风光储发电系统多级无功补偿协调控制策略研究

0引言

风能和太阳能等分布式新能源发电具有间歇性和波动性等特点,并入电网会影响电网的电能质量,产生电压波动。储能装置充放电的双向特性能够有效平抑电压波动,将风机系统、光伏系统和储能系统进行协调控制,通过储能的充放电控制,可以大大减少风电和光伏并网带来的电压波动,有效提高系统的稳定性。传统风光储发电系统可以通过并联电容器或投切无功补偿装置进行无功补偿^[1],针对风机系统和光伏系统无功特性的利用,不少学者进行了大量研究。文献[2]针对光伏并入电网提出了一种计及光伏的配电网四级无功调节策略,充分利用了光伏电站的有功、无功调节能力,有效减少了电容器补偿装置的动作次数,并改善了配电网的电压水平。文献[3]对永磁直驱风机及储能系统的无功调节能力进行分析,确定了风储发电系统能通过变流器控制参与无功调节,并提出了一种联合无功控制策略。文献[4]在保证光伏发电系统和风力发电机实现最大功率追

踪的状态下,根据光伏出力、风机出力和并网需求关系,实时控制蓄电池的充放电功率,维持并网电压的稳定。

风机系统和光伏发电系统在某些条件下可作为连续无功源发出无功功率稳定电压^[5],储能系统以变流器作为并网接口实现能量在电池和电网之间的双向流动,不仅能配合风电、光伏的有功功率调度,也可以利用储能的无功调节能力进行电压控制。因此风光储发电系统可以通过合理的无功补偿方案设计,充分利用风力系统、光伏系统和储能系统的无功调节能力,有效提高并网点电压的稳定性。

1风光储发电系统控制模型

风光储发电系统的工作原理是将风能和光能转换为电能,通过储能装置进行储存,再根据电网需求进行输出调节^[6]。风光储发电系统根据是否并入电网分为并网型和离网型^[7],并网型风光储发电系统的拓扑结构如图1所示。

1.1风电机组模型与控制

由双馈发电机组构成的风机系统能为电网提供一定的电压支撑,其能够输出的无功功率主要受变流器的容量限制。变流器负责机组与电网的电气连接即功率变换,双馈风机的定子直接与电网相连,转子经过背靠背变流器连接电网。背靠背变流器可以分为转子侧变流器和电网侧变流器。转子侧变流器与发电机转子绕组连接,为转子提供交流励磁,控制发电机变速,实现发电机定子侧的有功功率和无功功率控制;网侧变流器与电网连接,实现与电网侧的能量交互,同时控制直流侧母线电压的稳定。风电机组的控制结构示意图如图2所示。

1.1.1转子侧变流器控制

转子侧变流器采用功率外环、电流内环的双闭环控制策略,控制框图如图3所示,控制器的有功功率参考值P_ref由系统MPPT控制部分给出,无功功率参考值Q_ref由无功指令分配计算求得。将有功功率参考值P_ref与实际有功功率值P_W的差值、无功功率参考值Q_ref与实际无功功率Q_W的差值分别经PI调节得到电流内环控制器的给定值I_dref和I_qref,输入至PI调节器后经坐标变换作为PWM调制信号实现有功功率和无功功率的控制。

1.1.2 电网侧变流器控制

电网侧变流器采用如图4所示的双闭环控制。直流母线电压参考值U_dcref与实际电压U_dc的差值经PI生成d轴的电流分量参考值I*_dref,无功功率参考值Q*_ref与实际值Q*的差值经PI生成q轴的电流分量参考值I*_qref,最后经坐标变换成PWM调制信号。

1.2 光伏发电系统模型与控制

光伏发电系统的控制部分分为MPPT控制和并网逆变器控制,MPPT控制部分提供并网逆变器的有功功率参考值P_ref,无功功率参考值按系统控制要求给定。将这两个量与网侧有功功率和无功功率的实测值进行比较,经外环功率控制器得到电流内环控制的参考值I_dref、I_qref,经内环控制器得到光伏逆变器的输入量Pd、Pq,最终结合锁相环实现逆变器的有功、无功解耦控制。控制示意图如图5所示。

1.3储能系统模型与控制

储能系统的功率输出受储能荷电状态(SOC)影响,其充放电可以通过控制变换器实现。储能系统在 SOC允许期间内功率输出与变流器一致,储能系统的控制示意图如图6所示。

