考慮充電站可調(diào)潛力的虛擬慣性功率補償控制策略

施興燁，柯 松，張 帆，唐建林，梁莉莉，楊 軍

（1.交直流智能配電網(wǎng)湖北省工程中心，湖北省 武漢市 430072；2.武漢大學(xué)電氣與自動化學(xué)院，湖北省 武漢市 430072；3.南方電網(wǎng)科學(xué)研究院有限責(zé)任公司，廣東省 廣州市 510663；4.廣東省電網(wǎng)智能量測與先進(jìn)計量企業(yè)重點實驗室，廣東省 廣州市 510663；5.廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司肇慶供電局，廣東省 肇慶市 526060）

0 引言

近年來，可再生能源（renewable energy source，RES）發(fā)電容量占比不斷升高，電力系統(tǒng)的慣量也隨之下降，電網(wǎng)的抗擾動能力也持續(xù)下降［1］。高比例RES 和高比例電力電子設(shè)備的“雙高”特性將成為新型電力系統(tǒng)的主要特征［2］，如何挖掘優(yōu)質(zhì)調(diào)頻資源以提高系統(tǒng)的慣量水平、增強電網(wǎng)的抗干擾能力與頻率穩(wěn)定性值得深入研究。

RES 大規(guī)模接入易導(dǎo)致系統(tǒng)慣量與阻尼不足［3］，當(dāng)系統(tǒng)遭受功率不平衡沖擊時，頻率偏差與最大頻率變化率過大，給電網(wǎng)穩(wěn)定性帶來嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。因此，具備主動支撐能力的RES 控制技術(shù)得到了廣泛研究［4］。RES 采用下垂控制策略并網(wǎng)，在一定程度上提高了系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性［5-6］，但仍然存在缺少慣量與阻尼不足等問題［7］。 虛擬同步機（virtual synchronous generator，VSG）通過模擬同步機的機電特性提供慣量與阻尼，為RES 穩(wěn)定并網(wǎng)提供了解決思路［8］。文獻(xiàn)［9-10］研究了光儲VSG 并網(wǎng)系統(tǒng)，設(shè)計了提升光伏發(fā)電效率與系統(tǒng)穩(wěn)定性的光儲協(xié)調(diào)控制策略。文獻(xiàn)［11］設(shè)計了基于VSG 的風(fēng)儲聯(lián)合調(diào)頻控制策略，有效解決了風(fēng)電機組二次頻率跌落的問題。上述文獻(xiàn)在設(shè)計控制策略時都配置了儲能單元，但忽略了儲能自身的響應(yīng)特性，且存在儲能類型單一問題。實際上，將儲能等效為直流電壓源會影響VSG 功能的實現(xiàn)。文獻(xiàn)［12-13］通過發(fā)揮不同儲能的互補特性提高了光伏VSG 的工程實用性。然而，由于RES 本身不具備良好的慣性功率支撐能力，相較于下垂控制，實現(xiàn)這類VSG 控制需配置較大容量且具備短時間響應(yīng)能力的儲能單元，其成本限制了RES 擴容與VSG 規(guī)模化應(yīng)用［14］。下垂控制與VSG 控制在實現(xiàn)形式上存在慣量支撐功率之差［15］，若能基于傳統(tǒng)逆變器控制策略，挖掘系統(tǒng)中慣性功率來源，則能有效減少儲能需求，降低改造設(shè)備所需成本，并利于后續(xù)擴容。

