自适应惯量阻尼提升VSG并网频率稳定性：SA-RIDC算法仿真研究

在现代电力系统中，分布式发电（DG）技术的兴起对传统的电力结构带来了挑战，尤其是在并网逆变器中，它们通常缺乏惯性和大阻尼特性。为解决这一问题，虚拟同步发电机（VSG）作为一种创新技术被提出，它通过模仿同步发电机的电磁和机械行为，为逆变器提供了虚拟惯性，从而增强了频率稳定性。 现有的VSG控制策略，如文献[5]中提到的，着重于增加虚拟惯量以减少系统扰动时的响应速度，有助于频率稳定。然而，文献[6]和[7]虽然改善了频率控制，但主要针对孤岛模式，对于并网条件下的频率稳定性控制仍有待优化。文献[8]和[9]针对并网时的有功功率振荡问题，提出自适应虚拟惯量控制算法，通过动态调整虚拟转子惯量来增强稳定性。同样，文献[10]通过自适应转子惯量算法考虑了虚拟加速度和角速度偏差，进一步提升了并网时的频率稳定性。 然而，尽管虚拟惯量的重要性得到了关注，但VSG系统的虚拟阻尼在频率稳定性方面的作用却被忽略了。阻尼是同步发电机维持稳定运行的关键因素，它能够抑制系统过度振荡，防止频率剧烈波动。因此，本文研究的重点在于结合力学原理，设计了一种自适应惯量阻尼综合控制（SA-RIDC）算法。该算法在传统VSG控制的基础上，不仅考虑了虚拟惯量的实时变化，还纳入了虚拟阻尼的自适应控制，使得VSG能够更有效地模拟同步发电机的行为，从而显著提升并网系统在面对扰动时的频率稳定性。 SA-RIDC算法的实现是通过MATLAB/Simulink仿真工具进行的，它与固定惯量阻尼控制和自适应惯量控制进行了对比实验。结果显示，SA-RIDC算法在实际应用中表现出明显的优势，特别是在改善系统频率响应速度和抑制振荡方面，证明了阻尼在VSG控制策略中的不可或缺性。 总结来说，本文的工作在于填补了现有VSG控制策略在虚拟阻尼方面的空白，通过对同步发电机转子惯量和阻尼系数的深入分析，以及自适应惯量阻尼的综合控制，为提高分布式能源并网系统的频率稳定性提供了一个有效的解决方案。这对于未来电力系统向分布式能源转型以及并网技术的发展具有重要意义。