CN108964094B - 基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法、装置、终端及计算机存储介质，其中方法包括：获取虚拟同步发电机的虚拟惯量的输出功率指令和虚拟一次调频的输出功率指令；根据每台虚拟同步发电机的虚拟惯量的输出功率指令和虚拟一次调频的输出功率指令向每台虚拟同步发电机分配有功功率。在不增加额外设备的情况下，本发明实施例利用虚拟同步机原理，模拟同步机一次调频特性，考虑到多台VSG的协调运行，增加系统有功频率稳定性。相比于传统基于本地模型设计的控制器，更好的考虑周边VSG的影响，实现各台VSG之间更好的协调工作，提高了电网系统的稳定性。

Description

基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法及装置

技术领域

本发明涉及电力技术领域，具体涉及一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法、装置、终端及计算机存储介质。

背景技术

大量的分布式电源接入到配电网侧，由于其数量巨大，物理及电气距离分散，势必会对配电网侧的安全、稳定、优质及高效运行造成巨大的影响。而在分布式电源接入电网或微电网的过程中，虚拟同步发电机作为接口是必不可少的部分，因此其在电网安全稳定性方面的地位和作用就非常重要。

相对于传统的同步发电机，基于电力电子逆变器接口的分布式电源的响应速度非常的快，且自身没有同步发电机所固有的旋转惯性和阻尼分量，当电力系统中接入这样的分布式电源过多时，必定会威胁到电力系统的安全稳定运行。

随着大规模清洁能源的接入，虚拟同步发电机(Virtual SynchronousGenerator，简称为VSG)技术必不可少。虚拟同步发电技术作为电力电子装置模拟同步发电机的技术，引起了国内外学者的广泛关注，并提出了诸多可行方案。目前现有的虚拟同步机都是单机控制，或者集中并联并入系统，但是随着区域虚拟同步发电机的数量增加，跨区域的分散式综合最优控制成为亟待解决的问题。即，多台虚拟同步发电机协调控制，负载均衡技术，不同时空特性以及有源负载在启动和故障时候的控制和保护，目前还未提出有效的解决方案。

发明内容

有鉴于此，本发明实施例提供了一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法、装置、终端及计算机存储介质，以解决现有技术中随着区域虚拟同步发电机数量的增加，无法对跨区域多台虚拟同步发电机实现分散式综合控制的问题。

根据第一方面，本发明实施例提供了一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法，包括：获取虚拟同步发电机的虚拟惯量的输出功率指令和虚拟一次调频的输出功率指令；根据每台虚拟同步发电机的虚拟惯量的输出功率指令和虚拟一次调频的输出功率指令向每台虚拟同步发电机分配有功功率。

可选地，获取虚拟惯量的输出功率指令包括：

其中，P_inertia为虚拟惯量的输出功率，ω为电网角频率，J为虚拟同步发电机的转动惯量。

可选地，获取虚拟一次调频的输出功率指令包括：

其中，P_droop为虚拟一次调频的输出功率，m为下垂系数，ω_ref为电网额定角频率。

可选地，方法还包括：获取系统的瞬时有功功率p和瞬时无功功率q：

其中，i_d为电流控制环的旋转坐标系d轴电流，i_q为电流控制环的旋转坐标系q轴电流，u_d为并网点的d轴电压，u_q为并网点的q轴电压。

可选地，系统基于电网电压定向控制的虚拟同步发电机，q轴电压为0，即u_q＝0，则，

得到电流控制环的有功电流

及无功电流

其中，P_ref＝P_inertia+P_droop，为虚拟同步发电机的输出有功功率指令。

可选地，转动惯量的取值范围为：

其中，P_max为虚拟同步发电机的的功率上限。

可选地，下垂系数的取值范围为：

其中，Δω_max＝max{ω_max-ω_ref,ω_ref-ω_min}，ω_max为虚拟同步发电机的并网电压角频率最大值，ω_min为虚拟同步发电机的并网电压角频率最小值。

根据第二方面，本发明实施例提供了一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制装置，包括获取模块和分配模块，其中：

