CN114977249A - 一种储能换流器控制系统稳定性分析方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种储能换流器控制系统稳定性分析方法，所述方法将模型预测控制作为储能换流器的虚拟同步发电机控制上层控制系统，将模型预测控制输出值作为虚拟同步发电机有功、无功功率参考值。本申请实现了实时修正虚拟同步发电机功率，提高了控制系统稳定性，避免了频率震荡。
Description
技术领域
本发明涉及储能换流器技术领域，具体一种储能换流器控制系统稳定性分析方法。
背景技术
作为我国能源变革关键技术之一的储能技术，因为其可以为电网提供调峰、调频、应急响应等多种辅助服务，近年来受到了业内的广泛关注。为了实现储能系统友好型并网，为电网提供稳定电压、频率支撑，需要开展储能换流器控制策略研究。
目前在储能换流器控制领域，大多采用双闭环控制、无差拍控制来实现电压、频率动态响应。但常规控制策略无法维持分布式电源高渗透率下非同步储能换流器控制系统稳定。
发明内容
本申请提供的一种储能换流器控制系统稳定性分析方法，以至少解决相关技术中无法维持分布式电源高渗透率下非同步储能换流器控制系统稳定的问题。
本申请的实施例提出一种储能换流器控制系统稳定性分析方法，所述方法包括：
构建储能换流器变化率方程，并根据所述储能换流器变化率方程得到储能换流器在两相静止ɑβ坐标系下的电流变化率数学模型和电压变化率数学模型；
根据所述电流变化率数学模型和所述电压变化率数学模型得到所述储能换流器输出的有功功率数学模型和无功功率数学模型；
根据所述电流变化率数学模型、所述电压变化率数学模型、所述有功功率数学模型和所述无功功率数学模型，得到所述储能换流器在所述两相静止ɑβ坐标系下的有功功率变化率数学模型和无功功率变化率数学模型；
根据所述有功功率变化率数学模型和所述无功功率变化率数学模型，建立k+2时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程；
建立两步模型预测控制频率偏差功率约束函数；
以所述两步模型预测控制频率偏差功率约束函数最小值为目标参数，更新虚拟同步发电机有功功率参考值，通过更新后的虚拟同步发电机有功功率参考值对所述储能换流器进行预测控制。
本申请的实施例提供的技术方案至少带来以下有益效果：
本发明提供了一种储能换流器控制系统稳定性分析方法，本申请采用模型预测控制及虚拟同步发电机协调控制，采用模型预测控制不断修正虚拟同步发电机功率参考值，解决传统虚拟同步发电机控制在功率调节过程中出现的频率偏差、功率振荡问题；构建储能系统并网运行小信号模型来验证采用模型预测控制及虚拟同步发电机协调控制的储能换流器控制系统稳定性。
本申请附加的方面以及优点将在下面的描述中部分给出，部分将从下面的描述中变得明显，或通过本申请的实践了解到。
附图说明
本申请上述的和/或附加的方面以及优点从下面结合附图对实施例的描述中将变得明显和容易理解，其中：
本申请上述的和/或附加的方面以及优点从下面结合附图对实施例的描述中将变得明显和容易理解，其中：
图1是本公开实施例提供的一种储能换流器控制系统稳定性分析方法的流程图；
图2是本公开实施例提供的一种储能换流器控制系统稳定性分析方法中储能换流器电路拓扑图；
图3是本公开实施例提供的一种储能换流器控制系统稳定性分析方法中储能模型预测控制及虚拟同步发电机协调控制框图；
图4是本公开实施例提供的一种储能换流器控制系统稳定性分析方法中储能与输电线路连接示意图；
图5a和图5b是本公开实施例提供的一种储能换流器控制系统稳定性分析方法中储能换流器控制系统中虚拟参数根轨迹。
具体实施方式
下面详细描述本申请的实施例，所述实施例的示例在附图中示出，其中自始至终相同或类似的标号表示相同或类似的元件或具有相同或类似功能的元件。下面通过参考附图描述的实施例是示例性的，旨在用于解释本申请，而不能理解为对本申请的限制。
