CN114928101B - 一种光储虚拟电厂同步支撑有功功率控制方法 - Google Patents
一种光储虚拟电厂同步支撑有功功率控制方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114928101B CN114928101B CN202210479213.1A CN202210479213A CN114928101B CN 114928101 B CN114928101 B CN 114928101B CN 202210479213 A CN202210479213 A CN 202210479213A CN 114928101 B CN114928101 B CN 114928101B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- power
- energy storage
- virtual
- load
- soc
- 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
Links
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 title claims abstract description 62
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 title claims abstract description 43
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 claims abstract description 106
- 238000013016 damping Methods 0.000 claims abstract description 16
- 230000002457 bidirectional effect Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims abstract description 12
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000010248 power generation Methods 0.000 claims description 26
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 8
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 6
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 claims description 3
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims description 3
- XOFYZVNMUHMLCC-ZPOLXVRWSA-N prednisone Chemical compound O=C1C=C[C@]2(C)[C@H]3C(=O)C[C@](C)([C@@](CC4)(O)C(=O)CO)[C@@H]4[C@@H]3CCC2=C1 XOFYZVNMUHMLCC-ZPOLXVRWSA-N 0.000 claims description 3
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims description 3
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 6
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 4
- 238000011217 control strategy Methods 0.000 description 3
- 238000005286 illumination Methods 0.000 description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000007665 sagging Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
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
- H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
-
- 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
