CN117353379A - 基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明提出了基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法及系统，涉及变流器控制领域，基于虚拟双机并联技术，计算并网变流器系统的短路比，对虚拟的跟网型变流器和构网型变流器的参考功率进行分配；基于产生的参考功率，生成全变量模型预测控制所需的参考信号；将参考信号输入到全变量模型预测控制中，生成并网变流器的控制信号。本发明采用全变量无偏差模型预测控制，将单机并网变流器虚拟为并联的跟网型变流器和构网型变流器，提高了并网电流质量，实现了单机跟构容量配比的连续调节，在弱电网及孤岛工况下，维持系统电压频率稳定的同时实现新能源发电的最大出力，提高了以电力电子装备为核心的新型电力系统地经济性与可靠性。
Description
技术领域
本发明属于变流器控制领域，尤其涉及基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法及系统。
背景技术
本部分的陈述仅仅是提供了与本发明相关的背景技术信息，不必然构成在先技术。
基于可再生能源的分布式发电系统具有环境友好、能源安全、损耗降低、可靠性高以及投资节省等优点。电力电子变换器是分布式发电系统的重要组成部分，其中并网逆变器用来将直流电能转化为高质量的交流电能并馈入电网。并网逆变器有单相和三相两种，前者主要用于容量较小的户用型发电系统，后者则广泛应用于大规模的可再生能源分布式发电站中。为减少并网电流中富含的开关谐波，并网变流器通常采用L型、LC型、LCL型三种滤波器，实现相同滤波效果的前提下，LCL滤波器中两个电感量之和小于L和LC滤波器中单个电感的电感量，因此其体积更小，成本更低，应用范围逐渐增大。
现有的并网变流器控制方案，主要分为跟网型控制和构网型控制。跟网型变流器一般采用恒功率控制，当并网变流器所连接的系统的频率和参考电压在允许范围内变化时，控制分布式电源输出的有功功率和无功功率。跟网型变流器能够快速跟踪功率最大点，高效发电并网，功率响应快，并网电流质量高；但跟网型变流器在弱电网和孤岛模式下，呈现弱稳定性且无法为系统提供电压和频率支撑。
构网型变流器一般采用恒压恒频控制、下垂控制或虚拟同步发电机控制，通过调节电压频率和幅值分别控制变流器输出有功和无功功率。构网型变流器在弱电网工况下，控制稳定裕度相较于跟网型变流器稳定裕度更大，可以脱离大电网独立组网运行；但构网型变流器在强电网工况下容易发生震荡。
针对跟网型并网变流器和构网型并网变流器的优缺点，在面对电网强度变化时，现有跟构切换方法利用短路比来衡量电网的强度，当电网由强电网变为弱电网时，变流器从跟网型控制切换到构网型控制；当电网由弱电网变为强电网时，变流器从构网型控制切换到跟网型控制，具体的，在保证系统稳定的同时，需要尽可能地使发电机出力，因此一般采用最小构网容量。但在计算出最小构网容量配比后，由于跟构切换策略只能实现整机的切换，导致切换后的构网容量一般高于所需的最低构网容量，难以实现经济最大化；且一部分变流器由于经常改变工作模态，其剩余使用寿命一般小于不常改变工作模态的变流器，增加了运维的成本；因此现有的并网变流器控制方案，弱电网工况下的调控能力不足，而且运维的成本高。
发明内容
为克服上述现有技术的不足，本发明提供了基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法及系统，采用全变量无偏差模型预测控制，将单机并网变流器虚拟为并联的跟网型变流器和构网型变流器，提高了并网电流质量，实现了单机跟构容量配比的连续调节，在弱电网及孤岛工况下，维持系统电压频率稳定的同时实现新能源发电的最大出力，提高了以电力电子装备为核心的新型电力系统地经济性与可靠性。
为实现上述目的，本发明的一个或多个实施例提供了如下技术方案：
本发明第一方面提供了基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法。
基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法，包括：
采用虚拟双机并联技术，将并网变流器系统中的单机变流器虚拟为两台并联的跟网型变流器和构网型变流器；
根据扩展卡尔曼滤波辨识出的电网阻抗，计算并网变流器系统的短路比；
