一种模块化储能变流器并联控制方法和系统与流程

本发明属于储能技术领域，特别涉及一种模块化储能变流器并联控制方法。

背景技术：

双向储能dcac变流器作为储能系统中储能元件与交流电网的接口，在整个储能系统中发挥着重要的作用。在大功率和高可靠性的应用场合，储能变流器多采用变流器多模块冗余并联及热插拔技术。在实际使用中，可以根据系统的实际需求，投入相应数量的变流器模块，不同模块间通过并联的方式组合运行，以满足不同功率等级以及热备用的需求。dcac逆变模块并联的主要问题：逆变模块并联工作时，它们之间不仅有幅值的差别，还会有相位的差别，如果不采取措施就将它们的输出并联在一起，则会形成环流。

现有文献对多变换器的并联控制策略已做了许多研究，主要分为主从式、分布式、无通讯连线的外特性下垂法。主从控制法具有均流控制电路简单和均流精度高的优点，但由于从模块必须依赖主模块工作，并联系统没有实现冗余，可靠性不高。分布式采用主控制器电压环、各个模块接收电流环指令的方式，缺点是模块间存在着较强的耦合关系且主控制器需要冗余备份。无通讯连线的频率电压外特性下垂法的缺点是：人为引入外特性下垂控制，系统输出外特性较差。而且，目前的技术方案是针对单向变换器或者离网型逆变器展开的，关于双向变换器以及并离网型储能变流器的并联控制策略则未见。

技术实现要素：

本发明的目的，在于提供一种模块化储能变流器并联控制方法，实现双向并离网型模块化储能变流器的并联控制，保证系统的稳定运行。

一方面本发明公开了一种模块化储能变流器并联控制方法，所述储能变流器包括dcac模块和与其连接的上层控制器，所述控制方法包括以下步骤：根据储能变流器实际输出有功功率和储能变流器的有功功率参考值得到得到有功功率控制输出，根据有功功率控制输出得到虚拟同步发电机实际输出角速度ω，将虚拟同步发电机实际输出角速度ω积分后输出电压相位θ；

根据储能变流器实际输出无功功率和储能变流器的无功功率参考值得到无功功率控制输出，根据无功功率控制输出得到虚拟同步发电机q轴控制器输出电压指令uq^*和d轴控制器输出电压指令ud^*；

根据储能变流器输出电压相位θ、q轴控制器输出电压指令uq^*和d轴控制器输出电压指令ud^*得到储能变流器的输出电压基准，，根据得到的储能变流器的输出电压基准，输出pwm开关信号控制储能变流器；

设置并联的各储能变流器的dcac模块在并网和离网状态下的有功功率控制和无功功率控制控制模式；

在储能变流器离网模式下上层控制器通过对dcac模块虚拟同步发电机q轴控制器输出电压指令uq^*、d轴控制器输出电压指令ud^*和角速度ω的信号进行修正，使得各模块化储能变流器dcac模块均流。

第二方面，本发明公开了模块化储能变流器并联控制系统，所述储能变流器包括各dcac模块和与其连接的上层控制器，所述控制系统包括：有功频率控制环、无功电压控制环、转子运动方程模拟、转子磁链方程模拟、定子电压模型、电压电流闭环，

所述有功频率控制环，用于根据储能变流器实际输出有功功率和变流器的有功功率参考值得到得到有功功率控制输出；

所述转子运动方程模拟，用于根据有功功率控制输出得到虚拟同步发电机实际输出角速度ω，将实际输出角速度ω积分后输出电压相位θ；

所述无功电压控制环，用于根据变流器实际输出无功功率和变流器的无功功率参考值得到无功功率控制输出；

所述转子磁链方程模拟，用于根据无功功率控制输出得到变流器虚拟同步发电机q轴控制器输出电压指令uq^*和d轴控制器输出电压指令ud^*；

所述定子电压模型，用于根据变流器输出电压相位θ、q轴控制器输出电压指令uq^*和d轴控制器输出电压指令ud^*得到的储能变流器的输出电压基准ua^*、ub^*、uc^*；

