CN110429655B - 基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开的基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制方法及系统，将储能电站的并网逆变器模拟虚拟同步机的电压源，实现励磁控制和调速控制为电网系统提供了必要的惯量和阻尼特性，实现新能源系统的频率和电压的稳定支撑。该控制方法摆脱了传统的锁相环控制，使得并网逆变器功角控制不依附于网络频率变化而变化，为新能源系统提供了必要的惯量和阻尼，增加了储能电站并网逆变器控制的自主性和抗扰性，提高了储能电站并网的频率稳定支撑能力和电压稳定支撑能力。

Description

基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制方法及系统

技术领域

本发明属于可再生能源并网技术领域，具体涉及一种基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制方法及系统。

背景技术

大规模可再生能源并网改善了能源结构的同时对电网的控制运行也带来了巨大挑战，由于储能电站并网现阶段主要依靠传统的PQ控制，PV控制，VF控制，下垂控制等方法。首先，采用这些方法其并网逆变器端口几乎不具备类似同步发电机的惯量特性和阻尼特性，无法在电网接收到扰动时抑制功率波动，对电网电压的支撑能力和频率的支撑能力明显不足。其次，由于新能源系统发电的间歇性和波动性，很难保持一定的有功备用。同时，新能源与传统同步发电机系统在负荷功率波动干扰的情况下，新能源不能提供有效的功率支撑，其波动功率最终还是由传统同步发电机组承担，根据同步发电机的静态频率特性，势必会造成相应频率偏差，由于对频率偏差的限制，所以新能源与传统同步发电机组系统的调频深度不足，在一定情况下没有抵抗大功率扰动的能力。因此，储能电站支撑新能源发电并网稳定性的控制方法备受关注。

发明内容

本发明的目的是提供一种基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制方法，解决了现有控制方法的逆变器不具备类似同步发电机的惯量特性和阻尼特性，在电网接收到扰动时抑制功率波动，对电网电压和频率的主动支撑的能力不足的问题。

本发明的另一目的是提供一种基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制系统。

本发明所采用的技术方案是，基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制方法，具体包括如下过程：

获取储能电站的SOC和并网逆变器的出口的实测电网频率信号和电压信号；

将储能电站的SOC和并网逆变器的出口的实测电网频率信号经过调速控制输出储能电站的输出功率参考值；以及，将并网逆变器出口的实测电网电压信号经过励磁控制得到强制空载电动势参考值；

将输出功率参考值和强制空载电动势参考值输入至预先建立的虚拟同步机三阶模型中得到并网逆变器功角θ；

电压外环控制dq轴电压参考值与实际值的偏差以及电流内环控制电流参考值与实际值的偏差，修正电池储能电站并网逆变器的占空比，结合并网逆变器功角θ控制逆变器中晶闸管开关特性。

本发明的其他特点还在于，

优选的，步骤2中调速控制包括将电池储能电站的并网逆变器出口的频率实测值f_meas与频率参考值f_ref的频率偏差Δf经过功频比例系数K_m修正有功功率偏差量，而功频比例系数由荷电状态SOC修正；

根据功率偏差量ΔP_b与功率设定值P_b0得到电池储能电站的输出功率参考值P_bref。

优选的，根据功率偏差量ΔP_b与功率设定值P_b0得到电池储能电站的输出功率参考值P_bref，包括：储能单元的动机调节单元模拟同步机的静态频率特性，在系统调频中实现多机之间的有功功率的自动分摊，模拟同步发电机的功频特性，根据系统频率实测值与参考值之差，得到储能单元功率参考值，如式(1)所示：

P_bref-P_b0＝K_m(f_meas-f_ref) (1)

式中，f_ref为频率参考值；P_bref为功率参考值；P_b0为功率设定值；f_meas为频率实测值；K_m为功频比例系数，由功频下垂系数k_p和储能电站的SOC修正下垂系数k_q共同决定；

所述系统角速度偏差与功率偏差的关系如式(2)所示：

式中，ω为实际角速度，ω₀为额定角速度，P_b0为功率设定值，P_bref为功率参考值，J为转子的虚拟转动惯量，D为阻尼系数，K_m为功频比例系数，s表示从时域变到频域下的变换信号。

优选的，将并网逆变器出口的实测电网电压信号经过励磁控制得到强制空载电动势参考值，包括：通过并网逆变器端口电压实测量U_meas与电压参考值U_ref的偏差量来修正空载电动势偏差量ΔE_qe；

通过空载电动势偏差量与参考值E_qe0得到强制空载电动势参考值E_qe。

优选的，励磁控制中并网逆变器机端电压变化与强制空载电动势变化的关系如式(6)所示：

式中，ΔE_qe为空载电动势偏差量，U_meas为逆变器出口电压的时测值，U_ref为逆变器出口电压参考值，K_f为励磁比例系数，K_e是一阶惯性环节的比例系数，T_e是一阶惯性环节的积分系数，s代表从时域变到频域下的变化符号。

优选的，虚拟同步机三阶模型建立过程如下：

首先，根据同步机的二阶转子运动方程和一阶暂态电压方程，建立同步机标准三阶模型，如式(7)所示：

式中，J为转子的虚拟转动惯量，D为阻尼系数，ω为标准值下的发电机角速度，ω₀为发电机的额定角速度，Δω为额定转速与实际转速的偏差，P_m为机械功率，P_e为电磁功率，δ为发电机功角；T_d0′为同步发电机励磁绕组的时间常数，E_q′为暂态电动势，E_qe为强制空载电动势，i_d为直轴电流分量，x_d为直轴同步电抗，x_d′为直轴瞬变电抗；

将电池储能电站的功率参考值P_bref和强制空载电动势参考值E_qe，带入式(7)中，分别得到并网逆变器功角θ和电池储能电站并网逆变器dq轴坐标系下暂态电动势E_d′和E_q′；

并网逆变器功角θ用于控制电池储能电站并网逆变器dq坐标系与xy坐标系下的夹角；

暂态电动势E_d′和E_q′通过虚拟定子绕组，调整逆变器的输出阻抗得到暂态电动势参考值E_dref和E_qref，暂态电动势参考值E_dref和E_qref依次通过电压外环得到与实际电压的偏差，经过电流内环得到与实际电流的偏差；

所述虚拟定子绕组如公式(8)所示：

E′-I(r+jx)＝E_ref (8)

式中，E′为储能电站并网逆变器的内电势，E_ref为外部节点电压；

公式(8)右边进行实虚部分离如式(9)所示：

式中，r为虚拟电枢电阻，x为虚拟同步电抗。

本发明的另一技术方案是，基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制系统，包括数据获取模块，用于获取储能电站的SOC和并网逆变器的出口的实测电网频率信号和电压信号；

调速控制模块，用于将储能电站的SOC和并网逆变器的出口的实测电网频率信号调制输出储能电站的输出功率参考值；

励磁控制模块，用于将并网逆变器出口的实测电网电压信号调制得到强制空载电动势参考值；

电流内环控制模块，用于调制dq轴电流参考值与实际值的偏差；

电压外环控制模块，用于调制dq轴电压参考值与实际值的偏差；

数据计算模块，用于将输出功率参考值和强制空载电动势参考值输入至预先建立的虚拟同步机三阶模型中得到并网逆变器功角θ，并结合电流内环控制模块和电压外环控制模块的输出结果，修正电池储能电站并网逆变器的占空比，控制逆变器中晶闸管开关特性。

进一步地，还包括虚拟定子绕组模块，用于将经过励磁控制模块调制得到电动势进行实虚分离，用于调整逆变器的输出阻抗。

本发明还提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，该程序处理器执行实现上述方法的步骤过程。

本发明化提供一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序是实现上述方法的步骤过程。

本发明的有益效果是，基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制方法及系统，将储能电站的并网逆变器等效成具有励磁控制和调速控制的同步电压源，为系统提供了必要的惯量和阻尼特性。通过建立储能电站的同步机三阶模型，分别将储能电站的SOC和并网逆变器出口的实测电网频率信号f_meas经过调速控制，将并网逆变器出口的实测电网电压信号U_meas经过励磁控制后，带入建立的同步机三阶模型中，得到并网逆变器功角θ，并结合电流内环和电压外环控制dq轴电压电流参考值与实际值的偏差，修正电池储能电站并网逆变器的占空比，控制逆变器中晶闸管开关特性，实现新能源系统的频率和电压的稳定支撑。摆脱了传统的锁相环控制，使得并网逆变器功角控制不依附于网络频率变化而变化，为新能源系统提供了必要的惯量和阻尼，增加了储能电站并网逆变器控制的自主性和抗扰性，提高了储能电站并网的频率稳定支撑能力和电压稳定支撑能力。

附图说明

图1为本发明的含有储能电站的新能源电力系统结构示意图；

图2为本发明的蓄电池组SOC-U特性曲线图；

图3是本发明的基于同步发电机三阶模型的储能单元的主动支撑控制方法流程图；

图4为本发明的基于同步发电机三阶模型的电池储能单元的主动支撑控制结构图；

图5为本发明的功频下垂控制器控制框图；

图6为本发明的励磁控制器控制框图；

图7为本发明的同步发电机标准三阶模型控制框图；

图8为本发明的基于同步发电机三阶模型的储能单元的主动支撑控制系统的结构示意图；

图9为本发明的负荷波动时不同虚拟惯量H对一次调频动态过程的影响曲线图；其中，图9(a)为负荷突增时时不同虚拟惯量J对系统动态频率的影响对比图；图9(b)为负荷突增时不同虚拟惯量J对电池储能电站输出功率的影响对比图；

图10为本发明的负荷波动时不同阻尼D对一次调频动态过程的影响曲线图；其中，图10(a)为负荷波动时不同阻尼D对系统动态频率的影响对比图；图10(b)为负荷波动时不同阻尼系数D对电池储能电站输出功率的影响对比图；

图11为本发明的在连续负荷波动情况下系统对比是否含有电池储能电站的系统各参数变化；其中，图11(a)为系统中是否含有电池储能电站的传统机组的有功输出对比图，图11(b)为系统中是否含有电池储能电站的系统的频率波动对比图；图11(c)表示电池储能电站的调频出力。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式对本发明进行详细说明。

本发明的基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制方法，图1为含有储能电站的新能源电力系统结构示意图，系统由光伏电站、风力发电机组、蓄电池储能电站、负荷及同步发电机组成；为了平抑微网功率波动，光伏系统直流侧DC/DC变换器采用做大功率追踪(MPPT)控制，光伏并网逆变器采用传统的PQ控制连接到PCC交流母线。储能单元包括电池子系统和能量管理系统(BESS)，电池子系统由多个电池模块串联而成，从而实现更高的电压等级；为了实现良好的双向功率流动性能并稳定直流侧电压，储能装置直流侧DC/DC变换器采用电压电流双环控制方法；网侧变流器采用同步发电机标准三阶模型的主动支撑控制，电池储能电站带有调速系统和励磁系统。

图2为蓄电池组SOC-U特性曲线图，蓄电池组SOC与电压特性分析，将起点为SOC为0时蓄电池组最大电压与最小电压中间点，终点为SOC为1时最大电压处拟合一条特性直线，其原理公式如下：

式中，U为电池组端电压，U_max与U_min为电池组电压最大值与最小值，SOC为蓄电池组荷电状态。

本发明的基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制方法，如图3和图4所示，同步发电机标准三阶模型的主动支撑控制方法模拟了同步发电机的励磁环节和调速环节，将并网逆变器等效为同步电压源。该控制方法摆脱了传统的锁相环控制，使得并网逆变器功角控制不依附于网络频率变化而变化，为新能源系统提供了必要的惯量和阻尼，增加了储能电站并网逆变器控制的自主性和抗扰性，提高了储能电站并网的频率稳定支撑能力和电压稳定支撑能力。具体操作过程包括如下步骤：

获取储能电站的SOC和并网逆变器的出口的实测电网频率信号和电压信号；

将储能电站的SOC和并网逆变器的出口的实测电网频率信号经过调速控制输出储能电站的输出功率参考值；以及将并网逆变器出口的实测电网电压信号经过励磁控制得到强制空载电动势参考值；

将输出功率参考值和强制空载电动势参考值输入至预先建立的虚拟同步机三阶模型中得到并网逆变器功角θ；

电压外环控制dq轴电压参考值与实际值的偏差以及电流内环控制电流参考值与实际值的偏差，修正电池储能电站并网逆变器的占空比，结合并网逆变器功角θ控制逆变器中晶闸管开关特性，实现电池储能电站并网的频率和电压的稳定支撑。

其中，分别将储能电站的SOC和并网逆变器出口的实测电网频率信号f_meas经过调速控制，将并网逆变器出口的实测电网电压信号U_meas经过励磁控制后，带入步骤1建立的同步机三阶模型中，得到并网逆变器功角θ，并结合电流内环和电压外环控制dq轴电压电流参考值与实际值的偏差，修正电池储能电站并网逆变器的占空比，控制逆变器中晶闸管开关特性，实现电池储能电站并网的频率和电压的稳定支撑。

如图5所示，调速控制是将电池储能电站的并网逆变器出口的频率实测值f_meas与频率参考值f_ref的频率偏差Δf经过功频比例系数K_m修正有功功率偏差量，而功频比例系数由荷电状态SOC修正；

根据输出功率偏差量ΔP_b与功率设定值P_b0相加得到电池储能电站的输出功率参考值P_bref；

具体过程如下：

储能电站的动机调节单元模拟同步机的静态特性，在系统调频中实现多机之间的有功功率的自动分摊，模拟同步发电机的功频特性，根据系统频率实测值与参考值之差，得到储能单元功率参考值，如式(1)所示：

P_bref-P_b0＝K_m(f_meas-f_ref) (1)

式中，f_ref为频率参考值；P_bref为功率参考值；P_b0为主动支撑输出的有功功率；f_meas为频率实测值；K_m为功频比例系数，由功频下垂系数k_p和储能电站的SOC修正下垂系数k_q共同决定；为了抑制储能电站的频繁充放电动作，根据我国一次调频要求，设置(50±0.033)Hz为储能电站的频率死区；

由于主动支撑工作在参考转速点附近，所以忽略转速变化对阻尼绕组的影响，得到系统角速度偏差与功率偏差的关系如式(2)所示：

式中，ω为实际角速度，ω₀为额定角速度，P_b0为功率设定值，P_bref为功率参考值，J为转子的虚拟转动惯量，D为阻尼系数，K_m为功频比例系数，s表示从时域变到频域下的变换信号。

如图6所示，励磁控制包括通过并网逆变器端口电压实测量U_meas与电压参考值U_ref的偏差量来修正空载电动势偏差量ΔE_qe；

通过空载电动势偏差量与参考值E_qe0相加得到强制空载电动势参考值E_qe；

具体过程如下：

将同步机的自动调节励磁系统简化为用偏差量表示的一个等值的一阶惯性环节，如公式(3)所示：

式中，U_meas为逆变器出口电压的时测值，U_ref为逆变器出口电压参考值，Δu_f为励磁电压偏差量，K_e是一阶惯性环节的比例系数，T_e是一阶惯性环节的积分系数，s代表从时域变到频域下的变化符号；

由于励磁电压u_f和强制空载电动势E_qe之间为线性关系，如公式(4)所示：

式中，x_ad为同步发电机直轴电枢反应绕组，r_f为同步发电机励磁绕组电阻，K_f为励磁比例系数，将式(4)带入(3)式中得到式(5)：

则并网逆变器机端电压变化与强制空载电动势变化的关系如式(6)所示：

式中，ΔE_qe为空载电动势偏差量，U_meas为逆变器出口电压的时测值，U_ref为逆变器出口电压参考值，K_f为励磁比例系数，K_e是一阶惯性环节的比例系数，T_e是一阶惯性环节的积分系数，s代表从时域变到频域下的变化符号。

建立虚拟同步机三阶模型过程如下：

如图7所示，根据同步机的二阶转子运动方程和一阶暂态电压方程，建立同步机标准三阶模型，如式(7)所示：

式中，J为转子的虚拟转动惯量，D为阻尼系数，ω为标准值下的发电机角速度，ω₀为发电机的额定角速度，Δω为额定转速与实际转速的偏差，P_m为机械功率，P_e为电磁功率，δ为发电机功角；T_d0′为同步发电机励磁绕组的时间常数，E_q′为暂态电动势，E_qe为强制空载电动势，i_d为直轴电流分量，x_d为直轴同步电抗，x_d′为直轴瞬变电抗；

分别得到并网逆变器功角θ和电池储能电站并网逆变器dq轴坐标系下暂态电动势E_d′和E_q′；并网逆变器功角θ用于控制电池储能电站并网逆变器dq坐标系与xy坐标系下的夹角；

为了并网逆变器的安全运行，暂态电动势E_d′和E_q′通过虚拟定子绕组，调整逆变器的输出阻抗得到暂态电动势参考值E_dref和E_qref，所述虚拟定子绕组如公式(8)所示：

E′-I(r+jx)＝E_ref (8)

公式(8)右边进行实虚部分离如式(9)所示：

式中，r为虚拟电枢电阻，x为虚拟同步电抗。

虚拟定子绕组可以调整逆变器的输出阻抗，解决了线路阻抗中阻性成分带来的功率耦合问题，满足虚拟同步发电机的功率解耦条件。

通过电压外环控制将暂态电动势参考值E_dref和E_qref与电压实际值的偏差，通过电流内环控制储能单元的电流参考值与实际值的偏差，并修正电池储能电站并网逆变器的占空比，结合并网逆变器功角θ控制电池储能电站并网逆变器dq坐标系与xy坐标系下的夹角，两者协同控制逆变器中晶闸管开关特性，用以模拟同步发电机的惯量和阻尼特性及调压特性。

本发明的基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制系统，如图8所示，包括数据获取模块，用于获取储能电站的SOC和并网逆变器的出口的实测电网频率信号和电压信号；

调速控制模块，用于将数据获取模块得到的储能电站的SOC和并网逆变器的出口的实测电网频率信号调制输出储能电站的输出功率参考值；

励磁控制模块，将并网逆变器出口的实测电网电压信号调制得到强制空载电动势参考值；

电流内环控制模块，用于调制dq轴电流参考值与实际值的偏差；

电压外环控制模块，用于调制dq轴电压参考值与实际值的偏差；

数据计算模块，用于将输出功率参考值和强制空载电动势参考值输入至预先建立的虚拟同步机三阶模型中得到并网逆变器功角θ，并结合电流内环控制模块和电压外环控制模块的输出结果，修正电池储能电站并网逆变器的占空比，控制逆变器中晶闸管开关特性。

还包括虚拟定子绕组模块，将经过励磁控制模块调制得到电动势进行实虚分离，用于调整逆变器的输出阻抗，保护并网逆变器的安全运行。

本发明的一个实施例是一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序处理器执行实现本发明的基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制方法的步骤过程。

本发明的一个实施例是一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序所述处理器执行所述程序是实现基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制方法的步骤过程。

为了验证基于同步发电机标准三阶模型的储能电站主动支撑控制方法和控制系统参与电网一次调频动态过程分析的正确性，搭建了20kV/100MW的光储柴联合发电系统，其中同步发电机的额定功率为100MW，光伏发电的额定功率为50MW，储能电站的容量配置为30MW，系统恒功率负荷为100MW，分别进行如下分析：

(1)负荷波动时储能电站不同虚拟惯量J对一次调频动态过程的影响；

(2)荷波动时储能电站不同阻尼D对一次调频动态过程的影响；

(3)模拟系统在连续负荷波动情况下系统各指标参数的波动过程，对电压频率等有良好的稳定支撑能力。

通过设置阻尼系数D＝20，在t＝200s时系统负荷突增11MW，分别选定不同的虚拟惯量J，图9(a)为负荷突增时时不同虚拟惯量J对系统动态频率的影响对比图，当虚拟惯量J较小时同步发电机特性不足导致系统频率支撑能力较弱。图9(b)为负荷突增时不同虚拟惯量J对电池储能电站输出功率的影响对比图，可以看出随着虚拟惯量J增大，储能电站有功动态响应超调量增加，输出功率的变化速率减小，一次调频动态响应时间越长，因此在负荷波动时，增大储能电站的虚拟惯量J可以获得较小的功率爬坡速率。

选定虚拟惯量J＝20，在t＝200s时系统负荷突增11MW，分别选定不同的阻尼系数D，图10(a)为负荷波动时不同阻尼D对系统动态频率的影响对比图，分别选定不同的虚拟阻尼系数D，可以看出随着阻尼D增大，系统角速度变化越慢，一次调频过程中的抑制频率振荡能力越强；图10(b)为负荷波动时不同阻尼系数D对电池储能电站输出功率的影响对比图，随着阻尼系数D的增大，电池储能电站输出有功控制超调量减小，输出功率的变化速率降低，导致储能电站的爬坡速率减小，系统的稳定性增强。

在模拟系统连续的负荷波动情况下，图11(a)对比了系统中是否含有电池储能电站的传统机组的有功输出，图11(b)对比了是否含有电池储能电站的系统的频率波动，图11(c)表示电池储能电站的调频出力；仿真结果表明，储能电站在容量及荷电状态都满足的条件下，能够满足静态频率特性根据频率波动量主动、灵活的吞吐能量进行一次频率调整，改善系统由于新能源间歇性和负荷波动引起的频率变化，将频率维持在更小的波动范围内，稳定新能源机组并网点电压，提高了储能电站支撑新能源接入电网的频率稳定支撑能力和电压稳定支撑能力。

本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (10)

1.基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制方法，其特征在于，具体包括如下过程：

获取储能电站的SOC和并网逆变器的出口的实测电网频率信号和电压信号；

将储能电站的SOC和并网逆变器的出口的实测电网频率信号经过调速控制输出储能电站的输出功率参考值；以及，将并网逆变器出口的实测电网电压信号经过励磁控制得到强制空载电动势参考值；

将输出功率参考值和强制空载电动势参考值输入至预先建立的虚拟同步机三阶模型中得到并网逆变器功角θ；

电压外环控制dq轴电压参考值与实际值的偏差以及电流内环控制电流参考值与实际值的偏差，修正电池储能电站并网逆变器的占空比，结合并网逆变器功角θ控制逆变器中晶闸管开关特性。

2.如权利要求1所述的基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制方法，其特征在于，所述调速控制包括：

将电池储能电站的并网逆变器出口的频率实测值f_meas与频率参考值f_ref的频率偏差Δf经过功频比例系数K_m修正有功功率偏差量，所述功频比例系数由荷电状态SOC修正；

根据功率偏差量ΔP_b与功率设定值P_b0得到电池储能电站的输出功率参考值P_bref。

3.如权利要求2所述的基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制方法，其特征在于，所述根据功率偏差量ΔP_b与功率设定值P_b0得到电池储能电站的输出功率参考值P_bref，包括：

储能单元的动机调节单元模拟同步机的静态频率特性，在系统调频中实现多机之间的有功功率的自动分摊，模拟同步发电机的功频特性，根据系统频率实测值与参考值之差，得到储能单元功率参考值，如式(1)所示：

P_bref-P_b0＝K_m(f_meas-f_ref) (1)

式中，f_ref为频率参考值；P_bref为输出功率参考值；P_b0为功率设定值；f_meas为频率实测值；K_m为功频比例系数，由功频下垂系数k_p和储能电站的SOC修正下垂系数k_q共同决定；

系统角速度偏差与功率偏差的关系如式(2)所示：

式中，ω为实际角速度，ω₀为额定角速度，P_b0为功率设定值，P_bref为输出功率参考值，J为转子的虚拟转动惯量，D为阻尼系数，K_m为功频比例系数，s表示从时域变到频域下的变换信号。

4.如权利要求1所述的基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制方法，其特征在于，所述将并网逆变器出口的实测电网电压信号经过励磁控制得到强制空载电动势参考值，包括：

通过并网逆变器端口电压实测量U_meas与电压参考值U_ref的偏差量修正空载电动势偏差量ΔE_qe；

通过空载电动势偏差量与参考值E_qe0得到强制空载电动势参考值E_qe。

5.如权利要求4所述的基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制方法，其特征在于，所述励磁控制中并网逆变器机端电压变化与强制空载电动势变化的关系如式(6)所示：

式中，ΔE_qe为空载电动势偏差量，U_meas为逆变器出口电压的实测值，U_ref为逆变器出口电压参考值，K_f为励磁比例系数，K_e是一阶惯性环节的比例系数，T_e是一阶惯性环节的积分系数，s代表从时域变到频域下的变化符号。

6.如权利要求1所述的基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制方法，其特征在于，所述虚拟同步机三阶模型的建立过程如下：

首先，根据同步机的二阶转子运动方程和一阶暂态电压方程，建立同步机标准三阶模型，如式(7)所示：

式中，J为转子的虚拟转动惯量，D为阻尼系数，ω为标准值下的发电机角速度，ω₀为发电机的额定角速度，Δω为额定转速与实际转速的偏差，P_m为机械功率，P_e为电磁功率，δ为发电机功角；T_d0′为同步发电机励磁绕组的时间常数，E_q′为暂态电动势，E_qe为强制空载电动势，i_d为直轴电流分量，x_d为直轴同步电抗，x_d′为直轴瞬变电抗；

将电池储能电站的输出功率参考值P_bref和强制空载电动势参考值E_qe，带入式(7)中，分别得到并网逆变器功角θ和电池储能电站并网逆变器dq轴坐标系下暂态电动势E_d′和E_q′；

并网逆变器功角θ用于控制电池储能电站并网逆变器dq坐标系与xy坐标系下的夹角；暂态电动势E_d′和E_q′通过虚拟定子绕组，调整逆变器的输出阻抗得到暂态电动势参考值E_dref和E_qref，暂态电动势参考值E_dref和E_qref依次通过电压外环得到与实际电压的偏差，经过电流内环得到与实际电流的偏差；

所述虚拟定子绕组如公式(8)所示：

E′-I(r+jx)＝E_ref (8)

式中，E′为储能电站并网逆变器的内电势，E_ref为外部节点电压；

公式(8)右边进行实虚部分离如式(9)所示：

式中，r为虚拟电枢电阻，x为虚拟同步电抗。

7.基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制系统，其特征在于，包括：

数据获取模块，用于获取储能电站的SOC和并网逆变器的出口的实测电网频率信号和电压信号；

调速控制模块，用于将所述储能电站的SOC和并网逆变器的出口的实测电网频率信号调制输出储能电站的输出功率参考值；

励磁控制模块，用于将并网逆变器出口的实测电网电压信号调制得到强制空载电动势参考值；

电流内环控制模块，用于调制dq轴电流参考值与实际值的偏差；

电压外环控制模块，用于调制dq轴电压参考值与实际值的偏差；

数据计算模块，用于将输出功率参考值和强制空载电动势参考值输入至预先建立的虚拟同步机三阶模型中得到并网逆变器功角θ，并结合电流内环控制模块和电压外环控制模块的输出结果，修正电池储能电站并网逆变器的占空比，控制逆变器中晶闸管开关特性。

8.如权利要求7所述的基于同步机三阶模型的储能单元主动支撑控制系统，其特征在于，还包括：

虚拟定子绕组模块，用于将经过励磁控制模块调制得到电动势进行实虚分离，以调整逆变器的输出阻抗。

9.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，该程序执行实现权利要求1-6所述方法的步骤过程。

10.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序以实现权利要求1-6所述方法的步骤过程。

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