CN110112763B - 一种储能集群系统级谐振抑制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种储能集群系统级谐振抑制方法，针对含多台储能装置并联运行的储能集群谐振问题，考虑从储能装置个体与集群系统两个维度的谐振抑制，通过谐振频率计算，在各台储能装置输出电流跟踪控制环节引入对应谐振频率电流负反馈构成虚拟阻抗抑制谐振，实现储能集群系统级谐振抑制。本发明操作简单易行，当谐振频率发生变化时，可实时调整谐振抑制目标，具有良好的动态适应性。

Description

一种储能集群系统级谐振抑制方法

技术领域

本发明属于电力电子领域，具体涉及一种储能集群系统级谐振抑制方法。

背景技术

储能是未来电力行业发展的必然选择，由于可再生能源规模化消纳、电力调峰调频、分布式能源友好接入、用户侧需求响应、电动汽车与电网友好互动等方面的需求，储能在未来电力系统中将是不可或缺的角色。

在储能大规模化应用的背景下，储能电站通常由多储能装置并联，构成储能集群协调运行。多储能装置并联的储能集群由于装置滤波器参数以及线路阻抗的不匹配，会存在谐振隐患，而储能装置通过电力电子变换器作为并网接口，其输出含有固有频率谐波，若储能装置工作在不同的运行方式，装置的外特性将在容性与感性间不断转换，这增加了储能集群的不稳定因素，导致储能集群的谐振风险提高，谐振特性异常复杂。

目前抑制或消除谐波的策略大致可以分为两种方式：一种是通过安装额外的谐波抑制装置用于谐波滤除，如有源电力滤波器，该方法大大增加了设备成本，且只能滤除特定次谐波，无法完全消除储能集群谐振。一种通过引入有源或无源方式，增加阻抗环节，抑制单台储能装置的谐振，该方法依然聚焦在单台储能装置自身谐振抑制，并未从全局角度综合分析储能集群的谐振原因，当储能运行方式或接入数目发生改变时，谐振风险依然存在。

发明内容

本发明的目的是提出一种储能集群系统级谐振抑制方法。

实现本发明目的的技术解决方案为：一种基于储能集群系统级谐振抑制方法，其特征在于，包括如下步骤：

步骤1：检测储能集群中每台储能装置的输出电流与输出电压，计第n台储能装置的输出电流为I_{n(n＝1,2,3...)}，计第n台储能装置的输出电压为U_{n(n＝1,2,3...)}；

步骤2：获取每台储能装置变流器的LCL滤波参数，计第n台储能装置的LCL滤波参数分别为L_{n1(n＝1,2,3...)}、C_{n(n＝1,2,3...)}以及L_{n2(n＝1,2,3...)}，其中L_{n1(n＝1,2,3...)}为第n(n＝1,2,3...)台储能装置的装置侧滤波电感，C_{n(n＝1,2,3...)}为第n(n＝1,2,3...)台储能装置的滤波电容，L_{n2(n＝1,2,3...)}为第n(n＝1,2,3...)台储能装置的网侧滤波电感；

步骤3：获取每台储能装置变流器的谐振点频率，计第n(n＝1,2,3...)台储能装置的LCL固有谐振点频率为ω_{res_n}；

步骤4：选取第1台储能装置的并网点为公共接入点，计算储能装置1单独作用时储能集群的谐振频率ω′_{res_1n}；

步骤5：计算除第1台储能装置外，每台储能装置单独作用时其他储能装置的谐振频率，计第n(n≠1)台储能装置单独作用时，第m(m≠n)台储能装置的谐振频率ω′_{res_m_n}；

步骤6：步骤6：对每台储能装置输出电流进行FFT分析，计第n台储能装置谐振频率ω_{res_n}、ω′_{res_1n}、ω′_{res_m_n}，对应的谐波电流有效值为I_{res_n}、I′_{res_1n}与I′_{res_m_n}；

步骤7：将谐波电流I_{res_n}、I′_{res_1n}以及I′_{res_m_n}分别送入比例谐振控制器，构成虚拟阻抗环节，得到对应的谐波电压U_{res_n}、U′_{res_1n}以及U′_{res_m_n}；

步骤8：将谐波电压U_{res_n}、U′_{res_1n}以及U′_{res_m_n}相加求和得到U_rem，从原目标控制电压指令U_ref中减去U_rem，得到新的目标控制电压指令U^* _ref，送入电压控制环；

步骤9、电压控制环中U^* _ref减去每台储能装置电压实时反馈值U_n，将其误差送入PI控制调节器后，经过PWM环节得到储能装置中各功率器件的开断控制信号。

作为一种具体实施方式，步骤1中，组成储能集群的储能装置数目n是变量，根据储能装置实时接入储能集群的实际数目动态调整。

作为一种具体实施方式，步骤3中，第n台储能装置的LCL的固有谐振点频率ω_{res_n}的计算公式为：

作为一种具体实施方式，步骤4中，选取第1台储能装置的并网点为公共接入点，储能装置1单独作用时储能集群的谐振频率ω′_{res_1n}的计算公式为：

作为一种具体实施方式，步骤5中，第n(n≠1)台储能装置单独作用时，第m(m≠n)台储能装置的谐振频率ω′_{res_m_n}的计算公式为：

本发明与现有技术相比，其显著优点为：本发明既从单台储能装置的微观角度考虑单台储能装置的谐振抑制，又从整个储能集群的宏观角度统筹考虑谐振抑制，明确了储能集群谐振抑制的具体实现步骤和方法，操作简单易行；当谐振频率发生变化时，可实时调整谐振抑制目标，具有良好的动态适应性。

附图说明

图1为本发明储能集群系统级谐振抑制方法的流程图。

图2为本发明储能集群系统级谐振抑制方法的控制框图。

图3为多台储能装置并联组成的储能集群示意图。

图4为多台储能装置并联的简化等效电路示意图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例，进一步说明本发明方案。

本发明储能集群系统级谐振抑制方法，针对多台储能装置并联运行的储能集群，从储能装置个体与集群系统两个维度进行谐振抑制，如图1-2所示，具体包括如下步骤：

步骤1：检测储能集群中每台储能装置的输出电流与输出电压，以图3所示多台储能装置并联的储能集群为例，设组成储能装置的数目为n(n＝1,2,3...)，其取值视具体应用场景中所包含的储能装置数目而定。为不失一般性，计第n台储能装置的输出电流为I_{n(n＝1,2,3...)}，计第n台储能装置的输出电压为U_{n(n＝1,2,3...)}；

步骤2：获取每台储能装置变流器的LCL滤波参数，计第n(n＝1,2,3...)台储能装置的LCL滤波参数分别为L_{n1(n＝1,2,3...)}、C_{n(n＝1,2,3...)}以及L_{n2(n＝1,2,3...)}，如图4所示，L_{n1(n＝1,2,3...)}为第n(n＝1,2,3...)台储能装置的装置侧滤波电感，C_{n(n＝1,2,3...)}为第n(n＝1,2,3...)台储能装置的滤波电容，L_{n2(n＝1,2,3...)}为第n(n＝1,2,3...)台储能装置的网侧滤波电感。值得注意的是，为方便表达，后面步骤中各变量标号下标中的(n＝1,2,3...)略去，其定义与步骤1、步骤2中的保持一致，不再进行单独说明。

步骤3：获取每台储能装置变流器的谐振点频率，计第n(n＝1,2,3...)台储能装置的LCL固有谐振点频率为ω_{res_n}，计算公式为：

步骤4：选取第1台储能装置的并网点为公共接入点，计算储能装置1单独作用时储能集群的谐振频率ω′_{res_1n}，计算公式为：

步骤5：计算除第1台储能装置外，每台储能装置单独作用时其他储能装置的谐振频率，计第n(n≠1)台储能装置单独作用时，第m(m≠n)台储能装置的谐振频率ω′_{res_m_n}，计算公式为：

式中，L_m1为第m台储能装置的装置侧滤波电感，C_m为第m台储能装置的滤波电容，L_m2为第m台储能装置的网侧滤波电感,m＝2,3...(m≠1且m≠n)。

步骤6：对每台储能装置输出电流进行FFT分析，计第n台储能装置谐振频率ω_{res_n}、ω′_{res_1n}、ω′_{res_m_n}，对应的谐波电流有效值为I_{res_n}、I′_{res_1n}与I′_{res_m_n}；

步骤7：将谐波电流I_{res_n}、I′_{res_1n}以及I′_{res_m_n}分别送入比例谐振控制器，构成虚拟阻抗环节，得到对应的谐波电压U_{res_n}、U′_{res_1n}以及U′_{res_m_n}，则对应的虚拟阻抗为R_{res_n}、R′_{res_1n}以及R′_{res_m_n}可以表示为：

其中，G_{res_n}、G′_{res_1n}以及G′_{res_m_n}为比例谐振(PR)环节传递函数，其通用表达式为

PR控制环节中的关键控制参数如比例系数K_p、谐振系数K_R以及谐振频率ω_c根据控制实际需要进行整定，ω₀为基波频率，其值为100π。

步骤8：将谐波电压U_{res_n}、U′_{res_1n}以及U′_{res_m_n}相加求和得到U_rem，从原目标控制电压指令U_ref中减去U_rem，得到新的目标控制电压指令U^* _ref，送入电压控制环。

步骤9、U^* _ref减去每台储能装置电压实时反馈值U_n，将其误差送入PI控制调节器后，经过PWM环节得到储能装置中各功率器件的开断控制信号。

每台储能装置的谐振频率并不是固定不变的，储能集群的谐振频率也是会发生变化的。本发明将对应谐振频率的谐波电流送入虚拟阻抗控制环，既可以实现单台储能装置的谐振抑制，也可以实现整个储能集群的谐振抑制。

Claims (5)

1.一种储能集群系统级谐振抑制方法，其特征在于，包括如下步骤：

步骤1：检测储能集群中每台储能装置的输出电流与输出电压，计第n台储能装置的输出电流为I_{n(n＝1，2，3...)}，计第n台储能装置的输出电压为U_{n(n＝1，2，3...)}；

步骤2：获取每台储能装置变流器的LCL滤波参数，计第n台储能装置的LCL滤波参数分别为L_{n1(n＝1，2，3...)}、C_{n(n＝1，2，3...)}以及L_{n2(n＝1，2，3...})，其中L_{n1(n＝1，2，3...})为第n(n＝1，2，3...)台储能装置的装置侧滤波电感，C_{n(n＝1，2，3...})为第n(n＝1，2，3...)台储能装置的滤波电容，L_{n2(n＝1，2，3...})为第n(n＝1，2，3...)台储能装置的网侧滤波电感；

步骤3：获取每台储能装置变流器的谐振点频率，计第n(n＝1，2，3...)台储能装置的LCL固有谐振点频率为ω_{res_n}；

步骤4：选取第1台储能装置的并网点为公共接入点，计算储能装置1单独作用时储能集群的谐振频率ω′_{res_1n}；

步骤5：计算除第1台储能装置外，每台储能装置单独作用时其他储能装置的谐振频率，计第n，n≠1台储能装置单独作用时，第m，m≠n台储能装置的谐振频率ω′_{res_m_n}；

步骤6：对每台储能装置输出电流进行FFT分析，计第n台储能装置谐振频率ω_{res_n}、ω′_{res_1n}、ω′_{res_m_n}，对应的谐波电流有效值为I_{res_n}、I′_{res_1n}与I′_{res_m_n}；

步骤7：将谐波电流I_{res_n}、I′_{res1_n}以及I′_{res_m_n}分别送入比例谐振控制器，构成虚拟阻抗环节，得到对应的谐波电压U_{res_n}、U′_{res_1n}以及U′_{res_m_n}；

步骤8：将谐波电压U_{res_n}、U′_{res_1n}以及U′_{res_m_n}相加求和得到U_rem，从原目标控制电压指令U_ref中减去U_rem，得到新的目标控制电压指令U^* _ref，送入电压控制环；

步骤9、电压控制环中U^* _ref减去每台储能装置电压实时反馈值U_n，将其误差送入PI控制调节器后，经过PWM环节得到储能装置中各功率器件的开断控制信号。

2.根据权利要求1所述的储能集群系统级谐振抑制方法，其特征在于，步骤1中，组成储能集群的储能装置数目n是变量，根据储能装置实时接入储能集群的实际数目动态调整。

3.根据权利要求1所述的储能集群系统级谐振抑制方法，其特征在于，步骤3中，第n台储能装置的LCL的固有谐振点频率ω_{res_n}的计算公式为：

4.根据权利要求1所述的储能集群系统级谐振抑制方法，其特征在于，步骤4中，选取第1台储能装置的并网点为公共接入点，储能装置1单独作用时储能集群的谐振频率ω′_{res_1n}的计算公式为：

5.根据权利要求1所述的储能集群系统级谐振抑制方法，其特征在于，步骤5中，第n，n≠1台储能装置单独作用时，第m，m≠n台储能装置的谐振频率ω′_{res_m_n}的计算公式为：

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