基于VSG的光伏及混合储能系统功率分配与虚拟惯性控制_李怡.pdf

第 43 卷 第 7 期2023 年 7 月电 力 自 动 化 设 备Electric Power Automation EquipmentVol.43 No.7Jul.2023基于VSG的光伏及混合储能系统功率分配与虚拟惯性控制李怡，李永丽，李松，邵泽广，陈晓龙（天津大学 智能电网教育部重点实验室，天津 300072）摘要：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MATLABSimulink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。关键词：虚拟同步发电机；混合储能系统；光伏；功率分配；虚拟惯性；自适应控制中图分类号：TM615；TM712 文献标志码：ADOI：10.16081/j.epae.2022120030 引言近年来，光伏发电因具有清洁、高效等优势，成为各国大力发展的必然选择1。但是，光伏大规模并网运行会给电网的动态响应和稳定性带来不利的影响。一方面，虽然光伏并网逆变器的输出频率由电网支撑，但是光伏出力的间歇性、随机性、波动性以及电网频率功率扰动会导致逆变器的输出频率出现动态响应过程，存在越限风险，进而会引起输出功率超调或振荡，导致较大的功率冲击，严重时会触发过流保护动作2。另一方面，光伏并网逆变器属于无转动惯量的电力电子元件，其大量接入会导致电网整体的转动惯量和阻尼不足，应对功率、频率扰动的能力下降3。因此，为了提高光伏并网的友好性，可以在逆变器的控制中引入虚拟同步发电机（virtual synchronous generator，VSG）控制技术4，并在光伏电站中配置一定容量的储能设备，为VSG的调节过程提供能量缓冲5。针对储能系统，为了改善出力性能、降低成本、延长循环寿命，可根据储能自身的工作特点考虑不同类型的储能相互配合。目前，光储系统中常采用低通滤波器实现混合储能之间的功率分配，但在实际应用中，功率波动的频率和大小未知，因此低通滤波器截止频率的设计存在困难。文献 67 采用低通滤波法使超级电容器、蓄电池分别平抑高频、低频功率扰动，并根据储能的运行状态和经济性对截止频率进行调整，但未将混合储能与VSG控制技术相结合，无法充分发挥 VSG 控制参数灵活可调的优势。文献 8 根据 VSG模型及其控制原理，提出了混合储能的功率分配方法，但只适用于与大电网隔离独立运行的孤岛微电网，在光伏及混合储能系统并网运行的情况下，逆变器输出频率被主网箝位，功频特性发生变化，导致所提功率分配方法无法适用。VSG技术可使含有电力电子接口的新能源发电系统在运行控制、外特性上近似与同步发电机等效，具有惯性、阻尼特性4。文献 912 通过在VSG的有功-频率控制环节中引入频率变化，对VSG的虚拟惯性、阻尼参数进行自适应控制，有效优化了逆变器输出频率、功率的动态响应曲线。但现有VSG控制策略大多以无穷大电源来等效分布式电源和储能元件，未考虑其真实的输出能力对VSG虚拟惯性自适应控制效果的影响，阻碍了新能源发电系统的实用化。为了解决上述问题，文献 1314 给出了光储系统中储能单元的优化配置策略，但未给出相应的荷电状态（state of charge，SOC）控制方法。文献 1516建立了基于储能SOC约束的VSG控制模型，提出了计及储能容量和SOC约束的虚拟惯性选取范围，但未考虑根据储能SOC的变化对虚拟惯性进行自适应调节。文献 1718 提出了一种考虑储能充放电极限的虚拟惯性控制策略，避免了储能过充过放情况的出现，但未综合考虑频率、储能SOC的变化，导致逆变器输出频率、功率的动态响应特性较差。本文首先根据 VSG 模型及其控制原理提出了一种混合储能的功率分配方法，充分发挥了混合储能系统的优势，克服了传统一阶低通滤波器截止频率设计困难的问题；然后，提出了一种VSG虚拟惯性自适应控制策略，在现有虚拟惯性自适应控制策略中引入与混合储能SOC相关的调节系数，并给出收稿日期：20220824；修回日期：20221116在线出版日期：20221226基金项目：国 家 电 网 有 限 公 司 总 部 科 技 项 目（SGHE0000DKJS1900093）Project supported by the Science and Technology Project of Headquarters of SGCC（SGHE0000DKJS1900093）27电 力 自 动 化 设 备第 43 卷相关参数的选取原则，改善了光储系统输出频率和功率的动态响应以及储能的出力，提高了VSG控制技术的工程实用性；最后，通过仿真实验验证了所提策略的可行性和有效性。1 光伏及混合储能系统的拓扑结构本文所建基于 VSG 的光伏及混合储能系统的拓扑结构如图1所示。系统直流侧的光伏发电单元和全钒液流电池、超级电容器分别通过 Boost变换器和双向DCDC变换器接入直流母线，之后通过DCAC变换器接入电网。其中，光伏发电单元的Boost变换器采用最大功率点跟踪（maximum power point tracking，MPPT）控制；全钒液流电池的双向DCDC变换器采用恒功率控制，按照功率指令输出所需功率；超级电容器的双向 DCDC 变换器采用恒电压控制，用于维持直流母线电压的稳定；DCAC变换器采用VSG控制，使光伏及混合储能系统按照电网的功率调度指令输出功率，并具有惯性和阻尼特性，以提高系统的稳定性。2 基于VSG的混合储能系统功率分配控制对于基于VSG控制的光伏并网发电系统而言，当负荷有功功率或光伏输出功率发生变化，导致电网功率调度指令变化时，为了给VSG的调频和调功过程提供能量缓冲，维持基于VSG控制的逆变器稳定运行，需要在直流侧配置储能系统来补充功率差额，以协调系统功率的动态平衡。全钒液流电池是一种新型的环保储能电池，具有容量与功率设计灵活、能量转换效率高、能量密度大等优势，在大规模储能系统应用中具有重要的地位，但其功率密度较小，充放电循环次数较少。超级电容器的功率密度较大，充放电循环次数也更多，适用于对动态响应要求高的场合，但其能量密度较小。因此，为了弥补单一储能元件存在的不足，在 VSG直流侧引入全钒液流电池作为能量型储能、超级电容器作为功率型储能，并根据VSG模型及控制原理对其进行合理的功率分配控制。2.1VSG控制原理VSG控制包括有功-频率控制、无功-电压控制、电压电流双环控制等。其中，类比于传统同步发电机的转子运动方程和一次调频特性4，采用经典二阶模型，可以得到基于VSG控制的逆变器输出功率与角频率之间的关系，如式（1）所示。J0d/dt=Pm-Pe-D0(-0)d/dt=-0（1）式中：J、D分别为VSG的虚拟惯性、虚拟阻尼；、0分别为VSG虚拟转子对应的实际角速度、额定角速度；为VSG虚拟转子的功角；Pm、Pe分别为逆变器的机械功率、实际输出功率，并网情况下其计算公式分别如式（2）和式（3）所示。Pm=Pref+K(0-)（2）Pe=3EUZsin3EUZ=Kp（3）式中：Pref为逆变器的输出有功功率指令值，由电网调度给出；K为原动机的调差系数；E为逆变器的输出电压；U为电网电压；Z为逆变器与并网点之间的阻抗；Kp为比例系数。基于式（1）（3），得到VSG的有功-频率控制框图，见附录A图A1。由此控制逻辑和方法可实现对传统同步发电机有功-频率特性的模拟，使基于VSG控制的光伏及混合储能系统具有惯性、阻尼特性。2.2混合储能系统的功率分配方法为了充分发挥由全钒液流电池和超级电容器组成的混合储能系统的优势，需要采用合理的功率分配方法，使得2种储能承担的功率分别与自身的工作特性相符。由图A1可看出，当电网给出的VSG有功功率指令发生阶跃变化Pref时，储能系统需吸收或释放的总功率Pe表现为二阶振荡特性，如式（4）所示。Pe(s)=KpJ0s2+(D0+K)s+KpPrefs（4）由于在并网情况下，VSG工作在额定转速附近，为了简化分析，可近似认为0。由式（1）和式（2）可得到功率不平衡时逆变器输出角频率偏差与功率变化量之间的传递函数为一阶惯性环节，见式（5）。-0Pref-Pe=1J0s+D0+K（5）结合上述分析以及全钒液流电池能量密度大和超级电容器功率密度大且充放电循环次数多的特点，提出混合储能系统的功率分配方法：将Pe中表现出一阶惯性特性的部分分配给全钒液流电池，其余部分由超级电容器承担。需说明的是，当全钒液流电池或超级电容器的容量不足时，VSG控制策略图1基于VSG的光伏及混合储能系统的拓扑结构Fig.1Topology structure of photovoltaic and hybridenergy storage system based on VSG28第 7 期李怡，等：基于VSG的光伏及混合储能系统功率分配与虚拟惯性控制无法实现，光伏发电系统需运行在切负荷模式。目前已有文献对基于 VSG的储能单元容量配置进行了研究14，因此本文不考虑储能单元容量不足的情况。当VSG有功功率指令发生阶跃变化Pref 时，全钒液流电池输出功率PVRB和超级电容器输出功率PSC的阶跃响应分别为：PVRB(s)=KVRBJ0s+D0+KPrefs（6）PSC(s)=KpJ0s2+(D0+K)s+KpPrefs-KVRBJ0s+D0+KPrefs（7）为了减小 VSG 有功功率指令发生阶跃变化后对超级电容器容量的需求，希望超级电容器只承担动态响应过程中快速变化的功率，而当动态响应过程结束，系统进入稳态时，超级电容器不参与功率交换，由全钒液流电池完全承担该部分的差值功率。将参数KVRB取值设为D0+K，由式（6）和式（7）及拉普拉斯变换终值定理可以得到稳态时全钒液流电池的输出功率PVRB()和超级电容器的输出功率PSC()分别为：PVRB()=limtPVRB(t)=lims0sPVRB(s)=Pref（8）PSC()=limtPSC(t)=lims0sPSC(s)=0（9）式中：PVRB(t)、PSC(t)分别为全钒液流电池和超级电容器输出功率的动态响应，分别由式（6）和式（7）经拉普拉斯逆变换得到。由式（4）、（6）、（7）可得到，当VSG有功功率指令发生阶跃变化Pref 时，VSG、全钒液流电池、超级电容器输出功率的动态响应见附录A图A2。可看出：分配给全钒液流电池的功率表现为一阶惯性特性，变化速度较慢且没有超调量，对响应速度要求不高，当系统达到稳态后，逆变器输出功率的变化完全由全钒液流电池承担，可充分发挥其作为能量型储能元件容量较大的优点；分配给超级电容器的功率表现为衰减振荡特性，变化速度较快，振荡幅值较大，当系统达到稳态后，超级电容器出力为0，整个过程中所需容量较小，符合其作为功率型储能元件所具有的响应速度快、能量密度小的特点，且能减少全钒液流电池受到的冲击，对全钒液流电池产生了保护作用。此外，对照文献 6，当采用传统一阶低通滤波器对混合储能进行功率分配时，需要设置合理的截止频率对VSG有功功率指令变化量Pref中的低频分量进行提取，并将其分配给全钒液流电池。全钒液流电池的功率指令值PVRB为：PVRB(s)=1s+1Prefs（10）对比式（6）和式（10）可以发现，本文所提混合储能系统的功率分配方法与基于一阶低通滤波器的功率分配方法原理相同，其时间常数可表示为：=J0/(D0+K)（11）由式（11）可知，本文所提功率分配方法充分利用了VSG的模型和控制原理，时间常数可以用VSG的虚拟惯性、阻尼等参数表示，并会随之进行自适应调整，