CN106849106B - 直流配电网系统电压柔性控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种直流配电网系统电压柔性控制方法，包括采集每个所述母线节点运行的电气量信息，确定所述接口变流器的运行模式，建立直流配电网系统的初始平衡状态；然后判断直流微网或交流微网的净功率状态与运行模式，按实际运行要求来制定母线节点的电压控制目标；对交直流接口的虚拟惯性建立方程进行分析，根据不同的功率运行状态，设计接口变流器及用电单元的参数；对第一DC/DC换流器的双向直流接口的下垂特性进行分析，根据双向直流接口的级联下垂特性设计所述直流微网内储能单元的出力补偿对象及控制参数。本发明通过电压柔性控制的方式，提高了直流配电网控制的稳定性、方便性、可靠性，充分利用储能调节并减少功率波动。
Description
技术领域
本发明属于电力电子领域，特别涉及一种直流配电网系统电压柔性控制方法。
背景技术
直流电网电压与功率平衡的关系将决定直流配电网稳定运行，因此电压稳定是反映直流配电网稳定性的重要指标。目前对于直流配电网的电压控制策略尚无成熟方案，主要借鉴柔性直流输电及直流微网的电压控制策略，其中包括：
基于高带宽通信的主从控制策略，即选择某一换流站作平衡母线节点，其余换流站定功率控制，此策略实现简单，但存在过于依赖站间通讯、可靠性不高的问题；
自适应下垂控制策略，即利用给定直流电压与换流站功率的斜率关系进行多端直流系统的电压控制，此策略无需通信，但存在稳定运行偏差、下垂系数的整定较为复杂、因选取不恰当的系数可能导致引起系统潮流混乱甚至失稳的问题。
另外，英文文献《Multilevel Energy Management System for Hybridizationof Energy Storages in DC Microgrids》提出一种分层式直流微网电压控制策略，在一次有差下垂控制的基础上，引入二次电压调整从而实现电压质量的提升，但由于直流配电网母线节点数量多，潮流复杂，此方法存在在分布式控制的前提下难以实现的问题。
此外，由于电力电子器件的广泛使用，将与直流配电网相连的外源交流电网视为无穷大电源的方法已不再合适，因为配网端口变流器在考虑稳定电压的同时，需要适当考虑缓解其对交流电网的频率影响。
为减小分布式电源功率波动特性的影响，储能装置目前已获得广泛应用，而且直流配电网中的独立储能单元多为分布式布局，其中包括：
一种为独立配置的独立储能单元，通过双向DC/DC变换器挂接于配网母线节点，追踪直流电压变化，控制方式与端口换流站相同；另一种为微网内部独立储能单元，或者只在微网孤岛运行时启用，将净功率调节负担全部转移主网，作为紧急备用电源，或者基于负荷预测出力，在微电网并网运行时平抑净功率高频分量。以上运行方式存在储能在单一模式下闲置率过高或依赖历史数据控制精度低的问题。
随着直流配电网规模的扩大，母线节点数增多，远离换流站的母线节点电压控制变得愈加复杂和困难；其次，可再生能源功率的高渗透率随机频繁波动亦给系统稳定运行带来极大挑战。
发明内容
有鉴于此，有必要针对上述问题，提供一种直流配电网系统电压柔性控制方法。
本发明采用如下技术方案解决上述问题：
一种直流配电网系统电压柔性控制方法，所述直流配电网系统包括用电单元、直流配电网、交流变压器、变电站；
所述用电单元包括独立储能单元、直流微网、直流负荷、交流微网、交流负荷；
所述直流微网包括直流微网内储能单元，交流微网包括交流微网内储能单元；
所述独立储能单元或直流微网内储能单元或交流微网内储能单元为分布式储能单元；
所述交流变压器包括第一交流变压器、第二交流变压器；
所述变电站包括第一变电站、第二变电站；
所述直流配电网包括AC/DC电压源型变流器、DC/DC换流器、直流输电线路、母线；
所述母线包括第一母线、第二母线、第三母线、第四母线、第五母线、第六母线；
所述AC/DC电压源型变流器包括第一AC/DC电压源型变流器、第二AC/DC电压源型变流器、第三AC/DC电压源型变流器、第四AC/DC电压源型变流器、第五AC/DC电压源型变流器；
所述AC/DC电压源型变流器或DC/DC换流器为接口变流器；
所述第一AC/DC电压源型变流器、第二AC/DC电压源型变流器、第三AC/DC电压源型变流器、第四AC/DC电压源型变流器、第五AC/DC电压源型变流器都包括交直流接口与电压外环PI控制器；
所述DC/DC换流器包括第一DC/DC换流器、第二DC/DC换流器；
所述第一DC/DC换流器与第二DC/DC换流器都包括双向直流接口；
所述直流输电线路的一端通过第一母线与第一AC/DC电压源型变流器的一端连接从而形成的连接点为第一母线节点，直流输电线路另一端通过第二母线与第二AC/DC电压源型变流器的一端连接从而形成的连接点为第二母线节点；
所述直流输电线路分别与第三AC/DC换流器的一端、第四AC/DC换流器的一端、第一DC/DC换流器的一端、第二DC/DC换流器的一端连接从而形成多个不同位置的连接点；
所述第三AC/DC电压源型变流器的另一端通过第三母线与交流微网连接从而形成的连接点为第三母线节点，第四AC/DC电压源型变流器的另一端通过第四母线与交流负荷连接从而形成的连接点为第四母线节点，第一DC/DC换流器的另一端通过第五母线与直流微网连接从而形成的连接点为第五母线节点，第二DC/DC换流器的另一端通过第六母线与直流负荷连接从而形成的连接点为第六母线节点；
