CN116014748A - 基于主动支撑的储能变流器低电压穿越控制方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于主动支撑型储能变流器的低电压穿越控制方法，包括：分析虚拟阻抗的变化规律，并将其引入主动支撑型储能变流器的无功‑电压环中；根据虚拟阻抗和内电势计算得到调制电压并形成控制储能变流器功率管开通和关断的信号；利用锁相环提取电网电压的实时相角；以实时相角为轴定向，在低电压穿越期间，计算对应的频率补偿量，同时计算内电势与电网电压之间功角的最小值以及内电势q轴分量的最小输出值；以实时相角为轴定向，在电网电压恢复后，计算对应的频率补偿量和电压补偿量；将所述的频率补偿量和电压补偿量分别引入到主动支撑型储能变流器的有功‑频率环和无功‑电压环中，得到新的频率电压参考值，从而形成闭环负反馈。

Description

基于主动支撑的储能变流器低电压穿越控制方法及装置

技术领域

本申请涉及电网低电压穿越控制技术领域，具体涉及一种基于主动支撑的储能变流器低电压穿越控制方法及装置。

背景技术

可再生能源发电具有很强的随机性和波动性，给电力系统的功率平衡到来了很大的挑战，加入储能则是解决这一问题的有效途径。目前，储能系统在平滑场站功率输出、削峰填谷、跟踪计划处理、AGC调频等方面都取得了应用进展，可以增加电力系统的稳定性。现有的可再生能源发电主要采用电流控制型逆变器，然而电流控制型逆变器依赖既有电网，相当于受控电流源，缺乏主动支撑的能力。此外，大规模可再生能源发电普遍位于远离负荷中心的偏远地区，其接入点呈现高阻抗弱电网状态，易导致电流控制型可再生能源发电出现一系列谐振不稳定事故。而现有的储能变流器普遍工作在PQ控制模式，虽然在一定程度上可以通过改进功率外环模拟同步发电机以支撑电网，但本质上仍属于电流控制型逆变器，因此对电网的支撑是被动的，难以有效改善弱电网下光伏发电稳定性。

为改善弱电网下可再生能源发电并网控制不稳定的问题，可将储能变流器配置为主动支撑型变流器，即电压控制型变流器，如虚拟同步发电机(VSG)控制或下垂控制，其优点在于：在弱电网下具有更强的稳定性，具备自主支撑能力。然而主动支撑型储能变流器在故障穿越时易过流、无功控制精确度低。

例如，虚拟同步发电技术通过引入虚拟惯量和阻尼系数，使逆变器具有和同步发电机类似的频率和电压输出外特性，提高了微网的频率稳定性，可以实现分布式电源友好并网，然而传统的VSG控制不具备低电压穿越能力，难以提供无功支撑，且容易出现电网频率畸变、输出电压、电流幅值越限等问题。

针对以上问题，相关研究人员提出了多种低电压穿越技术。然而很多传统的低电压穿越技术把工作的重点放在了低压穿越期间的故障限流方面，忽略了在电网电压跌落发生与切除时电网电压及并网点电压幅值与相位均会发生跳变，由此会引发故障，此外，电网电压跌落切除时的电网频率与电压值会发生畸变，会导致电网的输出电流和输出功率发生畸变。为保证电网的安全稳定运行，电网规范一般要求电网频率保持在额定频率±0.2Hz的偏差范围，电网电压保持在标称电压±10％的偏差范围，这就要求在电网电压跌落期间，电网不仅能够限流，还能够在频率与电压满足要求的前提下稳定运行。

刘航等在标题为基于定量设计虚拟阻抗的VSG低电压穿越策略(高电压技术，2022(48)：第245-256页)的文献中提出了在VSG中加入定量虚拟阻抗的低电压穿越技术，其控制原理如图3所示，此篇文献整体的控制策略为通过在传统VSG控制中引入虚拟阻抗模拟定子阻抗，由内电势减去虚拟阻抗上的压降，得到逆变器的dq轴调制信号，将所得到的调制信号输入到电压电流双闭环控制中，最终将双闭环控制得到的电压信号进行SVPWM调制，形成储能变流器的开关控制信号，该策略在限制低压穿越期间故障电流大小的同时，以多发无功功率为原则对虚拟阻抗的值进行设计，在电网电压恢复后，立即去除电压跌落期间增加的虚拟电感并重新计算此时抑制冲击电流所需的虚拟电阻值，以限制暂态冲击电流。

上述方法在加入定量虚拟阻抗进行限流的基础上，通过在电压跌落与恢复期间分别采用不同的VSG有功环与无功环控制的方法来保持电网的稳定运行。但是该控制策略忽略了在电网电压跌落与恢复的过程中，电网电压相位与幅值所发生的跳变，电网电压相位与幅值的跳变会导致VSG输出电压与电网电压相位及幅值差距过大，从而导致并网点电压在电网电压跌落与恢复的过程中产生畸变，同时电网的频率也会产生较大波动。

发明内容

本申请实施例的目的是提供一种基于主动支撑的储能变流器低电压穿越控制方法及装置，既能够在限制电流的同时提供一定的无功支撑，也能够保证低压穿越过程中电网电压与频率的波动在允许范围内。

