一种多储能变流器的启动方法、电力系统

1.本技术涉及电力技术领域，具体涉及一种多储能变流器的启动方法、电力系统。


背景技术：

2.新能源发电迅猛发展，由于新能源具有波动性和间歇性，因此需要靠储能进行调节，来提高以新能源为主的电力网络的供电稳定性。储能变流器作为储能介质和电网的接口，具有控制灵活、响应速度快的特点，但传统控制方案下变流器具有弱惯性和弱阻尼特性，这不利于系统的频率稳定。
3.因此，利用虚拟同步发电机(virtualsynchronous generator，vsg)控制技术使储能系统具有惯性和阻尼，成为了近年来的研究热点。虚拟同步发电机控制使得储能变流器对外表现出电压源特性，而变流器本身又具有较弱的过电流耐受能力，这导致其在电网停电后进行黑启动的过程中面临着亟待解决的关键问题。
4.在相关技术中，黑启动策略在启动黑启动电源之前需要切除电网所有负载，避免因负载过大而停机，并且在黑启动的过程中需要分批投入负载。然而微网里没有像大电网那样配置足够的接触器设备主动投切负载。所以，微电网中不可避免地会有部分负载始终与微电网保持连接，因此，储能变流器在黑启动过程中需要面对带负载黑启动的问题。由于负载大小不定，变流器在黑启动过程中会面临过载的问题，而目前针对黑启动过程中带未知负载时的多机协调控制没有具体策略。


技术实现要素：

5.本技术实施例提供一种多储能变流器的启动方法、电力系统，用于解决相关技术中储能变流器启动时出现的过载问题。
6.本技术提供一种多储能变流器的启动方法，该方法包括：将第1台储能变流器接入公共耦合点，并将第1台储能变流器的内电势指令值从零抬升至设定值；其中，公共耦合点连接负载；对第i台储能变流器的内电势指令值进行预同步，再将第i台储能变流器接入公共耦合点，并将第i台储能变流器的内电势指令值从预同步后的值抬升至设定值；其中，在第1台储能变流器以及第i台储能变流器的内电势指令值的抬升过程中，保持相应的电流内环指令值小于设定电流幅值，i为正整数且大于或等于2。
7.在一些实施例中，将第i台储能变流器的内电势指令值从预同步后的值抬升至设定值，包括：基于设定电压步长，将第i台储能变流器的内电势指令值从预同步后的值抬升至设定值。
8.在一些实施例中，对第i台储能变流器的内电势指令值进行预同步，包括：获取公共耦合点的电压作为目标电压值；基于目标电压值对第i台储能变流器的内电势指令值进行相位预同步；以及基于目标电压值对第i台储能变流器的内电势指令值进行幅值预同步。
9.在一些实施例中，基于目标电压值对第i台储能变流器的内电势指令值进行相位预同步，包括：利用虚拟同步发电机生成相位角；利用相位角对目标电压值进行变换得到对
应的q轴电压分量；对q轴电压分量进行pi调节，以得到中间量；将中间量输入至虚拟同步发电机，对相位角进行调节，以使相位角与目标电压值的相位一致。
10.在一些实施例中，对相位角进行调节，以使相位角与目标电压值的相位一致，包括：采用以下公式对相位角进行调节：
11.pm＝p
ref-(ω+δω
pre-ωs)/k
p
；
[0012][0013]
其中，p
ref
为参考有功功率指令，p为逆变器输出的有功功率，ωs为同步参考角频率，ω为实际的角频率，δω
pre
为所述中间量，k
p
为有功频率下垂系数，pm为虚拟机械功率，j为虚拟同步发电机的虚拟转动惯量，d为虚拟同步发电机的阻尼系数，t为时间。
[0014]
在一些实施例中，基于目标电压值对第i台储能变流器的内电势指令值进行幅值预同步之后，还包括：将目标电压值输入至虚拟同步发电机，以得到对应的d轴电压指令值和q轴电压指令值；根据d轴电压指令值和q轴电压指令值，生成参考电压值。
[0015]
在一些实施例中，将目标电压值输入至虚拟同步发电机，以得到对应的d轴电压指令值和q轴电压指令值，包括：采用以下公式确定d轴电压指令值和q轴电压指令值：
[0016]
e＝e
ref-kq×
(q-q
ref
)；
[0017][0018]
其中，q
ref
为参考无功功率指令，q为逆变器输出的无功功率，e
ref
为电压幅值指令，kq为无功电压下垂系数，e为虚拟同步发电机的输出内电势，u
cd*
与u
cq*
分别为目标电压值的d轴指令值和q轴指令值，lv为虚拟电感，rv为虚拟电阻；i
od
和i
oq
分别为目标电流的d轴指令值和q轴指令值，目标电流为公共耦合点的电流。
[0019]
在一些实施例中，将第i台储能变流器的内电势指令值从预同步后的值抬升至设定值，包括：将参考电压值作为第i台储能变流器的内电势指令值的初始值；将第i台储能变流器的内电势指令值的初始值抬升至所述设定值。
