CN113726001A - 一种系统控制方法及相关装置 - Google Patents

一种系统控制方法及相关装置 Download PDF

Info

Publication number
CN113726001A
CN113726001A CN202110838430.0A CN202110838430A CN113726001A CN 113726001 A CN113726001 A CN 113726001A CN 202110838430 A CN202110838430 A CN 202110838430A CN 113726001 A CN113726001 A CN 113726001A
Authority
CN
China
Prior art keywords
generator
virtual impedance
pcs
determining
power
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN202110838430.0A
Other languages
English (en)
Inventor
董明轩
赵明权
辛凯
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Huawei Digital Power Technologies Co Ltd
Original Assignee
Huawei Digital Power Technologies Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Huawei Digital Power Technologies Co Ltd filed Critical Huawei Digital Power Technologies Co Ltd
Priority to CN202110838430.0A priority Critical patent/CN113726001A/zh
Publication of CN113726001A publication Critical patent/CN113726001A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J9/00—Circuit arrangements for emergency or stand-by power supply, e.g. for emergency lighting
    • H02J9/04—Circuit arrangements for emergency or stand-by power supply, e.g. for emergency lighting in which the distribution system is disconnected from the normal source and connected to a standby source
    • H02J9/06—Circuit arrangements for emergency or stand-by power supply, e.g. for emergency lighting in which the distribution system is disconnected from the normal source and connected to a standby source with automatic change-over, e.g. UPS systems
    • H02J9/08—Circuit arrangements for emergency or stand-by power supply, e.g. for emergency lighting in which the distribution system is disconnected from the normal source and connected to a standby source with automatic change-over, e.g. UPS systems requiring starting of a prime-mover
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/12—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load
    • H02J3/16—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load by adjustment of reactive power
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/10—The dispersed energy generation being of fossil origin, e.g. diesel generators
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
    • Y02E40/30—Reactive power compensation

Abstract

本申请实施例公开了一种系统控制方法及相关装置，用于提升发电机与储能设备并联运行的可靠性。本申请实施例方法包括：确定发电机的虚拟阻抗，发电机具有自动电压调节器AVR，虚拟阻抗用于改变发电机的功角特性，根据虚拟阻抗对应的功角特性对发电机进行下垂控制，以使得发电机与储能变流器PCS并联运行。

