变流器虚拟惯量和阻尼协同自适应控制策略

针对变流器传统虚拟同步发电机控制(virtual synchronous generator, VSG)在暂态过程中出现的频率超调等问题,提出一种虚拟惯量和阻尼系数协同自适应控制策略。首先,对VSG变流器系统进行数学建模;然后,通过分析VSG有功和角频率暂态特性曲线,提出一种虚拟惯量和阻尼系数协同自适应控制策略,同时借鉴传统同步发电机小信号模型分析方法建立有功功率环路传递函数,给出参数的选取范围;最后,基于MATLAB/Simulink仿真,验证了所提自适应控制策略在改善频率和功率暂态特性方面的有效性。     

光储一体化并网发电系统的惯量阻尼机理分析

以光储一体化并网发电系统为研究对象,利用多时间尺度建模的思想,聚焦于影响系统频率动态特性的主要时间尺度——直流电压时间尺度,建立了用于系统惯量阻尼特性分析的直流电压时间尺度动态模型。在此模型的基础上,利用电气转矩分析法从物理机制层面上分析了影响系统惯量效应、阻尼能力以及同步特性的主要因素及其作用规律。研究结果表明:系统的动态特性由其控制参数、结构参数以及稳态工作点参数共同决定。直流电压母线控制环中的比例控制器、积分控制器分别影响系统的惯性效应和同步特性;储能装置中的频率下垂控制主要影响系统的阻尼能力;工作在最大功率点跟踪模式的光伏变流器则无法影响系统的动态特性。此外,系统的动态特性还受到线路阻抗、直流母线电容等结构参数以及系统交/直流母线电压等级、稳态运行功率(功角)等稳态工作点参数的共同影响。仿真和实验结果验证了上述分析结论的正确性。     

光储发电系统的虚拟轴系耦合与同步控制

储能装置可利用虚拟惯量控制技术为系统提供动态稳定支撑，但其与同步发电机组间的耦合关系仍需讨论。为了提高暂态能量传递效率，改善其同步并网友好性，首先建立光储发电系统的VSG模型，分析静止储能与旋转动能间的能量转化关系，阐述混合储能的虚拟惯量定义。其次，通过分析虚拟同步控制下的光储发电系统的功率传递，建立其与同步机间的虚拟轴系耦合关系，并利用哈密顿能量函数，获得提升光储发电系统暂态能量传递效率的必要条件，进而改进VSG控制策略。最后，搭建含光伏高渗透区域电网仿真系统进行验证。结果表明：所提控制同时具备频率支撑和抑制功率振荡功能，可显著提升光储系统的并网友好性。     

基于功频下垂控制的并网型储能系统惯量与阻尼特性分析

基于功频下垂控制的并网型储能系统可有效解决分布式电源大规模接入导致的电网频率稳定性降低的问题,同时等效提高电力系统的惯量水平与阻尼能力。以基于功频下垂控制的并网型储能系统为研究对象,通过建立其直流电压时间尺度的动态模型,利用静止同步发电机模型分析了影响储能系统惯性水平、阻尼效应和同步能力的主要参数及其影响规律。研究结果表明:下垂控制环节和功率控制环节是储能系统惯性效应与阻尼效应的主要来源,通过下垂系数和功率环PI参数的优化设计即可等效改变系统的惯性/阻尼特性。仿真实验的结果证明了研究结论的正确性,研究结论将有益于设计有效的储能系统控制策略,以辅助提升电网的惯性水平和阻尼能力,增强分布式发电系统及其接入电网的稳定运行能力。     

光储发电系统的虚拟转动惯量控制

在深入研究光储发电系统控制策略的基础上,阐述蓄电池虚拟转动惯量的概念,分析在频率动态变化过程中蓄电池的电池储能与机械动能之间的能量转换关系,并提出基于光储发电系统的虚拟惯性控制策略。该控制策略通过检测系统频率的变化与蓄电池荷电状态,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为系统提供惯性支持。通过光伏装机比重约为30%的仿真系统,验证该控制策略在系统出现功率不平衡后,能够利用蓄电池的虚拟惯量快速响应系统频率变化,从而提高了系统的频率稳定性。     

基于自适应旋转惯量VSG控制策略光储微网系统

针对光伏储能并网发电系统采用常规虚拟同步机VSG(virtual synchronous generator)控制策略在负荷扰动时系统的稳定性和动态性能欠佳的问题,本文提出一种基于自适应旋转惯量VSG控制策略的光伏储能并网发电系统.在常规VSG控制策略的基础上,利用同步发电机的功角特性曲线及转子角速度振荡周期曲线,分析...     