電動汽車（electric vehicle，EV）作為具備快速響應(yīng)能力的柔性資源，具有參與系統(tǒng)調(diào)頻、促進(jìn)RES消納、提升系統(tǒng)穩(wěn)定性與經(jīng)濟效益的潛力［16-18］。為改善系統(tǒng)頻率，文獻(xiàn)［19］設(shè)計了單體EV-VSG 方案，可在微電網(wǎng)孤島運行時提供頻率支撐；文獻(xiàn)［20］考慮EV 的充電需求，設(shè)計基于EV 的VSG 調(diào)頻控制策略，在EV 數(shù)量較多時調(diào)頻效果顯著；文獻(xiàn)［21］將EV 視作儲能，設(shè)計基于充電站的VSG 控制策略來平抑光伏與負(fù)載波動，并提供頻率支撐能力；文獻(xiàn)［22］設(shè)計了直流充電站VSG，并在控制策略中考慮EV 出行的影響。但上述研究未對具有異質(zhì)性的EV 參與調(diào)頻響應(yīng)的能力進(jìn)行有效評估，導(dǎo)致較難協(xié)調(diào)調(diào)頻任務(wù)與充電需求，且EV 與電網(wǎng)互動均集中在較長時間尺度的頻率調(diào)整上，影響EV 作為負(fù)荷的充電計劃。

本文提出了一種基于EV 可調(diào)潛力的虛擬慣性功率補償（virtual-inertial power compensation，VIPC）控制策略，旨在不改變已有RES 控制策略的前提下，合理利用EV 資源提供慣性功率支撐，以減小儲能需求和成本，改善新型電力系統(tǒng)中電網(wǎng)抗干擾能力不足的問題。

1 基于閔可夫斯基和的EV 可調(diào)潛力評估方法

為合理利用充電站內(nèi)EV 參與頻率調(diào)節(jié)的能力，以及有利于設(shè)計合理的控制算法在系統(tǒng)并網(wǎng)點處引入慣性功率支撐，有必要挖掘EV 的可調(diào)潛力。在不影響充電需求的前提下確定充電功率和電池容量邊界，為EV 參與調(diào)頻提供可調(diào)裕度。

1.1 EV 可調(diào)潛力概述

本文假設(shè)站內(nèi)的充電樁均具備V2G（vehicle-togrid）能力，在此基礎(chǔ)上對站內(nèi)EV 的可調(diào)潛力進(jìn)行分析。文獻(xiàn)［23］將EV 用戶在停車時間內(nèi)可滿足未來行駛用能需求所產(chǎn)生的用電負(fù)荷稱為“自調(diào)度負(fù)荷”。以此為基礎(chǔ)，將能參與到需求響應(yīng)的EV 電池容量與充、放電功率稱為EV 的可調(diào)節(jié)潛力。

同一充電站內(nèi)的EV 可在充電站層面上視為廣義儲能（generalized energy storage，GES），單個時段內(nèi)對外表現(xiàn)為自調(diào)度的充放電功率。當(dāng)調(diào)度指令下達(dá)時，在需求響應(yīng)中改變充、放電功率，可發(fā)揮EV可調(diào)度潛力。EV 的可調(diào)潛力如附錄A 圖A1 所示。因此，充電站內(nèi)多個EV 可調(diào)潛力的評估可轉(zhuǎn)化為GES 最大充、放電功率的計算，以及組成GES 的每輛EV 充、放電行為的計算過程。

1.2 EV 可調(diào)空間基本模型

單輛EV 的可調(diào)空間基本模型可通過其并網(wǎng)功率約束、電池荷電狀態(tài)（state of charge，SoC）及其約束等效表示，如式（1）和式（2）所示。

式中：cn，t為第n輛EV 在t時刻的電池電量；ηch和ηdis分別為充、放電實際效率；和分別為表示第n輛EV 在t時刻處于充、放電狀態(tài)的布爾變量；和分別為第n輛EV 在t時刻的電池電量下邊界、上邊界；Δt為單位時間間隔。

文獻(xiàn)［24］證明了EV 在能量交換效率不為100%時不會同時進(jìn)行充、放電。因此，增加充、放電約束條件如式（3）所示。

由布爾變量的性質(zhì)可知，當(dāng)?shù)趎輛EV 處于離網(wǎng)狀態(tài)時，有xn，t=0，此時，=0，=0；當(dāng)?shù)趎輛EV 處于并網(wǎng)狀態(tài)時，有xn，t=1，此時，和最多有且僅有一個值為1，即在t時刻，第n輛EV 不會同時充、放電。

