CN104578857B - 光伏发电系统的控制方法、控制装置及光伏发电系统 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了光伏发电系统的控制方法，包括：确定逆变器的平均有功功率和平均无功功率；根据虚拟同步机的同步旋转角频率和输出角频率，确定逆变器的第一有功指令信号；利用储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值，确定逆变器的第二有功指令信号；计算虚拟同步机当前的输出角频率，对其进行积分得到虚拟同步机的输出电压相角；计算逆变器的输出电压基准信号；将该输出电压相角和输出电压基准信号组合成逆变器的输出电压的参考指令矢量，基于该参考指令矢量对逆变器进行闭环控制。基于本发明公开的控制方法，实现了针对光伏发电系统的一体化控制，使得光伏发电系统能够更加高效稳定的运行。本发明还公开了光伏发电系统及其控制装置。
Description
技术领域
本发明属于光伏发电技术领域，尤其涉及光伏发电系统的控制方法、控制装置及光伏发电系统。
背景技术
随着光伏发电技术的不断发展，现在得到了广泛的应用。目前出现的一种新型的光伏发电系统包括光伏发电装置、DC/DC变换器、储能装置和逆变器，其中光伏发电装置产生的电能可以直接为负载供电，可以通过逆变器馈入电网，也可以通过DC/DC变换器存储至储能装置。
光伏发电系统受环境影响很大，当光照剧烈变化时，光伏发电系统的输出功率波动较大，会给电网的规划、运行和调度造成困难。为了解决这一问题，现在出现了基于虚拟同步机(VSG)方式控制逆变器运行的技术，使得光伏发电系统向电网输入的功率平滑，并对电网体现同步发电机的特性。
但是，现在光伏发电系统的控制过程中，未考虑光伏发电装置和储能装置，导致光伏发电系统的运行不够稳定。因此，如何优化光伏发电系统的控制方法，使其高效稳定运行，是本领域技术人员亟待解决的问题。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的在于提供光伏发电系统的控制方法及控制装置，以实现光伏发电系统的高效稳定运行。本发明还提供一种光伏发电系统。
为实现上述目的，本发明提供如下技术方案：
本发明公开一种光伏发电系统的控制方法，所述光伏发电系统包括光伏发电装置、DC/DC变换器、储能装置和逆变器，所述控制方法包括：
确定所述逆变器的平均有功功率和平均无功功率；
根据虚拟同步机的同步旋转角频率和输出角频率，确定所述逆变器的第一有功指令信号；
获取所述储能装置的实际荷电状态，利用所述储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值，确定所述逆变器的第二有功指令信号；
根据公式计算虚拟同步机当前的输出角频率ω，对虚拟同步机当前的输出角频率进行积分得到虚拟同步机的输出电压相角，其中，J为转子转动惯量，ω(s)为虚拟同步机的输出角频率ω的拉式变换值，ω0(s)为虚拟同步机的同步旋转角频率ω0的拉式变换值，Pref(s)为虚拟同步机的有功功率给定值Pref的拉式变换值，ΔPref_SOC(s)为所述逆变器的第二有功指令信号ΔPref_SOC的拉式变换值，ΔPref_PV(s)为所述逆变器的第一有功指令信号ΔPref_PV的拉式变换值，为所述逆变器的平均有功功率的拉式变换值，s为拉普拉斯算子；
根据公式计算所述逆变器的输出电压基准信号Uref，其中，U0为空载电压，Qref为所述逆变器的无功功率给定值，为所述逆变器的平均无功功率，n为电压控制下垂系数；
将所述虚拟同步机的输出电压相角和所述逆变器的输出电压基准信号组合成所述逆变器的输出电压的参考指令矢量，对所述逆变器进行闭环控制，以使得所述逆变器的输出电压跟随所述参考指令矢量。
优选的，确定所述逆变器的平均有功功率和平均无功功率，包括：
确定所述逆变器的三相输出电压和三相输出电流；
利用所述逆变器的三相输出电压和三相输出电流，计算所述逆变器的输出电压的d轴分量Uod和q轴分量Uoq，计算所述逆变器的输出电流的d轴分量Iod和q轴分量Ioq；
根据公式计算所述逆变器的平均有功功率
根据公式计算所述逆变器的平均无功功率
其中，ωh为陷波器需要滤除的谐波角频率，τ为一阶低通滤波器的时间常数，s为拉普拉斯算子，h为需要滤除的谐波次数，Q为所述逆变器的无功功率。
优选的，根据虚拟同步机的同步旋转角频率和输出角频率，确定所述逆变器的第一有功指令信号，包括：
确定虚拟同步机的下垂系数；
计算所述虚拟同步机的同步旋转角频率和所述虚拟同步机的输出角频率之间的差值；
确定所述差值与所述下垂系数的比值为所述逆变器的第一有功指令信号。
优选的，根据虚拟同步机的同步旋转角频率和输出角频率，确定所述逆变器的第一有功指令信号，包括：
确定虚拟同步机的下垂系数；
计算所述虚拟同步机的同步旋转角频率和所述虚拟同步机的输出角频率之间的差值；
计算所述差值与所述下垂系数的比值；
利用第一预设函数对所述比值修正，确定修正后的数值为所述逆变器的第一有功指令信号，其中所述第一预设函数包括一次调频荷电状态校正函数mSOC和一次调频最大功率点追踪校正函数mMPPT中的至少一个。