依据短路比，对虚拟的跟网型变流器和构网型变流器的参考功率进行分配，模拟单机跟构容量的配置；
将产生的参考功率分别输入到虚拟的跟网控制器和构网控制器中，结合电网电压全前馈和扩展状态观测器的无偏差补偿策略，生成全变量模型预测控制所需的参考信号；
将参考信号输入到全变量模型预测控制中，生成并网变流器的控制信号。
进一步的，所述扩展卡尔曼滤波辨识出的电网阻抗，具体辨识方法为：
基于从并网变流器系统采样得到的电压电流信息，构建线路阻抗的状态空间模型；
根据状态空间模型，结合扩展卡尔曼滤波递推公式，对线路阻抗值进行实时估计，得到电网阻抗。
进一步的，所述线路阻抗的状态空间模型，用公式表示为：
其中，iL2α(k+1),iL2β(k+1)分别表示第k+1采样时刻网侧滤波电感在αβ坐标系下的电流值，eα(k+1),eβ(k+1)分别表示第k+1采样时刻并网变流器系统在αβ坐标系下的输出电压，vpccα(k+1),vpccβ(k+1)分别表示第k+1采样时刻在αβ坐标系下的电网电压，Rg(k+1)表示第k+1采样时刻估计出的电网电阻值，lg(k+1)表示第k+1采样时刻估计出的电网电感值的倒数；Ts为控制/采样周期；iL2α(k),iL2β(k)分别表示第k采样时刻网侧滤波电感在αβ坐标系下的电流值，eα(k),eβ(k)分别表示第k采样时刻并网变流器系统在αβ坐标系下的输出电压，vpccα(k),vpccβ(k)分别表示第k采样时刻在αβ坐标系下的电网电压，Rg(k)表示第k采样时刻估计出的电网电阻值，lg(k)表示第k采样时刻估计出的电网电感值的倒数。
进一步的，所述并网变流器系统的短路比，计算公式为：
其中，Sac是系统短路容量，Pinv是设备容量，KSCR为并网变流器系统的短路比，Vgn为并网变流器相电压，Zg为电网阻抗。
进一步的，所述电网电压全前馈，是将产生的参考功率分别输入到虚拟的跟网控制器和构网控制器中，得出参考电流和参考电压，通过系统电路参数预测对应未来电流值以及未来滤波电容电压值。
进一步的，所述全变量模型预测控制，是基于测量与估算数据，结合系统模型，预测并网变流器系统在未来多个时刻的状态变化，并按照代价函数最小化原则决断出此刻的最佳操作。
进一步的，还包括以下辅助措施：
在起步阶段变流器工作在全跟网模式；
在全跟网模式下，使虚拟的构网变流器与跟网型变流器进行电压同步；
当跟构容量大幅度变化时，对容量变化进行限制，使得容量缓慢爬升到新的目标配比。
本发明第二方面提供了基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制系统。
基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制系统，包括双机虚拟模块、短路比计算模块、功率分配模块、参考信号生成模块和控制信号生成模块：
双机虚拟模块，被配置为：采用虚拟双机并联技术，将并网变流器系统中的单机变流器虚拟为两台并联的跟网型变流器和构网型变流器；
短路比计算模块，被配置为：根据扩展卡尔曼滤波辨识出的电网阻抗，计算并网变流器系统的短路比；
功率分配模块，被配置为：依据短路比，对虚拟的跟网型变流器和构网型变流器的参考功率进行分配，模拟单机跟构容量的配置；
参考信号生成模块，被配置为：将产生的参考功率分别输入到虚拟的跟网控制器和构网控制器中，结合电网电压全前馈和扩展状态观测器的无偏差补偿策略，生成全变量模型预测控制所需的参考信号；
控制信号生成模块，被配置为：将参考信号输入到全变量模型预测控制中，生成并网变流器的控制信号。
本发明第三方面提供了计算机可读存储介质，其上存储有程序，该程序被处理器执行时实现如本发明第一方面所述的基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法中的步骤。
本发明第四方面提供了电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的程序，所述处理器执行所述程序时实现如本发明第一方面所述的基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法中的步骤。
以上一个或多个技术方案存在以下有益效果：
