CN106549417A - 一种光伏‑储能系统的虚拟同步发电机控制方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种光伏‑储能系统的虚拟同步发电机控制方法及装置，通过给传统光伏逆变器的光伏母线上增加接有储能元件的直流变换器，实现了对同步发电机转动惯量的模拟，当电网频率降低时，直流变换器通过向电网输送有功来支撑电网频率，模拟同步发电机释放储存的动能；当电网频率升高时，直流变换器通过吸收有功来支撑电网频率，模拟同步发电机将多余的能量储存起来，让光伏逆变器具有同步发电机的外特性，实现有功功率的一次调频，提高了电力系统的运行稳定性，对电网进行足够的有功支撑。

Description

一种光伏-储能系统的虚拟同步发电机控制方法及装置

技术领域

本发明属于分布式发电技术领域，具体涉及一种光伏-储能系统的虚拟同步发电机控制方法及装置。

背景技术

目前，分布式发电因其对环境友好、运行经济等特点在电力系统中受到了越来越多的应用，分布式能源大多通过光伏逆变器接入电网，光伏逆变器具有响应速度快、控制灵活等特点，但也存在缺乏惯性、阻尼等问题；加之分布式能源的波动性和随机性，大量光伏逆变器的接入对电网的稳定运行带来了挑战。

虚拟同步发电机是利用光伏逆变器模拟同步发电机特性的一种技术，同步发电机具有对电网天然友好的优势，当电网的频率受到扰动减小时，同步发电机可以将一部分储存的动能转换为电能来支撑频率；当电网的频率受到扰动增大时，同步发电机可以将系统多余的能量转换为动能储存起来。虚拟同步发电机可以模拟同步发电机的转动惯量，以及一次调频和一次调压功能，对提高电力系统稳定性有很大帮助。然而对于传统的光伏光伏逆变器，由于其功率不能反向流动，且输出功率受到光伏板最大功率的限制，在电网频率波动时无法对电网进行足够的有功支撑，难以实现虚拟同步发电机的功能。

发明内容

本发明的目的是提供一种光伏-储能系统的虚拟同步发电机控制方法及装置，用于解决传统的光伏光伏逆变器一次调频效果差、无法对电网进行足够的有功支撑的问题。

为解决上述技术问题，本发明提出一种光伏-储能系统的虚拟同步发电机控制方法，包括以下方法方案：

方法方案一，包括以下步骤：

1)采集电网电压的频率f_g；

2)当所述频率f_g小于电网额定频率f时，光伏逆变器运行于MPPT模式，直流变换器有功功率按照下式给定：

式中，P_z为直流变换器有功功率，J_v为虚拟同步发电机的虚拟惯量，ω_g为电网电压的角频率，公式为ω_g＝2πf_g，k_f为一次调频系数，ω为电网额定角频率，公式为ω＝2πf；

当所述频率f_g大于电网额定频率f时，直流变换器有功功率给定式不变，光伏逆变器的有功功率按照下式给定：

式中，P_n为光伏逆变器有功功率，P_MPPT为光伏板最大功率；

3)对光伏逆变器进行功率闭环控制和电流闭环控制，对直流变换器进行功率闭环控制和电流闭环控制，实现一次有功调频。

方法方案二，在方法方案一的基础上，当(f-f_gt)<f_g<(f+f_gt)时，光伏逆变器运行于MPPT模式，直流变换器运行于休眠模式，直流变换器有功功率给定值为零；所述f_gt为设定的频率门槛值。

方法方案三，在方法方案一的基础上，将直流变换器的有功功率给定值P_z限制在直流变换器的最大功率内，进行功率闭环控制，经PI调节后通过电压偏差控制，输出直流变换器的电流参考信号，进行电流闭环控制。

方法方案四、五、六，分别在方法方案一、二、三的基础上，还包括采集电网电压幅值U_g的步骤，将光伏逆变器的无功功率按照下式给定：

ΔQ_n＝k_Q(U-U_g)

式中，ΔQ_n为光伏逆变器的无功功率，k_Q为一次调压系数，U为电网电压幅值的额定值。

为解决上述技术问题，本发明提出一种光伏-储能系统的虚拟同步发电机控制装置，包括以下装置方案：

装置方案一，包括以下单元：

采集单元，用于采集电网电压的频率f_g；

功率给定单元，用于当所述频率f_g小于电网额定频率f时，光伏逆变器运行于MPPT模式，直流变换器有功功率按照下式给定：

式中，P_z为直流变换器有功功率，J_v为虚拟同步发电机的虚拟惯量，ω_g为电网电压的角频率，公式为ω_g＝2πf_g，k_f为一次调频系数，ω为电网额定角频率，公式为ω＝2πf；

