本发明属于柔性输电
技术领域：
，特别涉及一种用于低压柔性配网供电系统的离网转并网相角控制方法。
背景技术：
：柔性直流输电由于其特有的技术优势，将其引入用电密集的城市电网，利用它的快速可控性的特点，解决城市供电中存在的供电困难，成本高以及潮流难以控制等问题，在城市配电中也有着广阔的应用前景，首先柔性直流输电输送的有功功率可快速灵活的控制，对配电网不同线路之间的潮流进行有效可行的调配；其次，柔性直流输电能动态补偿交流母线的无功功率，有利于电力电子接口的分布式电源并网接入，再次，柔性直流输电可以实现不同配电线路的合环运行，提高供电可靠性。储能系统，是电力生产过程中“采-发-输-配-用-储”六大环节中的一个重要组成部分，可以有效地进行削峰平谷，平滑负荷，促进可再生能源的应用；可以调峰调频，提高电力系统运行稳定性；可以更有效的利用电力设备，降低供电成本。储能系统对智能电网的建设具有重要的支撑作用。随着分布式电源渗透率的不断提高，非线性、冲击性负载的大量接入，以及负荷峰谷差的持续增大，给配电网带来了双向潮流难以控制，电压波动大，谐波污染严重，调峰困难等诸多问题，储能系统能使配电网具备一定“柔性”，结合电力电子的控制技术，能够快速灵活的进行功率调节。在城市配网应用中储能系统能够充分发挥削峰平谷，平滑负荷，促进可再生能源接入，应急供电等功能，同时可提高整个配电系统供电可靠性。典型的城市社区配电网络图如图3所示，传统的配网一般是闭环设计，开环运行，正常情况下变压器带各自低压母线的负荷，母联开关分开。只有在某路进线失电或主变故障时，母联才会通过备自投自动合上。传统配电网络存在以下几个问题：1)某段负荷较轻的母线(例如工作日的白天)对应的主变工作在轻载或空载状态，效率较低；2)当两段低压母线的总负荷超过单台主变容量时，此时由于某路进线失电或主变故障导致母联开关合上，极易造成单台主变过载甚至过流跳闸，造成故障扩大；3)随着城市电动汽车数量的增加，新增较多的充电桩或充电机，功率都在50kw以上，充电桩或充电机等短时大功率冲击性负载的投入易造成配变过载。4)随着分布式能源的发展，社区建筑或别墅屋顶光伏的接入会给配网的既有容量和配网的电能质量带来新的挑战。技术实现要素：为解决以上存在的问题，本发明应用在现有城市社区的配电网中，在不增加配变容量的条件下，通过对现有配电室的改造，增加柔直和储能设备，通过柔性直流实现多电源之间的相互支援，形成多电源的合环运行，同时在直流母线上配置一定容量的储能，提升配电系统的供电容量和供电可靠性，后期接入的分布式光伏可以在直流母线直接并网，实现光伏储能互补的光储混联系统，并提出该系统的离网转并网相角控制方法。本发明具体为一种用于低压柔性配网供电系统的离网转并网相角控制方法，所述低压柔性配网供电系统包括4台配电变压器t1～t4，变压器t1具有高压侧开关s1和低压侧开关cb1，变压器t2具有高压侧开关s2和低压侧开关cb2，变压器t3具有高压侧开关s3和低压侧开关cb3，变压器t4具有高压侧开关s4和低压侧开关cb4；所述系统还包括4段400v低压交流母线，交流母线1通过低压侧开关cb1连接到变压器t1，交流母线2通过低压侧开关cb2连接到变压器t2，交流母线3通过低压侧开关cb3连接到变压器t3，交流母线4通过低压侧开关cb4连接到变压器t4，每段交流母线均连接有交流负荷；4段400v低压交流母线通过母联开关连接，母联开关cf1连接在交流母线1和交流母线2之间，母联开关cf2连接在交流母线2和交流母线3之间，母联开关cf3连接在交流母线3和交流母线4之间；所述系统还包括4台柔直换流器；柔直换流器c1一端连接到交流母线1，另一端连接到直流母线；柔直换流器c2一端连接到交流母线2，另一端连接到直流母线；柔直换流器c3一端连接到交流母线3，另一端连接到直流母线；柔直换流器c4一端连接到交流母线4，另一端连接到直流