一种光储虚拟同步机多模式运行控制系统的制作方法

1.本发明涉及新能源发电技术领域，尤其是一种光储虚拟同步机多模式运行控制系统。


背景技术：

2.目前新能源发电进入规模化的应用阶段，惯量是电力系统的重要参数，对频率起到了至关重要的作用，鉴于光伏不能提供惯量功率，使得含光伏高比例电网的惯性被极大削弱，为了解决电力系统惯量不足问题，学者们提出了一种虚拟同步电机，这种电机将虚拟惯量和阻尼引入到并网变流器控制中，使并网变流器的输出外特性具有与传统同步发电机类似的惯量、阻尼和下垂等特性，为电网提供必要的频率支撑。现有研究从光储vsg实现原理、容量配置和极限参数角度开展，没有考虑光储vsg的不同运行模式，也没有考虑储能寿命的改善。
3.同时光储系统将相对廉价的光伏单元与储能单元进行整合，极大地减少了设置储能单元的昂贵费用，因此目前利用光储系统向电网提供惯量是提高储能经济性的有效途径。
4.为了根据储能配置容量和功能定位的不同，光储vsg可有不同运行模式，因此需要研发一种光储虚拟同步机多模式运行控制系统。


技术实现要素：

5.本发明需要解决的技术问题是提供一种光储虚拟同步机多模式运行控制系统，凭借着光储vsg不同运行模式及其运行控制策略，可有效实现光储系统不同运行模式的控制。
6.为解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案是：
7.一种光储虚拟同步机多模式运行控制系统，包括光伏单元、储能单元、单向dc/dc变换器单元、双向dc/dc变换器单元、vsg电压型并网逆变器单元、lcl滤波器单元、有功
‑
频率控制单元和电网单元；
8.所述光伏单元的输出端电连接单向dc/dc变换器单元，单向dc/dc变换器单元的输出端电连接vsg电压型并网逆变器单元；vsg电压型并网逆变器单元的输出端电连接lcl滤波器单元，lcl滤波器单元的输出端电连接电网单元，电网单元的输出端与地电连接；
9.所述储能单元的输出端电连接双向dc/dc变换器单元，双向dc/dc变换器单元的输出端和输入端分别与vsg电压型并网逆变器单元的输出端和输入端电连接；
10.所述vsg电压型并网逆变器单元输入端还电连接pwm，pwm的输入端电连接有功
‑
频率控制单元；所述lcl滤波器单元的输出端还与有功
‑
频率控制单元输入端电连接；
11.所述光伏单元通过单向dc/dc变换器单元将电能传递给vsg电压型并网逆变器单元，vsg电压型并网逆变器单元通过lcl滤波器单元进入电网单元；vsg电压型并网逆变器单元将电力通过双向dc/dc变换器单元进入储能单元；为了控制母线电压恒定和功率平衡，储能单元通过双向dc/dc变换器单元将电能传递至vsg电压型并网逆变器单元，并通过lcl滤
波器单元与电网单元连接；
12.所述vsg电压型并网逆变器单元受到pwm控制改变工作模式，从而实现所述系统不同运行模式的控制。
13.本发明技术方案的进一步改进在于：所述vsg电压型并网逆变器单元中的vsg电压型并网逆变器有四种工作模式：定功率vsg模式、跟踪光伏vsg模式、零功率vsg模式、单向vsg模式；所述定功率vsg模式和所述跟踪光伏vsg模式是vsg电压型并网逆变器的两种基本运行模式，所述零功率vsg模式和所述单向vsg模式是vsg电压型并网逆变器的两种衍生运行模式；基于储能单元的初始电荷状态确定vsg电压型并网逆变器的两种基本运行模式，基于天气情况和整个系统的功率分配及功率上限情况确定vsg逆变器的两种衍生工作模式。