优选的，利用所述储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值，确定所述逆变器的第二有功指令信号，包括：
确定所述储能装置的荷电状态控制增益；
计算所述储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值之间的差值；
确定所述差值和所述荷电状态控制增益的乘积为所述逆变器的第二有功指令信号。
优选的，利用所述储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值，确定所述逆变器的第二有功指令信号，包括：
确定所述储能装置的荷电状态控制增益；
计算所述储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值之间的差值；
计算所述差值和所述荷电状态控制增益的乘积；
利用第二预设参数对所述乘积进行修正，确定修正后的数值为所述逆变器的第二有功指令信号，其中，所述第二预设参数包括荷电状态校正函数fSOC、电压冲击校正函数fΔu、频率冲击校正函数fΔω、以及荷电状态与最大功率点追踪联合校正函数fMPPT_SOC中的至少一个。
本发明还公开一种光伏发电系统的控制装置，所述光伏发电系统包括光伏发电装置、DC/DC变换器、储能装置和逆变器，所述控制装置包括：
功率确定单元，用于确定所述逆变器的平均有功功率和平均无功功率；
第一有功指令信号确定单元，用于根据虚拟同步机的同步旋转角频率和输出角频率，确定所述逆变器的第一有功指令信号；
第二有功指令信号确定单元，用于获取所述储能装置的实际荷电状态，利用所述储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值，确定所述逆变器的第二有功指令信号；
输出电压相角计算单元，用于根据以下公式计算虚拟同步机当前的输出角频率ω，对虚拟同步机当前的输出角频率进行积分得到虚拟同步机的输出电压相角，其中，J为转子转动惯量，ω(s)为虚拟同步机的输出角频率ω的拉式变换值，ω0(s)为虚拟同步机的同步旋转角频率ω0的拉式变换值，Pref(s)为虚拟同步机的有功功率给定值Pref的拉式变换值，ΔPref_SOC(s)为所述逆变器的第二有功指令信号ΔPref_SOC的拉式变换值，ΔPref_PV(s)为所述逆变器的第一有功指令信号ΔPref_PV的拉式变换值，为所述逆变器的平均有功功率的拉式变换值，s为拉普拉斯算子；
基准信号计算单元，用于根据公式计算所述逆变器的输出电压基准信号Uref，其中，U0为空载电压，Qref为所述逆变器的无功功率给定值，为所述逆变器的平均无功功率，n为电压控制下垂系数；
控制单元，用于将所述虚拟同步机的输出电压相角和所述逆变器的输出电压基准信号组合成所述逆变器的输出电压的参考指令矢量，对所述逆变器进行闭环控制，以使得所述逆变器的输出电压跟随所述参考指令矢量。
优选的，所述功率确定单元包括：
电压电流确定模块，用于确定所述逆变器的三相输出电压和三相输出电流；
第一计算模块，用于利用所述逆变器的三相输出电压和三相输出电流，计算所述逆变器的输出电压的d轴分量Uod和q轴分量Uoq，计算所述逆变器的输出电流的d轴分量Iod和q轴分量Ioq；
第二计算模块，用于根据公式计算所述逆变器的平均有功功率
第三计算模块，用于根据公式计算所述逆变器的平均无功功率
其中，ωh为陷波器需要滤除的谐波角频率，τ为一阶低通滤波器的时间常数，s为拉普拉斯算子，h为需要滤除的谐波次数，Q为所述逆变器的无功功率。
优选的，所述第一有功指令信号确定单元包括：
下垂系数确定单元，用于确定虚拟同步机的下垂系数；
第四计算模块，用于计算所述虚拟同步机的同步旋转角频率和所述虚拟同步机的输出角频率之间的差值；
第一处理模块，用于确定所述差值与所述下垂系数的比值为所述逆变器的第一有功指令信号。
优选的，所述第一有功指令信号确定单元包括：
下垂系数确定模块，用于确定虚拟同步机的下垂系数；
第四计算模块，用于计算所述虚拟同步机的同步旋转角频率和所述虚拟同步机的输出角频率之间的差值；
第五计算模块，用于计算所述差值与所述下垂系数的比值；
第二处理模块，用于利用第一预设函数对所述比值修正，确定修正后的数值为所述逆变器的第一有功指令信号，其中所述第一预设函数包括一次调频荷电状态校正函数mSOC和一次调频最大功率点追踪校正函数mMPPT中的至少一个。
优选的，所述第二有功指令信号确定单元包括：
控制增益确定模块，用于确定所述储能装置的荷电状态控制增益；
第六计算模块，用于计算所述储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值之间的差值；
第三处理模块，用于确定所述差值和所述荷电状态控制增益的乘积为所述逆变器的第二有功指令信号。
优选的，所述第二有功指令信号确定单元包括：
控制增益确定模块，用于确定所述储能装置的荷电状态控制增益；
第六计算模块，用于计算所述储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值之间的差值；
第七计算模块，用于计算所述差值和所述荷电状态控制增益的乘积；
