CN107508277A - 一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法 - Google Patents
一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN107508277A CN107508277A CN201710676359.4A CN201710676359A CN107508277A CN 107508277 A CN107508277 A CN 107508277A CN 201710676359 A CN201710676359 A CN 201710676359A CN 107508277 A CN107508277 A CN 107508277A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- energy storage
- storage unit
- voltage
- soc
- ith
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
Classifications
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J1/00—Circuit arrangements for dc mains or dc distribution networks
- H02J1/14—Balancing the load in a network
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J7/00—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
- H02J7/34—Parallel operation in networks using both storage and other dc sources, e.g. providing buffering
- H02J7/35—Parallel operation in networks using both storage and other dc sources, e.g. providing buffering with light sensitive cells
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
- H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
- H02J3/388—Islanding, i.e. disconnection of local power supply from the network
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
- Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Charge And Discharge Circuits For Batteries Or The Like (AREA)
- Secondary Cells (AREA)
Abstract
本发明公开了一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法，该方法考虑了储能单元的功率越限以及光储电池、储能单元和可控负载间的协同控制，采取分层的控制策略，包括一次控制和二次控制。一次控制采取传统的下垂控制，实现对储能单元的功率分配；二次控制采用一致性算法，通过产生电压修正量，补偿一次传统下垂控制可能出现的电压偏差，使各储能单元出口母线电压的平均值达到了电压参考值，有效提高了系统的电压水平，并且实现不平衡功率在储能单元间依SOC实时状态进行分配。本发明解决了传统分布式控制存在误差的弊端，提高了电压调节和功率分配的控制精度。
Description
技术领域
本发明属于电气工程技术领域，更具体地说，涉及一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法。
背景技术
间歇性可再生能源和储能系统，如光伏电池和蓄电池，在直流系统中的应用，推动了直流微网的发展。相比于交流微网，直流微网不存在同步、无功功率传输、谐波电流及逆变器损耗等问题，避免了因繁杂的DC/AC变换而产生过多损耗的问题。直流微网技术已广泛应用于船舶系统，家庭用电系统和远程通讯系统。但由于可再生能源存在间歇性，同时负载存在不可预测的波动，导致直流微网中可能出现瞬时的功率不平从而影响直流母线电压的稳定。为平抑系统中的功率波动，保持供需平衡，通常会在孤立的微网中采用储能装置
直流微网在孤网模式下，储能装置可以消除可再生能源与负载之间的功率差额，因此合理的储能控制策略对于提高微网运行的可靠性和可再生能源利用率十分必要。储能装置在微电网中面临的主要挑战是建立有效控制分布式储能装置的策略。
在分布式网络中，各个分布式电源处均需安装储能单元BSU，多个BSU同时工作时，若不对其进行有效控制，会出现功率分配不合理，储能电池过充或者过放，母线电压跌落等问题。传统的集中式控制和分散式控制通常采用多个储能装置协调工作。在集中式控制中，一旦中央控制器发生故障，整个储能系统均将受到影响不能正常工作，可靠性较低。而分散式控制存在电压调节能力和负载分配能力差的问题，存在较大误差，特别是当线路阻抗不可忽略时，分散式控制将会降低系统的电能质量。
发明内容
本发明要解决的技术问题在于，提供一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法。
本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：
构造一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法，包括以下步骤：
步骤S010，根据相邻节点的平均电压值以及本节点电压的采样值，计算本节点的平均电压值vavgi；
步骤S020，根据储能单元内蓄电池的荷电状态和输出功率的采样值，并考虑储能电池功率越限的因素，计算蓄电池的状态变量xi；
步骤S030，采用积分器，以第i个储能单元内蓄电池的状态变量xi和与之通信的第j个复合储能单元内蓄电池的状态变量xj的差值作为输入信号，获取用于调节荷电状态的蓄电池参考电压修正量Δvxi；
步骤S040，采用PI控制器，以第i个节点的平均电压vavgi与母线参考电压vref的差值作为输入信号，获取用于调节母线平均电压的参考电压修正量Δvvi；
步骤S050，将用于调节荷电状态的蓄电池参考电压修正量Δvxi、用于调节母线平均电压的参考电压修正量Δvvi和母线参考电压vref相加，形成一次控制的电压给定值
步骤S060，根据所述电压给定值采用基于下垂控制的一次控制，生成控制DC/DC变换器的PWM信号。
步骤S070，当储能电池SoC达到上限时，通过控制端口参考电压，光伏电池从MPPT模式切换到削减模式；当储能电池SoC达到下限时，启动切负荷装置。
优选地，在所述步骤S010中，第i个节点的平均电压为
其中，vdci是第i个储能单元的出口母线电压，aij是第i个储能单元与第j个储能单元之间的通讯权重，aij>0表示第i个储能单元与第j个储能单元之间能相互交换信息，aij＝0表示两者之间不能相互通讯；vavgj是指与第i个储能单元相邻的储能单元j的平均电压值，j∈Ni，Ni是与第i个储能单元相互通讯的储能单元的集合。
优选地，在所述步骤S020中，第i个储能单元的状态变量xi为：
其中，PBSUi是第i个储能单元的输出功率，SoCi是指第i个储能单元的荷电状态，SoCmin是储能单元正常工作时荷电状态的下限，SoCmax是储能单元正常工作时荷电状态的上限，PHi＝Pmaxi-Pmarg，PLi＝Pmini+Pmarg，Pmaxi是第i个储能单元允许输出的最大极限功率，Pmini是第i个储能单元允许输出的最小极限功率，Pmarg是电池输出功率距极限值的裕度，xavg为xi的平均值，kmi为保证储能单元的输出功率不超过给定值的系数，F(SoCi)是与第i个储能单元的荷电状态相关的函数，
