CN114678898A - 微电网下虚拟电压补偿方法及装置 - Google Patents

微电网下虚拟电压补偿方法及装置 Download PDF

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CN114678898A CN202210581187.3A CN202210581187A CN114678898A CN 114678898 A CN114678898 A CN 114678898A CN 202210581187 A CN202210581187 A CN 202210581187A CN 114678898 A CN114678898 A CN 114678898A
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Abstract

微电网下虚拟电压补偿方法及装置，解决了现有含分布式能源的交流微电网在并入中低压配电网运行时由于分布式能源出力波动性和负载切入切出的随机性导致并网点电压波动的问题，属于交流微电网电压控制领域。本发明通过在微电网并网点处并联接入储能变流器，利用该储能变流器的有功无功补偿能力向中低压配电网中插入一个虚拟电压相量，将虚拟电压相量转换为有功功率和无功功率，对微电网电压进行补偿，将并网点电压幅值恢复至中低压配电网电压的幅值能够实现对微电网电压幅值的直接调节，有效解决了交流微电网并网点电压波动问题。

Description

微电网下虚拟电压补偿方法及装置
技术领域
本发明涉及一种微电网下虚拟电压补偿方法及装置，属于交流微电网电压控制领域。
背景技术
含有分布式能源的微电网直接并入交流配电网时，其并网点电压的稳定性受到分布式能源出力的波动性以及负载切入切出的随机性等因素影响，抑制交流微电网电压波动、提高微电网电压质量是交流微电网技术的关键问题之一。
在高电压等级的输电线路中，线路阻抗比X/R很大，无功功率的传输是造成电网电压波动的主要原因，通过在电网系统中加入无功补偿装置可有效提高电网电压稳定性；在中低压配电网中阻抗R>X，有功功率传输造成的电压损耗不可忽略，故仅在微电网并网系统中加装无功补偿装置对于抑制电压波动效果不理想，需要结合有功功率和无功功率对微电网电压进行综合补偿。
若通过改变分布式能源并网逆变器向电网传输的有功功率和无功功率来进行微电网电压调节，无法实现分布式能源发电的利用率最大化，造成分布式能源的浪费。
发明内容
针对现有含分布式能源的交流微电网在并入中低压配电网运行时由于分布式能源出力波动性和负载切入切出的随机性导致并网点电压波动的问题，本发明提供一种微电网下虚拟电压补偿方法及装置。
本发明的一种微电网下虚拟电压补偿方法，包括：
S1、在含分布式能源的微电网并入中低压配电网的并网点处并联接入储能变流器；
S2、实时采集微电网并网点电压信号u pcc和中低压配电网电压信号u g，对R g和L g进行在线辨识，构建有功功率参考值
Figure 652157DEST_PATH_IMAGE001
和无功功率参考值
Figure 303718DEST_PATH_IMAGE002
：
Figure 614614DEST_PATH_IMAGE003
Figure 681927DEST_PATH_IMAGE004
，
Figure 27458DEST_PATH_IMAGE005
为u pcc的相角，
Figure 256445DEST_PATH_IMAGE006
为u g的相角；
U g = U gd；
U gd为中低压配电网电压信号u g的d轴分量；U pccd为微电网并网点电压信号u pcc的d轴分量；
U pccq为微电网并网点电压信号u pcc的q轴分量；
R g和L g分别为传输线路的等效电阻和等效电抗，
X g=ωL g，ω为微电网角频率；
S3、根据有功功率参考值
Figure 257899DEST_PATH_IMAGE001
和无功功率参考值
Figure 987957DEST_PATH_IMAGE002
，确定有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref；
S4、根据有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref通过功率环和电流环进行控制，得到调制电压，将调制电压生成开关管控制信号，并输入至储能变流器中，控制储能变流器输出目标虚拟电压相量至微电网并网点，将并网点电压幅值恢复至u g的幅值。
作为优选，储能变流器包括三相桥式变流器、直流母线电容、储能蓄电池阵列、电抗器和三相隔离变压器；
三相桥式变流器直流侧、直流母线电容、储能蓄电池阵列并联连接，三相桥式变流器的交流侧与电抗器和三相隔离变压器串联连接后以并联的方式接入微电网并网点处。
作为优选，S3中，考虑储能蓄电池阵列的SOC和储能变流器最大容量，根据有功功率参考值
Figure 328940DEST_PATH_IMAGE001
和无功功率参考值
Figure 56725DEST_PATH_IMAGE002
，确定有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref。
作为优选，S3具体包括：
当
Figure 342212DEST_PATH_IMAGE007
