变流器虚拟惯量和阻尼协同自适应控制策略

针对变流器传统虚拟同步发电机控制(virtual synchronous generator, VSG)在暂态过程中出现的频率超调等问题,提出一种虚拟惯量和阻尼系数协同自适应控制策略。首先,对VSG变流器系统进行数学建模;然后,通过分析VSG有功和角频率暂态特性曲线,提出一种虚拟惯量和阻尼系数协同自适应控制策略,同时借鉴传统同步发电机小信号模型分析方法建立有功功率环路传递函数,给出参数的选取范围;最后,基于MATLAB/Simulink仿真,验证了所提自适应控制策略在改善频率和功率暂态特性方面的有效性。     

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。     

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。     

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.     

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。     

计及储能动态的VSG惯量阻尼自适应控制研究

随着风力发电、光伏发电等新能源发电渗透率增加,电力系统的等效惯量和等效阻尼逐渐减小,其稳定性问题变得越来越严峻。虚拟同步发电机（virtual synchronous generator, VSG）技术的提出能有效地解决这一问题。然而,传统的VSG并网逆变器采用恒惯量和阻尼控制,在系统受到扰动时,其鲁棒性较差。因此,为增强系统的鲁棒性,优化其频率响应曲线,本文提出了一种计及储能装置动态特性的并网VSG惯量阻尼自适应控制策略。首先,阐述了VSG的基本工作原理,然后通过建立其数学模型分析不同旋转惯量和阻尼系数对系统输出特性的影响。在此基础上,结合同步发电机（synchronous generator, SG）功角特性曲线和频率振荡曲线设计出旋转惯量和阻尼系数的自适应控制策略,该控制策略通过引入惯性环节以较好地匹配储能装置的动态特性。最后,通过MATLAB/Simulink仿真软件对比分析了所提控制策略和传统的VSG恒惯量和阻尼控制,结果验证了所提控制策略的正确性。     

基于惯量支撑和一次调频需求的VSG储能单元配置方法

分布式电源大量接入电网会引发电网惯量、阻尼缺失和系统稳定性下降问题,虚拟同步发电机(VSG)在分布式电源友好接入和提高电力系统稳定性等方面极具应用前景。作为虚拟惯量的物理基础,储能单元的配置直接影响着VSG的性能和成本。文中基于VSG的惯量支撑、一次调频两大基本功能,建立了响应电网频率波动的储能单元出力模型,提出了一种以元件参数和控制参数为基础的储能单元配置方法。然后,计及下垂系数、阻尼系数和惯性常数,研究了储能单元出力的暂态特性及其调节机制,并分析了储能单元功率、容量需求受控制参数影响的机理,明确了影响程度最大的控制参数。最后,借助仿真和实验证明了所提方法的正确性。     

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。     

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。     

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RBF的VSG转动惯量和阻尼系数自适应控制策略

虚拟同步发电机(virtual synchronous generator,VSG)通过控制策略使电力电子变换器具备同步发电机的转动惯量和阻尼系数,但这两个参数在调节过程中与频率为非线性关系,传统方法都将其作为线性关系来设计控制策略。该类控制策略只能粗略调整两个参数,且调节频率过高。针对这一问题,文章提出了一种基于径向基函数(radial basis function, RBF)神经网络的VSG转动惯量和阻尼系数协同控制策略,通过人工智能算法改进传统控制策略。从VSG数学模型、输出特性和小信号模型三个角度对转动惯量和阻尼系数控制方法进行了分析,给出了对应参数的取值范围;并针对VSG特有的非线性关系建立了双输入双输出的RBF神经网络控制策略;最后,通过MATLAB/Simulink仿真比较传统策略与文章提出的控制策略的瞬态响应,验证所提控制策略的有效性。     

