CN106849144A - 一种含储能的电弧炉供能电源系统及其控制方法 - Google Patents

Abstract

一种含储能的电弧炉供能电源系统及其控制方法，该系统包括电网接入及测量单元、网侧变流单元、直流母线、储能功率控制单元、大功率储能装置、逆变单元和主控制器，本方法可以在电网异常时保持电弧炉供电稳定，并减小对电网的冲击、解决电弧炉引起的电网接入点功率因素低、三相不平衡的问题。在电网电压闪变、短时间掉电时可以实现对电弧炉的不间断、稳定供电，以稳定炉温、保证冶金产品的质量，同时能够减小电弧炉功率波动、功率因数低等因数对电网造成的不利影响。

Description

一种含储能的电弧炉供能电源系统及其控制方法

技术领域:

本发明涉及一种含储能的电弧炉供能电源及其控制方法。

背景技术

我国的交流电弧炉快速发展于上个世纪年90代，冶炼产品的质量取决于炉温的控制，因此供电稳定性对电弧炉至关重要。同时为一种大功率用电设备，交流电弧炉正常工作时仍对电网功率因数及电压稳定有很大的影响，许多问题待解决。主要包括以下几个方面：

(1)电弧炉功率的大幅度冲击性变化导致电网局部波动和闪变；

(2)负荷不对称引起三相不平衡；

(3)电弧炉的强电感性特性导致电网接入点功率因数偏低。

发明内容

发明目的：

本发明提出一种含储能的电弧炉供能电源系统及其控制方法，其目的是解决以往所存在的问题。

技术方案：

含储能的电弧炉供能电源系统，该系统包括电网接入及测量单元、网侧变流单元、直流母线、储能功率控制单元、大功率储能装置、逆变单元和主控制器组成，电网接入及测量单元通过网侧变流单元、直流母线和逆变单元连接电弧炉，通过网侧变流单元、直流母线和逆变单元将电弧炉和电网隔离，大功率储能装置通过DC/DC单元接入直流母线；主控制器通过AD转换器采集网侧变流单元功率、电弧炉功率、储能系统输出功率的测量信号，主控制器采用现场总线和网侧变流单元、逆变单元、储能功率控制单元通讯；储能功率控制单元是含储能的电弧炉供能电源的重要组成部分，它连接储能装置和系统直流母线。

通过网侧变流单元、直流母线和逆变单元将电弧炉和电网隔离，大功率储能装置通过DC/DC单元接入直流母线。

电网经过整流得到稳定的直流电压，储能装置系统经双向DC/DC变换单元连接到直流母线起调节作用，直流母线经过逆变单元对交流电弧炉负载进行供电。当电网电压出现波动时，利用储能装置的存储能量稳定系统中直流母线的电压，使得交流电弧炉在电网不稳定时刻也可以在恒频恒压下正常的工作，达到不间断对电弧炉负载进行供电的目的。电网正常时，由能量管理模块负责调节网侧变流单元的实时有功和无功功率，平滑整个系统的功率波动。储能装置平衡直流电弧炉功率和电网功率的差，同时经过整流、逆变和混合储能系统解决电弧炉对电网造成的一系列冲击问题。

储能装置采用DC/DC变换装置通过直流母线链接，在网侧变流单元和逆变单元之间起到能量缓冲的作用，避免电网波动或故障对电弧炉温度造成影响。可以采用单一全钒液流电池满足电网对储能系统的功率和容量要求。全钒液流电池充放电过程是可逆的，在钒液流电池处于充电状态时，电池将电能转换为化学能储存起来，当钒液流电池处于放电状态下时，电池将钒离子溶液的化学能转换为电能释放出来。在充放电的过程中，随着不同价态的钒离子溶液浓度的变化，从而实现电能和化学能相互转换。因此，全钒液流电池功率和容量可独立设计，实现大功率、大容量储能。储能装置也可以采用混合装置(由钒液流电池、锂电池或其他类型电池组成)。锂电池实现对钒液流电池本身伺服系统供电，并缓解钒液流电池不同电池组启停过程的冲击。两种不同类型的储能容量可根据电网进行差异化配置，减小不同工况下储能自耗电，以达到最佳性价比。

