CN104578177B - 一种多能互补供电系统频率控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种多能互补供电系统频率控制方法，包括以下步骤：光伏并网逆变器的功频分区控制；混合储能系统的功频分区控制；多能互补供电系统的功频分区控制。本发明提供的多能互补供电系统频率控制方法，可应用于多能互补多能互补供电系统，可以实现同步旋转发电机单元与电力电子发电单元共同参与系统频率控制，有效抑制大幅度的功率波动对系统频率的影响，提高系统供电质量。

Description

一种多能互补供电系统频率控制方法

技术领域

本发明涉及一种控制方法，具体涉及一种多能互补供电系统频率控制方法。

背景技术

微电网是由分布式电源、储能单元、负荷以及控制保护装置组成的集合，是一个能够自我控制、保护和管理的自治系统。根据微电网与大电网的连接关系，微电网分为联网型微电网和多能互补供电系统，对于联网型微电网的频率调节，由于存在大电网的电压和频率支撑，微电网系统内各分布式电源、储能单元及负荷可直接并网运行，微电网系统频率直接由大电网决定，且相对较稳定；对于多能互补供电系统的频率调节，需要微电网内部的组网单元通过灵活控制、协调运行进而实现整个独立型微电网的频率调节。因此，多能互补供电系统的频率调节是实现微电网灵活、可靠、经济运行的关键技术。

针对西部青海、西藏偏远无电地区，目前采用MW级小型水电机组发电为当地负荷供电，形成多能互补供电系统。随着系统负荷的增加以及用户对供电质量的要求提高，原有供电系统面临扩容升级改造问题，充分利用当地的光伏和风能等新能源资源，同时为实现系统功率与能量的平衡，配置一定容量的储能，构成风+光+水+储多能互补多能互补供电系统。

对于多能互补供电系统，要求系统内部有一个电源为系统提供参考电压和频率信号，充当微电网的参考电源，此电源即为微电网的主网单元。目前，国内外能够实现独立型微电网频率调节技术分以下几种：

(1)主从控制：主从控制的多能互补供电系统，通常采用单台分布式电源组网，该组网单元采用恒压恒频(VF)控制，提供微电网的电压和频率支撑，维持系统的实时功率平衡；系统中的其他分布式电源。目前，含有同步电机型微源的微电网通常采用的组网方式为，在同步电机型微源运行时，采用同步电机型微源作为组网单元，逆变器型微源采用PQ控制方式并网运行；在同步电机型微源作为备用电源未开启时，采用逆变器型微源作为微电网的组网单元。这种组网方式中，逆变器型微源的控制策略需要根据同步电机型微源的运行状态进行切换，且当微电网中可再生能源渗透率较高时，由于同步电机型微源响应速度和系统功率波动的时间尺度不匹配，采用同步电机型微源组网易造成系统的不稳定。

(2)对等控制：等控制的微电网中，微源通常采用下垂控制，依靠本地信息进行就地控制，可实现具有电压源输出特性的微源基于本地信息的功率自动分配，在微电网的控制技术中受到广泛关注。采用下垂控制的微源在微电网运行模式切换时不需要改变控制策略，可以实现微源接入微电网的即插即用。下垂控制是一种有差控制，当系统功率波动较大时，系统的电压和频率会超出允许的运行范围；逆变器型微源与同步电机型微源共同组网，实现系统频率控制时，同步电机与逆变器在动态响应特性、单机过流能力、功频控制精度等方面均存在较大差异，直接通过下垂控制实现同步电机与逆变器共同组网存在问题。

发明内容

为了克服上述现有技术的不足，本发明提供一种多能互补供电系统频率控制方法，可应用于多能互补多能互补供电系统，可以实现同步旋转发电机单元与电力电子发电单元共同参与系统频率控制，有效抑制大幅度的功率波动对系统频率的影响，提高系统供电质量。

