CN109245123A - 一种级联型储能系统多机并联虚拟同步控制系统及方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种级联型储能系统多机并联虚拟同步控制系统及方法，首先根据每台级联型储能变流器的三相电压，电网有功功率给定指令，以及火电机组当前功率计算得到有功功率，与有功变化量相叠加得到总有功功率给定值，再计算得到有功/无功电流给定值，然后将功率变换单元的平均调制电压和均衡控制电压分量相叠加，得到总调制电压，最后计算得到各功率器件的脉冲驱动信号。本发明实现了多台级联型储能变流器高压直挂并联接入火电厂高厂变低压侧与火电机组联合调频运行，具有多机并联虚拟同步友好运行、大容量高效率快速响应、充放电双向调节、高度自均衡控制、高电能质量、便于集中调度调频的优点。

Description

一种级联型储能系统多机并联虚拟同步控制系统及方法

技术领域

本发明涉及一种级联型储能系统多机并联虚拟同步控制系统及方法，属于储能系统调频技术领域。

背景技术

目前，受大功率电力电子开关器件如IGBT、碳化硅器件等的最大耐压和最大电流参数的限制，单台储能变流器（power conversion system，PCS）的功率一般不大于500 kW，即0.5 MW。这个功率级别的储能变流器应用于火储联合调频的场合是不够的，目前在工程实际中一般是多台变流器在低压交流侧并联运行，再通过多台升压变压器接入火电厂内6kV高厂变低压侧实现，不仅多了工频变压器升压环节，降低系统效率，而且由于分布式多台低压并联接入，调频速度受制于多台低压并联储能变流器之间的通信协调时间，调频速度较慢，一般为100ms左右，另外，现有储能变流器主要由电力电子器件构成，不具备惯性，不能对维持电网动态稳定性做出应有的贡献。

因此，亟需提供一种用于火储联合调频的无变压器高压直挂，调频速度快、具有虚拟同步特性的大容量储能系统。

发明内容

为解决现有技术存在的问题，本发明提供了一种级联型储能系统多机并联虚拟同步方法，实现多台级联型储能变流器高压直挂并联接入火电机组高厂变低压侧与火电机组联合调频运行。

为实现上述目的，本发明采用的技术方案为：

一种级联型储能系统多机并联虚拟同步控制系统，包括电池充电状态整体调节模块、均衡控制模块、虚拟同步功率计算模块、电流指令计算模块、电流矢量控制模块、载波相移正弦脉宽调制算法模块；

所述电池充电状态整体调节模块基于储能电池簇荷电状态和给定充电状态SOCref，输出有功变化量deltaP2；

所述虚拟同步功率计算模块基于每台级联型储能变流器自身交流输出侧的三相电压ua、ub和uc、电网有功功率给定指令Pagc以及火电机组当前功率Pfuel，输出有功功率P1；

所述电流指令计算模块基于单台级联型储能变流器的总有功功率给定值Pref和电网无功功率给定指令Qagc，输出有功电流给定值id1和无功电流给定值iq1；

所述电流矢量控制模块基于有功电流给定值id1和无功电流给定值iq1，输出a、b、c三相的每一相中的各链节功率变换单元的调制电压；

所述均衡控制模块基于a、b、c三相中每一相的各链节储能电池簇荷电状态，输出a、b、c三相中每一相的各链节功率变换单元的均衡控制电压分量；

所述通过载波相移正弦脉宽调制算法模块计算得到每台级联型储能变流器中a、b、c三相的每一串联链节的功率变换单元的各功率器件的脉冲驱动信号。

级联型储能系统多机并联虚拟同步控制方法，包括以下步骤：

1）根据每台级联型储能变流器自身交流输出侧的三相电压ua、ub和uc、电网有功功率给定指令Pagc以及火电机组当前功率Pfuel，经虚拟同步功率计算模块计算得到有功功率P1；

2）根据储能电池簇荷电状态和给定充电状态SOCref，经电池充电状态整体调节模块计算得到有功变化量deltaP2；

3）将有功功率P1与有功变化量deltaP2相叠加得到单台级联型储能变流器的总有功功率给定值Pref；

4）总有功功率给定值Pref经电流指令计算模块计算得到有功电流给定值id1和无功电流给定值iq1；

5）id1和iq1经电流矢量控制模块计算得到a、b、c每相的各链节功率变换单元的平均调制电压；

6）根据a、b、c三相中每一相的各链节储能电池簇荷电状态，计算得到a、b、c三相中每一相的各链节功率变换单元的均衡控制电压分量；

7）将所述步骤5）中，各链节功率变换单元的平均调制电压与所述步骤6）计算的均衡控制电压分量相叠加，得到a、b、c三相的每一相中的各链节功率变换单元的总调制电压；

8）将各链节功率变换单元的总调制电压经载波相移正弦脉宽调制算法模块计算得到每台级联型储能变流器每一相中每一串联链节的功率变换单元的各功率器件的脉冲驱动信号。

前述的步骤1）中，计算得到有功功率P1的具体过程如下：

11）将每台级联型储能变流器自身交流输出侧的三相电压ua、ub和uc经锁相环PLL单元进行锁相计算，得到锁相角度theta和锁相频率f；同时，通过abc/dq单元，将abc三相静止坐标系下的三相电压ua、ub和uc进行矢量变换得到dq旋转坐标系下的电压矢量ud和uq；