本申请提出的一种储能换流器控制系统稳定性分析方法，包括：构建储能换流器变化率方程，并根据所述储能换流器变化率方程得到储能换流器在两相静止ɑβ坐标系下的电流变化率数学模型和电压变化率数学模型；根据所述电流变化率数学模型和所述电压变化率数学模型得到所述储能换流器输出的有功功率数学模型和无功功率数学模型；根据所述电流变化率数学模型、所述电压变化率数学模型、所述有功功率数学模型和所述无功功率数学模型，得到所述储能换流器在所述两相静止ɑβ坐标系下的有功功率变化率数学模型和无功功率变化率数学模型；根据所述有功功率变化率数学模型和所述无功功率变化率数学模型，建立k+2时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程；建立两步模型预测控制频率偏差功率约束函数；以所述两步模型预测控制频率偏差功率约束函数最小值为目标参数，更新虚拟同步发电机有功功率参考值，通过更新后的虚拟同步发电机有功功率参考值对所述储能换流器进行预测控制。本申请采用模型预测控制及虚拟同步发电机协调控制，采用模型预测控制不断修正虚拟同步发电机功率参考值，解决传统虚拟同步发电机控制在功率调节过程中出现的频率偏差、功率振荡问题；构建储能系统并网运行小信号模型来验证采用模型预测控制及虚拟同步发电机协调控制的储能换流器控制系统稳定性。
其中，换流器（PCS-Power Conversion System）、虚拟同步发电机（VSG-VirtualSynchronous Generator）模型预测控制（MPC-Model Predictive Control ）为现有技术，在此不做过多赘述。
下面参考附图描述本申请实施例的单桶多舱型桶型基础调平阶段临界吸力计算方法及系统。
实施例1
图1为本公开实施例提供的一种储能换流器控制系统稳定性分析方法的流程图，如图1所述，所述方法包括：
步骤1：构建储能换流器变化率方程，并根据所述储能换流器变化率方程得到储能换流器在两相静止ɑβ坐标系下的电流变化率数学模型和电压变化率数学模型。
在本公开实施例当中，构建储能换流器变化率方程，并根据所述储能换流器变化率方程得到储能换流器在两相静止ɑβ坐标系下的电流变化率数学模型和电压变化率数学模型，包括：
F1：根据基尔霍夫电压定律构建储能换流器变化率方程；
图2是本公开实施例提供的一种储能换流器控制系统稳定性分析方法中储能换流器电路拓扑图，如图2所示，U dc为储能换流器直流侧母线电压，R f、L f、C f构成LC滤波电路，L g、R g为等效负载，储能换流器变化率方程计算式如下：
式中，L为线路等效电感，且
，R为线路等效电阻且
，u abc为储能换流器交流三相电压，i abc为储能换流器交流三相电流，e abc为交流电网三相电压。
F2：对储能换流器变化率方程进行克拉克（Clark）变换，得到储能换流器在所述两相静止ɑβ坐标系下的电流变化率数学模型；
储能换流器在两相静止ɑβ坐标系下的电流变化率数学模型的计算式如下：
式中，i α 、i β 为储能换流器交流三相电流i abc在ɑ轴、β轴分量，即i α 、i β 为储能系统输出电流i abc在ɑ轴、β轴分量；u α 、u β 为储能换流器交流三相电压u abc在ɑ轴、β轴分量，即u α 、u β 为储能系统输出电压u abc在ɑ轴、β轴分量；e α 、e β 为交流电网三相电压e abc在ɑ轴、β轴分量；L f为滤波电容；R f为滤波电阻。
F3：根据电流变化率数学模型得到储能换流器在所述两相静止ɑβ坐标系下的所述电压变化率数学模型。
储能换流器在两相静止ɑβ坐标系下的电压变化率数学模型计算式如下：
式中，E为电网侧电压幅值，
为角频率。
步骤2：根据所述电流变化率数学模型和所述电压变化率数学模型得到所述储能换流器输出的有功功率数学模型和无功功率数学模型；
在本公开实施例当中，储能换流器输出的有功功率数学模型和无功功率数学模型计算式如下：
在本公开实施例当中，在所述根据所述电流变化率数学模型和所述电压变化率数学模型得到所述储能换流器输出的有功功率数学模型和无功功率数学模型之后，所述方法还包括：
将所述储能换流器模拟成为同步发电机模型，根据所述有功功率数学模型和所述无功功率数学模型以及所述同步发电机模型，得到虚拟同步发电机的转子运动方程和无功调节方程；
