CN109980682A - 基于功率前馈的vsg储能电站主动频率支撑控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于功率前馈的储能电站主动频率支撑控制方法，在基于虚拟同步发电机频率控制的功率检测反馈环节引入含一阶高通滤波器的微分控制环节，得到虚拟惯性控制环节的有功功率反馈值和无功‑功率下垂控制环节的无功功率反馈值。本发明在功率检测反馈环节引入含一阶高通滤波器的微分控制，合理选取惯性时间常数与等效阻尼系数，缩短了频率响应的过渡时间，能够支持微电网系统频率快速恢复。

Description

基于功率前馈的VSG储能电站主动频率支撑控制方法

技术领域

本发明涉及光储型微网频率支撑领域，具体的说是涉及一种基于功率前馈的储能电站频率支撑方法。

背景技术

光储型微网由分布式光伏发电单元、储能装置、本地负荷组成的包括发、输、配、用管理系统在内的小型局域电网，通过公共连接点接入大电网，既可以并网运行也可以独立运行。相较于传统的大电网供电方式，光储型微网更加灵活，既满足用户高安全性和高可靠性要求，又可针对用户个性化供电需求提供定制电力服务。光储型微网对提升清洁能源渗透率与消纳能力具有重要作用。

光储型微网系统在并网工况下，系统频率主要受大电网钳制。在孤网工况下，采用恒压恒频或者恒功率并网的光伏逆变器，通常不具备惯性和阻尼能力，且过载能力较低，当微电网系统内出现负荷扰动后，会导致频率严重变化甚至诱发系统失稳崩溃。采用传统下垂控制或基于虚拟同步发电机控制的光伏发电单元具备了一定的频率抗扰性，然而在负荷剧烈波动的严苛场景下频率稳定效果不佳，频率调节的范围十分有限。

发明内容

本发明的目的在于提供一种基于功率前馈的储能电站主动频率支撑控制方法。

实现本发明目的的技术解决方案为：一种基于功率前馈的储能电站主动频率支撑控制方法，在基于虚拟同步发电机频率控制的功率检测反馈环节引入含一阶高通滤波器的微分控制环节，得到虚拟惯性控制环节的有功功率反馈值和无功-功率下垂控制环节的无功功率反馈值。

作为一种具体实施方式，具体包括如下步骤：

步骤1、检测储能电站输出电流和并网电压；

步骤2、储能电站输出电流和并网电压经锁相环计算，得到实时角频率；

步骤3、储能电站输出电流和并网电压经PQ计算环节，得到储能电站功率实时值；

步骤4、储能电站功率实时值通过功率前馈微分环节，得到有功功率反馈值和无功功率反馈值；

步骤5、实时角频率和给定角频率作差，得到参考角频率偏差值；在有功－频率下垂控制环中，参考角频率偏差值经由比例环节，得到参考功率偏差值；将参考功率偏差值与功率给定值作差，得到功率参考值；将功率参考值与系统有功功率反馈值作差，得到功率偏差；

步骤6、功率偏差经由VSG环节，得到角频率偏差；角频率偏差值与角频率给定值作差，得到角频率参考值；角频率参考值经由微分环节，得到电角参考值；电角参考值与角频率参考值、时间参数经由功角计算环节，得到功角控制量；

步骤7、无功功率反馈值与无功功率给定值作差，得到无功功率偏差；在无功－电压下垂控制环中，无功功率偏差经过比例环节；得到电压偏差量；将电压偏差量与电压给定值作差，得到有效电压参考值，经过比例环节，得到电压有效值控制量；

步骤8、功角控制量、电压有效值和电流检测值经由参考信号生成环节，得到三相电压实时控制信号；

步骤9、三相电压实时控制信号经过SPWM调制环节，产生PWM波形，控制基于平均值模型的储能电站。

作为一种具体实施方式，步骤5的有功-频率下垂控制环节中，角频率增量Δω与有功功率增量ΔP有以下关系：

其中，ω为VSC实时角频率反馈值，ω^*为电网角频率给定值；P为VSC实时有功功率反馈值，P^*为VSC有功功率给定值；R为有功-频率下垂系数，即有功-频率下垂曲线斜率。

作为一种具体实施方式，步骤7的无功-电压下垂控制中，电压增量ΔU与无功功率增量ΔQ的关系如下

其中，U为系统实时电压反馈值，U^*为相电压额定值，Q为系统实时无功功率反馈值，Q^*为系统无功功率额定值，R为无功-电压下垂系数。

作为一种具体实施方式，系统稳态时，频率变化为0，对阻尼系数K_D进行设置，可调节系统频率的稳态偏差，计算公式为：

式中，P_max为最大功率参考值，P_r为功率参考值，ω₀为额定角频率，ω为实时角频率。

本发明与现有技术相比，其显著优点为：本发明在功率检测反馈环节引入含一阶高通滤波器的微分控制，合理选取惯性时间常数与等效阻尼系数，缩短了频率响应的过渡时间，能够支持微电网系统频率快速恢复。