Description

一种系统控制方法及相关装置
技术领域
本申请实施例涉及能源领域，尤其涉及一种系统控制方法及相关装置。
背景技术
微电网系统中储能设备与柴油发电机互为备份，都可以作为主电源使用，当其中一个作为主电源时，另一个作为备份主电源待机。在二者互相切换时，需要停机进行有缝切换或者依赖外部设备或接线进行切换，负载供电的连续性和可靠性受到影响。
现有技术中的柴油发电机带有自动电压调节器(automatic voltage regulator，AVR)，AVR会对柴油发电机的输出电压进行闭环控制，使得柴油发电机体现为理想电源，不具备功角特性，当储能设备与柴油发电机并联运行时，输出功率的分配按照实际支路的阻抗进行分配，无法按需分配功率，当负载出现过载时，柴油发电机难以在过载时限流，而储能设备限流则失去了电压源的输出特性。因此，现有技术的控制方法中自带AVR的柴油发电机无法与储能设备同时电压源并联运行。
发明内容
本申请实施例提供了一种系统控制方法，用于提升发电机与储能设备并联运行的可靠性。
本申请实施例第一方面提供了一种系统控制方法，该方法可以由发电机控制器执行，也可以由发电机控制器的部件，例如发电机控制器的处理器、芯片、或芯片系统等执行，还可以由能实现全部或部分发电机控制器功能的逻辑模块或软件实现。第一方面提供的系统控制方法包括：确定发电机的虚拟阻抗，发电机具有自动电压调节器AVR，虚拟阻抗用于改变发电机的功角特性，根据虚拟阻抗对应的功角特性对发电机进行下垂控制，以使得发电机与储能变流器PCS并联运行。
本申请实施例中发电机控制器中引入虚拟阻抗，从而改变带有AVR的发电机的功角特性，并根据功角特性对发电机进行下垂控制，以使得发电机与PCS电压源能够并联运行，从而提升了发电机与储能设备并联运行的可靠性。
一种可能的实施方式中，发电机控制器确定发电机的虚拟阻抗包括：采集发电机的输出电流，根据输出电流确定虚拟阻抗。
本申请实施例中发电机控制器根据发电机的输出电流确定虚拟阻抗，提升方案的可实现性。
一种可能的实施方式中，发电机控制器根据输出电流确定虚拟阻抗之后，发电机控制器根据输出电流和虚拟阻抗确定虚拟阻抗压降，并根据频率和虚拟阻抗确定虚拟相角，该频率为发电机的输出频率。具体的，发电机控制器通过虚拟阻抗的相角锁相环产生动态相位突变，使得发电的输出特性具备特定的功角特性。
一种可能的实施方式中，发电机控制器根据虚拟阻抗压降确定发电机的参考电压，发电机控制器根据虚拟相角确定发电机的参考频率。
一种可能的实施方式中，发电机控制器根据虚拟阻抗对应的功角特性对发电机进行下垂控制包括：当虚拟阻抗为感性时,发电机控制器根据发电机的有功功率P确定发电机的输出频率，发电机控制器根据发电机的无功功率Q确定发电机的输出电压；当虚拟阻抗为阻性时,发电机控制器根据发电机的有功功率P确定发电机的输出电压，发电机控制器根据发电机的无功功率Q确定发电机的输出频率。
本申请实施例中发电机控制器可以根据虚拟阻抗确定下垂控制的方式，从而提升了方案的可实现性。
本申请实施例第二方面提供了一种系统控制方法，该方法可以由PCS控制器执行，也可以由PCS控制器的部件，例如PCS控制器的处理器、芯片、或芯片系统等执行，还可以由能实现全部或部分PCS控制器功能的逻辑模块或软件实现。第二方面提供的系统控制方法包括：PCS控制器确定储能变流器PCS的虚拟阻抗，虚拟阻抗用于改变PCS功角特性，PCS控制器根据虚拟阻抗对应的功角特性对PCS进行控制，以使得PCS与发电机并联运行，发电机具有自动电压调节器AVR。
本申请实施例中PCS控制器中引入虚拟阻抗，从而改变PCS的功角特性，并根据功角特性对发电机进行下垂控制，以使得发电机与PCS电压源能够并联运行，从而提升了发电机与储能设备并联运行的可靠性。
一种可能的实施方式中，PCS控制器确定储能变流器PCS的虚拟阻抗的过程包括：PCS控制器根据输出电流的基波正序分量确定第一虚拟阻抗，第一虚拟阻抗与发电机的虚拟阻抗相同，PCS控制器根据输出电流的负序分量和谐波分量确定第二虚拟阻抗，第二虚拟阻抗小于发电机的虚拟阻抗。
本申请实施例中PCS对其输出电流进行分频分序处理，分别虚拟不同的阻抗，实现了PCS承担全部的不平衡负荷和谐波负荷，及部分平衡负荷，使得发电机只承担平衡负荷，避免了不平衡和谐波负荷对发电机转子的负面影响，减轻了发电机转子电枢的发热和转子脉振，提升发电机与PCS并联运行的可靠性。
一种可能的实施方式中，PCS控制器根据第一虚拟阻抗和第二虚拟阻抗确定PCS的参考电压。
一种可能的实施方式中，PCS控制器根据虚拟阻抗对PCS进行控制的过程包括：PCS控制器根据PCS的输出功率和参考电压及参考频率确定PCS的输出电压和PCS的输出频率，该参考电压为微网系统的参考电压，该参考频率为微网系统的参考频率。
本申请实施例中通过引入虚拟阻抗和下垂控制实现自带AVR的发电机与PCS多机电压源并联运行，并按需分配平衡负荷，提升微网系统的运行稳定性。
本申请实施例第三方面提供了一种发电机控制器，发电机控制器包括采样单元、功率计算单元、下垂控制单元和虚拟阻抗单元。
采样单元用于采集发电机的输出电压和输出电流，功率计算单元用于确定发电机的有功功率和无功功率，下垂控制单元用于对发电机进行下垂控制，虚拟阻抗单元用于确定虚拟阻抗的压降和虚拟阻抗的虚拟相角。
一种可能的实施方式中，虚拟阻抗单元用于确定发电机的虚拟阻抗，发电机具有自动电压调节器AVR，虚拟阻抗用于改变发电机的功角特性。下垂控制单元703具体用于根据虚拟阻抗对应的功角特性对发电机进行下垂控制，以使得发电机与储能变流器PCS并联运行。
一种可能的实施方式中，采样单元用于采集发电机的输出电流，虚拟阻抗单元704具体用于根据输出电流确定虚拟阻抗。
一种可能的实施方式中，虚拟阻抗单元用于根据输出电流和虚拟阻抗确定虚拟阻抗压降，根据频率和虚拟阻抗确定虚拟相角。
一种可能的实施方式中，下垂控制单元用于根据虚拟阻抗压降确定发电机的参考电压，根据虚拟相角确定发电机的参考频率。
一种可能的实施方式中，下垂控制单元用于当虚拟阻抗为感性时,根据发电机的有功功率P确定发电机的输出频率，根据发电机的无功功率Q确定发电机的输出电压。当虚拟阻抗为阻性时,根据发电机的有功功率P确定发电机的输出电压，根据发电机的无功功率Q确定发电机的输出频率。
本申请实施例第四方面提供了一种PCS控制器，PCS控制器包括采样单元、分频分序单元、功率计算单元、下垂控制单元和虚拟阻抗单元。
采样单元用于采集储能变流器PCS的输出电压和输出电流，分频分序单元用于提输出电流中的正序分量、负序分量和谐波分量，功率计算单元用于确定PCS的有功功率和无功功率，下垂控制单元用于对PCS进行下垂控制，虚拟阻抗单元用于确定PCS的第一虚拟阻抗和第二虚拟阻抗。
一种可能的实施方式中，虚拟阻抗单元用于确定储能变流器PCS的虚拟阻抗，虚拟阻抗用于改变PCS功角特性。下垂控制单元用于根据虚拟阻抗对应的功角特性对PCS进行控制，以使得PCS与发电机并联运行，发电机具有自动电压调节器AVR。
一种可能的实施方式中，分频分序单元根据输出电流的基波正序分量确定第一虚拟阻抗，第一虚拟阻抗与发电机的虚拟阻抗相同，根据输出电流的负序分量和谐波分量确定第二虚拟阻抗，第二虚拟阻抗小于发电机的虚拟阻抗。
一种可能的实施方式中，下垂控制单元用于根据第一虚拟阻抗和第二虚拟阻抗确定PCS的参考电压；
一种可能的实施方式中，下垂控制单元用于根据PCS的输出功率和参考电压及参考频率确定PCS的输出电压和PCS的输出频率。
本申请是实施例第五方面提供了一种控制装置，包括：处理器，处理器与存储器耦合，存储器用于存储程序或指令，当程序或指令被处理器执行时，使得装置执行上述第一方面的方法以及第一方面任意一种可能的实施方式，或者，使得装置执行第二方面的方法以及第二方面任意一种可能的实施方式。
本申请实施例第六方面提供一种微网系统，包括储能模块、储能变流器PCS、发电机、储能变流控制器、发电机控制器和微网负载。发电机控制器包括上述第三方面提供的发电机控制器或第五方面提供的控制装置；储能变流控制器包括上述第四方面提供的PCS控制器或第五方面提供的控制装置。
本申请实施例第七方面提供了一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质存储有程序，当程序被执行时，使得计算机执行上述第一方面以及第一方面的任意一种可能的实施方式所提供的方法，或者使得计算机执行上述第二方面以及第二方面的任意一种可能的实施方式所提供的方法。