- H02J3/466—Scheduling the operation of the generators, e.g. connecting or disconnecting generators to meet a given demand
-
- 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
- H02J7/00—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
- H02J7/0047—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries with monitoring or indicating devices or circuits
- H02J7/0048—Detection of remaining charge capacity or state of charge [SOC]
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
- H02M3/00—Conversion of dc power input into dc power output
- H02M3/02—Conversion of dc power input into dc power output without intermediate conversion into ac
- H02M3/04—Conversion of dc power input into dc power output without intermediate conversion into ac by static converters
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
- H02M7/00—Conversion of ac power input into dc power output; Conversion of dc power input into ac power output
- H02M7/42—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal
- H02M7/44—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters
-
- 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
-
- 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
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
- Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers
-
- 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
本发明公开了一种光储虚拟电厂同步支撑有功功率控制方法，光储虚拟电厂的光储联合运行架构，包括光伏阵列、储能模块、DC/DC变换器、双向DC/DC变换器、最大功率点跟踪控制器、DC/AC逆变器、逆变控制器、滤波器、可控负荷；光伏阵列、储能模块分别经过DC/DC变换器、双向DC/DC变换器后并联，再经DC/AC逆变器、滤波器后并网，所述可控负荷连接于滤波器出线端，所述光伏阵列由最大功率点跟踪控制器进行最大功率点跟踪控制实现最大功率输出，DC/AC逆变器由逆变控制器控制，对并联的光储电能采用虚拟同步发电机VSG技术使其呈现惯量和阻尼特性，维持频率稳定，光储虚拟电厂根据上层配电网有功功率分配指令进行光储联合运行；本发明通过光储联合互动，实现同步功率支撑能力，并最大限度减少弃光。
Description
技术领域
本发明涉及一种光储虚拟电厂同步支撑有功功率控制方法，属于新能源设备技术领域。
背景技术
随着分布式电源的大量并网，虚拟电厂应运而生。其通过通信手段将位置分散的分布式电源、储能装置灵活地聚合到一起，且无需改变并网方式。又因分布式电源并网导致电网呈现低惯量低阻尼特性，引进虚拟同步发电机技术(VSG)来模拟传统同步发电机，使分布式电源也能呈现惯量和阻尼特性，能够通过光储联合互动，向电网提供功率支撑。
