CN111864723B - 一种新型直流微网群拓扑及其分散式功率协同控制方法 - Google Patents

一种新型直流微网群拓扑及其分散式功率协同控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种含储能子网的新型直流微网群拓扑结构及相应分散式功率协同控制方法，涉及直流输配电领域，该方法在传统直流微网群架构中增加单独的储能子网，设置不同母线电压等级的直流子网，以适应不同用电需求的直流负载接入，同时设计相应分散式功率协同控制策略，实现各个直流子网间功率协调互济，提升微网群系统运行稳定性。本发明所述控制方法无需额外通信设备，实现了子网间功率的灵活、公平且可控的分配，降低了功率协同控制的实现成本，其实现方法简便，手段灵活，电能质量能得到显著保证。

Description

一种新型直流微网群拓扑及其分散式功率协同控制方法
技术领域
本发明涉及直流输配电领域，具体涉及一种新型直流微网群拓扑及其分散式功率协同控制方法。
背景技术
微电网灵活集成区域内的新能源发电单元与负荷，可有效提升可再生能源利用率与系统运行可靠性，目前，微电网主要分为交流微电网、交直流混合微电网与直流微电网三种主要形式，随着数据中心、直流家用电器等新型直流负荷的快速发展，传统交流微电网受限于交直流转换环节，整体运行效率较低，与之相比，直流微电网控制策略更加简单，运行更加灵活高效，在智慧城市、工业园区等的建设中开始逐渐取代交流微电网，但目前单个直流微电网的容量有限，难以满足大量直流负荷的接入，应对新能源功率波动等突发情况的能力较弱，通过将区域内多个直流微电网互联，构成直流微网群，可以在最大程度上适应分布式新能源接入的动态特性，消纳大规模接入的直流负荷，传统的直流微网群内部子网电压等级相同，容量相近，对于目前工作电压在48V至750V的多种直流负载，适用范围受限且一定程度上降低了转换效率，然而，结构更加复杂的多电压等级直流微网群系统同时也为系统功率协同控制带来了巨大挑战，传统的集中式功率协同控制策略与分散式方法相比，缺少灵活性，无法适应多变的系统拓扑；另一方面，集中式方法的实现依赖于通信系统，增加了工程建设成本，并存在单点故障的风险，降低了系统运行的可靠性。基于以上分析，面对大容量、多电压等级直流负载，直流微网群拓扑需要进一步改进，随之直流微网群的多个层级都需要相应的稳定控制策略，在满足子系统内部正常运行的同时还需要实现子网间的供需互动，实现整个系统的高效可靠稳定运行。
发明内容
本发明的目的在于针对现有直流微网群拓扑适用场景有限、子网间功率互动不足的问题，提供一种新型直流微网群拓扑结构及相应分散式功率协同控制方法，实现直流微网群多电压等级、子网间协调互济运行。
为实现上述目的，本发明采用的技术方案是：
提供一种直流微网群拓扑结构，包括公共直流母线、储能子网、多个直流子网，PCC连接点，具体如下：
所述公共直流母线，用于子网间功率互联，构建直流微网群骨架。
所述储能子网由直流微网群内部储能集中放置构成，包括多台储能单元与储能双向DC/DC换流器，所述储能单元通过所述储能双向DC/DC换流器连接至公共直流母线。在孤岛运行时维持公共母线电压，在并网运行时调节系统内部功率波动；
所述直流子网包括子网直流母线、子网互联变流器、至少一种直流负荷，所述直流负荷直接或间接通过一DC/DC变换器连接至所述子网直流母线；所述子网直流母线通过子网互联变流器连接至公共直流母线。其中，所述直流子网母线电压等级可依据使用场景灵活设置。
所述PCC连接点，在直流微网群并网运行时，通过AC/DC变换器，将公共直流母线与大电网相连。
进一步地，所述储能双向DC/DC换流器采用boost型DC/DC变换器。所述子网互联变流器采用buck型DC/DC变换器。
进一步地，所述直流子网还包括分布式发电单元，分布式发电单元直接或间接通过一DC/DC变换器连接至所述子网直流母线。
本发明进一步提供了一种分散式直流微网群功率协同控制方法，包括对储能双向DC/DC变换器和子网互联变流器的协同控制，具体如下：
实时采集储能双向DC/DC变换器电网侧滤波电容两端电压，输出电流计算储能双向DC/DC变换器电网侧滤波电容两端参考电压：
Figure BDA0002594717670000021
其中，vsdc,j与isdc,j表示为第j个储能双向DC/DC换流器电网侧滤波电容两端电压与输出电流，Psdc,j为第j个储能双向DC/DC换流器输出功率，
Figure BDA0002594717670000022
表示额定输出功率，rs,j为下垂系数，
Figure BDA0002594717670000023
表示公共母线额定电压，
Figure BDA0002594717670000024
表示第j个储能双向DC/DC换流器电网侧滤波电容两端参考电压。