本申请实施例第八方面提供了一种计算机程序产品，计算机程序产品中包括计算机程序代码，当计算机程序代码在计算机上运行时，使得计算机实现上述第一方面以及第一方面的任意一种可能的实施方式所提供的方法，或者上述第二方面以及第二方面的任意一种可能的实施方式所提供的方法。
可以理解，上述提供的任一种控制装置、微网系统、计算机可读介质、或计算机程序产品等所能达到的有益效果可参考对应的方法中的有益效果，此处不再赘述。
附图说明
图1a为本申请实施例提供的一种微网系统架构示意图；
图1b为本申请实施例提供的另一种微网系统架构示意图；
图1c为本申请实施例提供的另一种微网系统架构示意图；
图2为本申请实施例提供的一种系统控制方法的流程示意图；
图3为本申请实施例提供的另一种系统控制方法的示意图；
图4a为本申请实施例提供的一种功角特性的示意图；
图4b为本申请实施例提供的另一种功角特性的示意图；
图5a为本申请实施例提供的一种下垂控制的示意图；
图5b为本申请实施例提供的一种分频分序控制示意图；
图6a为本申请实施例提供的一种发电机与PCS并联运行的功率示意图；
图6b为本申请实施例提供的一种发电机与PCS并联运行的电流示意图；
图6c为本申请实施例提供的另一种发电机与PCS并联运行的电流示意图；
图7为本申请实施例提供的一种发电机控制装置的结构示意图；
图8为本申请实施例提供的一种PCS控制装置的结构的示意图；
图9为本申请实施例提供的一种控制装置结构的示意图。
具体实施方式
本申请实施例提供了一种系统控制方法，用于提升柴油发电机与储能设备并联运行的可靠性。
申请的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”、“第三”、“第四”等(如果存在)是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的实施例能够以除了在这里图示或描述的内容以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
在本申请实施例中，“示例性的”或者“例如”等词用于表示作例子、例证或说明。本申请实施例中被描述为“示例性的”或者“例如”的任何实施例或设计方案不应被解释为比其它实施例或设计方案更优选或更具优势。确切而言，使用“示例性的”或者“例如”等词旨在以具体方式呈现相关概念。
以下，对本申请中的部分用语进行解释说明，以便于本领域技术人员理解。
柴油发电机(diesel generator，DG)组是以柴油机为原动机，拖动同步发电机发电的一种电源设备，柴油发电机是一种起动迅速、操作维修方便、投资少、对环境的适应性能较强的发电装置。
自动电压调整器(automatic voltage regulator，AVR)是应用于的柴油发电机的输出电压调节装置，自动电压调整器会对柴油发电机的输出电压幅值进行闭环调节，使得柴油发电体现为理想电压源特性。
电压源是指理想电压源，电压源是从实际电源抽象出来的一种模型，在其两端总能保持一定的电压而不论流过的电流为多少。
柴储并联是至柴油发电机和储能变流器(power conditioning system，PCS)以电压源的模型进行并联运行，共同为负载供电，能够按需分配平衡负载。离网时，PCS运行在电压源模式，主动决定输出电压的频率、幅值和相位信息进行输出电压控制，内阻抗特性体现为低阻抗；
虚拟阻抗是在PCS端口主电路和柴油发电机端口主电路虚拟一定的阻抗，构建出感性或阻性的功角特性。负阻尼是阻抗为虚拟阻抗时，将阻抗值定义为负值。
下垂控制是指根据虚拟的阻抗，基于其特定的功角特性进行下垂控制以使得柴油发电机和PCS能够按需分配平衡负载。
转子脉振和发热是指当微网下存在不平衡负荷和谐波负荷时，负序电流和谐波电流会在同步发电机转子感应出负序和谐波磁场，转子上会感应出负序和谐波转矩，使得转子脉振，转子电枢发热剧增。
负载分配是指平衡负载由柴发和储能分配承担，PCSC承担不平衡负载和谐波负载，避免柴油发电机等同步机转子异常发热和脉振。
下面以图1a所示微网系统为例，对本申请实施例提供的方法所适用的系统架构进行描述。请参阅图1a，图1a为本申请实施例提供的一种系统架构图。如图1所示，微网系统10包括储能变流器PCS101、柴油发电机102、储能系统ESS103、变压器104、并网开关105和负载107，在一种可能的系统架构中，微网系统10还包括PCS控制器107和发电机控制器108，其中，发电机控制器108可以是微网控制器的一个功能模块，PCS控制器107和微网控制器可以部署在同一个控制装置，也可以是分离为两个控制装置，具体不做限定。
请参阅图1b，图1b为PCS控制器107与发电机控制器108的部署结构示意图。如图1b所示，其中，(a)图为PCS控制器107与发电机控制器108部署在同一个微网控制器的的结构示意图，(b)图为PCS控制器107与为微网控制器分开部署在两个控制装置的示意图示意图，在(b)所示的系统架构架构，微网控制器远程控制PCS控制器107。
在微网系统10中，PCS101用于对ESS103的充电和放电过程进行控制，以及进行交直流的变换，在离网运行的情况下，PCS102可以为微网系统中的负载107进行供电。柴油发电机DG102用于为负载107供电，在微网系统10中柴油发电机102与PCS102处于并联架构。变压器104用于改变PCS101和柴油发电机102的传输线路上的电压，从而减少传输损耗。并网开关105用于微网系统10的并离网切换，当外电网发生故障时，则并网开关105断开切换至离网运行，由柴油发电机102与PCS101组成的并联系统为负载106供电，其中PCS控制器107用于控制PCS的输出电压和输出频率，发电机控制器108用于控制柴油发电机102的输出电压和输出频率。
在微网系统10中，储能系统ESS直接或者通过直流耦合的方式与储能变流器相连接，多组储能变流器可以独立或者交流耦合的方式连接到变压器的副边，变压器的原边和并网开关相连接，PCS控制器和微网控制通过通讯线路相连接。
请参阅图1c，图1c为本申请实施例中提供的储能系统ESS的架构示意图。如图1b所示，其中，(a)图为当储能系统ESS为光储直流耦合的系统架构图，(b)图为当储能系统ESS为储能直流耦合的系统架构图。从(a)图中可以看出，ESS由电池BAT、光伏PV和直流/直流变换器DC/DC组成，其中，电池和光伏并联的数量不做限定，从(b)图中可以看出，ESS由电池BAT和直流/直流变换器DC/DC组成，其中，电池并联的数量不做限定。
可以理解的是，本申请实施例所提供的方法除了可以应用于上述微网系统10之外，还可以应用于其他大型、中型或小型微网系统。
请参阅图2，图2为申请实施例提供的系统控制方的一个流程示意图，本申请实施例提供系统控制方法包括：
201.确定发电机的虚拟阻抗。
本申请实施例中的发电机由于自带自动电压调节器AVR,从而使得发电机在稳态时不具备功角特性，无法与其他电压源并联分配负载功率。本申请实施例中在确定AVR的参考电压和参考频率的过程中引入虚拟阻抗改变发电机的功角特性。
本申请实施例中发电机控制器确定发电机的虚拟阻抗的过程包括微网控制采集发电机的输出电流，并根据采集的输出电流确定发电机的虚拟阻抗。发电机控制器根据确定发电机的虚拟阻抗之后，再根据输出电流和虚拟阻抗确定输出电流在虚拟阻抗上的虚拟阻抗压降，以及根据发电机的频率确定虚拟相角。最后，发电机控制器根据虚拟阻抗压降确定出发电机的参考电压，根据虚拟相角确定出发电机的参考频率。
下面结合图3所示的示例，对本申请实施例中确定发电机的虚拟阻抗的过程进行详细介绍。
请参阅图3，图3示出了本申请实施例中微网系统的工作流程示意图。如图3所示，发电机控制器确定发电机的虚拟阻抗的过程中，微网控制通过采样单元采集发电机的输出电流，并根据输出电流确定虚拟阻抗，基于输出电流和虚拟阻抗确定虚拟阻抗压降，基于输出频率和虚拟阻抗确定出虚拟相角，具体通过虚拟相角的相角锁相环产生动态相位突变，从而改变发电机的功角特性。发电机控制器根据虚拟阻抗压降确定出发电机的自动调压器的参考电压，以及根据虚拟相角确定出柴油发电机的参考频率。
请参阅图4a，图4a为引入虚拟阻抗之后的虚拟阻抗压降的变化矢量图。在图4a所示的一个示例中，发电机在引入虚拟阻抗之前的输出电压为E，Ed为引入虚拟阻抗之后的输出电压d轴分量，E′为虚拟阻抗压降，Id和Iq是发电输出电流的d轴分量和q轴分量，E′满足如下公式(1)：
Figure BDA0003178012120000071