所述转子运动方程的计算式如下：
式中，J为虚拟转动惯量；T m、T e、T d分别为虚拟同步发电机机械转矩、电磁转矩和阻尼转矩；P ref为有功功率参考值；P e为虚拟同步发电机输出有功功率；D为阻尼系数；
为额定角频率；θ为虚拟同步发电机虚拟电角度；
虚拟同步发电机控制同样具有励磁调节惯性，无功调节方程的计算式如下：
式中，u为虚拟同步发电机的虚拟内电势；u 0为额定电压有效值；Δu为虚拟内电势与额定电压之间偏差；k q为无功调节系数；Q e为虚拟同步发电机输出无功功率；Q ref为无功功率参考值。
步骤3：根据所述电流变化率数学模型、所述电压变化率数学模型、所述有功功率数学模型和所述无功功率数学模型，得到所述储能换流器在所述两相静止ɑβ坐标系下的有功功率变化率数学模型和无功功率变化率数学模型。
在本公开实施例当中，根据电流变化率数学模型、电压变化率数学模型、有功功率数学模型和无功功率数学模型，得到储能换流器在所述两相静止ɑβ坐标系下的有功功率变化率数学模型和无功功率变化率数学模型，包括：
G1：将所述有功功率数学模型和所述无功功率数学模型对时间进行求导，以得到储能换流器输出功率的瞬时变化率数学模型；
G2：将所述电流变化率数学模型和所述电压变化率数学模型代入所述瞬时变化率数学模型中，得到所述储能换流器在两相静止ɑβ坐标系下的有功功率变化率数学模型和无功功率变化率数学模型。
图3是本公开实施例提供的一种储能换流器控制系统稳定性分析方法中储能模型预测控制及虚拟同步发电机协调控制框图，对储能换流器在两相静止ɑβ坐标系下的有功功率数学模型和无功功率数学模型对时间进行求导得到储能换流器输出功率的瞬时变化率数学模型。
储能换流器输出功率的瞬时变化率数学模型计算式如下：
具体的，将公式（2）电流变化率数学模型和公式（3）电压变化率数学模型代入公式（7）中，可得储能换流器在两相静止ɑβ坐标系下的有功功率变化率数学模型和无功功率变化率数学模型，储能换流器在两相静止ɑβ坐标系下的有功功率变化率数学模型和无功功率变化率数学模型计算式如下:
步骤4：根据所述有功功率变化率数学模型和所述无功功率变化率数学模型，建立
时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程，其中，k为正整数。
在本公开实施例中，根据所述有功功率变化率数学模型和所述无功功率变化率数学模型，建立
时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程，包括：
H1：对所述有功功率变化率数学模型和所述无功功率变化率数学模型进行离散化处理，得到
时刻的储能换流器输出的有功功率模型预测控制数学模型和无功功率模型预测控制数学模型、以及
时刻的储能换流器输出的有功功率离散域矩阵方程和无功功率离散域矩阵方程。
其中，对所述有功功率变化率数学模型和所述无功功率变化率数学模型进行离散化处理，得到
时刻的储能换流器输出的有功功率模型预测控制数学模型和无功功率模型预测控制数学模型、以及
时刻的储能换流器输出的有功功率离散域矩阵方程和无功功率离散域矩阵方程包括：
A1：对所述有功功率变化率数学模型和所述无功功率变化率数学模型进行离散化处理，得到所述
时刻储能换流器输出的有功功率模型预测控制数学模型和无功功率模型预测控制数学模型，即对公式（8）做离散化处理，得到
时刻储能换流器输出的有功功率模型预测控制数学模型和无功功率模型预测控制数学模型。
进一步的，
时刻储能换流器输出的有功功率模型预测控制数学模型和无功功率模型预测控制数学模型计算式如下：
式中，T s为采样控制周期，L g、R g为等效负载；线路等效电阻
。
A2：应用离散域数学模型标准形式方程得到所述
时刻的储能换流器输出的所述有功功率离散域矩阵方程和所述无功功率离散域矩阵方程。
即根据离散域数学模型标准形式方程，将公式（9）进行转换，得到
时刻的储能换流器输出的所述有功功率离散域矩阵方程和所述无功功率离散域矩阵方程；
所述离散域数学模型标准形式方程的计算式如下：
式中，G、H为系数矩阵，x表示变量。
式中，
H2：采用两步模型预测控制方法，并根据所述
