一种储能系统的控制方法和装置与流程

本申请涉及电子电力变换技术领域，特别涉及一种储能系统的控制方法和装置。

背景技术：

随着技术的发展，环境压力的加大，分布式能源越来越多的出现在生产生活当中，其中风力发电和太阳能发电此类分布式能源出力具有随机性、间歇性和波动性，大规模接入将给电网调峰、运行控制和供电质量等带来巨大挑战。大容量储能技术能够有效提升电网接纳分布式能源的能力，解决“间歇式能源发电直接并网对电网冲击”问题，将有助于分布式能源的更快发展，提高分布式能源在电网中的渗透率。

大容量储能系统分为并网型和离网型，其中并网型储能系统大部分时间工作于并网状态，充当一个电流源的角色，但一旦电网故障或者检修掉电时，储能系统需要能快速无缝地切换到离网工作模式，保证重要负荷的供电不间断。传统控制策略为并网时有功无功(pq)控制，离网时调整为电压频率(vf)控制，由于存在控制策略的不同，在并离网切换时往往会出现过电压或者过电流，导致模式切换失败而停机重启，无法保证供电的不间断。

同时在微电网中分布式电源渗透率高，电压频率波动较大，储能系统充当着电压调节器和频率调节器的角色，但是传统的控制策略必须要通过中央控制器下达调节指令才能执行电压频率调节的功能，调控作用的时效性大打折扣，储能系统本身不具备即插即用、独立调控的能力，这大大限制了储能系统调控作用的发挥。并且，采用中央控制器的主从控制方式，使得整个储能系统及微电网系统可靠性下降，一旦中央控制器出现异常，整个系统都可能会崩溃停机，而且也增加了系统的成本。

技术实现要素：

本申请提供了一种储能系统的控制方法和装置，以解决大容量储能系统并离网难以无缝切换和微电网应用中无法即插即用的问题。

为达到上述目的，本申请的技术方案是这样实现的：

一方面，本申请提供了一种储能系统的控制方法，储能系统包括连接在三相电网和储能电池之间的三条功率变换链路，每条功率变换链路包括：多个功率变换单元，每个功率变换单元的交流端口相互串联，每个功率变换单元的直流端口彼此独立，并分别连接各自的储能电池；所述方法包括：

根据虚拟同步发电机技术计算所述储能系统的输出电压参考值和电压相位角；

对所述输出电压参考值进行坐标变换处理，得到两相同步旋转坐标系下的电压分量；

将所述两相同步旋转坐标系下的电压分量作为电压电流双环控制的输入电压，并经过电压电流双环控制，得到所述储能系统的三相电压参考值；

按照每条功率变换链路的功率变换单元的数量均分所述三相电压参考值，将均分后的每份三相电压参考值与储能电池由电池均衡控制得到的电压分量叠加，得到每个功率变换单元的电压参考信号。

另一方面，本申请提供了一种储能系统的控制装置，储能系统包括连接在三相电网和储能电池之间的三条功率变换链路，每条功率变换链路包括：多个功率变换单元，每个功率变换单元的交流端口相互串联，每个功率变换单元的直流端口彼此独立，并分别连接各自的储能电池；所示控制装置包括：

计算单元，用于根据虚拟同步发电机技术计算所述储能系统的输出电压参考值和电压相位角；

坐标转换单元，用于对所述输出电压参考值进行坐标变换处理，得到两相同步旋转坐标系下的电压分量；

双环控制单元，用于将所述两相同步旋转坐标系下的电压分量作为电压电流双环控制的输入电压，并经过电压电流双环控制，得到所述储能系统的三相电压参考值；

均分与叠加处理单元，用于按照每条功率变换链路的功率变换单元的数量均分所述三相电压参考值，将均分后的每份三相电压参考值与储能电池由电池均衡控制得到的电压分量叠加，得到每个功率变换单元的电压参考信号。

本申请的有益效果是：本申请基于虚拟同步发电机技术的控制策略使得储能系统在并网模式和离网孤岛模式下均工作于电压源状态，不需要进行控制策略的切换，因此，在储能变流器从并网切换为离网时，可以实现无缝切换，而不会出现电压电流过冲的问题；并且利用虚拟同步发电机技术的自动调压和调频能力，使得储能系统具有了即插即用和电压频率的自动调控功能，尤其适合智能电网和微电网的发展需要。

