CN110970933B - 基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于光储联合发电系统虚拟惯量补偿技术领域，涉及一种基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法。本发明包括：光伏发电系统建模；光储联合发电系统虚拟惯量分析；含光伏‑储能系统的惯量分析。本发明对光伏发电单元采用了基于同步机标准三阶模型的主动支撑控制策略，更好的模拟同步发电机端口特性，为系统提供必要的惯量和阻尼，提高光伏并网后系统的电压稳定支撑能力和频率稳定支撑能力，有效的提高了系统的鲁棒性。本发明还可以增强光储联合系统抑制低频振荡的能力，提高系统稳定性，进一步促进电网对新能源光伏的消纳能力。

Description

基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法

技术领域

本发明属于光储联合发电系统虚拟惯量补偿技术领域，涉及一种基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法。

背景技术

随着世界经济的发展和能源需求的剧增，开发利用可持续的清洁能源逐渐成为世界各国重要的能源发展战略，近年来光伏发电则由于其显而易见的巨大资源蕴藏量以及较小的地理限制日益受到重视。目前，光伏发电主要有两种形式，其一，光伏系统作为一种分布式电源在居民区安装，直接在用户侧发电并消耗，此形式在国外得到广泛的实践，我国则常用于偏远地区例如海岛等的用户供电；其二，建设集中式光伏发电基地，中国西北与华北北部的荒漠地区是太阳能资源最为丰富的区域，适宜建设大规模集中式光伏电站，大容量长距离输送电能至负荷中心。这两种形式的结合使得我国光伏发电呈现出“分散开发、低压就地消纳”与“大规模集中开发、中高压远距离送出”并举的发展特征，但是太阳能发电波动性大、随机性强、间歇性明显，会导致输出功率波动无规律性和电力系统不确定性，单独并网对电网安全稳定运行大大不利，并且随着光伏系统渗透率增大及其不具有故障情况下低电压穿越(low voltage ride through，LVRT)能力，单独并网不利于电网安全稳定运行。因此，光储联合发电系统协调控制模型、输出功率特性以及LVRT能力的研究成为目前电力系统领域关心的重要课题。

[1]M.F.M.Arani and E.F.El-Saadany,"Implementing Virtual Inertia inDFIG-Based Wind Power Generation,"in IEEE Transactions on Power Systems,vol.28,no.2,pp.1373-1384,May 2013.

[2]N.Kakimoto,S.Takayama,H.Satoh and K.Nakamura,"Power Modulation ofPhotovoltaic Generator for Frequency Control of Power System,"in IEEETransactions on Energy Conversion,vol.24,no.4,pp.943-949,Dec.2009.

文献[1-2]从超级电容器来平滑功率输出并改善基于DFIG的风力发电和PV发电的频率调节方向进行研究，超级电容器可以对频率事件做出快速响应(毫秒)，但也会带来其他问题，如生命周期有限，安全性等问题。

[3]J.Fang,H.Li,Y.Tang and F.Blaabjerg,"Distributed Power SystemVirtual Inertia Implemented by Grid-Connected Power Converters,"in IEEETransactions on Power Electronics,vol.33,no.10,pp.8488-8499,Oct.2018

文献[3]提出了一种通过对新能源并网逆变器控制产生虚拟惯性的概念，可以有效地增加电力系统的惯性，使得大扰动下电网频率的变化率减小，提高系统的频率稳定性。

[4]朱晓荣,杨黎,杨立滨,张祥宇.光储联合发电系统的功率振荡特性分析与控制[J].电测与仪表,2017,54(08):69-74.

[5]孔令国,蔡国伟,杨德友,孙正龙.光-储联合并网发电系统建模与协调控制[J].电网技术,2013,37(02):312-318.

高渗透光储并网发电系统功率振荡将因缺乏阻尼能力而威胁系统的动态稳定。文献[4]分析通过调节光储系统的有功、无功增加系统阻尼的原理，并在光储联合系统并网功率控制的基础上，提出光储系统基于有功、无功控制的附加阻尼控制策略。使联合系统具备持续调节注入系统有功、无功功率的能力，并改善电网的阻尼特性。文献[5]提出一种有效调节功率且改善低电压穿越能力的光储联合并网发电系统动态模型及协调控制策略，实现储能系统和静止同步补偿器功率平衡，维持并网点电压稳定。

文献[1-2]从超级电容器来平滑功率输出并改善基于DFIG的风力发电和PV发电的频率调节方向进行研究，文献[3]提出了通过控制新能源并网逆变器产生虚拟惯性的概念，文献[4-5]分别从光-储联合发电系统的建模、协调控制以及功率振荡的角度进行研究分析，但以上均未从光储联合发电系统虚拟惯量补偿的角度进行研究，本发明提出了一种光储联合发电系统虚拟惯量补偿的方法，增加了光储联合发电系统的整体惯量水平，增加其对系统频率的稳定支撑能力，提高系统的鲁棒性。

发明内容

针对上述现有技术中存在的问题，本发明提供了一种基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法，目的是为了实现增加光储联合发电系统惯量水平，增加对系统频率的稳定支撑能力，提高系统的鲁棒性，进一步促进电网对新能源光伏的消纳能力。

为实现上述发明目的，本发明是采用如下技术方案来实现的：

基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法，是采用基于同步机三阶模型主动支撑控制的光伏发电单元与引入虚拟惯量控制的储能单元的协调配合运行，包括：对光伏-储能发电系统进行建模分析；光储联合发电系统虚拟惯量分析；光储联合发电系统主动支撑控制策略分析。

所述对光伏-储能发电系统进行建模分析包括：光伏发电系统建模与电池储能系统建模。

所述光伏发电系统建模包括：光伏发电系统根据中间变流器使用数目的不同，分为单级式、两级式和多级式拓扑结构；

光伏阵列输入输出特性满足公式为：

其中

其中：I_L为光伏阵列输出电流，C₁、C₂为关于I_SC和V_OC的表达式，V为光伏电池输入电压，I_m、I_SC、V_m、V_OC分别为光伏电池额定电流、光伏电池短路电流、光伏电池额定电压、光伏电池开路电压；将参数I_m、I_SC、V_m、V_OC计算公式代入光伏电池输入输出特性表达式中，得到光伏电池输出电流与输入电压、日照强度、电池温度之间的关系：

