基于虚拟同步发电机的构网型光储变流器控制策略研究

为了抑制光伏发电的随机性和波动性的影响,提高微电网的供电可靠性,对离网工况下的微电网黑启动方案进行分析,并将其与虚拟同步发电机(Virtual Synchronous Generator,VSG)控制策略一起应用于储能变流器中,建立了储能变流器的VSG数学模型,推导了小信号模型表达式,通过在光储微电网系统引入惯性和阻尼,提高了系统电压和频率的稳定性。最后,在Matlab/Simulink仿真平台上搭建模型,验证了零起升压策略的有效性,确保了黑启动过程中线路电压的稳定;并在并网工况下分析了光储微电网系统各个微源之间的协调控制,验证了构网型光储变流器控制策略的有效性。

基于谐波分解的光储一体化变流器控制策略及储能容量选取方法

传统光储一体化变流器控制策略中通常认为电网电压质量较好,忽略电网电压谐波分量的干扰,难以满足工程实际要求。此外,由于光伏发电出力具有间歇性和随机性,在多时间尺度下其输出功率呈现严重的多峰值非线性特性。如何选取合适的光储一体化储能系统容量,并与光伏出力特性相匹配,对平抑光伏出力波动和系统电压及频率的稳定具有重大意义。针对上述问题,对电网电压谐波进行了分类,在充分考虑电网电压谐波分量影响的前提下,提出了基于谐波分解法的光储一体化变流器改进控制策略,同时给出了一种应用于光储一体化变流器系统中储能容量选择的方法。通过搭建基于Simulink的仿真模型,验证了本文所提控制方法和储能容量选取方法的有效性和正确性。

光储一体化变流器并联系统的功率协调控制

为实现光储一体化变流器并联系统在离网时各单元光伏(PV)剩余能量的充分利用,提出一种功率协调控制策略。首先,分析了系统运行的各类工况及控制目标,其次,阐述了所提策略功率协调原理,通过在光伏和交流侧(AC)下垂环节引入直流(DC)母线电压箝位控制(BVCC),直流电压的控制权在储能侧DC/DC、交流侧DC/AC和光伏侧DC/DC间平滑过渡,实现光伏剩余功率单元向剩余可充电功率单元提供协调功率,从而实现并联系统各工况下光伏剩余功率的充分利用。最后,仿真与实验结果表明,所提控制策略可充分利用各单元光伏剩余能量,并具有较好的动稳态特性。