母线；所述系统还包括储能换流器c5和光伏变换器c6；储能换流器c5一端连接到直流母线，另一端连接到储能电池；光伏变换器c6一端连接到直流母线，另一端连接到光伏发电模块；所述系统的运行工况存在以下四种模式：单路进线模式，当负荷长期低于1台配变功率时，此时为单路电源进线模式，定义为m1模式，针对配变高压侧投入情况来区分子模式，s1投入时称为m11模式，此时s1、cb1合位，t1运行，t2、t3、t4停运，cf1、cf2、cf3均合位；双路进线模式，当负荷长期高于1台但低于2台配变功率时，此时采用双路电源进线模式，定义为m2模式，按配变高压侧带电情况区分，s1、s3带电时定义为m21模式，此时s1、cb1、s3、cb3均合位，t2和t4停运，母联cf1、cf3合位，换流器c1和c3正常运行，换流器c2和c4处于待机状态；三路进线模式，当负荷长期高于2台但低于3台配变功率时，此时采用三路电源进线模式，定义为m3模式，按配变高压侧带电情况区分，s1s2s3带电时定义为m31模式，此时s1、cb1、s2、cb3、s3、cb3均合位，t4停运，母联cf3合位；四路进线模式，当负荷长期高于3台配变功率时，此时采用四路电源进线模式，定义为m4模式，该模式下，4台配变全部投入，母联开关cf1-cf3均在分位，c1-c4均在运行状态；所述离网转并网相角控制方法针对不同运行模式下变流器从离网运行转入并网运行的工况，采用同步旋转坐标变换的无锁相环相角控制技术，在离网状态下电网三相电压在逆变器同步旋转坐标系下进行坐标变换，得到其q轴电压分量，经角频率调节器得到角频率偏移量，叠加到离网模式的角频率生成环节，从而调节逆变器的相角，使其快速实现与电网相角同步，经同期判断确定是否同期成功，达到无冲击并网。所述离网转并网相角控制方法具体包括如下步骤：步骤(1)、离网状态下，电网侧三相电压uga、ugb、ugc经坐标变换后，得到其在逆变器同步旋转坐标系下的d、q轴分量ugd、ugq；步骤(2)、ugq经角频率调节器得到相角调节的角频率偏移量δω；步骤(3)、δω叠加到离网运行模式的角频率生成环节；步骤(4)、通过“模式选择”生成逆变器角频率，再经过积分环节得到逆变器相角；步骤(5)、ugd、ugq通过“同期判断”得到同期出口允许并网信号；步骤(6)、并网状态下，δω强制为0，并按“模式选择”生成并网运行模式的逆变器角频率，进而经积分得到逆变器相角。所述步骤(1)中电网侧电压uga、ugb、ugc通过传感器采样获得，电网侧电压经clark变换后，利用逆变器输出相角θinv进行park变换，从而得到其在逆变器同步旋转坐标系下的ugd、ugq。所述步骤(2)中角频率调节器为pi调节器或pid调节器。所述步骤(4)中离网运行模式至少包括电压频率vf模式和虚拟同步机vsg模式，“模式选择”在离网、并网时分别选择对应模式生成的角频率：离网时选择电压频率vf模式或虚拟同步机vsg模式，并网时选择虚拟同步机vsg模式或有功无功控制pq模式。所述步骤(5)中“同期判断”为判断电网电压d、q轴分量ugd、ugq与逆变电压相应uid、uiq间的误差：若超过“同期限值”则不允许同期出口，若小于限值则经过设定的“同期延时”后允许同期出口。本控制方法无需对电网电压锁相，在vf模式和vsg模式下甚至整个控制系统完全无需锁相环，避免了相角控制中复杂的锁相运算及其带来的延时、参数适用性等不确定性影响，降低控制器的负载率，提高控制效率。附图说明图1为本发明变流器离网转并网相角控制方法示意图；图2为本发明低压柔性配网供电系统的结构示意图；图3为典型城市社区配电系统结构示意图；图4为本发明低压柔性配网供电系统工作于单路进线模式的示意图；图5为本发明低压柔性配网供电系统工作于双路进线模式的示意图；图6为本发明低压柔性配网供电系统工作于三路进线模式的示意图。