第四处理模块，用于利用第二预设参数对所述乘积进行修正，确定修正后的数值为所述逆变器的第二有功指令信号，其中，所述第二预设参数包括荷电状态校正函数fSOC、电压冲击校正函数fΔu、频率冲击校正函数fΔω、以及荷电状态与最大功率点追踪联合校正函数fMPPT_SOC中的至少一个。
本发明还公开一种光伏发电系统，包括光伏发电装置、逆变器、DC/DC变换器、储能装置、最大功率点追踪MPPT控制器，以及上述任意一种控制装置，所述控制装置分别与所述逆变器的输出侧、所述逆变器的控制端、所述DC/DC变换器的控制端、所述储能装置以及电网连接。
由此可见，本发明的有益效果为：本发明公开的光伏发电系统的控制方法和控制装置，在虚拟同步机控制的基础上，增加了针对光伏发电装置的控制和针对储能装置的控制，同时还增加了针对光伏发电装置和储能装置的协同控制，从而实现了针对光伏发电系统的一体化控制，使得光伏发电系统能够更加高效稳定的运行。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术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发明的实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据提供的附图获得其他的附图。
图1为本发明公开的光伏发电系统的一种控制方法的流程图；
图2为本发明公开的确定逆变器的平均有功功率和平均无功功率的一种流程图；
图3为本发明公开的确定逆变器的第一有功指令信号的一种流程图；
图4为本发明公开的确定逆变器的第二有功指令信号的一种流程图；
图5为荷电状态校正函数随储能装置的荷电状态变化的曲线；
图6为电压冲击校正函数随电压的动态偏差值变化的曲线；
图7为频率冲击校正函数随Δω变化的曲线；
图8为本发明公开的光伏发电系统的另一种控制方法的原理框图；
图9为本发明公开的光伏发电系统的一种控制装置的结构示意图‘
图10为本发明公开的一种功率确定单元的结构示意图；
图11为本发明公开的一种第一有功指令信号确定单元的结构示意图；
图12为本发明公开的另一种第一有功指令信号确定单元的结构示意图；
图13为本发明公开的一种第二有功指令信号确定单元的结构示意图；
图14为本发明公开的另一种第二有功指令信号确定单元的结构示意图；
图15为本发明公开的一种光伏发电系统的结构示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明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发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明公开光伏发电系统的控制方法，以实现光伏发电系统的高效稳定运行。本发明中的光伏发电系统包括光伏发电装置、DC/DC变换器、储能装置和逆变器，其中，光伏发电装置产生的电能能够存储至储能装置，或者通过逆变器馈入电网。
参见图1，图1为本发明公开的光伏发电系统的一种控制方法的流程图。该控制方法包括：
步骤S11：计算逆变器的平均有功功率和平均无功功率。
具体实施中，检测逆变器的三相输出电压和三相输出电流，之后，利用逆变器的三相输出电压和三相输出电流计算逆变器的平均有功功率和平均无功功率
步骤S12：根据虚拟同步机的同步旋转角频率和输出角频率，确定逆变器的第一有功指令信号。
步骤S13：获取储能装置的实际荷电状态，利用储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值，确定逆变器的第二有功指令信号。
该第一有功指令信号和第二有功指令信号用于后续计算虚拟同步机当前的输出角频率ω。
步骤S14：计算虚拟同步机当前的输出角频率，对虚拟同步机当前的输出角频率进行积分得到虚拟同步机的输出电压相角。
由于相角等于角频率的积分，因此要确定虚拟同步机当前的输出电压相角θref，首先需要计算虚拟同步机当前的输出角频率ω。虚拟同步机的频率控制通过模拟同步发电机的转子惯性特性和一次调频功能计算得出角频率ω，忽略阻尼成分，同步发电机转子运动方程为：
在公式1中，Pm为原动机机械输入功率，Pe为同步发电机的电磁输出功率，J为转子转动惯量，ω0为同步角频率。将公式1进行拉氏变换后得到公式2：
再将Pm替换为虚拟同步机的有功功率给定值Pref、逆变器的第一有功指令信号ΔPref_PV以及逆变器的第二有功指令信号ΔPref_SOC之和，且忽略电磁损耗，将Pe用逆变器的平均有功功率替换，可以得到虚拟同步机的输出角频率ω的表达式：
具体实施中，依据公式3计算虚拟同步机当前的输出角频率ω。在公式3中，J为转子转动惯量，ω(s)为虚拟同步机的输出角频率ω的拉式变换值，ω0(s)为虚拟同步机的同步旋转角频率ω0的拉式变换值，Pref(s)为虚拟同步机的有功功率给定值Pref的拉式变换值，ΔPref_SOC(s)为逆变器的第二有功指令信号ΔPref_SOC的拉式变换值，ΔPref_PV(s)为逆变器的第一有功指令信号ΔPref_PV的拉式变换值，为逆变器的平均有功功率的拉式变换值。
步骤S15：计算逆变器的输出电压基准信号Uref。
