具体实施方式
以下对本发明的实施方式做详细说明。应该强调的是,下述说明仅仅是示例性的,而不是为了限制本发明的范围及其应用。
本发明实施例提供一种光储发电***控制方法,应用于基于VF源型虚拟同步机(VSG)的光储发电***工作在并网状态下,如图1所示,该方法包括:步骤T1、获取所述光储发电***中逆变器直流侧的直流电压,并根据所述逆变器直流侧的直流电压额定值获取***的直流电压偏差;步骤T2、根据VF源型虚拟同步机的f-P下垂特性曲线,依照所述直流电压偏差来改变一次调频曲线的位置以进行频率的二次调整,由此调整光储发电***的输出功率,使***并网后将多余的光伏功率送入电网,或者从电网吸收功率以满足本地负荷或在电网负荷低谷时段从电网吸收功率向储能***充电。本发明在VSG技术的基础上考虑到了PV-BES的源端特性,其控制策略可提高光储发电***的运行灵活性和可靠性。
光储发电***在并网模式下,当储能***(ESS)退出恒定直流母线电压的工作模式时(可以是储能***退出运行,或是进入定功率模式,例如以恒定功率充放电),此时PV-BES会根据能量管理***(EMS)控制储能电池的荷电状态(SOC),并根据电网的频率,利用VSG的外特性为电网提供一次调频和惯量支撑
P st=
P st1 +
P st2 ;PV-BES并入电网后,主要控制目的就是将光伏发出的富余电能送入电网中,或是光伏功率不足时从电网获取电能来满足本地负荷或给储能***充电,本发明根据f-P(频率-有功)下垂特性曲线,通过调整一次调频曲线的位置,实现调整***向电网输出的有功功率(输出的有功功率为正,表示向电网输送功率;输出的有功功率为负,表示从电网吸收功率),在VF源型VSG的控制策略中f-P下垂特性曲线与f轴的交点处的频率
f 0上叠加一个频率偏移量
f,***的一次调频曲线相当于向上或向下移动了
f,这样***一次调频曲线与电网频率
f g的交点发生变化,相当于向电网多输送
P的有功功率或从电网吸收的有功功率,其数值为
P =
k f×
f,其中
k f为VF控制型VSG的f-P下垂系数。
在一些实施例中,所述方法当PV-BES离网运行时,***的供电质量要满足电能质量标准要求,选取的参数为频率偏差在
f N 0.5Hz范围内,供电电压在
U N 7%范围内,其中f
N和U
N分别为逆变器交流侧的额定频率和额定电压,f-P下垂特性曲线与f轴的交点处的频率
f 0 =
f N-0.5和Q-U下垂特性曲线与U轴的交点处的电压
U 0 =
U N -7%
U N。
在一些实施例中,当PV-BES并网运行时,通过向上平移一次调频曲线的位置,实现调整PV-BES输出的有功功率。通过控制在
f 0上叠加的频率偏差
f,可以在光伏功率充足时将光伏功率全部输出到电网,或是在光伏功率不足时从电网吸收功率来满足本地负荷或给储能***充电。
在优选的实施例中,在直流电压偏差上还加入电压死区(u dz),其中,当***离网运行时,储能***工作在恒定直流母线电压模式,此时频率的二次调整不起作用,而只有在并网后储能退出恒定电压模式时,直流电压偏差才会超出死区范围,这时频率的二次调整才会起作用。从而,保证***在并网和离网时不需要切换控制策略。
当***并网运行时,由功率控制,ESS的输出功率满足VSG策略的一次调频和惯量需求,除此之外,ESS的输出功率应小于其最大功率。
以下结合附图进一步详细说明本发明的具体实施例及其工作原理。
图2A示出了本发明实施例所应用的经典的小型光储发电***。一般该***在并网运行状态下,光伏主要工作在最大功率点跟踪MPPT模式。此时当光伏功率过剩(光伏功率大于本地负荷)或是不足(光伏功率小于本地负荷)时,***可以向电网输送或是从电网吸收功率。如图2B所示,在并网运行状态下,储能***的功率受能量管理***(EMS)控制,除此之外储能***的功率还要满足电能质量标准要求,为电网提供一次调频和惯量支撑。