12）将计算得到的锁相频率f依次通过虚拟同步计算模块和第一限幅模块后得到虚拟同步有功变化量deltaP1，所述虚拟同步计算模块的计算为：

当f与电网额定频率f0偏差的绝对值不超过deltaf时，deltaP0=0，

当f与电网额定频率f0偏差的绝对值大于deltaf时， deltaP0=-J/f0*（df/dt）*P0

其中，deltaP0为虚拟同步计算模块的输出量，f0为电网额定频率，J为虚拟同步惯性时间常数，df/dt为锁相频率f的微分，P0为每台级联型储能变流器自身的额定有功功率；

13）电网有功功率给定指令Pagc与火电机组当前功率Pfuel作差后，除以级联型储能变流器台数N1得到每台级联型储能变流器的有功功率Pess；

14）将有功功率Pess与虚拟同步有功变化量deltaP1相叠加得到有功功率P1。

前述的步骤2）中，有功变化量deltaP2的计算如下：

21）根据a、b、c三相中每个储能电池簇内部电池管理系统BMS检测得到的各链节储能电池簇荷电状态，通过加权平均得到单台级联型储能变流器中所有链节储能电池簇的平均充电状态SOC；

22）将给定充电状态SOCref与平均充电状态SOC作差后，经PI调节模块和第二限幅模块后得到有功变化量deltaP2。

前述的步骤4）中，电流指令计算模块计算如下：

将单台级联型储能变流器的总有功功率给定值Pref除以1.5倍的电压矢量ud得到有功电流给定值id1，将电网无功功率给定指令Qagc除以1.5倍的电压矢量ud得到无功电流给定值iq1。

前述的步骤5）中，各链节功率变换单元的平均调制电压计算如下：

31）每台级联型储能变流器自身输出的a、b、c三相交流电流的采样值ia、ib、ic和锁相角度theta通过abc三相静止坐标系到dq旋转坐标系的矢量变换得到id和iq；

32）id1与id的差值经过第一电流调节器后与d 轴交叉解耦分量w*L*iq相减，再与ud相加后得到ud11；iq1与iq的差值经过第二电流调节器后与q 轴交叉解耦分量w*L*id叠加，再与uq相加后得到uq11，其中，L为三相并网电抗器的电感值，w为电网额定角频率；

33）ud11与uq11通过dq旋转坐标系到abc三相静止坐标系的矢量变换，得到a、b、c三相的每一相调制电压分别为ua11、ub11、uc11；

34）ua11、ub11和uc11均除以每一相的储能电池簇个数N2，得到a、b、c三相的每一相中的各链节功率变换单元的平均调制电压。

前述的步骤6）中，各链节功率变换单元的均衡控制电压分量计算如下：

41）根据a、b、c三相中每个储能电池簇内部电池管理系统BMS检测得到的各链节储能电池簇荷电状态SOCa1、SOCa2……SOCaN2，SOCb1、SOCb2……SOCbN2，SOCc1、SOCc2……SOCcN2，通过相内加权平均得到a、b、c三相N2个储能电池簇的平均荷电状态值SOCa，SOCb，SOCc；

42）计算得到a、b、c三相内各链节功率变换单元的均衡控制电压分量uan、ubn、ucn，n=1、2……N2，均衡计算如下：

uan=ka*(SOCan-SOCa)*cos(2πft+theta)

ubn=kb*(SOCbn-SOCb)*cos(2πft+theta-2π/3)

ucn=kc*(SOCcn-SOCc)*cos(2πft+theta+2π/3)

其中，ka、kb、kc的取值范围均为[-1，1]，储能系统放电时，取为正号，储能系统充电时，取为负号，t为时间。

前述的级联型储能系统包括若干台级联型储能变流器，所有的级联型储能变流器的交流侧输出端并联后接入火电厂高厂变的低压侧，高厂变的高压侧与火电机组输出端相连，高厂变的高压侧还与升压变压器的低压侧相连，升压变压器的高压侧与电网相连；

所述级联型储能变流器由a、b、c三相储能变换单元链路，和a、b、c三相并网电抗器串联构成，所述储能变换单元链路均包括同等数量的多个储能变换单元链节，所述储能变换单元链节由若干个储能电池簇与功率变换单元串联构成，所述储能变换单元链节的储能电池簇彼此独立，并分别连接各自的功率变换单元直流侧，每个功率变换单元的交流侧相互串联；

