CN108832655B - 一种微电网和微电网群的控制方法 - Google Patents

一种微电网和微电网群的控制方法 Download PDF

Info

Publication number
CN108832655B
CN108832655B CN201810615683.XA CN201810615683A CN108832655B CN 108832655 B CN108832655 B CN 108832655B CN 201810615683 A CN201810615683 A CN 201810615683A CN 108832655 B CN108832655 B CN 108832655B
Authority
CN
China
Prior art keywords
power
energy storage
microgrid
grid
control
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.)
Active
Application number
CN201810615683.XA
Other languages
English (en)
Other versions
CN108832655A (zh
Inventor
陈卫东
高立克
梁朔
文凌锋
欧阳健娜
肖静
杨艺云
迟若飞
陈绍南
郑毅
秦丽文
郭敏
高源良
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Electric Power Research Institute of Guangxi Power Grid Co Ltd
Guigang Power Supply Bureau of Guangxi Power Grid Co Ltd
Original Assignee
Electric Power Research Institute of Guangxi Power Grid Co Ltd
Guigang Power Supply Bureau of Guangxi Power Grid Co Ltd
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Electric Power Research Institute of Guangxi Power Grid Co Ltd, Guigang Power Supply Bureau of Guangxi Power Grid Co Ltd filed Critical Electric Power Research Institute of Guangxi Power Grid Co Ltd
Priority to CN201810615683.XA priority Critical patent/CN108832655B/zh
Publication of CN108832655A publication Critical patent/CN108832655A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN108832655B publication Critical patent/CN108832655B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

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
    • 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
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • 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
    • H02J3/24—Arrangements for preventing or reducing oscillations of power in networks
    • 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
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H02J3/383—
    • H02J3/386—
    • 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
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/20—Simulating, e g planning, reliability check, modelling or computer assisted design [CAD]
    • 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
    • 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