具体实施中，依据公式4计算逆变器的输出电压基准信号Uref。
在公式4中，U0为空载电压，Qref为逆变器的无功功率给定值，为逆变器的平均无功功率，n为电压控制下垂系数。
步骤S16：将虚拟同步机的输出电压相角和逆变器的输出电压基准信号组合成逆变器的输出电压的参考指令矢量，对逆变器进行闭环控制，以使得逆变器的输出电压跟随该参考指令矢量。
在步骤S14中获得了虚拟同步机的输出电压相角θref，在步骤S15获得了逆变器的输出电压基准信号Uref，将输出电压相角θref和输出电压基准信号Uref合成，即可得到逆变器的输出电压的参考指令矢量再经过闭环控制，使得逆变器跟随该参考指令矢量
本发明公开的光伏发电系统的控制方法，在虚拟同步机控制的基础上，增加了针对光伏发电装置的控制和针对储能装置的控制，同时还增加了针对光伏发电装置和储能装置的协同控制，从而实现了针对光伏发电系统的一体化控制，使得光伏发电系统能够更加高效稳定的运行。
实施中，在确定逆变器的三相输出电压和三相输出电流之后，可以在ABC坐标系下计算逆变器的平均有功功率和平均无功功率。当然，还可以还用其他方式计算逆变器的平均有功功率和平均无功功率。本发明公开一种确定逆变器的平均有功功率和平均无功功率的方法，如图2所示，包括：
步骤S21：确定逆变器的三相输出电压和三相输出电流。
利用电压检测装置检测逆变器的三相输出电压Uoa、Uob和Uoc，利用电流检测装置检测逆变器的三相输出电流Ioa、Iob和Ioc。
步骤S22：利用逆变器的三相输出电压和三相输出电流，计算逆变器的输出电压的d轴分量和q轴分量，计算所述逆变器的输出电流的d轴分量和q轴分量。
实施中，根据公式5计算逆变器的输出电流的d轴分量Iod，根据公式6计算逆变器的输出电流的q轴分量Ioq，根据公式7计算逆变器的输出电压的d轴分量Uod，根据公式8计算逆变器的输出电压的q轴分量Uoq。
步骤S23：根据逆变器的输出电压的d轴分量和q轴分量，以及输出电流的d轴分量和q轴分量计算逆变器的平均有功功率。
实施中，根据公式9计算逆变器的平均有功功率。
步骤S24：根据逆变器的输出电压的d轴分量和q轴分量，以及输出电流的d轴分量和q轴分量计算逆变器的平均无功功率。
实施中，根据公式10计算逆变器的平均无功功率。
在公式9和公式10中，S为拉普拉斯算子，ωh为陷波器需要滤除的谐波角频率，τ为一阶低通滤波器的时间常数。
本发明图2所示计算逆变器的平均有功功率和平均无功功率的方法，在功率计算过程中加入了低通滤波器和陷波器，可以有效滤除功率中的高频谐波以及逆变器带不平衡负载时输出的低次谐波功率，从而减小计算功率的波动。
在图1所示控制方法中，根据虚拟同步机的同步旋转角频率和输出角频率，确定逆变器的第一有功指令信号，可以采用多种方式。下面分别进行说明：
1)首先确定虚拟同步机的下垂系数，之后计算虚拟同步机的同步旋转角频率和输出角频率之间的差值，确定该差值与该下垂系数的比值为逆变器的第一有功指令信号。
也就是，根据公式计算逆变器的第一有功指令信号ΔPref_PV。其中，ω0为虚拟同步机的同步旋转角频率，ω为虚拟同步机的输出角频率，m为虚拟同步机的下垂系数。
2)首先确定虚拟同步机的下垂系数，之后计算虚拟同步机的同步旋转角频率和输出角频率之间的差值，确定该差值与该下垂系数的比值，之后利用第一预设函数对该比值进行修正，确定修正后的数值为逆变器的第一有功指令信号。
实施中，该第一预设函数包括一次调频荷电状态校正函数mSOC和一次调频最大功率点追踪校正函数mMPPT中的至少一个。
参见图3，图3为本发明公开的确定逆变器的第一有功指令信号的一种流程图，包括：
步骤S31：确定一次调频荷电状态校正函数mSOC。
可以根据电池的荷电状态实时调整一次调频荷电状态校正函数mSOC，从而在保证功率均分的同时，可以延长储能装置的使用寿命。具体实施中：当电池的荷电状态处于理想工作点(通常可定义为电池的荷电状态处于某个恒定值，如0.6)，一次调频荷电状态校正函数mSOC取值大一些，当电池的荷电状态未处于理想工作点时，一次调频荷电状态校正函数mSOC取值小一些。作为一种实施方式，一次调频荷电状态校正函数mSOC可取为1-fSOC，其中，fSOC为荷电状态校正函数。
步骤S32：确定一次调频最大功率点追踪校正函数mMPPT。
可以根据光伏发电装置的MPPT(最大功率点追踪)状态实时调整一次调频最大功率点追踪校正函数mMPPT，从而在保证功率均分的同时，提高光伏发电装置的输出功率。当光伏发电系统不能充分利用光伏发电装置产生的电能时，相应的提高mMPPT即可增加光伏发电系统的出力，从而提高光伏发电装置的利用率。具体实施中，一次调频最大功率点追踪校正函数mMPPT可取为：工作电压与最大功率点计算电压的比值。
步骤S33：根据公式计算逆变器的第一有功指令信号ΔPref_PV。
基于图3所示方法确定的逆变器的第一有功指令信号，是经过一次调频荷电状态校正函数mSOC和一次调频最大功率点追踪校正函数mMPPT修正过的，基于该第一有功指令信号控制逆变器运行过程中，能够延长储能装置的使用寿命，并提高光伏发电装置的输出功率。