为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案：

本发明提供一种多能互补供电系统频率控制方法，所述方法包括以下步骤：

步骤1：光伏并网逆变器的功频分区控制；

步骤2：混合储能系统的功频分区控制；

步骤3：多能互补供电系统的功频分区控制。

所述步骤1中，设多能互补供电系统频率运行值、下限和上限分别为f、f_min和f_max，于是光伏并网逆变器的功频分区控制分为以下情况：

(1)满足f＜f_min时，光伏并网逆变器启动欠频保护，退去运行；

(2)满足f_min≤f≤f_t时，光伏并网逆变器以最大功率跟踪方式正常并网发电，光伏并网逆变器并网有功功率给定值P_{PV_ref}表示为：

P_{PV_ref}＝P_{MPPT_t}

其中，P_{MPPT_t}为光伏并网逆变器最大功率追踪值，其中f_t为光伏并网逆变器下垂频率拐点值；

(3)满足f_t＜f≤f_max时，光伏并网逆变器运行于Droop模式，光伏并网逆变器并网有功功率给定值P_{PV_ref}表示为：

P_{PV_ref}＝P_{MPPT_t}+ΔP

其中，ΔP为光伏并网逆变器Droop模式有功功率修正值，表示为：

ΔP＝k_PV×0.4×P_{MPPT_t}×(f_t-f)

其中，k_PV为光伏并网逆变器Droop模式功频系数；

(4)满足f＞f_max时，光伏并网逆变器启动过频保护，退去运行。

所述步骤2中，混合储能系统包括铅酸储能逆变器和锂电池储能逆变器；混合储能系统的功频分区控制包括铅酸储能逆变器功频分区控制和锂电池储能逆变器功频分区控制。

设铅酸储能逆变器运行功率为P_{S_LC}，铅酸储能逆变器功频分区控制分为以下情况：

(1)满足P_{S_LC}＜-P_{S_1}时，铅酸储能逆变器工作在P/Q模式，铅酸储能逆变器并网运行功率给定值P_{LC_ref}表示为：

P_{LC_ref}＝-P_{S_1}

其中，P_{S_1}为铅酸储能逆变器P/Q模式与Droop模式切换功率拐点值；

(2)满足-P_{S_1}≤P_{S_LC}＜-P_{S_3}时，铅酸储能逆变器工作在Droop模式，且铅酸逆变器工作于Droop模式频率参考值f_{LC_ref}表示为：

其中，P_{S_3}为铅酸储能逆变器Droop模式之间切换对应的功率拐点值，f₄为铅酸储能逆变器功率输出为-P_{S_3}时对应的频率参考值，f₅为铅酸储能逆变器功率输出为-P_{S_1}时对应的频率参考值；

(3)满足-P_{S_3}≤P_{S_LC}＜P_{S_3}时，铅酸储能逆变器工作在Droop模式，且铅酸逆变器工作于Droop模式频率参考值f_{LC_ref}表示为：

其中，f₃为铅酸储能逆变器功率输出为P_{S_3}时对应的频率参考值；

(4)满足P_{S_3}≤P_{S_LC}＜P_{S_1}时，铅酸储能逆变器工作在Droop模式，且铅酸逆变器工作于Droop模式频率参考值f_{LC_ref}表示为：