本发明面向可再生能源发电并网、储能、微电网等系统中的能量传变装备，提出了一种基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法；该方法在全变量无偏差模型预测控制框架下，将单机并网变流器虚拟为并联的跟网型变流器和构网型变流器；通过扩展卡尔曼滤波对电网阻抗进行辨识，实现系统短路比的测量；基于电网强度测量，调节虚拟变流器功率参考，进而实现单机跟构容量配比的连续调节。
本发明无需增加额外硬件电路；采用全变量无偏差模型预测控制，与传统调制方法相比，暂态响应更快,与单变量模型预测控制相比，提高了并网电流质量；实现了单机跟构容量配比的连续调节，在弱电网及孤岛工况下，维持系统电压频率稳定的同时实现新能源发电的最大出力，提高了以电力电子装备为核心的新型电力系统地经济性与可靠性。
本发明附加方面的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，或通过本发明的实践了解到。
附图说明
构成本发明的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。
图1为第一个实施例的方法流程图。
图2为第一个实施例LCL型并网变流器拓扑图。
图3为第一个实施例传统跟网型并网变流器控制框图。
图4为第一个实施例传统构网型并网变流器控制框图。
图5为第一个实施例基于虚拟双机并联的全变量模型预测控制框图。
具体实施方式
应该指出，以下详细说明都是例示性的，旨在对本申请提供进一步的说明。除非另有指明，本发明使用的所有技术和科学术语具有与本申请所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。
大型新能源发电厂中的逆变器通常采用相同型号，以便施工和维护，具有相同的输入输出特性。多个变流器并联构成一个多逆变器系统，多逆变器系统通常在单一电流源模式下运行；但随着电网强度的减弱，并网变流器输出电流极易出现谐振尖峰，逆变器之间、逆变器与电网之间的耦合度逐渐增加；采用传统跟构切换策略，将部分逆变器从跟网型变流器切换到构网型变流器，以应对弱电网工况。
但传统的跟构切换策略，难以实现经济最大化；且一部分变流器由于经常改变工作模态，其剩余使用寿命一般小于不常改变工作模态的变流器，增加了运维的成本；因此现有的并网变流器控制方案，只能实现整机的切换，导致切换后的构网容量一般高于所需的最低构网容量，难以实现经济最大化；且一部分变流器由于经常改变工作模态，其剩余使用寿命一般小于不常改变工作模态的变流器，增加了运维的成本。
为了解决上述问题，本发明在全变量无偏差模型预测控制框架下，将单机并网变流器虚拟为并联的跟网型变流器和构网型变流器；通过扩展卡尔曼滤波对电网阻抗进行辨识，实现系统短路比的测量；基于电网强度测量，调节虚拟变流器功率参考，进而实现单机变流器由单一的跟/构特性到兼具跟构特性。跟构容量配置由离散到连续，保证多逆变器系统始终能够恰好达到最低构网容量，为集群变流器适应弱电网工况提供了新思路；变流器集群中的变流器工作在相似的工作模态下，剩余使用寿命基本保持一致，在一定程度上能够降低运维的成本。
实施例一
本公开的一种实施例中提供了基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法，如图1所示，包括如下步骤：
步骤S1：采用虚拟双机并联技术，将并网变流器系统中的单机变流器虚拟为两台并联的跟网型变流器和构网型变流器；
步骤S2：根据扩展卡尔曼滤波辨识出的电网阻抗，计算并网变流器系统的短路比；
步骤S3：依据短路比，对虚拟的跟网型变流器和构网型变流器的参考功率进行分配，模拟单机跟构容量的配置；
步骤S4：将产生的参考功率分别输入到虚拟的跟网控制器和构网控制器中，结合电网电压全前馈和扩展状态观测器的无偏差补偿策略，生成全变量模型预测控制所需的参考信号；
步骤S5：将参考信号输入到全变量模型预测控制中，生成并网变流器的控制信号。
下面对本实施例基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法的实现过程进行详细说明。
本实施例的核心点是针对并网变流器系统提出了一种基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制，使得变流器能够按照电网强度自适应改变自身跟构容量占比，下面将以LCL型两电平并网变流器为例，分别介绍LCL型并网变流器模型、传统跟网型变流器控制和构网型变流器控制、基于扩展卡尔曼滤波的电网阻抗辨识技术方法以及本实施例提出的基于虚拟双机并联技术的全变量模型预测控制方法。