[0020]
在一些实施例中，将该方法还包括：对第i台储能变流器的内电势指令值进行谐波信号注入，以得到第一调制波；根据第一调制波和第二调制波，生成第三调制波；其中，第二调制波由虚拟同步发电机生成；利用第三调制波对第i台储能变流器进行控制。
[0021]
在一些实施例中，对第i台储能变流器的内电势指令值进行谐波信号注入，以得到第一调制波，包括：获取公共耦合点的电压作为目标电压值，以及获取公共耦合点的电流作为目标电流；根据目标电压值和目标电流确定谐波功率；根据谐波功率和内电势指令值确定谐波角频率；根据谐波角频率确定谐波相位；根据谐波相位和谐波内电势确定第一调制波。
[0022]
本技术还提供一种电力系统，该电力系统包括：至少两台储能变流器，至少两台储能变流器被配置为接入公共耦合点时，基于公共耦合点连接负载；至少两个控制器，每一控制器连接相对应的一台储能变流器，每一控制器被配置为执行如上述的方法，以启动相对应的一台储能变流器。
[0023]
本技术实施例提供的多储能变流器的启动方法包括：将第1台储能变流器接入公
共耦合点，并将第1台储能变流器的内电势指令值从零抬升至设定值；其中，公共耦合点连接负载；对第i台储能变流器的内电势指令值进行预同步，再将第i台储能变流器接入公共耦合点，并将第i台储能变流器的内电势指令值从预同步后的值抬升至设定值；其中，i为正整数且大于或等于2。通过上述方式，通过预同步的方式，避免虚拟同步发电机在接入系统以后产生冲击过电流。
[0024]
进一步，设计的缓启升压策略可以保证负载电压缓慢建立，并且避免虚拟同步发电机输出超过自身耐流值的过电流；所设计的基于小信号注入的方法可以通过调节谐波功率保证至少两台虚拟同步发电机的内电势指令一致。所提出的虚拟同步发电机多机黑启动策略能够带不同种类的未知负载成功完成黑启动。
附图说明
[0025]
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。
[0026]
图1是本技术提供的多储能变流器的启动方法第一实施例的流程示意图；
[0027]
图2是本技术提供的电力系统一实施例的结构示意图；
[0028]
图3是一实施例中步骤12的流程示意图；
[0029]
图4是本技术提供的储能变流器的控制策略图；
[0030]
图5是本技术提供的变流器启动策略图；
[0031]
图6是一实施例中步骤122的流程示意图；
[0032]
图7是一实施例中步骤123的流程示意图；
[0033]
图8是本技术提供的多储能变流器的启动方法第二实施例的流程示意图。
具体实施方式
[0034]
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。
[0035]
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。
[0036]“a和/或b”，包括以下三种组合：仅a，仅b，及a和b的组合。
[0037]
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。
[0038]
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。
[0039]
参阅图1，图1是本技术提供的多储能变流器的启动方法第一实施例的流程示意图，该方法包括：
[0040]
步骤11：将第1台储能变流器接入公共耦合点，并将第1台储能变流器的内电势指令值从零抬升至设定值。
[0041]
其中，公共耦合点连接负载。
[0042]
结合图2，图2是本技术提供的电力系统一实施例的结构示意图，该电力系统包括至少两台储能变流器和至少两个控制器(图未示)，每一控制器基于虚拟同步发电机(vsg)进行控制，以控制相对应的一台储能变流器。储能变流器1-n均为同一标准的储能变流器，均由虚拟同步发电机(vsg)控制。pcc是公共耦合点，负载包括r型负载、c型负载和l型负载以及它们的混合负载等。
[0043]
第1台变流器首先接入公共耦合点pcc，由零电压开始抬升内电势指令值eref0到指定值。
[0044]
可选地，在电压的抬升过程中，可以采用设定的步长逐步抬升电压，可以设步长为δe，令升内电势指令值eref0从零电压开始，每一个控制步长叠加一次步长δe，其中当开关sδ动作时，δe＝ut；开关sδ不动作时，δe＝0。
[0045]
步骤12：对第i台储能变流器的内电势指令值进行预同步，再将第i台储能变流器接入公共耦合点，并将第i台储能变流器的内电势指令值从预同步后的值抬升至设定值。
[0046]
其中，i为正整数且大于或等于2。
[0047]
在进行黑启动时，第1台储能变流器首先接入公共耦合点，等第1台变流器达到稳定后，第i台变流器在逐次接入系统。在黑启动过程中负载始终保持与公共耦合点pcc点保持连接。
[0048]
可选地，在一实施例中，如内电势指令值进行预同步包括相位预同步和幅值预同步，如图3所示，图3是一实施例中步骤12的流程示意图，步骤12可以具体包括：
[0049]
步骤121：获取公共耦合点的电压作为目标电压值。
[0050]
其中，可以通过电压采样获取公共耦合点pcc的目标电压值uc，进一步，也可以通过电流采样获取公共耦合点pcc的目标电流io。
[0051]
步骤122：基于目标电压值对第i台储能变流器的内电势指令值进行相位预同步。
[0052]
步骤123：基于目标电压值对第i台储能变流器的内电势指令值进行幅值预同步。
[0053]
本技术实施例的储能变流器的控制主要是利用vsg控制，参阅图4，图4是本技术提
供的储能变流器的控制策略图。
[0054]
其中，控制策略包括vsg控制和电压电流双闭环控制，vsg控制主要包括了有功频率下垂控制(p-ω下垂)，无功电压下垂控制(q-e下垂)，虚拟惯性控制和虚拟阻抗控制。
[0055]
对于vsg控制的主要公式包括：
[0056]
pm＝p
ref-(ω-ωs)/k
p
；
[0057]
e＝e
ref-kq×
(q-q
ref
)；
[0058][0059][0060]
其中，p
ref
和q
ref
分别为参考有功功率指令和参考无功功率指令，p与q分别为逆变器输出的有功功率与无功功率，e
ref
和ωs分别为电压幅值指令和同步参考角频率，ω为实际的角频率，k
p
为有功-频率下垂系数，kq为无功电压下垂系数，pm为虚拟机械功率，e为vsg输出内电势，j为vsg的虚拟转动惯量；d为vsg的阻尼系数，t为时间，u
cd*
与u
cq*
为目标电压值uc的dq轴指令值；lv为虚拟电感；rv为虚拟电阻；i
od
和i
oq
分别为目标电流io的dq轴指令值。
[0061]
下面分别介绍相位预同步和幅值预同步。
[0062]
结合图5和图6，图5是本技术提供的变流器启动策略图，图6是一实施例中步骤122的流程示意图，步骤122可以具体包括：
[0063]
步骤1221：利用虚拟同步发电机生成相位角。
[0064]
vsg生成的相位角ψ。
[0065]
步骤1222：利用相位角对目标电压值进行变换得到对应的q轴电压分量。
[0066]
经过abc/dq变换得到q轴分量u
cq
，其中，abc/dq是指由三相到静止两相的坐标变换。
[0067]
步骤1223：对q轴电压分量进行pi调节，以得到中间量。
[0068]
pi(比例/积分)调节是一种线性控制，它根据给定值与实际输出值构成控制偏差，将偏差的比例和积分通过线性组合构成控制量，对被控对象进行控制。
[0069]
步骤1224：将中间量输入至虚拟同步发电机，对相位角进行调节，以使相位角与目标电压值的相位一致。
[0070]
采用以下公式对相位角进行调节：
[0071]
pm＝p
ref-(ω+δω
pre-ωs)/k
p
；
[0072][0073]
其中，p
ref
为参考有功功率指令，p为逆变器输出的有功功率，ωs为同步参考角频率，ω为实际的角频率，δω
pre
为所述中间量，k
p
为有功频率下垂系数，pm为虚拟机械功率，j为虚拟同步发电机的虚拟转动惯量，d为虚拟同步发电机的阻尼系数，t为时间。
[0074]
可以理解地，由于在步骤1224中，将该中间量a输入至vsg的有功频率下垂控制部分，所以上述公式可以变为：
[0075]
pm＝p
ref-(a-ω-ωs)/k
p
。
[0076]
结合图5和图7，图7是一实施例中步骤123的流程示意图，步骤123之后还可以具体包括：
[0077]
步骤1231：将目标电压值输入至虚拟同步发电机，以得到对应的d轴电压指令值和q轴电压指令值。
[0078]
采用以下公式确定d轴电压指令值和q轴电压指令值：
[0079]
e＝e
ref-kq×
(q-q
ref
)；
[0080][0081]
其中，q
ref
为参考无功功率指令，q为逆变器输出的无功功率，e
ref
为电压幅值指令，kq为无功电压下垂系数，e为虚拟同步发电机的输出内电势，u
cd*
与u
cq*
分别为目标电压值的d轴指令值和q轴指令值，lv为虚拟电感，rv为虚拟电阻；i
od
和i
oq
分别为目标电流的d轴指令值和q轴指令值，目标电流为公共耦合点的电流。
[0082]
步骤1232：根据d轴电压指令值和q轴电压指令值，生成参考电压值。
[0083]
幅值预同步环节将根据计算得到的uc作为内电势指令eref0的初始值，内启电势指令值eref0每一个控制步长叠加一次步长δe，其中当开关sδ动作时，δe＝ut；开关sδ不动作时，δe＝0。开关sδ动作需要同时满足两个条件：1、vsg启动，即开关son动作；2、电流幅值小于限幅值。其中，对于条件2，缓慢抬升eref的过程中，一直检测外环控制器计算出的电流内环的指令值的幅值i*，当检测到i*达到(或大于)额定电流时，停止eref抬升，等待新的变流器接入以后使得i*下降到(或小于)额定电流时再进行抬升，直到eref达到额定电压值。
[0084]
在一实施例中，上述的进行相位预同步和幅值预同步之后的内电势指令eref0可以直接输入至无功电压下垂控制、虚拟阻抗控制和电压电流双闭环控制。
[0085]
在另一实施例中，上述的进行相位预同步和幅值预同步之后的内电势指令eref0还可以进行谐波注入。如图8所示，图8是本技术提供的多储能变流器的启动方法第二实施例的流程示意图，该方法包括：
[0086]
步骤81：将第1台储能变流器接入公共耦合点，并将第1台储能变流器的内电势指令值从零抬升至设定值。
[0087]
其中，公共耦合点连接负载。
[0088]
步骤82：对第i台储能变流器的内电势指令值进行预同步，再将第i台储能变流器接入公共耦合点，并将第i台储能变流器的内电势指令值从预同步后的值抬升至设定值。
[0089]
其中，i为正整数且大于或等于2。
[0090]
步骤83：对第i台储能变流器的内电势指令值进行谐波信号注入，以得到第一调制波。
[0091]
可以理解地，步骤83和步骤82可以同步执行。
[0092]
其中，获取公共耦合点的电压作为目标电压值，以及获取公共耦合点的电流作为目标电流；根据目标电压值和目标电流确定谐波功率；根据谐波功率和内电势指令值确定谐波角频率；根据谐波角频率确定谐波相位；根据谐波相位和谐波内电势确定第一调制波。
[0093]
具体地，参阅图6，每一台储能变流器的内电势指令eref0作为送到无功电压下垂
控制环节的内电势指令eref的一部分，送到小信号注入环节。谐波功率计算模块通过采集变流器的输出电压(即目标电压值uc)和输出电流(即目标电流io)，经过谐波提取模块计算得出谐波电压v
ss
和谐波电流i
oss
，在利用谐波电压v
ss
和谐波电流i
oss
计算谐波功率p
ss
。谐波功率p
ss
与比例系数g
p
相乘以后，加上内电势指令eref0得到送到无功电压下垂控制环节的内电势指令值eref。
[0094]
进一步，内电势指令值eref乘以谐波下垂系数k
ss
后与谐波小信号的额定角频率ω
ss0
相加，得到谐波小信号的角频率ω
ss
。在对谐波角频率ω
ss
经过积分时叠加比例系数kω*ω
ss
得到谐波相位ψ
ss
，随后根据谐波内电势e
ss
以及谐波相位ψ
ss
经过dq/abc变换得到谐波信号的调制波e
ssabc
(即第一调制波)。
[0095]
步骤84：根据第一调制波和第二调制波，生成第三调制波；其中，第二调制波由虚拟同步发电机生成。
[0096]
步骤85：利用第三调制波对第i台储能变流器进行控制。
[0097]
其中，该调制波e
ssabc
与vsg控制算法生成的调制波(即第二调制波)叠加，得到总的调制波(即第三调制波)，经过pwm调制作用于变流器就完成了谐波小信号的注入。注入的谐波小信号可以调节至少两台vsg内电势指令值达到一致，保证黑启动成功。
[0098]
本实施例提供的多储能变流器的启动方法包括：将第1台储能变流器接入公共耦合点，并将第1台储能变流器的内电势指令值从零抬升至设定值；其中，公共耦合点连接负载；对第i台储能变流器的内电势指令值进行预同步，再将第i台储能变流器接入公共耦合点，并将第i台储能变流器的内电势指令值从预同步后的值抬升至设定值；其中，i为正整数且大于或等于2。通过上述方式，通过预同步的方式，避免虚拟同步发电机在接入系统以后产生冲击过电流。
[0099]
进一步，设计的缓启升压策略可以保证负载电压缓慢建立，并且避免虚拟同步发电机输出超过自身耐流值的过电流；所设计的基于小信号注入的方法可以通过调节谐波功率保证至少两台虚拟同步发电机的内电势指令一致。所提出的虚拟同步发电机多机黑启动策略能够带不同种类的未知负载成功完成黑启动。
[0100]
以上对本技术实施例所提供的多储能变流器的启动方法、电力系统进行了详细介绍，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。