14.本发明技术方案的进一步改进在于：通过测量储能单元的电荷状态得到储能容量，将当前的储能容量和配置储能容量做对比，若当前的储能容量大于配置储能容量，则vsg电压型并网逆变器工作在定功率vsg模式；若当前的储能容量小于配置储能容量，则vsg电压型并网逆变器工作在跟踪光伏vsg模式；通过观测天气数据和有无光照，并通过调度得到有功功率给定功率是否为0情况，如果为0则vsg电压型并网逆变器工作在零功率vsg逆变器工作模式；通过测量整个微电网中储能单元，光伏单元，vsg电压型并网逆变器单元，负荷单元，电网单元的功率数据，当vsg电压型并网逆变器的运行点已达功率上限时，则光储系统只能响应电网负扰动引起的频率升高，产生抑制频率升高的虚拟惯量，不能响应电网正扰动引起的频率降低，此时vsg电压型并网逆变器工作在单向vsg模式。
15.本发明技术方案的进一步改进在于：所述储能单元的电容容量值为220～150000μf，所述储能单元的电容器为罐形螺旋端子电容器；为了保证储能单元具备足够的电能负担，定功率vsg模式下储能配置容量很大，足以平衡光伏出力峰谷变化且可参与电网调峰，vsg电压型并网逆变器能够按给定功率输出，相当于可控电源，同时能够响应电网频率变化；跟踪光伏vsg模式下储能的配置容量较小，主要用来平抑光伏出力随机波动，则稳态运行下并网逆变器输出功率应跟踪经储能平抑后光伏出力值；同时，vsg电压型并网逆变器仍能够为电网提供惯量和阻尼，但由于储能容量小，系统无法提供一次调频能力；零功率vsg模式为光储系统在定功率vsg模式的参考功率为零或跟踪光伏vsg模式在夜间或阴雨天气光伏出力接近零的运行状态下提供虚拟惯量和阻尼的运行模式，能够提供虚拟惯量和阻尼，需要vsg电压型并网逆变器具备双向特性；单向vsg模式下当vsg电压型并网逆变器或储能变换器的运行点已达功率上限时，则光储系统只能响应电网负扰动引起的频率升高，产生抑制频率升高的虚拟惯量，且不能响应电网正扰动引起的频率降低。
16.本发明技术方案的进一步改进在于：所述储能单元采用电压外环电流内环的典型pi控制方式，光伏单元中光伏容量为250kw，所述储能单元功率为250kw，vsg电压型并网逆变器单元功率为500kw，电网容量为光伏单元容量的二十倍。
17.本发明技术方案的进一步改进在于：所述光伏单元的材料为单晶体硅。
18.本发明技术方案的进一步改进在于：所述双向dc/dc变换器单元的额定输入电压为0～dc300v，额定输出电压为0～dc600v。
19.本发明技术方案的进一步改进在于：所述双向dc/dc变换器单元包括有电压采样单元和电流采样单元；所述电压采样单元一路为输入电压，另一路为输出电压，精确度为5％，响应时间小于40μs，频率为200hz；所述电流采样单元，一路为输入电流，另一路为输出
电流，精确度为5％，响应时间小于1μs，频率为100hz。
20.本发明技术方案的进一步改进在于：所述电压采样单元和所述电流采样单元均采用霍尔电流传感器。
21.由于采用了上述技术方案，本发明取得的技术进步是：
22.1、本发明为了增强电网惯性和改善电网频率特性，通过四种vsg运行模式以及功率来进行相互协调，在传统的虚拟同步机的控制基础上，形成了vsg并网逆变器的四种工作模式，定功率模式下，vsg并网逆变器可以很好地响应电网频率变化而输出惯性功率；跟踪光伏模式下，vsg并网逆变器的功率可以很好地跟踪光伏的变化情况；零功率模式为天气情况不佳和系统在夜间工作提供了一种可解决的方案；单向vsg并网逆变器提供了一种在极限功率状态下的解决方案。
23.2、本发明中光伏单元通过单晶体硅将光能转换为电能，电能通过电连接进入单向dc/dc变换器单元，随后单向dc/dc变换器单元依靠电连接进入vsg电压型并网逆变器单元，紧接着vsg电压型并网逆变器单元通过lcl滤波器单元进入电网单元，vsg电压型并网逆变器单元将电力通过双向dc/dc变换器单元进入储能单元，为了控制母线电压恒定和功率平衡，储能单元又将电能传递至vsg电压型并网逆变器单元，鉴于vsg电压型并网逆变器单元受到pwm控制改变运行模式，从而实现了凭借着光储vsg不同运行模式及其运行控制策略，可有效实现光储系统不同运行模式的控制。
24.3、本发明中双向dc/dc变换器单元的输出端和输入端分别与vsg电压型并网逆变器单元的输出端和输入端电连接，电网单元的输出端与地电连接，lcl滤波器单元的输出端与有功
