一种基于VSG的中高压大容量级联型储能系统控制方法技术方案

本发明专利技术公开了一种基于VSG的中高压大容量级联型储能系统控制方法，其基于同步发电机的数学模型原理，实现对中高压大容量级联型储能系统的控制，主要包括如下步骤：(1)通过反映同步发电机的调频特性进行储能系统的有功功率控制，通过反映同步发电机的励磁调压特性进行储能系统的无功功率控制；(2)通过改进频差积分法方法实现多储能系统间有功功率按各自容量进行分配；(3)利用所提预同步方法实现储能系统短时间内平滑并入电网。本发明专利技术基于虚拟惯性环节的中高压/大容量级联型储能系统的控制方法，增强了储能系统在大规模可再生能源入网、微电网以及大电网等场合的应用能力。

【技术实现步骤摘要】
一种基于VSG的中高压大容量级联型储能系统控制方法
本专利技术属于电力电子
，具体涉及一种基于VSG的中高压大容量级联型储能系统控制方法。
技术介绍
在化石能源日益枯竭、环境问题日益突出及气候变暖的一系列问题的影响下，以风力发电、光伏发电等为主的可再生能源迅速发展，但大规模的可再生能源的功率输出具有间歇性和不确定性，使其发电功率难以保证平稳，直接接入将对电网调度调峰、优化运行以及电力系统的安全性和可靠性等造成不利影响，也因此，我国主要的新能源发电地区发生了广泛的“弃风弃光”现象。为解决上述问题，有效途径之一为在新能源系统中配备相当的中高压、大容量的储能装置，如基于级联H桥多电平(CascadedH-BridgeConverter，CHB)或模块化多电平(ModularMulti-levelConverter，MMC)拓扑的级联型储能系统，均可在中/高压等级电网中起平抑波动、短时削峰填谷和能量调度的作用。目前现有的中高压大容量的储能项目对系统的运行控制策略和调制方法研究较少，多采用传统低压小容量分布式电源的控制方法，主要有基于锁相环(PhaseLockLoop，PLL)的PQ控制、VF控制和下垂控制等几种。上述几种控制方式响应速度快，研究、应用较为成熟，但是PQ控制在孤岛模式下不能保证电网参数的稳定；VF控制在并网运行时，输出功率控制较为困难；下垂控制模拟了同步发电机的一次调频特性和一次调压特性便于功率控制以及保证电网参数的稳定。此外，上述几种控制方式除具有响应快、控制灵活的优势外，同时也具有低阻尼、低惯性的不足。随着使用上述几种控制方式的电源对大电网的渗透率逐渐提高时，传统电力系统的转动惯量逐渐下降，阻尼特性逐渐恶化甚至出现负阻尼，电力系统频率稳定性、运行安全性逐渐降低。针对传统控制方法的不足，学者提出了虚拟同步发电机(VSG)控制技术，使分布式电源模拟同步发电机的运行特性。具体为，通过建立以同步发电机的内部运行机理和外部特性为基础的数学模型，实现功率转换单元模拟同步发电机运行目的；虚拟同步发电机控制提高了系统的阻尼，有利于电力系统的安全稳定运行；采用虚拟同步发电机控制的多机储能系统之间以及储能系统与同步发电机之间的功率分配控制仍需进一步研究，同时中高压大容量储能系统的离网到并网时的预同步控制也需要进一步研究。
技术实现思路
鉴于上述，本专利技术提供了一种基于VSG的中高压大容量级联型储能系统控制方法，可以实现储能系统以同步发电机的方式运行，具有频率和电压的调节能力，可以实现多个互联储能系统间以及储能系统与同步发电机间有功的合理分配，便于电力系统调度，有效降低或消除基于虚拟同步发电机的储能系统并网过程可能出现的冲击，提高了电力系统的运行稳定性。