[发明专利]光储一体化系统的网源协调虚拟同步机控制方法

说明书

本发明公开了光储一体化系统的网源协调虚拟同步机控制方法，该方法基于的光储一体化系统为两级结构，其中光伏和储能采用同一个逆变器接入电网，光伏和储能电池分别通过各自的DC/DC变换器并联到逆变器的直流母线上，两个DC/DC变换器与逆变器采用网源协调的虚拟同步机控制方案进行控制。逆变器实现惯性控制以及无功下垂控制；电池的DC/DC变换器实现有功下垂控制；在直流电容电压不高于上限值U_dcuplimit时，光伏的DC/DC变换器实现最大功率输出控制；在直流电容电压超过上限值U_dcuplimit时，光伏的DC/DC变换器自动进入弃光控制。本发明既可以为电网提供惯性和下垂支撑，又可以在源侧功率波动时自动调节其输出到电网的功率，从而减少弃光并减小对储能电池容量的需求。

技术领域

本发明属于光伏、储能及微电网控制技术领域，具体涉及一种光储一体化系统的网源协调虚拟同步机控制方法。

背景技术

近年来，越来越多新能源经变换器并入电网。最初，新能源都以最大功率输出控制策略并网，因此不响应网侧功率需求变化，这导致电网惯性降低，稳定性变差。所以新能源系统逐渐开始被要求具备调压调频能力以及惯性支撑能力。于是很多控制新能源并网逆变器为电网提供频率和电压支撑的策略被提出，其中VSG由于具备能够同时提供下垂和惯性支撑的优点，得到了广泛关注。

VSG通常假设逆变器的直流侧为理想电压源。在新能源机组中，直流侧为理想电压源的假设，通常通过在直流侧配置储能电池去实现。实际上，新能源功率具有明显的随机波动性，电网也是允许在不破坏电网稳定的前提下新能源将其随机波动的功率输送到电网的。但对于直流侧加装储能的新能源机组，若逆变器采用VSG控制策略，逆变器根本不会响应源侧功率波动，它把所有的源侧功率波动都交给储能电池去平衡，这不可避免地会要求储能电池的容量增大或者弃光，而二者都是发电厂不愿意接受的。这严重限制了VSG策略在实际工程中的推广。

由于现有VSG策略存在这种弊端，所以在新能源储能系统中需要提出一种新的控制方法以实现光储一体化系统既能响应源侧功率波动又能响应网侧功率波动，并能管理不同工况下的光伏输出功率的目的。

发明内容

本发明针对既能响应源侧功率波动又能响应网侧功率波动并管理不同工况下光伏输出功率的目的，提供了一种光储一体化系统的网源协调虚拟同步机控制方法。

本发明是通过以下技术方案来实现的：

光储一体化系统的网源协调虚拟同步机控制方法，该方法基于的光储一体化系统为两级结构，其中光伏和储能采用同一个逆变器接入电网，光伏和储能电池分别通过各自的DC/DC变换器并联到逆变器的直流母线上，两个DC/DC变换器与逆变器采用网源协调的虚拟同步机控制方案进行控制；

其中，逆变器通过惯性控制调节输出频率，通过无功下垂控制调节逆变器交流电压幅值；电池的DC/DC变换器通过直流电容电压比例控制实现有功下垂控制的调频功能，得到直流电流指令值，再利用直流电流指令值经过电流环计算的结果得到电池的DC/DC变换器调制信号；在直流电容电压不高于上限值U_dcuplimit时，光伏的DC/DC变换器采用最大功率输出控制；在直流电容电压高于直流电容电压上限值U_dcuplimit时，光伏的DC/DC变换器根据直流电容电压偏差和PI控制计算得到光伏电压指令修正值并自动进入弃光控制。

本发明进一步的改进在于，逆变器实现惯性控制和无功下垂控制的具体步骤如下：

惯性控制通过将直流电容电压测量值与其额定值U_dc做差，得到直流电容电压变化值，并将直流电容电压变化值乘转子惯性模拟控制参数M_vir的倒数1/M_vir得到逆变器输入到电网的角频率变化值Δω；将Δω与角频率额定值ω_s加和得到逆变器输入到电网的角频率ω，并对ω积分得到逆变器输入到电网的相位θ；