，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 751328DEST_PATH_IMAGE008
；
SOCmax为保障储能蓄电池阵列安全运行要求的最大值，SOCmin为保障储能蓄电池阵列安全运行要求的最小值；S sh为储能变流器的最大容量；
当
Figure 805872DEST_PATH_IMAGE009
，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 970137DEST_PATH_IMAGE010
；
当
Figure 618287DEST_PATH_IMAGE011
，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 690148DEST_PATH_IMAGE012
；
当
Figure 68040DEST_PATH_IMAGE013
，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 809731DEST_PATH_IMAGE014
式中，k为缩减系数；
当
Figure 335390DEST_PATH_IMAGE015
时，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 817800DEST_PATH_IMAGE016
；
当
Figure 50198DEST_PATH_IMAGE017
时，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 353003DEST_PATH_IMAGE018
。
作为优选，
Figure 975746DEST_PATH_IMAGE019
。
作为优选，S4包括：
将有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref分别与各自的实际输出功率值作差并送入PI调节器中，得到电流d轴给定值和q轴给定值，再分别与各自的实际输出电流值作差并送入PI调节器中，得调制电压信号；
调制电压信号依次经Park-1变换和PWM调制模块调制后得到开关管控制信号。
本发明还提供一种微电网下虚拟电压补偿装置，
包括储能变流器和控制模块；储能变流器并联接入微电网并网点处；
所述控制模块包括信号采集及处理模块、电网阻抗辨识模块、功率参考值计算模块、工况判定及功率给定值生成模块、功率及电流控制环路模块和调制模块；
信号采集及处理模块，与功率参考值计算模块连接，用于实时采集微电网并网点电压信号u pcc和中低压配电网电压信号u g，处理后，获得U pccd、U pccq、U gd、U gq和
Figure 592672DEST_PATH_IMAGE020
，发送至功率参考值计算模块；
U pccd为微电网并网点电压信号u pcc的d轴分量；
U pccq为微电网并网点电压信号u pcc的q轴分量；
U gd为中低压配电网电压信号u g的d轴分量；
U gq为中低压配电网电压信号u g的q轴分量；
Figure 476314DEST_PATH_IMAGE004
，
Figure 90966DEST_PATH_IMAGE005
为u pcc的相角，
Figure 263322DEST_PATH_IMAGE006
为u g的相角；
电网阻抗辨识模块，与功率参考值计算模块连接，用于辨识出传输线路的R g和X g，发送至功率参考值计算模块；R g和L g分别为传输线路的等效电阻和等效电抗，X g=ωL g，ω为微电网角频率；
功率参考值计算模块，与工况判定及功率给定值生成模块连接，用于构建有功功率参考值
Figure 215097DEST_PATH_IMAGE001
和无功功率参考值
Figure 359771DEST_PATH_IMAGE002
，并发送给工况判定及功率给定值生成模块；
Figure 4379DEST_PATH_IMAGE003
U g = U gd；
工况判定及功率给定值生成模块，与功率及电流控制环路模块连接，用于根据有功功率参考值
Figure 664030DEST_PATH_IMAGE001
和无功功率参考值
Figure 294863DEST_PATH_IMAGE002
，并考虑储能蓄电池阵列的SOC和储能变流器最大容量，划分出不同工况，根据不同工况给出有功功率给定值和无功功率给定值，并发送给功率及电流控制环路模块；
功率及电流控制环路模块，与调制模块连接，用于根据有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref通过功率环和电流环进行控制，得到调制电压，并发送给调制模块；
调制模块，与储能变流器连接，用于将调制电压生成开关管控制信号，并输入至储能变流器中，控制储能变流器输出目标虚拟电压相量至微电网并网点，将微电网并网点电压幅值恢复至u g的幅值。
