基于光储独立并网的虚拟同步发电控制方法与流程

本发明具体涉及一种基于光储独立并网的虚拟同步发电控制方法。

背景技术：

随着经济技术的发展，环境和能源问题日益突出。光伏发电是世界公认的绿色发电技术，能够很好的解决环境问题和能源问题，因此近年来光伏发电技术得到了长足的发展和研究。

而随着我国农村大量涌现分布式光伏电源，其问题也日益凸显：一方面，农村地区电网结构薄弱，负荷密度低，对光伏的接纳能力和功率波动抗扰动能力弱；另一方面，大量分布式光伏电源通过电力电子装置接入电网后，表现出与传统发电机组迥异的行为特性：由于光伏并网逆变器响应速度快、几乎没有转动惯量、难以参与电网调节，无法为稳定性相对较差的农村电网提供必要的电压和频率支撑，更无法提供必要的阻尼作用；缺乏与大电网有效“同步”的机制，加剧农村电网电压质量和稳定性差的难题。

借鉴传统电力系统的运行经验，若使得光伏并网逆变器具有同步发电机的外特性，必然能提高含光伏电源和农村地区的运行性能。虚拟同步机技术通过模拟同步发电机的转子运动方程和电磁方程设计逆变器的控制系统，实现了逆变器与同步机在部分频段的等效，为解决光伏并网逆变器的低惯量、欠阻尼问题提供了重要的解决途径。

根据现有的研究成果，将光伏逆变器改造为虚拟同步机，需在光伏逆变器的直流母线侧加装储能装置，通过集成的光-储系统控制发电单元直流母线的电压恒定。但光伏和储能系统通过同一逆变器输出功率，需增加DC/DC变换器，直流母线结构复杂；此外，由于逆变器直流侧母线电压完全由储能变流器控制，虚拟同步机功能的实现严重依赖于储能系统性能，当储能出现容量不足或故障隔离时，会导致光伏系统无法正常并网。

若将光伏发电系统与储能系统独立地并入电网，在交流侧实现虚拟同步控制，在不影响光伏并网经济性的同时，可有效平滑光伏功率输出，削弱光伏功率波动对电压和频率的影响。此方案中，光伏发电系统和储能系统相互独立，当储能系统失效时，光伏发电系统仍可以向电网输送功率，当光伏逆变器失效时，储能系统仍然可以参与电压和频率调整。

标题为《应用于光伏微网的一种虚拟同步发电机结构及其动态性能分析》(中国电机工程学报，2017(37):第444-453页)的文献中提出一种光伏微电网中的虚拟同步发电机结构的应用以及相应控制策略，但该文忽视了无功功率的分配控制，导致光伏逆变器无法参与无功功率输出以及电压调整任务。

技术实现要素：

本发明的目的在于提供一种能够使得光伏发电系统与储能系统的并联端口模拟虚拟同步发电机特性并主动参与电压和频率调整，而且可靠性高、稳定性好的基于光储独立并网的虚拟同步发电控制方法。

本发明提供的这种基于光储独立并网的虚拟同步发电控制方法，包括如下步骤：

S1.获取光伏发电系统与储能系统的并联端口的输出电压和输出电流，计算并联端口的输出有功功率和无功功率；

S2.以光伏发电系统与储能系统的并联端口的输出有功功率计算虚拟同步发电机的输出角频率；

S3.以光伏发电系统与储能系统的并联端口的输出无功功率计算虚拟同步发电机的输出电势；

S4.根据步骤S2得到的虚拟同步发电机的输出角频率和步骤S3得到的虚拟同步发电机的输出电势，计算得到虚拟同步发电机在三相静止坐标系下的电压合成指令，并通过高频PWM调制得到储能逆变器的控制量；

S5.通过最大功率跟踪控制获取光伏逆变器的直流母线电压指令值，并计算光伏逆变器的dq轴分量指令信号；

S6.计算得到三相静止坐标下的输出信号，并通过高频PWM调制得到光伏逆变器的控制量。

步骤S2所述的以光伏发电系统与储能系统的并联端口的输出有功功率计算虚拟同步发电机的输出角频率，具体为采用如下算式计算虚拟同步发电机的输出角频率：

Pref/ω0-Pe/ω0-Dp(ω-ω0)＝Jsω

式中Pref为虚拟同步发电机有功功率指令，并包括能量管理或上层调度系统的功率指令PC和通过低通滤波处理后的光伏阵列输出有功功率；Pe为并联端口的输出有功功率，J为旋转惯量，Dp为有功功率阻尼系数，ω为虚拟同步发电机的输出角频率，ω0为额定角频率。