传统的光储***控制策略在离网状态下采用VF源型控制策略,并网状态下采用电流控制策略,在离并网转换时需要在策略间切换。若***在离网、并网情况下都采用VF源型控制方式,则能够节省传统策略模式间切换的时间,可以大大提高***供电的可靠性。
一种VF源型VSG的控制结构如图2C所示。当***离网运行时,采用该控制策略可以保证微网的电压稳定在额定电压,微网频率稳定在额定频率范围内。其中
D为VSG的阻尼系数,
J为VSG的惯量系数。
为预同步分量,只有在预同步过程中该分量才不为0,当***并入电网或是孤岛运行时该分量都为0。
f-P下垂控制引入
作为频率反馈,相比以
作为频率反馈,该方法好处是可以避免预同步过程中
分量的影响。参数
P N和
Q N为***内额定负荷的有功功率和无功功率。
实际中,当***离网运行时,***的供电质量要满足电能质量标准要求。在一个实施例中,选取的参数为频率偏差在
f N 0.5Hz范围内,供电电压在
U N 7%范围内。在一个实施例中,VF源的下垂特性曲线如图3所示,f-P下垂特性曲线与f轴的交点处的频率
f 0(同图中的
f max )和Q-U下垂特性曲线与U轴的交点处的电压
U 0(同图中的
U max )为:
P-f下垂特性曲线的下垂系数k f和Q-U下垂特性曲线的下垂系数k u满足如下公式:
其中,fN和UN分别为逆变器的额定频率和额定电压,P N和Q N为光储发电***中额定负载的有功功率和无功功率。
在***并网状态下,存在储能***退出恒定直流母线电压的工作模式的工况。因为此时,***会根据EMS控制储能***的SOC水平。比如,当SOC达到指定水平后,为了降低损耗会让储能***退出运行,或是进入丁功率模式等。***并入电网时,该***的主要目的就是将光伏发出的多余的电能送入电网中,或是光伏功率不足时从电网获取能量来满足本地负荷或向储能***充电。因此,从不同的控制目的可以分为有功功率和无功功率两个控制策略。
当并网后,***需要调整***的输出功率将其送入电网中或从电网吸收功率。根据f-P下垂特性曲线,通过调整一次调频曲线的位置,即可实现调整***输出的功率。如图4所示,A点即为并网点,在A点,电压、相角、频率一致,可完成***无冲击并网。
并网后,***与电网间还没有有功功率的流动。此刻,若想向电网输送有功功率或从电网吸收有功功率,可以在
f 0上叠加一个
f,***的一次调频曲线相当于移动了
f(
f为正,则向上移动;
f为负,则向下移动)。这样***一次调频曲线与电网频率
f g的交点(即,***的运行点)就从A点变为了B点。***运行在B点时,相比A点向电网多输送
P的有功功率或从电网吸收
P的有功功率,其有功功率的数值为
P =
k f×
f。
要想将多余的光伏功率全部输送到电网或从电网吸收功率满足负载或储能电源,在
f 0上叠加的频率偏差
f如下式:
其中,u dc表示逆变器直流侧的直流电压;u dc,N表示逆变器直流侧的直流额定电压;k dc,f表示频率二次调整中频率和电压间的比例系数。
***在并网状态下,当储能***工作在恒定直流母线电压的工作模式,此时***电压恒定在额定电压,根据上式,此时频率的二次调整不起作用。只有在并网后储能***出恒定直流母线电压的工作模式时,直流电压才会出现偏差(u dc -u dc,N ≠0),这时频率的二次调整才会起作用。
为了保证***在并网和离网时不需要切换控制策略,在如上的
f公式中的电压偏差上加入了死区,如下式:
