CN112217239B - 一种基于虚拟同步发电机技术的储能机电暂态建模方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出一种基于虚拟同步发电机技术的储能机电暂态建模方法，其步骤为：首先，计算并网逆变器的输出有功功率和输出无功功率，进而得到虚拟同步发电机与电网电压的相位差、虚拟同步发电机的内电势；其次，构建虚拟同步发电机的储能变流器并网等效电路，计算注入电网的有功功率指令值和无功功率指令值，将其输入内环控制模型，得到实际输出有功功率和实际输出无功功率；最后，构建储能模型及其约束条件，根据储能模型的约束条件对实际输出有功功率和实际输出无功功率进行调整，再由调整后的有功功率和无功功率计算有功电流实部和有功电流虚部注入电网。本发明能够较好的改善新能源机组出力波动，较好的调节系统响应特性，并且具有很好的通用性。

Description

一种基于虚拟同步发电机技术的储能机电暂态建模方法

技术领域

本发明涉及虚拟同步机技术领域，特别是指一种基于虚拟同步发电机技术的储能机电暂态建模方法。

背景技术

随着新能源渗透率的不断增加，传统同步发电机发电比例逐渐降低，电力系统中的旋转备用容量及转动惯量相对减少，降低了电网抗扰动的稳定支撑能力和自身调节能力，这对电网的安全稳定运行带来了严峻挑战。以电力电子装置为接口的储能系统(如储能变流器)凭借其快速调节能力，是稳定常规机组出力和平抑高比例新能源波动的有效手段。并网变流器的优化控制是系统运行关键，而虚拟同步机技术(Virtual SynchronousGenerator，VSG)将同步发电机特性引入变流器控制中，通过模拟同步发电机的机电暂态特性和阻尼功率振荡能力，在电网频率或电压发生波动时，主动参与系统的调频和调压，动态弥补功率差额，从而帮助改善系统频率和电压的稳定性，有望成为大规模储能系统接入电力系统控制运行的重要技术。

目前，对于储能变流器的控制策略主要有恒功率控制(PQ控制)、下垂控制、恒压恒频控制(V/f控制)等。文献[1]-[中国电力科学研究院.电力系统分析综合程序(PSASP)用户手册[R].北京：中国电力科学研究院,2019.]所建通用储能模型分为厂站级控制和本地级控制，模型较为完善，支持恒功率因数控制、下垂控制、定电压控制等多种控制策略转换。文献[2]-[张步涵,马智泉,谢光龙,等.并联储能型FACTS装置的PSASP建模与仿真[J].电网技术,2010,34(03):31-36.]和文献[3]-[李建林,牛萌,张博越,等.电池储能系统机电暂态仿真模型[J].电工技术学报,2018,33(08):1911-1918.]基于节点电流注入法建立含有功无功解耦控制和下垂控制的外环控制策略、模型接口和限制环节的储能机电暂态模型，在三相接地短路故障下较好的抑制功角波动。文献[4]-[李妍,荆盼盼,王丽,等.通用储能系统数学模型及其PSASP建模研究[J].电网技术,2012,36(01):51-57.]在此基础上加入有功前馈控制和充放电功率限制，并对光伏出力波动时储能加入前后频率、电压、功角变化进行比较，验证模型有效性。文献[5]-[李朋,李欣然,韦肖燕,等.基于暂态势能控制的储能提高暂态稳定性研究[J].电力系统及其自动化学报,2017,29(05):41-47.]基于支路暂态势能控制法将临界支路角频率差作为控制信号以此提高系统暂态势能承受能力。文献[6]-[韦肖燕,李欣然,钱军,等.采用储能电源辅助的暂态稳定紧急控制方法[J].电工技术学报,2017,32(18):286-300.]基于扩展等面积法计算参考切机量，并选择最优切机组合在切机同时投入储能电源，然后分析储能有效控制时段并计算储能退出动作时间。文献[1-5]提出了在电力系统分析综合程序(Power System Analysis SoftwarePackage，PSASP)仿真平台上建立适用于机电暂态储能模型，均采用频率有功控制和电压无功控制。文献[7]-[王皓怀,汤涌,侯俊贤,等.提高互联电网暂态稳定性的大规模电池储能系统并网控制策略及应用[J].电网技术,2013,37(02):327-333.]在储能原有平抑/平滑出力的基础上提出了基于附加频率响应的并网控制策略，不仅兼容现有控制策略抑制新能源出力波动，还能提高系统暂态稳定性。文献[8]-[叶小晖,刘涛,吴国旸,等.电池储能系统的多时间尺度仿真建模研究及大规模并网特性分析[J].中国电机工程学报,2015,35(11):2635-2644.]建立储能多时间尺度统一模型，可在机电暂态和中长期时间尺度下提高电网稳定性，但并未考虑并网控制策略的改进。文献[9]-[陆秋瑜,胡伟,郑乐,等.多时间尺度的电池储能系统建模及分析应用[J].中国电机工程学报,2013,33(16):86-93+14.]从储能系统级控制策略出发建立其通用仿真模型，并计及荷电状态(Source of Charge，SOC)和充放电电流对内部参数的影响，最后通过实测数据验证模型有效性。文献[7-9]建立多时间尺度的储能模型并应用于提高大规模新能源并网稳定性，电池等效电路的部分相较储能机电暂态模型更为精确，控制策略略有改进。对于应用于储能变流器的虚拟同步机控制，文献[李相俊,王上行,惠东.电池储能系统运行控制与应用方法综述及展望[J].电网技术,2017,41(10):3315-3325.]指出储能对电网的功角稳定性产生一系列影响，该影响一方面是通过其充放电过程改变系统潮流分布，另一方面，是通过虚拟同步机技术使储能系统产生的虚拟惯量与系统中其他发电机产生机电耦合作用。文献[杨帆,邵银龙,李东东,等.一种计及储能容量和SOC约束的模糊自适应VSG控制策略[J/OL].电网技术:1-11[2020-05-19].https://doi.org/10.13335/j.1000-3673.pst.2020.0046a.]根据SOC值动态调整有功参考功率并建立荷电状态约束的VSG控制模型，然后结合模糊理论使惯性和阻尼系数实时调整来应对功率变化、负荷扰动以及频率偏移。文献[刘闯,孙同,蔡国伟,等.基于同步机三阶模型的电池储能电站主动支撑控制及其一次调频贡献力分析[J/OL].中国电机工程学报:1-13[2020-05-12].]提出基于三阶VSG的储能模型并定义储能参与电网一次调频贡献因子为储能实际出力与传统机组实际出力的比值用以表征储能在维持电网稳定的贡献力。