在图1所示控制方法中，利用储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值，确定逆变器的第二有功指令信号，可以采用多种方式。下面分别进行说明：
1)首先确定储能装置的荷电状态控制增益，之后计算储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值之间的差值，确定该差值和该荷电状态控制增益的乘积为逆变器的第二有功指令信号。
也就是，根据公式ΔPref_SOC＝KSOC·(SOCactual-SOCref)计算逆变器的第二有功指令信号ΔPref_SOC。其中，KSOC为荷电状态控制增益，SOCref为荷电状态给定值，SOCactual为储能装置的实际荷电状态。
2)首先确定储能装置的荷电状态控制增益，之后计算储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值之间的差值，计算该差值和该荷电状态控制增益的乘积，之后利用第二预设参数对所述乘积进行修正，确定修正后的数值为逆变器的第二有功指令信号。
实施中，第二预设参数包括荷电状态校正函数fSOC、电压冲击校正函数fΔu、频率冲击校正函数fΔω、以及荷电状态与最大功率点追踪联合校正函数fMPPT_SOC中的至少一个。
参见图4，图4为本发明公开的确定逆变器的第二有功指令信号的一种流程图。包括：
步骤S41：确定荷电状态校正函数fSOC。
实施中，可以根据储能装置的荷电状态实时调整调整荷电状态校正函数fSOC。图5示出了荷电状态校正函数随储能装置的荷电状态变化的曲线，其中横坐标为储能装置的荷电状态SOC，纵坐标为荷电状态校正函数fSOC。
步骤S42：确定电压冲击校正函数fΔu。
实施中，可以根据电压的动态偏差值V％，实时调整电压冲击校正函数fΔu。图6示出了电压冲击校正函数随电压的动态偏差值变化的曲线，其中横坐标为实际电压和额定电压的比值V％(也就是电压的动态偏差值)，纵坐标为电压冲击校正函数fΔu。
步骤S43：确定频率冲击校正函数fΔω。
在电网的频率偏差值超过某一定值时，要关断SOC控制，保证系统的瞬态稳定性。图7示出了频率冲击校正函数fΔω随Δω变化的曲线，其中横坐标Δω为电网的实际频率偏差量与额定功率的比值，纵坐标为频率冲击校正函数fΔω。
步骤S44：确定荷电状态与最大功率点追踪联合校正函数fMPPT_SOC。
通过检测光伏发电装置的MPPT状态来动态调整光伏发电装置的输出功率，实现光伏发电装置的MPPT控制的同时，保证电池的SOC状态。
步骤S45：利用公式ΔPref_SOC＝KSOC·(SOCactual-SOCref)·fSOC·fΔu·fΔω·fMPPT_SOC计算逆变器的第二有功指令信号ΔPref_SOC。其中，KSOC为荷电状态控制增益，SOCref为荷电状态给定值，SOCactual为储能装置的实际荷电状态。
图8示出了一种更为具体的光伏发电系统的控制方法。
本发明上述公开了光伏发电系统的控制方法，相应的，本发明还公开光伏发电系统的控制装置。
参见图9，图9为本发明公开的光伏发电系统的一种控制装置的结构示意图。该控制装置包括功率确定单元1、第一有功指令信号确定单元2、第二有功指令信号确定单元3、输出电压相角计算单元4、基准信号计算单元5和控制单元6。
其中：
功率确定单元1，用于确定逆变器的平均有功功率和平均无功功率。
第一有功指令信号确定单元2，用于根据虚拟同步机的同步旋转角频率和输出角频率，确定逆变器的第一有功指令信号。
第二有功指令信号确定单元3，用于获取储能装置的实际荷电状态，利用储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值，确定逆变器的第二有功指令信号。
输出电压相角计算单元4，用于根据公式3计算虚拟同步机当前的输出角频率ω，对虚拟同步机当前的输出角频率进行积分得到虚拟同步机的输出电压相角。公式3的具体形式以及公式3中各个参数的含义请参见前文描述，这里不再进行赘述。
基准信号计算单元5，用于根据公式计算逆变器的输出电压基准信号Uref，其中，U0为空载电压，Qref为逆变器的无功功率给定值，为逆变器的平均无功功率，n为电压控制下垂系数。
控制单元6，用于将虚拟同步机的输出电压相角和逆变器的输出电压基准信号组合成逆变器的输出电压的参考指令矢量，对逆变器进行闭环控制，以使得逆变器的输出电压跟随参考指令矢量。
本发明公开的光伏发电系统的控制装置，在虚拟同步机控制的基础上，增加了针对光伏发电装置的控制和针对储能装置的控制，同时还增加了针对光伏发电装置和储能装置的协同控制，从而实现了针对光伏发电系统的一体化控制，使得光伏发电系统能够更加高效稳定的运行。
实施中，在确定逆变器的三相输出电压和三相输出电流之后，可以在ABC坐标系下计算逆变器的平均有功功率和平均无功功率。当然，还可以还用其他方式计算逆变器的平均有功功率和平均无功功率。
参见图10，图10为本发明公开的一种功率确定单元的结构示意图。该功率确定单元1包括电压电流确定模块11、第一计算模块12、第二计算模块13和第三计算模块14。
其中：
电压电流确定模块11，用于确定逆变器的三相输出电压和三相输出电流。