其中，f₂为铅酸逆变器功率输出为P_{S_2}时对应的频率参考值；

(5)满足P_{S_1}≤P_{S_LC}时，铅酸储能逆变器工作于P/Q模式，且铅酸储能逆变器并网运行功率给定值P_{LC_ref}表示为：

P_{LC_ref}＝P_{S_1}。

锂电池储能逆变器功频分区控制分为以下情况：

(1)满足f＜f₁时，锂电储能逆变器启动欠频保护，退出运行；

其中，f₁为锂池电储能逆变器运行频率下限；

(2)满足f₁≤f＜f₂时，锂电储能逆变器工作于P/Q模式，锂电池储能逆变器并网运行功率给定值P_{Li_ref}表示为：

P_{Li_ref}＝P_{S_2}

其中，P_{S_2}为锂电池储能逆变器P/Q模式与Droop模式切换功率拐点值；

(3)满足f₂≤f＜f₃时，锂电池储能逆变器运行于Droop模式，锂池电逆变器工作于Droop模式频率参考值f_{Li_ref}表示为：

其中，P_{S_4}为多能互补供电系统运行频率在f₃时对应锂电池储能逆变器运行功率值，P_{S_Li}为锂电池储能逆变器输出功率；

(4)满足f₃≤f＜f₄时，锂电池储能逆变器运行于Droop模式，锂池电逆变器工作于Droop模式频率参考值f_{Li_ref}表示为：

(5)满足f₄≤f＜f₅时，锂电池储能逆变器运行于Droop模式，锂池电逆变器工作于Droop模式频率参考值f_{Li_ref}表示为：

(6)满足f₅≤f＜f₆时，锂电池储能逆变器运行于P/Q模式，锂电池储能逆变器并网运行功率给定值P_{Li_ref}表示为：

P_{Li_ref}＝-P_{S_2}

其中，f₆为锂池电储能逆变器运行频率上限。

(7)满足f₆≤f时，锂电储能逆变器启动过频保护，退出运行。

所述步骤3具体包括以下步骤：

步骤3-1：水轮机组调速系统与储能逆变器功频分区配合控制，具体为：满足f₂≤f≤f₅时，f由混合储能系统控制；

步骤3-2：水轮机组调速系统与光伏并网逆变器功频分区配合控制；具体有：

1)满足f₅＜f≤f_max时，混合储能系统退出频率控制，水轮机组调速系统始终参与多能互补供电系统频率控制；

2)满足f_t＜f≤f_max时，光伏并网逆变器与水轮机组调速系统同时参与多能互补供电系统频率控制；

3)满足f_min≤f＜f₂时，混合储能系统退出频率控制，水轮机组调速系统参与多能互补供电系统频率控制。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：

1、可应用于多能互补多能互补供电系统，可以实现同步旋转发电机单元与电力电子发电单元共同参与系统频率控制，有效抑制大幅度的功率波动对系统频率的影响，提高系统供电质量；

2、可应用于能量型储能系统与功率型储能系统共同组网的多能互补供电系统，可以实现两种机组在参与系统频率控制的同时实现系统功率高低频波动的有效分配，有效延长能量型储能系统的使用寿命；

3、可应用于水电机组组网的多能互补供电系统，可以实现水电机组调速系统在不同功频区间水平的不同运行模式，有效降低水轮机组调速系统机电调频机构的动作频率，延长水轮机组调速系统使用寿命。

附图说明

图1是本发明实施例中光伏并网逆变器的功频分区控制原理图；

图2是本发明实施例中混合储能系统的功频分区控制原理图；

图3是本发明实施例中多能互补供电系统功频分区控制原理图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步详细说明。

本发明提供一种多能互补供电系统频率控制方法，所述方法包括以下步骤：

步骤1：光伏并网逆变器的功频分区控制；

步骤2：混合储能系统的功频分区控制；

步骤3：多能互补供电系统的功频分区控制。

所述步骤1中，(如图1)设多能互补供电系统频率运行值、下限和上限分别为f、f_min和f_max，于是光伏并网逆变器的功频分区控制分为以下情况：

(1)满足f＜f_min时，光伏并网逆变器启动欠频保护，退去运行；

(2)满足f_min≤f≤f_t时，光伏并网逆变器以最大功率跟踪方式正常并网发电，光伏并网逆变器并网有功功率给定值P_{PV_ref}表示为：

P_{PV_ref}＝P_{MPPT_t}

其中，P_{MPPT_t}为光伏并网逆变器最大功率追踪值，其中f_t为光伏并网逆变器下垂频率拐点值；

(3)满足f_t＜f≤f_max时，光伏并网逆变器运行于Droop模式，光伏并网逆变器并网有功功率给定值P_{PV_ref}表示为：

P_{PV_ref}＝P_{MPPT_t}+ΔP

其中，ΔP为光伏并网逆变器Droop模式有功功率修正值，表示为：

ΔP＝k_PV×0.4×P_{MPPT_t}×(f_t-f)

