CN114552662B - 一种光储发电系统控制方法及存储介质 - Google Patents

一种光储发电系统控制方法及存储介质 Download PDF

Info

Publication number
CN114552662B
CN114552662B CN202210426571.6A CN202210426571A CN114552662B CN 114552662 B CN114552662 B CN 114552662B CN 202210426571 A CN202210426571 A CN 202210426571A CN 114552662 B CN114552662 B CN 114552662B
Authority
CN
China
Prior art keywords
power
voltage
grid
generation system
power generation
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN202210426571.6A
Other languages
English (en)
Other versions
CN114552662A (zh
Inventor
马辉
颜湘武
秦赓
王晨光
张波
张勇波
蒋琪
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Shenzhen Delian Minghai New Energy Co ltd
North China Electric Power University
Original Assignee
North China Electric Power University
Shenzhen Poweroak Newener Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by North China Electric Power University, Shenzhen Poweroak Newener Co Ltd filed Critical North China Electric Power University
Priority to CN202210426571.6A priority Critical patent/CN114552662B/zh
Publication of CN114552662A publication Critical patent/CN114552662A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN114552662B publication Critical patent/CN114552662B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/12—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load
    • H02J3/16—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load by adjustment of reactive power
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/24—Arrangements for preventing or reducing oscillations of power in networks
    • H02J3/241—The oscillation concerning frequency
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/388—Islanding, i.e. disconnection of local power supply from the network
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/48—Controlling the sharing of the in-phase component
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/50—Controlling the sharing of the out-of-phase component
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/20—Simulating, e g planning, reliability check, modelling or computer assisted design [CAD]
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/22—The renewable source being solar energy
    • H02J2300/24—The renewable source being solar energy of photovoltaic origin
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/22—The renewable source being solar energy
    • H02J2300/24—The renewable source being solar energy of photovoltaic origin
    • H02J2300/26—The renewable source being solar energy of photovoltaic origin involving maximum power point tracking control for photovoltaic sources
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E70/00—Other energy conversion or management systems reducing GHG emissions
    • Y02E70/30—Systems combining energy storage with energy generation of non-fossil origin

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Charge And Discharge Circuits For Batteries Or The Like (AREA)

Abstract

一种光储发电系统控制方法及存储介质，该方法应用于基于VF源型虚拟同步机的光储发电系统工作在并网状态下，包括：获取所述光储发电系统中逆变器直流侧的直流电压，并根据所述逆变器直流侧的直流电压额定值获取系统的直流电压偏差；根据VF源型虚拟同步机的f‑P下垂特性曲线，依照所述直流电压偏差来改变一次调频曲线的位置以进行频率的二次调整，由此调整光储发电系统的输出功率。该光储发电系统并网控制方法在VSG技术的基础上考虑到了PV‑BES的源端特性，其控制策略可提高光储发电系统的运行灵活性和可靠性。

