CN117674192A - 一种多场景下混合储能参与风光储场站的功率分配和调频策略 - Google Patents
一种多场景下混合储能参与风光储场站的功率分配和调频策略 Download PDFInfo
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Abstract
本发明提出一种多场景下混合储能参与风光储场站的功率分配和调频策略，所提包括以下步骤：1)根据功率分配和调频策略需求，构建一种风光储场站系统结构体系；2)根据蓄电池和超级电容的工作状态，对低通滤波器的时间常数进行自适应调整；3)根据超级电容荷电状态的变化，将其分为五个区域，并实时调整时间常数；4)针对混合储能主动支撑风光储场站频率问题，对混合储能逆变器采用虚拟同步机控制，并对转动惯量和阻尼系数进行自适应调整；5)采用在PSCAD/EMTDC中搭建风光储场站的仿真模型，通过设置多个场景验证本发明所提策略的有效性。与现有技术相比，本发明契合现阶段及未来电网中风光储场站的发展趋势、考虑全面、具有远大前景。
Description
技术领域
本发明针对电网储能规划领域，尤其是针对多场景下混合储能参与风光储场站的功率分配和调频策略。
背景技术
随着新能源发电技术的快速发展，以风光场站为代表的微电网在电网中占据着越来越高的比例，由于新能源发电具有一定的随机性与间歇性，给电网应对系统波动的能力带来了很大的挑战，储能技术的发展则较好的解决了新能源带来的一系列问题，其利用自身特性可平滑新能源的出力波动，进而减少了风光资源的浪费。
常用的储能设备可分为能量型与功率型两类，能量型设备如蓄电池储能，其能量密度大，但瞬时响应能力较弱，适合平滑系统低频功率的波动，功率型设备如超级电容储能，其具有功率密度大的优势，因此适合响应系统高频功率，但其容量一般比蓄电池小，因此不适合过度充放，为此需要对两者的混合储能系统进行合理的控制，确保其在平抑系统频率波动的同时，也能保证两种储能的充放合理。
储能因其良好的双向充放电特性，在平抑系统功率波动的同时可参与系统调频，虚拟同步机Virtual Synchronous Generator,VSG)控制技术可通过模拟同步发电机的特性，为电网提供支撑，提高系统稳定性。
目前对混合储能的研究很少考虑到超级电容的荷电状态，在混合储能广泛应用的场景下，在混合储能平抑功率波动的同时，需进一步考虑混合储能自身的充放电能力，以保证储能单元在风光储系统中的高效运行。对混合储能应用VSG控制，对转动惯量和阻尼系数进行自适应调整，使混合储能平抑功率波动的同时参与系统频率调整，提高系统稳定性。因此本发明提出一种多场景下混合储能参与风光储场站的功率分配和调频策略，并在PSCAD/EMTDC平台上搭建风光储场站的仿真模型，通过多个场景验证本文所提策略的有效性。
发明内容
本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提出一种针对新能源出力波动及负荷扰动的混合储能功率分配策略
本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：
一种多场景下混合储能参与风光储场站的功率分配和调频策略，包括以下步骤：
1)根据功率分配和调频策略需求，构建一种风光储场站系统结构体系；
2)根据蓄电池和超级电容的工作状态，对低通滤波器的时间常数进行自适应调整；
3)根据超级电容荷电状态(State of Charge,SOC)的变化，将其分为五个区域，并实时调整时间常数；
4)针对混合储能主动支撑风光储场站频率问题，对混合储能逆变器采用虚拟同步机(Virtual Synchronous Generator,VSG)控制，并对转动惯量和阻尼系数进行自适应调整；
5)采用在PSCAD/EMTDC中搭建风光储场站的仿真模型，通过设置多个场景验证本发明所提策略的有效性。
所述的步骤1)中，根据功率分配和调频策略需求，构建一种风光储场站系统结构体系：
风光储场站系统结构如图1所示，主要由光伏阵列、风电机组、混合储能单元以及一、二级负荷构成。风光储场站运行在离网模式，风机先通过AC/DC整流成直流源，再通过后级采用恒功率(PQ)控制的DC/AC变换器输出恒定功率。光伏阵列前级DC/DC变换器采用MPPT控制，追踪光伏阵列当时条件下可输出的最大功率，后级DC/AC变换器采用恒功率控制，恒定输出追踪到的最大功率。混合储能单元由蓄电池和超级电容组成，其通过各自的DC/DC变换器后并入同一直流母线，再接入同一个DC/AC变换器，其中，DC/DC变换器由混合储能功率分配策略控制，DC/AC变换器采用虚拟同步机(Virtual Synchronous Generator，VSG)控制，模拟同步发电机的惯量和阻尼特性，使系统具有惯量和阻尼支撑，当风光出力波动或负荷扰动时降低系统振荡程度，为负荷稳定供电。风光储经过逆变器后通过升压变压器升压到与负荷相匹配的电压等级，接入同一交流母线为交流负荷供电。