其中，k_PV为光伏并网逆变器Droop模式功频系数；

(4)满足f＞f_max时，光伏并网逆变器启动过频保护，退去运行。

所述步骤2中，(如图2)混合储能系统包括铅酸储能逆变器和锂电池储能逆变器；混合储能系统的功频分区控制包括铅酸储能逆变器功频分区控制和锂电池储能逆变器功频分区控制。

设铅酸储能逆变器运行功率为P_{S_LC}，铅酸储能逆变器功频分区控制分为以下情况：

(1)满足P_{S_LC}＜-P_{S_1}时，铅酸储能逆变器工作在P/Q模式，铅酸储能逆变器并网运行功率给定值P_{LC_ref}表示为：

P_{LC_ref}＝-P_{S_1}

其中，P_{S_1}为铅酸储能逆变器P/Q模式与Droop模式切换功率拐点值；

(2)满足-P_{S_1}≤P_{S_LC}＜-P_{S_3}时，铅酸储能逆变器工作在Droop模式，且铅酸逆变器工作于Droop模式频率参考值f_{LC_ref}表示为：

其中，P_{S_3}为铅酸储能逆变器Droop模式之间切换对应的功率拐点值，f₄为铅酸储能逆变器功率输出为-P_{S_3}时对应的频率参考值，f₅为铅酸储能逆变器功率输出为-P_{S_1}时对应的频率参考值；

(3)满足-P_{S_3}≤P_{S_LC}＜P_{S_3}时，铅酸储能逆变器工作在Droop模式，且铅酸逆变器工作于Droop模式频率参考值f_{LC_ref}表示为：

其中，f₃为铅酸储能逆变器功率输出为P_{S_3}时对应的频率参考值；

(4)满足P_{S_3}≤P_{S_LC}＜P_{S_1}时，铅酸储能逆变器工作在Droop模式，且铅酸逆变器工作于Droop模式频率参考值f_{LC_ref}表示为：

