基于模型预测控制的新型电力系统光储电站调频控制策略

光伏渗透率的不断提高降低了新型电力系统的转动惯量,给系统频率稳定性带来了新的挑战,储能出力灵活且迅速,将储能与光伏结合构成光储电站参与电网调频能够提高新型电力系统频率稳定性。光储电站参与系统调频的有功出力受到光照强度、储能荷电系数等多因素的影响,然而现有的与光储电站调频控制有关的研究大多对这些多约束的处理能力较差。在此背景下,提出一种基于模型预测控制的新型电力系统光储电站调频控制策略。该控制策略以最小化系统频率偏差与频率变化率之和为目标,计及光储电站有功出力及总发电量约束,优化光储电站有功出力,并通过控制光储电站有功输出参与系统频率调节。最后,通过仿真算例说明了所提方法相比传统控制策略调频效果更优,能够在考虑多约束的情况下快速精准确定光储电站出力,提高系统频率稳定性。     

基于同步机三阶模型的电池储能电站主动支撑控制及其一次调频贡献力分析

为提高储能变流器并网稳定性及储能电站参与电网频率调控的可控性,该文提出一种基于同步机三阶模型的电池储能电站的主动支撑控制策略,该策略能将储能变流器等效成具有励磁系统和调速系统的近似同步电压源,为低惯量、弱阻尼的新能源电力系统提供必要的惯量特性与阻尼特性。通过对储能电站调差系数的设计整定,刻画了储能电站适应于电网不同调频深度需求的正向静态频率特性,分析了不同控制参数下储能电站参与电网频率调控的惯量反应及一次调频特性。同时将新能源电力系统中储能电站调频出力实际值与传统机组调频出力实际值比值定义为储能电站参与电网频率调整的贡献因子,用以表征储能电站辅助传统机组参与电网一次调频中减小稳态频率偏差量的贡献力。该策略通过对储能电站灵活性的合理配置,能够为高比例新能源发电并网营造一个稳定友好型的频率环境。     

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。     

风光储联合发电系统调频控制策略研究

针对风光储联合发电系统的运行特点,基于分段调频控制的理念,提出了一种风光储联合发电系统参与电力系统二次调频的控制策略。该控制策略根据区域控制偏差ACE就调频控制的紧急程度进行划分,在不同控制区域使用不同的有功控制方式,实现对联合发电系统出力的精细化控制,最大程度利用风电及光伏发电,保障储能电池SOC运行在合理范围。仿真分析验证了所提调频控制策略的可行性、有效性及经济性。     

现货市场环境下基于深度强化学习的光储联合电站储能系统最优运行方法

光伏-储能联合电站不仅能够有效减少光伏实时出力偏差,也是一种能够提供电能量和调频辅助服务的潜在市场主体。为实现上述3类目标,与光伏出力协同的储能电量调度策略至关重要,然而目前大部分光储联合电站的储能电量调度策略无法同时协调降低光伏实时出力偏差和参与电能量与调频辅助服务市场3种决策;另一方面,电力现货市场价格与调频信号不确定性及储能电量调度策略将光储联合电站储能运行优化问题转化为一个随机动态非凸优化问题,现有相关研究大部分利用随机场景法或智能算法处理非凸优化,所获得的储能运行方案存在一定的局限性,且难以根据实时数据动态制定运行方案。因此,提出一种现货市场环境下基于DQN(deep Q-network)的光储联合电站储能系统优化运行方法,该方法克服了非凸优化难题,结合所提储能电量闭环调度策略能够实现光储联合电站在考虑偏差考核成本、电能量收益、调频辅助服务收益下的储能系统小时级动态优化运行,进而最大化光-储联合电站的经济收益。测试算例通过实际市场数据验证了所提方法的可行性和有效性。     

基于储能SOC和风光功率裕度调节的风光储联合调频策略

利用储能主动参与风光储场站内部调频控制方法,及风电机组和光伏机组配合储能参与风光储场站内部联合控制,以解决风电机组和光伏机组单独控制时带来的电压和频率稳定问题。对风光储各单元采用虚拟同步机（virtual synchronous generator, VSG）控制技术,基于储能的荷电状态（state of charge, SOC）实时调整储能的p-f下垂系数,同时根据风/光机组的功率裕度配合储能调整各自的p-f下垂系数,通过风/光/储联合控制实现系统频率调整。此外,为实现风光储场站系统的二次调频,对VSG技术中的频率-有功控制部分进行了修正,通过实时检测系统频率,对有功功率参考值进行自适应调整;最后,通过阶跃负荷扰动下对比储能单一调频、光储联合调频、风储联合调频及风光储联合调频4种场景来验证所提控制方法的有效性。     