本发明的有益效果，本发明以在微电网并网点处接入储能变流器为手段，通过虚拟电压补偿方法对并网点电压进行控制，能够实现对微电网电压幅值的直接调节，有效解决了交流微电网并网点电压波动问题。本发明利用储能蓄电池的特性，可以向微电网并网系统同时提供有功补偿和无功补偿，与传统加入无功补偿装置进行微电网电压控制的方案相比，对并网点电压的控制效果更显著，且对补偿装置的容量需求更小，具有十分明显的成本优势。本发明利用储能蓄电池的电能存储能力，在分布式能源出力发生波动时可以及时向系统提供功率补偿或吸收系统多余功率，在保持微电网电压稳定的同时可以起到功率波动平抑的效果。本发明对微电网电压波动进行虚拟电压补偿，在选取虚拟电压相量时充分考虑了储能蓄电池阵列和储能变流器的设备限制，优化储能变流器的运行状态，延长储能蓄电池整体使用寿命，提升了系统运行的安全性和经济效益。
附图说明
图1为储能变流器并联接入微电网并网系统的电路连接图；
图2为储能变流器虚拟电压补偿方法框图；
图3为微电网并网点电压的控制相量图；
图4为微电网并网点电压最小虚拟电压补偿相量图；
图5为含储能变流器的微电网并网功率流图。
具体实施方式
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，所描述的实施例仅仅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，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动的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。
需要说明的是，在不冲突的情况下，本发明中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步说明，但不作为本发明的限定。
本实施方式的微电网下虚拟电压补偿方法，包括：
步骤一、如图1所示，在微电网并网点处并联接入储能变流器；通过在微电网并网点处并联接入储能变流器，利用该储能变流器的有功无功补偿能力向中低压配电网中插入一个虚拟电压相量，对微电网电压进行补偿；
步骤二、对微电网并网点电压信号和中低压配电网电压信号进行实时采集，获得微电网并网点电压u pcc和中低压配电网电压u g，对电网阻抗R g和L g进行在线辨识，构建有功功率参考值
Figure 153097DEST_PATH_IMAGE001
和无功功率参考值
Figure 171869DEST_PATH_IMAGE002
；
采集微电网并网点电压信号u pcc以及中低压配电网电压信号u g并利用锁相环分别得出其相位信息，计算出两电压相位差，记为
Figure 990920DEST_PATH_IMAGE004
；再将两电压信号进行Park变换，转换到dq旋转坐标系下，分别记其d轴分量和q轴分量为U pccd和U pccq、U gd和U gq，Park变换以u g相角θ 2为基准，则U gd = U g，U gq = 0。
通过对传输线路的阻抗进行在线辨识，获得R g和X g；
微电网并网运行时在线路阻抗R g和X g(=ωL g)上产生的压降为
Figure 550078DEST_PATH_IMAGE021
和
Figure 403764DEST_PATH_IMAGE022
，两者合成为
Figure 327858DEST_PATH_IMAGE023
。由于线路阻抗的存在，当微电网向中低压配电网馈送潮流时，并网点电压
Figure 758839DEST_PATH_IMAGE024
上升；当中低压配电网潮流流向微电网输送时，并网点电压
Figure 997054DEST_PATH_IMAGE024
下降。储能变流器向微电网并网系统提供一虚拟电压
Figure 829880DEST_PATH_IMAGE025
对PCC电压损耗进行补偿，使得线路阻抗引起的压降从
Figure 924875DEST_PATH_IMAGE023
变为
Figure 715589DEST_PATH_IMAGE026
，将
Figure 882128DEST_PATH_IMAGE024
的幅值恢复至中低压配电网电压u g的幅值，变为
Figure 507145DEST_PATH_IMAGE027
。由几何关系可得，当
Figure 710724DEST_PATH_IMAGE027
和
Figure 116298DEST_PATH_IMAGE024
同相位时，所需要的补偿电压最小，如图4所示。故虚拟电压的补偿目标为：补偿微电网并网点电压
Figure 24211DEST_PATH_IMAGE024
的幅值恢复至中低压配电网电压u g的幅值，保持其相位不变。根据图4所示相量关系，可得虚拟电压的d轴和q轴分量表达式：
Figure 441417DEST_PATH_IMAGE028
公式一
图5为含储能变流器的微电网并网功率流图。
Figure 206111DEST_PATH_IMAGE029
、
Figure 708767DEST_PATH_IMAGE030
分别为分布式能源发出的有功功率和无功功率；
Figure 154792DEST_PATH_IMAGE031
、
Figure 551138DEST_PATH_IMAGE032
分别为微电网向中低压配电网输送的有功功率和无功功率；
Figure 362100DEST_PATH_IMAGE033
、
Figure 476686DEST_PATH_IMAGE034
分别为中低压配电网接收的有功功率和无功功率；
Figure 460823DEST_PATH_IMAGE035
、
Figure 852621DEST_PATH_IMAGE036
分别为微电网本地负载消耗的有功功率和无功功率；