优选地，在所述步骤S030中，用于调节荷电状态的蓄电池参考电压修正量为
其中，kIX为积分器的积分系数，aij是第i个储能单元与第j个储能单元之间的通讯权重，aij>0表示第i个储能单元与第j个储能单元之间能相互交换信息，aij＝0表示两者之间不能相互通讯。
优选地，在所述步骤S040中，用于调节母线平均电压的参考电压修正量为
Δvvi＝kP(vref-vavgi)+kI∫(vref-vavgi)dt，
其中，kP为PI控制器的比例系数，kI为PI控制器的积分系数。
优选地，在所述步骤S050中，经二次控制修正后，一次控制的电压给定值为
优选地，在所述步骤S060中，经下垂控制得到的各储能单元的端口的母线电压为
其中，ri是第i个储能单元对应控制器的下垂系数，idci是第i个储能单元的电感电流。
优选地，在所述步骤S060中，一次控制采用电压电流双闭环控制方式：
(a)将直流母线电压的实际值与由下垂控制决定的期望值的差值经电压外环控制器GV(s)得到电感电流的参考值；
(b)将电感电流的参考值与实测值之差经电流内环控制器GI(s)得到一组调制信号；
(c)将所述电感电流的参考值和调制信号送入PWM信号发生器与三角载波比较，得到控制各变换器开断的PWM控制信号。
优选地，在所述步骤S060中，电压外环控制器GV(s)、电流内环控制器GI(s)均采用PI控制；
其中，kPV为电压外环PI控制器的比例系数，kIV为电压外环PI控制器的积分系数，kPC为电流内环PI控制器的比例系数，kIC为电流内环PI控制器的积分系数。
优选地，在所述步骤S070中，当SoCi≥SoCmaxi，则PV出口处的参考电压需满足
其中，Ts为采样周期，αi是储能电池SoC的参考变化率，kpi是限制储能电池SoC越界的系数；当SoCi≤SoCmini，则启动切负荷装置；当SoCmini≤SoCi≤SoCmaxi，则系统继续运行；SoCi是指第i个储能单元的荷电状态，SoCmin是储能单元正常工作时荷电状态的下限，SoCmax是储能单元正常工作时荷电状态的上限。
实施本发明一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法，具有以下有益效果：
(1)本发明定义了与储能单元荷电状态SoC相关的功率分配状态变量xi，通过控制状态变量xi达到一致，从而使不平衡功率在储能电池之间依SoC状态进行分配，并考虑了储能电池功率越界的问题，避免了系统的过负载运行。与现有技术中其他直接控制储能单元SoC的控制策略相比，避免了荷电状态不同的储能单元之间的形成环流，提高了系统效率，延长了储能单元的使用寿命。
(2)本发明采用分层的控制策略，通过二次控制产生的电压修正量，补偿了一次传统下垂控制可能出现的电压偏差，使各储能单元出口母线电压的平均值达到了电压参考值，有效提高了系统的电压水平。与现有技术的集中式控制相比，本发明提供的分布式控制不需要中央控制器，具有较高的可靠性；与传统的分散式控制相比，克服了控制存在电压偏差的缺陷。
(3)本发明考虑到储能电池的SoC达到限制的问题，提出了在直流微网孤岛模式下基于PVs-BSUs和可控负载的协同控制策略，可有效限制储能单元的过冲或过放。
附图说明
下面将结合附图及实施例对本发明作进一步说明，附图中：
图1是由PVs和BSUs构成的400V分布式光储直流微网系统的示意图；
图2是实施例中的四个BSUs系统的通讯拓扑示意图；
图3是实施例中的分层控制结构示意图；
图4-6是由下垂控制切换到基于一致性的分布式控制时系统的响应特性曲线：图4是对应母线电压的响应特性曲线，图5是对应各母线平均电压的响应特性曲线，图6是对应各个BSU的输出功率的响应特性曲线；
图7-9是实施例当中出现链路通讯故障时的母线电压：图7是对应发生单链路(1-2)通讯故障时的母线电压，图8是对应2s发生双链路(1-2、2-3)通讯故障时的母线电压，图9是对应4s发生双链路(1-2、2-3)通讯故障时的母线电压。
图10-14是功率限幅控制作用时系统的相应特性曲线：图10是对应母线电压的响应特性曲线，图11是对应各母线平均电压的响应特性曲线，图12是对应各个BSU的输出功率的响应特性曲线，图13是对应各个BSU的状态变量的响应特性曲线，图14是对应各个BSU的荷电状态SoC的响应特性曲线。
图15-18是光伏电池、储能单元和可控负载协调控制作用时系统的相应特性曲线：图15是对应光照强度的响应特性曲线，图16是对应各PV输出功率的响应特性曲线，图17是对应各个BSU的输出功率的响应特性曲线，图18是对应各个BSU的荷电状态SoC的响应特性曲线。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图详细说明本发明的具体实施方式。
图1是由光储电池PVs和储能单元BSUs构成的400V分布式光储直流微网系统的系统结构示意图；该系统包括物理层和网络层；其中物理层包括PVs、BSUs和负载；网络层包括通讯链路，如图1中虚线所示，用于完成BSUs之间的信息交换。双向DC-DC变换器提供储能单元和直流微电网之间的能源接口。以下结合该系统来具体阐述实施例提供的一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法。
对于上述系统而言，采用本实施例提供的一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法的控制目标是使系统中各BSU出口母线处的计算平均电压vavgi稳定在额定值400V，并且对各储能电池按SoC水平的高低进行功率分配；对4组PVs进行恒功率控制，输出功率PPVi(i＝1，2，3，4)均为10kW，负载采用恒阻抗负载，各分布式电源处的负载Rload1＝25Ω，Rload2＝20Ω，Rload3＝35Ω，Rload4＝7.5Ω，线路阻抗Rlinei＝0.02Ω(i＝1,2,3,4)。
为保证控制的有效，通讯拓扑中必须含有至少一条生成树，在本实施例中采用图2所示的环形通讯拓扑，当任意一条通讯链路断开或某一BSU退出运行时，系统中仍能包含一条生成树，具有较高的可靠性。
实施例提供的一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法，包括互相连接的一次控制单元和二次控制单元；一次控制单元采用下垂控制，其电压指令值由二次控制单元产生；图3是实施例中的分层控制结构示意图；其中二次控制对直流母线电压参考值进行修正，包括根据各蓄电池荷电状态的偏差获取的关于荷电状态的参考电压修正量和根据节点平均电压获取的关于平均电压的参考电压修正量，两修正量与直流母线电压参考值相加得到修正后的电压参考值作为输入送入一次控制；一次控制单元采用传统的下垂控制策略，电压外环电流内环的双闭环控制方式，不依赖于信息的通讯；经下垂控制决定的给定值与直流母线电压的实际值之差，经电压外环控制器GV(s)得到电感电流的参考值，电感电流的参考值与实测值之差经电流内环控制器GI(s)得到一组调制信号，送入PWM信号发生器与三角载波比较，得到控制各变换器开断的PWM控制信号，GV(s)、GI(s)均采用PI控制。
本实例中，对各BSU均采用相同的控制器，各控制器参数经调试取值如下：
一次控制：电压环：kPV＝50，kIV＝1000；电流环：kPC＝2，kIC＝200；下垂系数Rdi＝0.2(i＝1,2,3,4)。
二次控制：SoC控制：kIX＝0.2；平均电压控制：kP＝0.5，kI＝50。
实施例提供的一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法，具体包括如下步骤：
(1)采样测量获取第i个节点的电压vdci，并根据接收的相邻节点j的平均电压值vavgj，计算第i个节点的平均电压值并将第i个节点的平均电压值vavgi传递给相邻节点；
其中，aij是第i个储能单元与第j个储能单元之间的通讯权重，aij>0表示第i个储能单元与第j个储能单元之间能相互交换信息，aij＝0表示两者之间不能相互通讯；vavgj是指与第i个储能单元相邻的储能单元j的平均电压值，j∈Ni，Ni是与第i个储能单元相互通讯的储能单元的集合。
