微电网中的虚拟同步发电机技术

针对分布式电源容量较小,几乎没有转动惯量和阻尼作用,对电网稳定性产生很大影响等问题,探讨了虚拟同步发电机技术(virtual synchronous generator,VSG)在微电网中的应用。首先介绍了VSG的基本概念及结构,然后对国内外VSG技术的研究现状以及几种典型的VSG方案进行分析,最后在分析微电网结构的基础上从系统调频、调压2个方面,阐述了VSG在微电网中的作用。研究表明该技术可通过储能装置为分布式电源提供虚拟惯量,使得分布式电源参与系统调频调压,有效解决分布式电源大量接入电网所带来的稳定性问题。     

虚拟同步机惯量及阻尼系数协调优化方法

为了提升虚拟同步机(virtual synchronous generator,?VSG)在各种扰动下的动态响应,提出了一种虚拟惯量及阻尼系数的参数协调优化方法。推导了VSG有功指令与输出电磁功率之间的二阶传递函数,定量分析了VSG动态响应特性与虚拟惯量及阻尼系数的关系。在扰动的初期调整两参数使VSG呈欠阻尼状态实现加快调节,在扰动后期则使VSG呈过阻尼状态来减小超调,兼顾功率调节速度和频率稳定性,降低储能充放电深度。最后,基于Matlab-Simulink仿真软件开展了VSG出力扰动和电网故障扰动下的仿真,对比参数优化前后的动态响应。结果验证了所提优化方法的优越性及稳定性,可以有效提升VSG的动态响应能力,延长VSG储能寿命。     

基于储能型准Z源逆变器的VSG并网控制策略的研究

随着光伏发电装机容量的增加,以传统控制策略并网的分布式光伏电源会大幅度降低电网惯性,使电网稳定性减弱。针对该问题,结合准Z源逆变器的优点,在准Z源网络中引入储能单元,提出基于储能型准Z源逆变器的虚拟同步发电机(VSG)并网控制策略。分析了储能型准Z源的工作模态。采用VSG技术控制系统输出功率,调节直通占空比使光伏功率钳位在最大功率点,蓄电池自动弥补功率缺额。讨论考虑VSG暂态响应时蓄电池的配置问题,并推导直通占空比与VSG转动惯量和阻尼系数的关系,为储能型准Z源逆变器在VSG控制参数设计方面提供参考标准。最后仿真和实验验证了所提策略的有效性。     

一种计及储能容量和SOC约束的模糊自适应VSG控制策略

虚拟同步发电机(virtual synchronous generator,VSG)控制策略可解决分布式能源并网系统缺少惯性的问题,以有效支撑系统频率。VSG控制的惯量设定与储能单元的配置密切相关,首先建立基于储能荷电状态(state of charge,SOC)约束的VSG控制模型,给出计及储能容量和SOC约束的惯量范围,然后充分利用VSG惯量和阻尼系数灵活可调的优势,结合模糊理论提出一种计及储能容量和SOC约束的模糊自适应VSG控制策略,将惯量的范围作为模糊自适应环节的输出论域,使惯量和阻尼参数在合理范围内根据要求实时地进行调整来应对功率变化、负荷扰动以及频率偏移。最后通过Matlab/Simulink仿真对比不同VSG策略的控制效果,验证了所提策略的可行性和有效性。     

基于自适应惯量阻尼综合控制算法的虚拟同步发电机控制策略

在逆变控制领域,虚拟同步发电机(VSG)控制策略可解决分布式能源并网系统缺少惯性的问题来有效支撑电网频率,然而现有VSG控制手段往往忽略了阻尼的作用。为进一步提升VSG对频率稳定性的贡献,在传统VSG控制策略的基础上,结合力学原理证实了VSG虚拟惯量可进行实时变化的可行性,分析了同步发电机转子惯量和阻尼系数与系统频率稳定性的关系,并设计了一种自适应惯量阻尼综合控制(SA-RIDC)算法,实现了虚拟转动惯量与虚拟阻尼的交错控制。通过MATLAB/Simulink仿真工具,将所提出的SA-RIDC算法与传统固定惯量阻尼控制和自适应惯量控制进行对比,结果表明SA-RIDC算法在改善系统频率稳定性方面有着显著的效果。     

基于虚拟同步发电机的惯量和阻尼自适应控制

近些年,由于分布式电源的广泛应用,适用于微电网并离网运行控制的虚拟同步发电机(VSG)技术也得到了广泛的应用.为了提高VSG的调频特性,提出了一种基于VSG的自适应虚拟惯量和阻尼系数协同控制方案.首先通过建立VSG的数学模型,分析了虚拟转动惯量J和阻尼系数D对系统稳定性的影响;然后对传统的VSG控制策略进行改善得到了惯量和阻尼的协同自适应控制策略,并对自适应控制系统的参数进行了确定;最后在Matlab/Simulink仿真软件中进行了模型的搭建和仿真实验,实验结果验证了所提控制策略的可行性和有效性.     

基于模糊控制的自适应虚拟同步发电机控制策略

为了解决分布式能源与电力系统兼容的问题,采用虚拟同步发电机(virtual synchronous generator,VSG)技术,将同步发电机的虚拟惯量和阻尼系数引入逆变器控制,以提高系统的频率响应特性和电网应对扰动能力。在此基础上,提出一种基于模糊算法的自适应VSG虚拟惯量和阻尼系数控制策略。根据同步发电机角频率变化率和角频率偏差的变化规律,重新设计模糊规则调节虚拟惯量和阻尼系数,以提高VSG的控制效果。仿真结果表明,该策略能够合理地抑制瞬态过程中VSG频率和功率的波动,维持电网的稳定运行。     

虚拟同步发电机频率特性与储能设备容量及充放电特性的关系

虚拟同步发电机(virtual synchronous generator,VSG)没有实际的转子,而是通过控制算法模拟实现实际转子的转动惯量和阻尼特性,本质上依赖于储能容量及其充放电特性。基于VSG原理,推导出VSG在输入功率和电网频率变化时的频率特性与所需要的储能容量之间的关系式,据此揭示了VSG虚拟惯性系数、阻尼系数和频率特性与储能容量及其充放电特性之间的关系,并分析了储能设备容量不足对VSG输出特性的影响,提出了一种满足VSG频率特性要求的储能配置方法。仿真结果验证了VSG虚拟惯性系数、阻尼系数、频率特性和储能需求之间的关系,表明VSG预期输出特性的实现需要有合适的储能容量及其充放电特性予以支撑。     

虚拟同步机多机并联稳定控制及其惯量匹配方法

虚拟同步发电机(VSG)技术作为一种分布式电源主动参与电网频率电压调整的新型控制方式,得到了越来越多的关注。通过对同步发电机外特性的模拟,使得微电源逆变器具有同步发电机相同的转动惯量、一次调频、无功调压等特性。提出简化的VSG虚拟惯量控制器,避免了锁相环(PLL)误差引起的频率指令波动对系统稳定性的影响,建立包含中间控制环节状态变量的VSG并联系统小信号模型,并针对主要控制参数对系统稳定性及动态响应的影响进行了分析,最后利用等效同步发电机原理,提出了虚拟同步发电机多机并联运行的虚拟惯量匹配方法,仿真和实验结果验证了所提方法的正确性和有效性。     

辅助风电响应电网一次调频的储能VSG自适应控制策略

针对储能常采用配合频率偏差、经典下垂控制策略下的通用模型并没有类似同步发电机的虚拟"惯性"和"阻尼"特征,不能够充分发挥储能的优势问题,提出了一种辅助风电响应电网一次调频的储能虚拟同步发电机(VSG)虚拟参数自适应控制策略。在风电中通过附加储能一次调频单元来提供惯性和阻尼支持,使得风-储发电系统具备同步发电机的惯性和阻尼特征。结合同步机暂态过程中不同阶段的系统频率特性来配置虚拟惯量和阻尼系数,通过在不同控制方案下的典型区域电网阶跃扰动进行了仿真对比,证明了所提控制策略的有效性。     

含双馈风电场的互联电力系统虚拟惯量与虚拟阻尼协调控制方法

风电场的大规模接入会同时降低互联电力系统的相对惯性和阻尼,虚拟同步发电机(VSG)技术能够有效支撑电网频率,目前对VSG技术虚拟阻尼方面的研究成果较少。为了更有效地利用VSG虚拟阻尼,进一步提升高风电渗透率电力系统的稳定性,推导了VSG控制器参数与虚拟惯量、虚拟阻尼之间的数学关系,针对VSG虚拟惯量与虚拟阻尼调节存在的矛盾,提出一种结合系统主导振荡模式在线辨识和粒子群优化算法的VSG控制器参数协调控制策略。最后通过含双馈风电场的两区域互联电力系统仿真模型验证了所提控制策略的有效性,仿真结果表明所提控制策略可实现系统频率稳定性和功率稳定性的综合优化。     

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TOPSIS算法的多VSG单元协同控制策略

基于电力电子变流器的非同步机电源采用虚拟同步发电机(VSG)控制技术可以实现其对电网的友好支撑,但各VSG单元共同运行时存在虚拟惯量分配及协同支撑电网问题。为更好地实现多VSG单元在提供惯性支撑时的协同配合,提出一种基于逼近于理想值排序方法(TOPSIS)的多VSG单元协同控制策略。首先,通过系统中各储能端的剩余容量和系统频率变化率,对含多VSG单元的系统总惯量大小进行调整;其次,综合考虑各VSG单元的储能荷电状态、换流器容量、储能充放电功率限制等指标差异,结合TOPSIS算法对各VSG单元的虚拟惯量进行合理分配和实时调整,以维持各VSG单元的安全运行,同时减小系统频率波动;进一步建立了含多VSG单元的六端系统小信号模型,对协同控制中的主要参数进行了稳定性分析;最后,通过搭建硬件在环实验平台对所提协同控制策略的有效性进行了验证,结果表明所提方法可以较好地实现多VSG单元的协同运行。     

微网逆变器的VSG转动惯量和阻尼系数自适应控制

近年来随着微网及分布式发电的快速发展,适用于微网并离网运行的虚拟同步发电机(VSG)控制技术被提出。VSG在下垂控制的基础上进一步模拟了同步发电机的转动惯量和阻尼系数。和下垂控制相比,VSG的响应特性得到了进一步的提高,但无法同时保证频率和功率的动态调节性能。针对该问题,对VSG离网工况下的输出频率和并网工况下的输出功率进行了自适应控制。首先,做出不同转动惯量和阻尼系数下的有功环根轨迹,并结合VSG转子机械方程分析转动惯量和阻尼系数对系统的影响,通过建立转动惯量和阻尼系数的自适应函数关系来对VSG实现自适应控制。最后在MATLAB/Simulink中搭建容量为20kVA的VSG自适应控制模型,并搭建了20kVA容量的VSG实验平台,仿真和实验结果验证了所提控制策略的有效性和正确性。     

基于虚拟同步发电机的频率谐振抑制策略

虚拟同步发电机（Virtual Synchronous Generator）技术应用于新能源并网,其惯量和阻尼特性可灵活调节,提高了电力系统可控性、安全性及稳定性。大多数对VSG系统的研究都忽略了电磁磁链的动态过程引发的同步频率谐振现象,该现象在控制参数设计不合理时会导致系统稳定性下降,针对这一问题文中提出了选择VSG最优参数的约束条件。通过分析VSG的同步频率谐振产生机理推导出VSG系统的全频段动态功角,在此基础上推算出维持VSG系统稳定的约束条件,从而引入虚拟惯量与阻尼系数的最佳比值以及虚拟阻抗,消除了同步频率谐振,提高了虚拟同步发电机的稳定性。使用 Matlab/Simulink 软件进行仿真,验证了所提的控制策略具有有效性和可行性。     

采用VSG策略的MMC阻抗建模及并网稳定性分析

随着分布式能源并网的增多,局部电网逐渐呈现出弱电网特性,虚拟同步发电机（VSG）控制由于可以模拟同步发电机的特性,能够为弱电网提供惯性和阻尼支撑。本文采用谐波线性化方法对采用VSG控制策略的模块化多电平换流器(MMC)进行阻抗建模。所得到的阻抗模型在低频段主要呈容性,在高频段主要呈感性,在复杂电力系统中,可能会与电网阻抗存在谐振点。分析了VSG主要控制参数对MMC阻抗的影响,发现有功-频率下垂系数、阻尼系数和虚拟转动惯量主要影响50Hz附近的阻抗。根据阻抗稳定性判据对MMC并网系统进行稳定性分析,发现并网系统在高频段有振荡的风险。     

高风电渗透率下考虑电网频率支撑需求的储能系统配置方法

提出了一种高风电渗透率下考虑电网频率支撑需求的储能系统配置方法.以频率变化率和频率偏差为限制条件,建立新能源系统所能承受的最大功率增量与等效惯性常数、调差系数以及风电渗透率等已知参数的联系.通过对3阶虚拟同步机控制策略下的储能系统容量与控制参数进行量化配置,提高不同风电渗透率系统对不平衡功率的消纳能力.以储能配置在频率支撑中贡献的等效单位调节功率为参考,对不同功率增量下储能系统的频率响应贡献、调频出力占比以及输出功率特性进行刻画与分析.仿真验证了该配置方法下的储能系统可控性强,能够较为精准地提供电网所需的有功调节量,有效改善风电并网环境.