其中U dz为电压死区,依据实际情况进行取值,比如20V。这是为了考虑***在离并网切换过程中直流侧电压会出现小幅变化。当***离网运行时,储能***工作在恒定直流母线电压的工作模式,此时***电压恒定在额定电压。根据上式,此时频率的二次调整不起作用。当***由离网变成并网时,其直流电压偏差不会超过死区范围,频率的二次调整也不起作用;只有在并网后储能***退出恒定直流母线电压的工作模式时,直流电压偏差才会超出死区范围,这时频率的二次调整才会起作用。
根据上式调整VSG输出功率,实际上该控制属于一种有差调节。在该策略控制下,直流电压在不同时刻会处在不同水平。通过k dc,f的取值,保证直流电压不能超过与直流电压相关的硬件(如采集器件、直流电容、功率管、保护器件等)所能承受的最大值(u dc,max),其取值如下式:
其中,P max为光伏加储能的最大输出功率。上式计算出的结果即为k dc,f取值的最小值。
从电网网损的角度考虑,电网更希望减小无功功率在电网内不必要的流动。因此***并入电网后策略保证***与电网的联络线上无功功率为0。因此,并网后的无功控制目标为:
其中Q g为***与电网交换的无功功率。同时逆变器输出的无功功率必须在其额定容量内,所以Q VSG 的数值大小须小于Q limit,Q limit的计算公式如下:
其中,Q VSG 表示逆变器/虚拟同步机输出的无功功率,S表示逆变器的容量,P VSG表示虚拟同步机输出的有功功率。
当***并网运行时ESS的输出功率满足VSG策略的一次调频和惯量需求,其输出功率如下式:
其中,P
st表示储能***的输出功率,k
f表示P-f下垂特性曲线的下垂系数,k
H表示惯量系数,f
g表示电网频率,f
N表示逆变器的额定频率,
P
st1表示一次调频需求,
P
st2表示惯量需求。
除此之外还有一个条件:ESS的输出功率应小于其最大功率。
为了验证本发明所提出的方法与***的稳定性,在Matlab-Simulink中按图2A至图2C所示搭建仿真模型。
表1 PV-BES***详细参数
表2 所提方法的控制参数
仿真模型中***本地负荷的额定有功功率为10kW、无功功率为2kVar。储能电池的最大功率为10kW,而放电功率为15kW。光伏面板可能的最大功率为15kW,因此逆变器可能输出的最大有功功率为30kW,能吸收的最大有功功率为10kW。选取直流电压的正常工作范围为700-900V,因此根据功率和直流电压范围可以计算得出k dc,f的数值为0.025。其中PV-BES***的详细参数如表1所示,所提出策略的参数如表2所示。
为了验证本发明的方法的正确性,利用仿真对***并网的过程进行验证。针对不同过程,分别设定负载或功率需求变化、光伏的最大可用功率改变等工况。具体仿真分析见下文。
并网过程主要以向电网输送功率或是向储能***中的储能电池充电为主,设置两种工况对并网策略进行验证。
工况1:光伏的光照的温度不变,即光伏的最大功率不变。在1s时***并入电网中,并网后储能电池退出运行。0-2s时***的本地负荷有功功率和无功功率分别为5kW、1kVar,在2s时再次投入功率为5kW、1kVar的本地负荷,因此2-3s时本地负荷为10kW、2kVar。该工况下的仿真结果如图5所示,图5 中的(a)展示了光伏与储能***(即,储能电池)输出功率的变化情况,其中储能的功率设定为发出为正、吸收为负。图5中的(b) 展示了逆变器直流电压与频率二次调整中
f的变化情况,而图5中的(c)和4中的(d)展示了VSG输出的有功和无功功率以及***与电网间交换的有功和无功功率。
从图5中的(a)可以看出,该工况下光伏的出力始终为13.2kW。储能***在前1s时吸收约为8.2kW的功率,在并网后储能***的功率调整为0。该工况下,当并网后,储能***退出导致逆变器输入功率大于输出功率,所以逆变器的直流电压会不断升高。从图5中的(b)可以看出,在约1.06s时直流电压超过电压死区(即,800V),