在现有技术中，公开日期为2019年6月的文献《弱电网下光伏逆变器的虚拟同步机控制策略研究》(朱凯，哈尔滨工业大学)对三相光伏逆变器进行建模分析，结合同步发电机的转子运动方程，针对系统功率及频率扰动问题，提出一种基于VSG的虚拟转子惯量自适应方法来控制光伏逆变器。上述技术方案存在缺点为：只依靠光伏逆变器控制而未结合储能设备，在VSG系统受到负荷突变等情况时无法提供足够支撑，缺少光伏储能的联合同步支撑。公开日期为2021年11月的文献《基于自适应VSG的微网光储充放电控制技术》(沈志雨等，西安工程大学)建立考虑储能电池充放电和VSG控制的三相光储微网模型，来研究光储自适应并网控制技术有效抑制有功功率振荡，提高微网系统频率稳定性。2019年5月的文献《基于VSG 的光储孤岛微网协调控制策略研究》(梁荣伟，广西大学)分析了光储交直流混合孤岛微网策略，利用频率偏差积分补偿来进行虚拟同步发电机控制。上述文献存在缺点为：考虑微电网的分布式能源协调控制，而微电网主要整合地理位置接近的分布式电源，对地理位置要求较高，无法包含相对偏远和孤立的分布式发电设施。
因此，现有技术并未解决如何实现由虚拟电厂聚合的位置分散的分布式电源与储能的联合控制问题，未能实现在光伏发电保持在最大功率点的同时，联合储能设备响应电网需求的同步支撑有功功率控制。
发明内容
本发明的目的在于提供一种光储虚拟电厂同步支撑有功功率控制方法，基于光伏阵列和储能设备工作原理，考虑分布式电源特点，搭建光储虚拟电厂并网系统模型，通过虚拟同步技术及光储虚拟电厂同步支撑控制方法，实现光伏、储能联合同步提供功率支撑，响应电网发电指令的目的。
本发明的目的通过以下技术方案予以实现：
一种光储虚拟电厂同步支撑有功功率控制方法，光储虚拟电厂的光储联合运行架构，包括光伏阵列、储能模块、DC/DC变换器、双向DC/DC变换器、最大功率点跟踪控制器、DC/AC 逆变器、逆变控制器、滤波器、可控负荷；光伏阵列、储能模块分别经过DC/DC变换器、双向DC/DC变换器后并联，再经DC/AC逆变器、滤波器后并网，所述可控负荷连接于滤波器出线端，所述光伏阵列由最大功率点跟踪控制器进行最大功率点跟踪控制实现最大功率输出，DC/AC逆变器由逆变控制器控制，对并联的光储电能，在逆变控制器中采用虚拟同步发电机(Virtual Synchronous Generator,VSG)技术使其呈现惯量和阻尼特性，维持频率稳定，光储虚拟电厂根据上层配电网有功功率分配指令进行光储联合运行；光储虚拟电厂的光储联合运行架构满足如下关系式：
式中，Cdc是直流侧电容，Udc是直流母线电压，ipv是光伏发电单元输出电流，ibat是储能单元输出电流，idc是逆变器输入电流；
光储虚拟电厂同步支撑有功功率控制方法，包括光伏和储能的互动控制、调频控制、储能SOC控制；
1)所述光伏和储能的互动控制根据上层配电网下发的功率需求量，结合当前光伏输出功率，可控负荷消耗功率，计算发电功率缺额，控制储能进行同步支撑功率补足，或同步支撑功率消耗，使得减少弃光的同时满足上层配电网的功率需求量，该方法包括：
(1)当虚拟电厂光伏输出功率大于虚拟电厂内部负荷消耗功率和配电网需求功率之和时，储能同步支撑充电控制，即PPV-PLoad-PU＞0时，PES＜0，其中PPV为光伏输出功率，PLoad为负荷消耗功率，PU为上层配电网需求功率，PES为储能放电功率，负数为充电；
(2)当虚拟电厂光伏输出功率大于虚拟电厂内部负荷消耗功率，但虚拟电厂光伏输出功率小于虚拟电厂内部负荷消耗功率和配电网需求功率之和，且储能放电功率上限能满足配电网需求功率时，储能同步支撑放电控制，即PPV-PLoad-PU＜0且PPV-PLoad-PU+PES.max＞0时， PES＞0，其中PES.max为储能放电功率最大值，储能放电功率PES正数为放电；
(3)当虚拟电厂光伏输出功率大于虚拟电厂内部负荷消耗功率但不满足配电网需求功率之和时，且储能放电功率上限不能满足配电网需求功率时，可控负荷部分离网直到功率满足配电网需求，储能同步支撑放电控制，即PPV-PLoad-PU＜0且PPV-PLoad-PU+PES.max＜0时， PPV-PLoad.ac-PU+PES.max＞0，PES＞0；其中PLoad.ac为可控负荷部分离网后的负荷消耗功率；
2)所述调频控制对并联的光储电能，在逆变控制器中采用虚拟同步发电机(VSG)技术使其呈现惯量和阻尼特性，维持频率稳定；虚拟同步发电机与电网连接，实现在设定的额定有功功率变化时的输出有功功率的跟随特性，分布式电源注入到电网的有功功率P遵循如下公式：
式中，U是光储系统并网点的电压，E是VSG的输出电压，Z是VSG与电网连接线路的阻抗，是阻抗角，δ是E与U的相角差；
并联电网时，虚拟同步发电机VSG通过调节给定的输出功率P0来模拟传统同步发电机的二次调频功能，即当配电网需求功率或负荷突变引起频率偏移时，通过增加虚拟同步发电机 VSG输出的功率使频率恢复稳定，从而达到频率无差调节的目的，进行二次调频时将给定的输出功率P0施加一个增量ΔP0，此时额定VSG输出功率增量ΔP0(s)与实际VSG输出功率增量ΔP(s)的关系如下公式：
式中，G1(s)是单个VSG孤岛有功闭环传递函数，G2(s)是给定有功与输出有功的传递函数， J是惯性系数，ω0是额定频率，s是拉普拉斯变换复变量算子，D是阻尼系数，X是线路电抗值；
