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光伏電站自備用可調(diào)的虛擬同步控制調(diào)頻策略

作者:張江豐 柯松 陳文進(jìn) 王天字 鄭可軻 楊軍 來源:中國電力 發(fā)布時間:2024-12-16 瀏覽:次

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    摘要 采用自備用控制的光伏電站能夠?yàn)殡娋W(wǎng)提供調(diào)頻能力,但現(xiàn)有的自備用控制難以評估最大功率,調(diào)頻經(jīng)濟(jì)性需要量化,且無法提供虛擬慣量,光伏電站調(diào)頻效果有待提高。針對此問題,提出光伏電站自備用可調(diào)的虛擬同步調(diào)頻控制策略。首先,基于光伏運(yùn)行P-V特性,提出光伏最大功率估算策略以及變步長電壓控制策略,實(shí)現(xiàn)光伏自備用控制;其次,基于虛擬同步控制策略和光伏電站架構(gòu),引入頻率反饋控制環(huán),提出光伏自備用可調(diào)的虛擬同步控制策略,光伏電站在提供頻率響應(yīng)功率的同時,以虛擬慣量的形式支撐電網(wǎng)的頻率穩(wěn)定。此外,并聯(lián)在光伏直流側(cè)的儲能,可以保證在光伏自備用率動態(tài)調(diào)整過程中直流側(cè)母線電壓的穩(wěn)定。進(jìn)一步分析了最大功率估算算法誤差對虛擬同步調(diào)頻控制策略的影響,以及虛擬同步控制參數(shù)變化對調(diào)頻效果的影響。最后,通過Simulink仿真驗(yàn)證了所提控制策略的有效性,為光伏并網(wǎng)調(diào)控提供理論支撐。

 1 光伏自備用的控制策略

  現(xiàn)有光伏電站控制策略常為最大功率跟蹤,以獲得理想的運(yùn)行效率。光伏電站也通常配備一定容量比例的儲能。然而,儲能的最大功率與容量會限制光伏電站的調(diào)頻能力。若能使光伏按給定自備用率運(yùn)行,可以擴(kuò)大光伏電站調(diào)頻響應(yīng)功率的范圍,為光伏和儲能協(xié)同運(yùn)行提供更大的優(yōu)化空間。此外,最大功率的評估以及自備用率的實(shí)時計(jì)算,能夠量化光伏電站的調(diào)頻經(jīng)濟(jì)性。因此,本章提出基于最大功率估算的光伏自備用控制策略。

 1.1 最大功率估算

  光伏陣列典型的I-U和P-U曲線如圖1所示。圖中:Ur和Pr分別為自備用運(yùn)行點(diǎn)r的電壓和輸出功率;Uoc為輸出開路電壓;Ump和Imp為最大功率輸出點(diǎn)的電壓和電流,此處滿足dP/dU = 0,輸出的最大實(shí)時功率Pmp= UmpImp。在光伏自備用控制策略中,首先需要估算最大功率,即最大功率運(yùn)行點(diǎn)處的功率。

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圖1 光伏陣列典型I-U和P-U曲線

Fig.1 Typical I-U and P-U curves for PV arrays

  目前光伏陣列常用最大功率跟蹤(maximum power point tracking,MPPT)控制策略,其核心思想是按固定的控制周期給光伏陣列電壓輸入小擾動量,觀測擾動后輸出功率的變化方向以調(diào)整控制信號的跟蹤方向。傳統(tǒng)擾動觀測法中擾動值不變,跟蹤速度與精度不能兼顧,易造成誤判。本文采用變步長的擾動觀測法實(shí)現(xiàn)光伏陣列的MPPT控制,其電壓信號的步長調(diào)整ΔUk+1為

  式中:φ為變步長系數(shù),本文取 φ=2 ;圖片為k時刻的光伏陣列輸出功率。

  具體控制流程如圖2所示,圖中:Uk和Ik為k時刻光伏陣列的輸出電壓和電流。

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圖2 變步長擾動觀測法控制流程

Fig.2 Control flow for variable step perturbation observation method

  光伏陣列的短路電流和最大功率在輻射強(qiáng)度變化的條件下可近似看作線性關(guān)系。光伏的短路電流Isc和最大功率Pmp之間的函數(shù)為

  式中:km為擬合系數(shù)。

  因此,當(dāng)短路電流 Isc 已知時,可估算出此運(yùn)行狀態(tài)下的最大功率 Pmp。km主要受溫度影響,將不同溫度T所對應(yīng)的km進(jìn)行線性回歸,可得 km 與溫度 T 之間的關(guān)系為