I_L＝G(V,S,T) (4)

其中：I_L为光伏阵列输出电流，G为光伏电池输出电流与输入电压、日照强度、电池温度之间的映射函数关系，V为光伏电池输入电压，S为实际日照强度，T为光伏电池温度；

光伏发电系统输出功率受光照强度的影响，将实际日照强度S作为外部变量，利用光伏电池生产商提供的光伏电池短路电流I_sc、开路电压U_oc、最大功率电流I_m、最大功率电压U_m参数计算光伏电池的输出特性：

式中：I′_sc为实际工况短路电流；U′_oc为实际工况开路电压；I′_m为实际工况最大功率电流：U′_m为实际工况下最大功率电压；S为实际日照强度；S_ref为参考光照强度，I_sc为光伏阵列短路电流、U_oc为光伏阵列开路电压、I_m为光伏阵列最大功率电流、U_m为光伏阵列最大功率电压、e为自然指数；

由此得到光伏阵列的输出特性：

P_PV＝U_PV I_PV (10)

式中，N_s、N_p为串、并联光伏电池板数目，I_PV为光伏阵列的输出电流，I′_sc为实际工况短路电流,U_PV为光伏阵列的输出电压，P_PV为光伏阵列的输出功率，U′_oc为实际工况开路电压；

式中，I′_m为实际工况最大功率电流、U′_m为实际工况最大功率电压；

对光伏电压输出特性公式求导可得，最大功率点电压及最大功率值应满足等式

式中：I′_sc为实际工况短路电流,U_PV为光伏阵列的输出电压，N_s、N_p为串、并联光伏电池板数目，U′_oc为实际工况开路电压。

所述电池储能系统建模，包括：将铅酸蓄电池模块作为储能系统的能量来源，蓄电池采用短期放电模型为：

式中：U_B为蓄电池的端电压，E_m为蓄电池的开路电压，I_B为蓄电池放电电流，R_P为极化电阻，R₀为放电过电压电阻，τ₀为双电层效应时间常数；

蓄电池充满状态下单个电池模块的额定容量为Q_n，蓄电池组放电电流i(t)的放电过程中，t时刻电池组的荷电状态(state of charge,SOC)为：

式中：N_S与N_P分别为电池组中电池串联和并联个数，Q_n为单个电池模块的额定容量、i(t)为蓄电池组放电电流；

将起点为SOC等于零时蓄电池组最大电压与最小电压中间点，终点为SOC为1时最大电压处拟合一条蓄电池组SOC与开路电压特性直线，表达式为：

式中：U为级联蓄电池组电压，U_max与U_min为电池组电压最大值与最小值。

所述光储联合发电系统虚拟惯量分析包括：常规机组惯量分析与对含光伏-储能系统的惯量分析。

所述常规机组惯量分析，包括：发电机转子转动惯量J是指其绕轴转动时所呈惯性的量度，对于发电机来说，转动惯量是一个常数；

式中，J_M,J₁,J₂分别代表电机轴、中间传动轴、动力机械轴的转动惯量，b₁代表电机轴与中间传动轴的转速比，b₂代表电机轴与动力机械轴的转速比；

惯性时间常数T_J指发电机转轴上加额定转矩后,转子从静止状态加速到额定转速所需要的时间；惯性时间常数T_J由下式计算得到：

式中：S_N表示发电机额定容量，MVA；J为发电机转动惯量，kg·m²；ω₀为转子角速度，rad/s；M_r代表发电机转子转矩，N·m；T_J值越小，转子惯量越小，在转矩作用下越容易加速；

惯量常数H用来衡量机组惯性的大小，惯量常数的定义如下：

式中：S_N表示发电机额定容量，W_k表示同步发电机的转动动能，T_J表示惯性时间常数，J为发电机转动惯量，ω₀为转子角速度；

由上式可知，惯量常数为惯性时间常数的一半，与T_J一样，惯量常数H反映机组容量的影响。

所述含光伏-储能系统的惯量分析，包括：定义含光伏及储能的电力系统惯量常数如下：

其中，E_BESS为储能装置等效动能；S_PV代表光伏电站额定容量；J_{PV_ES}为光储等效转动惯量；ω_g为系统同步速；

若光伏电站不参与系统频率调节，E_PV＝0，则储能所需储能容量E_BESS＝H_{PV_BESS}·S_PV；而假如对光储联合系统进行控制，使光伏电站也参与系统频率调节，即E_PV≠0，则需要储能容量为E_BESS＝H_{PV_BESS}·S_PV-E_PV，使光伏单元参与频率调节在提高系统稳定性的同时减少储能容量配置；

引入光储虚拟惯量后，得到系统频率变化时光储联合系统出力如下式所示：

式中，ΔP为系统不平衡功率，ΔP_PV为光伏发电系统承担的不平衡功率，ΔP_ES为储能系统承担的不平衡功率，J_{PV_ES}为光储联合发电系统等效转动惯量，ω为系统的角频率；

代入式(20)，有：

式中，S_PV代表光伏发电系统额定容量，H_{PV_ES}为光储联合发电系统等效惯性时间常数，ω_g为系统同步角频率；

标么化后得到：

式中，f_pu为系统频率的标幺值，ΔP_pu为系统不平衡功率的标幺值；

对式(23)进行积分，有

ΔP_puΔt＝H_{PV_ES}.[f² _pu(t+Δt)-f² _pu(t)] (24)

式中，f_pu为系统频率的标幺值，ΔP_pu为系统不平衡功率的标幺值，H_{PV_ES}为光储联合发电系统等效惯性时间常数；

由式(25)可见，含光伏及储能的电力系统等效惯量常数H_{PV_ES}越大，系统受到扰动后频率变化越小，越有利于系统频率稳定性。

所述光储联合发电系统主动支撑控制策略分析，包括：光伏发电系统采用主动支撑控制分析；储能系统控制策略分析；光储联合系统虚拟惯量补偿策略分析。

所述光伏发电系统采用主动支撑控制分析，包括：使新能源的并网逆变器具有同步发电机的励磁控制和调速控制，根据同步发电机的二阶转子运动方程及一阶暂态电势方程，建立标准三阶模型，数学模型如下：