Description

一种光储发电系统控制方法及存储介质
技术领域
本发明涉及光伏储能发电系统控制领域，特别是涉及一种光储发电系统控制方法及存储介质。
背景技术
术语和缩略语说明：
光伏(Photovoltaic，PV)
储能系统(Energy storage system, ESS)
能量管理系统（Energy management system, EMS）
光储发电系统（Photovoltaic-battery energy storage system, PV-BES）
虚拟同步发电机(Virtual synchronous generator, VSG)
电压/频率控制（VF控制）
最大功率点（Maximum power point, MPP）
最大功率点跟踪（Maximum power point tracking，MPPT）
荷电状态（SOC）
有功功率-频率（P-f）
无功功率-系统电压（Q-U）。
光伏发电一般采用最大功率点跟踪（Maximum power point tracking，MPPT）工作模式，这种模式下光伏电池始终工作在最大功率点（Maximum power point, MPP）处。光伏发电自身具有波动性、随机性两个特性，这两个特性决定了光伏发电的出力特点。而光伏出力的不确定性导致其很难在离网时保证负荷供电的可靠性。因此，实际使用中多把光伏与储能系统(Energy Storage System, ESS)配合起来共同使用，这种系统称为光储发电系统（photovoltaic-battery energy storage system, PV-BES）。
尽管光储发电系统可以完全离网使用，但多数情况仍需要并入电网之中，或是将PV发出的功率送入到电网之中，亦或是从电网吸收能量为储能电池充电。依据是否连接到电网中，可以把该系统的运行状态分为两种运行模式：1离网运行状态，2并网运行状态。目前光伏并网策略依旧多采用模式切换来实现离并网功能。在光伏离网工作时采用电压源模式，当光伏并网时切换为电流源控制模式。这种工作模式的好处就是控制结构简单，并网后内环控制电感电流、外环控制直流电压，可以将PV功率全部送入电网之中。但这种模式的缺点就是需要在离并网时进行模式切换，尽管有些论文提出的策略可以使模式切换的过程尽量平滑，做到切换期间不影响系统为负荷供电。但在面对电网故障等意外离网的情况，仍然会造成本地负荷短时间的断电。
由于清洁能源在很长一段时期内仍需要接入同步电网，因此虚拟同步发电机(virtual synchronous generator, VSG)技术应运而生，并且近年来受到了广泛关注。采用VSG 技术的分布式电源具备与同步机组相同的运行机制，都能自主地参与电网的运行和管理，并在电网电压/频率、有功功率/无功功率异常情况下做出相应的响应，积极应对电网的暂态和动态稳定问题。VSG技术最大好处是VSG在离网和并网状态下都是电压源，可以避免在离并网期间切换模式。此外，VF源型VSG具有有功-频率和无功-电压的下垂特性，可以方便多机并联以及并入电网。
但是，基于场景及需求，现有的相关研究中，虚拟同步机拓扑以及控制结构主要针对直流侧为储能系统的情形，即假设直流侧是电压恒定、容量无限的电源，且储能系统工作在恒定直流母线电压的模式，直流侧光伏和逆变器的功率都由储能系统来平衡。但是，当储能系统不工作在恒定直流母线电压的模式，或是储能系统SOC达到了较好的水平而退出工作，这时直流侧光伏特性所带来的问题就会凸显出来，因此，传统的虚拟同步机控制忽略了直流侧动态特性的影响，难以适用于PV-BES的多种运行模式。
此外，虽然VSG技术避免了逆变器在并网离网下的需要策略切换，但面对一些非计划离网或是储能系统无法正常工作等状况。该情况下往往是电网发生故障，触发防孤岛保护后光储发电系统从电网中切除。因此，当储能系统可能来不及启动或是储能系统因故障、宕机等状况无法正常工作时，都会导致光储发电系统已经脱离了电网而系统内部的功率出现了不平衡，这将导致直流电压快速升高或是降低。除此之外，在离网运行状态下PV-BES的光伏、储能和负荷功率不平衡时，也会导致系统不稳定。总之，基于场景及需求，现有的相关研究中，针对PV-BES的多种运行模式的控制策略还有待研究。
需要说明的是，在上述背景技术部分公开的信息仅用于对本申请的背景的理解，因此可以包括不构成对本领域普通技术人员已知的现有技术的信息。
发明内容
本发明提供一种光储发电系统控制方法，以解决传统的虚拟同步机（VSG）策略难以满足光储发电系统的多种工况的工作要求的问题。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
一种光储发电系统控制方法，应用于基于VF源型虚拟同步机的光储发电系统工作在并网状态下，包括：
获取所述光储发电系统中逆变器直流侧的直流电压，并根据所述逆变器直流侧的直流电压额定值获取系统的直流电压偏差；
根据VF源型虚拟同步机的f-P下垂特性曲线，依照所述直流电压偏差来改变一次调频曲线的位置以进行频率的二次调整，由此调整光储发电系统的输出功率。
一种计算机可读存储介质，存储有计算机程序，所述计算机程序由处理器执行时，实现如上所述的光储发电系统控制方法并应用于基于VF源型虚拟同步机的光储发电系统工作在并网状态下。
由于采用上述技术方案，本发明具有如下有益效果：
本发明针对光储发电系统提出了一种光储发电系统控制方法，应用于基于虚拟同步机的光储发电系统工作在并网状态下，该方法通过依照系统的直流电压偏差在VF源型VSG的控制策略中改变一次调频曲线的位置，这样系统一次调频曲线与电网频率的交点发生变化，使系统并网后将多余的光伏功率送入电网，或是从电网吸收功率以满足本地负荷或向储能系统充电。本发明在VSG技术的基础上考虑到了PV-BES的源端特性，其控制策略可提高光储发电系统的运行灵活性和可靠性。通过该方法来调整VSG的输出功率，可以保证在系统并网后，将多余的PV功率送入电网中，或是从电网吸收功率以满足本地负荷或向储能系统充电。
本发明还提供另一种光储发电系统控制方法，以保证系统内功率平衡，提高系统的稳定性。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
一种光储发电系统控制方法，应用于基于VF源型虚拟同步机的光储发电系统工作在离网状态下，包括：
获取所述光储发电系统的光伏输出功率及负荷功率；
判断所述光伏输出功率是否大于所述负荷功率；
当所述光伏输出功率小于所述负荷功率时，根据所述光储发电系统的直流电压偏差，设置电压分量；
在电压环路上叠加所述电压分量，调节所述光储发电系统的输出功率，并使所述输出功率与所述负荷功率相匹配；
当所述光伏输出功率大于或等于所述负荷功率时，若储能电池的荷电状态达到限值或储能系统无法正常工作，则将光伏的工作模式转换为变功率跟踪模式，通过调整光伏的工作电压来改变光伏输出功率，实现所述光伏输出功率与负荷功率的平衡，其中，变功率跟踪的目标为储能电池的功率为0或储能电池以设定的功率放电。
一种计算机可读存储介质，存储有计算机程序，所述计算机程序由处理器执行时，实现所述的光储发电系统离网控制方法。
由于采用上述技术方案，本发明具有如下有益效果：
本发明在传统VSG控制方法的基础上，提出一种光储发电系统控制方法，适用于光储发电系统（PV-BES）的离网控制，本方法通过在电压环路上叠加一个与直流电压偏差相关优选成正比的电压分量，以及改变光伏（PV）的运行模式，两者相结合来保证系统内功率平衡，提高系统的稳定性。
根据本发明实施例的方法，在离网运行状态下储能系统工作在恒直流电压模式，保证PV-BES的直流电压恒定；当光伏输出功率不足时，根据系统的直流电压偏差在电压环路上叠加一个电压分量，来实现输出功率与负荷功率达到一致。当光伏输出功率充足时，若储能电池的荷电状态达到限值或储能系统无法正常工作时，则改变PV-BES的光伏控制策略，将光伏从最大功率点跟踪模式变为变功率跟踪模式，通过调整光伏的运行点来改变PV输出功率实现平衡光伏与负荷功率。本发明的方法可满足光PV-BES的多种工况的工作要求。本发明的方法在VSG技术的基础上考虑到了PV-BES的源端特性，其控制策略可提高光储发电系统的运行灵活性和可靠性。对本发明的方法进行了仿真验证，结果证明了本方法的正确性。
附图说明
图1为本发明的光储发电系统控制方法流程图，该方法应用于基于虚拟同步机的光储发电系统工作在并网状态下；
图2A为本发明实施例所应用的经典光储发电系统结构图；
图2B为本发明实施例中并网和离网的切换控制示意图；
图2C为本发明实施例中基于虚拟同步机的控制结构图；
图3为本发明实施例的VF源型VSG下垂特性图；
图4为本发明实施例的频率二次调整改变输出功率原理图；
图5为本发明实施例的工况1下功率、直流电压和
Figure 991407DEST_PATH_IMAGE001
f变化图；
图6为本发明实施例的工况2下功率、直流电压和
Figure 729556DEST_PATH_IMAGE001
f变化图。
图7为本发明的光储发电系统控制方法流程图，该方法应用于基于虚拟同步机的光储发电系统工作在离网状态下；
图8为本发明实施例的光伏变功率跟踪控制框图；
图9（a）至图9（c）为本发明实施例通过改变光伏功率来稳定逆变器直流电压的三种不同策略框图；
图10为本发明实施例利用FPPT稳定直流电压策略的原理图；
图11为本发明实施例中电压分量
Figure 843006DEST_PATH_IMAGE001
U的计算与VSG电压控制结构图；
图12为本发明实施例在光照充足时所提三种控制策略下有功、无功和直流电压变化图；
图13为本发明实施例在光照不足时所提策略控制下功率与电压变化图；
图14为本发明实施例在光照不足时不加控制下功率与电压变化图。
具体实施方式
以下对本发明的实施方式做详细说明。应该强调的是，下述说明仅仅是示例性的，而不是为了限制本发明的范围及其应用。
本发明实施例提供一种光储发电系统控制方法，应用于基于VF源型虚拟同步机（VSG）的光储发电系统工作在并网状态下，如图1所示，该方法包括：步骤T1、获取所述光储发电系统中逆变器直流侧的直流电压，并根据所述逆变器直流侧的直流电压额定值获取系统的直流电压偏差；步骤T2、根据VF源型虚拟同步机的f-P下垂特性曲线，依照所述直流电压偏差来改变一次调频曲线的位置以进行频率的二次调整，由此调整光储发电系统的输出功率，使系统并网后将多余的光伏功率送入电网，或者从电网吸收功率以满足本地负荷或在电网负荷低谷时段从电网吸收功率向储能系统充电。本发明在VSG技术的基础上考虑到了PV-BES的源端特性，其控制策略可提高光储发电系统的运行灵活性和可靠性。
光储发电系统在并网模式下，当储能系统（ESS）退出恒定直流母线电压的工作模式时（可以是储能系统退出运行，或是进入定功率模式，例如以恒定功率充放电），此时PV-BES会根据能量管理系统（EMS）控制储能电池的荷电状态（SOC），并根据电网的频率，利用VSG的外特性为电网提供一次调频和惯量支撑P st=
Figure 33815DEST_PATH_IMAGE001
P st1 +
Figure 258123DEST_PATH_IMAGE001
P st2 ；PV-BES并入电网后，主要控制目的就是将光伏发出的富余电能送入电网中，或是光伏功率不足时从电网获取电能来满足本地负荷或给储能系统充电，本发明根据f-P（频率-有功）下垂特性曲线，通过调整一次调频曲线的位置，实现调整系统向电网输出的有功功率（输出的有功功率为正，表示向电网输送功率；输出的有功功率为负，表示从电网吸收功率），在VF源型VSG的控制策略中f-P下垂特性曲线与f轴的交点处的频率f 0上叠加一个频率偏移量
Figure 116358DEST_PATH_IMAGE001
f，系统的一次调频曲线相当于向上或向下移动了
Figure 400709DEST_PATH_IMAGE001
f，这样系统一次调频曲线与电网频率f g的交点发生变化，相当于向电网多输送
Figure 78815DEST_PATH_IMAGE001
P的有功功率或从电网吸收的有功功率，其数值为
Figure 106814DEST_PATH_IMAGE001
P =k f×
Figure 553976DEST_PATH_IMAGE001
f，其中k f为VF控制型VSG的f-P下垂系数。
在一些实施例中，所述方法当PV-BES离网运行时，系统的供电质量要满足电能质量标准要求，选取的参数为频率偏差在f N
Figure 274807DEST_PATH_IMAGE002
0.5Hz范围内，供电电压在U N
Figure 440209DEST_PATH_IMAGE003
7%范围内，其中fN和UN分别为逆变器交流侧的额定频率和额定电压，f-P下垂特性曲线与f轴的交点处的频率f 0 = f N-0.5和Q-U下垂特性曲线与U轴的交点处的电压U 0 = U N -7％U N。
在一些实施例中，当PV-BES并网运行时，通过向上平移一次调频曲线的位置，实现调整PV-BES输出的有功功率。通过控制在f 0上叠加的频率偏差
Figure 271899DEST_PATH_IMAGE001
f，可以在光伏功率充足时将光伏功率全部输出到电网，或是在光伏功率不足时从电网吸收功率来满足本地负荷或给储能系统充电。
在优选的实施例中，在直流电压偏差上还加入电压死区（u dz），其中，当系统离网运行时，储能系统工作在恒定直流母线电压模式，此时频率的二次调整不起作用，而只有在并网后储能退出恒定电压模式时，直流电压偏差才会超出死区范围，这时频率的二次调整才会起作用。从而，保证系统在并网和离网时不需要切换控制策略。
当系统并网运行时，由功率控制，ESS的输出功率满足VSG策略的一次调频和惯量需求，除此之外，ESS的输出功率应小于其最大功率。
以下结合附图进一步详细说明本发明的具体实施例及其工作原理。
图2A示出了本发明实施例所应用的经典的小型光储发电系统。一般该系统在并网运行状态下，光伏主要工作在最大功率点跟踪MPPT模式。此时当光伏功率过剩（光伏功率大于本地负荷）或是不足（光伏功率小于本地负荷）时，系统可以向电网输送或是从电网吸收功率。如图2B所示，在并网运行状态下，储能系统的功率受能量管理系统(EMS)控制，除此之外储能系统的功率还要满足电能质量标准要求，为电网提供一次调频和惯量支撑。
传统的光储系统控制策略在离网状态下采用VF源型控制策略，并网状态下采用电流控制策略，在离并网转换时需要在策略间切换。若系统在离网、并网情况下都采用VF源型控制方式，则能够节省传统策略模式间切换的时间，可以大大提高系统供电的可靠性。
一种VF源型VSG的控制结构如图2C所示。当系统离网运行时，采用该控制策略可以保证微网的电压稳定在额定电压，微网频率稳定在额定频率范围内。其中D为VSG的阻尼系数，J为VSG的惯量系数。
Figure 307988DEST_PATH_IMAGE004
为预同步分量，只有在预同步过程中该分量才不为0，当系统并入电网或是孤岛运行时该分量都为0。f-P下垂控制引入
Figure 199721DEST_PATH_IMAGE005
作为频率反馈，相比以
Figure 852419DEST_PATH_IMAGE006
作为频率反馈，该方法好处是可以避免预同步过程中
Figure 222220DEST_PATH_IMAGE004
分量的影响。参数P N和Q N为系统内额定负荷的有功功率和无功功率。
实际中，当系统离网运行时，系统的供电质量要满足电能质量标准要求。在一个实施例中，选取的参数为频率偏差在f N
Figure 643974DEST_PATH_IMAGE007
0.5Hz范围内，供电电压在U N
Figure 706608DEST_PATH_IMAGE008
7%范围内。在一个实施例中，VF源的下垂特性曲线如图3所示，f-P下垂特性曲线与f轴的交点处的频率f 0（同图中的f max ）和Q-U下垂特性曲线与U轴的交点处的电压U 0(同图中的U max )为：
Figure 315444DEST_PATH_IMAGE009
P-f下垂特性曲线的下垂系数k f和Q-U下垂特性曲线的下垂系数k u满足如下公式：
Figure 754516DEST_PATH_IMAGE010
其中，fN和UN分别为逆变器的额定频率和额定电压，P N和Q N为光储发电系统中额定负载的有功功率和无功功率。
在系统并网状态下，存在储能系统退出恒定直流母线电压的工作模式的工况。因为此时，系统会根据EMS控制储能系统的SOC水平。比如，当SOC达到指定水平后，为了降低损耗会让储能系统退出运行，或是进入丁功率模式等。系统并入电网时，该系统的主要目的就是将光伏发出的多余的电能送入电网中，或是光伏功率不足时从电网获取能量来满足本地负荷或向储能系统充电。因此，从不同的控制目的可以分为有功功率和无功功率两个控制策略。
当并网后，系统需要调整系统的输出功率将其送入电网中或从电网吸收功率。根据f-P下垂特性曲线，通过调整一次调频曲线的位置，即可实现调整系统输出的功率。如图4所示，A点即为并网点，在A点，电压、相角、频率一致，可完成系统无冲击并网。
并网后，系统与电网间还没有有功功率的流动。此刻，若想向电网输送有功功率或从电网吸收有功功率，可以在f 0上叠加一个
Figure 30776DEST_PATH_IMAGE001
f，系统的一次调频曲线相当于移动了
Figure 264311DEST_PATH_IMAGE001
f（
Figure 360443DEST_PATH_IMAGE001
f为正，则向上移动；
Figure 72047DEST_PATH_IMAGE001
f为负，则向下移动）。这样系统一次调频曲线与电网频率f g的交点(即，系统的运行点)就从A点变为了B点。系统运行在B点时，相比A点向电网多输送
Figure 468394DEST_PATH_IMAGE001
P的有功功率或从电网吸收
Figure 872830DEST_PATH_IMAGE001
P的有功功率，其有功功率的数值为
Figure 721838DEST_PATH_IMAGE001
P =k f×
Figure 237133DEST_PATH_IMAGE001
f。
要想将多余的光伏功率全部输送到电网或从电网吸收功率满足负载或储能电源，在f 0上叠加的频率偏差
Figure 487985DEST_PATH_IMAGE011
f如下式：
Figure 63323DEST_PATH_IMAGE012
其中，u dc表示逆变器直流侧的直流电压；u dc,N表示逆变器直流侧的直流额定电压；k dc,f表示频率二次调整中频率和电压间的比例系数。
系统在并网状态下，当储能系统工作在恒定直流母线电压的工作模式，此时系统电压恒定在额定电压，根据上式，此时频率的二次调整不起作用。只有在并网后储能系统出恒定直流母线电压的工作模式时，直流电压才会出现偏差（u dc -u dc,N ≠0），这时频率的二次调整才会起作用。
为了保证系统在并网和离网时不需要切换控制策略，在如上的
Figure 134047DEST_PATH_IMAGE001
f公式中的电压偏差上加入了死区，如下式：
Figure 453033DEST_PATH_IMAGE013
其中U dz为电压死区，依据实际情况进行取值，比如20V。这是为了考虑系统在离并网切换过程中直流侧电压会出现小幅变化。当系统离网运行时，储能系统工作在恒定直流母线电压的工作模式，此时系统电压恒定在额定电压。根据上式，此时频率的二次调整不起作用。当系统由离网变成并网时，其直流电压偏差不会超过死区范围，频率的二次调整也不起作用；只有在并网后储能系统退出恒定直流母线电压的工作模式时，直流电压偏差才会超出死区范围，这时频率的二次调整才会起作用。
根据上式调整VSG输出功率，实际上该控制属于一种有差调节。在该策略控制下，直流电压在不同时刻会处在不同水平。通过k dc,f的取值，保证直流电压不能超过与直流电压相关的硬件（如采集器件、直流电容、功率管、保护器件等）所能承受的最大值(u dc,max)，其取值如下式：
Figure 558392DEST_PATH_IMAGE014
其中，P max为光伏加储能的最大输出功率。上式计算出的结果即为k dc,f取值的最小值。
从电网网损的角度考虑，电网更希望减小无功功率在电网内不必要的流动。因此系统并入电网后策略保证系统与电网的联络线上无功功率为0。因此，并网后的无功控制目标为：
Figure DEST_PATH_IMAGE015
其中Q g为系统与电网交换的无功功率。同时逆变器输出的无功功率必须在其额定容量内，所以Q VSG 的数值大小须小于Q limit，Q limit的计算公式如下：
Figure 570211DEST_PATH_IMAGE016
其中，Q VSG 表示逆变器/虚拟同步机输出的无功功率，S表示逆变器的容量，P VSG表示虚拟同步机输出的有功功率。
当系统并网运行时ESS的输出功率满足VSG策略的一次调频和惯量需求，其输出功率如下式：
Figure DEST_PATH_IMAGE017
其中，Pst表示储能系统的输出功率，kf表示P-f下垂特性曲线的下垂系数，kH表示惯量系数，fg表示电网频率，fN表示逆变器的额定频率，
Figure 128231DEST_PATH_IMAGE001
Pst1表示一次调频需求，
Figure 250908DEST_PATH_IMAGE018
Pst2表示惯量需求。
除此之外还有一个条件：ESS的输出功率应小于其最大功率。
为了验证本发明所提出的方法与系统的稳定性，在Matlab-Simulink中按图2A至图2C所示搭建仿真模型。
表1 PV-BES系统详细参数
Figure 210774DEST_PATH_IMAGE019
表2 所提方法的控制参数
Figure 127914DEST_PATH_IMAGE020
仿真模型中系统本地负荷的额定有功功率为10kW、无功功率为2kVar。储能电池的最大功率为10kW，而放电功率为15kW。光伏面板可能的最大功率为15kW，因此逆变器可能输出的最大有功功率为30kW，能吸收的最大有功功率为10kW。选取直流电压的正常工作范围为700-900V，因此根据功率和直流电压范围可以计算得出k dc,f的数值为0.025。其中PV-BES系统的详细参数如表1所示，所提出策略的参数如表2所示。
为了验证本发明的方法的正确性，利用仿真对系统并网的过程进行验证。针对不同过程，分别设定负载或功率需求变化、光伏的最大可用功率改变等工况。具体仿真分析见下文。
并网过程主要以向电网输送功率或是向储能系统中的储能电池充电为主，设置两种工况对并网策略进行验证。
工况1：光伏的光照的温度不变，即光伏的最大功率不变。在1s时系统并入电网中，并网后储能电池退出运行。0-2s时系统的本地负荷有功功率和无功功率分别为5kW、1kVar，在2s时再次投入功率为5kW、1kVar的本地负荷，因此2-3s时本地负荷为10kW、2kVar。该工况下的仿真结果如图5所示，图5 中的(a)展示了光伏与储能系统(即，储能电池)输出功率的变化情况，其中储能的功率设定为发出为正、吸收为负。图5中的(b) 展示了逆变器直流电压与频率二次调整中
Figure 438810DEST_PATH_IMAGE001
f的变化情况，而图5中的(c)和4中的(d)展示了VSG输出的有功和无功功率以及系统与电网间交换的有功和无功功率。
从图5中的(a)可以看出，该工况下光伏的出力始终为13.2kW。储能系统在前1s时吸收约为8.2kW的功率，在并网后储能系统的功率调整为0。该工况下，当并网后，储能系统退出导致逆变器输入功率大于输出功率，所以逆变器的直流电压会不断升高。从图5中的(b)可以看出，在约1.06s时直流电压超过电压死区(即，800V)，
Figure 99598DEST_PATH_IMAGE001
f开始随着电压一同变化。最后，当直流电压达到832.8V、
Figure 913970DEST_PATH_IMAGE001
f达到0.82时系统达到稳定，逆变器的交流与直流侧的功率实现平衡。从图5中的(c)可以见，并网后逆变器的输出功率即为光伏的输出功率，所以VSG的输出功率几乎不变。在1-2s时本地负荷为5kW、1kVar，所以电压稳定后系统向电网输送功率约为8kW。在2-3s时本地负荷为10kW、2kVar，所以系统向电网输出功率从8kW变为3kW。由于无功控制策略的目标是让电网与系统间的无功交换最小，所以从图5中的(d)可见当本地无功负荷发生变化时VSG的输出无功从1kVar变为了2kVar，而系统向电网输出的无功功率始终为0。
工况2：本地负荷始终不变，有功功率和无功功率分别为5kW、1kVar。在1s时系统并入电网中，并网后储能电池以最大功率进行充电。在2-4s时，光照从800W/m2逐渐变为100W/m2。该工况下的仿真结果如图6所示，图6中的(a)展示了光伏与储能系统(即，储能电池)输出功率的变化情况，其中储能的功率设定为发出为正、吸收为负。图6中的(b) 展示了逆变器直流电压与频率二次调整中
Figure 2012DEST_PATH_IMAGE001
f的变化情况，而图6中的(c)和图6中的(d)展示了VSG输出的有功和无功功率以及系统与电网间交换的有功和无功功率。
从图6中的(a)可以看出，该工况下光伏初始的出力约为8.16kW。在2-4s时光伏功率逐渐下降，4s时光伏功率降低到约为0.92kW。储能系统在前1s时吸收约为-3.24kW的功率，在并网后储能系统以10kW功率进行充电。当并网后，储能系统以最大功率充电导致逆变器输入功率不足，所以逆变器的直流电压会不断下降。从图6中的(b)可以看出，在约1.06s时直流电压超过电压死区(即，760V)，
Figure 534625DEST_PATH_IMAGE001
f开始随着电压一同变化。在约1.2s时直流电压达到732.5V、
Figure 733525DEST_PATH_IMAGE001
f达到-0.69，此时逆变器的交流与直流侧的功率基本达到平衡。在4s后光照达到100 W/m2后，光伏输出功率不再下降。此时，直流电压达到703.4V、
Figure 667983DEST_PATH_IMAGE001
f达到-1.415，逆变器的交流与直流侧的功率达到新的平衡点。从图6中的(c)可以见，在0-5s间本地负荷一直为5kW、1kVar，系统向电网的输出功率始终比VSG的输出功率低5kW。在约1.2s电压稳定后，系统向电网输送功率约为-6.9kW。在4s时光照不再变化，系统最终向电网输送功率约为-14.1kW。从图6中的(d)可见系统向电网输出的无功功率始终为0。
上述仿真实验结果与验证了本发明的方法的正确性，针对不同过程，各种设定负载或功率需求变化、光伏的最大可用功率改变等工况，均能满足实际需要。
本发明实施例还提供另一种光储发电系统控制方法，应用于基于VF源型虚拟同步机的光储发电系统工作在离网状态下，如图7所示，该方法包括如下步骤：
