CN116683544A - 一种基于功率前馈的储能vsg协同控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种基于功率前馈的储能VSG协同控制方法，与现有技术相比解决了储能并网逆变器VSG控制在弱电网运行时输出功率响应特性慢、并网输出电能质量欠佳、不能自适应匹配不同弱电网特性的不足。本发明包括以下步骤：获取基础数据，建立储能并网逆变器VSG控制方程；预同步控制；基于功率前馈的储能并网逆变器VSG控制；电压和电流协同控制器设计；功率前馈因子的设计；功率快速跟随及主动电压和频率支撑控制。本发明能够适配不同的弱电网特性，具有快速响应有功功率的能力，主动支撑电压和频率能力，并且能够有效提升储能并网逆变器并网运行时的输出电能质量。
Description
技术领域
本发明涉及新能源并网发电技术领域，具体来说是一种基于功率前馈的储能VSG协同控制方法。
背景技术
随着新能源发电技术的不断发展，可再生能源与电力电子设备在电力系统中的比重逐步提升，系统等效惯性逐渐减小，给电网安全稳定运行带来挑战。对于呈现“双高”的电力系统，储能是必不可少的支撑技术。此外，以风力发电为主流的分布式电源输出功率存在随机性和间歇性，对电网的调节能力具有负面影响。虚拟同步发电机(VirtualSynchronous Generator,VSG)控制技术是减小新能源发电出力波动对电网的冲击，实现电网安全稳定运行的有效途径。
然而伴随着新能源渗透率的不断增加，系统等效惯性逐渐减小，电网性质发生变化，表征出弱惯性、低短路比(Short Circuit Ratio,SCR)的弱电网特性，对电力系统的安全稳定运行带来挑战。此外，在弱电网下对新能源并网逆变器控制提出了新的要求，不仅要求VSG控制的储能并网逆变器具有对弱电网频率和电压稳定性的主动支撑能力，还应满足有功功率快速跟随特性，实现弱电网的功率平衡和安全运行。
传统VSG控制的储能并网逆变器在弱电网下具有大惯量特性，且采用电压外环和电流内环相结合的双闭环PI控制，导致传统VSG控制的储能并网逆变器输出功率响应速度变慢，输出电能质量欠佳，未能彰显电力电子器件柔性控制的特点。
针对上述问题，有学者针对传统VSG控制的储能并网逆变器，提出了功率指令值拆分的功率前馈的VSG控制方法，旨在实现对弱电网频率和电压稳定性的主动支撑，同时实现快速功率跟随，但其关键控制参数的功率前馈调整因子，无法根据不同电网特性实现自适应调整，此外，储能并网逆变器VSG控制仍采用基于电压外环和电流内环相结合的双闭环PI控制，输出电能质量欠佳。
滑模控制是指带有滑动模态的变结构控制。滑动模态是系统被限制在某一子流形上运动时的状态。一般而言，系统的初始状态不一定在该子流形上；而通过变结构控制器的作用可以在一定时间范围内将系统的状态轨迹驱使到并保持在该子流形上，该过程称为到达过程。系统的状态轨迹在滑动模态上运动并最终趋于原点，该过程称为滑模运动。为此，为了提升储能并网逆变器输出电能质量且兼具对负载扰动的鲁棒性，又有学者提出了一种基于电压电流双闭环滑模控制的储能并网逆变器VSG控制，拥有跟踪VSG控制回路生成电压指令的强鲁棒性和快速无超调的动态响应。遗憾的是，滑模控制存在抖振问题。
协同控制能够利用系统自身的非线性，通过远离平衡态的开放系统的自组织能力，稳定地收敛到流形。协同控制中的流形类似于滑模控制中的滑模面，但协同控制不像滑模控制一样采用切换控制来使系统轨迹趋近滑模面，而是定义一个连续的动态过程向流形趋近，并通过流形保证高维非线性系统的全局渐进稳定。协同控制具有滑模控制的优点，同时又无滑模控制的抖振问题且更适合数字控制实现。
因此，为了实现对弱电网频率和电压稳定性的主动支撑，同时实现快速功率跟随，改善储能并网逆变器并网运行时输出电能质量，一种基于功率前馈的储能VSG协同控制方法亟待提出。
发明内容
本发明的目的是为了解决现有技术中储能并网逆变器VSG控制在弱电网运行时输出功率响应特性慢、并网输出电能质量欠佳、不能自适应匹配不同弱电网特性的不足，提供一种基于功率前馈的储能VSG协同控制方法来解决上述问题。
为了实现上述目的，本发明的技术方案如下：