请参阅图4b，图4b为引入虚拟阻抗之后的相角变化的示意图。在图4a所示的一个示例中，发电机控制器计算虚拟阻抗引起相位突变的q轴电压，进行相位锁相环，使得发电机在阻性功角特性下均分正序无功功率。如图4b所示，E为发电机在引入虚拟阻抗之前的输出电压，E′为虚拟阻抗压降，发电机在引入虚拟阻抗之前的虚拟相角为0，发电机在引入虚拟阻抗之后的虚拟相角为θ。
202.根据发电机的虚拟阻抗对应的功角特性进行下垂控制，以使得发电机与PCS并联运行。
本申请实施例中，发电机控制器根据发电机的虚拟阻抗对应的功角特性进行下垂控制，以使得发电机与PCS并联运行。具体的，当发电机的虚拟阻抗为感性时，发电机控制器根据发电机的有功功率P确定发电的输出频率，根据发电机的无功功率Q确定发电机的输出电压；当发电机的虚拟阻抗为阻性时，发电机控制器根据发电的有功功率P确定发电机输出电压，根据发电机的无功功率Q确定发电机的输出频率。
请参阅图3，图3示出了本申请实施例中微网系统的工作流程示意图。如图3所示，发电机控制器根据发电机的虚拟阻抗对应的功角特性对发电机进行下垂控制的过程中，发电机控制器通过采样单元，采集发电机的输出电流，并根据输出电流计算发电机的有功功率P和无功功率Q，并根据给定电压和频率确定发电机的参考电压和参考频率。
请参阅图5a，图5a为发电机控制器对发电机引入虚拟阻抗和下垂控制的示意图。如图5a所示，图5a中(a)图以虚拟阻抗为阻性为例，发电机控制器根据发电的有功功率P确定发电机输出电压E，根据发电机的无功功率Q确定发电机的输出频率ωE，E满足如下公式(2)，ωE满足如下公式(3)：
E＝U*-mP (2)
ωE＝ω*+nQ (3)
其中,m为发电机输出电压的下垂系数，n为发电机输出频率的下垂系数。
如图5a所示，其中(b)图为发电机控制器根据输出电压和虚拟阻抗确定虚拟阻抗压降的示意图，(c)图为发电机控制器根据输出频率和虚拟阻抗确定虚拟阻抗压降的示意图。如(b)图所示，其中E为发电机的输出电压，R+ωL为引入的虚拟阻抗，RIq+ωLId为虚拟相角θ对应的虚拟阻抗压降的分量，E′为引入虚拟阻抗后的虚拟阻抗压降，E′满足上述公式(1)。如(c)图所示，其中ωE为发电机的输出频率，引入虚拟阻抗之后，发电机控制通过相角锁相环产生相位突变得到虚拟相角，其中ωE′为虚拟相角对应的角频率，PI为比例积分器。
本申请实施例中发电机控制器中引入虚拟阻抗，从而改变带有AVR的发电机的功角特性，并根据功角特性对发电机进行下垂控制，以使得发电机与PCS电压源能够并联运行，从而提升了发电机与储能设备并联运行的可靠性。
203.确定PCS的虚拟阻抗。
本申请实施例中PCS控制器确定PCS的虚拟阻抗，PCS的虚拟阻抗用于改变PCS的功角特性，PCS控制器对PCS的负载电流进行分序和分频处理，针对不同频率的成分单独进行虚拟阻抗。具体的，PCS控制根据PCS的输出电流的基波正序分量确定第一虚拟阻抗，该第一虚拟阻抗与发电机的虚拟阻抗相同。PCS控制器根据PCS的输出电流的负序分量和谐波分量分别确定出负序分量对应的虚拟阻抗和谐波分量对应的虚拟阻抗，负序分量对应的虚拟阻抗和谐波分量对应的虚拟阻抗在本申请中统称为第二虚拟阻抗，该第二虚拟阻抗小于发电机的虚拟阻抗。
本申请实施例中PCS控制器针对正序分量确定第一虚拟阻抗，构建对应的功角特性，该第一虚拟阻抗与发电机的虚拟阻抗相同。PCS控制器对负序分量和谐波分量进行电压源控制时，输出阻抗较小，进一步针对负载电流的负序分量和谐波分量第二虚拟阻抗，从而降低特定频率处的输出阻抗。
请参阅图3，图3示出了本申请实施例中微网系统的工作流程示意图。如图3所示，PCS控制器通过采样单元实时采集PCS的输出电流和输出电压，并对输出电流分序分频处理，从而提取出正序分量、负序分量和谐波分量，并根据不同的分量确定出不同的虚拟阻抗。例如，PCS控制器根据正序分量确定第一虚拟阻抗，根据负序分量和谐波分量确定出第二虚拟阻抗，以使得PCS承担全部不平衡负载和谐波负载。PCS控制器将第一虚拟阻抗和第二虚拟阻抗叠加，并根据叠加之后的虚拟阻抗确定出PCS的参考电压，PCS控制器确定出参考电压之后，通过驱动单元调整PCS的输出电压。
204.根据PCS的虚拟阻抗对应的功角特性进行下垂控制，以使得PCS与发电机并联运行。
本申请实施例中PCS控制器根据PCS的虚拟阻抗对应的功角特性进行下垂控制，以使得PCS和发电机能够并联运行。本申请实施例中PCS对负序分量和谐波分量进行电压源控制以使得PCS的输出阻抗较小，针对负载电流的负序分量和谐波分量确定第二虚拟阻抗，进一步降低特定频率处的输出阻抗。具体的，PCS控制器根据PCS的输出功率和参考电压及参考频率确定PCS的输出电压和PCS的输出频率，PCS的输出功率包括PCS的有功功率和无功功率，该参考频率和参考电压为微网系统的参考频率和参考电压，微网系统包括PCS和发电机。
本申请实施例中PCS控制器中引入虚拟阻抗，从而改变PCS的功角特性，并根据功角特性对发电机进行下垂控制，以使得发电机与PCS电压源能够并联运行，从而提升了发电机与储能设备并联运行的可靠性。
请参阅图3，图3示出了本申请实施例中微网系统的工作流程示意图。如图3所示，PCS控制器根据PCS的虚拟阻抗对应的功角特性进行下垂控制过程中，PCS通过采样单元采集PCS的输出电压和输出电流，并根据采集的输出电流计算出PCS的无功功率和有功功率，并根据发电机的输出频率和输出电压进行下垂控制，从而确定出PCS的参考电压和参考频率。
请参阅图5b，图5b为PCS控制分频分序确定虚拟阻抗的控制框图。如图5b所示，PCS输出的三相电流IoA、IoB、IoC经过dq坐标变换之后dq分量为Iod和Iop，对Iod和Iop分频分序处理得到正序电流和负序电流，其中图5b中Iodp和Ioqp为正序电流，Iodn和Ioqn为负序电流，PCS根据正序电流和负序电流确定参考电压Udref和Uqref，其中Udref满足如下公式(4)、Uqref满足如下公式(5)：
Udref＝E-(RIodp-ωLIoqp)-(RIodn-ωLIoqn)-(RIod6-ωLIoq6) (4)
Uqref＝0-(RIoqp+ωLIodp)-(RIoqn+ωLIodn)-(RIod6+ωLIoq6) (5)
其中，Iod6和Ioq6为谐波分量。
本申请实施例中PCS对其输出电流进行分频分序处理，分别虚拟不同的阻抗，实现了PCS承担全部的不平衡负荷和谐波负荷，及部分平衡负荷，使得发电机只承担平衡负荷，避免了不平衡和谐波负荷对发电机转子的负面影响，减轻了发电机转子电枢的发热和转子脉振，提升发电机与PCS并联运行的可靠性。
请参阅图6a，图6a为本申请实施中发电机与PCS并联运行的功率示意图。如图6a所示，图6a为1台柴油发电与2台PCS并联带平衡负载的功率示意图，其中(a)图为柴油发电与PCS的输出有功功率的曲线图，从(a)图中可以看出，柴油发电机先带载开机运行，经过一段时间之后，PCS启动均分有功功率，最后稳定状态下柴油发电与PCS的输出功率一致。(b)图为柴油发电机与PCS的输出无功功率的曲线图，从(b)图中可以看出，柴油发电机的惯性大影响暂态均分，当投入无功负载之后，稳态下柴油发电机和PCS均分功率。
请参阅图6b，图6b为本申请实施例中发电机与PCS并联运行的电流示意图。如图6b所示，图6b为1台柴油发电机与2台PCS并联带不平衡负载的电流示意图，其中，(a)图为并机点的三相输出线电压的示意图，(b)图为柴油发电机的三相电流示意图，(c)图为第一台PCS的三相电流示意图，(d)图为第二台PCS的三相电流示意图。从(a)图可以看出并机点的三相输出线电压幅值相同，而结合(b)图可以看出其中柴油发电机承担正序功率，柴油发电机的输出三相电流幅值相同，而结合(c)图和(d)图可以看出PCS承担全部的负序功率且功率均分。
请参阅图6c，图6c为本申请实施例中发电机与PCS并联运行的电流示意图。如图6c所示，图6c为1台柴油发电机与2台PCS并联带整流性负载的电压和电流示意，其中(a)图为并机点的三相输出线电压曲线图，(b)图为柴油发电机的三相电流的示意图，(c)图为第一台PCS的三相电流示意图，(d)图为第二台PCS的三相电流示意图。从(a)图可以看出并机点的三相输出线电压幅值相同，而结合(b)图可以看出其中柴油发电机承担正序功率，柴油发电机的输出三相电流幅值相同，而结合(c)图和(d)图可以看出PCS承担全部的谐波负载且功率均分。
以上介绍了本申请实施例提供的微网系统控制方法，下面结合附图介绍本申请实施例涉及的相关装置。