附图说明

图1为本申请实施例提供的储能系统的功率变换链路呈星型连接的结构示意图；

图2为本申请实施例提供的储能系统的功率变换链路呈三角形连接的结构示意图；

图3为本申请实施例提供的功率变换单元结构示意图；

图4为本申请实施例提供的储能系统的控制方法流程图；

图5为本申请实施例提供的虚拟同步发电机的电磁机械模型示意图；

图6为本申请实施例提供的基于虚拟同步发电机的电磁机械模型对储能系统进行控制的控制流程示意图；

图7为本申请实施例提供的储能系统的控制装置的结构框图。

具体实施方式

为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本申请实施方式作进一步地详细描述。

本申请的整体技术构思是：利用虚拟同步发电机技术(virtualsynchronousgenerator，vsg)模拟同步发电机的外特性，同步发电机的外特性具有一次调频和调压的功能，使得储能系统可以实现即插即用，自动调控，并且可以使得储能系统在并离网模式下均工作于电压源模式，易于实现并离网无缝切换。

本申请中的储能系统包括：连接在三相电网和储能电池之间的三条功率变换链路；每条功率变换链路包括：多个功率变换单元，每个功率变换单元的交流端口相互串联，每个功率变换单元的直流端口彼此独立，并分别连接各自的储能电池。

图1为本申请实施例提供的储能系统的功率变换链路呈星型连接的结构示意图，图2为本申请实施例提供的储能系统的功率变换链路呈三角形连接的结构示意图，图3为本申请实施例提供的功率变换单元结构示意图。

如图1-3所示，本实施例中的三相电网的电压等级可以是三相6kv、10kv乃至35kv，可以给储能系统供电也可以从储能系统中汲取电能。储能电池是本申请实施例中的能量存储设备，主要包含了锂电池、铅酸电池、铅碳电池等电化学介质的二次电池，本申请实施例的储能电池可以是以上一种电池，也可以是两种以上的上述电池的混用；需要注意的是，与一个功率变换单元连接的储能电池只能是同一种，各个功率变换单元之间的储能电池可以不同。

本实施例中的储能系统还包括并网电抗器，由三条支路构成，分别连接着三条功率变换链路，并网电抗器主要起到限流和滤波的作用，因为本申请实施例的量储能系统采用链式拓扑结构，等效开关频率很高，输出电压波形接近于正弦波，因此可以取消传统的lcl滤波器，采用并网电抗器即可。

功率变换链路是储能系统的核心，连接着三相电网和储能电池，是储能系统的能量传输和变换的执行机构，负责将电网中的电存储到储能电池中，或者将储能电池中的电释放到电网；功率变换链路可以实现调峰调频、应急供电、后备电源、平滑功率或者负荷曲线，以及改善电能质量等作用。本申请实施例中的功率变换链路是由三条支路组成，如图1所示，三条支路可以组成星型连接，每条功率变换链路由n(n为大于2的整数，示例的n＝20)个功率变换单元的交流输出侧串联而成，而功率变换单元的直流侧彼此独立，分别连接着一个储能电池，正是因为功率变换单元的交流输出侧串联，实现了无升压变压器的高电压输出。

如图2所示，本申请实施例中的功率变换链路还可以组成三角形型连接，三条功率变换链路的交流侧一端通过并网电抗器的绕组分别连接到三相电网的abc三条输电线中，与ua线相连的功率变换链路的另一端引出线连接到与ub线相连的功率变换链路上并网电抗器绕组lb的并网侧，组成uab线电压，与ub线相连功率变换链路的另一端引出线连接到与uc线相连的功率变换链路上并网电抗器绕组lc的并网侧，组成ubc线电压，与ua线相连的功率变换链路的上并网电抗器的绕组la的电网侧引出一条线，连接到与uc相连的功率变换链路的另一端，组成uca线电压，从而构成了三角形型的电路拓扑连接。其中，每条功率变换链路又由m(m为大于2的整数，示例的m＝34)个功率变换单元的交流输出侧串联而成，而功率变换单元的直流侧彼此独立，分别连接着一个储能电池。