第一计算模块12，用于利用逆变器的三相输出电压和三相输出电流，计算逆变器的输出电压的d轴分量Uod和q轴分量Uoq，计算逆变器的输出电流的d轴分量Iod和q轴分量Ioq。
实施中，根据公式5计算逆变器的输出电流的d轴分量Iod，根据公式6计算逆变器的输出电流的q轴分量Ioq，根据公式7计算逆变器的输出电压的d轴分量Uod，根据公式8计算逆变器的输出电压的q轴分量Uoq。
第二计算模块13，用于根据公式9计算逆变器的平均有功功率
第三计算模块14，用于根据公式10计算逆变器的平均无功功率
公式5-10的具体形式以及公式中各个参数的含义请参见前文描述，这里不再进行赘述。
本发明图10所示功率确定单元在计算逆变器的平均有功功率和平均无功功率过程中，加入了低通滤波器和陷波器，可以有效滤除功率中的高频谐波以及逆变器带不平衡负载时输出的低次谐波功率，从而减小计算功率的波动。
另外，第一有功指令信号确定单元2也具有多种结构。
参见图11，图11为本发明公开的一种第一有功指令信号确定单元的结构示意图。该第一有功指令信号确定单元包括下垂系数确定单元21、第四计算模块22和第一处理模块23。
其中：
下垂系数确定单元21，用于确定虚拟同步机的下垂系数。
第四计算模块22，用于计算虚拟同步机的同步旋转角频率和虚拟同步机的输出角频率之间的差值。
第一处理模块23，用于确定第四计算模块22获得的差值与下垂系数确定单元21确定的下垂系数的比值为逆变器的第一有功指令信号。
参见图12，图12为本发明公开的另一种第一有功指令信号确定单元的结构示意图。该第一有功指令信号确定单元包括下垂系数确定单元21、第四计算模块22、第五计算模块24和第二处理模块25。
其中：
下垂系数确定模块21，用于确定虚拟同步机的下垂系数。
第四计算模块22，用于计算虚拟同步机的同步旋转角频率和虚拟同步机的输出角频率之间的差值。
第五计算模块24，用于计算第四计算模块22获得的差值与下垂系数确定模块21确定的下垂系数的比值。
第二处理模块25，用于利用第一预设函数对第五计算模块24获得的比值修正，确定修正后的数值为逆变器的第一有功指令信号。其中，第一预设函数包括一次调频荷电状态校正函数mSOC和一次调频最大功率点追踪校正函数mMPPT中的至少一个。
实施中，一次调频荷电状态校正函数mSOC和一次调频最大功率点追踪校正函数mMPPT的取值可参见前文描述，这里不再赘述。
本发明图12所示的第一有功指令信号确定单元确定的逆变器的第一有功指令信号，是经过一次调频荷电状态校正函数mSOC和一次调频最大功率点追踪校正函数mMPPT修正过的，基于该第一有功指令信号控制逆变器运行过程中，能够延长储能装置的使用寿命，并提高光伏发电装置的输出功率。
另外，第二有功指令信号确定单元3也具有多种结构。
参见图13，图13为本发明公开的一种第二有功指令信号确定单元的结构示意图。该第二有功指令信号确定单元包括控制增益确定模块31、第六计算模块32和第三处理模块33。
其中：
控制增益确定模块31，用于确定储能装置的荷电状态控制增益。
第六计算模块32，用于计算储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值之间的差值。
第三处理模块33，用于确定第六计算模块32获得的差值和控制增益确定模块31确定的荷电状态控制增益的乘积为逆变器的第二有功指令信号。
参见图14，图14为本发明公开的另一种第二有功指令信号确定单元的结构示意图。该第二有功指令信号确定单元包括控制增益确定模块31、第六计算模块32、第七计算模块34和第四处理模块35。
其中：
控制增益确定模块31，用于确定储能装置的荷电状态控制增益。
第六计算模块32，用于计算储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值之间的差值。
第七计算模块34，用于计算第六计算模块32获得的差值和控制增益确定模块31确定的荷电状态控制增益的乘积。
第四处理模块35，用于利用第二预设参数对第七计算模块34获得的乘积进行修正，确定修正后的数值为逆变器的第二有功指令信号。其中，第二预设参数包括荷电状态校正函数fSOC、电压冲击校正函数fΔu、频率冲击校正函数fΔω、以及荷电状态与最大功率点追踪联合校正函数fMPPT_SOC中的至少一个。
实施中，荷电状态校正函数fSOC、电压冲击校正函数fΔu、频率冲击校正函数fΔω、以及荷电状态与最大功率点追踪联合校正函数fMPPT_SOC的取值可参见前文描述，这里不再赘述。
本发明还公开一种光伏发电系统，其结构如图15所示。该光伏发电系统包括光伏发电装置200、逆变器300、DC/DC变换器400、储能装置500、MPPT控制器600和控制装置100。
其中，控制装置100为本发明上述公开的任意一种控制装置，该控制装置100分别与逆变器300的输出侧、逆变器300的控制端、DC/DC变换器400的控制端、储能装置500以及电网700连接。当光伏发电系统离网运行时，控制装置100可以获取逆变器300的输出侧的电网电压和电网频率，从而控制逆变器300的运行。当光伏发电系统并网运行时，控制装置100可以获取电网的能量管理控制信号(包括电网电压和电网频率)，从而控制逆变器300的运行。