时刻的所述有功功率模型预测控制数学模型、所述无功功率模型预测控制数学模型、所述有功功率离散域矩阵方程和所述无功功率离散域矩阵方程，建立所述
时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程。
进一步的，因为储能换流器控制系统在采样、计算环节存在的固有周期延时现象，导致模型预测控制环节在k时刻的e abc采样值不能应用于该采样周期，随着误差不断累积，将导致控制系统出现较大偏差；为了抑制周期延时带来的控制偏差，本发明采用两周期延时补偿控制策略，即两步模型预测控制方法，对系统变量进行超前控制，准确采样抵消延时影响，提高控制精度，根据公式（9）可以建立
时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程，且
时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程计算式如下：
需要注意的是，所述两步模型预测控制方法与虚拟同步发电机控制相结合，形成闭环控制系统。
在本公开实施例中，在根据所述有功功率变化率数学模型和所述无功功率变化率数学模型，建立
时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程之后，所述方法还包括：
将所述
时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程作为转子运动方程和所述无功调节方程的上层控制系统；
将所述
时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程的输出值作为所述虚拟同步发电机的有功功率参考值和无功功率参考值，实时修正所述虚拟同步发电机的功率，提高控制系统稳定性，避免频率振荡。
图4是本公开实施例提供的一种储能换流器控制系统稳定性分析方法中储能与输电线路连接示意图，如图4所示，为了验证采用模型预测控制及虚拟同步发动机协调控制的储能电压型换流器控制系统稳定性，本发明构建储能系统并网运行小信号模型。
U为储能系统输出电压幅值；
为功角；
为线路等效阻抗，根据图4，储能电压型换流器交流侧功率传输方程可表示为：
根据公式（12），可以得到储能电压型换流器传输复功率S模型：
根据式（13），建立储能电压型换流器传输有功、无功功率小信号模型：
当储能换流器控制系统处于并网运行状态，认为系统频率变化很小，即：
。根据公式（13）和公式（14），可推导出储能换流器控制系统的小信号模型计算式为：
式中：s为拉普拉斯算子；T a为控制系统延迟环节时间常数；k p为无功调节比例系数；k i为无功调节积分系数。
定义的储能电压型换流器控制系统过渡矩阵Y为：
式中：
。
根据公式（15）和公式（16）可得采用模型预测控制及虚拟同步发电机协调控制的储能电压型换流器控制系统小信号模型为：
式中：
步骤5：建立两步模型预测控制频率偏差功率约束函数。
在本公开实施例当中，建立两步模型预测控制频率偏差功率约束函数，包括：
B1：将转子运动方程和无功调节方程转化为虚拟角频率变化率数学模型；
所述虚拟角频率变化率数学模型的计算式如下：
式中，
为虚拟角频率调节量，ΔP=P ref-P e为虚拟同步发电机输出功率变化量。
B2：参照所述
时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程，将所述虚拟角频率变化率数学模型转化为虚拟角频率调节量模型预测控制离散域数学方程；
所述虚拟角频率调节量模型预测控制离散域数学方程的计算式如下：
式中，
，T s为系统采样时间，e为自然对数，τ为时间常数。
B3：为了抑制频率震荡，根据所述虚拟角频率调节量模型预测控制离散域数学方程建立所述两步模型预测控制频率偏差功率约束函数；
所述两步模型预测控制频率偏差功率约束函数的计算式如下：
式中，
表示
时刻系统频率偏差权重函数，
为虚拟角频率调节变量，
表示
时刻储能虚拟同步发电机输出有功功率权重函数，
为功率或角频率调节变量。
