一种复杂负荷下多机并联储能功率变流器的离网控制方法

1.本发明属于微电网技术领域，具体涉及一种复杂负荷下多机并联储能功率变流器的离网控制方法。


背景技术：

2.随着能源危机与环境污染问题的日益加剧，以及传统大电网脆弱性的不断暴露，世界各国纷纷将目光投向了更加环保、高效、可靠的分布式发电技术。微网作为分布式发电的高级结构形式，是一种将分布式电源、电力电子设备、储能、负荷以及监控保护装置融合而成的小型智能发配电系统，具有更高的供电安全性和可靠性。
3.与传统电网不同，微网中风电、光伏等新能源发电设备受自然环境制约，输出功率具有间歇性和随机性的特点。随着这类新能源发电设备接入比例的不断提高，系统的运行稳定性及供电可靠性面临很大的挑战。为了维持分布式发电系统孤岛运行时的频率稳定和电压稳定,需要在系统中加入储能装置，通过储能灵活快速的有功功率调节平滑新能源发电功率的波动性和随机性，实现微网运行的稳定与可靠。
4.由于微网内储能变流器数量众多，多台储能变流器之间的协调控制技术对微电网的性能有至关重要的影响。此外，随着微网应用的推广，微网内负荷构成复杂多变，可能存在大量非线性负荷与不平衡负荷，极大提高了多台储能变流器之间协调控制的难度。综上所述，如何实现离网状态下多机并联储能功率变流器带复杂负荷的稳定控制，存在很大困难。


技术实现要素：

5.为了克服现有技术的不足，本发明提出一种复杂负荷下多机并联储能功率变流器(pcs:power conversion system)的离网控制方法，解决微网系统离网状态下的稳定运行问题，具体涉及电压电流多频段分解、虚拟阻抗控制、虚拟同步机控制、下垂控制以及多机协同控制等方面。
6.复杂负荷下的交流离网微电网系统，包括多台储能pcs机组、本地负荷以及同步发电机。所述储能pcs为dc/ac结构；所述本地负荷包含平衡负荷、不平衡负荷与非线性负荷。
7.为了解决上述技术问题本发明提供如下的技术方案：
8.一种复杂负荷下多机并联储能功率变流器的离网控制方法，包括以下步骤：
9.s1：每台储能变流器单独采集各自输出电流、输出电压，并分离出基波正序分量、基波负序分量以及各次谐波分量；
10.s2：每台储能变流器根据各自额定功率与实际物理馈线阻抗，确定虚拟阻抗取值，进而计算基波正序虚拟阻抗压降、基波负序虚拟阻抗压降以及各次谐波虚拟阻抗压降；
11.s3：每台储能变流器计算各自基波正序输出功率，通过虚拟同步机控制和下垂控制，以及频率、电压二次调节，生成交流侧输出电压的频率参考值和幅度参考值；
12.s4：每台储能变流器将电压频率参考值和幅度参考值通过电压电流双环控制，产
生开关管的pwm控制信号，控制储能pcs运行。
13.进一步的，所述步骤s1中，储能变流器输出电流、输出电压的分离包括以下步骤：
14.s1
‑
1：每台储能变流器单独采集各自输出电流、输出电压信号，首先将采集到的三相abc静止坐标系的信号变换到两相αβ静止坐标系，变换表达式如下：
[0015][0016]
其中x
(a)
、x
(b)
、x
(c)
为采集到的三相信号，x
(α)
、x
(β)
为采集信号的αβ分量，t
abc
‑
αβ
为clarke变换矩阵，表达式如下：
[0017][0018]
s1
‑
2：得到的两相αβ静止坐标系信号减去不同序次相应的前馈补偿量，得到不同序次的αβ静止坐标系下的耦合分量，表达式如下：
[0019][0020]
其中h＝6k
±
1，h＝1表示基波正序分量，h＝
‑
1表示基波负序分量，其余表示各次谐波分量，为αβ静止坐标系下h序次的耦合分量，x
ch(α)
、x
ch(β)
为h序次的αβ前馈补偿量；
[0021]
s1
‑
3：αβ静止坐标系下不同序次的耦合分量，通过不同旋转坐标变换，转为不同序次的dq耦合分量，表达式如下：
[0022][0023]
其中h＝6k
±
1，为dq坐标系下h序次的耦合分量，t
