构网型变流器自适应虚拟电阻故障过电流抑制方法及系统与流程

本技术实施例涉及智能电网，尤其涉及构网型变流器自适应虚拟电阻故障过电流抑制方法及系统。

背景技术：

1、随着新能源并网比例的持续提高，构网型变流器因具备独立电压与频率支撑能力，成为未来高比例新能源电力系统的核心装备与关键技术方向。构网型虚拟同步发电机（vsg）控制可通过模拟同步发电机的转子运动特性与励磁调节机制，实现有功-频率、无功-电压的自主控制，在正常工况下能够为电网提供有效惯量与阻尼支撑，表现出优异的稳定性能。

2、然而，在实际电网运行中，三相对称短路故障频繁发生，此时构网型vsg会产生大幅值的暂态电流冲击，不仅威胁变流器功率器件的安全，还可能导致多机并联系统出现功率分配失衡等问题。特别是在多机集群并网场景下，传统的固定参数虚拟电阻控制策略难以同时满足单机过流防护与多机协同稳定的双重需求，其参数一旦设定便无法根据故障深度自适应调整，易出现过流跳闸甚至系统振荡失稳的严重后果。此外，现有虚拟电阻优化方法大多针对单机系统设计，缺乏有效的多机协同优化机制，无法解决多机调节不一致引发的系统稳定性问题。因此，如何建立一种具备多机协同能力的自适应虚拟电阻控制方法，实现三相对称故障下过电流的协同抑制，成为当前高比例新能源电力系统亟待解决的关键技术难题。

技术实现思路

1、为此，本发明提供构网型变流器自适应虚拟电阻故障过电流抑制方法及系统，用以克服现有技术中虚拟电阻参数固定、缺乏多机协同，导致故障过流抑制与系统稳定性难以兼顾的问题。

2、为实现上述目的，一方面，本发明提供一种构网型变流器自适应虚拟电阻故障过电流抑制方法。包括：

3、步骤s1，基于虚拟同步机控制框架，建立构网型变流器的基础控制模型；

4、步骤s2，在所述基础控制模型基础上，建立电网故障期间的暂态电流解析模型，分析虚拟电阻对故障电流峰值、电流变化率、直流衰减速度及系统阻尼的影响机理；

5、步骤s3，基于所述影响机理，结合低电压穿越要求与变流器过流能力，推导虚拟电阻的自适应上限值与下限值，确定虚拟电阻的安全调控范围；

6、步骤s4，在所述安全调控范围内，构建多场景加权算法，综合考虑系统惯量、线路阻抗及暂态功率需求，计算不同场景下虚拟电阻的最优起始值；

7、步骤s5，以所述最优起始值为起点，构建三层博弈模型，并耦合动态规划算法，形成分布式博弈-动态规划协同优化框架，解算输出虚拟电阻的最优控制值；

8、步骤s6，将所述最优控制值嵌入至变流器的电压电流双环控制中，替换原有的虚拟电阻定值，以更新后的虚拟电阻值参与双环闭环调节计算。

9、进一步地，所述步骤s1中的基础控制模型包含三个并列子模型：

10、步骤s11，通过模拟同步发电机转子运动特性与励磁调节机制，建立转子运动方程，该转子运动方程包含惯性时间系数和阻尼系数；

11、步骤s12，采用下垂方式实现无功电压控制，建立无功电压下垂控制方程，该无功电压下垂控制方程包含下垂系数；

12、步骤s13，将虚拟电阻以串联形式嵌入虚拟同步机输出侧与双环控制之间，建立虚拟电阻核心控制方程，该虚拟电阻核心控制方程中虚拟电阻值为待优化变量。

13、进一步地，所述步骤s2包括：

14、步骤s21，基于所述基础控制模型，针对三相对称短路故障，根据rl电路阶跃响应建立故障电流暂态表达式；

15、步骤s22，根据所述故障电流暂态表达式，结合所述虚拟电阻值，建立故障电流峰值与虚拟电阻的峰值关联计算公式，以及故障初期电流变化率与虚拟电阻的变化率关联计算公式；

16、步骤s23，基于所述峰值关联计算公式和所述变化率关联计算公式，确定增大所述虚拟电阻能够同时减小故障电流峰值和故障初期电流变化率，并加快直流分量衰减速度。

17、进一步地，所述步骤s2还包括：

18、步骤s24，对含虚拟电阻的多机并联系统进行小信号建模，建立单机电磁功率线性化表达式：所述单机电磁功率线性化表达式包含功角同步系数、电压同步系数及邻居机组影响系数；

19、步骤s25，基于所述小信号建模结果，建立单机等效同步系数表达式，所述单机等效同步系数表达式由故障前输出电压幅值、并网点电压幅值、总输出阻抗幅值、故障前功角和总阻抗角确定；