具体实施方式下面结合附图对本发明一种用于低压柔性配网供电系统的离网转并网相角控制方法的具体实施方式做详细阐述。以徐州星湖湾小区传统的配网供电系统为基础，进行改造设计如下。1、母联开关设计4台配电变压器(配变)定义为t1～t4，配变高压侧开关分别定义为s1～s4，配变低压侧开关定义为cb1～cb4；4段400v低压交流母线通过母联开关联接；改造设计之前，星湖湾小区配电房的供电系统结构图如图3所示。在小区负荷低时，为了能够实现一台配变带四段母线运行，需要在交流母线2和交流母线3之间加入一台母联开关，母联开关顺次定义为cf1～cf3，如图2所示。2、分布式光伏系统设计本供电系统中分布式光伏采用直流接入方案，光伏组串通过光伏dc/dc换流器实现多路mppt，升压接入直流母线。本系统中考虑城市配网中小区屋顶普遍存在的光照遮挡、倾角不一致、组件数量不匹配等实际情况，换流器选用多路独立mppt跟踪、单机容量小、配置灵活的组串式换流器。换流器单机40kw，3路独立mppt，采用非隔离boost拓扑。3、储能系统设计储能系统由：储能设备、储能换流器、能量管理系统组成。配网中储能设备宜采用配置灵活、应用成熟的电池储能方案。电池输出的直流电经储能双向换流器变换成交流电并入电网。本混联系统中储能采用直流接入方案，储能电池通过储能dc/dc双向换流器，接入直流母线，实现储能电池的充、放电控制。本系统中小区重要负荷不大于300kw，考虑电网故障后光储系统孤岛运行1小时，以及光伏发电余电存储的需求，综合选定储能电池容量为300kw/340kwh。储能dc/dc换流器功率300kw，输入侧与电池电压匹配，输出侧与直线母线电压相匹配，采用非隔离buck/boost拓扑。削峰填谷运行时，本换流器工作在恒功率(constantpower,cp)模式；光储孤岛运行时，本换流器工作在恒直流母线电压(constantvoltage,cv)模式。4、柔直换流器设计本系统通过柔直换流器实现配网多条线路的互联，实现线路之间的功率转供支援，某配电线路故障断开后，可通过柔直换流器带负荷孤岛运行。并利用柔直系统可四象限运行的特性，减少无补补偿设备的投资。同时，与光伏、储能在直流环节实现互联，形成光储与柔直混联系统。为尽量减少换流器输出电压、电流谐波，宜采用多电平结构换流器。由于本系统接入400v低电压配电网，考虑到成本及设备复杂程度，选用三电平换流器可满足应用需求。本系统中4条配电线路的容量均为800kva，考虑功率均衡最大转供负荷约50％(400kw)的需求以及孤岛供电重要负载300kw的需求，设计4台柔直换流器容量分别为500kw，单台最大无功输出能力不小于200kvar。并网状态下，本换流器需要支持恒直流母线电压(cv)模式、恒功率(cp)模式；孤岛状态下，需要支持电压频率(vf)模式、下垂(droop)模式。5、智能协调控制器设计本系统配置智能协调控制器(ccu)，实现混联系统内部重要节点的信号测量以及各单元的启停控制、功率调度、模式设定、载波同步。为实现系统智能协调控制的快速性，采用基于光纤网络的面向通用对象的变电站事件(goose)快速通讯机制，实现信号高速的收发，系统通讯延时小于1ms。ccu采用高可性的嵌入式装置架构，可灵活扩展dsp、模拟量、开关量信号采集等各种功能类型板卡。ccu监视4路进线的电压、电流信号，以及系统各主要开关位置状态，同时可控制进线开关、母联开关分/合闸。ccu与各换流器实时通讯，获取各换流器运行状态，并控制各换流器启停、运行模式、运行功率。6、直流电压设计常用的低压直流系统标准针对的对象为电压等级1000v以下系统，为了以最少的变换环节实现与配电400v交流电网的连接，需要对直流电压下限进行设计。由于直流电压利用率的限制，为满足换流器spwm调制比为1时的最低电压需求(为抑制换流器间零序环流，不叠加零序电压)，考虑线路压降、元件压降、igbt死区等因素的影响，进一步考虑400v配电系统允许±10％波动，在极端情况+10％波动时，最低直流母线电压的要求：因此，直流电压的设计范围为718～1000v。