  式中:αTE 和βTE分別為一次項(xiàng)系數(shù)和常數(shù)項(xiàng),取值為αTE = –0.8978,βTE =275.4。

  如圖1所示,為預(yù)留部分功率作為光伏電站的自備用,可將運(yùn)行點(diǎn)從最大功率運(yùn)行點(diǎn)轉(zhuǎn)移到其他運(yùn)行點(diǎn)。此時,P-U 特性曲線下坡段非常陡峭,其電流變化范圍很小,微小的電流變化會造成劇烈的功率波動,導(dǎo)致失穩(wěn);上坡段電壓與輸出功率大致呈線性關(guān)系,且電壓的調(diào)整對功率輸出的影響幅度較小。此外,兩級式光伏發(fā)電系統(tǒng)中的 Boost 變換器通常采用電壓控制器。因此,將從最大功率點(diǎn)向上坡段尋找對應(yīng)自備用的運(yùn)行點(diǎn)。自備用運(yùn)行點(diǎn)處電流Ir與短路電流Isc間的關(guān)系,可以用分段函數(shù)擬合為

  式中:r為自備用率;ψ0、ψ1、ψ2、ψ3、ψ4、ψ5分別為分段函數(shù)的各項(xiàng)擬合系數(shù),其取值分別為ψ0=1.168,ψ1=0.190,ψ2=0.0037,ψ3=0.0157,ψ4=0.0339,ψ5=0.9661。

  聯(lián)立式(2)(4)可得,最大功率Pmp估算表達(dá)式為

  1.2 自備用的電壓控制策略

  在得到最大功率的估算值Pmp后,需要設(shè)計(jì)對應(yīng)的電壓控制策略,使光伏系統(tǒng)達(dá)到目標(biāo)的自備用率。本節(jié)設(shè)計(jì)了一種具有實(shí)時迭代估算功能的變步長電壓跟蹤控制策略,基本步驟如下。

  1)估算最大功率。在給定目標(biāo)自備用率r?時,假設(shè)目標(biāo)自備用運(yùn)行點(diǎn)電流圖片已知,將其與目標(biāo)自備用率r?代入式(5)中,估算最大功率。若光伏陣列輸出電流 Ipv 等于Ir,則當(dāng)前時刻的減載率r等于目標(biāo)減載率r?,式(5)可以準(zhǔn)確估算最大功率。當(dāng)自備用率發(fā)生變化時,光伏運(yùn)行點(diǎn)將會偏離,此時 Ipv 不再等于圖片,直接利用式(5)估算最大功率圖片會產(chǎn)生誤差。因此,需要判斷當(dāng)前自備用率r與目標(biāo)自備用率r*之間的誤差,故進(jìn)入步驟2)。

  2)估算當(dāng)前時刻自備用率。根據(jù)當(dāng)前i時刻最大功率估算值圖片和光伏陣列輸出功率 Ppv 可近似估算自備用率rest(i)。

  當(dāng)目標(biāo)自備用率r*發(fā)生變化時,估算的最大功率 Pmp 通常不等于實(shí)際最大功率 Pmp,光伏輸出的實(shí)際功率 Ppv通常也不等于自備用運(yùn)行點(diǎn)功率圖片,因此 估算的自備用率rest(i)通常也不等于目標(biāo)自備用率r?。此時進(jìn)入步驟3)。

  3)計(jì)算自備用率偏差。估算自備用率rest和目標(biāo)自備用率r?之間存在的偏差Δr為

  參照變步長的光伏最大功率跟蹤控制,利用該自備用率偏差,調(diào)整電壓跟蹤過程的收斂性,提高最大功率估算的精確性。計(jì)算出自備用率偏差后,進(jìn)入步驟4)。

  4)變步長電壓跟蹤控制。電壓跟蹤控制策略設(shè)計(jì)為

  式中:Vref 為控制器的電壓參考值;Vδ 為固定的電壓控制步長。

  在式(9)中,判斷條件圖片用于確保使光伏陣列運(yùn)行于P-V特性曲線的上坡段。當(dāng)圖片時,說明運(yùn)行點(diǎn)進(jìn)入 P-V 特性曲線下坡段,根據(jù)式(9),將減小光伏陣列輸出電壓使運(yùn)行點(diǎn)返回自備用運(yùn)行區(qū)域。當(dāng)dP/dV ≥0時,根據(jù)自備用率偏差的正負(fù)及大小,確定電壓參考值ΔV的調(diào)整方向及幅值。當(dāng)自備用率的偏差Δr逐漸變小,ΔV也逐漸變小,從而收斂到目標(biāo)自備用率的運(yùn)行點(diǎn)附近。