EV 作為負(fù)荷，存在用電需求，當(dāng)?shù)趎輛EV 離網(wǎng)時，其電池電量不應(yīng)低于用戶期望值。設(shè)EV 并網(wǎng)時電池電量初始值為，其電池電量邊界可以表示為：

因此，在考慮用戶充電需求的情況下，單輛EV的可調(diào)空間可由式（1）至式（5）等效描述，其可調(diào)空間如附錄A 圖A2 所示。

1.3 基于閔可夫斯基和的等效GES 模型

現(xiàn)有EV 參與頻率調(diào)節(jié)的V2G 控制框架中，EV并不是直接參與頻率調(diào)節(jié)，而是通過充電站、聚合商以聚合的形式參與調(diào)頻響應(yīng)［25-26］。由于EV 充電決策空間具有多維異質(zhì)性，聚合計算需在考慮EV 異質(zhì)空間的基礎(chǔ)上對站內(nèi)EV 進(jìn)行等效評估。

閔可夫斯基和是應(yīng)用于歐氏空間的一種求取多個相同定義域變量空間膨脹集的求和方法，其原理示意圖如附錄A 圖A3 所示，基本表達(dá)式如式（6）所示。雖然不同EV 并網(wǎng)的時間具有差異性，但布爾變量xn，t可將EV 的并網(wǎng)決策行為延伸至同一時間定義域，借助閔可夫斯基和將充電站內(nèi)的EV 等效為GES。

式中：⊕為變量空間A和B的閔可夫斯基求和運算符；a和b分別為變量空間A、B中的元素。

對于N個變量空間，定義αN，其中，αn為變量空間，包含多個元素變量，且αn具有相同的定義域。對于充電站層面上的EV 而言，其單輛EV 的變量空間，以及充電站內(nèi)由N輛EV 組成的集群ΨEV，經(jīng)閔可夫斯基求和后的GES模型可以分別表示為εn和，其中，εn和分別為由式（7）和式（8）所示約束條件構(gòu)成的變量空間。

式（8）的本質(zhì)是將充電站內(nèi)的EV 決策空間投影至一個超立方體空間，將站內(nèi)EV 決策行為投影至立方體內(nèi)對應(yīng)決策量。在進(jìn)行邊界條件的閔可夫斯基求和聚合過程中，實際上增加了決策的可行域，但同時保留了變量決策間的條件約束，還考慮了單個EV 并網(wǎng)、離網(wǎng)對等效GES 充、放電功率邊界和等效電池電量的影響，因而在實現(xiàn)模型維度等效壓縮的前提下，仍能保證充放電決策空間的可行性［27］。

上述模型從充電站層面將站內(nèi)所有并網(wǎng)EV 等效為一個大容量和大充、放電功率的GES 設(shè)備，實現(xiàn)了集群EV 充放電決策空間的聚合。GES 中的參數(shù)變量決定了站內(nèi)EV 的可調(diào)潛力，其中：和分別為t時刻GES 能夠達(dá)到的最大充、放電功率；分別為t時刻GES 等效電池容量的下邊界和上邊界；ΔCGES，t為t時刻GES 因EV 并網(wǎng)情況改變而引起的等效電池電量變化。充電站層面等效GES 的變量及其參數(shù)如式（9）所示。

式中：Pch，GES，t和Pdis，GES，t分別為t時刻GES 的充、放電功率；CGES，t為t時刻GES 的等效電池電量。

等效GES 模型考慮了單個EV 并網(wǎng)、離網(wǎng)對等效GES 充、放電功率邊界和等效電池電量的影響。同時，保留了單輛EV 的變量約束條件，保證了充放電決策的有效性?；陂h可夫斯基和可實現(xiàn)多EV單體的聚合管理，從充電站層面將站內(nèi)所有并網(wǎng)EV 充、放電決策通過等效GES 統(tǒng)一決策，免去了多變量帶來的計算復(fù)雜、調(diào)度難度高的問題，同時，也避免了單輛EV 調(diào)度功率小、補償能力不足的缺陷。

2 充電站GES 的VIPC 控制策略

EV 參與長時間尺度的頻率調(diào)節(jié)可能會影響用戶的充電需求。因此，參考VSG 的暫態(tài)響應(yīng)特性，提出適用于充電站的VIPC 控制策略，使得充電站等效的GES 可為系統(tǒng)提供短時間的頻率支撐，不影響用戶的充電體驗。

2.1 VSG 控制策略

同步發(fā)電機具有一次調(diào)頻與慣量的特性，在實際同步發(fā)電機中，輸入的機械角速度為Ω，轉(zhuǎn)子角速度為ω，電機極對數(shù)為p，滿足以下條件：

設(shè)電機極對數(shù)p為1，角速度在數(shù)值上等于機械角速度，當(dāng)系統(tǒng)中出現(xiàn)功率不平衡沖擊時，VSG 在不平衡功率引起的轉(zhuǎn)矩作用下，VSG 狀態(tài)參數(shù)（功角、轉(zhuǎn)子角速度）表述為：

式中：δ為VSG 轉(zhuǎn)子功角；ωn為同步轉(zhuǎn)子角速度（電網(wǎng)角頻率），取100π rad/s；Tm、Te、TD分別為VSG 的輸入機械轉(zhuǎn)矩、電磁轉(zhuǎn)矩和虛擬阻尼轉(zhuǎn)矩；J為VSG的虛擬轉(zhuǎn)動慣量。

根據(jù)轉(zhuǎn)矩與功率間的關(guān)系，式（12）可改寫為：

式中：Pm為VSG 的輸入機械功率；Pe為電磁功率，即VSG 的輸出功率；D為阻尼系數(shù)。

同步發(fā)電機的功頻調(diào)節(jié)部分由調(diào)速系統(tǒng)完成，借鑒同步發(fā)電機調(diào)速系統(tǒng)，VSG 的調(diào)速方程可以表示為：

式中：Pref為有功功率給定值；Kf為VSG 的虛擬調(diào)差系數(shù)。

根據(jù)功角特性，VSG 的有功輸出功率Pe可以表示為：

式中：Ul為VSG 的輸出端電壓；E0為VSG 的濾波器端口電壓；Xf為濾波器電抗。

采用小信號模型法對VSG 進(jìn)行分析，VSG 輸出功率和有功功率給定值之間的傳遞函數(shù)G(s)可近似表述為：

式中：s為拉普拉斯算子；和分別為Pe和Pref的頻域變量。

由式（16）可知，理想條件下，VSG 在對應(yīng)功率給定指令階躍變化時的輸出功率特性表現(xiàn)出二階振蕩衰減特性。由式（12）可知，當(dāng)系統(tǒng)處于穩(wěn)態(tài)時，VSG 的轉(zhuǎn)矩量Tm-Te-TD恒定，角速度變化率dω/dt與虛擬轉(zhuǎn)動慣量J的大小成反比，即虛擬轉(zhuǎn)動慣量越大，系統(tǒng)的角速度變化率越小，系統(tǒng)抵抗頻率擾動的頻率穩(wěn)定性越強。VSG 控制策略通過引入與同步機類似的虛擬轉(zhuǎn)動慣量使得系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性得到了相應(yīng)的提高。

2.2 VSG 慣性功率響應(yīng)分析

VSG 表現(xiàn)出的慣量是在功率環(huán)中加入慣性功率分量，使慣量以電功率的形式并入電網(wǎng)。

根據(jù)式（11）、式（13）、式（14）、式（15），轉(zhuǎn)子角速度表達(dá)式為：

穩(wěn)態(tài)時，Pref與Pe相等，當(dāng)系統(tǒng)中負(fù)荷發(fā)生階躍擾動時，表現(xiàn)為系統(tǒng)功率指令發(fā)生ΔPref階躍變化，可求得式（17）的時域表達(dá)式：

