大容量高压级联储能系统分型融合控制方法

储能的规模化应用为可再生能源高占比的新型电力系统提供重要支撑。高压级联储能系统将电池布置于级联H桥模块直流侧,是提高储能设备单机容量的有效手段。储能变流器控制方式包括跟网型控制和构网型控制两类,其中跟网型控制功率响应快速,但在弱网中易振荡失稳;构网型控制具有主动支撑能力,但存在强网适应性问题。该文提出了分型融合控制方法,实现了跟网特性与构网特性的柔性融合和灵活调节,提高了高压级联储能系统的电网强度适应性。通过仿真分析验证了所提控制方法的实用性与有效性。

构网型控制在提升高比例新能源并网系统振荡稳定性中的应用

为了研究能够支撑新能源系统稳定运行的构网型与跟网型机组间比例关系,首先以单风场并网系统为例,分析了跟网型和构网型机组的并网动态特性;然后从保持并网风场在低频和次同步频段内振荡稳定性的角度,提出了风场内配置构网型机组容量的计算原则;在此基础上基于三机九节点算例系统,探究了100%新能源构成系统稳定运行的可行性,研究了系统内构网型机组的比例和位置等因素对系统动态特性的影响。研究表明,在风场内配置少量构网型机组即可有效改善弱电网下风场的次同步振荡问题,场内构网型机组的配置容量主要受低频模态稳定性的约束;在100%新能源系统内,构网型控制对远端跟网型机组支撑不足导致的次同步振荡是决定构网型控制需求的关键约束。

光储系统电网侧故障下VSC变流器的跟网-构网型控制方法

在高渗透率的新能源并网系统中,由于光伏发电系统以及负荷的随机波动性,传统的跟网型控制在电网电压下降时往往难以提供足够的动态无功支撑,从而对系统的安全性和稳定性产生严重影响。为此,针对光储系统短路故障下电压源型变流器(voltage source converter,VSC)跟网、构网及故障期间的电压支撑控制方法进行研究。首先,建立VSC跟网、构网型控制策略的数学模型,分析基于跟网、构网型控制策略的并网控制方法;其次,研究采用2种不同控制策略对公共连接点(point-of-common coupling,PCC)电压的影响,提出基于跟网构网型控制策略的系统控制方案,分析不同控制策略对PCC电压支撑作用的差异;再次,搭建计及光储接入的系统电磁暂态仿真模型,评估光伏逆变器和储能变流器采用3种不同控制方案对系统动态特性的影响;最后,对3种不同控制方案下,系统发生故障后PCC电压支撑程度进行分析,验证了所提出的基于储能变流器构网型及光伏逆变器跟网型一体化控制方法在故障期间具有更好的电压支撑能力。

微电网三电平储能变流器优化控制技术综述

高比例新能源接入导致微电网惯量低、抗干扰能力弱、电压波动性强。储能变流器作为平抑新能源功率波动、支撑电网电压和频率稳定的重要设备,在微电网中的应用越来越广泛。针对微电网储能变流器控制优化技术的发展,文章首先在三电平储能变流器拓扑方面,聚焦储能变流器自身非线性因素对输出波形的影响,归纳总结输出波形非线性的产生机理及优化策略;在此基础上,深入探讨弱电网下跟网型储能变流器的失稳机理,梳理增强稳定性的优化策略;同时,整理了构网型储能变流器的控制目标及架构,分析总结储能变流器的稳定性问题及控制优化策略;最后,对相关技术的优化方向进行了展望,为微电网三电平储能变流器优化控制提供参考借鉴。

电力系统变流器构网控制技术的现状与发展趋势

随着新能源和电力电子设备的渗透率增加,电力系统有着惯性减小、系统强度变弱的趋势,稳定性问题愈发严重。构网(grid-forming,GFM)控制技术可以提高变流器的电压、频率支撑能力,增强电力系统稳定性。对构网控制的现状与发展趋势进行了综述。首先,比较了构网控制技术与跟网型(grid-following,GFL)控制技术的差异,介绍了4类构网控制策略。然后,分析了构网控制技术在电力系统中的作用,介绍了具体的应用场景。最后,指出了该技术仍面临的挑战及可能的解决思路。

考虑不同控制模式的柔直换流站频率控制方法对比研究

随着电力电子设备在电力系统中的不断渗透,基于电压源型变流器的柔性直流输电技术得到了广泛应用。目前柔性直流输电系统中换流站大多采用跟网型控制,与弱电网连接时可能导致频率稳定性问题。在跟网型控制的基础上提出了组网型虚拟同步机控制,该控制策略可以改善换流站在弱电网条件下的动态性能和频率支撑能力,提高系统稳定性。最后,在PSCAD/EMTDC仿真平台搭建了三端柔性直流输电系统的仿真模型,对比分析了两种控制策略的控制特点和性能。