CN116111867A - 基于虚拟瞬时功率的构网型储能变换器预同步控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于虚拟瞬时功率的构网型储能变换器预同步控制方法，构网型储能变换器包括储能电池、直流侧电容、三电平逆变器、交流滤波器和控制器；在构网型储能变换器进行并/离网模式切换的过程中，通过构建虚拟瞬时功率来产生构网型储能变换器与交流电网间电压差额的补偿量，保证并网点两端电压同步，以实现构网型储能变换器在无冲击电流下平滑切换运行模式；本发明还提出一种基于并网电压差的非线性变积分系数控制方法，在快速动态调节的同时，极大缓解预同步过程对本地负荷的功率冲击，保证在过渡过程中负载功率的连续平滑。本发明能够在全范围相位偏差下实现无锁相环的快速预同步调节，具有控制简单、稳定性好、高动态响应等优点。

Description

基于虚拟瞬时功率的构网型储能变换器预同步控制方法

技术领域

本发明涉及电池储能变换技术领域，特别涉及一种基于虚拟瞬时功率的构网型储能变换器预同步控制方法。

背景技术

目前，电力系统正逐步向高比例新能源和高比例电力电子设备接入的方向发展，系统整体呈低惯量、弱阻尼的态势，稳定性问题日益凸显。其中，电网大部分所采用的是跟网型储能变换器，需要锁相环测量并网点的相位信息以保持与电网的同步。跟网型储能变换器的运行依赖于锁相环测量精度，但锁相环存在控制复杂、故障暂态下性能不佳等问题，极大地限制跟网型储能变换器的发展；跟网型储能变换器本质为电流源，缺乏对电网的主动支撑能力，当大规模跟网型储能变换器并网后容易产生与电网异常交互而引起振荡失稳、降低系统等效惯量而引起频率失稳等问题；此外，跟网型储能变换器的运行需要外部刚性系统提供的电压和频率信息，无法在离网模式下工作。构网型储能变换器具备电压源特性，所采用的功率同步控制策略能够在不依赖外部系统相位信息的情况下同步电网，在离网模式和并网模式下能够稳定运行，为电网提供频率和电压的主动支撑。该类型储能变换器的接入有利于系统的持续稳定运行，适用于系统强度低、物理惯性弱的电网生态。

然而，构网型储能变换器在运行模式切换过程中可能导致电压/频率的偏移或振荡，进而造成系统的不稳定。因此，亟需一种有效的构网型储能变换器同步控制方法，以解决构网型储能变换器在模式切换过程中所带来的电流过冲、系统振荡失稳等恶劣影响，保证运行模式的高效平滑切换。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是，针对现有技术不足，提供一种基于虚拟瞬时功率的构网型储能变换器预同步控制方法，能够实现构网型储能变换器在离网模式和并网模式之间的平滑切换和后续稳定运行。

为解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案是：一种基于虚拟瞬时功率的构网型储能变换器预同步控制方法，构网型储能变换器的电能变换环节为三电平逆变器，三电平逆变器的直流侧与储能电池连接，三电平逆变器的交流侧与LC滤波器连接；LC滤波器与交流电网之间通过断路器连接；该方法包括以下步骤：

1)获取构网型储能变换器机端电压u_x(x＝a，b，c)、构网型储能变换器输出电流i_x(x＝a，b，c)和交流电网相电压u_gx(x＝a，b，c)，并经过低通滤波模块进行滤波处理；

2)将构网型储能变换器机端电压u_x和交流电网相电压u_gx送入虚拟瞬时功率计算模块，计算得到虚拟瞬时有功功率p_syn和虚拟瞬时无功功率q_syn：

其中，L_v为虚拟阻抗Z_v的电感部分，根据实际情况给定，可取1mH；R_v为虚拟阻抗Z_v的电阻部分，可取0；ΔT为单位采样周期，在10kHz的开关频率下ΔT为100μs；k为当前采样周期的序号；

3)将构网型储能变换器机端电压u_x和交流电网相电压u_gx送入电压差幅值计算模块，计算得到并网点两侧的电压差幅值ΔU_max；

4)将并网点电压差幅值ΔU_max送入滑动平均计算模块，计算得到滑动平均电压差ΔU_ave；

5)将p_syn送入虚拟瞬时有功功率控制模块的I控制器，得到预同步环节电压补偿量ΔE_syn；将q_syn送入虚拟瞬时无功功率控制模块的PI控制器，得到预同步环节转速补偿量Δω_syn；其中，虚拟瞬时有功功率控制环中I控制器的系数K_psyn由基于并网电压差的非线性变积分系数环节调节；

6)将ΔE_syn和Δω_syn作为补偿量与功率控制模块输出的电压指令相结合，构造出调制信号，调制信号经过载波同相层叠调制得到三电平逆变器开关管的驱动信号。

本发明中，所述并网点两端电压差幅值的滑动平均值ΔU_ave获取过程包括：

1)将构网型储能变换器机端电压u_x和交流电网相电压u_gx经过如下计算，得到当前采样周期的并网点两侧的电压差幅值ΔU_max(k)：

2)将当前采样周期的ΔU_max(k)和前m-1个采样周期的ΔU_max(x)(x＝k-m+1，k-m+2，…，k-2，k-1)做变窗口的滑动平均值计算，得到当前采样周期的滑动平均电压差ΔU_ave(k)：

其中，m为滑动平均计算的窗口长度，可取1000，在10kHz的开关频率下窗口的时间尺度为100ms；

本发明的方法还包括：基于并网电压差的非线性变积分系数环节与构网型储能变换器运行模式切换以及滑动平均电压差ΔU_ave有关：构网型储能变换器在并网向离网模式切换过程中，非线性变积分系数环节的输出模式为定积分系数的模式①，K_psyn＝k₂；构网型储能变换器在离网向并网模式切换过程中，若ΔU_ave不超过阈值电压ΔU_set，非线性变积分系数环节的输出模式为定积分系数的模式①，K_psyn＝k₂，若ΔU_ave超过阈值电压ΔU_set，非线性变积分系数环节的输出模式为变积分系数的模式②，K_psyn为

其中，ΔU_set为非线性变积分系数环节输出模式切换的阈值电压，可取E_n～1.4E_n，E_n为构网型储能变换器空载内电势的额定幅值；Counter为计数器的点数，在预同步启动时初始值为0，在每个采样周期会自增1，Counter的大小决定K_psyn的变化趋势；k₁为较小的积分系数常量；k₂为较大的积分系数常量，可取k₁的10倍；n为分段式非线性变积分系数的各阶段持续的采样周期个数，可取1000，在10kHz的开关频率下nΔT为100ms。

与现有技术相比，本发明所具有的有益效果为：本发明提出了一种基于虚拟瞬时功率的构网型储能变换器预同步控制方法，根据并网点两侧电压信息所计算的虚拟瞬时功率实现快速同步，能够有效抑制模式切换所引起的冲击电流，保证切换过程中负载功率的连续平滑，提高过渡过程的稳定性。同时，该方法无需锁相环等复杂控制环节，动态响应速度快，可靠性高，在实际控制器中实现起来更加简便高效。

附图说明

图1为本发明一实施例构网型储能变换器的主电路拓扑结构图；

图2为本发明一实施例构网型储能变换器的控制器框图；

图3为本发明一实施例构网型储能变换器平滑切换控制时序图；图3(a)为离网向并网模式切换过程中控制器标志位的控制时序；图3(b)为并网向离网模式切换过程中控制器标志位的控制时序；

图4为本发明一实施例基于并网电压差的非线性变积分系数环节的控制特性图；

图5(a)为本发明一实施例构网型储能变换器在并网点两侧电压幅值差2V、相位差10°情况下切换运行模式的A相机端相电压和电网相电压仿真图；图5(b)为本发明一实施例构网型储能变换器在图5(a)相同条件下的三相输出电流仿真图；图5(c)为本发明一实施例构网型储能变换器在图5(a)相同条件下的负载功率仿真图；

图6(a)为本发明一实施例构网型储能变换器在并网点两侧电压幅值差7.5V、相位差180°情况下切换运行模式的A相机端相电压和电网相电压仿真图；图6(b)为本发明一实施例构网型储能变换器在图6(a)相同条件下的三相输出电流仿真图；图6(c)为本发明一实施例构网型储能变换器在图6(a)相同条件下的负载功率仿真图。

具体实施方式

参见附图1，本发明一实施例构网型储能变换器的主电路拓扑结构图。构网型储能变换器包括储能电池、直流侧电容、三电平逆变器、交流滤波器；储能电池与直流侧电容连接；直流侧电容与三电平逆变器连接；三电平逆变器连接交流滤波器；交流滤波器经断路器分别连接至交流电网和本地负载；采样电路与控制器连接；控制器与驱动保护电路连接；驱动保护电路与所述三电平逆变器连接；控制系统包括采样电路、控制器和驱动保护电路；其中：U_dc为构网型储能变换器的直流电压；e_x(x＝a，b，c)为构网型储能变换器的三相交流内电势；u_x(x＝a，b，c)和i_x(x＝a，b，c)分别为构网型储能变换器的交流侧机端电压和输出电流；u_gx(x＝a，b，c)为交流电网的相电压；C_dc1和C_dc2分别为构网型储能变换器直流侧上电容和下电容；L_f、R_f和C_f分别为交流滤波电感、滤波器内阻和交流滤波电容；L_s和R_s分别为交流电网电感和交流电网电阻。

参见附图2，本发明一实施例构网型储能变换器的控制器框图，主要由低通滤波器模块、正序功率计算模块、虚拟瞬时功率计算模块、并网点电压差幅值计算模块、滑动平均计算模块、功率控制模块、预同步控制模块和三相调制电压生成模块组成，功率控制模块包括虚拟惯量和阻尼控制模块和虚拟励磁器控制模块，预同步控制模块包括虚拟瞬时有功功率控制模块、虚拟瞬时无功功率控制模块；控制器包括功率环标志位F₁、预同步标志位F₂和并/离网标志位F₃；功率环标志位F₁为1时启动功率控制模块，为0时闭锁功率控制模块，F₁从0到1的上升沿变化作为并网点断路器合闸的触发信号，从1到0的下降沿变化作为并网点断路器分闸的触发信号；预同步标志位F₂为1时启动预同步控制模块，为0时闭锁预同步控制模块；并/离网标志位F₃为1时标志构网型储能变换器从离网模式向并网模式切换，为0时标志从并网模式向离网模式切换，F₃由上级指令控制；正序功率计算模块输出正序有功功率P_out和正序无功功率Q_out；有功功率指令P_ref和P_out之差作为选通开关S₁的位置1的输入，选通开关S₁的位置2输入为0，功率环标志位F₁作为选通开关S₁的控制信号，当F₁为0时，S₁输出为位置2，当F₁为1时，S₁输出为位置1，选通开关S₁的初始位置处于位置2，S₁的输出作为输入信号与虚拟惯量和阻尼控制模块连接；无功功率指令Q_ref和Q_out之差作为选通开关S₂的位置1的输入，选通开关S₂的位置2输入为0，功率环标志位F₁作为选通开关S₂的控制信号，当F₁为0时，S₂输出为位置2，当F₁为1时，S₂输出为位置1，选通开关S₂的初始位置处于位置2，S₂的输出作为输入信号与虚拟励磁器控制模块连接；虚拟瞬时功率计算模块输出虚拟瞬时有功功率p_syn和虚拟瞬时无功功率q_syn；0和q_syn之差作为选通开关S₃的位置1的输入，选通开关S₃的位置2输入为0，预同步标志位F₂作为选通开关S₃的控制信号，当F₂为0时，S₃输出为位置2，当预同步启动时F₂为1时，S₃输出为位置1，选通开关S₃的初始位置处于位置2，S₃的输出作为输入信号与虚拟瞬时无功功率控制模块的PI控制器连接；0和p_syn之差作为选通开关S₄的位置1的输入，选通开关S₄的位置2输入为0，预同步标志位F₂作为选通开关S₄的控制信号，当F₂为0时，S₄输出为位置2，当F₂为1时，S₄输出为位置1，选通开关S₄的初始位置处于位置2，S₄的输出作为输入信号与虚拟瞬时有功功率控制模块的积分环节连接；有功功率指令P_ref作为选通开关S₅的位置1的输入，选通开关S₅的位置2输入为0，并/离网标志位F₃作为选通开关S₅的控制信号，当F₃为0时，S₅输出为位置2，当F₃为1时，S₅输出为位置1，选通开关S₅的初始位置处于位置2；无功功率指令Q_ref作为选通开关S₆的位置1的输入，选通开关S₆的位置2输入为0，并/离网标志位F₃作为选通开关S₆的控制信号，当F₃为0时，S₆输出为位置2，当F₃为1时，S₆输出为位置1，选通开关S₆的初始位置处于位置2；电压差幅值计算模块输出并网点两侧电压差幅值ΔU_max，并作为输入送至基于并网电压差的非线性变积分系数环节L₁；L₁的使能信号为预同步标志位F₂，当F₂为0时L₁未启动，当F₂为1时L₁启动运行，L₁输出模式的控制信号为并/离网标志位F₃和ΔU_max的滑动平均值ΔU_ave，当F₃为1且ΔU_ave小于电压阈值ΔU_set时，L₁以定积分系数的模式①输出，当F₃为1且ΔU_ave大于或等于电压阈值ΔU_set时，L₁以非线性变积分系数的模式②输出，当F₃为0时，L₁以定积分系数的模式①输出，L₁输出虚拟瞬时有功功率控制模块中积分环节系数K_psyn；

参见附图3，本发明一实施例构网型储能变换器平滑切换控制时序图。图3(a)为离网向并网模式切换过程中控制器标志位的控制时序，具体如下：构网型储能变换器做并网准备时，首先由上级指令将并/离网标志位F₃置1，选通开关S₅和S₆的输出转向位置1，启动离网向并网的模式切换。控制器检测到F₃状态出现上升沿变化后，触发预同步标志位F₂置1，选通开关S₃和S₄的输出转向位置1，启动预同步控制，构网型储能变换器机端电压u_x开始跟踪交流电网相电压u_gx。当计算的滑动平均电压差ΔU_ave低于预同步闭锁电压U_syn时，u_x完全跟踪上u_gx，预同步过程结束，触发预同步标志位F₂清0，选通开关S₃和S₄的输出转向位置2，闭锁预同步控制。控制器检测到F₂状态出现下降沿变化后，触发功率环标志位F₁置1，选通开关S₁和S₂的输出转向位置2，启动功率控制。控制器检测到F₁状态出现上升沿变化后，触发并网点的断路器合闸，构网型储能变换器切换为并网运行模式。图3(b)为并网向离网模式切换过程中控制器标志位的控制时序，具体如下：构网型储能变换器做离网准备时，首先由上级指令将并/离网标志位F₃清0，选通开关S₅和S₆的输出转向位置2，有功功率指令P_ref和无功功率指令Q_ref降为0，启动并网向离网的模式切换。当正序有功功率P_out和正序无功功率Q_out降为0时，触发功率环标志位F₁清0，选通开关S₁和S₂的输出转向位置1，闭锁功率控制。控制器检测到F₁状态出现下降沿变化后，触发并网点的断路器分闸，构网型储能变换器切换为离网运行模式。控制器检测到F₁状态出现下降沿变化后，触发预同步标志位F₂置1，选通开关S₃和S₄的输出转向位置1，启动预同步控制，预同步控制模块对机端电压补偿构网型储能变换器相对交流电网的电压偏移量，保证本地负载在过渡过程中功率平滑连续。当滑动平均电压差ΔU_ave低于预同步闭锁电压U_syn时，预同步过程结束，触发预同步标志位F₂清0，选通开关S₃和S₄的输出转向位置2，闭锁预同步控制。

本发明所述的基于虚拟瞬时功率的预同步控制方法，包括以下步骤：

1)在每个采样周期起始点，对构网型储能变换器机端电压u_x、构网型储能变换器输出电流i_x和交流电网电压u_gx进行采样；

2)将步骤1)中采样得到当前采样周期的构网型储能变换器机端电压u_x(k)(x＝a，b，c)和构网型储能变换器输出电流i_x(k)(x＝a，b，c)经过低通滤波器模块滤波后送入正序功率计算模块中计算当前采样周期的正序有功功率P_out(k)和正序无功功率Q_out(k)：将电压和电流信号进行dq变换，并在二倍频陷波器处理后通过dq反变换得到正序分量，计算公式为

u_x+(x＝a，b，c)为构网型储能变换器机端电压的正序分量；i_x+(x＝a，b，c)为构网型储能变换器输出电流的正序分量；θ_sf为dq变换的参考相位，可给定任意的50Hz工频下的相位值；Notch(2f_n)为二倍频陷波器函数，可对输入信号做二倍频陷波处理；

正序有功功率P_out和正序无功功率Q_out由构网型储能变换器机端电压的正序分量u_x+和构网型储能变换器输出电流的正序分量i_x+计算得到，具体计算公式为：

3)将步骤1)中采样得到当前采样周期的构网型储能变换器机端电压u_x(k)(x＝a，b，c)和交流电网相电压u_gx(k)(x＝a，b，c)经过低通滤波器模块滤波后送入虚拟瞬时功率计算模块中，得到当前采样周期的虚拟瞬时有功功率p_syn(k)和虚拟瞬时无功功率q_syn(k)；

4)将步骤1)中采样得到当前采样周期的构网型储能变换器机端电压u_x(k)(x＝a，b，c)和交流电网相电压u_gx(k)(x＝a，b，c)经过低通滤波器模块滤波后送入电压差幅值计算模块中，得到当前采样周期的并网点两侧电压差幅值ΔU_max(k)；

5)将当前采样周期的并网点电压差幅值ΔU_max(k)送入滑动平均计算模块，与模块中所存储的前m-1个采样周期的ΔU_max(x)(x＝k-m+1，k-m+2，…，k-2，k-1)做变窗口的滑动平均值计算，得到滑动平均电压差ΔU_ave(k)；滑动平均的计算窗口向后滑动一个步长，清除ΔU_max(k-m+1)的数据，并将ΔU_max(x)的数据存储到ΔU_max(x-1)的内存空间中(x＝k-m+2，k-m+3，…，k-1，k)，以便在下个采样周期继续使用；若当前周期计算的滑动平均值ΔU_ave(k)低于预同步闭锁电压U_syn(U_syn为某一较小值，可取3V)，对预同步标志位F₂进行清0操作，预同步控制模块闭锁，ΔU_ave(k)的具体计算公式为：

m为滑动平均计算的窗口长度，可根据实际情况设定；

6)查询当前采样周期的功率环标志位F₁(k)状态，若为0则功率控制环节转速补偿量Δω_out(k)和功率控制环节电压补偿量ΔE_out(k)为0；否则，将步骤2)的正序有功功率P_out(k)送入虚拟惯量和阻尼控制模块，以模拟同步发电机的转子运动方程，增强构网型储能变换器的惯量和阻尼特性，其控制模型为：

J为构网型储能变换器的转动惯量，模拟同步发电机的机械惯量特性；D_p为构网型储能变换器的阻尼系数，模拟同步发电机的阻尼绕组特性；P_ref为有功功率指令，模拟同步发电机中原动机提供的机械功率，其值由上级指令给定；ω和ω_n分别为构网型储能变换器内电势角频率和空载内电势的额定角频率；θ_e为构网型储能变换器内电势相位；

根据上式，得到功率控制环节转速补偿量Δω_out(k)，复频域下的具体计算公式为：

s为复频域下的复变量；

将步骤2)的正序无功功率Q_out(k)送入虚拟励磁器控制模块，得到功率控制环节电压补偿量ΔE_out(k)，以模拟同步发电机的励磁器功能，提高构网型储能变换器的电压调节能力，复频域下的具体计算公式为：

D_q为构网型储能变换器的无功调节系数；Q_ref为无功功率指令，其值由上级指令给定；s为复频域下的复变量；

7)查询当前采样周期的预同步标志位F₂(k)状态和并/离网标志位F₃(k)状态，若F₂(k)为0则基于并网电压差的非线性变积分系数环节L₁未被启动，若F₂(k)为1则启动L₁；L₁启动后，若F₃(k)为1，则根据ΔU_ave(k)与阈值电压ΔU_set(ΔU_set可取E_n～1.4E_n，E_n为构网型储能变换器空载内电势的额定幅值)的比较结果选择输出模式，调节积分环节系数K_psyn，若F₃(k)为0则K_psyn设置为k₂；

8)查询当前采样周期的预同步标志位F₂(k)状态，若为0则预同步环节转速补偿量Δω_syn(k)和预同步环节电压补偿量ΔE_syn(k)为0；否则，将步骤3)的虚拟瞬时无功功率q_syn(k)送入虚拟瞬时无功功率控制模块，得到预同步环节转速补偿量Δω_syn(k)，将步骤3)的虚拟瞬时有功功率p_syn(k)送入虚拟瞬时有功功率控制模块，得到预同步环节电压补偿量ΔE_syn(k)；

9)结合步骤6)、步骤8)的结果，并引入构网型储能变换器空载内电势的额定幅值E_n(k)和额定角频率ω_n(k)作为前馈量，计算得到当前采样周期的构网型储能变换器的幅值指令E_ref(k)和相角指令θ_ref(k)，时域下的具体计算公式为：

10)查询当前采样周期的并/离网标志位F₃(k)状态，若F₃(k)为1则执行步骤11)，否则执行步骤13)；

11)对当前采样周期的预同步标志位F₂(k)与上个采样周期所存储的预同步标志位F₂(k-1)进行比较，若F₂出现下降沿的状态变化，即F₂(k)＝0且F₂(k-1)＝1，则表示预同步已完成，此时对F₁(k)置1，启动功率控制模块；

12)对当前采样周期的并/离网标志位F₃(k)与上一个采样周期所存储的并/离网标志位F₃(k-1)进行比较，若F₃出现上升沿的状态变化，即F₃(k)＝1且F₃(k-1)＝0，则表示启动离网向并网的模式切换，此时对F₂(k)置1，启动预同步控制模块；

13)对当前采样周期的功率环标志位F₁(k)与上一个采样周期所存储的功率环标志位F₁(k-1)进行比较，若F₁出现下降沿的状态变化，即F₁(k)＝0且F₁(k-1)＝1，则表示并网点的断路器分闸，此时对F₂(k)置1，启动预同步控制模块；

14)查询当前采样周期的正序有功功率P_out(k)和正序无功功率Q_out(k)，若正序有功功率P_out(k)小于有功环闭锁值P_set(P_set为某一较小值，可取500W)且正序无功功率Q_out(k)小于无功环闭锁值Q_set(Q_set为某一较小值，可取500Var)，则表示构网型储能变换器的输出功率已控制为0，此时对F₁(k)清0，闭锁功率控制模块；

15)对F₁(k-1)、F₂(k-1)和F₃(k-1)的数值进行更新；

16)将步骤9)所得构网型储能变换器的幅值指令E_ref(k)和相角指令θ_ref(k)送至三相调制电压生成模块，得到三相调制信号E_x(k)(x＝a，b，c)，E_x(k)传送至驱动保护电路，用于驱动三电平逆变器，具体计算公式为：

步骤3)中虚拟瞬时有功功率p_syn和虚拟瞬时无功功率q_syn求解步骤如下：

在未并网的情况下，构网型储能变换器机端电压u_x(x＝a，b，c)和交流电网相电压u_gx(x＝a，b，c)不相等。假设构网型储能变换器和交流电网之间通过一个虚拟阻抗Z_v连接，在并网点断路器合闸后u_x和u_gx间的电压差会在Z_v上形成压降，满足以下关系：

L_v为虚拟阻抗Z_v的电感部分，根据实际情况给定；R_v为虚拟阻抗Z_v的电阻部分，根据实际情况给定；i_x(x＝a，b，c)为构网型储能变换器流向电网的输出电流；

对上式做离散化处理，可得

ΔT为单位采样周期；k为当前采样周期的序号；

在上个采样周期中，若构网型储能变换器未并网，则上个采样周期内电流i_x(k-1)为0，此时若在当前采样周期进行并网点合闸操作，本周期的输出电流i_x(k)为

结合上式，利用瞬时功率的计算公式得到虚拟瞬时功率，即

U(k)为当前采样周期构网型储能变换器机端电压的幅值；U_g(k)为当前采样周期交流电网相电压的幅值；θ(k)为当前采样周期构网型储能变换器机端电压的初相位；θ_g(k)为当前采样周期交流电网相电压的初相位；

在构网型储能变换器机端电压u_x和交流电网相电压u_gx的相位差较小时，虚拟瞬时功率可近似为

从上式可知，虚拟瞬时有功功率p_syn主要和并网点两端电压的幅值差有关，虚拟瞬时无功功率q_syn主要和并网点两端电压的相位差有关，因此可通过虚拟瞬时有功功率p_syn补偿u_x的幅值差额，虚拟瞬时无功功率q_syn补偿u_x的相位差额。在预同步控制模块中，将虚拟瞬时功率与0的差值经过积分器来产生预同步环节转速补偿量Δω_syn和预同步环节电压补偿量ΔE_syn，在实现无静差的指令跟踪后，虚拟瞬时功率为0，说明在当前采样周期进行并网点合闸操作，构网型储能变换器的输出电流i_x为0，能够实现无冲击电流的平滑切换。虚拟瞬时功率的具体计算公式为

从上式看出，基于虚拟瞬时功率的构网型储能变换器预同步控制方法仅需电压信息，不包含锁相环等复杂控制逻辑，在实际应用中简单易行，能够较好地实现构网型储能变换器在并网模式和离网模式间的平滑切换。

步骤4)中并网点两侧电压差的幅值ΔU_max求解步骤如下：

储能变换器的预同步过程一般在电力系统正常工作状态下执行，交流电网电仅考虑三相对称的稳态工况，同时考虑电网电压波动较小，近似认为构网型储能变换器机端电压和电网电压幅值和角频率相等，未启动预同步环节时，并网点两端电压差为

Δu_x(x＝a，b，c)为并网点处断路器两侧的电压差；U为构网型储能变换器机端电压幅值；ω为构网型储能变换器机端电压角频率；θ为构网型储能变换器机端电压初相位；θ_g为交流电网相电压初相位；

根据上式，稳态下并网电压差Δu_a、Δu_b和Δu_c是三相对称的，其幅值大小与并网点两端电压的相位差有关，为

离散化处理后，根据构网型储能变换器机端电压u_x(k)和电网相电压u_gx(k)计算得到并网点电压差幅值ΔU_max(k)，具体计算公式为

步骤6)中虚拟瞬时有功功率控制模块的积分环节系数K_psyn求解过程如下：

参见附图4，本发明一实施例基于并网电压差的非线性变积分系数环节的控制特性图。所述的离网模式转入并网模式的平滑切换控制中，基于并网电压差的非线性变积分环节的输出模式与并网点电压差幅值的滑动平均值ΔU_ave有关，当ΔU_ave未超过阈值电压ΔU_set时，并网点两端电压的相位差较小，模式切换的过渡过程带来的功率冲击较小，此时K_psyn可取具备快速动态特性的数值k₂；当ΔU_max超过阈值电压ΔU_set时，并网点两端电压的相位差较大，选择k₂作为积分环节系数在并网过程中会对本地负载造成剧烈的功率冲击，因此切换为以k₁为初始值的非线性变积分系数模式，使模式切换过程中本地负载功率变化更加平缓，K_psyn的具体计算公式为：

Counter为计数器的点数，在预同步启动时初始值为0，在每个采样周期会自增1，Counter的大小决定相应时间尺度下K_psyn的变化趋势；k₁为较小的积分系数常量，该数值下积分环节的动态响应速度慢，引起的功率冲击小；k₂为较大的积分系数常量，该数值下积分环节的动态响应速度快，引起的功率冲击大，k₂可取k₁的10倍；ΔT为单位采样周期；n为分段式非线性变积分系数的各阶段持续的采样周期个数；

所述的并网模式转入离网模式的平滑切换控制中，在分闸后并网点的断路器两端电压几乎一致，预同步过程引起的冲击很小，基于并网电压差的非线性变积分环节的输出模式采用动态性能好的定积分环节系数模式，积分环节系数K_psyn＝k₂。

通过MATLAB/Simulink软件验证本发明实施例所提控制方法的有效性和先进性。

参见附图5(a)～图5(c)，为并网点两侧电压幅值差2V、相位差10°情况下利用本发明所提预同步控制方法进行模式切换的仿真结果图，构网型储能变换器额定容量为20kVA，交流侧额定电压为150V(峰值)，并带着阻性的本地负载，仿真模型在0.3s时启动离网模式转入并网模式，3.0s时启动并网模式转入离网模式。图5(a)为A相机端电压和电网相电压波形图，在0.3s时启动预同步后，u_a迅速跟踪上交流电网相电压u_ga，并在一个电网周期内完成预同步调节。图5(b)为三相输出电流波形图，在0.3s时预同步启动后，三相输出电流快速响应，并稳定于新的平衡状态；在1.5s时并网点的断路器合闸，同时功率控制投入使用，断路器的合闸并未给系统带来过流冲击，经过0.3s后输出电流逐渐衰减为0，实现离网模式向并网模式的平滑切换；在2.0s时有功功率指令P_ref从0阶跃至20kW，正序有功功率P_out经过0.5s后跟踪上指令，构网型储能变换器的功率控制具备惯量和阻尼特性；在3.0s时并网向离网的模式切换启动，构网型储能变换器的正序有功功率P_out经过0.5s后降低为0；在4.0s时断路器分闸，启动预同步控制模块，在离网后补偿构网型储能变换器机端电压u_x与电网电压u_gx之间的电压偏差Δu_x，输出电流i_x迅速增大到本地负载期望大小，实现并网模式向离网模式的平滑切换。图5(c)为负载功率仿真图，在小范围相位偏差下非线性变积分系数的输出模式为定积分系数模式，积分环节系数K_psyn为k₂，预同步控制具有较快的动态性能，在离网向并网模式切换和并网向离网模式切换的过渡过程中，本地负载始终保持供电连续和功率平滑。可见本发明的控制方法响应迅速，在小范围相位偏差下可实现预同步的快速控制，提高构网型储能变换器模式切换的稳定性。

参见附图6(a)～图6(c)为并网点两侧电压幅值差7.5V、相位差180°情况下利用本发明所提预同步控制方法进行模式切换的仿真结果图，仿真模型的其他参数与附图5一致。图6(a)为A相机端电压和电网相电压波形图，在0.3s时启动预同步后u_a开始跟踪u_ga，二者在一个电网周期内从180°反相关系转变为同相位，并在0.3s内u_a的幅值调节为与u_ga相同的大小，在大范围相位偏差下预同步过程具备相同的高动态响应性能。图6(b)为三相输出电流波形图，在0.3s时，开始预同步控制，三相输出电流经过0.3s的暂态过渡过程后逐渐稳定，随后的过程与图5(b)的类似。图6(c)为负载功率仿真图，在大范围相位偏差下L₁在离网向并网模式切换的过程中采用变积分系数输出模式平缓地调整K_psyn，大幅削减了预同步初期构网型储能变换器的机端电压相位变化对本地负载造成的功率冲击，在预同步后续调节过程中K_psyn稳定于k₂，此阶段的预同步过程具备和小范围相位偏差下相同的快速响应能力，负载功率在模式切换的全过程中保持平滑连续。可见，本发明解决了构网型储能变换器离/并网切换控制复杂、小范围相位差并网约束等问题，能够在全范围相位偏差下实现无锁相环的快速预同步调节和运行模式平滑切换，提升了构网型储能变换器的并网稳定性。

Claims (3)

1.一种基于虚拟瞬时功率的构网型储能变换器预同步控制方法，构网型储能变换器的电能变换环节为三电平逆变器，三电平逆变器的直流侧与储能电池连接，三电平逆变器的交流侧与LC滤波器连接；LC滤波器与交流电网之间通过断路器连接；其特征在于，该方法包括以下步骤：

1)获取构网型储能变换器机端电压u_x(x＝a，b，c)、构网型储能变换器输出电流i_x(x＝a，b，c)和交流电网相电压u_gx(x＝a，b，c)，并经过低通滤波模块进行滤波处理；

2)将构网型储能变换器机端电压u_x和交流电网相电压u_gx送入虚拟瞬时功率计算模块，计算得到虚拟瞬时有功功率p_syn和虚拟瞬时无功功率q_syn：

其中，L_v为虚拟阻抗Z_v的电感部分，根据实际情况给定，可取1mH；R_v为虚拟阻抗Z_v的电阻部分，可取0；ΔT为单位采样周期，在10kHz的开关频率下ΔT为100μs；k为当前采样周期的序号；

3)将构网型储能变换器机端电压u_x和交流电网相电压u_gx送入电压差幅值计算模块，计算得到并网点两侧的电压差幅值ΔU_max；

4)将并网点电压差幅值ΔU_max送入滑动平均计算模块，计算得到滑动平均电压差ΔU_ave；

5)将p_syn送入虚拟瞬时有功功率控制模块的I控制器，得到预同步环节电压补偿量ΔE_syn；将q_syn送入虚拟瞬时无功功率控制模块的PI控制器，得到预同步环节转速补偿量Δω_syn；其中，虚拟瞬时有功功率控制环中I控制器的系数K_psyn由基于并网电压差的非线性变积分系数环节调节；

6)将ΔE_syn和Δω_syn作为补偿量与功率控制模块输出的电压指令相结合，并构造出调制信号，调制信号经过载波同相层叠调制得到三电平逆变器开关管的驱动信号。

2.根据权利要求1所述的基于虚拟瞬时功率的构网型储能变换器预同步控制方法，其特征在于，所述并网点两端电压差幅值的滑动平均值ΔU_ave获取过程包括：

1)将构网型储能变换器机端电压u_x和交流电网相电压u_gx经过如下计算，得到当前采样周期的并网点两侧的电压差幅值ΔU_max(k)：

2)将当前采样周期的ΔU_max(k)和前m-1个采样周期的ΔU_max(x)(x＝k-m+1，k-m+2，…，k-2，k-1)做变窗口的滑动平均值计算，得到当前采样周期的滑动平均电压差ΔU_ave(k)：

其中，m为滑动平均计算的窗口长度，可取1000，在10kHz的开关频率下窗口的时间尺度为100ms。

3.根据权利要求1所述的基于虚拟瞬时功率的构网型储能变换器预同步控制方法，其特征在于，还包括基于并网电压差的非线性变积分系数环节与构网型储能变换器运行模式切换以及滑动平均电压差ΔU_ave有关；

构网型储能变换器在并网向离网模式切换过程中，非线性变积分系数环节的输出模式为定积分系数的模式①，K_psyn＝k₂；

构网型储能变换器在离网向并网模式切换过程中，若ΔU_ave不超过阈值电压ΔU_set，非线性变积分系数环节的输出模式为定积分系数的模式①，K_psyn＝k₂，若ΔU_ave超过阈值电压ΔU_set，非线性变积分系数环节的输出模式为变积分系数的模式②，K_psyn为

其中，ΔU_set为非线性变积分系数环节输出模式切换的阈值电压，可取E_n～1.4E_n，E_n为构网型储能变换器空载内电势的额定幅值；Counter为计数器的点数，在预同步启动时初始值为0，在每个采样周期会自增1，Counter的大小决定K_psyn的变化趋势；k₁为较小的积分系数常量；k₂为较大的积分系数常量，可取k₁的10倍；n为分段式非线性变积分系数的各阶段持续的采样周期个数，可取1000，在10kHz的开关频率下nΔT为100ms。

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