含虚拟同步发电机的光/柴/储独立微网控制策略

为实现独立微网的长期稳定运行,提出了一种含虚拟同步发电机(virtual synchronous generator,VSG)的光/柴/储微网控制策略。在光伏电源侧配置储能组成光储发电系统,利用VSG技术控制逆变器将其虚拟为同步发电机,通过设计能量管理,将光伏瞬时出力和储能荷电状态反馈到VSG控制中,实时调整光储系统的有功和频率输出。柴油发电机与光储系统采用对等控制,共同参与微网的一次调频,维持微网有功平衡,同时由柴油发电机承担二次调频任务。最终实现了光伏电能的最大输出和储能设备荷电状态的控制,保证了独立微网的灵活控制和经济稳定运行。最后,通过Matlab/Simulink工具搭建了仿真模型,对相关分析和所提策略进行了仿真验证。     

分布式光伏逆变器虚拟惯性与阻尼综合控制

目前广泛应用的光伏并网逆变器不具备有利于维持电力系统稳定的惯性与阻尼,所以基于电力系统机电暂态理论对光伏逆变器虚拟惯性与阻尼综合控制策略进行研究具有重大意义。利用同步发电机二阶数学模型构建虚拟同步发电机(virtual synchronous generator,VSG)本体模型,根据同步发电机有功功率平衡与频率调整控制理论以及无功功率平衡与电压调整控制理论分别设计了VSG功频控制器与励磁控制器。在MATLAB/Simulink仿真平台建立分布式光伏逆变器的VSG控制系统仿真模型,仿真结果表明,当负载发生变化时,基于VSG控制的分布式光伏逆变器具有良好的动态调节特性与稳定性。     

虚拟同步发电机技术及其在光储微电网中的应用

为了提高变电站站用电系统的供电可靠性,针对基于虚拟同步发电机技术的储能逆变器及其在光储微电网中的应用进行研究。介绍微网系统的拓扑结构和不同工作模式,设计微网各个子系统的参数,建立基于虚拟同步发电机(VSG)控制策略的储能逆变器数学模型,分析VSG并网和孤岛两种控制模式及其之间的切换。针对500k V河沥变电站光储微网系统,利用其中100k VA储能逆变器进行实验,验证VSG控制策略的可行性与有效性。     

基于自适应调节的微源逆变器虚拟同步发电机控制策略

微电网通过各类功率变换器实现分布式电源分布式开发、就地吸纳和高效应用,但其孤岛运行时惯性很小,频率受负荷波动的影响很大。对于微源逆变器引入虚拟同步发电机控制策略,这对改善微网系统频率稳定性具有重要作用。基于此,提出一种自适应调节的虚拟同步发电机控制策略。首先根据微网实际运行状况实时修正虚拟惯性参数,实现了控制策略的自适应调节,从而保证微网系统的安全稳定运行;然后详细分析所引入转动惯量系数和阻尼系数对微源控制系统的各类影响。Matlab/Simulink仿真结果验证了所提控制策略的正确性和有效性。     

基于强化学习的多光储虚拟同步机频率协调控制策略

针对光伏发电缺乏转动惯量以及传统集中式微电网频率控制PI参数整定困难的问题,在利用虚拟同步机技术(VSG)及其调频特性的基础上,提出一种基于强化学习的多光储虚拟同步机频率协调控制策略.微电网中央控制器通过实时监测系统频率偏差,利用强化学习算法计算微电网的功率缺额;根据系统功率缺额,以各光伏发电成本最小为目标,利用拉格朗日乘子法动态调整光储虚拟同步机的功率给定值,实现微电网多光储虚拟同步机频率的二次协调控制.最后,在Matlab/Simulink中建立仿真模型,验证了多光储虚拟同步机频率协调控制策略的有效性.     

基于虚拟阻尼补偿的改进型VSG控制策略研究

虚拟同步发电机(VSG)控制不仅可更好地支撑微网的频率,还可实现多逆变器的并联组网运行,改善微网的运行性能。为更好地模拟传统同步发电机的特性,针对VSG动态过渡过程中的功率振荡,提出了一种改进型VSG控制策略,在传统VSG控制的基础上,通过引入补偿环节和可调参数,降低系统的阶数,既保证了系统的动态响应速度,又避免了动态的功率振荡,有效提高了VSG的控制性能。仿真及实验结果证明了所提控制策略的正确性和有效性。     

永磁同步风力发电机的VSG参数自适应控制

在永磁同步风力发电系统中,为了克服网侧变流器采用虚拟同步发电机(VSG)控制策略时,由于虚拟转动惯量和虚拟阻尼系数恒定导致频率不能灵活控制这一缺点,将自适应控制应用到网侧变流器的VSG控制策略中.首先介绍永磁同步风力发电系统总体的控制策略,建立网侧变流器VSG控制模型;在此基础上分析风速和负载的变化对系统功率和频率的影响,根据系统频率的变化实时调节算法中的参数,使参数可以在线修正.最后,通过仿真和实验证明所设计的控制策略能够减小系统频率在振荡过程中的变化幅度,并提高频率动态调节性能.     

一种基于虚拟同步发电机的光储发电系统能量管理控制策略

光伏微网是一种重要的可再生能源接纳方式,然而由于光伏电源输出波动性强以及缺乏惯性等问题,给微网运行带来了巨大的压力。为提高微网的运行稳定性和供电可靠性,在光伏电源侧配置储能,与受VSG控制的逆变器组成光储发电系统。设计了一种基于VSG的光储系统能量管理控制策略,对系统进行协调控制。控制的核心在于将光伏出力和储能荷电状态信息引入到VSG控制中,通过改变斜率和平移曲线的方式调整VSG的下垂特性,使光储系统根据运行状况主动改变功频输出和光能摄入,从而将储能荷电状态控制在安全范围内。最终实现光储系统的无互联信号自治管理及对微网运行的主动支撑。通过Matlab/Simulink工具搭建了仿真模型,对相关分析和所提方案进行了系统仿真和方法验证。     

可实现运行模式灵活切换的小型微网实验系统

为了能够对微网的运行特性进行深入的理论和实验研究,建立了一个小型实验室微网系统。该系统中的分布式电源采用光伏模拟单元和风机模拟单元,通过电力电子变换装置并入微网;系统以蓄电池为储能装置,并通过双向逆变器并入微网,用以维持微网的暂态功率平衡。当微网联网运行时,以外电网电压和频率为参考,蓄电池双向逆变器、光伏并网逆变器和风机并网逆变器采用恒功率控制;孤岛运行时,双向逆变器的控制策略切换为恒电压、恒频率控制,用以提供微网电压和频率参考。实验结果表明,该系统可以稳定地工作在联网模式和孤岛模式,并可实现二者之间的平滑切换,提高了能量供给的可靠性。     

双级式光伏发电主动参与电网频率调节

为解决大规模光伏发电并网带来系统调频能力不足的问题,提出了双级式光伏发电有功功率-频率下垂控制和虚拟惯量控制,通过修改Boost变换器或网侧逆变器原有的控制结构来实现光伏发电主动参与电网频率调节。并分析虚拟惯性时间常数、锁相环控制带宽对虚拟惯量控制的影响。基于光伏发电的有功功率-相位运动模型、同步发电机组的频率响应模型来分析光伏发电的虚拟惯量特性及其对系统频率动态特性的影响。仿真结果表明:Boost变换器和网侧逆变器均可按照设定的下垂曲线来控制光伏阵列增发或减少一定量的有功功率,抑制电网频率跌落或升高;虚拟惯性时间常数越大或锁相环控制带宽越小,光伏发电的虚拟惯量越大,频率动态过程中可提供支撑的功率越多。     

考虑功率最大输出与储能协调的光储VSG控制策略

在传统虚拟同步发电机(virtual synchronous generator, VSG)控制的光储系统中,电池通过频繁充放电处理波动的光伏功率,易出现早衰问题。为优化电池运行,提出一种考虑功率最大输出与储能协调的光储VSG控制策略。首先,建立输出频率与直流侧电容电压偏差的比例关系,实现光伏功率的最大输出与VSG的惯性支撑。其次,利用下垂特性控制电池功率输出,在实现系统一次调频功能的基础上提升电池能量管理的灵活度。然后,设计一种稳定直流侧电压的分段控制方案,确保系统正常工作时直流侧电压在合理范围之内。最后,通过仿真实验验证所提方法不仅保留了VSG的惯性支撑和一次调频功能,还实现了光伏功率的最大输出,减少了对电池的依赖。     

基于混合储能的孤岛微网VSG控制策略

针对虚拟同步发电机(VSG)控制策略中改变惯性系数会引起系统不稳定的问题,提出基于混合储能无需改变惯性系数的控制策略。首先,在常规VSG控制策略基础上,将负荷或可再生能源波动量经一阶高通滤波器滤波后作为常规VSG额定功率的附加量。其次,利用VSG直流端接入的蓄电池提供下垂功率,超级电容器提供虚拟惯性功率和额外引入的惯性功率,改善微网的频率动态特性。然后,引入与超级电容器荷电状态和额外惯性功率相关的出力系数,实现超级电容器的自适应控制,在惯性强化过程中优化超级电容器荷电状态。最后在Matlab/Simulink中搭建了以VSG为逆变器控制接口的孤岛微网,通过在不同负荷、光照强度和超级电容器荷电状态下进行仿真,验证了所提策略的有效性。     

二级式光伏并网发电系统的协调控制及惯量特性分析

针对二级式光伏发电系统低惯量的问题,根据光伏-Boost和逆变器两侧分别响应频率波动的特点,提出了一种适用于二级式光伏发电系统的惯量协调控制策略,通过建立系统的静止同步发电机SSG模型分析不同参数对系统惯量的影响。光伏侧采用下垂控制响应电网频率波动时,频率下跌的最低点或上升的最高点得到改善,且电网频率的稳态偏差变小;逆变器侧采用直流电压下垂响应电网频率波动时,电网频率变化率变小;协调控制时,合理利用了光伏侧及逆变器侧响应的优势,抑制频率波动的效果最佳。仿真结果证明了所提控制策略的有效性。     

基于虚拟同步发电机控制的光/储/燃料电池微电网能量管理

为提高微电网自主参与电网运行和管理的能力,提出一种基于虚拟同步发电机(VSG)控制的光/储/燃料电池微电网。针对逆变器VSG控制与前级分布式电源及附加储能单元的协调配合问题,以储能荷电状态(SOC)为依据,分别设计了光伏和燃料电池VSG的能量管理策略,使微电网响应电网需求参与一次调频且提供惯性的同时,实现了光伏发电的最大功率输出、燃料电池发电的燃料平衡调节以及储能单元SOC的安全可控。最后,利用MATLAB/Simulink软件搭建仿真模型,验证了所提能量管理方案能够实现VSG控制与分布式电源及储能的协调配合,在并/离网下都能保证微电网安全可靠运行。     

基于VSG的光伏及混合储能系统功率分配与虚拟惯性控制

在基于虚拟同步发电机(VSG)控制的光伏及混合储能系统中,不同类型的储能之间存在协调配合问题,其荷电状态(SOC)也与VSG的控制策略密切相关。针对该问题,提出了一种基于VSG的光伏及混合储能系统的协调控制策略。在逆变器直流侧引入混合储能系统,并基于VSG控制原理对其进行功率分配。根据储能SOC与VSG虚拟惯性之间的定量关系,设计了一种改进的虚拟惯性自适应控制策略,并给出相关参数的选取原则,在改善系统输出频率和功率动态响应的同时,对储能SOC进行控制。基于MATLAB/Simulink进行仿真,结果表明所提控制策略可以有效改善系统电压和频率的稳定性,实现混合储能之间功率的合理分配,提高储能的充放电性能并延长其寿命。     

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,分析了自适应旋转惯量对系统频率的影响,并对自适应旋转惯量VSG控制策略的稳定性分析及关键参数整定设计。最后,将自适应旋转惯量VSG控制策略应用于光伏储能并网发电系统中并建立其仿真模型。仿真结果表明:在负荷扰动情况下,采用自适应旋转惯量的VSG控制策略的光伏储能发电系统的稳定性和动态性能较好。相比常规的VSG控制策略频率波动及输出功率的波动性明显得到抑制。     

考虑储能荷电状态及频率恢复特性的改进型灵活虚拟惯性控制

基于虚拟同步发电机(VSG)控制的光储系统可向电网提供虚拟惯性以增强电网的稳定性,但源端储能的荷电状态和系统频率恢复特性对虚拟惯性的灵活调节具有重要的约束作用。针对此问题,在已有研究的基础上,提出了一种改进型灵活虚拟惯性控制方法,该方法一方面根据储能极限运行状态下的荷电状态自主调节虚拟惯量的大小,避免了储能单元的深度过充及过放;另一方面在储能安全运行时根据频率变化分阶段调节虚拟惯量,在减小系统频率偏差的同时加快其恢复速度。此外,搭建了孤岛四端微电网的小信号模型,分析了关键控制参数对系统稳定性的影响规律,并给出了控制参数的设计原则。最后,通过硬件在环实验验证了所提控制方法的有效性与优越性,提高了光储VSG控制技术的工程实用价值。     

微电网光伏发电系统控制与稳定性研究

在分析光伏电池原理及最大功率跟踪基础上,分析了含光伏发电系统的微电网模型。对光伏系统控制采用的是两级式控制,前级Boost DC/DC实现光伏阵列最大功率跟踪控制以稳定直流母线电压,并可升高电压以满足后级逆变器需要。后级为DC/AC逆变器,对逆变器采用V/f控制策略,此控制策略用以保证微电网的频率电压的稳定性。在Matlab/Simulink平台搭建含光伏发电系统的微电网仿真模型,分别对在并网运行时改变光照和在孤岛运行时改变负荷进行仿真,验证控制策略能够保证光伏发电系统的稳定运行。     

基于储能型准Z源逆变器的VSG并网控制策略的研究

随着光伏发电装机容量的增加,以传统控制策略并网的分布式光伏电源会大幅度降低电网惯性,使电网稳定性减弱。针对该问题,结合准Z源逆变器的优点,在准Z源网络中引入储能单元,提出基于储能型准Z源逆变器的虚拟同步发电机(VSG)并网控制策略。分析了储能型准Z源的工作模态。采用VSG技术控制系统输出功率,调节直通占空比使光伏功率钳位在最大功率点,蓄电池自动弥补功率缺额。讨论考虑VSG暂态响应时蓄电池的配置问题,并推导直通占空比与VSG转动惯量和阻尼系数的关系,为储能型准Z源逆变器在VSG控制参数设计方面提供参考标准。最后仿真和实验验证了所提策略的有效性。     

交直流混合微电网运行控制策略研究

为解决交直流混合微电网中功率波动、交直流系统之间功率平衡、直流侧源荷比相对较大光伏利用率不高的问题,研究了交直流混合微电网并网运行时,在蓄电池的平抑作用下,直流侧光伏发电以恒定的功率通过交流侧并入大电网,提高直流侧光伏利用率。孤岛运行时,蓄电池作为平衡节点,和双向AC/DC变换器一起维持整个系统的电压、频率稳定,并实现交、直流系统之间功率平衡的控制方案。最后利用PSCAD/EMTDC软件对系统功率波动、并网运行向非计划孤岛运行切换、孤岛运行向并网运行切换进行了仿真验证,运行结果表明该控制方案能有效平抑系统功率波动,维持交直流混合微电网稳定运行。