一种基于VSG的中高压大容量级联型储能系统控制方法，其利用并网预同步机制实现孤岛运行的储能系统无缝接入电网，具体包括如下步骤：(1)监测上位机向储能系统发送的并网指令，同时采集储能系统输出侧LC滤波器的三相电容电压eabc、输出侧三相滤波电感电流iabc以及三相电网电压uabc，进而对三相电容电压eabc和三相电网电压uabc分别进行Clark变换，得到三相电容电压eabc在α-β坐标系下的电压分量eα和eβ以及三相电网电压uabc在α-β坐标系下的电压分量uα和uβ；(2)根据三相电容电压eabc和三相滤波电感电流iabc计算出储能系统的输出有功功率Pe和输出无功功率Qe，并利用反映同步发电机内部运行机理及外部特性的二阶等效数学模型计算出储能系统VSG的频率增量Δω和功角增量Δδ；(3)利用电压无功下垂算法计算出VSG的输出参考电压E；(4)根据并网指令计算确定VSG的预同步控制频率增量Δωg；(5)对Δω+Δωg+ωN的结果进行积分即得到输出参考电压E对应的相角θ，ωN为三相电网电压uabc的频率；(6)根据输出参考电压E及其相角θ生成三相调制电压信号，根据该三相调制电压信号通过SPWM调制算法生成储能系统功率转换单元的开关信号并对其加以控制。进一步地，所述步骤(2)中二阶等效数学模型的计算表达如下：其中：ω为三相电容电压eabc的频率，PD为VSG的阻尼功率且PD＝D×(ω-ωN)，D和Tj分别为VSG的阻尼功率系数和虚拟惯性时间常数(给定的)，Pm为VSG的机械功率，表示限幅。进一步地，本专利技术利用频率积差法实现电网中多机储能系统间有功功率的合理分配，所述机械功率Pm的计算表达式如下：Pm＝Pref+G(s)(f-fN)其中：Pref为储能系统的有功功率给定值，f为电网频率，fN为电网额定频率，G(s)为实现多机储能系统间功率合理分配的改进频率积差方法的传递函数且K为储能系统的一次频率调节系数(给定的)，K'为功率-频率转换系数(给定的)，α为储能系统的有功分配调节系数即本储能系统额定容量占当前并入电网的所有储能系统额定容量总和的比例，s为拉普拉斯算子。进一步地，所述步骤(3)中电压无功下垂算法的具体过程如下：3.1使UN减去Uo后乘以比例系数-ku得到的结果加上Qref，其中UN为电网额定电压的有效值，Uo为三相电容电压eabc的有效值，Qref为储能系统的无功功率给定值；3.2使步骤3.1得到的结果即Qref-ku(UN-Uo)经限幅环节后减去Qe；3.3使步骤3.2得到的结果通过PI(比例-积分)控制后加上E0即得到输出参考电压E，其中E0为VSG的空载电动势(给定的)。进一步地，所述步骤(4)的具体实现方法为：当储能系统处于离网运行状态且接收到并网指令，则启动预同步机制并根据以下公式计算出预同步调节信号S，然后使预同步调节信号S依次经PI控制和限幅环节后即得到预同步控制频率增量Δωg；S＝eα'uβ'-uα'eβ'其中：eα'、eβ'、uα'和uβ'分别为电压分量eα、eβ、uα和uβ经低通滤波后的结果；当以下条件同时满足情况下，储能系统向并网断路器发出并网信号实现并网，此时令预同步控制频率增量Δωg＝0；其中：C1、C2和C3均为给定的阈值，ΔU＝UN-Uo，UN为电网额定电压的有效值，Uo为三相电容电压eabc的有效值。进一步地，所述步骤(6)中通过以下表达式生成VSG三相调制电压信号：其中：urefa、urefb、urefc对应为A相、B相、C相的调制电压信号。基于上述技术方案，本专利技术控制方法具有以下有益技术效果：(1)本专利技术采用虚拟同步发电机技术对中高压大容量储能系统进行控制，通过模拟同步发电机的惯性和阻尼特性提高了电力系统稳定运行的能力。(2)采用本专利技术的储能系统可以实现对电网频率和电压的调节，确保电力系统的电压和频率处于合理的运行范围。(3)本专利技术提出的改进频差积分法方法可以实现多储能系统间以及储能系统与同步发电机间有功功率的合理分配，提高系统可靠性、安全性。(4)本专利技术提出的预同步机制可实现储能系统由离网到并网的无冲击平稳过渡，预同步调节时间短，且控制无需锁相环PLL。