本發(fā)明涉及發(fā)電系統(tǒng)的虛擬慣性控制方法，尤其是一種光伏-蓄電池發(fā)電系統(tǒng)的虛擬慣性控制方法，屬于光伏發(fā)電方法領(lǐng)域。
背景技術(shù)：
：新能源的大規(guī)模開發(fā)和利用已成為全球?qū)崿F(xiàn)能源—經(jīng)濟(jì)—環(huán)境可持續(xù)發(fā)展的共同選擇。其中，隨著光伏與儲(chǔ)能方法的成本降低，光伏發(fā)電在電力系統(tǒng)中的滲透率不斷增加，對電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行將帶來新的挑戰(zhàn)。光伏通過電力電子變流器接入電網(wǎng)，與傳統(tǒng)同步發(fā)電機(jī)相比，含逆變器接口的電源雖響應(yīng)速度快但不含機(jī)械轉(zhuǎn)子，又因光伏采用最大功率點(diǎn)追蹤控制與電網(wǎng)電氣解耦，將導(dǎo)致系統(tǒng)陷入缺乏慣性和調(diào)頻能力的困境。因此如何使光伏發(fā)電具備傳統(tǒng)發(fā)電廠對電網(wǎng)的調(diào)節(jié)能力，建立“電網(wǎng)友好型”的光伏發(fā)電是保證電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行，實(shí)現(xiàn)新能源可持續(xù)發(fā)展亟待解決的問題。光伏、蓄電池是非旋轉(zhuǎn)靜止元件，高滲透率下電網(wǎng)面臨的低慣性問題將會(huì)比風(fēng)電更為嚴(yán)峻，但目前關(guān)于光伏-蓄電池發(fā)電系統(tǒng)的慣性控制方法尚缺乏理論研究。合理定義光儲(chǔ)裝置的虛擬慣量，拓展慣性的能量來源，利用蓄電池裝置的快速充放電進(jìn)行有功調(diào)節(jié)，抑制頻率突變，獲得對于系統(tǒng)頻率變化的慣性響應(yīng)具有重大意義。技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：本發(fā)明要解決的方法問題是提供一種光伏-蓄電池發(fā)電系統(tǒng)的虛擬慣性控制方法。本發(fā)明采用下述方法方案：一種光伏-蓄電池發(fā)電系統(tǒng)的虛擬慣性控制方法，包括以下步驟：步驟1：采集光伏-蓄電池發(fā)電系統(tǒng)的頻率變化量Δf；步驟2：判斷光伏-蓄電池發(fā)電系統(tǒng)的頻率變化量Δf是否等于0，如果是，轉(zhuǎn)向步驟9，否則，轉(zhuǎn)向步驟3；步驟3：判斷Δf是否大于零，若Δf>0，如果是，轉(zhuǎn)向步驟4，否則，轉(zhuǎn)向步驟6；步驟4：判斷蓄電池荷電狀態(tài)SOC是否大于90％，如果是，轉(zhuǎn)向步驟5，否則，轉(zhuǎn)向步驟7；步驟5：蓄電池停止充電，光伏退出最大功率跟蹤MPPT模式，轉(zhuǎn)為減載運(yùn)行；轉(zhuǎn)向步驟9；步驟6：判斷蓄電池荷電狀態(tài)SOC是否小于10％，如果是，轉(zhuǎn)向步驟8，否則，轉(zhuǎn)向步驟7；步驟7：蓄電池采用虛擬慣性控制，系統(tǒng)頻率變化過程中，蓄電池的能量WB表示為：WB=∫uBiB(t)dt=∫pn2uBQNd(1-γsoc)ωedωeωepn2dωe=∫Jvir_Bωepn2dωe---(1)]]>Jvir_B=pn2uBQNd(1-γsoc)×γsoc_0JSωeωedωe×γsoc_0JSωe≈-JS·ωeΔγsocγsoc_0Δωe·WB2Ek---(2)]]>kB=ωeΔγsocγsoc_0Δωe---(3)]]>式中，uB、iB分別為蓄電池的電壓和電流，γsoc_0為蓄電池的起始荷電狀態(tài)，QN為蓄電池的額定容量；Js為發(fā)電機(jī)的轉(zhuǎn)動(dòng)慣量，ωe為發(fā)電機(jī)的同步電角速度，pn為發(fā)電機(jī)的極對數(shù)；轉(zhuǎn)向步驟9；步驟8：蓄電池停止放電，光伏仍采用最大功率跟蹤MPPT模式；步驟9：結(jié)束。采用上述方法方案所產(chǎn)生的有益效果在于：本發(fā)明通過檢測系統(tǒng)頻率的變化與蓄電池荷電狀態(tài)SOC，調(diào)節(jié)蓄電池的荷電狀態(tài)變化率與充放電電流的速率，從而短時(shí)調(diào)節(jié)蓄電池儲(chǔ)備能量對系統(tǒng)提供慣性支持。蓄電池屬于靜止儲(chǔ)能元件，無旋轉(zhuǎn)慣性，本發(fā)明定義了蓄電池的虛擬轉(zhuǎn)動(dòng)慣量，建立了頻率與能量之間的動(dòng)態(tài)關(guān)系，使蓄電池的虛擬慣量靈活可調(diào)，為系統(tǒng)提供及時(shí)的慣性支持。附圖說明圖1是本發(fā)明的流程圖；圖2是本發(fā)明的光儲(chǔ)發(fā)電系統(tǒng)的仿真拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)圖；圖3是本發(fā)明的蓄電池虛擬慣性控制原理圖；圖4是本發(fā)明的蓄電池慣性分區(qū)圖；圖5是本發(fā)明的光伏單向Boost電路控制圖；圖6是本發(fā)明的本發(fā)明實(shí)施例中CaseA系統(tǒng)的頻率圖；圖7是本發(fā)明的本發(fā)明實(shí)施例中CaseA的發(fā)電機(jī)G1電磁功率圖；圖8是本發(fā)明的本發(fā)明實(shí)施例中CaseA的蓄電池SOC圖；圖9是本發(fā)明的本發(fā)明實(shí)施例中CaseA的蓄電池功率圖；圖10是本發(fā)明的本發(fā)明實(shí)施例中CaseB系統(tǒng)的頻率圖；圖11是本發(fā)明的本發(fā)明實(shí)施例中CaseB的發(fā)電機(jī)G1電磁功率圖；圖12是本發(fā)明的本發(fā)明實(shí)施例中CaseB的蓄電池SOC圖；圖13是本發(fā)明的本發(fā)明實(shí)施例中CaseB的蓄電池功率圖；圖14是本發(fā)明的本發(fā)明實(shí)施例中CaseB的光伏輸出功率圖。具體實(shí)施方式下面結(jié)合附圖和具體實(shí)施方式對本發(fā)明作進(jìn)一步詳細(xì)的說明。如圖1所示，一種光伏-蓄電池發(fā)電系統(tǒng)的虛擬慣性控制方法，包括以下步驟：步驟1：采集光伏-蓄電池發(fā)電系統(tǒng)的頻率變化量Δf；步驟2：判斷光伏-蓄電池發(fā)電系統(tǒng)的頻率變化量Δf是否等于0，如果是，則光伏-蓄電池發(fā)電系統(tǒng)正常運(yùn)行，此時(shí)，光伏采用最大功率跟蹤MPPT模式，實(shí)現(xiàn)光伏能量的最大化利用，蓄電池系統(tǒng)用于平抑光伏輸出功率的波動(dòng)，轉(zhuǎn)向步驟9，否則，轉(zhuǎn)向步驟3；步驟3：判斷光伏-蓄電池發(fā)電系統(tǒng)的頻率變化量Δf是否大于零，如果是，表明系統(tǒng)頻率發(fā)生突增，轉(zhuǎn)向步驟4，否則，表明系統(tǒng)頻率發(fā)生突減，轉(zhuǎn)向步驟6；步驟4：判斷蓄電池荷電狀態(tài)SOC是否大于90％，如果是，轉(zhuǎn)向步驟5，否則，轉(zhuǎn)向步驟7；步驟5：蓄電池停止充電，光伏退出最大功率跟蹤MPPT模式，轉(zhuǎn)為減載運(yùn)行；轉(zhuǎn)向步驟9；步驟6：判斷蓄電池荷電狀態(tài)SOC是否小于10％，如果是，轉(zhuǎn)向步驟8，否則，轉(zhuǎn)向步驟7；步驟7：蓄電池采用虛擬慣性控制，系統(tǒng)頻率變化過程中，蓄電池的能量WB表示為：WB=∫uBiB(t)dt=∫pn2uBQNd(1-γsoc)ωedωeωepn2dωe=∫Jvir_Bωepn2dωe---(1)]]>Jvir_B=pn2uBQNd(1-γsoc)×γsoc_0JSωeωedωe×γsoc_0JSωe≈-JS·ωeΔγsocγsoc_0Δωe·WB2Ek---(2)]]>kB=ωeΔγsocγsoc_0Δωe---(3)]]>式中，uB、iB分別為蓄電池的電壓和電流，γsoc_0為蓄電池的起始荷電狀態(tài)，QN為蓄電池的額定容量；Js為發(fā)電機(jī)的轉(zhuǎn)動(dòng)慣量，ωe為發(fā)電機(jī)的同步電角速度，pn為發(fā)電機(jī)的極對數(shù)；轉(zhuǎn)向步驟9；步驟8：蓄電池停止放電，光伏仍采用最大功率跟蹤MPPT模式；步驟9：結(jié)束。將光伏儲(chǔ)能發(fā)電系統(tǒng)連接于圖2所示的B2母線處，為簡化分析，假定輻照強(qiáng)度為800w/m2。仿真中采用三種方式：①無附加虛擬慣性控制；②附加虛擬慣性控制；③與替換蓄電池為同容量的同步發(fā)電機(jī)，設(shè)置了兩種蓄電池情況下的兩個(gè)案例：(1)CaseA：蓄電池處于安全充放電區(qū)，系統(tǒng)在10s時(shí)負(fù)荷突減60kW；(2)CaseB：蓄電池處于安全充放電區(qū)但接近過充過放警戒區(qū)，系統(tǒng)在10s時(shí)負(fù)荷突減60kW。系統(tǒng)在10s時(shí)發(fā)生負(fù)荷突減，如圖6中的方式一所示，系統(tǒng)頻率增大至50.58Hz。當(dāng)光儲(chǔ)系統(tǒng)附加虛擬慣性控制后如圖6中的方式二所示，系統(tǒng)頻率的上升速率得到明顯減緩，頻率上升的最高值由50.58Hz下降至50.36Hz，頻率幅值的變化減少了37.9％。此時(shí)蓄電池快速充電，如圖9所示，蓄電池快速吸收同步發(fā)電機(jī)發(fā)出的多余功率，減緩系統(tǒng)頻率的變化，為系統(tǒng)提供慣性支持。同時(shí)從圖7中也可看出，當(dāng)附加虛擬慣性控制后，由于蓄電池的迅速充電，快速分擔(dān)了系統(tǒng)中同步發(fā)電機(jī)承擔(dān)的不平衡功率。然而頻率逐漸穩(wěn)定后仍未達(dá)到50Hz，故從圖8和9中也可看出，蓄電池仍在充電，直到系統(tǒng)頻率恢復(fù)至50Hz。當(dāng)將蓄電池替換成同容量的發(fā)電機(jī)后，如圖6中的方式三所示，系統(tǒng)的負(fù)荷突減時(shí)，頻率上升的最高值由50.58Hz僅下降至50.557Hz，系統(tǒng)頻率的上升速率并未得到明顯改善，可見相同容量的蓄電池和發(fā)電機(jī)相比，蓄電池可短時(shí)調(diào)節(jié)能量，提供比同步發(fā)電機(jī)更大的虛擬慣量，更好的改善系統(tǒng)的頻率。系統(tǒng)在10s時(shí)負(fù)荷突減，頻率也隨之突然增大，未加虛擬慣性控制時(shí)，如圖10所示，頻率最大值升高為50.58Hz。當(dāng)附加虛擬慣性控制后，如圖10所示，系統(tǒng)的頻率的上升得到減緩，頻率上升的最高值由50.58Hz下降至50.4Hz。由于蓄電池初始荷電狀態(tài)雖位于安全充放電區(qū)但已接近過充警戒區(qū)，在附加虛擬慣性控制的過程中，如圖12所示，當(dāng)蓄電池荷電狀態(tài)達(dá)到90％時(shí)，蓄電池立即停止工作，故CaseB中系統(tǒng)頻率的恢復(fù)效果相較于CaseA稍弱。但如圖11和圖13所示，附加了虛擬慣性控制后，蓄電池雖作用時(shí)間不長，但仍分擔(dān)了同步發(fā)電機(jī)的一部分不平衡功率，保證了系統(tǒng)頻率的穩(wěn)定性。然而當(dāng)蓄電池停止工作后，為保證系統(tǒng)中功率的平衡，如圖14所示，此時(shí)光伏便退出最大功率跟MPPT模式減載運(yùn)行。靜止儲(chǔ)能元件-蓄電池虛擬慣性的控制原理分析如下：蓄電池在滿充狀態(tài)下的額定容量為QN，放電過程中電流為iB(t)，則t時(shí)刻的荷電狀態(tài)參數(shù)γsoc可表示為γsoc=QN-∫0tiB(t)dtQN=QrQN---(4)]]>Qr表示蓄電池剩余電量。結(jié)合式(1)，蓄電池存儲(chǔ)的能量WB可表示為WB＝∫uB×iB(t)dt＝uBQNγsoc_0(5)式中，uB、iB分別為蓄電池的電壓和電流，γsoc_0為蓄電池的起始荷電狀態(tài)，QN為蓄電池的額定容量。系統(tǒng)頻率變化過程中，蓄電池的能量又可表示為WB=∫uBiB(t)dt=∫uBiB(t)dtωedωe/pn2×ωepn2dωe=∫pn2uBQNd(1-γsoc)ωedωeωepn2dωe=∫Jvir_Bωepn2dωe---(6)]]>Jvir_B=pn2uBQNd(1-γsoc)/ωedωe---(7)]]>由式(3)可知，在電網(wǎng)頻率變化引起的能量交換過程中，系統(tǒng)若能夠合理使用蓄電池具備的靜止能量將會(huì)使其旋轉(zhuǎn)慣性得到新的能量來源，其大小可視為與轉(zhuǎn)動(dòng)慣量為Jvir_B、極對數(shù)為pn的等效同步發(fā)電機(jī)組具有的動(dòng)能相同。因此，Jvir_B可定義為蓄電池的虛擬轉(zhuǎn)動(dòng)慣量。根據(jù)式(4)，蓄電池的虛擬轉(zhuǎn)動(dòng)慣量大小將于其自身電壓、荷電狀態(tài)及系統(tǒng)頻率等多因素密切相關(guān)。結(jié)合式(1)，將式(4)進(jìn)一步展開，蓄電池的虛擬慣量可表示為Jvir_B=pn2uBQNd(1-γsoc)×γsoc_0JSωeωedωe×γsoc_0JSωe=-JSωeWBdγsoc2γsoc_0ωeEkdωe≈-JS·ωeΔγsocγsoc_0Δωe·WB2Ek=-JS·kBWB2Ek---(8)]]>式中，γsoc、ωe分別為蓄電池的荷電狀態(tài)和同步發(fā)電機(jī)的轉(zhuǎn)速變化量；kB為蓄電池荷電狀態(tài)變化率與發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)速變化率的比值。如圖3為蓄電池虛擬慣性的控制原理框圖。系統(tǒng)正常運(yùn)行時(shí)，光伏工作在MPPT模式，實(shí)現(xiàn)最大化的利用光伏的能量，蓄電池采集光伏發(fā)出的波動(dòng)功率，通過控制蓄電池的工作電流，達(dá)到平抑光伏輸出功率波動(dòng)的效果。系統(tǒng)發(fā)生有功擾動(dòng)時(shí)，蓄電池采集系統(tǒng)頻率的變化量Δf發(fā)生變化，當(dāng)蓄電池采集的系統(tǒng)頻率的變化量Δf>0時(shí)，系統(tǒng)的頻率上升，為了抑制頻率的突變，且同時(shí)防止蓄電池過度充放電，接著引入蓄電池荷電狀態(tài)SOC，判斷蓄電池是否在正常工作狀態(tài)。若蓄電池在安全充放電區(qū)，即10％<SOC<90％，此時(shí)將頻率的變化量經(jīng)過高通濾波環(huán)節(jié)輸出，通過調(diào)節(jié)蓄電池荷電狀態(tài)變化率與發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)速變化率的比值kB的大小，控制蓄電池的工作電流，進(jìn)而間接的控制了蓄電池的荷電狀態(tài)γsoc的變化量，定義放電電流為正，使電流的參考值也相應(yīng)增大，從而加快蓄電池的充放電速度，快速吸收能量，為系統(tǒng)提供慣性支持。反之，若蓄電池位于過充警戒區(qū)，即SOC>90％。此時(shí)蓄電池充電電流為零，光伏退出最大功率跟蹤MPPT模式，通過系統(tǒng)負(fù)荷的變化量，調(diào)節(jié)Boost電路的占空比減載運(yùn)行。當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生有功擾動(dòng)，蓄電池采集的系統(tǒng)頻率的變化量Δf<0時(shí)，系統(tǒng)的頻率下降，此時(shí)仍先通過檢測蓄電池荷電狀態(tài)SOC的值判斷是否工作在安全充放電區(qū)。若蓄電池工作在安全充放電區(qū)，則引入系統(tǒng)頻率的變化量，附加虛擬慣性控制，通過調(diào)節(jié)蓄電池荷電狀態(tài)變化率與發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)速變化率的比值kB的大小，控制蓄電池的放電電流，虛擬出比同步發(fā)電機(jī)更大的轉(zhuǎn)動(dòng)慣量，調(diào)節(jié)系統(tǒng)的慣性。反之，若蓄電池工作在過放警戒區(qū)，即SOC<10％。為保護(hù)蓄電池過度放電，此時(shí)蓄電池放電電流為零，無法再為系統(tǒng)提供慣性支持，光伏仍工作在最大功率跟MPPT模式，實(shí)現(xiàn)光伏能量最大化利用，并網(wǎng)逆變器采用雙閉環(huán)控制。當(dāng)前第1頁1 2 3