基于改进下垂控制策略的有功备用式光伏系统

随着电网光伏渗透率逐渐提高,迫切需要光伏发电系统主动参与电网频率调节,然而目前光伏发电系统多以最大功率跟踪方式并网,不具备有功调频能力.针对上述问题,提出一种基于变步长功率跟踪的有功备用式光伏发电系统,利用变步长功率跟踪使系统运行在有功备用模式,当电网频率扰动时通过修正直流侧电容电压调节光伏阵列的有功输出来参与一次调频.网侧逆变器采用改进下垂控制策略,通过引入角频率的微分负反馈虚拟惯量控制和直流侧电容储能特性模拟转子惯量环节弥补故障初期一次调频出力不足的问题,减小频率的跌落深度.通过仿真分析验证了所提控制策略无论在故障初期的动态作用还是一次调频过程中都可以提供更多的功率支撑,可以一定程度上替代同步发电机调频效果.     

飞轮和锂电池储能联合光伏发电一次调频控制

为确保电网频率安全稳定,混合储能联合光伏主动参与电力系统一次调频已成趋势,为此提出了一种混合储能联合光伏发电的一次调频控制策略。针对储能传统定系数下垂控制存在的储能易发生过充过放的问题,提出了储能自适应变系数下垂控制;为了充分利用2种储能的不同特性,提出了频率偏差自适应分配方法;同时设计了光储耦合控制模块,以弥补光伏功率备用容量和锂电池储能调频功率有限的不足。在Matlab/Simulink仿真平台进行不同负荷扰动场景下的仿真实验。仿真结果表明：所提控制策略可以显著提升光伏系统主动一次调频性能及其适应性。     

风光储联合系统输出功率滚动优化与实时控制

为改善风光储联合系统输出特性和降低储能电站功率补偿压力,提出了一种在线滚动优化和有功实时控制相结合的协调优化控制方法。在线滚动优化建立了联合系统总的平均有功功率偏差最小、储能电站充放电次数最少和优化末段储能电站剩余电量最大的优化模型,通过非支配排序遗传(NSGA-Ⅱ)算法求解,给出风/光/储分钟级的计划出力曲线。有功实时控制实现风/光计划出力微调和储能电站实时控制,风/光计划出力微调模块根据实时风速和光照等信息,平衡计划超额;储能电站动态给出功率上限,提高了应对风/光爬坡的能力。仿真算例表明,所提控制方法使储能电站在较低的充放电次数下,与风/光配合协调控制,降低风光储联合系统平均有功偏差,改善联合系统跟踪计划出力的能力。     

基于有功不平衡指标的储能快速调频方法

因主流变速风电机组有功控制一般不主动参与频率调节,大规模风电并网对电力系统快速调频提出了挑战。储能系统具备有功功率快速响应优势,可改善系统动态频率响应特性,该文提出了一种基于有功不平衡指标的储能快速调频方法。首先,定义了在频率跌落阶段和恢复阶段系统有功不平衡指标。其次,设计了自适应模糊逻辑控制策略,依据系统有功不平衡指标和频率偏差动态调整储能系统在频率跌落阶段和恢复阶段的有功出力。最后,通过算例分析验证了所提出的储能快速调频控制方法的有效性,与常规比例微分（proportional differential,PD）控制方法相比,可减少储能系统容量需求,且对不同工况具有较好的灵活性和适应性。     

并网光伏电站的一次调频特性分析

太阳能作为一种可再生、无污染的能源,具有较好的发展前景。当大规模光伏电站接入孤立电网时,将导致系统惯性降低,调频能力不足,威胁到电网的安全运行。针对此,文中改变光伏电站的功率控制方式,设定了光伏电站的减载水平和功频静态特性,使光伏电站参与系统的一次调频。通过在PSCAD/EMTDC软件中仿真分析,表明光伏电站在所提控制策略下实现了一次调频的功能,分担了常规电厂的一次调频压力,减小了系统频率的变化量,提高了系统的频率稳定性,验证了所提方法的有效性。     

含储能环节的光伏电站虚拟同步发电机控制策略与分析

针对高渗透率光伏发电接入电网带来的电压/频率稳定问题,虚拟同步发电机(Virtual Synchronous Generator, VSG)策略作为一种能使光伏电站主动参与电网调频、调压的控制技术,受到了广泛地关注。以含储能的光伏电站作为研究对象,提出了含储能环节的光伏电站虚拟同步发电机控制策略,推导了光伏虚拟同步发电机的有功-频率控制、无功-电压控制的数学模型,并对其控制器及参数进行了分析。在PSCAD/EMTDC环境中建立光伏虚拟同步发电机仿真模型,对该虚拟同步发电机有功频率、无功电压特性的动态过程进行了模拟,仿真结果验证了文中理论分析的正确性以及所提控制策略的有效性。     

光伏发电系统定功率输出模式研究

针对白天光伏电站输出功率大于需求、并网系统调频调峰等,可能要求光伏电站短时间内运行于定功率输出模式的情形,对定功率输出模式进行了理论分析,并提出一种基于改进电导增量法的定功率输出控制方法,该方法原理简单,易于实现,不依赖于系统模型,因此适宜应用于改善光伏电能质量及提高光伏并网系统的稳定性。对所提方法进行了仿真分析,结果证明了所提方法的快速性、稳定性和有效性。     

光储联合发电系统站级功率控制器及其仿真研究

随着光伏发电技术的快速发展,光伏电站逐渐向百兆瓦级大型化发展.光储联合电站是一种大型并网光伏电站设计方案,可以实现自身有功无功灵活控制,参与电网频率电压调节,提升自身故障穿越能力.本文首先介绍大型光储联合发电系统的典型结构,其次,研究适用于光储联合发电系统的站级功率控制器(power plant controller,...     

基于光伏逆变器的快速功率控制系统研究及应用

为使新能源功率输出能快速响应系统有功功率和无功功率平衡需求,文中提出光伏电站毫秒级功率控制的系统性方案。首先,基于光伏逆变器的功率快速交换能力,在光伏电站并网点直采电压、电流,实时监测并网点频率和电压变化,根据一次调频参数计算光伏电站有功出力。在此基础上,通过高速环网通信链路群控光伏逆变器进行有功出力,使得光伏电站具备一次调频能力。在无功功率控制方面,文中通过智能多状态序列判别算法实时计算光伏电站并网点对电力系统的阻抗,根据并网点电压波动实时群控光伏逆变器进行无功出力,使得光伏电站具备动态无功响应能力,从而完成光伏电站功率的快速控制。目前该系统已经在淮安金湖光伏电站中试点运行,现场试验数据说明应用文中提出的控制系统可实现一次调频响应时间小于0.15 s,动态无功响应时间小于30 ms的指标,验证了控制系统的有效性和可行性。     

基于多主站协调控制的光伏电站一次调频应用研究

针对光伏电站一次调频与自动发电控制（AGC）存在不协调、相互干扰的问题,提出了一种能够在光伏电站应用的多主站协调控制方法,通过一次调频测控系统与AGC系统协调实现2个控制主站对光伏电站逆变器的功率控制。通过在光伏电站改造应用,完成了改造后的各项频率扰动试验和协调性试验。试验研究表明改造后光伏电站能够参与系统一次调频,并且多项指标能够超过常规的火电和水电的调节性能。     

户用型光储电站混合电池充放电控制策略研究

针对光伏发电间歇性和用电负荷多样性等引起户用型光伏电站母线电压频繁波动的问题,设计了一种含混合电池储能的光伏电站结构,以光伏发电作为分布式电源,采用能量型电池和功率型电池构成混合储能系统。为实现光伏母线电压的稳定,提出了一种低通滤波器与模糊控制相结合的混合储能系统能量管理策略。首先将系统直流母线波动功率分为高频分量和低频分量;然后利用能量型电池处理低频分量,功率型电池处理高频分量,实现电站母线电压的稳定;最后在母线电压稳定的基础上研究2种电池能量的再分配,有效延长了能量型电池的使用寿命。为验证策略的合理性,建立系统仿真模型,仿真结果表明文章所设计的策略很好地抑制了光伏直流母线电压波动,使波动控制在1.25%之内。     

计及多类型交易的新能源与火电实时协调控制策略

针对现阶段新能源电站参与交易后与火电的实时协调控制问题,提出计及多类型市场交易的新能源实时有功控制策略,能够有效提高新能源电站的调控精度和电量公平性。首先提出电站的综合考核指标,建立关于现货申请批复指令的目标函数;其次分析新能源与常规电源协调控制的优化约束,在识别常规机组状态的基础上求解负备用值,优化新能源的出力上限值;最后提出新能源参与跨区现货交易期间,考虑现货交易和中长期计划的两阶段数学模型,提高多种电量成分交易下电网的调控精度和运行经济性。     

光储联合发电系统调度优化控制策略

传统储能控制的调节速度较慢,难以满足高比例新能源接入电网后的精准控制,提出将调度周期内误差率引入储能系统优化控制策略,利用误差率在电流闭环控制前加入反馈误差环节,对储能电池的DC/DC双向控制器进行优化控制。以光储联合发电系统的有功出力与计划有功出力均方根误差最小为目标,模型中考虑了储能电池荷电状态和联合发电系统允许偏差的限制条件。给出了双向DC/DC变换器中BUCK/BOOST电路的传递函数,然后给出了光储联合发电系统并网运行时PQ控制策略,采用有功功率和无功功率解耦控制。基于MATLAB/Simulink仿真平台,建立了光储联合发电系统的仿真系统,通过仿真结果分析,验证了提出控制策略的有效性。