综上，现有储能机电暂态模型控制策略较为单一，多为下垂控制方式，仅模拟了同步发电机的外特性，不能表现同步发电机组的内部运行机制，缺乏惯性，抗负载扰动能力差，维持频率稳定效果不佳。而虚拟同步机控制均为电磁暂态模型，模型复杂，难以在大电网和工程中进行应用。

发明内容

针对上述背景技术中存在的不足，本发明提出了一种基于虚拟同步发电机技术的储能机电暂态建模方法，解决了现有储能机电暂态模型复杂、缺乏惯性、抗负载扰动能力差、频率稳定效果不佳的技术问题。

本发明的技术方案是这样实现的：

一种基于虚拟同步发电机技术的储能机电暂态建模方法，其步骤如下：

步骤一：采集并网逆变器的输出电压、输出电流，计算出并网逆变器的输出有功功率和输出无功功率；

步骤二：将输出有功功率依次经过虚拟调速器、转子机械方程得到虚拟同步发电机与电网电压的相位差；

步骤三：将输出电压和输出无功功率作为虚拟励磁调节器的输入得到虚拟同步发电机的内电势；

步骤四：将虚拟同步发电机的控制电路简化为储能变流器并网等效电路，根据虚拟同步发电机与电网电压的相位差和虚拟同步发电机的内电势计算注入电网的有功功率指令值P_set和无功功率指令值Q_set；

步骤五：将有功功率指令值P_set和无功功率指令值Q_set输入内环控制模型，得到实际输出有功功率P和实际输出无功功率Q；

步骤六：构建基于虚拟同步发电机的储能模型及其约束条件，根据储能模型的约束条件对实际输出有功功率P和实际输出无功功率Q进行调整，得到调整后的有功功率P′和无功功率Q′；

步骤七：根据调整后的有功功率P′和无功功率Q′计算有功电流实部和有功电流虚部，并将有功电流实部和有功电流虚部注入电网中，实现虚拟同步发电机对电网的控制。

所述虚拟同步发电机与电网电压的相位差的计算方法为：

利用有功-频率下垂控制方法计算机械功率：

其中：Δω表示电网额定频率ω_n与输出电压角频率ω的差值，k_f为有功下垂比例系数，k_fi为有功下垂积分系数，P_m为机械功率，P_ref为有功功率参考值；

将机械功率P_m输入转子方程中可得VSG与电网电压相位差δ：

其中：D为阻尼系数，D(ω-ω_n)为阻尼功率，P_e为电磁功率，J为虚拟转动惯量。

所述虚拟同步发电机的内电势为：

其中，k_v是无功电压比例系数，k_vi是无功电压积分系数，k_q是无功功率比例系数，k_qi是无功功率积分系数，E为虚拟同步发电机的内电势，ΔQ为无功功率参考值Q_ref与无功功率实际值Q_e的差值，ΔU为电网电压参考值U_ref与电网电压实际值U的差值，E₀为虚拟同步发电机输出空载电动势幅值。

所述根据虚拟同步发电机与电网电压的相位差和虚拟同步发电机的内电势计算注入电网的有功功率指令值P_set和无功功率指令值Q_set的方法为：

根据储能变流器并网等效电路可得变流器并网电流为：

其中，E∠δ为变流器并网基波电压向量，U∠0°为变流器并网点电压向量，R_v为虚拟电阻，X_v表示虚拟电抗；

将虚拟电阻R_v置零，计算输出视在功率：

根据输出视在功率得到有功功率指令值P_set和无功功率指令值Q_set：

其中，S_E表示同步功率系数。

所述实际输出有功功率P和实际输出无功功率Q的获得方法为：

其中，T为响应时间。

所述储能模型的约束条件为：

其中，SOC_tot为电池总容量，SOC₀为电池初始荷电状态，f为频率，η为运行效率，SOC_min为电池最小荷电状态，SOC_max为电池最大荷电状态，P_max为储能最大有功输出，f_min为频率死区最小值，f_max为频率死区最大值，P′为调整后的有功功率，Q′为调整后的无功功率。

所述有功电流实部和有功电流虚部的计算方法为：

其中，U_R为电网电压实际值U的实部，U_I为电网电压实际值U的虚部。

本技术方案能产生的有益效果：

(1)本发明在储能机电暂态模型的基础上引入虚拟同步机控制策略，建立具有有功调频控制、无功调压控制、虚拟惯量控制、惯量频率支撑和虚拟阻尼的虚拟同步机储能机电暂态模型，同时模型还体现储能效率、充放电功率限制、荷电状态限制、变流器时延、死区等特性。

(2)本发明基于PSASP平台在IEEE四机二区系统和河南电网算例上进行了有效性验证分析，结果表明：VSG策略的储能机电暂态模型能够较好的改善新能源机组出力波动，系统区域间振荡模式阻尼比有明显提高，曲线振荡幅值降低，系统稳定时间缩短；本发明所建模型具有较好调节系统响应特性，且模型通用性较好。

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一些实施例，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，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明的VSG控制结构图。

图2为本发明的VSG有功-频率控制图。

图3为本发明的VSG无功-功率控制图。

图4为本发明的储能变流器并网等效电路图。

图5为本发明的储能系统结构示意图。

图6为本发明的储能系统控制模型。

图7为本发明的VSG控制的PCS模型。

图8为本发明的换流器及内环控制模型。

图9为本发明的内环等效模型。

图10为本发明的外环功率控制模块，(a)有功功率控制模块，(b)无功功率控制模块。

图11为本发明的储能限制环节。

图12为本发明的并网接口模型。

图13为本发明的并网电流注入模型。

图14为本发明的IEEE 4机2区域系统图。

图15为本发明的储能机电暂态外环控制框图。

图16为本发明的风电场及光伏电站扰动，(a)风电场风速波动，(b)光伏电站光照强度变化。

图17为本发明的不同储能加入下系统振荡曲线，(a)发电机G1-G2功角，(b)发电机G1-G3功角，(c)母线8电压，(d)联络线传输有功功率。

图18为本发明的系统暂态故障后储能作用下电网曲线，(a)发电机G1-G2功角，(b)发电机G1-G3功角，(c)母线7电压，(d)联络线传输有功功率。

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付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。

虚拟同步发电机技术通过控制并网逆变器模拟同步机外特性，使新能源机组具有惯量、阻尼、调频和调压等并网运行特性来提供频率和电压支撑，从而提高新能源机组接入电网的运行适应性和安全稳定水平。

本发明提供了一种基于虚拟同步发电机技术的储能机电暂态建模方法，具体步骤如下：

步骤一：采集并网逆变器的输出电压、输出电流，计算出并网逆变器的输出有功功率和输出无功功率；基于VSG的拓扑结构如图1所示，储能单元(电池组)经VSG控制策略的并网逆变器，然后通过LCL滤波器及传输线路等流入电网。其中，i_a、i_b、i_c均为并网电流，u_a、u_b、u_c均为感应电动势，e_a、e_b、e_c均为输出端电压，u_mabc为电压调制信号，T_m为机械转矩，L_f为滤波电感，C_f为滤波电容。

由图1可知，逆变器控制策略由功率下垂控制、本体模型和电压电流内环控制组成。有功、无功下垂控制和VSG本体模型计算得到内环指令电压u_mabc，再通过内环控制使其输出无差跟踪指令电压。

步骤二：将输出有功功率依次经过虚拟调速器、转子机械方程得到虚拟同步发电机与电网电压的相位差；

VSG有功功率控制包含有功-频率下垂控制和转子机械方程。有功-频率下垂控制从外特性上模拟调速器，使得有功功率和系统频率具有下垂特性。但传统的下垂控制方式是一种有差的功率控制方式，难以满足VSG控制微源并网时的控制目标。所以本发明将固定的有功-频率和无功-电压下垂系数改为比例积分环节来实现VSG对功率的无静差控制，利用有功-频率下垂控制方法计算机械功率：

其中：Δω表示电网额定频率ω_n与输出电压角频率ω的差值，k_f为有功下垂比例系数，k_fi为有功下垂积分系数，P_m为机械功率，P_ref为有功功率参考值；

转子方程通过功率差控制机械转矩的输出从而调节频率，并采用阻尼功率抑制功率振荡，将机械功率P_m输入转子方程中可得VSG与电网电压相位差δ：

其中：D为阻尼系数，D(ω-ω_n)为阻尼功率，P_e为电磁功率，J为虚拟转动惯量。δ为VSG与电网电压相位差，称为功角。由上式可看出J使得功率和频率动态特性具有惯性，D提高了系统阻尼，使功率波动时产生阻尼功率抑制振荡。由式(1)和式(2)可以得到VSG有功-频率控制如图2所示。

步骤三：将输出电压和输出无功功率作为虚拟励磁调节器的输入得到虚拟同步发电机的内电势；VSG无功功率控制由式(3)和图3所示，通过母线电压差值和无功功率差值作为反馈实现电压幅值和无功功率的均分和调节，再经比例积分环节模拟励磁系统得到VSG内电势。

所述虚拟同步发电机的内电势为：

其中，k_v是无功电压比例系数，k_vi是无功电压积分系数，k_q是无功功率比例系数，k_qi是无功功率积分系数，E为虚拟同步发电机的内电势，ΔQ为无功功率参考值Q_ref与无功功率实际值Q_e的差值，ΔU为电网电压参考值U_ref与电网电压实际值U的差值，E₀为虚拟同步发电机输出空载电动势幅值。

VSG电磁部分建模以定子电气部分为原型，考虑了定子电路电压电流关系，根据图(1)所示电路并将其机端电压转换至d、q轴可得电磁方程如公式(4)。其中虚拟电阻R_v调节系统阻尼特性，虚拟同步电感L_v有助于有功无功解耦，但此式不能反映磁链以及内在电磁特性。

式中：E_d为VSG内电势d轴分量，E_q为VSG内电势q轴分量，i_vd为VSG虚拟电流d轴分量，i_vq为VSG虚拟电流q轴分量，u_od表示电机端口d轴电势，u_oq表示电机端口q轴电势。

步骤四：将虚拟同步发电机的控制电路简化为储能变流器并网等效电路，根据虚拟同步发电机与电网电压的相位差和虚拟同步发电机的内电势计算注入电网的有功功率指令值P_set和无功功率指令值Q_set；

VSG并网等效模型如图4所示，其中E∠δ为变流器基波电压向量，U∠0°为并网点电压向量。

根据图4所示的储能变流器并网等效电路可得变流器并网电流为：

其中，E∠δ为变流器并网基波电压向量，U∠0°为变流器并网点电压向量，R_v为虚拟电阻，X_v表示虚拟电抗；

为实现有功无功解耦控制，VSG能有效运行的要求是传输线路接近纯感性。故使虚拟阻抗为零，使得逆变器输出电压与电网电压间等效阻抗表现为纯感性。因此，将虚拟电阻R_v置零，计算输出视在功率：