(2)采样测量获取各BSUs单元的荷电状态SoC和输出功率PBSU，计算各BSU的状态变量xi，将该状态变量xi的信息传递给相邻节点，并计算xi的平均值xavg：
其中，PBSUi是第i个储能单元的输出功率，SoCi是指第i个储能单元的荷电状态；SoCmin是储能单元正常工作时荷电状态的下限，实施例中取0.4；SoCmax是储能单元正常工作时荷电状态的上限，实施例中取0.9；PHi＝Pmaxi-Pmarg，PLi＝Pmini+Pmarg，Pmaxi是第i个储能单元允许输出的最大功率，Pmini是第i个储能单元允许输出的最小功率，Pmarg是电池输出功率距极限值的裕度，xavg为xi的平均值，kmi为保证储能单元的输出功率不超过给定值的系数，F(SoCi)是与第i个储能单元的荷电状态相关的函数，
(3)采用积分器，以第i个储能单元的状态变量和与之通信的第j个储能单元的状态变量的差值作为输入信号，获取用于调节SoC的参考电压修正量Δvxi：
其中，kIX为积分器的积分系数。
(4)采用PI控制器，以参考电压vref与第i个节点的平均电压值vavgi的差值作为输入信号，输出调节平均电压的参考电压修正量Δvvi：
Δvvi＝kP(vref-vavgi)+kI∫(vref-vavgi)dt，
其中，kP为PI控制器的比例系数，kI为PI控制器的积分系数，vref是指母线参考电压。
(5)将上述两个参考电压修正量Δvxi、Δvvi与参考电压vref相加，形成一次控制的电压给定值作为一次控制的输入信号：
(6)一次控制采用下垂控制，经下垂控制得到的各储能单元的端口的母线电压为
其中，ri是第i个储能单元对应控制器的下垂系数，idci是第i个储能单元的电感电流。
(7)一次控制采用电压电流双闭环控制方式。直流母线电压的实际值和由下垂控制决定的期望值之差，经电压外环控制器GV(s)得到电感电流的参考值，电感电流的参考值与实测值之差经电流内环控制器GI(s)得到一组调制信号，送入PWM信号发生器与三角载波比较，得到控制各变换器开断的PWM控制信号；
其中，GV(s)、GI(s)均采用PI控制；
式中，kPV和kIV分别为电压环PI控制器的比例系数和积分系数，kPC和kIC分别为电流环PI控制器的比例系数和积分系数。
(8)采样测量获取相邻采样时刻各储能单元的荷电状态和
当SoCi≥SoCmaxi，则PV出口处的参考电压需满足
其中，Ts为采样周期，αi是储能电池SoC的参考变化率，kpi是限制储能电池SoC越界的系数。
当SoCi≤SoCmini，则根据可提供的瞬时功率进行减载；
当SoCmini≤SoCi≤SoCmaxi，则系统继续运行。
采用在PSCAD/EMTDC软件中对实施例提供的控制方法与传统下垂控制方法进行对比，仿真结果如图4-6所示。仿真前5s采用一次控制(下垂控制)，在5s时切换到一致性控制，系统额定电压为400V。从图4-6中可以看出，采用一致性算法前，各母线电压低于额定值，功率也不是平均分配，4节点由于功率缺额最大，输出功率最高，且母线电压最低，约396.7V，采用一致性控制策略后，各节点母线电压水平整体提高，约1s后，各储能单元出口的平均电压均趋于400V，输出功率也趋于一致，约2s后达到稳态值，节点4的电压升高至399.4V左右。有效地提高了母线电压水平，并使储能单元的出力均衡。
图7-9是在采用本实施例所提供的控制方法下，当BSU之间通讯故障时，系统的响应特性曲线；在2s时切换到一致性控制，如图7所示，由于单链路故障不会导致连接的丢失，生成树仍然存在，功率仍然被均匀分配并收敛；双链路失效的响应特性如图8、9所示。在图8中，由于没有生成树存在，BSU2完全孤立，功率分配无法达到一致；4.5s之后通信链路恢复，功率逐渐达到一致。在图9显示了在4s时发生双链路失效的情况，此时系统功率分配已经收敛，尽管双链路失效，系统功率的分配几乎不受影响，故障发生时系统已经达到稳态。仿真结果表明，在图3所示的环形通讯拓扑条件下，本发明提出的基于一致性的分布式直流微电网的储能控制方法具有较高的可靠性。
图10-14是功率限幅控制作用时，系统的相应特性曲线；设电池4的最大输出极限功率为10kW，其余电池的最大输出极限功率为15kW，选取Pmarg＝0.5kW，蓄电池SOC的正常工作范围均为0.4～0.9，当蓄电池SOC下降到0.44时启动切负荷装置，充电至0.86时启动光伏减功率运行模式。基于以上设定条件，xavg能取到的最大值为0.3，保证蓄电池输出功率不越限的最小kmi为1850，仿真时取kmi＝1850。初始时刻各节点的电阻负载均为20Ω，3s时在4节点增加10Ω的电阻负载，蓄电池4的输出功率达到临界功率9.5kW，功率限幅开始作用，蓄电池4的输出功率被限制在10kW以下，如图12所示。8s时10Ω电阻负载切除，由于蓄电池4的荷电状态SoC高于其他蓄电池，因此其输出功率也高于其他蓄电池，如图12、14所示。在此期间，直流母线平均电压vavgi和状态变量xi均保持一致性，并且直流母线电压均保持在400V附近，如图10-12所示。随着蓄电池放电深度增加，蓄电池4的输出功率会越来越接近10kW，但是基于合理选取的kmi，在启动切负荷之前，蓄电池4的输出功率不会超过10kW。
图15-18是光伏电池、储能单元和可控负载协调控制作用时系统的相应特性曲线。假设每个节点均带有15Ω的重要负载和20Ω的可控负载。BSU的正常SoC范围是从0.4-0.9，PV转化为MPPT模式的SoC临界值是0.86，切可控负载的SoC临界值是0.44，SoC接近上限值的仿真结果如图15-18所示。在开始的阶段，光照强度较大，如图15所示，储能电池充电SoC达到了较高的水平，如图18所示。当SoC超过0.86，PV从MPPT模式转化为削减模式，PV的输入功率下降，如图16所示。在削减模式下，充电功率几乎减小为0，如图17所示。控制储能单元SoC的变化速度，以免SoC越限频繁开断。在9.5s时，随着光照强度变弱，PV逐渐从削减模式转变为MPPT模式。此外，储能电池从充电切换到放电模式，系统恢复正常工作状态。
上面结合附图对本发明的实施例进行了描述，但是本发明并不局限于上述的具体实施方式，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，而不是限制性的，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，在不脱离本发明宗旨和权利要求所保护的范围情况下，还可做出很多形式，这些均属于本发明的保护之内。
Claims (10)
1.一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤S010，根据相邻节点的平均电压值以及本节点电压的采样值，计算本节点的平均电压值vavgi；
步骤S020，根据储能单元内蓄电池的荷电状态和输出功率的采样值，并考虑储能电池功率越限的因素，计算蓄电池的状态变量xi；
步骤S030，采用积分器，以第i个储能单元内蓄电池的状态变量xi和与之通信的第j个复合储能单元内蓄电池的状态变量xj的差值作为输入信号，获取用于调节荷电状态的蓄电池参考电压修正量Δvxi；
步骤S040，采用PI控制器，以第i个节点的平均电压vavgi与母线参考电压vref的差值作为输入信号，获取用于调节母线平均电压的参考电压修正量Δvvi；
步骤S050，将用于调节荷电状态的蓄电池参考电压修正量Δvxi、用于调节母线平均电压的参考电压修正量Δvvi和母线参考电压vref相加，形成一次控制的电压给定值
步骤S060，根据所述电压给定值采用基于下垂控制的一次控制，生成控制DC/DC变换器的PWM信号；
步骤S070，当储能电池SoC达到上限时，通过控制端口参考电压，光伏电池从MPPT模式切换到削减模式；当储能电池SoC达到下限时，启动切负荷装置。
2.根据权利要求1所述的一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法，其特征在于，在所述步骤S010中，第i个节点的平均电压为
<mrow>
<msub>