将
Figure BDA0002594717670000025
作为双环控制参考指令输入储能双向DC/DC换流器的双环控制器，与测量所得输出电压平方(vsdc,j)2作差，经双环控制中电压控制模块的比例、积分作用得到电流参考值
Figure BDA0002594717670000026
输入至双环控制电流控制模块，经比例作用得到电压参考指令
Figure BDA0002594717670000027
并经PWM调制获得换流器开关管开断控制信号，控制储能子网以定电压运行模式并入公共直流母线。
基于采集的母线电压等本地信息，利用分散式直流微网群功率协同控制方法，在各个子网互联变流器底层控制的基础上，对直流子网间功率互动进行调控，包括如下步骤：
(1)计算第k个直流子网关键负荷容量占比，计算直流微网群关键负荷容量占比，两者相除得到第k个直流子网的功率协调控制算法校正系数λk，用于设定功率协调控制算法参数。
(2)对第k个直流子网，根据实时采集的实际子网直流母线电压vgdc,k和公共母线电压vcb，经比例积分控制器作用得到子网互联变流器双环控制参考值调节量δvk：
Figure BDA0002594717670000031
其中，
Figure BDA0002594717670000032
为第k个直流子网的额定子网直流母线电压，
Figure BDA0002594717670000033
表示第k个直流子网的子网直流母线电压最大允许波动范围，
Figure BDA0002594717670000034
为公共母线直流电压，
Figure BDA0002594717670000035
表示公共直流母线电压最大允许波动范围，kp,k为比例积分控制器比例系数，ki,k为比例积分控制器积分系数，λk为校正系数。
(3)计算第k个子网互联变流器双环控制参考值
Figure BDA0002594717670000036
Figure BDA0002594717670000037
其中，
Figure BDA0002594717670000038
为第k个子网互联变流器的双环控制参考电压，rg,k为下垂控制系数，igdc,k为第k个子网互联变流器的输出电流。
(4)将子网互联变流器双环控制器电压参考指令
Figure BDA0002594717670000039
送入子网互联变流器的控制环路，经双环控制中电压控制模块的比例、积分作用得到电流参考值
Figure BDA00025947176700000310
输入至双环控制电流控制模块，经比例作用得到电压参考指令
Figure BDA00025947176700000311
并经PWM调制获得换流器开关管开断控制信号，对子网互联变流器的占空比进行调节，控制子网直流母线电压按照参考指令运行。
进一步地，所述λk具体计算公式如下所示：
Figure BDA00025947176700000312
其中，
Figure BDA00025947176700000313
为第k个直流子网总容量，Psum为直流微网群总容量，
Figure BDA00025947176700000314
为第k个直流子网关键负荷容量。
进一步地，所述储能双向DC/DC换流器采用boost型DC/DC变换器。所述子网互联变流器采用buck型DC/DC变换器。
本发明的有益效果是，本发明提出了含储能子网的直流微网群拓扑及其相应分散式功率协同控制方法，实现了多电压等级直流微网的灵活接入、微网间功率协同分配，降低了微网运行过程中的波动，提升了微网群的稳定性，其实现方法简便，手段灵活，系统内部电能质量能得到显著保证，且无需额外通信设备，进一步降低了建造成本。
附图说明
图1是含储能子网的新型直流微网群拓扑图；
图2为储能双向DC/DC换流器
Figure BDA0002594717670000041
下垂控制示意图；
图3为储能双向DC/DC换流器
Figure BDA0002594717670000042
下垂控制方法整体框图，包括
Figure BDA0002594717670000043
下垂控制模块1、电压/电流双环控制模块2、PWM调制信号生成模块3；
图4为子网功率协同控制方法示意图；
图5为直流子网双向互联DC/DC换流器整体控制框图，包括改进vdc-idc下垂控制模块1、电压/电流双环控制模块2、PWM调制信号生成模块3。
具体实施方式
下面根据附图和优选实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细说明。
图1为本发明实施例所述的直流微网群结构，包含由两台储能构成的储能子网，两台储能双向DC/DC换流器，三个电压等级不同的直流子网，两台子网双向互联DC/DC换流器，若干光伏发电单元与直流负载。
