双模式储能变换器的控制方法、装置和系统与流程
本申请实施例涉及储能变换器技术领域，尤其涉及一种双模式储能变换器的控制方法、装置和系统。
背景技术：
随着能源互联网的快速发展，大规模储能技术已成为可再生能源发电利用的关键支撑技术。根据功能需求的不同，储能电站可工作在并网模式和离网模式，并适应两种模式之间的切换。并网情况下，储能电站配合风电场、光伏电站等可再生能源发电系统，实现平抑输出波动以及削峰填谷的功能。离网情况下，储能电站作为主电源为可再生能源发电系统提供电压和频率支撑。
目前，储能逆变系统可以采用虚拟同步发电机(virtualsynchronousgenerator，vsg)控制方案。储能逆变系统可以包括主控逆变器和从控逆变器。主控逆变器采用基于虚拟同步发电机的电压源输出方式为系统提供电压和频率支撑，并根据主控逆变器容量提供虚拟惯量和虚拟阻尼。从控逆变器采用基于虚拟同步发电机的电流源输出方式，接收主控逆变器下发的静态有功和电流配额，并根据从控逆变器容量提供虚拟惯量。储能逆变系统可以在离网运行条件下输出质量较高的电压电能，且在并/离网切换的过程中不需要改变控制器结构。
但是，上述结构的储能逆变系统，系统运行稳定性对主控逆变器的依赖性极强，对电网强弱变化的适应性较差。
技术实现要素：
本申请实施例提供一种双模式储能变换器的控制方法、装置和系统，提升了双模式储能变换器系统的运行稳定性。
第一方面，本申请实施例提供一种双模式储能变换器的控制方法，包括：获取交流电网的运行状态值；根据运行状态值，将n个双模式储能变换器中的至少一个双模式储能变换器的控制模式在电压源控制模式与电流源控制模式之间切换；其中，n为正整数；电压源控制模式为虚拟同步发电机电压源控制模式且电流源控制模式为虚拟同步发电机电流源控制模式，或者电压源控制模式为下垂控制模式且电流源控制模式为倒下垂控制模式。
通过第一方面提供的双模式储能变换器的控制方法，可以根据电网的强弱变化控制双模式储能变换器的控制模式在具有调频调压功能的电压源控制模式和电流源控制模式之间自适应切换，提升了双模式储能变换器系统对电网强弱变化的适应性和运行稳定性。
可选的，在第一方面的一种可能的实施方式中，n等于1，根据运行状态值，将n个双模式储能变换器中的至少一个双模式储能变换器的控制模式在电压源控制模式与电流源控制模式之间切换，包括：若运行状态值满足预设电压源转电流源条件，则将双模式储能变换器的控制模式由电压源控制模式切换为电流源控制模式；若运行状态值满足预设电流源转电压源条件，则将双模式储能变换器的控制模式由电流源控制模式切换为电压源控制模式。
可选的，在第一方面的一种可能的实施方式中，n大于1，根据运行状态值，将n个双模式储能变换器中的至少一个双模式储能变换器的控制模式在电压源控制模式与电流源控制模式之间切换，包括：根据运行状态值，将其中一个双模式储能变换器的控制模式在电压源控制模式与电流源控制模式之间切换。
通过该可能的实施方式提供的双模式储能变换器的控制方法，双模式储能变换器的数量为多个，根据电网的强弱变化需要进行控制模式的切换时，可以将多个双模式储能变换器中的其中一个进行控制模式的切换。由于双模式储能变换器的控制模式可以在具有调频调压功能的电压源控制模式和电流源控制模式之间自适应切换，提升了双模式储能变换器系统对电网强弱变化的适应性和运行稳定性。
可选的，在第一方面的一种可能的实施方式中，n个双模式储能变换器中p个双模式储能变换器的控制模式为电压源控制模式，除p个双模式储能变换器之外的q个双模式储能变换器的控制模式为电流源控制模式；p+q＝n，p≥0，q≥0；根据运行状态值，将其中一个双模式储能变换器的控制模式在电压源控制模式与电流源控制模式之间切换，包括：若运行状态值满足预设电压源转电流源条件，则将p个双模式储能变换器中的一个双模式储能变换器的控制模式由电压源控制模式切换为电流源控制模式；若运行状态值满足预设电流源转电压源条件，则将q个双模式储能变换器中的一个双模式储能变换器的控制模式由电流源控制模式切换为电压源控制模式。
可选的，在第一方面的一种可能的实施方式中，双模式储能变换器的控制模式由电压源控制模式切换为电流源控制模式，包括：向双模式储能变换器输出第一驱动信号，第一驱动信号用于控制双模式储能变换器工作在电流源控制模式下；双模式储能变换器的控制模式由电流源控制模式切换为电压源控制模式，包括：向双模式储能变换器输出第二驱动信号，第二驱动信号用于控制双模式储能变换器工作在电压源控制模式下。
可选的，在第一方面的一种可能的实施方式中，向双模式储能变换器输出第一驱动信号，包括：
获取电压源控制模式下的d轴电流参考分量
根据d轴电流参考分量
根据d轴电流执行分量
可选的，在第一方面的一种可能的实施方式中，向双模式储能变换器输出第二驱动信号，包括：
获取电压源控制模式下的d轴电流参考分量
根据d轴电流参考分量
根据d轴电流执行分量
可选的，在第一方面的一种可能的实施方式中，获取电压源控制模式下的d轴电流参考分量
采集双模式储能变换器输出的电网电压、电容电压和电感电流；根据电网电压、电容电压和电感电流，获取电压源控制模式下的d轴电流参考分量
可选的，在第一方面的一种可能的实施方式中，运行状态值为电网阻抗；预设电压源转电流源条件，包括：运行状态值小于第一阈值；
预设电流源转电压源条件，包括：运行状态值大于第二阈值；其中，第一阈值小于第二阈值。
可选的，在第一方面的一种可能的实施方式中，运行状态值为短路比；预设电压源转电流源条件，包括：运行状态值大于第三阈值；
预设电流源转电压源条件，包括：运行状态值小于第四阈值；其中，第三阈值大于第四阈值。
第二方面，本申请实施例提供一种双模式储能变换器的控制装置，应用于双模式储能变换器，双模式储能变换器的控制装置包括：协调控制单元和双模式储能变换器控制单元，双模式储能变换器控制单元包括电压源控制单元和电流源控制单元；其中，双模式储能变换器的数量为n个，双模式储能变换器控制单元的数量为n个，n个双模式储能变换器与n个双模式储能变换器控制单元一一对应，n为正整数；电压源控制单元，用于控制与电压源控制单元对应的双模式储能变换器的控制模式为电压源控制模式；电流源控制单元，用于控制与电压源控制单元对应的双模式储能变换器的控制模式为电流源控制模式；协调控制单元，用于获取交流电网的运行状态值；根据运行状态值，将n个双模式储能变换器中的至少一个双模式储能变换器的控制模式在电压源控制模式与电流源控制模式之间切换；电压源控制模式为虚拟同步发电机电压源控制模式且电流源控制模式为虚拟同步发电机电流源控制模式，或者电压源控制模式为下垂控制模式且电流源控制模式为倒下垂控制模式。
可选的，在第一方面的一种可能的实施方式中，n等于1，协调控制单元具体用于：若运行状态值满足预设电压源转电流源条件，则将双模式储能变换器的控制模式由电压源控制模式切换为电流源控制模式；若运行状态值满足预设电流源转电压源条件，则将双模式储能变换器的控制模式由电流源控制模式切换为电压源控制模式。
可选的，在第一方面的一种可能的实施方式中，n大于1，协调控制单元具体用于：根据运行状态值，将其中一个双模式储能变换器的控制模式在电压源控制模式与电流源控制模式之间切换。
可选的，在第一方面的一种可能的实施方式中，n个双模式储能变换器中p个双模式储能变换器的控制模式为电压源控制模式，除p个双模式储能变换器之外的q个双模式储能变换器的控制模式为电流源控制模式；p+q＝n，p≥0，q≥0；协调控制单元具体用于：若运行状态值满足预设电压源转电流源条件，则将p个双模式储能变换器中的一个双模式储能变换器的控制模式由电压源控制模式切换为电流源控制模式；若运行状态值满足预设电流源转电压源条件，则将q个双模式储能变换器中的一个双模式储能变换器的控制模式由电流源控制模式切换为电压源控制模式。
可选的，在第一方面的一种可能的实施方式中，电流源控制单元具体用于：向双模式储能变换器输出第一驱动信号，第一驱动信号用于控制双模式储能变换器工作在电流源控制模式下；电压源控制单元具体用于：向双模式储能变换器输出第二驱动信号，第二驱动信号用于控制双模式储能变换器工作在电压源控制模式下。
可选的，在第一方面的一种可能的实施方式中，电流源控制单元具体用于：
获取电压源控制模式下的d轴电流参考分量
根据d轴电流参考分量
根据d轴电流执行分量
可选的，在第一方面的一种可能的实施方式中，电压源控制单元具体用于：
获取电压源控制模式下的d轴电流参考分量
根据d轴电流参考分量
根据d轴电流执行分量
可选的，在第一方面的一种可能的实施方式中，双模式储能变换器控制单元还包括电压电流采样单元；电压电流采样单元，用于采集双模式储能变换器输出的电网电压、电容电压和电感电流；电压源控制单元或者电流源控制单元具体用于，根据电网电压、电容电压和电感电流，获取电压源控制模式下的d轴电流参考分量
可选的，在第一方面的一种可能的实施方式中，运行状态值为电网阻抗；预设电压源转电流源条件，包括：运行状态值小于第一阈值；预设电流源转电压源条件，包括：运行状态值大于第二阈值；其中，第一阈值小于第二阈值。
可选的，在第一方面的一种可能的实施方式中，运行状态值为短路比；预设电压源转电流源条件，包括：运行状态值大于第三阈值；预设电流源转电压源条件，包括：运行状态值小于第四阈值；其中，第三阈值大于第四阈值。
第三方面，本申请实施例提供一种双模式储能变换器系统，包括：双模式储能变换器和上述第二方面任一实施方式提供的双模式储能变换器的控制装置。
第四方面，本申请实施例提供一种存储介质，包括：可读存储介质和计算机程序，所述计算机程序用于实现第一方面任一实施方式提供的双模式储能变换器的控制方法。
第五方面，本申请实施例提供一种程序产品，该程序产品包括计算机程序(即执行指令)，该计算机程序存储在可读存储介质中。处理器可以从可读存储介质读取该计算机程序，处理器执行该计算机程序使得该设备实施第一方面任一实施方式提供的双模式储能变换器的控制方法。
本申请实施例提供一种双模式储能变换器的控制方法、装置和系统，通过获取交流电网的运行状态值，根据运行状态值，将双模式储能变换器的控制模式在电压源控制模式与电流源控制模式之间切换。由于可以根据电网的强弱变化控制双模式储能变换器的控制模式在具有调频调压能力的电压源控制模式和电流源控制模式之间自适应切换，提升了双模式储能变换器系统对电网强弱变化的适应性和运行稳定性。
附图说明
图1为本申请实施例涉及的储能电站的架构图；
图2a～图2c为图1所示储能电站的应用场景示意图；
图3a为本申请实施例提供的双模式储能变换器以虚拟同步发电机电压源控制模式运行的结构示意图；
图3b为本申请实施例提供的双模式储能变换器以虚拟同步发电机电流源控制模式运行的结构示意图；
图4a为本申请实施例提供的双模式储能变换器以下垂控制模式运行的结构示意图；
图4b为本申请实施例提供的双模式储能变换器以倒下垂控制模式运行的结构示意图；
图5为本申请实施例一提供的双模式储能变换器的控制方法的流程图；
图6为本申请实施例二提供的双模式储能变换器的控制方法的流程图；
图7为本申请实施例三提供的双模式储能变换器的控制方法的流程图；
图8为本申请实施例一提供的双模式储能变换器系统的结构示意图；
图9为本申请实施例二提供的双模式储能变换器系统的结构示意图。
具体实施方式
图1为本申请实施例涉及的储能电站的架构图。如图1所示，储能电站可以包括：直流电力系统100、双模式储能变换器系统200和交流电力系统300。其中，直流电力系统100与双模式储能变换器系统200连接，双模式储能变换器系统200与交流电力系统300连接。直流电力系统100具备储能能力。所述储能电站可以应用在并网模式和离网模式。图2a～图2c为图1所示储能电站的应用场景示意图。图2a示出了预留备用的新能源光伏发电系统。如图2a所示，预留备用的光伏系统101通过预留备用的方式实现直流系统的储能。在电网频率降低时，预留备用的直流电能经过双模式储能变换器系统201，将直流电能转换为交流电能，实现电能向交流电网301传输的同时，主动参与交流电网301的调频。图2b示出了典型的配置储能的新能源光伏发电系统。如图2b所示，光伏系统102通过配置储能系统103的方式实现直流系统的储能。在电网频率波动时，储能系统103储存的直流电能经过双模式储能变换器系统202，实现直流电力系统与交流电力系统之间的能量交换，主动参与交流电网302的调频。图2c示出了典型的储能发电系统。如图2c所示，在电网频率波动时，储能系统104储存的直流电能经过双模式储能变换器系统203，实现直流电力系统与交流电力系统之间的能量交换，主动参与交流电网303的调频。
在本申请实施例中，双模式储能变换器系统可以包括双模式储能变换器和双模式储能变换器的控制装置。双模式储能变换器的控制装置用于控制切换双模式储能变换器的控制模式。本申请对于双模式储能变换器的数量不做限定，可以为一个，也可以为多个。
下面通过示例，对本申请实施例涉及的双模式储能变换器系统和双模式储能变换器的控制模式进行说明。可选的，双模式储能变换器的控制模式可以包括电压源控制模式和电流源控制模式。电压源控制模式可以包括虚拟同步发电机电压源控制模式和下垂控制模式。电流源控制模式可以包括虚拟同步发电机电流源控制模式和倒下垂控制模式。
可选的，在一个示例中，图3a为本申请实施例提供的双模式储能变换器以虚拟同步发电机电压源控制模式运行的结构示意图。
如图3a所示，双模式储能变换器系统可以包括双模式储能变换器11和双模式储能变换器的控制装置。其中，双模式储能变换器的控制装置可以包括电压源控制单元12。电压源控制单元12可以包括：锁相环121、坐标变换单元122、功率计算单元123、有功-频率控制单元124、无功-电压控制单元125、电压外环pi控制器126、电流内环pi控制器127、坐标变换单元128、svpwm调制单元129和同步控制单元130。双模式储能变换器11的输入端与直流侧滤波电容cdc连接。双模式储能变换器11的输出端与lc滤波器13的输入端连接。lc滤波器13的输出端通过公共耦合点pcc与交流电网14连接。lc滤波器13包括电感l和电容c。
如图3a所示，双模式储能变换器11以虚拟同步发电机电压源控制模式(voltagesourcevsg，vvsg)运行的控制方案，可以包括以下步骤：
步骤一：电压电流采样单元15采集双模式储能变换器11并网点的电网电压(ega、egb、egc)、电容电压(uca、ucb、ucc)和电感电流(ila、ilb、ilc)。利用锁相环121可以得到电网电压的相位θg、角频率ωg(未示出)和电压幅值eg。电容电压与电感电流经坐标变换单元122的abc/dq坐标变换，可以分别得到电容电压与电感电流的d、q轴分量(ucd、ucq、ild、ilq)。
步骤二：将电容电压的d、q轴分量ucd、ucq和电感电流的d、q轴分量ild、ilq作为功率计算单元123的输入信号，计算得到vvsg的平均有功功率p和平均无功功率q。平均有功功率和平均无功功率计算方程式分别为：
式中：τ为一阶低通滤波器的滤波时间常数、s为立普拉斯算子。
步骤三：将平均有功功率p作为vvsg有功-频率控制单元124的输入信号，以角频率指令ω0以及有功指令pref作为vvsg有功-频率控制单元124的指令，计算vvsg的输出角频率ω，输出角频率ω经过积分得到vvsg的输出相角θ。
vvsg有功-频率控制单元124包括有功-频率下垂控制方程模型：
式中：m为有功-频率下垂系数，pm为vvsg的机械功率。
1)vvsg有功-频率控制单元124包括转子运动方程模型：
式中：j为虚拟惯量，d为虚拟阻尼。
2)根据式(2)和式(3)可得到vvsg的输出角频率ω：
步骤四：将平均无功功率q作为vvsg无功-电压控制单元125的输入信号，以电压的幅值指令eref以及无功指令qref作为vvsg无功-电压控制单元125的指令，计算vvsg的输出电压幅值e。无功-电压控制方程式为：
e＝eref+n(qref-q)(5)
式中：n为无功-电压下垂系数。
同步控制单元130根据电网电压(ega、egb、egc)、电网电压的相位θg和电压幅值eg、双模式储能变换器11的输出相角θ和电压幅值e，输出双模式储能变换器11的相位、电压幅值同步信号ωres、eres。
关于同步控制单元130的说明请参见本申请图5所示实施中vvsg控制模式与cvsg控制模式之间的自适应模式切换方案中步骤一。
需要说明的是，当双模式储能变换器11的控制模式为vvsg控制模式时，相位、电压幅值同步信号ωres、eres可以为0。
步骤五：将vvsg的输出电压幅值e作为电容电压的d轴分量指令，即
步骤六：将得到的电流的d、q轴参考指令
步骤七：将得到的调制波
从而，双模式储能变换器11的控制模式为虚拟同步发电机电压源控制模式。
可选的，在另一个示例中，图3b为本申请实施例提供的双模式储能变换器以虚拟同步发电机电流源控制模式运行的结构示意图。
如图3b所示，双模式储能变换器系统可以包括双模式储能变换器11和双模式储能变换器的控制装置。其中，双模式储能变换器的控制装置可以包括电流源控制单元22。电流源控制单元22可以包括：锁相环121、坐标变换单元122、cvsg控制单元131、电流内环pi控制器127、坐标变换单元128和svpwm调制单元129。双模式储能变换器11的输入端与直流侧滤波电容cdc连接。双模式储能变换器11的输出端与lc滤波器13的输入端连接。lc滤波器13的输出端通过公共耦合点pcc与交流电网14连接。lc滤波器13包括电感l和电容c。
如图3b所示，双模式储能变换器11以虚拟同步发电机电流源控制模式(currentsourcevsg，cvsg)运行的控制方案，可以包括以下步骤：
步骤一：电压电流采样单元15采集双模式储能变换器11并网点的电网电压(ega、egb、egc)、电容电压(uca、ucb、ucc)和电感电流(ila、ilb、ilc)。利用锁相环121可以得到电网电压的相位θg、角频率ωg和电压幅值eg。电容电压与电感电流经坐标变换单元122的abc/dq坐标变换，可以分别得到电容电压与电感电流的d、q轴分量(ucd、ucq、ild、ilq)。
步骤二：将电网的角频率ωg和电压幅值eg作为cvsg控制单元131的输入信号，以电压的幅值指令eref、角频率指令ω0以及有功、无功指令pref、qref作为cvsg控制单元131的指令，计算电流的d、q轴参考指令
1)cvsg控制单元131包括转子运动方程模型：
式中：j为虚拟惯量；m为有功-频率下垂系数；pc为cvsg的有功功率。
2)cvsg控制单元131包括一次调压方程模型：
qc＝qref+(eref-eg)/n(7)
式中：n为无功-电压下垂系数；qc为cvsg的无功功率。
3)cvsg控制单元131包括电流指令计算模型：
步骤三：将得到的电流的d、q轴参考指令
步骤四：将得到的调制波
从而，双模式储能变换器11的控制模式为虚拟同步发电机电流源控制模式。
可选的，在又一个示例中，图4a为本申请实施例提供的双模式储能变换器以下垂控制模式运行的结构示意图。
如图4a所示，双模式储能变换器系统可以包括双模式储能变换器21和双模式储能变换器的控制装置。其中，双模式储能变换器的控制装置可以包括电压源控制单元32。电压源控制单元32可以包括：锁相环221、坐标变换单元222、功率计算单元223、有功-频率下垂控制单元224、无功-电压下垂控制单元225、电压外环pi控制器226、电流内环pi控制器227、坐标变换单元228、svpwm调制单元229和同步控制单元230。双模式储能变换器21的输入端与直流侧滤波电容cdc连接。双模式储能变换器21的输出端与lc滤波器23的输入端连接。lc滤波器23的输出端通过公共耦合点pcc与交流电网24连接。lc滤波器23包括电感l和电容c。
如图4a所示，双模式储能变换器21以下垂控制模式(droop)运行的控制方案，可以包括以下步骤：
步骤一：电压电流采样单元25采集双模式储能变换器21并网点的电网电压(ega、egb、egc)、电容电压(uca、ucb、ucc)和电感电流(ila、ilb、ilc)。利用锁相环221可以得到电网电压的相位θg、角频率ωg(未示出)和电压幅值eg。电容电压与电感电流经坐标变换单元222的abc/dq坐标变换，可以分别得到电容电压与电感电流的d、q轴分量(ucd、ucq、ild、ilq)。
步骤二：将电容电压的d、q轴分量ucd、ucq和电感电流的d、q轴分量ild、ilq作为功率计算单元223的输入信号，计算双模式储能变换器21的平均有功功率p和平均无功功率q。平均有功功率和平均无功功率计算方程式分别为：
式中：τ为一阶低通滤波器的滤波时间常数、s为立普拉斯算子。
步骤三：将平均有功功率p作为有功-频率下垂控制单元224的输入信号，以角频率指令ω0以及有功指令pref作为有功-频率下垂控制单元224的指令，计算双模式储能变换器21的输出角频率ω，输出角频率ω经过积分得到双模式储能变换器21的输出相角θ。
有功-频率下垂控制方程式为：
ω＝ω0+m(pref-p)(2)
式中：m为有功-频率下垂系数。
步骤四：将平均无功功率q作为无功-电压下垂控制单元225的输入信号，以电压的幅值指令eref以及无功指令qref作为无功-电压下垂控制单元225的指令，计算双模式储能变换器21的输出电压幅值e。
无功-电压控制方程式为：
e＝eref+n(qref-q)(3)
式中：n为无功-电压下垂系数。
同步控制单元230根据电网电压(ega、egb、egc)、电网电压的相位θg和电压幅值eg、双模式储能变换器21的输出相角θ和电压幅值e，输出双模式储能变换器21的相位、电压幅值同步信号ωres、eres。
关于同步控制单元230的说明请参见本申请图5所示实施中droop控制模式与cdroop控制模式之间的自适应模式切换方案中步骤一。
需要说明的是，当双模式储能变换器21的控制模式为droop控制模式时，相位、电压幅值同步信号ωres、eres可以为0。
步骤五：将双模式储能变换器21的输出电压幅值e作为电容电压的d轴分量指令，即
步骤六：将得到的电流的d、q轴参考指令
步骤七：将得到的调制波
从而，双模式储能变换器21的控制模式为下垂控制模式。
可选的，在另一个示例中，图4b为本申请实施例提供的双模式储能变换器以倒下垂控制模式运行的结构示意图。
如图4b所示，双模式储能变换器系统可以包括双模式储能变换器21和双模式储能变换器的控制装置。其中，双模式储能变换器的控制装置可以包括电流源控制单元42。电流源控制单元42可以包括：锁相环221、坐标变换单元222、cdroop控制单元231、电流内环pi控制器227、坐标变换单元228和svpwm调制单元229。双模式储能变换器21的输入端与直流侧滤波电容cdc连接。双模式储能变换器21的输出端与lc滤波器23的输入端连接。lc滤波器23的输出端通过公共耦合点pcc与交流电网24连接。lc滤波器23包括电感l和电容c。
如图4b所示，双模式储能变换器21以倒下垂控制模式(cdroop)运行的控制方案，可以包括以下步骤：
步骤一：电压电流采样单元25采集双模式储能变换器21并网点的电网电压(ega、egb、egc)、电容电压(uca、ucb、ucc)和电感电流(ila、ilb、ilc)。利用锁相环221可以得到电网电压的相位θg、角频率ωg和电压幅值eg。电容电压与电感电流经坐标变换单元222的abc/dq坐标变换，可以分别得到电容电压与电感电流的d、q轴分量(ucd、ucq、ild、ilq)。
步骤二：将电网的角频率ωg和电压幅值eg作为cdroop控制单元231的输入信号，以电压的幅值指令eref、角频率指令ω0以及有功、无功指令pref、qref作为cdroop控制单元231的指令，计算电流的d、q轴参考指令
1)cdroop控制单元231包括频率-有功倒下垂控制方程模型：
pc＝pref+(ω0-ω)/m(4)
式中：m为有功-频率下垂系数；pc为储能变换器的输出有功功率。
2)cdroop控制单元231包括电压-无功倒下垂控制方程模型：
qc＝qref+(eref-eg)/n(5)
式中：n为无功-电压下垂系数；qc为储能变换器的输出无功功率。
3)cdroop控制单元231包括电流指令计算模型：
步骤三：将得到的电流的d、q轴参考指令
步骤四：将得到的调制波
从而，双模式储能变换器21的控制模式为倒下垂控制模式。
本申请实施例提供的双模式储能变换器的控制方法，通过根据电网的运行状态控制双模式储能变换器在具有调频调压能力的电压源控制模式和电流源控制模式之间自适应切换，提升了对电网强弱变化的适应性和系统的运行稳定性。
下面以具体地实施例对本申请的技术方案以及本申请的技术方案如何解决上述技术问题进行详细说明。下面这几个具体的实施例可以相互结合，对于相同或相似的概念或过程可能在某些实施例中不再赘述。
图5为本申请实施例一提供的双模式储能变换器的控制方法的流程图。本实施例提供的双模式储能变换器的控制方法，执行主体可以为双模式储能变换器的控制装置，可以应用于双模式储能变换器系统中。如图5所示，本实施例提供的双模式储能变换器的控制方法，可以包括：
s501、获取交流电网的运行状态值。
其中，交流电网的运行状态值可以反映出电力系统的规模和运行状态。本实施例对于交流电网的运行状态值不做限定。
可选的，交流电网的运行状态值可以为电网阻抗或者短路比。
电网阻抗，是指从公共连接点看进去的供电系统的阻抗。电网阻抗越大，说明接入到一个较弱的电力系统中。比如，如图3a所示，电网阻抗是指从公共耦合点pcc看进去的交流电网14的阻抗zg。
短路比，是指系统短路容量除以设备容量。所以，当短路比较大，说明接入到一个较强的电力系统中。
需要说明的是，本实施例对于获取交流电网的运行状态值的实现方式不做限定，可以参考现有的方法。例如，如图3a所示，协调控制单元16可以通过检测电网电压(ega、egb、egc)与电网电流(iga、igb、igc)，得到交流电网14的电网阻抗zg。
s502、根据运行状态值，将n个双模式储能变换器中的至少一个双模式储能变换器的控制模式在电压源控制模式与电流源控制模式之间切换。
其中，n为正整数。
其中，电压源控制模式为虚拟同步发电机电压源控制模式，电流源控制模式为虚拟同步发电机电流源控制模式。或者，电压源控制模式为下垂控制模式，电流源控制模式为倒下垂控制模式。
具体的，所谓“双模式”，是指双模式储能变换器可以工作在两种控制模式下，分别为电压源控制模式和电流源控制模式。双模式储能变换器的控制模式是可以改变的，可以根据交流电网的运行状态值在电压源控制模式和电流源控制模式之间切换。其中，在一种实现方式中，双模式储能变换器的控制模式在虚拟同步发电机电压源控制模式与虚拟同步发电机电流源控制模式之间切换。在又一种实现方式中，双模式储能变换器的控制模式在下垂控制模式与倒下垂控制模式之间切换。虚拟同步发电机电压源控制模式、虚拟同步发电机电流源控制模式、下垂控制模式和倒下垂控制模式，可以实现调频调压的功能，可以参见图3a～3b、图4a～4b的描述。随着交流电网的状态变化，工作在上述控制模式下的双模式储能变换器可以调整交流电网的频率和电压，提升电网的运行稳定性。
需要说明的是，本实施例对于双模式储能变换器的数量不做限定。双模式储能变换器的数量用n表示，n为正整数。即，双模式储能变换器的数量可以为1个，也可以为多个。
需要说明的是，本实施例对于n个双模式储能变换器中需要切换控制模式的双模式储能变换器的数量不做限定，可以为1个，也可以为多个。
可见，本实施例提供的双模式储能变换器的控制方法，可以根据电网的强弱变化控制至少一个双模式储能变换器的控制模式在具有调频调压功能的电压源控制模式和电流源控制模式之间自适应切换，提升了双模式储能变换器系统对电网强弱变化的适应性和运行稳定性。
下面，结合不同的应用场景，对s502中，双模式储能变换器如何在电压源控制模式与电流源控制模式之间切换进行说明。
可选的，在一种应用场景中，双模式储能变换器可以为1个，n等于1。s502，根据运行状态值，将n个双模式储能变换器中的至少一个双模式储能变换器的控制模式在电压源控制模式与电流源控制模式之间切换，可以包括：
若运行状态值满足预设电压源转电流源条件，则将双模式储能变换器的控制模式由电压源控制模式切换为电流源控制模式。
若运行状态值满足预设电流源转电压源条件，则将双模式储能变换器的控制模式由电流源控制模式切换为电压源控制模式。
在该实现方式中，由于双模式储能变换器的数量为1个，则该双模式储能变换器的控制模式可以根据是否满足对应的切换条件而完成切换。比如，双模式储能变换器的当前控制模式为电压源控制模式。实时获取交流电网的运行状态值，并确定所述运行状态值是否满足预设电压源转电流源条件。如果满足，则将双模式储能变换器的控制模式由电压源控制模式切换为电流源控制模式。之后，继续实时获取交流电网的运行状态值，并确定所述运行状态值是否满足预设电流源转电压源条件。如果不满足，则继续实时获取交流电网的运行状态值。当运行状态值满足预设电流源转电压源条件时，将双模式储能变换器的控制模式由电流源控制模式切换为电压源控制模式。如此反复，可以根据运行状态值控制双模式储能变换器的控制模式，提升了双模式储能变换器系统对电网强弱变化的适应性和运行稳定性。
可选的，在又一种应用场景中，双模式储能变换器的数量为多个，n为大于1的整数。s502，根据运行状态值，将n个双模式储能变换器中的至少一个双模式储能变换器的控制模式在电压源控制模式与电流源控制模式之间切换，可以包括：
根据运行状态值，将其中一个双模式储能变换器的控制模式在电压源控制模式与电流源控制模式之间切换。
在该种实现方式中，由于双模式储能变换器的数量为多个，因此，需要进行控制模式的切换时，可以将多个双模式储能变换器中的其中一个进行控制模式的切换。本实施例对于所述其中一个双模式储能变换器是n个双模式储能变换器中的哪一个不做限定。例如，其中一个双模式储能变换器可以为最近一次进行控制模式切换的双模式储能变换器，或者，可以为最近预设时间段内没有进行控制模式切换的至少一个双模式储能变换器中的一个。
可选的，n个双模式储能变换器中p个双模式储能变换器的控制模式为电压源控制模式，除p个双模式储能变换器之外的q个双模式储能变换器的控制模式为电流源控制模式。p+q＝n，p≥0，q≥0。s502，根据运行状态值，将其中一个双模式储能变换器的控制模式在电压源控制模式与电流源控制模式之间切换，可以包括：
若运行状态值满足预设电压源转电流源条件，则将p个双模式储能变换器中的一个双模式储能变换器的控制模式由电压源控制模式切换为电流源控制模式。
若运行状态值满足预设电流源转电压源条件，则将q个双模式储能变换器中的一个双模式储能变换器的控制模式由电流源控制模式切换为电压源控制模式。
下面通过示例进行说明。
假设双模式储能变换器为5个，分别标记为a、b、c、d、e。其中，a、b、c的当前控制模式为电压源控制模式，d、e的当前控制模式为电流源控制模式。实时获取交流电网的运行状态值。如果运行状态值满足预设电压源转电流源条件，则将a、b、c中的a的控制模式由电压源控制模式切换为电流源控制模式。此时，b、c的当前控制模式为电压源控制模式，a、d、e的当前控制模式为电流源控制模式。继续实时获取交流电网的运行状态值。如果运行状态值不满足预设电压源转电流源条件，并且，运行状态值不满足预设电流源转电压源条件，则继续实时获取交流电网的运行状态值。如果运行状态值满足预设电流源转电压源条件，则将a、d、e中的e的控制模式由电流源控制模式切换为电压源控制模式。此时，b、c、e的当前控制模式为电压源控制模式，a、d的当前控制模式为电流源控制模式。如此反复调整，可以根据运行状态值控制多个双模式储能变换器的控制模式切换，提升了双模式储能变换器系统对电网强弱变化的适应性和运行稳定性。
下面，对预设电压源转电流源条件和预设电流源转电压源条件进行说明。根据交流电网的运行状态值的不同，相应的切换条件可以不同。
可选的，在一种实现方式中，运行状态值为电网阻抗。
预设电压源转电流源条件，包括：运行状态值小于第一阈值。
预设电流源转电压源条件，包括：运行状态值大于第二阈值。
其中，第一阈值小于第二阈值。
在该种实现方式中，第一阈值可以标记为zmin，第二阈值可以标记为zmax。当运行状态值小于zmin时，可以将双模式储能变换器的控制模式由电压源控制模式切换为电流源控制模式。当运行状态值大于zmax时，可以将双模式储能变换器的控制模式由电流源控制模式切换为电压源控制模式。
需要说明的是，本实施例对于第一阈值和第二阈值的具体取值不做限定。
可选的，在又一种实现方式中，运行状态值为短路比。
预设电压源转电流源条件，包括：运行状态值大于第三阈值。
预设电流源转电压源条件，包括：运行状态值小于第四阈值。
其中，第三阈值大于第四阈值。
在该种实现方式中，第三阈值可以标记为scrmax，第四阈值可以标记为scrmin。当运行状态值大于scrmax时，可以将双模式储能变换器的控制模式由电压源控制模式切换为电流源控制模式。当运行状态值小于scrmin时，可以将双模式储能变换器的控制模式由电流源控制模式切换为电压源控制模式。
需要说明的是，本实施例对于第三阈值和第四阈值的具体取值不做限定。
可选的，本实施例提供的双模式储能变换器的控制方法，双模式储能变换器的控制模式由电压源控制模式切换为电流源控制模式，可以包括：
向双模式储能变换器输出第一驱动信号。其中，第一驱动信号用于控制双模式储能变换器工作在电流源控制模式下。
双模式储能变换器的控制模式由电流源控制模式切换为电压源控制模式，可以包括：
向双模式储能变换器输出第二驱动信号。其中，第二驱动信号用于控制双模式储能变换器工作在电压源控制模式下。
具体的，双模式储能变换器可以根据驱动信号的不同，工作在不同的控制模式。例如，在一个示例中，参见图3a，在vvsg控制方案中，如步骤七所述，svpwm调制单元129根据接收到的调制波
下面通过示例对第一驱动信号和第二驱动信号进行示例性说明。
可选的，在一个示例中，请参照图3a和图3b。vvsg控制模式与cvsg控制模式之间的自适应模式切换方案包括以下步骤。其中，步骤一、步骤二和步骤八涉及离网模式与并网模式之间的切换。步骤三～步骤五涉及将双模式储能变换器11的控制模式由vvsg控制模式切换到cvsg控制模式。步骤六～步骤七涉及将双模式储能变换器11的控制模式由cvsg控制模式切换到vvsg控制模式。
步骤一：设置双模式储能变换器11以vvsg模式离网运行，将电网电压的相位θg、电压幅值eg、vvsg的输出相角θ以及电压幅值e作为同步控制单元130的输入，并闭合同步控制开关s，计算vvsg的相位、电压幅值同步信号ωres、eres。其中，相位和电压幅值同步计算方程式分别为：
式中：kω为相位同步积分器的积分系数，ke为幅值同步积分器的积分系数。
步骤二：将相位、电压幅值同步信号ωres、eres分别叠加到vvsg的角频率指令ω0、电压幅值指令eref上，待vvsg的输出电压与电网电压完成同步后，闭合pcc开关，并断开同步控制开关s，并复位相位同步积分器1301和幅值同步积分器1302，完成双模式储能变换器11由离网模式至并网模式的平滑切换。
步骤三：双模式储能变换器11以vvsg模式并网稳定运行后，协调控制单元16进行交流电网14的阻抗检测，得到电网阻抗zg，并进行阻抗条件zg<zmin、zg>zmax的判断。
步骤四：若满足zg<zmin，闭合同步控制开关s，完成vvsg输出电压与电网电压的实时跟踪。此时，vvsg的输出相角θ与cvsg的电压相位θg保持同步，且电压外环pi控制器126的输入误差信号为零，其输出的电流d、q轴电流参考分量
步骤五：将vvsg的d轴电流参考分量
式中：δild与δilq为数值缓启动器的设定步长、且
根据d轴电流执行分量
步骤六：双模式储能变换器11以cvsg模式并网稳定运行后，协调控制单元16进行交流电网14的阻抗检测，得到电网阻抗zg，并进行阻抗条件zg<zmin、zg>zmax判断。
步骤七：若满足zg>zmax，将cvsg的d轴电流参考分量
式中：δild与δilq为数值缓启动器的设定步长、且
根据d轴电流执行分量
步骤八：双模式储能变换器11以vvsg模式并网稳定运行后，若协调控制单元16检测到电网故障，则断开pcc开关，双模式储能变换器保持vvsg模式离网运行，完成双模式储能变换器由并网至离网的平滑切换，并返回第一步继续运行。
其中，获取电压源控制模式下的d轴电流参考分量
采集双模式储能变换器输出的电网电压、电容电压和电感电流。
根据电网电压、电容电压和电感电流，获取电压源控制模式下的d轴电流参考分量
可以参见图3a所示的vvsg控制方案的步骤一～步骤五，或者，参见图3b所示的cvsg控制方案的步骤一～步骤二。
vvsg控制模式与cvsg控制模式平滑切换的关键在于：保持两种控制模式下电流内环控制结构不变，且保证vvsg的输出相角θ、电流参考指令
在本示例中，将具备调频调压能力的cvsg控制方案和具备调频调压能力的vvsg控制方案应用于三相双模式储能变换器系统，根据电网的状态变化可以在cvsg控制模式与vvsg控制模之间自适应模式切换，提升了双模式储能变换器系统应对电网的并/离网切换、强弱变化的适应性与运行稳定性。
可选的，在又一个示例中，请参照图4a和图4b。droop控制模式与cdroop控制模式之间的自适应切换方案包括以下步骤。其中，步骤一、步骤二和步骤八涉及离网模式与并网模式之间的切换。步骤三～步骤五涉及将双模式储能变换器21的控制模式由droop控制模式切换到cdroop控制模式。步骤六～步骤七涉及将双模式储能变换器21的控制模式由cdroop控制模式切换到droop控制模式。
步骤一：设置双模式储能变换器21以droop模式离网运行，将电网电压的相位θg、电压幅值eg、储能变换器的输出相角θ以及电压幅值e作为同步控制单元230的输入，并闭合同步控制开关s，计算储能变换器的相位、电压幅值同步信号ωres、eres。其中，相位和电压幅值同步计算方程式分别为：
式中：kω为相位同步积分器的积分系数，ke为幅值同步积分器的积分系数。
步骤二：将相位、电压幅值同步信号ωres、eres分别叠加到储能变换器的角频率指令ω0、电压幅值指令eref上，待储能变换器的输出电压与电网电压完成同步后，闭合pcc开关，并断开同步控制开关s，并复位相位同步积分器2301和幅值同步积分器2302，完成双模式储能变换器21由离网模式至并网模式的平滑切换。
步骤三：双模式储能变换器21以droop模式并网稳定运行后，协调控制单元26进行电网阻抗检测，得到电网阻抗zg，并进行阻抗条件zg<zmin、zg>zmax的判断。
步骤四：若满足zg<zmin，闭合同步控制开关s，完成储能变换器输出电压与电网电压的实时跟踪。此时，双模式储能变换器21的输出相角θ与电网电压相位θg保持同步，且电流内环pi控制器227的输入误差信号为零，其输出的电流d、q轴电流参考分量
步骤五：将droop的d轴电流参考分量
式中：δild与δilq为数值缓启动器的设定步长、且
根据d轴电流执行分量
步骤六：双模式储能变换器21以cdroop模式并网稳定运行后，协调控制单元26进行电网阻抗检测，得到电网阻抗zg，并进行阻抗条件zg<zmin、zg>zmax判断。
步骤七：若满足zg>zmax，将cdroop的d轴电流参考分量
式中：δild与δilq为数值缓启动器的设定步长、且
根据d轴电流执行分量
步骤八：双模式储能变换器21以droop模式并网稳定运行后，若协调控制单元26检测到电网故障，则断开pcc开关，双模式储能变换器保持droop模式离网运行，完成双模式储能变换器由并网至离网的平滑切换，并返回第一步继续运行。
其中，获取电压源控制模式下的d轴电流参考分量
采集双模式储能变换器输出的电网电压、电容电压和电感电流。
根据电网电压、电容电压和电感电流，获取电压源控制模式下的d轴电流参考分量
可以参见图4a所示的droop控制方案的步骤一～步骤五，或者，参见图4b所示的cdroop控制方案的步骤一～步骤二。
droop控制模式与cdroop控制模式平滑切换的关键在于：保持两种控制模式下电流内环控制结构不变，且保证droop的输出相角θ、电流参考指令
在本示例中，将具备调频调压能力的cdroop控制方案和具备调频调压能力的droop控制方案应用于三相双模式储能变换器系统，根据电网的状态变化可以在cdroop控制模式与droop控制模之间自适应模式切换，提升了双模式储能变换器系统应对电网的并/离网切换、强弱变化的适应性与运行稳定性。
本实施例提供一种双模式储能变换器的控制方法，包括：获取交流电网的运行状态值，根据运行状态值，将n个双模式储能变换器中的至少一个双模式储能变换器的控制模式在电压源控制模式与电流源控制模式之间切换。本实施例提供的双模式储能变换器的控制方法，双模式储能变换器可以根据电网的强弱变化在电压源控制模式与电流源控制模式之间自适应切换，提升了双模式储能变换器系统对电网强弱变化的适应性和运行稳定性。
图6为本申请实施例二提供的双模式储能变换器的控制方法的流程图。本实施例在图5所示实施例一的基础上，提供了双模式储能变换器的控制方法的一种具体实现方式，具体应用于双模式储能变换器单机应用场景。在该场景中，双模式储能变换器的数量为1个，n等于1。示例性的，以双模式储能变换器的当前控制模式为电压源控制模式、交流电网的运行状态值为电网阻抗为例进行说明。如图6所示，本实施例提供的双模式储能变换器的控制方法，可以包括：
s601、获取交流电网的电网阻抗zg。
具体的，在双模式储能变换器以电压源控制模式稳定运行后，获得交流电网的电网阻抗zg。
s602、判断电网阻抗zg是否小于第一阈值zmin。
其中，第一阈值zmin为双模式储能变换器由电压源控制模式切换为电流源控制模式的电网阻抗边界值。
若否，电网阻抗zg大于或者等于第一阈值zmin，则返回执行s601。
若是，电网阻抗zg小于第一阈值zmin，则执行s603。
s603、将双模式储能变换器的控制模式由电压源控制模式切换为电流源控制模式。
并执行s604。
s604、获取交流电网的电网阻抗zg。
具体的，在双模式储能变换器以电流源控制模式稳定运行后，获得交流电网的电网阻抗zg。
s605、判断电网阻抗zg是否大于第二阈值zmax。
其中，第二阈值zmax为双模式储能变换器由电流源控制模式切换为电压源控制模式的电网阻抗边界值。
若否，电网阻抗zg小于或者等于第二阈值zmax，则返回执行s604。
若是，电网阻抗zg大于第二阈值zmax，则执行s606。
s606、将双模式储能变换器的控制模式由电流源控制模式切换为电压源控制模式。
并返回执行s601。
本实施例提供一种双模式储能变换器的控制方法，应用于双模式储能变换器仅为1个的双模式储能变换器单机应用场景。根据电网的强弱变化，将双模式储能变换器在电流源控制模式与电压源控制模式之间自适应切换，提升了双模式储能变换器系统对电网强弱变化的适应性和运行稳定性。
图7为本申请实施例三提供的双模式储能变换器的控制方法的流程图。本实施例在图5所示实施例一的基础上，提供了双模式储能变换器的控制方法的一种具体实现方式，具体应用于双模式储能变换器并联系统应用场景。在该场景中，双模式储能变换器的数量为多个，n为大于1的整数。其中，至少一个双模式储能变换器的控制模式可以为电压源控制模式，剩余的双模式储能变换器的控制模式可以为电流源控制模式。示例性的，以交流电网的运行状态值为电网阻抗为例进行说明。如图7所示，本实施例提供的双模式储能变换器的控制方法，可以包括：
s701、获取交流电网的电网阻抗zg。
具体的，每个双模式储能变换器稳定运行后，获得交流电网的电网阻抗zg。
s702、判断电网阻抗zg是否小于第一阈值zmin。
其中，第一阈值zmin为双模式储能变换器由电压源控制模式切换为电流源控制模式的电网阻抗边界值。
若否，电网阻抗zg大于或者等于第一阈值zmin，则执行s705。
若是，电网阻抗zg小于第一阈值zmin，则执行s703。
s703、将以电压源控制模式运行的至少一个双模式储能变换器中的一个双模式储能变换器的控制模式由电压源控制模式切换为电流源控制模式。
之后，执行s704。
需要说明的是，本实施例对于如何确定需要切换的双模式储能变换器不做限定。
s704、获取交流电网的电网阻抗zg。
具体的，一个以电压源控制模式运行的双模式储能变换器由电压源控制模式切换为电流源控制模式后，每个双模式储能变换器稳定运行后，获得交流电网的电网阻抗zg。
s705、判断电网阻抗zg是否大于第二阈值zmax。
其中，第二阈值zmax为双模式储能变换器由电流源控制模式切换为电压源控制模式的电网阻抗边界值。
若否，电网阻抗zg小于或者等于第二阈值zmax，则执行s701或者s702。
具体的，若s705之前的步骤为s702，则执行s701。若s705之前的步骤为s704，则执行s702。
若是，电网阻抗zg大于第二阈值zmax，则执行s706。
s706、将以电流源控制模式运行的至少一个双模式储能变换器中的一个双模式储能变换器的控制模式由电流源控制模式切换为电压源控制模式。
之后，返回执行s701。
需要说明的是，本实施例对于如何确定需要切换的双模式储能变换器不做限定。例如，可以将最近一次切换为电流源控制模式的双模式储能变换器确定为需要切换的双模式储能变换器。
本实施例提供一种双模式储能变换器的控制方法，应用于双模式储能变换器为多个的双模式储能变换器并联系统应用场景。根据电网的强弱变化，将任意一个双模式储能变换器在电流源控制模式与电压源控制模式之间自适应切换，提升了双模式储能变换器系统对电网强弱变化的适应性和运行稳定性。
图8为本申请实施例一提供的双模式储能变换器的控制装置的结构示意图。本实施例提供的双模式储能变换器的控制装置，用于执行图5或图6所示实施例提供的双模式储能变换器的控制方法。如图8所示，本实施例提供的双模式储能变换器的控制装置，应用于双模式储能变换器，双模式储能变换器的数量可以为1个。双模式储能变换器的控制装置可以包括：协调控制单元19和双模式储能变换器控制单元18，双模式储能变换器控制单元18包括电压源控制单元181和电流源控制单元182。其中，双模式储能变换器的数量为1个，双模式储能变换器控制单元的数量为1个，该双模式储能变换器与该双模式储能变换器控制单元一一对应。
电压源控制单元181，用于控制双模式储能变换器的控制模式为电压源控制模式。
电流源控制单元182，用于控制双模式储能变换器的控制模式为电流源控制模式。
协调控制单元19，用于获取交流电网的运行状态值。根据运行状态值，将双模式储能变换器的控制模式在电压源控制模式与电流源控制模式之间切换。
电压源控制模式为虚拟同步发电机电压源控制模式且电流源控制模式为虚拟同步发电机电流源控制模式，或者电压源控制模式为下垂控制模式且电流源控制模式为倒下垂控制模式。
可选的，协调控制单元19具体用于：
若运行状态值满足预设电压源转电流源条件，则将双模式储能变换器的控制模式由电压源控制模式切换为电流源控制模式。
若运行状态值满足预设电流源转电压源条件，则将双模式储能变换器的控制模式由电流源控制模式切换为电压源控制模式。
可选的，电流源控制单元182具体用于：
向双模式储能变换器输出第一驱动信号，第一驱动信号用于控制双模式储能变换器工作在电流源控制模式下。
电压源控制单元181具体用于：
向双模式储能变换器输出第二驱动信号，第二驱动信号用于控制双模式储能变换器工作在电压源控制模式下。
可选的，电流源控制单元182具体用于：
获取电压源控制模式下的d轴电流参考分量
根据d轴电流参考分量
根据d轴电流执行分量
可选的，电压源控制单元181具体用于：
获取电压源控制模式下的d轴电流参考分量
根据d轴电流参考分量
根据d轴电流执行分量
可选的，双模式储能变换器控制单元18还包括电压电流采样单元183。
电压电流采样单元183，用于采集双模式储能变换器输出的电网电压、电容电压和电感电流。
电压源控制单元181或者电流源控制单元182具体用于，根据电网电压、电容电压和电感电流，获取电压源控制模式下的d轴电流参考分量
可选的，运行状态值为电网阻抗。
预设电压源转电流源条件，包括：运行状态值小于第一阈值。
预设电流源转电压源条件，包括：运行状态值大于第二阈值。
其中，第一阈值小于第二阈值。
可选的，运行状态值为短路比。
预设电压源转电流源条件，包括：运行状态值大于第三阈值。
预设电流源转电压源条件，包括：运行状态值小于第四阈值。
其中，第三阈值大于第四阈值。
下面通过具体示例进行说明。
可选的，在一个示例中，双模式储能变换器的控制装置可以参见图3a和图3b。其中，协调控制单元19可以参见协调控制单元16。双模式储能变换器控制单元18包括电压源控制单元181和电流源控制单元182。电压源控制单元181可以参见图3a中的电压源控制单元12，包括：锁相环121、坐标变换单元122、功率计算单元123、有功-频率控制单元124、无功-电压控制单元125、电压外环pi控制器126、电流内环pi控制器127、坐标变换单元128、svpwm调制单元129和同步控制单元130。电流源控制单元182可以参见图3b中的电流源控制单元22，包括：锁相环121、坐标变换单元122、cvsg控制单元131、电流内环pi控制器127、坐标变换单元128和svpwm调制单元129。可选的，相同的单元可以复用。例如，图3a和图3b中的锁相环121、坐标变换单元122、电流内环pi控制器127、坐标变换单元128和svpwm调制单元129可以复用，在双模式储能变换器的控制装置中可以分别为一个单元。
可选的，在又一个示例中，双模式储能变换器的控制装置可以参见图4a和图4b。其中，协调控制单元19可以参见协调控制单元26。双模式储能变换器控制单元18包括电压源控制单元181和电流源控制单元182。电压源控制单元181可以参见图4a中的电压源控制单元32，包括：锁相环221、坐标变换单元222、功率计算单元223、有功-频率下垂控制单元224、无功-电压下垂控制单元225、电压外环pi控制器226、电流内环pi控制器227、坐标变换单元228、svpwm调制单元229和同步控制单元230。电流源控制单元182可以参见图4b中的电流源控制单元42，包括：锁相环221、坐标变换单元222、cdroop控制单元231、电流内环pi控制器227、坐标变换单元228和svpwm调制单元229。可选的，相同的单元可以复用。例如，图4a和图4b中的锁相环221、坐标变换单元222、电流内环pi控制器227、坐标变换单元228和svpwm调制单元229可以复用，在双模式储能变换器的控制装置中可以分别为一个单元。
需要说明的是，在图3a、图3b、图4a和图4b示出的示例中，由于电压源控制单元和电压源控制单元包括的单元较多，为了分别对虚拟同步发电机电压源控制模式、虚拟同步发电机电流源控制模式、虚拟同步发电机电压源控制模式与虚拟同步发电机电流源控制模式之间的切换原理、下垂控制模式、倒下垂控制模式、下垂控制模式与倒下垂控制模式之间的切换原理进行说明，因此，图3a中仅示出了电压源控制单元12，图3b中仅示出了电流源控制单元22，图4a中仅示出了电压源控制单元32，图4b中仅示出了电流源控制单元42。双模式储能变换器的控制装置以及双模式储能变换器控制单元18可以同时参见图3a与图3b，或者，同时参见图4a与图4b。
本实施例提供的双模式储能变换器的控制装置，用于执行图5或图6所示实施例提供的双模式储能变换器的控制方法，其技术原理和技术效果类似，此处不再赘述。
图9为本申请实施例二提供的双模式储能变换器的控制装置的结构示意图。本实施例提供的双模式储能变换器的控制装置，用于执行图5或图7所示实施例提供的双模式储能变换器的控制方法。如图9所示，本实施例提供的双模式储能变换器的控制装置，应用于双模式储能变换器，双模式储能变换器的数量可以为n个，n为大于1的整数。双模式储能变换器的控制装置可以包括：协调控制单元19和n个双模式储能变换器控制单元18。n个双模式储能变换器与n个双模式储能变换器控制单元18一一对应。双模式储能变换器控制单元18包括电压源控制单元181和电流源控制单元182。
电压源控制单元181，用于控制与电压源控制单元181对应的双模式储能变换器的控制模式为电压源控制模式。
电流源控制单元182，用于控制与电流源控制单元182对应的双模式储能变换器的控制模式为电流源控制模式。
协调控制单元19，用于获取交流电网的运行状态值。根据运行状态值，将n个双模式储能变换器中的至少一个双模式储能变换器的控制模式在电压源控制模式与电流源控制模式之间切换。
电压源控制模式为虚拟同步发电机电压源控制模式且电流源控制模式为虚拟同步发电机电流源控制模式，或者电压源控制模式为下垂控制模式且电流源控制模式为倒下垂控制模式。
可选的，协调控制单元19具体用于：
根据运行状态值，将其中一个双模式储能变换器的控制模式在电压源控制模式与电流源控制模式之间切换。
可选的，n个双模式储能变换器中p个双模式储能变换器的控制模式为电压源控制模式，除p个双模式储能变换器之外的q个双模式储能变换器的控制模式为电流源控制模式。p+q＝n，p≥0，q≥0。
协调控制单元19具体用于：
若运行状态值满足预设电压源转电流源条件，则将p个双模式储能变换器中的一个双模式储能变换器的控制模式由电压源控制模式切换为电流源控制模式。
若运行状态值满足预设电流源转电压源条件，则将q个双模式储能变换器中的一个双模式储能变换器的控制模式由电流源控制模式切换为电压源控制模式。
可选的，电流源控制单元182具体用于：
向双模式储能变换器输出第一驱动信号，第一驱动信号用于控制双模式储能变换器工作在电流源控制模式下。
电压源控制单元181具体用于：
向双模式储能变换器输出第二驱动信号，第二驱动信号用于控制双模式储能变换器工作在电压源控制模式下。
可选的，电流源控制单元182具体用于：
获取电压源控制模式下的d轴电流参考分量
根据d轴电流参考分量
根据d轴电流执行分量
可选的，电压源控制单元181具体用于：
获取电压源控制模式下的d轴电流参考分量
根据d轴电流参考分量
根据d轴电流执行分量
可选的，双模式储能变换器控制单元18还包括电压电流采样单元183。
电压电流采样单元183，用于采集双模式储能变换器输出的电网电压、电容电压和电感电流。
电压源控制单元181或者电流源控制单元182具体用于，根据电网电压、电容电压和电感电流，获取电压源控制模式下的d轴电流参考分量
可选的，运行状态值为电网阻抗。
预设电压源转电流源条件，包括：运行状态值小于第一阈值。
预设电流源转电压源条件，包括：运行状态值大于第二阈值。
其中，第一阈值小于第二阈值。
可选的，运行状态值为短路比。
预设电压源转电流源条件，包括：运行状态值大于第三阈值。
预设电流源转电压源条件，包括：运行状态值小于第四阈值。
其中，第三阈值大于第四阈值。
本实施例提供的双模式储能变换器的控制装置，用于执行图5或图7所示实施例提供的双模式储能变换器的控制方法，其技术原理和技术效果类似，此处不再赘述。
需要说明的是，应理解以上装置的各个模块的划分仅仅是一种逻辑功能的划分，实际实现时可以全部或部分集成到一个物理实体上，也可以物理上分开。且这些模块可以全部以软件通过处理元件调用的形式实现；也可以全部以硬件的形式实现；还可以部分模块通过处理元件调用软件的形式实现，部分模块通过硬件的形式实现。例如，确定模块可以为单独设立的处理元件，也可以集成在上述装置的某一个芯片中实现，此外，也可以以程序代码的形式存储于上述装置的存储器中，由上述装置的某一个处理元件调用并执行以上确定模块的功能。其它模块的实现与之类似。此外这些模块全部或部分可以集成在一起，也可以独立实现。这里所述的处理元件可以是一种集成电路，具有信号的处理能力。在实现过程中，上述方法的各步骤或以上各个模块可以通过处理器元件中的硬件的集成逻辑电路或者软件形式的指令完成。
例如，以上这些模块可以是被配置成实施以上方法的一个或多个集成电路，例如：一个或多个特定集成电路(applicationspecificintegratedcircuit，asic)，或，一个或多个微处理器(digitalsignalprocessor，dsp)，或，一个或者多个现场可编程门阵列(fieldprogrammablegatearray，fpga)等。再如，当以上某个模块通过处理元件调度程序代码的形式实现时，该处理元件可以是通用处理器，例如中央处理器(centralprocessingunit，cpu)或其它可以调用程序代码的处理器。再如，这些模块可以集成在一起，以片上系统(system-on-a-chip，soc)的形式实现。
在上述实施例中，可以全部或部分地通过软件、硬件、固件或者其任意组合来实现。当使用软件实现时，可以全部或部分地以计算机程序产品的形式实现。所述计算机程序产品包括一个或多个计算机指令。在计算机上加载和执行所述计算机程序指令时，全部或部分地产生按照本申请实施例所述的流程或功能。所述计算机可以是通用计算机、专用计算机、计算机网络、或者其他可编程装置。所述计算机指令可以存储在计算机可读存储介质中，或者从一个计算机可读存储介质向另一个计算机可读存储介质传输，例如，所述计算机指令可以从一个网站站点、计算机、服务器或数据中心通过有线(例如同轴电缆、光纤、数字用户线(dsl))或无线(例如红外、无线、微波等)方式向另一个网站站点、计算机、服务器或数据中心进行传输。所述计算机可读存储介质可以是计算机能够存取的任何可用介质或者是包含一个或多个可用介质集成的服务器、数据中心等数据存储设备。所述可用介质可以是磁性介质，(例如，软盘、硬盘、磁带)、光介质(例如，dvd)、或者半导体介质(例如固态硬盘solidstatedisk(ssd))等。
- 还没有人留言评论。精彩留言会获得点赞！