<mi>v</mi>
<mrow>
<mi>a</mi>
<mi>v</mi>
<mi>g</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>=</mo>
<msub>
<mi>v</mi>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>c</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>-</mo>
<mo>&Integral;</mo>
<munderover>
<mo>&Sigma;</mo>
<mrow>
<mi>j</mi>
<mo>=</mo>
<mn>1</mn>
</mrow>
<mi>N</mi>
</munderover>
<msub>
<mi>a</mi>
<mrow>
<mi>i</mi>
<mi>j</mi>
</mrow>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<msub>
<mi>v</mi>
<mrow>
<mi>a</mi>
<mi>v</mi>
<mi>g</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>v</mi>
<mrow>
<mi>a</mi>
<mi>v</mi>
<mi>g</mi>
<mi>j</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mi>d</mi>
<mi>t</mi>
<mo>,</mo>
</mrow>
其中，vdci是第i个储能单元的出口母线电压，aij是第i个储能单元与第j个储能单元之间的通讯权重，aij>0表示第i个储能单元与第j个储能单元之间能相互交换信息，aij＝0表示两者之间不能相互通讯；vavgj是指与第i个储能单元相邻的储能单元j的平均电压值，j∈Ni，Ni是与第i个储能单元相互通讯的储能单元的集合。
3.根据权利要求1所述的一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法，其特征在于，在所述步骤S020中，第i个储能单元的状态变量xi为：
<mrow>
<msub>
<mi>x</mi>
<mi>i</mi>
</msub>
<mo>=</mo>
<mfenced open = "{" close = "">
<mtable>
<mtr>
<mtd>
<mrow>
<mfrac>
<msub>
<mi>P</mi>
<mrow>
<mi>B</mi>
<mi>S</mi>
<mi>U</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mrow>
<msub>
<mi>SoC</mi>
<mi>i</mi>
</msub>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>SoC</mi>
<mi>min</mi>
</msub>
</mrow>
</mfrac>
<mo>+</mo>
<msub>
<mi>k</mi>
<mrow>
<mi>m</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<msub>
<mi>x</mi>
<mrow>
<mi>a</mi>
<mi>v</mi>
<mi>g</mi>
</mrow>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<msub>
<mi>P</mi>
<mrow>
<mi>B</mi>
<mi>S</mi>
<mi>U</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>P</mi>
<mrow>
<mi>H</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>,</mo>
<msub>
<mi>P</mi>
<mrow>
<mi>B</mi>
<mi>S</mi>
<mi>U</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>&GreaterEqual;</mo>
<msub>
<mi>P</mi>
<mrow>
<mi>H</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
</mrow>
</mtd>
</mtr>
<mtr>
<mtd>
<mrow>
<mfrac>
<msub>
<mi>P</mi>
<mrow>
<mi>B</mi>
<mi>S</mi>
<mi>U</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mrow>
<mi>F</mi>
<mrow>
<mo>(</mo>
<msub>
<mi>SoC</mi>
<mi>i</mi>
</msub>
<mo>)</mo>
</mrow>
</mrow>
</mfrac>
<mo>,</mo>
<msub>
<mi>P</mi>
<mrow>
<mi>L</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mo><</mo>
<msub>
<mi>P</mi>
<mrow>
<mi>B</mi>
<mi>S</mi>
<mi>U</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mo><</mo>
<msub>
<mi>P</mi>
<mrow>
<mi>H</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
</mrow>
</mtd>
</mtr>
<mtr>
<mtd>
<mrow>
<mfrac>
<msub>
<mi>P</mi>
<mrow>
<mi>B</mi>
<mi>S</mi>
<mi>U</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mrow>
<msub>
<mi>SoC</mi>
<mi>max</mi>
</msub>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>SoC</mi>
<mi>i</mi>
</msub>
</mrow>
</mfrac>
<mo>+</mo>
<msub>
<mi>k</mi>
<mrow>
<mi>m</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<msub>
<mi>x</mi>
<mrow>
<mi>a</mi>
<mi>v</mi>
<mi>g</mi>
</mrow>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<msub>
<mi>P</mi>
<mrow>
<mi>H</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>P</mi>
<mrow>
<mi>B</mi>
<mi>S</mi>
<mi>U</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>,</mo>
<msub>
<mi>P</mi>
<mrow>
<mi>B</mi>
<mi>S</mi>
<mi>U</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>&le;</mo>
<msub>
<mi>P</mi>
<mrow>
<mi>L</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
</mrow>
</mtd>
</mtr>
</mtable>
</mfenced>