一种基于功率前馈的储能VSG协同控制方法，包括以下步骤：
11)获取基础数据，建立储能并网逆变器VSG控制方程：获取储能并网逆变器输出电压、输出电流及电网电压，并基于储能并网逆变器的额定有功功率、无功功率，输出电压频率和幅值的额定值，建立储能并网逆变器VSG控制方程；
12)预同步控制：基于所建立的储能并网逆变器VSG控制方程，采用预同步控制，以补偿VSG控制储能并网逆变器并网运行时输出电压与电网电压之间的幅值、相位和频率差；
13)基于功率前馈的储能并网逆变器VSG控制：基于所建立的储能并网逆变器VSG控制方程及预同步控制，建立基于功率前馈的储能并网逆变器VSG控制方程；
14)电压和电流协同控制器设计：针对步骤11)获取的储能并网逆变器输出电压和输出电流，采用协同控制理论开展电压环协同控制器和电流环协同控制器设计，再与基于功率前馈的储能并网逆变器VSG控制相融合，提出基于功率前馈的储能并网逆变器VSG协同控制；
15)功率前馈因子的设计：针对所提出的基于功率前馈的储能并网逆变器VSG协同控制，根据不同弱电网特性设计自适应功率前馈因子；
16)功率快速跟随及主动电压和频率支撑控制：基于提出的基于功率前馈的储能并网逆变器VSG协同控制，根据不同弱电网特性设计出的的自适应功率前馈因子，基于电压和电流协同控制器所生成的基于功率前馈的储能并网逆变器VSG协同控制的输出电压和输出电流参考值，实现储能并网逆变器的功率快速跟随及主动电压和频率支撑。
所述建立的储能并网逆变器VSG控制方程为：
其中，Pm为VSG转子机械功率，P为储能并网逆变器输出的有功功率，P0为有功功率参考值；Q为储能并网逆变器输出的无功功率，Q0为无功功率参考值；ω为VSG转子角速度，ω0为电网额定角速度，为求导符号；J、D分别为惯量和阻尼；kω为调频系数，ku表示调压系数；E表示VSG控制的储能并网逆变器输出电压幅值，E0表示VSG控制的储能并网逆变器输出参考电压幅值。
所述的预同步控制具体是指：对步骤(11)中的VSG控制的储能并网逆变器，采用预同步控制以补偿VSG控制的储能并网逆变器并网运行时输出电压的幅值、相位和频率差，并分别采用PI控制进行调节生成频率扰动量Δω0和幅值扰动量ΔV0：
式中，电网电压幅值为ug，VSG控制的储能并网逆变器在PCC点输出电压幅值为u0abc，其在静止坐标系下的分量分别为ugα、ugβ，uoα、uoβ，电网电压和VSG控制的储能并网逆变器在PCC点输出电压相角分别为θg、θs，Δθ、ΔV分别表示电网电压与VSG控制的储能并网逆变器在PCC点输出电压之间的相角差和幅值差。
所述建立基于功率前馈的储能并网逆变器VSG控制方程如下：
其中，Pm为VSG转子机械功率，P为储能并网逆变器输出的有功功率，P0为有功功率的参考值；Q为储能并网逆变器输出的无功功率，Q0为无功功率参考值；ω为VSG转子角速度，ω0为电网额定角速度，Δω0为预同步控制产生的角速度偏差，为求导符号；J、D分别为惯量和阻尼；kω为调频系数，ku表示调压系数；E表示VSG控制的储能并网逆变器输出电压幅值，E0表示VSG控制的储能并网逆变器输出参考电压幅值，ΔV0表示预同步控制产生的电压偏差，λ为功率前馈调整因子。
所述电压和电流协同控制器设计包括以下步骤：
51)设计电压环协同控制器：
定义同步速旋转的dq坐标系下的电压跟踪误差evd、evq如下式所示：
式中，uodref、uoqref表示功率前馈VSG控制回路生成的参考电压E在dq轴分量，uod、uoq表示储能并网逆变器VSG控制的PCC点输出的电压幅值uoabc在dq轴分量；
电压环协同控制的宏变量设计，采用比例积分型宏变量设计，且有：
其中，λ1、λ2为电压环协同控制器参数；ψvd、ψvq表示电压环协同控制设计的dq轴宏变量；
为了实现对基于功率前馈的储能并网逆变器VSG协同控制所生成的电压参考值的快速准确跟踪，采用式(8)的动态演化方程，且有：
将式(7)带入到式(8)的动态演化方程，则有：
式中，Tu为电压环协同控制的时间参数，Tu>0；表示电压跟踪误差evd、evq的微分；
同步速旋转的dq坐标系下，基于功率前馈的VSG协同控制的储能并网逆变器侧LC滤波电容上的电流动态方程，表示为：
将式(9)带入式(10)，则有：
式中，Cf为滤波电容，iod、ioq为基于功率前馈的VSG协同控制的储能并网逆变器在PCC点输出电流ioabc的dq轴分量，id、iq为基于功率前馈的VSG协同控制的储能并网逆变器输出电流iabc的dq轴分量，idref、iqref表示电压环协同控制器生成的电流内环的参考值；
藉由式(11)所示的电压环协同控制器实现式(6)所定义的电压跟踪误差按照所设计的流行ψvd＝0，ψvq＝0渐近收敛，基于所设计的电压环协同控制器，实现对基于功率前馈的VSG控制生成的参考电压E的快速准确跟踪；
52)设计电流环协同控制器：
定义电流跟踪误差eid、eiq，且有：
式中，id、iq为基于功率前馈的VSG协同控制的储能并网逆变器输出电流iabc的dq轴分量；idref、iqref为电压环协同控制器生成的电流参考值在dq轴的分量；
电流环协同控制的宏变量设计，采用比例积分型宏变量设计，且有：
其中，ψid、ψiq为电流环协同控制设计的dq轴宏变量；μ1、μ2为电流环协同控制器参数；∫表示积分符号；
为了实现对于电压环协同控制器生成的电流参考值在dq轴的分量的快速准确跟踪，采用式(14)的动态演化方程，且有：
将式(13)带入到式(14)，则有：
式中，Ti为电流环协同控制的时间参数，且Ti>0；表示电流跟踪误差eid、eiq的微分；
基于功率前馈的VSG协同控制的储能并网逆变器侧LC滤波电感上的电压动态方程，表示为：
将式(15)带入式(16)，则有：
式中，Ls为储能并网逆变器侧滤波电感，Rs为储能并网逆变器侧线路电阻；id、iq为基于功率前馈的VSG协同控制的储能并网逆变器输出电流iabc的dq轴分量，udref、uqref表示电流环协同控制器生成的调制电压参考值；ω表示VSG转子角速度；微分符号，∫为积分符号；
藉由式(17)所示的电流环协同控制器，实现所定义的电流跟踪误差按照所设计的流形ψid＝0，ψiq＝0渐近收敛，从而实现对电压环协同控制器生成的电流参考值的快速准确跟踪。
所述功率前馈因子的设计包括以下步骤：
61)设置功率前馈因子λ变化范围：为了获得快速的功率响应速度，根据步骤13)的基于功率前馈的储能并网逆变器的VSG控制方程得知，其输出有功功率和给定有功功率之间的传递函数G(s)为：
由上式得，基于功率前馈的VSG协同控制的储能并网逆变器功率环闭环传递函数的零极点实部比值为：
式中，Si表示G(s)的极点，Zi表示G(s)的零点；Re(Si)表示取G(s)极点实部，Re(Zi)表示取G(s)零点实部，λ为功率前馈调整因子，D为阻尼系数，kω为调频系数；
由于阻尼系数D设计为较小值的原则，因此Re(Si)/Re(Zi)≈λ，为了获得快速功率跟随特性，设置功率前馈因子的变化范围为3≤λ≤5；考虑到当λ＝0时，基于功率前馈的VSG协同控制等效为传统的VSG控制，因此，将功率前馈因子λ变化范围设置为0～5；
62)设置短路比SCR来判断弱电网的特性：
设置短路比SCR，其计算公式为：
式中，Sac为电网短路容量，SN为储能并网逆变器的额定容量，UN为电网电压额定电压，Z为电网和线路总的等效阻抗，SN和UN均为常值，因此短路比SCR仅仅与等效阻抗相关；将该值大于20的电网定义为强电网，将SCR值小于6～10的电网定义为弱电网；
选择最佳阻尼比作为功率前馈调整因子自适应调整的分界线，将SCR与功率前馈调整因子的取值λ建立关联关系，随着弱电网特性的变化，自适应调整λ值，且有：
式中：λmax、λmin分别为预先确定范围内的最大值和最小值，为了避免功率前馈的VSG协同控制退化为传统的VSG控制，设置λmin＝0.5。
有益效果
本发明的一种基于功率前馈的储能VSG协同控制方法，与现有技术相比能够适配不同的弱电网特性，具有快速响应有功功率的能力，主动支撑电压和频率能力，并且能够有效提升储能并网逆变器并网运行时的输出电能质量。
本发明具有以下优点：
(1)基于功率前馈的储能并网逆变器VSG控制，与基于协同控制理论设计出的储能并网逆变器电压环协同控制器和电流环协同控制器相融合，有利于提升储能并网逆变器输出电压电流控制跟踪VSG控制所产生的电压指令的快速性和鲁棒性，提高了储能并网运行的稳定性。
(2)基于功率前馈的储能并网逆变器VSG协同控制，所设计的功率前馈调整因子能够自适应匹配不同的弱电网特性，实现自适应变化，使并网运行的储能并网逆变器不仅拥有快速有功功率跟随性能，而且拥有对弱电网频率和电压稳定性的主动支撑能力。
(3)所设计的电压环、电流环协同控制器与功率前馈的储能并网逆变器VSG控制相融合，不仅提升了对储能并网逆变器输出电压和电流跟随控制的快速性和准确性，而且降低了储能并网逆变器输出电压和电流THD，有效提升了储能并网逆变器并网运行时的输出电能质量。
附图说明
图1为本发明的方法顺序图；
图2为本发明的功率前馈的储能VSG协同控制电路拓扑及其控制框图；
图3为本发明的SCR增大时基于功率前馈VSG协同控制的零极点分布图；
图4为不同VSG控制方法下的功率响应对比图；
图5为本发明的基于功率前馈的VSG协同控制方法与经典PQ控制功率响应对比图；
图6为不同功率前馈因子下的功率响应图；
图7为不同功率前馈因子下的频率响应图；
图8为功率前馈因子变化示意图；
图9a为PI控制储能并网输出的电流波形图；
图9b为协同控制储能并网输出的电流波形图；
图10a为PI控制储能并网输出的电压波形图；
图10b为协同控制储能并网输出的电压波形图。
具体实施方式
为使对本发明的结构特征及所达成的功效有更进一步的了解与认识，用以较佳的实施例及附图配合详细的说明，说明如下：
一种基于功率前馈的储能VSG协同控制方法，图1所示为该方法的流程图，本方法的储能并网逆变器主电路拓扑及其控制框图如图2所示，该方法包括下列顺序的步骤：
(1)获取储能并网逆变器输出电压、输出电流及电网电压，并基于储能并网逆变器的额定有功功率、无功功率，输出电压频率和幅值的额定值，建立储能并网逆变器VSG控制方程；
(2)基于所建立的储能并网逆变器VSG控制方程，采用预同步控制，以补偿VSG控制储能并网逆变器并网运行时输出电压与电网电压之间的幅值、相位和频率差；
(3)基于所建立的储能并网逆变器VSG控制方程及预同步控制，设计基于功率前馈的储能并网逆变器VSG控制器；
(4)针对步骤1)获取的储能并网逆变器输出电压和输出电流，采用协同控制理论开展电压环协同控制器和电流环协同控制器设计，再与基于功率前馈的储能并网逆变器VSG控制相融合，提出基于功率前馈的储能并网逆变器VSG协同控制；
(5)针对所提出的基于功率前馈的储能并网逆变器VSG协同控制，根据不同弱电网特性设计自适应功率前馈因子；
(6)功率快速跟随及主动电压和频率支撑控制：基于提出的基于功率前馈的储能并网逆变器VSG协同控制，根据不同弱电网特性设计出的的自适应功率前馈因子，电压和电流协同控制器所生成的基于功率前馈的储能并网逆变器VSG协同控制的输出电压和输出电流参考值，实现储能并网逆变器的功率快速跟随及主动电压和频率支撑。
所述步骤(1)具体是指：建立储能并网逆变器VSG控制模型：
其中，Pm为机械功率，P为储能并网逆变器输出的有功功率，P0为有功功率参考值；Q为储能并网逆变器输出的无功功率，Q0为无功功率参考值；ω为转子角速度，ω0为电网额定角速度，为求导符号；J、D分别为惯量和阻尼；kω为调频系数，ku表示调压系数；E表示VSG控制的储能并网逆变器输出电压幅值，E0表示VSG控制的储能并网逆变器输出参考电压幅值。
所述步骤(2)的预同步控制具体是指：对步骤(1)中的VSG控制的储能并网逆变器，采用预同步控制以补偿VSG控制的储能并网逆变器并网运行时输出电压的幅值、相位和频率差，并分别采用PI控制进行调节生成频率扰动量Δω0和幅值扰动量ΔV0：
式中，电网电压幅值为ug，VSG控制的储能并网逆变器在PCC点输出电压幅值为u0abc，其在静止坐标系下的分量分别为ugα、ugβ，uoα、uoβ，电网电压和VSG控制的储能并网逆变器在PCC点输出电压相角分别为θg、θs，Δθ、ΔV分别表示电网电压与VSG控制的储能并网逆变器在PCC点输出电压之间的相角差和幅值差。
所述步骤(3)中的功率前馈的VSG控制器为：