式中：H为虚拟惯量，D为阻尼系数，dω/dt为角频率对时间的微分，ω为标么值下的发电机角速度，Δω为额定转速与实际转速的偏差，P_m为机械功率，P_e为电磁功率，δ为发电机功角；T_d0′为同步发电机励磁绕组的时间常数，E_fq为强制空载电动势，E_q′为暂态电动势，i_d为直轴电流分量，x_d为直轴同步电抗，x_d′为直轴瞬变电抗；

励磁环根据同步发电机的暂态电压方程进行设计，其表达式为：

式中：T_d0′为同步发电机励磁绕组的时间常数，E_q′为暂态电动势，i_d为直轴电流分量，x_d为直轴同步电抗，x_d′为直轴瞬变电抗；

对于闭环控制的VSG，满足虚拟同步发电机的功率解耦条件，其表达式为：

其中r、x表示虚拟定子绕组的电阻值及电感值，i_d为直轴电流分量，i_q为交轴电流分量，E′_dref为d轴电势的参考值,E′_qref为q轴电势的参考值,E_d′为d轴暂态电动势,E_q′为q轴暂态电动势；

对于有功—频率控制环节，当电网频率下降时，同步发电机向外输出有功功率，而当频率上升时，同步发电机将吸收有功功率；为模拟同步发电机的转子惯性，虚拟惯量的功率指令P_inertia为：

式中，P_inertia为虚拟惯量的功率指令，J为转动惯量，ω为系统角频率，dω/dt为角频率对时间的微分(频率的变化率)；

由上式可出，有功功率指令与电网的频率和频率变化率之积成正比，当电网频率从额定值变化至另一稳态值后，并网逆变器的输出功率为0，显然不利于电网的频率恢复；为了模拟系统一次调频特性，虚拟一次调频的功率指令P_droop为：

式中，P_droop为虚拟一次调频的功率指令，K_m为一次调频下垂系数，ω_ref为系统角频率的参考值；

为了模拟转子惯性特性及一次调频控制特性，并网逆变器的输出有功功率指令P_ref为：

P_ref＝P_inertia+P_droop+P₀ (31)

式中，P₀代表光伏经过Boost变换器稳定输出功率额定值，P_inertia为虚拟惯量的功率指令，P_droop为虚拟一次调频的功率指令。

所述储能系统控制策略分析，包括：储能发电单模拟惯量的模拟是通过频率与输出有功功率和频率变化率(Rate of change of frequency,RoCoF)的比例关系来实现，通过储能单元VSC端口频率的变化，与频率基准值产生一个Δf频率偏差量，经过虚拟惯量配置系数，产生一个功率的补偿量；

(f_g-f_{g_ref})·K_BESS(s)＝ΔP_BESS (32)

式(32)中，f_g为储能单元端口网络频率，f_{g_ref}为系统参考频率，K_BESS(s)为虚拟惯量配置系数，ΔP_BESS为系统扰动时储能单元输出功率；

ΔP_BESS+P_{BESS_ref}＝P_{BESS_ref}* (33)

式(33)中，ΔP_{BESS_ref}为储能单元输出功率参考值，P_{BESS_ref}*为储能单元经惯量控制环节修正后的输出功率参考值；

储能单元控制采用功率外环电流内环控制；

上式中，K_P、K_q为功率控制环节d-q轴比例增益系数，T_P、T_q为功率控制环节d-q轴积分增益系数，K_dd、K_qq为电流内环比例增益系数，T_dd、T_qq为电流内环积分增益系数，i_BESSd-ref、i_BESSq-ref为d-q轴下电流的参考值，Q_{BESS_ref}、Q_BESS为输出的无功功率与无功功率的参考值，d_d、d_q为输出d-q轴下的调制比，P_BESS为储能单元输出的有功功率，P_{BESS_ref}*为储能单元经惯量控制环节修正后的输出功率参考值，i_BESSd、i_BESSq为储能单元输出的d-q轴电流；

所述光储联合系统虚拟惯量补偿策略分析包括：

光储联合并网发电系统引入储能单元的虚拟惯量常数H_b来刻画当系统发生扰动时储能单元对系统惯量水平的贡献；

ΔP＝ΔP_PV+ΔP_b＝(2H_{PV_b}s+D)·Δω (38)

式中，ΔP为系统的不平衡功率，ΔP_PV为光伏系统承担的不平衡功率，ΔP_b为储能单元承担的不平衡功率，H_{PV_b}为光储联合发电系统的等效惯性时间常数，D为阻尼系数，Δω为系统角频率的变化量；

其中：

H_{PV_b}＝H_PV+H_b (39)

式中，H_{PV_b}为光储联合发电系统的等效惯性时间常数，H_PV为光伏发电单元惯性时间常数，H_b为储能单元的虚拟惯量常数。

本发明的优点及有益效果是：

(1)本发明对光伏发电单元采用了基于同步机标准三阶模型的主动支撑控制策略，更好的模拟同步发电机端口特性，为系统提供必要的惯量和阻尼，提高光伏并网后系统的电压稳定支撑能力和频率稳定支撑能力，对于储能单元引入了虚拟惯量的作用，通过自身储存的能量来模拟系统惯量，由PLL感知系统频率的偏差量，通过虚拟惯量配置系数，产生一个参考输出功率的修正值，来增加/减少储能单元的输出功率，通过光伏发电单元与储能系统单元的耦合，有效的提高了系统的鲁棒性。

(2)本发明可促进光伏新能源的消纳。随着电网新能源渗透率增加，网络惯量水平下降，降低了系统的鲁棒性，本发明的应用可增强系统的惯量水平，增强光储联合系统抑制低频振荡的能力，提高系统稳定性，进一步促进了电网对新能源光伏的消纳能力。

新能源通常通过快速响应的变流器无任何惯性地耦合到电网，在严重的频率事件下，电网频率很容易超出可接受的范围，为了解决不断减小的惯性问题，本发明首先对光伏-储能联合发电系统建模分析，然后对光储联合发电系统引入虚拟惯量进行分析，最后提出光储联合发电系统的新型主动支撑控制策略，对光伏发电单元采用虚拟同步发电机技术，同步发电机的电机暂态方程在电力电子变流器的控制环节进行控制，模拟同步发电机的端口特性，使其具有惯量和阻尼的特性，能够在系统发生波动时，主动承担系统的不平衡功率，提高系统频率稳定，对于储能单元通过自身储存的能量来模拟系统惯量，引入虚拟惯量配置系数，由PLL感知系统频率的偏差量，通过虚拟惯量配置系数，产生一个参考输出功率的修正值，来增加/减少储能单元的输出功率。由于储能单元引入了虚拟惯量的作用，通过光伏发电单元与储能系统单元的打捆耦合，对比传统的光伏单元采用主动支撑控制，会增加其惯量水平，增加对系统频率的稳定支撑能力。