由于直流电压同时还影响到换流器的运行损耗(电压越高igbt开关损耗越大)以及系统的绝缘设计(电压越高绝缘要求越高)，综合考虑以上各因素，本方案设计直流母线电压为720v。光伏dc/dc储能dc/dc柔直换流器功率/kw40300500输入电压/v300～720(dc)420～600(dc)720(dc)输出电压/v720(dc)720(dc)400(ac)拓扑结构boostbuck/boost三电平工作模式mpptcp/cvcp/cv/vf/droop本系统中换流器功率方向定义，以直流母线为基准，规定流入直流母线功率为正。4台柔直换流器定义为c1-c4，储能换流器定义为c5，光伏变换器定义为c6。结合上述系统设计方案，当实际投入的配变数量不同时，系统的运行工况存在以下几种模式1)单路进线模式当负荷长期低于1台配变功率时，此时为单路电源进线模式，此处定义为m1模式，针对配变高压侧投入情况来区分子模式，如：s1投入，称为m11模式，依次类推有m11、m12、m13、m14共四种模式。下面以m11模式说明单路电源进线的控制策略。m11模式：s1、cb1合位，t1运行，t2、t3、t4停运，cf1、cf2、cf3均合位。如图4所示。ccu通过母联、配变低压侧开关位置、交流母线电压来判断系统处于哪种模式。m1模式下只需要单台dc/ac换流器运行，4台换流器任一台均可参与，ccu根据换流器状态进行指定其中一台工作，默认投入电源进线同一母线的换流器，例如m11模式，默认投入c1。未运行的换流器处于待机闭锁状态，光伏换流器c6始终运行在mppt工作方式。2)双路进线模式当负荷长期高于1台但低于2台配变功率时，此时采用双路电源进线模式，此处定义为m2模式，针对不同的进线投入来区分，正常运行工况，只考虑cf2在分位的进线组合，按配变高压侧带电情况分为s1s3带电、s1s4带电、s2s3带电、s2s4带电，分别定义为m21-m24。以m21模式为例介绍如下：m21模式：s1、cb1、s3、cb3均合位，t2和t4停运，母联cf1、cf3合位，如图5所示。m21模式，为实现无功控制功能换流器c1和c3需要正常运行，换流器c2和c4处于待机状态。通过ccu指定c1工作在cv，c3工作在pq控制方式。该模式下相对于单路进线模式：增加分区功率转供功能，当配变t1或t3功率超过限制时，可通过c3有功率调节进行功率支援。一条进线停电时，可通过另一进线和光储系统一同作为电源，经柔直孤岛vf模式，继续给负荷供电。3)三路进线模式当负荷长期高于2台但低于3台配变功率时，此时采用三路电源进线模式，此处定义为m3模式。按配变高压侧带电情况分为s1s2s3带电，s1s2s4带电，s1s3s4带电，s2s3s4带电四种模式，分别定义为m31，m32，m33，m34模式以m31模式为例介绍如下：m31模式：s1、cb1、s2、cb3、s3、cb3均合位，t4停运，母联cf3合位，如图6所示。4)四路进线模式当负荷长期高于3台配变功率时，此时采用四路电源进线模式，此处定义为m4模式。该模式下，4台配变全部投入，母联开关cf1-cf3均在分位，c1-c4均在运行状态，如图2所示。根据以上系统设计，改造后的配网供电系统利用柔性直流输电技术形成交直流混合配电系统，充分利用柔性变流器的双向可控功能，主动化控制功率的合理流动，形成多电源间的相互支援；在直流母线上配备一定容量的储能和光伏，实现清洁能源的就地消纳，同时储能系统可以灵活充放电，主动化的实现对供电系统的功率支撑和电池的充电控制；改造后的供电系统实现柔性合环运行，智能协调控制器实时监视系统的运行状态，当某供电电源或设备等发生故障时，智能化协调控制系统运行模式变化，保证供电可靠性。