需要说明的是，三角形连接方式的链节输出电压为线电压，故三角形连接方式的功率变换单元数m约是星型连接方式的功率变换单元数n的倍。

如图3所示，本申请实施例的功率变换单元包括功率变换电路，所述功率变换电路拓扑为单相h桥式拓扑电路，其中功率变换器件可以是igbt(insulatedgatebipolartransistor，绝缘栅双极型晶体管)、igct(integratedgatecommutatedthyristors，集成门极换流晶闸管)或者iegt(injectionenhancedgatetransistor，电子注入增强栅晶体管)，本申请实施例示例性选用全控型电力电子器件igbt构建功率变换电路，本实施例的功率变换电路包括四个igbt，igbt1的集电极与功率变换单元的直流侧端口的正极相连，发射极与igbt2的集电极相连，构成了h桥的第一桥臂；igbt2的发射极与直流侧端口的负极相连，igbt3的发射极与igbt4的集电极相连，构成h桥的第二桥臂；第二桥臂与第一桥臂并联，构成h桥拓扑，第一桥臂中igbt1与igbt2的连接线的引出线作为功率变换单元交流侧端口的一端，第二桥臂中igbt3与igbt4连接线的引出线作为交流侧端口的另一端。

当采用igbt构建本实施例的单相h桥式电路时，在器件选型时要考虑1.2倍的过载电流能力，每个链节的igbt可以使用单管，也可以根据容量需要采用并联的方式，当采用单管方式时，无需考虑器件并联引起的均流问题，均流系数可以为1，可以按照两倍电流裕量进行设计；当采用并联方式时，需要考虑均流问题设计电流裕量。

本实施例中的单相h桥式电路的igbt承受的最大电压为直流母线的电压，即为储能电池的最大端电压，考虑到储能电池不能串联过多电池，每个链节工作时允许直流电压一般不超过800v，考虑到直流母线上存在瞬时电压尖峰，可以按照两倍的电压裕度进行igbt的选型设计，本实施例示例选用1700v/400a的igbt。

本实施例的功率变换单元还配置有：预充电开关k1和启动限流电阻r串联在单相h桥式电路的直流侧输出端口的正极连接线上，电阻旁路开关k2并联在k1和r的串联线路上，直流滤波电抗器l和高频电容c1组成lc谐振电路，直流平波电容c2并联于h桥式电路和lc谐振电路之间，链节旁路开关k3并联于功率变换单元的交流输出侧，单元控制器的驱动电路输出pwm波到4个igbt功率器件，控制igbt的开通和关断，单元控制器通过光纤与储能系统的主控制器进行通讯联系。

启动限流电阻r，用于在闭合直流侧隔离开关，储能电池对电容进行充电时，为避免电流过大损伤电池和电容，通过电阻r加以限制。

预充电开关k1，当电池柜内的隔离刀闸闭合后，闭合预充电开关k1，使储能电池对电容充电，充电完成后再分开预充电开关k1。

电阻旁路开关k2，当电容充电完成后，闭合电阻旁路开关k2以切除启动限流电阻r。

直流滤波电抗器l和高频电容c1一起构成了lc谐振电路，谐振频率设计为电网频率的2倍，用于降低电流的2倍频脉动，平滑储能电池的输出电流，改善储能电池的工作条件，保证储能电池的使用寿命达到设计要求。

直流平波电容c2，用于平滑直流母线上的电压波动，当储能系统需要调节无功功率时成为无功交换的载体，避免电网与储能电池之间存在无功流动。

链节旁路开关k3，用于在检测到链节发生故障时，闭合链节旁路开关k3以切除故障链节，使其他链节正常工作，是冗余设计的一部分。

单元控制器，用于负责功率变换单元的信号采样、信号转换、驱动控制和与主控制器之间进行通讯。由于光纤通讯速度极快，传输距离较远，且可以实现光电隔离，特别适用于规模较大，功率变换单元分散的储能系统，因此本实施例的单元控制器通过光纤与主控制器进行通讯联系。

本申请的储能系统的控制方法在主控制器内实现，主控制器负责接收和处理各个功率变换单元传输过来的信息，以及储能系统整体的输出电压电流信号和电网侧的电压采样信号，最主要就是作为基于vsg控制策略的实施主体。

图4为本申请实施例提供的储能系统的控制方法流程图，如图4所示，本申请实施例的控制方法包括：

s410，根据vsg计算储能系统的输出电压参考值和电压相位角。

可以利用同步发电机的感应电动势方程、有功无功方程和电磁转矩方程构建虚拟同步发电机的电磁机械模型，基于电磁机械模型计算本申请实施例的储能系统的输出电压参考值和电压相位角。

s420，对输出电压参考值进行坐标变换处理，得到两相同步旋转坐标系下的电压分量。

本申请实施例计算得到的输出电压参考值为三相数值，在进行坐标变幻时，可以采用三相静止abc坐标系--两相静止αβ坐标系—两相同步旋转dq坐标系之间变换方式，得到两相同步旋转坐标系下的电压分量。

在本申请的一个实施例中，可以通过下述方法对输出电压参考值进行坐标变换处理：

对输出电压参考值的第一个电压信号做广义积分处理，得到与输出电压参考值的第一个电压信号的相位相垂直的电压值，将输出电压参考值的第一个电压信号和积分得到的与该第一个电压信号相位相垂直的电压作为两相静止坐标系中的电压分量；将两相静止坐标系中的电压分量进行坐标转换，转换为两相同步旋转坐标系下的电压分量。

s430，将两相同步旋转坐标系下的电压分量作为电压电流双环控制环的输入电压，并经过电压电流双环控制，得到储能系统的三相电压参考值；

s440，按照每条功率变换链路的功率变换单元的数量均分三相电压参考值，将均分后的每份三相电压参考值与储能电池由电池均衡控制得到的电压分量叠加，得到每个功率变换单元的电压参考信号。

其中，按照每条功率变换链路的功率变换单元的数量均分三相电压参考值可以理解为：当功率变换链路包括n个功率变换单元时，可以将三相电压参考值划分为n等分。对储能电池进行电池均衡控制是为了对储能电池的容量均匀分配，避免短板效应。

本申请实施例基于vsg的控制策略使得储能系统在并网模式和离网孤岛模式下均工作于电压源状态，不需要进行控制策略的切换，因此，在储能变流器从并网切换为离网时，可以实现无缝切换，而不会出现电压电流过冲的问题；并且vsg的自动调压和调频能力，使得储能系统具有了即插即用和电压频率的自动调控功能，尤其适合智能电网和微电网的发展需要。

为详细说明本申请实施例基于vsg对储能系统的控制过程，本申请通过下述具体实施例进行说明。为便于说明，本实施例以对图1所示的储能系统进行控制为例，图1中储能系统的每条功率变换链路由n(n为大于2的整数，示例的n＝20)个功率变换单元的交流输出侧串联而成。

首先，基于同步发电机的感应电动势方程、有功无功方程和电磁转矩方程构建虚拟同步发电机的电磁机械模型。

本实施例的同步发电机的感应电动势方程可表示为：

其中，mf为互感系数，if为励磁电流，ω为旋转角频率，θ为转子角。为简化方程，令

同步发电机的输出有功和无功方程可表示为：

同步发电机的电磁转矩方程可表示为：

上述方程中的<,>为内积运算符，i为三相电流向量[ia,ib,ic]。

由此，基于同步发电机的感应电动势方程、有功无功方程和电磁转矩方程构建虚拟同步发电机的电磁机械模型如图5所示，图5为本申请实施例提供的虚拟同步发电机的电磁机械模型示意图。

参考图5，本申请实施例构建的虚拟同步发电机的电磁机械模型为：给定的输入转矩tm分别与电磁转矩te、转子角频率ω与阻尼因子dp的乘积值做差，差值经过惯性积分环节1/js(j为同步发电机的惯性系数)，得到转子角频率ω，转子角频率ω再经过积分环节即可得转子角θ，计算得到的转子角频率ω和转子角θ配合给定输入mfif和电流采样iabc，通过上述的感应电动势方程、有功无功方程和电磁转矩方程即可得到电磁转矩te、输出无功q和感应电动势e，其中感应电动势e在储能系统中即为输出电压参考值。

图6为本申请实施例提供的基于虚拟同步发电机的电磁机械模型对储能系统进行控制的控制流程示意图，如图6所示，基于上述电磁机械模型，本申请实施例基于vsg的储能系统的控制策略如下：

利用储能系统设定的有功功率pset和储能系统的电网基准角频率ω0计算输入转矩tm，即有功功率pset除以电网基准角频率ω0即可得到输入转矩tm；

将电网基准角频率ω0与系统参考角频率ω的差值乘以同步发电机的阻尼因子dp后所得到的值与输入转矩tm相加，相加后再与同步发电机的电磁转矩te相减(对此的公式为tm+(ω0-ω)·dp-te)，将所得到的差值经过惯性积分处理后得到储能系统的输出电压角频率ω，将输出电压角频率ω经过积分处理后得到储能系统的电压相位角θ；

基于上述感应电动势方程、输出有功无功方程和电磁转矩方程，并根据储能系统的电流采样值iabc和计算得到的输出电压角频率ω、电压相位角θ，计算得到储能系统的输出电压参考值e；其中，互感系数mf与励磁电流if的乘积值mfif通过对储能系统设定的无功功率qset与由输出有功无功方程得到的输出无功值q的差进行积分处理得到。

具体的，参考图6所示，输入转矩tm与电网基准角频率ω0和系统参考角频率ω的差值乘以阻尼因子dp得到的值相加后，再与电磁转矩te相减，差值经过惯性积分环节1/js，得到旋转角频率ω(即为储能系统的输出电压角频率)，旋转角频率ω再经过积分环节即可得转子角θ(即为储能系统的电压相位角)。

利用计算得到的旋转角频率ω和转子角θ，并配合给定的mfif和电流采样值iabc，通过上述的感应电动势方程、有功无功方程和电磁转矩方程即可得到电磁转矩te、输出无功功率q和感应电动势e，其中给定的mfif是由设定的无功功率qset与有功无功方程得到的输出无功q的差经过积分环节1/ks得到，k为积分增益。

需要说明的是，本实施例中的系统参考角频率、输出电压角频率和旋转角频率均为同一参量ω，参量ω在不同的应用场景有相应的名称，如在同步发电机中ω通常称为旋转角频率，在电网中ω通常称为输出电压角频率；同样的，本市实施例中的转子角和电压相位角均为同一参量θ，在同步发电机中θ通常称为转子角，在电网中θ通常称为电压相位角。

进一步需要说明的是，对于图1所示的呈星型连接方式的功率变换链路对应的储能系统，计算感应电动势e是利用电网电流采样值iabc，而对于图2所示的三角形连接方式的功率变换链路对应的储能系统，计算感应电动势e是利用线电流采样值iabc。

本实施例为了得到更干净的电压参考信号，选取感应电动势e的第一个电压信号e1，对第一个电压信号e1做广义积分(sogi)处理，得到与第一个电压信号e1的相位相垂直的电压信号，将第一个电压信号e1及与第一个电压信号e1相位相垂直的电压信号作为两相静止坐标系中的电压分量uα和uβ，再根据上述得到电压相位角θ，经过αβ/dq坐标变换后，得到两相同步旋转坐标系下的电压分量ud*和uq*(本实施例将电压分量ud*和uq*作为电压电流双环控制环的输入电压)，经过电压电流双环控制，得到储能系统的三相电压参考值uabc*，再将三相电压参考值uabc*划分为n等份，然后与电池均衡控制得到的电压分量van’、vbn’和vcn’(n＝1～n)叠加，即可得每个功率变换单元的电压参考信号van*、vbn*和vcn*(n＝1～n)，从而实现了基于vsg技术的储能系统的控制。

当储能系统离网工作后，其输出的电压幅值、频率和相位就会出现一定的偏移，与电网电压幅值、频率和相位不一致，不能直接并网，否则会出现电流尖峰，导致并网失败。因此，本申请实施例设计相位和电压幅值的同步环节。

参考图6，相位同步环节是：将储能系统的电压相位角θg与积分处理后的得到的储能系统的输出电压相位角θ做差，即将电压相位角θg与vsg控制策略中得到的相位角θ做差，将差值经过pi控制器处理后得到储能系统的输出电压角频率ω的补偿量δω，将补偿量δω与积分处理后的得到的储能系统的输出电压角频率ω叠加，即将补偿量δω与vsg控制输出的电压角频率ω叠加，将叠加后的值经过积分处理，得到相位同步控制后的电压相位角θ，实现储能系统的相位同步控制。

参考图6，电压幅值同步环节是：将从储能系统的并网开关电网侧采样得到的电压幅值eg与储能系统的输出电压幅值eout做差，将差值乘以电压无功下垂系数dq后与储能系统设定的无功功率值qset叠加，将叠加后的值与由输出有功无功方程得到的输出无功值q的差进行积分处理得到互感系数与励磁电流的乘积值mfif，实现储能系统的输出电压与电压幅值的同步控制。

其中，对于图1所示的呈星型连接方式的功率变换链路对应的储能系统，相位同步环节是根据电网电压采样值得到电网电压相位角θg，电压幅值同步环节是利用从并网开关电网侧采样的电网电压幅值eg与储能系统的输出电压幅值eout做差；而对于图2所示的呈三角形连接方式的功率变换链路对应的储能系统，相位同步环节是根据线电压采样值得到线电压相位角θg，电压幅值同步环节是利用从并网开关电网侧采样的线电压幅值eg与储能系统的输出电压幅值eout做差。

本实施例通过模块化的功率变换单元直流侧连接储能电池，交流侧链式串联，再通过并网电抗器直接接入高压电网，实现了无变压器的高压大容量储能；同时本实施例基于vsg构建储能系统的控制策略，使得储能系统在并网运行和离网孤岛运行时都采用同一套控制策略，避免了传统并离网切换时pq控制和vf控制之间的策略转换，同时加入了离网转并网时的电压幅值同步和相位同步环节，真正意义的实现了并离网工作模式的无缝切换，扩大了大容量储能系统的应用领域，增强了大容量储能系统的辅助功能，在调峰调频的同时具有了ups的替代能力；并且，利用vsg的自动调压和调频能力，使得大容量储能系统具有即插即用和电压频率的自动调控功能，尤其适合智能电网和微电网的发展需要。

与上述储能系统的控制方法相对应的，本申请还提供了储能系统的控制装置；其中，储能系统包括连接在三相电网和储能电池之间的三条功率变换链路，每条功率变换链路包括：多个功率变换单元，每个功率变换单元的交流端口相互串联，每个功率变换单元的直流端口彼此独立，并分别连接各自的储能电池；储能系统的具体结构可以上文结合图1和图2阐述的内容，在此不再赘述。

图7为本申请实施例提供的储能系统的控制装置的结构框图，如图7所示，本申请实施例的控制装置包括：

计算单元71，用于根据虚拟同步发电机技术计算所述储能系统的输出电压参考值和电压相位角；

坐标转换单元72，用于对所述输出电压参考值进行坐标变换处理，得到两相同步旋转坐标系下的电压分量；

双环控制单元73，用于将所述两相同步旋转坐标系下的电压分量作为电压电流双环控制的输入电压，并经过电压电流双环控制，得到所述储能系统的三相电压参考值；

均分与叠加处理单元74，用于按照每条功率变换链路的功率变换单元的数量均分所述三相电压参考值，将均分后的每份三相电压参考值与储能电池由电池均衡控制得到的电压分量叠加，得到每个功率变换单元的电压参考信号。

在本申请的实施例中，计算单元71包括：

第一计算模块，用于利用所述储能系统设定的有功功率和所述储能系统的电网基准角频率计算输入转矩；

第二计算模块，用于将所述储能系统的电网基准角频率与输出电压角频率的差值乘以虚拟同步发电机的阻尼因子后所得到的值与所述输入转矩相加，相加后再与虚拟同步发电机的电磁转矩相减，将所得到的差值经过惯性积分处理后得到所述储能系统的输出电压角频率，将所述输出电压角频率经过积分处理后得到所述储能系统的电压相位角；

第三计算模块，用于基于所述虚拟同步发电机的感应电动势方程、输出有功无功方程和电磁转矩方程，并根据所述储能系统的电流采样值和计算得到的所述输出电压角频率、电压相位角，计算得到所述储能系统的输出电压参考值；其中，所述虚拟同步发电机的互感系数与励磁电流的乘积值通过对所述储能系统设定的无功功率与由输出有功无功方程得到的输出无功值的差进行积分处理得到。

在本申请的实施例中，坐标转换单元72，进一步用于对输出电压参考值的第一个电压信号做广义积分处理，得到与所述输出电压参考值的第一个电压信号的相位相垂直的电压值，将所述输出电压参考值的第一个电压信号和积分得到的与该第一个电压信号相位相垂直的电压作为两相静止坐标系中的电压分量；将所述两相静止坐标系中的电压分量进行坐标转换，转换为两相同步旋转坐标系下的电压分量。

针对储能系统离网工作后，其输出的电压幅值、频率和相位就会出现一定的偏移，与电网电压幅值、频率和相位不一致，不能直接并网，否则会出现电流尖峰，导致并网失败的情况。本申请实施例的控制装置还包括相位同步控制单元和幅值同步控制单元；

相位同步控制单元，用于将储能系统的电压相位角与积分处理后的得到的储能系统的输出电压相位角做差；将差值经过pi控制器处理后得到储能系统的输出电压角频率的补偿量；将输出电压角频率的补偿量与积分处理后的得到的储能系统的输出电压角频率叠加，将叠加后的值经过积分处理，得到相位同步控制的电压相位角。

幅值同步控制单元，用于将从储能系统的并网开关电网侧采样得到的电压幅值与储能系统的输出电压幅值做差；将差值乘以电压无功下垂系数后与储能系统设定的无功功率值叠加，将叠加后的值与由输出有功无功方程得到的输出无功值的差进行积分处理，得到虚拟同步发电机的互感系数与励磁电流的乘积值，实现储能系统的输出电压与电压幅值的同步控制。

本申请装置实施例的各单元的具体工作方式可以参见本申请的方法实施例，在此不再赘述。

综上所述，本申请实施例公开了一种基于vsg的储能系统的控制方法和装置，本申请实施例至少具有如下优点：

1、本申请通过模块化的功率变换单元直流侧连接电池组，交流侧链式串联组成星型或者三角形连接，再通过并网电抗器直接接入高压电网，实现了无变压器的高压直挂式大规模储能，显著地降低了成本，提高了电能转换效率。

2、本申请突破了传统储能系统单机容量不大的瓶颈，通过链式拓扑结构实现了mw乃至十mw级的单机储能变流器，在大规模储能领域，避免了以往采用多台小容量变流器并联带来的环流、谐振和控制复杂等问题。

3、本申请基于vsg的控制策略使得储能系统无论并离网工作时，均处于电压源模式，配合幅值预同步和相位预同步控制，真正实现了储能系统的无缝切换，从而扩大了储能系统的应用范围，增加了储能系统的功能，满足了用户应急供电、和替代ups等需求。

4、本申请基于vsg使得大容量储能系统也具备了模拟同步发电机外特性的能力，可以实现一次调频和调压，大容量储能系统可以实现即插即用和自动调控，特别适用于微电网和智能电网等应用领域。

为了便于清楚描述本申请实施例的技术方案，在本申请的实施例中，采用了“第一”、“第二”等字样对功能和作用基本相同的相同项或相似项进行区分，本领域技术人员可以理解“第一”、“第二”等字样并不对数量和执行次序进行限定。

以上所述，仅为本申请的具体实施方式，在本申请的上述教导下，本领域技术人员可以在上述实施例的基础上进行其他的改进或变形。本领域技术人员应该明白，上述的具体描述只是更好的解释本申请的目的，本申请的保护范围应以权利要求的保护范围为准。