‑
频率控制单元输入端电连接，能够实现储能单元与vsg电压型并网逆变器单元互相进行电力传输，同时避免电力泄漏对设备整体造成损伤。
25.4、本发明中储能单元采用双向dc/dc变换器单元，可进行储能充、放电双向功率交换以及控制母线电压恒定和功率平衡，光伏单元在正常工作情况下按最大功率跟踪方式工作，为了实现光伏单元与储能单元之间的相互平衡，使光伏单元产生的光能得到了更大的利用，同时维护了储能组件与各环节之间工作的稳定性。
26.5、本发明中光伏单元材料为单晶体硅，lcl滤波器单元的输出端电连接有电网单元，能够提高光伏单元在将太阳光辐射转换为电能阶段的高效性，具备独立工作的效果，同时能够实现电力在存储的利用转换。
27.6、本发明将将相对廉价的光伏单元与储能单元进行整合，极大地减少了设置储能单元的昂贵费用，实现了利用光储系统向电网提供惯量以提高储能的经济性。
28.7、本发明提供了一种vsg虚拟同步机全天候、全状态下的解决方案，为新能源并网提供了一种新型的解决方案，有利于新能源的消纳。
附图说明
29.图1是本发明系统原理结构示意图；
30.图2是本发明中vsg控制逻辑框图；
31.图3是本发明中定功率模式下负载、发电机、vsg功率曲线图；
32.图4是本发明中跟踪光伏模式下负载、发电机、vsg功率曲线图；
33.图5是本发明中0功率模式下负载、发电机、vsg功率曲线；
34.图6是本发明中储能电池充电功率曲线图；
35.图7是本发明中储能电池放电功率曲线图；
36.其中，1、光伏单元，2、储能单元，3、单向dc/dc变换器单元，4、双向dc/dc变换器单元，5、vsg电压型并网逆变器单元，6、lcl滤波器单元，7、有功
‑
频率控制单元，8、电网单元。
具体实施方式
37.下面结合附图及实施例对本发明做进一步详细说明：
38.如图1所示，一种光储虚拟同步机多模式运行控制系统(以下简称光储系统)，包括光伏单元1、储能单元2、单向dc/dc变换器单元3、双向dc/dc变换器单元4、vsg电压型并网逆变器单元5、lcl滤波器单元6、有功
‑
频率控制单元7和电网单元8；
39.光伏单元1的输出端电连接单向dc/dc变换器单元3，单向dc/dc变换器单元3的输出端电连接vsg电压型并网逆变器单元5，储能单元2的输出端电连接双向dc/dc变换器单元4，vsg电压型并网逆变器单元5输入端电连接pwm，pwm的输入端电连接有功
‑
频率控制单元7，vsg电压型并网逆变器单元5的输出端电连接lcl滤波器单元6，lcl滤波器单元6的输出端电连接电网单元8，为了增强电网惯性和改善电网频率特性，通过四种vsg运行模式以及功率来进行相互协调。
40.图1中的vsg控制器指的是vsg电压型并网逆变器的四种工作模式。
41.所述pwm是英文pulse width modulation，脉冲宽度调制的缩写，按一定规律改变脉冲序列的脉冲宽度，以调节输出量和波形的一种调制方式。
42.双向dc/dc变换器单元4的输出端和输入端分别与vsg电压型并网逆变器单元5的输出端和输入端电连接，电网单元8的输出端与地电连接，lcl滤波器单元6的输出端与有功
‑
频率控制单元7输入端电连接，是为了实现储能单元2与vsg电压型并网逆变器单元5互相进行电力传输，同时避免了电力泄漏对设备整体造成损伤。
43.如图1所示，具体的：s1‑
s6组成三相逆变桥，逆变器侧电感l
s
，滤波电容c，和网侧电感l
g
构成lcl型滤波器，r
s
表示滤波器以及并网逆变器的等效串联电阻，i
abc
为并网端三相电流信号测量值，u
abc
为并网端三相电压信号测量值，三相电压信号u
abc
和三相电流信号i
abc
经过功率计算单元得到vsg输出的有功功率p
e
，无功功率q
e
，p
set
为有功功率给定值，q
set
为无功功率给定值，有功功率p
e
，无功功率q
e