其中，Pm为VSG虚拟转子机械功率，P为储能并网逆变器输出的有功功率，P0为有功功率的参考值；Q为储能并网逆变器输出的无功功率，Q0为无功功率参考值；ω为VSG转子角速度，ω0为电网额定角速度，Δω0为预同步控制产生的角速度偏差，为求导符号；J、D分别为惯量和阻尼；kω为调频系数，ku表示调压系数；E表示VSG输出电压幅值，E0表示VSG控制的储能并网逆变器输出参考电压幅值，ΔV0表示预同步控制产生的电压偏差，λ为功率前馈调整因子。
所述步骤(4)针对储能并网逆变器输出的电压电流，采用协同控制理论开展电压和电流协同控制器设计包括以下步骤：
41)设计电压环协同控制器：
定义同步速旋转的dq坐标系下的电压跟踪误差evd、evq如下式所示：
式中，uodref、uoqref表示功率前馈VSG控制回路生成的参考电压E在dq轴分量，uod、uoq表示储能并网逆变器VSG控制的PCC点输出的电压幅值uoabc在dq轴分量。
电压环协同控制的宏变量设计，采用比例积分型宏变量设计，且有：
其中，λ1、λ2为电压环协同控制器参数；ψvd、ψvq表示电压环协同控制设计的dq轴宏变量；
为了实现对基于功率前馈的储能并网逆变器VSG协同控制所生成的电压参考值的快速准确跟踪，采用式(8)的动态演化方程，且有：
将式(7)带入到式(8)的动态演化方程，则有：
式中，Tu为电压环协同控制的时间参数，Tu>0；表示电压跟踪误差evd、evq的微分；
同步速旋转的dq坐标系下，基于功率前馈的VSG协同控制的储能并网逆变器侧LC滤波电容上的电流动态方程，可表示为：
将式(9)带入式(10)，则有：
式中，Cf为滤波电容，iod、ioq为基于功率前馈的VSG协同控制的储能并网逆变器在PCC点输出电流ioabc的dq轴分量，id、iq为基于功率前馈的VSG协同控制的储能并网逆变器输出电流iabc的dq轴分量，idref、iqref表示电压环协同控制器生成的电流内环的参考值；
因此，藉由式(11)所示的电压环协同控制器，能够实现式(6)所定义的电压跟踪误差按照所设计的流行ψvd＝0，ψvq＝0渐近收敛，基于所设计的电压环协同控制器，实现对基于功率前馈的VSG控制生成的参考电压E的快速准确跟踪。
42)设计电流环协同控制器：
定义电流跟踪误差eid、eiq，且有：
式中，id、iq为基于功率前馈的VSG协同控制的储能并网逆变器输出电流iabc的dq轴分量；idref、iqref为电压环协同控制器生成的电流参考值在dq轴的分量；
电流环协同控制的宏变量设计，采用比例积分型宏变量设计，且有：
其中，ψid、ψiq为电流环协同控制设计的dq轴宏变量；μ1、μ2为电流环协同控制器参数；∫表示积分符号；
为了实现对于电压环协同控制器生成的电流参考值在dq轴的分量的快速准确跟踪，采用式(14)的动态演化方程，且有：
将式(13)带入到式(14)，则有：
式中，Ti为电流环协同控制的时间参数，且Ti>0；表示电流跟踪误差eid、eiq的微分；
基于功率前馈的VSG协同控制的储能并网逆变器侧LC滤波电感上的电压动态方程，可表示为：
将式(15)带入式(16)，则有：
式中，Ls为储能并网逆变器侧滤波电感，Rs为储能并网逆变器侧线路电阻；id、iq为基于功率前馈的VSG协同控制的储能并网逆变器输出电流iabc的dq轴分量，udref、uqref表示电流环协同控制器生成的调制电压参考值；ω表示VSG转子角速度；微分符号，∫为积分符号；
因此，藉由式(17)所示的电流环协同控制器，能够实现所定义的电流跟踪误差按照所设计的流形ψid＝0，ψiq＝0渐近收敛，从而实现对电压环协同控制器生成的电流参考值的快速准确跟踪。
所述步骤(5)功率前馈因子的获取包括以下步骤：
51)设置功率前馈因子λ变化范围：为了获得快速的功率响应速度，根据步骤13)的基于功率前馈的储能并网逆变器的VSG控制方程可知，其输出有功功率和给定有功功率之间的传递函数G(s)为：
由上式可知，基于功率前馈的VSG协同控制的储能并网逆变器功率环闭环传递函数的零极点实部比值为：
式中，Si表示G(s)的极点，Zi表示G(s)的零点；Re(Si)表示取G(s)极点实部，Re(Zi)表示取G(s)零点实部，λ为功率前馈调整因子，D为阻尼系数，kω为调频系数；
由于本发明中阻尼系数D设计为较小值，因此Re(Si)/Re(Zi)≈λ，为了获得快速功率跟随特性，设置功率前馈因子的变化范围为3≤λ≤5；考虑到当λ＝0时，基于功率前馈的VSG协同控制等效为传统的VSG控制，因此，将功率前馈因子λ变化范围设置为0～5；
52)设置短路比SCR来判断弱电网的特性：
设置短路比SCR，其计算公式为：
式中，Sac为电网短路容量，SN为储能并网逆变器的额定容量，UN为电网电压额定电压，Z为电网和线路总的等效阻抗，SN和UN均为常值，因此短路比SCR仅仅与等效阻抗相关；通常将该值大于20的电网定义为强电网，将SCR值小于6～10的电网定义为弱电网。
选择最佳阻尼比作为功率前馈调整因子自适应调整的分界线(如附图3所示)，将SCR与功率前馈调整因子的取值λ建立关联关系，随着弱电网特性的变化，自适应调整λ值，且有：
式中：λmax、λmin分别为预先确定范围内的最大值和最小值，为了避免功率前馈的VSG协同控制退化为传统的VSG控制，设置λmin＝0.5。
为了验证本发明的基于功率前馈的储能VSG协同控制方法的有效性和优越性，在MATLAB/Simulink建立储能并网逆变器的基于功率前馈的VSG协同控制仿真模型进行分析。
将传统的VSG控制、PQ控制以及本发明所提出的基于功率前馈的VSG协同控制的功率响应仿真实验对比，三种储能控制方案分别并入电网，在2s时，将有功功率指令从0kW增加到50kW，在3s时接入本地负载10kW。三种方案的功率响应波形如图4、5所示。本发明所提出的基于功率前馈的VSG协同控制，其功率动态调节时间在0.1s以内，而传统的VSG控制由于惯量的影响表现得功率响应速度慢，其调节时间为0.3s左右。与PQ控制的功率响应速度相比，基于功率前馈的VSG协同控制功率响应速度并不逊色，而且还具备了PQ控制所欠缺的电压和频率主动支撑能力。
针对本发明提出的基于功率前馈的VSG协同控制，开展其适配不同电网特性的并网运行仿真测试研究，假设t＝2s时有功功率由0增加至30kW，随时间变化分别在t＝3s以及t＝4s时改变电网特性并在3.5s、4.5s给定功率10kW的变化，其中电网特性的变化以储能子系统中LC滤波器与电网之间串联的电感模拟电网特性的变化(如图3所示，SCR变化)，仿真测试结果如图6、图7和图8所示，本发明所提出的基于功率前馈的VSG协同控制的储能子系统在强电网条件下，兼具功率响应速度快和电压、频率的支撑能力，而在电网特性变弱时，电压和频率支撑能力增强而功率响应速度变慢，并且在电网特性变化时，功率前馈调整因子λ也随之自适应变化，实现了基于功率前馈因子λ自适应调整来匹配不同的电网特性需求，获得了快速有功功率响应速度和电压、频率主动支撑能力的统筹兼顾性能。
为了验证PI控制和协同控制的电压电流环控制的对比效果，采用了PI控制和协同控制策略功率响应变化时的仿真对比，如图9a、图9b、图10a、图10b所示，本发明较之于电压电流双闭环PI控制，所提出的基于功率前馈的VSG协同控制拥有更佳的电能质量，彰显了所提出的功率前馈的VSG协同控制的优越性。
以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明的范围内。本发明要求的保护范围由所附的权利要求书及其等同物界定。
Claims (6)
1.一种基于功率前馈的储能VSG协同控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
11)获取基础数据，建立储能并网逆变器VSG控制方程：获取储能并网逆变器输出电压、输出电流及电网电压，并基于储能并网逆变器的额定有功功率、无功功率，输出电压频率和幅值的额定值，建立储能并网逆变器VSG控制方程；
12)预同步控制：基于所建立的储能并网逆变器VSG控制方程，采用预同步控制，以补偿VSG控制储能并网逆变器并网运行时输出电压与电网电压之间的幅值、相位和频率差；
13)基于功率前馈的储能并网逆变器VSG控制：基于所建立的储能并网逆变器VSG控制方程及预同步控制，建立基于功率前馈的储能并网逆变器VSG控制方程；
14)电压和电流协同控制器设计：针对步骤11)获取的储能并网逆变器输出电压和输出电流，采用协同控制理论开展电压环协同控制器和电流环协同控制器设计，再与基于功率前馈的储能并网逆变器VSG控制相融合，提出基于功率前馈的储能并网逆变器VSG协同控制；
15)功率前馈因子的设计：针对所提出的基于功率前馈的储能并网逆变器VSG协同控制，根据不同弱电网特性设计自适应功率前馈因子；
16)功率快速跟随及主动电压和频率支撑控制：基于提出的基于功率前馈的储能并网逆变器VSG协同控制，根据不同弱电网特性设计出的自适应功率前馈因子，基于电压和电流协同控制器所生成的基于功率前馈的储能并网逆变器VSG协同控制的输出电压和输出电流参考值，实现储能并网逆变器的功率快速跟随及主动电压和频率支撑。
2.根据权利要求1所述的一种基于功率前馈的储能VSG协同控制方法，其特征在于，所述建立的储能并网逆变器VSG控制方程为：
其中，Pm为VSG转子机械功率，P为储能并网逆变器输出的有功功率，P0为有功功率参考值；Q为储能并网逆变器输出的无功功率，Q0为无功功率参考值；ω为VSG转子角速度，ω0为电网额定角速度，为求导符号；J、D分别为惯量和阻尼；kω为调频系数，ku表示调压系数；E表示VSG控制的储能并网逆变器输出电压幅值，E0表示VSG控制的储能并网逆变器输出参考电压幅值。
3.根据权利要求1所述的一种基于功率前馈的储能VSG协同控制方法，其特征在于，所述的预同步控制具体是指：对步骤(11)中的VSG控制的储能并网逆变器，采用预同步控制以补偿VSG控制的储能并网逆变器并网运行时输出电压的幅值、相位和频率差，并分别采用PI控制进行调节，生成频率扰动量Δω0和幅值扰动量ΔV0：
式中，电网电压幅值为ug，VSG控制的储能并网逆变器在PCC点输出电压幅值为u0abc，其在静止坐标系下的分量分别为ugα、ugβ，uoα、uoβ，电网电压和VSG控制的储能并网逆变器在PCC点输出电压相角分别为θg、θs，Δθ、ΔV分别表示电网电压与VSG控制的储能并网逆变器在PCC点输出电压之间的相角差和幅值差。
4.根据权利要求1所述的一种基于功率前馈的储能VSG协同控制方法，其特征在于，所述建立基于功率前馈的储能并网逆变器VSG控制方程如下：
其中，Pm为VSG转子机械功率，P为储能并网逆变器输出的有功功率，P0为有功功率的参考值；Q为储能并网逆变器输出的无功功率，Q0为无功功率参考值；ω为VSG转子角速度，ω0为电网额定角速度，Δω0为预同步控制产生的角速度偏差，为求导符号；J、D分别为惯量和阻尼；kω为调频系数，ku表示调压系数；E表示VSG控制的储能并网逆变器输出电压幅值，E0表示VSG控制的储能并网逆变器输出参考电压幅值，ΔV0表示预同步控制产生的电压偏差，λ为功率前馈调整因子。
5.根据权利要求1所述的一种基于功率前馈的储能VSG协同控制方法，其特征在于：所述电压和电流协同控制器设计包括以下步骤：
51)设计电压环协同控制器：
定义同步速旋转的dq坐标系下的电压跟踪误差evd、evq如下式所示：
式中，uodref、uoqref表示功率前馈VSG控制回路生成的参考电压E在dq轴分量，uod、uoq表示储能并网逆变器VSG控制的PCC点输出的电压幅值uoabc在dq轴分量；
电压环协同控制的宏变量设计，采用比例积分型宏变量设计，且有：
其中，λ1、λ2为电压环协同控制器参数；ψvd、ψvq表示电压环协同控制设计的dq轴宏变量；
为了实现对基于功率前馈的储能并网逆变器VSG协同控制所生成的电压参考值的快速准确跟踪，采用式(8)的动态演化方程，且有：
将式(7)带入到式(8)的动态演化方程，则有：
式中，Tu为电压环协同控制的时间参数，Tu>0；表示电压跟踪误差evd、evq的微分；
同步速旋转的dq坐标系下，基于功率前馈的VSG协同控制的储能并网逆变器侧LC滤波电容上的电流动态方程，表示为：
将式(9)带入式(10)，则有：
式中，Cf为滤波电容，iod、ioq为基于功率前馈的VSG协同控制的储能并网逆变器在PCC点输出电流ioabc的dq轴分量，id、iq为基于功率前馈的VSG协同控制的储能并网逆变器输出电流iabc的dq轴分量，idref、iqref表示电压环协同控制器生成的电流内环的参考值；
藉由式(11)所示的电压环协同控制器实现式(6)所定义的电压跟踪误差按照所设计的流行ψvd＝0，ψvq＝0渐近收敛，基于所设计的电压环协同控制器，实现对基于功率前馈的VSG控制生成的参考电压E的快速准确跟踪；
52)设计电流环协同控制器：
定义电流跟踪误差eid、eiq，且有：
式中，id、iq为基于功率前馈的VSG协同控制的储能并网逆变器输出电流iabc的dq轴分量；idref、iqref为电压环协同控制器生成的电流参考值在dq轴的分量；
电流环协同控制的宏变量设计，采用比例积分型宏变量设计，且有：
其中，ψid、ψiq为电流环协同控制设计的dq轴宏变量；μ1、μ2为电流环协同控制器参数；∫表示积分符号；
为了实现对于电压环协同控制器生成的电流参考值在dq轴的分量的快速准确跟踪，采用式(14)的动态演化方程，且有：
将式(13)带入到式(14)，则有：
式中，Ti为电流环协同控制的时间参数，且Ti>0；表示电流跟踪误差eid、eiq的微分；
基于功率前馈的VSG协同控制的储能并网逆变器侧LC滤波电感上的电压动态方程，表示为：
将式(15)带入式(16)，则有：
式中，Ls为储能并网逆变器侧滤波电感，Rs为储能并网逆变器侧线路电阻；id、iq为基于功率前馈的VSG协同控制的储能并网逆变器输出电流iabc的dq轴分量，udref、uqref表示电流环协同控制器生成的调制电压参考值；ω表示VSG转子角速度；微分符号，∫为积分符号；
藉由式(17)所示的电流环协同控制器，实现所定义的电流跟踪误差按照所设计的流形ψid＝0，ψiq＝0渐近收敛，从而实现对电压环协同控制器生成的电流参考值的快速准确跟踪。
6.根据权利要求1所述的一种基于功率前馈的储能VSG协同控制方法，其特征在于，所述功率前馈因子的设计包括以下步骤：
61)设置功率前馈因子λ变化范围：为了获得快速的功率响应速度，根据步骤13)的基于功率前馈的储能并网逆变器的VSG控制方程得知，其输出有功功率和给定有功功率之间的传递函数G(s)为：
由上式得，基于功率前馈的VSG协同控制的储能并网逆变器功率环闭环传递函数的零极点实部比值为：
式中，Si表示G(s)的极点，Zi表示G(s)的零点；Re(Si)表示取G(s)极点实部，Re(Zi)表示取G(s)零点实部，λ为功率前馈调整因子，D为阻尼系数，kω为调频系数；
由于阻尼系数D设计为较小值的原则，因此Re(Si)/Re(Zi)≈λ，为了获得快速功率跟随特性，设置功率前馈因子的变化范围为3≤λ≤5；考虑到当λ＝0时，基于功率前馈的VSG协同控制等效为传统的VSG控制，因此，将功率前馈因子λ变化范围设置为0～5；
62)设置短路比SCR来判断弱电网的特性：
设置短路比SCR，其计算公式为：
式中，Sac为电网短路容量，SN为储能并网逆变器的额定容量，UN为电网电压额定电压，Z为电网和线路总的等效阻抗，SN和UN均为常值，因此短路比SCR仅仅与等效阻抗相关；将该值大于20的电网定义为强电网，将SCR值小于6～10的电网定义为弱电网；
选择最佳阻尼比作为功率前馈调整因子自适应调整的分界线，将SCR与功率前馈调整因子的取值λ建立关联关系，随着弱电网特性的变化，自适应调整λ值，且有：
式中：λmax、λmin分别为预先确定范围内的最大值和最小值，为了避免功率前馈的VSG协同控制退化为传统的VSG控制，设置λmin＝0.5。
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|---|---|---|---|---|
| CN117856338A (zh) * | 2024-03-06 | 2024-04-09 | 新华三技术有限公司 | 一种控制方法、装置及控制设备 |
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2023
- 2023-06-09 CN CN202310687057.2A patent/CN116683544A/zh active Pending
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