所述火电厂高厂变低压侧三相输出端与三相并网电抗器的三相输入端连接。

前述的同一储能变换单元链节所对应的a、b、c相储能电池簇必须为同一种类的储能电池或同一种类的梯次利用动力电池。

与现有技术相比，本发明的有益效果为：

本发明实现了多台级联型储能变流器高压直挂并联接入火电机组高厂变低压侧与火电机组联合调频运行，具有多机并联虚拟同步友好运行、大容量高效率快速响应、充放电双向调节、高度自均衡控制、高电能质量、便于集中调度调频的优点。

附图说明

图1为本发明的用于火储联合调频的级联型储能系统拓扑结构框图；

图2为本发明的级联型储能变流器拓扑结构框图；

图3为本发明的控制方法框图。

具体实施方式

下面对本发明作进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。

如图1所示，本发明的用于火储联合调频的级联型储能系统包括若干台级联型储能变流器，所有的级联型储能变流器的交流侧输出端并联后接入火电厂高厂变的低压侧，高厂变的高压侧与火电机组输出端相连，高厂变的高压侧还与升压变压器的低压侧相连，升压变压器的高压侧与电网相连。高厂变的低压侧可为6kV，高厂变的高压侧可为20kV，升压变的高压侧可为110kV，实现多台级联型储能变流器高压直挂并联接入火电厂高厂变6kV低压侧，通过高厂变升压到20kV与火电机组联合调频运行，再经升压变压器升压到110kV后送出到110kV电网。图中，N1为级联型储能变流器的个数。

如图2所示，图1中的火电厂高厂变低压侧a相输出端与三相并网电抗器的a相La输入端连接，火电厂高厂变低压侧b相输出端与三相并网电抗器的b相Lb输入端连接，火电厂高厂变低压侧c相输出端与三相并网电抗器的c相Lc输入端连接。

每台级联型储能变流器均由a、b、c三相储能变换单元链路、a、b、c三相并网电抗器串联构成，其中每相储能单元链路均包括同等数量的多个储能变换单元链节，每个储能变换单元链节由储能电池簇与功率变换单元串联构成，每个储能变换单元链节的储能电池簇彼此独立，并分别连接各自的功率变换单元直流侧，每个功率变换单元的交流侧相互串联。

如图2中，储能电池簇a1与功率单元模块a1直流侧串联连接，储能电池簇a2与功率单元模块a2直流侧串联连接……储能电池簇aN2与功率单元模块aN2直流侧串联连接，功率单元模块a1的交流侧输入端与三相并网电抗器的a相La输出端连接，功率单元模块a1的交流侧输出端与功率单元模块a2的交流侧输入端连接，功率单元模块a2的交流侧输出端与功率单元模块a3的交流侧输入端连接……功率单元模块a(N2-1)的交流侧输出端与功率单元模块aN2的交流侧输入端连接。图中，N2为每相储能单元链路中储能变换单元链节的个数。

储能电池簇b1与功率单元模块b1直流侧串联连接，储能电池簇b2与功率单元模块b2直流侧串联连接……储能电池簇bN2与功率单元模块bN2直流侧串联连接，功率单元模块b1的交流侧输入端与三相并网电抗器的b相Lb输出端连接，功率单元模块b1的交流侧输出端与功率单元模块b2的交流侧输入端连接，功率单元模块b2的交流侧输出端与功率单元模块b3的交流侧输入端连接……功率单元模块b(N2-1)的交流侧输出端与功率单元模块bN2的交流侧输入端连接。

储能电池簇c1与功率单元模块直流侧串联连接，储能电池簇c2与功率单元模块c2直流侧串联连接……储能电池簇cN2与功率单元模块cN2直流侧串联连接，功率单元模块c1的交流侧输入端与三相并网电抗器的c相Lc输出端连接，功率单元模块c1的交流侧输出端与功率单元模块c2的交流侧输入端连接，功率单元模块c2的交流侧输出端与功率单元模块c3的交流侧输入端连接……功率单元模块c(N2-1)的交流侧输出端与功率单元模块cN2的交流侧输入端连接。

功率单元模块aN2的交流侧输出端与功率单元模块bN2的交流侧输出端连接，功率单元模块aN2的交流侧输出端与功率单元模块cN2的交流侧输出端连接。

进一步的，同一链节所对应的a、b、c相储能电池簇必须为同一种类的储能电池或同一种类的梯次利用动力电池，不同链节所对应的a、b、c相储能电池簇可以为不同种类的储能电池或不同种类的梯次利用动力电池。

基于上述的火储联合调频的级联型储能系统，本发明提供一种级联型储能系统多机并联虚拟同步控制系统，如图3所示，主要由电池充电状态整体调节模块、均衡控制模块、虚拟同步功率计算模块、电流指令计算模块、电流矢量控制模块、载波相移正弦脉宽调制算法模块构成。