<mo>,</mo>
</mrow>
其中，PBSUi是第i个储能单元的输出功率，SoCi是指第i个储能单元的荷电状态，SoCmin是储能单元正常工作时荷电状态的下限，SoCmax是储能单元正常工作时荷电状态的上限，PHi＝Pmaxi-Pmarg，PLi＝Pmini+Pmarg，Pmaxi是第i个储能单元允许输出的最大极限功率，Pmini是第i个储能单元允许输出的最小极限功率，Pmarg是电池输出功率距极限值的裕度，xavg为xi的平均值，kmi为保证储能单元的输出功率不超过给定值的系数，F(SoCi)是与第i个储能单元的荷电状态相关的函数，
<mrow>
<mi>F</mi>
<mrow>
<mo>(</mo>
<msub>
<mi>SoC</mi>
<mi>i</mi>
</msub>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>=</mo>
<mfenced open = "{" close = "">
<mtable>
<mtr>
<mtd>
<mrow>
<msub>
<mi>SoC</mi>
<mi>i</mi>
</msub>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>SoC</mi>
<mrow>
<mi>m</mi>
<mi>i</mi>
<mi>n</mi>
</mrow>
</msub>
</mrow>
</mtd>
<mtd>
<mrow>
<mi>i</mi>
<mi>f</mi>
<mi> </mi>
<msub>
<mi>P</mi>
<mrow>
<mi>B</mi>
<mi>S</mi>
<mi>U</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>&GreaterEqual;</mo>
<mn>0</mn>
</mrow>
</mtd>
</mtr>
<mtr>
<mtd>
<mrow>
<msub>
<mi>SoC</mi>
<mrow>
<mi>m</mi>
<mi>a</mi>
<mi>x</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>SoC</mi>
<mi>i</mi>
</msub>
</mrow>
</mtd>
<mtd>
<mrow>
<mi>i</mi>
<mi>f</mi>
<mi> </mi>
<msub>
<mi>P</mi>
<mrow>
<mi>B</mi>
<mi>S</mi>
<mi>U</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mo><</mo>
<mn>0</mn>
</mrow>
</mtd>
</mtr>
</mtable>
</mfenced>
<mo>.</mo>
</mrow>
4.根据权利要求3所述的一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法，其特征在于，在所述步骤S030中，用于调节荷电状态的蓄电池参考电压修正量为
<mrow>
<msub>
<mi>&Delta;v</mi>
<mrow>
<mi>x</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>=</mo>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>k</mi>
<mrow>
<mi>I</mi>
<mi>X</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>&Integral;</mo>
<munderover>
<mo>&Sigma;</mo>
<mrow>
<mi>j</mi>
<mo>=</mo>
<mi>i</mi>
</mrow>
<mi>N</mi>
</munderover>
<msub>
<mi>a</mi>
<mrow>
<mi>i</mi>
<mi>j</mi>
</mrow>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<msub>
<mi>x</mi>
<mi>i</mi>
</msub>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>x</mi>
<mi>j</mi>
</msub>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mi>d</mi>
<mi>t</mi>
<mo>,</mo>
</mrow>
其中，kIX为积分器的积分系数，aij是第i个储能单元与第j个储能单元之间的通讯权重，aij>0表示第i个储能单元与第j个储能单元之间能相互交换信息，aij＝0表示两者之间不能相互通讯。
5.根据权利要求3所述的一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法，其特征在于，在所述步骤S040中，用于调节母线平均电压的参考电压修正量为
Δvvi＝kP(vref-vavgi)+kI∫(vref-vavgi)dt，
其中，kP为PI控制器的比例系数，kI为PI控制器的积分系数。
6.根据权利要求1所述的一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法，其特征在于，在所述步骤S050中，经二次控制修正后，一次控制的电压给定值为
<mrow>
<msubsup>
<mi>v</mi>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>c</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
<mo>*</mo>
</msubsup>
<mo>=</mo>
<msub>
<mi>v</mi>
<mrow>
<mi>r</mi>
<mi>e</mi>
<mi>f</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>+</mo>
<msub>
<mi>&Delta;v</mi>
<mrow>
<mi>x</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>+</mo>
<msub>
<mi>&Delta;v</mi>
<mrow>
<mi>v</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>.</mo>
</mrow>
7.根据权利要求1所述的一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法，其特征在于，在所述步骤S060中，经下垂控制得到的各储能单元的端口的母线电压为
<mrow>
<msub>
<mi>v</mi>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>c</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>=</mo>
<msubsup>
<mi>v</mi>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>c</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
<mo>*</mo>
</msubsup>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>r</mi>
<mi>i</mi>
</msub>
<msub>
<mi>i</mi>
<mrow>
<mi>d</mi>
<mi>c</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>,</mo>