获取模块用于获取多台虚拟同步发电机的虚拟惯量的输出功率指令和虚拟一次调频的输出功率指令；

分配模块用于根据每台虚拟同步发电机的虚拟惯量的输出功率指令和虚拟一次调频的输出功率指令向每台虚拟同步发电机分配有功功率。

可选地，还包括：第一获取单元，用于获取虚拟惯量的输出功率指令：

其中，P_inertia为虚拟惯量的输出功率，ω为电网角频率，J为虚拟同步发电机的转动惯量。

可选地，还包括：第二获取单元，用于获取虚拟一次调频的输出功率指令：

其中，P_droop为虚拟一次调频的输出功率，m为下垂系数，ω为电网角频率，ω_ref为电网额定角频率。

根据第三方面，本发明实施例提供了一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制终端，其特征在于，包括：至少一个处理器；以及与至少一个处理器通信连接的存储器；其中，存储器存储有可被一个处理器执行的指令，指令被至少一个处理器执行，以使至少一个处理器执行第一方面中任一的基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法。

根据第四方面，本发明实施例提供了一种计算机存储介质，其特征在于，计算机可读存储介质存储有计算机指令，计算机指令用于使计算机执行第一方面中任一的基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法。

根据第五方面，本发明实施例提供了一种计算机程序产品，所述计算机程序产品包括存储在计算机可读存储介质上的计算机程序，所述计算机程序包括程序指令，当所述程序指令被计算机执行时，使所述计算机执行第一方面或者第一方面的任意一种实施方式中所述的基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法。

本发明实施例技术方案，具有如下优点：

1.本发明实施例提供了一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法、装置、终端及计算机存储介质，其中，方法包括：获取虚拟同步发电机的虚拟惯量的输出功率指令和虚拟一次调频的输出功率指令；根据每台虚拟同步发电机的虚拟惯量的输出功率指令和虚拟一次调频的输出功率指令向每台虚拟同步发电机分配有功功率。该方法在不增加额外设备的情况下，本发明实施例利用虚拟同步机原理，模拟同步机一次调频特性，考虑到多台VSG的协调运行，增加系统有功频率稳定性。相比于传统基于本地模型设计的控制器，更好的考虑周边VSG的影响，实现各台VSG之间更好的协调工作，提高了电网系统的稳定性。

2.本发明实施例提供了一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法、装置、终端及计算机存储介质，其中，方法还包括：获取虚拟惯量的输出功率指令包括：

其中，P_inertia为虚拟惯量的输出功率，ω为电网角频率，J为虚拟同步发电机的转动惯量。从电流指令算法模块获得的虚拟惯量的输出功率指令可知：有功功率指令与电网角频率和角频率变化率之积成正比。通过电流闭环反馈控制来模拟同步发电机的转子惯性，实现构造虚拟惯量的输出功率指令，提高电网系统频率的稳定性。

3.本发明实施例提供了一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法、装置、终端及计算机存储介质，其中，方法还包括：获取虚拟一次调频的输出功率指令包括：

其中，P_droop为虚拟一次调频的输出功率，m为下垂系数，ω_ref为电网额定角频率。由虚拟一次调频的输出功率指令可以看出：当电网角频率小于电网额定角频率时，虚拟同步发电机将输出有功；而当电网角频率大于电网额定角频率时，虚拟同步发电机将吸收有功功率。其中下垂系数m由电流控制环产生，作用于脉冲发生单元。通过电流闭环反馈控制来模拟同步发电机系统的一次调频特性，为电网系统的频率稳定做出贡献。

4.本发明实施例提供了一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法、装置、终端及计算机存储介质，其中，方法还包括：当系统基于电网电压定向控制时，q轴电压为0，即u_q＝0，则，

得到电流控制环的有功电流

及无功电流

其中，P_ref＝P_inertia+P_droop，为虚拟同步发电机的输出有功功率指令。虚拟同步发电机的输出功率P_ref由虚拟惯性功率P_inertia和虚拟一次调频功率P_droop两部分组成。当电网系统基于电网电压定向控制时，通过改变电流控制环的有功电流

及无功电流

即可实现对虚拟同步发电机的有功、无功解耦控制。

5.本发明实施例提供了一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法、装置、终端及计算机存储介质，其中，方法还包括：转动惯量的取值范围为：

其中，P_max为虚拟同步发电机的功率上限。当电网角频率初始变化时，虚拟惯性功率成为主导部分，此时虚拟同步发电机主要输出虚拟惯性功率P_inertia，选取转动惯量

充分利用了虚拟同步发电机的容量。

6.本发明实施例提供了一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法、装置、终端及计算机存储介质，其中，方法还包括：下垂系数的取值范围为：

其中，Δω_max＝max{ω_max-ω_ref,ω_ref-ω_min}，ω_max为虚拟同步发电机的并网电压角频率最大值，ω_min为虚拟同步发电机的并网电压角频率最小值。考虑到角频率变化的动态过程中P_inertia和P_droop两功率叠加可能超出逆变器的容量限制，因此在实际控制中，对输出功率指令值加以限幅，提高系统运行的稳定性。