储能系统的无功功率输出受变流器的剩余容量限制,其无功功率的约束范围为:—√Ss²-Ps²≤Qs≤√Ss²-Ps²。其中,Ss为储能系统的视在功率,Ps为储能系

统发出的有功功率,Qs为储能系统发出的无功功率。

2风光储发电系统无功补偿控制策略

风光储发电系统由n台风电机组、m个光伏子系 统、1套储能系统、1套SVG系统以及能量管理系统等构成。由当前系统内部设备运行状态信息得到风光储发电系统的无功功率调节范围。系统一级功率分配原则:根据上级下发的无功功率指令在风机系统、光伏系统、储能系统、SVG之间进行协调分配,若无功功率指令超过储能、风机和光伏系统调节能力,超过部分由SVG进行补充。由此得到风机系统、光伏系统和储能系统的总无功出力值Q:

Q=Qw+Qpv+Qs (1)

式中:Qw为风机系统无功功率出力值;Qpv为光伏系统无功功率出力值;Qs为储能系统无功功率出力值。

接下来对风机系统、光伏系统和储能系统的总无功出力值Q进行二级分配,考虑到储能系统的无功调节速度快于风机系统和光伏系统,二级无功功率指令优先分配给储能系统,然后分配给风机系统和光伏系统。如果总无功出力值Q大于储能系统最大可 发无功功率值Qsmax,则储能系统提供全部可发无功功率值,剩余部分由风机系统和光伏系统提供;如果总无功出力值Q小于储能系统最大可发无功功率值Qsmax,则由储能提供所需无功功率,风机系统和光伏系统不提供无功。如式(2)所示:

式中:Qsnax为储能系统最大可发无功功率值;Qwref为风机系统无功功率指令;Qpvref为光伏系统无功功率指令;Qsref为储能系统无功功率指令。

对于风机系统和光伏系统,按照式(3)计算得到其无功出力值:

式中:Qwmax为风机系统能发出的最大无功功率;Qpvmax为光伏系统能发出的最大无功功率。

最后,基于风机系统的无功功率指令与光伏系统的无功功率指令,利用三级无功功率值分配策略分别向风机机组和光伏子系统分配无功功率。系统三级无功功率分配由各子系统的控制器实现,根据子系统中每台机组所需发出的无功功率,控制各机组间的分配。

分配至风机机组的无功功率输出值计算公式如下:

式中:Qwnref为分配至第n台风电机组的无功功率值;Qwnmax为第n台风电机组的最大无功功率输出值。

分配至光伏子系统的无功功率输出值计算公式如下:

式中:Qpvmref为分配至第m个光伏发电子系统的无功功率值;Qpvmmax为第m个光伏发电子系统的最大无功功率输出值。

3仿真分析

为验证本文提出的风光储发电系统多级无功补偿协调控制策略的正确性,基于MATLAB平台搭建风光储发电系统仿真模型,对无功功率的分配过程进行仿真。3台3.6 MW的风电机组构成风机系统,光伏发电系统容量为48 MW,储能容量为20 MvA,出口电压经变压器接入10 kv并网母线。电网调度系统给出无功功率指令:0—1 s,Q=0;1—2 s,Q=27.5 Mvar; 2—3 s,Q=15 Mvar。得到如图7所示仿真结果。

由图7(a)和图7(b)可知,风机系统和光伏系统的有功出力始终保持最大功率输出,不随无功功率改变,可见系统实现了有功功率和无功功率的解耦控制。由图7(c)各系统无功出力情况可知,0—1 s时,系统处于稳定运行状态,不需要向电网提供无功功率;1—2s时,电网调度系统下达无功功率指令Q=27.5Mvar,指令优先分配给储能系统Qs=20Mvar,不足的部分按照二级分配策略光伏系统承担5 Mvar,风机系统承担2.5Mvar;2—3s时,系统收到无功功率指令Q=15Mvar,储能系统承担全部无功补偿需求Qs=15 Mvar。图7(d)为根据三级无功补偿分配策略得到的风电机组无功出力情况,在1—2 s,3台风机根据自身无功裕度,分别承担1.23、0.8、0.47 Mvar的无功补偿出力。

计算可得风光储发电系统在1、2、3s接收无功功 率指令时并网点电压偏差分别为0.98、0.978、0.975 p.u.,说明本策略能够保证并网点电压波动在合理范围内 ,证明了本策略的控制效果良好。

4 结束语

本文提出了一种风光储发电系统的多级无功补 偿协调控制策略 ,分析了风机系统、光伏系统和储能 系统的无功功率控制策略 ,利用分布式电源的无功 调节能力对系统的无功功率指令进行多级分配 , 并 搭建仿真模型验证控制策略的合理性。

[参考文献]

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2024年第23期第12篇