请参阅图7，图7为本申请实施例提供的一种发电机控制装置示意图。该发电机控制装置用于实现上述各实施例中对应发电机控制器的各个步骤，如图7所示，该发电机控制装置700包括采样单元701、功率计算单元702、下垂控制单元703和虚拟阻抗单元704。
采样单元701用于采集发电机的输出电压和输出电流，功率计算单元702用于确定发电机的有功功率和无功功率，下垂控制单元703用于对发电机进行下垂控制，虚拟阻抗单元704用于确定虚拟阻抗的压降和虚拟阻抗的虚拟相角。
一种可能的实施方式中，虚拟阻抗单元704具体用于确定发电机的虚拟阻抗，发电机具有自动电压调节器AVR，虚拟阻抗用于改变发电机的功角特性。下垂控制单元703具体用于根据虚拟阻抗对应的功角特性对发电机进行下垂控制，以使得发电机与储能变流器PCS并联运行。
一种可能的实施方式中，采样单元701具体用于采集发电机的输出电流，虚拟阻抗单元704具体用于根据输出电流确定虚拟阻抗。
一种可能的实施方式中，虚拟阻抗单元704具体用于根据输出电流和虚拟阻抗确定虚拟阻抗压降，根据频率和虚拟阻抗确定虚拟相角。
一种可能的实施方式中，下垂控制单元703具体用于根据虚拟阻抗压降确定发电机的参考电压，根据虚拟相角确定发电机的参考频率。
一种可能的实施方式中，下垂控制单元703具体用于：当虚拟阻抗为感性时,根据发电机的有功功率P确定发电机的输出频率，根据发电机的无功功率Q确定发电机的输出电压。当虚拟阻抗为阻性时,根据发电机的有功功率P确定发电机的输出电压，根据发电机的无功功率Q确定发电机的输出频率。
请参阅图8，图8为本申请实施例提供的一种PCS控制装置示意图。该PCS控制装置用于实现上述各实施例中对应PCS控制器的各个步骤，如图8所示，该PCS控制装置800包括采样单元801、分频分序单元802、功率计算单元803、下垂控制单元804和虚拟阻抗单元805。
采样单元801用于采集储能变流器PCS的输出电压和输出电流，分频分序单元802用于提输出电流中的正序分量、负序分量和谐波分量，功率计算单元803用于确定PCS的有功功率和无功功率，下垂控制单元804用于对PCS进行下垂控制，虚拟阻抗单元805用于确定PCS的第一虚拟阻抗和第二虚拟阻抗。
一种可能的实施方式中，虚拟阻抗单元805用于确定储能变流器PCS的虚拟阻抗，虚拟阻抗用于改变PCS功角特性。下垂控制单元804用于根据虚拟阻抗对应的功角特性对PCS进行控制，以使得PCS与发电机并联运行，发电机具有自动电压调节器AVR。
一种可能的实施方式中，分频分序单元802根据输出电流的基波正序分量确定第一虚拟阻抗，第一虚拟阻抗与发电机的虚拟阻抗相同，根据输出电流的负序分量和谐波分量确定第二虚拟阻抗，第二虚拟阻抗小于发电机的虚拟阻抗。
一种可能的实施方式中，下垂控制单元804还用于根据第一虚拟阻抗和第二虚拟阻抗确定PCS的参考电压。
一种可能的实施方式中，下垂控制单元804还用于根据PCS的输出功率和参考电压及参考频率确定PCS的输出电压和PCS的输出频率。
应理解以上装置中单元的划分仅仅是一种逻辑功能的划分，实际实现时可以全部或部分集成到一个物理实体上，也可以物理上分开。且装置中的单元可以全部以软件通过处理元件调用的形式实现；也可以全部以硬件的形式实现；还可以部分单元以软件通过处理元件调用的形式实现，部分单元以硬件的形式实现。例如，各个单元可以为单独设立的处理元件，也可以集成在装置的某一个芯片中实现，此外，也可以以程序的形式存储于存储器中，由装置的某一个处理元件调用并执行该单元的功能。此外这些单元全部或部分可以集成在一起，也可以独立实现。这里所述的处理元件又可以成为处理器，可以是一种具有信号的处理能力的集成电路。在实现过程中，上述方法的各步骤或以上各个单元可以通过处理器元件中的硬件的集成逻辑电路实现或者以软件通过处理元件调用的形式实现。
在一个例子中，以上任一装置中的单元可以是被配置成实施以上方法的一个或多个集成电路，例如：一个或多个特定集成电路(application specific integratedcircuit，ASIC)，或，一个或多个微处理器(digital singnal processor，DSP)，或，一个或者多个现场可编程门阵列(field programmable gate array，FPGA)，或这些集成电路形式中至少两种的组合。再如，当装置中的单元可以通过处理元件调度程序的形式实现时，该处理元件可以是通用处理器，例如中央处理器(central processing unit，CPU)或其它可以调用程序的处理器。再如，这些单元可以集成在一起，以片上系统(system-on-a-chip，SOC)的形式实现。
请参阅图9，图9为本申请实施例提供的一种控制装置示意图，用于实现以上实施例中网络设备或终端的操作。如图9所示，该控制装置包括：处理器910和接口930，处理器910与接口930耦合。接口930用于实现与其他设备进行通信。接口930可以为收发器或输入输出接口。接口930例如可以是接口电路。可选地，该控制装置还包括存储器920，用于存储处理器910执行的指令或存储处理器910运行指令所需要的输入数据或存储处理器910运行指令后产生的数据。
以上实施例中网络设备或终端执行的方法可以通过处理器910调用存储器(可以是网络设备或终端中的存储器920，也可以是外部存储器)中存储的程序来实现。即，网络设备或终端可以包括处理器910，该处理器910通过调用存储器中的程序，以执行以上方法实施例中网络设备或终端执行的方法。这里的处理器可以是一种具有信号的处理能力的集成电路，例如CPU。网络设备或终端可以通过配置成实施以上方法的一个或多个集成电路来实现。例如：一个或多个ASIC，或，一个或多个微处理器DSP，或，一个或者多个FPGA等，或这些集成电路形式中至少两种的组合。或者，可以结合以上实现方式。
具体的，图7中的采样单元701、功率计算单元702、下垂控制单元703和虚拟阻抗单元704的功能/实现过程可以通过图9所示的控制装置900中的处理器910调用存储器920中存储的计算机可执行指令来实现。或者，图8中的采样单元801、分频分序单元802、功率计算单元803、下垂控制单元804和虚拟阻抗单元805的功能/实现过程可以通过图9所示的控制装置900中的处理器910调用存储器920中存储的计算机可执行指令来实现。
在本申请的另一实施例中，还提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，当设备的处理器执行该计算机执行指令时，设备执行上述方法实施例中发电机控制器所执行的方法，或者，设备执行上述方法实施例中PCS控制器所执行的方法。
在本申请的另一实施例中，还提供一种计算机程序产品，该计算机程序产品包括计算机执行指令，该计算机执行指令存储在计算机可读存储介质中。当设备的处理器执行该计算机执行指令时，设备执行上述方法实施例中发电机控制器所执行的方法，或者，设备执行上述方法实施例中PCS控制器所执行的方法。
所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为描述的方便和简洁，上述描述的系统，装置和单元的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
在本申请所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的系统，装置和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。
所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本实施例方案的目的。
另外，在本申请各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
所述集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本申请的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本申请各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，read-onlymemory)、随机存取存储器(RAM，random access memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