附图说明

通过参考附图会更加清楚的理解本发明的特征和优点，附图是示意性的而不应理解为对本发明进行任何限制，在附图中：

图1为本发明实施例中一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法的流程图；

图2为本发明实施例中一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法的结构框图；

图3为本发明实施例中一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法的电路拓扑及控制结构图；

图4为本发明实施例中一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制装置的结构框图；

图5为本发明实施例中一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制装置获取模块的结构示意图；

图6为本发明实施例中一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制终端的结构示意图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

如何实现多台虚拟同步发电机协调控制、负载均衡技术、不同时空特性以及有源负载在启动和故障时候的控制和保护，是目前的技术挑战。本发明结合先进控制策略，考虑时空特性，系统谐波干扰，提出一系列高级控制方案，增强系统自适应性，鲁棒性，提高效率，降低成本，市场需求大，经济效益好，具有巨大的研究意义。

为此，如图1所示，本发明实施例提供了一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法，包括：

步骤S1，获取虚拟同步发电机的虚拟惯量的输出功率指令和虚拟一次调频的输出功率指令。

步骤S2，根据每台虚拟同步发电机的虚拟惯量的输出功率指令和虚拟一次调频的输出功率指令向每台虚拟同步发电机分配有功功率。

本实施例中，如图2所示，将每台VSG的虚拟惯量的输出功率指令和虚拟一次调频的输出功率指令传入通讯层，由中央控制器来完成每台VSG的有功功率分配。在不增加额外设备的情况下，本发明实施例利用虚拟同步机原理，模拟同步机一次调频特性，考虑到多台VSG的协调运行，增加系统有功频率稳定性。相比于传统基于本地模型设计的控制器，更好的考虑周边VSG的影响，实现各台VSG之间更好的协调工作，提高了电网系统的稳定性。

作为可选的实施方式，获取虚拟惯量的输出功率指令包括：

其中，P_inertia为虚拟惯量的输出功率，ω为电网角频率，J为转动惯量。

从传统同步电机控制原理可知，当电网角频率下降时，同步发电机向外输出有功功率；当角频率上升时，同步发电机将吸收有功功率。如图3所示，为VSG的主电路拓扑结构及控制框图，其中储能单元用理想直流电压源代替，在具体的实施例中，储能单元可以是光伏电源、风能发电机或由其它能源产生的电源。主电路为采用LCL滤波器的三相半桥逆变电路，可以看作一个并网逆变器。在本实施例中，从电流指令算法模块获得的虚拟惯量的输出功率指令可知：有功功率指令与电网的角频率和角频率变化率之积成正比。通过电流闭环反馈控制来模拟同步发电机的转子惯性，实现构造虚拟惯量的输出功率指令，提高电网系统频率的稳定性。

显然，当电网角频率从额定值变化至另一稳态值后，虚拟同步发电机的虚拟惯量功率输出功率为0，而这显然不利于电网频率的恢复，此时需要模拟电网系统的一次调频特性。

作为可选的实施方式，获取虚拟一次调频的输出功率指令包括：

其中，P_droop为虚拟一次调频的输出功率，m为下垂系数，ω_ref为电网额定角频率。

在本实施例中，结合图3，由虚拟一次调频的输出功率指令可以看出：当电网角频率小于电网额定角频率时，虚拟同步发电机将输出有功；而当电网角频率大于电网额定角频率时，虚拟同步发电机将吸收有功功率。其中下垂系数m由电流控制环产生，作用于脉冲发生单元。通过电流闭环反馈控制来模拟同步发电机系统的一次调频特性，为电网系统的频率稳定做出贡献。

作为可选的实施方式，协调控制方法还包括：获取系统的瞬时有功功率p和瞬时无功功率q：

其中，i_d为电流控制环的旋转坐标系d轴电流，i_q为电流控制环的旋转坐标系q轴电流，u_d为并网点的d轴电压，u_q为并网点的q轴电压。

在本实施例中，如图3所示，在三相坐标系上的定子交流电流i_a、i_b、i_c通过park变换等效到直轴(d轴)和交轴(q轴)上去，得到i_d和i_q，同理，三相电压经过park变换得到u_d和u_q，其中，u_q为并网点(Point of Common Coupling，PCC)的q轴电压；根据瞬时无功功率理论，获取系统的瞬时有功功率p和瞬时无功功率q。实时监控电网的有功功率和无功功率输出，以提高电网系统的稳定性。

