CN108134402A - 一种应用于光伏电站的虚拟同步发电机系统及控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种应用于光伏电站的虚拟同步发电机系统及控制方法，简单有效，利于工程应用。该系统包括：光伏逆变器，用于实现并网发电功能；虚拟同步机控制器，与调度系统直接接口；储能变流器DC/AC，配置于光伏逆变器交流并网点或光伏阵列直流汇集点处，与虚拟同步机控制器直接接口，作为执行单元响应虚拟同步机控制器功率指令；虚拟同步机控制器与储能变流器DC/AC协调配合实现整个光伏电站虚拟同步发电机的功能，光伏逆变器仍以最大功率跟踪(MPPT)方式运行实现并网发电功能；虚拟同步机控制器与储能变流器DC/AC单独组建高速通讯网络，以实现有功/无功功率指令在两者间的高速互传。

Description

一种应用于光伏电站的虚拟同步发电机系统及控制方法

技术领域

本发明属于电气工程领域，具体涉及一种应用于光伏电站的发电系统及控制方法。

背景技术

近年来，我国光伏发电产业得到持续快速发展。截至2016年底，我国光伏发电新增装机容量3454万千瓦，累计装机容量7742万千瓦，新增和累计装机容量均居世界第一。其中，光伏电站全年发电量662亿千瓦时，占我国全年总发电量的1％。然而大规模光伏电站接入电力系统，其动态响应特性和静态出力特性与常规同步发电机具有显著差异，对系统的运行稳定性和供电充裕性产生较大的影响，主要表现为：

1)光伏电站动态有功出力控制用于抑制电力系统频率扰动的能力趋于减弱，易引发频率稳定性问题。

2)光伏电站动态无功出力控制用于抑制电力系统电压扰动的能力趋于减弱，易引发电压稳定性问题。

3)光伏电站静态出力的波动性和不确定性，易引起系统供电充裕性不足的问题；

上述问题导致的直接后果就是大范围弃光，工程应用有限。

发明内容

针对上述问题，本发明将整个光伏电站等效为一台虚拟同步发电机，提出一种虚拟同步发电机系统及控制方法，实现了光伏逆变器与虚拟同步发电机的功能分置，高低速通讯网络的分置，可为整个光伏电站提供惯性/阻尼、一次调频与无功支撑，方案简单有效，利于工程应用。

本发明的技术方案如下：

整个光伏电站等效为一台虚拟同步发电机，该系统包括：

光伏逆变器，用于实现并网发电功能；

虚拟同步机控制器，与调度系统直接接口，作为核心控制单元实现虚拟同步发电机的控制；

储能变流器DC/AC，配置于光伏逆变器交流并网点或光伏阵列直流汇集点处，与虚拟同步机控制器直接接口，作为执行单元响应虚拟同步机控制器功率指令；

所述虚拟同步机控制器与储能变流器DC/AC协调配合实现整个光伏电站虚拟同步发电机的功能，光伏逆变器仍以最大功率跟踪(MPPT)方式运行实现并网发电功能；

虚拟同步机控制器与储能变流器DC/AC单独组建高速通讯网络，以实现有功/无功功率指令在两者间的高速互传。

上述储能变流器DC/AC可由储能电池与变流器单元和相应单独的储能变流器控制单元组成，其中储能变流器控制单元通过高速通讯网络与所述虚拟同步机控制器进行有功/无功功率指令的高速互传。

虚拟同步发电机与光伏逆变器功能分置，虚拟同步机控制器、储能变流器DC/AC两者通过配合实现整个光伏电站虚拟同步发电机功能，光伏逆变器仍以最大功率跟踪(MPPT)方式运行，具体是指：虚拟同步机控制器与储能变流器DC/AC共同实现光伏电站虚拟同步发电机功能，光伏逆变器实现并网发电功能，二者在物理(主电路)和控制层面完全独立，互不影响。

高低速通讯网络分置，虚拟同步机控制器与储能变流器DC/AC单独组建高速通讯网络，实现有功/无功功率指令等信息在两者间的高速互传。具体是指：虚拟同步机控制器与储能变流器DC/AC间的高速通讯网络、原有光伏逆变器的低速通讯网络，二者在物理层面完全独立，互不影响；虚拟同步机控制器与储能变流器DC/AC间高速通讯网络主要用于传输为实现电站虚拟同步发电机功能所需的控制参数，如有功/无功指令等。

一种上述虚拟同步发电机系统的控制方法，包括如下步骤：

步骤1)虚拟同步机控制器检测光伏电站集中并网点电压，据此构建虚拟同步发电机转子运动方程时域模型；

步骤2)将虚拟同步发电机转子运动方程时域模型转换为频域模型，并求解出电气角频率ω；

步骤3)根据频域模型中的电气角频率ω和电网角频率ω_g计算功角，表示为：

δ＝∫(ω_g-ω)dt

步骤4)计算虚拟同步发电机机械功率P_m；设调度系统的有功调度指令为P₀，ω_ref为储能变流器DC/AC的角频率指令，则P_m由一次调频功率P_prim与P₀共同构成，表示为：

P_m＝P_prim+P₀＝k_f(ω_ref-ω)+P₀；

步骤5)计算光伏电站虚拟同步发电机电磁功率指令值：

当电力系统在外部扰动下，频率发生变化时，为抑制光伏电站并网点频率突变和阻尼功率振荡所需虚拟同步机控制器下传至储能变流器DC/AC的电磁功率指令为：

式中：E、U_g分别为内电势与电网电压幅值，V；X为同步阻抗，Ω；δ为功角，rad；

可见，电磁功率P_e中同时包含了与惯性/阻尼、一次调频及调度系统相对应的功率分量，充分表明整个光伏电站在有功调节层面具有与同步发电机相同的外特性。

步骤6)计算虚拟同步发电机无功功率指令值：

应用虚拟同步机控制器，构建电磁方程，模拟同步发电机励磁调节机理，并利用自动电压调节器输出无功来调节储能变流器DC/AC无功；

步骤7)储能变流器DC/AC接收来自虚拟同步机控制器的有功/无功指令，并做出响应，从而实现对光伏电站并网点电压的调节。

进一步的，步骤1)中所述虚拟同步发电机转子运动方程时域模型，具体如下式：

式中：J为虚拟同步发电机转动惯量，kg·m²；ω、ω_g分别为虚拟同步发电机电气角频率和电网角频率，rad/s；P_m、P_e分别为虚拟同步发电机机械、电磁功率，kW；D为虚拟同步发电机阻尼系数，N·m·s。

进一步的，步骤6)中，所述自动电压调节器设为比例环节，如果调度系统无功调度指令为Q₀，则需要虚拟同步机控制器下传至储能变流器DC/AC的无功功率指令为：

Q_ref＝k_u(U_ref-U_g)+Q₀

式中：Q_ref、Q₀分别为储能变流器DC/AC的无功功率指令、调度指令，Var；k_u为自动电压调节器调节系数，Var/V；U_ref、U_g分别为电压指令与光伏电站并网点电压实际值，V。

可见，无功功率Q_ref中同时包含了与自动电压调节、调度系统相对应的功率分量，充分表明整个光伏电站在无功调节层面具有与同步发电机相同的外特性。

进一步的，步骤7)具体是应用功率闭环+电流闭环的双环控制对功率指令做出响应；如果光伏电站逆变器数量为n，虚拟同步机控制器为满足整站虚拟同步发电机功能所需的电磁功率指令为P_e、无功功率指令为Q_ref，则储能变流器DC/AC所需输出的有功、无功功率分别为：

式中：P_{bat_ref}为储能变流器DC/AC有功功率指令，kW；Q_{bat_ref}为储能变流器DC/AC无功功率指令，kVar。

可见，电磁功率P_e中同时包含了与惯性/阻尼、一次调频及调度系统相对应的功率分量，无功功率Q_ref中同时包含了与自动电压调节、调度系统相对应的功率分量，充分表明整个光伏电站在有功/无功调节层面具有与同步发电机相同的外特性。

本发明具有以下优点：

虚拟同步发电机与光伏逆变器功能分置，虚拟同步机控制器与储能变流器DC/AC通过协调配合实现整个光伏电站虚拟同步发电机功能，而原有光伏逆变器无需做任何改动，仍以最大功率跟踪(MPPT)方式并网发电；高低速通讯网络分置，虚拟同步机控制器与储能变流器DC/AC单独组建高速通讯网络，光伏逆变器低速通讯网络无需任何改动，仍以原有方式运行。一方面，使整个光伏电站具有惯性/阻尼、一次调频与无功调压功能，对外表现出虚拟同步发电机的外特性；另一方面，可有效避免电站中数量众多的虚拟同步发电机群自成一体引起的功角稳定性、功率振荡、有功/无功耦合等问题，有助于提升电力系统电压与频率稳定性，为更大规模光伏电站的接入奠定基础，方法简单有效，利于工程应用。

附图说明

图1为本发明的系统原理框图。

图2为本发明的总体控制框图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步说明。

参见图1，应用于光伏电站的虚拟同步发电机系统由虚拟同步机控制器、储能变流器DC/AC控制系统、光伏逆变器、高速通讯网络等构成。

本发明应用于上述系统结构，由虚拟同步机控制器、储能变流器DC/AC、高速通讯网络三者间的协调配合，实现整个光伏电站的虚拟同步发电机控制，采用的控制方法参见如图2，主要包含以下步骤：

步骤1：虚拟同步机控制器检测光伏电站集中并网点电压u_A、u_B、u_C，通过锁相环获取电压幅值U_g与角频率ω_g，据此构建虚拟同步发电机转子运动方程模型。其中，虚拟转子运动方程时域模型如下：

式中：J为虚拟同步发电机转动惯量，kg·m²；ω、ω_g分别为虚拟同步发电机电气角频率和电网角频率，rad/s；P_m、P_e分别为虚拟同步发电机机械、电磁功率，kW；D为虚拟同步发电机阻尼系数，N·m·s。

步骤2：将光伏电站虚拟同步发电机转子运动方程时域模型转换为频域模型，并求解出电气角频率ω，详见图2中虚拟同步发电机控制(核心控制单元)。

步骤3：根据光伏电站虚拟同步发电机模型中的电气角频率ω和电网角频率ω_g计算功角，其值可表示为：

δ＝∫(ω_g-ω)dt

步骤4：计算光伏电站虚拟同步发电机机械功率。如果调度系统有功调度指令为P₀，则机械功率P_m由一次调频功率P_prim与调度功率P₀共同构成，可表示为：

P_m＝P_prim+P₀＝k_f(ω_ref-ω)+P₀

步骤5：计算光伏电站虚拟同步发电机电磁功率指令值。根据功角大小可得到电力系统在外部扰动下，频率发生变化时，为抑制光伏电站并网点频率突变和阻尼功率振荡所需虚拟同步机控制器下传至储能变流器DC/AC的电磁功率为：

式中：E、U_g分别为内电势与电网电压幅值，V；X为同步阻抗，Ω；δ为功角，rad。

步骤6：计算光伏电站虚拟同步发电机无功功率指令值。应用于虚拟同步机控制器，由自动电压调节器输出无功来调节储能变流器DC/AC无功，进而实现对光伏电站并网点电压的调节。自动电压调节器设为比例环节，如果调度系统无功调度指令为Q₀，则需要虚拟同步机控制器下传至储能变流器DC/AC的无功功率大小为：

Q_ref＝k_u(U_ref-U_g)+Q₀

式中：Q_ref、Q₀分别为储能变流器DC/AC无功指令与调度指令，Var；k_u为自动电压调节器调节系数，Var/V；U_ref、U_g分别为电压指令与光伏电站并网点电压实际值，V。

步骤7：储能变流器DC/AC为执行单元，通过高速通讯网络接收虚拟同步机控制器有功/无功指令，并做出响应。储能变流器DC/AC接收并应用于功率闭环+电流闭环的双环控制对功率指令做出具体响应。如果光伏电站逆变器数量为n，虚拟同步机控制器为满足整站虚拟同步发电机功能所需的电磁功率指令为P_e、无功功率指令为Q_ref，则储能变流器DC/AC所需输出的有功、无功功率分别为：

式中：P_{bat_ref}为储能变流器DC/AC有功功率指令，kW；Q_{bat_ref}为储能变流器DC/AC无功功率指令，kVar。

由图2可以看出，整个光伏电站在有功/无功调节层面具有与同步发电机相同的外特性，其中电磁功率P_e反映了同步发电机惯性/阻尼、一次调频特性，而无功功率Q_ref反映了同步发电机自动电压调节特性，执行单元储能变流器DC/AC响应电磁功率、无功功率后，可将整个光伏电站等效成一台大容量虚拟同步发电机。

以上实施例作为本发明的示例，并非对本申请权利要求的限制，本技术领域的技术人员在不脱离本发明的精神和范围的情况下，还可以作出各种变换或变型，所有等同的技术方案也应该属于本发明的范畴。

Claims (6)