光伏发电装置200产生的电能，既可以通过逆变器300处理后为负载800供电，也可以通过逆变器300处理后馈入电网700，还可以通过DC/DC变换器400处理后存储于储能装置500。
本发明公开的光伏发电系统，实现了一体化控制，能够更加高效稳定的运行。
最后，还需要说明的是，在本文中，诸如第一和第二等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。
本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。对于实施例公开的装置而言，由于其与实施例公开的方法相对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法部分说明即可。
对所公开的实施例的上述说明，使本领域专业技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。
Claims (13)
1.一种光伏发电系统的控制方法，所述光伏发电系统包括光伏发电装置、DC/DC变换器、储能装置和逆变器，其特征在于，所述控制方法包括：
确定所述逆变器的平均有功功率和平均无功功率；
根据虚拟同步机的同步旋转角频率和输出角频率，确定所述逆变器的第一有功指令信号；
获取所述储能装置的实际荷电状态，利用所述储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值，确定所述逆变器的第二有功指令信号；
根据公式计算虚拟同步机当前的输出角频率ω，对虚拟同步机当前的输出角频率进行积分得到虚拟同步机的输出电压相角，其中，J为转子转动惯量，ω(s)为虚拟同步机的输出角频率ω的拉式变换值，ω0(s)为虚拟同步机的同步旋转角频率ω0的拉式变换值，Pref(s)为虚拟同步机的有功功率给定值Pref的拉式变换值，ΔPref_SOC(s)为所述逆变器的第二有功指令信号ΔPref_SOC的拉式变换值，ΔPref_PV(s)为所述逆变器的第一有功指令信号ΔPref_PV的拉式变换值，为所述逆变器的平均有功功率的拉式变换值，s为拉普拉斯算子；
根据公式计算所述逆变器的输出电压基准信号Uref，其中，U0为空载电压，Qref为所述逆变器的无功功率给定值，为所述逆变器的平均无功功率，n为电压控制下垂系数；
将所述虚拟同步机的输出电压相角和所述逆变器的输出电压基准信号组合成所述逆变器的输出电压的参考指令矢量，对所述逆变器进行闭环控制，以使得所述逆变器的输出电压跟随所述参考指令矢量。
2.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，确定所述逆变器的平均有功功率和平均无功功率，包括：
确定所述逆变器的三相输出电压和三相输出电流；
利用所述逆变器的三相输出电压和三相输出电流，计算所述逆变器的输出电压的d轴分量Uod和q轴分量Uoq，计算所述逆变器的输出电流的d轴分量Iod和q轴分量Ioq；
根据公式计算所述逆变器的平均有功功率
根据公式计算所述逆变器的平均无功功率
其中，ωh为陷波器需要滤除的谐波角频率，τ为一阶低通滤波器的时间常数，s为拉普拉斯算子，h为需要滤除的谐波次数，Q为所述逆变器的无功功率。
3.根据权利要求1或2所述的控制方法，其特征在于，根据虚拟同步机的同步旋转角频率和输出角频率，确定所述逆变器的第一有功指令信号，包括：
确定虚拟同步机的下垂系数；
计算所述虚拟同步机的同步旋转角频率和所述虚拟同步机的输出角频率之间的差值；
确定所述差值与所述下垂系数的比值为所述逆变器的第一有功指令信号。
4.根据权利要求1或2所述的控制方法，其特征在于，根据虚拟同步机的同步旋转角频率和输出角频率，确定所述逆变器的第一有功指令信号，包括：
确定虚拟同步机的下垂系数；
计算所述虚拟同步机的同步旋转角频率和所述虚拟同步机的输出角频率之间的差值；
计算所述差值与所述下垂系数的比值；
利用第一预设函数对所述比值修正，确定修正后的数值为所述逆变器的第一有功指令信号，其中所述第一预设函数包括一次调频荷电状态校正函数mSOC和一次调频最大功率点追踪校正函数mMPPT中的至少一个。
5.根据权利要求1或2所述的控制方法，其特征在于，利用所述储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值，确定所述逆变器的第二有功指令信号，包括：
确定所述储能装置的荷电状态控制增益；
计算所述储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值之间的差值；
确定所述差值和所述荷电状态控制增益的乘积为所述逆变器的第二有功指令信号。
6.根据权利要求1或2所述的控制方法，其特征在于，利用所述储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值，确定所述逆变器的第二有功指令信号，包括：
确定所述储能装置的荷电状态控制增益；
计算所述储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值之间的差值；
计算所述差值和所述荷电状态控制增益的乘积；