作为可选的实施方式，当系统基于电网电压定向控制时，q轴电压为0，即u_q＝0，则，

得到电流控制环的有功电流

及无功电流

其中，P_ref＝P_inertia+P_droop，为虚拟同步发电机的输出有功功率指令。

在本实施例中，虚拟同步发电机的输出功率P_ref由虚拟惯性功率P_inertia和虚拟一次调频功率P_droop两部分组成。当电网系统基于电网电压定向控制时，通过改变电流控制环的有功电流

及无功电流

即可实现对虚拟同步发电机的有功、无功解耦控制。

作为可选的实施方式，转动惯量的取值范围为：

其中，P_max为虚拟同步发电机的功率上限。

在本实施例中，当电网角频率初始变化时，虚拟惯性功率成为主导部分，此时虚拟同步发电机主要输出虚拟惯性功率P_inertia，选取转动惯量

充分利用了虚拟同步发电机的容量。

作为可选的实施方式，下垂系数的取值范围为：

其中，Δω_max＝max{ω_max-ω_ref,ω_ref-ω_min}，ω_max为虚拟同步发电机的并网电压角频率最大值，ω_min为虚拟同步发电机的并网电压角频率最小值。

在本实施例中，当电网角频率偏离电网额定角频率且稳定运行时，例如电网角频率为ω_min至ω_max之间除额定频率的某个值，虚拟同步发电机依然能够稳定运行，此时虚拟一次调频功率成为主导部分，此时虚拟同步发电机主要输出一次调频功率P_droop，因此下垂系数

考虑到角频率变化的动态过程中P_inertia和P_droop两功率叠加可能超出逆变器的容量限制，因此在实际控制中，对输出功率指令值加以限幅，提高系统运行的稳定性。

如图4所示，本发明实施例提供了一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制装置，包括获取模块1和分配模块2，其中：

获取模块1用于获取多台虚拟同步发电机的虚拟惯量的输出功率指令和虚拟一次调频的输出功率指令；分配模块2用于根据每台虚拟同步发电机的虚拟惯量的输出功率指令和虚拟一次调频的输出功率指令向每台虚拟同步发电机分配有功功率。

上述各个模块的更进一步的功能描述与上述对应实施例相同，在此不再赘述。

作为可选的实施方式，如图5所示，装置还包括：第一获取单元101，用于获取虚拟惯量的输出功率指令：

其中，P_inertia为虚拟惯量的输出功率，ω为电网角频率，J为转动惯量。

作为可选的实施方式，如图5所示，装置还包括：第二获取单元102，用于获取虚拟一次调频的输出功率指令：

其中，P_droop为虚拟一次调频的输出功率，m为下垂系数，ω为电网角频率，ω_ref为虚拟同步发电机的额定频率。

本发明实施例提供了一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制终端，如图6所示，该控制终端可以包括处理器61和存储器62，其中处理器61和存储器62可以通过总线或者其他方式连接，图6中以通过总线连接为例。

处理器61可以为中央处理器(Central Processing Unit，CPU)。处理器61还可以为其他通用处理器、数字信号处理器(Digital Signal Processor，DSP)、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)、现场可编程门阵列(Field-Programmable Gate Array，FPGA)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等芯片，或者上述各类芯片的组合。

存储器62作为一种非暂态计算机可读存储介质，可用于存储非暂态软件程序、非暂态计算机可执行程序以及模块，如本发明实施例中的基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法对应的程序指令/模块(例如，图4所示的获取模块1和分配模块42)。处理器61通过运行存储在存储器62中的非暂态软件程序、指令以及模块，从而执行处理器的各种功能应用以及数据处理，即实现上述方法实施例中的基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法。

存储器62可以包括存储程序区和存储数据区，其中，存储程序区可存储操作系统、至少一个功能所需要的应用程序；存储数据区可存储处理器61所创建的数据等。此外，存储器62可以包括高速随机存取存储器，还可以包括非暂态存储器，例如至少一个磁盘存储器件、闪存器件、或其他非暂态固态存储器件。在一些实施例中，存储器62可选包括相对于处理器61远程设置的存储器，这些远程存储器可以通过网络连接至处理器51。上述网络的实例包括但不限于互联网、企业内部网、局域网、移动通信网及其组合。

所述一个或者多个模块存储在所述存储器62中，当被所述处理器61执行时，执行如图1至图3所示实施例中的基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法。

