一种光伏‑蓄电池发电系统的虚拟惯性控制方法与流程

本发明涉及发电系统的虚拟惯性控制方法，尤其是一种光伏-蓄电池发电系统的虚拟惯性控制方法，属于光伏发电方法领域。
背景技术：
：新能源的大规模开发和利用已成为全球实现能源—经济—环境可持续发展的共同选择。其中，随着光伏与储能方法的成本降低，光伏发电在电力系统中的渗透率不断增加，对电力系统的安全稳定运行将带来新的挑战。光伏通过电力电子变流器接入电网，与传统同步发电机相比，含逆变器接口的电源虽响应速度快但不含机械转子，又因光伏采用最大功率点追踪控制与电网电气解耦，将导致系统陷入缺乏惯性和调频能力的困境。因此如何使光伏发电具备传统发电厂对电网的调节能力，建立“电网友好型”的光伏发电是保证电网稳定运行，实现新能源可持续发展亟待解决的问题。光伏、蓄电池是非旋转静止元件，高渗透率下电网面临的低惯性问题将会比风电更为严峻，但目前关于光伏-蓄电池发电系统的惯性控制方法尚缺乏理论研究。合理定义光储装置的虚拟惯量，拓展惯性的能量来源，利用蓄电池装置的快速充放电进行有功调节，抑制频率突变，获得对于系统频率变化的惯性响应具有重大意义。技术实现要素：本发明要解决的方法问题是提供一种光伏-蓄电池发电系统的虚拟惯性控制方法。本发明采用下述方法方案：一种光伏-蓄电池发电系统的虚拟惯性控制方法，包括以下步骤：步骤1：采集光伏-蓄电池发电系统的频率变化量Δf；步骤2：判断光伏-蓄电池发电系统的频率变化量Δf是否等于0，如果是，转向步骤9，否则，转向步骤3；步骤3：判断Δf是否大于零，若Δf>0，如果是，转向步骤4，否则，转向步骤6；步骤4：判断蓄电池荷电状态SOC是否大于90％，如果是，转向步骤5，否则，转向步骤7；步骤5：蓄电池停止充电，光伏退出最大功率跟踪MPPT模式，转为减载运行；转向步骤9；步骤6：判断蓄电池荷电状态SOC是否小于10％，如果是，转向步骤8，否则，转向步骤7；步骤7：蓄电池采用虚拟惯性控制，系统频率变化过程中，蓄电池的能量WB表示为：WB=∫uBiB(t)dt=∫pn2uBQNd(1-γsoc)ωedωeωepn2dωe=∫Jvir_Bωepn2dωe---(1)]]>Jvir_B=pn2uBQNd(1-γsoc)×γsoc_0JSωeωedωe×γsoc_0JSωe≈-JS·ωeΔγsocγsoc_0Δωe·WB2Ek---(2)]]>kB=ωeΔγsocγsoc_0Δωe---(3)]]>式中，uB、iB分别为蓄电池的电压和电流，γsoc_0为蓄电池的起始荷电状态，QN为蓄电池的额定容量；Js为发电机的转动惯量，ωe为发电机的同步电角速度，pn为发电机的极对数；转向步骤9；步骤8：蓄电池停止放电，光伏仍采用最大功率跟踪MPPT模式；步骤9：结束。采用上述方法方案所产生的有益效果在于：本发明通过检测系统频率的变化与蓄电池荷电状态SOC，调节蓄电池的荷电状态变化率与充放电电流的速率，从而短时调节蓄电池储备能量对系统提供惯性支持。蓄电池属于静止储能元件，无旋转惯性，本发明定义了蓄电池的虚拟转动惯量，建立了频率与能量之间的动态关系，使蓄电池的虚拟惯量灵活可调，为系统提供及时的惯性支持。附图说明图1是本发明的流程图；图2是本发明的光储发电系统的仿真拓扑结构图；图3是本发明的蓄电池虚拟惯性控制原理图；图4是本发明的蓄电池惯性分区图；图5是本发明的光伏单向Boost电路控制图；图6是本发明的本发明实施例中CaseA系统的频率图；图7是本发明的本发明实施例中CaseA的发电机G1电磁功率图；图8是本发明的本发明实施例中CaseA的蓄电池SOC图；图9是本发明的本发明实施例中CaseA的蓄电池功率图；图10是本发明的本发明实施例中CaseB系统的频率图；图11是本发明的本发明实施例中CaseB的发电机G1电磁功率图；图12是本发明的本发明实施例中CaseB的蓄电池SOC图；图13是本发明的本发明实施例中CaseB的蓄电池功率图；图14是本发明的本发明实施例中CaseB的光伏输出功率图。