附图说明图1为采用虚拟同步发电机控制的中高压大容量储能系统结构示意图。图2为本专利技术基于虚拟同步发电机的控制流程框图。图3为本专利技术虚拟同步发电机并网的预同步控制流程框图。图4为预同步过程中三相电压坐标变换示意图。图5(a)为采用本专利技术方法并网情况下储能系统输出电压本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种基于VSG的中高压大容量级联型储能系统控制方法，其利用并网预同步机制实现孤岛运行的储能系统无缝接入电网，具体包括如下步骤：(1)监测上位机向储能系统发送的并网指令，同时采集储能系统输出侧LC滤波器的三相电容电压eabc、输出侧三相滤波电感电流iabc以及三相电网电压uabc，进而对三相电容电压eabc和三相电网电压uabc分别进行Clark变换，得到三相电容电压eabc在α‑β坐标系下的电压分量eα和eβ以及三相电网电压uabc在α‑β坐标系下的电压分量uα和uβ；(2)根据三相电容电压eabc和三相滤波电感电流iabc计算出储能系统的输出有功功率Pe和输出无功功率Qe，并利用反映同步发电机内部运行机理及外部特性的二阶等效数学模型计算出储能系统VSG的频率增量Δω和功角增量Δδ；(3)利用电压无功下垂算法计算出VSG的输出参考电压E；(4)根据并网指令计算确定VSG的预同步控制频率增量Δωg；(5)对Δω+Δωg+ωN的结果进行积分即得到输出参考电压E对应的相角θ，ωN为三相电网电压uabc的频率；(6)根据输出参考电压E及其相角θ生成三相调制电压信号，根据该三相调制电压信号通过SPWM调制算法生成储能系统功率转换单元的开关信号并对其加以控制。...

【技术特征摘要】
1.一种基于VSG的中高压大容量级联型储能系统控制方法，其利用并网预同步机制实现孤岛运行的储能系统无缝接入电网，具体包括如下步骤：(1)监测上位机向储能系统发送的并网指令，同时采集储能系统输出侧LC滤波器的三相电容电压eabc、输出侧三相滤波电感电流iabc以及三相电网电压uabc，进而对三相电容电压eabc和三相电网电压uabc分别进行Clark变换，得到三相电容电压eabc在α-β坐标系下的电压分量eα和eβ以及三相电网电压uabc在α-β坐标系下的电压分量uα和uβ；(2)根据三相电容电压eabc和三相滤波电感电流iabc计算出储能系统的输出有功功率Pe和输出无功功率Qe，并利用反映同步发电机内部运行机理及外部特性的二阶等效数学模型计算出储能系统VSG的频率增量Δω和功角增量Δδ；(3)利用电压无功下垂算法计算出VSG的输出参考电压E；(4)根据并网指令计算确定VSG的预同步控制频率增量Δωg；(5)对Δω+Δωg+ωN的结果进行积分即得到输出参考电压E对应的相角θ，ωN为三相电网电压uabc的频率；(6)根据输出参考电压E及其相角θ生成三相调制电压信号，根据该三相调制电压信号通过SPWM调制算法生成储能系统功率转换单元的开关信号并对其加以控制。2.根据权利要求1所述的中高压大容量级联型储能系统控制方法，其特征在于：所述步骤(2)中二阶等效数学模型的计算表达如下：其中：ω为三相电容电压eabc的频率，PD为VSG的阻尼功率且PD＝D×(ω-ωN)，D和Tj分别为VSG的阻尼功率系数和虚拟惯性时间常数，Pm为VSG的机械功率，表示限幅。3.根据权利要求2所述的中高压大容量级联型储能系统控制方法，其特征在于：所述机械功率Pm的计算表达式如下：Pm＝Pref+G(s)(f-fN)其中：Pref为储能系统的有功功率给定值，f为电网频率，fN...

【专利技术属性】
技术研发人员：陈国柱，李新，杨苒晨，胡耀威，邵雨亭，
申请(专利权)人：浙江大学，
类型：发明
国别省市：浙江,33