本发明提出光储联合发电系统的新型控制策略，对光伏发电单元采用虚拟同步发电机技术，采用同步发电机的电机暂态方程在电力电子变流器的控制环节进行控制，模拟同步发电机的端口特性，使其具有惯量和阻尼的特性，能够在系统发生波动时，主动承担系统的不平衡功率，提高系统频率稳定性，对于储能单元通过自身储存的能量来模拟系统惯量，引入虚拟惯量配置系数，由PLL感知系统频率的偏差量，通过虚拟惯量配置系数，产生一个参考输出功率的修正值，来增加/减少储能单元的输出功率。与常规的光伏发电单元相比，本发明的应用可以使光伏-储能联合发电系统成为具有同步发电机并网的惯性、有功调频、无功调压、阻尼特征等新型技术。

附图说明

为了便于本领域普通技术人员理解和实施本发明，下面结合附图及具体实施方式对本发明作进一步的详细描述，以下实施例用于说明本发明，但应当理解本发明的保护范围并不受具体实施方式的限制。

图1是本发明基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法的光伏发电并网结构示意图；

图2是本发明基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法的日照变化扰动示意图；

图3是本发明基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法的储能单元电池组模型图；

图4是本发明基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法的光储联合发电系统工作模式图；

图5是本发明基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法的光伏发电单元的三阶模型控制框图；

图6是本发明基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法的光伏并网逆变器励磁控制器设计图；

图7是本发明基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法的储能单元惯量控制环节框图；

图8是本发明基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法的储能单元功率/电流控制框图；

图9是本发明基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法的储能单元引入虚拟惯量等效结构图；

图10是本发明基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法的光储联合发电系统控制框图。

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其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明提出一种基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法，采用基于同步机三阶模型主动支撑控制的光伏发电单元与引入虚拟惯量控制的储能单元的协调配合运行，有效地增加整体发电单元的惯性，提高系统的频率稳定性和鲁棒性，具体包括以下步骤：

步骤1、对光伏-储能发电系统进行建模分析；

步骤1.1、光伏发电系统建模；

步骤1.2、电池储能系统建模；

步骤2、光储联合发电系统虚拟惯量分析；

步骤2.1、常规机组惯量分析；

步骤2.2、含光伏-储能系统的惯量分析；

步骤3、光储联合发电系统主动支撑控制策略分析。

步骤3.1、光伏发电系统采用主动支撑控制分析；

步骤3.2、储能系统控制策略分析；

步骤3.3、光储联合系统虚拟惯量补偿策略分析；

步骤1中所述对光伏-储能发电系统进行建模分析包括：光伏发电系统建模与电池储能系统建模。

优选的，对光伏发电系统建模，其原理是：

光伏发电系统根据中间变流器使用数目的不同，分为单级式、两级式和多级式拓扑结构，其中单级式多用于大型荒漠集中并网光伏电站，两级式和多级式拓扑结构多用于中小型分散性光伏电站。

单级式并网光伏电站的模型，如图1所示，光伏阵列与电压源型逆变器经直流电容相连，逆变器将光伏阵列所发直流电转变为交流电，经滤波电感与电网相连，实现并网。该模型的电压等级一般为0.4kv，模型出口经升压变压器与高电压等级的电网相连。

光伏阵列输入输出特性满足公式为：

其中

其中：I_L为光伏阵列输出电流，C₁、C₂为关于I_SC和V_OC的表达式，V为光伏电池输入电压；I_m、I_SC、V_m、V_OC分别为光伏电池额定电流、光伏电池短路电流、光伏电池额定电压、光伏电池开路电压；只要知道这四个参数，将其计算公式代入光伏电池输入输出特性表达式中，即可得到光伏电池输出电流与输入电压、日照强度、电池温度之间的关系

I_L＝G(V,S,T) (4)

其中：I_L为光伏阵列输出电流，G为光伏电池输出电流与输入电压、日照强度、电池温度之间的映射函数关系，V为光伏电池输入电压，S为实际日照强度，T为光伏电池温度。

日照变化扰动的模型示意图如图2所示。

其中日照扰动开始时间为T_s，结束时间T_e，扰动量S₁等于上升时间T_U与日照强度上升变化量的乘积，S₂等于下降时间T₁与日照强度下降变化量的乘积。日照强度上升变化量、日照强度下降变化量。该扰动DS与由初始功率推算出的日照扰动S₀相加，即为注入光伏电池模型中的实际日照强度S。

光伏发电系统输出功率主要受光照强度的影响，将实际日照强度S作为外部变量，利用光伏阵列生产商提供的光伏电池短路电流I_sc、开路电压U_oc、最大功率电流I_m、最大功率电压U_m等参数计算光伏电池的输出特性。

式中：I′_sc为实际工况短路电流；U′_oc为实际工况开路电压；I′_m为实际工况最大功率电流；U′_m为实际工况最大功率电压；S为实际日照强度；S_ref为参考光照强度；I_sc为光伏阵列短路电流、U_oc为光伏阵列开路电压、I_m为光伏阵列最大功率电流、U_m为光伏阵列最大功率电压、e为自然指数；

由此可得到光伏阵列的输出特性：

P_PV＝U_PVI_PV (10)

式中，N_s、N_p为串、并联光伏电池板数目，I_PV为光伏阵列的输出电流，I′_sc为实际工况短路电流,U_PV为光伏阵列的输出电压，P_PV为光伏阵列的输出功率，U′_oc为实际工况开路电压。

式中，I′_m为实际工况最大功率电流、U′_m为实际工况最大功率电压。

对光伏电压输出特性公式求导可得，最大功率点电压及最大功率值应满足等式

式中：I′_sc为实际工况短路电流,U_PV为光伏阵列的输出电压，N_s、N_p为串、并联光伏电池板数目，U′_oc为实际工况开路电压。

优选的，对电池储能系统建模，其原理是：

电池子系统可由多个电池模块(铅酸等)串联而成，再由多个电池子系统并联而成形成大的储能系统，从而实现更高的电压等级和更大的储能容量。储能系统的控制结构包括电池组模型，储能双向变流系统，电池充放电管理系统等。