主控制器通过AD转换器采集网侧变流单元功率P₂、电弧炉功率P₁、储能系统输出功率P₃等测量信号，采用现场总线和网侧变流单元、逆变单元、储能功率控制单元通讯，实现整个系统的能量调度。

电弧炉负载正常工作时刻，功率波动较大而且需要电网提供大量的无功功率，影响电网的安全运行和其它电子设备的正常工作，降低了电能的有效利用率。网侧变流单元在保证电弧炉功率、功率因数需求的前提下，尽可能平滑从电网的功率值，并调整功率因数到设定值。网侧变流单元采用PWM整流方案，具有网侧电流低谐波、能量双向流动和直流电压可控等优点。

网侧变流单元的出口电压在dq同步旋转坐标系下的d轴分量U_d和q轴分量U_q的控制方程为：

式中，K_p，K_i分别为电流内环PI调节器的比例和积分系数；I_d、I_q分别为交流侧系统电流矢量的d轴和q轴分量，I_d、I_q的电流参考值I_d-ref、I_q-ref可由功率环的PI调节器调节得到；U_sd、U_sq分别为交流侧系统电压矢量的d轴和q轴分量；w为交流系统基波角频率rad/s；L为系统换流器滤波电感，1/s表示积分环节。

I_d、I_q的电流参考值I_d-ref、I_q-ref可由功率环的PI调节器调节得到。电网电压矢量与d轴同相，要实现单位功率因数运行，交流侧电流矢量需要跟踪电网电压矢量，因此交流侧电流矢量只含有d轴分量，其q轴分量为零。

式中，K’_p，K’_i分别为功率外环PI调节器的比例和积分系数，1/s表示积分环节；P_2ref是有功功率的参考值。

整个系统能量守恒P₂＝P₁+P₃，储能系统的输出功率P₃由P₁和P₂共同决定。主控制器通过控制网侧变流单元功率调节大功率储能装置充放电功率，从而调节储能系统荷电水平(SOC)，达到经济性最佳的目标。网侧变流单元有功功率的参考值P_2ref按照下式进行PI调节，电网正常且非用电高峰可以将SOC调至较低，达到释放储存电能的目的；在用电低谷时，调节SOC到较高，达到吸收存储电能的目的。

其中，k_p，k_i分别为PI调节器的比例和积分系数，1/s表示积分环节。SOC_ref为储能电池SOC的设定值，该值可以根据峰谷电价调整。

储能功率控制单元是含储能的电弧炉供能电源的重要组成部分，它连接储能装置和系统直流母线。储能功率控制单元实现电池充放电整个过程中保持高压侧电压的恒定，从而提高整个系统的电压和频率的稳定性。另一重要功能是低压侧储能电池与直流高压侧能量的双向高效流动，维持储能电池、电网和负载之间的功率平衡。即电弧炉负荷功率大于网侧变流单元从电网获取功率时控制储能电池放电向直流母线供给能量；电弧炉负荷功率小于网侧变流单元从电网获取功率时控制储能电池充电从直流母线吸收多余能量。

为了提高系统的动态特性，实现稳压输出，需对DC/DC构成闭环反馈控制系统，因此采用电压外环电流内环的双闭环串级控制。

逆变器作为供能电源和电弧炉的接口，是供电电源负荷端的关键设备。采用三相电压型换流器结构、V/F控制，其控制目的是系统直流母线电压在一定范围内变化时，系统输出电压的幅值和频率一直维持不变。V/F控制使用输出电压电流瞬时双闭环控制，内环是电感电流瞬时调节环，构成电流随动系统，能大大加快抗扰的动态过程，用以提高系统的动态性能，使整个系统工电压作稳定，并且保证有很强的鲁棒性；外环是瞬时电压控制环，用于改善系统输出电压的波形，使其具有较高的输出精度，使输出电压波形瞬时跟踪给定值。

将u’_d,u’_q和i’_d,i’_q作为等效控制变量，d轴和q轴电流分量分别只受对应轴控制变量的影响，由电流环PI调节器比例积分环节来实现。

通过引入电流状态反馈量wLi_lq,wLi_ld,电压状态反馈量wCu_gq，wCu_gd来实现两轴间的解耦控制；同时又引入电网电压前馈补偿项，实现对电网电压扰动的补偿，通过对负载电流的前馈补偿来实现对负载扰动的补偿。