αβ
‑
dq
为park变换矩阵，表达式如下：
[0024][0025]
s1
‑
4：不同序次的dq耦合分量经过低通滤波，滤除其他序次分量，得到不同序次的dq滤波分量，表达式如下：
[0026][0027]
其中lpf表示低通滤波，为h序次的dq滤波分量；
[0028]
s1
‑
5：不同序次dq滤波分量通过park逆变换转为不同序次的αβ分量，表达式如下：
[0029][0030]
其中x
h(α)
、x
h(β)
为最终分离得到的h序次静态αβ分量；
[0031]
s1
‑
6：最后，计算不同序次的αβ前馈补偿分量：
[0032][0033]
其中x
ch(α)
、x
ch(β)
为h序次的αβ前馈补偿分量；
[0034]
s1
‑
7：采集储能变流器输出三相电流i
pcs(a)
、i
pcs(b)
、i
pcs(c)
和输出三相电压v
pcs(a)
、v
pcs(b)
、v
pcs(c)
信号，代入公式(1)到(8)，分离出储能变流器输出电流的不同序次分量i
pcs_h(α)
、i
pcs_h(β)
和h序次耦合分量输出电压的不同序次分量v
pcs_h(α)
、v
pcs_h(β)
和h序次耦合分量h＝6k
±
1，h＝1表示基波正序分量，h＝
‑
1表示基波正序分量，其余为各次谐波分量。
[0035]
进一步的，所述步骤s2中，各序虚拟阻抗的实现包括以下过程：
[0036]
s2
‑
1：储能变流器的等效阻抗为实际馈线阻抗和虚拟阻抗的串联，通过调节基波正序、基波负序和各谐波序次上的虚拟阻抗，使变流器等效阻抗与其额定容量成反比，可实现多并联储能变流器各序次静态电流按各自额定容量分配，表达式如下：
[0037][0038]
其中h＝6k
±
1，r
h_i
和l
h_i
为第i台储能变流器在h序次的等效电阻和等效电感，s
pcs_i
为第i台储能变流器的额定容量；
[0039]
s2
‑
2：通过式(9)确定了储能变流器的等效阻抗，物理馈线阻抗已知，则可求出每台储能变流器的虚拟阻抗：
[0040][0041]
其中h＝6k
±
1，r
phy_h_i
和l
phy_h_i
为第i台储能变流器在h序次的实际馈线电阻和馈线电感，r
v_h_i
和l
v_h_i
为第i台储能变流器在h序次的虚拟电阻和虚拟电感；
[0042]
s2
‑
3：每台储能变流器根据各序次虚拟阻抗，计算各序次虚拟阻抗压降，表达式如下：
[0043][0044]
其中，ω
f
是基波频率，h＝6k
±
1，i
pcs_h(α)
、i
pcs_h(β)
为储能变流器h序次的输出电流，
r
v_h
、l
v_h
为储能变流器h序次的虚拟电阻和虚拟电感，v
v_h(α)
、v
v_h(β)
为储能变流器h序次的虚拟阻抗压降。
[0045]
再进一步，所述步骤s3包括以下过程：
[0046]
s3
‑
1：根据储能pcs的输出电流和电压，进行基波正序功率计算，表达式如下：
[0047][0048]
其中，i
pcs_1(α)
、i
pcs_1(β)
为储能变流器输出基波正序电流的αβ分量，v
pcs_1(α)
、v
pcs_1(β)
为储能变流器输出基波正序电压的αβ分量，p、q为储能变流器基波正序有功功率和基波正序无功功率；
[0049]
s3
‑
2：采用虚拟同步机控制，将同步发电机的电磁方程、转子运动方程、调速器特性和调压器特性引入储能变流器的控制，模拟同步机的有功
‑
频率下垂、无功
‑
电压下垂和系统惯性特性；
[0050]
有功
‑
频率控制和无功
‑
电压控制的表达式为：
[0051][0052]
其中：p表示发电机输出的电磁功率或储能变流器基波正序有功功率实时值，p
ref
表示参考功率值，ω
n
表示额定角速度或电网额定电角速度，ω*表示储能变流器输出电角速度参考值，k
p
表示有功
‑
频率下垂系数，d表示阻尼系数，j表示转子转动惯量；k
q
表示无功
‑
电压下垂系数，q
ref
表示无功功率参考值，q表示储能变流器基波正序无功功率实时值，v
n
为额定相电压幅值，v
*
为输出相电压幅值；
[0053]
s3
‑
3：根据虚拟同步发动机的二次控制原理，在有功
‑
频率控制和无功
‑
电压控制中分别增加误差积分的二次补偿环节，使微电网频率和电压能够恢复到额定值：
[0054][0055]
其中，为二次调频i控制器调节系数，为二次调压i控制器调节系数；
[0056]
s3
‑
4：根据ω
*
与v
*
，产生的电压外环参考电压为：
[0057][0058]
其中，为电压外环参考电压的αβ分量，为电压外环参考电压矢量。
[0059]
在所述步骤s4中，电压电流双闭环控制包括以下步骤：
[0060]
s4
‑
1：储能变流器基波正负序电压外环采用pi控制器，谐波电压环采用多环pr控
制器，电流内环采用p控制器。电压外环表达式如下：
[0061][0062]
其中：为电流内环参考电流矢量，为电压外环参考电压矢量，为基波正序虚拟阻抗压降矢量，为基波负序虚拟阻抗压降矢量，(h＝6k
±
1且k≠0)为h序次虚拟阻抗压降矢量，为储能变流器输出电压矢量，为储能变流器基波正序输出电压矢量，为储能变流器基波正序输出电压矢量，为基波负序输出电压矢量，为基波负序输出电压矢量；
[0063]
s4
‑
2：储能pcs电流内环采用p控制器，表达式如下：
[0064][0065]
其中，为储能pcs输出电流矢量，为储能pcs本地电流矢量，k4为电流内环的比例系数，为储能pcs输出电压矢量，为pwm调制的调制波电压矢量；
[0066]
s4
‑
3：将送入调制单元产生开关器件脉冲信号。
[0067]
采用本发明提供的技术方案，与已有的公知技术相比，具有以下显著效果：
[0068]
1、实现了多机并联储能pcs机组带不平衡、非线性复杂负荷的稳定运行，提高了微网系统的负荷适应性。
[0069]
2、融合虚拟同步机与下垂控制技术，实现了多储能pcs与同步电机的混合并联与合理均流，增加了微电网系统的惯性，提高了微电网的组网灵活性和稳定性。
[0070]
3、通过虚拟阻抗控制和多环谐振控制器，实现多储能pcs间不平衡负荷与谐波负荷的合理均流。
附图说明
[0071]
图1是复杂负荷下的交流离网微电网系统结构图。
[0072]
图2是分离各序分量示意图。
[0073]
图3是虚拟同步机控制框图。
[0074]
图4是单台储能pcs控制策略图。
[0075]
图5是储能pcs输出有功功率matlab仿真结果图。
[0076]
图6是储能pcs输出无功功率matlab仿真结果图。
[0077]
图7是储能pcs1输出三相电流matlab仿真结果图。
[0078]
图8是储能pcs2输出三相电流matlab仿真结果图。
[0079]
具体实施方法
[0080]
下面结合附图对本发明做进一步说明。
[0081]
图1示出了本发明采用的复杂负荷下的交流离网微电网系统，包括多台储能pcs机组、本地负荷以及同步发电机。所述储能pcs为dc/ac结构；所述本地负荷包含平衡负荷、不平衡负荷与非线性负荷。图1中，pcs1～pcsn为并联储能pcs机组，i
g(abc)
为储能pcs输出端电流，i
pcs(abc)
为储能pcs输出电流，l1为储能pcs滤波电感，c1为储能pcs滤波电容，r
phy
为等效线路电阻，l
phy
为等效线路电感。
[0082]
参照图2～图8，一种复杂负荷下多机并联储能pcs的离网控制方法，包括以下步骤：
[0083]
s1：每台储能变流器单独采集各自输出电流、输出电压，并分离出基波正序分量、基波负序分量以及各次谐波分量；
[0084]
所述步骤s1中，储能变流器输出电流、输出电压的分离包括以下步骤：
[0085]
s1
‑
1：每台储能变流器单独采集各自输出电流、输出电压信号，首先将采集到的三相abc静止坐标系的信号变换到两相αβ静止坐标系，变换表达式如下：
[0086][0087]
其中x
(a)
、x
(b)
、x
(c)
为采集到的三相信号，x
(α)
、x
(β)
为采集信号的αβ分量，t
abc
‑
αβ
为clarke变换矩阵，表达式如下：
[0088][0089]
s1
‑
2：得到的两相αβ静止坐标系信号减去不同序次相应的前馈补偿量，得到不同序次的αβ静止坐标系下的耦合分量，表达式如下：
[0090][0091]
其中h＝6k
±
1，h＝1表示基波正序分量，h＝
‑
1表示基波负序分量，其余表示各次谐波分量，为αβ静止坐标系下h序次的耦合分量，x
ch(α)
、x
ch(β)
为h序次的αβ前馈补偿量；
[0092]
s1
‑
3：αβ静止坐标系下不同序次的耦合分量，通过不同旋转坐标变换，转为不同序次的dq耦合分量，表达式如下：
[0093][0094]
其中h＝6k
±
1，为dq坐标系下h序次的耦合分量，t
αβ
‑
dq
为park变换矩阵，表达式如下：
[0095][0096]
s1
‑
4：不同序次的dq耦合分量经过低通滤波，滤除其他序次分量，得到不同序次的dq滤波分量，表达式如下：
[0097][0098]
其中lpf表示低通滤波，为h序次的dq滤波分量。
[0099]
s1
‑
5：不同序次dq滤波分量通过park逆变换转为不同序次的αβ分量，表达式如下：
[0100][0101]
其中x
h(α)
、x
h(β)
为最终分离得到的h序次的αβ分量；
[0102]
s1
‑
6：最后，计算不同序次的αβ前馈补偿分量：
[0103][0104]
其中x
ch(α)
、x
ch(β)
为h序次的αβ前馈补偿分量；
[0105]
s1
‑
7：采集储能变流器输出三相电流i
pcs(a)
、i
pcs(b)
、i
pcs(c)
和输出三相电压v
pcs(a)
、v
pcs(b)
、v
pcs(c)
信号，代入公式(1)到(8)，分离出储能变流器输出电流的不同序次分量i
pcs_h(α)
、i
pcs_h(β)
，输出电压的不同序次分量v
pcs_h(α)
、v
pcs_h(β)
，h＝6k
±
1，h＝1表示基波正序分量，h＝
‑
1表示基波正序分量，其余为各次谐波分量；
[0106]
s2：每台储能变流器根据各自额定功率与实际物理馈线阻抗，确定虚拟阻抗取值，进而计算基波正序虚拟阻抗压降、基波负序虚拟阻抗压降以及各次谐波虚拟阻抗压降；
[0107]
所述步骤s2中，各序虚拟阻抗的实现包括以下过程：
[0108]
s2
‑
1：储能变流器的等效阻抗为实际馈线阻抗和虚拟阻抗的串联，通过调节基波正序、基波负序和各谐波序次上的虚拟阻抗，使变流器等效阻抗与其额定容量成反比，可实现多并联储能变流器各序次静态电流按各自额定容量分配，表达式如下：
[0109][0110]
其中h＝6k
±
1，r
h_i
和l
h_i
为第i台储能变流器在h序次的等效电阻和等效电感，s
pcs_i
为第i台储能变流器的额定容量；
[0111]
s2
‑
2：通过式(9)确定了储能变流器的等效阻抗，物理馈线阻抗已知，则求出每台储能变流器的虚拟阻抗：
[0112][0113]
其中h＝6k
±
1，r
phy_h_i
和l
phy_h_i
为第i台储能变流器在h序次的实际馈线电阻和馈线电感，r
v_h_i
和l
v_h_i
为第i台储能变流器在h序次的虚拟电阻和虚拟电感；
[0114]
s2
‑
3：每台储能变流器根据各序次虚拟阻抗，计算各序次虚拟阻抗压降，表达式如下：
[0115][0116]
其中，ω
f
是基波频率，h＝6k
±
1，i
pcs_h(α)
、i
pcs_h(β)
为储能变流器h序次的输出电流，r
v_h
、l
v_h
为储能变流器h序次的虚拟电阻和虚拟电感，v
v_h(α)
、v
v_h(β)
为储能变流器h序次的虚拟阻抗压降；
[0117]
s3：每台储能变流器计算各自基波正序输出功率，通过虚拟同步机控制和下垂控制，以及频率、电压二次调节，生成交流侧输出电压的频率参考值和幅度参考值；
[0118]
所述步骤s3包括以下过程：
[0119]
s3
‑
1：根据储能pcs的输出电流和电压，进行基波正序功率计算，表达式如下：
[0120][0121]
其中，i
pcs_1(α)
、i
pcs_1(β)
为储能变流器输出基波正序电流的αβ分量，v
pcs_1(α)
、v
pcs_1(β)
为储能变流器输出基波正序电压的αβ分量，p、q为储能变流器基波正序有功功率和基波正序无功功率；
[0122]
s3
‑
2：如图3，采用虚拟同步机控制，将同步发电机的电磁方程、转子运动方程、调速器特性和调压器特性引入储能变流器的控制，模拟同步机的有功
‑
频率下垂、无功
‑
电压下垂和系统惯性特性。
[0123]
有功
‑
频率控制和无功
‑
电压控制的表达式为：
[0124][0125]
其中：p表示发电机输出的电磁功率或储能变流器基波正序有功功率实时值，p
ref
表示参考功率值，ω
n
表示额定角速度或电网额定电角速度，ω*表示储能变流器输出电角
速度参考值，k
p
表示有功
‑
频率下垂系数，d表示阻尼系数，j表示转子转动惯量；k
q
表示无功
‑
电压下垂系数，q
ref
表示无功功率参考值，q表示储能变流器基波正序无功功率实时值，v
n
为额定相电压幅值，v
*
为输出相电压幅值；
[0126]
s3
‑
3：根据虚拟同步发动机的二次控制原理，在有功
‑
频率控制和无功
‑
电压控制中分别增加误差积分的二次补偿环节，使微电网频率和电压能够恢复到额定值：
[0127][0128]
其中，为二次调频i控制器调节系数，为二次调压i控制器调节系数；
[0129]
s3
‑
4：根据ω
*
与v
*
，产生的电压外环参考电压为：
[0130][0131]
其中，为电压外环参考电压的αβ分量，为电压外环参考电压矢量；
[0132]
s4：每台储能变流器将电压频率参考值和幅度参考值通过电压电流双环控制，产生开关管的pwm控制信号，控制储能pcs运行。
[0133]
在所述步骤s4中，电压电流双闭环控制包括以下步骤：
[0134]
s4
‑
1：储能变流器基波正负序电压外环采用pi控制器，谐波电压环采用多环pr控制器，电流内环采用p控制器。电压外环表达式如下：
[0135][0136]
其中：为电流内环参考电流矢量，为电压外环参考电压矢量，为基波正序虚拟阻抗压降矢量，为基波负序虚拟阻抗压降矢量，(h＝6k
±
1且k≠0)为h序次虚拟阻抗压降矢量，为储能变流器输出电压矢量，为储能变流器基波正序输出电压矢量，为储能变流器基波正序输出电压矢量，为基波负序输出电压矢量，为基波负序输出电压矢量；
[0137]
s4
‑
2：储能pcs电流内环采用p控制器，表达式如下：
[0138][0139]
其中，为储能pcs输出电流矢量，为储能pcs本地电流矢量，k4为电流内环的比例系数，为储能pcs输出电压矢量，为pwm调制的调制波电压矢量；
[0140]
s4
‑
3：将送入调制单元产生开关器件脉冲信号。
[0141]
为使本领域技术人员更好地理解本发明，为了验证所提出的一种复杂负荷下多机并联储能功率变流器的离网控制方法，基于matlab/simulink仿真软件，搭建了仿真模型，图5到图8展示了离网模式下，突加基波正序、负序和谐波负荷的情况，观察可见并联的双pcs能够完成各类负荷的合理均流，达到了预期效果。
[0142]
尽管上面已经示出和描述了本发明的实施例，可以理解的是，本说明书实施例所述的内容仅仅是对发明构思的实现形式的列举，本发明的保护范围不应当被视为仅限于实施例所陈述的具体形式，本发明的保护范围也包括本领域技术人员根据本发明构思所能够想到的等同技术手段。