步骤S3所述的以光伏发电系统与储能系统的并联端口的输出无功功率计算虚拟同步发电机的输出电势，具体为采用如下算式计算虚拟同步发电机的输出电势：

Qref-Qe+Dq(Erefm-Eam)＝KsE

式中Qref为虚拟同步发电机无功功率指令，为能量管理或上层调度系统的无功功率指令；Qe为并联端口的输出无功功率；K为电压激励系数，Dq为无功功率阻尼系数，E为虚拟同步机的输出电势，Eam为并联端口的输出电压幅值，Erefm为并联端口的额定电压幅值。

步骤S5所述的计算光伏逆变器的dq轴分量指令信号，具体为采用如下算式计算dq轴分量指令信号idref和iqref：

idref＝(kp+ki/s)(Udc-Udcref)

iqref＝QPV/1.5Eam

式中kp和ki分别为PI控制器的比例系数和积分系数，QPV为光伏逆变器的无功功率指令，Eam为并联端口的输出电压幅值，Udc为光伏逆变器的直流母线电压值，Udcref为光伏逆变器的直流母线电压指令值。

所述的光伏逆变器的无功功率指令，具体为采用如下算式计算光伏逆变器的无功功率指令QPV：

QPV＝λ·[Qref+Dq(Erefm-Eam)]

式中λ为光伏逆变器的无功功率指令调节系数且取值范围为[0,1]；Qref为虚拟同步发电机无功功率指令；Dq为无功功率阻尼系数；Eam为并联端口的输出电压幅值；Erefm为并联端口的额定电压幅值。

步骤S6所述的计算得到三相静止坐标下的输出信号，具体为通过同步旋转坐标系下的电流PI控制及逆变换矩阵计算得到三相静止坐标下的输出信号。

本发明提供的这种基于光储独立并网的虚拟同步发电控制方法，以光伏逆变器和储能逆变器两台逆变器总的输出有功功率和无功功率作为虚拟同步发电机调节控制器中的输出功率，使光伏发电系统与储能系统并联端口模拟虚拟同步发电机特性，主动参与电压和频率调整；在本发明方法中，光伏逆变器采用最大功率跟踪控制，不影响其并网经济性，同时光伏逆变器可以调节自身的输出无功功率大小，主动参与虚拟同步发电机的无功功率输出任务，减轻储能逆变器的无功功率输出负担，实现功率合理分配。

附图说明

图1为本发明方法的发电系统结构图

图2为本发明方法的方法流程示意图。

图3为本发明方法中的光伏逆变器的控制结构示意图。

图4为本发明方法中的储能逆变器的控制结构示意图。

图5为本发明方法的仿真结果示意图。

具体实施方式

如图1所示为本发明方法的发电系统结构图；如图2所示为本发明方法的方法流程示意图：本发明提供的这种基于光储独立并网的虚拟同步发电控制方法，包括如下步骤：

S1.获取光伏发电系统与储能系统的并联端口的输出电压和输出电流，计算并联端口的输出有功功率和无功功率；

S2.以光伏发电系统与储能系统的并联端口的输出有功功率计算虚拟同步发电机的输出角频率；具体为采用如下算式计算虚拟同步发电机的输出角频率：

Pref/ω0-Pe/ω0-Dp(ω-ω0)＝Jsω

式中Pref为虚拟同步发电机有功功率指令，并包括能量管理或上层调度系统的功率指令PC和通过低通滤波处理后的光伏阵列输出有功功率；Pe为并联端口的输出有功功率，J为旋转惯量，Dp为有功功率阻尼系数，ω为虚拟同步发电机输出角频率，ω0为额定角频率；

S3.以光伏发电系统与储能系统的并联端口的输出无功功率计算虚拟同步发电机的输出电势；具体为采用如下算式计算虚拟同步发电机的输出电势：

Qref-Qe+Dq(Erefm-Eam)＝KsE

式中Qref为虚拟同步发电机无功功率指令，为能量管理或上层调度系统的无功功率指令；Qe为并联端口的输出无功功率；K为电压激励系数，Dq为无功功率阻尼系数，E为虚拟同步机的输出电势，Eam为并联端口的输出电压幅值，Erefm为并联端口的额定电压幅值；

S4.根据步骤S2得到的虚拟同步发电机的输出角频率和步骤S3得到的虚拟同步发电机的输出电势，计算得到虚拟同步发电机在三相静止坐标系下的电压合成指令，并通过高频PWM调制得到储能逆变器的控制量；

S5.通过最大功率跟踪控制获取光伏逆变器的直流母线电压指令值，并计算光伏逆变器的dq轴分量指令信号；具体为采用如下算式计算dq轴分量指令信号idref和iqref：

idref＝(kp+ki/s)(Udc-Udcref)

iqref＝QPV/1.5Eam

式中kp和ki分别为PI控制器的比例系数和积分系数，QPV为光伏逆变器的无功功率指令，Eam为并联端口的输出电压幅值，Udc为光伏逆变器的直流母线电压值，Udcref为光伏逆变器的直流母线电压指令值；

采用如下算式计算光伏逆变器的无功功率指令QPV：

QPV＝λ·[Qref+Dq(Erefm-Eam)]

式中λ为光伏逆变器的无功功率指令调节系数且取值范围为[0,1]；随着λ取值增大，光伏逆变器承担的无功功率输出任务越大：当λ取值为0，光伏逆变器不承担无功功率输出任务；当λ取值为0.5时，光伏逆变器与储能逆变器平均承担虚拟同步发电机的无功功率输出任务；当λ取值为1时，光伏逆变器单独承担虚拟同步发电机的无功功率输出任务，储能逆变器不输出无功功率；Qref为虚拟同步发电机无功功率指令；Dq为无功功率阻尼系数；Eam为并联端口的输出电压幅值；Erefm为并联端口的额定电压幅值；

S6.通过同步旋转坐标系下的电流PI控制及逆变换矩阵计算得到三相静止坐标下的输出信号，并通过高频PWM调制得到光伏逆变器的控制量。

本发明中在有功功率部分，光伏逆变器采用最大功率跟踪控制，其控制框图如图3所示。储能单元的控制目标是使两台逆变器的并联端口具有虚拟同步发电机特性，虚拟同步发电机有功功率控制环的功率参考值包含两部分，一部分为能量管理系统的功率指令，另一部分为经低通滤波处理后的光伏阵列输出有功功率，其控制框图如图4所示。

在有功域，通过设置合理的转动惯量和阻尼特性，储能系统可以平滑光伏功率波动，并改善母线电压频率变化率。

在无功域，根据虚拟同步发电机的无功-电压控制回路关系，由于积分器的存在，稳态时积分器输入应为零，可以得到等效为虚拟同步发电机的并联端口的输出无功功率为

Qe＝Qref+Dq(Erefm-Eam)

当光伏逆变器的无功功率指令设置为

QPV＝λ·[Qref+Dq(Erefm-Eam)]

忽略光伏逆变器的功率跟踪误差，可以得到储能逆变器输出的无功功率QES为

QES＝Qe-QPV＝(1-λ)·[Qref+Dq(Erefm-Eam)]

则光伏逆变器与储能逆变器的无功功率分配比可为

调节系数λ取值范围[0,1]，随着λ取值增大，光伏逆变器承担的无功功率输出任务越大。当λ取值为0，光伏逆变器不承担无功功率输出任务；当λ取值为0.5时，光伏逆变器与储能逆变器平均承担虚拟同步发电机的无功功率输出任务；当λ取值为1时，光伏逆变器单独承担虚拟同步发电机的无功功率输出任务，储能逆变器不输出无功功率。

通过合理选取调节系数λ，光伏逆变器可以调节自身的输出无功功率大小，主动参与虚拟同步发电机的无功功率输出任务，减轻储能逆变器的无功功率输出负担，实现功率合理分配。

本发明实施例的仿真结果如图5所示，在该实施例中，虚拟同步发电机旋转惯量J设置为0.06，电压激励系数K为7.1，有功功率阻尼系数Dp为10，无功功率阻尼系数Dq为326，并联输出端口的额定电压幅值为320V，光伏最大功率约15kW，能量管理下发的有功功率指令PC设置为10kW，虚拟同步发电机的无功功率指令Qref设置为0Var，调节系数λ选取为0.5。

图5中，电网侧在1s设置电压跌落故障，三相电网线电压由380V跌落至340V。从仿真结果可见，正常模式下，光伏运行在最大功率点，当电网频率正常时，储能系统主要输出能量管理下发的指令功率，由于无功功率指令Qref为零，且电网处于正常运行状态，光伏系统的和储能系统的无功输出几乎为零。当电网在1s发生电压故障后，储能和光伏系统迅速输出无功支撑电网电压恢复，由于调节系数λ选取为0.5，光伏系统可以与储能逆变器共同承担无功功率分配任务，减轻储能逆变器的无功功率输出负担，实现无功功率的平均分配。

本专利受到湖南省自然科学基金青年项目(2019JJ50006)的支持。