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Control Of Electrical Variables (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

本发明涉及微电网运行控制技术领域，具体涉及一种微电网和微电网群的控制方法。本发明结合微电网中逆变器下垂控制特性，提出了基于模糊控制的微电网动态稳定控制方法，解决了微电网数据信息量大，种类多，维度高，难以建模的问题，而且可以快速响应网内功率变化，实现了功率波动的消纳吸收，并且对小幅功率波动所带来的电压振荡；本发明提出了微电网、微电网群并网和离网条件下的安全控制策略，依据群内子微网不同运行状态提出了相应的控制目标，并按照不同状态下的不等式约束提出了控制措施，保证电力系统在偏离控制目标时能自我校正，在进入紧急或待恢复状态时，降低了电力系统受到的影响，提高了重要负荷的时间供电。

Description

一种微电网和微电网群的控制方法
技术领域
本发明涉及微电网运行控制技术领域，具体涉及一种微电网和微电网群的控制方法。
背景技术
微电网群规模较小，在群并网条件下依靠配电网供电，可以合理对能源进行分配管理，但网内的负荷和分布式电源(Distribution Generator，DG)功率波动仍会给系统造成一定影响，尤其在群离网条件下，没有配电网做支撑，无法及时平抑的波动甚至会让系统发生大幅震荡失去稳定。
微网集群系统中的微电网往往能彼此影响，微电网的数量和规模差异性大，所含分布式电源种类不一，因此控制方法复杂。目前，已有发明一种大规模分布式电源的微网群及其控制方法，主要在逆变器侧设计了一种背靠背的双重逆变器，电网侧和微网侧逆变器是根据储能的荷电状态执行P-Q或者下垂控制策略，未考虑分布式电源波动特性以及缺少合理的微网群层面上的控制策略。另一发明提出一种微电网系统及其微电网系统控制方法，设计的系统主要用于平滑微电网由微电网并网切换为孤岛的波动，缺少全面的微网群的实时控制模型。
发明内容
为了解决上述问题，本发明提供了一种微电网和微电网群的控制方法，具体技术方案如下：
一种微电网和微电网群的控制方法包括单个微电网运行控制方法和微电网群运行控制方法，具体如下：
(1)单个微电网的并网运行控制方法：分布式电源工作在P-Q控制模式，储能单元工作在P-Q控制模式，储能单元的储能调节功率采用模糊算法确定；
(2)单个微电网的离网运行控制方法：分布式电源工作在P-Q控制模式，储能单元工作在V-f控制模式，储能单元的储能调节功率采用模糊算法确定；
(3)微电网群的并网运行控制方法：微电网内的微电源逆变器均工作在P-Q控制模式，控制策略具体如表1所示：
表1微电网群并网运行控制策略
Figure BDA0001696858450000011
Figure BDA0001696858450000021
变量[U]表示微电网群母线电压值，[Uu]和[Ul]表示微电网群母线电压设定的上限值和下限值；WSOCi表示储能单元的荷电状态，i为储能单元的编号；当进入校正控制状态时，微电网群间交换功率由微电网群能量管理系统设定，交换功率PPCC-i可表示为：
PPCC-i＝PDG+PLD+PBA；①
其中，PDG表示分布式电源输出有功功率，PLD表示负荷有功功率，PBA表示储能单元放电有功功率；
(4)微电网群的离网运行控制方法：设置微电网群中的主储能逆变器工作在V-f模式，作为整个微电网群的电压频率支撑，其余储能逆变器均工作在P-Q控制模式；控制策略如表2所示：
表2微电网群离网运行控制策略
Figure BDA0001696858450000022
其中，Tload0→Tmax表示使重要负荷支撑时间达到最大。
优选地，所述P-Q控制模式具体为：
Figure BDA0001696858450000023
其中，Ui为微电网母线电压幅值；Pi为微电网母线有功功率；Qi为微电网母线无功功率；fi为微电网母线频率；
Figure BDA0001696858450000031
为电网额定电压基准值，Pi *为电网额定功率基准值，为fi *为电网额定频率基准值，
Figure BDA0001696858450000032
为电网额定无功功率基准值；Epi和Eqi分别为有功功率和无功功率的P-Q控制系数。
优选地，所述V-f控制模式具体为：
Figure BDA0001696858450000033
其中，Ui为微电网母线电压幅值；Pi为微电网母线有功功率；Qi为微电网母线无功功率；fi为微电网母线频率；
Figure BDA0001696858450000034
为电网额定电压基准值，Pi *为电网额定功率基准值，为fi *为电网额定频率基准值，
Figure BDA0001696858450000035
为电网额定无功功率基准值；Dpi为有功功率下垂系数，Dqi为无功功率下垂系数。
优选地，所述储能单元的储能调节功率采用模糊算法确定的具体步骤为：
(1)微电网的模糊控制器输入量设计：微电网的模糊控制器用于根据分布式电源和负荷波动特性动态调节储能单元总的储能调节功率；所述模糊控制器包括光伏单元模糊控制器、风机单元模糊控制器、负荷单元模糊控制器；