在理想情况下，整个系统的功率潮流满足：
Pwind+Ppv+Phess＝Pload (1)
Pbat+Psc＝Phess (2)
式中：：Pwind、Ppv、Phess分别为风机、光伏、混合储能发出的功率，Pload为系统负荷功率，Pbat、Psc分别为蓄电池和超级电容发出(或吸收)的功率。
所述的步骤2)具体包括以下步骤：
21)超级电容器具有极高的功率密度，可在瞬时完成充放电，在分布式发电系统中，利用该特点迅速应对系统中功率突变产生的的高频分量，蓄电池则缓慢应对功率变化的低频分量；
22)蓄电池与超级电容各自经过DC-DC变换器并联于直流母线，用于双向DC-DC的控制策略框图如图2所示；
23)当系统发生扰动后，直流母线电压发生变化，通过实时检测得到此时电压实际值，与设定的参考值比较，两者产生的偏差送入PI调节器得到电流参考值，通过低通滤波器得到参考电流的低频信号，即Ibat_ref；
24)一阶低通滤波器可使低频信号通过,而对高频信号具有抑制作用,其传递函数为：
式中:T为低通滤波器的时间常数；s为微分算子。
Ibat_ref＝H(s)Iref (4)
25)得到蓄电池电流的参考信号后，再与蓄电池实际电流Ibat作差得到Ibat_err，将其送入PI调节器进行调整，经PWM调制得到用以控制蓄电池DC-DC电路的开关脉冲信号。而没有通过低通滤波器的高频信号则被用于控制超级电容器的DC-DC电路。其中，高频电流信号为：
IH_ref＝Iref-Ibat_ref (5)
26)考虑到蓄电池的响应速度较慢，当系统功率变化时，蓄电池无法瞬时补偿变化的功率缺额，因此该部分功率将由超级电容器进行补偿，即：
Pbat＝Vbat×(IH_ref+Ibat_err) (6)
27)得到超级电容需补偿蓄电池的功率后，再除以超级电容器的端电压Vsc即得到超级电容器的参考电流Isc_ref，表示为：
28)得到超级电容器参考电流Isc_ref，与超级电容器实际电流作差后送入PI控制环节，经PWM调制后得到用以控制超级电容器DC-DC电路的开关脉冲信号。
所述的步骤3)中，考虑超级电容SOC的分频策略包括：
一般来说，超级电容的储能容量相对蓄电池较小，当系统功率发生变化时，超级电容更容易出现过充或者过放的状态，考虑到超级电容的实际特性，改进后的控制策略需要以超级电容的SOC为基础，因此本文在前节混合储能功率分配策略的基础上提出基于超级电容SOC的混合储能控制策略。控制的核心即对低通滤波器滤波时间常数进行调整，滤波时间常数越大，低通滤波器的通带范围就越窄，而低通滤波器主要阻断的是高频分量，因此超级电容所承担的功率也就随之增加，同理可得出滤波时间常数越小，超级电容承担的功率越小，改进后的控制策略在原滤波时间常数上基于超级电容的充放电状态以及超级电容SOC的分区附加一个滤波常数增量，在一定程度上避免了超级电容充放电越限的状态。具体的控制策略流程如图3所示。
在判断超级电容SOC之前需要先确定其充放电状态，根据不同的状态来计算在不同区域的滤波时间常数。关于区域的划分，为达到保护超级电容的目的，可以通过四个临界值将其划分为五个区域，四个临界值分别为SOCmin、SOClow、SOChigh及SOCmax，据此可以将SOC划分为五个区域，即放电禁止区、放电警戒区、正常工作区、充电警戒区及充电禁止区。具体的工作分区可见图4：
当超级电容位于放电禁止区时，超级电容应控制在充电模式，若此时signsc＝1，即超级电容需要充电，则滤波常数增量Δτ为-τ0，与原滤波常数叠加后为0，低通滤波器输出的低频分量为0，蓄电池不动作，功率变化量由超级电容单独承担；若此时signsc＝-1，即超级电容需要放电，则滤波常数增量Δτ为100τ0，超级电容不动作，功率变化量由蓄电池单独承担。
当超级电容位于放电警戒区时，超级电容应尽量控制少放电，此时先判断signsc状态，若为1，则应控制其多充电，若为-1，则应控制其少放电，则Δτ为：
当超级电容位于正常工作区时，超级电容与蓄电池可正常进行充放电，此时无需对低通滤波器进行调整，因此Δτ为0。
当超级电容位于限制充电区时，超级电容应尽量控制少充电，其控制过程与限制放电区类似，Δτ为：
当超级电容位于充电禁止区时，其控制与放电禁止区相反，当signsc＝1时，超级电容需要放电，与超级电容此时的区域相匹配，令Δτ为-τ0，使蓄电池不动作，由超级电容单独放电，以减少过度充放对电池造成的损害；当signsc＝-1时，超级电容需要充电，令Δτ为100τ0，限制超级电容充电，由蓄电池单独承担充电功率。