根据本申请实施例的第一方面，提供一种基于主动支撑型储能变流器的低电压穿越控制方法，包括：

S1：分析电网电压跌落期间与电网电压恢复期间虚拟阻抗的变化规律，并将虚拟阻抗环节引入主动支撑型储能变流器的无功-电压环中以模拟同步发电机中的定子阻抗；

S2：计算虚拟阻抗上的压降，再由内电势减去虚拟阻抗上的压降得到主动支撑型储能变流器的调制电压在dq轴上的两个分量，该两个分量再依次经过电压电流双闭环模块、坐标变换模块、SVPWM模块，形成控制储能变流器功率管开通和关断的信号；

S3：利用锁相环模块提取低电压穿越期间电网电压的实时相角；

S4：在低电压穿越期间，以所述实时相角为轴定向，对主动支撑型储能变流器的内电势进行dq坐标变换，得到内电势在q轴上的分量并与内电势q轴电压的参考值进行比较，二者的差值经过PI调节器计算得到频率补偿量，计算内电势与电网电压之间功角的最小值，并给出内电势q轴分量的最小输出值，在低电压穿越期间，内电势q轴分量必须大于该最小输出值，以确保电网的频率波动范围在0～0.2Hz以内；

S5：在电网电压恢复后，以所述实时相角为轴定向，对主动支撑型储能变流器的输出电压进行dq坐标变换，得到输出电压在d轴上的分量U_d和在q轴上的分量U_q，将这两个分量分别与对应的参考值进行比较，分别计算差值然后经过PI调节器计算得到主动支撑型储能变流器的频率补偿量和电压补偿量，并确定频率补偿量和电压补偿量的补偿时间；

S6：将所述频率补偿量和电压补偿量分别引入到主动支撑型储能变流器的有功-频率环和无功-电压环中，与原有的频率参考值和电压参考值相叠加得到新的频率参考值和电压参考值，从而形成闭环负反馈。

进一步地，在S1中，分析电网电压跌落期间与电网电压恢复期间虚拟阻抗的变化规律，包括：

记电网电压跌落期间内电势与电网电压间的阻抗为R_F+jω_sL_F，其中，R_F为电网电压跌落期间内电势与电网电压间的电阻，ω_s为电网电压的角频率，L_F为电网电压跌落期间内电势与电网电压间的电感，上述阻抗包括跌落前内电势与电网电压之间的总阻抗R₀+jω_sL₀以及控制模块为实现低电压穿越而额外加入的虚拟阻抗R_v+jω_sL_V，其中，R₀为跌落前内电势与电网电压之间的总电阻，L₀为跌落前内电势与电网电压之间的总电感，R_v为实现低电压穿越而额外加入的虚拟电阻，L_V为实现低电压穿越而额外加入的虚拟电感；记电压恢复后的回路阻抗为R_vR+jω_sL_vR，其中，R_vR为电压恢复后的回路电阻，L_vR为电压恢复后的回路电感，上述阻抗包括跌落前内电势与电网电压之间的总阻抗R₀+jω_sL₀以及为实现低电压穿越而加入的虚拟电阻R_v；记i_sF(t)为电网电压跌落后主动支撑型储能变流器的输出电流，i_R(t)为电网电压恢复阶段主动支撑型储能变流器的输出电流，根据三要素法则可得：

其中：i_SF(t)为电网电压跌落后的稳态电流分量；i_SF0为电网电压跌落后的稳态电流初始值；i₀为电网电压跌落瞬间的电流值；τ_F为电网电压跌落后的冲击电流衰减时间常数，该常数由电网电压跌落后的回路阻抗决定，即τ_F＝L_F/R_F；i_sR(t)为电压恢复后的稳态电流分量；i_SF1为电网电压恢复前一瞬间的电流值；i_sR0为电网电压恢复后稳态电流的初始值；τ_R为电网电压恢复后的冲击电流衰减时间常数，该常数由电网电压恢复后的回路阻抗决定，即τ_R＝L_vR/R_vR；

由三要素法则可知，在电网电压跌落期间，电网电流存在稳态过流和暂态过流的风险，而在电网电压恢复期间，电网电流中的暂态电流的幅值会更大，但不存在稳态过流的风险；时间常数越小，越有利于减小暂态电流，因此电网电压恢复后，控制模块立即去除电网电压跌落期间加入的虚拟电抗，同时保留电网电压跌落期间加入的虚拟电阻以此来抑制冲击电流，由指数函数的衰减特征可知，暂态电流分量在4τ_R之后几乎已经衰减到0，故4τ_R之后，控制模块将虚拟电阻的值减小为0。

进一步地，计算虚拟阻抗上的压降，再由内电势减去虚拟阻抗上的压降得到主动支撑型储能变流器的调制电压在dq轴上的两个分量，包括：

通过下式计算主动支撑型储能变流器的调制电压在dq轴上的两个分量u_{mod_d}和u_{mod_q}：

其中：E为内电势，i_od和i_oq分别为主动支撑型储能变流器的输出电流i_oabc经dq变换后所得的d轴分量和q轴分量，ω_s为电网电压的角频率。

进一步地，计算内电势与电网电压之间功角的最小值，并给出内电势q轴分量的最小输出值，包括：

冻结主动支撑型储能变流器中的无功-电压环，令q_ref＝Q，Q_ref为参考电压，Q为实际输出电压，从而使主动支撑型储能变流器输出幅值为311V的额定内电势；

调整输出电压在q轴上的分量的参考值U_{q_ref}，以调节主动支撑型储能变流器的内电势与电网电压之间的功角δ的大小，从而控制主动支撑型储能变流器向电网输出的有功与无功功率值；