所述光伏单元模糊控制器的输入量包括光伏发电功率和光伏发电功率变化率；所述风机单元模糊控制器的输入量包括风机发电功率和风机发电功率变化率；所述负荷单元模糊控制器的输入量包括负荷功率和负荷变化率；所述光伏发电功率、风机发电功率表征发电量的大小，所述光伏发电功率变化率、风机发电功率变化率表征发电量的波动大小；所述负荷功率表征用电量的大小；所述负荷变化率表征用电量的波动大小；
(2)模糊控制器处理：根据光伏发电功率和光伏发电功率变化率得到光伏单元模糊控制器的隶属度函数和模糊规则设计原则，并确定光伏单元的储能调节比例系数；根据风机发电功率和风机发电功率变化率得到风机单元模糊控制器的隶属度函数和模糊规则设计原则，并确定风机单元的储能调节比例系数；根据负荷功率和负荷变化率得到负荷单元模糊控制器的隶属度函数和模糊规则设计原则，并确定负荷单元的储能调节比例系数；
(3)模糊控制器输出量处理：将步骤(2)得到的光伏单元的储能调节比例系数、风机单元的储能调节比例系数、负荷单元的储能调节比例系数相加得到微电网总的储能调节系数，进而得到微电网总的储能调节功率。
优选地，所述步骤(1)中光伏发电功率变化率的计算公式如下：
Figure BDA0001696858450000041
式中，PPV(n)和PPV(n-1)为微电网内所有光伏单元n时刻和n-1时刻的发电总功率，
Figure BDA0001696858450000042
为光伏单元从n-1时刻到n时刻发电总功率的变化率；
风机发电功率变化率的计算公式如下：
Figure BDA0001696858450000043
式中，PWG(n)和PWG(n-1)为微电网内所有风机单元n时刻和n-1时刻的发电总功率，
Figure BDA0001696858450000044
为风机单元从n-1时刻到n时刻发电总功率的变化率；
负荷变化率的计算公式如下：
Figure BDA0001696858450000045
式中，PLD(n)和PLD(n-1)为微电网内所有负荷单元n时刻和n-1时刻的发电总功率，同理
Figure BDA0001696858450000046
为负荷单元从n-1时刻到n时刻发电总功率的变化率。
优选地，所述步骤(3)中总的储能调节系数的计算公式为：
K＝kPV(n)+kWG(n)+kLD(n)；⑦
其中，K为总的储能调节系数，kPV(n)为光伏单元的储能调节比例系数，kWG(n)为风机单元的储能调节比例系数，kLD(n)为负荷单元的储能调节比例系数；
微电网总的储能调节功率的计算公式为：
P＝K*PBAmax；⑧
其中，P为储能单元总的储能调节功率；PBAmax为储能单元最大输出功率。
本发明的有益效果为：本发明结合微电网中逆变器下垂控制特性，提出了基于模糊控制的微电网动态稳定控制方法，解决了微电网数据信息量大，种类多，维度高，难以建模的问题，而且可以快速响应网内功率变化，实现了功率波动的消纳吸收，并且对小幅功率波动所带来的电压振荡；本发明提出了微电网、微电网群并网和离网条件下的安全控制策略，依据群内子微网不同运行状态提出了相应的控制目标，并按照不同状态下的不等式约束提出了控制措施，保证电力系统在偏离控制目标时能自我校正，在进入紧急或待恢复状态时，降低了电力系统受到的影响，提高了重要负荷的时间供电。
附图说明
图1为本发明中微电网群的控制方法示意图；
图2为本发明中模糊算法的流程示意图。
具体实施方式
为了更好的理解本发明，下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步说明：
一种微电网和微电网群的控制方法包括单个微电网运行控制方法和微电网群运行控制方法，具体如下：
(1)单个微电网的并网运行控制方法：分布式电源工作在P-Q控制模式，储能单元工作在P-Q控制模式，储能单元的储能调节功率采用模糊算法确定；
(2)单个微电网的离网运行控制方法：分布式电源工作在P-Q控制模式，储能单元工作在V-f控制模式，储能单元的储能调节功率采用模糊算法确定；
(3)如图1所示，微电网群的并网运行控制方法：微电网内的微电源逆变器均工作在P-Q控制模式，控制策略具体如表1所示，其中，安全控制是将微电网控制在正常状态，即使得[Ul]≤[U]≤[Uu]。校正控制是因为微电网处于非正常状态下，即微电网受到扰动，偏离安全正常状态但经过校正即可恢复，校正控制的目标是使得微电网处于正常状态，即[Ul]≤[U]≤[Uu]。紧急控制是在电网出现故障时微电网进行的动作，控制的目标是使得储能单元的荷电状态大于等于90％，恢复控制是在电网由故障恢复正常后，微电网群由紧急控制状态转入安全控制状态的过渡状态。
表1微电网群并网运行控制策略
Figure BDA0001696858450000051
变量[U]表示微电网群母线电压值，[Uu]和[Ul]表示微电网群母线电压设定的上限值和下限值；WSOCi表示储能单元的荷电状态，i为储能单元的编号；当进入校正控制状态时，微电网群间交换功率由微电网群能量管理系统设定，交换功率PPCC-i可表示为：
PPCC-i＝PDG+PLD+PBA；①
其中，PDG表示分布式电源输出有功功率，PLD表示负荷有功功率，PBA表示储能单元放电有功功率；
(4)微电网群的离网运行控制方法：设置微电网群中的主储能逆变器工作在V-f模式，作为整个微电网群的电压频率支撑，其余储能逆变器均工作在P-Q控制模式；控制策略如表2所示：