电池充电状态整体调节模块输入值为a、b、c三相中每一相的各链节储能电池簇荷电状态和给定充电状态SOCref，输出值为有功变化量deltaP2。

具体实现过程为：

11）根据a相中每个储能电池簇内部电池管理系统BMS检测得到的各链节储能电池簇荷电状态SOCa1、SOCa2……SOCaN2，根据b相中每个储能电池簇内部电池管理系统BMS检测得到的各链节储能电池簇荷电状态SOCb1、SOCb2……SOCbN2，根据c相中每个储能电池簇内部电池管理系统BMS检测得到的各链节储能电池簇荷电状态SOCc1、SOCc2……SOCcN2，通过加权平均得到单台级联型储能变流器中所有链节储能电池簇的平均充电状态SOC。

12）将给定充电状态SOCref与平均充电状态SOC作差后，依次通过PI调节模块和第二限幅模块后得到有功变化量deltaP2。第二限幅模块的下限值为-P3，上限值为P3，当PI调节模块的输出量，即第二限幅模块的输入量小于第二限幅模块的下限值-P3时，选择第二限幅模块的输出量为-P3；当PI调节模块的输出量大于第二限幅模块的上限值P3时，选择第二限幅模块的输出量为P3；当PI调节模块的输出量不小于第二限幅模块的下限值-P3且不大于第二限幅模块的上限值P3时，选择第二限幅模块的输出量为PI调节模块的输出量。P3为每台级联型储能变流器自身稳态运行时允许的有功功率波动范围，可取为每台级联型储能变流器自身的额定有功功率P0的1%，即P3=1%P0。第二限幅模块的作用是为了防止电池充电状态整体调节模块的输出量对每台级联型储能变流器自身有功功率的动态调节量较大，导致每台级联型储能变流器自身有功功率振荡，甚至失稳，与电网解列，保证在进行电池充电状态整体调节的同时，对电网的有功功率扰动较小，更有利于与电网友好互动。

虚拟同步功率计算模块的输入为每台级联型储能变流器自身交流输出侧的三相电压ua、ub和uc、电网有功功率给定指令Pagc以及火电机组当前功率Pfuel，输出为有功功率P1。具体实现过程如下：

21）通过锁相环PLL单元，将每台级联型储能变流器自身交流输出侧的三相电压ua、ub和uc进行锁相计算得到锁相角度theta和锁相频率f。所述锁相计算方法可以参考作者曾正、邵伟华、刘清阳、马青、冉立发表的《电工技术学报》第33卷第4期《并网逆变器数字锁相环的数学物理本质分析》第810页基于隐式比例积分（Proportional Integral，PI）的锁相环（Phase Locked Loop，PLL）方法。同时，通过abc/dq单元，将abc三相静止坐标系下的每台级联型储能变流器自身交流输出侧的三相电压ua、ub和uc进行矢量变换得到dq旋转坐标系下的电压矢量ud和uq。

22）将计算得到的锁相频率f依次通过虚拟同步计算模块和第一限幅模块后得到虚拟同步有功变化量deltaP1。所述第一限幅模块的下限值为-P2，上限值为P2，当虚拟同步计算模块的输出量，即第一限幅模块的输入量小于第一限幅模块的下限值-P2时，选择第一限幅模块的输出量为-P2；当虚拟同步计算模块的输出量大于第一限幅模块的上限值P2时，选择第一限幅模块的输出量为P2；当虚拟同步计算模块的输出量不小于第一限幅模块的下限值-P2且不大于第一限幅模块的上限值P2时，选择第一限幅模块的输出量为虚拟同步计算模块的输出量。P2为每台级联型储能变流器自身虚拟同步动态响应所允许的最大功率波动值，可取为每台级联型储能变流器自身的额定有功功率P0的10%，即P2=10%P0。第一限幅模块的作用是为了防止虚拟同步计算模块的输出量对每台级联型储能变流器自身有功功率的动态调节量较大，导致每台级联型储能变流器自身有功功率振荡，甚至失稳，与电网解列，保证在进行虚拟同步动态调节的同时，对电网的有功功率扰动较小，更有利于与电网友好互动。

虚拟同步计算模块的计算为：

当f与电网额定频率f0偏差的绝对值不超过deltaf时，deltaP0=0，

当f与电网额定频率f0偏差的绝对值大于deltaf时， deltaP0=-J/f0*（df/dt）*P0

其中，deltaP0为虚拟同步计算模块的输出量，deltaf的取值范围可为0.02至0.05，推荐deltaf=0.03，f0为电网额定频率50Hz，J为虚拟同步惯性时间常数，取值范围可为4s与12s之间，推荐J=5s，df/dt为锁相频率f的微分，P0为每台级联型储能变流器自身的额定有功功率。

23）电网有功功率给定指令Pagc与火电机组当前功率Pfuel作差后除以级联型储能系统中并联接入到火电机组高厂变低压侧的级联型储能变流器台数N1得到每台级联型储能变流器的有功功率Pess。

24）将每台级联型储能变流器的有功功率Pess与虚拟同步有功变化量deltaP1相叠加得到有功功率P1。

25）将有功功率P1与电池充电状态整体调节模块输出的有功变化量deltaP2相叠加得到单台级联型储能变流器的总有功功率给定值Pref。

电流指令计算模块的输入值为单台级联型储能变流器的总有功功率给定值Pref和电网无功功率给定指令Qagc，输出值为有功电流给定值id1和无功电流给定值iq1；具体实现过程如下：

将单台级联型储能变流器的总有功功率给定值Pref除以1.5倍的电压矢量ud得到有功电流给定值id1，将电网无功功率给定指令Qagc除以1.5倍的电压矢量ud得到无功电流给定值iq1。

电流矢量控制模块的输入值为有功电流给定值id1和无功电流给定值iq1，输出值为a、b、c三相的每一相中的各链节功率变换单元的调制电压；具体实现过程如下：

31）每台级联型储能变流器自身输出的abc三相交流电流的采样值ia、ib、ic和锁相角度theta通过abc三相静止坐标系到dq旋转坐标系的矢量变换得到id和iq。

32）id1与id的差值经过第一电流调节器后与d 轴交叉解耦分量w*L*iq相减，再与ud相加后得到ud11，iq1与iq的差值经过第二电流调节器后与q 轴交叉解耦分量w*L*id叠加，再与uq相加后得到uq11，其中，L为三相并网电抗器的电感值，w为电网额定角频率314rad/s。

33）ud11与uq11通过dq旋转坐标系到abc三相静止坐标系的矢量变换，得到a、b、c三相的每一相调制电压分别为ua11、ub11、uc11。

34）ua11、ub11和uc11均除以每一相的储能电池簇个数N2，得到abc三相的每一相中的各链节功率变换单元的调制电压。

均衡控制模块的输入值为a、b、c三相中每一相的各链节储能电池簇荷电状态，输出值为a、b、c三相中每一相的各链节功率变换单元的均衡控制电压分量；具体实现过程为：

41）根据a相中每个储能电池簇内部电池管理系统BMS检测得到的各链节储能电池簇荷电状态SOCa1、SOCa2……SOCaN2，通过相内SOC加权平均得到a相N2个储能电池簇的平均荷电状态值SOCa；

根据b相中每个储能电池簇内部电池管理系统BMS检测得到的各链节储能电池簇荷电状态SOCb1、SOCb2……SOCbN2，通过相内SOC加权平均得到b相N2个储能电池簇的平均荷电状态值SOCb；

根据c相中每个储能电池簇内部电池管理系统BMS检测得到的各链节储能电池簇荷电状态SOCc1、SOCc2……SOCcN2，通过相内SOC加权平均得到c相N2个储能电池簇的平均荷电状态值SOCc。

42）SOCa1、SOCa2……SOCaN2与SOCa通过a相内SOC均衡计算得到a相内各链节功率变换单元的均衡控制电压分量uan，SOCb1、SOCb2……SOCbN2与SOCb通过b相内SOC均衡计算得到b相内各链节功率变换单元的均衡控制电压分量ubn，SOCc1、SOCc2……SOCcN2与SOCc通过c相内SOC均衡计算得到c相内各链节功率变换单元的均衡控制电压分量ucn，其中，n=1、2……N2。

具体计算如下：

uan=ka*(SOCan-SOCa)*cos(2πft+theta) n=1、2……N2

ubn=kb*(SOCbn-SOCb)*cos(2πft+theta-2π/3) n=1、2……N2

ucn=kc*(SOCcn-SOCc)*cos(2πft+theta+2π/3) n=1、2……N2

其中，ka的取值范围为[-1，1]，储能系统放电时，ka的符号取为正号，储能系统充电时，ka的符号取为负号；kb的取值范围为[-1，1]，储能系统放电时，kb的符号取为正号，储能系统充电时，kb的符号取为负号；kc的取值范围为[-1，1]，储能系统放电时，kc的符号取为正号，储能系统充电时，kc的符号取为负号，t为时间，单位s。

43）将各链节功率变换单元的调制电压与均衡控制模块输出的相应各链节功率变换单元的均衡控制电压分量相叠加，得到a、b、c三相的每一相中的各链节功率变换单元的总调制电压ua2n，ub2n，uc2n。

通过载波相移正弦脉宽调制算法模块得到每台级联型储能变流器中a相每一串联链节的功率变换单元的各功率器件的脉冲驱动信号PWMa1、PWMa2……PWMaN2、b相中每一串联链节的功率变换单元的各功率器件的脉冲驱动信号PWMb1、PWMb2……PWMbN2、c相中每一串联链节的功率变换单元的各功率器件的脉冲驱动信号PWMc1、PWMc2……PWMcN2。

进一步的，电池充电状态整体调节模块中的PI调节模块由比例调节器和积分调节器并联构成。

基于上述系统，本发明提供的一种用于火储联合调频的级联型储能系统多机并联虚拟同步方法，包括以下步骤：

1）根据每台级联型储能变流器自身交流输出侧的三相电压ua、ub和uc、电网有功功率给定指令Pagc以及火电机组当前功率Pfuel，经虚拟同步功率计算模块计算得到有功功率P1；

2）将有功功率P1与电池充电状态整体调节模块输出的有功变化量deltaP2相叠加得到单台级联型储能变流器的总有功功率给定值Pref，经电流指令计算模块得到有功电流给定值id1和无功电流给定值iq1，再经电流矢量控制模块得到abc每相的各链节功率变换单元的平均调制电压；

3）将各链节功率变换单元的调制电压与均衡控制模块输出的相应各链节功率变换单元的均衡控制电压分量相叠加，得到a、b、c三相的每一相中的各链节功率变换单元的总调制电压；

4）各链节功率变换单元的总调制电压经载波相移正弦脉宽调制算法模块计算得到每台级联型储能变流器每一相中每一串联链节的功率变换单元的各功率器件的脉冲驱动信号，载波相移正弦脉宽调制算法可以参考作者陈中发表的合肥工业大学博士学位论文《级联H桥储能变换器及其控制技术研究》第25页。

本发明实现了多台级联型储能变流器高压直挂并联接入火电机组高厂变低压侧与火电机组联合调频运行，具有多机并联虚拟同步友好运行、大容量高效率快速响应、充放电双向调节、高度自均衡控制、高电能质量、便于集中调度调频的优点。

a）多机并联虚拟同步友好运行： 本发明借鉴传统电力系统运行经验，基于虚拟同步计算模块使每台级联型储能变流器均具有类似同步发电机的运行特性，一旦每台级联型储能变流器检测到其输出端电压频率f与电网额定频率的偏差的绝对值超过阈值，则随着f的变化率相应调整有功功率变化量，且虚拟同步惯性时间常数J可在推荐取值范围4s与12s之间灵活设定，具有一定的惯性，不仅能实现级联型储能变流器高压直挂友好接入，对维持电网动态稳定性做出应有的贡献，而且能保证每台级联型储能变流器在直接接收电网有功功率给定指令与火电机组当前功率独立响应运行的同时，通过每台级联型储能变流器所表现出的惯性，即虚拟同步特性相互友好协调作用，实现多台级联型储能变流器的并联协调运行，使整个由多台级联型储能变流器并联而成的级联型储能系统具有与电网多机并联虚拟同步友好互动运行的能力。

b）大容量高效率快速响应：通过每一相内多个储能变换单元链节串联，直接实现每台级联型储能变流器高压直挂火电厂高厂变低压侧调频运行，不仅省去了一级变压器使电压等级变换少，系统能量转换效率高，而且由于直接高压直挂接入，更易于每台级联型高压直挂储能变流器直接单机集中控制，省去了多台并联的低压储能系统之间的复杂的分散协同控制以及相互之间多机通信协调时间，整个单机功率调节范围大，响应速度快，可达ms级，调频速度上远优于现有的分布式低压储能系统并联升压接入实现调频的响应速度100ms左右；另外，通过可通过多台级联型储能变流器高压直挂并联接入火电厂高厂变低压侧调频运行，实现了整个储能系统的大容量。

c）充放电双向调节：通过电池充电状态整体调节模块，将每台级联型储能变流器所有储能电池簇的平均充电状态SOC控制在设定点，即给定充电状态SOCref附近，并使SOCref在一个合理的范围内，保证每个储能电池簇在任意时刻均能同时提供充电调节或放电调节的充放电双向调节能力，有效避免了当储能电池簇完全充满后，其无法进一步提供充电调节能力，或者当储能电池簇完全放光后，其无法进一步提供放电调节能力。

d）高度自均衡：通过将各链节功率变换单元所需的均衡控制电压分量叠加到正常调频运行各储能变换单元链节中功率变换单元所需要的调制电压上，即可同时对每一相中各串联储能变换单元链节的储能电池簇进行电压均衡控制，使每一相中各串联储能变换单元链节的储能电池簇电压偏差尽可能的小，从而保证每个储能电池簇电压最大程度地保持相同状态，具备高度一致性，有效避免由于个别储能变换单元链节的储能电池簇过充或过放，缩短电池使用寿命，甚至出现个别储能电池簇严重过欠压导致级联型储能变流器运行失败的事故发生；并且，由于具备每一相中各串联储能变换单元链节内储能电池簇高度自均衡控制能力，不同链节所对应的a、b和c相储能电池簇可以为不同种类的储能电池，如第3链节所对应的a、b和c相储能电池簇均为铅炭电池，第4链节所对应的a、b和c相储能电池簇均为锂离子电池，第5链节所对应的a、b和c相储能电池簇均为梯次利用的锂离子电池或梯次利用的铅炭电池，提高了整个级联型储能系统对储能电池型号选择的鲁棒性，能大幅降低储能系统成本，提高系统可靠性；

e）高电能质量：由于每相储能单元链路均包括同等数量的多个储能变换单元链节，每个储能变换单元链节由储能电池簇与功率变换单元串联构成，每个功率变换单元的交流侧相互串联，实现了每一相内各功率变换单元输出电平的相互叠加，如每相均有N2个储能变换单元链节，则级联型储能变流器输出的电压电平数高达（2N2+1）个，高度逼近电压正弦波形，极大降低了每台级联型储能变流器调频运行过程中的谐波污染；

f）便于电网集中调度调频：目前低压储能系统单机大都在500kW以下，不能承担火储联合调频需要的大容量储能系统参与调频的重任，而高压直挂级联型储能变流器若每相均采用多个H桥级联接入火电厂高厂变低压侧6kV交流母线，单机功率可达MW级，极大减少了所需分布式单机的台数，提高了系统的集成化程度，更便于电网集中调度；并且可通过多台高压直挂级联型储能变流器并联接入火电厂高厂变低压侧6kV交流母线，使整个级联型储能系统的容量达到10MW级，特别适合大容量集中式规模化储能调频，只需根据火电机组的容量大小相应调整与之匹配协调运行的级联型储能变流器的台数，就能满足不同容量火电机组的火储联合调频对储能系统的总容量需求，且整个由多台级联型储能变流器并联而成的级联型储能系统可以整体直接跟踪响应电网有功功率给定指令Pagc，便于电网集中规模化调度调频。

以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和变形，这些改进和变形也应视为本发明的保护范围。

Claims (9)

1.一种级联型储能系统多机并联虚拟同步控制系统，其特征在于，包括电池充电状态整体调节模块、均衡控制模块、虚拟同步功率计算模块、电流指令计算模块、电流矢量控制模块、载波相移正弦脉宽调制算法模块；

所述电池充电状态整体调节模块基于储能电池簇荷电状态和给定充电状态SOCref，输出有功变化量deltaP2；

所述虚拟同步功率计算模块基于每台级联型储能变流器自身交流输出侧的三相电压ua、ub和uc、电网有功功率给定指令Pagc以及火电机组当前功率Pfuel，输出有功功率P1；

所述电流指令计算模块基于单台级联型储能变流器的总有功功率给定值Pref和电网无功功率给定指令Qagc，输出有功电流给定值id1和无功电流给定值iq1；

所述电流矢量控制模块基于有功电流给定值id1和无功电流给定值iq1，输出a、b、c三相的每一相中的各链节功率变换单元的调制电压；

所述均衡控制模块基于a、b、c三相中每一相的各链节储能电池簇荷电状态，输出a、b、c三相中每一相的各链节功率变换单元的均衡控制电压分量；

所述通过载波相移正弦脉宽调制算法模块计算得到每台级联型储能变流器中a、b、c三相的每一串联链节的功率变换单元的各功率器件的脉冲驱动信号。

2.基于权利要求1所述的级联型储能系统多机并联虚拟同步控制系统的控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

1）根据每台级联型储能变流器自身交流输出侧的三相电压ua、ub和uc、电网有功功率给定指令Pagc以及火电机组当前功率Pfuel，经虚拟同步功率计算模块计算得到有功功率P1；

2）根据储能电池簇荷电状态和给定充电状态SOCref，经电池充电状态整体调节模块计算得到有功变化量deltaP2；

3）将有功功率P1与有功变化量deltaP2相叠加得到单台级联型储能变流器的总有功功率给定值Pref；

4）总有功功率给定值Pref经电流指令计算模块计算得到有功电流给定值id1和无功电流给定值iq1；

5）id1和iq1经电流矢量控制模块计算得到a、b、c每相的各链节功率变换单元的平均调制电压；

6）根据a、b、c三相中每一相的各链节储能电池簇荷电状态，计算得到a、b、c三相中每一相的各链节功率变换单元的均衡控制电压分量；

7）将所述步骤5）中，各链节功率变换单元的平均调制电压与所述步骤6）计算的均衡控制电压分量相叠加，得到a、b、c三相的每一相中的各链节功率变换单元的总调制电压；

8）将各链节功率变换单元的总调制电压经载波相移正弦脉宽调制算法模块计算得到每台级联型储能变流器每一相中每一串联链节的功率变换单元的各功率器件的脉冲驱动信号。

3.根据权利要求2所述的控制方法，其特征在于，所述步骤1）中，计算得到有功功率P1的具体过程如下：

11）将每台级联型储能变流器自身交流输出侧的三相电压ua、ub和uc经锁相环PLL单元进行锁相计算，得到锁相角度theta和锁相频率f；同时，通过abc/dq单元，将abc三相静止坐标系下的三相电压ua、ub和uc进行矢量变换得到dq旋转坐标系下的电压矢量ud和uq；

12）将计算得到的锁相频率f依次通过虚拟同步计算模块和第一限幅模块后得到虚拟同步有功变化量deltaP1，所述虚拟同步计算模块的计算为：

当f与电网额定频率f0偏差的绝对值不超过deltaf时，deltaP0=0，

当f与电网额定频率f0偏差的绝对值大于deltaf时， deltaP0=-J/f0*（df/dt）*P0

其中，deltaP0为虚拟同步计算模块的输出量，f0为电网额定频率，J为虚拟同步惯性时间常数，df/dt为锁相频率f的微分，P0为每台级联型储能变流器自身的额定有功功率；

13）电网有功功率给定指令Pagc与火电机组当前功率Pfuel作差后，除以级联型储能变流器台数N1得到每台级联型储能变流器的有功功率Pess；

14）将有功功率Pess与虚拟同步有功变化量deltaP1相叠加得到有功功率P1。

4.根据权利要求2所述的控制方法，其特征在于，所述步骤2）中，有功变化量deltaP2的计算如下：

21）根据a、b、c三相中每个储能电池簇内部电池管理系统BMS检测得到的各链节储能电池簇荷电状态，通过加权平均得到单台级联型储能变流器中所有链节储能电池簇的平均充电状态SOC；

22）将给定充电状态SOCref与平均充电状态SOC作差后，经PI调节模块和第二限幅模块后得到有功变化量deltaP2。

5.根据权利要求2所述的控制方法，其特征在于，所述步骤4）中，电流指令计算模块计算如下：

将单台级联型储能变流器的总有功功率给定值Pref除以1.5倍的电压矢量ud得到有功电流给定值id1，将电网无功功率给定指令Qagc除以1.5倍的电压矢量ud得到无功电流给定值iq1。

6.根据权利要求2所述的控制方法，其特征在于，所述步骤5）中，各链节功率变换单元的平均调制电压计算如下：

31）每台级联型储能变流器自身输出的a、b、c三相交流电流的采样值ia、ib、ic和锁相角度theta通过abc三相静止坐标系到dq旋转坐标系的矢量变换得到id和iq；

32）id1与id的差值经过第一电流调节器后与d 轴交叉解耦分量w*L*iq相减，再与ud相加后得到ud11；iq1与iq的差值经过第二电流调节器后与q 轴交叉解耦分量w*L*id叠加，再与uq相加后得到uq11，其中，L为三相并网电抗器的电感值，w为电网额定角频率；

33）ud11与uq11通过dq旋转坐标系到abc三相静止坐标系的矢量变换，得到a、b、c三相的每一相调制电压分别为ua11、ub11、uc11；

34）ua11、ub11和uc11均除以每一相的储能电池簇个数N2，得到a、b、c三相的每一相中的各链节功率变换单元的平均调制电压。

7.根据权利要求2所述的控制方法，其特征在于，所述步骤6）中，各链节功率变换单元的均衡控制电压分量计算如下：

41）根据a、b、c三相中每个储能电池簇内部电池管理系统BMS检测得到的各链节储能电池簇荷电状态SOCa1、SOCa2……SOCaN2，SOCb1、SOCb2……SOCbN2，SOCc1、SOCc2……SOCcN2，通过相内加权平均得到a、b、c三相N2个储能电池簇的平均荷电状态值SOCa，SOCb，SOCc；

42）计算得到a、b、c三相内各链节功率变换单元的均衡控制电压分量uan、ubn、ucn，n=1、2……N2，均衡计算如下：

uan=ka*(SOCan-SOCa)*cos(2πft+theta)

ubn=kb*(SOCbn-SOCb)*cos(2πft+theta-2π/3)

ucn=kc*(SOCcn-SOCc)*cos(2πft+theta+2π/3)

其中，ka、kb、kc的取值范围均为[-1，1]，储能系统放电时，取为正号，储能系统充电时，取为负号，t为时间。

8.根据权利要求2至7任意一项所述的控制方法，其特征在于，所述级联型储能系统包括若干台级联型储能变流器，所有的级联型储能变流器的交流侧输出端并联后接入火电厂高厂变的低压侧，高厂变的高压侧与火电机组输出端相连，高厂变的高压侧还与升压变压器的低压侧相连，升压变压器的高压侧与电网相连；

所述级联型储能变流器由a、b、c三相储能变换单元链路，和a、b、c三相并网电抗器串联构成，所述储能变换单元链路均包括同等数量的多个储能变换单元链节，所述储能变换单元链节由若干个储能电池簇与功率变换单元串联构成，所述储能变换单元链节的储能电池簇彼此独立，并分别连接各自的功率变换单元直流侧，每个功率变换单元的交流侧相互串联；

所述火电厂高厂变低压侧三相输出端与三相并网电抗器的三相输入端连接。

9.根据权利要求8所述的控制方法，其特征在于，同一储能变换单元链节所对应的a、b、c相储能电池簇必须为同一种类的储能电池或同一种类的梯次利用动力电池。