Claims (14)

1.一种系统控制方法，其特征在于，包括：
确定发电机的虚拟阻抗，所述发电机具有自动电压调节器AVR，所述虚拟阻抗用于改变所述发电机的功角特性；
根据所述虚拟阻抗对应的功角特性对所述发电机进行下垂控制，以使得所述发电机与储能变流器PCS并联运行。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述确定发电机的虚拟阻抗包括：
采集所述发电机的输出电流；
根据所述输出电流确定所述虚拟阻抗。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述根据输出电流确定所述虚拟阻抗之后，所述方法还包括：
根据所述输出电流和所述虚拟阻抗确定虚拟阻抗压降；
根据频率和所述虚拟阻抗确定虚拟相角。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：
根据所述虚拟阻抗压降确定所述发电机的参考电压；
根据所述虚拟相角确定所述发电机的参考频率。
5.根据权利要求1至4中任一项所述的方法，其特征在于，所述根据所述虚拟阻抗对应的功角特性对所述发电机进行下垂控制包括：
当所述虚拟阻抗为感性时,
根据所述发电机的有功功率P确定所述发电机的输出频率；
根据所述发电机的无功功率Q确定所述发电机的输出电压；
当所述虚拟阻抗为阻性时,
根据所述发电机的有功功率P确定所述发电机的输出电压；
根据所述发电机的无功功率Q确定所述发电机的输出频率。
6.一种系统控制方法，其特征在于，包括：
确定储能变流器PCS的虚拟阻抗，所述虚拟阻抗用于改变所述PCS功角特性；
根据所述虚拟阻抗对应的功角特性对所述PCS进行控制，以使得所述PCS与所述发电机并联运行，所述发电机具有自动电压调节器AVR。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述确定储能变流器PCS的虚拟阻抗包括：
根据输出电流的基波正序分量确定第一虚拟阻抗，所述第一虚拟阻抗与所述发电机的虚拟阻抗相同；
根据输出电流的负序分量和谐波分量确定第二虚拟阻抗，所述第二虚拟阻抗小于所述发电机的虚拟阻抗。
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：
根据所述第一虚拟阻抗和所述第二虚拟阻抗确定所述PCS的参考电压。
9.根据权利要求6至7中任一项所述的方法，其特征在于，所述根据所述虚拟阻抗对所述PCS进行控制包括：
根据所述PCS的输出功率和参考电压及参考频率确定所述PCS的输出电压和所述PCS的输出频率。
10.一种发电机控制器，其特征在于，包括：
采样单元、功率计算单元、下垂控制单元和虚拟阻抗单元；
所述采样单元用于采集发电机的输出电压和输出电流，所述功率计算单元用于确定所述发电机的有功功率和无功功率，所述下垂控制单元用于对所述发电机进行下垂控制，所述虚拟阻抗单元用于确定虚拟阻抗的压降和所述虚拟阻抗的虚拟相角；
所述发电机控制器用于执行权利要求1至5中任意一项所述的方法。
11.一种储能变流控制器，其特征在于，包括：
采样单元、分频分序单元、功率计算单元、下垂控制单元和虚拟阻抗单元；
所述采样单元用于采集储能变流器PCS的输出电压和输出电流，所述分频分序单元用于提输出电流中的正序分量、负序分量和谐波分量，所述功率计算单元用于确定所述PCS的有功功率和无功功率，所述下垂控制单元用于对所述PCS进行下垂控制，所述虚拟阻抗单元用于确定所述PCS的第一虚拟阻抗和第二虚拟阻抗，所述第一虚拟阻抗为所述正序分量对应的虚拟阻抗，所述第二虚拟阻抗为所述负序分量对应的虚拟阻抗和所述谐波分量对应的虚拟阻抗；
所述储能变流控制器用于执行权利要求6至9中任意一项所述的方法。
12.一种微网系统，其特征在于，包括：
储能模块、储能变流器PCS、发电机、储能变流控制器、发电机控制器和微网负载；
所述发电机控制器包括权利要求10所述的发电机控制器；
所述储能变流控制器包括权利要求11所述的储能变流控制器。
13.一种计算机可读存储介质，其特征在于，包括指令，当所述指令在计算机上运行时，使得计算机执行如权利要求1至9中任意一项所述的方法。
14.一种计算机程序产品，其特征在于，当计算机程序产品在计算机上运行时，使得计算机执行如权利要求1至9中任意一项所述的方法。
CN202110838430.0A 2021-07-23 2021-07-23 一种系统控制方法及相关装置 Pending CN113726001A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110838430.0A CN113726001A (zh) 2021-07-23 2021-07-23 一种系统控制方法及相关装置