f开始随着电压一同变化。最后,当直流电压达到832.8V、
f达到0.82时***达到稳定,逆变器的交流与直流侧的功率实现平衡。从图5中的(c)可以见,并网后逆变器的输出功率即为光伏的输出功率,所以VSG的输出功率几乎不变。在1-2s时本地负荷为5kW、1kVar,所以电压稳定后***向电网输送功率约为8kW。在2-3s时本地负荷为10kW、2kVar,所以***向电网输出功率从8kW变为3kW。由于无功控制策略的目标是让电网与***间的无功交换最小,所以从图5中的(d)可见当本地无功负荷发生变化时VSG的输出无功从1kVar变为了2kVar,而***向电网输出的无功功率始终为0。
工况2:本地负荷始终不变,有功功率和无功功率分别为5kW、1kVar。在1s时***并入电网中,并网后储能电池以最大功率进行充电。在2-4s时,光照从800W/m
2逐渐变为100W/m
2。该工况下的仿真结果如图6所示,图6中的(a)展示了光伏与储能***(即,储能电池)输出功率的变化情况,其中储能的功率设定为发出为正、吸收为负。图6中的(b) 展示了逆变器直流电压与频率二次调整中
f的变化情况,而图6中的(c)和图6中的(d)展示了VSG输出的有功和无功功率以及***与电网间交换的有功和无功功率。
从图6中的(a)可以看出,该工况下光伏初始的出力约为8.16kW。在2-4s时光伏功率逐渐下降,4s时光伏功率降低到约为0.92kW。储能***在前1s时吸收约为-3.24kW的功率,在并网后储能***以10kW功率进行充电。当并网后,储能***以最大功率充电导致逆变器输入功率不足,所以逆变器的直流电压会不断下降。从图6中的(b)可以看出,在约1.06s时直流电压超过电压死区(即,760V),
f开始随着电压一同变化。在约1.2s时直流电压达到732.5V、
f达到-0.69,此时逆变器的交流与直流侧的功率基本达到平衡。在4s后光照达到100 W/m2后,光伏输出功率不再下降。此时,直流电压达到703.4V、
f达到-1.415,逆变器的交流与直流侧的功率达到新的平衡点。从图6中的(c)可以见,在0-5s间本地负荷一直为5kW、1kVar,***向电网的输出功率始终比VSG的输出功率低5kW。在约1.2s电压稳定后,***向电网输送功率约为-6.9kW。在4s时光照不再变化,***最终向电网输送功率约为-14.1kW。从图6中的(d)可见***向电网输出的无功功率始终为0。
上述仿真实验结果与验证了本发明的方法的正确性,针对不同过程,各种设定负载或功率需求变化、光伏的最大可用功率改变等工况,均能满足实际需要。
本发明实施例还提供另一种光储发电***控制方法,应用于基于VF源型虚拟同步机的光储发电***工作在离网状态下,如图7所示,该方法包括如下步骤:
步骤S1、获取所述光储发电***的光伏输出功率及负荷功率;
步骤S2、判断所述光伏输出功率是否大于所述负荷功率;
步骤S3、当所述光伏输出功率小于所述负荷功率时,根据所述光储发电***的直流电压偏差,设置电压分量;
步骤S4、在电压环路上叠加所述电压分量,调节所述光储发电***的输出功率,并使所述输出功率与所述负荷功率相匹配;
步骤S5、当所述光伏输出功率大于或等于所述负荷功率时,若储能电池的荷电状态达到限值或储能***无法正常工作,则将光伏的工作模式转换为变功率跟踪模式,通过调整光伏的工作电压来改变光伏输出功率,实现所述光伏输出功率与负荷功率的平衡,其中,变功率跟踪的目标为储能电池的功率为0或储能电池以设定的功率放电。
本发明中所述的限值指充电限值,即当储能电池SOC超过充电限值,光储发电***不再为储能电池充电。