当所述频率f_g大于电网额定频率f时，直流变换器有功功率给定式不变，光伏逆变器的有功功率按照下式给定：

式中，P_n为光伏逆变器有功功率，P_MPPT为光伏板最大功率；

控制单元，用于对光伏逆变器进行功率闭环控制和电流闭环控制，对直流变换器进行功率闭环控制和电流闭环控制，实现一次有功调频。

装置方案二，在装置方案一的基础上，还包括用于当(f-f_gt)<f_g<(f+f_gt)时，光伏逆变器运行于MPPT模式，直流变换器运行于休眠模式，直流变换器有功功率给定值为零；所述f_gt为设定的频率门槛值的单元。

装置方案三，在装置方案一的基础上，还包括用于将直流变换器的有功功率给定值P_z限制在直流变换器的最大功率内，进行功率闭环控制，经PI调节后通过电压偏差控制，输出直流变换器的电流参考信号，进行电流闭环控制的单元。

装置方案四、五、六，分别在装置方案一、二、三的基础上，还包括用于采集电网电压幅值U_g的步骤，将光伏逆变器的无功功率按照下式给定的单元：

ΔQ_n＝k_Q(U-U_g)

式中，ΔQ_n为光伏逆变器的无功功率，k_Q为一次调压系数，U为电网电压幅值的额定值。

本发明的有益效果是：本发明提出一种光伏-储能系统的虚拟同步发电机控制方法及装置，通过给传统光伏光伏逆变器的光伏母线上增加接有储能元件的直流变换器，实现了对同步发电机转动惯量的模拟，当电网频率降低时，直流变换器通过向电网输送有功来支撑电网频率，模拟同步发电机释放储存的动能；当电网频率升高时，直流变换器通过吸收有功来支撑电网频率，模拟同步发电机将多余的能量储存起来，让光伏逆变器具有同步发电机的外特性，实现有功功率的一次调频，提高了电力系统的运行稳定性，实现对电网足够的有功支撑。

附图说明

图1是本发明的系统结构图；

图2是本发明另一种系统结构图；

图3是本发明直流变换器的控制框图；

图4是本发明虚拟同步机控制方法的控制流程图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的说明。

本发明的一种光伏-储能系统的虚拟同步发电机控制方法的实施例：

该方法是基于如图1所示的光伏并网系统的虚拟同步机控制方法，该光伏并网系统包括光伏电池板、直流变换器和光伏逆变器，直流变换器一端连接直流母线，一端连接储能元件，直流母线连接光伏逆变器的直流侧，光伏逆变器的交流侧连接变压器后接入电网。

采集电网电压的频率f_g，当该频率小于电网额定频率f时，光伏逆变器运行于MPPT模式，直流变换器有功功率按照下式给定：

式中，P_z为直流变换器有功功率，J_v为虚拟同步发电机的虚拟惯量，ω_g为电网电压的角频率，公式为ω_g＝2πf_g，k_f为一次调频系数，ω为电网额定角频率，公式为ω＝2πf。

当电网电压的频率f_g大于电网额定频率f时，直流变换器有功功率给定式不变，光伏逆变器的有功功率按照下式给定：

式中，P_MPPT为光伏板最大功率。

对光伏逆变器进行功率闭环控制和电流闭环控制，对直流变换器进行功率闭环控制和电流闭环控制，实现一次有功调频。

本实施例中直流换流器的控制框图如图3所示，通过离散微分环节对电网频率ω_g进行微分，其中T₁可取1，T₂取为十倍的控制周期，电网频率的微分再乘以-J_vω_g得到虚拟惯性对应的功率；额定频率ω与实际频率ω_g作差乘以k_f可以得到一次调频对应的功率，将其与虚拟惯性对应的功率求和作为功率环的给定值P_z，将功率给定值P_z限制在直流变换器的最大功率50kW以内，得到参考值P_ref，通过功率闭环控制可以得到电流参考信号，为了确保超级电容不会过充或者过放，对超级电容端电压进行偏差控制，控制环输出作为电流给定值，再进行相应的电流闭环控制。

本实施例中比较电网电压的频率f_g和电网额定频率f前，将电网电压的频率f_g和电网额定频率f作差求绝对值，当该绝对值小于设定的频率门槛值f_gt时，光伏逆变器运行于MPPT模式，直流变换器运行于休眠模式，直流变换器有功功率给定值为零。

本实施例中，通过采集电网电压幅值U_g，将光伏逆变器的无功功率按照下式给定，实现电网一次调压：

ΔQ_n＝k_Q(U-U_g) (3)

式中，ΔQ_n为光伏逆变器的无功功率，k_Q为一次调压系数，U为电网电压幅值的额定值。

例如，如图2所示的光伏-储能系统的虚拟同步发电机，包括一台接有光伏电池板的光伏逆变器，额定功率为500kW，光伏板最大功率为500kW，以及一台50kW的直流变换器，该直流变换器一端接超级电容，一端接在光伏母线上。50kW直流变换器需要采样三相电网电压信号，光伏逆变器和直流变换器之间无通讯互联线。

按照上述虚拟同步发电机控制方法对图2中的虚拟机进行控制，模拟同步发电机的转动惯量，在电网频率波动时能对其提供一定的有功支撑，实现一次调频，流程如图4所示。当电网频率升高时，由式(1)可知，由于ω_g上升，则为正，则第二部分k_f(ω-ω_g)也小于0，则式(1)的值为负，直流变换器有功功率P_z为负，表示直流变换器吸收功率；对于式(2)，式(2)的第二部分和第三部分与式(1)一致，值为负，由此可知则式(2)的值小于P_MPPT，表示光伏逆变器输出功率有所下降，此时光伏逆变器运行于限功率模式，抑制电网频率进一步上升，与同步发电机特性一致；当电网频率降低时，由式(1)可知，由于ω_g下降，则为负，则第二部分k_f(ω-ω_g)也大于0，则式(1)的值为正，表示直流变换器释放功率，抑制电网频率进一步下降，与同步发电机特性一致，此时光伏逆变器运行于MPPT模式。另外，当电网频率正常时，光伏逆变器仍运行于MPPT模式，直流变换器则运行于休眠状态。

图4所示的控制方法在电网电压幅值波动时能对其提供一定的无功支撑，具有一次调压功能，当电网电压幅值升高时，由式(3)可知，由于U_g上升，U-U_g＜0，式(3)的值为负，表示输出的无功功率为负值，可以抑制电网电压幅值的进一步上升，与同步发电机特性一致；当电网电压幅值降低时，由式(3)可知，由于U_g下降，U-U_g＞0，式(3)的值为正，表示输出的无功功率为正值，可以抑制电网电压幅值的进一步下降，与同步发电机特性一致，此时光伏逆变器运行于电压无功控制模式。

通过给光伏并网逆变器增加一个接有储能元件的直流变换器，可以模拟同步发电机的外特性，可以实现虚拟惯性、一次调频和一次调压等功能。当电网频率发生波动时，可以通过储能装置发出额外的有功或吸收多余的有功来抑制频率的波动，在保持光伏并网逆变器原有功能不受影响的情况下，为系统提供了惯性阻尼，增强了系统的运行稳定性。

本发明的一种光伏-储能系统的虚拟同步发电机控制装置的实施例，包括如下单元：

采集单元，用于采集电网电压的频率f_g；

功率给定单元，用于当所述频率小于电网额定频率f时，光伏逆变器运行于MPPT模式，直流变换器有功功率按照下式给定：

式中，P_z为直流变换器有功功率，J_v为虚拟同步发电机的虚拟惯量，ω_g为电网电压的角频率，公式为ω_g＝2πf_g，k_f为一次调频系数，ω为电网额定角频率，公式为ω＝2πf；

当所述频率大于电网额定频率f时，直流变换器有功功率给定式不变，光伏逆变器的有功功率按照下式给定：

式中，P_n为光伏逆变器有功功率，P_MPPT为光伏板最大功率；

控制单元，用于对光伏逆变器进行功率闭环控制和电流闭环控制，对直流变换器进行功率闭环控制和电流闭环控制，实现一次有功调频。

上述实施例中所指的光伏-储能系统的虚拟同步发电机控制装置，实际上是基于本发明方法流程的一种计算机解决方案，即一种软件构架，上述装置即为与方法流程相对应的处理进程。由于对上述方法的介绍已经足够清楚完整，而本实施例声称的装置实际上是一种软件构架，故不再详细进行描述。

Claims (8)

1.一种光伏-储能系统的虚拟同步发电机控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)采集电网电压的频率f_g；

2)当所述频率f_g小于电网额定频率f时，光伏逆变器运行于MPPT模式，直流变换器有功功率按照下式给定：

$P_z=-J_v{\mathrm{\&omega;}}_g\frac{{\mathrm{d\&omega;}}_g}{dt}+k_f(\mathrm{\&omega;}-{\mathrm{\&omega;}}_g)$