附图说明

图1为本发明基于功率微分前馈的储能电站主动频率支撑控制方法的流程图。

图2为本发明基于功率微分前馈的储能电站主动频率支撑控制框图。

图3为基于虚拟同步发电机的频率支撑控制框图。

图4为基于下垂特性的PCS电压频率控制框图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例，进一步说明本发明方案。

如图1所示，本发明基于功率前馈的储能电站主动频率支撑控制方法，在功率检测反馈环节引入含一阶高通滤波器的微分控制环节，通过该环节可以得到有功实时反馈值P和无功反馈值Q，在传统有功-频率下垂控制中，传统有功-频率下垂控制为线性比例关系，可以获得相应的功率补偿指令。在虚拟惯性环节中合理选取惯性时间常数T_j与等效阻尼系数K_D的值，可以缩短频率响应时间，最后经过平均值模型得到需要的电压电流值，使得基于功率微分前馈的主动频率支撑策略能迅速精确的检测负载功率突变量，支撑微电网系统频率快速恢复。

如图2所示，基于功率前馈的储能电站主动频率支撑控制主要包括：P-f下垂模块、虚拟惯性模块、Q-U下垂模块以及参考电压信号生成模块。其中，P-f下垂模块主要用于模拟并联储能机组间按照P-f下垂曲线来实现功率分配。ω^*为频率给定值，ω为频率实时反馈值，P^*为有功给定值，P为有功实时反馈值，通过P-f下垂模块和虚拟惯性模块可得到频率参考值ω_r与参考角度θ_r。Q^*为无功给定值，Q为无功检测值，U^*为电压给定值，经过Q-U下垂模块得到参考电压U_r。该方法具体包括如下步骤：

步骤1、检测储能电站输出电流i_abc和并网电压u_abc；

步骤2、检测到的储能电站输出电流i_abc和并网电压u_abc经PQ计算环节得到储能电站功率实时值，储能电站功率实时值，通过功率前馈微分环节得到有功功率反馈值P和无功功率反馈值Q；

检测到的储能电站输出电流i_abc和并网电压u_abc经锁相环计算得到实时角频率ω，实时角频率ω和给定角频率ω^*作差得到参考角频率偏差值Δω_r，根据频率－有功下垂控制，参考角频率偏差值Δω_r经由比例环节1/R得到参考功率偏差值ΔP_r，将参考功率偏差值ΔP_r与功率给定值P^*作差得到功率参考值P_r，将功率参考值P_r与系统有功功率反馈值P作差得到功率偏差ΔP；

步骤3、功率偏差ΔP经由环节得到角频率偏差Δω，角频率偏差值Δω与频率给定值ω^*作差得到角频率参考值ω_r，ω_r经由微分环节1/S得到电角参考值θ_r，θ_r与角频率参考值ω_r、时间参数t经由功角计算环节得到功角控制量δ；

无功功率反馈值Q与无功功率给定值Q^*作差得到无功功率偏差ΔQ，在电压－无功下垂控制环中，无功功率偏差ΔQ经过比例环节K得到电压偏差量ΔU，将电压偏差量ΔU与电压给定值U^*作差得到有效电压参考值U_r′，经过k_p环节得到电压有效值控制量U_r；

步骤4、功角控制量δ、电压有效值U′和电流检测值i_abc经由参考信号生成环节得到三相电压实时控制信号U_a，U_b，U_c，经过SPWM调制环节产生PWM波形，控制基于平均值模型的储能电站。

图3给出了传统基于有功-频率与无功-电压下垂特性的PCS电压频率控制策略示意：检测PCS输出的有功功率P，通过有功-频率下垂曲线得到参考频率ω_r和相位θ_r；检测PCS输出的无功功率Q，通过无功-电压下垂曲线得到参考电压U_r。遵循传统有功-频率下垂特性进行控制，若忽略底层控制的响应时间，可得到并网逆变器VSC角频率增量Δω与有功功率增量ΔP的关系如式(1)所示，传统有功-频率下垂控制为线性比例关系。

其中，ω为VSC实时角频率反馈值，ω^*为电网角频率额定值；P为VSC实时有功功率反馈值，P^*为VSC有功功率额定值；R为有功-频率下垂系数。

传统无功-电压下垂控制可得到电压增量ΔU与无功功率增量ΔQ的关系如下

其中，U为系统实时电压反馈值，U^*为相电压额定值，Q为系统实时无功功率反馈值，Q^*为系统无功功率额定值，R为无功-电压下垂系数。微网系统中分布式发电单元可通过下垂控制来模拟传统电力系统的一次调频与一次调压功能，但式(1)和式(2)均为阶跃函数，当系统的频率由于负荷扰动发生变化时，分布式发电单元虽然能快速响应，然而由于其调节能力有限，且调节能力受到下垂系数的约束，往往并不能满足频率支撑需求。

