CN109904852A

CN109904852A - 一种基于主动负荷的直流电网虚拟储能控制方法及系统

Info

Publication number: CN109904852A
Application number: CN201910315893.1A
Authority: CN
Inventors: 张祥宇; 孙星; 付媛
Original assignee: North China Electric Power University
Current assignee: North China Electric Power University
Priority date: 2019-04-19
Filing date: 2019-04-19
Publication date: 2019-06-18
Anticipated expiration: 2039-04-19
Also published as: CN109904852B

Abstract

本发明公开了一种基于主动负荷的直流电网虚拟储能控制方法及系统。该方法包括步骤1：确定储能元件功率变化量；步骤2：判断储能元件功率变化量是否等于0，如果是，储能元件正常工作，转步骤9，否，转步骤3；步骤3：判断功率变化量是否大于零，如果是，转向步骤4，否，转向步骤6；步骤4：判断储能元件的荷电状态是否大于70％，如果是，转向步骤7，否，转步骤5；步骤5：储能元件继续充电，转步骤9；步骤6：判断储能元件荷电状态是否小于30％，如果是，转步骤7，否，转步骤8；步骤7：投入主动负荷虚拟储能；步骤8：储能元件继续放电；步骤9：结束。本发明提供的基于主动负荷的直流电网虚拟储能控制方法，增强系统应对功率波动能力。

Description

一种基于主动负荷的直流电网虚拟储能控制方法及系统

技术领域

本发明涉及直流电网技术领域，特别是涉及一种基于主动负荷的直流电网虚拟储能控制方法及系统。

背景技术

直流电网系统中储能容量的大小对系统的安全稳定运行有着重要影响，而对于含有大量随机性较大的能源如风能的直流微网来说，这一问题尤为突出。储能单元储存的容量反映了系统应对功率波动的能力。存储的容量越大，越能保证在系统功率发生较大波动时保持系统的稳定。储能单元作为一种微电源，在直流电网中起着存储能量的作用，也是近年来被用作平抑功率波动保证系统安全稳定运行最常用的方式。在风功率增加时，储能单元充电存储能量，吸收过剩功率，风功率降低时放电释放能量。目前，储能单元主要包括以蓄电池为代表的能量型储能设备和以超级电容器为代表的功率型储能设备，然而，蓄电池功率密度小，响应慢，且成本较大，超级电容器容量小，因此当功率发生较大波动时，可能会出现储能单元不能及时平抑功率或者不能完全平抑的情况，甚至会影响系统的安全稳定运行，且频繁的充放电会对其寿命造成严重的影响。

发明内容

本发明提供一种基于主动负荷的直流电网虚拟储能控制方法及系统，将具有转速调节能力的异步电动机虚拟为超级电容器，可间接增加直流微网中储能单元的容量值，增强系统应对功率波动的能力。

为实现上述目的，本发明提供了如下方案：

一种基于主动负荷的直流电网虚拟储能控制方法，包括以下步骤：

步骤1：采集储能元件的端电压，确定储能元件的功率变化量；

步骤2：判断所述储能元件的功率变化量是否等于0，如果是，则直流电网中的储能元件正常工作，转向步骤9，如果否，转向步骤3；

步骤3：判断所述功率变化量是否大于零，如果是，转向步骤4，如果否，转向步骤6；

步骤4：判断所述储能元件的荷电状态是否大于70％，如果是，转向步骤7，如果否，转向步骤5；

步骤5：储能元件继续充电，转向步骤9；

步骤6：判断所述储能元件的荷电状态是否小于30％，如果是，转向步骤7，如果否，转向步骤8；

步骤7：投入主动负荷的虚拟储能，用于吸收冗余功率或弥补欠缺功率；

步骤8：所述储能元件继续放电；

步骤9：结束。

可选的，所述步骤7：投入主动负荷的虚拟储能，用于吸收冗余功率或弥补欠缺功率，具体包括：

根据主动负荷的虚拟储能分担能量值确定主动负荷的虚拟电容值；

根据主动负荷的虚拟电容值确定主动负荷的电角度速度参考值。

可选的，根据主动负荷的虚拟储能分担能量值确定主动负荷的虚拟电容值，具体包括：

根据能量守恒定律，得出主动负荷的虚拟电容值式中，V_c-t为越限后某一时刻t的储能元件端电压值；V_c-set为储能元件的荷电状态达到设定值时的储能元件端电压，V_c-res为储能元件的荷电状态达到限制值时的储能元件端电压，U_C为储能元件的端电压，C为储能元件的电容值，C_Vir为主动负荷的虚拟电容值。