3)所述储能SOC控制，对储能SOC控制，避免SOC越限。
本发明的目的还可以通过以下技术措施来进一步实现：
前述储能SOC控制，采用比例积分方式调节SOC状态；储能SOC控制的充电功率关系式如下：
Psoc＝Kp·ΔEsoc+Ki·∫ΔEsocdt (4)
式中，Psoc是储能SOC控制功率指令，Kp是充电功率的比例系数，Ki是充电功率的积分系数，ΔEsoc是储能系统荷电变化量，其设置方法如下：
式中，Esoc.min是储能系统最小荷电量，Esoc.max是储能系统最大荷电量，Esoc是储能系统当前荷电量；将Psoc加到了储能放电功率PES中，同时也加到配电网需求功率PU中，使储能具备功率支撑能力。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：采用VSG控制的虚拟电厂，具有了适应电网的惯量和阻尼特性，通过模拟二次调频使频率稳定，保证了电网稳定运行。再通过光储联合互动，实现同步功率支撑能力，使得总出力在控制后符合发电目标值，并最大限度减少弃光。
附图说明
图1是本发明电压源型逆变器结构的光伏并网系统框图；
图2是实施例典型区域虚拟电厂各模块功率曲线图；
图3是光伏模块的光照辐照度、光伏发电电压、光伏发电功率曲线图。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步说明。
本发明基于光储虚拟电厂联合运行架构，该架构考虑分布式电源位置分散，采用虚拟电厂聚合光储。针对光储虚拟电厂内部源、储、荷运行特性，提出光储虚拟电厂联合运行方式，包含光伏输出功率监测跟踪功能，储能充放电调节功能，可控负荷离网并网运行功能等。
本发明主要完成以下目的：1.利用储能双向功率支撑特性，在下垂控制的基础上增加虚拟惯量环节，用虚拟同步发电机技术模拟同步发电机，在电网的功率需求改变时，惯量和阻尼特性维持频率稳定，进而通过储能充放电实现功率虚拟同步支撑控制。2.完成光储虚拟电厂同步支撑有功功率控制：针对光伏出力的波动性，储能单元可以起到协调互补控制的作用，补偿功率缺额或存储多余功率，考虑光伏发电出力的不可调度性，为了满足电网下发的发电指令，提出基于储能设备的虚拟同步控制方法，在保证光伏发电全额消纳的前提下利用储能进行补偿功率，实现光储联合控制，积极响应电网有功功率需求。
如图1所示，本发明所述的光储虚拟电厂的光储联合运行架构，包括光伏阵列、储能模块、DC/DC变换器、双向DC/DC变换器、最大功率点跟踪控制器、DC/AC逆变器、逆变控制器、滤波器、可控负荷；光伏阵列、储能模块分别经过DC/DC变换器、双向DC/DC变换器后并联，再经DC/AC逆变器、滤波器后并网，所述可控负荷连接于滤波器出线端，所述光伏阵列由最大功率点跟踪控制器进行最大功率点跟踪控制实现最大功率输出，DC/AC逆变器由逆变控制器控制，对并联的光储电能，在逆变控制器中采用虚拟同步发电机(VirtualSynchronous Generator,VSG)技术使其呈现惯量和阻尼特性，维持频率稳定，光储虚拟电厂根据上层配电网有功功率分配指令进行光储联合运行；光储虚拟电厂的光储联合运行架构满足如下关系式：
式中，Cdc是直流侧电容，Udc是直流母线电压，ipv是光伏发电单元输出电流，ibat是储能单元输出电流，idc是逆变器输入电流；
本发明的光储虚拟电厂同步支撑有功功率控制方法，对有功功率的控制包括(1)光储互动控制，即当电网下发需求时，实现光伏和储能的互动控制，通过储能的充放电控制满足电网下发的发电任务，实现光储联合响应，必要时断开部分负荷，提高虚拟电厂可调度性；(2) 储能电池SOC控制；(3)对频率的控制为基于VSG的储能虚拟同步控制策略，构建储能虚拟同步机的控制框架，利用储能双向功率支撑特性，增加虚拟惯量环节，模拟同步发电机的频率控制，进而结合电网的功率需求实现虚拟同步控制跟踪有功功率变化。
本发明的光储虚拟电厂同步支撑有功功率控制方法，根据上层配电网下发的功率需求量，结合当前光伏输出功率，可控负荷消耗功率，计算发电功率缺额，控制储能进行同步支撑功率补足，或同步支撑功率消耗，使得减少弃光的同时满足上层配电网的功率需求量，具体方法为：
(1)当虚拟电厂光伏输出功率大于虚拟电厂内部负荷消耗功率和配电网需求功率之和时，储能同步支撑充电控制，即PPV-PLoad-PU＞0时，PES＜0，其中PPV为光伏输出功率，PLoad为负荷消耗功率，PU为上层配电网需求功率，PES为储能放电功率，负数为充电；
(2)当虚拟电厂光伏输出功率大于虚拟电厂内部负荷消耗功率，但虚拟电厂光伏输出功率小于虚拟电厂内部负荷消耗功率和配电网需求功率之和，且储能放电功率上限能满足配电网需求功率时，储能同步支撑放电控制，即PPV-PLoad-PU＜0且PPV-PLoad-PU+PES.max＞0时，PES＞0，其中PES.max为储能放电功率最大值，储能放电功率PES正数为放电；
(3)当虚拟电厂光伏输出功率大于虚拟电厂内部负荷消耗功率但不满足配电网需求功率之和时，且储能放电功率上限不能满足配电网需求功率时，可控负荷部分离网直到功率满足配电网需求，储能同步支撑放电控制，即PPV-PLoad-PU＜0且PPV-PLoad-PU+PES.max＜0时， PPV-PLoad.ac-PU+PES.max＞0，PES＞0；其中PLoad.ac为可控负荷部分离网后的负荷消耗功率；
其中，储能模块通过双向DC/DC变换器接到逆变器的直流侧，当光伏模块的输出功率高于逆变器直流侧所需提供的功率时，储能模块充电；当直流侧存在功率缺额时，储能模块放电，以此与光伏同步支撑功率指令。
同时，由于对储能的调控存在偏差，需对储能单元荷电状态(State of charge,SOC)进行控制避免SOC越限，采用比例积分(PI)方式调节SOC状态；储能SOC控制的充电功率关系式如下：
Psoc＝Kp·ΔEsoc+Ki·∫ΔEsocdt (2)
式中，Psoc是储能SOC控制功率指令，Kp是充电功率的比例系数，Ki是充电功率的积分系数，ΔEsoc是储能系统荷电变化量，其设置方法如下：
式中，Esoc.min是储能系统最小荷电量，Esoc.max是储能系统最大荷电量，Esoc是储能系统当前荷电量。
需要注意的是，将Psoc加到了储能放电功率PES中，同时也加到了配电网需求功率PU中，来使储能具备功率支撑能力。
虚拟电厂通过通信手段将位置分散的光伏电站、储能系统、可控负荷(即可以控制适当时间开关的负荷)等聚合为一个整体。构建光储虚拟电厂中光储联合运行架构及模型后，对虚拟电厂进行虚拟同步发电机技术控制。虚拟同步发电机技术关键的就是对并网逆变器的控制，其模拟同步发电机的本体模型，使光储虚拟电厂从运行方式和调压调频特性上与同步发电机类似，具有适应电网的惯量和阻尼特性，以保证电网稳定运行。
对并联的光储电能，在逆变控制器中采用虚拟同步发电机(VSG)技术使其呈现惯量和阻尼特性，维持频率稳定。虚拟同步发电机与电网连接，实现在设定的额定有功功率变化时的输出有功功率的跟随特性，分布式电源注入到电网的有功功率P遵循如下公式：
式中，U是光储系统并网点的电压，E是VSG的输出电压，Z是VSG与电网连接线路的阻抗，是阻抗角，δ是E与U的相角差。
并联大电网时，虚拟同步发电机VSG通过调节给定的输出功率P0来模拟传统同步发电机的二次调频功能，即当配电网需求功率或负荷突变引起频率偏移时，通过增加虚拟同步发电机VSG输出的功率使频率恢复稳定，从而达到频率无差调节的目的，进行二次调频时将给定的输出功率P0施加一个增量ΔP0，此时额定VSG输出功率增量ΔP0(s)与实际VSG输出功率增量ΔP(s)的关系如下公式：
式中，G1(s)是单个VSG孤岛有功闭环传递函数，G2(s)是给定有功与输出有功的传递函数， J是惯性系数，ω0是额定频率，s是拉普拉斯变换复变量算子，D是阻尼系数，X是线路电抗值。
因此，采用VSG控制的虚拟电厂，具有了适应电网的惯量和阻尼特性，通过模拟二次调频使频率稳定，保证了电网稳定运行。再通过光储联合互动，实现功率支撑能力。虚拟电厂内，储能采用同步互补支撑控制，与光伏并联运行，通过检测光伏输出功率、负荷消耗功率和上层配电网功率需求，进行充电或放电控制。当出现多云天气时，光伏出力上下波动，储能系统跟踪光伏发电情况进行充放电调节，使得总出力在控制后符合发电目标值，并最大限度减少弃光。
本发明具体实施例的光伏发电模块，储能模块，可控负荷模块各模块功率如图2所示，图2从上至下分别为光伏模块输出功率，储能模块输出功率(正为放电，负为充电)，可控负荷消耗功率，上层配电网发布功率需求。本发明对虚拟电厂控制过程如下：
初始运行状态：t＝0-0.3s时，光伏发电功率220kW，储能充电功率10kW，可控负荷消耗功率100kW，上层配电网发布发电功率需求100kW。
当t＝0.3s，光照强度由1000W/m2降至500W/m2，光伏发电功率由220kW逐渐降至110kW，虚拟同步发电机接受配电网指令后，储能为支撑光伏出力的下降，通过DC/DC变换器调整由充电状态转为放电状态，放电功率100kW，可控负荷消耗功率100kW，配电网功率需求仍为 100kW。
当t＝0.5s，光伏发电功率不变，可控负荷消耗功率上升至240kW，且配电网功率需求上升至250kW，光储虚拟电厂作为整体接收到指令，逆变控制器作用下虚拟电厂频率稳定，为满足负荷和配电网功率需求，储能增发至390kW。
当t＝0.7s，光伏发电功率不变，配电网功率需求上升至300kW，为了减轻光储供电压力，可控负荷部分离网，功率消耗降至150kW，储能功率降至350kW。
由上分析可知，储能在光伏供电能力下降时增发功率，使得光储供电功率始终满足可控负荷和上层配电网功率需求，且在光储供电压力过大时，可控负荷选择部分离网减轻光储供电压力。且光伏模块工作于MPPT模式，输出功率、电压稳定，如图3所示，图3从上至下分别为光照辐照度，光伏发电电压，光伏发电功率。当辐照度不变时，光伏输出功率保持在最大功率；当辐照度下降时，光伏输出电压保持在稳定范围内。