本系统根据负荷大小不同，出现不同的运行模式及此模式下的故障工况(母联开关故障、进线故障，pcs故障)，这就导致系统存在不同的运行工况。根据不同工况的特点，智能协调控制器通过开关控制和pcs的运行模式切换等命令，协调整个系统稳定运行，保证不同工况下供电的可靠性。以下从m11、m21、m31、m4这四种典型模式介绍本系统的协调控制方法。m11模式1.母联开关cf1故障母线ii、iii均失电，ccu确认cf1、cb2、cb3、cb4在分位，启动c2、c3、c4任一台变流器，给c2、c3、c4对应的母线负荷同时供电，并工作在vf控制方式。故障恢复处理：待cf1故障恢复，判断cf1两侧电压，ccu完成同期功能，满足条件后合cf1。2.母联开关cf2故障母线iii、iv失电，ccu确认cf2、cb3、cb4在分位，启动c3、c4任一台变流器，给c3、c4对应的母线负荷同时供电，工作在vf控制方式。故障恢复处理：待cf2故障恢复，判断cf2两侧电压，ccu完成同期功能，满足条件后合cf2。3.母联开关cf3故障母线iv失电，ccu确认cf3、cb4在分位，启动c4变流器，给c4对应的母线负荷供电，c4工作在vf控制方式。故障恢复处理：待cf3故障恢复，判断cf3两侧电压，ccu完成同期功能，满足条件后合cf3。4.s1电源进线失电此时先切断cb1开关，判断失电前的负荷是否小于300kw(储能系统的最大功率)，若大于300kw，则变流器c1闭锁；若小于300kw，则系统切换至离网状态：c5切换为dc控制方式，c1切换为在vf方式，电池功率为300kw。故障恢复处理：待进线电源恢复故障，cb1上口电压恢复，c1调整并恢复与电网同期，满足条件后合cb1，cb1合上后，c1切换为dc控制模式，c5切换为功率控制模式。5.c1故障由于c1控制dc母线电压，c1故障需要另外的c2、c3、c4中的任一台变流器切换模式为dc控制。6.c5故障储能变流器退出运行，为确保供电可靠性和连续性，需要尽快提示检修或切换到两路电源进线工作模式。7.c6故障光伏系统退出，对整体控制无影响。其中，其他三种运行工况m12、m13、m14的控制方式和m11类似，不做赘述。m21模式1.母联开关cf1故障母线ii失电，确认cf1、cb2在分位，启动c2，c2工作在vf工作模式；故障恢复处理：待cf1故障恢复，合cf1，判断cf1两侧电压，ccu完成同期功能，满足条件后合cf1。2.母联开关cf3故障母线iv失电，确认cf3、cb4在分位，启动c4，c4工作在vf工作模式；故障恢复处理：待cf3故障恢复，合cf3，判断cf3两侧电压，ccu完成同期功能，满足条件后合cf3。3.s1进线故障c3切换为dc控制方式，ccu断开cb1开关，确认cb1、cb2在分位，c1切换为的vf控制方式，由于丢失一路供电电源，系统最大供电能力为800+300＝1100kw，储能系统功率控制目标是将电源s3的功率限制在800kw以下。故障恢复处理：待s1故障恢复，cb1上口电压恢复，c1调整并恢复与电网同期，满足条件后合cb1，cb1合上后，c1切换为pq控制模式。4.s3进线故障ccu断开cb3开关，确认cb3、cb4在分位，c3由pq控制方式切换到vf控制方式，由于丢失一路供电电源，系统最大供电能力为800+300＝1100kw，储能系统功率控制目标是将电源s1的功率限制在800kw以下。故障恢复处理：待s3恢复故障，cb3上口电压恢复，c3调整并恢复与电网同期，满足条件后合cb3，cb3合上后，c1切换为pq控制模式。5.c1故障c3切换为dc控制方式，启动c2并工作在pq方式。6.c3故障启动c4，并工作在pq控制方式。7.c2、c4故障不影响系统运行8.c5故障储能变流器退出运行，为确保可靠性，需要尽快提示检修或切换到两路电源进线工作模式。