步骤6：以所述两步模型预测控制频率偏差功率约束函数最小值为目标参数，更新虚拟同步发电机有功功率参考值，通过更新后的虚拟同步发电机有功功率参考值对所述储能换流器进行预测控制。
在本公开实施例当中，以所述两步模型预测控制频率偏差功率约束函数最小值为目标参数，更新虚拟同步发电机有功功率参考值，通过更新后的虚拟同步发电机有功功率参考值对所述储能换流器进行预测控制，包括：
D1：以所述两步模型预测控制频率偏差功率约束函数最小值为目标参数，对虚拟同步发电机功率进行实时修正；
D2：所述
时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程的输出值与所述虚拟同步发电机有功功率参考值做矢量和，以得到更新后的虚拟同步发电机有功功率参考值；
D3：将所述更新后的虚拟同步发电机有功功率参考值参与到所述虚拟同步发电机的功率控制中，以对所述储能换流器进行预测控制。
进一步的，以所述两步模型预测控制频率偏差功率约束函数最小值为目标参数，对虚拟同步发电机功率进行实时修正，
时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程的输出值与虚拟同步发电机有功功率参考值做矢量加得到新的有功功率参考值，参与到虚拟同步发电机的功率控制中，对储能换流器功率模型进行预测控制。
需要注意的是，为了实时修正虚拟同步发电机功率，提高控制系统稳定性，避免频率振荡，需要使模型预测控制频率偏差功率约束函数值最小。
其中，当网侧频率上升时，模型预测控制有功输出为负，使虚拟同步发电机有功功率参考值减少，虚拟同步发电机输出功率降低，进而抑制网侧频率上升；当网侧频率下降时，模型预测控制有功输出为正，使虚拟同步发电机有功功率参考值增加，虚拟同步发电机输出功率P e增加，进而抑制网侧频率下降。
进一步的，储能换流器控制系统中将两步功率模型预测控制策略与虚拟同步发电机控制相结合，形成一闭环控制系统。其中模型预测控制的输出与虚拟同步发电机有功功率参考值P ref做矢量加得到新的有功功率参考值，参与到虚拟同步发电机的功率控制中，虚拟同步发电机输出有功功率P e、无功功率Q e和网侧角频率ɷ是模型预测控制的输入。通过两步模型预测控制频率偏差功率约束函不断修正虚拟同步发电机功率参考值，当网侧频率上升时，模型预测控制有功输出为负，使虚拟同步发电机有功功率参考值P ref减少，从而降低虚拟同步发电机输出功率P e，进而抑制网侧频率上升。当网侧频率下降时模型预测控制有功输出为正，使虚拟同步发电机有功功率参考值P ref增加，从而提高虚拟同步发电机输出功率P e，进而抑制网侧频率下降。
图5a和图5b是本公开实施例提供的一种储能换流器控制系统稳定性分析方法中储能换流器控制系统中虚拟参数根轨迹，如图5所示，s 1、s 2、s 3、s 4为控制系统根轨迹变化的四个特征根，箭头方向为特征跟随参数增大的变化趋势。不管是J根轨迹还是D根轨迹，s 3、s 4在实轴上基本无变化，不影响储能换流器控制系统动态性能，s 1、s 2作为主导特征根，对控制系统动态性能起主要的影响作用。
如图5a所示，可知当虚拟转动惯量J较小时，此时为过阻尼状态，随着J的增大，s 1、s 2负极点相互靠近，形成一对共轭极点，此时控制系统为欠阻尼状态，随着J进一步增大，共轭极点s 1、s 2向虚轴靠近，系统阻比尼进一步减小，导致功率低频振荡加剧。
如图5b所示，可知当虚拟阻尼系数D较小时，无法有效抑制频率偏差、功率振荡，随着D的增大s 1、s 2形成一对共轭极点，且系统阻尼比小于0.707，随着D进一步增大，共轭极点s 3、s 4逐渐向实轴靠拢，系统阻尼比增大，对功率振荡抑制作用增强，当D继续增大，s 1、s 2相互远离，此时s 1成为主导极点，在向虚轴靠近的过程中，功率调节响应速度变慢。储能电压型换流器控制系统中将两步功率模型预测控制策略与模型预测控制相结合，将功率模型预测控制输出引入至虚拟同步发电机控制中，能够对虚拟转动惯量J和虚拟阻尼系数D两个固有特性进行优化，保证控制系统一直处于过阻尼状态，抑制频率偏差、功率振荡，对系统采样通讯延时具有较强鲁棒性。