图2至图5为本发明一实施例提供的一种直流微网群功率协同控制方法示意图及相关底层控制，包括如下步骤：
(1)储能双向DC/DC换流器
Figure BDA0002594717670000044
下垂控制如图2、3所示，
Figure BDA0002594717670000045
下垂控制模块采集第j个储能换流器输出侧电容两端电压vsdc,j，输出电流isdc,j，两者相乘计算实际储能输出功率Psdc,j，实际输出功率与额定储能输出功率
Figure BDA0002594717670000046
作差，差值乘以下垂控制系数rs,j后与公共直流母线额定电压的平方作差，计算得到储能换流器输出侧电容两端参考电压平方
Figure BDA0002594717670000047
下垂控制如下式所示：
Figure BDA0002594717670000048
(2)步骤(1)得到的参考电压平方
Figure BDA0002594717670000049
与电容两端实际电压平方
Figure BDA00025947176700000410
作差，经由电压控制模块比例、积分作用得到电流参考值
Figure BDA00025947176700000411
输入电流控制模块，与实际电流isdc,j作差，差值经比例作用获得电压参考指令
Figure BDA00025947176700000412
最后经PWM调制获得储能DC/DC换流器控制信号，控制储能子网以定电压运行模式并入公共直流母线。储能双向DC/DC换流器整体框图如图3所示。
(3)直流子网功率协同控制方法如图4、5所示，子网功率协同控制器采集公共母线电压vcb，与额定公共母线电压作差，差值除以公共母线直流电压允许波动范围
Figure BDA0002594717670000051
子网功率协同控制器采集第k个子网的母线电压vgdc,k，与额定子网直流母线电压作差，差值除以子网母线电压允许波动范围
Figure BDA0002594717670000052
考虑到直流子网中含有关键负荷，对电网波动敏感性较高，乘以校正系数λk，计算得到的公共直流母线、子网直流母线电压相对波动作差，差值经子网功率协同控制器的比例、积分作用，计算得到第k个子网母线电压参考值调节量δvk并输入至子网换流器改进vdc-idc下垂控制器，δvk具体计算公式如下所示：
Figure BDA0002594717670000053
λk具体计算公式如下所示：
Figure BDA0002594717670000054
其中，
Figure BDA0002594717670000055
为第k个直流子网总容量，Psum为直流微网群总容量，
Figure BDA0002594717670000056
为第k个直流子网关键负荷容量。
(4)经步骤(3)计算得到的第k个子网母线电压参考值调节量δvk输入后，与额定子网母线电压
Figure BDA0002594717670000057
相加，子网功率协同控制器采集子网互联换流器输出电流isdc,k，乘以下垂系数rg,k，与修正后的子网母线电压作差，计算得到电压/电流双环控制模块电压参考指令
Figure BDA0002594717670000058
这一改进vdc-idc下垂控制如下式所示：
Figure BDA0002594717670000059
电压/电流双环控制模块电压参考指令
Figure BDA00025947176700000510
与换流器并网侧实际电压作差，差值经电压控制器比例、积分作用得到控制电流参考值
Figure BDA00025947176700000511
与实际换流器输入电流ig,k作差，差值经电流控制器比例作用得到控制电压参考值
Figure BDA00025947176700000512
最后经PWM调制获得子网DC/DC换流器控制信号，直流子网双向互联DC/DC换流器整体控制框图参考图5。
最后应当说明的是：以上具体实施方式仅用于以上实施例，仅用于说明本发明的技术方案而非对其进行限制，尽管参照上述实施方式对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：对本发明的具体实施方式进行修改或者同等替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者同等提法，其均应涵盖在本发明的权利要求范围之中。

Claims (4)

1.一种直流微网群拓扑的分散式功率协调控制方法，其特征在于，所述直流微网群拓扑包括公共直流母线、储能子网、多个直流子网，PCC连接点，具体如下：
所述公共直流母线，用于子网间功率互联，构建直流微网群骨架；
所述储能子网由直流微网群内部储能集中放置构成，包括多台储能单元与储能双向DC/DC换流器，所述储能单元通过所述储能双向DC/DC换流器连接至公共直流母线；
