CN113489018A - 一种电压源型储能电站支撑慢过程电压跌落的控制方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种电压源型储能电站支撑慢过程电压跌落的控制方法，包括如下步骤：计算参考电压相位、目标无功功率和参考电压幅值；并根据参考电压的相位角和电压幅值计算得到目标三相输出电压波形，经过三相两相坐标变换和空间矢量脉宽调制输出桥臂的开关信号至变流器实现参考电压的输出。本发明所提的控制方法应用于由于远端特高压直流输电系统闭锁引起大规模潮流转移进而引发的慢过程电压跌落故障下的储能电站的控制，实现对慢过程电压跌落的电压支撑，区别于传统的电压源型储能电站的控制方式，能够将系统电压幅值支撑至故障前的额定值，保障区域电网的稳定运行能力。

Description

一种电压源型储能电站支撑慢过程电压跌落的控制方法
技术领域
本发明属于储能电站并网技术领域，具体涉及一种电压源型储能电站支撑慢过程电压跌落的控制方法。
背景技术
在我国提出2030年前达到峰值，在2060年前实现碳中和的背景下，近年来以光伏发电和风力发电为主的新能源发电设备装机容量快速增加。新能源发电设备存在随机性、波动性、间歇性等特点，很难提供持续稳定的功率，增大了大电网调峰、调压、调频等多方面的难度。在电网中安装储能电站可以抑制太阳能、风能等可再生能源的固有间歇性，平抑大规模新能源接入的电网的波动性，有效改善供电设备的工作环境。在并网模式下安装储能电站并利用能量管理技术可实现削峰填谷的目的，增加了整个电网系统长时间、多模式、大容量输出的可靠性。
虚拟同步控制技术是储能电站常用的控制方式，区别于传统的矢量控制，虚拟同步控制下的储能电站通过模拟同步机的特性具有频率支撑的能力。虚拟同步控制的具体思路是在有功功率的控制中引入了虚拟转子转动惯量和虚拟转子阻尼实现对同步机输出特性的模拟，在无功功率的控制中引入了无功功率的惯性系数和阻尼系数实现对同步机励磁电压变化的模拟。虚拟同步控制下的储能电站呈现电压源的特性，因此也被称为电压源型储能电站。
随着我国青海地区新能源装机容量的不断提升，为了提升新能源消纳，我国通过青海-河南±800kV特高压直流输电工程将电力输送到负荷中心。当青豫直流由于发生直流闭锁故障时，潮流大规模转移会导致青海海西地区产生慢过程长时间的电压跌落。当发生慢过程的电压跌落故障，各节点的电网电压幅值尚未达到国标规定的储能电站的无功功率支撑的电压阈值。
现有的电压源型储能电站控制方法在慢过程电压跌落故障下，无法向电网提供无功功率支撑，也无法将电网电压支撑至故障前的额定值。
发明内容
针对现有电压源型储能电站控制方法所存在的上述技术问题，本发明提供了一种电压源型储能电站支撑慢过程电压跌落的控制方法，针对慢过程电压跌落故障控制储能电站进行无功功率支撑，将系统电压幅值支撑至故障前的额定值，保障区域电网的稳定运行能力。
一种电压源型储能电站支撑慢过程电压跌落的控制方法以下步骤：
1)计算参考电压相位、目标无功功率和参考电压幅值；
所述的参考电压相位的计算方法为：根据目标有功功率、实际有功功率输出、虚拟转子阻尼和虚拟转子转动惯量计算出虚拟转子的角速度，对虚拟转子的角速度进行积分计算得到变流器参考电压的相位角；
所述的目标无功功率的计算方法为：根据目标电网电压幅值和实际检测电网电压幅值的差值通过比例积分调节器计算，结合当前目标有功功率对比例积分调节器输出结果经过限幅器得到目标无功功率，限幅器的目的是保障变流器输出不过流；
所述的参考电压幅值的计算方法为：根据目标无功功率和实际无功功率差值，将差值减去无功功率阻尼再除以无功功率的惯性系数后进行积分得到变流器参考电压的幅值；
2)根据参考电压的相位角和电压幅值计算得到目标三相输出电压波形，经过三相两相坐标变换和空间矢量脉宽调制输出桥臂的开关信号至变流器实现参考电压的输出。
上述技术方案中，进一步地，所述的计算参考电压相位包括：
虚拟转子阻尼计算，根据虚拟转子角速度和目标角速度的差值乘以虚拟转子的阻尼系数计算虚拟转子阻尼；
虚拟机械功率计算，根据目标有功功率与实际有功功率的差值减去虚拟转子阻尼计算虚拟机械功率；
虚拟转子角速度计算，根据虚拟机械功率除以虚拟转子的转动惯量得到虚拟转子角速度的变化量，积分得到虚拟转子角速度；
参考电压的相位角计算，将虚拟转子角速度进行积分计算得到参考电压的相位角。
进一步地，所述的计算目标无功功率包括：
根据目标电网电压幅值和实际检测电网电压幅值的差值通过比例积分调节器计算，直至实际的电网电压幅值达到目标电网电压幅值无功功率不再增加；
根据目标有功功率、当前电网电压和变流器的最大输出电流，在变流器输出不过流的条件下对目标无功功率进行限制，目标无功功率具体应满足以下方程：
Figure BDA0003133044140000031
其中：Qref为目标无功功率，U为变流器端口电压幅值，Imax为变流器所能输出的最大电流值，Pref为目标有功功率。
进一步地，所述的计算参考电压幅值包括：
无功阻尼计算，根据参考电压幅值和目标电压幅值的差值乘以无功功率的阻尼系数计算无功阻尼；
无功功率偏差计算，根据目标无功功率与实际无功功率的差值减去无功阻尼计算无功功率的偏差值；
参考电压幅值计算，根据无功功率偏差除以无功功率惯性系数得到电压幅值的变化量，积分得到参考电压幅值。
进一步地，所述的步骤2)包括：
目标三相输出电压波形计算，根据参考电压的相位角和电压幅值计算得到目标三相输出电压波形，取输入的参考电压幅值作为三相的相电压的幅值，取输入的参考电压相位角作为A相的相位角，B相电压相位落后A相120°，C相电压相位超前A相120°；
三相两相坐标变换具体为，将目标三相输出电压波形经过坐标变换，得到至α-β两相坐标系下的电压波形；
空间矢量脉宽调制环节具体为，根据α-β两相坐标系下的电压波形，结合当前直流母线电压幅值和电网电角度输出变流器中三对桥臂的开关信号，实现参考电压的输出。
本发明具有以下有益技术效果：
(1)本发明充分考虑了储能电站中变流器输出电流的限制，在目标无功功率计算过程中加入限幅器保障了储能电站的输出电流不会超过变流器的最大过电流。
(2)本发明提出的慢过程电压跌落的控制方法针对了慢过程电压跌落持续时间长、跌落幅值小的特点，通过引入比例积分调节器计算目标无功功率，实现对电网的有效无功功率支撑，以及实现对电网电压的无差电压支撑，即将电网电压幅值支撑至故障前的额定值。
附图说明
图1为本发明所提一种电压源型储能电站支撑慢过程电压跌落的控制方法的控制框图。
图2为算例的750kV网架结构图。
图3为采用所提控制方法前A节点在慢过程电压跌落下的三相电压。
图4为采用所提控制方法前主要节点在慢过程电压跌落下的电压幅值。
图5为采用所提控制方法前后储能电站输出无功功率的对比结果。
图6为采用所提控制方法后A节点在慢过程电压跌落下的三相电压。
图7为采用所提控制方法后主要节点在慢过程电压跌落下的电压幅值。
具体实施方式
为了更为具体地描述本发明，下面结合附图及具体实施方式对本发明的技术方法进行详细说明。
如图1为一种电压源型储能电站支撑慢过程电压跌落的控制方法的控制框图。相比于传统的电压源型储能电站的控制方法(也被称为虚拟同步控制或下垂控制)，本发明所提的控制方法提出无功功率指令Qref根据电网电压幅值闭环和限幅器得到，从而在保障储能电站不过流运行的条件下，实现慢过程电压跌落故障的无功功率支撑和电压支撑。本发明电压源型储能电站支撑慢过程电压跌落的控制方法具体包括计算参考电压相位环节、计算目标无功功率环节、计算参考电压幅值环节、参考电压输出环节。
所述的计算参考电压相位环节根据目标有功功率、实际有功功率输出、虚拟转子阻尼和虚拟转子转动惯量计算出虚拟转子的角速度，对虚拟转子的角速度进行积分计算得到变流器参考电压的相位角；
所述的计算目标无功功率环节根据目标电网电压幅值和实际检测电网电压幅值的差值通过比例积分调节器计算，结合当前目标有功功率对比例积分调节器输出结果经过限幅器得到目标无功功率，限幅器的目的是保障变流器输出不过流；
所述的计算参考电压幅值环节根据目标无功功率和实际无功功率差值，将差值减去无功功率阻尼再除以无功功率的惯性系数后进行积分得到变流器参考电压的幅值；
所述的参考电压输出环节根据参考电压的相位角和电压幅值计算得到目标三相输出电压波形，经过三相两相坐标变换和空间矢量脉宽调制环节输出桥臂的开关信号至变流器实现参考电压的输出。
图2为算例的750kV网架结构图。设计了含7个节点，750kV电压等级的网架作为算例验证所提控制方法的先进性与有效性。算例中各节点功率安排如下：直流输电系统B的送电功率为600MW；节点A的机组开机功率为2200MW，节点C的机组开机功率为1300MW，节点D的机组开机功率为750MW，节点E的机组开机功率为350MW；节点F的负荷布置功率为2800MW，节点G的负荷布置功率为2400MW。基于Matlab/Simulink平台搭建算例仿真模型。为了验证电压源型储能电站支撑慢过程电压跌落的控制方法的有效性，在MATLAB/Simulink平台上搭建了根据图2的网架结构图搭建了仿真模型。
图3为未采用所提控制方法时A节点在慢过程电压跌落下的三相电压。故障发生在2s的时刻，A节点的相电压幅值从621kV跌落至579kV，在传统的控制策略下，储能电站并未进行无功功率支撑。
图4为未采用所提控制方法时主要节点在慢过程电压跌落下的电压幅值。故障发生在2s的时刻，图中的纵坐标采用标幺值表示，基准电压为750kV。各个节点电压从1.0pu跌落至0.93pu，由于此时节点电压并未达到国标对储能电站进行低电压无功支撑的阈值，储能电站保持正常运行，不对电网进行无功功率支撑，区域电网始终处于欠电压的状态。
图5为采用所提控制方法前后储能电站输出无功功率的对比结果。在节点C装有的储能电站总容量设计为1500MW，在采用所提控制方法前，储能电站在慢过程电压跌落故障下无法提供无功功率支撑；在采用所提控制方法后，当系统发生慢过程电压跌落故障，储能电站能够在电压环的作用下增加储能电站的输出无功功率，向电网提供1170Mvar的无功功率支撑以实现系统的故障穿越。图5的结果说明所提的电压源型储能电站的控制方法能够有效应对慢过程电压跌落故障。
图6为采用所提控制方法后A节点在慢过程电压跌落下的三相电压。故障发生在2s的时刻，A节点的相电压幅值先从621kV跌落至589kV，后在采用所提控制策略的储能电站的无功功率支撑下，A节点的相电压幅值被抬升至620kV。通过图6和图3结果的对比说明所提的电压源型储能电站的控制方法能够有效应对慢过程电压跌落故障。
图7为采用所提控制方法后主要节点在慢过程电压跌落下的电压幅值。故障发生在2s的时刻，图中的纵坐标采用标幺值表示，基准电压为750kV。各个节点电压先从1.0pu跌落至0.95pu，后在采用所提控制策略的储能电站的无功功率支撑下，各节点电压被抬升至1pu。通过图7和图4结果的对比说明所提的电压源型储能电站的控制方法能够有效应对慢过程电压跌落故障。

Claims (5)

1.一种电压源型储能电站支撑慢过程电压跌落的控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
1)计算参考电压相位、目标无功功率和参考电压幅值；
所述的参考电压相位的计算方法为：根据目标有功功率、实际有功功率输出、虚拟转子阻尼和虚拟转子转动惯量计算出虚拟转子的角速度，对虚拟转子的角速度进行积分计算得到变流器参考电压的相位角；
所述的目标无功功率的计算方法为：根据目标电网电压幅值和实际检测电网电压幅值的差值通过比例积分调节器计算，结合当前目标有功功率对比例积分调节器输出结果经过限幅器得到目标无功功率，限幅器的目的是保障变流器输出不过流；
所述的参考电压幅值的计算方法为：根据目标无功功率和实际无功功率差值，将差值减去无功功率阻尼再除以无功功率的惯性系数后进行积分得到变流器参考电压的幅值；
2)根据参考电压的相位角和电压幅值计算得到目标三相输出电压波形，经过三相两相坐标变换和空间矢量脉宽调制输出桥臂的开关信号至变流器实现参考电压的输出。
2.根据权利要求1所述的电压源型储能电站支撑慢过程电压跌落的控制方法，其特征在于，所述的参考电压相位的计算方法具体为：
所述参考电压的相位角是将虚拟转子角速度进行积分计算得到参考电压的相位角；
所述虚拟转子角速度是根据虚拟机械功率除以虚拟转子的转动惯量得到虚拟转子角速度的变化量，积分得到虚拟转子角速度；
所述虚拟机械功率是根据目标有功功率与实际有功功率的差值减去虚拟转子阻尼计算虚拟机械功率；
所述虚拟转子阻尼是根据虚拟转子角速度和目标角速度的差值乘以虚拟转子的阻尼系数计算虚拟转子阻尼。
3.根据权利要求1所述的电压源型储能电站支撑慢过程电压跌落的控制方法，其特征在于，所述的结合当前目标有功功率对比例积分调节器输出结果经过限幅器得到目标无功功率，具体包括：
根据目标有功功率、变流器端口电压幅值和变流器的最大输出电流，以变流器输出不过流为目标对目标无功功率进行限制，目标无功功率具体应满足以下方程：
Figure FDA0003133044130000021
其中：Qref为目标无功功率，U为变流器端口电压幅值，Imax为变流器的最大输出电流，Pref为目标有功功率。
4.根据权利要求1所述的电压源型储能电站支撑慢过程电压跌落的控制方法，其特征在于，所述的参考电压幅值的计算方法具体为：
所述参考电压幅值是根据无功功率偏差除以无功功率惯性系数得到电压幅值的变化量，再积分得到参考电压幅值；
所述无功功率偏差是根据目标无功功率与实际无功功率的差值减去无功阻尼，得到无功功率的偏差值；
所述无功阻尼是根据参考电压幅值和目标电压幅值的差值乘以无功功率的阻尼系数得到无功阻尼。
5.根据权利要求1所述的电压源型储能电站支撑慢过程电压跌落的控制方法，其特征在于，所述的步骤2)具体包括：
目标三相输出电压波形是根据参考电压的相位角和电压幅值计算得到的，取输入的参考电压幅值作为三相的相电压的幅值，取输入的参考电压相位角作为A相的相位角，B相电压相位落后A相120°，C相电压相位超前A相120°；
所述三相两相坐标变换具体为，将目标三相输出电压波形经过坐标变换，得到至α-β两相坐标系下的电压波形；
所述空间矢量脉宽调制具体为，根据α-β两相坐标系下的电压波形，结合当前直流母线电压幅值和电网电角度输出变流器中三对桥臂的开关信号，实现参考电压的输出。
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