9.c6故障光伏系统退出，对整体控制无影响。其中，其他三种运行工况m22、m23、m24的控制方式和m21类似，不做赘述。m31模式1.母联cf3故障ccu确认cf3及cb4在分位，启动c4，工作在vf控制方式；故障恢复处理：待cf3恢复故障，判断cf3两侧电压，ccu完成同期功能，满足条件后合cf3。2.s3进线故障ccu确认cb3、cf2、cb4在分位，c3切换为vf控制方式，c2工作在pq控制方式，c2的控制目标与正常运行工况相同。此时若ps1+ps2>1600kw，储能系统紧急功率支撑。故障恢复处理：待s3恢复故障，合cb3给母线带电，合cb3时由c3进行同期。3.s2进线故障ccu确认cb2、cf2、cf1在分位，c2切换为vf控制方式，c3工作在pq控制方式，c3的控制目标变为分别限制s1和s3的功率在800kw以下。此时若ps1+ps3>1600kw，储能系统紧急功率支撑。故障恢复处理：待s3恢复故障，合cb2给母线带电，合cb2时由c2进行同期。4.s1进线故障ccu确认cb1、cf1在分位，c1由dc控制方式切换vf控制方式，c2切换为dc控制方式，c3工作在pq控制方式，c3控制目标变为分别限制s2和s3的功率在800kw以下。此时若ps2+ps3>1600kw，储能系统紧急功率支撑。故障恢复处理：待s1恢复故障，合cb1给母线带电，合cb1时由c1进行同期。5.c1故障c2切换为dc控制方式，c3的控制目标变为分别限制s2和s3的功率在800kw以下。此时若ps2+ps3>1600kw，储能系统紧急功率支撑。6.c2故障c1依旧运行在dc控制方式，c3的控制目标变为分别限制s1和s3的功率在800kw以下。此时若ps1+ps3>1600kw，储能系统紧急功率支撑。7.c3故障c1依旧运行在dc控制方式，启动c4，控制方式和正常运行相同8.c4故障系统运行无影响9.c5故障储能变流器退出运行，为确保可靠性，需要尽快提示检修或切换到两路电源进线工作模式。10.c6故障光伏系统退出，对整体控制无影响。其中，其他三种运行工况m32、m33、m34的控制方式和m31类似，不做赘述。m4模式1.s1进线故障ccu确认cb1及cf1在分位，c1切换为vf控制方式，c2切换为dc控制方式，c3控制目标限制s2，s3功率分别在800kw以下，c4控制目标限制s2+s3功率小于1600kw，s4功率小于800kw。此时c5控制目标限值s2+s3+s4功率小于2400kw。故障恢复处理：恢复进线s1供电，合cb1给母线带电，合cb1时由c1进行同期。2.s2进线故障ccu确认cb2及cf1在分位，c2切换为v-f控制方式，c3的控制目标限制s1，s3功率分别在800kw以下，c4控制目标限制s1+s3功率小于1600kw，s4功率小于800kw。此时c5控制目标限值s1+s3+s4功率小于2400kw。故障恢复处理：恢复进线s2供电，合cb2给母线带电，合cb2时由c2进行同期。3.s3进线故障ccu确认cb3、cf2、cf3在分位，c3切换为v-f控制方式，c2的控制目标限制s1，s2功率分别在800kw以下，c4控制目标限制s1+s2功率小于1600kw，s4功率小于800kw。此时c5控制目标限值s1+s2+s4功率小于2400kw。故障恢复处理：恢复进线s3供电，合cb3给母线带电，合cb3时由c3进行同期。4.s4进线故障ccu确认cb4及cf3在分位，c4切换为v-f控制方式，c2的控制目标限制s1，s2功率分别在800kw以下，c3控制目标限制s1+s2功率小于1600kw，s3功率小于800kw。此时c5控制目标限值s1+s2+s3功率小于2400kw。故障恢复处理：恢复进线s4供电，合cb4给母线带电，合cb4时由c4进行同期。