基于有功微分补偿与虚拟惯量自适应的光储VSG控制策略

针对传统光储虚拟同步发电机(virtual synchronous generator, VSG)存在并网有功稳态偏差与系统动态振荡难以兼顾的问题,提出一种基于有功微分补偿(active power differential compensation, APDC)与虚拟惯量自适应的光储VSG控制策略。首先,建立了基于APDC算法的光储VSG并网有功闭环小信号模型,并通过极点分布图与伯德图的分析,讨论了APDC算法对系统暂态振荡与有功稳态偏差的抑制效果,给出了相关系数的整定方法。然后,为改善频率响应并避免有功超调量的增加,设计了一种基于APDC算法的改进型虚拟惯量自适应策略,同时给出其参数的取值范围。最后,实验结果表明,所提策略能消除VSG并网有功的动态振荡与稳态偏差,具有更小的频率偏差与频率变化率。     

基于混合储能的变惯量虚拟同步耦合控制技术

若混合储能设备的静止能量拓展为旋转惯量的能量来源,则灵活可控的虚拟同步耦合运行方式,会使电力电子化电力系统的暂态稳定更具可控性.为提高新能源高渗透系统的暂态稳定性,首先建立电池储能、电容储能与同步发电机旋转机械动能间的能量转化关系,使静止混合储能设备具有与系统同步耦合运行的能力.其次,分析由混合储能引入的虚拟惯量对频率稳定和阻尼特性的影响机理,并提出基于混合储能的变惯量虚拟同步耦合控制技术,使静止储能设备在更加灵活的同步耦合运行方式下,转移同步发电机承受的暂态能量,减小系统内旋转机械的频率及功角振荡.最后,利用MATLAB/Simulink搭建含光伏、混合储能高渗透的仿真系统.结果 表明,在所提控制策略下,含静止能量的储能设备可显著改善系统的暂态稳定性.     

兼顾频率变化率和偏移量的光储虚拟惯量联合控制策略研究

针对传统虚拟惯量（VSG）控制无法兼顾光储并网系统频率下降与恢复特性的问题,提出了一种同时考虑频率变化率和偏移量的虚拟惯量联合控制（VIJC）策略。首先,将调频过程划分为以频率变化率为主导、以频率偏移量为主导和频率恢复3个阶段;其次,对3个阶段分别采用不同方式的VSG控制,充分发挥不同VSG控制的调频优势,简化了参数优化的过程;最后,选取具有代表性的VSG控制策略与VIJC策略进行仿真对比。仿真结果验证了所提策略的有效性。     

基于功频下垂控制的光伏并网发电系统惯量阻尼机理研究

针对光伏以低惯量、弱阻尼的特征大规模接入电网，给电网稳定性带来不利影响的问题，基于功频下垂控制的光伏并网发电系统，借鉴经典电气转矩分析法，从物理机制层面上分析影响系统惯量、阻尼以及同步能力的作用规律。研究结果表明对于控制参数的影响规律而言，惯量特性主要受功率环的比例系数Kp影响，且随Kp的增大而增强；阻尼特性受频率下垂系数Dp影响比较明显，且随Dp的增大而减弱；同步特性只受功率环的比例积分系数Ki影响，且随Ki的增大而增强。通过仿真验证了理论分析的正确性。     

含双馈风电场的互联电力系统虚拟惯量与虚拟阻尼协调控制方法

风电场的大规模接入会同时降低互联电力系统的相对惯性和阻尼,虚拟同步发电机(VSG)技术能够有效支撑电网频率,目前对VSG技术虚拟阻尼方面的研究成果较少。为了更有效地利用VSG虚拟阻尼,进一步提升高风电渗透率电力系统的稳定性,推导了VSG控制器参数与虚拟惯量、虚拟阻尼之间的数学关系,针对VSG虚拟惯量与虚拟阻尼调节存在的矛盾,提出一种结合系统主导振荡模式在线辨识和粒子群优化算法的VSG控制器参数协调控制策略。最后通过含双馈风电场的两区域互联电力系统仿真模型验证了所提控制策略的有效性,仿真结果表明所提控制策略可实现系统频率稳定性和功率稳定性的综合优化。     

光储系统中储能容量优化

引入光伏功率预测误差,分析其概率统计规律,并利用置信区间去估计储能最大发出（吸收）功率的方法,使储能系统既能满足一定置信水平下的功率波动补偿,又优化了容量配置。采用本文提出的方法配置储能系统,然后利用Matlab／Simulink仿真软件建立了相应的光储联合系统模型,并采用实际气象数据驱动模型来进行并网控制的仿真研究,验证了提出方法的可行性。     

光储联合并网系统建模与低压耐受能力的研究

为了解决光伏系统随机性强,且故障情况下低压耐受能力差、直流母线过电压、光伏发电效率低等问题,将储能技术引入光伏系统,形成了光储联合并网系统。对光储联合并网系统进行了建模,提出了基于改进的最大功率跟踪技术和有功无功解耦控制的光伏并网模型,并对传统的铅酸蓄电池三阶动态模型进行了简化。在Pscad/Emtdc平台中建立光储联合并网系统的仿真模型,验证了该模型的正确性,在此基础上分析了不同储能容量配置对光伏并网低压耐受能力的影响。仿真结果表明,采用合理的储能配置能够有效提高光伏系统的低压耐受能力。     

提升惯量响应与转速恢复的风储协调惯量控制方法

为提升风–储联合运行场站的动态频率支撑能力，并针对当前控制方法不能兼顾惯量响应强度与快速转速恢复、频率二次跌落抑制的问题，提出了一种提升惯量响应与转速恢复的风储协调惯量控制方法。在风机控制侧，根据储能可调功率及风机转速运行约束制定风机惯量控制策略，以最大化提取转子动能，增强风机惯量响应能力。在风机转速恢复阶段，由储能可调功率完全补偿风机功率下调量，加快风机转速恢复、抑制系统频率二次跌落；在储能控制侧，通过判断各风机运行阶段，提出基于差异化时序确定储能输出功率的控制策略。算例验证表明，所提方法在显著增强风机惯量响应能力条件下，能加快转子转速恢复，并有效抑制系统频率二次跌落。     

基于新能源出力比例的大规模系统惯量估计

在构建新型电力系统时,提高新能源出力比例,将降低系统惯量。为保证系统频率的安全稳定,需要根据新能源出力比例估计系统惯量,用以指导新能源装机规划及开机方式安排。梳理了常用惯量指标,选取了系统总动能作为描述系统惯量的估计指标。针对实际特定系统,根据典型量测数据给出了提高新能源出力比例后的惯量估计方法;针对没有量测数据的大规模新能源规划系统,用新能源出力比例来推断同步机的开机容量范围,综合考虑同步惯量和虚拟惯量,提出大规模系统的惯量评估关键参数及其统计方法,建立了系统惯量范围的估计模型。最后,基于某省级电网建立了不同新能源高出力比例模型,并对出力比例、惯量、频率之间的关系进行了分析研究,验证了有效性。     

面向频率稳定提升的虚拟同步化微电网惯量阻尼参数优化设计

为了解决电力电子化微电网惯性小、频率稳定性弱的问题,该文采用虚拟同步发电机(virtual synchronous generator,VSG)控制技术来提升微电网的稳定性。VSG能够模拟传统同步发电机的惯量和阻尼等特性,为系统提供惯量和阻尼支撑。首先建立含虚拟同步发电机的微电网模型,然后研究VSG的虚拟惯量和虚拟阻尼对频率稳定的影响,并提出面向频率稳定的虚拟同步化微电网虚拟惯量和虚拟阻尼参数优化设计方法来提升系统的频率稳定性,最后以3机9节点的虚拟同步化微电网系统为例验证该文方法的有效性。     

计及储能动态的VSG惯量阻尼自适应控制研究

随着风力发电、光伏发电等新能源发电渗透率增加,电力系统的等效惯量和等效阻尼逐渐减小,其稳定性问题变得越来越严峻。虚拟同步发电机（virtual synchronous generator, VSG）技术的提出能有效地解决这一问题。然而,传统的VSG并网逆变器采用恒惯量和阻尼控制,在系统受到扰动时,其鲁棒性较差。因此,为增强系统的鲁棒性,优化其频率响应曲线,本文提出了一种计及储能装置动态特性的并网VSG惯量阻尼自适应控制策略。首先,阐述了VSG的基本工作原理,然后通过建立其数学模型分析不同旋转惯量和阻尼系数对系统输出特性的影响。在此基础上,结合同步发电机（synchronous generator, SG）功角特性曲线和频率振荡曲线设计出旋转惯量和阻尼系数的自适应控制策略,该控制策略通过引入惯性环节以较好地匹配储能装置的动态特性。最后,通过MATLAB/Simulink仿真软件对比分析了所提控制策略和传统的VSG恒惯量和阻尼控制,结果验证了所提控制策略的正确性。     

考虑惯量充裕度与频率变化率的互联电网在线频率安全分析

新能源装机占比的快速提高显著降低了系统惯量水平,在线评估电网的频率安全裕度可有效指导系统安全运行。首先在分析系统惯量组成的基础上，提出了考虑负荷特性与外受电水平的电网惯量计算方法，得到了电网惯量充裕度指标与频率变化率(rate of change of frequency,RoCoF)指标。然后基于惯量充裕度指标与RoCoF，分析了故障冲击、外受电水平和马达惯量对系统频率安全的影响，提出了区域电网互供能力分析方法。其次通过仿真验证了指标的准确性，检验了等效惯量和电源出力均具有置换特点。最后提出了电网惯量充裕度在线评估流程及安全运行域分析方法，为指导电网安全运行提供了决策依据。