所述直流子网包括子网直流母线、子网互联变流器、至少一种直流负荷，所述直流负荷直接或间接通过一DC/DC变换器连接至所述子网直流母线；所述子网直流母线通过子网互联变流器连接至公共直流母线；
所述PCC连接点，在直流微网群并网运行时，通过AC/DC变换器，将公共直流母线与大电网相连；
所述分散式功率协调控制方法包括：
实时采集储能双向DC/DC变换器电网侧滤波电容两端电压，输出电流计算储能双向DC/DC变换器电网侧滤波电容两端参考电压：
Figure FDA0003346267980000011
其中，vsdc,j与isdc,j表示为第j个储能双向DC/DC换流器电网侧滤波电容两端电压与输出电流，Psdc,j为第j个储能双向DC/DC换流器输出功率，
Figure FDA0003346267980000012
表示额定输出功率，rs,j为下垂系数，
Figure FDA0003346267980000013
表示公共母线额定电压，
Figure FDA0003346267980000014
表示第j个储能双向DC/DC换流器电网侧滤波电容两端参考电压；
将
Figure FDA0003346267980000015
作为双环控制参考指令输入储能双向DC/DC换流器的双环控制器，与测量所得输出电压平方(vsdc,j)2作差，经双环控制中电压控制模块的比例、积分作用得到电流参考值
Figure FDA0003346267980000016
输入至双环控制电流控制模块，经比例作用得到电压参考指令
Figure FDA0003346267980000017
并经PWM调制获得换流器开关管开断控制信号，控制储能子网以定电压运行模式并入公共直流母线；
基于采集的母线电压，利用分散式直流微网群功率协同控制方法，在各个子网互联变流器底层控制的基础上，对直流子网间功率互动进行调控，包括如下步骤：
(1)计算第k个直流子网关键负荷容量占比，计算直流微网群关键负荷容量占比，两者相除得到第k个直流子网的功率协调控制算法校正系数λk，用于设定功率协调控制算法参数；
(2)对第k个直流子网，根据实时采集的实际子网直流母线电压vgdc,k和公共母线电压vcb，经比例积分控制器作用得到子网互联变流器双环控制参考值调节量δvk：
Figure FDA0003346267980000021
其中，
Figure FDA0003346267980000022
为第k个直流子网的额定子网直流母线电压，
Figure FDA0003346267980000023
表示第k个直流子网的子网直流母线电压最大允许波动范围，
Figure FDA0003346267980000024
为公共母线额定电压，
Figure FDA0003346267980000025
表示公共直流母线电压最大允许波动范围，kp,k为比例积分控制器比例系数，ki,k为比例积分控制器积分系数，λk为校正系数；
(3)计算第k个子网互联变流器双环控制参考电压
Figure FDA0003346267980000026
Figure FDA0003346267980000027
其中，rg,k为下垂控制系数，igdc,k为第k个子网互联变流器的输出电流；
(4)将子网互联变流器双环控制器参考电压
Figure FDA0003346267980000028
送入子网互联变流器的控制环路，经双环控制中电压控制模块的比例、积分作用得到电流参考值
Figure FDA0003346267980000029
输入至双环控制电流控制模块，经比例作用得到电压参考指令
Figure FDA00033462679800000210
并经PWM调制获得换流器开关管开断控制信号，对子网互联变流器的占空比进行调节，控制子网直流母线电压按照参考指令运行。
2.根据权利要求1所述的分散式功率协调控制方法，其特征在于，所述λk具体计算公式如下所示：
Figure FDA00033462679800000211
其中，
Figure FDA00033462679800000212
为第k个直流子网总容量，Psum为直流微网群总容量，
Figure FDA00033462679800000213
为第k个直流子网关键负荷容量。
3.根据权利要求1所述的分散式功率协调控制方法，其特征在于，所述储能双向DC/DC换流器采用boost型DC/DC变换器；所述子网互联变流器采用buck型DC/DC变换器。
4.根据权利要求1所述的分散式功率协调控制方法，其特征在于，所述直流子网还包括分布式发电单元，分布式发电单元直接或间接通过一DC/DC变换器连接至所述子网直流母线。
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