Figure 959117DEST_PATH_IMAGE037
、
Figure 436366DEST_PATH_IMAGE038
分别为储能变流器输出的有功功率和无功功率；
Figure 224193DEST_PATH_IMAGE039
为中低压配电网电压的电压相量；当储能变流器未进行补偿时，由线路阻抗引起的压降表达式为：
Figure 860711DEST_PATH_IMAGE040
在储能变流器的作用下，线路阻抗引起的压降表达式为：
Figure 747896DEST_PATH_IMAGE041
结合图4电压相量图，可得虚拟电压与储能变流器输出的有功功率和无功功率的关系式为：
Figure 774757DEST_PATH_IMAGE042
公式二
根据给出的虚拟电压表达式及其与有功无功之间的关系式计算得出储能变流器为提供目标虚拟电压相量而需向系统输出的有功功率和无功功率的大小。通过公式一和公式二联立，解得有功功率参考值
Figure 163013DEST_PATH_IMAGE001
和无功功率参考值
Figure 526474DEST_PATH_IMAGE002
为：
Figure 709194DEST_PATH_IMAGE043
公式三
Figure 488931DEST_PATH_IMAGE004
，
Figure 556244DEST_PATH_IMAGE005
为u pcc的相角，
Figure 636196DEST_PATH_IMAGE006
为u g的相角；
U g = U gd，U gd为中低压配电网电压信号u g的d轴分量；
U pccd为微电网并网点电压信号u pcc的d轴分量；
U pccq为微电网并网点电压信号u pcc的q轴分量；
对中低压配电网阻抗在线辨识，获得R g和L g，R g和L g分别为传输线路的等效电阻和等效电抗，
X g=ωL g，ω为微电网角频率；
由公式三可以看出，有功功率和无功功率的参考值与中低压配电网电压、线路阻抗、PCC电压及其与中低压配电网电压之间的相位差有关，上述电气量均可实时采集和更新，保证了功率参考值的实时性。
步骤三、根据有功功率参考值
Figure 458658DEST_PATH_IMAGE001
和无功功率参考值
Figure 397795DEST_PATH_IMAGE002
，确定有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref；同时考虑到储能蓄电池的SOC状态和储能变流器的容量限制，对变流器工况进行判定，根据不同的工况对计算出的功率参考值进行进一步处理，输出不同的功率给定值；
步骤四、根据有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref通过功率环和电流环进行控制，得到调制电压，并将调制电压生成开关管控制信号，并输入至储能变流器中，控制储能变流器输出目标虚拟电压相量至微电网并网点。
本实施方式的方法能够提升分布式能源的利用率，以最小的虚拟电压相量补偿微电网电压恢复到中低压配电网电压u g的幅值，减小对并联储能变流器的容量需求。
优选实施例中，如图1所示，本实施方式的储能变流器包括三相桥式变流器、直流母线电容、储能蓄电池阵列、电抗器和三相隔离变压器；
三相桥式变流器直流侧、直流母线电容、储能蓄电池阵列并联连接，
三相桥式变流器的交流侧与电抗器和三相隔离变压器串联连接后以并联的方式接入微电网并网点处。
储能变流器的主要结构为一个三相桥式变流器，直流母线电容C dc两端并联储能蓄电池阵列，储能蓄电池阵列两端电压用V dc来表示。储能蓄电池阵列的电流为I s，记流出为正方向，三相桥式变流的直流侧电流为I dc，直流母线电容中流过的电流为I c。三相桥式变流器的交流侧与电抗器L sh和三相隔离变压器串联连接后以并联的方式接入微电网并网点处，R sh为L sh的等效电阻，u sh为储能变流器的交流侧输出电压，i sh为储能变流器的交流侧输出电流。u s为分布式能源发电系统的输出电压，i s为输出电流，u g为中低压配电网电压，i g为中低压配电网电流，u pcc为并网PCC处电压，R g和L g分别为传输线路的等效电阻和等效电抗。
考虑储能蓄电池阵列的SOC状态和储能变流器的容量大小，需对功率补偿进行限制，划分出不同工况，并根据不同工况给出有功功率给定值和无功功率给定值，记储能蓄电池阵列正常工作的区间为[SOCmin，SOCmax]，储能变流器的最大容量为S sh。优选实施例中，划分以下6种工况并根据不同工况给出功率给定值的表达式：
工况1：
Figure 127854DEST_PATH_IMAGE007
。
该工况下，蓄电池SOC处于正常工作状态，功率参考值未超出储能变流器的容量限制，故有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 265574DEST_PATH_IMAGE008
工况2：
Figure 931042DEST_PATH_IMAGE009
。
该工况下，蓄电池SOC高于正常工作范围，功率参考值未超出储能变流器的容量限制，为不缩减蓄电池工作寿命，控制储能变流器只能输出功率而不吸收功率，即保持给定值为正，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 482109DEST_PATH_IMAGE010
