技术特征：
1.一种储能逆变器控制方法，其特征在于，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。2.根据权利要求1所述的储能逆变器控制方法，其特征在于，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。3.根据权利要求2所述的储能逆变器控制方法，其特征在于，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。4.根据权利要求2所述的储能逆变器控制方法，其特征在于，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。5.根据权利要求2所述的储能逆变器控制方法，其特征在于，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。6.根据权利要求1所述的储能逆变器控制方法，其特征在于，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。7.根据权利要求6所述的储能逆变器控制方法，其特征在于，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。8.根据权利要求6所述的储能逆变器控制方法，其特征在于，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k
i
；将所述谐波成分乘以所述谐波限幅系数k
i
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。9.根据权利要求8所述的储能逆变器控制方法，其特征在于，所述谐波限幅系数k
i
通过以下方程组确定：其中，0<k
i
<1；i
a
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；ω
g
为所述电网的角速度。10.根据权利要求6所述的储能逆变器控制方法，其特征在于，提取负载电流中的谐波成分，包括：获取负载电流和所述电网的相位角；
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；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。11.根据权利要求6所述的储能逆变器控制方法，其特征在于，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；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；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。12.根据权利要求1所述的储能逆变器控制方法，其特征在于，还包括：获取所述电网的相位角和三相电压；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；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。13.一种储能逆变器控制装置，其特征在于，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；以及限幅控制电路，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。14.根据权利要求13所述的储能逆变器控制装置，其特征在于，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。15.一种储能逆变器，其特征在于，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如权利要求1-12中任一项所述的储能逆变器控制方法。16.一种计算机可读存储介质，其特征在于，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，以执行权利要求1-12中任一项所述的控制方法中的步骤。
技术总结
本申请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。储能逆变器的输出状态。储能逆变器的输出状态。
技术研发人员：何大清
受保护的技术使用者：正泰集团研发中心（上海）有限公司
技术研发日：2021.05.10
技术公布日：2022/6/1