  具體控制策略流程如圖3所示。為保證光伏能夠在未給定自備用率時穩(wěn)定切換到最大功率控制,在執(zhí)行自備用電壓控制策略時,需要判斷自備用率是否為0,再執(zhí)行對應(yīng)控制算法。因此,該算法能夠在提供光伏電站的調(diào)頻能力的同時,減少光伏自備用控制的棄光,最大限度保證光伏的消納。

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圖3 自備用電壓控制策略的控制流程

Fig.3 Control flow for self-standby voltage control strategy

  2 光伏電站虛擬同步調(diào)頻策略

  2.1 光伏電站的控制架構(gòu)

  光伏電站的控制架構(gòu)如圖4所示,在直流側(cè)并聯(lián)蓄電池儲能,構(gòu)成光儲虛擬同步發(fā)電機(jī),并設(shè)計(jì)光伏電站并網(wǎng)逆變器的虛擬同步發(fā)電機(jī)控制策略,提供一次調(diào)頻能力和慣量支撐。電化學(xué)儲能的控制目標(biāo)為維持直流母線電壓的恒定,具體控制策略如圖5所示。

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圖4 基于儲能協(xié)同的光伏電站結(jié)構(gòu)

Fig.4 PV plant structure with energy storage coordination

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圖5 電化學(xué)儲能控制策略

Fig.5 Control strategy of electrochemical energy storage

  圖5中:kp、ki分別為儲能PI控制的比例系數(shù)和積分系數(shù);S1和S2為PWM脈沖信號。當(dāng)光照強(qiáng)度或溫度等外界因素變化導(dǎo)致光伏陣列輸出功率波動時,為維持光伏直流母線電壓恒定,電化學(xué)儲能控制策略產(chǎn)生脈沖信號S1、S2控制雙向Buck-Boost電路充放電。

  2.2 虛擬同步控制策略

  為使得光伏電站能夠提供頻率支撐,將設(shè)計(jì)VSG策略,控制光伏電站并網(wǎng)逆變器運(yùn)行。VSG的本質(zhì)是利用電力電子變換器的控制策略,模擬同步發(fā)電機(jī)的機(jī)電暫態(tài)方程和機(jī)械運(yùn)動方程,使得逆變器具有同步機(jī)組類似的運(yùn)行外特性如慣性、阻尼特性和調(diào)頻等功能。主要從有功功率控制、無功勵磁控制、電磁暫態(tài)方程和轉(zhuǎn)子運(yùn)動方程4部分建模。

  1)有功功率控制。當(dāng)電網(wǎng)的頻率變化時,同步發(fā)電機(jī)的原動機(jī)機(jī)械轉(zhuǎn)矩與電磁轉(zhuǎn)矩的差值,產(chǎn)生角加速度,改變轉(zhuǎn)子的角速度,進(jìn)而改變同步發(fā)電機(jī)的出力及頻率。

  VSG的有功頻率環(huán)節(jié)通過模擬逆變器交流側(cè)輸出功率以及濾波電路參數(shù),對逆變器進(jìn)行建模,可以得到VSG端口輸出功率P為

  式中:E0為VSG空載電動勢;U為VSG輸出端口電壓;δ0為光儲VSG的初始功率角;Z為LC濾波的阻抗,圖片Lf、Rf為濾波電感和濾波電阻;α為濾波器的阻抗角,α=arctan(ωLf /Rf )。

  基于線性化假設(shè),由式(10)可知,VSG端口輸出功率可由發(fā)電機(jī)功角控制,即

  2)無功-勵磁調(diào)節(jié)。VSG的無功電壓環(huán)節(jié)通過模擬同步機(jī)的無功-電壓下垂特性來模擬同步機(jī)勵磁調(diào)節(jié)器。VSG的無功-電壓下垂方程為

  式中:kv為無功-電壓下垂系數(shù);Un為VSG輸出端電壓額定值;Qe和Qref分別為VSG的無功功率及指令值。

  無功勵磁調(diào)節(jié)器的輸出E0為

  式中:kq為勵磁調(diào)節(jié)系數(shù)。

  3)電磁暫態(tài)方程。為簡化控制,VSG控制策略模擬同步發(fā)電機(jī)的二階模型,且假設(shè)同步發(fā)電機(jī)為隱極機(jī),不區(qū)分交直軸電抗。同步發(fā)電機(jī)的定子電壓方程為