式中，k_p，k_i分别为电流内环PI调节器的比例和积分系数；k’_p，k’_i分别为为电压外环PI调节器的比例和积分系数；i_dref、i_qref分别为电流i_d、i_q的参考值。u_dref、u_qref分别为电压u_d、u_q的参考值。w为系统基波角频率rad/s；L为系统换流器滤波电感，C为系统滤波电容，1/s表示积分环节。

优点效果：一种含储能的电弧炉供能电源系统及其控制方法，该方法可以在电网异常时保持电弧炉供电稳定，并减小对电网的冲击、解决电弧炉引起的电网接入点功率因素低、三相不平衡的问题。

具体为，本方法可以在电网异常时保持电弧炉供电稳定，并减小对电网的冲击、解决电弧炉引起的电网接入点功率因素低、三相不平衡的问题。在电网电压闪变、短时间掉电时可以实现对电弧炉的不间断、稳定供电，以稳定炉温、保证冶金产品的质量，同时能够减小电弧炉功率波动、功率因数低等因数对电网造成的不利影响。

附图说明

图1为含储能的电弧炉供能电源组成与结构；

图2网侧变流单元的双环控制框图；

图3储能控制器控制框图；

图4逆变单元的电压电流双闭环控制框图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步的说明:

(1)系统的组成结构：

含储能的电弧炉供能电源主要由电网接入及测量单元、网侧变流单元、直流母线、双向DC/DC变换单元、大功率储能装置、逆变单元和主控制器组成。如附图1所示，通过网侧变流单元、直流母线和逆变单元将电弧炉和电网隔离，大功率储能装置通过DC/DC单元接入直流母线。

电网经过整流得到直流电压，储能装置系统经双向DC/DC变换单元连接到直流母线起调节作用，直流母线经过逆变单元对交流电弧炉负载进行供电。当电网电压出现波动时，利用储能装置的存储能量稳定系统中直流母线的电压，使得交流电弧炉在电网不稳定时刻也可以在恒频恒压下正常的工作，达到不间断对电弧炉负载进行供电的目的。电网正常时，由能量管理模块负责调节网侧变流单元的实时有功和无功功率，平滑整个系统的功率波动。储能装置平衡直流电弧炉功率和电网功率的差，同时经过整流、逆变单元和混合储能系统解决电弧炉对电网造成的一系列冲击问题。

储能装置采用DC/DC变换装置通过直流母线链接，在网侧变流单元和逆变单元之间起到能量缓冲的作用，避免电网波动或故障对电弧炉温度造成影响。可以采用单一全钒液流电池满足电网对储能系统的功率和容量要求。全钒液流电池充放电过程是可逆的，在钒液流电池处于充电状态时，电池将电能转换为化学能储存起来，当钒液流电池处于放电状态下时，电池将钒离子溶液的化学能转换为电能释放出来。在充放电的过程中，随着不同价态的钒离子溶液浓度的变化，从而实现电能和化学能相互转换。因此，全钒液流电池功率和容量可独立设计，实现大功率、大容量储能。储能装置也可以采用混合装置(由钒液流电池、锂电池或其他类型电池组成)。锂电池实现对钒液流电池本身伺服系统供电，并缓解钒液流电池不同电池组启停过程的冲击。两种不同类型的储能容量可根据电网进行差异化配置，减小不同工况下储能自耗电，以达到最佳性价比。

(2)主控制器

主控制器通过AD转换器采集网侧变流单元功率P₂、电弧炉功率P₁、储能系统输出功率P₃等测量信号，采用现场总线和网侧变流单元、逆变单元、储能功率控制单元通讯，实现整个系统的能量调度。