工况3：
Figure 625645DEST_PATH_IMAGE011
。
该工况下，蓄电池SOC低于正常工作范围，功率参考值未超出储能变流器的容量限制，为不缩减蓄电池工作寿命，控制储能变流器只能吸收功率而不输出功率，即保持给定值为负，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 883451DEST_PATH_IMAGE012
工况4：
Figure 844454DEST_PATH_IMAGE013
。
该工况下，蓄电池SOC处于正常工作状态，功率参考值超出储能变流器的容量限制，即使储能变流器全功率运行也无法使得补偿功率达到参考值，故有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref按比例进行缩减，其表达式为：
Figure 492604DEST_PATH_IMAGE014
式中，k为缩减系数，其表达式为：
Figure 564466DEST_PATH_IMAGE019
工况5：
Figure 942357DEST_PATH_IMAGE015
。
该工况下，蓄电池SOC高于正常工作范围，功率参考值超出储能变流器的容量限制，为不缩减蓄电池工作寿命，控制储能变流器只能输出功率而不吸收功率，即保持给定值为正，且有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref按比例进行缩减，其表达式为：
Figure 684048DEST_PATH_IMAGE016
工况6：
Figure 209708DEST_PATH_IMAGE017
。
该工况下，蓄电池SOC低于正常工作范围，功率参考值超出储能变流器的容量限制，为不缩减蓄电池工作寿命，控制储能变流器只能吸收功率而不输出功率，即保持给定值为负，且有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref按比例进行缩减，其表达式为：
Figure 695047DEST_PATH_IMAGE018
根据上述6种工况划分标准对当前系统计算出的功率参考值以及储能蓄电池阵列的SOC状态进行处理并给出工况判定结果。工作步骤具体为：
步骤1：获取有功功率参考值
Figure 927445DEST_PATH_IMAGE001
和无功功率参考值
Figure 230250DEST_PATH_IMAGE002
。判断若按照参考值进行功率补偿是否能满足储能变流器的容量限制，若
Figure 850063DEST_PATH_IMAGE044
，即未超出变流器容量限制，则转到步骤2；否则，超出变流器容量限制，转到步骤4。
步骤2：比较蓄电池荷电状态与保障储能蓄电池阵列安全运行要求的最小值SOCmin的大小关系。若
Figure 263727DEST_PATH_IMAGE045
，转到步骤3；否则，判定储能变流器当前状态为工况3，流程结束。
步骤3：比较蓄电池荷电状态与保障储能蓄电池阵列安全运行要求的最大值SOCmax的大小关系。若
Figure 350631DEST_PATH_IMAGE046
，判定储能变流当前状态为工况1，流程结束；否则，判定储能变流器当前状态为工况2，流程结束。
步骤4：比较蓄电池荷电状态与保障储能蓄电池阵列安全运行要求的最小值SOCmin的大小关系。若
Figure 965284DEST_PATH_IMAGE045
，转到步骤5；否则，判定储能变流器当前状态为工况6，流程结束。
步骤5：比较蓄电池荷电状态与保障储能蓄电池阵列安全运行要求的最大值SOCmax的大小关系。若
Figure 934377DEST_PATH_IMAGE046
，判定储能变流器当前状态为工况4，流程结束；否则，判定储能变流器当前状态为工况5，流程结束。
本实施方式针对不同工况对功率参考值进行进一步处理，保证储能蓄电池荷电状态在安全工作范围内及变流器不超过最大容量限制的前提下，对微电网并网系统进行虚拟电压补偿。最终的功率给定值送入功率控制环。
本实施方式的步骤四包括：将有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref分别与各自的实际输出功率值作差并送入PI调节器中，得到电流d轴给定值和q轴给定值，再分别与各自的实际输出电流值作差并送入PI调节器中，得调制电压信号；调制电压信号依次经Park-1变换和PWM调制模块调制后得开关管控制信号。
本实施方式在含分布式能源的交流微电网并入中低压配电网的并网系统中加入储能变流器装置，通过虚拟电压补偿方法对微电网电压波动进行抑制；针对中低压配电网线路阻抗中阻性成分较大的特点，对微电网并网系统提供有功功率和无功功率补偿，以最小的储能变流器容量需求和最小的补偿虚拟电压相量实现对并网点电压的有效调控，同时对微电网功率波动的平抑起到一定效果；在考虑蓄电池SOC和储能变流器的容量基础上进行工况划分，提升了设备的运行稳定性和整体经济效益。本发明所提出的虚拟电压补偿方法在中低压交流微电网的电压控制领域具有十分旷阔的应用前景。
本实施方式还提供一种微电网下虚拟电压补偿装置，包括储能变流器和控制模块；储能变流器并联接入微电网并网点处；
如图2所示，控制模块包括信号采集及处理模块、电网阻抗辨识模块、功率参考值计算模块、工况判定及功率给定值生成模块、功率及电流控制环路模块和调制模块；