5.c1故障c2切换为dc控制方式，c3控制目标限制s2，s3功率分别在800kw以下，c4控制目标限制s2+s3功率小于1600kw，s4功率小于800kw。此时c5控制目标限值s2+s3+s4功率小于2400kw。6.c2故障c3控制目标限制s1，s3功率分别在800kw以下，c4控制目标限制s1+s3功率小于1600kw，s4功率小于800kw。此时c5控制目标限值s1+s3+s4功率小于2400kw。7.c3故障c2控制目标限制s1，s2功率分别在800kw以下，c4控制目标限制s1+s2功率小于1600kw，s4功率小于800kw。此时c5控制目标限值s1+s2+s4功率小于2400kw。8.c4故障c2控制目标限制s1，s2功率分别在800kw以下，c3控制目标限制s1+s2功率小于1600kw，s3功率小于800kw。此时c5控制目标限值s1+s2+s3功率小于2400kw。9.c5故障储能变流器退出运行，为确保可靠性，需要尽快提示检修或切换到两路电源进线工作模式。10.c6故障光伏系统退出，对整体控制无影响。在上述不同运行工况的控制过程中，多次出现变流器从离网运行转入并网运行的工况。变流器在离网模式下以电压源方式运行，其输出电压幅值、频率为控制系统自动生成，因此其输出电压幅值、频率、相角可能与外部电网存在误差，如果在误差比较大的情况下直接转换到并网运行，可能会引起瞬时功率、电流冲击，甚至过流保护跳闸。因此在离网转并网时需要对逆变器的相角进行控制，使之与外部电网同步，待同期成功后再转换到并网运行。常规的方案是对电网电压的幅值、频率、相角进行检测，逆变器逐步调节至与电网电压同步后转入并网。其中频率和相角检测需要用到复杂的锁相运算，不但增加控制器的负载率，而且锁相算法存在延时、参数匹配、系统扰动等多种不利影响因素。本控制方法采样同步旋转坐标变换的无锁相环相角控制技术，在离网状态下电网三相电压在逆变器同步旋转坐标系下进行坐标变换，得到其q轴电压分量，经角频率调节器得到角频率偏移量，叠加到离网模式的角频率生成环节，从而调节逆变器的相角，使其快速实现与电网相角同步，经同期判断确定是否同期成功，达到无冲击并网。本控制方法无需对电网电压锁相，在vf模式和vsg模式下甚至整个控制系统完全无需锁相环，避免了相角控制中复杂的锁相运算及其带来的延时、参数适用性等不确定性影响，降低控制器的负载率，提高控制效率。控制方法如图1所示，具体包括以下步骤：离网状态下，电网侧三相电压uga,gb,gc经坐标变换后，得到其在逆变器同步旋转坐标系下的d、q轴分量ugd,gq；ugq经“角频率调节器”得到相角调节的角频率偏移量δω；δω叠加到离网运行模式的角频率生成环节；通过“模式选择”生成逆变器角频率，再经过积分环节得到逆变器相角；ugd,gq通过“同期判断”得到同期出口允许并网信号；并网状态下，δω强制为0，并按“模式选择”生成并网运行模式的逆变器角频率，进而经积分得到逆变器相角。其中，电网侧电压uga,gb,gc为传感器采样获得，电网侧电压经clark变换后，利用逆变器输出相角θinv进行park变换，从而得到其在逆变器同步旋转坐标系下的ugd,gq；“角频率调节器”为pi调节器或pid调节器；离网运行模式至少包括vf模式和vsg模式；“模式选择”在离网、并网时分别选择对应模式生成的角频率：离网时选择vf或vsg模式，并网时选择vsg或pq模式；“同期判断”为判断电网电压d、q轴分量ugd,gq与逆变电压相应uid,iq间的误差：若超过“同期限值”则不允许同期出口，若小于限值则经过设定的“同期延时”后允许同期出口。最后应该说明的是，结合上述实施例仅说明本发明的技术方案而非对其限制。所属领域的普通技术人员应当理解到，本领域技术人员可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，但这些修改或变更均在申请待批的权利要求保护范围之中。当前第1页12