综上所述，本申请一种储能换流器控制系统稳定性分析方法，包括：构建储能换流器变化率方程，并根据所述储能换流器变化率方程得到储能换流器在两相静止ɑβ坐标系下的电流变化率数学模型和电压变化率数学模型；根据所述电流变化率数学模型和所述电压变化率数学模型得到所述储能换流器输出的有功功率数学模型和无功功率数学模型；根据所述电流变化率数学模型、所述电压变化率数学模型、所述有功功率数学模型和所述无功功率数学模型，得到所述储能换流器在所述两相静止ɑβ坐标系下的有功功率变化率数学模型和无功功率变化率数学模型；根据所述有功功率变化率数学模型和所述无功功率变化率数学模型，建立
时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程；建立两步模型预测控制频率偏差功率约束函数；以所述两步模型预测控制频率偏差功率约束函数最小值为目标参数，更新虚拟同步发电机有功功率参考值，通过更新后的虚拟同步发电机有功功率参考值对所述储能换流器进行预测控制。本申请采用模型预测控制及虚拟同步发电机协调控制，采用模型预测控制不断修正虚拟同步发电机功率参考值，解决传统虚拟同步发电机控制在功率调节过程中出现的频率偏差、功率振荡问题；构建储能系统并网运行小信号模型来验证采用模型预测控制及虚拟同步发电机协调控制的储能换流器控制系统稳定性。
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、 “示例”、“具体示例”或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本申请的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。
流程图中或在此以其他方式描述的任何过程或方法描述可以被理解为，表示包括一个或更多个用于实现定制逻辑功能或过程的步骤的可执行指令的代码的模块、片段或部分，并且本申请的优选实施方式的范围包括另外的实现，其中可以不按所示出或讨论的顺序，包括根据所涉及的功能按基本同时的方式或按相反的顺序，来执行功能，这应被本申请的实施例所属技术领域的技术人员所理解。
尽管上面已经示出和描述了本申请的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本申请的限制，本领域的普通技术人员在本申请的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。
Claims (10)
1.一种储能换流器控制系统稳定性分析方法，其特征在于，所述方法包括：
构建储能换流器变化率方程，并根据所述储能换流器变化率方程得到储能换流器在两相静止ɑβ坐标系下的电流变化率数学模型和电压变化率数学模型；
根据所述电流变化率数学模型和所述电压变化率数学模型得到所述储能换流器的有功功率数学模型和无功功率数学模型；
根据所述电流变化率数学模型、所述电压变化率数学模型、所述有功功率数学模型和所述无功功率数学模型，得到所述储能换流器在所述两相静止ɑβ坐标系下的有功功率变化率数学模型和无功功率变化率数学模型；
根据所述有功功率变化率数学模型和所述无功功率变化率数学模型，建立k+2时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程，其中，k为正整数；
建立两步模型预测控制频率偏差功率约束函数；
以所述两步模型预测控制频率偏差功率约束函数最小值为目标参数，更新虚拟同步发电机有功功率参考值，通过更新后的所述虚拟同步发电机有功功率参考值对所述储能换流器进行预测控制。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述构建储能换流器变化率方程，并根据所述储能换流器变化率方程得到储能换流器在两相静止ɑβ坐标系下的电流变化率数学模型和电压变化率数学模型，包括：
根据基尔霍夫电压定律构建所述储能换流器变化率方程；
对所述储能换流器变化率方程进行克拉克变换，得到所述储能换流器在所述两相静止ɑβ坐标系下的所述电流变化率数学模型；