将公式(6)展开得到有功功率指令值P_set和无功功率指令值Q_set：

其中，S_E表示同步功率系数。

由此，根据以上公式可以推导出此VSG因电网频率变化导致输出功率波动的功频特性传递函数为：

其中，

表示电磁功率，

表示电网频率，H表示惯性时间常数。对比此功频传递函数可得，在电网频率波动下，VSG因功率环的作用在初始时刻出力为0，并在很短时间内出力达到顶峰，起到频率支撑作用，降低系统频率变化率，并在之后频率差减小，因其阻尼特性能较快降低频率波动。

步骤五：将有功功率指令值P_set和无功功率指令值Q_set输入内环控制模型，得到实际输出有功功率P和实际输出无功功率Q；

储能系统主要由储能元件、并网换流器(Power Converesion System，PCS)和测量与控制系统组成，其结构如图5所示。储能元件是能量存储与释放的载体，并以换流器为接口进行储能与电网功率交换。测量与控制系统提取电网与储能元件运行数据并对储能运行状态进行监测和控制，使储能元件与系统的动态过程相匹配，实现平抑功率波动的要求。

储能元件的不同体现在数学模型中为充放电速率、功率等级等参数的差异，在机电暂态时间尺度下可忽略荷电状态对储能元件内部参数的改变，认为电池在机电暂态过程中的充放电特性和参数是线性和非时变的，将其外特性近似等效为一条直线，储能本体模型等值为换流器有关限制环节参数的设置。

储能机电暂态模型与精确的电磁暂态模型相比更适用于大规模并网系统暂态过程的分析和控制部分的设计。储能系统的控制模型由并网换流器、储能模型和接口组成，其结构如图6所示。并网换流器控制结构一般分为内外环控制，外环功率控制是装置的主控制器，从电网读取母线频率ω、母线电压幅值v等数据并根据控制策略计算得到有功功率指令值P_set和无功功率指令值Q_set，再经内环控制环节得到换流器输出有功功率P和无功功率Q并通过模型接口化为储能交流侧电流d轴分量i_d和q轴分量i_q注入电网。

储能并网换流器是储能系统核心单元，其目的是通过控制逆变电路调节输出电压的频率、幅值和相位等参数，实现将储能元件直流电与适合并网的交流电相互转化。储能外特性与换流器控制策略紧密相关，其外环控制根据系统的需求可设为功率下垂控制、定无功功率控制、定电压控制、恒功率因数控制、虚拟同步发电机控制等。内环控制根据外环发送的有功、无功指令值对PWM进行相应的控制，实现功率四象限调节。图7表示VSG算法下储能换流器控制模型，首先从电网中读取母线频率ω、母线频率参考值ω_ref、储能实际输出有功功率P和储能有功功率输出参考值P_ref后经外环有功控制输出有功功率设定值P_set；母线电压V、母线电压参考值V_ref、储能实际输出无功功率Q和储能无功功率输出参考值Q_ref经外环无功控制输出无功功率设定值Q_set。P_set和Q_set又经换流器内环控制后得到储能系统实际输出有功功率P和无功功率Q。

变流器内环控制结构如图8所示，主要包括采用基于PI环节的前馈解耦法内环控制模型和电压源换流器(Voltage Source Converter，VSC)，通过调节内环输出电压参考值U_cd、U_cq，使交流侧电流d、q轴分量i_sd、i_sq跟踪外环控制器输出电流指令i_sdref、i_sqref，并采用有功无功解耦控制消除耦合。

将图8换流器及内环控制模型等效变换并合并后可得到d、q轴相互独立的控制环，并在此基础上根据零极点抵消原则，其传递函数可近似认为是一阶惯性环节，所述实际输出有功功率P和实际输出无功功率Q的获得方法为：

其中，T为响应时间。根据式(10)，可得出其内环控制器功率传递框图9，图9中：T为P_set和Q_set跟踪P、Q的响应时间。

本发明采用的储能控制器外环控制策略整体结构如图7所示，并基于PSASP中用户自定义模型构建各储能模块。为实现储能系统给电网提供转动惯量与阻尼，搭建外环功率控制为图10。有功控制部分如图10(a)所示，此框图从上到下分别为有功-频率控制、转子方程和有功功率输出，分别对应公式(1)(2)(7)，其中OMB为母线电压频率，PG0为有功功率初始值。图10-图13中各功能框和输入输出信号含义可见文献[1]，表1为建模临时约定变量TM1-TM10所代表含义。

表1临时约定变量设置说明

无功控制部分如图10(b)，两段框图分别对应公式(3)和公式(8)。其中QG0为无功功率初始值，VT为母线电压，VT0为母线电压初始值。

步骤六：构建基于虚拟同步发电机的储能模型及其约束条件，根据储能模型的约束条件对实际输出有功功率P和实际输出无功功率Q进行调整，得到调整后的有功功率P′和无功功率Q′；

储能模型包含荷电状态计算、容量限制、死区环节、运行效率、充放电功率限制及换流器容量限制部分。由于本发明重点在于VSG控制与现有通用模型改善电网波动的比较，故建立简化的储能内部模型。

(1)储能荷电状态指可充电电池现有电量与最大电量的百分比，反映电池剩余容量的多少，对电池利用效率、使用寿命具有重要作用。常用估计SOC的方法有安时积分法、开路电压法和神经网络法、卡尔曼滤波算法等。本发明采用广泛使用且简单的安时计量法估计SOC。

(2)储能容量限制也即维持储能电池荷电状态处于一个合理的区间，防止过充或过放对电池造成损伤。

(3)充放电功率限制是由于储能元件的约束，致使储能系统存在充放电功率上下限。

(4)储能运行效率包含储能单体运行效率和电力电子器件效率，本发明将电池荷电状态的变化对储能运行效率影响进行简化，根据文献[Tomana,Cipina,Cervinka,etal.Li-ion Battery Charging Efficiency[J].Ecs Transactions,2016.74(1)37-43.]，将整体运行效率简化为一常数。

(5)换流器容量限制指由于工作时储能有功输出大多并不满功率运行，因此换流器具有一定的无功调节能力，常采用有功功率为主，无功功率为辅的调控措施。

(6)死区环节的作用是在系统遭受较小扰动时避免储能频繁充放电降低储能寿命而人为设置的动作边界。

所述储能模型的约束条件为：

其中，SOC_tot为电池总容量，SOC₀为电池初始荷电状态，f为频率，η为运行效率，SOC_min为电池最小荷电状态，SOC_max为电池最大荷电状态，P_max为储能最大有功输出，f_min为频率死区最小值，f_max为频率死区最大值，P′为调整后的有功功率，Q′为调整后的无功功率。有功功率指令P_set也即储能元件发出有功功率，包含对电网输出有功功率P和功率损耗。其中充电时有功功率P符号为正，放电时符号为负，大小受储能最大充放电功率限制，而无功功率Q受逆变器容量限制。上式储能主要参数可见表2，充放电功率限制、储能运行效率及死区环节在图10(a)有功控制模型中设置参数实现。计及储能运行效率的荷电状态计算及容量限制、换流器限制如图11所示。

表2储能参数设置

由于PSASP是基于节点电流注入法将模型的输出功率注入到系统中，故从内环产生的有功功率P′、无功功率Q′需以有功电流实部I_R、有功电流虚部I_I的形式进行转化。

针对储能模型向系统注入功率，可读取电网电压实际值U的实部为U_R，虚部为U_I。则可求其视在功率为并用P′、Q′反解I_R、I_I，所述有功电流实部和有功电流虚部的计算方法为：

其中，U_R为电网电压实际值U的实部，U_I为电网电压实际值U的虚部。

根据此式，可画出PSASP并网接口模型如图12所示。其中VT1R和VT1I分别对应母线电压实部U_R与虚部U_I，ITR和ITI分别对应I_R和I_I。

除上所示的并网接口模型外，根据公式(5)可得出并网电流注入可得到另一种并网接口模型如图13所示。

步骤七：根据调整后的有功功率P′和无功功率Q′计算有功电流实部和有功电流虚部，并将有功电流实部和有功电流虚部注入电网中，实现虚拟同步发电机对电网的控制。

具体实例

为验证本发明方法的有效性，在IEEE 4机2区域中加入风机、光伏电站和该储能模型进行分析。系统网架结构如图14所示，发电机G₁、G₂所在区域一和G₃、G₄所在区域二通过双回联络线进行连接，四台发电机额定容量900MVA，有功出力700MW，并网电压20kV，联络线传输功率400MW，其中发电机G₃为平衡节点。储能电站接在母线6处，稳态下输出功率为0。光伏电站和风电场接入母线10，其稳态下输出功率分别为48MW和30MW。

为验证VSG模型相较传统储能模型在抑制新能源波动的有效性，本发明将VSG储能模型设为模型1，其参数设置见表3。

表3 VSG参数设置

文献[3]基于PI控制储能机电暂态模型设为模型2，PSASP软件中储能模型设为模型3，并在多种工况下进行综合比较。图15为文献[3]的控制模型，其建模方法是将母线频率差、母线电压差分别经PI控制生成有功功率控制和无功功率控制的通用储能机电暂态模型。通过观察时域仿真下模型的发电机功角、母线电压、线路功率、储能有功输出及Prony分析下的系统振荡特性得出结论。

新能源机组风光波动时不同储能对系统影响

仿真工况如图16所示，设置扰动为风电场从t＝2s时受到阵风扰动，风速开始增加，到t＝3s时风速增加8m/s达到最大值，并在之后阵风逐渐减弱，t＝4s时风速恢复至初始水平。光伏电站在t＝1s时受到渐变光扰动，光照强度以5w/m²增加，在t＝3s时达到最大值并维持不变。t＝4s时光照强度开始以同样的速率降低，到t＝6s时扰动结束，光照强度恢复至初始值。

由图17的仿真结果可以看出，模型1和模型2储能模型在受到风速和光照强度扰动的工况下抑制振荡波动效果均较为显著，模型3对改善新能源电站出力波动的效果较弱。模型1和模型2在发电机功角、母线电压、联络线传输功率的响应曲线均有较好的效果，系统稳定性有明显提高，且模型1能更快恢复振荡，曲线波动范围更小，平抑波动效果最好。

Prony分析储能振荡特性

进一步地，为了更直观体现VSG控制策略对系统稳定性的改善，分别对加入VSG控制储能系统与未加储能系统进行Prony算法拟合分析，通过分析响应曲线的模态，直接估计系统的振荡频率、阻尼、幅值和特征根。设置扰动为负荷1有功功率阶跃响应，以减小噪声对拟合结果的影响。结果如表3所示，其中模式1为区域间振荡，模式2为区域一局部振荡，模型3为区域二局部振荡。

表4各储能加入下系统振荡模式

由上表可以看出，加入储能模型1、2相较模型3对系统振荡有明显改善，系统区域间振荡阻尼比大大增加，频率增加，特征根左移，衰减系数减小，储能模型2的抑制振荡效果最好。对于区域一的振荡，三种储能模型阻尼比相近，模型3效果最好，优于模型1，模型2阻尼比最低，频率最高，特征根最靠右，衰减系数最大，效果最差。对于区域二振荡模态，模型1平抑波动效果最差，模型2效果最好，其阻尼比最大，振荡频率最小，特征根在模型3的右侧。故模型1、2的改善效果最明显。

改变联络线传输功率

改变发电机G₁出力为620MW，G₂出力600MW，母线9处负荷为1667MW，相应slack节点发电机G₄有功出力为717MW，此时联络线传输功率减小到230MW，设置扰动为t＝0.5s时母线7、母线8之间联络线三相短路接地，在t＝0.51s时故障切除。在t＝2s时母线7处所接负荷有功波动0.05pu，无功波动0.1pu并在t＝2.1s时负荷冲击扰动消除，观察此时发电机功角、母线电压等如图18所示。

由图18所示，在常规发电机组出力降低，联络线传输功率降低，系统遭受较大故障下模型1仍有较好的平抑波动能力，发电机功角波动曲线15s内恢复稳定，联络线端点母线7电压在5s内恢复，联络线功率波动和功角振荡幅值最小，具有明显抑制出力波动，提高系统稳定性的作用。

本发明在储能机电暂态模型的基础上引入虚拟同步机控制策略，建立具有有功调频控制、无功调压控制、虚拟惯量控制、惯量频率支撑和虚拟阻尼的虚拟同步机储能机电暂态模型，同时模型还体现储能效率、充放电功率限制、荷电状态限制、变流器时延、死区等特性。基于PSASP平台在IEEE四机二区系统和河南电网实施例上进行了有效性验证分析，结果表明：VSG策略的储能机电暂态模型能够较好的改善新能源机组出力波动，系统区域间振荡模式阻尼比有明显提高，曲线振荡幅值降低，系统稳定时间缩短。本发明所建模型具有较好调节系统响应特性，且模型通用性较好。

以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种基于虚拟同步发电机技术的储能机电暂态建模方法，其特征在于，其步骤如下：

步骤一：采集并网逆变器的输出电压、输出电流，计算出并网逆变器的输出有功功率和输出无功功率；

步骤二：将输出有功功率依次经过虚拟调速器、转子机械方程得到虚拟同步发电机与电网电压的相位差；

所述虚拟同步发电机与电网电压相位差的计算方法为：

利用有功-频率下垂控制方法计算机械功率：

其中：Δω表示电网额定角频率ω_n与输出电压角频率ω的差值，k_f为有功下垂比例系数，k_fi为有功下垂积分系数，P_m为机械功率，P_ref为有功功率参考值；

将机械功率P_m输入转子方程中可得VSG与电网电压相位差δ：

其中：D为阻尼系数，D(ω-ω_n)为阻尼功率，P_e为电磁功率，J为虚拟转动惯量；

步骤三：将输出电压和输出无功功率作为虚拟励磁调节器的输入得到虚拟同步发电机的内电势；

步骤四：将虚拟同步发电机的控制电路简化为储能变流器并网等效电路，根据虚拟同步发电机与电网电压的相位差和虚拟同步发电机的内电势计算注入电网的有功功率指令值P_set和无功功率指令值Q_set；

步骤五：将有功功率指令值P_set和无功功率指令值Q_set输入内环控制模型，得到实际输出有功功率P和实际输出无功功率Q；

步骤六：构建基于虚拟同步发电机的储能模型及其约束条件，根据储能模型的约束条件对实际输出有功功率P和实际输出无功功率Q进行调整，得到调整后的有功功率P′和无功功率Q′；

步骤七：根据调整后的有功功率P′和无功功率Q′计算有功电流实部和有功电流虚部，并将有功电流实部和有功电流虚部注入电网中，实现虚拟同步发电机对电网的控制。

2.根据权利要求1所述的基于虚拟同步发电机技术的储能机电暂态建模方法，其特征在于，所述虚拟同步发电机的内电势为：

其中，k_v是无功电压比例系数，k_vi是无功电压积分系数，k_q是无功功率比例系数，k_qi是无功功率积分系数，E为虚拟同步发电机的内电势，ΔQ为无功功率参考值Q_ref与无功功率实际值Q_e的差值，ΔU为电网电压参考值U_ref与电网电压实际值U的差值，E₀为虚拟同步发电机输出空载电动势幅值。

3.根据权利要求2所述的基于虚拟同步发电机技术的储能机电暂态建模方法，其特征在于，所述根据虚拟同步发电机与电网电压的相位差和虚拟同步发电机的内电势计算注入电网的有功功率指令值P_set和无功功率指令值Q_set的方法为：

根据储能变流器并网等效电路可得变流器并网电流为：

其中，E∠δ为变流器并网基波电压向量，U∠0°为变流器并网点电压向量，R_v为虚拟电阻，X_v表示虚拟电抗；

将虚拟电阻R_v置零，计算输出视在功率：

根据输出视在功率得到有功功率指令值P_set和无功功率指令值Q_set：

其中，S_E表示同步功率系数。

4.根据权利要求3所述的基于虚拟同步发电机技术的储能机电暂态建模方法，其特征在于，所述实际输出有功功率P和实际输出无功功率Q的获得方法为：

其中，T为响应时间。

5.根据权利要求4所述的基于虚拟同步发电机技术的储能机电暂态建模方法，其特征在于，所述储能模型的约束条件为：

其中，SOC_tot为电池总容量，SOC₀为电池初始荷电状态，f为频率，η为运行效率，SOC_min为电池最小荷电状态，SOC_max为电池最大荷电状态，P_max为储能最大有功输出，f_min为频率死区最小值，f_max为频率死区最大值，P′为调整后的有功功率，Q′为调整后的无功功率。

6.根据权利要求5所述的基于虚拟同步发电机技术的储能机电暂态建模方法，其特征在于，所述有功电流实部和有功电流虚部的计算方法为：

其中，U_R为电网电压实际值U的实部，U_I为电网电压实际值U的虚部。

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