当***脱离电网时一般分为两种情况。一个是正常离网或者叫计划离网,该情况下***会先启动储能装置并工作在定电压状态,随后断开与电网连接实现离网。另一种情况就是非计划离网,该情况下往往是电网发生故障,触发防孤岛保护后***从电网中切除。这种工况下,储能装置可能来不及启动,这就导致***已经脱离了电网而***内部的功率出现了不平衡,这将导致直流电压快速升高或是降低。除此之外,当***处于离网运行状态时可能存在储能过放或是过冲的情况。当储能无法恒定直流母线电压时,若发生负荷波动会导致直流电压的过高或者过低。
当光伏输出功率不足时,光伏和储能***都无法提供足够的能量,在离网工况下VSG的输出电压可以影响负荷功率,在电压环路上叠加一个电压分量
,通过调整该电压分量
可以调整输出电压,以实现输出功率与负荷功率达到一致或相匹配。
在一些优选的实施例中,基于虚拟同步机的光储发电***工作在离网状态下,当光伏输出功率小于负荷功率时,通过在电压环路上叠加一个与直流电压偏差成正比的电压分量
U,调整该电压分量可以实现输出功率与负荷功率达到一致。同时,通过光伏的变功率跟踪策略实现光伏功率与负荷与储能功率的协调配合,其中,针对***工作在离网状态时若储能电池的荷电状态
SOC(
t)升高达到限值
SOC max的情况,改进了光伏的控制策略。当储能荷电状态
SOC(
t)升高达到限值
SOC max即SOC过高时,根据光伏功率又可以分为两种情况:1)光伏功率小于负荷功率时,此时储能电池会开始放电
SOC(
t)会逐渐降低。2)光伏功率大于负荷功率时,则将光伏工作模式转换为变功率跟踪模式,其变功率跟踪的目标为储能电池功率为0或是储能电池以一特定功率放电。该方法通过变功率跟踪技术主动削减光伏的输出功率,其中变功率跟踪策略的控制框图如图8所示,依据光伏当前功率与目标功率进行比较以及当前光伏工作点信息来调整PV的工作电压实现跟踪目标功率。本发明中,光伏工作点指的是当前光伏输出电压功率对应光伏特性曲线上的位置。
此外,本发明实施例针对***从并网转换为离网状态时可能出现的问题,提出了改进的PV-BES离网时控制策略,以此来解决***离网时储能无法正常工作情况下***功率不平衡的问题。对于该问题依然可分两种情况进行研究,分别是光照充足时与光照不足时,同样对应光伏功率大于负荷功率和光伏功率小于负荷功率的两种工况。
光照充足的情况,此工况下光伏功率大于负荷功率,***面临的是直流电压过高的风险。因为该工况下***没有功率缺额,所以仅仅依靠策略就可以保证直流电压的稳定。根据光伏特性曲线,调整PV的工作电压即可实现调整光伏的输出功率。光伏在最大功率点(MPP)的左右两侧共有两个运行区域。当光伏输出功率P pv增加时光伏电压U pv会降低,但MPP左侧区域的PV曲线dP pv/dU pv大于0,PV电压下降会导致PV功率进一步下降。这样在PV功率和PV电压之间形成了正反馈,***必须要有一个装置(储能或是逆变器)采用恒定直流电压策略才能使PV工作在MPP左侧。而MPP右侧区域的PV曲线dP pv/dU pv小于0,因此PV工作在MPP右侧时,无论是否有装置工作在恒定直流母线电压模式都可以始终保证***稳定。由于该工况下储能已经无法保证直流母线电压稳定,所以本发明实施例中PV只能选择工作在MPP的右侧。
本发明实施例给出了三种控制策略,即给出了三种变功率跟踪模式;三种控制策略的原理如图9(a)至图9(c)所示。
策略1:采用PI控制器,直接根据直流电压的偏差调整Boost电路的占空比D。该方法通过调整D来改变光伏电压,优点是控制结构简单、目标明确。但是由于直流电容的存在,该策略的动态响应过程慢、恢复时间长。此外,当光伏与负荷间不平衡功率过大时,会导致光伏电压接近光伏面板的开路电压,光伏面板开路电压附近的dP pv/dU pv过大这将影响***的稳定性。
策略2:该策略是基于最大功率点跟踪(MPPT)策略所提出的。在MPPT策略基础上加入对直流电压的判断,当直流电压高于目标电压时增加光伏电压。当直流电压低于目标电压时执行MPPT策略,依据当前工作点的
P pv/
u pv来判断增加光伏电压或是降低光伏电压;其中,
P pv表示扰动前后光伏功率的差值,
u pv表示扰动前后光伏电压的差值,
P pv与
u pv可以用来推断光伏当前的工作位置。
P pv与
u pv的表达式如下:
并且,该策略采用直流电压偏差来调整跟踪步长u step如下式,
其中,u step为跟踪步长,u dc(k)为直流电压参考值,u dc,ref为目标电压,P pv为光伏功率,P VSG为虚拟同步机输出功率,k 1 和k 2 是设定系数,α为变步长因子,通过调整其数值可以达到更好的跟踪效果。该策略还加入了对PV输出电流的判断,来防止PV的输出电流过小。因为光伏的输出电流越小说明PV工作点越接近PV开路点,当PV工作点太接近光伏板的开路点时就存在光伏电压接近开路电压的风险。
该策略的优点是可以准确的控制PV工作在MPP右侧区域,避免出现光伏电压接近开路电压的情况。但该策略依旧存在动态响应慢的问题。如图10的(a)所示,策略1、2本质上是根据
u dc来调整光伏功率,当
u dc<0时增加光伏功率,当
u dc>0时削减光伏功率。策略1和2考虑了直流电压偏差但并没有考虑到直流电压的变化率,这导致策略无法快速准确的控制直流电压。
策略3:如图9(c)所示,该策略在策略2的基础上进行了改进。在判断条件中加入了直流电压偏差的变化率,判断条件如下式:
上式对应图10的(b)中的区域为图中直线下方的区域,而上式中式子小于0时对应的区域为图10的(b)中直线上方的区域。其中两个区域分割线的斜率就是-k。
当满足上式时应该增加光伏功率,根据MPP右侧曲线的特征,增加光伏电压以削减功率。当不满足上式时执行MPPT策略,依据当前工作点的
P pv/
u pv信息来选择增加光伏电压或是降低光伏电压。此外,改进后的变步长公式如下式:
其中,
k 3 是设定系数,
为直流电压偏差,
u step为跟踪步长,α为变步长因子,
P pv为光伏功率,
P VSG为VSG输出功率,
β 1和
β 2分别是对应不同项的加速因子,
S(
k)是一个开关函数,仅当光伏功率和VSG功率偏差大于
Thr2且PV工作点在MPP右侧时
S(
k)才为1否则为0。该变步长公式不仅仅考虑了直流电压偏差以及直流电压变化率,还考虑到了VSG输出功率以及光伏功率间的偏差大小。
其中,执行MPPT策略,具体包括:判断当前工作点的
P pv/
u pv是否小于等于0,是则按照跟踪步长
u step降低光伏电压,否则按照跟踪步长
u step增加光伏电压。
其中,当所述直流电压偏差的变化率满足
时,根据最大功率点MPP右侧曲线的特征增加光伏电压,具体包括:判断i
pv是否大于
Thr1,如果是则按照跟踪步长
u step增加光伏电压;否则判断当前工作点的
P pv/
u pv是否大于0,是则按照跟踪步长
u step增加光伏电压,否则按照跟踪步长
u step降低光伏电压;其中,i
pv表示光伏输出电流,
Thr1是设定的电流限值。当i
pv过小时,光伏运行点接近P-U曲线最右侧顶点,该处d
P pv/d
U pv值过大会造成功率振荡,通过设定电流限值
Thr1,可以限制i
pv不会过小。
图9(c)中,upv代表实际的光伏电压,upv,ref代表直流电压的参考值,可根据参考值upv,ref来控制光伏电压upv,改变参考值upv,ref,调控光伏电压upv跟踪到参考值,稳态时两者基本相同。
该策略的优点是不仅可以避免出现光伏电压接近开路电压的情况,而且可以快速稳定直流电压,其动态响应速度较策略1、2有了很大提升。
光照不足的情况,此工况下光伏功率小于负荷功率,***无法提供足够的能量。此时只能尽力维持负荷不断电,等待储能加入为负荷提供能量支持。这样可以保证***不会解列,在储能投入后可以快速恢复供电电压,可以有效提高***供电的可靠性。
考虑到***在离网运行时的负荷功率与电压有关(甚至电阻性负载的实际功率通常取决于负载两端电压)。因此在离网运行工况下,可以通过减小输出电压调节VSG输出功率,以实现输出功率与负荷功率的良好匹配。本发明实施例在电压环路上叠加一个
U分量,该分量与直流电压偏差成正比,其控制结构如图11所示。该电压分量
U在***并网时为0,只有在***离网运行时才存在。
为了避免***离网时策略受到负载投切和储能功率控制器超调的影响,本发明实施例在直流电压偏差上加入了电压死区(
u dz),当直流电压偏差超出死区控制范围时,频率的二次调整才会起作用,这时频率的二次调整才会起作用,该电压分量
U的公式为:
其中,u dz 为电压死区,u dc为直流侧电压,u dc,N为直流侧参考电压,k dc,u为直流侧电压调节系数
在一些实施例中,储能***在离网运行状态下工作在恒直流电压模式,保证光储发电***PV-BES的直流电压维持在额定水平,其输出功率P st如下式:
其中,k p,dc 和k i,dc 为PI调节器参数,1/s代表频域积分环节,u dc为直流侧电压,u dc,N为直流侧参考电压。
为了验证本发明实施例所提出的方法与***的稳定性,按照图2A至图2C所示在Matlab-Simulink中搭建的仿真模型。
表3 PV-BES***详细参数
表4 所提方法的控制参数
仿真模型中***本地负荷的额定有功功率为10kW、无功功率为2kVar。储能电池的最大功率为10kW,而放电功率为15kW。光伏面板可能的最大功率为15kW,因此逆变器可能输出的最大有功功率为30kW,能吸收的最大有功功率为10kW。本发明实施例选取直流电压的正常工作范围为700-900V,其中PV-BES***的详细参数如表3所示,所提出策略的参数如表4所示。
为了验证本发明实施例所提方法的正确性,利用仿真对***离网的过程进行验证。针对不同过程,分别设定负载或功率需求变化、光伏的最大可用功率改变等工况。具体仿真分析见下文。
非计划离网过程主要是保证***供电稳定,或是在不能保证稳定供电的情况下,尽力保证***不崩溃等待新的电源投入。针对非计划离网情况依照分别为光照情况,设置两种工况对离网策略进行验证。
光照充足的工况:本地负荷始终不变,有功功率和无功功率分别为5kW、1kVar。在1s时发生非计划离网,***从并网变为离网运行状态。该工况下光照始终为1000 W/m2,该光照下光伏的出力约为10.2kW,而储能一直处于未工作状态。针对该工况,图12展示了三种不同控制策略控制下的***输出功率与电压的响应过程。其中图12的(a)和(d)为策略1控制下,***的PV功率和逆变器直流电压的响应过程。同样,图12的(b)和(e)为策略2控制下的响应过程,图12的(c)和(f)为策略3控制下的响应过程。图12的(g)和(h)分别为该工况下的VSG和***与电网间的有功和无功变化情况。
由于该工况下,储能的功率始终为0,所以***并网后的输出功率即为光伏功率10.2kW。当脱离电网后,VSG的输出功率变为负荷功率即5kW。此时,PV的输出功率仍为10.2kW,所以逆变器的直流电压会快速升高。对比三种策略控制下***的响应过程,可见考虑到了电压变化率的策略3控制下的动态响应过程是最好的。从图12的(a)可以看出,策略1没有考虑PV特性,所以当PV的电压接近开路电压时PV的功率发生了震荡。而对比考虑到PV特性的策略2和3,策略2和3控制下避免了该问题的发生。对比图12的(d)、(e)和(f)可以看出,三种策略控制下直流电压均有不同程度的升高。其中策略1控制下直流电压超出了9.55V,策略2控制下直流电压超出了17.95V,而策略3控制下直流电压仅仅超出了4.95V。结果可见策略3的效果是三种策略中最好的,不但响应速度快而且稳定直流电压所需的时间短。
光照不足的工况:本地负荷始终不变,有功功率和无功功率分别为10kW、2kVar。在1s时发生非计划离网,***从并网变为离网运行状态。该工况下光照始终为600W/m2,该光照下光伏的出力约为6.1kW,而储能一直处于未工作状态。为了对比所提策略的有效性,针对该工况对所提策略和不加控制策略控制下的情况分别进行仿真。在本发明实施例所提策略控制下,该工况的仿真结果如图13所示。而未加控制策略下,该工况的仿真结果如图14所示。图13与图14的(a)展示了VSG输出的有功和无功功率以及***与电网间交换的有功和无功功率。图13、图14的(b)展示了逆变器直流电压的变化情况。图13、图14的 (c)展示了VSG交流侧电压标幺值的变化情况,电压的线电压基准值为380V。
从图13可以看出,在所提策略控制下***最后达到了稳定状态,最后直流电压维持在682.3V。从图13的(a)与(c)可以看出,负荷功率随着交流电压的下降而下降。当交流电压降低到约0.776时负荷功率与光伏功率达到平衡,直流电压也不再下降达到稳定值。
图14为未加控制策略的仿真结果,可见逆变器直流电压最后降低到了330V附近,低于了逆变器可以正常工作的最低电压。因此,逆变器的交流侧电压和输出功率最后都发生了震荡。对比图13与图14的仿真结果可见,本发明实施例所提控制策略在光照不足时发挥了作用,达到了预期的目标。
本发明实施例还提供了一种非易失性计算机可读存储介质,非易失性计算机可读存储介质存储有可执行的计算机程序,该计算机程序在被执行时,可实现上述各个方法实施例的步骤。其中,所述计算机程序包括计算机程序代码,所述计算机程序代码可以为源代码形式、对象代码形式、可执行文件或某些中间形式等。所述计算机可读存储介质至少可以包括:能够将计算机程序代码携带到终端设备的任何实体或装置、记录介质、计算机存储器、只读存储器(Read-Only Memory,ROM)、随机存取存储器(Random AccessMemory,RAM)、电载波信号、电信信号以及软件分发介质。例如U盘、移动硬盘、磁碟或者光盘等。
本发明的背景部分可以包含关于本发明的问题或环境的背景信息,而不一定是描述现有技术。因此,在背景技术部分中包含的内容并不是申请人对现有技术的承认。
以上内容是结合具体/优选的实施方式对本发明所作的进一步详细说明,不能认定本发明的具体实施只局限于这些说明。对于本发明所属技术领域的普通技术人员来说,在不脱离本发明构思的前提下,其还可以对这些已描述的实施方式做出若干替代或变型,而这些替代或变型方式都应当视为属于本发明的保护范围。在本说明书的描述中,参考术语“一种实施例”、“一些实施例”、“优选实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中,对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且,描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。在不相互矛盾的情况下,本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。尽管已经详细描述了本发明的实施例及其优点,但应当理解,在不脱离专利申请的保护范围的情况下,可以在本文中进行各种改变、替换和变更。