所述的步骤4)中，针对混合储能主动支撑风光储场站频率问题，对混合储能逆变器采用虚拟同步机(Virtual Synchronous Generator,VSG)控制，并对转动惯量和阻尼系数进行自适应调整具体包括：
目前VSG技术广泛应用在变流器控制中，该技术可以保持变流器快速的特性，进而使得其能够适应风光储场站中不同的工况，其结构如图5所示，基本原理是通过监测并网点电压Uabc与电流Iabc计算获得输出功率，根据功率与三相电流与电压的关系计算得出VSG的输出有功功率Pe，无功功率Qe，根据功频下垂控制得出虚拟机械功率Pm，通过无功电压控制得到原动机的励磁电压E0，通过模拟引入同步电机的2阶转子方程，控制电力电子逆变器具有同步机的惯性和阻尼特性，经VSG算法得出三相电压信号，通过dq变换后经过电压电流双闭环控制，输出的信号再通过坐标变换到abc坐标系下作为电压指令值，并通过SPWM控制逆变器开关动作。
VSG技术具体通过以下几个部分实现：
(1)有功-频率控制
控制模块将实时转速进行反馈，通过下垂系数改变初始参考功率，其控制方程为：
Pm＝Kp(ω0-ω)+Pref (10)
式中：Kp为有功-频率下垂系数，ω0为参考转速，ω为转速，Pm为输出机械功率，Pref为初始参考功率。
此外还需引入同步发电机的转子运动方程：
式中：J、Dp分别为虚拟惯量和阻尼系数。
对于频率控制采用的控制框图，如图6所示：
(2)无功-电压控制
根据无功与电压的关系，可引入励磁控制器对输出电压进行控制。其将逆变器输出无功功率与无功功率参考值进行对比，得出差值后经过下垂系数进而改变电压参考值。其控制方程为：
Em＝Kq(Qref-Qe)+E0 (12)
式中：Em为电压参考值，E0为电压幅值，Kq为无功-电压下垂系数。
此外，虚拟励磁系统将输出的电压参考值与输出电压作差进而稳定电压输出，调整无功出力，其控制框图可如图7表示。
传统的VSG控制模拟同步发电机时，其转动惯量和阻尼系数均为固定值，对于不同情况系统发生扰动的反应能力不够灵活，采用自适应控制，能使VSG控制中的转动惯量和阻尼系数自动调整，增强VSG的动态调节能力，有效抑制系统受到不同情况下的扰动时频率的变化速率和偏差量。
当系统发生扰动时，同步发电机的频率会在扰动瞬间发生变化，功角也会进入重复的振荡过程，同步发电机功角和频率振荡曲线如图8所示。当同步发电机的有功功率指令值由P1增至P2时，系统稳定运行点由点A移动至点B，期间功率和频率的变化经历衰减振荡过程。为便于分析，将一个典型振荡过程分为4个区间。区间1：t1～t2；区间2：t2～t3；区间3：t3～t4；区间4：t4～t5。区间1和区间3：角速度变化率dω/dt和角速度偏移量Δω的乘积(dω/dt)·Δω为正，应增大J抑制dω/dt增大；区间2和区间4：(dω/dt)·Δω为负，应减小J，加快角速度恢复至额定值的过程。当|Δω|较大时还需增大D来抑制频率偏移量。不同区间内转动惯量与阻尼系数的选取原则如表1所示。
表1：J、D选取原则
通过以上的分析，设计转动惯量和阻尼系数的自适应控制方程为：
式中：J0、D0分别为VSG初始转动惯量和阻尼系数，Kj1、Kj2、Kd分别为加快|dω/dt|减小、抑制|dω/dt|增大和抑制|Δω|增大的调节因子，cj、cd分别为J、D的指数调节系数，Tj、Td分别为J、D的动作阈值。
根据(13)、(14)，VSG自适应控制框图如图9所示:
所述的步骤5)具体包括以下步骤：
51)搭建风光储场站模型，设置光伏阵列，风电机组，蓄电池，超级电容，VSG逆变器参数；
52)设置超级电容工作状态(正常工作区，充电禁止区，放电禁止区，警戒区，禁止区)；
53)设置仿真时间，初始负荷功率，负荷扰动时间及扰动负荷功率，超级电容初始电压；
54)设置光照强度，风速及变动时间；
55)根据超级电容工作状态(对应场景)的不同，进行超级电容和蓄电池的响应状态对比。
56)将传统VSG控制与D自适应，JD自适应对照，得到系统在不同策略下的频率变化。
与现有技术相比，本发明具有以下优点：
(1)根据超级电容和蓄电池各自的充放电特性，本发明提出一种由超级电容瞬时响应由风光和负荷波动引起的功率变化中的高频分量，蓄电池缓慢响应低频分量的混合储能功率分配策略，充分发挥不同储能的优势，同时考虑到超级电容快速充放电会引起其SOC偏离正常范围，因此进一步在控制策略中引入变滤波时间常数，根据混合储能充放电需求和超级电容SOC区间动态调整混合储能的功率分配，可进一步减少蓄电池充放电次数，提高其使用寿命。
(2)为实现储能主动支撑风光储场站频率，混合储能的逆变器部分采用VSG控制策略，并对VSG中模拟同步发电机中的转动惯量和阻尼系数两个参数进行了自适应调整，在系统受到扰动时抑制频率最大偏差量，提高了系统的稳定性。
附图说明
图1风光储场站系统结构图；
图2混合储能控制策略图；
图3基于超级电容SOC的分区策略图；
图4SOC分区管理图；