(3)网侧变流单元及其控制

电弧炉负载正常工作时刻，功率波动较大而且需要电网提供大量的无功功率，影响电网的安全运行和其它电子设备的正常工作，降低了电能的有效利用率。网侧变流单元在保证电弧炉功率、功率因数需求的前提下，尽可能平滑电网的功率值，并调整功率因数到设定值。网侧变流单元采用PWM整流方案，具有网侧电流低谐波、能量双向流动和直流电压可控等优点，实现了电能的绿色变换，可从根本上解决功率波动和无功功率的问题。经整流得到的稳定直流电易于满足交直流负荷对于供电多样性和电能质量的要求，而且直流母线仅需考虑有功功率的平衡，无需考虑无功功率流动。直流母线电压是衡量不间断供电系统稳定的唯一指标，只要控制住微网中的电压稳定，就可以控制系统稳定运行。

变流单元在三相静止abc坐标系下的数学模型物理意义明确，但是所需要控制的变量均为时变交流量。为了简化控制系统的设计，能够独立和控制网侧变流单元中的各变量，通过坐标变换来实现，将三相静止abc坐标系转换成同步旋转dq坐标系，将模型中的三相交流量转化成同步旋转的直流量，得到三相换流器在同步旋转dq坐标系下的数学模型为：

式中，w为交流系统基波角频率rad/s；U_sd、U_sq分别为交流侧系统电压矢量的d轴和q轴分量；I_d、I_q分别为交流侧系统电流矢量的d轴和q轴分量；s_d、s_q为三相换流器开关函数的d轴和q轴分量；L为换流器系统的电感,R为系统等效电阻。

为了维持对电网三相对称，网侧变流单元的有功功率P和无功功率Q可表示为：

示中，U_sd、U_sq分别为交流侧系统电压矢量的d轴和q轴分量；I_d、I_q分别为交流侧系统电流矢量的d轴和q轴分量。

通过三相换流器在同步旋转dq坐标系下的数学模型，d轴电流分量除了受到控制量的影响外，还受到电流耦合项及电网交流电压d轴分量扰动的影响；而q轴电流分量除了受到控制量的影响外，还受到电流耦合项及电网交流电压q轴分量扰动的影响。为了消除dq轴变量耦合的影响，需要对其进行解耦。令：

则有：

将U’_d、U’_q为等效控制变量，d轴和q轴电流分量分别只受对应轴控制变量的影响，相互独立，原系统可等效成一个解耦的一阶线性系统。而等效控制变量U’_d、U’_q可由电流环PI调节器比例积分环节来实现。

式中，K_p，K_i分别为电流内环PI调节器的比例和积分系数，1/s表示积分环节；I_d-ref、I_q-ref分别为电流I_d、I_q的参考值。

交流侧的出口电压，即换流器控制电压在dq同步旋转坐标系下的d轴分量U_d和q轴分量U_q的控制方程为：

对电流内环调节中加入电流分量间的耦合补偿以及输出电压的前馈补偿，对原系统进行反馈线性化设计。电流间耦合分量的状态反馈实现dq轴间的完全解耦，而输出电压的前馈补偿可有效减小扰动对控制系统的影响。

I_d、I_q的电流参考值I_d-ref、I_q-ref可由功率环的PI调节器调节得到。电网电压矢量与d轴同相，要实现单位功率因数运行，交流侧电流矢量需要跟踪电网电压矢量，因此交流侧电流矢量只含有d轴分量，其q轴分量为零。

式中，K’_p，K’_i分别为功率外环PI调节器的比例和积分系数，1/s表示积分环节；P_2ref是有功功率的参考值。

在网侧变流单元中，有功功率的参考值P_2ref由储能系统的输出功率P₃和电弧炉负载的瞬时功率P₁共同决定。其中P₃是由储能系统的荷电状态SOC决定的，在电网正常且非用电高峰可以将SOC调至较低，达到释放储存电能的目的；在用电低谷时，调节SOC到较高，达到吸收存储电能的目的。

其中:k_p，k_i分别为PI调节器的比例和积分系数,1/s表示积分环节。SOC_ref为储能电池SOC的设定值，该值可以根据峰谷电价调整。根据上述方法，功率外环采用PI调节，功率差值通过PI调节得到电流内环的电流参考值，电流内环采用PI控制，电流差值通过PI环节，得到换流器的等效控制变量U’_d、U’_q，然后通过引入前馈补偿和状态反馈获得换流器控制电压在dq坐标系的参考值U_d和U_q，经过dq-abc变换，得到换流器的三相脉宽调制信号，脉宽调制信号输入到PWM发生器中，产生相应的控制脉冲信号，控制换流器中各相桥臂的开断，从而控制换流器有功功率和无功功率按给定值输出，双环控制如图2所示。