具体实施方式下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。如图1所示，一种光伏-蓄电池发电系统的虚拟惯性控制方法，包括以下步骤：步骤1：采集光伏-蓄电池发电系统的频率变化量Δf；步骤2：判断光伏-蓄电池发电系统的频率变化量Δf是否等于0，如果是，则光伏-蓄电池发电系统正常运行，此时，光伏采用最大功率跟踪MPPT模式，实现光伏能量的最大化利用，蓄电池系统用于平抑光伏输出功率的波动，转向步骤9，否则，转向步骤3；步骤3：判断光伏-蓄电池发电系统的频率变化量Δf是否大于零，如果是，表明系统频率发生突增，转向步骤4，否则，表明系统频率发生突减，转向步骤6；步骤4：判断蓄电池荷电状态SOC是否大于90％，如果是，转向步骤5，否则，转向步骤7；步骤5：蓄电池停止充电，光伏退出最大功率跟踪MPPT模式，转为减载运行；转向步骤9；步骤6：判断蓄电池荷电状态SOC是否小于10％，如果是，转向步骤8，否则，转向步骤7；步骤7：蓄电池采用虚拟惯性控制，系统频率变化过程中，蓄电池的能量WB表示为：WB=∫uBiB(t)dt=∫pn2uBQNd(1-γsoc)ωedωeωepn2dωe=∫Jvir_Bωepn2dωe---(1)]]>Jvir_B=pn2uBQNd(1-γsoc)×γsoc_0JSωeωedωe×γsoc_0JSωe≈-JS·ωeΔγsocγsoc_0Δωe·WB2Ek---(2)]]>kB=ωeΔγsocγsoc_0Δωe---(3)]]>式中，uB、iB分别为蓄电池的电压和电流，γsoc_0为蓄电池的起始荷电状态，QN为蓄电池的额定容量；Js为发电机的转动惯量，ωe为发电机的同步电角速度，pn为发电机的极对数；转向步骤9；步骤8：蓄电池停止放电，光伏仍采用最大功率跟踪MPPT模式；步骤9：结束。将光伏储能发电系统连接于图2所示的B2母线处，为简化分析，假定辐照强度为800w/m2。仿真中采用三种方式：①无附加虚拟惯性控制；②附加虚拟惯性控制；③与替换蓄电池为同容量的同步发电机，设置了两种蓄电池情况下的两个案例：(1)CaseA：蓄电池处于安全充放电区，系统在10s时负荷突减60kW；(2)CaseB：蓄电池处于安全充放电区但接近过充过放警戒区，系统在10s时负荷突减60kW。系统在10s时发生负荷突减，如图6中的方式一所示，系统频率增大至50.58Hz。当光储系统附加虚拟惯性控制后如图6中的方式二所示，系统频率的上升速率得到明显减缓，频率上升的最高值由50.58Hz下降至50.36Hz，频率幅值的变化减少了37.9％。此时蓄电池快速充电，如图9所示，蓄电池快速吸收同步发电机发出的多余功率，减缓系统频率的变化，为系统提供惯性支持。同时从图7中也可看出，当附加虚拟惯性控制后，由于蓄电池的迅速充电，快速分担了系统中同步发电机承担的不平衡功率。然而频率逐渐稳定后仍未达到50Hz，故从图8和9中也可看出，蓄电池仍在充电，直到系统频率恢复至50Hz。当将蓄电池替换成同容量的发电机后，如图6中的方式三所示，系统的负荷突减时，频率上升的最高值由50.58Hz仅下降至50.557Hz，系统频率的上升速率并未得到明显改善，可见相同容量的蓄电池和发电机相比，蓄电池可短时调节能量，提供比同步发电机更大的虚拟惯量，更好的改善系统的频率。系统在10s时负荷突减，频率也随之突然增大，未加虚拟惯性控制时，如图10所示，频率最大值升高为50.58Hz。当附加虚拟惯性控制后，如图10所示，系统的频率的上升得到减缓，频率上升的最高值由50.58Hz下降至50.4Hz。由于蓄电池初始荷电状态虽位于安全充放电区但已接近过充警戒区，在附加虚拟惯性控制的过程中，如图12所示，当蓄电池荷电状态达到90％时，蓄电池立即停止工作，故CaseB中系统频率的恢复效果相较于CaseA稍弱。但如图11和图13所示，附加了虚拟惯性控制后，蓄电池虽作用时间不长，但仍分担了同步发电机的一部分不平衡功率，保证了系统频率的稳定性。然而当蓄电池停止工作后，为保证系统中功率的平衡，如图14所示，此时光伏便退出最大功率跟MPPT模式减载运行。静止储能元件-蓄电池虚拟惯性的控制原理分析如下：蓄电池在满充状态下的额定容量为QN，放电过程中电流为iB(t)，则t时刻的荷电状态参数γsoc可表示为γsoc=QN-∫0tiB(t)dtQN=QrQN---(4)]]>Qr表示蓄电池剩余电量。结合式(1)，蓄电池存储的能量WB可表示为WB＝∫uB×iB(t)dt＝uBQNγsoc_0(5)式中，uB、iB分别为蓄电池的电压和电流，γsoc_0为蓄电池的起始荷电状态，QN为蓄电池的额定容量。系统频率变化过程中，蓄电池的能量又可表示为WB=∫uBiB(t)dt=∫uBiB(t)dtωedωe/pn2×ωepn2dωe=∫pn2uBQNd(1-γsoc)ωedωeωepn2dωe=∫Jvir_Bωepn2dωe---(6)]]>Jvir_B=pn2uBQNd(1-γsoc)/ωedωe---(7)]]>由式(3)可知，在电网频率变化引起的能量交换过程中，系统若能够合理使用蓄电池具备的静止能量将会使其旋转惯性得到新的能量来源，其大小可视为与转动惯量为Jvir_B、极对数为pn的等效同步发电机组具有的动能相同。因此，Jvir_B可定义为蓄电池的虚拟转动惯量。根据式(4)，蓄电池的虚拟转动惯量大小将于其自身电压、荷电状态及系统频率等多因素密切相关。结合式(1)，将式(4)进一步展开，蓄电池的虚拟惯量可表示为Jvir_B=pn2uBQNd(1-γsoc)×γsoc_0JSωeωedωe×γsoc_0JSωe=-JSωeWBdγsoc2γsoc_0ωeEkdωe≈-JS·ωeΔγsocγsoc_0Δωe·WB2Ek=-JS·kBWB2Ek---(8)]]>式中，γsoc、ωe分别为蓄电池的荷电状态和同步发电机的转速变化量；kB为蓄电池荷电状态变化率与发电机转速变化率的比值。如图3为蓄电池虚拟惯性的控制原理框图。系统正常运行时，光伏工作在MPPT模式，实现最大化的利用光伏的能量，蓄电池采集光伏发出的波动功率，通过控制蓄电池的工作电流，达到平抑光伏输出功率波动的效果。系统发生有功扰动时，蓄电池采集系统频率的变化量Δf发生变化，当蓄电池采集的系统频率的变化量Δf>0时，系统的频率上升，为了抑制频率的突变，且同时防止蓄电池过度充放电，接着引入蓄电池荷电状态SOC，判断蓄电池是否在正常工作状态。若蓄电池在安全充放电区，即10％<SOC<90％，此时将频率的变化量经过高通滤波环节输出，通过调节蓄电池荷电状态变化率与发电机转速变化率的比值kB的大小，控制蓄电池的工作电流，进而间接的控制了蓄电池的荷电状态γsoc的变化量，定义放电电流为正，使电流的参考值也相应增大，从而加快蓄电池的充放电速度，快速吸收能量，为系统提供惯性支持。反之，若蓄电池位于过充警戒区，即SOC>90％。此时蓄电池充电电流为零，光伏退出最大功率跟踪MPPT模式，通过系统负荷的变化量，调节Boost电路的占空比减载运行。当系统发生有功扰动，蓄电池采集的系统频率的变化量Δf<0时，系统的频率下降，此时仍先通过检测蓄电池荷电状态SOC的值判断是否工作在安全充放电区。若蓄电池工作在安全充放电区，则引入系统频率的变化量，附加虚拟惯性控制，通过调节蓄电池荷电状态变化率与发电机转速变化率的比值kB的大小，控制蓄电池的放电电流，虚拟出比同步发电机更大的转动惯量，调节系统的惯性。反之，若蓄电池工作在过放警戒区，即SOC<10％。为保护蓄电池过度放电，此时蓄电池放电电流为零，无法再为系统提供惯性支持，光伏仍工作在最大功率跟MPPT模式，实现光伏能量最大化利用，并网逆变器采用双闭环控制。当前第1页1 2 3