在低电压穿越期间，设置主动支撑型储能变流器的内电势与电网电压之间的最小功角值为δ_min，从而等效为将U_q-ref的值设置为符合低电压穿越要求的输出电压在q轴上的分量的最小值U_q-ref-min。

进一步地，在S4中，所述频率补偿量Δω的具体计算方法为：

其中：K_{p_ω}和K_{p_δ}为给定的比例系数，K_{i_ω}和K_{i_δ}为给定的积分系数，s为拉普拉斯算子，f为电网的实际频率。

进一步地，在S5中，通过下列算式计算得到主动支撑型储能变流器的频率补偿量Δω′和电压补偿量ΔU′：

其中：311和0分别为给定的d轴电压和q轴电压的参考量，K_{p_ω′}和K_{p_U′}为给定的比例系数，K_{i_ω′}和K_{i_U′}为给定的积分系数，S为拉普拉斯算子。

进一步地，在S5中，确定频率补偿量和电压补偿量的补偿时间的具体方法为：

不断检测主动支撑型储能变流器输出电压的相位与电网电压的相位之差，当两者的相位之差为零时，停止电网电压恢复期间的频率补偿；

不断检测虚拟电阻的数值，当虚拟电阻的值为0时，代表虚拟电阻已经完全去除，停止电网电压恢复期间的电压补偿。

进一步地，在S6中，通过下列算式计算得到低压穿越及恢复期间主动支撑型储能变流器的频率参考值ω′_ref和电压参考值U′_ref：

U′_ref＝U_ref+ΔU′＝E_ref+k_q(Q_ref-Q)+ΔU'

其中：ω_m为虚拟原动机的角频率，k_ω和k_q分别为有功-频率环和无功-电压环的下垂系数，P_m为虚拟原动机输出的有功功率，P_ref为虚拟原动机输出的有功功率的参考值，E_ref为虚拟励磁控制器中的给定电压的参考值，Q_ref为虚拟励磁控制器中的无功功率的参考值，Q为主动支撑型储能变流器输出的无功功率。

根据本申请实施例的第二方面，提供一种基于主动支撑型储能变流器的低电压穿越控制装置，包括：

虚拟阻抗分析模块，用于分析电网电压跌落期间与电网电压恢复期间虚拟阻抗的变化规律，并将虚拟阻抗环节引入主动支撑型储能变流器的无功-电压环中以模拟同步发电机中的定子阻抗；

调制电压计算模块，用于计算虚拟阻抗上的压降，再由内电势减去虚拟阻抗上的压降得到主动支撑型储能变流器的调制电压在dq轴上的两个分量，该两个分量再依次经过电压电流双闭环模块、坐标变换模块、SVPWM模块，形成控制储能变流器功率管开通和关断的信号；

相角提取模块，用于利用锁相环模块提取低电压穿越期间电网电压的实时相角；

低电压穿越补偿模块，用于在低电压穿越期间，以所述实时相角为轴定向，对主动支撑型储能变流器的内电势进行dq坐标变换，得到内电势在q轴上的分量并与内电势q轴电压的参考值进行比较，二者的差值经过PI调节器计算得到频率补偿量，计算内电势与电网电压之间功角的最小值，并给出内电势q轴分量的最小输出值，在低电压穿越期间，内电势q轴分量必须大于该最小输出值，以确保电网的频率波动范围在0～0.2Hz以内；

电网电压恢复补偿模块，用于在电网电压恢复后，以所述实时相角为轴定向，对主动支撑型储能变流器的输出电压进行dq坐标变换，得到输出电压在d轴上的分量U_d和在q轴上的分量U_q，将这两个分量分别与对应的参考值进行比较，分别计算差值然后经过PI调节器计算得到主动支撑型储能变流器的频率补偿量和电压补偿量，并确定频率补偿量和电压补偿量的补偿时间；

频率电压参考值合成模块，用于将所述频率补偿量和电压补偿量分别引入到主动支撑型储能变流器的有功-频率环和无功-电压环中，与原有的频率参考值和电压参考值相叠加得到新的频率参考值和电压参考值，从而形成闭环负反馈。

根据本申请实施例的第三方面，提供一种电子设备，包括：

一个或多个处理器；

存储器，用于存储一个或多个程序；

当所述一个或多个程序被所述一个或多个处理器执行，使得所述一个或多个处理器实现如第一方面所述的方法。

本申请的实施例提供的技术方案可以包括以下有益效果：

由上述实施例可知，本申请通过在电网电压跌落期间和电网电压恢复期间设置不同的虚拟阻抗值，从而改变电流衰减时间常数，能够在限制电流的同时提供一定的无功支撑。通过在电网电压跌落期间和电网电压恢复期间设置不同的频率补偿量和电压补偿量，从而调整电网频率和储能变流器输出电压的参考值，能够保证低电压穿越过程中电网电压与频率的波动在允许的范围内。