除上述实施例外，本发明还可以有其他实施方式，凡采用等同替换或等效变换形成的技术方案，均落在本发明要求的保护范围内。
Claims (2)
1.一种光储虚拟电厂同步支撑有功功率控制方法，光储虚拟电厂的光储联合运行架构，包括光伏阵列、储能模块、DC/DC变换器、双向DC/DC变换器、最大功率点跟踪控制器、DC/AC逆变器、逆变控制器、滤波器、可控负荷；光伏阵列、储能模块分别经过DC/DC变换器、双向DC/DC变换器后并联，再经DC/AC逆变器、滤波器后并网，所述可控负荷连接于滤波器出线端，其特征在于，所述光伏阵列由最大功率点跟踪控制器进行最大功率点跟踪控制实现最大功率输出，DC/AC逆变器由逆变控制器控制，对并联的光储电能，在逆变控制器中采用虚拟同步发电机VSG技术使其呈现惯量和阻尼特性，维持频率稳定，光储虚拟电厂根据上层配电网有功功率分配指令进行光储联合运行；光储虚拟电厂的光储联合运行架构满足如下关系式：
式中，Cdc是直流侧电容，Udc是直流母线电压，ipv是光伏发电单元输出电流，ibat是储能单元输出电流，idc是逆变器输入电流；
光储虚拟电厂同步支撑有功功率控制方法包括光伏和储能的互动控制、调频控制、储能SOC控制；
1)所述光伏和储能的互动控制根据上层配电网下发的功率需求量，结合当前光伏输出功率，可控负荷消耗功率，计算发电功率缺额，控制储能进行同步支撑功率补足，或同步支撑功率消耗，使得减少弃光的同时满足上层配电网的功率需求量，该方法包括：
(1)当虚拟电厂光伏输出功率大于虚拟电厂内部负荷消耗功率和配电网需求功率之和时，储能同步支撑充电控制，即PPV-PLoad-PU＞0时，PES＜0，其中PPV为光伏输出功率，PLoad为负荷消耗功率，PU为上层配电网需求功率，PES为储能放电功率，负数为充电；
(2)当虚拟电厂光伏输出功率大于虚拟电厂内部负荷消耗功率，但虚拟电厂光伏输出功率小于虚拟电厂内部负荷消耗功率和配电网需求功率之和，且储能放电功率上限能满足配电网需求功率时，储能同步支撑放电控制，即PPV-PLoad-PU＜0且PPV-PLoad-PU+PES.max＞0时，PES＞0，其中PES.max为储能放电功率最大值，储能放电功率PES正数为放电；
(3)当虚拟电厂光伏输出功率大于虚拟电厂内部负荷消耗功率但不满足配电网需求功率之和时，且储能放电功率上限不能满足配电网需求功率时，可控负荷部分离网直到功率满足配电网需求，储能同步支撑放电控制，即PPV-PLoad-PU＜0且PPV-PLoad-PU+PES.max＜0时，PPV-PLoad.ac-PU+PES.max＞0，PES＞0；其中PLoad.ac为可控负荷部分离网后的负荷消耗功率；
2)所述调频控制对并联的光储电能，在逆变控制器中采用虚拟同步发电机VSG技术使其呈现惯量和阻尼特性，维持频率稳定；虚拟同步发电机与电网连接，实现在设定的额定有功功率变化时的输出有功功率的跟随特性，分布式电源注入到电网的有功功率P遵循如下公式：
式中，U是光储系统并网点的电压，E是VSG的输出电压，Z是VSG与电网连接线路的阻抗，是阻抗角，δ是E与U的相角差；
并联电网时，虚拟同步发电机VSG通过调节给定的输出功率P0来模拟传统同步发电机的二次调频功能，即当配电网需求功率或负荷突变引起频率偏移时，通过增加虚拟同步发电机VSG输出的功率使频率恢复稳定，从而达到频率无差调节的目的，进行二次调频时将给定的输出功率P0施加一个增量ΔP0，此时额定VSG输出功率增量ΔP0(s)与实际VSG输出功率增量ΔP(s)的关系如下公式：
式中，G1(s)是单个VSG孤岛有功闭环传递函数，G2(s)是给定有功与输出有功的传递函数，J是惯性系数，ω0是额定频率，s是拉普拉斯变换复变量算子，D是阻尼系数，X是线路电抗值；
3)所述储能SOC控制，对储能SOC控制，避免SOC越限。
2.如权利要求1所述的一种光储虚拟电厂同步支撑有功功率控制方法，其特征在于，所述储能SOC控制，采用比例积分方式调节SOC状态；储能SOC控制的充电功率关系式如下：
Psoc＝Kp·ΔEsoc+Ki·∫ΔEsocdt (4)
式中，Psoc是储能SOC控制功率指令，Kp是充电功率的比例系数，Ki是充电功率的积分系数，ΔEsoc是储能系统荷电变化量，其设置方法如下：
式中，Esoc.min是储能系统最小荷电量，Esoc.max是储能系统最大荷电量，Esoc是储能系统当前荷电量；将Psoc加到了储能放电功率PES中，同时也加到配电网需求功率PU中，使储能具备功率支撑能力。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210479213.1A CN114928101B (zh) | 2022-05-05 | 2022-05-05 | 一种光储虚拟电厂同步支撑有功功率控制方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210479213.1A CN114928101B (zh) | 2022-05-05 | 2022-05-05 | 一种光储虚拟电厂同步支撑有功功率控制方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114928101A CN114928101A (zh) | 2022-08-19 |
