CN105552949B - 一种直流配电网的电压协调控制方法 - Google Patents

一种直流配电网的电压协调控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种直流配电网的电压协调控制方法——通过主换流站、从换流站及蓄电池对端口电压和功率进行实时监控，从而实现对直流配电网电压的有效控制，保证系统功率平衡。本发明正常运行时，风机和光伏电池均运行于最大功率跟踪模式，以保证新能源最大功率输出；各电力电子器件的控制切换条件由本地信息量决定，不依赖通讯，实现了各电力电子器件的分散自律控制。在暂态运行模式下，控制直流电压的节点在主换流站与从换流站间相互切换时，蓄电池快速充放电以保证控制策略的无缝切换。控制策略考虑到了直流电压偏移量、并网器件容量和蓄电池SOC等约束条件，保证了系统运行的高可靠性。

Description

一种直流配电网的电压协调控制方法
【技术领域】
本发明属于直流配电网控制领域，具体涉及一种直流配电网的电压协调控制方法。
【背景技术】
随着社会进步和经济发展，电力负荷增长迅速，分布式能源日益受到重视，用户的用电方式也发生较大变化，直流负载增长迅速。伴随供电模式和用电模式的变化，交流配电网在分布式电源接入、负荷多样化、潮流均衡协调、电能质量提高等诸多领域面临巨大挑战。直流配电网在减少换流器数量和换流次数、保证供电质量、提高输送容量、方便新能源接入等方面均显现出巨大的经济技术优势。
直流配电网一般由并网换流器、风-光-储分布式电源、交直流负荷等元素组成，是一个多源多节点系统。在直流配电网中，直流电压是反映系统平稳性的重要指标，直流电压稳定，就可以确保网络的功率平衡，维持系统运行平稳。直流配电网中电压协调控制策略的研究难点在于：1)分布式能源的功率扰动会引起直流电压的波动；2)因大容量换流器的投退或电网侧系统故障引起的剧烈功率波动可能会引起直流电压崩溃。
直流配电网的协调控制策略可参考多端柔性直流输电系统的控制策略。主从控制策略实现简单，原理清晰，但对换流站的通信要求较高，一旦通信失败，整个网络将面临崩溃的危险；电压下降控制策略可使多个换流站共同协调系统有功平衡以控制直流电压，不依赖通信，但是该控制策略难以实现潮流的自由控制，且当负荷较低时，多台定电压控制换流器的电压差值将在网络中引起环流，不利于系统平稳运行；直流电压偏差控制策略中，从换流站通过检测直流电压变化而动作，该方法能实现定有功控制模式与定直流电压控制模式之间的自动转换，但在控制模式转换的过程中，直流电压变化较大，会对系统产生较大的暂态冲击。同时，相关文献对直流微网的电压控制策略进行了研究，发表于《中国电机工程学报》的《风电直流微网的电压分层协调控制》一文提出了直流微网中的电压分层控制策略，各电力电子器件通过检测直流电压变化来协调各变流器的工作方式，该控制策略对直流微网可以实现有效控制，但直流配电网中一般有多个换流站与交流主网互联，因此该控制策略不适用于直流配电网。
在已受理和公开的发明专利中，《一种适用于柔性直流配电网的电压控制方法》利用主站与从站的配合实现电压稳定：稳态运行时，主站控制直流电压，从站控制有功；暂态运行时，从换流站通过电压环控制实现直流电压稳定。该方法未考虑系统中并网换流器与分布式电源以及交直流负荷的配合，尚需完善。
【发明内容】
本发明的目的在于克服上述不足，提供一种直流配电网的电压协调控制方法，能够对直流配电网电压的有效控制，保证系统功率平衡。
为了达到上述目的，本发明包括以下步骤：
步骤一，通过潮流计算给出从换流站的有功参考值，从而保证各节点直流电压以及主换流站输入功率不越限；
步骤二，主换流站实时检测输入功率，蓄电池和从换流站并网换流器均实时检测直流端口处电压；
步骤三，若直流端口处的直流电压波动范围为0.97pu～1.03pu，主换流站控制直流电压，输入功率不越限；从换流站有功恒定，风机和光伏电池均以最大功率跟踪MPPT模式运行，蓄电池处于待机状态；
步骤四，若直流电压波动范围为0.95pu～0.97pu或1.03pu～1.05pu，主换流站输入功率达到额定值，进入限流模式，以恒功率运行；从换流站进入下降控制，改变功率输出；
步骤五，若直流电压小于0.95pu或大于1.05pu，主换流站进入限流模式，以恒功率输出运行；从换流站进入下降控制，改变功率输出；蓄电池并网换流器进入下降控制，快速充放电改善直流侧功率分布；
步骤六，若各调压元件均以最大额定容量运行，且直流电压小于0.95pu，应切除一定容量的次级负荷；若各调压元件均以最小额定功率运行，且直流电压大于1.05pu，分布式电源应降功率运行，若检测到蓄电池的荷电状态SOC大于0.8或小于0.4，切除蓄电池。
所述步骤一中，主换流站作为平衡节点，从换流站、负荷和分布式电源作为P节点，给出从换流站有功参考值，保证各节点直流电压以及主换流站输入功率不越限，潮流方程如下：
其中：Pi表示节点i的输入功率；Vi和Vj表示节点i和j的直流电压；I表示直流配电网中所有节点的集合，表示Gij为节点电导矩阵元素。
所述步骤三中，主换流站和从换流站的控制策略为带前馈解耦的矢量控制，d轴控制直流电压或有功，q轴控制无功；光伏电池和风机分别通过boost变换器和VSC换流器实现并网，光伏电池通过调整电压和电流保证光伏电池运行于最佳伏安特性曲线，风机通过控制开环桨距角保证直驱风机运行在最佳风能曲线；蓄电池通过boost/buck双向变换器并网。
所述步骤四中，从换流站通过最大最小值操作进入下降控制，其U-P下垂特性曲线表示为：
其中：Udc表示直流电压实际大小；PL表示从换流站的输入功率；Pref表示有功参考值；kB为曲线斜率，斜率越小，表示对电压的控制能力越强；U* dc表示从换流站进入下垂特性控制的拐点，分别为1.03pu或0.97pu。
所述步骤五中，蓄电池并网换流器的U-P下降特性曲线为：
UBES_dc＝UBES_ref+kB(PBES-PBES_ref) (3)
其中：UBES_dc表示蓄电池端口的实际电压值；PBES_ref表示蓄电池有功输出参考值，取为0；PBES表示蓄电池输出有功功率实际值；UBES_ref表示蓄电池端口参考值电压值，取为1.05pu或0.95pu。所述步骤六中，切除负荷最小值为：
ΔPLOAD＝PLOAD-PGmax-PDG-PBES_max-∑PLmax (4)
其中：ΔPLOAD表示需要切除的负荷大小；PLOAD表示负荷功率；PGmax表示主换流站最大输出功率；PDG表示分布式电源发出功率；PBES_max表示储能装置能发出的最大功率；PLmax表示从换流站的最大输出功率。
分布式电源减少输出功率最小值为：
ΔPDG＝PDG+PGmin+PBES_min+∑PLmin-PLOAD (5)
其中：ΔPDG表示需要切除的分布式电源功率大小；PDG表示分布式电源发出功率；PGmin表示主换流站最小输出功率；PBES_min表示储能装置能发出的最小功率；PLmin表示从换流站的最小输出功率；PLOAD表示负荷功率。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
1、本发明在正常运行时风机和光伏电池均运行于最大功率跟踪模式，保证了新能源的最大功率输出；
2、本发明各电力电子器件的控制切换条件由本地信息量决定，不依赖通讯，实现了各电力电子器件的分散自律控制；
3、本发明在暂态运行模式下，控制直流电压的节点在主换流站与从换流站间相互切换时，蓄电池的快速充放电保证了控制策略的无缝切换；
4、本发明考虑到了直流电压偏移量、并网器件容量和蓄电池SOC等约束条件，保证了系统运行的高可靠性。
【附图说明】
图1为本发明的控制策略流程图；
图2为本发明的直流电压协调控制策略示意图；
图3为本发明主换流站d轴外环控制策略示意图；
图4为本发明从换流站d轴外环控制策略示意图；