图5VSG控制结构图；
图6频率控制框图；
图7电压控制框图；
图8同步发电机功角和频率振荡曲线；
图9VSG自适应控制框图；
图10场景1下风机、光伏、负荷功率的曲线图；
图11场景1下超级电容与蓄电池的功率和SOC变化图；
图12场景2下风机、光伏、负荷功率的曲线图；
图13场景2下超级电容与蓄电池的功率和SOC变化图；
图14场景3下风机、光伏、负荷功率的曲线图；
图15场景3下超级电容与蓄电池的功率和SOC变化图；
图16超级电容输出功率和SOC变化图；
图17蓄电池输出功率和SOC变化图；
图18超级电容输出功率和SOC变化图；
图19蓄电池输出功率和SOC变化图；
图20系统频率变化图；
其中，(a)传统VSG图；(b)D自适应图；(c)J、D自适应图；(d)三种方式频率局部对比图；
图21本发明的流程图。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。
实施例
如图21所示，本发明提出一种多场景下混合储能参与风光储场站的功率分配和调频策略，包括以下步骤：
1)根据功率分配和调频策略需求，构建一种风光储场站系统结构体系；
2)根据蓄电池和超级电容的工作状态，对低通滤波器的时间常数进行自适应调整；
3)根据超级电容荷电状态(State of Charge,SOC)的变化，将其分为五个区域，并实时调整时间常数；
4)针对混合储能主动支撑风光储场站频率问题，对混合储能逆变器采用虚拟同步机(Virtual Synchronous Generator,VSG)控制，并对转动惯量和阻尼系数进行自适应调整；
5)采用在PSCAD/EMTDC中搭建风光储场站的仿真模型，通过设置多个场景验证本发明所提策略的有效性。
步骤S1根据功率分配和调频策略需求，构建一种风光储场站系统结构体系，其具体步骤为：
步骤S11：风光储场站系统结构主要由光伏阵列、风电机组、混合储能单元以及一、二级负荷构成；
步骤S12：风光储场站运行在离网模式，风机先通过AC/DC整流成直流源，再通过后级采用恒功率(PQ)控制的DC/AC变换器输出恒定功率。
步骤S13：光伏阵列前级DC/DC变换器采用MPPT控制，追踪光伏阵列当时条件下可输出的最大功率，后级DC/AC变换器采用恒功率控制，恒定输出追踪到的最大功率。混合储能单元由蓄电池和超级电容组成，其通过各自的DC/DC变换器后并入同一直流母线，再接入同一个DC/AC变换器，其中，DC/DC变换器由混合储能功率分配策略控制，DC/AC变换器采用虚拟同步机(Virtual Synchronous Generator，VSG)控制，模拟同步发电机的惯量和阻尼特性，使系统具有惯量和阻尼支撑，当风光出力波动或负荷扰动时降低系统振荡程度，为负荷稳定供电。
步骤S14：风光储经过逆变器后通过升压变压器升压到与负荷相匹配的电压等级，接入同一交流母线为交流负荷供电。
步骤S2根据蓄电池和超级电容的工作状态，对低通滤波器的时间常数进行自适应调整，具体步骤为：
步骤S21:超级电容器具有极高的功率密度，可在瞬时完成充放电，在分布式发电系统中，利用该特点迅速应对系统中功率突变产生的的高频分量，蓄电池则缓慢应对功率变化的低频分量；
步骤S22:蓄电池与超级电容各自经过DC-DC变换器并联于直流母线，用于双向DC-DC的控制策略框图如图2所示。
步骤S23:当系统发生扰动后，直流母线电压发生变化，通过实时检测得到此时电压实际值，与设定的参考值比较，两者产生的偏差送入PI调节器得到电流参考值，通过低通滤波器得到参考电流的低频信号，即Ibat_ref；
步骤S24:一阶低通滤波器可使低频信号通过,而对高频信号具有抑制作用,其传递函数为：
式中:T为低通滤波器的时间常数；s为微分算子。
Ibat_ref＝H(s)Iref
步骤S25:得到蓄电池电流的参考信号后，再与蓄电池实际电流Ibat作差得到Ibat_err，将其送入PI调节器进行调整，经PWM调制得到用以控制蓄电池DC-DC电路的开关脉冲信号。而没有通过低通滤波器的高频信号则被用于控制超级电容器的DC-DC电路。其中，高频电流信号为：
IH_ref＝Iref-Ibat_ref
步骤S26:考虑到蓄电池的响应速度较慢，当系统功率变化时，蓄电池无法瞬时补偿变化的功率缺额，因此该部分功率将由超级电容器进行补偿，即：
Pbat＝Vbat×(IH_ref+Ibat_err)
步骤S27:得到超级电容需补偿蓄电池的功率后，再除以超级电容器的端电压Vsc即得到超级电容器的参考电流Isc_ref，表示为：
步骤S28:得到超级电容器参考电流Isc_ref，与超级电容器实际电流作差后送入PI控制环节，经PWM调制后得到用以控制超级电容器DC-DC电路的开关脉冲信号。
步骤S3根据超级电容荷电状态(State of Charge,SOC)的变化，将其分为五个区域，并实时调整时间常数，具体步骤为：