</mrow>
其中，ri是第i个储能单元对应控制器的下垂系数，idci是第i个储能单元的电感电流。
8.根据权利要求1所述的一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法，其特征在于，在所述步骤S060中，一次控制采用电压电流双闭环控制方式：
(a)将直流母线电压的实际值与由下垂控制决定的期望值的差值经电压外环控制器GV(s)得到电感电流的参考值；
(b)将电感电流的参考值与实测值之差经电流内环控制器GI(s)得到一组调制信号；
(c)将所述电感电流的参考值和调制信号送入PWM信号发生器与三角载波比较，得到控制各变换器开断的PWM控制信号。
9.根据权利要求8所述的一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法，其特征在于，在所述步骤S060中，电压外环控制器GV(s)、电流内环控制器GI(s)均采用PI控制；
<mrow>
<msub>
<mi>G</mi>
<mi>V</mi>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mi>s</mi>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>=</mo>
<msub>
<mi>k</mi>
<mrow>
<mi>P</mi>
<mi>V</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>+</mo>
<mfrac>
<msub>
<mi>k</mi>
<mrow>
<mi>I</mi>
<mi>V</mi>
</mrow>
</msub>
<mi>s</mi>
</mfrac>
<mo>,</mo>
</mrow>
<mrow>
<msub>
<mi>G</mi>
<mi>I</mi>
</msub>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mi>s</mi>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>=</mo>
<msub>
<mi>k</mi>
<mrow>
<mi>P</mi>
<mi>C</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>+</mo>
<mfrac>
<msub>
<mi>k</mi>
<mrow>
<mi>I</mi>
<mi>C</mi>
</mrow>
</msub>
<mi>s</mi>
</mfrac>
<mo>,</mo>
</mrow>
其中，kPV为电压外环PI控制器的比例系数，kIV为电压外环PI控制器的积分系数，kPC为电流内环PI控制器的比例系数，kIC为电流内环PI控制器的积分系数。
10.根据权利要求1所述的一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法，其特征在于，在所述步骤S070中，当SoCi≥SoCmaxi，则PV出口处的参考电压需满足
<mrow>
<mfenced open = "{" close = "">
<mtable>
<mtr>
<mtd>
<mrow>
<msubsup>
<mi>V</mi>
<mrow>
<mi>r</mi>
<mi>e</mi>
<mi>f</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
<mrow>
<mi>k</mi>
<mo>+</mo>
<mn>1</mn>
</mrow>
</msubsup>
<mo>=</mo>
<msubsup>
<mi>V</mi>
<mrow>
<mi>r</mi>
<mi>e</mi>
<mi>f</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
<mi>k</mi>
</msubsup>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>k</mi>
<mrow>
<mi>p</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
</msub>
<mo>&times;</mo>
<mrow>
<mo>(</mo>
<mfrac>
<mrow>
<msubsup>
<mi>SoC</mi>
<mi>i</mi>
<mrow>
<mi>k</mi>
<mo>+</mo>
<mn>1</mn>
</mrow>
</msubsup>
<mo>-</mo>
<msubsup>
<mi>SoC</mi>
<mi>i</mi>
<mi>k</mi>
</msubsup>
</mrow>
<msub>
<mi>T</mi>
<mi>s</mi>
</msub>
</mfrac>
<mo>-</mo>
<msub>
<mi>&alpha;</mi>
<mi>i</mi>
</msub>
<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>,</mo>
<mfrac>
<mrow>
<msubsup>
<mi>SoC</mi>
<mi>i</mi>
<mrow>
<mi>k</mi>
<mo>+</mo>
<mn>1</mn>
</mrow>
</msubsup>
<mo>-</mo>
<msubsup>
<mi>SoC</mi>
<mi>i</mi>
<mi>k</mi>
</msubsup>
</mrow>
<msub>
<mi>T</mi>
<mi>s</mi>
</msub>
</mfrac>
<mo>></mo>
<msub>
<mi>&alpha;</mi>
<mi>i</mi>
</msub>
</mrow>
</mtd>
</mtr>
<mtr>
<mtd>
<mrow>
<msubsup>
<mi>V</mi>
<mrow>
<mi>r</mi>
<mi>e</mi>
<mi>f</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
<mrow>
<mi>k</mi>
<mo>+</mo>
<mn>1</mn>
</mrow>
</msubsup>
<mo>=</mo>
<msubsup>
<mi>V</mi>
<mrow>
<mi>r</mi>
<mi>e</mi>
<mi>f</mi>
<mi>i</mi>
</mrow>
<mi>k</mi>
</msubsup>
<mo>,</mo>
<mfrac>
<mrow>
<msubsup>
<mi>SoC</mi>
<mi>i</mi>
<mrow>
<mi>k</mi>
<mo>+</mo>
<mn>1</mn>
</mrow>
</msubsup>
<mo>-</mo>
<msubsup>
<mi>SoC</mi>
<mi>i</mi>
<mi>k</mi>
</msubsup>
</mrow>
<msub>
<mi>T</mi>
<mi>s</mi>
</msub>
</mfrac>
<mo>&le;</mo>
<msub>
<mi>&alpha;</mi>
<mi>i</mi>
</msub>
</mrow>
</mtd>
</mtr>
</mtable>
</mfenced>
<mo>,</mo>
</mrow>
其中，Ts为采样周期，αi是储能电池SoC的参考变化率，kpi是限制储能电池SoC越界的系数；当SoCi≤SoCmini，则启动切负荷装置；当SoCmini≤SoCi≤SoCmaxi，则系统继续运行；SoCi是指第i个储能单元的荷电状态，SoCmin是储能单元正常工作时荷电状态的下限，SoCmax是储能单元正常工作时荷电状态的上限。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710676359.4A CN107508277B (zh) | 2017-08-09 | 2017-08-09 | 一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710676359.4A CN107508277B (zh) | 2017-08-09 | 2017-08-09 | 一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN107508277A true CN107508277A (zh) | 2017-12-22 |
| CN107508277B CN107508277B (zh) | 2019-10-29 |
Family
ID=60690654
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201710676359.4A Active CN107508277B (zh) | 2017-08-09 | 2017-08-09 | 一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN107508277B (zh) |
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109638840A (zh) * | 2018-10-19 | 2019-04-16 | 中国南方电网有限责任公司 | 一种含光伏配电网分布式储能协调电压控制方法 |
| CN109687490A (zh) * | 2018-12-14 | 2019-04-26 | 燕山大学 | 分布式储能系统的变调节因子soc下垂控制方法 |
| CN110212516A (zh) * | 2019-05-17 | 2019-09-06 | 华中科技大学 | 一种考虑时延的直流微电网储能分布式控制方法 |
| CN110247414A (zh) * | 2019-07-04 | 2019-09-17 | 中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司 | 用于超级ups的直流母线电压稳定控制方法、装置及系统 |
| CN111969693A (zh) * | 2020-08-28 | 2020-11-20 | 广东电网有限责任公司佛山供电局 | 一种多智能体锂电池集群储能系统 |
| CN111987712A (zh) * | 2020-07-29 | 2020-11-24 | 浙江大学 | 多电压等级直流配电网储能下垂系数分布式控制方法 |
| CN112583279A (zh) * | 2020-12-15 | 2021-03-30 | 武汉力行远方电源科技有限公司 | 一种适用于双向隔离型dcdc变换器的控制方法及系统 |
| CN113612253A (zh) * | 2021-08-06 | 2021-11-05 | 北京空间飞行器总体设计部 | 一种高压母线航天器功率并网控制装置 |
| CN113890004A (zh) * | 2021-09-30 | 2022-01-04 | 国网江苏省电力有限公司连云港供电分公司 | 一种基于直流微电网的多储能控制方法 |
| CN114094664A (zh) * | 2021-11-22 | 2022-02-25 | 江南大学 | 分布式电池储能系统SoC平衡控制方法及系统 |
| CN115000994A (zh) * | 2022-04-08 | 2022-09-02 | 贵州大学 | 一种多储能单元分组一致性功率分配方法 |
| CN115528667A (zh) * | 2022-11-28 | 2022-12-27 | 西华大学 | 一种直流微电网集群控制系统及其多级协同控制方法 |
| CN116111645A (zh) * | 2023-01-06 | 2023-05-12 | 国网山东省电力公司潍坊供电公司 | 一种适用于低压并网型储能系统及控制方法 |
| CN116565917A (zh) * | 2023-07-05 | 2023-08-08 | 华北电力大学 | 一种分布式飞轮储能系统的一致性控制方法及控制系统 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104701873A (zh) * | 2015-03-27 | 2015-06-10 | 国家电网公司 | 一种用于跟踪风电计划出力的电池储能系统优化控制方法 |
| US20150214754A1 (en) * | 2014-01-27 | 2015-07-30 | Lsis Co., Ltd. | Method of controlling charging and discharging of battery energy storage device and the battery energy storage device for the same |
| CN105870911A (zh) * | 2016-05-17 | 2016-08-17 | 国网浙江省电力公司电力科学研究院 | 一种直流微电网多源协调控制方法 |
| CN107017615A (zh) * | 2017-05-23 | 2017-08-04 | 华中科技大学 | 一种基于一致性的直流电弹簧分布式控制方法及系统 |
-
2017
- 2017-08-09 CN CN201710676359.4A patent/CN107508277B/zh active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20150214754A1 (en) * | 2014-01-27 | 2015-07-30 | Lsis Co., Ltd. | Method of controlling charging and discharging of battery energy storage device and the battery energy storage device for the same |
| CN104701873A (zh) * | 2015-03-27 | 2015-06-10 | 国家电网公司 | 一种用于跟踪风电计划出力的电池储能系统优化控制方法 |
| CN105870911A (zh) * | 2016-05-17 | 2016-08-17 | 国网浙江省电力公司电力科学研究院 | 一种直流微电网多源协调控制方法 |
| CN107017615A (zh) * | 2017-05-23 | 2017-08-04 | 华中科技大学 | 一种基于一致性的直流电弹簧分布式控制方法及系统 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 顾伟等: "基于有线时间一致性的直流微电网分布式协同控制", 《电力系统自动化》 * |
Cited By (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109638840A (zh) * | 2018-10-19 | 2019-04-16 | 中国南方电网有限责任公司 | 一种含光伏配电网分布式储能协调电压控制方法 |
| CN109687490A (zh) * | 2018-12-14 | 2019-04-26 | 燕山大学 | 分布式储能系统的变调节因子soc下垂控制方法 |
| CN109687490B (zh) * | 2018-12-14 | 2020-08-21 | 燕山大学 | 分布式储能系统的变调节因子soc下垂控制方法 |
| CN110212516A (zh) * | 2019-05-17 | 2019-09-06 | 华中科技大学 | 一种考虑时延的直流微电网储能分布式控制方法 |
| CN110247414B (zh) * | 2019-07-04 | 2022-06-07 | 中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司 | 用于超级ups的直流母线电压稳定控制方法、装置及系统 |
| CN110247414A (zh) * | 2019-07-04 | 2019-09-17 | 中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司 | 用于超级ups的直流母线电压稳定控制方法、装置及系统 |
| CN111987712A (zh) * | 2020-07-29 | 2020-11-24 | 浙江大学 | 多电压等级直流配电网储能下垂系数分布式控制方法 |
| CN111987712B (zh) * | 2020-07-29 | 2021-11-12 | 浙江大学 | 多电压等级直流配电网储能下垂系数分布式控制方法 |
| CN111969693A (zh) * | 2020-08-28 | 2020-11-20 | 广东电网有限责任公司佛山供电局 | 一种多智能体锂电池集群储能系统 |
| CN112583279A (zh) * | 2020-12-15 | 2021-03-30 | 武汉力行远方电源科技有限公司 | 一种适用于双向隔离型dcdc变换器的控制方法及系统 |
| CN112583279B (zh) * | 2020-12-15 | 2022-03-01 | 武汉葆源新能科技有限公司 | 一种适用于双向隔离型dcdc变换器的控制方法及系统 |
| CN113612253A (zh) * | 2021-08-06 | 2021-11-05 | 北京空间飞行器总体设计部 | 一种高压母线航天器功率并网控制装置 |
| CN113612253B (zh) * | 2021-08-06 | 2024-02-09 | 北京空间飞行器总体设计部 | 一种高压母线航天器功率并网控制装置 |
| CN113890004A (zh) * | 2021-09-30 | 2022-01-04 | 国网江苏省电力有限公司连云港供电分公司 | 一种基于直流微电网的多储能控制方法 |
| CN114094664A (zh) * | 2021-11-22 | 2022-02-25 | 江南大学 | 分布式电池储能系统SoC平衡控制方法及系统 |
| CN115000994A (zh) * | 2022-04-08 | 2022-09-02 | 贵州大学 | 一种多储能单元分组一致性功率分配方法 |
| CN115000994B (zh) * | 2022-04-08 | 2023-04-28 | 贵州大学 | 一种多储能单元分组一致性功率分配方法 |
| CN115528667A (zh) * | 2022-11-28 | 2022-12-27 | 西华大学 | 一种直流微电网集群控制系统及其多级协同控制方法 |
| CN115528667B (zh) * | 2022-11-28 | 2023-04-07 | 西华大学 | 一种直流微电网集群控制系统及其多级协同控制方法 |
| CN116111645A (zh) * | 2023-01-06 | 2023-05-12 | 国网山东省电力公司潍坊供电公司 | 一种适用于低压并网型储能系统及控制方法 |
| CN116565917A (zh) * | 2023-07-05 | 2023-08-08 | 华北电力大学 | 一种分布式飞轮储能系统的一致性控制方法及控制系统 |
| CN116565917B (zh) * | 2023-07-05 | 2023-09-22 | 华北电力大学 | 一种分布式飞轮储能系统的一致性控制方法及控制系统 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN107508277B (zh) | 2019-10-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107508277A (zh) | 一种基于一致性的光储直流微电网分布式协同控制方法 | |
| CN108832612B (zh) | 一种基于分层管理的直流微电网控制方法和系统 | |
| CN107017615B (zh) | 一种基于一致性的直流电弹簧分布式控制方法及系统 | |
| CN110556856B (zh) | 不依赖通信的多模式电能路由器及其无缝切换控制方法 | |
| US10211721B2 (en) | DC/AC converter apparatus comprising means for controlling the reactive power and power conversion and generation system comprising such DC/AC converter apparatus | |
| Yuan et al. | Hierarchical control of DC microgrid with dynamical load power sharing | |
| Zubieta | Power management and optimization concept for DC microgrids | |
| CN109888845B (zh) | 一种交直流混合微电网 | |
| CN105552949A (zh) | 一种直流配电网的电压协调控制方法 | |
| CN109120018B (zh) | 基于一致性迭代算法的混合配电网分布式控制方法及系统 | |
| CN109659941B (zh) | 一种交直流混合微电网自治控制方法及系统 | |
| CN111900710A (zh) | 一种并网型直流微电网协调控制方法 | |
| Adhikari et al. | Decentralized control of DC microgrid clusters | |
| CN110429578B (zh) | 一种分布式直流微电网控制方法 | |
| Rahman et al. | Utilization of parked EV-ESS for power management in a grid-tied hybrid AC/DC microgrid | |
| Zha et al. | Distributed cooperative control for multiple dc electric springs with novel topologies applied in dc microgrid | |
| CN112165113A (zh) | 基于对混合储能系统控制的保障微电网电能质量的方法 | |
| CN116031920A (zh) | 一种多端口电力电子设备的分层能量协调控制策略 | |
| CN112217193A (zh) | 光伏制氢电站和直流耦合光伏离网制氢系统及其控制方法 | |
| Chai et al. | Coordinated power control for islanded DC microgrids based on bus-signaling and fuzzy logic control | |
| CN113708359B (zh) | 一种双向dcdc变流器控制方法、系统及相关组件 | |
| Zhang et al. | Voltage segment coordinated control strategy for isolated DC microgrid with multiple energy storage units | |
| CN113595112B (zh) | 一种减少电网储能容量要求的复合型负载侧调控变流器 | |
| US20240039293A1 (en) | Control system for dispatching optimized real and reactive power set points | |
| Luo et al. | Cooperative Control for DC Microgrid with Large Power Disturbance |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |