基于改进虚拟同步发电机算法的微网逆变器二次调频方案

基于改进虚拟同步发电机算法的微网逆变器二次调频方案Secondary Frequency Regulation for Microgrid Inverters Based on ImprovingVirtual Synchronous Generator李斌, 周林, 余希瑞, 郑晨, 刘晋宏输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室(重庆大学),重庆市 沙坪坝区 400044LI Bin, ZHOU Lin, YU Xirui, ZHENG Chen, LIU JinhongState Key Laboratory of Power Transmission Equipment 周林(1961),男,教授,博士生导师,主要从事微电网控制及新能源方面的研究。 基金项目： 国家自然科学基金(51477021); Project Supported by National NaturalScience Foundation of China (51477021);文章编号: 1000-3673（2017）08-2680-08 中图分类号: TM721摘要传统的虚拟同步发电机控制方案可帮助微网逆变器实现一次调频功能,为微网提供频率支撑,然而一次调频属于有差调节。通过改进虚拟同步发电机的控制结构,可使逆变器根据工作模式在一次调频和二次调频之间切换。二次调频适用于孤岛模式的微电网,可实现微网频率的 无差控制,同时利用小信号等效以及根轨迹分析方法对二次调频控制策略进行了稳定性分析,并给出了相关参数的选取范围。该方案可使多台逆变器参与调频并按容量均分缺额功率,有利于总调频容量以及微电网容量的扩展。此外,二次调频对频率额定值的追踪功能还可辅助完成微网孤岛模式到并网模式的预同步环节,保证了预同步过程的顺利实行。最后,通过微网仿真平台验证了所提控制方案的有效性。关键词 : 微电网; 虚拟同步发电机; 小信号等效; 二次调频; 预同步控制;DOI：10.13335/j.1000-3673.pst.2016.3224ABSTRACT Traditional virtual synchronous generator control scheme can help inverters torealize primary frequency regulation and provide frequency support for microgrid.However, steady-state error exists by using this method. With improved controlstructure of virtual synchronous generator, function of secondary frequencyregulation for island mode can be obtained to stabilize microgrid frequency.System stability is discussed through small signal equivalent analysis androot-locus method, and selection range of related parameters is confirmed. Simultaneously, active power sharing according to inverter capacity can beimplemented by changing related parameters. It helps several inverters toparticipate in secondary frequency regulation together, conducive to extend totalcapacity of frequency regulation and microgrid. Furthermore, the proposedsecondary frequency regulation can assist implementation of pre-synchronizationfunction. Simulation results verify effectiveness of the proposed method.KEY WORDS : microgrid; virtual synchronous generator; small signal equivalent analysis;secondary frequency regulation; pre-synchronizationcontrol;0 引言随着化石能源的不断消耗以及环境问题的日益凸显,分布式发电受到普遍关注,带动可再生能源的渗透率逐年提高。为了推进分布式电源(distributed generator,DG)的一体化建设,有学者提出了微网结构 [1],由分布式电源、储能装置、能量转换装置、负载以及保护装置等组成。微网可灵活的实现自我控制、保护和管理,通过与电网的交互补充可缓解大量分布式电源接入对电网造成的冲击。但与传统大电网的同步发电机相比,微网的电力电子逆变器存在容量较小、输出阻抗较低、缺乏系统惯性等缺陷,随着分布式电源的渗透率不断提高,电网的稳定性问题变得日益严峻 [2-3]。为了在逆变器中引入同步发电机的同步机制,一种新型的控制方案被提出,该策略通过模拟同步发电机的转子运动方程,使逆变器具备了阻尼功率振荡的能力,从而帮助改善系统的稳定性,这就是虚拟同步发电机控制策略(virtual synchronousgenerator,VSG)[4-8]。由于微网具有离网(孤岛模式)和并网 2 种工作模态,因此需要研究不同工作模态下的 VSG 控制算法,以及相应的电网电压跟踪功能以保证无缝切换 [9]。但是针对 VSG 策略的设计,目前文 献大多仅能实现同步发电机一次调频调压的功能,即 VSG 可实时调整自身出力为电网提供频率和电压支撑[4-9]。但是一次调频是有差调节,不能保证孤岛运行时的电能质量,这就需要微网中有能实现二次控制的分布式电源(distributed generator,DG)。目前的控制方法主要分为3 类：1）集中式的二次调频控制算法,文献[10]模拟电力系统分层思想,提出了一次电压频率控制(第一层),二次电压频率控制(第二层)以及联络线功率控制(第三层),其二次调频的实现需要调度中心实时计算功率缺额,然后根据一定的规则将功率缺额分配给各发电单元 [11-12],这使得 DG 间需要复杂的通信线互联,可靠性较低,较低的通信带宽也会导致系统响应存在延迟[13];此外,该策略也无法实现 DG 的即插即用,扩展性较差。2）基于一致性的半分布式方案[7,14-15],即通过相邻 DG 的通信,实现电压和频率的二次控制,该方法无需调度中心即可完成缺额功率的均分,但是通信的引入势必影响系统的响应速度。3）分散式控制方法,利用下垂控制策略以及本地 DG 信息进行控制,可实现 DG 的即插即用,系统可靠性高,扩展性好,系统运行 更加灵活。传统的分散式控制方法需要一台容量较大的逆变器运行在恒压频(VF)模式下,为微网提供电压和频率支撑;但 VF 方案本质上控制的是三相交流电的电压和频率,并没有对电压的相位进行控制,这就导致在负载突变等暂态过程中,电机类负载的转速受到冲击会变慢,但是电机的供电频率也就是同步角速度仍保持不变,导致电机类负载产生瞬时失步,从而引起转矩和转速振荡;由于缺少对电压相位的控制,此暂态过程会持续较长时间,这也是恒压频控制响应较慢且控制精度不高的主要原因;同时,为了满足负荷功率变化的需求,采用 VF 控制的逆变器只能是微网中包含大容量储能装置的间歇性微源或大容量非间歇性微源。文献 [16-17]提出一种自适应调节下垂系数的控制算法,通过自动改变功频曲线的下垂系数,实现频率的无差调节,但是该方法受制于控制结构,无法实现多台逆变器共同参与二次调频。文献[18]结合传统发电机在二次调频操作下的频率移动轨迹,设计出一种 S 形曲线的下垂控制策略,该方法通过改变下垂系数,使微网频率稳定在一定的误差范围,达到减小频率波动的效果; 但并不能实现无差调节,无法满足频率敏感负荷的需求。文献[19]提出了基于下垂控制的二次调频控制方法,通过在调频单元中引入 PI 环节实现了频率的无差控制;但是并没有针对 PI控制器展开具体分析,其对系统动态性能的影响以及参数的选取均未涉及。本文提出基于改进 VSG 算法的二次调频控制策略,在阻尼环节中引入积分器,与阻尼转矩组合成 PI 控制器,完成对频率扰动分量的衰减控制,使 VSG 在孤岛模式下可自动跟踪负荷波动并改变自身的出力,为微网提供频率支撑。同时,通过改变二次调频的控制参数,还可实现多台逆变器对微网缺额功率的按容量分配,达到微网内多台逆变器同时参与调频的目的,有利于总 调频容量以及微电网容量的扩展。此外,在离并网切换过程中,二次调频控制策略还可辅助完成微网对电网频率的跟踪。最后通过仿真平台完成了对上述控制方案的验证。1 VSG 的基本原理图 1 为采用 VSG 控制策略的主电路结构,直流侧为带有储能的分布式电源,为简化分析,这里使用直流源代替。图 1 中：主电路采用三相电压型逆变器;U dc 为直流源电压;Rg、Lg 为 VSG到公共耦合点 PCC 的线路阻抗;RL、L、C 分别为 LC 滤波器的电感内阻、滤波电感和滤波电容;uo、io 分别为滤波电容电压和逆变器输出电流;ic 为滤波电容电流;em 为电压指令信号;Pm、Qref 分别代表输入机械功率和无功给定;Pe、Qe 分别代表逆变器输出有功和无功功率。功率外环通过控制逆变器瞬时有功和无功功率,得到指令电压作为电压环的输入信号。为保证输出精度,电压环采用跟踪性能突出的准 PR 控制器,同时为抑制 LC 滤波器在轻载或空载时由于输入侧扰动而产生的较大震荡,在电压环中引入基于电容电流反馈的有源阻尼内环,以实现抑 制谐振的效果。 图1 基于虚拟同步发电机算法的逆变器控制框图 Fig. 1 Controlling diagram of inverter based on VSG1.1 功频控制器结构图 3 为功频控制器和励磁控制器的结构框图。S1 为二次调频使能开关,S2—S4 为预同步控制使能开关。功频控制器主要模拟了同步发电机的转子运动方程,本文对其数学模型的建立旨在使分布式电源具有同步发电机的基本特性,而不期望引入过多同步发电机的暂态过程,因此采用同步发电机的二阶模型 [4]⎧ ⎩ ⎨ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ Jdω dt=Tm−Te−Td=Pmω N−Peω N−D(ω −ω ref)dδ dt=ω {Jdωdt=Tm−Te−Td=PmωN−PeωN−D(ω−ωref) dδdt=ω (1)式中：T m、Te、Td 分别为机械转矩、电磁转矩和阻尼转矩;J 为同步电机的转动惯量,其单位是 kg·m2;D 为阻尼系数,代表阻尼绕组的作用;当极对数 p=1 时,同步发电机的机械角速度ω即为电气角频率,经过一次积分变换可得到参考电压的相位信息;ωg 为电网同步角频率;ωN为额定角频率,通过开关的切换,二者在不同模式下为 VSG 提供角频率给定ωref;通常令逆变 器的ωref 等于ωN,以实现一次调频的功能;Pm、Pe 分别代表输入机械功率和电磁功率;Δωpre为预同步环节输出的同步补偿角频率。由式(1)可知,当系统达到稳态时,有Pm−Pe=Dω N(ω −ω ref)Pm−Pe=DωN(ω−ωref) (2)式(2)表明,VSG 的有功功率和频率之间存在下垂特性,见图 2,此时假设微电网处于并网状态,ω ref 等于ωg。当电网频率下降时,VSG 可自动调整自身出力,增加注入电网的有功功率,从而实现一次调频功能,此时工作点从图 2 中的 A 点移动到 B 点;当网侧频率增大时则相反,一次调频功能同时也是有差调节。目前文献针对 VSG 有功环路的设计大多基于一次调频实现,文献[18]提出了二次调频调压的控制思路;但文章主要是针对离并网切换的无缝控制展开讨论,并未给出二次控制方案的详细分析以及相关参数的选择方法。在孤岛模式时,微网的电压和频率由逆变器自身来完成调节。二次调频即通过模拟同步发电机改变调速器工作特性的方式实现频率二次控制,使转速稳定在额定值,即从图 2 中的 B 点移 动到 C 点。 图 2 一次调频和二次调频 Fig. 2 Primary and secondary frequency regulation1.2 励磁控制器结构图 3 中 VSG 的励磁控制器,包括 VSG 的空载电压和无功功率控制部分 Em=kq∫ t0[Qref+ku(Uref−Upcc)−Qe]dt+E0Em=kq∫0t[Qref+ku(Uref−Upcc)−Qe]dt+E0 (3)式中：Qref 为无功功率指令值;Qe 为逆变器输出无功功率测量值;E0 为 VSG 的空载电势;ku 为电压下垂系数;kq 为无功调节系数。图 3 中：Ug、UN 分别为电网电压和额定电压的有效值,通过模式开关 S 2 的选择,为微网控制器提供电压参考 Uref。为避免线路压降对输出电压的影响,保证孤岛模式下微网公共耦合点电压的稳定,这里引入公共耦合点电压反馈 Upcc。励磁控制器生成的指令电压的幅值信息和前面得到的相位信息合成即可得到电压环的输入指令信号 em,其表达式为⎧ ⎩ ⎨ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ema=2√ Emsinδ emb=2√ Emsin(δ −2π 3)emc=2√ Emsin(δ +2π 3){ema=2Emsin⁡ δemb=2Emsin⁡ (δ−2 π 3)emc=2Emsin⁡ (δ+2 π 3) (4) 图 3 VSG 的控制实现Fig. 3 Structure of VSG control2 VSG 的二次调频方案 微网具有离网和并网 2 种运行方式,在并网模式下,开关 S1、S4 断开,S2 切换到 UN,开关 S3 切换到ωN,如表 1 所示,此时系统运行于下垂控制模式,可实现一次调频功能,相比较传统的下垂控制,VSG 的输出有功功率得益于惯性环节的引入,暂态过程更加平滑,具备了阻尼功率振荡的能力,提高了系统频率的稳定性。现有文献已对该模式下的 VSG 控制做过详细论述[9]。下面针对离网模式讨论 VSG 的二次控制方案设计。 表 1 VSG 运行模式 Tab. 1 Operation mode of VSG2.1 二次调频控制在离网模式下,开关 S1 闭合,S4 断开,S2 保持在 UN,开关 S3 保持在ωN。此时 VSG 可实现二次控制,其中二次调频是将积分器引入到 VSG 的功频控制环路,和阻尼转矩共同组成 PI 控制器,从而实现对额定频率的跟踪控制。不同于传统的 VF 控制模式,VSG 的二次控制通过控制角频率达到控制输出电压相位的目的。下面将就 k i 的引入对系统性能的影响展开分析并确定ki 的取值范围。首先建立系统的小信号等效模型。图 4 为离网模式下的等效电路,其中,逆变电源输出电压为E∠δ,线路阻抗 Z∠α=Rg+jXg,ZL 为负载阻抗,逆变器输出的视在功率为 S=P+jQ,假设线路阻抗与负载阻抗统称为 R+jX,则[20]⎧ ⎩ ⎨ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ P=RE2(cos2δ −sin2δ )+2XE2sinδ ⋅ cosδ R 2+X2Q=2RE2sinδ ⋅ cosδ −XE2(cos 2δ −sin2δ )R2+X2 {P=RE2(cos2δ−sin2δ)+2XE2sin⁡ δ⋅ cos⁡ δR2+X2 Q=2RE2sin⁡ δ⋅ cos⁡ δ−XE2(cos2δ−sin2δ)R2+X2 (5) 图 4 离网模式下逆变器等效电路 Fig. 4 Equivalent circuit of inverter under island mode考察静态工作点(Es, δs)处的扰动∆E 和∆δ引发的 VSG 输出功率偏差,对逆变器输出功率表达式(5)进行线性化并简化表示[21]⎧ ⎩ ⎨ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ Δ P=2XEs2cos2δ s−2REs2sin2δ sR2+X2Δ δ +2REscos2δ s+2XEssin2δ sR2+X2Δ E= KpfΔ δ +KpeΔ EΔ Q=2REs2cos2δ s+2XEs2sin2δ sR2+X2Δ δ + 2REssin2δ s−2XEscos2δ sR2+X2Δ E= KqfΔ δ +KqeΔ E{ΔP=2XEs2cos⁡ 2δs−2REs2sin⁡2δsR2+X2Δδ+ 2REscos⁡ 2δs+2XEssin⁡ 2δsR2+X2ΔE= KpfΔδ+KpeΔE ΔQ=2REs2cos⁡ 2δs+2XEs2sin⁡ 2δsR2+X2Δδ+ 2REssin⁡ 2δs−2XEscos⁡ 2δsR2+X2ΔE= KqfΔδ+KqeΔE (6) 式中 Kpf、Kpe、Kqf、Kqe 分别为对应的增益。本文为简化分析,将有功和无功看作近似解耦,结合式(1)—(3)、(6),可得到离网模式下功率外环的小信号等效模型,如图 5 所示。根据图 5 中有功环路的控制框图,可以求出定子角频率ωref 到ω的闭环传递函数Gω ref−ω =KpfJω Ns2+Dω Ns+kiω N+KpfGωref−ω=KpfJωNs2+DωNs+kiωN+Kpf (7) 图 5 VSG的小信号等效模型 Fig. 5 Small-signal equivalent model of VSG 表 2 VSG 控制方案系统参数设置 Tab. 2 Parameters settings for VSG algorithm下面考察积分器增益 ki 对系统稳定性的影响,式(7)的闭环特征方程为s2+DJs+kiJ+KpfJω N=0s2+DJs+kiJ+KpfJωN=0 (8)当 ki≠0 时,对于确定的 J 和 D,以比例系数 ki 为开环增益的等效开环传递函数为Gp=kiJs2+Ds+Kpfω NGp=kiJs2+Ds+KpfωN (9) 式(9)令 ki 增大时的系统根轨迹如图 6 所示。 图 6 系统随 ki 增大时的根轨迹图 Fig. 6 Root locus diagram with increasing ki从图 6 可以看出,一对共轭复根始终在虚轴的左侧,说明 ki 的引入不会影响原有系统的稳定性。下面求取 ki 的取值范围。本文所提 VSG 的二次控制本质上是通过衰减额定角速度的扰动分量来达到跟踪效果。因此,参数 ki 需要保证角频率开环传递函数的环路增益满足衰减条件,即环路增益小于 1。根据图 5,定子角频率的开环传递函数为Gω ref−ω =KpfJω Ns2+Dω Ns+kiω NGωref−ω=KpfJωNs2+DωNs+kiωN (10)由于角频率的扰动分量在复频域内处于极低频段,因此式(10)的环路增益可以近似化简为Top=Kpfkiω NTop=KpfkiωN (11)令式(11)小于 1 即可得到 ki 的取值下限。通常同步发电机的时间常数为秒级,为模拟同步发电机二次调频时的暂态响应曲线,保证微网系统频率的稳定,k i 的取值不能过大,以避免扰动分量衰减过快导致微网频率出现失步。因此,本文在环路增益为 0.1 时求得 ki 的取值上限。在此取值范围内,系统既可实现对扰动分量的衰减,同时又能保证频率在暂态恢复过程中对同步发电机机械惯性的模拟,有利于系统频率的稳定。图 7 为在不同的 ki 取值下,系统角频率的开 环传递函数对应的波特图。从图 7 可看出,随着 ki 的增大,系统在低频段对扰动分量的衰减能力不断增强。 图 7 定子角频率开环传递函数的波特图 Fig. 7 Bode diagram of the open-loop transfer function of system angularfrequency从式(11)可得出,逆变器输出电压角频率的闭环增益为Tcl=Top1+TopTcl=Top1+Top (12)为实现逆变器在二次调频时按容量均分缺额功率的功能,结合式(12)可以计算得到参与二次调频的逆变器对应的积分参数 k i 的取值,即Tcl1:Tcl2:⋅ ⋅ ⋅ Tcli=Snl:Sn2:⋅ ⋅ ⋅ Sni(i=1,2,3⋅ ⋅ ⋅ )Tcl1:Tcl2:⋅ ⋅ ⋅ Tcli=Snl:Sn2:⋅ ⋅ ⋅ Sni(i=1,2,3⋅ ⋅ ⋅ ) (13)式中 Tcli、Sni 分别为逆变器角频率的闭环增益和逆变器容量。2.2 离并网切换控制前节所提的 VSG 二次调频控制还可辅助完成预同步控制的频率同步环节。微网在并离网切换过程中,VSG 可保持并网时的初始状态(包括电势和相位),不会出现明显的暂态过程,即实现 并离网的无缝切换。但是逆变器在孤岛运行时,由于电压和频率的调节作用,其运行状态和电网之间会出现偏差,此时强行并网会导致冲击电流过大而使并网失败[9,23]。因此逆变器在离并网切换时,需要完成预同步环节,包括电压幅值、频率以及相位的预同步。本文引入三相软件锁相环实现预同步控制。相位的预同步控制框图如图 8 所示。图 8 中：E g、ωg、θg 分别为电网电压的幅值、角频率和相位。将 dq 坐标系的 d 轴定位 ug 的正方向上,通过控制 upcc 的 q 轴分量为 0,实现耦合点电压与电网电压的同步追踪。实际预同步过程如下：1）离网模式下,首先将开关 S2 切换到 Ug,开关 S3 切换到ωg。目的是控制逆变器耦合点电压与电网电压幅值和频率的同步。2）开关 S 4 闭合,切入同步补偿角频率Δωpre,实现耦合点电压对电网电压的相位追踪。3）完成两者的同步后闭合并网开关。4）断开 S1、S4,将开关 S2 切换到 UN,S3 切换到ωN。目的是使逆变器运行在并网模式且可实现一次调频调压功能。通过以上步骤,逆变器即完成预同步过程。实际使用时还需加入相位差检测环节,当相位差减小到一定程度时自动闭合并网开关。此功能实现简单,本文不再赘述。 图 8 相位预同步控制框图 Fig.8 Control structure of phase pre-synchronization 3 仿真验证3.1 二次调频控制验证为突出本文所提控制策略的优越性,这里引入 VF 控制进行对比验证。仿真采用单台 VF 控制的逆变器,参数和表 2 一致,线路阻抗为 0.64+j0.31 Ω,负荷为 10 kW/5 kvar,在 0.3 s 突增 5kW 有功负荷,并在 0.6 s 切出,图 9 为对应的波形图。从图 9 可以看出,VF 控制体现了逆变器惯性小的特点,响应速度很快,并且 VF 控制可以保证微网在孤岛模式下电压和频率的恒定。但图 9(b)显示,在负荷突变的过程中,微网频率并没有明 显的暂态变化过程,这可能导致微网内出现低频振荡等 图 9 VF 控制下的输出波形 Fig. 9 Output waveforms of voltage-frequency control 不稳定现象,符合前文理论分析。接下来是采用 VSG 二次调频控制的仿真验证。基于前文分析,本文通过 Matlab/Simulink仿真软件搭建了由 3 台逆变器组成的小型微网仿真平台,逆变器均采用 VSG 控制,其中 VSG1容量为 20 kVA,此外两台容量为 10 kVA。具体电路结构如图 10 所示,相关参数见表 2。3 台逆变器线路阻抗分别为 0.64+j0.31 Ω、0.64+j0.31 Ω、0.5+j0.84 Ω。其中 VSG1 和VSG2 采用改进二次调频控制算法,VSG3 采用传统的虚拟同步发电机算法,可实现一次调频调压特性。VSG1 和 VSG2 的功率给定全部设置为 0,使其跟随负荷调整自身输出,同时 ki1=230,ki2=500,保证 2 台逆变器按容量均分缺额功率。VSG3 的功率给定值为 Pref=5000kW,Qref=5000 kvar。初始负荷为 20 kW/10 kvar,0.5 s 时突增 10 kW 有功负荷,并在 1 s 时切出。 图 10微网仿真平台 Fig. 10 Microgrid simulation platform仿真结果见图 11。其中,Pvsgi、Qvsgi(i=1,2,3)分别代表对应 VSG 的输出有功和无功功率。从结果可知系统达到稳态时,计划外有功和无功由 VSG1 和 VSG2 共同承担。