| CN114928101B true CN114928101B (zh) | 2024-04-19 |
Family
ID=82806394
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202210479213.1A Active CN114928101B (zh) | 2022-05-05 | 2022-05-05 | 一种光储虚拟电厂同步支撑有功功率控制方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114928101B (zh) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103441537A (zh) * | 2013-06-18 | 2013-12-11 | 国家电网公司 | 配有储能电站的分散式风电场有功优化调控方法 |
| CN103548250A (zh) * | 2011-02-28 | 2014-01-29 | 阿文戈亚太阳能新技术公司 | 基于静态功率转换器的用于发电系统的同步功率控制器 |
| CN106340893A (zh) * | 2015-07-17 | 2017-01-18 | 中国电力科学研究院 | 一种基于虚拟发电厂的分布式光伏发电功率控制方法 |
| CN108199420A (zh) * | 2017-12-31 | 2018-06-22 | 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 |
| CN109586343A (zh) * | 2018-12-29 | 2019-04-05 | 国网天津市电力公司电力科学研究院 | 基于虚拟同步发电机控制的光伏-储能发电系统及方法 |
| WO2019192040A1 (zh) * | 2018-04-26 | 2019-10-10 | 江苏金润龙科技股份有限公司 | 风光柴储智能交流微电网系统 |
| CN110970933A (zh) * | 2019-11-23 | 2020-04-07 | 国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院 | 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 |
| CN114362169A (zh) * | 2022-01-13 | 2022-04-15 | 国网江苏省电力有限公司镇江供电分公司 | 一种计及光储型虚拟电厂边际成本的分层协调调控方法 |
-
2022
- 2022-05-05 CN CN202210479213.1A patent/CN114928101B/zh active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103548250A (zh) * | 2011-02-28 | 2014-01-29 | 阿文戈亚太阳能新技术公司 | 基于静态功率转换器的用于发电系统的同步功率控制器 |
| CN103441537A (zh) * | 2013-06-18 | 2013-12-11 | 国家电网公司 | 配有储能电站的分散式风电场有功优化调控方法 |
| CN106340893A (zh) * | 2015-07-17 | 2017-01-18 | 中国电力科学研究院 | 一种基于虚拟发电厂的分布式光伏发电功率控制方法 |
| CN108199420A (zh) * | 2017-12-31 | 2018-06-22 | 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 |
| WO2019192040A1 (zh) * | 2018-04-26 | 2019-10-10 | 江苏金润龙科技股份有限公司 | 风光柴储智能交流微电网系统 |
| CN109586343A (zh) * | 2018-12-29 | 2019-04-05 | 国网天津市电力公司电力科学研究院 | 基于虚拟同步发电机控制的光伏-储能发电系统及方法 |
| CN110970933A (zh) * | 2019-11-23 | 2020-04-07 | 国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院 | 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 |
