CN106787082A - 一种孤岛直流微电网的协调控制方法 - Google Patents

Abstract

一种孤岛直流微电网的协调控制方法，所述方法针对由可再生能源发电单元、蓄电池储能单元以及交直流负荷单元构成的孤岛直流微电网，首先通过对蓄电池的充放电控制，使直流母线电压随蓄电池SOC按分段下垂特性变化，再以直流母线电压为协调信号实现可再生能源发电单元和交直流负荷单元的自治运行：当SOC接近上限导致直流母线电压升高时，使可再生能源发电单元降功率运行；当SOC接近下限导致直流母线电压降低时，使负荷单元减载运行。本发明根据蓄电池SOC控制直流母线电压并将其作为电网中各个微源之间的协调信号，实现各微源的自治运行，当SOC接近限值时，通过使可再生能源发电单元降功率或负荷减载来避免蓄电池的深度充放电。

Description

一种孤岛直流微电网的协调控制方法

技术领域

本发明涉及一种用于控制孤岛直流微电网的方法，可实现网内各微源的自治运行并避免蓄电池在运行过程中的深度充放电，属于控制技术领域。

背景技术

孤岛直流微电网需要引入储能环节来应对风电、光伏等可再生能源发电的间歇性、不可预测性以及负荷需求的波动性，储能环节是孤岛直流微电网的功率和电压支撑。相对于超级电容储能、飞轮储能等新兴的储能技术，蓄电池储能具有技术成熟、可靠性高、造价低、适于大规模储能等优势，因此蓄电池成为孤岛直流微电网储能环节的首选。

为了延长使用寿命，蓄电池在运行过程中应避免深度充放电。蓄电池的荷电状态(state of charge，SOC)可表征蓄电池的充放电程度，因此在设计微电网的控制策略时应充分考虑蓄电池的SOC。针对孤岛直流微电网中由单一蓄电池构成的储能系统，通常采用设置SOC限值的方法来避免蓄电池的深度充放电：当SOC达到上限值时，蓄电池停止充电，进入备用状态；反之当SOC达到下限值时，蓄电池停止放电，进入待充状态。但是这种方法极大地依赖通信，模式切换信号丢失会导致蓄电池无法进入备用或待充状态，从而无法避免蓄电池的深度充放电。目前，微电网普遍采用下垂控制来实现各微源的自治协调运行，但蓄电池的SOC很少被考虑进这类分散控制策略中，严重影响了控制效果。因此，研究考虑蓄电池SOC的分散控制策略，避免蓄电池在运行过程中的深度充放电，将对孤岛直流微电网的安全稳定运行产生重要意义。

发明内容

本发明的目的在于针对现有技术之弊端，提供一种孤岛直流微电网的协调控制方法，在确保孤岛直流微电网稳定运行的同时避免蓄电池的深度充放电。

本发明所述问题是以下述技术方案解决的：

一种孤岛直流微电网的协调控制方法，所述方法针对由可再生能源发电单元、蓄电池储能单元以及交直流负荷单元构成的孤岛直流微电网，首先通过对蓄电池的充放电控制，使直流母线电压随蓄电池SOC按分段下垂特性变化，再以直流母线电压为协调信号实现可再生能源发电单元和交直流负荷单元的自治运行：当蓄电池SOC逐渐接近上限导致直流母线电压升高时，使可再生能源发电单元降功率运行；当蓄电池SOC逐渐接近下限导致直流母线电压降低时，使交直流负荷单元减载运行。

上述孤岛直流微电网的协调控制方法，所述直流母线电压U_dc随蓄电池SOC变化的下垂特性曲线分为3段，分别为电压下降段、电压恒定段和电压上升段，具体表达式为：

式中，SOC表示蓄电池荷电状态，U_dc表示直流母线电压，U_n表示直流母线电压额定值，k₁、k₂、k₃分别表示电压下降段、电压恒定段和电压上升段曲线的斜率，SOC_min和SOC_max分别表示SOC的下限和上限，SOC₁表示电压下降段与电压恒定段之间的SOC阈值，SOC₂表示电压恒定段与电压上升段之间的SOC阈值。

