CN110535223A - 一种多储能直流微电网协同控制方法 - Google Patents

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袁超
孙国强
臧海祥
唐一铭
单华
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Abstract

本发明公开了微电网需求响应技术领域的一种多储能直流微电网协同控制方法，旨在解决现有技术中储能单元之间缺乏协调控制，储能单元不能有效参与微电网的电压调节的技术问题，一种多储能直流微电网协同控制方法，包括虚拟惯性控制和一致性控制，所述虚拟惯性控制实现储能单元与微电网的功率交互；所述一致性控制实现储能单元间的信息交互。本发明所述一种多储能直流微电网协同控制方法，结合虚拟惯性控制和一致性控制，使储能单元在微电网出现电压波动时，能为微电网提供电压的惯性支撑，同时合理分配储能单元无功出力，确保各储能单元的出力合理精确分配。

Description

一种多储能直流微电网协同控制方法
技术领域
本发明属于微电网需求响应技术领域，具体涉及一种多储能直流微电网协同控制方法。
背景技术
近年来，可再生清洁能源和电力电子技术的发展不断推动分布式发电、微电网等技术的进步。直流微电网由于没有频率稳定和无功损耗等方面的问题，受到了更广泛的关注。为了平衡风电、光伏等新能源间歇性、波动性和随机性带来的系统不平衡功率，需要配备相应的储能系统确保系统稳定。
微电网储能系统控制对微电网稳定性和安全性十分重要，储能系统通过充放电补偿可再生能源与负载之间的差额功率，实现微电网的功率流平衡，优化微电网的电能质量。目前，直流微电网多组储能控制策略在储能单元之间缺乏协调控制，储能单元不能有效参与微电网的电压调节。
发明内容
本发明的目的在于提供一种多储能直流微电网协同控制方法，以解决现有技术中储能单元之间缺乏协调控制，储能单元不能有效参与微电网的电压调节的技术问题。
为达到上述目的，本发明所采用的技术方案是：一种多储能直流微电网协同控制方法，包括虚拟惯性控制和一致性控制，所述虚拟惯性控制实现储能单元与微电网的功率交互；所述一致性控制实现储能单元间的信息交互。
储能单元间的信息交互采用低带宽通信方式。
所述虚拟惯性控制包括下垂控制环节和虚拟惯性控制环节。
在所述虚拟惯性控制环节，储能单元经由DC/DC变流器施加附加控制提供的虚拟惯性功率可表示为：
其中，ΔPvir表示蓄电池经由DC/DC变流器施加附加控制提供的虚拟惯性功率，udc表示电网平均电压估计值，udc0表示前一时刻平均电压估计值，udcN表示直流母线的额定电压，Cvir表示变流器的虚拟惯性控制系数，T表示输出信号滞后于输入信号的时间常数。
所述一致性控制包括：基于一致性算法构建电压观测器和无功观测器；通过电压观测器计算得到储能单元平均电压估计值；通过无功观测器计算得到无功功率估计值。
所述微电网包括光伏模块，光伏模块经由DC/DC变换器接入直流母线，直流负载则直接挂靠在直流母线上，由蓄电池组成的储能单元经双向DC/DC变换器接入直流母线。
所述光伏模块工作于最大功率点跟踪模式，相对于时间尺度在毫秒级别的DC/DC变化器，所述光伏模块可以等效为恒功率电源。
与现有技术相比，本发明所达到的有益效果：本发明所述一种多储能直流微电网协同控制方法，结合虚拟惯性控制和一致性控制，使储能单元在微电网出现电压波动时，能为微电网提供电压的惯性支撑，同时合理分配储能单元无功出力，确保各储能单元的出力合理精确分配。
附图说明
图1是本发明实施例提供的一种多储能直流微电网协同控制方法的多储能直流微电网结构示意图；
图2是本发明实施例提供的一种多储能直流微电网协同控制方法的电压观测器结构示意图；
图3是本发明实施例提供的一种多储能直流微电网协同控制方法的无功观测器结构示意图；
图4是本发明实施例提供的一种多储能直流微电网协同控制方法的储能设备虚拟惯性自适应控制策略示意图；
图5是本发明实施例提供的一种多储能直流微电网协同控制方法的直流微电网直流母线电压变化示意图；
图6是本发明实施例提供的一种多储能直流微电网协同控制方法的直流微电网平均电压估计值变化示意图；
图7是本发明实施例提供的一种多储能直流微电网协同控制方法的各储能设备无功功率实际输出变化示意图；
图8是本发明实施例提供的一种多储能直流微电网协同控制方法的系统平均电压实际值变化示意图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。
本发明针对直流微电网多储能系统，提出一种基于一致性的分布式协同控制方法，控制策略包含虚拟惯性控制与一致性控制。虚拟惯性控制可实现储能装置与微电网的功率交互，并使储能单元能为电网提供电压的惯性支撑。一致性控制模块，通过低带宽通信方式实现储能装置间的信息交互，达到补偿电网电压同时合理分配储能装置无功出力的目的。
如图1所示，多组储能直流微电网主要包括光伏、蓄电池和直流负载。光伏模块经由DC/DC变换器接入直流母线，工作于最大功率点跟踪模式，相对于时间尺度在毫秒级别的DC/DC变化器，光伏模块可以等效为恒功率电源；直流负载则直接挂靠在直流母线上。由蓄电池组成的储能单元经双向DC/DC变换器接入直流母线，用于平衡系统中的不平衡功率，维持母线电压稳定。多组储能之间通过稀疏的通信网络连接，相邻单元间可直接交换信息。
用图论来研究多智能体网络中的一些代数性质。多智能体之间的信息传递用图表示，图的结构表征其算法的收敛性，收敛的充要条件是结构图中含有一棵有向生成树。网络拉普拉斯矩阵的第2小特征值表征其收敛速度。
一致多智能体可用图G＝{V,E}表示，其中V＝{1,2….,n}表示相互独立的智能体；表示智能体间的信息交互。
邻接矩阵A＝[aij]常用来描述智能体之间的关系，若智能体i与j有通信关系，则aij＞0，否则aij＝0；对角元素aii＝0。拉普拉斯矩阵L是智能体拓扑结构的另一种描述，其元素定义如下式所示。
其中，aij表示邻接矩阵A的元素，lij表示拉普拉斯矩阵L中i行j列的元素，其值由邻接矩阵A＝[aij]各元素按公式(1)进行运算得到。
如图2所示，为了在稀疏的通信矩阵中获得母线电压平均值，基于一致性算法构造电压观测器。
要对局部电网的平均电压进行控制，首先需要应用一致性理论，对各储能单元端口电压的平均值进行估计。在时刻t，储能单元i通过自身量测获得的端口电压以及邻接储能单元电压的估计值，可以得到下一时刻平均电压估计值：
其中：Ui(t)为储能单元i的电压量测值，UEi表示t时刻储能单元i对局部电网平均电压的估计值，UEi(0)＝0，UEj表示t时刻储能单元j对局部电网平均电压的估计值，UEj(0)＝0；Ni表示储能单元的个数；CE表示耦合增益。耦合增益对平均电压估计的稳定性有重要意义，一般取
其中：λmin(L)＝mini∈NRe(λi)，λi表示拉普拉斯矩阵L的第i个特征值，Re(λi)表示特征值λi的实部，N表示特征值的数量。
忽略平均电压估计值更新周期，则上式可以化为
其中，aij表示智能体i与j之间的通信关系，与上文邻接矩阵A＝[aij]中的元素一一对应。
从整个系统来看，所有储能单元的平均电压估计值变化过程为
其中：UE表示所有储能单元的平均电压估计值向量，UE(t)＝[UE1(t) UE2(t) …UENi(t)]T；U表示所有储能单元端口电压向量U＝[U1 U2 … UNi]T。
对上式进行拉普拉斯变换可得
sUE(s)＝sU(s)-CE·L·UE(s) (6)
其中，s表示拉普拉斯算子，CE表示耦合增益，UE(s)为UE(t)经过拉普拉斯变换而来，U(s)为U(t)经过拉普拉斯变换而来。
则系统的动态性可以写为
UE(s)＝s(sI+CEL)-1U(s) (7)
其中：I表示单位矩阵，s表示拉普拉斯算子，CE表示电压耦合增益，UE(s)为UE(t)经过拉普拉斯变换而来，U(s)为U(t)经过拉普拉斯变换而来。当通信网络包含生成树且拉普拉斯矩阵平衡时，UE(s)的所有元素会收敛于电网电压的额定值。
为保证各储能单元无功出力合理精确分配，需对其无功出力进行实时更新，构建如图3所示的无功观测器，无功功率迭代公式如下：
其中，Qi(t)表示储能单元i的无功功率表量测值，Qrefi(t)表示t时刻储能单元i的标幺化的无功功率的估计值，Qrefj(t)表示t时刻储能单元j的标幺化的无功功率的估计值，bij表示储能单元i与储能单元j之间的通信关系，DE表示无功耦合增益。
为了使储能单元能参与微电网的电压调节，提出的方法可使蓄电池具备下垂特性和虚拟惯性，具体的实施方法中包括下垂控制环节和虚拟惯性控制环节两部分。蓄电池经由DC/DC变流器施加附加控制提供的虚拟惯性功率可表示为：
其中，ΔPvir表示蓄电池经由DC/DC变流器施加附加控制提供的虚拟惯性功率，udc表示电网平均电压估计值，udc0表示前一时刻平均电压估计值，udcN表示直流母线的额定电压，Cvir表示变流器的虚拟惯性控制系数，T表示输出信号滞后于输入信号的时间常数。
如图4所示，多储能协同控制策略由分布式一致性控制环节与虚拟惯性控制环节两部分构成，虚拟惯性控制环节的主要思想来源于公式(9)，可使储能单元能为电网提供惯性支撑。分布式一致性控制中，需要使用电压观测器与无功观测器经过一致性算法计算后得到的储能单元平均电压估计值与无功功率估计值。一致性控制模块确保了电网电压出现跌落后能恢复到额定值，并且可以确保各储能单元的出力合理精确分配。
图4中，Qrefi为储能单元i的无功参考值；Qavgi为储能单元i经过一致性算法计算得到的无功估计值；udcN为直流母线额定电压；uavgi为储能单元i经过一致性算法计算得到的平均电压估计值。
为验证本文提出的基于一致性的多储能直流微电网协同控制方法的有效性，在PSCAD/EMTDC软件中搭建仿真模型进行验证。图5为本发明实施例提供的直流微电网直流母线电压变化示意图。图6为本发明实施例提供的直流微电网平均电压估计值变化示意图。图7为本发明实施例提供的各储能设备无功功率实际输出变化示意图。图8为本发明实施例提供的系统平均电压实际值变化示意图。
图5中，未启动一致性控制时，储能单元在虚拟惯性控制策略下接入微电网，在系统遭受负荷冲击电压下降时，直流母线电压的动态响应曲线如图6所示。图中，波形1、2、3分别表示虚拟惯性系数Cvir为0、5、20下直流母线电压的动态响应曲线，可以看出，Cvir为0即仅在下垂控制作用下，直流母线电压在负荷突增时会迅速下降，储能单元几乎不参与电网电压的调节；而随着Cvir的增大，系统直流母线电压的下降速度逐渐变缓，系统惯性得到提升。
图6中，波形4代表实测的电压平均值，波形5、6、7代表各储能单元的电压估计值，每隔0.5s通信更新一次。由图中可知，t＝5s时刻，实测的平均电压出现跌落，此时储能单元经过几次迭代即可以收敛到新的电压平均值，收敛过程持续2s左右，平均电压估计效果较好。
图7为各储能单元的实际无功输出，可以看出，在一致性控制策略刚启动的时刻，各储能单元的无功输出并不相等，经过5s左右，各储能单元的无功输出基本一致，达到了均分无功功率的目的。
图8显示了启动一致性控制后电网实际的平均电压值，从图中可以看出，控制启动前，电网平均电压始终低于电网额定电压380V，而当控制策略启动后，电网电压逐渐恢复值额定值，实现了电压恢复的目的。
本发明针对直流微电网多储能系统，提出一种基于一致性的分布式协同控制方法，控制策略包含虚拟惯性控制与一致性控制两个模块。虚拟惯性控制模块可实现储能装置与微电网的功率交互，并使储能能为电网提供电压的惯性支撑。一致性控制模块，通过低带宽通信方式实现储能装置间的信息交互，达到补偿电网电压同时合理精确分配储能装置无功出力的目的。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和变形，这些改进和变形也应视为本发明的保护范围。

Claims (7)

1.一种多储能直流微电网协同控制方法，其特征是，包括虚拟惯性控制和一致性控制，
所述虚拟惯性控制实现储能单元与微电网的功率交互；
所述一致性控制实现储能单元间的信息交互。
2.根据权利要求1所述的多储能直流微电网协同控制方法，其特征是，储能单元间的信息交互采用低带宽通信方式。
3.根据权利要求1所述的多储能直流微电网协同控制方法，其特征是，所述虚拟惯性控制包括下垂控制环节和虚拟惯性控制环节。
4.根据权利要求3所述的多储能直流微电网协同控制方法，其特征是，在所述虚拟惯性控制环节，储能单元经由DC/DC变流器施加附加控制提供的虚拟惯性功率可表示为：
其中，ΔPvir表示蓄电池经由DC/DC变流器施加附加控制提供的虚拟惯性功率，udc表示电网平均电压估计值，udc0表示前一时刻平均电压估计值，udcN表示直流母线的额定电压，Cvir表示变流器的虚拟惯性控制系数，T表示输出信号滞后于输入信号的时间常数。
5.根据权利要求1所述的多储能直流微电网协同控制方法，其特征是，所述一致性控制包括：基于一致性算法构建电压观测器和无功观测器；通过电压观测器计算得到储能单元平均电压估计值；通过无功观测器计算得到无功功率估计值。
6.根据权利要求1所述的多储能直流微电网协同控制方法，其特征是，所述微电网包括光伏模块，光伏模块经由DC/DC变换器接入直流母线，直流负载则直接挂靠在直流母线上，由蓄电池组成的储能单元经双向DC/DC变换器接入直流母线。
7.根据权利要求6所述的多储能直流微电网协同控制方法，其特征是，所述光伏模块工作于最大功率点跟踪模式，相对于时间尺度在毫秒级别的DC/DC变化器，所述光伏模块可以等效为恒功率电源。
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