上述控制终端具体细节可以对应参阅图1至图3所示的实施例中对应的相关描述和效果进行理解，此处不再赘述。

本领域技术人员可以理解，实现上述实施例方法中的全部或部分流程，是可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的程序可存储于一计算机可读取存储介质中，该程序在执行时，可包括如上述各方法的实施例的流程。其中，所述存储介质可为磁碟、光盘、只读存储记忆体(Read-Only Memory，ROM)、随机存储记忆体(Random AccessMemory，RAM)、快闪存储器(Flash Memory)、硬盘(Hard Disk Drive，缩写：HDD)或固态硬盘(Solid-State Drive，SSD)等；所述存储介质还可以包括上述种类的存储器的组合。

虽然结合附图描述了本发明的实施例，但是本领域技术人员可以在不脱离本发明的精神和范围的情况下作出各种修改和变型，这样的修改和变型均落入由所附权利要求所限定的范围之内。

Claims (6)

1.一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法，其特征在于，包括：

获取虚拟同步发电机的虚拟惯量的输出功率指令和虚拟一次调频的输出功率指令；

根据每台所述虚拟同步发电机的虚拟惯量的输出功率指令和虚拟一次调频的输出功率指令向所述每台虚拟同步发电机分配有功功率；

获取所述虚拟惯量的输出功率指令包括：

其中，P_inertia为所述虚拟惯量的输出功率，ω为电网角频率，J为所述虚拟同步发电机的转动惯量；

获取所述虚拟一次调频的输出功率指令包括；

其中，P_droop为所述虚拟一次调频的输出功率，m为下垂系数，ω_ref为电网额定角频率；

获取系统的瞬时有功功率p和瞬时无功功率q：

其中，i_d为电流控制环的旋转坐标系d轴电流，i_q为所述电流控制环的旋转坐标系q轴电流，u_d为并网点的d轴电压，u_q为所述并网点的q轴电压；

当所述系统基于电网电压定向控制时，所述q轴电压为0，即u_q＝0，则，

得到所述电流控制环的有功电流

及无功电流

其中，P_ref＝P_inertia+P_droop，为所述虚拟同步发电机的输出有功功率指令。

2.根据权利要求1所述的协调控制方法，其特征在于，所述转动惯量的取值范围为：

其中，P_max为所述虚拟同步发电机的功率上限。

3.根据权利要求1所述的协调控制方法，其特征在于，所述下垂系数的取值范围为：

其中，Δω_max＝max{ω_max-ω_ref,ω_ref-ω_min}，ω_max为所述虚拟同步发电机的并网电压角频率最大值，ω_min为所述虚拟同步发电机的并网电压角频率最小值。

4.一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制装置，其特征在于，包括：

获取模块(1)，用于获取多台虚拟同步发电机的虚拟惯量的输出功率指令和虚拟一次调频的输出功率指令；

分配模块(2)，用于根据每台所述虚拟同步发电机的虚拟惯量的输出功率指令和虚拟一次调频的输出功率指令向所述每台虚拟同步发电机分配有功功率；第一获取单元(101)，用于获取所述虚拟惯量的输出功率指令：

其中，P_inertia为所述虚拟惯量的输出功率，ω为电网角频率，J为所述虚拟同步发电机的转动惯量；

第二获取单元(102)，用于获取所述虚拟一次调频的输出功率指令：

其中，P_droop为所述虚拟一次调频的输出功率，m为下垂系数，ω_ref为电网额定角频率；

获取系统的瞬时有功功率p和瞬时无功功率q：

其中，i_d为电流控制环的旋转坐标系d轴电流，i_q为所述电流控制环的旋转坐标系q轴电流，u_d为并网点的d轴电压，u_q为所述并网点的q轴电压；

当所述系统基于电网电压定向控制时，所述q轴电压为0，即u_q＝0，则，

得到所述电流控制环的有功电流

及无功电流

其中，P_ref＝P_inertia+P_droop，为所述虚拟同步发电机的输出有功功率指令。

5.一种基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制终端，其特征在于，包括：至少一个处理器(61)；以及与所述至少一个处理器(61)通信连接的存储器(62)；其中，所述存储器(62)存储有可被所述一个处理器(61)执行的指令，所述指令被所述至少一个处理器(61)执行，以使所述至少一个处理器(61)执行上述权利要求1-3中任一所述的基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法。

6.一种计算机存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有计算机指令，所述计算机指令用于使所述计算机执行权利要求1-3任一所述的基于虚拟同步发电机的区域有功频率协调控制方法。

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