本发明将铅酸蓄电池模块作为储能系统的能量来源，蓄电池采用短期放电模型为：

式中：U_B为蓄电池的端电压，E_m为蓄电池的开路电压，I_B为蓄电池放电电流，R_P为极化电阻，R₀为放电过电压电阻，τ₀为双电层效应时间常数。

蓄电池充满状态下单个电池模块的额定容量为Q_n，蓄电池组放电电流i(t)的放电过程中，t时刻电池组的荷电状态(state of charge,SOC)为：

式中：N_S与N_P分别为电池组中电池串联和并联个数、Q_n为单个电池模块的额定容量、i(t)为蓄电池组放电电流。

将起点为SOC等于零时蓄电池组最大电压与最小电压中间点，终点为SOC为1时最大电压处拟合一条蓄电池组SOC与开路电压特性直线，如公式(16)所示。

式中：U为级联蓄电池组电压，U_max与U_min为电池组电压最大值与最小值。电池组模型如图3所示。

光伏可以工作在最大功率点追踪(MPPT)模式、恒压模式、不工作模式，蓄电池则可以工作在充电模式、放电模式、不工作模式。为了保证光储系统正常的工作，需要满足母线电压的稳定和功率平衡，并考虑蓄电池的荷电状态(SOC)和最大充放电功率，将光伏工作状态和蓄电池工作状态进行组合，得到如下系统工作模式：

工作模式一：光伏发出的功率大于负荷功率，蓄电池的SOC在允许的工作范围内，此时蓄电池工作在充电模式且吸收的功率并未达到最大限值，母线电压由蓄电池维持稳定，光伏工作在MPPT模式，如图4(a)所示。

工作模式二：光伏发出的功率小于负荷功率，蓄电池的SOC在允许的工作范围内，此时蓄电池工作在放电模式且发出的功率并未达到最大限值，母线电压由蓄电池维持稳定，光伏工作在MPPT模式，如图4(b)所示。

工作模式三：在工作模式一中，出现蓄电池的SOC超出允许的工作范围，蓄电池不工作或者蓄电池吸收功率达到限值，光伏发出功率仍有剩余时，为了维持母线电压的稳定，光伏工作在恒压模式，如图4(c)所示。

工作模式四：在工作模式二中，出现蓄电池的SOC超出允许的工作范围，蓄电池不工作。此时光伏发出的功率要低于负荷消耗的功率，或者蓄电池发出功率达到限值，光伏发出功率仍不足时，为了维持母线电压的稳定，需要甩掉一定的负荷，光伏工作在恒压模式，如图4(d)所示。

工作模式五：如果在晚上或者阴雨天时光伏无功率输出，蓄电池的SOC在允许的工作范围内，此时蓄电池工作在放电模式并维持母线电压稳定，如图4(e)所示。

工作模式六：蓄电池持续放电，当它的SOC超出允许的工作范围，蓄电池将不工作，整个系统也将不工作，如图4(f)所示。

本发明步骤2中，所述对光储联合发电系统虚拟惯量分析包括：常规机组惯量分析与含光伏-储能系统的惯量分析。

优选的，对常规机组惯量分析，其原理是：

物理学上，刚体的转动惯量在刚体形状以及旋转轴心确定的前提下是一个常数。发电机转子转动惯量J是指其绕轴转动时所呈惯性的量度，对于发电机来说，转动惯量是一个常数。

式中，J_M,J₁,J₂分别代表电机轴、中间传动轴、动力机械轴的转动惯量，b₁代表电机轴与中间传动轴的转速比，b₂代表电机轴与动力机械轴的转速比。

惯性时间常数T_J指发电机转轴上加额定转矩后,转子从静止状态加速到额定转速所需要的时间，是反映发电机转子机械惯性的重要参数。发电机惯性时间常数的改变能够影响系统的机电振荡阻尼，改变系统的安全稳定运行特性。J与T_J都是进行电力系统仿真所需的重要数据，惯性时间常数T_J可由式(18)计算得到，且能够反映机组容量的影响。

式中：T_J表示惯性时间常数，S_N表示发电机额定容量，MVA；J为发电机转动惯量，kg·m²；ω₀为转子角速度，rad/s；M_r代表发电机转子转矩，N·m。可以看出T_J值越小，转子惯量越小，在转矩作用下越容易加速。

惯量常数H也可以用来衡量机组惯性的大小，惯量常数的定义如下：

式中：S_N表示发电机额定容量，W_k表示同步发电机的转动动能，T_J表示惯性时间常数，J为发电机转动惯量，ω₀为转子角速度。

由上式可知，惯量常数为惯性时间常数的一半，与T_J一样，惯量常数H也能够反映机组容量的影响。

优选的，步骤2中对含光伏-储能系统的惯量分析，其原理是：

随着光伏并网渗透率的加大，光伏参与系统频率的调整显得越来越有必要，这对光伏电站并网有功功率控制提出了新要求。尽管目前并网导则并未对此提出明确规定，但光伏电站参与系统频率调节仍是非常值得研究的问题。

光伏电站在LPPT控制下可以单独参与系统频率调节，但存在光伏自身频率调节容量有限且不稳定、受外界天气条件影响明显、需要长期工作在限功率模式下导致光伏利用率降低和弃光严重等问题。因此，利用储能进行光伏-储能系统协调控制提供虚拟惯量，是提高含光伏的电力系统稳定性一个有效的解决方法。

定义含光伏及储能的电力系统惯量常数如下：

其中，E_BESS为储能装置等效动能；S_PV代表光伏电站额定容量；J_{PV_ES}为光储等效转动惯量；ω_g为系统同步角频率。

若光伏电站不参与系统频率调节，E_PV＝0，则储能所需储能容量E_BESS＝H_{PV_BESS}·S_PV；而假如对光储联合系统进行控制，使光伏电站也参与系统频率调节，即E_PV≠0，则需要储能容量为E_BESS＝H_{PV_BESS}·S_PV-E_PV，因此，尽量使得光伏单元参与频率调节能够在提高系统稳定性的同时减少储能容量配置。

引入光储虚拟惯量后，可以得到系统频率变化时光储联合系统出力如下式所示：

式中，ΔP为系统不平衡功率，ΔP_PV为光伏发电系统承担的不平衡功率，ΔP_ES为储能系统承担的不平衡功率，J_{PV_ES}为光储联合发电系统等效转动惯量，ω为系统的角频率。

代入式(20)，有：

式中，S_PV代表光伏发电系统额定容量，H_{PV_ES}为光储联合发电系统等效惯性时间常数，ω_g为系统同步角频率。

标么化后得到：

式中，f_pu为系统频率的标幺值，ΔP_pu为系统不平衡功率的标幺值。

对式(23)进行积分，有

ΔP_puΔt＝H_{PV_ES}.[f² _pu(t+Δt)-f² _pu(t)] (24)

式中，f_pu为系统频率的标幺值，ΔP_pu为系统不平衡功率的标幺值，H_{PV_ES}为光储联合发电系统等效惯性时间常数。

由式(25)可见，含光伏及储能的电力系统等效惯量常数H_{PV_ES}越大，系统受到扰动后频率变化越小，越有利于系统频率稳定性。

在本发明基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法中：步骤3中所述对光储联合发电系统主动支撑控制策略分析，包括：

步骤3.1光伏发电系统采用主动支撑控制分析；

步骤3.2储能系统控制策略分析；

步骤3.3光储联合系统虚拟惯量补偿策略分析；

优选的，步骤3.1中对光伏发电系统采用主动支撑控制分析，其原理是：

本发明对光储联合发电系统中光伏发电单元采用基于同步发电机标准三阶模型的光伏并网逆变器主动支撑控制策略，通过频率的实际测量值与参考值之差以及电压实际测量值与参考值之差形成反馈直接进行调频调压控制，摆脱了因下垂特性间接影响的控制环节，对系统频率和电压起到更好的支撑效果。

光伏发电单元包括Boost电路控制和光伏并网逆变器控制两部分，Boost变换器采用基于前级DC/DC变换器的MPPT控制，为了稳定直流侧电压，光伏并网逆变器采用标准三阶模型的VSG控制，分为励磁器，调频器和内环控制器，用以提高新能源并网后系统的电压稳定支撑能力和频率稳定支撑能力，为系统提供必要的惯量和阻尼，支撑时通过释放转子动能及模拟的转子动能实现。

为了使得新能源的并网逆变器具有同步发电机的励磁控制和调速控制，根据同步发电机的二阶转子运动方程及一阶暂态电势方程，建立标准三阶模型，其整体控制框图如图5所示，数学模型如下：

式中：H为虚拟惯量，D为阻尼系数，dω/dt为角频率对时间的微分，ω为标么值下的发电机角频率，Δω为额定转速与实际转速的偏差，P_m为机械功率，P_e为电磁功率，δ为发电机功角；T_d0′为同步发电机励磁绕组的时间常数，E_fq为强制空载电动势，E_q′为暂态电动势，i_d为直轴电流分量，x_d为直轴同步电抗，x_d′为直轴瞬变电抗。

光伏并网逆变器的主动支撑控制是为了模拟同步发电机的励磁调节功能，用以实现无功功率和电压幅值的下垂特性，其控制框图如图6所示。针对孤岛运行时有功和无功分量紧密耦合引起的无功功率难以精确分配的问题，可在VSG一次电压控制器的基础上，根据调度有功功率和无功功率预先估算感应电动势，通过补偿VSG固有下垂特性和线路阻抗的电压跌落，从而保证VSG按照设定的无功—电压下垂特性运行，在此基础上，亦可设计二次电压控制，用以解决负荷的波动性、一次电压控制的有差性等带来的电压质量问题。

励磁环根据同步发电机的暂态电压方程进行设计，如式(27)所示，通过并网点电压参考值与实际值之差的反馈环节来修正电压跌落后恢复到稳定值时与初始值的偏差，起到电压稳定支撑作用，相比与无功-电压下垂特性形成无功参考值与实际值之差反馈环对电压修正起到的效果更为明显，使得逆变器端口与同步发电机外端口有相同的调压特性，并为系统提供电压惯性支撑。

式中：T_d0′为同步发电机励磁绕组的时间常数，E_q′为暂态电动势，i_d为直轴电流分量，x_d为直轴同步电抗，x_d′为直轴瞬变电抗。

对于闭环控制的VSG，其闭环输出阻抗由其开环输出阻抗和闭环参数共同决定，虚拟定子绕组环节可以调整逆变器的输出阻抗，解决线路阻抗中阻性成分带来的功率耦合问题，满足虚拟同步发电机的功率解耦条件。

式中，r、x表示虚拟定子绕组的电阻值及电感值，i_d为直轴电流分量，i_q为交轴电流分量，E′_dref为d轴电势的参考值,E′_qref为q轴电势的参考值,E_d′为d轴暂态电动势,E_q′为q轴暂态电动势。虚拟定子绕组能减弱线路参数对下垂特性的影响，合理的设计虚拟定子绕组阻抗值，有利于并联组网运行的逆变器的负荷分配。同时，虚拟定子绕组的设置可实现并联逆变器间环流和故障电流的限制。

除此之外，通过分析多台VSG并联运行时有功功率与无功功率的耦合关系，求得各台无功功率控制指令的修正项，并将此修正项加入至基本的无功—电压控制环节，从而能实现VSG输出电压恒定。

对于有功—频率控制环节，当电网频率下降时，同步发电机向外输出有功功率，而当频率上升时，同步发电机将吸收有功功率。为模拟同步发电机的转子惯性，虚拟惯量的功率指令P_inertia为：

式中，P_inertia为虚拟惯量的功率指令，J为转动惯量，ω为系统角频率，dω/dt为角频率对时间的微分(频率的变化率)。

由上式可看出，有功功率指令与电网的频率和频率变化率之积成正比，显然，当电网频率从额定值变化至另一稳态值后，并网逆变器的输出功率为0，而这显然不利于电网的频率恢复。为了模拟系统一次调频特性，虚拟一次调频的功率指令P_droop为：

式中，P_droop为虚拟一次调频的功率指令，K_m为一次调频下垂系数，ω_ref为系统角频率的参考值。

为了模拟转子惯性特性及一次调频控制特性，并网逆变器的输出有功功率指令P_ref为：

P_ref＝P_inertia+P_droop+P₀ (31)

式中：P₀代表光伏经过Boost变换器稳定输出功率额定值，P_inertia为虚拟惯量的功率指令，P_droop为虚拟一次调频的功率指令。

VSG的有功—频率控制实际上是模拟同步发电机的调频器，用以表征有功功率和系统频率的下垂特性。有功—频率控制通过检测功率差ΔP来控制虚拟机械转矩输出而调节频率，并采用VSG阻尼系数来描述频率发生单位变化时的输出功率变化量，电磁转矩T_m和机械转矩T_e之差使得转子角速度变化，改变输出相位θ，用于上层调速器控制和底层电压电流控制的坐标变化，摆脱了用PLL锁相环测量系统中abc坐标系与dq坐标系的相位，使得逆变器控制不依附于网络动态频率的变化而变化，解决了基于电力电子逆变器接口的分布式电源的响应速度快，并网逆变器自身没有同步发电机所固有的阻尼分量与旋转惯性等问题。

主动支撑控制环节在系统负荷突增瞬间降低系统频率变化率，同时延缓频率降低的速度，对抑制频率震荡有很好的效果，起到惯量支撑作用，频率恢复环节模拟有功-频率下垂特性，形成了频率实际值与参考值之差的频率反馈环用以修正频率跌落的同时为系统提供调频支撑的部分功率，功率支撑效果的强弱由频率波动幅值大小下垂系数的设置决定，模拟同步发电机的一次调频环节对系统的频率进行有差调节。

优选的，步骤3.2中对储能系统控制策略分析，其原理是：

储能发电单元具有高能量密度，快速响应和适中的成本等特性，使得储能电池在应用于频率控制方面具有优势，储能电池与电容器或超级电容器不同，储能在正常工作状态下端口电压基本保持不变，因此可以通过调节电池输出功率以起到模拟惯量调节的作用，模拟惯量的模拟是通过频率与输出有功功率和频率变化率(Rate of change offrequency,RoCoF)的比例关系来实现。

如图7所示，为储能单元惯量控制环节控制框图，通过PLL感知储能单元VSC端口频率的变化，与频率基准值产生一个Δf频率偏差量，经过虚拟惯量配置系数，产生一个功率的补偿量ΔP_BESS如下式所示：

ΔP_BESS＝(f_g-f_{g_ref})·K_BESS(s) (32)

式(32)中，f_g为储能单元端口网络频率，f_{g_ref}为系统参考频率，K_BESS(s)为虚拟惯量配置系数，ΔP_BESS为系统扰动时储能单元输出功率。

ΔP_BESS+P_{BESS_ref}＝P_{BESS_ref}* (33)

式(33)中，ΔP_{BESS_ref}为储能单元输出功率参考值，P_{BESS_ref}*为储能单元经惯量控制环节修正后的输出功率参考值。

储能单元控制采用功率外环电流内环控制，其控制框图如图8所示。

式(34-37)中，K_P、K_q为功率控制环节d-q轴比例增益系数，T_P、T_q为功率控制环节d-q轴积分增益系数，为电流内环比例增益系数，/>为电流内环积分增益系数，i_BESSd-ref、i_BESSq-ref为d-q轴下电流的参考值，Q_BESS、Q_{BESS_ref}为输出的无功功率与无功功率的参考值，d_d、d_q为输出d-q轴下的调制比。P_BESS为储能单元输出的有功功率，P_{BESS_ref}*为储能单元经惯量控制环节修正后的输出功率参考值，i_BESSd、i_BESSq为储能单元输出的d-q轴电流。

优选的，步骤3.3中对光储联合系统虚拟惯量补偿策略分析，其原理是：

光储联合发电系统的运行特性决定了它对电力系统的影响程度，建立能够准确反映风光储联合发电系统出力特性的模型是进行联合发电系统并网及其对电力系统稳定性影响等相关研究的基础。光储联合并网发电系统动态模型如图9所示，引入储能单元的虚拟惯量常数H_b来刻画当系统发生扰动时储能单元对系统惯量水平的贡献。

ΔP＝ΔP_PV+ΔP_b＝(2H_{PV_b}s+D)·Δω (38)

式中，ΔP为系统的不平衡功率，ΔP_PV为光伏系统承担的不平衡功率，ΔP_b为储能单元承担的不平衡功率，H_{PV_b}为光储联合发电系统的等效惯性时间常数，D为阻尼系数，Δω为系统角频率的变化量。

其中：

H_{PV_b}＝H_PV+H_b (39)

上式中，H_{PV_b}为光储联合发电系统的等效惯性时间常数，H_PV为光伏发电单元惯性时间常数，H_b为储能单元的虚拟惯量常数。

光储联合系统整体控制模型如图10所示，光伏发电系统与储能系统经逆变器实现电能直流到交流的变换，然后采用并联运行的方式，实现电能的交流汇集。其中光伏发电单元包括Boost电路进行直流升压及光伏并网逆变器，Boost变换器为了稳定直流侧电压采用基于前级DC/DC变换器的MPPT控制。光伏发电单元采用基于同步机三阶模型的主动支撑控制策略，储能单元引入虚拟惯量控制环节，由PLL感知系统频率的偏差量，通过虚拟惯量配置系数，产生一个参考输出功率的修正值，来增加/减少储能单元的输出功率，在系统发生扰动时，能够主动承担系统的不平衡功率。

本发明提出了一种基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法，采用基于同步机三阶模型主动支撑控制的光伏发电单元与引入虚拟惯量控制的储能单元的协调配合运行的过程可以有效地增加整体发电单元的惯性，为系统提供必要的惯量和阻尼，减小负荷扰动时频率跌落的深度，减小电网频率在大扰动下的RoCoF，提高光伏并网后系统的电压稳定支撑能力和频率稳定支撑能力，有效的提高系统的频率稳定性和鲁棒性。

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保护范围之内。

Claims (7)

1.基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法，其特征是：采用基于同步机三阶模型主动支撑控制的光伏发电单元与引入虚拟惯量控制的储能单元的协调配合运行，包括：对光伏-储能发电系统进行建模分析；光储联合发电系统虚拟惯量分析；光储联合发电系统主动支撑控制策略分析；所述对光伏-储能发电系统进行建模分析包括：光伏发电系统建模与电池储能系统建模；所述光伏发电系统建模包括：光伏发电系统根据中间变流器使用数目的不同，分为单级式、两级式和多级式拓扑结构；含光伏-储能发电系统的惯量分析，包括：定义含光伏及储能的电力系统惯量常数如下：

其中，E_BESS为储能装置等效动能；S_PV代表光伏发电系统额定容量；J_{PV_ES}为光储联合发电系统等效转动惯量；ω_g为系统同步角频率；若光伏电站不参与系统频率调节，E_PV＝0，则储能所需储能容量E_BESS＝H_{PV_BESS}·S_PV；而假如对光储联合系统进行控制，使光伏电站也参与系统频率调节，即E_PV≠0，则需要储能容量为E_BESS＝H_{PV_BESS}·S_PV-E_PV，使光伏单元参与频率调节在提高系统稳定性的同时减少储能容量配置；

引入光储虚拟惯量后，得到系统频率变化时光储联合系统出力如下式所示：

式中，ΔP为系统不平衡功率，ΔP_PV为光伏发电系统承担的不平衡功率，ΔP_ES为储能系统承担的不平衡功率，J_{PV_ES}为光储联合发电系统等效转动惯量，ω为系统的角频率；代入式(20)：

式中，S_PV代表光伏发电系统额定容量，H_{PV_ES}为光储联合发电系统等效惯性时间常数，ω_g为系统同步角频率；标么化后得到：

式中，f_pu为系统频率的标幺值，ΔP_pu为系统不平衡功率的标幺值；对式(23)进行积分，有

ΔP_puΔt＝H_{PV_ES}.[f² _pu(t+Δt)-f² _pu(t)] (24)

式中，f_pu为系统频率的标幺值，ΔP_pu为系统不平衡功率的标幺值，H_{PV_ES}为光储联合发电系统等效惯性时间常数；可知，光储联合发电系统等效惯性时间常数H_{PV_ES}越大，系统受到扰动后频率变化越小，越有利于系统频率稳定性。

2.根据权利要求1的所述的基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法，其特征是：所述光储联合发电系统主动支撑控制策略分析，包括：

光伏发电系统采用主动支撑控制分析；

储能系统控制策略分析；

光储联合系统虚拟惯量补偿策略分析。

3.根据权利要求2的所述的基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法，其特征是：所述光伏发电系统采用主动支撑控制分析，对于有功—频率控制环节，当电网频率下降时，同步发电机向外输出有功功率，而当频率上升时，同步发电机将吸收有功功率；为模拟同步发电机的转子惯性，虚拟惯量的功率指令P_inertia为：

式中，P_inertia为虚拟惯量的功率指令，J为转动惯量，ω为系统角频率，dω/dt为角频率对时间的微分，即频率的变化率；

由上式可出，有功功率指令与电网的频率和频率变化率之积成正比，当电网频率从额定值变化至另一稳态值后，并网逆变器的输出功率为0，显然不利于电网的频率恢复；为了模拟系统一次调频特性，虚拟一次调频的功率指令P_droop为：

式中，P_droop为虚拟一次调频的功率指令，K_m为一次调频下垂系数，ω_ref为系统角频率的参考值；

为了模拟转子惯性特性及一次调频控制特性，并网逆变器的输出有功功率指令P_ref为：

P_ref＝P_inertia+P_droop+P₀ (31)

式中，P₀代表光伏经过Boost变换器稳定输出功率额定值，P_inertia为虚拟惯量的功率指令，P_droop为虚拟一次调频的功率指令。

4.根据权利要求2的所述的基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法，其特征是：所述储能系统控制策略分析，包括：

储能发电单元惯量的模拟；

储能单元的控制；

所述光储联合发电系统虚拟惯量补偿策略分析。

5.根据权利要求4的所述的基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法，其特征是：所述储能系统控制策略分析，包括：

储能发电单元惯量的模拟是通过频率与输出有功功率和频率变化率的比例关系来实现，通过储能单元VSC端口频率的变化，与频率基准值产生一个Δf频率偏差量，经过虚拟惯量配置系数，产生一个功率的补偿量；

(f_g-f_{g_ref})·K_BESS(s)＝ΔP_BESS (32)

式(32)中，f_g为储能单元端口网络频率，f_{g_ref}为系统参考频率，K_BESS(s)为虚拟惯量配置系数，ΔP_BESS为系统扰动时储能单元输出功率；

ΔP_BESS+P_{BESS_ref}＝P_{BESS_ref}* (33)

式(33)中，ΔP_{BESS_ref}为储能单元输出功率参考值，P_{BESS_ref}*为储能单元经惯量控制环节修正后的输出功率参考值。

6.根据权利要求4的所述的基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法，其特征是：所述储能单元的控制采用功率外环电流内环控制；

上式中，K_P、K_q为功率控制环节d-q轴比例增益系数，T_P、T_q为功率控制环节d-q轴积分增益系数，为电流内环比例增益系数，/>为电流内环积分增益系数，i_BESSd-ref、i_BESSq-ref为d-q轴下电流的参考值，Q_{BESS_ref}、Q_BESS为输出的无功功率的参考值与无功功率，d_d、d_q为输出d-q轴下的调制比，P_BESS为储能单元输出的有功功率，P_{BESS_ref}*为储能单元经惯量控制环节修正后的输出功率参考值，i_BESSd、i_BESSq为储能单元输出的d-q轴电流。

7.根据权利要求4的所述的基于主动支撑控制的光储联合发电系统虚拟惯量补偿方法，其特征是：所述光储联合系统虚拟惯量补偿策略分析包括：

光储联合并网发电系统引入储能单元的虚拟惯量常数H_b来刻画当系统发生扰动时储能单元对系统惯量水平的贡献；ΔP＝ΔP_PV+ΔP_b＝(2H_{PV_b}s+D)·Δω (38)

式中，ΔP为系统的不平衡功率，ΔP_PV为光伏系统承担的不平衡功率，ΔP_b为储能单元承担的不平衡功率，H_{PV_b}为光储联合发电系统的等效惯性时间常数，D为阻尼系数，Δω为系统角频率的变化量；其中：H_{PV_b}＝H_PV+H_b (39)

式中，H_{PV_b}为光储联合发电系统的等效惯性时间常数，H_PV为光伏发电单元惯性时间常数，H_b为储能单元的虚拟惯量常数。