步骤S31：判断超级电容SOC是否充电；
步骤S32：判断超级电容SOC所处区域；
步骤S33：根据signx以及SOC计算Δτ；
步骤S34：得到更新后的滤波常数；
步骤S35：完成混合储能功率分配。
步骤S4中针对混合储能主动支撑风光储场站频率问题，对混合储能逆变器采用虚拟同步机(Virtual Synchronous Generator,VSG)控制，并对转动惯量和阻尼系数进行自适应调整，具体步骤为：
步骤S41：通过监测并网点电压Uabc与电流Iabc计算获得输出功率，VSG的输出有功功率Pe，无功功率Qe，虚拟机械功率Pm；
步骤S42：经VSG算法得出三相电压信号，输出的信号再通过坐标变换到abc坐标系下作为电压指令值，并通过SPWM控制逆变器开关动作；
步骤S43：通过有功-频率控制，无功-电压控制实现VSG控制技术。
步骤S44：采用自适应控制，能使VSG控制中的转动惯量和阻尼系数自动调整，增强VSG的动态调节能力，有效抑制系统受到不同情况下的扰动时频率的变化速率和偏差量。
步骤S5中采用在PSCAD/EMTDC中搭建风光储场站的仿真模型，通过设置多个场景验证本发明所提策略的有效性。具体步骤为：
步骤S51：搭建风光储场站模型，设置光伏阵列，风电机组，蓄电池，超级电容，VSG逆变器参数；
步骤S52：设置超级电容工作状态(正常工作区，充电禁止区，放电禁止区，警戒区，禁止区)；
步骤S53：设置仿真时间，初始负荷功率，负荷扰动时间及扰动负荷功率，超级电容初始电压；
步骤S54：设置光照强度，风速及变动时间；
步骤S55：根据超级电容工作状态(对应场景)的不同，进行超级电容和蓄电池的响应状态对比。
步骤S56：将传统VSG控制与D自适应，JD自适应对照，得到系统在不同策略下的频率变化。
验证本发明所提的策略的有效性：
本发明在PSCAD/EMTDC搭建如图1所示的系统模型，包括光伏阵列、风电机组、由蓄电池和超级电容组成的混合储能和负荷，相关仿真参数如下表所示：
表2：仿真相关参数
当超级电容处于正常工作区时，仿真时长设置为30s，初始负荷设置为0.5MW，5s时加入0.3MW负荷扰动，15s光照强度由1000W/m2变为1500W/m2，25s风速由11m/s变为10m/s，超级电容初始电压设置为0.4kV，处于正常工作区，该场景设置为场景1，整个过程风光出力变化和负荷功率变化如图10所示，由蓄电池和超级电容组成的混合储能承担整个过程的功率扰动，其功率变化及各自的SOC如图11所示：
在该场景下，扰动前系统风光产生的功率大于负荷所需的功率，混合储能吸收多余的功率，超级电容吸收高频分量后不动作，低频分量由蓄电池承担，5s时，系统突增0.3MW负荷造成第一次扰动，此时风光发出的功率小于负荷所需功率，缺额功率需要混合储能补充，首先由超级电容快速反应平抑功率波动，而蓄电池功率变化较为缓慢，当超级电容功率降为0时，蓄电池输出功率达到稳定，以此实现整个系统的功率平衡，体现了混合储能系统的优势，15s时，光伏出力增多导致混合储能补充的功率减少，同样由超级电容先动作，吸收一定功率后变为0，蓄电池缓慢减少输出功率，最终稳定在0.05MW。25s时风机出力降低造成系统第三次扰动，混合储能出力情况与5s时类似。整个过程中超级电容处于正常工作区，正常响应充放电，承担混合储能功率中的高频分量，蓄电池承担混合储能功率中的低频分量。
当超级电容处于充电禁止区时，在场景1的基础上，15s时光照强度由1000W/m2变为600W/m2，超级电容初始电压设置为0.59kV，处于充电禁止区，其余条件不变，该场景设置为场景2。整个过程风光出力变化和负荷功率变化如图12所示，由蓄电池和超级电容组成的混合储能功率变化及各自的SOC如图13所示：
在该场景下，扰动前系统风光产生的功率大于负荷所需的功率，混合储能吸收多余的功率，而此时超级电容处于充电禁止区，因此不动作，多余功率由蓄电池单独承担，5s时系统发生0.3MW的负荷扰动，此时风光出力小于负荷所需功率，需要混合储能补充剩余功率，此时超级电容SOC值较大，因此让超级电容单独承担系统缺额功率，蓄电池由吸收0.15MW功率变为不发生动作，之后由风光出力扰动导致系统缺额功率进一步增加，均由超级电容单独承担，蓄电池始终保持不动作，减少了蓄电池充放电次数。
53)超级电容处于放电禁止区时，设置初始负荷为0.7MW，5s和15s时光照强度由1000W/m2变为1200W/m2和1500W/m2，25s时切除0.2MW负荷，超级电容初始电压设置为0.1kV，处于放电禁止区，该场景设置为场景3。整个过程风光出力变化和负荷功率变化如图14所示，由蓄电池和超级电容组成的混合储能功率变化及各自的SOC如图15所示。