基于图4所示的VSC拓扑，在传统有功-频率下垂、无功-电压下垂以及同步电机转子运动方程基础上给出VSG控制策略的简单推导过程。

同步发电机的转子运动方程如下

其中，J转子转动惯量，ω为转子角频率，ω_s为电网频率对应的角频率，P_m为发电机输出机械功率，P_e为发电机输出电磁功率，D为虚拟阻尼系数，θ为电角度。

令Δω＝ω-ω_s，ΔP＝P_m-P_e转子运动方程可以改写为：

经拉普拉斯变换后整理近似得到转子运动方程如下式

其中，T_j为发电机的惯性时间常数，K_D为等效阻尼系数。

同步电机转子电压方程为

其中，u_abc为定子端电压，e_abc为定子励磁感应电动势，R_s为电枢电阻，L_s为同步电抗，i₀为定子电流。

通过适当控制使得VSC的相电压与定子感应电动势e_abc相等，线路阻抗等效为电枢电阻R_s与同步电抗L_s，可以让VSC模拟出与同步发电机相似的特性。本发明汇总虚拟阻尼系数K_D的计算公式为：

式中，P_max为最大功率参考值，P_r为功率参考值，ω₀为额定角频率，ω为实时角频率。

Claims (5)

1.一种基于功率前馈的储能电站主动频率支撑控制方法，其特征在于，在基于虚拟同步发电机频率控制的功率检测反馈环节引入含一阶高通滤波器的微分控制环节，得到虚拟惯性控制环节的有功功率反馈值和无功-功率下垂控制环节的无功功率反馈值。

2.根据权利要求1所述的基于功率前馈的储能电站主动频率支撑控制方法，其特征在于，具体包括如下步骤：

步骤1、检测储能电站输出电流和并网电压；

步骤2、储能电站输出电流和并网电压经锁相环计算，得到实时角频率；

步骤3、储能电站输出电流和并网电压经PQ计算环节，得到储能电站功率实时值；

步骤4、储能电站功率实时值通过功率前馈微分环节，得到有功功率反馈值和无功功率反馈值；

步骤5、实时角频率和给定角频率作差，得到参考角频率偏差值；在有功－频率下垂控制环中，参考角频率偏差值经由比例环节，得到参考功率偏差值；将参考功率偏差值与功率给定值作差，得到功率参考值；将功率参考值与系统有功功率反馈值作差，得到功率偏差；

步骤6、功率偏差经由VSG环节，得到角频率偏差；角频率偏差值与角频率给定值作差，得到角频率参考值；角频率参考值经由微分环节，得到电角参考值；电角参考值与角频率参考值、时间参数经由功角计算环节，得到功角控制量；

步骤7、无功功率反馈值与无功功率给定值作差，得到无功功率偏差；在无功－电压下垂控制环中，无功功率偏差经过比例环节；得到电压偏差量；将电压偏差量与电压给定值作差，得到有效电压参考值，经过比例环节，得到电压有效值控制量；

步骤8、功角控制量、电压有效值和电流检测值经由参考信号生成环节，得到三相电压实时控制信号；

步骤9、三相电压实时控制信号经过SPWM调制环节，产生PWM波形，控制基于平均值模型的储能电站。

3.根据权利要求1所述的基于功率前馈的储能电站主动频率支撑控制方法，其特征在于，步骤5的有功-频率下垂控制环节中，角频率增量Δω与有功功率增量ΔP有以下关系：

其中，ω为VSC实时角频率反馈值，ω^*为电网角频率给定值；P为VSC实时有功功率反馈值，P^*为VSC有功功率给定值；R为有功-频率下垂系数，即有功-频率下垂曲线斜率。

4.根据权利要求1所述的基于功率前馈的储能电站主动频率支撑控制方法，其特征在于，步骤7的无功-电压下垂控制中，电压增量ΔU与无功功率增量ΔQ的关系如下

其中，U为系统实时电压反馈值，U^*为相电压额定值，Q为系统实时无功功率反馈值，Q^*为系统无功功率额定值，R为无功-电压下垂系数。

5.根据权利要求1所述的基于功率前馈的储能电站主动频率支撑控制方法，其特征在于，系统稳态时，频率变化为0，对阻尼系数K_D进行设置，可调节系统频率的稳态偏差，计算公式为：

式中，P_max为最大功率参考值，P_r为功率参考值，ω₀为额定角频率，ω为实时角频率。