中压兆瓦级电网模拟器研究

光伏电站、风电机组及储能电站等集中式并网发电系统接入电网的电压等级主要为中压10 kV和35 kV,且功率多为兆瓦级。为测试这些兆瓦级、中压直挂式并网发电系统的电网适应性能力,设计了一种输入并联输出串联(IPOS)的电网模拟器拓扑结构,通过载波移相脉宽调制(CPS-PWM)技术提高了高压侧输出的电能质量;介绍并分析了复合控制策略下模拟中压电网的电压跌落特性以及谐波控制策略。在仿真基础上搭建35 kV/3 MW测试平台,实验结果证明该结构拓扑的可靠性及控制策略的可行性和正确性。     

构网型中压直流直挂储能研究

提出一种构网型直流直挂储能技术,实现储能单元直接接入中压直流母线,同时采用构网型控制策略,可向电网提供转动惯量,对电网进行有功与频率支撑。对构网型中压直流直挂储能的各主要设备的控制策略展开了分析,并提出了一种中压直流储能系统的控制架构设计。最后,仿真与现场试验结果验证了所提系统及策略的正确性和有效性。     

大容量锂电池储能电站的等值仿真方法

随着大规模高比例新能源以及大容量直流的接入,系统灵活调节能力和安全稳定水平将会受到挑战.而大容量、集中式的电网侧锂电池储能电站对于提升上述问题具有积极意义.为便于进一步研究大规模锂电池储能电站接入电网的响应问题,提出了大容量锂电池储能电站的等值仿真方法.首先,从锂电池组建模、储能变流器和换流变压器参数设计、控制策略以及...     

基于同步机三阶模型的电池储能电站主动支撑控制及其一次调频贡献力分析

为提高储能变流器并网稳定性及储能电站参与电网频率调控的可控性,该文提出一种基于同步机三阶模型的电池储能电站的主动支撑控制策略,该策略能将储能变流器等效成具有励磁系统和调速系统的近似同步电压源,为低惯量、弱阻尼的新能源电力系统提供必要的惯量特性与阻尼特性。通过对储能电站调差系数的设计整定,刻画了储能电站适应于电网不同调频深度需求的正向静态频率特性,分析了不同控制参数下储能电站参与电网频率调控的惯量反应及一次调频特性。同时将新能源电力系统中储能电站调频出力实际值与传统机组调频出力实际值比值定义为储能电站参与电网频率调整的贡献因子,用以表征储能电站辅助传统机组参与电网一次调频中减小稳态频率偏差量的贡献力。该策略通过对储能电站灵活性的合理配置,能够为高比例新能源发电并网营造一个稳定友好型的频率环境。     

电流控制型储能变流器控制稳定性分析与谐波谐振抑制技术研究

储能变流器是储能系统平抑新能源电站功率波动和支撑电网调频调压功能的核心载体。对储能变流器关键运行控制技术特别是电流控制模式下的控制策略进行研究,提出了电流内环无静差跟踪控制策略,建立了PI控制器比例、积分关键控制参数最佳阻尼比优化设计方法。基于开环幅相频率特性和开环对数频率特性方法,构建计及储能变流器电流内环的开环频域模型。通过Bode稳定判据,定量分析了不同电流内环比例系数、积分参数以及变流器阻感参数变化对储能变流器控制稳定性的影响,并采用Nyquist稳定判据对比验证,在实时数字仿真试验平台（RT-LAB）开展储能变流器并网测试,不同比例系数和积分系数下的并网系统均保持稳定。基于滤波器的输入电压到输出电流的传递函数,发现储能变流器存在谐波谐振问题,提出基于电容电流反馈的有源阻尼谐振抑制策略,有效消除谐波谐振影响。分析结果表明,所设计的储能变流器及其谐波谐振抑制策略,具备鲁棒性,能够为大型新能源电站建设提供有力支撑。     

链式储能变流器在电网不平衡时的控制研究

链式电池储能变流器接入不平衡电网时,为了控制网侧各相电流对称,变流器各相储能电池簇与电网交换的有功功率不相等,这会造成储能系统各相储能电池簇荷电状态不均衡.研究了链式储能变流器在电网电压不平衡时的控制策略和采用零序电压注入的各相电池簇荷电状态均衡控制方法.通过仿真验证了控制策略的有效性.     

支撑电网黑启动的风光储新能源电站协调控制策略

针对局部风光资源丰富地区大停电黑启动的方案,首先建立了风光储新能源电站黑启动控制模型,研究其支撑电网黑启动的过程,储能系统作为主电源保证黑启动过程中系统电压和频率稳定。其次,提出了一种风光机组负荷跟踪功率协调控制策略,当风光出力不足时,风光机组采用最大功率跟踪(maximum power point tracking,MPPT)算法,储能系统作为主电源负责微电网功率的平衡;当风光出力足够时,风机根据光伏出力的变化进行减载运行,有效跟踪负荷功率变化,减少储能充电功率。该控制策略不但可减少储能系统充放电转换次数提高储能系统使用寿命,还能大大降低黑启动中储能系统配置容量,提高经济效益。最后,基于DIgSILENT/PowerFactory仿真平台搭建了风光储新能源电站控制模型,仿真验证了风光储新能源电站作为电网黑启动电源的可行性和所提控制策略的有效性。     

大电网新能源系统的数学建模和功率控制策略

随着社会的发展进步,大规模风能、太阳能等新能源发电,能源供需广域平衡,大容量高效变流器等新技术的相继涌现,对含新能源系统的灵活交流输电技术(FACTS)提出了新的要求。为了解决新能源发电的波动性和间歇性,应对负荷的功率变化,优化电能的传输和分配,提出大电网新能源系统的概念。通过推导大电网新能源系统的数学模型和设计出相应的精确可靠的控制策略,得出新能源电力能够直接并入大电网新能源系统,由储能装置广域平衡波动电源和负荷的结论。基于PSCAD/EMTDC平台的仿真结果表明,大电网新能源系统的结构设计能够保证风能、太阳能等新能源发电功率得到最大限度的并网利用,所设计数学模型和控制策略正确可靠,储能系统能够实现与大电网功率的动态跟踪交互。     

提高互联电网暂态稳定性的大规模电池储能系统并网控制策略及应用

在大规模电池储能系统现有平抑/平滑控制策略的基础上,提出了基于附加频率响应的并网控制策略,不仅能够兼容现有控制策略抑制新能源出力波动,还能较好地提高电力系统暂态稳定性.该控制策略包括3部分:现有平抑/平滑控制部分、附加频率控制部分和总体限幅部分.平抑/平滑控制部分兼容现有控制策略从而有效降低间歇式新能源的功率波动;附加频率控制部分以系统频率为输入信号实现对频率的一次调整,从而提高系统的暂态稳定性;总体限幅部分根据电池的实际运行状态动态地调整各控制部分上下限,达到均衡和最大化地利用储能系统.在西北电网的酒泉风电基地进行了基于附加频率控制策略的初步应用研究,仿真结果显示该控制策略可以有效地提高电网的稳定性.基于使新能源+储能电站和常规机组具有相同或相似的暂态稳定支撑能力的原则,酒泉风电基地的储能/风电配比可设置在5％附近.     

高压直挂大容量电池储能系统实时仿真及控制研究

电池储能具有响应速度快、功率密度高、安装地点无要求等特点,是目前十分有前景的储能技术之一。级联变流器用作大容量电池储能变流器时,能够省去工频变压器直接接入中高压电网,即高压直挂式电池储能系统,具备模块化、高电压直挂、单机大容量、多电平输出等优点。然而,目前国内外还缺乏计及电池外特性的高压直挂储能系统的实时仿真模型的研制以及基于实时仿真模型的控保策略研究。首先开发了国内外首个基于CPU和FPGA联合仿真的高压直挂大容量电池储能系统的实时仿真模型。其次以典型的35 kV高压直挂大容量电池储能系统为例,基于OPAL-RT的RT-LAB实时仿真平台,搭建了相应的实时仿真系统,能够支持控制保护系统的闭环接入。最后,多种工况下的测试结果能够验证实时仿真模型和控制保护策略的有效性,为高压直挂大容量电池储能系统的设计和控制优化提供技术支撑。