步骤S1、获取所述光储发电系统的光伏输出功率及负荷功率；
步骤S2、判断所述光伏输出功率是否大于所述负荷功率；
步骤S3、当所述光伏输出功率小于所述负荷功率时，根据所述光储发电系统的直流电压偏差，设置电压分量；
步骤S4、在电压环路上叠加所述电压分量，调节所述光储发电系统的输出功率，并使所述输出功率与所述负荷功率相匹配；
步骤S5、当所述光伏输出功率大于或等于所述负荷功率时，若储能电池的荷电状态达到限值或储能系统无法正常工作，则将光伏的工作模式转换为变功率跟踪模式，通过调整光伏的工作电压来改变光伏输出功率，实现所述光伏输出功率与负荷功率的平衡，其中，变功率跟踪的目标为储能电池的功率为0或储能电池以设定的功率放电。
本发明中所述的限值指充电限值，即当储能电池SOC超过充电限值，光储发电系统不再为储能电池充电。
当系统脱离电网时一般分为两种情况。一个是正常离网或者叫计划离网，该情况下系统会先启动储能装置并工作在定电压状态，随后断开与电网连接实现离网。另一种情况就是非计划离网，该情况下往往是电网发生故障，触发防孤岛保护后系统从电网中切除。这种工况下，储能装置可能来不及启动，这就导致系统已经脱离了电网而系统内部的功率出现了不平衡，这将导致直流电压快速升高或是降低。除此之外，当系统处于离网运行状态时可能存在储能过放或是过冲的情况。当储能无法恒定直流母线电压时，若发生负荷波动会导致直流电压的过高或者过低。
当光伏输出功率不足时，光伏和储能系统都无法提供足够的能量，在离网工况下VSG的输出电压可以影响负荷功率，在电压环路上叠加一个电压分量
Figure 192505DEST_PATH_IMAGE021
，通过调整该电压分量
Figure 946834DEST_PATH_IMAGE021
可以调整输出电压，以实现输出功率与负荷功率达到一致或相匹配。
在一些优选的实施例中，基于虚拟同步机的光储发电系统工作在离网状态下，当光伏输出功率小于负荷功率时，通过在电压环路上叠加一个与直流电压偏差成正比的电压分量
Figure 215005DEST_PATH_IMAGE001
U，调整该电压分量可以实现输出功率与负荷功率达到一致。同时，通过光伏的变功率跟踪策略实现光伏功率与负荷与储能功率的协调配合，其中，针对系统工作在离网状态时若储能电池的荷电状态SOC(t)升高达到限值SOC max的情况，改进了光伏的控制策略。当储能荷电状态SOC(t)升高达到限值SOC max即SOC过高时，根据光伏功率又可以分为两种情况：1）光伏功率小于负荷功率时，此时储能电池会开始放电SOC(t)会逐渐降低。2）光伏功率大于负荷功率时，则将光伏工作模式转换为变功率跟踪模式，其变功率跟踪的目标为储能电池功率为0或是储能电池以一特定功率放电。该方法通过变功率跟踪技术主动削减光伏的输出功率，其中变功率跟踪策略的控制框图如图8所示，依据光伏当前功率与目标功率进行比较以及当前光伏工作点信息来调整PV的工作电压实现跟踪目标功率。本发明中，光伏工作点指的是当前光伏输出电压功率对应光伏特性曲线上的位置。
此外，本发明实施例针对系统从并网转换为离网状态时可能出现的问题，提出了改进的PV-BES离网时控制策略，以此来解决系统离网时储能无法正常工作情况下系统功率不平衡的问题。对于该问题依然可分两种情况进行研究，分别是光照充足时与光照不足时，同样对应光伏功率大于负荷功率和光伏功率小于负荷功率的两种工况。
光照充足的情况，此工况下光伏功率大于负荷功率，系统面临的是直流电压过高的风险。因为该工况下系统没有功率缺额，所以仅仅依靠策略就可以保证直流电压的稳定。根据光伏特性曲线，调整PV的工作电压即可实现调整光伏的输出功率。光伏在最大功率点(MPP)的左右两侧共有两个运行区域。当光伏输出功率P pv增加时光伏电压U pv会降低，但MPP左侧区域的PV曲线dP pv/dU pv大于0，PV电压下降会导致PV功率进一步下降。这样在PV功率和PV电压之间形成了正反馈，系统必须要有一个装置(储能或是逆变器)采用恒定直流电压策略才能使PV工作在MPP左侧。而MPP右侧区域的PV曲线dP pv/dU pv小于0，因此PV工作在MPP右侧时，无论是否有装置工作在恒定直流母线电压模式都可以始终保证系统稳定。由于该工况下储能已经无法保证直流母线电压稳定，所以本发明实施例中PV只能选择工作在MPP的右侧。
本发明实施例给出了三种控制策略，即给出了三种变功率跟踪模式；三种控制策略的原理如图9（a）至图9（c）所示。
策略1：采用PI控制器，直接根据直流电压的偏差调整Boost电路的占空比D。该方法通过调整D来改变光伏电压，优点是控制结构简单、目标明确。但是由于直流电容的存在，该策略的动态响应过程慢、恢复时间长。此外，当光伏与负荷间不平衡功率过大时，会导致光伏电压接近光伏面板的开路电压，光伏面板开路电压附近的dP pv/dU pv过大这将影响系统的稳定性。
策略2：该策略是基于最大功率点跟踪(MPPT)策略所提出的。在MPPT策略基础上加入对直流电压的判断，当直流电压高于目标电压时增加光伏电压。当直流电压低于目标电压时执行MPPT策略，依据当前工作点的
Figure 3969DEST_PATH_IMAGE001
P pv/
Figure 433813DEST_PATH_IMAGE001
u pv来判断增加光伏电压或是降低光伏电压；其中，
Figure 675439DEST_PATH_IMAGE001
P pv表示扰动前后光伏功率的差值，
Figure 481721DEST_PATH_IMAGE001
u pv表示扰动前后光伏电压的差值，
Figure 125192DEST_PATH_IMAGE001
P pv与
Figure 991517DEST_PATH_IMAGE001
u pv可以用来推断光伏当前的工作位置。
Figure 720438DEST_PATH_IMAGE001
P pv与
Figure 330411DEST_PATH_IMAGE001
u pv的表达式如下：
Figure 93968DEST_PATH_IMAGE022
并且，该策略采用直流电压偏差来调整跟踪步长u step如下式，
Figure DEST_PATH_IMAGE023
其中，u step为跟踪步长，u dc（k）为直流电压参考值，u dc,ref为目标电压，P pv为光伏功率，P VSG为虚拟同步机输出功率，k 1 和k 2 是设定系数，α为变步长因子，通过调整其数值可以达到更好的跟踪效果。该策略还加入了对PV输出电流的判断，来防止PV的输出电流过小。因为光伏的输出电流越小说明PV工作点越接近PV开路点，当PV工作点太接近光伏板的开路点时就存在光伏电压接近开路电压的风险。
该策略的优点是可以准确的控制PV工作在MPP右侧区域，避免出现光伏电压接近开路电压的情况。但该策略依旧存在动态响应慢的问题。如图10的(a)所示，策略1、2本质上是根据
Figure 865615DEST_PATH_IMAGE001
u dc来调整光伏功率，当
Figure 347412DEST_PATH_IMAGE018
u dc<0时增加光伏功率，当
Figure 495496DEST_PATH_IMAGE001
u dc>0时削减光伏功率。策略1和2考虑了直流电压偏差但并没有考虑到直流电压的变化率，这导致策略无法快速准确的控制直流电压。
策略3：如图9(c)所示，该策略在策略2的基础上进行了改进。在判断条件中加入了直流电压偏差的变化率，判断条件如下式：
Figure 113559DEST_PATH_IMAGE024
上式对应图10的(b)中的区域为图中直线下方的区域，而上式中式子小于0时对应的区域为图10的(b)中直线上方的区域。其中两个区域分割线的斜率就是-k。
当满足上式时应该增加光伏功率，根据MPP右侧曲线的特征，增加光伏电压以削减功率。当不满足上式时执行MPPT策略，依据当前工作点的
Figure 790528DEST_PATH_IMAGE001
P pv/
Figure 494042DEST_PATH_IMAGE001
u pv信息来选择增加光伏电压或是降低光伏电压。此外，改进后的变步长公式如下式：
Figure 445818DEST_PATH_IMAGE025
其中，k 3 是设定系数，
Figure 918387DEST_PATH_IMAGE026
为直流电压偏差，u step为跟踪步长，α为变步长因子，P pv为光伏功率，P VSG为VSG输出功率，β 1和β 2分别是对应不同项的加速因子，S(k)是一个开关函数，仅当光伏功率和VSG功率偏差大于Thr2且PV工作点在MPP右侧时S(k)才为1否则为0。该变步长公式不仅仅考虑了直流电压偏差以及直流电压变化率，还考虑到了VSG输出功率以及光伏功率间的偏差大小。
其中，执行MPPT策略，具体包括：判断当前工作点的
Figure 297416DEST_PATH_IMAGE001
P pv/