系統(tǒng)負(fù)荷發(fā)生擾動后，由轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)矩方程可知，轉(zhuǎn)子角速度將發(fā)生變化，轉(zhuǎn)子將吸收或釋放動能以平衡轉(zhuǎn)矩，體現(xiàn)為轉(zhuǎn)子動能的增減。定義轉(zhuǎn)子慣性功率為PJ，由式（13）可改寫得到轉(zhuǎn)子的功率守恒方程為：

因此，轉(zhuǎn)子慣性功率的指令階躍響應(yīng)為：

式（20）表明，VSG 控制策略的響應(yīng)過程是在下垂控制的基礎(chǔ)上加入虛擬轉(zhuǎn)子慣性功率的動態(tài)響應(yīng)，其功率動態(tài)響應(yīng)組成如圖1 所示。VSG 中下垂控制環(huán)節(jié)輸出的功率提供穩(wěn)態(tài)功率支撐，轉(zhuǎn)子慣性功率提供暫態(tài)功率支撐。

圖1 VSG 轉(zhuǎn)子慣性功率動態(tài)響應(yīng)Fig.1 Dynamic response of inertia power of VSG rotor

2.3 VIPC 控制策略

由式（19）可知，VIPC 控制策略的核心是將系統(tǒng)頻率擾動作為輸入指令使其產(chǎn)生對應(yīng)的慣性功率輸出，以改善頻率穩(wěn)定問題，其示意圖如圖2 所示。圖中：Uabc和iabc分別為逆變器輸出的三相電壓、三相電流量；Ud為逆變器輸出電壓的d軸分量；為d軸電流參考值；id和iq分別為逆變器輸出電流的d軸、q軸分量；L為逆變器濾波電感；為三相參考電壓；為PJ參考值；PI 為比例-積分控制。需要說明的是，由于GES 對整個系統(tǒng)而言應(yīng)被視作一個可調(diào)的大功率負(fù)荷，正常情況下，GES 以當(dāng)前站內(nèi)EV 所需充電功率作為消耗功率。當(dāng)系統(tǒng)頻率發(fā)生擾動時，GES 通過合理協(xié)調(diào)站內(nèi)EV 可調(diào)功率來響應(yīng)功率需求［26］，提供慣性功率支撐。因此，慣性功率補償控制環(huán)節(jié)中的功率參考量以當(dāng)前GES 功率消耗為零基準(zhǔn)值。

圖2 VIPC 控制策略示意圖Fig.2 Schematic diagram of VIPC control strategy

GES 采用VIPC 控制策略，只在頻率發(fā)生擾動時刻輸出慣性功率，待系統(tǒng)頻率重新恢復(fù)正常值后即恢復(fù)基準(zhǔn)，這避免了對EV 的充電計劃產(chǎn)生影響，可改善EV 電池的損耗問題。

以光伏為例，光伏電站與采用VIPC 控制策略的EV 充電站協(xié)同的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖3 所示。采用下垂控制策略的光伏電站作為微電網(wǎng)中調(diào)頻的穩(wěn)態(tài)功率來源，采用VIPC 控制策略的GES 作為調(diào)頻輔助資源，提供慣性功率支撐。通過光伏電站與充電站協(xié)同配合，對外表現(xiàn)出VSG 的特性。

圖3 光伏電站與EV 充電站協(xié)同拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)Fig.3 Topology of photovoltaic power station coordinating with EV charging station

3 仿真分析

3.1 場景選取及仿真參數(shù)

在MATLAB/Simulink 中搭建充電站GES 模型及圖3 的拓?fù)淠Ｐ停夥娬静捎孟麓箍刂撇呗?，GES 采用VIPC 控制策略。其中：EV 與充電站參數(shù)如附錄B 表B1 所示；光伏電站、VIPC 參數(shù)以及微電網(wǎng)相關(guān)參數(shù)如附錄B 表B2 所示。

3.2 仿真結(jié)果與討論

3.2.1 GES 等效調(diào)節(jié)容量

采用本文GES 建模方法得到在滿足用戶充電需求情況下充電站全天GES 的等效容量邊界范圍，如附錄C 圖C1 所示。GES 在容量邊界范圍內(nèi)都是可調(diào)控的，具體的控制策略與電網(wǎng)調(diào)度策略以及EV 聚合商的調(diào)控策略相關(guān)。本文假設(shè)現(xiàn)有EV 參與調(diào)頻的市場機制合理且完善，價格激勵能補償EV 參與調(diào)頻的損失，站內(nèi)的EV 均能參與V2G 調(diào)頻服務(wù)。因此，暫不考慮EV 在站內(nèi)的具體優(yōu)化問題。

圖4 為充電站實時可調(diào)功率邊界，站內(nèi)的可調(diào)功率邊界與EV 的荷電狀態(tài)相關(guān)。由于已達(dá)到上邊界的EV 僅具備放電能力，如附錄C 圖C2 所示，在t=13 h 時，站內(nèi)等效容量已偏向飽和，大部分EV 已經(jīng)達(dá)到上邊界。因此，出現(xiàn)圖4 中上調(diào)功率邊界減小的情況。

圖4 充電站實時可調(diào)功率邊界Fig.4 Real-time adjustable power boundary of charging station

3.2.2 并網(wǎng)運行時頻率提升效果

以t=13 h 時GES 調(diào)節(jié)參數(shù)為例，此時，GES 的可調(diào)功率下界為-330 kW，可調(diào)功率上界為90 kW。將GES 采用VIPC 控制策略，并配合光伏電站參與頻率支撐服務(wù)，為系統(tǒng)提供慣量。

初始時刻，系統(tǒng)穩(wěn)定運行于額定狀態(tài)，光伏電站輸出額定功率300 kW，微型燃?xì)廨啓C輸出額定功率1 200 kW，系統(tǒng)頻率穩(wěn)定在50 Hz。t=1 s 時，系統(tǒng)負(fù)荷突增250 kW，1 s 后系統(tǒng)恢復(fù)額定狀態(tài)運行；t=3 s 時，負(fù)荷突減250 kW，1 s 后系統(tǒng)恢復(fù)額定狀態(tài)。根據(jù)容量以及下垂系數(shù)分配功率，微型燃?xì)廨啓C和光伏電站分別承擔(dān)200 kW 與50 kW 功率。3 種控制方案下的功率與頻率響應(yīng)結(jié)果如圖5 與附錄C 圖C3 所示。

圖5 并網(wǎng)運行時功率響應(yīng)與頻率響應(yīng)結(jié)果Fig.5 Power response and frequency response results during grid-connected operation

3 種控制方案中，達(dá)到新的穩(wěn)態(tài)的響應(yīng)時間ts與最大頻率變化率fcr如表1 所示。相較于其余2 種控制方案，在同樣的參數(shù)下，VIPC 控制策略有效延長了頻率穩(wěn)定時間ts，降低了fcr，提升了系統(tǒng)慣量與穩(wěn)定性。從圖5（c）可以看出，VIPC 控制下，GES 能提供慣性功率支撐，響應(yīng)持續(xù)時間約為0.6 s，響應(yīng)前后功率基準(zhǔn)值不變。同時，在VIPC 控制策略的協(xié)同下，儲能功率輸出更為平緩，可以降低儲能快速性要求，并驗證了EV 能以短時間尺度參與調(diào)頻的結(jié)論。

表1 并網(wǎng)運行時不同控制方案的頻率穩(wěn)定性指標(biāo)Table 1 Index of frequency stability with different control strategies during grid-connected operation

3.2.3 孤島自治運行下頻率穩(wěn)定效果

假定光伏電站運行于孤島自治狀態(tài)，即在圖3中連網(wǎng)阻抗處斷開，討論在該場景下VIPC 控制策略的頻率穩(wěn)定效果。3 種控制方案的功率響應(yīng)與頻率響應(yīng)結(jié)果如圖6 所示。

圖6 孤島自治運行時功率響應(yīng)與頻率響應(yīng)結(jié)果Fig.6 Power response and frequency response results during islanded autonomous operation

由圖6（a）可見，在孤島自治運行模式下，3 種控制方案均能快速響應(yīng)負(fù)荷需求。由圖6（b）可知，下垂控制中由于缺乏慣性功率補償單元，頻率下降速率很快，系統(tǒng)的穩(wěn)定性較低；VSG 控制中加入了虛擬慣量控制環(huán)節(jié)，在孤島運行模式下系統(tǒng)頻率變化近似滿足一階慣量響應(yīng)特性，系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性提高；下垂與VIPC 協(xié)同控制的頻率響應(yīng)與VSG 相似，其頻率穩(wěn)定時間ts、頻率超調(diào)量σ、最大頻率變化率fcr等頻率穩(wěn)定性指標(biāo)如表2 所示。在同樣的參數(shù)下，與直接采用VSG 控制策略的光伏電站相比，采用下垂控制策略的光伏電站配合采用VIPC 控制策略的GES 頻率穩(wěn)定性更優(yōu)。

表2 孤島自治運行時不同控制方案頻率穩(wěn)定性指標(biāo)Table 2 Index of frequency stability with different control strategies during islanded autonomous operation

圖7 展示了VSG 中儲能功率響應(yīng)以及VIPC 控制策略下GES 功率響應(yīng)的結(jié)果。在孤島自治運行場景下，為使得頻率獲得快速支撐，采用VSG 策略需要儲能具備快速響應(yīng)能力，而VIPC 控制策略使GES 能在發(fā)生負(fù)荷擾動時提供快速響應(yīng)的慣性功率，降低了光伏電站對儲能設(shè)備的響應(yīng)能力要求，并提高了系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性。同時，對于EV 而言，在孤島自治運行模式下，提供慣性功率支撐的響應(yīng)持續(xù)時間約為0.7 s，相對于整個充電過程所釋放或吸收的能量而言，基本可以忽略不計，且在長時間尺度上擾動也可以互相抵消，EV 整個充電計劃不會受到影響。

圖7 儲能與GES 功率響應(yīng)結(jié)果Fig.7 Power response results of energy storage and GES

4 結(jié)語

EV 是典型的柔性負(fù)荷資源，合理利用其儲荷特性可增強系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性。為提高EV 資源的利用率，減少RES 并網(wǎng)對高性能儲能設(shè)備的需求以降低應(yīng)用成本，且在不改變既有RES 控制算法的基礎(chǔ)上引入慣性功率，提出了充電站層面上的GES 建模方法。通過分析VSG 轉(zhuǎn)子功率特性設(shè)計了VIPC控制策略，并將其應(yīng)用于GES 中，協(xié)同配合RES 發(fā)電提高系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性。得到以下結(jié)論：

1）借助閔可夫斯基和提出了充電站GES 建模方法，對高維度異質(zhì)化的多EV 充放電決策空間進(jìn)行等效壓縮處理，有效評估了充電站內(nèi)EV 的聚合可調(diào)潛力，為EV 參與調(diào)頻響應(yīng)提供支撐。

2）GES 中引入VIPC 控制策略有效提高了RES并網(wǎng)慣量，改善了系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性。在并網(wǎng)和孤島自治運行模式下，穩(wěn)態(tài)時間相較下垂控制均能延長0.3 s 以上，調(diào)頻效果略優(yōu)于VSG。同時，在不改變RES 傳統(tǒng)并網(wǎng)模式的基礎(chǔ)上有效利用EV 的調(diào)頻能力，為提高系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性提供了新思路。

3）VIPC 控制策略將EV 參與調(diào)頻時間尺度降低到1 s 內(nèi)，極大減少了EV 參與調(diào)頻的時間，并且不影響EV 的充、放電計劃。

本文僅對單個充電站的控制策略進(jìn)行設(shè)計，針對參數(shù)各異的充電站集群參與調(diào)頻的VIPC 協(xié)同控制策略，以及在協(xié)同過程中通信交互對所提控制策略的影響還需進(jìn)一步研究。

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