根据所述电流变化率数学模型得到所述储能换流器在所述两相静止ɑβ坐标系下的所述电压变化率数学模型。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述储能换流器变化率方程的计算式如下：
式中，L为线路等效电感，R为线路等效电阻，u abc为储能换流器交流三相电压，i abc为储能换流器交流三相电流，e abc为交流电网三相电压；
所述电流变化率数学模型的计算式如下：
式中，i α 、i β 为储能系统输出电流i abc在ɑ轴、β轴分量；u α 、u β 为储能系统输出电压u abc在ɑ轴、β轴分量；e α 、e β 为交流电网三相电压e abc在ɑ轴、β轴分量；L f为滤波电容；R f为滤波电阻；
所述电压变化率数学模型的计算式如下：
式中，E为电网侧电压幅值，
为角频率。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述根据所述电流变化率数学模型和所述电压变化率数学模型得到所述储能换流器输出的有功功率数学模型和无功功率数学模型之后，所述方法还包括：
将所述储能换流器模拟成为同步发电机模型，根据所述有功功率数学模型和所述无功功率数学模型以及所述同步发电机模型，得到虚拟同步发电机的转子运动方程和无功调节方程；
所述转子运动方程的计算式如下：
式中，J为虚拟转动惯量；T m、T e、T d分别为虚拟同步发电机机械转矩、电磁转矩和阻尼转矩；P ref为有功功率参考值；P e为虚拟同步发电机输出有功功率；D为阻尼系数；ɷ 0为额定角频率；θ为虚拟同步发电机虚拟电角度；
所述无功调节方程的计算式如下：
式中，u为虚拟同步发电机的虚拟内电势；u 0为额定电压有效值；Δu为虚拟内电势与额定电压之间偏差；k q为无功调节系数；Q e为虚拟同步发电机输出无功功率；Q ref为无功功率参考值。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述电流变化率数学模型、所述电压变化率数学模型、所述有功功率数学模型和所述无功功率数学模型，得到所述储能换流器在所述两相静止ɑβ坐标系下的有功功率变化率数学模型和无功功率变化率数学模型，包括：
将所述有功功率数学模型和所述无功功率数学模型对时间进行求导，以得到储能换流器输出功率的瞬时变化率数学模型；
将所述电流变化率数学模型和所述电压变化率数学模型代入所述瞬时变化率数学模型中，得到所述储能换流器在两相静止ɑβ坐标系下的有功功率变化率数学模型和无功功率变化率数学模型。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述有功功率变化率数学模型和所述无功功率变化率数学模型，建立
时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程，包括：
对所述有功功率变化率数学模型和所述无功功率变化率数学模型进行离散化处理，得到
时刻的储能换流器输出的有功功率模型预测控制数学模型和无功功率模型预测控制数学模型、以及
时刻的储能换流器输出的有功功率离散域矩阵方程和无功功率离散域矩阵方程；
采用两步模型预测控制方法，并根据所述
时刻的所述有功功率模型预测控制数学模型、所述无功功率模型预测控制数学模型、所述有功功率离散域矩阵方程和所述无功功率离散域矩阵方程，建立所述
时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述对所述有功功率变化率数学模型和所述无功功率变化率数学模型进行离散化处理，得到
时刻的储能换流器输出的有功功率模型预测控制数学模型和无功功率模型预测控制数学模型、以及
时刻的储能换流器输出的有功功率离散域矩阵方程和无功功率离散域矩阵方程，包括：
对所述有功功率变化率数学模型和所述无功功率变化率数学模型进行离散化处理，得到所述
时刻储能换流器输出的有功功率模型预测控制数学模型和无功功率模型预测控制数学模型；
应用离散域数学模型标准形式方程得到所述
时刻的储能换流器输出的所述有功功率离散域矩阵方程和所述无功功率离散域矩阵方程；