(4)储能功率控制单元及其控制方法

储能功率控制单元是含储能的电弧炉供能电源的重要组成部分，它连接储能装置和系统直流母线。储能功率控制单元实现电池充放电整个过程中保持高压侧电压的恒定，从而提高整个系统的电压和频率的稳定性。另一重要功能是低压侧储能电池与直流高压侧能量的双向高效流动，维持储能电池、电网和负载之间的功率平衡。即电弧炉负荷功率大于网侧变流单元从电网获取功率时控制储能电池放电向直流母线供给能量；电弧炉负荷功率小于网侧变流单元从电网获取功率时控制储能电池充电从直流母线吸收多余能量。

为了提高系统的动态特性，实现稳压输出，需对DC/DC构成闭环反馈控制系统，因此采用电压外环电流内环的双闭环串级控制。其中电压外环可以稳定直流高压侧的电压，减小整个系统电压的波动，提高系统动态稳定性；外环高压侧实测电压U_dc与电压给定参考值U_dc-ref的偏差ΔU_dc经过电压调节器的PI调节产生电流内环的电流参考值I_L-ref，电流参考值与电感电流的实际值I_L的偏差ΔI_L通过电流调节器的PI调节产生PWM控制器的触发信号，产生PWM脉冲信号调节变流器的输出电压，其控制框图如图3。

(5)逆变单元及其控制方法

逆变器作为供能电源和电弧炉的接口，是供电电源负荷端的关键设备。采用三相电压型换流器结构、V/F控制，其控制目的是系统直流母线电压在一定范围内变化时，系统输出电压的幅值和频率一直维持不变。V/F控制使用输出电压电流瞬时双闭环控制，内环是电感电流瞬时调节环，构成电流随动系统，能大大加快抗扰的动态过程，用以提高系统的动态性能，使整个系统工电压作稳定，并且保证有很强的鲁棒性；外环是瞬时电压控制环，用于改善系统输出电压的波形，使其具有较高的输出精度，使输出电压波形瞬时跟踪给定值。

逆变单元经dq变换后得到的状态方程：

式中，u_ld和u_lq、u_gd和u_gq、i_ld和i_lq、i_gd和i_gq分别是u_li，u_gi，i_li，i_gi经Park变换的到；其中u_li和i_li是变流器输出端电压和电流，i_gi和u_gi分别是逆变单元经过滤波后输出的电流和电压。

令：

将u’_d,u’_q和i’_d,i’_q作为等效控制变量，d轴和q轴电流分量分别只受对应轴控制变量的影响，由电流环PI调节器比例积分环节来实现。

通过引入电流状态反馈量wLi_lq,wLi_ld,电压状态反馈量wCu_gq，wCu_gd来实现两轴间的解耦控制；同时又引入电网电压前馈补偿项，实现对电网电压扰动的补偿，通过对负载电流的前馈补偿来实现对负载扰动的补偿。

式中，k_p，k_i分别为电流内环PI调节器的比例和积分系数；k’_p，k’_i分别为为电压外环PI调节器的比例和积分系数；i_ldref、i_lqref分别为电流i_ld、i_lq的参考值，u_gdref、u_gqref分别为电压u_gd、u_gq的参考值，其中u_ld、u_lq和i_ld、i_lq为变流器输出端电压和电流经dq变换得到，u_gd、u_gq和i_gd、i_gq为逆变单元滤波输出端电压和电流经dq变换得到；w为系统基波角频率rad/s；L为系统换流器滤波电感，C为系统滤波电容，1/s表示积分环节。

逆变单元的电压电流双闭环控制框图可表示如图4。电压外环采用PI调节，电压差值通过PI调节得到电流内环的电流参考值，电流内环采用PI控制，电流差值通过PI环节，得到换流器的等效控制变量u’_d、u’_q，然后通过引入电压前馈补偿和电流状态反馈获得换流器控制电压在dq坐标系的参考值u_ld、u_lq，经过dq-abc变换，即可得到换流器的三相脉宽调制信号，脉宽调制信号输入到PWM发生器中，产生相应的控制脉冲信号，控制换流器中各相桥臂的开断，从而使得逆变单元输出的电压和频率稳定。