在 0.5 s 时,负荷突增 10 kW,此时频率突然下降,由于一次调频的响应速度是毫秒级,因此 3 台逆变器几乎瞬 时响应微网的频率突变,输出功率增大,频率初步稳定在 49.89 Hz;随后二次调频开始发挥作用,VSG1 和 VSG2 调整自身出力以满足功率缺额,并且输出功率和自身容 图 11 VSG 二次调频控制下的输出波形 Fig. 11 Output waveforms of secondary frequency control量成正比,微网频率回到 50 Hz 额定值附近,VSG3 继续按照功率给定值输出有功功率。 从图 11(c)中可知,VSG3 的励磁控制器采用传统的无功电压下垂控制,只要网侧电压稳定,VSG3 就可按照给定值输出无功。VSG1 和 VSG2 采用本文所提励磁控制器方案,引入 PCC点电压反馈,可以为微网提供电压支撑。综上,本文所提方案可响应负荷变化,避免在负荷波动过程中出现低频振荡现象,保证了微网系统的安全稳定运行。3.2 离并网切换控制本文所提方案还可辅助实现离并网的切换控制,完成对电网电压的频率追踪。仿真采用一台VSG 逆变器验证,功率给定值 P ref=12 kW,Qref=5 kvar,带 10 kW/5 kvar 负荷孤岛运行,线路阻抗为 0.64+j0.31 Ω,设置电网参数为ωg=312.9 rad/s,并网前电网电压和逆变器输出电压的相位差为 60°。在 0.4 s 时,开关 S2 切换到 Ug,开关 S3 切换到ωg。0.45 s 时,开关 S4 闭合,切入预同步部分;0.8 s 时闭合并网开关,同时断开 S 1,0.85 s 断开 S4,切出预同步单元;0.9 s 时,开关 S2 切换到 UN,开关 S3 切换到ωN,预同步过程结束。图 12 为对应的仿真波形。从图 12(a)(b)可以看出,0.4 s 时预同步过程开始,逆变器频率给定和电压给定切换为电网参数,二次调频和励磁控制器完成逆变器对电网的频率和电压追踪;0.5 s 时预同步单元使能。从图 12(c)可以看出,并网点电压经过两摆完成与网侧电压的相位同步,0.8 s 并网时,电压的完全同步避免了冲击电流的产生;同时 S 1 断开,VSG 恢复为有功频率和无功电压下垂模式,可以按照功率给定输出并响应网侧频率和电压变化,实现一次调节功能。4 结论虚拟同步发电机通过模拟传统同步发电机的外特性,使微网逆变器实现了与传统同步发电机的等效。本文所提改进 VSG 算法的二次调频控制方案,可以使逆变器模拟电力系统二次调频的过程,在孤岛模式下实时响应负荷变化,改变自身出力,维持微网的频率恒定;该方案还可应 用于多台逆变器互联,可使微网内多台逆变器同时参与二次调频,有利于总调频容量以及微电网容量的扩展;同时,所提二次调频方案可辅助完成预同步过程的频率追踪环节,保证预同步的顺利进行。 图 12 预同步仿 真波形 Fig. 12 Simulation waveforms of pre-synchronization5 讨论本文所提二次调频方案是基于分布式思想的频率控制策略,属于虚拟同步发电机控制方案的延伸,使逆变器可以完整模拟同步发电机的一次调频和二次调频控制过程。但考虑到微网内负荷波动多为小型随机负荷,本文并没有针对参与二次调频的逆变器的功率限幅展开讨论。较大的负荷波动仍需微网的调度中心实时监测并对参与二次调频的逆变器数量进行调整。同时,同步发电机的二次控制还包括对端电压的控制,下一步将针对 VSG 的二次电压控制展开 研究。参考文献[1] Lasseter R H.MicroGrids[C]//IEEE Power Engineering Society WinterMeeting.New York:IEEE,2002:305-308.[2] Azmy A M,Erlich I.Impact of distributed generation on the stability of electricalpower systems[C]//Power Engineering Society General Meeting.SanFrancisco:IEEE,2005:1056-1063. 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