信号采集及处理模块，与功率参考值计算模块连接，用于实时采集微电网并网点电压信号u pcc和中低压配电网电压信号u g，处理后，获得U pccd、U pccq、U gd、U gq和
Figure 761518DEST_PATH_IMAGE020
，发送至功率参考值计算模块；
U pccd为微电网并网点电压信号u pcc的d轴分量；
U pccq为微电网并网点电压信号u pcc的q轴分量；
U gd为中低压配电网电压信号u g的d轴分量；
U gq为中低压配电网电压信号u g的q轴分量；
Figure 968509DEST_PATH_IMAGE004
，
Figure 613117DEST_PATH_IMAGE005
为u pcc的相角，
Figure 944872DEST_PATH_IMAGE006
为u g的相角；
电网阻抗辨识模块，与功率参考值计算模块连接，用于辨识出传输线路的等效电阻R g和X g，发送至功率参考值计算模块； L g为传输线路的等效电抗，X g=ωL g，ω为微电网角频率；
功率参考值计算模块，与工况判定及功率给定值生成模块连接，用于构建有功功率参考值
Figure 700338DEST_PATH_IMAGE001
和无功功率参考值
Figure 761835DEST_PATH_IMAGE002
，并发送给工况判定及功率给定值生成模块；
Figure 452711DEST_PATH_IMAGE003
Figure 661975DEST_PATH_IMAGE004
，
Figure 158816DEST_PATH_IMAGE005
为u pcc的相角，
Figure 746923DEST_PATH_IMAGE006
为u g的相角；
U g = U gd，U gd为中低压配电网电压信号u g的d轴分量；
R g和L g分别为传输线路的等效电阻和等效电抗，
X g=ωL g，ω为微电网角频率；
U pccd为微电网并网点电压信号u pcc的d轴分量；
U pccq为微电网并网点电压信号u pcc的q轴分量；
工况判定及功率给定值生成模块，与功率及电流控制环路模块连接，用于根据有功功率参考值
Figure 998913DEST_PATH_IMAGE001
和无功功率参考值
Figure 305260DEST_PATH_IMAGE002
，并考虑储能蓄电池阵列的SOC和储能变流器最大容量，划分出不同工况，并根据不同工况给出有功功率给定值和无功功率给定值，并发送给功率及电流控制环路模块；
功率及电流控制环路模块，与调制模块连接，用于根据有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref通过功率环和电流环进行控制，得到调制电压，并发送给调制模块；
调制模块，与储能变流器连接，用于将调制电压生成开关管控制信号，并输入至储能变流器中，控制储能变流器输出目标虚拟电压相量至微电网并网点，将并网点电压幅值恢复至u g的幅值。
工况判定及功率给定值生成模块包括工况判定模块和功率给定生成模块，工况判定模块判定是六种工况中的哪一种，功率给定生成模块负责给有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref赋予什么样的值；
当
Figure 605792DEST_PATH_IMAGE007
，即：工况1，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 438618DEST_PATH_IMAGE008
；
当
Figure 471296DEST_PATH_IMAGE009
，即：工况2，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 592836DEST_PATH_IMAGE010
；
当
Figure 228217DEST_PATH_IMAGE011
，即：工况3，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 53566DEST_PATH_IMAGE012
；
当
Figure 381779DEST_PATH_IMAGE013
，即：工况4，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 725036DEST_PATH_IMAGE014
式中，k为缩减系数；
当
Figure 305053DEST_PATH_IMAGE015
时，即：工况5，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 112472DEST_PATH_IMAGE016
；
当
Figure 486952DEST_PATH_IMAGE017
时，即：工况6，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 317505DEST_PATH_IMAGE018
。
Figure 560268DEST_PATH_IMAGE019
。
虽然在本文中参照了特定的实施方式来描述本发明，但是应该理解的是，这些实施例仅仅是本发明的原理和应用的示例。因此应该理解的是，可以对示例性的实施例进行许多修改，并且可以设计出其他的布置，只要不偏离所附权利要求所限定的本发明的精神和范围。应该理解的是，可以通过不同于原始权利要求所描述的方式来结合不同的从属权利要求和本文中所述的特征。还可以理解的是，结合单独实施例所描述的特征可以使用在其他所述实施例中。