式中，P_z为直流变换器有功功率，J_v为虚拟同步发电机的虚拟惯量，ω_g为电网电压的角频率，公式为ω_g＝2πf_g，k_f为一次调频系数，ω为电网额定角频率，公式为ω＝2πf；

当所述频率f_g大于电网额定频率f时，直流变换器有功功率给定式不变，光伏逆变器的有功功率按照下式给定：

$P_n=P_{MRPPT}-J_v{\mathrm{\&omega;}}_g\frac{{\mathrm{d\&omega;}}_g}{dt}+k_f(\mathrm{\&omega;}-{\mathrm{\&omega;}}_g)$

式中，P_n为光伏逆变器有功功率，P_MPPT为光伏板最大功率；

3)对光伏逆变器进行功率闭环控制和电流闭环控制，对直流变换器进行功率闭环控制和电流闭环控制，实现一次有功调频。

2.根据权利要求1所述的光伏-储能系统的虚拟同步发电机控制方法，其特征在于，当(f-f_gt)<f_g<(f+f_gt)时，光伏逆变器运行于MPPT模式，直流变换器运行于休眠模式，直流变换器有功功率给定值为零；所述f_gt为设定的频率门槛值。

3.根据权利要求1所述的光伏-储能系统的虚拟同步发电机控制方法，其特征在于，将直流变换器的有功功率给定值P_z限制在直流变换器的最大功率内，进行功率闭环控制，经PI调节后通过电压偏差控制，输出直流变换器的电流参考信号，进行电流闭环控制。

4.根据权利要求1-3任一项所述的光伏-储能系统的虚拟同步发电机控制方法，其特征在于，还包括采集电网电压幅值U_g的步骤，将光伏逆变器的无功功率按照下式给定：

ΔQ_n＝k_Q(U-U_g)

式中，ΔQ_n为光伏逆变器的无功功率，k_Q为一次调压系数，U为电网电压幅值的额定值。

5.一种光伏-储能系统的虚拟同步发电机控制装置，其特征在于，包括如下单元：

采集单元，用于采集电网电压的频率f_g；

功率给定单元，用于当所述频率f_g小于电网额定频率f时，光伏逆变器运行于MPPT模式，直流变换器有功功率按照下式给定：

$P_z=-J_v{\mathrm{\&omega;}}_g\frac{{\mathrm{d\&omega;}}_g}{dt}+k_f(\mathrm{\&omega;}-{\mathrm{\&omega;}}_g)$

式中，P_z为直流变换器有功功率，J_v为虚拟同步发电机的虚拟惯量，ω_g为电网电压的角频率，公式为ω_g＝2πf_g，k_f为一次调频系数，ω为电网额定角频率，公式为ω＝2πf；

当所述频率f_g大于电网额定频率f时，直流变换器有功功率给定式不变，光伏逆变器的有功功率按照下式给定：

$P_n=P_{MRPPT}-J_v{\mathrm{\&omega;}}_g\frac{{\mathrm{d\&omega;}}_g}{dt}+k_f(\mathrm{\&omega;}-{\mathrm{\&omega;}}_g)$

式中，P_n为光伏逆变器有功功率，P_MPPT为光伏板最大功率；

控制单元，用于对光伏逆变器进行功率闭环控制和电流闭环控制，对直流变换器进行功率闭环控制和电流闭环控制，实现一次有功调频。

6.根据权利要求5所述的光伏-储能系统的虚拟同步发电机控制装置，其特征在于，还包括用于当(f-f_gt)<f_g<(f+f_gt)时，光伏逆变器运行于MPPT模式，直流变换器运行于休眠模式，直流变换器有功功率给定值为零；所述f_gt为设定的频率门槛值的单元。

7.根据权利要求5所述的光伏-储能系统的虚拟同步发电机控制装置，其特征在于，还包括用于将直流变换器的有功功率给定值P_z限制在直流变换器的最大功率内，进行功率闭环控制，经PI调节后通过电压偏差控制，输出直流变换器的电流参考信号，进行电流闭环控制的单元。

8.根据权利要求5-7任一项所述的光伏-储能系统的虚拟同步发电机控制装置，其特征在于，还包括用于采集电网电压幅值U_g的步骤，将光伏逆变器的无功功率按照下式给定的单元：

ΔQ_n＝k_Q(U-U_g)

式中，ΔQ_n为光伏逆变器的无功功率，k_Q为一次调压系数，U为电网电压幅值的额定值。