含基于PI控制受端二次调频的特高压直流虚拟同步控制策略

在传统控制策略下,特高压直流（ultra high voltage direct current, UHVDC）输电系统缺乏惯性和阻尼特征,不能响应交流系统频率变化。针对上述问题,首先,提出一种基于虚拟同步发电机（virtual synchronous generator,VSG）技术的UHVDC输电系统双端换流站控制策略,该方法保留了同步发电机转动惯量和阻尼系数2个关键参数;其次,改进了虚拟转子中频率的计算方法,并加入了基于PI控制器的受端二次调频环节;最后,针对负荷突变情况,在Matlab/Simulink中搭建了一个双端VSG系统模型进行仿真。结果表明,该控制策略具有惯性和阻尼特征,能够减小频率波动幅度、速度和超调量,抑制直流系统电压波动,同时实现频率的无差调节。     

Flexible Virtual Synchronous Generator Control for Distributed Generator with Adaptive Inertia

Distributed generators using power electronic converter interface have no inherent inertial response similar to that from the rotating mass of conventional synchronous generators. Virtual synchronous generator (VSG) emulates the behavior of the synchronous generator including system inertia to improve system dynamic performance. Unlike a real synchronous generator, using VSG with proper design, the equivalent inertia of the distributed generator can be controlled in a wider range. In this paper, a flexible virtual synchronous generator (FVSG) control strategy is proposed, with adaptive inertia contributing to a fast and smooth inertial response. The frequency change rate is designed as an adaptive inertia coefficient to flexibly accommodate system inertia with frequency fluctuation rate. Compared with the conventional VSG control, based on fixed inertia coefficient, both inertia support and oscillation suppression are achieved in the proposed control scheme. Moreover, the principles of control parameters design are analyzed in details. Thus, the dynamic response of the system frequency can be substantially improved by the FVSG. Both Matlab/Simulink simulations and prototype tests are implemented to validate the proposed FVSG control strategy on improving system dynamic frequency performance.     

改善虚拟同步发电机阻尼特性的设计方法

虚拟同步发电机(virtual synchronous generators,VSG)控制基于虚拟同步机制可以增大电力系统等效转动惯量,改善电网稳定性。但是由于虚拟同步发电机模拟传统电机的机电暂态特性,传统电机的动态稳定性问题也因此被引入到虚拟同步发电机中。通过建立虚拟同步发电机的动态模型,发现线路电感会对系统等效产生负阻尼力矩;采用复数力矩系数法,分析得到虚拟励磁调节器同样会在控制回路中等效叠加阻尼力矩,存在功率振荡的风险。为改善系统阻尼特性,采用虚拟阻抗控制策略改善电感等效阻尼;并提出一种虚拟电力系统稳定装置(power system stabilizer,PSS)设计方法,可以实现虚拟励磁等效力矩的补偿。最后,通过搭建仿真平台,验证虚拟同步发电机中存在的负阻尼特性以及补偿设计方法的有效性。     

基于虚拟同步发电机的MMC受端换流器控制策略

模块化多电平换流器(modular multi-level converter,MMC)的电力电子拓扑结构决定了其零惯性的特性,对系统惯性无支撑作用,系统发生直流传输功率波动和交流系统发生短时功率失衡都可能导致与火电机组相连的交流电网频率产生较大偏差。针对上述问题,提出了一种基于虚拟同步发电机(virtual synchronous generator,VSG)的MMC受端换流器控制策略。该控制策略在MMC功率外环控制中加入一阶惯性环节,为系统提供惯性参数和阻尼参数,使换流器在运行外特性上与同步发电机相类似。通过建立VSG数学模型,对惯性参数和阻尼参数的动态响应进行分析。基于Opal-RT实时仿真,搭建五端MMC-MTDC系统验证所提出的控制策略的正确性与有效性。仿真结果充分表明,当交直流系统功率发生波动时,该控制策略能够在不依靠复杂通信系统的条件下,有效地抑制交流电网频率波动,VSG控制策略能有效为系统提供惯性和阻尼,提高交流系统频率稳定。