CN103051002A - 一种光储联合并网发电协调控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明是一种光储联合并网发电协调控制方法,其特点是,包括光伏系统综合控制策略、储能系统综合控制策略、光储联合系统有功功率协调控制方式和光储联合系统无功功率协调控制方式等内容,能够利用对光储联合发电协调控制分析,充分反应光储联合发电协调控制的有效性,进而提高电网对新能源吸纳能力,具有适应性强,实际应用价值高等优点。可广泛应用于光储联合发电系统建模仿真、并网运行特性分析、电网相互作用机理研究等诸多方面。
Description
技术领域
本发明是一种光储联合并网发电协调控制方法,应用于光储联合发电系统建模仿真、并网运行特性分析、与电网相互作用机理研究等。
背景技术
近年来,随着社会经济的快速发展,能源需求日益增长。环境友好型清洁可再生能源代替传统化石燃料,符合国家 “十二五”新能源发展纲要、走可持续的科学发展战略思想。并网光伏发电系统是新能源的高效利用形式之一,将在全球未来的能源结构中占有重要地位。太阳能资源具有随机性强、间歇性明显的特点,使其出力波动幅度大,波动频率也无规律性,并且随着光伏渗透率增大及其不具有故障情况下低电压穿越能力,单独并网不利于电网安全稳定运行。因此,光储联合并网发电协调控制对太阳能资源高效开发利用、模型建立、输出功率波动特性分析及其低电压穿越能力研究具有重要的实际意义。
传统的光储联合并网发电系统一方面光储单元经过公共逆变器通过直流母线汇集能源,不适合系统远期规模化扩展规划,另一方面通过调节多级式并网逆变器直流侧电压和功率协调控制,不利于大规模光储开发利用,限制了太阳能资源的高效利用。
发明内容
本发明的目的是,提供一种电网对新能源吸纳能力强、适应性好、具有较高实用价值的光储联合并网发电协调控制方法。本发明由以下技术方案来实现的:
一种光储联合并网发电协调控制方法,其特征是,它包括以下步骤:
(1)光伏系统综合控制策略
光伏发电系统作为电网的PQ节点,采用定有功功率和无功功率控制策略有助于电网调度及安全稳定运行,光伏发电系统包括光伏控制系统和并网逆变器控制系统,
光伏控制系统中光伏阵列出口电压 和电流,通过最大功率点跟踪控制器为并网逆变器提供有功功率参考值,无功功率设定值根据运行条件确定,正常运行时,采用功率控制环和电流控制环控制,获得并网逆变器的d轴触发信号与q轴触发信号,从而实现光伏发电系统同步旋转坐标下有功、无功功率解耦控制与同步并网,
并网逆变器功率环与电流环控制策略为:有功功率参考值和无功功率设定值与网侧实际测量的有功功率和无功功率进行比较,经过功率控制器获得内环电流控制d轴参考值和q轴参考值,再利用网侧电流实际测量值的同步旋转坐标d轴分量、q轴分量和内环电流控制器得到同步旋转坐标系下并网逆变器的d轴触发信号和q轴触发信号;
(2)储能系统综合控制策略
储能系统整体控制包括两个紧密联系的子系统:一个电池控制系统,一个并网逆变器控制系统,
电池控制系统中电池组出口电压和电流,通过电池控制器得并网逆变器系统功率参考值限值,并网逆变器控制系统通过电压频率控制器得到功率控制器的有功功率参考值、无功功率参考值,同时考虑并网逆变器系统功率参考值限值,再经过功率控制器和电流控制器得到并网逆变器同步旋转坐标系下d轴触发脉冲和q轴触发脉冲,
将同步旋转坐标系d轴与逆变器网侧电压矢量方向重合,实现有功、无功功率解耦控制,母线频率设定值、母线电压设定值与母线频率测量值、母线电压测量值经电压频率控制器得到并网点储能系统功率控制器的有功功率参考值和无功功率参考值,然后同实际测量的有功功率与无功功率进行比较,通过功率控制器为内环电流控制器提供d轴电流参考值和q轴电流参考值,再与逆变器网侧同步旋转坐标系下d轴电流测量值和q轴电流测量值经电流控制器得到同步旋转坐标系下d轴触发脉冲和q轴触发脉冲,从而实现了储能系统的同步并网;
(3)光储联合系统有功功率协调控制方式
电源与负荷之间有功功率表达式为
当储能系统退出运行时,系统功率表达式转化为
(4)光储联合系统无功功率协调控制方式
当光伏系统单位功率因数运行时,储能系统仅平衡电网不同运行方式下并网点无功功率,其表达式为
当光伏系统滞后功率因数运行时,系统无功功率表达式为
当光伏系统超前功率因数运行时,系统无功功率表达式转化为
利用本发明的方法对光储联合发电协调控制分析,充分反应此方法对光储联合发电协调控制的有效性;提高电网对新能源吸纳能力,适应性强,具有较高的实际应用价值的光储联合并网发电协调控制方法。
附图说明
图1是光储联合并网发电协调控制系统整体结构示意图;
图2是光伏发电系统综合控制系统示意图;
图3是储能系统综合控制系统示意图;
图4是算例系统主接线示意图;
图5是光伏发电系统太阳辐射强度示意图;
图6是光伏发电系统最大功率点跟踪示意图;
图7是储能容量充裕时,储能系统有功功率变化示意图;
图8是储能容量充裕时,储能系统无功功率变化示意图;
图9是储能容量充裕时,无储能、有储能的联合系统并网点有功功率变化示意图;
图10是储能容量充裕时,无储能、有储能的联合系统并网点无功功率变化示意图;
图11是储能容量充裕时,无储能、有储能的联合系统并网点电压变化示意图;
图12是储能容量充裕时,无储能、有储能的联合系统并网点频率变化示意图;
图13是储能容量充裕、储能容量不足时,储能系统有功功率变化示意图;
图14是储能容量充裕、储能容量不足时,储能系统无功功率变化示意图;
图15是储能容量充裕、储能容量不足时,有储能的联合系统并网点有功功率变化示意图;
图16是储能容量充裕、储能容量不足时,有储能的联合系统并网点无功功率变化示意图;
图17是储能容量充裕、储能容量不足时,有储能的联合系统并网点电压变化示意图;
图18是储能容量充裕、储能容量不足时,有储能的联合系统并网点频率变化示意图;
图19是不同并网运行方式下系统20kV母线暂态电压跌落情况分析示意图。
图中:1光伏发电系统,2储能系统,3汇流母线,4高压升压站,5外部高压电网,6光伏并网逆变器控制系统,7功率控制器,8最大功率跟踪控制器,9电池组,10储能并网逆变器控制系统,11光伏阵列,12并网逆变器,13升压变压器,14与外部电网连接点,15电流控制器,16 电压/频率控制器,17 电池控制器。
具体实施方式
一种光储联合并网发电协调控制方法,它包括以下步骤:
(1)光伏系统综合控制策略
光伏发电系统作为电网的PQ节点,采用定有功功率和无功功率控制策略有助于电网调度及安全稳定运行,光伏发电系统包括光伏控制系统和并网逆变器控制系统,
光伏控制系统中光伏阵列出口电压和电流,通过最大功率点跟踪控制器为并网逆变器提供有功功率参考值,无功功率设定值根据运行条件确定,正常运行时,采用功率控制环和电流控制环控制,获得并网逆变器的d轴触发信号与q轴触发信号,从而实现光伏发电系统同步旋转坐标下有功、无功功率解耦控制与同步并网,
并网逆变器功率环与电流环控制策略为:有功功率参考值和无功功率设定值与网侧实际测量的有功功率和无功功率进行比较,经过功率控制器获得内环电流控制d轴参考值和q轴参考值,再利用网侧电流实际测量值的同步旋转坐标d轴分量、q轴分量和内环电流控制器得到同步旋转坐标系下并网逆变器的d轴触发信号和q轴触发信号;
(2)储能系统综合控制策略
储能系统整体控制包括两个紧密联系的子系统:一个电池控制系统,一个并网逆变器控制系统,
电池控制系统中电池组出口电压和电流,通过电池控制器得并网逆变器系统功率参考值限值,并网逆变器控制系统通过电压频率控制器得到功率控制器的有功功率参考值、无功功率参考值,同时考虑并网逆变器系统功率参考值限值,再经过功率控制器和电流控制器得到并网逆变器同步旋转坐标系下d轴触发脉冲和q轴触发脉冲,
将同步旋转坐标系d轴与逆变器网侧电压矢量方向重合,实现有功、无功功率解耦控制,母线频率设定值、母线电压设定值与母线频率测量值、母线电压测量值经电压频率控制器得到并网点储能系统功率控制器的有功功率参考值和无功功率参考值,然后同实际测量的有功功率与无功功率进行比较,通过功率控制器为内环电流控制器提供d轴电流参考值和q轴电流参考值,再与逆变器网侧同步旋转坐标系下d轴电流测量值和q轴电流测量值经电流控制器得到同步旋转坐标系下d轴触发脉冲和q轴触发脉冲,从而实现了储能系统的同步并网;
(3)光储联合系统有功功率协调控制方式
电源与负荷之间有功功率表达式为
其中:为储能系统发出的有功功率,储能容量不足时
当储能系统退出运行时,系统功率表达式转化为
(4)光储联合系统无功功率协调控制方式
当光伏系统单位功率因数运行时,储能系统仅平衡电网不同运行方式下并网点无功功率,其表达式为
当光伏系统滞后功率因数运行时,系统无功功率表达式为
当光伏系统超前功率因数运行时,系统无功功率表达式转化为
下面利用附图和实施例对本发明作进一步说明。
具体实例:图1为光储联合并网发电协调控制系统整体结构示意图,光伏发电系统1功率输出主要由最大光照强度出力、电网调度指令出力和储能系统2的容量限制三者联合控制,储能系统2通过测量高压升压站4的低压侧有功功率、无功功率和汇流母线3的电压、频率,并利用定电压/频率控制策略实现了光伏发电系统1和储能系统2经高压升压站4同步并入外部高压电网5。
其中:光伏发电系统综合控制如图2所示,首先测量光伏阵列11出口直流电压和直流电流,经过最大功率跟踪控制器8为光伏并网逆变器控制系统6中的功率控制器7提供有功功率参考值,同时设定无功功率参考值,并利用网侧测量的有功功率、无功功率经功率控制器7为电流控制器15提供d轴电流参考值和q轴电流参考值,再应用网侧测量电流的d轴分量和q轴分量经电流控制器15得到并网逆变器12的d轴触发信号与q轴触发信号,从而使光伏阵列11经过并网逆变器12逆变,通过升压变压器13和与外部电网连接点14并入图1中汇流母线3。
其中:储能系统综合控制如图3所示,首先测量电池组9出口直流电压和直流电流,经过电池控制器17为储能并网逆变器控制系统10中的功率控制器7提供有功功率电池容量限制值,同时设定频率参考值和电压参考值,并利用网侧测量的频率、电压经电压/频率控制器16为功率控制器7提供有功功率参考值和无功功率参考值,再应用网侧测量的有功功率和无功功率经功率控制器7得到电流控制器15的d轴电流参考值和q轴电流参考值,然后与网侧测量电流的d轴分量和q轴分量经过电流控制器15得到并网逆变器12的d轴触发信号和q轴触发信号,从而使电池组9经过并网逆变器12,通过升压变压器13与外部电网连接点14并入图1中汇流母线3。
采用WSCC 3机9节点系统作为算例基础,光伏100MW,储能40MW的光储系统,经过20kV中压网送入220kV升压站,在节点6并网,其系统主接线如图4所示。随着太阳辐射强度随机波动,光伏系统单独并网以及光储联合系统并网,其运行特性仿真分析如图5-图12所示,太阳辐射强度G在300W/m2~950W/m2之间随机波动情况下,见图5,光伏系统中光伏阵列最大功率跟踪控制器输出功率波动范围为0.15MW~0.45MW,见图6,其波动趋势与光照强度一致。当光伏系统单独并网时,并网点有功功率、无功功率、电压以及频率均有不同程度波动,其中高达35MW,波动高达7.5Mvar,在0.98pu与1.02pu之间震荡,变化范围为0.98pu到1.03pu之间,见图9-图12。储能系统在20kV母线并网后,再次监测并网点有功功率、无功功率、母线电压以及频率均趋于平稳,其中和分别为45MW与-7Mvar,与频率均趋于额定值,见图9-图12。在此过程中,储能系统有功功率范围为15MW~35MW,无功功率范围为-4.5Mvar~4Mvar,见图7、图8,储能系统容量满足系统所需的功率平抑容量。考虑到储能系统的容量限制,重新对含有光储系统的算例进行仿真分析。太阳辐射强度随机波动特性与图5所示一致,考虑储能容量限制的光储联合系统运行特性仿真结果如图13-图18所示,图13中和分别为储能容量充裕与受限时的储能有功功率变化,图14中和分别为储能容量充裕与受限时的储能无功功率变化,分别在2s、9s以及10.5s瞬间系统所需储能容量略大于40MW,并网点的有功功率、无功功率、母线电压以及频率均有短暂的波动后恢复稳定水平,当系统运行到11s时瞬间系统所需储能容量达41MW,震荡还未平息,15s时系统所需储能再次超过40MW,17s时达44MW,到18s时高达45MW。因此,考虑储能容量限制导致系统在11s以后频率与出力下降且震荡加剧见图15-图18。母线6在15.38s发生三相接地短路故障,故障持续0.1s,不同组态运行方式20kV汇流母线电压跌落情况如图19所示。光伏系统独立并网,故障期间最低点电压与原系统故障最低点电压U相同,且均接近于零。故障切除后,光伏系统电压恢复速度也远慢于原系统。储能系统并入20kV母线,当储能系统容量满足系统需求时,光储联合发电系统故障期间电压为0.35pu,且在故障切除后电压迅速恢复到正常水平,当储能系统容量不能满足抑制系统出力增幅波动时,光储联合发电系统故障期间电压可达0.5pu,故障切除后恢复速度与储能容量充足时相近。因此,光储联合发电系统改善了系统的暂态电压稳定性,一定程度上避免了故障期间光伏系统脱网运行的风险。经过仿真验证表明,光储联合并网发电协调控制方法是高效且实用的。
Claims (1)
1.一种光储联合并网发电协调控制方法,其特征是,它包括以下步骤:
(1)光伏系统综合控制策略
光伏发电系统作为电网的PQ节点,采用定有功功率和无功功率控制策略有助于电网调度及安全稳定运行,光伏发电系统包括光伏控制系统和并网逆变器控制系统,
光伏控制系统中光伏阵列出口电压 和电流,通过最大功率点跟踪控制器为并网逆变器提供有功功率参考值,无功功率设定值根据运行条件确定,正常运行时,采用功率控制环和电流控制环控制,获得并网逆变器的d轴触发信号与q轴触发信号,从而实现光伏发电系统同步旋转坐标下有功、无功功率解耦控制与同步并网,
并网逆变器功率环与电流环控制策略为:有功功率参考值和无功功率设定值与网侧实际测量的有功功率和无功功率进行比较,经过功率控制器获得内环电流控制d轴参考值和q轴参考值,再利用网侧电流实际测量值的同步旋转坐标d轴分量、q轴分量和内环电流控制器得到同步旋转坐标系下并网逆变器的d轴触发信号和q轴触发信号;
(2)储能系统综合控制策略
储能系统整体控制包括两个紧密联系的子系统:一个电池控制系统,一个并网逆变器控制系统,
电池控制系统中电池组出口电压和电流,通过电池控制器得并网逆变器系统功率参考值限值,并网逆变器控制系统通过电压频率控制器得到功率控制器的有功功率参考值、无功功率参考值,同时考虑并网逆变器系统功率参考值限值,再经过功率控制器和电流控制器得到并网逆变器同步旋转坐标系下d轴触发脉冲和q轴触发脉冲,
将同步旋转坐标系d轴与逆变器网侧电压矢量方向重合,实现有功、无功功率解耦控制,母线频率设定值、母线电压设定值与母线频率测量值、母线电压测量值经电压频率控制器得到并网点储能系统功率控制器的有功功率参考值和无功功率参考值,然后同实际测量的有功功率与无功功率进行比较,通过功率控制器为内环电流控制器提供d轴电流参考值和q轴电流参考值,再与逆变器网侧同步旋转坐标系下d轴电流测量值和q轴电流测量值经电流控制器得到同步旋转坐标系下d轴触发脉冲和q轴触发脉冲,从而实现了储能系统的同步并网;
(3)光储联合系统有功功率协调控制方式
电源与负荷之间有功功率表达式为
其中:为储能系统发出的有功功率,储能容量不足时
当储能系统退出运行时,系统功率表达式转化为
(4)光储联合系统无功功率协调控制方式
当光伏系统单位功率因数运行时,储能系统仅平衡电网不同运行方式下并网点无功功率,其表达式为
当光伏系统滞后功率因数运行时,系统无功功率表达式为
当光伏系统超前功率因数运行时,系统无功功率表达式转化为
当外部电网发生故障时,储能系统通过检测并网点电压U,同时提供无功来使U在故障期间保持较高水平,并提高故障后U恢复到速度。
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