  VSG各環(huán)節(jié)模擬的控制策略如圖6所示,當(dāng)發(fā)生頻率擾動時,轉(zhuǎn)子運(yùn)動方程模擬產(chǎn)生的頻率和功角發(fā)生變化,進(jìn)而調(diào)整VSG的輸出功率,提供頻率支撐。PWM信號產(chǎn)生層通過電壓電流雙閉環(huán)控制,利用勵磁電動勢相量產(chǎn)生PWM信號,控制光伏并網(wǎng)的逆變器運(yùn)行。

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圖6 VSG各環(huán)節(jié)模擬的控制策略

Fig.6 VSG control strategy for each link simulation

  2.3 光伏自備用可調(diào)的調(diào)頻策略

  在需要提供調(diào)頻響應(yīng)的時段內(nèi),光伏電站接受調(diào)度中心的指令,在自備用率r0的運(yùn)行點(diǎn)處穩(wěn)定運(yùn)行。當(dāng)頻率擾動發(fā)生時,頻率f變化,光伏電站的自備用率r?實(shí)時調(diào)整為

  式中:r0為調(diào)度中心給定自備用率指令;kr為等效下垂自備用系數(shù);fref為額定頻率,取50 Hz。

  光伏自備用可調(diào)的調(diào)頻策略如圖7所示,光伏參照圖3的自備用電壓控制策略運(yùn)行,調(diào)整光伏直流功率出力Pr,使得Pr滿足自備用率r?;儲能通過PI控制器維持光伏直流母線電壓恒定。在頻率擾動發(fā)生之前,自備用率r0的設(shè)定不會影響虛擬同步控制的調(diào)頻響應(yīng)執(zhí)行,可以根據(jù)調(diào)度和經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)等需求,設(shè)置r0為0或者其他值;在頻率擾動時,光伏直流側(cè)利用等效下垂自備用系數(shù)和實(shí)時頻率,實(shí)時修正自備用率r0,使得光伏在根據(jù)自備用率指令,調(diào)整光伏在P-V特性曲線中的運(yùn)行點(diǎn);交流側(cè)通過VSG控制策略使得光伏電站在功率調(diào)度指令不變的前提下,根據(jù)頻率偏差和光伏自備用控制策略調(diào)整出力變化,向電網(wǎng)提供頻率響應(yīng);同時通過在逆變器控制策略中對轉(zhuǎn)子運(yùn)動方程的模擬,也向電網(wǎng)提供了一定的虛擬慣量。

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圖7 光伏自備用可調(diào)的調(diào)頻策略

Fig.7 Photovoltaic adjustable self-backup frequency regulation strategy

  進(jìn)一步地,分析自備用控制策略與調(diào)頻策略之間的關(guān)系,如圖8中標(biāo)紅處所示。在頻率響應(yīng)過程中,結(jié)合實(shí)時頻率和評估的光伏電站最大功率,動態(tài)調(diào)整光伏電站的實(shí)時運(yùn)行點(diǎn)。頻率控制過程中,Pref由光伏電站的輸出功率Ppv和與光伏電站并聯(lián)的直流側(cè)儲能出力Pes共同響應(yīng)。J和D參數(shù)會影響虛擬轉(zhuǎn)子運(yùn)動方程輸出的功角,進(jìn)而影響電磁功率Pe和頻率恢復(fù)動態(tài)特性,從而影響頻率反饋控制環(huán)的輸入f和光伏自備用率指令r?的修正。在逆變器直流側(cè),光伏自備用率指令r?變化,導(dǎo)致光伏電站的輸出功率Ppv發(fā)生變化,進(jìn)而使逆變器交流側(cè)的響應(yīng)功率Pe發(fā)生變化。因此,光伏電站參與調(diào)頻的關(guān)鍵在于,光伏自備用率指令能否根據(jù)實(shí)時頻率動態(tài)調(diào)整,以及光伏出力能否快速和準(zhǔn)確地跟蹤光伏自備用率指令。

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圖8 VSG控制與光伏自備用控制的關(guān)系

Fig.8 Relationship between VSG control and Photovoltaic adjustable self-backup control strategy