20、步骤s26，基于所述等效同步系数表达式，建立单机无阻尼自然振荡频率表达式和等效阻尼比表达式，确定增大所述虚拟电阻可降低无阻尼自然振荡频率并增大等效阻尼比，以表征虚拟电阻对系统阻尼特性的影响机理。

21、进一步地，所述步骤s3包括：

22、步骤s31，根据低电压穿越要求，建立并网点电压跌落时虚拟同步机需输出的最小无功电流表达式；

23、步骤s32，在dq同步旋转坐标系下，联立所述最小无功电流表达式与所述无功电压下垂控制方程，推导得到虚拟电阻上限表达式；

24、步骤s33，根据变流器过流能力要求，建立故障电流最大值约束条件；

25、步骤s34，将所述峰值关联计算公式代入所述故障电流最大值约束条件，反推得到虚拟电阻下限表达式；

26、步骤s35，综合所述虚拟电阻上限表达式和所述虚拟电阻下限表达式，确定虚拟电阻的安全调控范围。

27、进一步地，所述步骤s4包括：

28、步骤s41，以所述安全调控范围为约束边界，构建多场景加权算法；

29、步骤s42，在所述多场景加权算法下，分别获取系统惯量参数、线路阻抗参数及暂态功率参数作为输入变量；

30、步骤s43，基于所述输入变量，建立虚拟电阻最优起始值计算公式；所述计算公式包含第一权重系数、第二权重系数和第三权重系数，分别对应系统惯量、线路阻抗和暂态功率的权重；

31、步骤s44，根据当前运行场景调整所述第一权重系数、第二权重系数和第三权重系数的取值，代入所述虚拟电阻最优起始值计算公式，得到当前运行场景下虚拟电阻的最优起始值。

32、进一步地，所述步骤s5中构建三层博弈模型包括：

33、步骤s51，以所述最优起始值为初值，建立多机系统状态空间模型，定义单机状态向量；

34、步骤s52，在所述状态空间模型基础上，分别构建合作博弈层、非合作博弈层和主从博弈层；

35、步骤s53，将所述合作博弈层、非合作博弈层和主从博弈层进行耦合，形成三层混合博弈模型。

36、进一步地，所述步骤s5中耦合动态规划算法包括：

37、以所述三层混合博弈模型为框架，为每台虚拟同步机设计局部评价网络和全局评价网络；

38、在所述局部评价网络和全局评价网络中，分别引入暂态能量项和阻抗匹配度项，并定义暂态能量函数和阻抗匹配度函数；

39、与所述局部评价网络、全局评价网络并行设计动作网络，所述动作网络基于本地状态与邻居状态均值输出虚拟电阻调节量；

40、为每台虚拟同步机设计经验回放缓冲区，存储故障期间采集的状态-动作-奖励-下一状态样本，并采用优先经验回放机制根据时序差分误差对样本进行加权采样；

41、利用加权采样后的样本，采用分布式时序差分学习更新所述局部评价网络和全局评价网络的权重，并采用确定性策略梯度法更新所述动作网络的权重；

42、将更新后的动作网络输出的虚拟电阻调节量作为所述最优控制值。

43、进一步地，所述步骤s6包括：

44、将所述最优控制值作为更新后的虚拟电阻值，代入所述虚拟电阻核心控制方程，得到更新后的参考电压；

45、将所述更新后的参考电压注入变流器的电压环控制方程和电流环控制方程，参与双环闭环调节计算。

46、另一方面，本发明提供一种构网型变流器自适应虚拟电阻故障过电流抑制系统。包括：

47、基础建模模块，其用以建立构网型变流器的基础控制模型；

48、机理分析模块，其与所述基础建模模块相连，用以建立电网故障期间的暂态电流解析模型，分析虚拟电阻对故障电流峰值、电流变化率、直流衰减速度及系统阻尼的影响机理，并输出虚拟电阻影响机理分析结果；

49、安全边界确定模块，其分别与所述基础建模模块以及所述机理分析模块相连，用以接受所述影响机理分析结果，结合低电压穿越要求与变流器过流能力，推导虚拟电阻的自适应上限值与下限值，确定虚拟电阻的安全调控范围；

50、最优起始值计算模块，其分别与所述机理分析模块以及所述安全边界确定模块相连，用以接收所述安全调控范围，并获取系统惯量及线路阻抗，通过构建多场景加权算法，以及综合考虑系统惯量、线路阻抗及暂态功率需求，计算不同场景下虚拟电阻的最优起始值；