所述离散域数学模型标准形式方程的计算式如下：
式中，G、H为系数矩阵，x表示变量。
8.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，在所述根据所述有功功率变化率数学模型和所述无功功率变化率数学模型，建立
时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程之后，所述方法还包括：
将所述
时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程作为所述转子运动方程和所述无功调节方程的上层控制系统；
将所述
时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程的输出值作为所述虚拟同步发电机的有功功率参考值和无功功率参考值，实时修正所述虚拟同步发电机的功率。
9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述建立两步模型预测控制频率偏差功率约束函数，包括：
将转子运动方程和无功调节方程转化为虚拟角频率变化率数学模型；
参照所述
时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程，将所述虚拟角频率变化率数学模型转化为虚拟角频率调节量模型预测控制离散域数学方程；
根据所述虚拟角频率调节量模型预测控制离散域数学方程建立所述两步模型预测控制频率偏差功率约束函数；
所述虚拟角频率变化率数学模型的计算式如下：
式中，
为虚拟角频率调节量，ΔP=P ref-P e为虚拟同步发电机输出功率变化量；
所述虚拟角频率调节量模型预测控制离散域数学方程的计算式如下：
式中，
，T s为系统采样时间，e为自然对数，τ为时间常数；
所述两步模型预测控制频率偏差功率约束函数的计算式如下：
式中，
表示
时刻系统频率偏差权重函数，
表示
时刻储能虚拟同步发电机输出有功功率权重函数，
为虚拟角频率调节变量，
为功率或角频率调节变量。
10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述以所述两步模型预测控制频率偏差功率约束函数最小值为目标参数，更新虚拟同步发电机有功功率参考值，通过更新后的虚拟同步发电机有功功率参考值对所述储能换流器进行预测控制，包括：
以所述两步模型预测控制频率偏差功率约束函数最小值为目标参数，对虚拟同步发电机功率进行实时修正；
所述
时刻的储能换流器功率模型预测控制离散域矩阵方程的输出值与所述虚拟同步发电机有功功率参考值做矢量和，以得到更新后的虚拟同步发电机有功功率参考值；
将所述更新后的虚拟同步发电机有功功率参考值参与到所述虚拟同步发电机的功率控制中，以对所述储能换流器进行预测控制。
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|---|---|---|---|---|
| CN115276377A (zh) * | 2022-09-20 | 2022-11-01 | 西安热工研究院有限公司 | 换流器自适应无功电流下垂控制系统的稳定性验证方法 |
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| CN115276377A (zh) * | 2022-09-20 | 2022-11-01 | 西安热工研究院有限公司 | 换流器自适应无功电流下垂控制系统的稳定性验证方法 |
| CN115276377B (zh) * | 2022-09-20 | 2023-02-07 | 西安热工研究院有限公司 | 换流器自适应无功电流下垂控制系统的稳定性验证方法 |
| WO2024060683A1 (zh) * | 2022-09-20 | 2024-03-28 | 华能罗源发电有限责任公司 | 储能换流器控制系统稳定性验证方法 |
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