可选的，根据主动负荷的虚拟电容值确定主动负荷的电角度速度参考值，具体包括：

根据公式计算储能元件端电压反映的荷电状态；

将和带入得出主动负荷的电角速度参考值为：

式中，k＝V_{C_max}-V_{c_min}；为主动负荷的电角速度参考值，w_rN为主动负荷的最大电角速度,w_r为主动负荷的电角速度，SOC_{C_set}和SOC_{C_res}分别为储能元件的荷电状态的系统设定目标值与限制值，SOC_C为超级电容器的荷电状态，SOC_{C_t}为t时刻的超级电容器荷电状态，V_C、V_{C_max}、V_{C_min}分别为储能元件的端电压、工作电压上限、工作电压下限，Δt为系统设定主动负荷的虚拟储能投入时间段,C_Vir为主动负荷的虚拟电容值,E_Cvir为主动负荷的虚拟能量,E_CNvir为主动负荷的初始虚拟能量,U_C为储能元件的端电压。

一种基于主动负荷的直流电网虚拟储能控制系统，所述功率型储能模块用于平抑系统产生的功率波动，所述主动负荷用于分担所述功率型储能模块的充放电功率，所述功率型储能模块通过双向DC/DC换流器连接到用于输电的直流母线上，所述风力发电模块通过单向AC/DC换流器连接到用于输电的直流母线上，所述主动负荷模块与变压器相串联，所述变压器通过单向AC/DC换流器连接到用于输电的直流母线上。

可选的，所述功率型储能模块为超级电容器，所述风力发电模块为永磁直驱风机，所述主动负荷模块为异步电动机。

可选的，所述双向DC/DC换流器采用的型号为CVSC，所述单向AC/DC换流器采用的型号为WVSC，所述单向DC/AC换流器采用的型号为LVSC。

可选的，所述变压器为升压变压器。

该技术与现有技术相比，具有如下有益效果：

本发明提供的一种基于主动负荷的直流电网虚拟储能控制方法，将异步电机等效为虚拟超级电容器，间接增加了系统的储存能量的能力，且可根据系统的需求改变异步电动机的虚拟电容值和虚拟荷电状态，进而控制异步电动机的转速，定量改变主动负荷功率。系统功率波动较大，致使传统超级电容器荷电状态达到限制值而其调节能力不足时，异步电动机迅速参与调节，配合传统超级电容器共同协调系统功率平衡，保持系统安全稳定运行。在超级电容器不能完全平抑功率波动时，异步电动机增加或降低转速，吸收冗余功率或弥补欠缺功率。

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例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性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例基于主动负荷的直流电网虚拟储能的工作流程图；

图2为本发明实施例直流微网的仿真拓扑结构图；

图3为本发明实施例风功率的波动图；

图4为本发明实施例异步电动机转速的变化图；

图5为本发明实施例负荷功率的变化图；

图6为本发明实施例虚拟电容值的变换图；

图7为本发明实施例超级电容器荷电状态的变化图；

图8为本发明实施例本发明虚拟荷电状态的变化图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，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。

为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

图1为本发明实施例基于主动负荷的直流电网虚拟储能的工作流程图，如图1所示，一种基于主动负荷的直流电网虚拟储能控制方法，包括以下步骤：

步骤5：储能元件继续充电，转向步骤9；

步骤8：所述储能元件继续放电；

步骤9：结束。

所述步骤7：投入主动负荷的虚拟储能，用于吸收冗余功率或弥补欠缺功率，具体包括：

基于主动负荷的动能推导所述主动负荷作为虚拟储能所具备的两个参数：虚拟电容和虚拟荷电状态，具体包括：

根据能量守恒定律可知，异步电动机转子的功率变化量与异步电动机的虚拟储能的充放电功率相等，得到同时根据公式因此得到：

根据异步电动机的虚拟能量得出E_Cvir＝∫U_CC_VirdU_C,可得同理，

荷电状态(State of Charge，SOC)是标称储能单元当前容量的状态参数，定义为储能元件中剩余的容量与初始容量之比，类比传统超级电容器的荷电状态，从能量角度定义异步电机的虚拟荷电状态因为和所以得到

将荷电状态带入中，得到

计算Δt时间步长内异步电动机的虚拟电容值为：

式中，J_S为转子转动惯量,w_r为异步电动机的当前电角速度，为异步电动机的极对数，U_C为超级电容器的端电压，C_Vir为异步电动机的虚拟电容值，E_Cvir为异步电动机的虚拟能量,E_CNvir为异步电动机的初始虚拟能量，w_r为异步电动机的电角速度，w_rN为异步电动机的最大电角速度，SOC_Vir为异步电动机的虚拟荷电状态，为异步电动机的虚拟荷电状态参考值，为异步电动机的电角速度参考值，Δt为系统设定主动负荷的虚拟储能投入时间段。

根据主动负荷的虚拟储能分担能量值确定主动负荷的虚拟电容值，具体包括：

根据定义，超级电容器荷电状态越过限制值后，吸收的能量ΔE_C为

因此若要在某一时刻t让超级电容器SOC_C重新达到超级电容器的设定值SOC_set，虚拟储能元件需要吸收的能量ΔE_Vir为

根据能量守恒，超级电容器荷电状态越过限制值后吸收的能量ΔE_C与要在某一时刻t让超级电容器的荷电状态SOC_C重新达到超级电容器的设定值SOC_set时，异步电动机作为虚拟储能元件需要吸收的虚拟能量ΔE_Vir相等，得出异步电动机的虚拟电容值为：

式中，V_c-t为越限后某一时刻t的超级电容器端电压值；V_c-set为超级电容器荷电状态达到设定值时的超级电容器端电压，V_c-res为超级电容器荷电状态达到限制值时的超级电容器端电压，U_C为超级电容器的端电压，C为超级电容器的电容值，当设定值SOC_{C_set}等于限制值SOC_{C_res}时，C_Vir＝C。

根据虚拟电容值确定异步电动机的电角度速度参考值，具体包括：

在容值保持恒定和忽略内阻影响的条件下，超级电容器端电压反映其荷电状态，有如下关系：

将参数V_{C_t}，V_{C_res}，V_{C_set}带入公式得到

V_{C_t}＝SOC_{C_t}(V_{C_max}-V_{C_min})+V_{C_min}

V_{C_res}＝SOC_{C_res}(V_{C_max}-V_{C_min})+V_{C_min}

V_{C_set}＝SOC_{C_set}(V_{C_max}-V_{C_min})+V_{C_min}

将V_{C_t}＝SOC_{C_t}(V_{C_max}-V_{C_min})+V_{C_min}，V_{C_res}＝SOC_{C_res}(V_{C_max}-V_{C_min})+V_{C_min}和V_{C_set}＝SOC_{C_set}(V_{C_max}-V_{C_min})+V_{C_min}带入得到

将带入得出异步电动机的电角速度参考值为：

式中，k＝V_{C_max}-V_{c_min}；为异步电机电角速度参考值，SOC_{C_set}和SOC_{C_res}分别为超级电容器荷电状态的系统设定目标值与限制值，SOC_C为超级电容器的荷电状态，SOC_{C_t}为t时刻的超级电容器荷电状态，V_c-t为越限后某一时刻t的超级电容器端电压值，V_{C_max}、V_{C_min}分别为超级电容器的工作电压上限、工作电压下限，Δt为系统设定主动负荷的虚拟储能投入时间段，由式异步电动机角速度参考值公式可知，给定超级电容器荷电状态的系统设定目标值SOC_{C_set}与限制值SOC_{C_res}，并采集异步电动机的电角速度w_r和超级电容器的端电压U_C,得出异步电动机的虚拟电容值与电角速度参考值，从而控制主动负荷功率，达到虚拟储能的目的。

图2为本发明实施例直流微网的仿真拓扑结构图，如图2所示，一种基于主动负荷的直流电网虚拟储能控制系统，包括功率型储能模块1、风力发电模块6和主动负荷模块8，所述功率型储能模块1用于平抑系统产生的功率波动，所述主动负荷模块8用于分担所述功率型储能模块1的充放电功率，所述功率型储能模块1通过双向DC/DC换流器2连接到用于输电的直流母线3上，所述风力发电模块6通过单向AC/DC换流器4连接到用于输电的直流母线3上，所述主动负荷模块8与变压器7相串联，所述变压器7通过单向DC/AC换流器5连接到用于输电的直流母线3上。所述功率型储能模块1为超级电容器，所述风力发电模块6为永磁直驱风机，所述主动负荷模块8为异步电动机。所述双向DC/DC换流器2采用的型号为CVSC，所述单向AC/DC换流器4采用的型号为WVSC，所述单向AC/DC换流器5采用的型号为LVSC。所述变压器7为升压变压器。

为了定量评估具备调速能力的异步电动机提供虚拟储能的能力，对图2中所示的模型进行仿真。为防止超级电容器调节能力不足，假设超级电容器的荷电状态SOC_C大于70％对其进行充电限制，超级电容器的荷电状态小于30％对其进行放电限制，系统设定超级电容器充电时，SOC_{C_res}为70％。系统设定超级电容器放电时，SOC_{C_res}为30％。初始条件下，风功率以7.65kW稳定运行，小于负荷功率14.1kW，超级电容器作为系统的平衡节点，持续放电为负荷提供功率，荷电状态逐渐降低，如图7所示。3s时，风功率突增，在3.8s升至16.2kW，负荷功率降低至7.6kW，超级电容器充电，荷电状态逐渐上升，6s时，风功率持续增加，负荷功率稳定不变，SOC_C继续增加，并在6.2s达到限制值70％。此时若不投入虚拟储能，荷电状态将持续上升，在9.2s达到上限值70.15％，而后负荷功率增加，超级电容器再次放电，超级电容器的荷电状态逐渐下降。而采取投入虚拟储能的方法，超级电容器荷电状态增幅明显减小，在9s达到上限值70.06％，因此主动负荷能够分担超级电容器充放电功率，降低SOC_C的峰值和达到峰值的时间。结合图8知，投入虚拟储能时间段6.2s～12s期间，6.2s～9.2s过程相当于虚拟储能充电，9.2s～10.7s过程相当于虚拟储能放电。由于SOC_{C_res}＝SOC_{C_set}，因此C_Vir＝C＝10F，由图6可以看出，虚拟储能投入期间，虚拟电容值在10F上下波动。

主动负荷具备虚拟储能能力，同样可虚拟出虚拟电容值和虚拟荷电状态，能够分担传统储能元件充放电功率，及时平抑功率波动。通过设定超级电容器荷电状态参考值，可控制虚拟电容值，即可控制虚拟储能元件的充放电功率，从而达到虚拟储能的目标。

本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。

本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims

1.一种基于主动负荷的直流电网虚拟储能控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤5：储能元件继续充电，转向步骤9；

步骤8：所述储能元件继续放电；

步骤9：结束。

2.根据权利要求1所述的基于主动负荷的直流电网虚拟储能控制方法，其特征在于，所述步骤7：投入主动负荷的虚拟储能，用于吸收冗余功率或弥补欠缺功率，具体包括：

3.根据权利要求2所述的基于主动负荷的直流电网虚拟储能控制方法，其特征在于，根据主动负荷的虚拟储能分担能量值确定主动负荷的虚拟电容值，具体包括：

根据能量守恒定律，得出主动负荷的虚拟电容值式中，V_c-t为越限后某一时刻t的储能元件端电压值；V_c-set为储能元件的荷电状态达到设定值时的储能元件端电压，V_c-res为储能元件的荷电状态达到限制值时的储能元件端电压，C为储能元件的电容值，C_Vir为主动负荷的虚拟电容值。

4.根据权利要求2所述的基于主动负荷的直流电网虚拟储能控制方法，其特征在于，根据主动负荷的虚拟电容值确定主动负荷的电角度速度参考值，具体包括：

根据公式计算储能元件端电压反映的荷电状态；

将和带入得出主动负荷的电角速度参考值为：

5.一种基于主动负荷的直流电网虚拟储能控制系统，其特征在于，应用于权力要求1-4所述的基于主动负荷的直流电网虚拟储能控制方法，包括功率型储能模块、风力发电模块和主动负荷模块，所述功率型储能模块用于平抑系统产生的功率波动，所述主动负荷用于分担所述功率型储能模块的充放电功率，所述功率型储能模块通过双向DC/DC换流器连接到用于输电的直流母线上，所述风力发电模块通过单向AC/DC换流器连接到用于输电的直流母线上，所述主动负荷模块与变压器相串联，所述变压器通过单向AC/DC换流器连接到用于输电的直流母线上。

6.根据权利要求5所述的基于主动负荷的直流电网虚拟储能控制系统，其特征在于，所述功率型储能模块为超级电容器，所述风力发电模块为永磁直驱风机，所述主动负荷模块为异步电动机。

7.根据权利要求5所述的基于主动负荷的直流电网虚拟储能控制系统，其特征在于，所述双向DC/DC换流器采用的型号为CVSC，所述单向AC/DC换流器采用的型号为WVSC，所述单向DC/AC换流器采用的型号为LVSC。

8.根据权利要求5所述的基于主动负荷的直流电网虚拟储能控制系统，其特征在于，所述变压器为升压变压器。