上升时间这4个性能指标选取适宜的阻尼比,虚拟阻尼根据所选阻尼比随虚拟惯量的变化协调自适应调节。最后通过Matlab/Simulink对比几种不同的VSG控制策略,验证所提控制策略的可行性和有效性。     

基于双机并联虚拟同步机系统的自适应控制策略研究

近年来,为了使分布式发电系统呈现类似于同步发电机的特点,基于同步发电机机电暂态分析理论的虚拟同步发电机(Virtual Synchronous Generator, VSG)控制技术受到了世界各国学者的广泛关注。然而多并联VSG系统在并网和故障稳定的过渡过程中存在功率振荡及频率波动,对电力系统的动态响应和稳定性有负面影响。文章介绍了VSG控制策略,建立了两台VSG并联的小信号模型,分析振荡时系统变量的变化情况,并提出一种基于自适应前馈控制的双机并联VSG控制策略。通过角频率的变化自适应增加前馈量补偿系统的功率缺额,提高了系统的响应速度和功率分配精度,抑制系统频率波动和有功功率振荡,保证了系统的快速稳定和安全性。最后在Matlab/Simulink平台上建立了仿真模型,仿真结果证明了所提出控制策略的可行性和有效性。     

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。