1.LCL型并网变流器
LCL型两电平并网变流器拓扑如图2所示，该变流系统包括一个三相电压源(vpccx)、变流器滤波电感(L1)、变流器侧等效电阻(R1)、滤波电容(Cf)、滤波电容电阻(Rc)、网侧滤波电感(L2)、网侧等效电阻(R2)、弱电网等效串联电感(Lg)、弱电网等效串联电阻(Rg)、六个绝缘栅双极晶体管IGBT六个反并联二极管以及直流母线电容(C)。Vdc为直流母线电容电压，iL1x、vcx、iL2x、ex和vpccx(/>{a,b,c})分别为滤波电容电压、经滤波器后的输出电流、变流器输出电压以及并网点电压。通过控制IGBT导通状态，两电平变流器可输出两种电平，对应电压值vx分别为Vdc、0。
2.传统跟网型变流器和构网型变流器控制
传统跟网型变流器控制方案主要有恒电流控制、PQ控制，构网型变流器控制方案主要有恒压恒频控制、下垂控制以及虚拟同步发电机控制；下面以PQ控制和下垂控制为例，对跟网型变流器和构网型变流器控制方法分别进行介绍。
跟网型变流器，跟踪指定参考有功功率和无功功率(P*,Q*)，通过功率外环(CP)产生参考电流(i*)，向公共并网点或交流母线输送有功、无功功率，如图3所示；跟网型变流器能够快速跟踪功率最大点，高效发电并网；且功率响应快，并网电流质量高；但跟网型变流器，随电网强度减弱，电流内环参数稳定域减小，在弱电网工况下呈现弱稳定性。
构网型变流器，跟踪指定参考电压和频率(E*,ω*)，向公共并网点或交流母线提供电压和频率支撑，并尽力跟踪有功和无功参考(P*,Q*)，通过功率外环与指定参考电压和频率结合，产生输入到电压向量产生如图4所示；构网型变流器在弱电网工况下，控制稳定裕度更大，可以脱离大电网独立组网运行，即能够工作在孤岛模式下，为孤岛微能源系统提供电压和频率支撑；但构网型变流器，随电网强度的增强，参数稳定域减小，在强电网工况下容易发生震荡。
3.基于扩展卡尔曼滤波器的电网阻抗辨识
由于并网变流器结构复杂，由于使用LCL型滤波器及变流器集群组网运行的结构多变，因此，LCL型并网变流器系统是一个复杂的非线性系统；而一般的卡尔曼滤波能够实现对于线性高斯模型目标状态的最优估计，获取较为精确的观测结果；最小二乘法对于测量噪声和外部扰动的抵抗能力不足；注入谐波法辨识会降低变流器产生的输出电流，因此采用扩展卡尔曼滤波的方法对电网阻抗进行辨识，具体为：
对LCL型并网变流器系统采样获取的电压电流信息，进行Clark变换，在αβ坐标系下，馈线系统动态特性如下：
其中，iL2α,iL2β分别表示网侧滤波电感在αβ坐标系下的电流值，eα,eβ分别表示并网变流器系统在αβ坐标系下的输出电压，vpccα,vpccβ分别表示在αβ坐标系下的电网电压，Rg表示估计出的电网电阻值，lg表估计出的电网电感值的倒数。
假设在采样周期内公共并网点(PCC)电压和变流器输出电压保持不变，则有：
其中，iL2α,iL2β分别表示网侧滤波电感在αβ坐标系下的电流值，eα,eβ分别表示并网变流器系统在αβ坐标系下的输出电压，vpccα,vpccβ分别表示在αβ坐标系下的电网电压，Rg表示估计出的电网电阻值，lg表估计出的电网电感值的倒数。
由于扩展卡尔曼滤波算法需测量LCL型并网变流器系统电压电流等的采样系统具有零阶保持性，因此做如下变换：
其中，Rg表示估计出的电网电阻值，Lg表示估计出的电网电感值，lg表估计出的电网电感值的倒数，Ts为控制/采样周期。
从而得到线路阻抗的状态空间模型，实现对于线路阻抗值的实时估计，状态空间模型用公式表示为：
其中，iL2α(k+1),iL2β(k+1)分别表示第k+1采样时刻网侧滤波电感在αβ坐标系下的电流值，eα(k+1),eβ(k+1)分别表示第k+1采样时刻并网变流器系统在αβ坐标系下的输出电压，vpccα(k+1),vpccβ(k+1)分别表示第k+1采样时刻在αβ坐标系下的电网电压，Rg(k+1)表示第k+1采样时刻估计出的电网电阻值，lg(k+1)表示第k+1采样时刻估计出的电网电感值的倒数；Ts为控制/采样周期；iL2α(k),iL2β(k)分别表示第k采样时刻网侧滤波电感在αβ坐标系下的电流值，eα(k),eβ(k)分别表示第k采样时刻并网变流器系统在αβ坐标系下的输出电压，vpccα(k),vpccβ(k)分别表示第k采样时刻在αβ坐标系下的电网电压，Rg(k)表示第k采样时刻估计出的电网电阻值，lg(k)表示第k采样时刻估计出的电网电感值的倒数。