表2微电网群离网运行控制策略
Figure BDA0001696858450000061
其中，Tload0→Tmax表示使重要负荷支撑时间达到最大，按支路切除部分可中断负荷具体操作是跳开可中断负荷对应支路的开关。
其中，P-Q控制模式具体为：
Figure BDA0001696858450000062
其中，Ui为微电网母线电压幅值；Pi为微电网母线有功功率；Qi为微电网母线无功功率；fi为微电网母线频率；
Figure BDA0001696858450000063
为电网额定电压基准值，Pi *为电网额定功率基准值，为fi *为电网额定频率基准值，
Figure BDA0001696858450000064
为电网额定无功功率基准值；Epi和Eqi分别为有功功率和无功功率的P-Q控制系数。
其中，V-f控制模式具体为：
Figure BDA0001696858450000065
其中，Ui为微电网母线电压幅值；Pi为微电网母线有功功率；Qi为微电网母线无功功率；fi为微电网母线频率；
Figure BDA0001696858450000066
为电网额定电压基准值，Pi *为电网额定功率基准值，为fi *为电网额定频率基准值，
Figure BDA0001696858450000071
为电网额定无功功率基准值；Dpi为有功功率下垂系数，Dqi为无功功率下垂系数。
其中，如图2所示，储能单元的储能调节功率采用模糊算法确定的具体步骤为：
(1)微电网的模糊控制器输入量设计：微电网的模糊控制器用于根据分布式电源和负荷波动特性动态调节储能单元总的储能调节功率；模糊控制器包括光伏单元模糊控制器、风机单元模糊控制器、负荷单元模糊控制器；
光伏单元模糊控制器的输入量包括光伏发电功率和光伏发电功率变化率；风机单元模糊控制器的输入量包括风机发电功率和风机发电功率变化率；负荷单元模糊控制器的输入量包括负荷功率和负荷变化率；光伏发电功率、风机发电功率表征发电量的大小，光伏发电功率变化率、风机发电功率变化率表征发电量的波动大小；负荷功率表征用电量的大小；负荷变化率表征用电量的波动大小；
其中，光伏发电功率变化率的计算公式如下：
Figure BDA0001696858450000072
式中，PPV(n)和PPV(n-1)为微电网内所有光伏单元n时刻和n-1时刻的发电总功率，
Figure BDA0001696858450000073
为光伏单元从n-1时刻到n时刻发电总功率的变化率；
风机发电功率变化率的计算公式如下：
Figure BDA0001696858450000074
式中，PWG(n)和PWG(n-1)为微电网内所有风机单元n时刻和n-1时刻的发电总功率，
Figure BDA0001696858450000075
为风机单元从n-1时刻到n时刻发电总功率的变化率；
负荷变化率的计算公式如下：
Figure BDA0001696858450000076
式中，PLD(n)和PLD(n-1)为微电网内所有负荷单元n时刻和n-1时刻的发电总功率，同理
Figure BDA0001696858450000077
为负荷单元从n-1时刻到n时刻发电总功率的变化率。
(2)模糊控制器处理：根据光伏发电功率和光伏发电功率变化率得到光伏单元模糊控制器的隶属度函数和模糊规则设计原则，并确定光伏单元的储能调节比例系数；具体如下：
(1)设计光伏发电功率PPV(n)的模糊集为[0，1.2]，表示光伏发电功率的额定功率的标幺值，用词集可描述为{VS，S，MS，M，MB，B，VB}，其中VS、S、MS、M、MB、B、VB代表非常小、小、中小、中、中大、大、非常大；
dPPV(n)/dt的模糊集为[-1，1]，表示光伏发电功率变化率的变化范围，用词集描述为{NB，NM，NS，Z，PS，PM，PB}，光伏单元的储能调节比例系数kPV(n)用词集描述为{NB，NM，NS，Z，PS，PM，PB}，其中NB、NM、NS、Z、PS、PM、PB分别表示负大、负中、负小、零、正小、正中、正大；
(2)光伏单元模糊控制器的模糊规则设计原则为：当光伏发电功率变化率dPPV(n)/dt较小时，光伏单元的储能调节比例系数kPV(n)尽量趋于零；当光伏发电功率PPV(n)较大且光伏发电功率变化率dPPV(n)/dt较大时，光伏单元的储能调节比例系数kPV(n)根据反馈逐渐升高，当光伏发电功率PPV(n)较小，光伏发电功率变化率dPPV(n)/dt较大时，光伏单元的储能调节比例系数kPV(n)调至光伏发电功率变化率dPPV(n)/dt峰值；采用三角形隶属度函数，光伏单元模糊控制器的模糊规则如下：
表3光伏单元模糊控制器模糊规则
Figure BDA0001696858450000081
根据表3选出词集{NB，NM，NS，Z，PS，PM，PB}对应的光伏单元的储能调节比例系数kPV(n)为{-0.6，-0.4，-0.2，0，0.2，0.4，0.6}。
根据风机发电功率和风机发电功率变化率得到风机单元模糊控制器的隶属度函数和模糊规则设计原则，并确定风机单元的储能调节比例系数；具体如下：
(1)设计风机发电功率PWG(n)的模糊集为[0，1.2]，表示风机发电功率的额定功率的标幺值，用词集可描述为{VS，S，MS，M，MB，B，VB}，其中VS、S、MS、M、MB、B、VB代表非常小、小、中小、中、中大、大、非常大；
dPWG(n)/dt的模糊集为[-1，1]，表示风机发电功率变化率的变化范围，用词集描述为{NB，NM，NS，Z，PS，PM，PB}，风机单元的储能调节比例系数kWG(n)用词集描述为{NB，NM，NS，Z，PS，PM，PB}，其中NB、NM、NS、Z、PS、PM、PB分别表示负大、负中、负小、零、正小、正中、正大；
(2)风机单元模糊控制器的模糊规则设计原则为：当风机发电功率变化率dPWG(n)/dt较小时，风机单元的储能调节比例系数kWG(n)尽量趋于零；当风速变动引起风机发电功率变化率dPWG(n)/dt较大时，风机单元的储能调节比例系数kWG(n)根据风机发电功率变化率dPWG(n)/dt留有裕度的调节风机发电功率变化率dPWG(n)/dt；当风机发电功率PWG(n)较小且风机发电功率变化率dPWG(n)/dt较大时，将风机单元的储能调节比例系数kWG(n)调至风机发电功率变化率dPWG(n)/dt峰值附近；采用三角形隶属度函数，风机单元模糊控制器的模糊规则如表4所示：
表4风机单元模糊控制器模糊规则
Figure BDA0001696858450000091
根据表4选出词集{NB，NM，NS，Z，PS，PM，PB}对应的风机单元的储能调节比例系数kWG(n)为{-0.6，-0.4，-0.2，0，0.2，0.4，0.6}。
根据负荷功率和负荷变化率得到负荷单元模糊控制器的隶属度函数和模糊规则设计原则，并确定负荷单元的储能调节比例系数；
(1)设计负荷功率PLD(n)的模糊集为[0，1.2]，表示负荷功率的额定功率的标幺值，用词集可描述为{VS，S，MS，M，MB，B，VB}，其中VS、S、MS、M、MB、B、VB代表非常小、小、中小、中、中大、大、非常大；
dPLD(n)/dt的模糊集为[-1，1]，表示负荷功率变化率的变化范围，用词集描述为{NB，NM，NS，Z，PS，PM，PB}，负荷单元的储能调节比例系数kLD(n)用词集描述为{NB，NM，NS，Z，PS，PM，PB}，其中NB、NM、NS、Z、PS、PM、PB分别表示负大、负中、负小、零、正小、正中、正大；
(2)负荷单元模糊控制器的模糊规则设计原则为：不考虑线路短路或断路故障引起的波动；当负荷功率较大且负荷变化率较大时，负荷单元的储能单元调节不可超过其负荷输出功率的上限；当负荷功率较小且负荷变化率较大时，将负荷单元的储能调节比例系数kLD(n)调至负荷变化率峰值附近，采用三角形隶属度函数，负荷单元模糊控制器的模糊规则如表5所示：
表5负荷单元模糊控制器模糊规则
Figure BDA0001696858450000101
根据表5选出词集{NB，NM，NS，Z，PS，PM，PB}对应的负荷单元的储能调节比例系数kLD(n)为{-0.6，-0.4，-0.2，0，0.2，0.4，0.6}。
(3)模糊控制器输出量处理：将步骤(2)得到的光伏单元的储能调节比例系数、风机单元的储能调节比例系数、负荷单元的储能调节比例系数相加得到微电网总的储能调节系数，进而得到微电网总的储能调节功率，其中总的储能调节系数的计算公式为：
K＝kPV(n)+kWG(n)+kLD(n)；⑦
其中，K为总的储能调节系数，kPV(n)为光伏单元的储能调节比例系数，kWG(n)为风机单元的储能调节比例系数，kLD(n)为负荷单元的储能调节比例系数；
微电网总的储能调节功率的计算公式为：
P＝K*PBAmax；⑧
其中，P为储能单元总的储能调节功率；PBAmax为储能单元最大输出功率。
本发明通过获取当前时刻的微电网的光伏发电功率PPV(n)、光伏发电功率变化率dPPV(n)/dt、风机发电功率PWG(n)、风机发电功率变化率dPWG(n)/dt、负荷功率PLD(n)、负荷变化率dPLD(n)/dt；并根据上述6个参数，在表3中寻找光伏单元的储能调节比例系数kPV(n)对应的选用词集{NB，NM，NS，Z，PS，PM，PB}，词集对应着的光伏单元的储能调节比例系数kPV(n)为{-0.6，-0.4，-0.2，0，0.2，0.4，0.6}，在表4中寻找风机单元的储能调节比例系数kWG(n)对应的选用词集{NB，NM，NS，Z，PS，PM，PB}，词集对应着的风机单元的储能调节比例系数kWG(n)为{-0.6，-0.4，-0.2，0，0.2，0.4，0.6}，在表5中寻找电荷单元的储能调节比例系数kLD(n)对应的选用词集{NB，NM，NS，Z，PS，PM，PB}，词集对应着的电荷单元的储能调节比例系数kLD(n)为{-0.6，-0.4，-0.2，0，0.2，0.4，0.6}，选中对应词集的元素即可得到光伏单元的储能调节比例系数kPV(n)、风机单元的储能调节比例系数kWG(n)、电荷单元的储能调节比例系数，将光伏单元的储能调节比例系数kPV(n)、风机单元的储能调节比例系数kWG(n)、电荷单元的储能调节比例系数kLD(n)相加得到储能单元总的储能调节系数K，采用储能单元最大输出功率PBAmax与储能单元总的储能调节系数K相乘即得储能单元总的调节功率P。
单个微电网的安全运行，在服从上层微电网群的并离网和功率交换指令情况下，单个微电网并网运行时，储能单元和分布式电源的逆变器控制方式均采用P-Q控制，即分布式电源以最大功率输出，储能单元以就地消纳分布式电源和负荷扰动为目标运行，储能单元充放电容量为上述得到的储能单元总的调节功率P；微电网离网运行时，分布式电源的逆变器仍采用P-Q控制，保证最大功率输出，储能单元工作在V-f控制模式，以使微电网离网运行时间更长和更稳定为目标，尽可能保持电压和频率稳定。
微电网群运行的安全控制，微电网群中每个微电网按照单个微电网的控制策略进行控制，根据微电网群电压和频率判断微网群的控制状态，若是并网运行，根据表1中的控制状态选择相应的控制目标和控制措施，若是离网运行则根据表1中的控制状态选择相应的控制目标和控制措施。
本发明不局限于以上所述的具体实施方式，以上所述仅为本发明的较佳实施案例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种微电网和微电网群的控制方法，其特征在于：包括单个微电网运行控制方法和微电网群运行控制方法，具体如下：
(1)单个微电网的并网运行控制方法：分布式电源工作在P-Q控制模式，储能单元工作在P-Q控制模式，储能单元的储能调节功率采用模糊算法确定；
(2)单个微电网的离网运行控制方法：分布式电源工作在P-Q控制模式，储能单元工作在V-f控制模式，储能单元的储能调节功率采用模糊算法确定；
(3)微电网群的并网运行控制方法：微电网内的微电源逆变器均工作在P-Q控制模式，控制策略包括以下：
1)安全控制：控制目标为：[Ul]≤[U]≤[Uu]，控制措施为：保持各个微电网动态稳定；
2)校正控制：控制目标为：[Ul]≤[U]≤[Uu]，控制措施为：调整网间交换率，保持各个微电网动态稳定；
3)紧急控制：控制目标为：WSOCi≥90％，控制措施为：储能单元充电，做群离网准备；
4)恢复控制：控制目标为：[Ul]≤[U]≤[Uu]，控制措施为：暂时切除间歇性电源，转至安全正常状态后恢复，储能单元充电；
变量[U]表示微电网群母线电压值，[Uu]和[Ul]表示微电网群母线电压设定的上限值和下限值；WSOCi表示储能单元的荷电状态，i为储能单元的编号；当进入校正控制状态时，微电网群间交换功率由微电网群能量管理系统设定，交换功率PPCC-i可表示为：
PPCC-i＝PDG+PLD+PBA；①
其中，PDG表示分布式电源输出有功功率，PLD表示负荷有功功率，PBA表示储能单元放电有功功率；
(4)微电网群的离网运行控制方法：设置微电网群中的主储能逆变器工作在V-f模式，作为整个微电网群的电压频率支撑，其余储能逆变器均工作在P-Q控制模式；控制策略包括以下：
1)安全控制：控制目标为：[Ul]≤[U]≤[Uu]，控制措施为：保持各个微电网动态稳定；
2)校正控制：控制目标为：WSOC1＝WSOC2＝…＝WSOCi，控制措施为：调整网间交换功率，按支路切除部分可中断负荷；
3)紧急控制：控制目标为：Tload0→Tmax，控制措施为：切除全部可中断负荷；
4)恢复控制：控制目标为：维持微电网控制系统运行，控制措施为：切除全部负荷和发电单元，等待配电网恢复供电；
其中，Tload0→Tmax表示使重要负荷支撑时间达到最大。
2.根据权利要求1所述的一种微电网和微电网群的控制方法，其特征在于：所述P-Q控制模式具体为：
Figure FDA0002889365090000021
其中，Ui为微电网母线电压幅值；Pi为微电网母线有功功率；Qi为微电网母线无功功率；fi为微电网母线频率；
Figure FDA0002889365090000022
为电网额定电压基准值，Pi *为电网额定功率基准值，为fi *为电网额定频率基准值，
Figure FDA0002889365090000023
为电网额定无功功率基准值；Epi和Eqi分别为有功功率和无功功率的P-Q控制系数。
3.根据权利要求1所述的一种微电网和微电网群的控制方法，其特征在于：所述V-f控制模式具体为：
Figure FDA0002889365090000024
其中，Ui为微电网母线电压幅值；Pi为微电网母线有功功率；Qi为微电网母线无功功率；fi为微电网母线频率；
Figure FDA0002889365090000025
为电网额定电压基准值，Pi *为电网额定功率基准值，为fi *为电网额定频率基准值，
Figure FDA0002889365090000026
为电网额定无功功率基准值；Dpi为有功功率下垂系数，Dqi为无功功率下垂系数。
4.根据权利要求1所述的一种微电网和微电网群的控制方法，其特征在于：所述储能单元的储能调节功率采用模糊算法确定的具体步骤为：
(1)微电网的模糊控制器输入量设计：微电网的模糊控制器用于根据分布式电源和负荷波动特性动态调节储能单元总的储能调节功率；所述模糊控制器包括光伏单元模糊控制器、风机单元模糊控制器、负荷单元模糊控制器；
所述光伏单元模糊控制器的输入量包括光伏发电功率和光伏发电功率变化率；所述风机单元模糊控制器的输入量包括风机发电功率和风机发电功率变化率；所述负荷单元模糊控制器的输入量包括负荷功率和负荷变化率；所述光伏发电功率、风机发电功率表征发电量的大小，所述光伏发电功率变化率、风机发电功率变化率表征发电量的波动大小；所述负荷功率表征用电量的大小；所述负荷变化率表征用电量的波动大小；
(2)模糊控制器处理：根据光伏发电功率和光伏发电功率变化率得到光伏单元模糊控制器的隶属度函数和模糊规则设计原则，并确定光伏单元的储能调节比例系数；根据风机发电功率和风机发电功率变化率得到风机单元模糊控制器的隶属度函数和模糊规则设计原则，并确定风机单元的储能调节比例系数；根据负荷功率和负荷变化率得到负荷单元模糊控制器的隶属度函数和模糊规则设计原则，并确定负荷单元的储能调节比例系数；
(3)模糊控制器输出量处理：将步骤(2)得到的光伏单元的储能调节比例系数、风机单元的储能调节比例系数、负荷单元的储能调节比例系数相加得到微电网总的储能调节系数，进而得到微电网总的储能调节功率。
5.根据权利要求4所述的一种微电网和微电网群的控制方法，其特征在于：所述步骤(1)中光伏发电功率变化率的计算公式如下：
Figure FDA0002889365090000031
式中，PPV(n)和PPV(n-1)为微电网内所有光伏单元n时刻和n-1时刻的发电总功率，
Figure FDA0002889365090000032
为光伏单元从n-1时刻到n时刻发电总功率的变化率；
风机发电功率变化率的计算公式如下：
Figure FDA0002889365090000033
式中，PWG(n)和PWG(n-1)为微电网内所有风机单元n时刻和n-1时刻的发电总功率，
Figure FDA0002889365090000034
为风机单元从n-1时刻到n时刻发电总功率的变化率；
负荷变化率的计算公式如下：
Figure FDA0002889365090000035
式中，PLD(n)和PLD(n-1)为微电网内所有负荷单元n时刻和n-1时刻的发电总功率，同理
Figure FDA0002889365090000036
为负荷单元从n-1时刻到n时刻发电总功率的变化率。
6.根据权利要求4所述的一种微电网和微电网群的控制方法，其特征在于：所述步骤(3)中总的储能调节系数的计算公式为：
K＝kPV(n)+kWG(n)+kLD(n)；⑦
其中，K为总的储能调节系数，kPV(n)为光伏单元的储能调节比例系数，kWG(n)为风机单元的储能调节比例系数，kLD(n)为负荷单元的储能调节比例系数；
微电网总的储能调节功率的计算公式为：
P＝K*PBAmax；⑧
其中，P为储能单元总的储能调节功率；PBAmax为储能单元最大输出功率。
CN201810615683.XA 2018-06-14 2018-06-14 一种微电网和微电网群的控制方法 Active CN108832655B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201810615683.XA CN108832655B (zh) 2018-06-14 2018-06-14 一种微电网和微电网群的控制方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201810615683.XA CN108832655B (zh) 2018-06-14 2018-06-14 一种微电网和微电网群的控制方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN108832655A CN108832655A (zh) 2018-11-16
CN108832655B true CN108832655B (zh) 2021-03-09

Family

ID=64142073

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201810615683.XA Active CN108832655B (zh) 2018-06-14 2018-06-14 一种微电网和微电网群的控制方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN108832655B (zh)

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104753061B (zh) * 2015-03-05 2017-01-11 中国农业大学 接入配电网的分布式电源及微电网群分区控制方法及系统
CN105514966B (zh) * 2016-01-21 2018-06-29 上海电力学院 一种直流微电网群储能优化及协调控制方法
CN106130026B (zh) * 2016-05-15 2018-10-09 华南理工大学 一种双层结构的微电网群电压控制方法
CN106410808B (zh) * 2016-09-27 2018-04-24 东南大学 包含恒功率和下垂控制的通用型微电网群分布式控制方法
CN107017616B (zh) * 2017-05-26 2019-08-23 太原理工大学 一种直流微电网混合型松弛终端的稳压协调控制方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN108832655A (zh) 2018-11-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN103986190B (zh) 基于发电功率曲线的风光储联合发电系统平滑控制方法
Hu et al. Optimization of battery energy storage system with super-capacitor for renewable energy applications
CN107732956A (zh) 变功率跟踪轨迹的两级式光伏并网系统低电压穿越方法
Dong et al. Fully-distributed deloading operation of DFIG-based wind farm for load sharing
CN107482608B (zh) 基于需求侧功率分配的直流微电网母线电压协调控制方法
Krim et al. Intelligent droop control and power management of active generator for ancillary services under grid instability using fuzzy logic technology
CN108599259B (zh) 一种基于灵敏度分析的微电网主动运行决策方法
Zeng et al. State-of-charge dynamic balancing strategy for distributed energy storage system in DC shipboard microgrid
Issa et al. Smooth mode transfer in AC microgrids during unintentional islanding
CN111244975B (zh) 一种基于主从微电网系统离网运行模式的稳定控制方法
CN210297275U (zh) 一种适用于微电网离网运行模式的稳定控制系统
CN108832655B (zh) 一种微电网和微电网群的控制方法
Nempu et al. Fuzzy-PI controllers for voltage and frequency regulation of a PV-FC based autonomous microgrid
Guo et al. Consensus-based distributed coordinated control for islanded DC microgrids
Manandhar et al. A low complexity control and energy management for DC-coupled hybrid microgrid with hybrid energy storage system
Mao et al. Multivariable Coordinated Nonlinear Gain Droop Control for PV-Battery Hybrid DC Microgrid Access System via a TS Fuzzy Decision Approach
Han et al. Reactive power coordinated control strategy for offshore wind farm cluster with VSC-HVDC transmission
Hacini et al. Energy Management of a Photovoltaic System with Hybrid Energy Storage Battery-Super capacitor
Hans et al. Implementation of Hybrid STATCOM System for Power System Performance Enhancement
Ke et al. Notice of Retraction: A micro-grid reactive voltage collaborative control system configuring DSTATCOM
Kraiem et al. Optimization of an adaptive droop control and powers allocation for a distributed generator under loads and grid uncertainties
Naresh et al. Intelligent control strategy for power management in hybrid renewable energy system
Zhang et al. Hierarchical control strategy of hybrid energy storage system in bipolar-type DC micro-grid
Gumilar et al. PV and QV Curve Analysis of Four Types Wind Power Plants at Battery Charging Station
CN116154809B (zh) 基于自适应控制的电解制氢控制方法

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