[论文解读] A System Model-Based Approach for the Control of Power Park Modules for Grid Voltage and Frequency Services

Bogdan Marinescu, Elkhatib Kamal+1 more|arXiv (Cornell University)|Jul 5, 2021

Microgrid Control and Optimization参考文献 37被引用 4

一句话总结

本文提出了一种基于系统模型的控制方法，用于电力公园模块（PPMs），将电压与频率动态统一为单一小型化模型，实现对电网辅助服务的全面参与。通过采用H-infinity鲁棒控制与基于时间尺度的协调机制，该方法在性能上优于传统换流器级控制，使PPMs能够以全市场与监管合规的方式，实现与同步发电机相当的频率与电压支撑能力。

ABSTRACT

A new control approach is proposed for the grid insertion of Power Park Modules (PPMs). It allows full participation of these modules to ancillary services. This means that, not only their control have some positive impact on the grid frequency and voltage dynamics, but they can effectively participate to existing primary and secondary control loops together with the classic thermal/inertia synchronous generators and fulfill the same specifications both from the control and contractual points of view. To achieve such level of performances, a system approach based on an innovatory control model is proposed. The latter control model drops classic hypothesis for separation of voltage and frequency dynamics used till now in order to gather these dynamics into a small size model. From the system point of view, dynamics are grouped by time-scales of phenomena in the proposed control model. This results in more performant controls in comparison to classic approaches which orient controls to physical actuators (control of grid side converter and of generator side converter). Also, this allows coordination between control of converters and generator or, in case of multimachines specifications, among several PPMs. From the control synthesis point of view, classic robust approaches are used (like, e.g., H-infinity synthesis). Implementation and validation tests are presented for wind PPMs but the approach holds for any other type of PPM. These results will be further used to control the units of the new concept of Dynamic Virtual Power Plant introduced in the H2020 POSYTYF project.

研究动机与目标

• 解决基于可再生能源的电力公园模块（PPMs）在电网频率与电压辅助服务中参与度有限的问题，原因在于电压与频率动态控制的解耦。
• 克服传统控制方法将电压与频率控制分离所带来的局限性，避免性能欠佳与协调性差的问题。
• 使PPMs能够全面参与二次频率与电压调节，承担与同步发电机相同的合同与运行责任。
• 开发一种统一的系统级控制模型，捕捉多时间尺度下的电压与频率动态，以提升协调性与鲁棒性。
• 通过先进的多变量控制综合（H-infinity）确保在电网扰动与可再生能源波动条件下的鲁棒性能。

提出的方法

• 提出一种新型系统模型，将PPMs（包括电网侧与电机侧换流器及PMSG）的电压与频率动态整合为单一、小型化的表示形式，消除传统方法中对分离假设的依赖。
• 以系统动态的时间尺度分解为基础构建控制模型，实现在不同物理现象上的分层与协调控制。
• 采用H-infinity鲁棒控制综合方法，确保在不确定性条件下的稳定性与性能，利用线性矩阵不等式（LMIs）进行控制器设计。
• 根据时间尺度动态分配控制目标，而非将目标分配给单个执行器（如电网侧或电机侧换流器），从而提升协调性与性能。
• 在统一框架内集成下垂控制、虚拟惯性（隐性惯性）与最大功率点跟踪（MPPT）策略，并采用动态增益自适应机制以增强频率支撑能力。
• 通过查表法与反馈关系（如有功功率参考与桨距角之间的关系），实现卸载与惯性控制的快速、无延迟响应。

实验结果

研究问题

• RQ1 如何在控制模型中有效统一PPMs中的电压与频率动态，以提升辅助服务性能？
• RQ2 PPMs在多大程度上能够实现与同步发电机相当的二次频率与电压调节的全面参与？
• RQ3 何种控制架构可实现在电网扰动下，多个PPMs及其内部换流器的鲁棒、协调控制？
• RQ4 基于时间尺度的控制分配相比传统执行器级控制分配，如何提升性能？
• RQ5 H-infinity综合能否在电网不确定性与可再生能源波动下确保鲁棒性与稳定性？

主要发现

• 所提出的基于系统模型的控制方法成功地将电压与频率动态统一为单一紧凑模型，消除了对传统分离关注点的依赖。
• H-infinity控制综合确保了在广泛运行条件与电网扰动下的鲁棒性能与稳定性。
• 该方法使PPMs能够提供全面的一次与二次频率及电压支撑，性能与传统同步发电机相当。
• 基于时间尺度的控制分配相比传统执行器级控制策略，展现出更优的动态响应与协调能力。
• 通过功率参考与桨距角之间的反馈关系，该方法支持下垂控制与惯性控制的快速、无延迟实现。
• 仿真结果表明，在大扰动与可变风况下，该方法能有效参与电网支撑服务，包括RoCoF抑制与电压调节。