其中，f₂为铅酸逆变器功率输出为P_{S_2}时对应的频率参考值；

(5)满足P_{S_1}≤P_{S_LC}时，铅酸储能逆变器工作于P/Q模式，且铅酸储能逆变器并网运行功率给定值P_{LC_ref}表示为：

P_{LC_ref}＝P_{S_1}。

锂电池储能逆变器功频分区控制分为以下情况：

(1)满足f＜f₁时，锂电储能逆变器启动欠频保护，退出运行；

其中，f₁为锂池电储能逆变器运行频率下限；

(2)满足f₁≤f＜f₂时，锂电储能逆变器工作于P/Q模式，锂电池储能逆变器并网运行功率给定值P_{Li_ref}表示为：

P_{Li_ref}＝P_{S_2}

其中，P_{S_2}为锂电池储能逆变器P/Q模式与Droop模式切换功率拐点值；

(3)满足f₂≤f＜f₃时，锂电池储能逆变器运行于Droop模式，锂池电逆变器工作于Droop模式频率参考值f_{Li_ref}表示为：

其中，P_{S_4}为多能互补供电系统运行频率在f₃时对应锂电池储能逆变器运行功率值，P_{S_Li}为锂电池储能逆变器输出功率；

(4)满足f₃≤f＜f₄时，锂电池储能逆变器运行于Droop模式，锂池电逆变器工作于Droop模式频率参考值f_{Li_ref}表示为：

(5)满足f₄≤f＜f₅时，锂电池储能逆变器运行于Droop模式，锂池电逆变器工作于Droop模式频率参考值f_{Li_ref}表示为：

(6)满足f₅≤f＜f₆时，锂电池储能逆变器运行于P/Q模式，锂电池储能逆变器并网运行功率给定值P_{Li_ref}表示为：

P_{Li_ref}＝-P_{S_2}

其中，f₆为锂池电储能逆变器运行频率上限。

(7)满足f₆≤f时，锂电储能逆变器启动过频保护，退出运行。

如图3，所述步骤3具体包括以下步骤：

步骤3-1：水轮机组调速系统与储能逆变器功频分区配合控制，具体为：满足f₂≤f≤f₅时，f由混合储能系统控制；

步骤3-2：水轮机组调速系统与光伏并网逆变器功频分区配合控制；具体有：

1)满足f₅＜f≤f_max时，混合储能系统退出频率控制，水轮机组调速系统始终参与多能互补供电系统频率控制；

2)满足f_t＜f≤f_max时，光伏并网逆变器与水轮机组调速系统同时参与多能互补供电系统频率控制；

3)满足f_min≤f＜f₂时，混合储能系统退出频率控制，水轮机组调速系统参与多能互补供电系统频率控制。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (1)

1.一种多能互补供电系统频率控制方法，其特征在于：所述方法包括以下步骤：

步骤1：光伏并网逆变器的功频分区控制；

步骤2：混合储能系统的功频分区控制；

步骤3：多能互补供电系统的功频分区控制；

所述步骤1中，设多能互补供电系统频率运行值、下限和上限分别为f、f_min和f_max，于是光伏并网逆变器的功频分区控制分为以下情况：

(1)满足f＜f_min时，光伏并网逆变器启动欠频保护，退去运行；

(2)满足f_min≤f≤f_t时，光伏并网逆变器以最大功率跟踪方式正常并网发电，光伏并网逆变器并网有功功率给定值P_{PV_ref}表示为：

P_{PV_ref}＝P_{MPPT_t}

其中，P_{MPPT_t}为光伏并网逆变器最大功率追踪值，其中f_t为光伏并网逆变器下垂频率拐点值；

(3)满足f_t＜f≤f_max时，光伏并网逆变器运行于Droop模式，光伏并网逆变器并网有功功率给定值P_{PV_ref}表示为：

P_{PV_ref}＝P_{MPPT_t}+ΔP

其中，ΔP为光伏并网逆变器Droop模式有功功率修正值，表示为：

ΔP＝k_PV×0.4×P_{MPPT_t}×(f_t-f)

其中，k_PV为光伏并网逆变器Droop模式功频系数；

(4)满足f＞f_max时，光伏并网逆变器启动过频保护，退去运行；

所述步骤2中，混合储能系统包括铅酸储能逆变器和锂电池储能逆变器；混合储能系统的功频分区控制包括铅酸储能逆变器功频分区控制和锂电池储能逆变器功频分区控制；

设铅酸储能逆变器运行功率为P_{S_LC}，铅酸储能逆变器功频分区控制分为以下情况：

(1)满足P_{S_LC}＜-P_{S_1}时，铅酸储能逆变器工作在P/Q模式，铅酸储能逆变器并网运行功率给定值P_{LC_ref}表示为：

P_{LC_ref}＝-P_{S_1}

其中，P_{S_1}为铅酸储能逆变器P/Q模式与Droop模式切换功率拐点值；

(2)满足-P_{S_1}≤P_{S_LC}＜-P_{S_3}时，铅酸储能逆变器工作在Droop模式，且铅酸逆变器工作于Droop模式频率参考值f_{LC_ref}表示为：

$f_{LC\_ref}=f_4+\frac{f_5-f_4}{P_{S\_1}-P_{S\_3}}(P_{S\_3}+P_{S\_LC})$

其中，P_{S_3}为铅酸储能逆变器Droop模式之间切换对应的功率拐点值，f₄为铅酸储能逆变器功率输出为-P_{S_3}时对应的频率参考值，f₅为铅酸储能逆变器功率输出为-P_{S_1}时对应的频率参考值；

(3)满足-P_{S_3}≤P_{S_LC}＜P_{S_3}时，铅酸储能逆变器工作在Droop模式，且铅酸逆变器工作于Droop模式频率参考值f_{LC_ref}表示为：