Figure 488226DEST_PATH_IMAGE001
u pv是否小于等于0，是则按照跟踪步长u step降低光伏电压，否则按照跟踪步长u step增加光伏电压。
其中，当所述直流电压偏差的变化率满足
Figure 978113DEST_PATH_IMAGE027
时，根据最大功率点MPP右侧曲线的特征增加光伏电压，具体包括：判断ipv是否大于Thr1，如果是则按照跟踪步长u step增加光伏电压；否则判断当前工作点的
Figure 570769DEST_PATH_IMAGE001
P pv/
Figure 855119DEST_PATH_IMAGE001
u pv是否大于0，是则按照跟踪步长u step增加光伏电压，否则按照跟踪步长u step降低光伏电压；其中，ipv表示光伏输出电流，Thr1是设定的电流限值。当ipv过小时，光伏运行点接近P-U曲线最右侧顶点，该处dP pv/dU pv值过大会造成功率振荡，通过设定电流限值Thr1，可以限制ipv不会过小。
图9(c)中，upv代表实际的光伏电压，upv,ref代表直流电压的参考值，可根据参考值upv,ref来控制光伏电压upv，改变参考值upv,ref，调控光伏电压upv跟踪到参考值，稳态时两者基本相同。
该策略的优点是不仅可以避免出现光伏电压接近开路电压的情况，而且可以快速稳定直流电压，其动态响应速度较策略1、2有了很大提升。
光照不足的情况，此工况下光伏功率小于负荷功率，系统无法提供足够的能量。此时只能尽力维持负荷不断电，等待储能加入为负荷提供能量支持。这样可以保证系统不会解列，在储能投入后可以快速恢复供电电压，可以有效提高系统供电的可靠性。
考虑到系统在离网运行时的负荷功率与电压有关(甚至电阻性负载的实际功率通常取决于负载两端电压)。因此在离网运行工况下，可以通过减小输出电压调节VSG输出功率，以实现输出功率与负荷功率的良好匹配。本发明实施例在电压环路上叠加一个
Figure 267646DEST_PATH_IMAGE001
U分量，该分量与直流电压偏差成正比，其控制结构如图11所示。该电压分量
Figure 561224DEST_PATH_IMAGE001
U在系统并网时为0，只有在系统离网运行时才存在。
为了避免系统离网时策略受到负载投切和储能功率控制器超调的影响，本发明实施例在直流电压偏差上加入了电压死区（u dz），当直流电压偏差超出死区控制范围时，频率的二次调整才会起作用，这时频率的二次调整才会起作用，该电压分量
Figure 8386DEST_PATH_IMAGE001
U的公式为：
Figure 729217DEST_PATH_IMAGE028
其中，u dz 为电压死区，u dc为直流侧电压，u dc,N为直流侧参考电压，k dc,u为直流侧电压调节系数
在一些实施例中，储能系统在离网运行状态下工作在恒直流电压模式，保证光储发电系统PV-BES的直流电压维持在额定水平，其输出功率P st如下式：
Figure 894620DEST_PATH_IMAGE029
，
其中，k p,dc 和k i,dc 为PI调节器参数，1/s代表频域积分环节，u dc为直流侧电压，u dc,N为直流侧参考电压。
为了验证本发明实施例所提出的方法与系统的稳定性，按照图2A至图2C所示在Matlab-Simulink中搭建的仿真模型。
表3 PV-BES系统详细参数
Figure 726309DEST_PATH_IMAGE030
表4 所提方法的控制参数
Figure 27978DEST_PATH_IMAGE031
仿真模型中系统本地负荷的额定有功功率为10kW、无功功率为2kVar。储能电池的最大功率为10kW，而放电功率为15kW。光伏面板可能的最大功率为15kW，因此逆变器可能输出的最大有功功率为30kW，能吸收的最大有功功率为10kW。本发明实施例选取直流电压的正常工作范围为700-900V，其中PV-BES系统的详细参数如表3所示，所提出策略的参数如表4所示。
为了验证本发明实施例所提方法的正确性，利用仿真对系统离网的过程进行验证。针对不同过程，分别设定负载或功率需求变化、光伏的最大可用功率改变等工况。具体仿真分析见下文。
非计划离网过程主要是保证系统供电稳定，或是在不能保证稳定供电的情况下，尽力保证系统不崩溃等待新的电源投入。针对非计划离网情况依照分别为光照情况，设置两种工况对离网策略进行验证。
光照充足的工况：本地负荷始终不变，有功功率和无功功率分别为5kW、1kVar。在1s时发生非计划离网，系统从并网变为离网运行状态。该工况下光照始终为1000 W/m2，该光照下光伏的出力约为10.2kW，而储能一直处于未工作状态。针对该工况，图12展示了三种不同控制策略控制下的系统输出功率与电压的响应过程。其中图12的(a)和(d)为策略1控制下，系统的PV功率和逆变器直流电压的响应过程。同样，图12的(b)和(e)为策略2控制下的响应过程，图12的(c)和(f)为策略3控制下的响应过程。图12的(g)和(h)分别为该工况下的VSG和系统与电网间的有功和无功变化情况。
由于该工况下，储能的功率始终为0，所以系统并网后的输出功率即为光伏功率10.2kW。当脱离电网后，VSG的输出功率变为负荷功率即5kW。此时，PV的输出功率仍为10.2kW，所以逆变器的直流电压会快速升高。对比三种策略控制下系统的响应过程，可见考虑到了电压变化率的策略3控制下的动态响应过程是最好的。从图12的(a)可以看出，策略1没有考虑PV特性，所以当PV的电压接近开路电压时PV的功率发生了震荡。而对比考虑到PV特性的策略2和3，策略2和3控制下避免了该问题的发生。对比图12的(d)、(e)和(f)可以看出，三种策略控制下直流电压均有不同程度的升高。其中策略1控制下直流电压超出了9.55V，策略2控制下直流电压超出了17.95V，而策略3控制下直流电压仅仅超出了4.95V。结果可见策略3的效果是三种策略中最好的，不但响应速度快而且稳定直流电压所需的时间短。
光照不足的工况：本地负荷始终不变，有功功率和无功功率分别为10kW、2kVar。在1s时发生非计划离网，系统从并网变为离网运行状态。该工况下光照始终为600W/m2，该光照下光伏的出力约为6.1kW，而储能一直处于未工作状态。为了对比所提策略的有效性，针对该工况对所提策略和不加控制策略控制下的情况分别进行仿真。在本发明实施例所提策略控制下，该工况的仿真结果如图13所示。而未加控制策略下，该工况的仿真结果如图14所示。图13与图14的(a)展示了VSG输出的有功和无功功率以及系统与电网间交换的有功和无功功率。图13、图14的(b)展示了逆变器直流电压的变化情况。图13、图14的 (c)展示了VSG交流侧电压标幺值的变化情况，电压的线电压基准值为380V。
从图13可以看出，在所提策略控制下系统最后达到了稳定状态，最后直流电压维持在682.3V。从图13的(a)与(c)可以看出，负荷功率随着交流电压的下降而下降。当交流电压降低到约0.776时负荷功率与光伏功率达到平衡，直流电压也不再下降达到稳定值。
图14为未加控制策略的仿真结果，可见逆变器直流电压最后降低到了330V附近，低于了逆变器可以正常工作的最低电压。因此，逆变器的交流侧电压和输出功率最后都发生了震荡。对比图13与图14的仿真结果可见，本发明实施例所提控制策略在光照不足时发挥了作用，达到了预期的目标。
本发明实施例还提供了一种非易失性计算机可读存储介质，非易失性计算机可读存储介质存储有可执行的计算机程序，该计算机程序在被执行时，可实现上述各个方法实施例的步骤。其中，所述计算机程序包括计算机程序代码，所述计算机程序代码可以为源代码形式、对象代码形式、可执行文件或某些中间形式等。所述计算机可读存储介质至少可以包括：能够将计算机程序代码携带到终端设备的任何实体或装置、记录介质、计算机存储器、只读存储器(Read-Only Memory，ROM)、随机存取存储器(Random AccessMemory，RAM)、电载波信号、电信信号以及软件分发介质。例如U盘、移动硬盘、磁碟或者光盘等。
本发明的背景部分可以包含关于本发明的问题或环境的背景信息，而不一定是描述现有技术。因此，在背景技术部分中包含的内容并不是申请人对现有技术的承认。
以上内容是结合具体/优选的实施方式对本发明所作的进一步详细说明，不能认定本发明的具体实施只局限于这些说明。对于本发明所属技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，其还可以对这些已描述的实施方式做出若干替代或变型，而这些替代或变型方式都应当视为属于本发明的保护范围。在本说明书的描述中，参考术语“一种实施例”、“一些实施例”、“优选实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。尽管已经详细描述了本发明的实施例及其优点，但应当理解，在不脱离专利申请的保护范围的情况下，可以在本文中进行各种改变、替换和变更。