所述电压电流闭环，用于根据储能变流器的输出电压基准ua^*、ub^*、uc^*与实际输出电压ua、ub、uc和实际输出电流通过闭环调节器输出pwm开关信号控制储能变流器；

所述有功频率控制环和无功频率控制环均包括模拟选择开关，所述模拟选择开关，用于设置并联的各储能变流器的dcac模块在并网和离网状态下的控制模式；

所述上层控制器，用于在储能器离网模式下通过对dcac模块虚拟同步发电机q轴控制器输出电压指令uq^*、d轴控制器输出电压指令ud^*和角速度ω的信号进行修正，使得各模块化储能变流器dcac模块均流。

采用上述方案带来的有益效果：

本发明变流器模块组合方式灵活，变流器直流侧可并联或独立工作，交流输出侧可并联和独立运行，变流器可并网或离网运行，通过合理设计有功功率控制环及数字惯性调节器，可以同时在并网以及离网运行时取得较好的控制效果，使系统稳定性大大提高：在并网时功率震荡及超调小，动态特性较快，有利于跟踪功率指令，在离网时，可以提供较大的转动惯量，提高系统的频率稳定性。且模块化储能系统运行稳定，各模块之间基于数字通信，实现简单，抗干扰能力强。

附图说明

图1为现有技术储能变流器单模块电路图；

图2为本发明具体实施例中变流器模块连接示意图；

图3为本发明具体实施例中变流器单模块控制框图；

图4为本发明具体实施例中变流器多模块并联控制框图；

图5为本发明具体实施例中有功频率(均流)控制框图；

图6是本发明具体实施例中无功电压(均压)控制框图。

具体实施方式

以下将结合附图，对本发明的技术方案进行详细说明。

如图1所示现有技术中储能变流器模块的拓扑，图1示出了模块化储能变流器包括：dcac模块以及上层控制器。所述dcac模块包含热插拔端子、直流侧emi滤波器、直流接触器、蓄电池侧解耦电容、三相i型三电平逆变桥、三相交流逆变侧电感、三相交流滤波电容、并网继电器、三相交流网侧电感、交流侧emi滤波器、熔丝、交直流预充回路。其中热插拔端子为蓄电池与交流母线接口。

实施例一：一种模块化储能变流器并联控制方法。

本实施例中，采用的储能变流器的结构如图1所示。在储能变流器正常并网或离网工作时，采用虚拟同步发电机(vsg)控制策略。

在具体实施例中模块化储能变流器各模块的组合方式包括模块蓄电池侧并联或分立以及各模块交流输出侧并联，提出的并联控制策略下，变流器蓄电池侧可并联或独立使用，具体连接方式如图2所示。本发明实施例中多个储能变流器组合时，所有多个储能变流器模块分布式对等控制，不分主次模块；各dcac模块通过模拟同步发电机的外特性来实现模块的并联。

单模块控制框图如图3所示。输入变流器实际输出有功功率po和变流器的有功功率参考值pref得到有功功率控制输出，将有功功率控制输出输入到转子运动方程模块，转子运动方程模块输出虚拟同步发电机的实际输出角速度ω，并将实际输出角速度ω积分后输出电压相位θ。

输入变流器实际输出无功功率qo和变流器的无功功率参考值uref得到无功功率控制输出，将无功功率控制输出输入到转子磁链方程模块，转子磁链方程模块经过下垂控制输出变流器q轴控制器输出电压指令uq^*和d轴控制器输出电压指令ud^*。

将变流器输出电压相位θ、q轴控制器输出电压指令uq^*和d轴控制器输出电压指令ud^*输入到定子电压模型得到储能变流器的输出电压基准ua^*、ub^*、uc^*，并将定子电压模型输出的储能变流器的输出电压基准ua^*、ub^*、uc^*和实际输出电压和实际输出电流输入到电压电流闭环模块，经过电压电流闭环模块闭环调节器控制输出调制波电压，根据调制波电压输出pwm开关信号控制储能变流器。

本实施例中，模块化储能变流器各模块间的均压/均流控制通过数字通信实现，均压/均流环指上层控制器在各dcac模块运行在离网模式时用于保证各模块交流输出电压和电流的均衡，上层控制器通过内部通信网络采集各模块的交流输出有功和无功信号，将该有功和无功信号与各模块的有功和无功基准信号比较后经调节器输出，将输出信号叠加在有功参考基准以及无功参考基准上，实现对dcac模块电压指令和角速度的信号的修正。

图4为储能变流器多模块并联控制框图，控制系统分为2层，第一层为sg控制器，包括控制器接口以及采用sg的机电暂态模型来虚拟同步发电机的机械惯量和电气特性，得到相角以及端口电压给定值；第二层为内环控制器，通常为电压电流控制环，用来跟踪sg控制器的给定值，确保电路满足定子电压方程。

图5为本发明采用的vsg的有功-频率控制环，其特点是通过在控制虚拟同步发电机的转子运动方程来虚拟同步发电机的一次调压、一次调频、惯性等特性。图中kp为有功控制参数，采用数字惯性环节模拟转子特性，在保留转子惯性实现一次调频的同时，消除了纯积分模拟的惯性环节导致的输出角速度易饱和特性。本发明转子运动方程模拟采用的数字惯性环节的表达式为：

其中，(1-kc)是惯性时间常数，z为采样拉氏变换算子。

本实施例中在并网状态下，储能变流器的dcac模块有功频率控制采用比例积分控制，在离网状态下，采用比例控制。可选地，在具体实施例中通过模拟选择开关切换在并网/离网不同状态下的控制模式，在并网状态下，有功频率控制为pi控制，实现有功功率的无差控制。在离网状态下，有功频率控制变为均流控制，为p控制，上层控制器通过均流环通过调节各模块有功的给定pref实现各模块的均流。

模块化储能变流器的无功电压控制策略如图6所示。qref和qo为变流器无功功率参考值和实际输出无功功率。uref和ud^*是变流器电压幅值参考值和控制器输出电压指令。km和kn的为控制参数。在并网状态下其控制目标是与主电网进行交换的有功功率和无功功率；在孤岛状态下，储能变流器的控制目标是为提供电压和频率支撑，变流器的输出功率由负载决定。因此，在并网状态下，无功功率控制采用比例积分控制，在离网状态下，储能变流器的dcac模块和无功功率控制采用比例控制，即在离网状态下将kn设为0。

当上层控制器正常时，各模块完全对等，不同模块间仅通过数据总线相连，每个模块都有自己的vsg控制环路。变流器并网运行时，其有功频率控制环及无功电压控制环可以精确控制各模块输出有功功率和无功功率；离网运行时，总输出有功无功由负载决定,各模块化储能变流器间的均压/均流控制通过数字通信实现，模块化储能变流器的各模块通过数字通信总线将自身有功/无功输出信号通过通信总线发送至上层控制器，各模块将从上层控制器接收到基准修正信号分别作为自身电压/角速度的基准，实现模块化储能变流器各模块间电压、电流的均衡。

实施例二、与实施例一提供的模块化储能变流器并联控制方法相对应的，本实施例提供了模块化储能变流器并联控制系统，所述储能变流器包括各dcac模块和上层控制器，所述控制系统包括：有功频率控制环、无功电压控制环、转子运动方程模拟、转子磁链方程模拟、定子电压模型、电压电流闭环，

所述有功频率控制环，用于根据变流器实际输出有功功率和变流器的有功功率参考值得到得到有功功率控制输出；

所述转子运动方程模拟，用于根据有功功率控制输出得到虚拟同步发电机实际输出角速度ω，将实际输出角速度ω积分后输出电压相位θ；

所述无功电压控制环，用于根据变流器实际输出无功功率和变流器的无功功率参考值得到无功功率控制输出；

所述转子磁链方程模拟，用于根据无功功率控制输出得到变流器q轴控制器输出电压指令uq^*和d轴控制器输出电压指令ud^*；

所述定子电压模型，用于根据变流器输出电压相位θ、q轴控制器输出电压指令uq^*和d轴控制器输出电压指令ud^*得到储能变流器的输出电压基准；

所述电压电流闭环，用于根据储能变流器的输出电压基准和实际输出电压和实际输出电流通过闭环调节器输出pwm开关信号控制储能变流器；

所述有功频率控制环和无功频率控制环均包括模拟选择开关，所述模拟选择开关，用于设置并联的各储能变流器的dcac模块在并网和离网状态下的控制模式；

所述上层控制器，用于在储能器离网模式下通过对dcac模块控制器输出电压指令uq^*、d轴控制器输出电压指令ud^*和角速度ω的信号进行修正，使得各模块化储能变流器dcac模块的均流。

本实施例储能变流器的控制环路包括有功频率控制环、无功电压控制环、转子运动方程模拟、转子磁链方程模拟、定子电压模型、电压电流闭环，所述有功频率控制环通过控制角速度的大小来控制dcac模块有功功率传递的大小和方向，所述无功电压控制环通过控制输出电压矢量的大小来控制dcac模块无功功率传递的大小和方向。通过选择开关切换模块化储能变流器各模块在并网和离网不同状态下的控制模式，在并网状态下，有功频率控制采用比例积分控制，在离网状态下，采用比例控制。有功频率控制环的输出经过转子运动方程得到dcac模块的输出矢量角度，无功电压控制环的输出经过转子磁链方程得到dcac模块的输出矢量幅值。如图5所示在并网状态下，储能变流器的dcac模块有功频率控制采用比例积分控制，在离网状态下，储能变流器的dcac模块有功频率控制采用比例控制；如图6所示在并网状态下，储能变流器的dcac模块无功电压控制采用比例积分控制，在离网状态下，储能变流器的dcac模块无功电压控制采用比例控制。

本实施例模块化储能变流器的并联包括各模块化储能变流器蓄电池侧并联及交流侧并联。当上层控制器正常时，各模块完全对等，不同模块间仅通过数据总线相连，每个模块都有自己的控制环路。

本实施例中dcac模块将自身实际有功功率输出信号和实际无功功率输出信号通过数字通信总线发送至上层控制器，dcac模块将从上层控制器接收到有功功率参考值和无功功率参考值。

本发明包括各模块化储能变流器蓄电池侧并联及交流侧并联。当上层控制器正常时，各模块完全对等，不同模块间仅通过数据总线相连，每个模块都有自己的控制环路。控制环路通过在模拟同步发电机的外特性来实现储能变流器各模块的并联，采用数字惯性环节模拟同步发电机的转子特性，通过选择开关切换在并网和离网不同状态下的控制模式，在并网状态下，有功频率控制采用比例积分控制，在离网状态下，采用比例控制。在储能变流器离网模式下上层控制器通过对dcac模块控制器实际输出电压和角速度进行修正，使得模块化储能变流器各dcac模块均流。本发明通过合理设计有功功率控制环及数字惯性调节器，可以同时在并网以及离网运行时取得较好的控制效果，使系统稳定性大大提高：在并网时功率震荡及超调小，动态特性较快，有利于跟踪功率指令，在离网时，可以提供较大的转动惯量，提高系统的频率稳定性。

以上实施例仅为说明本发明的技术思想，不能以此限定本发明的保护范围，凡是按照本发明提出的技术思想，在技术方案基础上所做的任何改动，均落入本发明保护范围之内。