上述孤岛直流微电网的协调控制方法，所述电压上升段曲线的斜率k₃由下式确定：

式中，U_max表示直流母线电压允许的最大值。

上述孤岛直流微电网的协调控制方法，可再生能源发电单元的降功率曲线为：

式中，ΔP_RES表示可再生能源发电单元减发的功率，m为可再生能源发电单元降功率曲线的斜率，可表示为：

式中，ΔP_{RES_max}表示可再生能源发电单元能够减发的最大功率。

上述孤岛直流微电网的协调控制方法，所述电压下降段曲线的斜率k₁由下式确定：

式中，U_min表示直流母线电压允许的最小值。

上述孤岛直流微电网的协调控制方法，当蓄电池SOC逐渐接近下限导致直流母线电压降低时，交直流负荷单元的减载顺序为：重要性等级低的负荷优先被切除。

本发明根据蓄电池SOC控制直流母线电压并将直流母线电压作为电网中各个微源之间的协调信号，实现各微源的自治运行，当SOC接近限值时，通过使可再生能源发电单元降功率或负荷减载来避免蓄电池的深度充放电，延长蓄电池的使用寿命。

附图说明

图1为本发明所述的孤岛直流微电网的结构图；

图2为本发明所述的直流母线电压随蓄电池SOC按分段下垂特性变化的曲线图；

图3为本发明所述的可再生能源发电单元的降功率曲线；

图4为本发明所述的负荷单元减载曲线；

图5是蓄电池SOC接近上限时，孤岛直流微电网采用传统控制算法的运行结果；

图6是蓄电池SOC接近上限时，孤岛直流微电网采用本发明的运行结果；

图7是蓄电池SOC接近下限时，孤岛直流微电网采用本发明的运行结果。

图中和文中各符号为：P_WT为风机发电功率，P_BES为蓄电池充放电功率，P_{L_ac}为交流负荷功率，P_{L_dc}为直流负荷功率，PMSG为永磁同步机组，W-VSC为风机侧电压源型换流器，B-DC为蓄电池侧双向斩波换流器，L-VSC为交流负荷侧电压源型换流器，SOC为蓄电池荷电状态，U_dc为直流母线电压，I代表电压下降段曲线，II代表电压恒定段曲线，III代表电压上升段曲线，U_n为直流母线电压额定值，k₁为电压下降段曲线的斜率，k₂为电压恒定段曲线的斜率，k₃为电压上升段曲线的斜率，SOC_min为蓄电池荷电状态的下限值，SOC_max为蓄电池荷电状态的上限值，SOC₁为电压下降段与电压恒定段之间的荷电状态阈值，SOC₂为电压上升段与电压恒定段之间的荷电状态阈值，ΔP_RES为可再生能源发电单元减发的功率，m为可再生能源发电单元降功率曲线的斜率，ΔP_{RES_max}为可再生能源发电单元能够减发的最大功率，U_max为直流母线电压允许的最大值，U_min为直流母线电压允许的最小值，L₁、L₂、…、L_n为n组负荷(包括交流负荷和直流负荷)，U_{Load_1}、…、U_{Load_n-1}、U_{Load_n}为与n组负荷对应的电压阈值，ΔP_Load为切除的负荷功率，ΔP_{Load_max}为最多可切除的负荷功率，P_Load为负荷功率。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步说明。

本发明中的孤岛直流微电网如图1所示，主要由可再生能源发电单元(风力发电机组，可为孤岛直流微电网提供电能)、蓄电池储能单元(可作为孤岛直流微电网的功率平衡节点)、交流负荷单元以及直流负荷单元(交流负荷和直流负荷是孤岛直流微电网中的负荷单元，用来模拟实际电网中的用电单元)组成，P_WT、P_BES、P_{L_ac}、P_{L_dc}分别表示风机发电功率、蓄电池充放电功率、交流负荷功率和直流负荷功率。永磁同步机组(permanent magnetsynchronous generator，PMSG)通过风机侧电压源型换流器W-VSC连入直流母线，一般情况下，风机处于最大功率跟踪(maximum power point tracking，MPPT)状态以获得较高的发电效益，特殊情况下也可降功率运行。L-VSC为交流负荷侧电压源型换流器，B-DC为蓄电池侧双向斩波换流器。

图2给出了本发明所述直流母线电压Udc随蓄电池SOC按分段下垂特性变化的曲线，直观地描述了Udc随SOC的变化情况，主要用于对本发明所述电压下降段、电压恒定段和电压上升段三段下垂曲线进行辅助说明。

如图2所示，直流母线电压随蓄电池SOC按分段下垂特性变化，“I”“II”“III”分表代表电压下降段、电压恒定段和电压上升段，该曲线可表示为：

式中，U_dc表示直流母线电压，U_n表示直流母线电压额定值，k₁、k₂、k₃分别表示电压下降段、电压恒定段与电压上升段曲线的斜率，SOC_min和SOC_max分别表示SOC的下限与上限，SOC₁和SOC₂分别表示电压下降段、电压上升段与电压恒定段之间的SOC阈值。

当SOC₁<SOC<SOC₂时，微电网系统处于电压恒定段，该段曲线的斜率k₂为0，蓄电池将直流母线电压控制在额定值，可再生能源发电单元处于MPPT状态，负荷单元不进行减载控制。

当SOC₂≤SOC≤SOC_max时，系统处于电压上升段，该段曲线的斜率k₃可表示为

式中，U_max表示直流母线电压允许的最大值。蓄电池将直流母线电压控制在U_n与U_max之间，为避免SOC继续升高而导致蓄电池深度充电，可再生能源发电单元需降功率运行。

图3给出了本发明所述可再生能源发电单元的降功率曲线，主要用于说明当SOC接近上限、微电网处于电压上升段时，可再生能源发电单元的降功率运行情况。

参看图3，可再生能源发电单元的降功率曲线可表示为

式中，ΔP_RES表示可再生能源发电单元减发的功率，m为可再生能源发电单元降功率曲线的斜率，可表示为

式中，ΔP_{RES_max}表示可再生能源发电单元能够减发的最大功率。为避免因采样偏差而造成可再生能源发电单元在MPPT模式与降功率模式之间的频繁切换，本发明在切换点U_n处采取电压滞环控制。

当SOC_min≤SOC≤SOC₁时，系统处于电压下降段，该段曲线的斜率k₁可表示为

式中，U_min表示直流母线电压允许的最小值。蓄电池将直流母线电压控制在U_min与U_n之间，为避免SOC继续降低而导致蓄电池深度放电，负荷单元应进行减载控制。

图4给出了本发明所述负荷单元的减载曲线，主要用于说明当SOC接近下限、微电网处于电压下降段时，负荷减载运行的情况。

参看图4，假设负荷L₁、L₂、…、L_n(包括交流负荷和直流负荷)的重要性等级依次升高，相应的电压阈值分别为U_{Load_1}、U_{Load_2}、…、U_{Load_n}。重要性等级低的负荷优先被切除，上述电压阈值满足

U_n＞U_{Load_1}＞U_{Load_2}＞…＞U_{Load_n}≥U_min

根据直流母线电压对负荷进行切除，当U_dc降到U_{Load_1}时，切除L₁，U_dc降到U_{Load_2}时，切除L₂，以此类推，当U_dc降到U_{Load_n}时，切除L_n。为避免负荷的反复投切，当直流母线电压回升时，被切除的负荷不自动投入，而是在系统回到电压恒定段时根据系统情况手动投入。

在实施例中搭建如图1所示的孤岛直流微电网仿真平台，该平台包含1台20kW的永磁风电机组，额定风速为12m/s；负荷L₁、L₂、L₃、L₄的重要性等级依次升高，容量分别为3kW、3kW、4kW和5kW，其中L₁、L₂为直流负荷，L₃、L₄为交流负荷；B-DC的额定容量为25kW，为使SOC在较短时间内有明显变化，蓄电池的额定容量选为2A·h；直流母线额定电压为500V。

图5是孤岛直流微电网采用传统控制算法时的运行结果，主要用于说明传统控制算法的弊端，并与图6、图7中采用本发明所述控制算法的运行结果作对比，以比较两者的优劣。

孤岛直流微电网仿真平台采用传统控制算法的运行结果如图5所示。

仿真开始时，负荷L₄连入微电网，功率约为5kW，P_Load表示负荷功率；风速为9m/s，风机处于MPPT状态，输出功率约为10kW；蓄电池控制U_dc保持在1pu，并以约5kW的功率进行充电，P_BES以流向直流母线为正，SOC的初始值为78％，蓄电池充电导致SOC逐渐升高。约12s时，SOC达到上限值80％，在传统控制算法下，此时蓄电池应接收到模式切换信号以从充电状态转为备用状态，但是由于通信失败，蓄电池没有接收到该信号，因此蓄电池维持充电状态不变，SOC继续升高，蓄电池深度充电。同样，在传统控制算法下，若通信失败，SOC降至下限值时蓄电池仍维持放电状态，SOC继续降低，蓄电池深度放电。

将本发明应用于该孤岛直流微电网仿真平台，令SOC_min＝40％，SOC_max＝80％，SOC₁＝41％，SOC₂＝79％，U_n＝1pu(标幺值)，U_min＝0.95pu，U_max＝1.05pu，ΔP_{RES_max}＝0.4pu，U_{Load_1}＝0.99pu，U_{Load_2}＝0.98pu，U_{Load_3}＝0.97pu，U_{Load_4}＝0.96pu。

孤岛直流微电网采用本发明的运行结果如图6和图7所示。

图6是当蓄电池SOC接近上限时，孤岛直流微电网采用本发明的运行结果，主要用于对本发明所述电压上升段的控制算法进行验证。

图7是当蓄电池SOC接近下限时，孤岛直流微电网采用本发明的运行结果，主要用于对本发明所述电压下降段的控制算法进行验证。

图6、图7对本发明所述的控制算法进行了全面的验证，证明了本发明的可行性、有效性，且与图5进行比较证明了本发明相对于传统控制算法的优越性。

参看图6，仿真开始时，各微源的初始状态与图5相同，微电网系统处于电压恒定段。约5.5s时，SOC超过79％，系统进入电压上升段，U_dc升高，风机开始降功率运行，蓄电池的充电功率逐渐降低。约18s时系统达到稳态，风机输出功率降到约5kW，蓄电池的充电功率降为0，SOC稳定在79.6％，U_dc被蓄电池控制在1.03pu，蓄电池避免了深度充电。

参看图7，仿真开始时，风机的初始状态与图6相同，负荷L₁、L₂、L₃、L₄接入微电网，负荷功率约为15kW，蓄电池以约5kW的功率放电并将U_dc控制在1pu，SOC的初始值为42％，系统处于电压恒定段。约3.2s时，SOC减小至41％，U_dc开始降低，系统进入电压下降段。约3s时，U_dc降至0.99pu，L₁被切除；约4.8s时，U_dc降至0.98pu，L₂被切除，此时蓄电池开始以约1kW的功率进行充电，SOC逐渐增大，U_dc开始升高，蓄电池避免了深度放电。约10.8s时，SOC超过41％，系统回到电压恒定段，U_dc被蓄电池控制在1pu。

从图5～7所示的运行结果可以看出，传统控制算法对通信的依赖性很强，当通信失败时，蓄电池无法完成运行模式的转变，进而无法避免深度充放电；而采用本发明的孤岛直流微电网实现了网内各微源的自治协调运行，且当蓄电池SOC接近限值时，直流母线电压升高或降低而导致的可再生能源发电单元降功率、负荷减载等措施避免了蓄电池的深度充放电，SOC不会越限，从而证明了本发明的有效性。

Claims (6)

1.一种孤岛直流微电网的协调控制方法，其特征是，所述方法针对由可再生能源发电单元、蓄电池储能单元以及交直流负荷单元构成的孤岛直流微电网，首先通过对蓄电池的充放电控制，使直流母线电压随蓄电池SOC按分段下垂特性变化，再以直流母线电压为协调信号实现可再生能源发电单元和交直流负荷单元的自治运行，当蓄电池SOC逐渐接近上限导致直流母线电压升高时，使可再生能源发电单元降功率运行，当蓄电池SOC逐渐接近下限导致直流母线电压降低时，使交直流负荷单元减载运行。

2.根据权利要求1所述的一种孤岛直流微电网的协调控制方法，其特征是，所述直流母线电压U_dc随蓄电池SOC变化的下垂特性曲线分为3段，分别为电压下降段、电压恒定段和电压上升段，具体表达式为：

$U_{dc}=\left\{\begin{array}{cc}{U}_n-k_1\left({\mathrm{SOC}}_1-SOC\right),& {\mathrm{SOC}}_{\min }\&le;SOC\&le;{\mathrm{SOC}}_1\\ U_n+k_2\left(SOC-{\mathrm{SOC}}_1\right)\stackrel{k_2=0}{=}{U}_n,& {\mathrm{SOC}}_1<SOC<{\mathrm{SOC}}_2\\ U_n+k_3\left(SOC-{\mathrm{SOC}}_2\right),& {\mathrm{SOC}}_2\&le;SOC\&le;{\mathrm{SOC}}_{\max }\end{array}\right.$

式中，SOC表示蓄电池荷电状态，U_dc表示直流母线电压，U_n表示直流母线电压额定值，k₁、k₂、k₃分别表示电压下降段、电压恒定段和电压上升段曲线的斜率，SOC_min和SOC_max分别表示SOC的下限和上限，SOC₁表示电压下降段与电压恒定段之间的SOC阈值，SOC₂表示电压恒定段与电压上升段之间的SOC阈值。

3.根据权利要求2所述的一种孤岛直流微电网的协调控制方法，其特征是，所述电压上升段曲线的斜率k₃由下式确定：

$k_3=\frac{U_{max}-U_n}{{\mathrm{SOC}}_{max}-{\mathrm{SOC}}_2}$

式中，U_max表示直流母线电压允许的最大值。

4.根据权利要求3所述的一种孤岛直流微电网的协调控制方法，其特征是，可再生能源发电单元的降功率曲线为：

${\mathrm{\&Delta;P}}_{RES}=\left\{\begin{array}{cc}0,& U_{\min }\&le;U_{dc}\&le;U_n\\ m(U_{dc}-U_n),& U_n<U_{dc}\&le;U_{max}\end{array}\right.$

式中，ΔP_RES表示可再生能源发电单元减发的功率，m为可再生能源发电单元降功率曲线的斜率，可表示为：

$m=\frac{{\mathrm{\&Delta;P}}_{RES\_max}}{U_{\max }-U_n}$

式中，ΔP_{RES_max}表示可再生能源发电单元能够减发的最大功率。

5.根据权利要求4所述的一种孤岛直流微电网的协调控制方法，其特征是，所述电压下降段曲线的斜率k₁由下式确定：

$k_1=\frac{U_n-U_{min}}{{\mathrm{SOC}}_1-{\mathrm{SOC}}_{\min }}$

式中，U_min表示直流母线电压允许的最小值。

6.根据权利要求5所述的一种孤岛直流微电网的协调控制方法，其特征是，当蓄电池SOC逐渐接近下限导致直流母线电压降低时，交直流负荷单元的减载顺序为：重要性等级低的负荷优先被切除。