Claims (7)

1.一种光储发电系统控制方法，应用于基于VF源型虚拟同步机的工作在并网状态下的光储发电系统，其特征在于，包括：
获取所述光储发电系统中逆变器直流侧的直流电压，并根据所述逆变器直流侧的直流电压额定值获取系统的直流电压偏差；
根据VF源型虚拟同步机的f-P下垂特性曲线，依照所述直流电压偏差来改变一次调频曲线的位置以进行频率的二次调整，在VF源型虚拟同步机的f-P下垂特性曲线中的f 0上叠加一个频率偏移量
Figure 838369DEST_PATH_IMAGE001
f，由此调整光储发电系统的输出功率，包括向电网多输送的有功功率或从电网吸收的有功功率
Figure 704693DEST_PATH_IMAGE002
P =k f×
Figure 699194DEST_PATH_IMAGE003
f；
其中k f为f-P下垂特性曲线中的下垂系数，f 0为f-P下垂特性曲线与f轴的交点处的频率；
其中，为所述直流电压偏差设置电压死区，如下式：
Figure 43588DEST_PATH_IMAGE004
其中，u dc表示逆变器直流侧的直流电压；u dc,N表示逆变器直流侧的直流电压额定值；u dz表示电压死区，k dc,f表示频率二次调整中频率和电压间的比例系数。
2.如权利要求1所述的光储发电系统控制方法，其特征在于，设置频率偏差在f N
Figure 541565DEST_PATH_IMAGE005
0.5Hz范围内，供电电压在U N
Figure 578791DEST_PATH_IMAGE006
7%范围内，f-P下垂特性曲线与f轴的交点处的频率f 0和Q-U下垂特性曲线与U轴的交点处的电压U0满足如下公式：
f 0 = f N+0.5 ，U 0 = U N +7％U N；
f-P下垂特性曲线的下垂系数k f和Q-U下垂特性曲线的下垂系数k u满足如下公式：
Figure 60588DEST_PATH_IMAGE007
其中，f N 和U N 分别为逆变器的额定频率和额定电压，P N和Q N为光储发电系统中额定负载的有功功率和无功功率。
3.如权利要求1所述的光储发电系统控制方法，其特征在于，k dc,f的取值如下式：
Figure DEST_PATH_IMAGE008
其中，k f 表示f-P下垂特性曲线的下垂系数，P max表示光伏加储能系统的最大输出功率，u dc,max表示硬件所能承受的最大直流电压，P N 表示光储发电系统中额定负载的有功功率。
4.如权利要求1所述的光储发电系统控制方法，其特征在于，所述光储发电系统在并网状态下无功功率的目标值为：
Figure 474252DEST_PATH_IMAGE009
其中，k u表示Q-U下垂特性曲线的下垂系数，即VF源型虚拟同步机一次调压的系数；U VSG表示光储发电系统的输出电压，即VF源型虚拟同步机交流侧电压；U 0 表示Q-U下垂特性曲线与U轴的交点处的电压；Q g表示光储发电系统与电网交换的无功功率。
5.如权利要求4所述的光储发电系统控制方法，其特征在于，所述光储发电系统中逆变器输出的无功功率满足如下公式：
Figure DEST_PATH_IMAGE010
其中，Q VSG 表示VF源型虚拟同步机输出的无功功率，S表示逆变器的容量，P VSG表示VF源型虚拟同步机输出的有功功率。
6.如权利要求1、3至5任一项所述的光储发电系统控制方法，其特征在于，当所述光储发电系统工作在并网状态下，储能系统的输出功率小于所述储能系统的最大功率且满足VF源型虚拟同步机策略的一次调频和惯量需求，如下式：
Figure 357895DEST_PATH_IMAGE011
其中，P st 表示储能系统的输出功率，k f表示f-P下垂特性曲线的下垂系数，k H 表示惯量系数，f g 表示电网频率，f N 表示逆变器的额定频率，
Figure 566022DEST_PATH_IMAGE003
Pst1表示一次调频需求，
Figure 269536DEST_PATH_IMAGE003
Pst2表示惯量需求。
7.一种计算机可读存储介质，存储有计算机程序，所述计算机程序由处理器执行时，实现如权利要求1至6任一项所述的光储发电系统控制方法。
CN202210426571.6A 2022-04-22 2022-04-22 一种光储发电系统控制方法及存储介质 Active CN114552662B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210426571.6A CN114552662B (zh) 2022-04-22 2022-04-22 一种光储发电系统控制方法及存储介质