应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的，并不能限制本申请。

附图说明

此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本申请的实施例，并与说明书一起用于解释本申请的原理。

图1是根据一示例性实施例示出的一种基于主动支撑型储能变流器的低电压穿越控制方法的流程图。

图2是根据一示例性实施例示出的一种基于主动支撑型储能变流器的低电压穿越控制方法的控制图。

图3是低压穿越期间所加虚拟阻抗的变化图。

图4是主动支撑型储能变流器内电势与电网电压功角差调节原理图。

图5是电网电压跌落期间和电网电压恢复期间频率、幅值补偿算法框图，其中(a)为低电压穿越期间的频率补偿，(b)为电网电压恢复后的频率补偿和电压补偿。

图6是传统的基于虚拟阻抗的低压穿越方法的控制图。

图7是传统基于虚拟电阻的低压穿越策略波形图，(a)为电压波形图、(b)为电流波形图、(c)为频率波形图。

图8是根据一示例性实施例示出的低压穿越策略波形图，(a)为电压波形图、(b)为电流波形图、(c)为频率波形图。

图9是根据一示例性实施例示出的一种基于主动支撑型储能变流器的低电压穿越控制装置的框图。

具体实施方式

这里将详细地对示例性实施例进行说明，其示例表示在附图中。下面的描述涉及附图时，除非另有表示，不同附图中的相同数字表示相同或相似的要素。以下示例性实施例中所描述的实施方式并不代表与本申请相一致的所有实施方式。相反，它们仅是与如所附权利要求书中所详述的、本申请的一些方面相一致的装置和方法的例子。

在本申请使用的术语是仅仅出于描述特定实施例的目的，而非旨在限制本申请。在本申请和所附权利要求书中所使用的单数形式的“一种”、“所述”和“该”也旨在包括多数形式，除非上下文清楚地表示其他含义。还应当理解，本文中使用的术语“和/或”是指并包含一个或多个相关联的列出项目的任何或所有可能组合。

图1是根据一示例性实施例示出的是根据一示例性实施例示出的一种基于主动支撑型储能变流器的低电压穿越控制方法的流程图。图2是根据一示例性实施例示出的一种基于主动支撑型储能变流器的低电压穿越控制方法的控制图。该方法可以包括以下步骤：

S1：分析电网电压跌落期间与电网电压恢复期间虚拟阻抗的变化规律，并将虚拟阻抗环节引入主动支撑型储能变流器的无功-电压环中以模拟同步发电机中的定子阻抗；

S2：计算虚拟阻抗上的压降，然后由内电势减去虚拟阻抗上的压降进而得到主动支撑型储能变流器的调制电压在dq轴上的两个分量u_{mod_d}和u_{mod_q}，这两个分量再依次经过电压电流双闭环模块、坐标变换模块、SVPWM模块，形成控制储能变流器功率管开通和关断的信号；

S3：利用锁相环模块提取低电压穿越期间电网电压的实时相角θ_g；

S4：在低电压穿越期间，以实时相角θ_g为轴定向，对主动支撑型储能变流器的内电势E_abc进行dq坐标变换，得到内电势在q轴上的分量U_q并与内电势q轴电压的参考值U_q-ref进行比较，二者的差值经过PI调节器计算得到频率补偿量Δω，计算内电势与电网电压之间功角的最小值，并给出内电势q轴分量的最小输出值，在低电压穿越期间，内电势q轴分量必须大于该最小输出值，以确保电网的频率波动范围在0～0.2Hz以内；

S5：在电网电压恢复后，以实时相角θ_g为轴定向，对主动支撑型储能变流器的输出电压u_oubc进行dq坐标变换，得到输出电压在d轴上的分量U_d和在q轴上的分量U_q，将这两个分量分别与对应的参考值(d轴分量的参考值为311V，q轴分量的参考值为0V)进行比较，分别计算差值然后经过PI调节器计算得到主动支撑型储能变流器的频率补偿量Δω′和电压补偿量ΔU′，并确定频率补偿量Δω′和电压补偿量ΔU′的补偿时间；

S6：将所述频率补偿量Δω′和电压补偿量ΔU′分别引入到主动支撑型储能变流器的有功-频率环和无功-电压环中，与原有的频率参考值ω_ref和电压参考值U_ref相叠加得到新的频率参考值ω′_ref和电压参考值U′_ref，从而形成闭环负反馈。

由上述实施例可知，本申请通过在电网电压跌落期间和电网电压恢复期间设置不同的虚拟阻抗值，从而改变电流衰减时间常数，能够在限制电流的同时提供一定的无功支撑。本申请通过在电网电压跌落期间和电网电压恢复期间设置不同的频率补偿量和电压补偿量，从而调整电网频率和储能变流器输出电压的参考值，能够保证低电压穿越过程中电网电压与频率的波动在允许的范围内。

在S1的具体实施中：分析电网电压跌落期间与电网电压恢复期间虚拟阻抗的变化规律，并将虚拟阻抗环节引入主动支撑型储能变流器的无功-电压环中以模拟同步发电机中的定子阻抗；

具体地，图3是低压穿越期间所加虚拟阻抗的变化图，L_v为虚拟电感，L_v＝18mH，R_v为虚拟电阻，在电网电压跌落期间R_v＝4.3Ω，在电网电压恢复之后的4个时间常数内，R_v＝2.4Ω，在4个时间常数过后，其值为0。

通过在电网电压跌落期间和电网电压恢复期间设置不同的虚拟阻抗值，从而改变电流衰减时间常数，能够在限制电流的同时提供一定的无功支撑。

在S2的具体实施中：计算虚拟阻抗上的压降，然后由内电势减去虚拟阻抗上的压降进而得到主动支撑型储能变流器的调制电压在dq轴上的两个分量u_{mod_d}和u_{mod_q}，这两个分量再依次经过电压电流双闭环模块、坐标变换模块、SVPWM模块，形成控制储能变流器功率管开通和关断的信号；

具体地，首先要利用霍尔电流传感器采集主动支撑型储能变流器的三相输出电流I_oa～I_oc；然后将采集到的三相输出电流输入到虚拟阻抗环节中，由主动支撑型储能变流器的内电势E减去此时虚拟阻抗上所产生的压降，从而得到主动支撑型储能变流器的调制电压u_mod；最后，利用dq变换模块对调制电压进行dq变换，得到调制电压在旋转的d-q坐标系中的d轴分量u_{mod_d}和q轴分量u_{mod_q}；dq变换的变换矩阵如下：

最终得到如下式所示的主动支撑型储能变流器调制电压在dq轴上的分量：

其中：θ为主动支撑型储能变流器的内电势的相位，ω_s＝100πrad/s，为电网电压的额定角频率。

在S3的具体实施中：利用锁相环模块提取低电压穿越期间电网电压的实时相角θ_g；

具体地，在电网电压稳定的工况下，主动支撑型储能变流器能够模拟同步发电机的自同步特性，利用有功功率环输出的相角和无功功率环输出的电压幅值合成电压矢量，从而实现自同步并网，但在电网电压故障的工况下，主动支撑型储能变流器无法模拟同步发电机的自同步特性，因此，需要借助锁相环模块来完成并网，利用Matlab/simulink中自带的锁相环模块提取电网电压的实时相角θ_g，其输入为电网电压的三相值，输出为电网电压的实时相角。

在S4的具体实施中：在低电压穿越期间，以实时相角θ_g为轴定向，对主动支撑型储能变流器的内电势E_abc进行dq坐标变换，得到内电势在q轴上的分量U_q并与内电势q轴电压的参考值U_{q_ref}进行比较，二者的差值经过PI调节器计算得到频率补偿量Δω，计算内电势与电网电压之间功角的最小值，并给出内电势q轴分量的最小输出值，在低电压穿越期间，内电势q轴分量必须大于该最小输出值，以确保电网的频率波动范围在0～0.2Hz以内；

具体地，图4是主动支撑型储能变流器内电势与电网电压功角差调节原理图，计算内电势与电网电压之间功角的最小值，并给出内电势q轴分量的最小输出值，包括：

冻结主动支撑型储能变流器中的无功-电压环，令Q_ref＝Q，Q_ref为参考电压，Q为实际输出电压，从而使主动支撑型储能变流器输出幅值为311V的额定内电势；

调整输出电压在q轴上的分量的参考值U_{q_ref}，以调节主动支撑型储能变流器的内电势与电网电压之间的功角δ的大小，从而控制主动支撑型储能变流器向电网输出的有功与无功功率值；

在低电压穿越期间，设置主动支撑型储能变流器的内电势与电网电压之间的最小功角值为δ_min，从而等效为将U_{q_ref}的值设置为符合低电压穿越要求的输出电压在q轴上的分量的最小值U_{q_ref_min}，二者满足如下算式：

利用PI调节器根据下式计算得到低电压穿越期间的频率补偿量Δω：

其中：K_{p_ω}和K_{p_δ}为给定的比例系数，K_{i_ω}和K_{i_δ}为给定的积分系数，s为拉普拉斯算子，f为电网的实际频率。

在S5的具体实施中：在电网电压恢复后，以实时相角θ_g为轴定向，对主动支撑型储能变流器的输出电压u_oabc进行dq坐标变换，得到输出电压在d轴上的分量U_d和在q轴上的分量U_q，将这两个分量分别与对应的参考值(d轴分量的参考值为311V，q轴分量的参考值为0V)进行比较，分别计算差值然后经过PI调节器计算得到主动支撑型储能变流器的频率补偿量Δω′和电压补偿量ΔU′，并确定频率补偿量Δω′和电压补偿量ΔU′的补偿时间；

具体地，通过下列算式计算得到主动支撑型储能变流器的频率补偿量Δω′和电压补偿量ΔU′：

其中：311和0分别为给定的d轴电压和q轴电压的参考量，K_{p_ω′}和K_{p_U′}为给定的比例系数，K_{i_ω′}和K_{i_U′}为给定的积分系数，S为拉普拉斯算子。

图5是电网电压跌落期间和电网电压恢复期间频率、幅值补偿算法框图。通过在电网电压跌落期间和电网电压恢复期间设置不同的频率补偿量和电压补偿量，从而调整电网频率和储能变流器输出电压的参考值，能够保证低电压穿越过程中电网电压与频率的波动在允许的范围内。

在S6的具体实施中：将所述频率补偿量Δω′和电压补偿量ΔU′分别引入到主动支撑型储能变流器的有功-频率环和无功-电压环中，与原有的频率参考值ω_ref和电压参考值U_ref相叠加得到新的频率参考值ω′_ref和电压参考值U′_ref，从而形成闭环负反馈。

具体地，通过下列算式计算得到低压穿越及恢复期间主动支撑型储能变流器的频率参考值ω′_ref和电压参考值U_r′_ef：

其中：ω_m为虚拟原动机的角频率，k_ω和k_q分别为有功-频率环和无功-电压环的下垂系数，P_m为虚拟原动机输出的有功功率，P_ref为虚拟原动机输出的有功功率的参考值，E_ref为虚拟励磁控制器中的给定电压的参考值，Q_ref为虚拟励磁控制器中的无功功率的参考值，Q为主动支撑型储能变流器输出的无功功率。

对采用本发明所提出的基于主动支撑的储能变流器低电压穿越控制方法进行仿真，并与传统的基于虚拟阻抗的低压穿越控制方法的仿真进行对比，图6是传统的基于虚拟阻抗的低压穿越方法的控制图。在两种方法控制情况下，0.7s-1.3s内电网电压均跌落0.5p.u，采用传统的基于定量虚拟阻抗的控制策略时，参照图7中的(a)、(b)、(c)可知在电压跌落期间电流得到了有效得限制，没有产生过流得影响，但是在电网电压恢复之后，并网点电流产生了周期性的变化，电流最高值大约为13p.u，明显超出了电网的允许值，并网点电压在电网电压跌落期间得到了有功补偿，而在电网电压恢复期间，并网点电压也产生了类似的周期性的变化，其最高值大约为2p.u，而频率在电网电压跌落之后发生了严重的波动情况，最严重时达到了51.7Hz左右；采用本发明低压穿越控制策略时，参照图8中的(a)、(b)、(c)可知在电网电压恢复期间，电流基本维持在一个稳定的状态，最高电流值在1.4p.u左右，在电网电压恢复期间，并网点电压值也基本处于一个稳定的状态。而并网点频率也维持在50Hz左右，最大的波动范围也在±0.2Hz之内。

综上所述，本发明控制方法相较于传统的低电压穿越方法，结构简单，动态响应快，稳态性能优越，其采用PI调节器快速消除误差的特点在电网电压跌落发生时可以快速调节主动支撑型储能变流器内电势与电网电压之间的功角大小以此来使储能变流器输出相应大小的有功功率值，维持电网频率的稳定，此外，在电网电压恢复期间快速补偿主动支撑型储能变流器的输出电压u_oabc与电网电压u_gabc之间的相位差值与幅值差值，减小了系统稳定的延迟时间，同时也可以明显减小电网电压跌落发生与切除瞬间并网点电流超调的幅度。通过加入虚拟阻抗与幅值、相位补偿环节的控制方法，增强了储能变流器在电网电压跌落时的控制能力，提高了电网的电能质量，实现了在电网电压跌落期间的平稳低压穿越过程，并同时提高了控制的简便性与快速性。

与前述的基于主动支撑型储能变流器的低电压穿越控制方法的实施例相对应，本申请还提供了基于主动支撑型储能变流器的低电压穿越控制装置的实施例。

图9是根据一示例性实施例示出的一种基于主动支撑型储能变流器的低电压穿越控制装置框图。参照图9，该装置包括：

虚拟阻抗分析模块1，用于分析电网电压跌落期间与电网电压恢复期间虚拟阻抗的变化规律，并将虚拟阻抗环节引入主动支撑型储能变流器的无功-电压环中以模拟同步发电机中的定子阻抗；

调制电压计算模块2，用于计算虚拟阻抗上的压降，再由内电势减去虚拟阻抗上的压降得到主动支撑型储能变流器的调制电压在dq轴上的两个分量，该两个分量再依次经过电压电流双闭环模块、坐标变换模块、SVPWM模块，形成控制储能变流器功率管开通和关断的信号；

相角提取模块3，用于利用锁相环模块提取低电压穿越期间电网电压的实时相角；

低电压穿越补偿模块4，用于在低电压穿越期间，以所述实时相角为轴定向，对主动支撑型储能变流器的内电势进行dq坐标变换，得到内电势在q轴上的分量并与内电势q轴电压的参考值进行比较，二者的差值经过PI调节器计算得到频率补偿量，计算内电势与电网电压之间功角的最小值，并给出内电势q轴分量的最小输出值，在低电压穿越期间，内电势q轴分量必须大于该最小输出值，以确保电网的频率波动范围在0～0.2Hz以内；

电网电压恢复补偿模块5，用于在电网电压恢复后，以所述实时相角为轴定向，对主动支撑型储能变流器的输出电压进行dq坐标变换，得到输出电压在d轴上的分量U_d和在q轴上的分量U_q，将这两个分量分别与对应的参考值进行比较，分别计算差值然后经过PI调节器计算得到主动支撑型储能变流器的频率补偿量和电压补偿量，并确定频率补偿量和电压补偿量的补偿时间；

频率电压参考值合成模块6，用于将所述频率补偿量和电压补偿量分别引入到主动支撑型储能变流器的有功-频率环和无功-电压环中，与原有的频率参考值和电压参考值相叠加得到新的频率参考值和电压参考值，从而形成闭环负反馈。

关于上述实施例中的装置，其中各个模块执行操作的具体方式已经在有关该方法的实施例中进行了详细描述，此处将不做详细阐述说明。

对于装置实施例而言，由于其基本对应于方法实施例，所以相关之处参见方法实施例的部分说明即可。以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，其中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模块来实现本申请方案的目的。本领域普通技术人员在不付出创造性劳动的情况下，即可以理解并实施。

相应的，本申请还提供一种电子设备，包括：一个或多个处理器；存储器，用于存储一个或多个程序；当所述一个或多个程序被所述一个或多个处理器执行，使得所述一个或多个处理器实现如上述的基于主动支撑型储能变流器的低电压穿越控制方法。

相应的，本申请还提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机指令，该指令被处理器执行时实现如上述的基于主动支撑型储能变流器的低电压穿越控制方法。

本领域技术人员在考虑说明书及实践这里公开的内容后，将容易想到本申请的其它实施方案。本申请旨在涵盖本申请的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本申请的一般性原理并包括本申请未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的，本申请的真正范围和精神由权利要求指出。

应当理解的是，本申请并不局限于上面已经描述并在附图中示出的精确结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本申请的范围仅由所附的权利要求来限制。

Claims (10)

1.一种基于主动支撑型储能变流器的低电压穿越控制方法，其特征在于，包括：

S1：分析电网电压跌落期间与电网电压恢复期间虚拟阻抗的变化规律，并将虚拟阻抗环节引入主动支撑型储能变流器的无功-电压环中以模拟同步发电机中的定子阻抗；

S2：计算虚拟阻抗上的压降，再由内电势减去虚拟阻抗上的压降得到主动支撑型储能变流器的调制电压在dq轴上的两个分量，这两个分量再依次经过电压电流双闭环模块、坐标变换模块、SVPWM模块，形成控制储能变流器功率管开通和关断的信号；

S3：利用锁相环模块提取低电压穿越期间电网电压的实时相角；

S4：在低电压穿越期间，以所述实时相角为轴定向，对主动支撑型储能变流器的内电势进行dq坐标变换，得到内电势在q轴上的分量并与内电势q轴电压的参考值进行比较，二者的差值经过PI调节器计算得到频率补偿量，计算内电势与电网电压之间功角的最小值，并给出内电势q轴分量的最小输出值，在低电压穿越期间，内电势q轴分量必须大于该最小输出值，以确保电网的频率波动范围在0～0.2Hz以内；

S5：在电网电压恢复后，以所述实时相角为轴定向，对主动支撑型储能变流器的输出电压进行dq坐标变换，得到输出电压在d轴上的分量U_d和在q轴上的分量U_q，将这两个分量分别与对应的参考值进行比较，分别计算差值然后经过PI调节器计算得到主动支撑型储能变流器的频率补偿量和电压补偿量，并确定频率补偿量和电压补偿量的补偿时间；

S6：将所述频率补偿量和电压补偿量分别引入到主动支撑型储能变流器的有功-频率环和无功-电压环中，与原有的频率参考值和电压参考值相叠加得到新的频率参考值和电压参考值，从而形成闭环负反馈。

2.根据权利要求1所述的低压穿越控制方法，其特征在于，在S1中，分析电网电压跌落期间与电网电压恢复期间虚拟阻抗的变化规律，包括：

记电网电压跌落期间内电势与电网电压间的阻抗为R_F+jω_sL_F，其中，R_F为电网电压跌落期间内电势与电网电压间的电阻，ω_s为电网电压的角频率，L_F为电网电压跌落期间内电势与电网电压间的电感，上述阻抗包括跌落前内电势与电网电压之间的总阻抗R₀+jω_sL₀以及控制模块为实现低电压穿越而额外加入的虚拟阻抗R_v+jω_sL_V，其中，R₀为跌落前内电势与电网电压之间的总电阻，L₀为跌落前内电势与电网电压之间的总电感，R_v为实现低电压穿越而额外加入的虚拟电阻，L_V为实现低电压穿越而额外加入的虚拟电感；记电压恢复后的回路阻抗为R_vR+jω_sL_vR，其中，R_vR为电压恢复后的回路电阻，L_vR为电压恢复后的回路电感，上述阻抗包括跌落前内电势与电网电压之间的总阻抗R₀+jω_sL₀以及为实现低电压穿越而加入的虚拟电阻R_v；记i_sF(t)为电网电压跌落后主动支撑型储能变流器的输出电流，i_R(t)为电网电压恢复阶段主动支撑型储能变流器的输出电流，根据三要素法则可得：

其中：i_SF(t)为电网电压跌落后的稳态电流分量；i_SF0为电网电压跌落后的稳态电流初始值；i₀为电网电压跌落瞬间的电流值；τ_F为电网电压跌落后的冲击电流衰减时间常数，该常数由电网电压跌落后的回路阻抗决定，即τ_F＝L_F/R_F；i_sR(t)为电压恢复后的稳态电流分量；i_SF为电网电压恢复前一瞬间的电流值；

为电网电压恢复后稳态电流的初始值；τ_R为电网电压恢复后的冲击电流衰减时间常数，该常数由电网电压恢复后的回路阻抗决定，即τ_R＝L_vR/R_vR；

由三要素法则可知，在电网电压跌落期间，电网电流存在稳态过流和暂态过流的风险，而在电网电压恢复期间，电网电流中的暂态电流的幅值会更大，但不存在稳态过流的风险；时间常数越小，越有利于减小暂态电流，因此电网电压恢复后，控制模块立即去除电网电压跌落期间加入的虚拟电抗，同时保留电网电压跌落期间加入的虚拟电阻以此来抑制冲击电流，由指数函数的衰减特征可知，暂态电流分量在4τ_R之后几乎已经衰减到0，故4τ_R之后，控制模块将虚拟电阻的值减小为0。

3.根据权利要求1所述的低压穿越控制方法，其特征在于，在S2中，计算虚拟阻抗上的压降，再由内电势减去虚拟阻抗上的压降得到主动支撑型储能变流器的调制电压在dq轴上的两个分量，包括：

通过下式计算主动支撑型储能变流器的调制电压在dq轴上的两个分量u_{mod_d}和u_{mod_q}：

其中：E为内电势，i_od和i_oq分别为主动支撑型储能变流器的输出电流i_oabc经dq变换后所得的d轴分量和q轴分量，ω_s为电网电压的角频率。

4.根据权利要求1所述的低压穿越控制方法，其特征在于，在S4中，计算内电势与电网电压之间功角的最小值，并给出内电势q轴分量的最小输出值，包括：

冻结主动支撑型储能变流器中的无功-电压环，令Q_ref＝Q，Q_ref为参考电压，Q为实际输出电压，从而使主动支撑型储能变流器输出幅值为311V的额定内电势；

调整输出电压在q轴上的分量的参考值U_{q_ref}，以调节主动支撑型储能变流器的内电势与电网电压之间的功角δ的大小，从而控制主动支撑型储能变流器向电网输出的有功与无功功率值；

在低电压穿越期间，设置主动支撑型储能变流器的内电势与电网电压之间的最小功角值为δ_min，从而等效为将U_{q_ref}的值设置为符合低电压穿越要求的输出电压在q轴上的分量的最小值U_{q-ref_min}，二者满足如下算式：

5.根据权利要求1所述的低压穿越控制方法，其特征在于，在S4中，所述频率补偿量Δω的具体计算方法为：

其中：K_{p_ω}和K_{p_δ}为给定的比例系数，K_{i_ω}和K_{i_δ}为给定的积分系数，s为拉普拉斯算子，f为电网的实际频率。

6.根据权利要求1所述的低压穿越控制方法，其特征在于，在S5中，通过下列算式计算得到主动支撑型储能变流器的频率补偿量Δω′和电压补偿量ΔU′：

其中：311和0分别为给定的d轴电压和q轴电压的参考量，K_{p_ω′}和K_{p_U′}为给定的比例系数，K_{i_ω′}和K_{i_U′}为给定的积分系数，S为拉普拉斯算子。

7.根据权利要求1所述的低压穿越控制方法，其特征在于，在S5中，确定频率补偿量和电压补偿量的补偿时间的具体方法为：

不断检测主动支撑型储能变流器输出电压的相位与电网电压的相位之差，当两者的相位之差为零时，停止电网电压恢复期间的频率补偿；

不断检测虚拟电阻的数值，当虚拟电阻的值为0时，代表虚拟电阻已经完全去除，停止电网电压恢复期间的电压补偿。

8.根据权利要求1所述的低压穿越控制方法，其特征在于，在S6中，通过下列算式计算得到低压穿越及恢复期间主动支撑型储能变流器的频率参考值ω′_ref和电压参考值U′_ref：

U′_ref＝U_ref+ΔU′＝E_ref+k_q(Q_ref-Q)+ΔU′

其中：ω_m为虚拟原动机的角频率，k_ω和k_q分别为有功-频率环和无功-电压环的下垂系数，P_m为虚拟原动机输出的有功功率，P_ref为虚拟原动机输出的有功功率的参考值，E_ref为虚拟励磁控制器中的给定电压的参考值，Q_ref为虚拟励磁控制器中的无功功率的参考值，Q为主动支撑型储能变流器输出的无功功率。

9.一种基于主动支撑型储能变流器的低电压穿越控制装置，其特征在于，包括：

虚拟阻抗分析模块，用于分析电网电压跌落期间与电网电压恢复期间虚拟阻抗的变化规律，并将虚拟阻抗环节引入主动支撑型储能变流器的无功-电压环中以模拟同步发电机中的定子阻抗；

调制电压计算模块，用于计算虚拟阻抗上的压降，再由内电势减去虚拟阻抗上的压降得到主动支撑型储能变流器的调制电压在dq轴上的两个分量，该两个分量再依次经过电压电流双闭环模块、坐标变换模块、SVPWM模块，形成控制储能变流器功率管开通和关断的信号；

相角提取模块，用于利用锁相环模块提取低电压穿越期间电网电压的实时相角；

低电压穿越补偿模块，用于在低电压穿越期间，以所述实时相角为轴定向，对主动支撑型储能变流器的内电势进行dq坐标变换，得到内电势在q轴上的分量并与内电势q轴电压的参考值进行比较，二者的差值经过PI调节器计算得到频率补偿量，计算内电势与电网电压之间功角的最小值，并给出内电势q轴分量的最小输出值，在低电压穿越期间，内电势q轴分量必须大于该最小输出值，以确保电网的频率波动范围在0～0.2Hz以内；

电网电压恢复补偿模块，用于在电网电压恢复后，以所述实时相角为轴定向，对主动支撑型储能变流器的输出电压进行dq坐标变换，得到输出电压在d轴上的分量U_d和在q轴上的分量U_q，将这两个分量分别与对应的参考值进行比较，分别计算差值然后经过PI调节器计算得到主动支撑型储能变流器的频率补偿量和电压补偿量，并确定频率补偿量和电压补偿量的补偿时间；

频率电压参考值合成模块，用于将所述频率补偿量和电压补偿量分别引入到主动支撑型储能变流器的有功-频率环和无功-电压环中，与原有的频率参考值和电压参考值相叠加得到新的频率参考值和电压参考值，从而形成闭环负反馈。

10.一种电子设备，其特征在于，包括：

一个或多个处理器；

存储器，用于存储一个或多个程序；

当所述一个或多个程序被所述一个或多个处理器执行，使得所述一个或多个处理器实现如权利要求1-8任一项所述的方法。

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