 3 仿真驗(yàn)證與討論

  3.1 場景及參數(shù)設(shè)置

  為驗(yàn)證本文所提控制策略,在Simulink中搭建光伏電站并網(wǎng)模型,拓?fù)浼翱刂茀?shù)如圖1和表1所示。設(shè)立以下2個場景。場景1:在并網(wǎng)條件下改變目標(biāo)自備用率r?,驗(yàn)證光伏自備用的控制策略。初始時刻,r?=0;2 s時r?=0.2;3 s時r?=0.15;4 s時r?=0.4。仿真時長為5 s。場景2:在離網(wǎng)條件下,光伏與負(fù)載構(gòu)成孤島微網(wǎng),電網(wǎng)發(fā)生頻率擾動,驗(yàn)證光伏自備用可調(diào)的調(diào)頻策略。VSG的功率指令為100 kW,負(fù)荷在0.5 s時突增15 kW,隨后在1 s時突減20 kW,仿真時長為2 s,期間保持VSG功率指令不變。

表1 光伏電站拓?fù)浼翱刂茀?shù)取值

Table 1 Structure and control parameters of PV station

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 3.2 仿真結(jié)果與討論

  1)光伏自備用控制。在場景1中,如圖9、圖10所示,光伏電站能夠在0.1 s內(nèi)準(zhǔn)確跟隨自備用率指令,調(diào)整輸出功率。當(dāng)自備用率為0時,光伏運(yùn)行在最大功率點(diǎn);當(dāng)自備用率指令發(fā)生階躍變化時,最大功率估算結(jié)果準(zhǔn)確,光伏按照指定的自備用率輸出功率。

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圖9 場景1中光伏自備用率及指令

Fig.9 Photovoltaic standby rate and its demands in case 1

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圖10 場景1中光伏輸出功率及估算最大功率

Fig.10 Photovoltaic output power and estimated maximum power in case 1

  2)光伏電站調(diào)頻策略。在場景2中,如圖11~13所示,在0.5 s頻率擾動發(fā)生前,光伏按給定的自備用率0.2運(yùn)行,此時微網(wǎng)的頻率穩(wěn)定在50 Hz;在0.5~1 s,負(fù)荷增加15 kW時,頻率迅速跌落到49.8 Hz及以下,光儲虛擬同步發(fā)電機(jī)提供頻率響應(yīng),光伏自備用率降低,光伏輸出功率增加,儲能輸出功率也增加,此時頻率逐漸抬升并恢復(fù)穩(wěn)定在49.92 Hz附近;在1 s時,負(fù)荷減少20 kW,頻率陡增到50.1 Hz及以上。此時自備用率抬升,光伏出力減少,儲能出力減少,提供一次調(diào)頻,此時頻率逐漸降低并恢復(fù)穩(wěn)定在50.03 Hz附近。光伏電站直流側(cè)狀態(tài)如圖14所示,直流母線電壓也在儲能的作用下穩(wěn)定在740 V附近。

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圖11 場景2中孤島微網(wǎng)頻率

Fig.11 Frequency of islanded microgrid in case 2

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圖12 場景2中光伏自備用率及指令

Fig.12 Photovoltaic standby rate and its demands in case 2

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圖13 場景2中光伏輸出功率及估算最大功率

Fig.13 Photovoltaic output power and estimated maximum power in case 2

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圖14 場景2中光伏電站直流側(cè)狀態(tài)

Fig.14 DC side of PV station in case 2

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圖15 場景2中光儲VSG輸出功率及指令

Fig.15 Photovoltaic energy storage VSG output power and its demand in case 2

  由圖11和圖12可知,1 s后,頻率逐漸恢復(fù)穩(wěn)定,此時自備用率也恢復(fù)到指令值0.2附近。自備用控制策略的執(zhí)行,依賴光伏最大功率估算以及理想的I-V特性曲線。當(dāng)外界條件變化等因素導(dǎo)致I-V特性曲線不理想時,會導(dǎo)致光伏最大功率估算存在偏差,不僅光伏電站無法按照自備用率指令輸出功率,會減緩頻率的恢復(fù);實(shí)際的光伏自備用率計(jì)算還會產(chǎn)生誤差,從而影響調(diào)度策略或調(diào)頻市場的結(jié)算。由于頻率反饋控制環(huán)會持續(xù)根據(jù)頻率偏差調(diào)整自備用率,調(diào)整光伏在P-V特性曲線中的運(yùn)行點(diǎn),仍能保證光伏電站提供調(diào)頻響應(yīng),并幫助微電網(wǎng)恢復(fù)頻率穩(wěn)定。