，有功功率给定值p
set
，无功功率给定值q
set
，四种功率信号经过vsg控制算法得到三相调制波信号e
am
e
bm
e
cm
，在经过pwm调制器，得到q1‑
q6六只开关管的驱动信号，控全控型器件igbt的通断。
44.其中p
pv
为光伏单元发电功率，p
inv
为vsg电压型并网逆变器单元输出功率指令值，p
sc
为储能单元的充电功率指令，lf为低通滤波器，用来滤除光伏功率的波动，p
ref
为光储系统的功率参考值，由电网调控中心根据经济调度原则确定。i
abc
为并网端三相电流信号测量值，u
abc
为并网端三相电压信号测量值。光储系统实时测量电压u
abc
和电流i
abc
值，电压信号u
abc
和电流信号i
abc
经过功率计算单元得到vsg输出的有功功率p
e
，无功功率q
e
，p
set
为有功功率给定值，q
set
为无功功率给定值。
45.如图2所示，vsg的有功环模拟了同步发电机的惯性和一次调频特性，惯性方程表达式为：
[0046][0047]
式中，k为有功功率下垂系数，ω为vsg的角频率，ω
n
为额定角频率，ω
g
为电网侧的角频率，j为虚拟转动惯量，d为虚拟阻尼系数，逆变器侧电感l1模拟同步发电机的同步电抗，e
a
，e
b
和e
c
模拟了同步发电机的内电势，p
pv
为光伏发电功率，p
inv
为vsg电压型并网逆变器输出功率指令值，p
sc
为储能单元的充电功率指令，lf为低通滤波器，
[0048]
用来滤除光伏功率的波动，p
ref
为光储系统的功率参考值，由电网调控中心根据经济调度原则确定，p
set
为有功功率给定值，p
e
为vsg输出的有功功率。
[0049]
如图1所示，储能单元2采用双向dc/dc变换器单元4，可进行储能充、放电双向功率交换以及控制母线电压恒定和功率平衡，光伏单元1在正常运行情况下按最大功率跟踪方式工作，为了实现光伏单元1与储能单元2之间的相互平衡，使得光伏单元1产生的光能得到了更大的利用，同时维护了储能组件与各环节之间工作的稳定性，储能单元2的电容容量值为220～150000μf，储能单元2的电容器为罐形螺旋端子电容器。
[0050]
如图2所示，vsg电压型并网逆变器单元5的模式有四种，四种模式分别为定功率vsg模式、跟踪光伏vsg模式、零功率vsg模式以及单向vsg模式。
[0051]
当开关处于位置1，vsg电压型并网逆变器按照定功率vsg模式运行；
[0052]
为了保证储能单元2具备足够的电能负担，定功率vsg模式下储能配置容量很大；此模式下的vsg电压型并网逆变器的输出功率指令为p
inv
＝p
ref
k(ω
n
‑
ω)，由光储系统的功率参考值p
ref
和一次调频功率k(ω
n
‑
ω)两部分叠加构成，功率参考值p
ref
应由电网调控中心根据经济调度原则确定，由调度人员远程控制开关选择器，通过通信网络下达开关动作指令，变电所工作人员也可手动完成操作；储能单元2输出功率p
sc
指令由光伏出力与逆变器出力之差形成；vsg电压型并网逆变器可按给定功率输出，相当于可控电源，同时能够响应电网频率变化。
[0053]
如图2所示，当开关处于位置2，vsg电压型并网逆变器按照跟踪光伏vsg模式运行；若储能的配置容量较小，储能主要用来平抑光伏出力随机波动，则稳态运行下vsg并网逆变器输出功率应跟踪经储能平抑后光伏出力值；此模式下光储系统经过低通滤波器环节，得到了平滑的功率曲线，将这部分功率作为并网逆变器的输出指令；光伏功率波动成分则作为储能单元2的充电指令功率p
sc
，对光伏进行平抑；vsg电压型并网逆变器仍可为电网提供惯量和阻尼，但由于储能容量小，系统无法提供一次调频能力。
[0054]
如图2所示，当开关处于位置1，当调度指令下达的功率参考值为零，或者天气情况不良，以及夜晚的情况下，光储系统的功率参考值p
ref
为0，vsg电压型并网逆变器按照零功率vsg模式运行。
[0055]