Claims (10)

1.微电网下虚拟电压补偿方法，其特征在于，所述方法包括：
S1、在含分布式能源的微电网并入中低压配电网的并网点处并联接入储能变流器；
S2、实时采集微电网并网点电压信号u pcc和中低压配电网电压信号u g，对R g和L g进行在线辨识，构建有功功率参考值
Figure 282059DEST_PATH_IMAGE001
和无功功率参考值
Figure 94157DEST_PATH_IMAGE002
：
Figure 736491DEST_PATH_IMAGE003
Figure 12752DEST_PATH_IMAGE004
，
Figure 183970DEST_PATH_IMAGE005
为u pcc的相角，
Figure 748944DEST_PATH_IMAGE006
为u g的相角；
U gd为中低压配电网电压信号u g的d轴分量,U g = U gd；
U pccd为微电网并网点电压信号u pcc的d轴分量；
U pccq为微电网并网点电压信号u pcc的q轴分量；
R g和L g分别为传输线路的等效电阻和等效电抗，
X g=ωL g，ω为微电网角频率；
S3、根据有功功率参考值
Figure 726127DEST_PATH_IMAGE001
和无功功率参考值
Figure 60156DEST_PATH_IMAGE002
，确定有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref；
S4、根据有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref通过功率环和电流环进行控制，得到调制电压，将调制电压生成开关管控制信号，并输入至储能变流器中，控制储能变流器输出目标虚拟电压相量至微电网并网点，将并网点电压幅值恢复至u g的幅值。
2.根据权利要求1所述的微电网下虚拟电压补偿方法，其特征在于，储能变流器包括三相桥式变流器、直流母线电容、储能蓄电池阵列、电抗器和三相隔离变压器；
三相桥式变流器直流侧、直流母线电容、储能蓄电池阵列并联连接，三相桥式变流器的交流侧与电抗器和三相隔离变压器串联连接后以并联的方式接入微电网并网点处。
3.根据权利要求2所述的微电网下虚拟电压补偿方法，其特征在于，S3中，考虑储能蓄电池阵列的SOC和储能变流器最大容量，根据有功功率参考值
Figure 402276DEST_PATH_IMAGE001
和无功功率参考值
Figure 251283DEST_PATH_IMAGE002
，确定有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref。
4.根据权利要求3所述的微电网下虚拟电压补偿方法，其特征在于，S3具体包括：
当
Figure 969841DEST_PATH_IMAGE007
，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 158376DEST_PATH_IMAGE008
；
SOCmax为保障储能蓄电池阵列安全运行要求的最大值，SOCmin为保障储能蓄电池阵列安全运行要求的最小值；S sh为储能变流器的最大容量；
当
Figure 936977DEST_PATH_IMAGE009
，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 273280DEST_PATH_IMAGE010
；
当
Figure 529949DEST_PATH_IMAGE011
，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 838571DEST_PATH_IMAGE012
；
当
Figure 785142DEST_PATH_IMAGE013
，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 343163DEST_PATH_IMAGE014
式中，k为缩减系数；
当
Figure 669102DEST_PATH_IMAGE015
时，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 566651DEST_PATH_IMAGE016
；
当
Figure 483791DEST_PATH_IMAGE017
时，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 997949DEST_PATH_IMAGE018
。
5.根据权利要求4所述的微电网下虚拟电压补偿方法，其特征在于，
Figure 596421DEST_PATH_IMAGE019
。
6.根据权利要求1所述的微电网下虚拟电压补偿方法，其特征在于，所述S4包括：
将有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref分别与各自的实际输出功率值作差并送入PI调节器中，得到电流d轴给定值和q轴给定值，再分别与各自的实际输出电流值作差并送入PI调节器中，得调制电压信号；