| CN114362169A (zh) * | 2022-01-13 | 2022-04-15 | 国网江苏省电力有限公司镇江供电分公司 | 一种计及光储型虚拟电厂边际成本的分层协调调控方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 考虑储能充放电功率限制的并网光储虚拟同步机控制;高建瑞;李国杰;汪可友;吴盼;余钟民;;电力系统自动化(第04期);全文 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN114928101A (zh) | 2022-08-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107732956B (zh) | 变功率跟踪轨迹的两级式光伏并网系统低电压穿越方法 | |
| CN107785909B (zh) | 一种风电场无功电压协调控制方法 | |
| CN105186554A (zh) | 具有转动惯量和阻尼自趋优的超越虚拟同步发电机方法 | |
| CN105514966A (zh) | 一种直流微电网群储能优化及协调控制方法 | |
| CN104659804A (zh) | 含有混合储能的微电网及其控制方法 | |
| CN108683212B (zh) | 一种基于功率解耦的混合储能型虚拟同步发电机控制方法 | |
| CN108462212B (zh) | 一种新能源电力系统在多源多调控域运行方式下控制方法 | |
| CN114498748A (zh) | 含电压受控源的新能源场站主动支撑协调控制方法及系统 | |
| CN112332421A (zh) | 基于自适应下垂控制的光伏电站参与电网电压调节方法 | |
| CN112865065A (zh) | 含高渗透率光储的配电网协调控制方法和系统 | |
| CN106816889B (zh) | 并网逆变器功率解耦方法及装置 | |
| CN114928101B (zh) | 一种光储虚拟电厂同步支撑有功功率控制方法 | |
| CN109301861B (zh) | 一种光伏与光热系统协调发电的黑启动系统及其恢复方法 | |
| CN112186794A (zh) | 一种光伏电站无功功率控制方法和装置 | |
| CN113629765B (zh) | 一种光储虚拟同步机多模式运行控制系统 | |
| CN114825487A (zh) | 一种离网型风储荷发电系统及控制调试方法 | |
| CN114530884A (zh) | 具备孤岛能力的光储一体微电网系统 | |
| Wang et al. | Research and implementation of frequency control strategy of islanded microgrids rich in grid-connected small hydropower | |
| Lin et al. | Distributed Coordinated Voltage Control of Photovoltaic and Energy Storage System Based on Dynamic Consensus Algorithm | |
| CN112087000A (zh) | 一种光伏型柔性合环装置及运行控制方法 | |
| Gupta et al. | Management of power exchange between hybrid microgrids using intelligent control | |
| Xiaoliang | Application of an improved droop control strategy in micro-grid system | |
| Xu et al. | A hybrid energy storage strategy based fuzzy control to suppress power fluctuation of grid-connected photovoltaic power system | |
| CN102868207A (zh) | 光柴互补独立微电网的频率优化方法 | |
| Alalwan et al. | An Improved Energy Management Strategy for a DC Microgrid including Electric Vehicle Fast Charging Stations |
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 |