4.基于虚拟双机并联的全变量模型预测控制
基于虚拟双机并联的全变量模型预测控制总体分为五个步骤：
①单机变流器虚拟为两台并联的跟网型变流器和构网型变流器；
②根据扩展卡尔曼滤波辨识出的电网阻抗，计算变流器系统的短路比从变流器的角度完成对于电网强度的检测；
短路比的具体公式为：
其中，Sac是系统短路容量，Pinv是设备容量，KSCR为并网变流器系统的短路比，Vgn为并网变流器相电压，Zg为电网阻抗。强电网,/>弱电网,/>极弱电网。
③根据短路比对虚拟的跟网型变流器和构网型变流器的参考功率进行分配，进而实现单机跟构容量的配置，具体容量配置方案为：
其中，Sref为参考功率，ωGFL为跟网容量权重系数，ωGFM为构网容量权重系数，为跟网容量，/>为构网容量，KSCR为并网变流器系统的短路比。
④将产生的参考功率分别输入到虚拟的跟网控制器和构网控制器中，结合电网电压全前馈和扩展状态观测器的无偏差补偿策略，产生LCL型并网变流器全变量模型预测控制所需的参考信号，即电流值和滤波电容电压值。
⑤将上步中的参考信号输入到全变量模型预测控制中，从而产生控制并网变流器中开关管开关状态的PWM信号。
整体控制框图如图5所示，其中，Sref为参考功率，θe为变流器输出电压相位，θGFM为下垂控制产生的相位，ωGFL为跟网容量权重系数，ωGFM为构网容量权重系数。
由于本实施例希望变流器能够快速跟踪容量配比变化，而模型预测控制的优势在于其相较于传统调制策略拥有更好的暂态性能；同时考虑单变量模型预测控制对于LCL型高阶并网变流器的控制性能差，因此采用全变量模型预测控制，即基于测量与估算数据，结合系统预测模型，预测系统在未来n个时刻的状态变化，即电流电压的变化，并按照代价函数最小化原则决断出此刻的最佳操作。由虚拟双机并联方法得出参考电流和参考电压/>通过系统电路参数预测对应未来电流值/>以及未来滤波电容电压值vc(k+1)
其中，
为了解决上述数字控制器计算延时带来的问题，通常采用延时补偿策略，即：在k时刻，直接推导k+2时刻的系统预测模型：
控制器遍历8种独立开关状态，计算每一种开关状态对应的代价函数，选择代价函数值最小值对应的开关状态作为输出的开关状态其中，代价函数的公式为：
最小的开关状态作为下一时刻的开关状态。其中Ts为采样周期，λL1为变流器输出电流权重系数，λL2为滤波器输出电流权重系数，λCf为电容电压权重系数。
值得注意的是，为应对构网型控制中产生的相角与逆变器输出相角不同步，以及构网型变流器在容量变化时易出现过电流现象，本实施例采用了下面三个措施：
①平滑启动算法。该算法在启动时，由于辨识电网阻抗需要一定的时间，导致启动时虚拟的跟网型变流器与构网型变流器被分配的参考功率剧烈波动，影响变流器的稳定性。因此，在起步阶段变流器工作在全跟网模式。
②预同步。在启动后，如需进入跟构混合模式，必须要提前使虚拟的跟网型变流器和构网型变流器的输出电压相角和幅值同步，因此在全跟网模式下，需要使虚拟的构网变流器与跟网型变流器进行电压同步。
③缓变算法。由于该算法在大幅度更改跟构容量配比时，尤其在构网容量大幅度增加时，变流器易发生过电流和功率激增的现象。因此，当跟构容量大幅度变化时，对容量变化进行一定的限制，使得容量缓慢爬升到新的目标配比。
与传统的跟构切换策略不同，本实施例在无需额外增设采用或硬件电路条件下，将单机变流器虚拟为并联的两台跟网型变流器和构网型变流器，且能够自适应地跟踪电网强度的变化，对变流器的跟构容量进行分配。实现了单机并网变流器跟构容量配置由离散到连续，保证多逆变器系统始终能够恰好达到最低构网容量，为集群变流器适应弱电网工况提供了新思路；变流器集群中的变流器工作在相似的工作模态下，剩余使用寿命基本保持一致，在一定程度上能够降低运维的成本。该发明亦可推广至任何变流器系统，如风力发电中的背靠背变流器系统、光伏发电中的两级式并网变流器系统等。
实施例二
本公开的一种实施例中提供了基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制系统，包括双机虚拟模块、短路比计算模块、功率分配模块、参考信号生成模块和控制信号生成模块：
双机虚拟模块，被配置为：采用虚拟双机并联技术，将并网变流器系统中的单机变流器虚拟为两台并联的跟网型变流器和构网型变流器；
短路比计算模块，被配置为：根据扩展卡尔曼滤波辨识出的电网阻抗，计算并网变流器系统的短路比；