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210426571.6A CN114552662B (zh) 2022-04-22 2022-04-22 一种光储发电系统控制方法及存储介质

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN114552662A CN114552662A (zh) 2022-05-27
CN114552662B true CN114552662B (zh) 2022-08-09

Family

ID=81667533

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202210426571.6A Active CN114552662B (zh) 2022-04-22 2022-04-22 一种光储发电系统控制方法及存储介质

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN114552662B (zh)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN117526299B (zh) * 2023-11-10 2024-05-28 国网山东省电力公司枣庄供电公司 一种微电网有功无功功率协调控制系统及方法

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107565592A (zh) * 2017-09-28 2018-01-09 北京智中能源互联网研究院有限公司 含电压和频率二次调节的多端柔性直流系统下垂控制方法
CN109120014A (zh) * 2018-10-26 2019-01-01 国网黑龙江省电力有限公司电力科学研究院 一种微电网频率电压功率协同补偿方法

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108199420B (zh) * 2017-12-31 2019-10-22 北京金风科创风电设备有限公司 光伏发电厂及其二次调频控制方法
CN108110799B (zh) * 2018-01-30 2020-06-30 国家电网公司 孤岛双馈风电场高压直流并网的虚拟同步控制方法及装置
CN112542849B (zh) * 2020-11-12 2023-07-14 华北电力大学（保定） 一种柔性直流输电系统自适应虚拟惯性调频控制方法
CN114153146B (zh) * 2021-11-19 2024-04-09 国网新疆电力有限公司电力科学研究院 响应电网调频的机炉协调自主切换控制方法

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107565592A (zh) * 2017-09-28 2018-01-09 北京智中能源互联网研究院有限公司 含电压和频率二次调节的多端柔性直流系统下垂控制方法
CN109120014A (zh) * 2018-10-26 2019-01-01 国网黑龙江省电力有限公司电力科学研究院 一种微电网频率电压功率协同补偿方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN114552662A (zh) 2022-05-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN108832612B (zh) 一种基于分层管理的直流微电网控制方法和系统
Armghan et al. Design of integral terminal sliding mode controller for the hybrid AC/DC microgrids involving renewables and energy storage systems
Al Badwawi et al. Supervisory control for power management of an islanded AC microgrid using a frequency signalling-based fuzzy logic controller
Mao et al. Decentralized coordination power control for islanding microgrid based on PV/BES-VSG
CN114552661B (zh) 一种光储发电系统控制方法及存储介质
Kim et al. Dynamic modeling and control of a grid-connected hybrid generation system with versatile power transfer
CN107240934B (zh) 交直流混合微网多模式运行协调控制方法及平滑切换方法
US11394221B2 (en) Method and system for controlling DC bus voltage
CN112542849B (zh) 一种柔性直流输电系统自适应虚拟惯性调频控制方法
CN107508277A (zh) 一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法
CN105552949A (zh) 一种直流配电网的电压协调控制方法
CN109888845B (zh) 一种交直流混合微电网
Vandoorn et al. Power balancing in islanded microgrids by using a dc-bus voltage reference
CN114552662B (zh) 一种光储发电系统控制方法及存储介质
CN111446725B (zh) 一种用于微电网的混合储能调频控制方法
Issa et al. Smooth mode transfer in AC microgrids during unintentional islanding
CN115864520A (zh) 一种基于高比例光伏能源接入混合电网的控制方法及系统
CN110350538B (zh) 一种基于主动需求侧响应的微电网协调控制方法
Behera et al. Coordinated power management of a laboratory scale wind energy assisted lvdc microgrid with hybrid energy storage system
Al Badwawi et al. DC microgrid power coordination based on fuzzy logic control
CN116470528A (zh) 一种区域电网光储场站多时间尺度辅助调频方法
Sharma et al. Decentralized power management and load sharing for parallel operation of diesel generator and PV-battery based autonomous AC microgrid
Jiang et al. Power sharing scheme for an islanded microgrid including renewables and battery storage
Li et al. Decentralized multiple control for DC microgrid with hybrid energy storage
Zhang et al. Voltage segment coordinated control strategy for isolated DC microgrid with multiple energy storage units

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
CP01 Change in the name or title of a patent holder
CP01 Change in the name or title of a patent holder

Address after: 518000 19th floor, building 1, kaidar group center building, No. 168, Tongsha Road, Xinwei community, Xili street, Nanshan District, Shenzhen, Guangdong

Patentee after: Shenzhen Delian Minghai New Energy Co.,Ltd.

Patentee after: NORTH CHINA ELECTRIC POWER University

Address before: 518000 19th floor, building 1, kaidar group center building, No. 168, Tongsha Road, Xinwei community, Xili street, Nanshan District, Shenzhen, Guangdong

Patentee before: Shenzhen Poweroak Newener Co.,Ltd.

Patentee before: NORTH CHINA ELECTRIC POWER University