51、协同优化求解模块，其分别与所述基础建模模块、所述机理分析模块以及所述最优起始值计算模块相连，用以接收所述最优起始值，获取所述基础控制模型中的系统状态参数，获取多机并联系统的耦合特性，以所述最优起始值为起点构建三层博弈模型，并耦合动态规划算法，形成分布式博弈-动态规划协同优化框架，解算输出虚拟电阻的最优控制值；

52、双环嵌入执行模块，其分别与所述协同优化求解模块以及所述基础建模模块相连，用以接收所述最优控制值以及虚拟电阻核心控制方程，将最优控制值替换原有的虚拟电阻定值，代入虚拟电阻核心控制方程得到更新后的参考电压，并将该参考电压注入变流器的电压环控制方程和电流环控制方程，参与双环闭环调节计算。

53、与现有技术相比，本发明的有益效果在于，本发明通过模拟同步发电机转子运动特性建立包含惯性时间系数和阻尼系数的转子运动方程，同时采用下垂控制建立无功电压下垂控制方程，并将虚拟电阻以串联形式嵌入vsg输出侧与电压电流双环控制结构之间，通过引入虚拟电压降等效增大变流器输出阻抗，为后续虚拟电阻的自适应优化与故障过电流抑制提供了统一、准确的基础控制模型。

54、进一步地，本发明通过建立对称故障下的暂态电流解析模型，明确了增大虚拟电阻可同时减小故障电流峰值、降低电流变化率并加快直流分量衰减速度，为虚拟电阻在故障过电流抑制中的参数整定提供了定量理论依据；同时通过对含虚拟电阻的多机并联系统进行小信号建模，建立单机电磁功率线性化表达式、等效同步系数表达式、无阻尼自然振荡频率表达式及等效阻尼比表达式，揭示了增大虚拟电阻可降低无阻尼自然振荡频率并增大等效阻尼比的阻尼增强机理，为多机并联系统在故障工况下的稳定性分析与虚拟电阻协同优化奠定了理论基础。

55、进一步地，本发明通过结合低电压穿越标准与变流器过流能力约束，分别推导了对称故障下虚拟电阻的上限表达式与下限表达式，进而确定了虚拟电阻的全工况安全调控边界，既满足了电网故障期间变流器输出最小无功电流的低电压穿越要求，又保证了故障电流峰值不超过变流器额定电流的设定倍数，为虚拟电阻的自适应调节提供了明确的安全约束范围，确保了控制策略在全工况下的安全可行性与工程实用性。

56、进一步地，本发明通过构建多场景加权算法，以安全调控范围为约束边界，综合考虑系统惯量阻尼特性、线路阻抗匹配度及暂态功率支撑能力需求，建立包含三个可调权重系数的虚拟电阻最优起始值计算公式，并根据不同运行场景灵活调整权重系数的取值，实现了多种运行场景下虚拟电阻最优起始值的自适应计算，为后续多机协同优化提供了更贴近实际工况的初始调节基准。

57、进一步地，本发明通过以最优起始值为初值建立多机系统状态空间模型，并构建由合作博弈层、非合作博弈层和主从博弈层耦合而成的三层混合博弈模型，分别从系统整体稳定、单机过流防护及多机调节一致性三个维度实现了虚拟电阻的多目标协同优化；进一步耦合自适应动态规划算法，通过设计局部与全局评价网络、动作网络及经验回放缓冲区，并引入暂态能量项与阻抗匹配度项，采用分布式时序差分学习与确定性策略梯度法更新网络权重，实现了虚拟电阻的在线自适应调节与分布式求解，克服了现有方法缺乏多机协同机制的缺陷，显著提升了多机并联系统在故障工况下的协同优化能力与暂态稳定性。

58、进一步地，本发明通过将自适应动态规划算法解算得到的最优控制值作为更新后的虚拟电阻值，代入虚拟电阻核心控制方程得到更新后的参考电压，并将该参考电压注入电压环控制方程与电流环控制方程参与双环闭环调节计算，实现了优化后的虚拟电阻值向电压电流双环控制的准确嵌入，完成了故障过电流的协同抑制与系统电压的稳定支撑，形成了从参数优化到控制执行的完整技术闭环。

59、进一步地，本发明通过基于simulink仿真平台搭建构网型变流器多机电磁暂态模型，开展正常运行工况下功率扰动与三相对称短路故障两种不同工况下的双机并联仿真验证，仿真结果表明：在正常运行工况下，本发明策略能够保证多机系统具有优良的功率解耦特性与稳态运行稳定性，不会因功率扰动而盲目调节虚拟电阻；在三相对称短路故障工况下，本发明策略相比传统固定虚拟电阻策略能够将故障电流峰值降低57.3%，同时加快直流分量衰减速度，且多机虚拟电阻调节曲线几乎完全重合，有效验证了本发明所提控制策略在故障过电流抑制与多机协同一致性方面的有效性与优越性。