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110838430.0A CN113726001A (zh) 2021-07-23 2021-07-23 一种系统控制方法及相关装置

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN113726001A true CN113726001A (zh) 2021-11-30

Family

ID=78673885

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202110838430.0A Pending CN113726001A (zh) 2021-07-23 2021-07-23 一种系统控制方法及相关装置

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN113726001A (zh)

Citations (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102157956A (zh) * 2011-03-01 2011-08-17 国网电力科学研究院 基于虚拟阻抗的逆变器并联运行方法
WO2015166613A1 (ja) * 2014-04-30 2015-11-05 川崎重工業株式会社 単相系統に接続される電力変換装置
CN105071405A (zh) * 2015-08-26 2015-11-18 电子科技大学 带不对称非线性负载的微电网系统及功率均衡控制方法
CN105226716A (zh) * 2015-11-04 2016-01-06 浙江运达风电股份有限公司 一种分布式双馈风力发电机组自动电压控制方法
KR20160082271A (ko) * 2014-12-29 2016-07-08 주식회사 효성 디젤 발전기 연계형 에너지 저장 시스템 및 그 연계 방법
CN107591834A (zh) * 2017-08-01 2018-01-16 华北电力大学（保定） 基于虚拟同步机的组串式无储能光伏发电系统控制方法
CN107591848A (zh) * 2017-10-31 2018-01-16 湖南大学 一种下垂控制方法和系统
US20180076630A1 (en) * 2016-09-14 2018-03-15 Texas Tech University System Ude-based robust droop control for parallel inverter operation
CN108258735A (zh) * 2018-03-21 2018-07-06 广东电网有限责任公司电力科学研究院 一种在虚拟同步机中引入虚拟阻抗的仿真控制方法及系统
CN109687507A (zh) * 2018-11-27 2019-04-26 国网山东省电力公司青岛供电公司 面向能源互联网交直流混合微网协调优化控制方法及系统
US20190190276A1 (en) * 2017-12-15 2019-06-20 Delta Electronics (Shanghai) Co., Ltd Method and device for controlling distribution of unbalanced and harmonic power among parallel inverters
US20190207391A1 (en) * 2016-08-15 2019-07-04 Swansea University Dynamic active and reactive power load sharing in an islanded microgrid
CN112636369A (zh) * 2020-12-31 2021-04-09 南方电网科学研究院有限责任公司 一种基于虚拟同步控制的暂态功率协调控制系统及方法

Patent Citations (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102157956A (zh) * 2011-03-01 2011-08-17 国网电力科学研究院 基于虚拟阻抗的逆变器并联运行方法
WO2015166613A1 (ja) * 2014-04-30 2015-11-05 川崎重工業株式会社 単相系統に接続される電力変換装置
KR20160082271A (ko) * 2014-12-29 2016-07-08 주식회사 효성 디젤 발전기 연계형 에너지 저장 시스템 및 그 연계 방법
CN105071405A (zh) * 2015-08-26 2015-11-18 电子科技大学 带不对称非线性负载的微电网系统及功率均衡控制方法
CN105226716A (zh) * 2015-11-04 2016-01-06 浙江运达风电股份有限公司 一种分布式双馈风力发电机组自动电压控制方法
US20190207391A1 (en) * 2016-08-15 2019-07-04 Swansea University Dynamic active and reactive power load sharing in an islanded microgrid
US20180076630A1 (en) * 2016-09-14 2018-03-15 Texas Tech University System Ude-based robust droop control for parallel inverter operation
CN107591834A (zh) * 2017-08-01 2018-01-16 华北电力大学（保定） 基于虚拟同步机的组串式无储能光伏发电系统控制方法
CN107591848A (zh) * 2017-10-31 2018-01-16 湖南大学 一种下垂控制方法和系统
US20190190276A1 (en) * 2017-12-15 2019-06-20 Delta Electronics (Shanghai) Co., Ltd Method and device for controlling distribution of unbalanced and harmonic power among parallel inverters
CN108258735A (zh) * 2018-03-21 2018-07-06 广东电网有限责任公司电力科学研究院 一种在虚拟同步机中引入虚拟阻抗的仿真控制方法及系统
CN109687507A (zh) * 2018-11-27 2019-04-26 国网山东省电力公司青岛供电公司 面向能源互联网交直流混合微网协调优化控制方法及系统
CN112636369A (zh) * 2020-12-31 2021-04-09 南方电网科学研究院有限责任公司 一种基于虚拟同步控制的暂态功率协调控制系统及方法

Non-Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
A. S. VIJAY等: "An Adaptive Virtual Impedance Control for Improving Power Sharing Among Inverters in Islanded AC Microgrids", 《IEEE TRANSACTIONS ON SMART GRID》, pages 2991 - 3003 *
武健;董明轩;段广仁;徐殿国;: "基于前馈控制的电网故障模拟装置实验研究", 电气应用, no. 13, pages 56 - 59 *
胡海林等: "分布式虚拟同步发电机改进低电压穿越控制技术", 《电机与控制学报》, pages 145 - 155 *
荆龙;黄杏;吴学智;: "改进型微源下垂控制策略研究", 电工技术学报, no. 02, pages 145 - 152 *
高生凯等: "应用动态虚拟阻抗的光伏微网新型下垂无功补偿控制", 《电力电容器与无功补偿》, pages 176 - 181 *
黄家豪: "一种下垂控制逆变器与柴油发电机并联运行控制策略", 《工业控制与自动化》, pages 100 - 105 *

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Farrokhabadi et al. Battery energy storage system models for microgrid stability analysis and dynamic simulation
Sakimoto et al. Stabilization of a power system with a distributed generator by a virtual synchronous generator function
CN110365231A (zh) 单相器件复用式有源功率解耦级联整流器及其控制方法
Summers et al. Phase leg voltage balancing of a cascaded H-bridge converter based STATCOM using zero sequence injection
JP2017208932A (ja) 電力変換装置
CN114243761A (zh) 一种微电网车并离网运行模式切换的控制方法及系统
Du et al. Modeling of grid-forming inverters for transient stability simulations of an all inverter-based distribution system
Avdiaj et al. A current controlled virtual synchronous machine adapted for operation under unbalanced conditions
Song et al. Design and integration of the bi-directional electric vehicle charger into the microgrid as emergency power supply
Mikkili et al. RTDS Hardware implementation and Simulation of 3-ph 4-wire SHAF for Mitigation of Current Harmonics with pq and Id-Iq Control strategies using Fuzzy Logic Controller
Liu et al. A novel unbalanced power sharing control method for an islanded microgrid
Arani et al. Improving power sharing and reduction circulating current in parallel inverters of isolated microgrids
Yan et al. Circulating-current analysis and power sharing control of parallel inverters with different capacities
CN113726001A (zh) 一种系统控制方法及相关装置
Lee et al. Inertia-free stand-alone microgrid—Part I: Analysis on synchronized GPS time-based control and operation
Savaghebi et al. Secondary control for voltage unbalance compensation in an islanded microgrid
Li et al. A proportional harmonic power sharing scheme for hierarchical controlled microgrids considering unequal feeder impedances and nonlinear loads
Arani et al. A new control method for improving transient response of parallel VSIs in islanded microgrids
Wang et al. Power-synchronized current control for grid-connected converter
Aquib et al. Model reference adaptive system based apparent power sharing in inverter based microgrids
Cardoso et al. Implementation of droop control with enhanced power calculator for power sharing on a single-phase microgrid
Silva Júnior et al. Control of Smart Inverters with Automated Decisions in Microgrid
Avdiaj et al. A virtual synchronous machine-based control for eliminating DC-side power oscillations of three-phase VSCs under unbalanced grid voltages
Zhang et al. An improved reactive power control strategy for inverters in microgrids
Babayomi et al. Predictive Virtual Capacitance Control for Harmonic and Reactive Power Sharing in Microgrids

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination