储能逆变器及其控制方法、装置和计算机可读存储介质与流程

1.本技术涉及并网逆变器控制技术领域，具体涉及一种储能逆变器及其控制方法、装置和计算机可读存储介质。


背景技术：

2.作为光伏电能、风力电能等分布式电源与电网的纽带的并网逆变器，属于电力电子器件，几乎没有转动惯量，难以参与电网调节。借鉴传统电力系统的运行经验，基于虚拟同步发电机(virtual synchronous generator，简称vsg)的控制策略被应用于并网逆变器的控制中。vsg可以增加并网逆变器的惯性，但常用的控制方法受到反馈误差的影响较大，难以做到并离网的平滑切换，容易造成电网系统不稳定。


技术实现要素：

3.本技术实施例提供一种储能逆变器及其控制方法、装置和计算机可读存储介质，旨在解决现有技术中并离网切换过程不平滑的问题。
4.第一方面，本技术实施例提供一种储能逆变器控制方法，包括：获取预先构建的虚拟同步发电机的输出电流；获取电网的同步角速度和公共耦合点的电压值，所述公共耦合点为所述电网和所述储能逆变器的耦合点；确定所述电网的同步角速度和所述公共耦合点的电压值是否均在允许范围内；响应于确定所述电网的同步角速度和/或所述公共耦合点的电压值中不在允许范围内，则向所述虚拟同步发电机输入功率调节指令、以更新所述虚拟同步发电机的输出电流；根据虚拟同步发电机的输出电流确定指令电流，根据指令电流更新储能逆变器的输出状态。
5.在一些实施例中，所述获取预先构建的虚拟同步发电机的输出电流，包括：获取储能逆变器的功率指令值和功率测量值；将所述储能逆变器的功率指令值和功率测量值输入虚拟同步发电机的数学模型，以确定虚拟同步发电机的输出电流。
6.在一些实施例中，在根据所述虚拟同步发电机的输出电流确定指令电流之前，包括：获取电网的同步角速度和公共耦合点的电压值，所述公共耦合点为所述电网和所述储能逆变器的耦合点；确定所述电网的同步角速度和所述公共耦合点的电压值是否均在允许范围内；响应于确定所述电网的同步角速度和/或所述公共耦合点的电压值中不在允许范围内，则向所述虚拟同步发电机输入功率调节指令、以更新所述虚拟同步发电机的输出电流。
7.在一些实施例中，所述储能逆变器的功率指令值包括所述储能逆变器的有功功率指令值和无功功率指令值，所述储能逆变器的功率测量值包括所述储能逆变器的有功功率测量值和无功功率测量值；所述将所述储能逆变器的功率指令值和所述功率测量值输入所述虚拟同步发电机，以确定所述虚拟同步发电机的输出电流，包括：将所述储能逆变器的有功功率指令值和有功功率测量值输入所述虚拟同步发电机，以确定所述虚拟同步发电机的功角；将所述储能逆变器的无功功率指令值和无功功率测量值输入所述虚拟同步发电机，
以确定所述虚拟同步发电机的励磁电压；根据所述虚拟同步发电机的功角和励磁电压确定所述虚拟同步发电机的输出电压；获取所述虚拟同步发电机的等效电阻和等效电感，根据所述虚拟同步发电机的输出电压以及所述虚拟同步发电机的等效电阻和等效电感确定所述虚拟同步发电机的输出电流。
8.在一些实施例中，所述响应于确定所述电网的同步角速度和/或所述公共耦合点的电压值中不在允许范围内，则向所述虚拟同步发电机输入功率调节指令、以更新所述虚拟同步发电机的输出电流，包括：确定所述电网的同步角速度是否在允许范围内；响应于确定所述电网的同步角速度不在允许范围内，则执行以下操作：向所述虚拟同步发电机输入第一功率调节指令，所述第一功率调节指令为有功功率调节指令；基于所述虚拟同步发电机，根据所述第一功率调节指令、所述储能逆变器的有功功率指令值和有功功率测量值更新所述虚拟同步发电机的功角；根据所述虚拟同步发电机的功角和励磁电压更新所述虚拟同步发电机的输出电流。
9.在一些实施例中，所述响应于确定所述电网的同步角速度和/或所述公共耦合点的电压值中不在允许范围内，则向所述虚拟同步发电机输入功率调节指令、以更新所述虚拟同步发电机的输出电流，包括：确定所述公共耦合点的电压值是否在允许范围内；响应于确定所述公共耦合点的电压值不在允许范围内，则执行以下操作：向所述虚拟同步发电机输入第二功率调节指令，所述第二功率调节指令为无功功率调节指令；基于所述虚拟同步发电机，根据所述第二功率调节指令、所述储能逆变器的无功功率指令值和无功功率测量值更新所述虚拟同步发电机的励磁电压；根据所述虚拟同步发电机的功角和励磁电压更新所述虚拟同步发电机的输出电流。
10.在一些实施例中，根据所述虚拟同步发电机的输出电流确定指令电流，根据所述指令电流更新所述储能逆变器的输出状态，包括：提取负载电流中的谐波成分，并将所述谐波成分和所述虚拟同步发电机的输出电流进行叠加以得到叠加电流；获取所述储能逆变器的输出电流和预先构建的电流控制器；将所述储能逆变器的输出电流和所述叠加电流输入所述电流控制器以确定所述电流控制器的输出电流；将所述电流控制器的输出电流作为指令电流，根据所述指令电流调节所述储能逆变器的输出状态。
11.在一些实施例中，所述电流控制器包括并联连接的重复控制器和比例控制器。
12.在一些实施例中，所述将所述谐波成分和所述虚拟同步发电机的输出电流进行叠加以得到叠加电流，包括：获取谐波限幅系数ki；将所述谐波成分乘以所述谐波限幅系数ki后和所述虚拟同步发电机的输出电流进行叠加以得到所述叠加电流。
13.在一些实施例中，所述谐波限幅系数ki通过以下方程组确定：
[0014][0015]
其中，0《ki《1；ia为所述储能逆变器的电流特征值，i
lim
为所述储能逆变器的电流限
值，i
load_基波
为所述负载电流的基波值，i
d_ref
为所述虚拟同步发电机的d轴电流，i
q_ref
为所述虚拟同步发电机的q轴电流；u
dc
为所述储能逆变器的直流电压，l
逆
为所述储能逆变器的滤波电感；k为近似取值系数；ωg为所述电网的角速度。
[0016]
在一些实施例中，提取负载电流中的谐波成分，包括：
[0017]
获取负载电流和所述电网的相位角；
[0018]
根据所述电网的相位角对所述负载电流进行谐波滤波，以确定所述负载电流的基波值；
[0019]
根据所述负载电流和所述负载电流的基波值，确定所述负载电流的谐波成分。
[0020]
在一些实施例中，将所述谐波成分和所述虚拟同步发电机的输出电流进行叠加以得到叠加电流，包括：
[0021]
获取所述电网的相位角以及所述虚拟同步发电机的d轴电流和q轴电流；
[0022]
根据所述电网的相位角对所述虚拟同步发电机的d轴电流和q轴电流进行相坐标变换，以确定所述虚拟同步发电机的输出电流；
[0023]
将所述谐波成分和所述虚拟同步发电机的输出电流进行叠加以得到叠加电流。
[0024]
在一些实施例中，所述储能逆变器控制方法还包括：
[0025]
获取所述电网的相位角和三相电压；
[0026]
根据所述电网的相位角对所述电网的三相电压进行相坐标变换，以确定所述电网的d轴电压和q轴电压；
[0027]
根据所述电网的d轴电压和q轴电压调节所述虚拟同步发电机的d轴电流和q轴电流。
[0028]
第二方面，本技术实施例提供一种储能逆变器控制装置，包括：虚拟发电控制电路，被配置为执行以下操作：获取预先构建的虚拟同步发电机的输出电流；根据所述虚拟同步发电机的输出电流确定指令电流，根据所述指令电流更新所述储能逆变器的输出状态；限频控制电路，被配置为执行以下操作：获取电网的同步角速度；确定所述电网的同步角速度是否在允许范围内；响应于确定所述电网的同步角速度不在允许范围内，则向所述虚拟同步发电机输入第一功率调节指令、以更新所述虚拟同步发电机的输出电流；限幅控制电路，被配置为执行以下操作：获取公共耦合点的电压值，所述公共耦合点为电网和所述储能逆变器的耦合点；确定所述公共耦合点的电压值是否均在允许范围内；响应于确定所述公共耦合点的电压值不在允许范围内，则向所述虚拟同步发电机输入第二功率调节指令、以更新所述虚拟同步发电机的输出电流。
[0029]
在一些实施例中，所述储能逆变器控制装置还包括复合电流控制电路，包括电流控制器；所述复合电流控制电路被配置为执行以下操作：提取负载电流中的谐波成分，并将所述谐波成分和所述虚拟同步发电机的输出电流进行叠加以得到叠加电流；获取所述储能逆变器的输出电流；将所述储能逆变器的输出电流和所述叠加电流输入所述电流控制器以确定所述电流控制器的输出电流；将所述电流控制器的输出电流作为指令电流，根据所述指令电流更新所述储能逆变器的输出状态。
[0030]
第三方面，本技术实施例提供一种储能逆变器，包括存储器和处理器，所述存储器存储有计算机程序，所述计算机程序被所述处理器执行时实现以上任一实施例所述的储能逆变器控制方法。
[0031]
第四方面，本技术实施例提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器进行加载，以执行以上任一实施例所述的储能逆变器控制方法中的步骤。
[0032]
本技术实施例在虚拟同步发电机的基础上引入限频环节和限幅环节，通过对电网的同步角速度和公共耦合点的电压值进行持续监控，在其中任意一者超出允许范围时，向虚拟同步发电机输入功率调节指令、以更新虚拟同步发电机的输出电流，这样，在电网发生故障或停电等意外事故而出现扰动或者在并离网之间进行切换时，可以快速输出功率以对储能逆变器的输出状态进行干预，使储能逆变器的输出电压和输出电流保持平稳变化，提高并离网切换过程的平滑度，防止储能逆变器的输出状态发生突变，保证电网和负载安全、并离网快速切换的电能质量。
[0033]
本技术一些实施例在功率外环采用虚拟同步发电机控制策略，在电流内环采用重复控制对虚拟同步发电机的输出电流进行控制、并采用比例控制对重复控制进行动态补偿以提高动态响应能力，实现了虚拟同步发电机和重复控制策略的结合，一方面满足外环功率控制、内环电流控制的双环控制需求，另一方面可以基于分布式电源的波动性特点，利用储能逆变器的多余容量及时抑制电网中的负载谐波，改善电网的电能质量、提高储能逆变器的容量利用效率。
[0034]
本技术一些实施例利用锁相环，通过对谐波滤波环节进行锁相，可以保证确定的负载电流的基波值较为精确，从而保证提取到负载电流中的谐波成分的精准度，为后续的谐波抑制提供准确参考。
[0035]
本技术一些实施例利用锁相环，通过对相坐标变换环节进行锁相，可以保证变换过程的相位同步和输出电流的准确，从而获得较为准确的叠加电流，为后续的谐波抑制提供准确基础。
附图说明
[0036]
为了更清楚地说明本技术实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本技术的一些实施例，对于本领域技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
[0037]
图1是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制方法的流程图；
[0038]
图2是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制方法的局部流程图；
[0039]
图3是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制方法的方框图；
[0040]
图4是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制方法的另一局部流程图；
[0041]
图5是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制方法的又一局部流程图；
[0042]
图6是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制方法所作用的微电网系统的拓扑结构图；
[0043]
图7是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制方法的又一局部流程图；
[0044]
图8是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制方法的再一局部流程图；
[0045]
图9是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制方法的再一局部流程图；
[0046]
图10是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制方法的再一局部流程图；
[0047]
图11是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制方法的再一局部流程图；
[0048]
图12是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制方法的另一方框图；
[0049]
图13是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制方法进行谐波抑制仿真得到的负载电流的波形图；
[0050]
图14是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制方法进行谐波抑制仿真得到的负载电流的频谱图；
[0051]
图15是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制方法进行谐波抑制仿真得到的并网电流的波形图；
[0052]
图16是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制方法进行谐波抑制仿真得到的并网电流的频谱图；
[0053]
图17是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制方法进行谐波抑制仿真得到的储能逆变器的输出电流的波形图；
[0054]
图18是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制方法进行并离网切换仿真得到的储能逆变器的输出电压的波形图；
[0055]
图19是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制方法进行并离网切换仿真得到的储能逆变器的输出电流的波形图；
[0056]
图20是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制方法进行并离网切换仿真得到的储能逆变器的输出电压的数值变化图；
[0057]
图21是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制方法进行并离网切换仿真得到的储能逆变器的频率的数值变化图；
[0058]
图22是本技术一些实施例提供的储能逆变器控制装置的结构图；
[0059]
图23是本技术一些实施例提供的储能逆变器的结构图。
具体实施方式
[0060]
下面将结合本技术实施例中的附图，对本技术实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本技术一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本技术中的实施例，本领域技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本技术保护的范围。
[0061]
在本技术的描述中，需要理解的是，术语“中心”、“纵向”、“横向”、“长度”、“宽度”、“厚度”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本技术和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本技术的限制。此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个所述特征。在本技术的描述中，“多个”的含义是两个或两个以上，除非另有明确具体的限定。
[0062]“a和/或b”，包括以下三种组合：仅a，仅b，及a和b的组合。
[0063]
本技术中“适用于”或“被配置为”的使用意味着开放和包容性的语言，其不排除适用于或被配置为执行额外任务或步骤的设备。另外，“基于”的使用意味着开放和包容性，因
为“基于”一个或多个所述条件或值的过程、步骤、计算或其他动作在实践中可以基于额外条件或超出所述的值。
[0064]
在本技术中，“示例性”一词用来表示“用作例子、例证或说明”。本技术中被描述为“示例性”的任何实施例不一定被解释为比其它实施例更优选或更具优势。为了使本领域任何技术人员能够实现和使用本技术，给出了以下描述。在以下描述中，为了解释的目的而列出了细节。应当明白的是，本领域普通技术人员可以认识到，在不使用这些特定细节的情况下也可以实现本技术。在其它实例中，不会对公知的结构和过程进行详细阐述，以避免不必要的细节使本技术的描述变得晦涩。因此，本技术并非旨在限于所示的实施例，而是与符合本技术所公开的原理和特征的最广范围相一致。
[0065]
如光伏发电、风力发电等新型能源环保性较佳，但由于其发电方式的特殊性，存在较大的波动性。光伏发电是利用太阳能进行发电，发电过程只能在白天进行、在晚上无法进行，且发电功率受到天气的显著影响，具有明显的间歇性和不可预见性，容易对电网2造成冲击。类似地，风力发电的发电功率也会受到天气和季节的显著影响，具有间歇性和不可预见性，容易引起较大的功率波动。储能逆变器10具有储能能力，在负荷低谷时可以将分布式电源输出的电能进行储存，而在负荷高峰时释放储存的电能、减少对电网2的压力，平抑分布式电源对电网2的波动影响。
[0066]
如图1所示，第一方面，本技术实施例提供一种储能逆变器控制方法，采用虚拟同步发电控制对储能逆变器10进行控制，并引入限频环节和限幅环节，以保证并离网状态之间的平滑切换。该控制方法包括s10～s50。
[0067]
s10：获取预先构建的虚拟同步发电机的输出电流。虚拟同步发电机是基于同步发电机的数学模型，将该数学模型嵌入储能逆变器10，使作为静止电力电子装置的储能逆变器10可以模拟为旋转电机运行。如图6所示，在一些示例中，虚拟同步发电机系统可以包括储能逆变器10、三相滤波电感li和三相滤波电容cf。
[0068]
同步发电机的本体数学模型包括机械方程和电磁方程，分别反映同步发电机的惯性和阻尼特性。在主要关注对惯性特性的模拟时，可以仅利用机械方程。在一些实施例中，虚拟同步发电机的机械方程为：
[0069][0070]
其中，j为虚拟同步发电机的转动惯量，tm为虚拟同步发电机的机械转矩，te为所述虚拟同步发电机的电磁转矩，d为阻尼系数，ωg为电网2的同步角速度，ωr为虚拟同步发电机的转子角速度。这里，转动惯量j和阻尼系数d通常根据储能逆变器10的实际参数人为给定。
[0071]
如图2所示，在一些示例中，s10可以包括s11～s12。
[0072]
s11：获取储能逆变器10的功率指令值和功率测量值。其中，储能逆变器10的功率指令值为要求储能逆变器10输出的指令功率；储能逆变器10的功率测量值为实测值，是实时测量得到的储能逆变器10的实际输出功率。
[0073]
s12：将储能逆变器10的功率指令值和功率测量值输入虚拟同步发电机，以确定虚拟同步发电机的输出电流。虚拟同步发电机是基于同步发电机的数学模型，将功率指令值和功率测量值作为输入量输入同步发电机，可以驱动同步发电机进行虚拟发电，产生相应
的输出电流。功率指令值为给定值，功率测量值为实测值。
[0074]
在一些实施例中，储能逆变器10的功率指令值包括储能逆变器10的有功功率指令值p
*
和无功功率指令值q
*
，储能逆变器10的功率测量值包括储能逆变器10的有功功率测量值p
meas
和无功功率测量值q
meas
。有功功率是保持用电设备正常运行所需的电功率，也就是将电能转换为其他形式能量如机械能、光能、热能的电功率；无功功率是电气设备中建立和维持磁场的电功率，不对外作功，而是转变为其他形式的能量。
[0075]
图3示出了储能逆变器控制方法基于虚拟同步发电控制的一种方框图。其中，pm为虚拟同步发电机的有功功率，k
gd
为沿虚拟同步发电机的d轴的比例系数，k
gq
为沿虚拟同步发电机的q轴的比例系数，s为拉普拉斯变换中的复变量即拉普拉斯算子，θr为虚拟同步发电机的转子相位角，θg为电网的相位角，pi即比例积分控制(proportional integral control)。如图3～4所示，相应地，s12可以包括s121～s124。
[0076]
s121：将储能逆变器10的有功功率指令值p
*
和有功功率测量值p
meas
输入虚拟同步发电机，以确定虚拟同步发电机的功角δ。其中，功角是发电机的励磁电势和端电压之间的相角差。在一些示例中，可以根据虚拟同步发电机的机械方程确定虚拟同步发电机的输入功率和虚拟同步发电机的功角之间的传递函数；这样，将储能逆变器10的有功功率指令值和有功功率测量值作为虚拟同步发电机的输入功率，根据该传递函数即可确定虚拟同步发电机的功角。示例性的，可以将储能逆变器10的有功功率指令值和有功功率测量值进行比较，根据二者的功率差值确定虚拟同步发电机需要输出的调节电流，利用该调节电流对储能逆变器10的实际有功功率输出进行调节。
[0077]
s122：将储能逆变器10的无功功率指令值q
*
和无功功率测量值q
meas
输入虚拟同步发电机vsg，以确定虚拟同步发电机的励磁电压ef。在一些示例中，可以根据虚拟同步发电机的电磁方程确定虚拟同步发电机的输入功率和虚拟同步发电机的功角之间的传递函数；这样，将储能逆变器10的无功功率指令值和无功功率测量值作为虚拟同步发电机的输入功率，根据该传递函数即可确定虚拟同步发电机的励磁电压。
[0078]
s123：根据虚拟同步发电机的功角和励磁电压确定虚拟同步发电机的输出电压。基于同步发电机的数学模型，在功角和励磁电压确定的前提下，可以求解得到同步发电机的输出电压。这里，虚拟同步发电机的输出电压可以是三相电压。
[0079]
s124：获取虚拟同步发电机的等效电阻r和等效电感l，根据虚拟同步发电机的输出电压、等效电阻r和等效电感l确定虚拟同步发电机的输出电流。
[0080]
s20：如图1所示，获取电网2的同步角速度和公共耦合点的电压值。其中，电网2指交流电网，公共耦合点为电网2和储能逆变器10的耦合点。
[0081]
s30：确定所述电网2的同步角速度ωg和所述公共耦合点(pcc)的电压值v
pcc
是否均在允许范围内。这里，与电网2的同步角速度对应的是频率允许范围，与公共耦合点的电压值对应的是电压允许范围。如图3所示，ω
max
和ω
min
依次为ωg的允许上限和允许下限，而v
max
和v
min
依次为v
pcc
的允许上限和允许下限。
[0082]
s40：响应于确定所述电网2的同步角速度和/或所述公共耦合点的电压值中不在允许范围内，则向所述虚拟同步发电机输入功率调节指令、以更新所述虚拟同步发电机的输出电流。在电网2发生故障或停电等意外事故而出现扰动时，电网2的同步角速度和公共耦合点的电压值中的至少一者会发生异常，超过允许上限或低于允许下限。此时，可以通过
向虚拟同步发电机输入功率调节指令，使虚拟同步发电机的输出电流被调节后更新到目标值，从而对储能逆变器10的输出状态进行干预控制，使储能逆变器10的输出电压和输出电流保持平稳变化，防止储能逆变器10的输出状态发生突变，保证电网和负载安全、并离网快速切换的电能质量。
[0083]
如图3～5所示，在一些实施例中，考虑到虚拟同步发电机的输出电流受到虚拟同步发电机的功角和励磁电压的影响，可以通过对虚拟同步发电机的功角和/或励磁电压进行更新，实现对虚拟同步发电机的输出电流的更新。在一些示例中，可以通过对虚拟同步发电机的功角进行更新，来实现对虚拟同步发电机的输出电流的更新，s30可以包括s31、s40可以包括s41。
[0084]
s31：确定电网2的同步角速度是否在允许范围内。
[0085]
s41：响应于确定电网2的同步角速度不在允许范围内，则执行s411～s412。
[0086]
s411：向所述虚拟同步发电机输入第一功率调节指令，所述第一功率调节指令为有功功率调节指令。
[0087]
s412：基于所述虚拟同步发电机，根据所述第一功率调节指令、所述储能逆变器10的有功功率指令值和有功功率测量值更新所述虚拟同步发电机的功角。这里，相比于s121，除对虚拟同步发电机输入储能逆变器10的有功功率指令值和有功功率测量值，还将第一功率调节指令输入到虚拟同步发电机中；这样，虚拟同步发电机的输入量发生改变而进行更新，相应地，根据如s121的传递函数确定的虚拟同步发电机的功角也就被改变而进行更新。
[0088]
在另一些示例中，可以通过对虚拟同步发电机的励磁电压进行更新，来实现对虚拟同步发电机的输出电流的更新，s30可以包括s32、s40可以包括s42。
[0089]
s32：确定所述公共耦合点的电压值是否在允许范围内。
[0090]
s42：响应于确定所述公共耦合点的电压值不在允许范围内，则执行s421～s422。
[0091]
s421：向所述虚拟同步发电机输入第二功率调节指令，所述第二功率调节指令为无功功率调节指令。
[0092]
s422：基于所述虚拟同步发电机，根据所述第二功率调节指令、所述储能逆变器10的无功功率指令值和无功功率测量值更新所述虚拟同步发电机的励磁电压。这里，相比于s122，除对虚拟同步发电机输入储能逆变器10的无功功率指令值和无功功率测量值，还将第二功率调节指令输入到虚拟同步发电机中；这样，虚拟同步发电机的输入量发生改变而进行更新，相应地，根据如s122的传递函数确定的虚拟同步发电机的功角也就被改变而进行更新。
[0093]
在此基础上，s123可以包括s123'：根据所述虚拟同步发电机的功角和励磁电压更新所述虚拟同步发电机的输出电流。在一些示例中，虚拟同步发电机的功角被更新而励磁电压不发生改变，可以根据更新后的功角和原有的励磁电压更新虚拟同步发电机的输出电流，而不执行s421～s422。在另一些示例中，虚拟同步发电机的功角不发生改变而励磁电压被更新，可以根据原有的功角和更新后的励磁电压更新虚拟同步发电机的输出电流，而不执行s411～s412。在又一些示例中，虚拟同步发电机的功角和励磁电压均被更新，可以根据更新后的功角和更新后的励磁电压更新虚拟同步发电机的输出电流，执行s41、s42、和s123'。需要说明的是，s31～s41和s32～s42之间没有先后顺序要求，为相互独立的步骤。
[0094]
当然，响应于确定所述电网2的同步角速度和所述公共耦合点的电压值均在允许
范围内，则不向所述虚拟同步发电机输入功率调节指令。若电网2的同步角速度和公共耦合点的电压值均在允许范围内，表示电网2未发生故障或停电等异常波动事故，无需对储能逆变器10进行介入干预。
[0095]
s50：如图1所示，根据所述虚拟同步发电机的输出电流确定指令电流，根据所述指令电流更新所述储能逆变器10的输出状态。在虚拟同步发电机的输出电流确定后，可以据之进一步确定最终的指令电流；根据指令电流对储能逆变器10进行调节，使储能逆变器10的输出状态更新至控制目标状态。基于指令电流对储能逆变器10进行的调节更新，可以将指令电流转换为指令电压，且可以采用诸如脉冲调节控制(pulse width modulation，简称pwm)等不同的控制方式实现，还可进一步引入与对应控制方式相关的其他参量，本技术实施例对此不作限定。
[0096]
在一些实施例中，可以对虚拟同步发电机的输出电流进行电流控制后得到指令电流，使指令电流具有较佳的调控效果，保证电网2的电能质量。图6示出了储能逆变器控制方法所作用的微电网系统1的一种拓扑结构图，微电网系统1通过储能逆变器10与电网2相连接，电网2中接入负载3，同时引入电流控制器441对虚拟同步发电机的输出电流进行复合控制。其中，u
abc
为电网2的三相电压，i
v_abc
为储能逆变器10向电网2输出的三相电流，i
d_ref
、i
q_ref
为虚拟同步发电机的d、q轴电流，i
load_abc
为负载电流、可以通过采样确定。
[0097]
如图6～7所示，s50可以包括s51～s54。
[0098]
s51：提取负载电流i
load_abc
中的谐波成分，并将所述谐波成分和所述虚拟同步发电机的输出电流i
ref
进行叠加以得到叠加电流。负载电流为流经负载3的电流，可能包含一定的谐波成分，这些谐波成分即为谐波电流。例如，不控整流负载的负载电流会包含较多的谐波成分。这里，负载电流中的谐波成分可以通过谐波滤波环节进行提取。在一些示例中，i
ref
可以由虚拟同步发电机的d轴电流i
d_ref
和q轴电流i
q_ref
通过相坐标变换确定。示例性的，相坐标变换可以是dq/abc变换。dq/abc变换可以将在同步旋转坐标系下的d轴电流i
d_ref
和q轴电流，转换为三相坐标系下的相电流，从而确定虚拟同步发电机的输出电流i
ref
。
[0099]
如图7～8所示，在一些示例中，s51可以包括s511～s512。
[0100]
s511：获取谐波限幅系数ki。示例性的，谐波限幅系数ki可以通过以下方程组确定：
[0101][0102]
其中，0《ki《1；ia为储能逆变器10的电流特征值，根据储能逆变器10的硬件参数确定，表征储能逆变器10的硬件特性；i
lim
为储能逆变器10的电流限值；i
load_基波
为所述负载电流的基波值，可以是将负载电流i
load_abc
经过谐波滤波环节后得到的值；i
d_ref
为所述虚拟同步发电机的d轴电流，i
q_ref
为所述虚拟同步发电机的q轴电流；u
dc
为所述储能逆变器10的直流电压，l
逆
为所述储能逆变器10的滤波电感；k为近似取值系数；ωg为电网2的角速度。这里，k可以利用泰勒级数、对目标次数以下的谐波电流的最大瞬变量进行近似计算确定；例
如，对于25次以下的谐波电流，近似取值系数k为
[0103]
s512：将所述谐波成分乘以所述谐波限幅系数ki后和所述虚拟同步发电机的输出电流进行叠加以得到所述叠加电流。
[0104]
通过s511～s512，提取得到的谐波成分可以乘以谐波限幅系数ki进行幅值限制后，再与同步发电机的输出电流进行叠加，可以避免叠加电流中的谐波成分超过储能逆变器10的谐波抑制能力而导致储能逆变器10无法根据对应的谐波抑制指令对谐波电流进行抑制，保证谐波抑制能力。
[0105]
如图6和图9所示，在一些示例中，提取负载电流i
load_abc
中的谐波成分，可以包括s511'～s513'。
[0106]
s511'：获取负载电流i
load_abc
和电网2的相位角θ。如前所述，负载电流i
load_abc
可以通过采样获取。电网2的相位角则可以利用锁相环确定，将电网2的三相电压u
abc
经过锁相环可以得到电网2的相位角θ。
[0107]
s512'：根据电网2的相位角θ对负载电流i
load_abc
进行谐波滤波，以确定负载电流的基波值i
load_基波
。负载电流通常包括基波成分和谐波成分，对谐波成分通过谐波滤波环节进行滤除，即可得到基波成分。这里，可以将相位角θ作为参考量输入谐波滤波环节，在谐波滤波环节对负载电流i
load_abc
进行锁相，使i
load_abc
和电网2的相位差不发生改变，从而得到准确的负载电流基波值i
load_基波
。
[0108]
s513'：根据负载电流i
load_abc
和负载电流的基波值i
load_基波
，确定负载电流中的谐波成分。在负载电流i
load_abc
和负载电流的基波值i
load_基波
均已确定的情况下，通过两个数值作差，其差值即为负载电流i
load_abc
的谐波成分。
[0109]
s511'～s513'通过对谐波滤波环节进行锁相，可以保证确定的负载电流的基波值i
load_基波
较为精确，从而保证提取到负载电流i
load_abc
中的谐波成分的精准度，为后续的谐波抑制提供准确参考。
[0110]
如图6和图10所示，在一些示例中，将谐波成分和虚拟同步发电机的输出电流i
ref
进行叠加以得到叠加电流，包括s511”～s513”。
[0111]
s511”：获取电网2的相位角θ以及虚拟同步发电机的d轴电流i
d_ref
和q轴电流i
q_ref
。
[0112]
s512”：根据电网2的相位角θ对虚拟同步发电机的d轴电流i
d_ref
和q轴电流i
q_ref
进行相坐标变换，以确定虚拟同步发电机的输出电流i
ref
。这里，可以将相位角θ作为参考量输入相坐标变换环节，在该环节对i
d_ref
和i
q_ref
进行锁相，使i
d_ref
和电网2的相位差以及i
q_ref
和电网2的相位差在相坐标变换中不发生改变，从而得到准确的输出电流i
ref
。
[0113]
s513”：将谐波成分和虚拟同步发电机的输出电流i
ref
进行叠加以得到叠加电流。
[0114]
s511”～s513”通过对相坐标变换环节进行锁相，可以保证变换过程的相位同步和输出电流i
ref
的准确，从而获得较为准确的叠加电流，为后续的谐波抑制提供准确基础。
[0115]
s52：获取所述储能逆变器10的输出电流和预先构建的电流控制器441。电流控制器441可以是计算机程序模块，由处理器或ic(integrated circuit，集成电路)执行该计算机程序模块以实现对电流的控制。在一些示例中，电流控制器441可以采用复合控制方式，例如，电流控制器441可以包括并联连接的重复控制器和比例控制器。重复控制器采用重复
控制原理，加到被控对象的输入信号除偏差信号外，还叠加了一个“过去的控制偏差”，该偏差是上一个或上若干个周期该时刻的控制偏差；重复控制的优点是输出无静差、可以抑制周期性干扰，缺点是响应速度较慢。由于虚拟同步发电机需要体现系统惯性，并不追求对指令的迅速响应，这样，重复控制可以与虚拟同步发电机进行结合，将虚拟同步发电机的输出电流作为重复控制器的输入量、对该输出电流进行控制，满足内环电流控制、外环功率控制的双环控制需求。比例控制器采用比例控制(proportional control)原理，可以对重复控制器进行动态补偿，弥补重复控制的响应速度较慢的缺陷，保证电流控制器441的动态响应能力。示例性的，电流控制器441还可以采用并联连接的重复控制器和比例积分控制器。
[0116]
s53：将所述储能逆变器10的输出电流和所述叠加电流输入所述电流控制器441以确定所述电流控制器441的输出电流。这里，将储能逆变器10的输出电流和所述叠加电流作为电流控制器441的输入量，根据电流控制器441从输入到输出的传递函数即可确定电流控制器441的输出电流。在一些示例中，根据并联连接的重复控制器和比例控制器，可以确定电流控制器441从输入到输出的传递函数。
[0117]
s54：将所述电流控制器441的输出电流作为指令电流，根据所述指令电流调节所述储能逆变器10的输出状态。
[0118]
在功率外环采用虚拟同步发电机进行控制的基础上，s41～s44采用重复控制器和比例控制器并联的复合控制方式对电流内环进行控制。由于分布式电源20的波动性特点，与之匹配的储能逆变器10利用效率偏低，存在闲置的多余容量。复合控制方式中的重复控制器可以利用这些多余容量，抑制电网2中的负载谐波，从而改善电网2的电能质量，提高储能逆变器10的容量利用效率；比例控制器可以对重复控制器进行动态补偿，弥补重复控制的响应速度较慢的缺陷，保证电流控制器441的动态响应能力。这样，在电网2中接入如不控整流负载等可引入谐波电流的负载时，可以及时作出响应、对谐波电流进行抑制，保证电网2的电能质量。同时，储能逆变器10的输出电流可以接近设计电流峰值、达到电流额定值，使储能逆变器10的容量被充分利用。
[0119]
如图6和图11所示，在电流控制器441包括并联连接的重复控制器和比例控制器的示例中，所述并联连接的重复控制器和比例控制器从输入到输出的传递函数可以为：
[0120][0121]
其中，q(z)为重复控制器的内部模型，可以是低通滤波器或取值不大于1的正常数；z为z变换中的复变量，n为一个周期的采样次数。zm为相位超前补偿器，被配置为消除重复控制器产生的相位滞后，m为大于1的整数；kr为重复控制所占的比例系数；s(z)为滤波器；k
p
为比例控制器的比例系数。示例性的，，s1(z)为超前滞后环节，保持系统的低频增益为1；s2(z)为二阶低通滤波器。
[0122]
示例性的，i
ref
可以是由i
d_ref
和i
q_ref
通过dq/abc变换环节得到的三相电流。被控对象g(z)可以是储能逆变器10，i
out
与储能逆变器10向电网2输出的三相电流i
v_abc
相对应；设定vg为电网2的电压，其三相形式可以为u
abc
。
[0123]
如图12所示，在一些示例中，所述储能逆变器控制方法还包括s61～s63。
[0124]
s61：获取电网2的相位角θ和三相电压u
abc
；
[0125]
s62：根据电网2的相位角θ对电网的三相电压u
abc
进行相坐标变换，以确定电网2的
d轴电压u
sd
和q轴电压u
sq
。这里，可以将相位角θ作为参考量输入相坐标变换环节，在该环节对u
abc
进行锁相，使u
abc
和电网2的相位差在相坐标变换中不发生改变，从而得到准确的d轴电压u
sd
和q轴电压u
sq
。
[0126]
s63：根据电网2的d轴电压u
sd
和q轴电压u
sq
调节虚拟同步发电机的d轴电流i
d_ref
和q轴电流i
q_ref
。这里，可以将u
sd
和u
sq
作为反馈调节量输入虚拟同步发电机，在同步旋转坐标系下对虚拟同步发电机的d、q轴电流i
d_ref
和i
q_ref
进行反馈调节。
[0127]
为了对本技术实施例的技术效果进行具体说明，在此提供储能逆变器控制方法的仿真示例。在仿真示例中，储能逆变器10的并网功率为50kw、直流母线电压为700v、滤波电感为1.5mh、滤波电容为10uf、额定线电压为380v，而虚拟同步发电机的转动惯量设定为j＝1.6kg
·
m2、阻尼系数设定为d＝20。电网2的同步角速度ωg的允许频率范围为[0.98,1.02]pu，公共耦合点的电压值v
pcc
的允许电压范围为[0.95,1.05]pu；亦即，电网2的同步角速度的允许上限为基准频率的1.02倍、允许下限为基准频率的0.98倍，公共耦合点的电压值的允许上限为基准电压的0.95倍、允许下限为基准电压的1.05倍。k
p
的取值为3，kr的取值为0.1。s(z)滤波器的低频截止频率为1.5hz，带宽为1khz，可抑制的最高电流谐波次数为20次。计算可得，储能逆变器10可抑制的谐波电流为20a，约对应不控整流的9欧负载的谐波。储能逆变器10的设计电流额定值为75a、设计电流峰值为106a。
[0128]
为了验证储能逆变器10的谐波抑制和容量利用效率，对仿真过程输入如下的电流指令：i
d_ref
＝0、i
q_ref
＝55a；并将仿真过程的负载3设定为不控整流的9欧阻性负载。运用基于傅里叶变换的窗函数工具仿真分析，可以得到如图13所示的负载电流的波形图、如图14所示的负载电流的频谱图、如图15所示的并网电流的波形图和如图16所示的并网电流的频谱图。如图13～14所示，负载侧的谐波电流约占基波的30％，谐波电流数值接近20a，20次以下的谐波数值较大。如图15～16所示，并网侧在20次以内的谐波电流占基波的比例下降到1％以下，并网侧谐波幅值比负载侧明显减少，电流控制器441的性能较佳。储能逆变器10的输出电流的波形图如图17所示，其中输出电流的峰值接近110a、与设计峰值106a十分接近，其额定值得到设计额定电流值，说明储能逆变器10的容量得到充分利用。
[0129]
为了验证储能逆变器10的动态响应能力，对储能逆变器10和电网2的并离网切换过程进行仿真，将仿真过程的负载3设定为50kw阻性负载，指令储能逆变器10输出10kw有功功率，在t＝2s时将储能逆变器10与电网2断开，得到如图18所示的储能逆变器10的输出电压的波形图、如图19所示的储能逆变器10的输出电流的波形图、如图20所示的储能逆变器10的输出电压的数值变化图以及如图21所示的储能逆变器10的频率的数值变化图。在储能逆变器10与电网2断开、进入离网状态后，储能逆变器10的输出电压和输出电流的变化比较平滑，输出电压、输出电流和频率的波动范围较小，显示电流控制器441对电流指令的响应速度可以保证并离网平滑切换，且参数控制在频率允许范围内和电压幅值允许范围内，满足虚拟同步发电控制的要求。
[0130]
如图22所示，第二方面，本技术实施例提供一种储能逆变器控制装置4，包括虚拟放电控制电路41、限频控制电路42和限幅控制电路43。
[0131]
虚拟放电控制电路41被配置为执行以下操作：获取预先构建的虚拟同步发电机的输出电流；根据所述虚拟同步发电机的输出电流确定指令电流，根据所述指令电流更新所述储能逆变器10的输出状态。
[0132]
限频控制电路42被配置为执行以下操作：获取电网2的同步角速度；确定所述电网2的同步角速度和所述公共耦合点的电压值是否在允许范围内；响应于确定所述电网2的同步角速度不在允许范围内，则向所述虚拟同步发电机输入第一功率调节指令、以更新所述虚拟同步发电机的输出电流。
[0133]
限幅控制电路43被配置为执行以下操作：获取公共耦合点的电压值，所述公共耦合点为所述电网2和所述储能逆变器10的耦合点；确定所述电网2的同步角速度和所述公共耦合点的电压值是否均在允许范围内；响应于确定所述公共耦合点的电压值不在允许范围内，则向所述虚拟同步发电机输入第二功率调节指令、以更新所述虚拟同步发电机的输出电流。
[0134]
在一些实施例中，虚拟发电控制电路还被配置为执行以下操作：获取储能逆变器10的功率指令值和功率测量值；将所述储能逆变器10的功率指令值和功率测量值输入所述虚拟同步发电机，以确定所述虚拟同步发电机的输出电流。
[0135]
在一些示例中，虚拟发电控制电路还被配置为执行以下操作：将所述储能逆变器10的有功功率指令值和有功功率测量值输入所述虚拟同步发电机，以确定所述虚拟同步发电机的功角；将所述储能逆变器10的无功功率指令值和无功功率测量值输入所述虚拟同步发电机，以确定所述虚拟同步发电机的励磁电压；根据所述虚拟同步发电机的功角和励磁电压确定所述虚拟同步发电机的输出电压；获取所述虚拟同步发电机的等效电阻和等效电感，根据所述虚拟同步发电机的输出电压以及所述虚拟同步发电机的等效电阻和等效电感确定所述虚拟同步发电机的输出电流。
[0136]
如图6和图22所示，在一些实施例中，所述储能逆变器控制装置4还包括复合电流控制电路44，复合电流控制电路44包括电流控制器441。所述复合电流控制电路44被配置为执行以下操作：提取负载电流中的谐波成分，并将所述谐波成分和所述虚拟同步发电机的输出电流进行叠加以得到叠加电流；获取所述储能逆变器10的输出电流；将所述储能逆变器10的输出电流和所述叠加电流输入所述电流控制器441以确定所述电流控制器441的输出电流；将所述电流控制器441的输出电流作为指令电流，根据所述指令电流更新所述储能逆变器10的输出状态。
[0137]
在一些示例中，所述电流控制器441包括并联连接的重复控制器和比例控制器。
[0138]
在一些示例中，复合电流控制电路44还被配置为执行以下操作：获取谐波限幅系数ki；将所述谐波成分乘以所述谐波限幅系数ki后和所述虚拟同步发电机的输出电流进行叠加以得到所述叠加电流。谐波限幅系数ki的确定方式如前所述，在此不再赘述。
[0139]
如图23所示，第三方面，本技术实施例提供一种储能逆变器10，包括逆变器101、储能器102、处理器103和存储器104。逆变器101是把直流电能(如电池、蓄电瓶等)转变成定频定压或调频调压交流电(常见的为220v，50hz正弦波)的转换器。储能器102为储能单元，可以是电容、电池等可以储存电能的器件。该存储器104存储有计算机程序，所述计算机程序被所述处理器执行时实现以上所述的储能逆变器控制方法。
[0140]
处理器103可以根据存储在存储器104中的程序执行各种动作和处理。具体地，处理器103可以是一种集成电路芯片，具有信号的处理能力。上述处理器103可以是通用处理器、数字信号处理器(dsp)、专用集成电路(asic)、现成可编程门阵列(fpga)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件，可以实现或者执行本技术实施例
中的公开的各方法、步骤及逻辑框图。通用处理器可以是微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等，可以是x86架构或arm架构的。
[0141]
存储器104可以是易失性存储器或非易失性存储器，或可包括易失性和非易失性存储器两者。非易失性存储器可以是只读存储器(rom)、可编程只读存储器(prom)、可擦除可编程只读存储器(eprom)、电可擦除可编程只读存储器(eeprom)或闪存。易失性存储器可以是随机存取存储器(ram)，其用作外部高速缓存。通过示例性但不是限制性说明，许多形式的ram可用，例如静态随机存取存储器(sram)、动态随机存取存储器(dram)、同步动态随机存取存储器(sdram)、双倍数据速率同步动态随机存取存储器(ddrsdram)、增强型同步动态随机存取存储器(esdram)、同步连接动态随机存取存储器(sldram)和直接内存总线随机存取存储器(drram)。应注意，本文描述的方法的存储器旨在包括但不限于这些和任意其它适合类型的存储器。
[0142]
第四方面，本技术实施例提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器进行加载，以执行以上任一实施例所述的控制方法中的步骤。
[0143]
示例性的，上述计算机可读存储介质可以包括，但不限于：磁存储器件(例如，硬盘、软盘或磁带等)，光盘(例如，cd(compact disk，压缩盘)、dvd(digital versatile disk，数字通用盘)等)，智能卡和闪存器件(例如，eprom(erasable programmable read-only memory，可擦写可编程只读存储器)、卡、棒或钥匙驱动器等)。本技术实施例描述的各种计算机可读存储介质可代表用于存储信息的一个或多个设备和/或其它机器可读存储介质。术语“机器可读存储介质”可包括但不限于，无线信道和能够存储、包含和/或承载指令和/或数据的各种其它介质。
[0144]
以上对本技术实施例所提供的一种储能逆变器控制方法及装置进行了详细介绍，本文中应用了具体个例对本技术的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本技术的方法及其核心思想；同时，对于本领域的技术人员，依据本技术的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本技术的限制。