功率分配模块，被配置为：依据短路比，对虚拟的跟网型变流器和构网型变流器的参考功率进行分配，模拟单机跟构容量的配置；
参考信号生成模块，被配置为：将产生的参考功率分别输入到虚拟的跟网控制器和构网控制器中，结合电网电压全前馈和扩展状态观测器的无偏差补偿策略，生成全变量模型预测控制所需的参考信号；
控制信号生成模块，被配置为：将参考信号输入到全变量模型预测控制中，生成并网变流器的控制信号。
实施例三
本实施例的目的是提供计算机可读存储介质。
计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时实现如本公开实施例一所述的基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法中的步骤。
实施例四
本实施例的目的是提供电子设备。
电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的程序，所述处理器执行所述程序时实现如本公开实施例一所述的基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法中的步骤。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法，其特征在于，包括：
采用虚拟双机并联技术，将并网变流器系统中的单机变流器虚拟为两台并联的跟网型变流器和构网型变流器；
根据扩展卡尔曼滤波辨识出的电网阻抗，计算并网变流器系统的短路比；
依据短路比，对虚拟的跟网型变流器和构网型变流器的参考功率进行分配，模拟单机跟构容量的配置；
将产生的参考功率分别输入到虚拟的跟网控制器和构网控制器中，结合电网电压全前馈和扩展状态观测器的无偏差补偿策略，生成全变量模型预测控制所需的参考信号；
将参考信号输入到全变量模型预测控制中，生成并网变流器的控制信号。
2.如权利要求1所述的基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法，其特征在于，所述扩展卡尔曼滤波辨识出的电网阻抗，具体辨识方法为：
基于从并网变流器系统采样得到的电压电流信息，构建线路阻抗的状态空间模型；
根据状态空间模型，结合扩展卡尔曼滤波递推公式，对线路阻抗值进行实时估计，得到电网阻抗。
3.如权利要求2所述的基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法，其特征在于，所述线路阻抗的状态空间模型，用公式表示为：
其中，iL2α(k+1),iL2β(k+1)分别表示第k+1采样时刻网侧滤波电感在αβ坐标系下的电流值，eα(k+1),eβ(k+1)分别表示第k+1采样时刻并网变流器系统在αβ坐标系下的输出电压，vpccα(k+1),vpccβ(k+1)分别表示第k+1采样时刻在αβ坐标系下的电网电压，Rg(k+1)表示第k+1采样时刻估计出的电网电阻值，lg(k+1)表示第k+1采样时刻估计出的电网电感值的倒数；Ts为控制/采样周期；iL2α(k),iL2β(k)分别表示第k采样时刻网侧滤波电感在αβ坐标系下的电流值，eα(k),eβ(k)分别表示第k采样时刻并网变流器系统在αβ坐标系下的输出电压，vpccα(k),vpccβ(k)分别表示第k采样时刻在αβ坐标系下的电网电压，Rg(k)表示第k采样时刻估计出的电网电阻值，lg(k)表示第k采样时刻估计出的电网电感值的倒数。
4.如权利要求1所述的基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法，其特征在于，所述并网变流器系统的短路比，计算公式为：
其中，Sac是系统短路容量，Pinv是设备容量。KSCR为并网变流器系统的短路比，Vgn为并网变流器相电压，Zg为电网阻抗。
5.如权利要求1所述的基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法，其特征在于，所述电网电压全前馈，是将产生的参考功率分别输入到虚拟的跟网控制器和构网控制器中，得出参考电流和参考电压，通过系统电路参数预测对应未来电流值以及未来滤波电容电压值。
6.如权利要求1所述的基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法，其特征在于，所述全变量模型预测控制，是基于测量与估算数据，结合系统模型，预测并网变流器系统在未来多个时刻的状态变化，并按照代价函数最小化原则决断出此刻的最佳操作。
7.如权利要求1所述的基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法，其特征在于，还包括以下辅助措施：
在起步阶段变流器工作在全跟网模式；
在全跟网模式下，使虚拟的构网变流器与跟网型变流器进行电压同步；
当跟构容量大幅度变化时，对容量变化进行限制，使得容量缓慢爬升到新的目标配比。
8.基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制系统，其特征在于，包括双机虚拟模块、短路比计算模块、功率分配模块、参考信号生成模块和控制信号生成模块：
双机虚拟模块，被配置为：采用虚拟双机并联技术，将并网变流器系统中的单机变流器虚拟为两台并联的跟网型变流器和构网型变流器；
短路比计算模块，被配置为：根据扩展卡尔曼滤波辨识出的电网阻抗，计算并网变流器系统的短路比；
功率分配模块，被配置为：依据短路比，对虚拟的跟网型变流器和构网型变流器的参考功率进行分配，模拟单机跟构容量的配置；
参考信号生成模块，被配置为：将产生的参考功率分别输入到虚拟的跟网控制器和构网控制器中，结合电网电压全前馈和扩展状态观测器的无偏差补偿策略，生成全变量模型预测控制所需的参考信号；
控制信号生成模块，被配置为：将参考信号输入到全变量模型预测控制中，生成并网变流器的控制信号。
9.一种电子设备，其特征是，包括：
存储器，用于非暂时性存储计算机可读指令；以及
处理器，用于运行所述计算机可读指令，
其中，所述计算机可读指令被所述处理器运行时，执行上述权利要求1-7任一项所述的方法。
10.一种存储介质，其特征是，非暂时性地存储计算机可读指令，其中，当所述非暂时性计算机可读指令由计算机执行时，执行权利要求1-7任一项所述方法的指令。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202311570647.3A CN117353379A (zh) | 2023-11-22 | 2023-11-22 | 基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法及系统 |
Applications Claiming Priority (1)
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| CN202311570647.3A CN117353379A (zh) | 2023-11-22 | 2023-11-22 | 基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法及系统 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN117353379A true CN117353379A (zh) | 2024-01-05 |
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| CN202311570647.3A Pending CN117353379A (zh) | 2023-11-22 | 2023-11-22 | 基于虚拟双机并联技术的高阶并网变流器控制方法及系统 |
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|---|---|
| CN (1) | CN117353379A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117833347A (zh) * | 2024-03-06 | 2024-04-05 | 国网江西省电力有限公司电力科学研究院 | 一种构网型变流器柔性控制方法 |
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2023
- 2023-11-22 CN CN202311570647.3A patent/CN117353379A/zh active Pending
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