利用第二预设参数对所述乘积进行修正，确定修正后的数值为所述逆变器的第二有功指令信号，其中，所述第二预设参数包括荷电状态校正函数fSOC、电压冲击校正函数fΔu、频率冲击校正函数fΔω、以及荷电状态与最大功率点追踪联合校正函数fMPPT_SOC中的至少一个。
7.一种光伏发电系统的控制装置，所述光伏发电系统包括光伏发电装置、DC/DC变换器、储能装置和逆变器，其特征在于，所述控制装置包括：
功率确定单元，用于确定所述逆变器的平均有功功率和平均无功功率；
第一有功指令信号确定单元，用于根据虚拟同步机的同步旋转角频率和输出角频率，确定所述逆变器的第一有功指令信号；
第二有功指令信号确定单元，用于获取所述储能装置的实际荷电状态，利用所述储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值，确定所述逆变器的第二有功指令信号；
输出电压相角计算单元，用于根据以下公式计算虚拟同步机当前的输出角频率ω，对虚拟同步机当前的输出角频率进行积分得到虚拟同步机的输出电压相角，其中，J为转子转动惯量，ω(s)为虚拟同步机的输出角频率ω的拉式变换值，ω0(s)为虚拟同步机的同步旋转角频率ω0的拉式变换值，Pref(s)为虚拟同步机的有功功率给定值Pref的拉式变换值，ΔPref_SOC(s)为所述逆变器的第二有功指令信号ΔPref_SOC的拉式变换值，ΔPref_PV(s)为所述逆变器的第一有功指令信号ΔPref_PV的拉式变换值，为所述逆变器的平均有功功率的拉式变换值，s为拉普拉斯算子；
基准信号计算单元，用于根据公式计算所述逆变器的输出电压基准信号Uref，其中，U0为空载电压，Qref为所述逆变器的无功功率给定值，为所述逆变器的平均无功功率，n为电压控制下垂系数；
控制单元，用于将所述虚拟同步机的输出电压相角和所述逆变器的输出电压基准信号组合成所述逆变器的输出电压的参考指令矢量，对所述逆变器进行闭环控制，以使得所述逆变器的输出电压跟随所述参考指令矢量。
8.根据权利要求7所述的控制装置，其特征在于，所述功率确定单元包括：
电压电流确定模块，用于确定所述逆变器的三相输出电压和三相输出电流；
第一计算模块，用于利用所述逆变器的三相输出电压和三相输出电流，计算所述逆变器的输出电压的d轴分量Uod和q轴分量Uoq，计算所述逆变器的输出电流的d轴分量Iod和q轴分量Ioq；
第二计算模块，用于根据公式计算所述逆变器的平均有功功率
第三计算模块，用于根据公式计算所述逆变器的平均无功功率
其中，ωh为陷波器需要滤除的谐波角频率，τ为一阶低通滤波器的时间常数，s为拉普拉斯算子，h为需要滤除的谐波次数，Q为所述逆变器的无功功率。
9.根据权利要求7或8所述的控制装置，其特征在于，所述第一有功指令信号确定单元包括：
下垂系数确定单元，用于确定虚拟同步机的下垂系数；
第四计算模块，用于计算所述虚拟同步机的同步旋转角频率和所述虚拟同步机的输出角频率之间的差值；
第一处理模块，用于确定所述差值与所述下垂系数的比值为所述逆变器的第一有功指令信号。
10.根据权利要求7或8所述的控制装置，其特征在于，所述第一有功指令信号确定单元包括：
下垂系数确定模块，用于确定虚拟同步机的下垂系数；
第四计算模块，用于计算所述虚拟同步机的同步旋转角频率和所述虚拟同步机的输出角频率之间的差值；
第五计算模块，用于计算所述差值与所述下垂系数的比值；
第二处理模块，用于利用第一预设函数对所述比值修正，确定修正后的数值为所述逆变器的第一有功指令信号，其中所述第一预设函数包括一次调频荷电状态校正函数mSOC和一次调频最大功率点追踪校正函数mMPPT中的至少一个。
11.根据权利要求7或8所述的控制装置，其特征在于，所述第二有功指令信号确定单元包括：
控制增益确定模块，用于确定所述储能装置的荷电状态控制增益；
第六计算模块，用于计算所述储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值之间的差值；
第三处理模块，用于确定所述差值和所述荷电状态控制增益的乘积为所述逆变器的第二有功指令信号。
12.根据权利要求7或8所述的控制装置，其特征在于，所述第二有功指令信号确定单元包括：
控制增益确定模块，用于确定所述储能装置的荷电状态控制增益；
第六计算模块，用于计算所述储能装置的实际荷电状态和荷电状态给定值之间的差值；
第七计算模块，用于计算所述差值和所述荷电状态控制增益的乘积；
第四处理模块，用于利用第二预设参数对所述乘积进行修正，确定修正后的数值为所述逆变器的第二有功指令信号，其中，所述第二预设参数包括荷电状态校正函数fSOC、电压冲击校正函数fΔu、频率冲击校正函数fΔω、以及荷电状态与最大功率点追踪联合校正函数fMPPT_SOC中的至少一个。
13.一种光伏发电系统，包括光伏发电装置、逆变器、DC/DC变换器、储能装置和最大功率点追踪MPPT控制器，其特征在于，所述光伏发电系统还包括如权利要求7至12中任一项所述的控制装置，所述控制装置分别与所述逆变器的输出侧、所述逆变器的控制端、所述DC/DC变换器的控制端、所述储能装置以及电网连接。
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |