[发明专利]基于储能型虚拟同步发电技术的系统振荡抑制方法及装置

权利要求书

1.一种基于储能型虚拟同步发电技术的系统振荡抑制方法，其特征在于包括如下步骤：

基于预先建立的单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型，根据储能型虚拟同步发电单元的物理约束及设备运行约束条件，设定静态参数J/D及暂态控制策略触发功率偏差阈值ΔP；

当功率偏差超过阈值ΔP时，启动单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型中的暂态控制策略，依据暂态过程的三个区段分别设定对应的静态参数J/D值，从而缩短暂态过程及系统振荡超调量；

所述单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型的建立具体包括如下步骤：

步骤1，结合储能型虚拟同步发电技术及传统同步发电机特点，建立虚拟同步发电机/同步发电机振荡扰动数学模型；

步骤2，基于D-stable鲁棒边界条件及步骤1建立的虚拟同步发电机/同步发电机振荡扰动数学模型，考虑硬件物理约束建立虚拟同步发电控制参数约束集及运行参数优化模型，确立虚拟同步发电稳态参数及其上下限制；

步骤3，依据系统暂态振荡周期的4个区间特点建立虚拟同步发电机暂态控制策略，以缩短振荡周期及系统超调量；

步骤4，根据步骤2确立的虚拟同步发电稳态参数范围及步骤3建立的暂态控制策略，建立单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型；

所述步骤1中虚拟同步发电机/同步发电机振荡扰动数学模型具体如下：

式中，ω和ω₀分别为实际和额定转子角速度，J_dg为虚拟惯量，K_dg＝D_dgω₀,D_dg表示虚拟同步发电单元阻尼分量，K_ω为下垂系数，J_G及D_G为同步发电机的转动惯量及阻尼系数，上述系统特征值p_1,2及阻尼比ξ分别为：

所述虚拟同步发电机/同步发电机振荡扰动数学模型满足：

D'_G＝D_G+K_ω+K_dg，J'_G＝(J_G+J_dg)，I＝[(U₁U₂)/Z_L]cosδ₀，ω和ω₀分别为实际和额定转子角速度，J_dg为虚拟惯量，K_dg＝D_dgω₀,D_dg表示系统阻尼分量，K_ω为下垂系数；

所述步骤2中虚拟同步发电控制参数约束集及运行参数优化模型具体为：

AQ+QA^T+2αQ＜0 (4)

式中，PM_req、f_cpmin分别为系统要求的相位裕度和截止频率，D_max为系统受限于稳定性及物理约束的最大下垂系数，θ＝arccosξ₀，ξ₀为由式(5)决定的系统阻尼比临界值，β为满足系统约束条件下，最小的参数上确界，α为系统特征值实部，Q∈R^n×n为不确定性矩阵，阶数同系统矩阵A一致；

所述步骤3中虚拟同步发电机暂态控制策略具体为：

控制器在0～T₁时刻以最大上升速率k_max增长，并在T₁时刻达到最大角速度ω_max，在T₁～T₂时段内，角频率ω将保持最大角速度ω_max不变，在T₂时刻角频率ω开始以最大下降速率k_max下降并于T_osc时角频率恢复至额定角速度ω₀；

所述步骤4中单台虚拟同步发电机暂态参数动态调整控制模型具体为：

T_osc表示系统暂态响应时间；对应公式(13)，第一项约束条件中ΔP为与扰动对应的功率差，可由VSG和网侧的端电压U_vsg、U_grid以及二者间阻抗X_s计算得到；第二项约束条件对初值及最终的稳定状态进行了限制；第三、四项约束条件中，Δf_max为频率差阈值，k_max为频率变化率阈值。