图5为本发明蓄电池并网换流器控制策略示意图；
图6为本发明实施例的示意图；
图7为分布式电源功率输出变化时的仿真结果，其中，图7(a)为直流电压变化，图7(b)为风电功率输出变化，图7(c)为光伏电池功率输出变化，图7(d)为主换流站功率输出变化。
图8为主换流站运行于限流模式时的仿真结果，其中图8(a)为直流电压变化，图8(b)为换流站功率输出变化，图8(c)为从换流站功率输出变化，图8(d)为蓄电池功率输出变化。
图9为主换流站退出运行时的仿真结果，其中图9(a)为直流电压变化，图9(b)为换流站功率输出变化，图9(c)为从换流站功率输出变化，图9(d)为蓄电池功率输出变化。
【具体实施方式】
下面结合附图和实施例对本发明做进一步说明。
步骤一、利用牛顿-拉夫逊法进行直流侧潮流计算，主换流站作为平衡节点，从换流站、负荷和分布式电源作为P节点，给出从换流站有功参考值，保证各节点直流电压以及主换流站输入功率不越限。
潮流方程可表示如下：
其中：Pi表示节点i的输入功率；Vi和Vj表示节点i和j的直流电压；I表示直流配电网中所有节点的集合，表示Gij为节点电导矩阵元素。
步骤二、主换流站实时检测输入功率，若输入功率不超过额定容量，则直流电压由主换流站控制，从换流站和蓄电池并网换流器均实时检测直流侧电压，根据不同的电压波动范围，选择不同的动作模式。
步骤三、稳态运行时，各电力电子器件的控制策略如下：主换流站和从换流站的控制策略为带前馈解耦的矢量控制，d轴控制直流电压或有功，q轴控制无功；光伏电池和风机分别通过boost变换器和VSC换流器实现并网，光伏电池通过调整电压和电流保证光伏电池运行于最佳伏安特性曲线，风机通过控制开环桨距角保证直驱风机运行在最佳风能曲线；蓄电池通过boost/buck变换器并网。
步骤四、当主换流站输入功率越限，直流电压波动范围为0.95pu～0.97pu或1.03pu～1.05pu时，风光储联合系统功率恒定，从换流站通过最大最小值操作进入下降控制，其U-P下垂特性曲线可表示为：
其中：Udc表示直流电压实际大小；PL表示从换流站的输入功率；Pref表示有功参考值；kB为曲线斜率，斜率越小，表示对电压的控制能力越强；U* dc表示从换流站进入下垂特性控制的拐点，分别为1.03pu或0.97pu。
步骤五、当直流电压小于0.95pu或大于1.05pu时，蓄电池进入下降控制，U-P下降特性曲线与从换流站类似，为
UBES_dc＝UBES_ref+kB(PBES-PBES_ref) (3)
其中：UBES_dc表示蓄电池端口的实际电压值；PBES_ref表示蓄电池有功输出参考值，取为0；PBES表示蓄电池输出有功功率实际值；UBES_ref表示蓄电池端口参考值电压值，取为1.05pu或0.95pu。
步骤六、若主换流站、从换流站和蓄电池均以最大额定容量运行，且直流电压小于0.95pu，应切除一定容量的次级负荷，切除负荷最小值为：
ΔPLOAD＝PLOAD-PGmax-PDG-PBES_max-∑PLmax (4)
其中：ΔPLOAD表示需要切除的负荷大小；PLOAD表示负荷功率；PGmax表示主换流站最大输出功率；PDG表示分布式电源发出功率；PBES_max表示储能装置能发出的最大功率；PLmax表示从换流站的最大输出功率。
若主换流站、从换流站和蓄电池均以最小额定功率运行，且直流电压大于1.05pu，风机和光伏电池应降功率运行。分布式电源共减少输出功率：
ΔPDG＝PDG+PGmin+PBES_min+∑PLmin-PLOAD (5)
其中：ΔPDG表示需要切除的分布式电源功率大小；PDG表示分布式电源发出功率；PGmin表示主换流站最小输出功率；PBES_min表示储能装置能发出的最小功率；PLmin表示从换流站的最小输出功率；PLOAD表示负荷功率。
若检测到蓄电池的荷电状态(SOC)大于0.8或小于0.4，切除蓄电池。
实施例
结合图2，对本方法的有效性进行说明。利用PSCAD/EMTDC软件进行仿真，搭建两端直流配电网系统如图6所示。直流母线额定电压为±7.5kV，两端电网电压均为10kV，通过网侧变压器将电压降为6kV，取换流器流出方向为正。
主换流站的额定容量为2MW，无功参考值为0；从换流站的额定容量为2.5MW，无功参考值为0，U-P特性曲线的下降系数为-1MW/kV。交流负荷2MVA，功率因数为0.95，额定电压0.38kV，并网换流站的交流电压参考值为6kV，额定容量为3MVA；直流负荷3MW，直接并入直流配电网。
风机容量为1.5MW，各风机额定风速为10.5m/s，切入切出风速分别为3m/s和15m/s，通过VSC换流器并网运行；在光照辐射强度1000W/m2以及温度25℃的环境下，光伏发电系统的发电量为0.5MW，通过boost变换器并网运行；储能系统的容量为0.6MVA/0.5MW，通过铅酸蓄电池的串并联组成，SOC初值为0.8，U-P特性曲线的下降系数取为-2MW/kV。
初始条件下光照强度为1000W/m2，风速为10m/s，从换流站的有功参考值为2.25MW。
图7(a)～(d)给出了当分布式电源功率输出变化时直流配电网工作的仿真结果。第1.5s之前，运行稳定；第3s时，风速变化至7m/s，光照强度变化至500W/m2，DG单元输出共减少约0.9MW，电压最大下降约0.02pu，主换流站通过自身控制增大输入功率，将直流电压稳定为1pu；第6s时，风速变化至9m/s，光照强度变化至1200W/m2，DG单元输出增加约0.9MW，电压最大上升0.015pu，主换流站将直流电压继续稳定为1pu。
图8(a)～(d)给出了主换流站工作于限流控制模式下的仿真结果。1.5s时，大容量直流负荷突然投入，直流负荷由3MW增加到4.5MW。由于系统有功出现大幅缺额，直流电压骤降，主换流站通过自身控制增大输入功率以维持功率平衡，但主换流站的额定功率为2MW，功率调整无法满足系统缺额，主换流站转入限流模式运行。约1.55s时，从换流站检测到直流电压下降为0.97pu，其控制策略转为下降控制，有功输出增大；约1.6s时，蓄电池并网变换器检测到直流电压下降为0.95pu，蓄电池也转入下降控制策略，开始快速放电。1.75s时，直流电压稳定于0.94pu，从换流站输入功率稳定于2.5MW(额定功率)，蓄电池输出功率为0.4MW。
该过程中主从换流站输入功率均达到极限，且蓄电池的SOC持续减小，为了继续维持系统平稳，需切除一定容量的次级负荷。2.5s时切除1.5MW直流负荷，从换流站输入减小至2.25MW，主换流站将直流电压重新稳定于1pu，蓄电池停止放电，SOC为0.47。
图9(a)～(d)给出了主换流站退出时的仿真结果。2s时，主换流站交流侧断路器跳开，主换流站功率降为0，系统只通过从换流站与交流主网互联。由于平衡节点的消失，系统有功出现短时不平衡，电压骤降。2.05s时，从换流站的控制策略转为下降控制，有功输出增大；2.15s时，蓄电池并网变换器也转入下降控制策略，快速放电。从换流站和蓄电池均以最大输出功率运行，但此时功率输入仍小于负荷，电压仍将下降。2.25s时切除0.5MW直流负荷，此时功率输入大于负荷，电压上升，2.5s时，直流电压达到0.95pu，蓄电池停止放电，SOC稳定于0.72，从换流站也相应的减小功率输出，约在2.65s时电压稳定于0.98pu。
由于再次稳定后的控制策略为下降特性，当负荷或DG单元输出发生变动时，直流电压将发生变化。整个协调控制过程中电压变化平缓，系统不会产生大的暂态冲击，实现了各个模式之间的平滑切换。

Claims (6)

1.一种直流配电网的电压协调控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一，通过潮流计算给出从换流站的有功参考值，从而保证各节点直流电压以及主换流站输入功率不越限；
步骤二，主换流站实时检测输入功率，蓄电池和从换流站并网换流器均实时检测直流端口处电压；
步骤三，若直流端口处的直流电压波动范围为0.97pu～1.03pu，主换流站控制直流电压，输入功率不越限；从换流站有功恒定，风机和光伏电池均以最大功率跟踪MPPT模式运行，蓄电池处于待机状态；
步骤四，若直流电压波动范围为0.95pu～0.97pu或1.03pu～1.05pu，主换流站输入功率达到额定值，进入限流模式，以恒功率运行；从换流站进入下降控制，改变功率输出；
步骤五，若直流电压小于0.95pu或大于1.05pu，主换流站进入限流模式，以恒功率输出运行；从换流站进入下降控制，改变功率输出；蓄电池并网换流器进入下降控制，快速充放电改善直流侧功率分布；
步骤六，若各调压元件均以最大额定容量运行，且直流电压小于0.95pu，应切除的次级负荷；若各调压元件均以最小额定功率运行，且直流电压大于1.05pu，分布式电源应降功率运行，若检测到蓄电池的荷电状态SOC大于0.8或小于0.4，切除蓄电池。
2.根据权利要求1所述的一种直流配电网的电压协调控制方法，其特征在于，所述步骤一中，主换流站作为平衡节点，从换流站、负荷和分布式电源作为P节点，给出从换流站有功参考值，保证各节点直流电压以及主换流站输入功率不越限，潮流方程如下：
其中：Pi表示节点i的输入功率；Vi和Vj表示节点i和j的直流电压；I表示直流配电网中所有节点的集合，Gij为节点电导矩阵元素。
3.根据权利要求1所述的一种直流配电网的电压协调控制方法，其特征在于，所述步骤三中，主换流站和从换流站的控制策略为带前馈解耦的矢量控制，d轴控制直流电压或有功，q轴控制无功；光伏电池和风机分别通过boost变换器和VSC换流器实现并网，光伏电池通过调整电压和电流保证光伏电池运行于最佳伏安特性曲线，风机通过控制开环桨距角保证直驱风机运行在最佳风能曲线；蓄电池通过boost/buck双向变换器并网。
4.根据权利要求1所述的一种直流配电网的电压协调控制方法，其特征在于，所述步骤四中，从换流站通过最大最小值操作进入下降控制，其U-P下垂特性曲线表示为：
其中：Udc表示直流电压实际大小；PL表示从换流站的输入功率；Pref表示有功参考值；kB为曲线斜率，斜率越小，表示对电压的控制能力越强；U* dc表示从换流站进入下垂特性控制的拐点，分别为1.03pu或0.97pu。
5.根据权利要求1所述的一种直流配电网的电压协调控制方法，其特征在于，所述步骤五中，蓄电池并网换流器的U-P下降特性曲线为：
UBES_dc＝UBES_ref+kB(PBES-PBES_ref) (3)
其中：UBES_dc表示蓄电池端口的实际电压值；PBES_ref表示蓄电池有功输出参考值，取为0；kB为曲线斜率；PBES表示蓄电池输出有功功率实际值；UBES_ref表示蓄电池端口参考值电压值，取为1.05pu或0.95pu。
6.根据权利要求1所述的一种直流配电网的电压协调控制方法，其特征在于，所述步骤六中，切除负荷最小值为：
ΔPLOAD＝PLOAD-PGmax-PDG-PBES_max-∑PLmax (4)
其中：ΔPLOAD表示需要切除的负荷大小；PLOAD表示负荷功率；PGmax表示主换流站最大输出功率；PDG表示分布式电源发出功率；PBES_max表示储能装置能发出的最大功率；PLmax表示从换流站的最大输出功率；
分布式电源减少输出功率最小值为：
ΔPDG＝PDG+PGmin+PBES_min+∑PLmin-PLOAD (5)
其中：ΔPDG表示需要切除的分布式电源功率大小；PDG表示分布式电源发出功率；PGmin表示主换流站最小输出功率；PBES_min表示储能装置能发出的最小功率；PLmin表示从换流站的最小输出功率；PLOAD表示负荷功率。
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