在该场景下，扰动前系统风光产生的功率小于负荷所需功率，混合储能补足缺额功率，此时超级电容处于放电禁止区，不能参与放电，因而缺额功率由蓄电池单独承担，5s时光伏出力增加，此时风光出力基本等于负荷所需功率，超级电容保持不动作，蓄电池也由发出0.05MW功率的状态变为不动作，15s时光伏出力再次增加，系统功率过剩，由混合储能吸收，此时超级电容SOC较小，因此让超级电容单独吸收剩余功率，蓄电池保持不动作，25s切除0.2MW负荷使系统过剩功率进一步增加，依旧由超级电容单独吸收，蓄电池不动作，减少了其充放电次数。
54)超级电容处于警戒区时，以超级电容处于放电警戒区为例，在场景1的基础上，设置超级电容的初始电压为0.3kV，其余条件不变，采用固定滤波常数为场景4，采用变滤波常数为场景5，场景4、5混合储能的出力与SOC变化情况如图16、图17所示。
由图16可得，超级电容的初始SOC较小，此时适合少放电多充电，系统在5s时受到扰动，处于功率缺额状态，混合储能应放电平抑功率波动，场景5考虑了超级电容的SOC，响应缺额功率的高频分量相比于场景4略低，实现超级电容在放电警戒区少放电的需求。在15s时光伏出力增加，减少了混合储能放电的负担，超级电容可吸收该功率增量进行充电，场景5考虑此时超级电容的SOC，响应功率增量的高频分量相比于场景4略高，实现超级电容在放电警戒区多充电的需求。25s风机出力减少，混合储能出力需增加，情况与5s时一致。
55)超级电容处于禁止区时，以超级电容处于充电禁止区为例，在场景2(采用变滤波常数)的基础上，采用固定滤波常数为场景6，场景6、2混合储能的出力与SOC变化情况如图18、图19所示：
由图18可得，超级电容的初始SOC很大，放电容量大而充电容量小，适合放电，当系统发生扰动时均处于功率缺额状态，需要混合储能补充缺额功率，场景6中由超级电容和蓄电池共同响应，其中超级电容响应高频分量，蓄电池响应低频分量，导致超级电容SOC变化不大而蓄电池SOC明显下降。场景2中考虑到超级电容的状态，此时放电能力较强，当混合储能需要放电时选择超级电容单独承担放电任务，减小蓄电池的充放电次数，有利于提高蓄电池的使用寿命。
56)为验证VSG自适应控制策略能够更好地抑制系统发生扰动时频率的变化速率和最大偏差量，本节在场景1设置的风光和负荷扰动下对VSG传统控制策略(J＝J0，D＝D0)和VSG自适应控制策略进行对比，得到系统在不同策略下的频率变化如图20所示：
由图20可得，5s、15s和25s时由负荷扰动或风光出力波动导致瞬时功率发生变化，进而使频率跌落或上升，以5s时由负荷阶跃变化造成系统第一次扰动为例，功率瞬间缺额0.3MW，导致系统频率瞬间跌落，其中系统在VSG传统控制策略下频率跌落的最大偏差为0.3Hz，在阻尼系数D单独自适应控制下，频率跌落瞬间阻尼系数增大以抑制频率跌落，频率跌落最大偏差为0.28Hz；当系统采用JD自适应控制，在系统受到扰动导致频率发生变化时，对J和D同时进行动态调整，共同抑制频率发生变化，频率跌落最大偏差为0.265Hz，相比于前两种控制，对系统频率的调节效果较好。
Claims (6)
1.一种多场景下混合储能参与风光储场站的功率分配和调频策略，包括以下步骤：
1)根据功率分配和调频策略需求，构建一种风光储场站系统结构体系；
2)根据蓄电池和超级电容的工作状态，对低通滤波器的时间常数进行自适应调整；
3)根据超级电容荷电状态的变化，将其分为五个区域，并实时调整时间常数；
4)针对混合储能主动支撑风光储场站频率问题，对混合储能逆变器采用虚拟同步机控制，并对转动惯量和阻尼系数进行自适应调整；
5)采用在PSCAD/EMTDC中搭建风光储场站的仿真模型，通过设置多个场景验证本发明所提策略的有效性。
2.根据权利要求1所述的一种多场景下混合储能参与风光储场站的功率分配和调频策略，所述的步骤1)中，根据功率分配和调频策略需求，构建一种风光储场站系统结构体系：
风光储场站系统结构主要由光伏阵列、风电机组、混合储能单元以及一、二级负荷构成；风光储场站运行在离网模式，风机先通过AC/DC整流成直流源，再通过后级采用恒功率(PQ)控制的DC/AC变换器输出恒定功率；光伏阵列前级DC/DC变换器采用MPPT控制，追踪光伏阵列当时条件下可输出的最大功率，后级DC/AC变换器采用恒功率控制，恒定输出追踪到的最大功率；混合储能单元由蓄电池和超级电容组成，其通过各自的DC/DC变换器后并入同一直流母线，再接入同一个DC/AC变换器，其中，DC/DC变换器由混合储能功率分配策略控制，DC/AC变换器采用虚拟同步机控制，模拟同步发电机的惯量和阻尼特性，使系统具有惯量和阻尼支撑，当风光出力波动或负荷扰动时降低系统振荡程度，为负荷稳定供电；风光储经过逆变器后通过升压变压器升压到与负荷相匹配的电压等级，接入同一交流母线为交流负荷供电；
在理想情况下，整个系统的功率潮流满足：