1.一种应用于光伏电站的虚拟同步发电机系统，其特征在于：整个光伏电站等效为一台虚拟同步发电机；该系统包括：

光伏逆变器，用于实现并网发电功能；

虚拟同步机控制器，与调度系统直接接口，作为核心控制单元实现虚拟同步发电机的控制；

储能变流器DC/AC，配置于光伏逆变器交流并网点或光伏阵列直流汇集点处，与虚拟同步机控制器直接接口，作为执行单元响应虚拟同步机控制器功率指令；

所述虚拟同步机控制器与储能变流器DC/AC协调配合实现整个光伏电站虚拟同步发电机的功能，光伏逆变器仍以最大功率跟踪(MPPT)方式运行实现并网发电功能；

虚拟同步机控制器与储能变流器DC/AC单独组建高速通讯网络，以实现有功/无功功率指令在两者间的高速互传。

2.根据权利要求1所述的应用于光伏电站的虚拟同步发电机系统，其特征在于：所述储能变流器DC/AC由储能电池与变流器单元和相应单独的储能变流器控制单元组成，其中储能变流器控制单元通过高速通讯网络与所述虚拟同步机控制器进行有功/无功功率指令的高速互传。

3.一种权利要求1所述虚拟同步发电机系统的控制方法，其特征在于，包括如下步骤：

步骤1)虚拟同步机控制器检测光伏电站集中并网点电压，据此构建虚拟同步发电机转子运动方程时域模型；

步骤2)将虚拟同步发电机转子运动方程时域模型转换为频域模型，并求解出电气角频率ω；

步骤3)根据频域模型中的电气角频率ω和电网角频率ω_g计算功角，表示为：

δ＝∫(ω_g-ω)dt

步骤4)计算虚拟同步发电机机械功率P_m；设调度系统的有功调度指令为P₀，ω_ref为储能变流器DC/AC的角频率指令，则P_m由一次调频功率P_prim与P₀共同构成，表示为：

P_m＝P_prim+P₀＝k_f(ω_ref-ω)+P₀；

步骤5)计算光伏电站虚拟同步发电机电磁功率指令值：

当电力系统在外部扰动下，频率发生变化时，为抑制光伏电站并网点频率突变和阻尼功率振荡所需虚拟同步机控制器下传至储能变流器DC/AC的电磁功率指令为：

式中：E、U_g分别为内电势与电网电压幅值，V；X为同步阻抗，Ω；δ为功角，rad；

步骤6)计算虚拟同步发电机无功功率指令值：

应用虚拟同步机控制器，构建电磁方程，模拟同步发电机励磁调节机理，并利用自动电压调节器输出无功来调节储能变流器DC/AC无功；

步骤7)储能变流器DC/AC接收来自虚拟同步机控制器的有功/无功指令，并做出响应，从而实现对光伏电站并网点电压的调节。

4.根据权利要求3所述的控制方法，其特征在于：步骤1)中所述虚拟同步发电机转子运动方程时域模型，具体如下式：

式中：J为虚拟同步发电机转动惯量，kg·m²；ω、ω_g分别为虚拟同步发电机电气角频率和电网角频率，rad/s；P_m、P_e分别为虚拟同步发电机机械、电磁功率，kW；D为虚拟同步发电机阻尼系数，N·m·s。

5.根据权利要求4所述的控制方法，其特征在于：步骤6)中，所述自动电压调节器设为比例环节，如果调度系统无功调度指令为Q₀，则需要虚拟同步机控制器下传至储能变流器DC/AC的无功功率指令为：

Q_ref＝k_u(U_ref-U_g)+Q₀

式中：Q_ref、Q₀分别为储能变流器DC/AC的无功功率指令、调度指令，Var；k_u为自动电压调节器调节系数，Var/V；U_ref、U_g分别为电压指令与光伏电站并网点电压实际值，V。

6.根据权利要求5所述的控制方法，其特征在于：步骤7)具体是应用功率闭环+电流闭环的双环控制对功率指令做出响应；如果光伏电站逆变器数量为n，虚拟同步机控制器为满足整站虚拟同步发电机功能所需的电磁功率指令为P_e、无功功率指令为Q_ref，则储能变流器DC/AC所需输出的有功、无功功率分别为：

式中：P_{bat_ref}为储能变流器DC/AC有功功率指令，kW；Q_{bat_ref}为储能变流器DC/AC无功功率指令，kVar。