$f_{LC\_ref}=f_4+\frac{f_4-f_3}{2\·P_{S\_3}}(P_{S\_3}+P_{S\_LC})$

其中，f₃为铅酸储能逆变器功率输出为P_{S_3}时对应的频率参考值；

(4)满足P_{S_3}≤P_{S_LC}＜P_{S_1}时，铅酸储能逆变器工作在Droop模式，且铅酸逆变器工作于Droop模式频率参考值f_{LC_ref}表示为：

$f_{LC\_ref}=f_3+\frac{f_3-f_2}{P_{S\_3}-P_{S\_1}}(P_{S\_3}-P_{S\_LC})$

其中，f₂为铅酸逆变器功率输出为P_{S_2}时对应的频率参考值；

(5)满足P_{S_1}≤P_{S_LC}时，铅酸储能逆变器工作于P/Q模式，且铅酸储能逆变器并网运行功率给定值P_{LC_ref}表示为：

P_{LC_ref}＝P_{S_1}

锂电池储能逆变器功频分区控制分为以下情况：

(1)满足f＜f₁时，锂电储能逆变器启动欠频保护，退出运行；

其中，f₁为锂池电储能逆变器运行频率下限；

(2)满足f₁≤f＜f₂时，锂电储能逆变器工作于P/Q模式，锂电池储能逆变器并网运行功率给定值P_{Li_ref}表示为：

P_{Li_ref}＝P_{S_2}

其中，P_{S_2}为锂电池储能逆变器P/Q模式与Droop模式切换功率拐点值；

(3)满足f₂≤f＜f₃时，锂电池储能逆变器运行于Droop模式，锂池电逆变器工作于Droop模式频率参考值f_{Li_ref}表示为：

$f_{Li\_ref}=f_3+\frac{f_3-f_2}{P_{S\_4}-P_{S\_2}}(P_{S\_4}-P_{S\_Li})$

其中，P_{S_4}为多能互补供电系统运行频率在f₃时对应锂电池储能逆变器运行功率值，P_{S_Li}为锂电池储能逆变器输出功率；

(4)满足f₃≤f＜f₄时，锂电池储能逆变器运行于Droop模式，锂池电逆变器工作于Droop模式频率参考值f_{Li_ref}表示为：

$f_{Li\_ref}=f_3-\frac{f_4-f_3}{2\·P_{S\_4}}(P_{S\_4}-P_{S\_Li})$

(5)满足f₄≤f＜f₅时，锂电池储能逆变器运行于Droop模式，锂池电逆变器工作于Droop模式频率参考值f_{Li_ref}表示为：

$f_{Li\_ref}=f_4+\frac{f_5-f_4}{P_{S\_2}-P_{S\_4}}(P_{S\_3}+P_{S\_Li})$

(6)满足f₅≤f＜f₆时，锂电池储能逆变器运行于P/Q模式，锂电池储能逆变器并网运行功率给定值P_{Li_ref}表示为：

P_{Li_ref}＝-P_{S_2}

其中，f₆为锂池电储能逆变器运行频率上限；

(7)满足f₆≤f时，锂电储能逆变器启动过频保护，退出运行；

所述步骤3具体包括以下步骤：

步骤3-1：水轮机组调速系统与储能逆变器功频分区配合控制，具体为：满足f₂≤f≤f₅时，f由混合储能系统控制；

步骤3-2：水轮机组调速系统与光伏并网逆变器功频分区配合控制；具体有：

1)满足f₅＜f≤f_max时，混合储能系统退出频率控制，水轮机组调速系统始终参与多能互补供电系统频率控制；

2)满足f_t＜f≤f_max时，光伏并网逆变器与水轮机组调速系统同时参与多能互补供电系统频率控制；

3)满足f_min≤f＜f₂时，混合储能系统退出频率控制，水轮机组调速系统参与多能互补供电系统频率控制。