所述第一AC/DC电压源型变流器的另一端与第一交流变压器的一端相连，第二AC/DC电压源型变流器的另一端与第二交流变压器的一端相连；
所述第一交流变压器的另一端、第二交流变压器的另一端分别通过与其对应的第一变电站、第二变电站接入交流大电网；
所述第五AC/DC电压源型变流器的一端连接第一母线的第一母线节点，第五AC/DC电压源型变流器的另一端连接独立储能单元；
所述第一至第六母线节点为母线节点；
所述直流配电网系统电压柔性控制方法包括以下步骤：
步骤1：采集每个所述母线节点运行的电气量信息，确定所述接口变流器的运行模式，建立所述直流配电网系统的初始平衡状态；
步骤2：判断所述直流微网或所述交流微网的净功率状态与运行模式，按实际运行要求来制定所述母线节点的电压控制目标；
步骤3：对所述交直流接口的虚拟惯性建立方程进行分析，根据不同的功率运行状态，设计所述交流微网内储能单元的出力补偿对象、AC/DC电压源型变流器的虚拟惯性系数、AC/DC电压源型变流器的虚拟电容系数、第五AC/DC电压源型变流器的电压外环PI控制器的比例参数、第五AC/DC电压源型变流器的电压外环PI控制器的积分参数；
步骤4：对所述第一DC/DC换流器的双向直流接口的下垂特性进行分析，根据所述双向直流接口的级联下垂特性设计所述直流微网内储能单元的出力补偿对象及控制参数。
进一步地，所述步骤1中，电气量信息包括母线节点的电压矢量、母线节点的电流矢量、第一至第六母线节点的功率大小及方向、接口变流器的额定运行参数，用于确定直流配电网系统的初始运行状态以及获得初始运行状态下稳定运行时直流配电网系统的功率潮流；
所述接口变流器的运行模式包括：定电压运行模式、定功率运行模式及电压下垂运行模式；
所述定电压运行模式是接口变流器的直流侧电压运行于给定值，接口变流器输入直流配电网的功率依据接口变流器直流侧的电压变化量确定的运行模式；
所述定功率运行模式是接口变流器输入功率为给定值的直流电压变化不影响功率输入量的运行模式；
所述电压下垂模式是接口变流器输入功率与直流配电网的直流电压呈线性关系的运行模式；
所述初始平衡状态为给定用电单元的负荷及发电功率的情况下直流配电网系统稳定运行的潮流状态；
所述接口变流器确定运行模式的工作流程为：让一个额定容量最大的接口变流器采用定电压运行模式，其余的接口变流器则采用定功率运行模式或电压下垂运行模式。
进一步地，所述步骤2中，所述净功率为所述交流微网或直流微网的内部用电总量减去发电总量所得的差值；
所述实际运行要求为电力运营商给出的电压及频率的允许波动范围；
所述母线节点的电压控制目标包括对母线节点处电压量的控制和对母线节点挂接用电单元的电压/频率控制。
进一步地，所述步骤3中，建立所述交直流接口的虚拟惯性方程如下：
所述交直流接口的虚拟惯性方程的Hvir、Cvir分别为AC/DC电压源型变流器的虚拟惯性系数、AC/DC电压源型变流器的虚拟电容系数；
所述AC/DC电压源型变流器的直流侧对AC/DC电压源型变流器的交流侧提供功率支撑时，所述虚拟惯性系数用于表征AC/DC电压源型变流器作为交流微网的虚拟同步发电机的调频能力，所述虚拟惯性系数越大则AC/DC电压源型变流器的调频能力越强，并且此时所述虚拟电容系数取AC/DC电压源型变流器的直流侧的电容实际值；
所述交流大电网为直流配电网系统提供功率支撑时，所述虚拟电容系数用于表征AC/DC电压源型变流器直流侧作为虚拟电容器的AC/DC电压源型变流器的调压能力，虚拟电容系数越大则AC/DC电压源型变流器的调压能力越强，并且此时所述虚拟惯性系数取交流大电网的实际惯性系数；
所述交直流接口的虚拟惯性方程的Vref、Vdc，k分别为直流配电网系统参考电压值及第k个母线节点的实际电压值；
所述交直流接口的虚拟惯性方程的SIC为AC/DC电压源型变流器的额定容量，用于表征AC/DC电压源型变流器在直流配电网系统正常运行状态下可以承担最大功率的容量值；
所述交直流接口的虚拟惯性方程的f、f0分别为AC/DC电压源型变流器交流侧的运行实际频率值、参考频率值，f0为50HZ；
所述出力补偿对象用于补偿交流大电网的频率变化或者直流配电网的电压变化；
所述AC/DC电压源型变流器与独立储能单元的工作流程：当所述AC/DC电压源型变流器的交流侧作电源给AC/DC电压源型变流器的直流侧供电时，若所述独立储能单元的补偿对象为交流频率则输出功率，AC/DC电压源型变流器用于减小频率变化量，当所述AC/DC电压源型变流器的直流侧作电源给AC/DC电压源型变流器的交流侧供电时，若所述独立储能单元的补偿对象为直流电压则输出功率，AC/DC电压源型变流器用于减小电压变化量。
进一步地，所述步骤3中，直流配电网中独立储能单元为响应交流大电网的频率变化而出力，并由此确定独立储能单元的出力功率，第五AC/DC电压源型变流器采用定电压运行模式的控制方程为：
所述第五AC/DC电压源型变流器采用定电压运行模式的控制方程的P0、P分别为独立储能单元的初始出力功率、参考出力功率，所述初始出力功率为在控制方程起作用之前，将独立储能单元已经输出的功率值用来计算控制方程中参考出力功率值，所述参考出力功率为独立储能单元为响应交流电网频率变化时而应输出的功率值；
