一种基于VSG的中高压大容量级联型储能系统控制方法

摘要

本发明公开了一种基于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。

说明书

技术领域

本发明属于电力电子技术领域，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。

背景技术

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(Cascaded H-Bridge Converter，CHB)或模块化多电平(ModularMulti-level Converter，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(Phase Lock Loop，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。

发明内容

鉴于上述，本发明提供了一种基于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e_abc、输出侧三相滤波电感电流i_abc以及三相电网电压u_abc，进而对三相电容电压e_abc和三相电网电压u_abc分别进行Clark变换，得到三相电容电压e_abc在α-β坐标系下的电压分量e_α和e_β以及三相电网电压u_abc在α-β坐标系下的电压分量u_α和u_β；

(2)根据三相电容电压e_abc和三相滤波电感电流i_abc计算出储能系统的输出有功功率P_e和输出无功功率Q_e，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Δω_g；

(5)对Δω+Δω_g+ω_N的结果进行积分即得到输出参考电压E对应的相角θ，ω_N为三相电网电压u_abc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e_abc的频率，P_D为VSG的阻尼功率且P_D＝D×(ω-ω_N)，D和T_j分别为VSG的阻尼功率系数和虚拟惯性时间常数(给定的)，P_m为VSG的机械功率，表示限幅。

进一步地，本发明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P_m的计算表达式如下：

P_m＝P_ref+G(s)(f-f_N)

其中：P_ref为储能系统的有功功率给定值，f为电网频率，f_N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U_N减去U_o后乘以比例系数-k_u得到的结果加上Q_ref，其中U_N为电网额定电压的有效值，U_o为三相电容电压e_abc的有效值，Q_ref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Q_ref-k_u(U_N-U_o)经限幅环节后减去Q_e；

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Δω_g；

S＝e_α'u_β'-u_α'e_β'

其中：e_α'、e_β'、u_α'和u_β'分别为电压分量e_α、e_β、u_α和u_β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Δω_g＝0；

其中：C₁、C₂和C₃均为给定的阈值，ΔU＝U_N-U_o，U_N为电网额定电压的有效值，U_o为三相电容电压e_abc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：u_refa、u_refb、u_refc对应为A相、B相、C相的调制电压信号。

基于上述技术方案，本发明控制方法具有以下有益技术效果：

(1)本发明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)采用本发明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)本发明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)本发明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为本发明基于虚拟同步发电机的控制流程框图。

图3为本发明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)为采用本发明方法并网情况下储能系统输出电压波形示意图。

图5(b)为采用本发明方法并网情况下储能系统输出电流波形示意图。

图6(a)为采用本发明方法并网情况下储能系统输出至电网的系统频率波动示意图。

图6(b)为采用本发明方法并网情况下储能系统输出至电网的功率波形示意图。

图7为两台储能系统(20MW和10MW)并联运行时的输出功率波形图。

图8为预同步过程中电网A相电压和储能系统输出A相电压的波形图。

图9为预同步过程中储能系统输出功率变化波形图。

具体实施方式

为了更为具体地描述本发明，下面结合附图及具体实施方式对本发明的技术方案进行详细说明。

中高压大容量储能系统采用级联型拓扑结构作为系统的功率转换单元(PCS)，本发明建立了基于虚拟同步发电机(VSG)的控制系统，实现对单机储能系统有功和无功的调节控制，建立有功功率的改进积差调节方法实现多机储能系统以及储能系统与同步发电机间有功的精准、合理分配，加入初始相位预置的并网预同步方法，实现储能系统无冲击接入电网。

如图1所示，本实施例中的中高压大容量储能系统采用级联型H桥型拓扑结构作为系统的功率转换单元；系统电压等级U_N＝10kV，功率等级P_N＝10MW，滤波电感L＝1.5mH，滤波电容C＝15μF。

如图2所示，本发明储能系统控制算法基于同步发电机的等效数学模型，其反映了同步发电机的内部运行机理及外特性，主要包括反映同步发电机机械特性的转子运动方程和反映电气特性的电磁方程，分别为：

转子运动方程：

其中：Δδ和Δω分别为VSG的功角增量和频率增量；ω_N为系统额定频率，P_m、P_e和P_D分别为VSG的机械功率、电磁功率和阻尼功率，且P_D＝D×(ω-ω_N)，D和T_j分别为VSG阻尼功率系数和虚拟惯性时间常数。

电磁方程：

其中：i_abc为储能系统输出至三相电网的电流，e_abc为储能系统功率转换单元的端口电压；u_abc为电网电压，L为滤波电感和线路电感的总电感，R为线路和滤波电感的总电阻。

通过利用本发明提出的改进频差积分法方法实现多机储能系统以及储能系统与同步发电机之间有功功率的精准合理分配，实现过程如下：

(1)检测电网的频率f，计算电网频率与额定频率的偏差Δf＝f-f_N。

(2)确定电网中互联的储能系统数量n及的第i个储能系统的额定容量P_i，并计算每个储能系统的有功分配调节系数α_i，计算公式为：

(3)采用改进频差积分法方法，引入频率瞬时偏差信号，加速功率分配的调节；第i个储能系统输出功率增量ΔP_ci计算为：

Δf+Ki(ΔP_ci+α_i∫K′Δf·dt)＝0

其中，K_i为第i台储能系统的比例系数；K'为功率频率转换系数。

(4)当整个系统的计划外负荷为ΔP_L时，通过步骤(2)和(3)实现多机储能系统间功率的合理分配，第i台储能系统的输出功率增量ΔP_ci，其计算公式为：

ΔP_ci＝α_iΔP_L

本发明采用预同步控制方法可以使储能系统短时间内达到并网要求，接入电网，如图3所示，预同步控制方法使储能系统并网的具体步骤如下：

(1)监测上位机对中高压大容量储能系统发出的并网指令。

(2)采集储能系统输出三相电压e_a、e_b、e_c和电网三相电压u_a、u_b、u_c，并进行三相-两相Clark坐标变换，分别得出αβ坐标系下电压e_α、e_β和u_α、u_β，如图4所示；Clark坐标变换矩阵为：

(3)利用α-β坐标系电压e_α、e_β和u_α、u_β经低通滤波后信号e_α'、e_β'、u_α'和u_β'计算储能系统相位调节信号S：

S＝e_α'u_β'-u_α'e_β'

(4)以步骤(3)中S作为PI控制器的输入，调节器输出信号Δω_g叠加在虚拟同步发电机控制中给定额定频率ω_N上，通过调节储能系统的频率降低其输出电压相位与电网电压相位间的差值；PI控制器频域表达式为：

其中：k_p为比例控制系数，k_i为积分控制系数。

(5)预同步过程中，对并网判断条件进行判断，当储能系统满足并网条件时，发出断路器合闸指令信号S_c，判断条件为：

ifΔω≤C₁&&ΔU≤C₂&&S≤C₃

S_c＝1；

else

S_c＝0；

end

其中，Δω为储能系统输出电压与电网电压的频率差，ΔU＝U_N-U_o为电压差，S＝sinθ反映相位差，C₁、C₂、C₃(均大于0)为设定的合闸并网判断阈值。

从图5(a)和图5(b)所示的储能系统输出电压、电流波形可以看出，采用本发明控制方法的储能系统在并网情况下输出电压和电流波形良好，无过压、过流以及冲击等现象。

从图6(a)和图6(b)可见，采用本发明控制方法的储能系统在0～4s时间段内功率指令为P_ref＝0.8.pu(功率标幺值，有名值对应8MW，放电功率符号为正)且Q_ref＝0MVar；4～8s时间段内功率指令为P_ref＝-0.4.pu(-4MW)，Q_ref＝0MVar；8～12s时间段内功率指令为P_ref＝0.8.pu(8MW)，Q_ref＝0MVar；12～16s时间段内功率指令为P_ref＝-0.4.pu(-4MW)，Q_ref＝0MVar。

从图6(b)中可以看出，采用本发明控制的储能系统可以实现有功功率的输出与吸收，具有对电网削峰填谷、平抑波动的能力，且功率控制波形良好，功率切换过程中功率过冲较小。

如图7所示为两台储能系统并联运行过程中，负载波动情况下，储能系统输出有功功率波形。从图中可以看出两台储能系统实现了功率依照各自容量合理分配。

如图8所示的预同步过程，储能系统开始运行在孤岛状态下，有功功率指令为0.4.pu，0.5s时发出并网信号并启动预同步控制器，此时储能系统输出电压e_abc之后电网电压u_abc相位差为75^°，在启动预同步控制器后约0.8s时刻处实现并网，

如图9所示为上述预同步过程中储能系统输出功率的波形，可以看出，在预同步过程中，预同步控制对负载功率波动没有影响，且在并网时刻，功率冲击很小，储能系统输出功率波动后收敛至稳定状态。

上述对实施例的描述是为便于本技术领域的普通技术人员能理解和应用本发明。熟悉本领域技术的人员显然可以容易地对上述实施例做出各种修改，并把在此说明的一般原理应用到其他实施例中而不必经过创造性的劳动。因此，本发明不限于上述实施例，本领域技术人员根据本发明的揭示，对于本发明做出的改进和修改都应该在本发明的保护范围之内。