  由圖13~15可知,在光儲VSG調(diào)頻響應(yīng)期間,VSG功率指令值維持在100 kW,VSG實(shí)際輸出功率根據(jù)頻率偏差調(diào)整,功率來源于光伏自備用運(yùn)行點(diǎn)的動態(tài)調(diào)整以及維持直流母線電壓的儲能輸出功率,實(shí)現(xiàn)了光伏電站的一次調(diào)頻。此外,自備用率的靈活調(diào)節(jié),能夠擴(kuò)大光伏電站調(diào)頻響應(yīng)功率的范圍,減小儲能狀態(tài)對其響應(yīng)功率的限制。

  虛擬同步控制中,J會阻礙頻率的變化,減緩頻率變化率;而D則會減小頻率的振動,提高系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性和精度。因此,為分析控制參數(shù)變化對控制策略的影響,在場景2的條件下,改變J和D參數(shù),仿真結(jié)果如圖16~18所示。

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圖16 場景2中J和D變化時光伏自備用率指令

Fig.16 Photovoltaic standby rate demands in case 2 when J and D change

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圖17 場景2中J和D變化時光伏輸出功率

Fig.17 Photovoltaic output power in case 2 when J and D change

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圖18 場景2中J和D變化時孤島微網(wǎng)頻率

Fig.18 Frequency of islanded microgrid in case 2 when J and D change

  由圖18可知,阻尼D主要影響頻率偏移量,且D越大,頻率偏移量越小;轉(zhuǎn)動慣量J起到類似效果,當(dāng)J增大時,頻率的最大偏移量也減小。結(jié)合圖16~17可知,光伏自備用指令的調(diào)整狀況與頻率的動態(tài)響應(yīng)過程保持一致,光伏輸出功率也能在0.1 s內(nèi)跟蹤上自備用指令。

  綜上,本文所提的光伏自備用控制策略,能夠在發(fā)生頻率偏移時,根據(jù)頻率反饋控制環(huán)調(diào)整光伏自備用率,改變光儲虛擬同步控制中功率環(huán)的指令及響應(yīng)過程,從而恢復(fù)頻率,改善頻率響應(yīng)特性。

  4 結(jié)論

  為量化光伏調(diào)頻的經(jīng)濟(jì)性,并改善光伏調(diào)頻效果,本文提出一種基于可調(diào)節(jié)自備用率的光伏電站虛擬同步控制策略,通過光伏自備用運(yùn)行點(diǎn)的動態(tài)調(diào)整以及光儲虛擬同步發(fā)電機(jī),實(shí)現(xiàn)光伏電站主動參與電網(wǎng)的一次調(diào)頻,通過理論分析和仿真實(shí)驗(yàn),得到了以下結(jié)論。

  1)所提光伏自備用控制策略,能夠在自備用運(yùn)行狀態(tài)下,準(zhǔn)確評估最大功率,并計(jì)算當(dāng)前運(yùn)行點(diǎn)的自備用率,量化光伏調(diào)頻的經(jīng)濟(jì)性,為光伏電站參與調(diào)頻市場提供經(jīng)濟(jì)效益模型基礎(chǔ)。

  2)提出光伏自備用可調(diào)的虛擬同步控制策略。通過引入頻率反饋控制環(huán),光伏電站能以虛擬慣量的形式支撐電網(wǎng)的頻率穩(wěn)定,改善了光伏電站調(diào)頻響應(yīng)效果,提升了調(diào)控的靈活性。

  3)光伏自備用可調(diào)的調(diào)頻策略能夠準(zhǔn)確實(shí)施的前提是能夠獲取平滑的光伏P-V運(yùn)行特性。非理想的P-V運(yùn)行特性曲線會削弱調(diào)頻策略對頻率動態(tài)特性的改善效果,使光伏自備用率計(jì)算存在誤差,影響調(diào)度策略或調(diào)頻市場的結(jié)算。如何根據(jù)在非理想的P-V運(yùn)行特性曲線下,進(jìn)行更精確的自備用率調(diào)整和頻率響應(yīng),并降低頻率控制過程中光伏電站的出力波動,有待進(jìn)一步研究。

  注:本文內(nèi)容呈現(xiàn)略有調(diào)整,如需要請查看原文。


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關(guān)鍵字:光伏電站,調(diào)頻

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