当开关处于位置2，当vsg电压型并网逆变器或储能变换器的运行点已达到功率上限时，光储系统只能响应电网负扰动引起的频率升高，产生抑制频率升高的虚拟惯量，不能响应电网正扰动引起的频率降低，vsg电压型并网逆变器按照单向vsg模式运行。
[0056]
如图1所示，储能单元2采用电压外环电流内环的典型pi控制方式，光伏单元1中光伏容量为250kw，储能单元2功率为250kw，vsg电压型并网逆变器单元5为500kw，电网容量为光伏单元容量的二十倍，为了维持光储直流母线电压，通过母线电压控制可以间接实现储能、光伏和逆变器功率的实时平衡，当母线电压为参量实现功率平衡会引起母线电压波动
较大，同时保证了vsg电压型并网逆变器单元5负载阶段的安全性，双向dc/dc变换器单元4的额定输入电压为0～dc300v，额定输出电压为0～dc600v，且双向dc/dc变换器单元4包括有电压采样单元和电流采样单元，电压采样单元一路输入电压，另一路输出电压，精确度为5％，响应时间小于40μs，频率为200hz，电流采样单元，一路输入电流，另一路输出电流，精确度为5％，响应时间小于1μs，频率为100hz，且电压采样单元和电流采样单元均采用霍尔电流传感器，增加了系统的灵活性，便于电源布线，光伏单元材料为单晶体硅，lcl滤波器单元6的输出端电连接有电网，为了提高光伏单元1在将太阳光辐射转换为电能阶段的高效性，同时具备独立工作的效果，同时实现电力再存储的利用转换。
[0057]
实施例
[0058]
在使用时，如图1和图2所示，光储虚拟同步机多模式运行控制系统(以下简称光储系统)按定功率模式运行，vsg惯量参数取j＝2.0
×
104kg.m2，功率参考值p
set
＝150kw，扰动前光储系统和电网分别向负荷提供150kw和350kw功率，扰动瞬间光储vsg与电网共同向负荷提供动态功率，二者之和为800kw，稳定后光储功率恢复至原值150kw，负荷增量完全转移给电网承担，vsg能够响应电网频率变化而输出惯量功率，功率曲线如图3所示。
[0059]
vsg的惯量增大时，相同扰动下电网频率下降速度、动态频率偏差和恢复速度都变小。在以上状况下光储系统按跟踪光伏模式运行，光伏初始输出功率为150kw，20s时刻光伏功率突变为200kw，40s时刻光伏功率突变为250kw，功率曲线如图4所示。
[0060]
紧接着令光储系统工作于跟踪光伏模式且光伏功率为0，则光储系统处于零功率模式，由于vsg处于零功率模式，正常状态下储能功率为0，但扰动瞬间储能释放了一定的惯量功率参与扰动平抑，功率曲线如图5所示。
[0061]
当储能荷电量低于下限或高于上限时，光储系统除了按指定模式运行并产生vsg动态功率外，还附加有储能充放电功率，仿真中储能电量的下限和上限允许值分别设定为20％和80％，储能实际荷电量分别设为15％和85％，当储能荷电状态超限时控制环节可以正确控制储能充放电，充放电过程中光储vsg仍可响应负荷扰动进行惯量功率调节，从而实现了凭借着光储vsg不同运行模式及其运行控制策略，可有效实现光储系统不同运行模式的控制。储能充电功率如图6所示，储能放电功率如图7所示，负荷突变发生30s时刻。
[0062]
综上所述，本发明在传统的虚拟同步机的控制基础上，形成了vsg并网逆变器的四种工作模式，定功率模式下，vsg并网逆变器可以很好地响应电网频率变化而输出惯性功率；跟踪光伏模式下，vsg并网逆变器的功率可以很好地跟踪光伏的变化情况；零功率模式为天气情况不佳和系统在夜间工作提供了一种可解决的方案；单向vsg并网逆变器提供了一种在极限功率状态下的解决方案，为新能源并网提供了一种新型的解决方案，有利于新能源的消纳。
[0063]
以上，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，根据本发明的技术方案及其发明构思加以等同替换或改变，都应涵盖在本发明的保护范围之内。