所述第五AC/DC电压源型变流器采用定电压运行模式的控制方程的kvp、kvi分别为第五AC/DC电压源型变流器的电压外环PI控制器的比例系数、第五AC/DC电压源型变流器的电压外环PI控制器的积分系数，所述第五AC/DC电压源型变流器采用定电压运行模式的控制方程的kvp、kvi都用于调整第五AC/DC电压源型变流器的电压外环PI控制器的工作性能。
进一步地，所述步骤3中，独立储能单元响应交流大电网频率变化出力，第五AC/DC电压源型变流器采用电压下垂运行模式的控制方程为：
所述第五AC/DC电压源型变流器采用电压下垂运行模式的控制方程的P0、P分别为独立储能单元的初始出力功率、独立储能单元的参考出力功率，所述独立储能单元的初始出力功率为独立储能单元应输出的功率值，所述独立储能单元的参考出力功率为独立储能单元响应交流大电网的频率变化；
所述第五AC/DC电压源型变流器采用电压下垂控制方程的ku为电压下垂系数，用于当直流配电网下降ΔV时输入直流配电网的功率增加ku×ΔV。
进一步地，所述步骤3中，交流微网内储能单元响应直流配电网电压变化而输出功率的计算方程为：
所述第三母线节点采用电压下垂运行模式的控制方程的P0、P分别为交流微网内储能单元的初始出力功率、参考出力功率；
所述交流微网内储能单元的初始出力功率为交流微电网在运行初始状态交流微网内储能单元应输出的功率；
所述交流微网内储能单元的参考出力功率为交流微网储能单元单元响应母线节点处直流电压的变化；
所述交流微网内储能单元响应直流配电网的电压变化而输出功率的计算方程的kac为交流微网下垂系数，所述交流微网下垂系数用于当交流微网频率下降Δf时输入交流微网的功率增加kac×Δf。
进一步地，所述步骤4中，第一DC/DC换流器的双向直流接口采用电压下垂运行模式的控制方程为：
所述级联下垂特性是指直流配电网依据下垂特性补偿直流微网的电压的同时，直流微网内储能单元亦依据下垂特性补偿直流配电网的电压，形成一个级联递进式的下垂控制；
所述第一DC/DC换流器的双向直流接口采用电压下垂运行模式的控制方程的k为直流微网内储能单元的下垂系数，即当直流微网下降ΔV时，输入直流微网的功率增加k×ΔV。
本发明通过采用电压柔性控制的方法，使直流配电网与现有技术相比具有以下有益效果：
(1)本发明提升了多端多节点直流配电网电压的动态稳定性，降低了控制远离各母线节点电压的困难度；
(2)本发明利用交流微网、直流微网以及独立储能单元响应配网节点电气量变化，在保护独立储能单元的同时，充分利用了独立储能单元的功率调节裕量；
(3)本发明根据交直流电气量的耦合关系，控制储能装置补偿交流大电网的频率变化引起的电压变化分量，减小了直流配电网功率波动对交流大电网的影响；
(4)本发明中各接口变流器的控制量均采自本地信息量，不依赖通讯，实现了各控制器件的分散自律控制。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明直流配电网系统电压柔性控制方法的工作流程图；
图2为本发明的AC/DC电压源型变流器的结构示意图；
图3为本发明的直流配电网系统的结构示意图；
图4为本发明的第五AC/DC电压源型变流器的控制框图；
图5为本发明控制独立储能单元的出力功率的控制框图；
图6为本发明的第一DC/DC换流器采用电压下垂运行模式下直流微网内储能单元的控制原理图；
图7为本发明的直流配电网功率波动时交流微网及其接口仿真结果；
图8为本发明的直流配电网功率波动时直流微网及其接口仿真结果；
图9为本发明的直流配电网功率波动时第一AC/DC电压源型变流器及其接口仿真结果；
图10为本发明的配网出现断线故障及运行模式切换时第二AC/DC电压源型变流器的仿真结果；
图11为本发明的配网出现断线故障及运行模式切换时交直流微网内储能单元出力功率的仿真结果；
图12为本发明的配网出现断线故障及运行模式切换时第二AC/DC电压源型变流器直流侧电压的仿真结果。
具体实施方式
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面将结合附图和具体的实施例对本发明的技术方案进行详细说明。需要指出的是，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例，基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
如图3所示，本发明直流配电网系统电压柔性控制方法涉及的直流配电网系统包括用电单元、直流配电网、交流变压器、变电站；
所述用电单元包括独立储能单元、直流微网、直流负荷、交流微网、交流负荷；
所述直流微网包括直流微网内储能单元，交流微网包括交流微网内储能单元；
所述独立储能单元或直流微网内储能单元或交流微网内储能单元为分布式储能单元；
所述交流变压器包括第一交流变压器、第二交流变压器；
所述变电站包括第一变电站、第二变电站；
所述直流配电网包括AC/DC电压源型变流器、DC/DC换流器、直流输电线路18、母线；
所述母线包括第一母线1、第二母线2、第三母线3、第四母线4、第五母线5、第六母线6；
所述AC/DC电压源型变流器包括第一AC/DC电压源型变流器11、第二AC/DC电压源型变流器12、第三AC/DC电压源型变流器13、第四AC/DC电压源型变流器14、第五AC/DC电压源型变流器17；
所述AC/DC电压源型变流器或DC/DC换流器为接口变流器；