Pwind+Ppv+Phess＝Pload (1)
Pbat+Psc＝Phess (2)
式中：：Pwind、Ppv、Phess分别为风机、光伏、混合储能发出的功率，Pload为系统负荷功率，Pbat、Psc分别为蓄电池和超级电容发出(或吸收)的功率。
3.根据权利要求2所述的一种多场景下混合储能参与风光储场站的功率分配和调频策略，所述的步骤2)具体包括以下步骤：
21)超级电容器具有极高的功率密度，可在瞬时完成充放电，在分布式发电系统中，利用该特点迅速应对系统中功率突变产生的高频分量，蓄电池则缓慢应对功率变化的低频分量；
22)蓄电池与超级电容各自经过DC-DC变换器并联于直流母线；
23)当系统发生扰动后，直流母线电压发生变化，通过实时检测得到此时电压实际值，与设定的参考值比较，两者产生的偏差送入PI调节器得到电流参考值，通过低通滤波器得到参考电流的低频信号，即Ibat_ref；
24)一阶低通滤波器可使低频信号通过，而对高频信号具有抑制作用，其传递函数为：
式中：T为低通滤波器的时间常数；s为微分算子；
Ibat_ref＝H(s)Iref (4)
25)得到蓄电池电流的参考信号后，再与蓄电池实际电流Ibat作差得到Ibat_err，将其送入PI调节器进行调整，经PWM调制得到用以控制蓄电池DC-DC电路的开关脉冲信号；而没有通过低通滤波器的高频信号则被用于控制超级电容器的DC-DC电路；其中，高频电流信号为：
IH_ref＝Iref-Ibat_ref (5)
26)考虑到蓄电池的响应速度较慢，当系统功率变化时，蓄电池无法瞬时补偿变化的功率缺额，因此该部分功率将由超级电容器进行补偿，即：
Pbat＝Vbat×(IH_ref+Ibat_err) (6)
27)得到超级电容需补偿蓄电池的功率后，再除以超级电容器的端电压Vsc即得到超级电容器的参考电流Isc_ref，表示为：
28)得到超级电容器参考电流Isc_ref，与超级电容器实际电流作差后送入PI控制环节，经PWM调制后得到用以控制超级电容器DC-DC电路的开关脉冲信号。
4.根据权利要求3所述的一种含多场景下混合储能参与风光储场站的功率分配和调频策略，所述的步骤3)中，考虑超级电容SOC的分频策略包括：
一般来说，超级电容的储能容量相对蓄电池较小，当系统功率发生变化时，超级电容更容易出现过充或者过放的状态，考虑到超级电容的实际特性，改进后的控制策略需要以超级电容的SOC为基础，因此本文在前节混合储能功率分配策略的基础上提出基于超级电容SOC的混合储能控制策略；控制的核心即对低通滤波器滤波时间常数进行调整，滤波时间常数越大，低通滤波器的通带范围就越窄，而低通滤波器主要阻断的是高频分量，因此超级电容所承担的功率也就随之增加，同理可得出滤波时间常数越小，超级电容承担的功率越小，改进后的控制策略在原滤波时间常数上基于超级电容的充放电状态以及超级电容SOC的分区附加一个滤波常数增量，在一定程度上避免了超级电容充放电越限的状态；
在判断超级电容SOC之前需要先确定其充放电状态，根据不同的状态来计算在不同区域的滤波时间常数。关于区域的划分，为达到保护超级电容的目的，可以通过四个临界值将其划分为五个区域，四个临界值分别为SOCmin、SOClow、SOChigh及SOCmax，据此可以将SOC划分为五个区域，即放电禁止区、放电警戒区、正常工作区、充电警戒区及充电禁止区；当超级电容位于放电禁止区时，超级电容应控制在充电模式，若此时signsc＝1，即超级电容需要充电，则滤波常数增量Δτ为-τ0，与原滤波常数叠加后为0，低通滤波器输出的低频分量为0，蓄电池不动作，功率变化量由超级电容单独承担；若此时signsc＝-1，即超级电容需要放电，则滤波常数增量Δτ为100τ0，超级电容不动作，功率变化量由蓄电池单独承担；
当超级电容位于放电警戒区时，超级电容应尽量控制少放电，此时先判断signsc状态，若为1，则应控制其多充电，若为-1，则应控制其少放电，则Δτ为：
当超级电容位于正常工作区时，超级电容与蓄电池可正常进行充放电，此时无需对低通滤波器进行调整，因此Δτ为0；
当超级电容位于限制充电区时，超级电容应尽量控制少充电，其控制过程与限制放电区类似，Δτ为：
当超级电容位于充电禁止区时，其控制与放电禁止区相反，当signsc＝1时，超级电容需要放电，与超级电容此时的区域相匹配，令Δτ为-τ0，使蓄电池不动作，由超级电容单独放电，以减少过度充放对电池造成的损害；当signsc＝-1时，超级电容需要充电，令Δτ为100τ0，限制超级电容充电，由蓄电池单独承担充电功率。
5.根据权利要求4所述的一种多场景下混合储能参与风光储场站的功率分配和调频策略，所述的步骤4)中，针对混合储能主动支撑风光储场站频率问题，对混合储能逆变器采用虚拟同步机控制，并对转动惯量和阻尼系数进行自适应调整具体包括：
目前VSG技术广泛应用在变流器控制中，该技术可以保持变流器快速的特性，进而使得其能够适应风光储场站中不同的工况，基本原理是通过监测并网点电压Uabc与电流Iabc计算获得输出功率，根据功率与三相电流与电压的关系计算得出VSG的输出有功功率Pe，无功功率Qe，根据功频下垂控制得出虚拟机械功率Pm，通过无功电压控制得到原动机的励磁电压E0，通过模拟引入同步电机的2阶转子方程，控制电力电子逆变器具有同步机的惯性和阻尼特性，经VSG算法得出三相电压信号，通过dq变换后经过电压电流双闭环控制，输出的信号再通过坐标变换到abc坐标系下作为电压指令值，并通过SPWM控制逆变器开关动作；
VSG技术具体通过以下几个部分实现：
(1)有功-频率控制
控制模块将实时转速进行反馈，通过下垂系数改变初始参考功率，其控制方程为：
Pm＝Kp(ω0-ω)+Pref (10)
式中：Kp为有功-频率下垂系数，ω0为参考转速，ω为转速，Pm为输出机械功率，Pref为初始参考功率；
此外还需引入同步发电机的转子运动方程：
式中：J、Dp分别为虚拟惯量和阻尼系数；
(2)无功-电压控制
根据无功与电压的关系，可引入励磁控制器对输出电压进行控制；其将逆变器输出无功功率与无功功率参考值进行对比，得出差值后经过下垂系数进而改变电压参考值；其控制方程为：
Em＝Kq(Qref-Qe)+E0 (12)
式中：Em为电压参考值，E0为电压幅值，Kq为无功-电压下垂系数；
此外，虚拟励磁系统将输出的电压参考值与输出电压作差进而稳定电压输出，调整无功出力；
传统的VSG控制模拟同步发电机时，其转动惯量和阻尼系数均为固定值，对于不同情况系统发生扰动的反应能力不够灵活，采用自适应控制，能使VSG控制中的转动惯量和阻尼系数自动调整，增强VSG的动态调节能力，有效抑制系统受到不同情况下的扰动时频率的变化速率和偏差量；
当系统发生扰动时，同步发电机的频率会在扰动瞬间发生变化，功角也会进入重复的振荡过程；当同步发电机的有功功率指令值由P1增至P2时，系统稳定运行点由点A移动至点B，期间功率和频率的变化经历衰减振荡过程；为便于分析，将一个典型振荡过程分为4个区间；区间1：t1～t2；区间2：t2～t3；区间3：t3～t4；区间4：t4～t5；区间1和区间3：角速度变化率dω/dt和角速度偏移量Δω的乘积(dω/dt)·Δω为正，应增大J抑制dω/dt增大；区间2和区间4：(dω/dt)·Δω为负，应减小J，加快角速度恢复至额定值的过程；当|Δω|较大时还需增大D来抑制频率偏移量；
通过以上的分析，设计转动惯量和阻尼系数的自适应控制方程为：
式中：J0、D0分别为VSG初始转动惯量和阻尼系数，Kj1、Kj2、Kd分别为加快|dω/dt|减小、抑制|dω/dt|增大和抑制|Δω|增大的调节因子，cj、cd分别为J、D的指数调节系数，Tj、Td分别为J、D的动作阈值。
6.根据权利要求5所述的一种多场景下混合储能参与风光储场站的功率分配和调频策略，所述的步骤5)具体包括以下步骤：
51)搭建风光储场站模型，设置光伏阵列，风电机组，蓄电池，超级电容，VSG逆变器参数；
52)设置超级电容工作状态(正常工作区，充电禁止区，放电禁止区，警戒区，禁止区)；
53)设置仿真时间，初始负荷功率，负荷扰动时间及扰动负荷功率，超级电容初始电压；
54)设置光照强度，风速及变动时间；
55)根据超级电容工作状态(对应场景)的不同，进行超级电容和蓄电池的响应状态对比；
56)将传统VSG控制与D自适应，JD自适应对照，得到系统在不同策略下的频率变化。
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| CN202311684541.6A CN117674192A (zh) | 2023-12-08 | 2023-12-08 | 一种多场景下混合储能参与风光储场站的功率分配和调频策略 |
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Cited By (1)
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|---|---|---|---|---|
| CN117937474A (zh) * | 2024-03-20 | 2024-04-26 | 保定博堃元信息科技有限公司 | 一种新能源场站储能管理方法及系统 |
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- 2023-12-08 CN CN202311684541.6A patent/CN117674192A/zh active Pending
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