调制电压信号依次经Park-1变换和PWM调制模块调制后得到开关管控制信号。
7.微电网下虚拟电压补偿装置，其特征在于，包括储能变流器和控制模块；储能变流器并联接入微电网并网点处；
所述控制模块包括信号采集及处理模块、电网阻抗辨识模块、功率参考值计算模块、工况判定及功率给定值生成模块、功率及电流控制环路模块和调制模块；
信号采集及处理模块，与功率参考值计算模块连接，用于实时采集微电网并网点电压信号u pcc和中低压配电网电压信号u g，处理后，获得U pccd、U pccq、U gd、U gq和
Figure 410793DEST_PATH_IMAGE020
，发送至功率参考值计算模块；
U pccd为微电网并网点电压信号u pcc的d轴分量；
U pccq为微电网并网点电压信号u pcc的q轴分量；
U gd为中低压配电网电压信号u g的d轴分量；
U gq为中低压配电网电压信号u g的q轴分量；
Figure 967676DEST_PATH_IMAGE004
，
Figure 437972DEST_PATH_IMAGE005
为u pcc的相角，
Figure 105713DEST_PATH_IMAGE006
为u g的相角；
电网阻抗辨识模块，与功率参考值计算模块连接，用于辨识出传输线路的R g和X g，发送至功率参考值计算模块；R g和L g分别为传输线路的等效电阻和等效电抗，X g=ωL g，ω为微电网角频率；
功率参考值计算模块，与工况判定及功率给定值生成模块连接，用于构建有功功率参考值
Figure 774592DEST_PATH_IMAGE001
和无功功率参考值
Figure 236797DEST_PATH_IMAGE002
，并发送给工况判定及功率给定值生成模块；
Figure 459968DEST_PATH_IMAGE003
U g = U gd，
工况判定及功率给定值生成模块，与功率及电流控制环路模块连接，用于根据有功功率参考值
Figure 462559DEST_PATH_IMAGE001
和无功功率参考值
Figure 189207DEST_PATH_IMAGE002
，并考虑储能蓄电池阵列的SOC和储能变流器最大容量，划分出不同工况，根据不同工况给出有功功率给定值和无功功率给定值，并发送给功率及电流控制环路模块；
功率及电流控制环路模块，与调制模块连接，用于根据有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref通过功率环和电流环进行控制，得到调制电压，并发送给调制模块；
调制模块，与储能变流器连接，用于将调制电压生成开关管控制信号，并输入至储能变流器中，控制储能变流器输出目标虚拟电压相量至微电网并网点，将微电网并网点电压幅值恢复至u g的幅值。
8.根据权利要求7所述的微电网下虚拟电压补偿装置，其特征在于，所述储能变流器包括三相桥式变流器、直流母线电容、储能蓄电池阵列、电抗器和三相隔离变压器；
三相桥式变流器直流侧、直流母线电容、储能蓄电池阵列并联连接，三相桥式变流器的交流侧与电抗器和三相隔离变压器串联连接后以并联的方式接入微电网并网点处。
9.根据权利要求8所述的微电网下虚拟电压补偿装置，其特征在于，所述工况判定及功率给定值生成模块，包括：
当
Figure 87893DEST_PATH_IMAGE007
，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 329518DEST_PATH_IMAGE008
；
SOCmax为保障储能蓄电池阵列安全运行要求的最大值，SOCmin为保障储能蓄电池阵列安全运行要求的最小值；S sh为储能变流器的最大容量；
当
Figure 339063DEST_PATH_IMAGE009
，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 185796DEST_PATH_IMAGE010
；
当
Figure 989804DEST_PATH_IMAGE011
，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 984305DEST_PATH_IMAGE012
；
当
Figure 266382DEST_PATH_IMAGE013
，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 230271DEST_PATH_IMAGE014
式中，k为缩减系数；
当
Figure 1918DEST_PATH_IMAGE015
时，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 686977DEST_PATH_IMAGE016
；
当
Figure 772745DEST_PATH_IMAGE017
时，有功功率给定值P shref和无功功率给定值Q shref为：
Figure 594070DEST_PATH_IMAGE018
。
10.根据权利要9所述的微电网下虚拟电压补偿装置，其特征在于，
Figure 5460DEST_PATH_IMAGE019
。
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