综上所述，本方法的优点在于在电网电压闪变、短时间掉电时可以实现对电弧炉的不间断、稳定供电，以稳定炉温、保证冶金产品的质量，同时能够减小电弧炉功率波动、功率因数低等因素对电网造成的不利影响。

Claims (5)

1.一种含储能的电弧炉供能电源系统，其特征在于：该系统包括电网接入及测量单元、网侧变流单元、直流母线、储能功率控制单元、大功率储能装置、逆变单元和主控制器组成，电网接入及测量单元通过网侧变流单元、直流母线和逆变单元连接电弧炉，通过网侧变流单元、直流母线和逆变单元将电弧炉和电网隔离，大功率储能装置通过DC/DC单元接入直流母线；主控制器通过AD转换器采集网侧变流单元功率、电弧炉功率、储能系统输出功率的测量信号，主控制器采用现场总线和网侧变流单元、逆变单元、储能功率控制单元通讯；储能功率控制单元是含储能的电弧炉供能电源的重要组成部分，它连接储能装置和系统直流母线。

2.利用权利要求1所述的含储能的电弧炉供能电源系统所实施的含储能的电弧炉供能电源控制方法，其特征在于：该方法通过网侧变流单元、直流母线和逆变单元将电弧炉和电网隔离；电网交流电经过整流得到直流电，直流母线连接网侧变流单元、储能功率控制单元和逆变单元；直流电经逆变单元对交流电弧炉负载进行供电；大功率储能装置作为电网和电弧炉间的能量缓冲，平衡直流电弧炉功率和电网功率的差，避免因功率频繁波动对电网造成冲击；网侧变流单元维持电网接口处功率因数符合电网要求，逆变单元根据电弧炉需求供电，三相功率独立控制，并维持电弧炉所需较低功率因数；当电网电压出现波动时，利用储能装置存储的能量稳定系统中直流母线的电压，使得交流电弧炉在电网不稳定时刻也能在恒频恒压下正常的工作，达到对电弧炉负载进行稳定不间断供电的目的。

3.根据权利要求2所述的含储能的电弧炉供能电源控制方法，其特征在于：通过AD转换器采集网侧变流单元功率P₂、电弧炉功率P₁、储能系统输出功率P₃等测量信号，采用现场总线和网侧变流单元、逆变单元、储能功率控制单元通讯，实现整个系统的能量调度；整个系统能量守恒P₂＝P₁+P₃，储能系统的输出功率P₁由P₂和P₃共同决定；主控制器通过控制网侧变流单元功率调节大功率储能装置充放电功率，从而调节储能系统荷电水平(SOC)，达到经济性最佳的目标；主控制器给出的网侧变流单元有功功率的参考值P_2ref按照下式进行调节；

$P_{2ref}=P_1+P_3=P_1+(k_p+\frac{k_i}{s})({\mathrm{SOC}}_{ref}-SOC)$

其中k_p，k_i分别为PI调节器的比例和积分系数；SOC为储能装置荷电水平实际值，SOC_ref为储能电池SOC的设定目标，该值根据峰谷电价调整；在电网正常且非用电高峰将SOC调至较低，达到释放储存电能的目的；在用电低谷时，调节SOC到较高，达到吸收存储电能的目的；1/s表示积分环节。

4.根据权利要求3所述的含储能的电弧炉供能电源控制方法，其特征在于：网侧变流单元在保证电弧炉功率、功率因数需求的前提下，尽可能平滑电网的功率值，并调整功率因数到电网允许的范围内；网侧变流单元采用PWM可控整流方案，采用带前馈的双环控制方法；网侧变流单元的出口电压在dq同步旋转坐标系下的d轴分量U_d和q轴分量U_q的控制方程为：

$\left\{\begin{array}{c}{U}_d=-(K_p+\frac{K_i}{s})(I_{d-ref}-I_d)+U_{sd}+{\mathrm{wLI}}_q\\ U_q=-(K_p+\frac{K_i}{s})(I_{q-ref}-I_q)+U_{sq}-{\mathrm{wLI}}_d\end{array}\right.$

式中，K_p，K_i分别为电流内环PI调节器的比例和积分系数；I_d、I_q分别为交流侧系统电流矢量的d轴和q轴分量，I_d、I_q的电流参考值I_d-ref、I_q-ref可由功率环的PI调节器调节得到；U_sd、U_sq分别为交流侧系统电压矢量的d轴和q轴分量；w为交流系统基波角频率rad/s，L为系统换流器滤波电感,1/s表示积分环节；

电网电压矢量与d轴同相，要实现单位功率因数运行，交流侧电流矢量需要跟踪电网电压矢量，因此交流侧电流矢量只含有d轴分量，其q轴分量为零；

$\left\{\begin{array}{c}{I}_{d-ref}=(K_P^{,}+\frac{K_i^{,}}{s})(P_{2ref}-P_2)\\ I_{q-ref}=0\end{array}\right.$

式中，K’_p，K’_i分别为功率外环PI调节器的比例和积分系数，1/s表示积分环节；P_2ref是有功功率的参考值。

5.根据权利要求4所述的含储能的电弧炉供能电源控制方法，其特征在于：逆变单元，作为供能电源和电弧炉的接口，满足电弧炉所需的稳定电压和频率、较低功率因数；采用三相电压型换流器结构、V/F控制，其控制目的是系统直流母线电压在一定范围内变化时，系统输出电压的幅值和频率一直维持不变；V/F控制使用输出电压电流瞬时双闭环控制，内环是电感电流瞬时调节环，构成电流随动系统，能大大加快抗扰的动态过程，用以提高系统的动态性能，使整个系统工电压作稳定，并且保证有很强的鲁棒性；外环是瞬时电压控制环，用于改善系统输出电压的波形，使其具有较高的输出精度，使输出电压波形瞬时跟踪给定值；

将u’_d,u’_q和i’_d,i’_q作为等效控制变量，d轴和q轴电流分量分别只受对应轴控制变量的影响，由电流环PI调节器比例积分环节来实现；

通过引入电流状态反馈量wLi_lq,wLi_ld,电压状态反馈量wCu_gq，wCu_gd来实现两轴间的解耦控制；同时又引入电网电压前馈补偿项，实现对电网电压扰动的补偿，通过对负载电流的前馈补偿来实现对负载扰动的补偿；

$\left\{\begin{array}{c}{i}_{ldref}=i_d^{,}+i_{gd}-{\mathrm{wCu}}_{gq}=(k_p+\frac{k_i}{s})(u_{gdref}-u_{gd})+i_{gd}-{\mathrm{wCu}}_{gq}\\ i_{lqref}=i_q^{,}+i_{gq}+{\mathrm{wCu}}_{gd}=(k_p+\frac{k_i}{s})(u_{gqref}-u_{gq})+i_{gq}+{\mathrm{wCu}}_{gd}\\ u_{ld}=u_d^{,}+u_{gd}-{\mathrm{wLi}}_{lq}=(k_p^{,}+\frac{k_i^{,}}{s})(i_{ldref}-i_{ld})+u_{gd}-{\mathrm{wLi}}_{lq}\\ u_{lq}=u_q^{,}+u_{gq}+{\mathrm{wLi}}_{ld}=(k_p^{,}+\frac{k_i^{,}}{s})(i_{lqref}-i_{lq})+u_{gq}+{\mathrm{wLi}}_{ld}\end{array}\right.$

式中，k_p，k_i分别为电流内PI环调节器的比例和积分系数；k’_p，k’_i分别为为电压外环PI调节器的比例和积分系数；i_ldref、i_lqref分别为电流i_ld、i_lq的参考值，u_gdref、u_gqref分别为电压u_gd、u_gq的参考值，其中u_ld、u_lq和i_ld、i_lq为变流器输出端电压和电流经dq变换得到，u_gd、u_gq和i_gd、i_gq为逆变单元滤波输出端电压和电流经dq变换得到；w为系统基波角频率rad/s；L为系统换流器滤波电感，C为系统滤波电容,1/s表示积分环节。