所述第一AC/DC电压源型变流器11、第二AC/DC电压源型变流器12、第三AC/DC电压源型变流器13、第四AC/DC电压源型变流器14、第五AC/DC电压源型变流器17都包括交直流接口与电压外环PI控制器；
所述DC/DC换流器包括第一DC/DC换流器15、第二DC/DC换流器16；
所述第一DC/DC换流器15与第二DC/DC换流器16都包括双向直流接口；
所述直流输电线路18的一端通过第一母线1与第一AC/DC电压源型变流器11的一端连接从而形成的连接点为第一母线节点21，直流输电线路18的另一端通过第二母线2与第二AC/DC电压源型变流器12的一端连接从而形成的连接点为第二母线节点22；
所述直流输电线路18分别与第三AC/DC换流器13的一端、第四AC/DC换流器14的一端、第一DC/DC换流器15的一端、第二DC/DC换流器16的一端连接从而形成多个不同位置的连接点；
所述第三AC/DC电压源型变流器13的另一端通过第三母线3与交流微网连接从而形成的连接点为第三母线节点23，第四AC/DC电压源型变流器14的另一端通过第四母线4与交流负荷连接从而形成的连接点为第四母线节点24，第一DC/DC换流器15的另一端通过第五母线5与直流微网连接从而形成的连接点为第五母线节点25，第二DC/DC换流器16的另一端通过第六母线6与直流负荷连接从而形成的连接点为第六母线节点26；
所述第一AC/DC电压源型变流器11的另一端与第一交流变压器的一端相连，第二AC/DC电压源型变流器12的另一端与第二交流变压器的一端相连；
所述第一交流变压器的另一端、第二交流变压器的另一端分别通过与其对应的第一变电站、第二变电站接入交流大电网；
所述第五AC/DC电压源型变流器17的一端连接第一母线1的第一母线节点21，第五AC/DC电压源型变流器17的另一端连接独立储能单元；
所述第一至第六母线节点为母线节点。
如图1所示，本发明提供一种直流配电网系统电压柔性控制方法，包括以下步骤：
步骤1：采集直流配电网各母线节点运行的电气量信息，确定接口变流器运行模式，即选择一个额定容量最大的接口变流器采用定电压运行模式，其余的接口变流器采用定功率运行模式或电压下垂运行模式，建立直流配电网系统的初始平衡状态；
步骤2：判断所述直流微网或所述交流微网的净功率状态与运行模式，按实际运行要求来制定所述母线节点的电压控制目标；
步骤3：对所述交直流接口的虚拟惯性建立方程进行分析，根据不同的功率运行状态，设计所述交流微网内储能单元的出力补偿对象、AC/DC电压源型变流器的虚拟惯性系数、AC/DC电压源型变流器的虚拟电容系数、第五AC/DC电压源型变流器的电压外环PI控制器的比例参数、第五AC/DC电压源型变流器的电压外环PI控制器的积分参数；
步骤4：对所述第一DC/DC换流器的双向直流接口的下垂特性进行分析，根据所述双向直流接口的级联下垂特性设计所述直流微网内储能单元的出力补偿对象及控制参数。
所述步骤1中，所述电气量信息包括母线节点的电压矢量、母线节点的电流矢量、母线节点的功率大小及方向、接口变流器的额定运行参数，用于确定直流配电网系统的初始运行状态以及获得初始运行状态下稳定运行时的功率潮流；
所述接口变流器的运行模式包括：定电压运行模式、定功率运行模式及电压下垂运行模式；
所述定电压运行模式是接口变流器的直流侧电压运行于给定值，接口变流器输入直流配电网的功率依据接口变流器直流侧的电压变化量确定的运行模式；
所述定功率运行模式是接口变流器输入功率为给定值的直流电压变化不影响功率输入量的运行模式；
所述电压下垂模式是接口变流器输入功率与直流配电网的直流电压呈线性关系的运行模式；
所述初始平衡状态使描述在给定的负荷及发电功率的情况下，系统稳定运行的潮流状态；
所述用电单元包括独立储能单元、交流微网、直流微网、交流负荷、直流负荷；
所述接口变流器确定运行模式的工作流程为：让一个额定容量最大的接口变流器采用定电压运行模式，其余的接口变流器则采用定功率运行模式或电压下垂运行模式。
所述步骤2中，所述净功率为所述交流微网或直流微网的内部用电总量减去发电总量所得的差值；
所述实际运行要求为电力运营商给出的电压及频率的允许波动范围，一般电压波动不超过±5％，频率不超过±1％；
所述母线节点的电压控制目标包括对母线节点处电压量的控制和对母线节点挂接用电单元的电压/频率控制。
所述步骤3中，建立所述交直流接口的虚拟惯性方程如下：
所述交直流接口的虚拟惯性方程的Hvir、Cvir分别为AC/DC电压源型变流器的虚拟惯性系数、AC/DC电压源型变流器的虚拟电容系数；
所述AC/DC电压源型变流器的直流侧对AC/DC电压源型变流器的交流侧提供功率支撑时，所述虚拟惯性系数用于表征AC/DC电压源型变流器作为交流微网的虚拟同步发电机的调频能力，所述虚拟惯性系数越大则AC/DC电压源型变流器的调频能力越强，并且此时所述虚拟电容系数取AC/DC电压源型变流器的直流侧的电容实际值；
所述交流大电网为直流配电网系统提供功率支撑时，所述虚拟电容系数用于表征AC/DC电压源型变流器直流侧作为虚拟电容器的AC/DC电压源型变流器的调压能力，虚拟电容系数越大则AC/DC电压源型变流器的调压能力越强，并且此时所述虚拟惯性系数取交流大电网的实际惯性系数；
所述交直流接口的虚拟惯性方程的Vref、Vdc，k分别为直流配电网系统参考电压值及第k个母线节点的实际电压值；
所述交直流接口的虚拟惯性方程的SIC为AC/DC电压源型变流器的额定容量，用于表征AC/DC电压源型变流器在直流配电网系统正常运行状态下可以承担最大功率的容量值；
所述交直流接口的虚拟惯性方程的f、f0分别为AC/DC电压源型变流器交流侧的运行实际频率值、参考频率值，f0为50HZ；
所述出力补偿对象用于补偿交流大电网的频率变化或者直流配电网的电压变化；
所述AC/DC电压源型变流器与独立储能单元的工作流程：当所述AC/DC电压源型变流器的交流侧作电源给AC/DC电压源型变流器的直流侧供电时，若所述独立储能单元的补偿对象为交流频率则输出功率，AC/DC电压源型变流器用于减小频率变化量，当所述AC/DC电压源型变流器的直流侧作电源给AC/DC电压源型变流器的交流侧供电时，若所述独立储能单元的补偿对象为直流电压则输出功率，AC/DC电压源型变流器用于减小电压变化量。
如图2所示，当AC/DC电压源型变流器的功率从直流侧流向交流侧时，功率的突然变化量由直流电容提供，功率增量与电容大小有关，当AC/DC电压源型变流器的功率从交流侧流向直流侧时，功率的突然变化量由发电机的转速w或频率f发生改变来提供，功率增量与发电机惯性系数有关，由此类比得到得到交直流接口的虚拟惯性方程及直流电容大小与交流惯性系数的等效关系。
所述步骤3中，直流配电网中独立储能单元为响应交流大电网的频率变化而出力，并由此确定独立储能单元的出力功率，第五AC/DC电压源型变流器采用定电压运行模式的控制方程为：
所述第五AC/DC电压源型变流器采用定电压运行模式的控制方程的P0、P分别为独立储能单元的初始出力功率、参考出力功率，所述初始出力功率为在控制方程起作用之前，将独立储能单元已经输出的功率值用来计算控制方程中参考出力功率值，所述参考出力功率为独立储能单元为响应交流电网频率变化时而应输出的功率值；
所述第五AC/DC电压源型变流器采用定电压运行模式的控制方程的kvp、kvi分别为第五AC/DC电压源型变流器的电压外环PI控制器的比例系数、第五AC/DC电压源型变流器的电压外环PI控制器的积分系数，所述第五AC/DC电压源型变流器采用定电压运行模式的控制方程的kvp、kvi都用于调整第五AC/DC电压源型变流器的电压外环PI控制器的工作性能。
所述步骤3中，独立储能单元响应交流大电网频率变化出力，第五AC/DC电压源型变流器采用电压下垂运行模式的控制方程为：
第五AC/DC电压源型变流器采用电压下垂运行模式的控制方程的P0、P分别为独立储能单元的初始出力功率、独立储能单元的参考出力功率，所述独立储能单元的初始出力功率为独立储能单元应输出的功率值，所述独立储能单元的参考出力功率为独立储能单元单元响应交流大电网的频率变化；
所述第五AC/DC电压源型变流器采用电压下垂控制方程的ku为电压下垂系数，用于当直流配电网下降ΔV时输入直流配电网的功率增加ku×ΔV。
如图4所示，由所述第五AC/DC电压源型变流器采用电压下垂运行模式的控制方程将频率变化量f-f0转化为独立储能单元出力参考功率，再经过第五AC/DC电压源型变流器的电流内环PI控制器生成PWM调制信号对第一DC/DC换流器进行控制，由所述第五AC/DC电压源型变流器采用电压下垂运行模式的控制方程得到的第五AC/DC电压源型变流器的电压差修正量第五AC/DC电压源型变流器的电压差Vref-Vdc，k、叠加后得到第五AC/DC电压源型变流器的功率变化量、第五AC/DC电压源型变流器的初始功率值叠加后得到的参考功率量，经电流内环PI控制器得到AC/DC电压源型变流器的调制信号，对AC/DC电压源型变流器进行控制。
所述步骤3中，交流微网内储能单元响应直流配电网电压变化而输出功率的计算方程为：
所述第三母线节点采用电压下垂运行模式的控制方程的P0、P分别为交流微网内储能单元的初始出力功率、参考出力功率；
所述交流微网内储能单元的初始出力功率为交流微电网在运行初始状态交流微网内储能单元应输出的功率；
所述交流微网内储能单元的参考出力功率为交流微网储能单元单元响应母线节点处直流电压的变化；
所述交流微网内储能单元响应直流配电网的电压变化而输出功率的计算方程的kac为交流微网下垂系数，所述交流微网下垂系数用于当交流微网频率下降Δf时输入交流微网的功率增加kac×Δf。
如图5所示，按照所述交流微网内储能单元响应直流配电网电压变化而输出功率的计算方程：参考电压Vref与节点实际电压Vdc，k作差得到电压的偏差量，乘以系数2Vref/Akac后与初始出力功率P0相加得到独立储能单元的参考出力功率P，参考出力功率P除以独立储能单元的端电压VES得到独立储能单元的出力参考电流iES，ref，通过第五AC/DC电压源型变流器的内环电流控制器改变独立储能单元的出力电流iES，从而实现对独立储能单元的出力功率控制。
所述步骤4中，第一DC/DC换流器的双向直流接口采用电压下垂运行模式的控制方程为：
所述级联下垂特性是指直流配电网依据下垂特性补偿直流微网的电压的同时，直流微网内储能单元亦依据下垂特性补偿直流配电网的电压，形成一个级联递进式的下垂控制；
所述第一DC/DC换流器的双向直流接口采用电压下垂运行模式的控制方程的k为直流微网内储能单元的下垂系数，即当直流微网下降ΔV时，输入直流微网的功率增加k×ΔV。
如图6所示，假设直流微网内储能单元的初始运行点为a点，当直流配电网的电压发生跌落时，储能按公式如下：
增加直流微网内储能单元的出力功率至P，最终母线节点的电压跌落与直流微网内储能单元的功率增量平衡时，直流配电网系统在b点稳定。
为了验证本发明，搭建直流配电网典型系统模型，依据仿真结果微调获得最优控制参数：
选取典型双端4kV直流配电网为研究对象，其他参数设置如下：
交流大电网的同步发电机的额定容量为5MVA，额定频率为50Hz，调频系数为0.39Hz/MW，系统惯性系数为0.6s，直流配电网母线电压允许波动范围±0.02(标幺值)，交流微网额定频率为50Hz，下垂系数为0.3Hz/MW，直流配电网侧的直流电容为0.46mF，接口变流器容量为3MVA，储能调压死区为±0.0125(标幺值)，虚拟惯性系数为6.5×10-4，直流微网的额定电压为800V，储能下垂系数为60V/MW；
第一AC/DC电压源型变流器为定电压控制点，设定参考电压为4kV，第二AC/DC电压源型变流器为恒功率节点，在非极端状况下对直流配电网输出的功率恒定为0.9MW，交流微网的初始功率缺额为1.8MW，直流微网的初始功率缺额为0.8MW；
设置好参数后，在MATLAB仿真下搭建该研究对象的仿真模型。
图7-9给出了当直流配电网发生功率波动时各母线节点与接口变流器的仿真结果；
如图7-9所示，在0.2s～0.4s区间内：交流微网在0.2s时刻功率缺额突增0.6MW，由于出现共功率不平衡，导致交流微网的频率跌落至49.8Hz左右，直流配电网通过第三AC/DC电压源型变流器对交流微网进行功率补偿，由于第三母线节点处的直流电压掉落至交流微网内储能单元的动作死区以外，故交流微网内储能单元对电压跌落进行补偿；
直流微网的储能单元因检测到第一DC/DC换流器的双向直流接口的电压的跌落而出力补偿电压降，所以被监测的各个母线节点的电压的突变量相较于无储能响应的情况更小；
在0.4s～0.5s区间内：直流微网在0.4s时刻功率缺额突增0.3MW，直流微网电压由800V跌落至790V左右，直流配电网的母线对直流微网的净功率的突增进行补偿，交、直流微网内储能单元按各自整定的下垂系数响应母线的电压变化；
此时第一AC/DC电压源型变流器由于输出功率增大，频率跌落至49.8Hz以下，独立储能单元出力响应交流大电网的频率变化，减小了交流大电网的变化量；
在0.5s～0.7s区间内：交流微网在0.5s时功率缺额减小0.6MW，交流微网频率经小幅震荡回到50Hz附近，由于功率需求减小，各母线节点的电压出现抬升，各响应电压变化的分布式储能单元的出力相应减小；
在0.7s～0.9s区间内：设置接口变流器为定功率运行模式，交流大电网在0.7s时突然断开与直流配电网的连接，此时直流配电网系统的运行状态切换为单端运行，直流配电网的电压出现大幅跌落，当接口变流器选择定非电压运行模式时母线节点电压在分布式储能单元不响应的情况下可跌至逼近下限值3600V，电能质量受到严重影响；
此外，给第一AC/DC电压源型变流器供电的交流大电网频率跌落至49.5Hz左右，直流配电网运行条件恶化，若直流配电网再次遭遇扰动，直流配电网可能会被交流大电网解列运行，而在本发明的作用下，直流配电网的电压的跌落得到有效遏制，在直流配电网切换至单端运行的过程中，直流配电网的电压最低仅跌至3800V左右，且第一AC/DC电压源型变流器所在交流大电网的频率亦得到了恢复，提升了包括交流大电网和直流配电网在内的整个电力系统的安全稳定性。
图10、11、12分别给出了当直流配电网出现断线故障及运行模式切换时第二AC/DC电压源型变流器、交直流微网内储能单元出力功率、第二AC/DC电压源型变流器直流侧电压的仿真结果；
如图10-12所示，在0.2s～0.4s区间内：交流微网在0.2s时刻的净功率突增1MW，仿真模拟第一AC/DC电压源型变流器侧的交流大电网因运行状态限定功率输出最大值为2.3MW；
在无储能响应时，由于检测到直流配电网的电压跌落至3750V以下，第二AC/DC电压源型变流器转入电压下垂运行模式的控制状态，增加约0.15MW功率至直流配电网，而有分布式储能单元响应时，第一AC/DC电压源型变流器的运行状态不发生变化，直流配电网系统的剩余净功率的缺额由直流微网内储能单元与交流微网内储能单元进行补偿，而在有分布式储能单元响应的控制策略下，直流配电网的电压在运行模式的切换瞬态中始终保持在3800V之上，直流配电网的电压的波动范围较小；
在0.4s～0.6s区间内：交流微网与直流微网之间的直流输电线路在0.4s断开，直流配电网系统由双端供电状态变为双端隔离运行状态，两端的第一AC/DC电压源型变流器与第二AC/DC电压源型变流器均切换为定电压运行模式，由仿真结果可见，有储能响应时被监测的各母线节点的电压瞬态变化更平滑，由于独立储能单元响应了交流大电网的频率变化，因此交流大电网的输入功率较无储能时小。
本发明通过采用电压柔性控制的方法，使直流配电网与现有技术相比具有以下有益效果：
(1)本发明提升了多端多节点直流配电网电压的动态稳定性，降低了控制远离各母线节点电压的困难度；
(2)本发明利用交流微网、直流微网以及独立储能单元响应配网节点电气量变化，在保护独立储能单元的同时，充分利用了独立储能单元的功率调节裕量；
(3)本发明根据交直流电气量的耦合关系，控制储能装置补偿交流大电网的频率变化引起的电压变化分量，减小了直流配电网功率波动对交流大电网的影响；
(4)本发明中各接口变流器的控制量均采自本地信息量，不依赖通讯，实现了各控制器件的分散自律控制。
以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。
Claims (8)
1.一种直流配电网系统电压柔性控制方法，所述直流配电网系统包括用电单元、直流配电网、交流变压器、变电站；
所述用电单元包括独立储能单元、直流微网、直流负荷、交流微网、交流负荷；
所述直流微网包括直流微网内储能单元，交流微网包括交流微网内储能单元；
所述独立储能单元或直流微网内储能单元或交流微网内储能单元为分布式储能单元；
所述交流变压器包括第一交流变压器、第二交流变压器；
所述变电站包括第一变电站、第二变电站；
所述直流配电网包括AC/DC电压源型变流器、DC/DC换流器、直流输电线路、母线；
所述母线包括第一母线、第二母线、第三母线、第四母线、第五母线、第六母线；
所述AC/DC电压源型变流器包括第一AC/DC电压源型变流器、第二AC/DC电压源型变流器、第三AC/DC电压源型变流器、第四AC/DC电压源型变流器、第五AC/DC电压源型变流器；
所述AC/DC电压源型变流器或DC/DC换流器为接口变流器；
所述第一AC/DC电压源型变流器、第二AC/DC电压源型变流器、第三AC/DC电压源型变流器、第四AC/DC电压源型变流器、第五AC/DC电压源型变流器都包括交直流接口与电压外环PI控制器；
所述DC/DC换流器包括第一DC/DC换流器、第二DC/DC换流器；
所述第一DC/DC换流器与第二DC/DC换流器都包括双向直流接口；
所述直流输电线路的一端通过第一母线与第一AC/DC电压源型变流器的一端连接从而形成的连接点为第一母线节点，直流输电线路另一端通过第二母线与第二AC/DC电压源型变流器的一端连接从而形成的连接点为第二母线节点；
所述直流输电线路分别与第三AC/DC换流器的一端、第四AC/DC换流器的一端、第一DC/DC换流器的一端、第二DC/DC换流器的一端连接从而形成多个不同位置的连接点；
所述第三AC/DC电压源型变流器的另一端通过第三母线与交流微网连接从而形成的连接点为第三母线节点，第四AC/DC电压源型变流器的另一端通过第四母线与交流负荷连接从而形成的连接点为第四母线节点，第一DC/DC换流器的另一端通过第五母线与直流微网连接从而形成的连接点为第五母线节点，第二DC/DC换流器的另一端通过第六母线与直流负荷连接从而形成的连接点为第六母线节点；
所述第一AC/DC电压源型变流器的另一端与第一交流变压器的一端相连，第二AC/DC电压源型变流器的另一端与第二交流变压器的一端相连；
所述第一交流变压器的另一端、第二交流变压器的另一端分别通过与其对应的第一变电站、第二变电站接入交流大电网；
所述第五AC/DC电压源型变流器的一端连接第一母线的第一母线节点，第五AC/DC电压源型变流器的另一端连接独立储能单元；
所述第一至第六母线节点为母线节点，其特征在于：所述直流配电网系统电压柔性控制方法包括以下步骤：
步骤1：采集每个所述母线节点运行的电气量信息，确定所述接口变流器的运行模式，建立所述直流配电网系统的初始平衡状态；
步骤2：判断所述直流微网或所述交流微网的净功率状态与运行模式，按实际运行要求来制定所述母线节点的电压控制目标；
步骤3：对所述交直流接口的虚拟惯性建立方程进行分析，根据不同的功率运行状态，设计所述交流微网内储能单元的出力补偿对象、AC/DC电压源型变流器的虚拟惯性系数、AC/DC电压源型变流器的虚拟电容系数、第五AC/DC电压源型变流器的电压外环PI控制器的比例参数、第五AC/DC电压源型变流器的电压外环PI控制器的积分参数；
步骤4：对所述第一DC/DC换流器的双向直流接口的下垂特性进行分析，根据所述双向直流接口的级联下垂特性设计所述直流微网内储能单元的出力补偿对象及控制参数，所述级联下垂特性是指直流配电网依据下垂特性补偿直流微网的电压的同时，直流微网内储能单元亦依据下垂特性补偿直流配电网的电压，形成一个级联递进式的下垂控制。
2.根据权利要求1所述的一种直流配电网系统电压柔性控制方法，其特征在于：所述步骤1中，电气量信息包括母线节点的电压矢量、母线节点的电流矢量、第一至第六母线节点的功率大小及方向、接口变流器的额定运行参数，用于确定直流配电网系统的初始运行状态以及获得初始运行状态下稳定运行时直流配电网系统的功率潮流；
所述接口变流器的运行模式包括：定电压运行模式、定功率运行模式及电压下垂运行模式；
所述定电压运行模式是接口变流器的直流侧电压运行于给定值，接口变流器输入直流配电网的功率依据接口变流器直流侧的电压变化量确定的运行模式；
所述定功率运行模式是接口变流器输入功率为给定值的直流电压变化不影响功率输入量的运行模式；
所述电压下垂运行模式是接口变流器输入功率与直流配电网的直流电压呈线性关系的运行模式；
所述初始平衡状态为给定用电单元的负荷及发电功率的情况下直流配电网系统稳定运行的潮流状态；
所述接口变流器确定运行模式的工作流程为：让一个额定容量最大的接口变流器采用定电压运行模式，其余的接口变流器则采用定功率运行模式或电压下垂运行模式。
3.根据权利要求1所述的一种直流配电网系统电压柔性控制方法，其特征在于：所述步骤2中，所述净功率为所述交流微网或直流微网的内部用电总量减去发电总量所得的差值；
所述实际运行要求为电力运营商给出的电压及频率的允许波动范围；
所述母线节点的电压控制目标包括对母线节点处电压量的控制和对母线节点挂接用电单元的电压/频率控制。
4.根据权利要求1所述的一种直流配电网系统电压柔性控制方法，其特征在于：所述步骤3中，建立所述交直流接口的虚拟惯性方程如下：
所述交直流接口的虚拟惯性方程的Hvir、Cvir分别为AC/DC电压源型变流器的虚拟惯性系数、AC/DC电压源型变流器的虚拟电容系数；
所述AC/DC电压源型变流器的直流侧对AC/DC电压源型变流器的交流侧提供功率支撑时，所述虚拟惯性系数用于表征AC/DC电压源型变流器作为交流微网的虚拟同步发电机的调频能力，所述虚拟惯性系数越大则AC/DC电压源型变流器的调频能力越强，并且此时所述虚拟电容系数取AC/DC电压源型变流器的直流侧的电容实际值；
所述交流大电网为直流配电网系统提供功率支撑时，所述虚拟电容系数用于表征AC/DC电压源型变流器直流侧作为虚拟电容器的AC/DC电压源型变流器的调压能力，虚拟电容系数越大则AC/DC电压源型变流器的调压能力越强，并且此时所述虚拟惯性系数取交流大电网的实际惯性系数；
所述交直流接口的虚拟惯性方程的Vref、Vdc,k分别为直流配电网系统参考电压值及第k个母线节点的实际电压值；
所述交直流接口的虚拟惯性方程的SIC为AC/DC电压源型变流器的额定容量，用于表征AC/DC电压源型变流器在直流配电网系统正常运行状态下可以承担最大功率的容量值；
所述交直流接口的虚拟惯性方程的f、f0分别为AC/DC电压源型变流器交流侧的运行实际频率值、参考频率值，f0为50HZ；
所述出力补偿对象用于补偿交流大电网的频率变化或者直流配电网的电压变化；
所述AC/DC电压源型变流器与独立储能单元的工作流程：当所述AC/DC电压源型变流器的交流侧作电源给AC/DC电压源型变流器的直流侧供电时，若所述独立储能单元的补偿对象为交流频率则输出功率，AC/DC电压源型变流器用于减小频率变化量，当所述AC/DC电压源型变流器的直流侧作电源给AC/DC电压源型变流器的交流侧供电时，若所述独立储能单元的补偿对象为直流电压则输出功率，AC/DC电压源型变流器用于减小电压变化量。
5.根据权利要求4所述的一种直流配电网系统电压柔性控制方法，其特征在于：所述步骤3中，直流配电网中独立储能单元为响应交流大电网的频率变化而出力，并由此确定独立储能单元的出力功率，第五AC/DC电压源型变流器采用定电压运行模式的控制方程为：
所述第五AC/DC电压源型变流器采用定电压运行模式的控制方程的P0、P分别为独立储能单元的初始出力功率、参考出力功率，所述初始出力功率为在控制方程起作用之前，将独立储能单元已经输出的功率值用来计算控制方程中参考出力功率值，所述参考出力功率为独立储能单元为响应交流电网频率变化时而应输出的功率值；
所述第五AC/DC电压源型变流器采用定电压运行模式的控制方程的kvp、kvi分别为第五AC/DC电压源型变流器的电压外环PI控制器的比例系数、第五AC/DC电压源型变流器的电压外环PI控制器的积分系数，所述第五AC/DC电压源型变流器采用定电压运行模式的控制方程的kvp、kvi都用于调整第五AC/DC电压源型变流器的电压外环PI控制器的工作性能。
6.根据权利要求4所述的一种直流配电网系统电压柔性控制方法，其特征在于：所述步骤3中，独立储能单元响应交流大电网频率变化出力，第五AC/DC电压源型变流器采用电压下垂运行模式的控制方程为：
所述第五AC/DC电压源型变流器采用电压下垂运行模式的控制方程的P0、P分别为独立储能单元的初始出力功率、独立储能单元的参考出力功率，所述独立储能单元的初始出力功率为独立储能单元应输出的功率值，所述独立储能单元的参考出力功率为独立储能单元响应交流大电网的频率变化时而应输出的功率值；
所述第五AC/DC电压源型变流器采用电压下垂控制方程的ku为电压下垂系数，用于当直流配电网下降ΔV时输入直流配电网的功率增加ku×ΔV。
7.根据权利要求4所述的一种直流配电网系统电压柔性控制方法，其特征在于：所述步骤3中，交流微网内储能单元响应直流配电网电压变化而输出功率的计算方程为：
所述第三母线节点采用电压下垂运行模式的控制方程的P0、P分别为交流微网内储能单元的初始出力功率、参考出力功率；
所述交流微网内储能单元的初始出力功率为交流微电网在运行初始状态交流微网内储能单元应输出的功率；
所述交流微网内储能单元的参考出力功率为交流微网储能单元单元响应母线节点处直流电压的变化；
所述交流微网内储能单元响应直流配电网的电压变化而输出功率的计算方程的kac为交流微网下垂系数，所述交流微网下垂系数用于当交流微网频率下降Δf时输入交流微网的功率增加kac×Δf。
8.根据权利要求1所述的一种直流配电网系统电压柔性控制方法，其特征在于：所述步骤4中，第一DC/DC换流器的双向直流接口采用电压下垂运行模式的控制方程为：
其中，P、P0、Vref、V分别为直流微网内储能单元的输出功率参考值、直流微网内储能单元的初始出力功率、直流微网的参考电压值及直流微网的电压实际值；
所述级联下垂特性是指直流配电网依据下垂特性补偿直流微网的电压的同时，直流微网内储能单元亦依据下垂特性补偿直流配电网的电压，形成一个级联递进式的下垂控制；
所述第一DC/DC换流器的双向直流接口采用电压下垂运行模式的控制方程的k为直流微网内储能单元的下垂系数，即当直流微网下降ΔV时，输入直流微网的功率增加1/k×ΔV。
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