CN111900711A - 一种离网型直流微电网的能量协调控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种离网型直流微电网的能量协调控制方法，所述直流微电网设有光伏发电单元、风力发电单元、储能单元和负荷单元，根据所述直流母线电压的等级将直流微电网划分为多个工作模式，每个工作模式下存在光伏发电单元、风力发电单元、储能单元和负荷单元中的1个单元或多个单元调节直流母线电压，并保持功率平衡，当直流微电网在工作模式之间进行变换时，所述光伏发电单元、风力发电单元、储能单元和负荷单元切换到相应的工作模式，实现离网条件下直流微电网的即插即用。与现有技术相比，本发明具有在无通信条件下仍可正常工作实现“即插即用”、改善直流微电网的动态特性、增加系统鲁棒性、维持直流电压稳定等优点。
Description
技术领域
本发明涉及直流微电网能量协调控制领域，尤其是涉及一种离网型直流微电网的能量协调控制方法。
背景技术
目前，各种形式的微电网中，直流微电网具有解决分布式能源消纳、方便直流用电设备接入、适配各种储能设备和输送能力强等优点。直流微电网是由多种分布式能源、负载、储能装置以及与之相适应的接口变换器等形成的直流型多电源网络。通常情况下，风力发电、光伏发电、燃料电池等是直流微电网中主要的分布式能源，具有节能环保、容量小、即插即用等特点。
光伏发电产生的是直流电，在直流微电网中可省去整流环节，对直流微电网具有较强的适用性，但其具有发电转化率比较低、能量分散、成本高、受气候及地理条件影响大等特点，通常需要接入风力发电作为能量补充。目前针对直流微电网的研究主要集中于联网型经济优化调度上，通过储能系统改善直流微电网中可再生能源发电的间歇性及不稳定性。
发明内容
本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种离网型直流微电网的能量协调控制方法，应用电压下垂控制和MPPT控制技术，在无通信条件下仍可正常工作，实现“即插即用”，并将滑模控制方法应用于变换器控制，改善直流微电网的动态特性，增加系统鲁棒性，维持直流电压稳定。
本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：
一种离网型直流微电网的能量协调控制方法，所述直流微电网设有光伏发电单元、风力发电单元、储能单元和负荷单元，根据所述直流母线电压的等级将直流微电网划分为多个工作模式，每个工作模式下存在光伏发电单元、风力发电单元、储能单元和负荷单元中的1个单元或多个单元调节直流母线电压，并保持功率平衡，当直流微电网在工作模式之间进行变换时，所述光伏发电单元、风力发电单元、储能单元和负荷单元切换到相应的控制模式，实现离网条件下直流微电网的即插即用。
工作模式的数量为6个，包括第一工作模式、第二工作模式、第三工作模式、第四工作模式、第五工作模式和第六工作模式，所述直流母线电压的等级的数量为6个，包括最小阈值、第一等级、稳压等级、第二等级、第三等级和最大阈值。
进一步地，所述直流母线电压的电压值在第三等级和最大阈值之间时，直流微电网的工作模式为第一工作模式，其中光伏发电单元的控制方式为下垂控制，风力发电单元的控制方式为下垂控制，储能单元进行恒流充电。
进一步地，所述直流母线电压的电压值在第二等级和第三等级之间时，直流微电网的工作模式为第二工作模式，其中光伏发电单元的控制方式为下垂控制，风力发电单元的控制方式为最大功率点跟踪控制，储能单元进行恒流充电。
进一步地，所述直流母线电压的电压值在稳压等级和第二等级之间时，直流微电网的工作模式为第三工作模式，其中光伏发电单元的控制方式为最大功率点跟踪控制，风力发电单元的控制方式为最大功率点跟踪控制，储能单元进行稳压充电。
进一步地，所述直流母线电压的电压值在第一等级和稳压等级之间时，直流微电网的工作模式为第四工作模式，其中光伏发电单元的控制方式为最大功率点跟踪控制，风力发电单元的控制方式为最大功率点跟踪控制，储能单元进行稳压放电。
进一步地，所述直流母线电压的电压值在最小阈值和第一等级之间时，直流微电网的工作模式为第五工作模式，其中光伏发电单元的控制方式为最大功率点跟踪控制，风力发电单元的控制方式为最大功率点跟踪控制，储能单元进行恒流充电。
进一步地，所述直流母线电压的电压值小于最小阈值时，直流微电网的工作模式为第六工作模式，其中光伏发电单元的控制方式为最大功率点跟踪控制，风力发电单元的控制方式为最大功率点跟踪控制，储能单元处于关断状态。
所述光伏发电单元经过直流变换器后接入直流母线，风力发电单元的交流电经过不控整流桥将其转换成直流电，然后通过直流变换器接入直流母线，储能单元经过H桥型直流变换器接入直流母线，负载单元采用H桥型直流变换器接入直流母线。
进一步地，所述直流变换器采用PID结构的滑模控制方法。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
本发明设置光伏发电单元、风力发电单元、储能单元和负载单元，根据直流母线电压的等级将直流微电网划分为多个工作模式，让光伏发电单元、风力发电单元、储能单元在不同的直流母线电压下执行不同的控制模式，保证系统功率平衡，使直流母线电压维持在允许工作范围内，实现了无通讯条件下“即插即用”的要求。
附图说明
图1为本发明的结构示意图；
图2为本发明采用的分布式电源电压下垂特性曲线的示意图；
图3为本发明光伏发电单元接口变换器的控制方式图；
图4为本发明风力发电单元接口变换器的控制方式图；
图5为本发明储能单元接口变换器的控制方式图；
图6为本发明负载单元接口变换器的控制方式图；
图7为本发明直流微电网随母线电压变化的工作模式图；
图8为本发明实施例的直流母线电压的曲线图；
图9为本发明实施例的负载单元电压的曲线图；
图10为本发明实施例光伏发电单元的输出功率的曲线图；
图11为本发明实施例光伏发电单元的输出端电压的曲线图；
图12为本发明实施例风力发电单元的输出功率的曲线图；
图13为本发明实施例风力发电单元的整流后直流电压的曲线图；
图14为本发明实施例储能单元电压的曲线图；
图15为本发明实施例储能单元电感电流的曲线图。
附图标记：
1-直流母线；2-光伏发电系统；3-风力发电系统；4-负载端；5-储能装置。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。本实施例以本发明技术方案为前提进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，但本发明的保护范围不限于下述的实施例。
如图1所示，一种离网型直流微电网的能量协调控制方法，实现了无通讯条件下“即插即用”的要求，直流微电网设有光伏发电单元、风力发电单元、储能单元和负荷单元，根据直流母线电压的等级将直流微电网划分为多个工作模式，每个工作模式下存在光伏发电单元、风力发电单元、储能单元和负荷单元中的1个单元或多个单元调节直流母线电压，并保持功率平衡，当直流微电网在工作模式之间进行变换时，光伏发电单元、风力发电单元、储能单元和负荷单元切换到相应的控制模式，实现离网条件下直流微电网的即插即用。
如图7所示，工作模式的数量为6个，包括第一工作模式、第二工作模式、第三工作模式、第四工作模式、第五工作模式和第六工作模式，直流母线电压的等级的数量为6个，包括最小阈值、第一等级、稳压等级、第二等级、第三等级和最大阈值。
本实施例中直流母线电压最大阈值为Umax＝525V，最小阈值为Umin＝480V，阈值变化量为ΔU，直流母线电压分成多个等级Umin、U1、Ue、U2、U3、Umax，其中第一等级U1＝495V、稳压等级Ue＝500V、第二等级U2＝510V和第三等级U3＝515V。
当515V＜Udc＜525V时，Udc为直流母线电压，直流微电网的工作模式为第一工作模式，负荷较小，分布式电源发出的总功率除满足负载端4的需求后仍有大量的剩余，为了使直流母线电压始终处于最高阈值以下，需要对光伏发电系统2及风力发电系统3的接口变换器进行控制，从而稳定在下垂控制的状态；储能装置5开始充电，充电初期，电容器两端电压较小，充电电流达到最大允许值，储能装置5工作在恒流充电的状态。
当510V＜Udc＜515V时，直流微电网的工作模式为第二工作模式，负载端4的负载开始增加，但直流母线电压仍高于额定值，由于光伏发电系统2的输出最大功率大于风力发电系统3的输出最大功率，光伏发电系统2的优先级较高，因此光伏发电系统2仍保持在下垂控制的状态，而风力发电系统3则从下垂控制状态转换到最大功率点跟踪(MPPT)控制状态；储能装置5的充电电流达到了最大允许值，储能装置5恒流充电。
当500V＜Udc＜510V时，直流微电网的工作模式为第三工作模式，负载端4的负载继续增加，分布式电源发出的总功率除满足负载需求外剩余较少，储能装置5的充电电流将低于最大允许值，为了提高分布式电源的利用率，光伏发电系统2及风力发电系统2均工作在MPPT控制状态，而储能装置5则工作在稳压充电的状态。
当495V＜Udc＜510V时，直流微电网的工作模式为第四工作模式，当分布式电源发出的总功率小于负载所需功率，直流母线电压开始下降，光伏发电系统2及风力发电系统3工作在MPPT控制状态；放电初期，直流母线电压下降较慢，储能装置5的放电电流未达到最大允许值，因此储能装置5工作在稳压放电的状态。
当480V＜Udc＜495V时，直流微电网的工作模式为第五工作模式，负载端4的负载持续增加，直流母线电压不断下降，光伏发电系统2及风力发电系统3仍运行在MPPT控制状态；随着放电时间的增加，储能装置2的放电电流将达到最大允许值，储能装置5工作在恒流放电的状态。
当Udc＜480V时，直流微电网的工作模式为第六工作模式，直流母线电压持续下降，当储能装置5的放电电流达到极限值，继续放电仍不能维持直流母线电压的稳定时，储能装置5采取关断措施，同时采用切负荷策略来稳定直流母线电压，从而避免直流母线电压降低到最低阈值以下。
光伏发电单元经过直流变换器后接入直流母线，风力发电单元的交流电经过不控整流桥将其转换成直流电，然后通过直流变换器接入直流母线，储能单元经过H桥型直流变换器接入直流母线，负载单元采用H桥型直流变换器接入直流母线。
直流变换器采用PID结构的滑模控制方法。
如图2所示的分布式电源电压下垂特性曲线，直流微电网包括第一微源和第二微源，其中Un是直流母线电压下垂控制的参考阀值；U1,n为风力发电单元的工作状态在MPPT控制与电压下垂控制切换时的参考阀值；U2,n为光伏发电单元的工作状态在MPPT控制与电压下垂控制切换时的参考阀值；Udc,min为直流母线电压的最小参考阈值；ΔU1、ΔU2分别是第一微源和第二微源的模式切换阀值间变换量；Io表示接口变换器母线端电流大小，I1,o为第一微源的接口变换器母线端电流大小；I2,o为第二微源的接口变换器母线端电流大小；P1,e为第一微源工作的最大输出功率；P2,e为第二微源工作时的最大输出功率。
直流母线端电压参考值的计算公式具体如下：
其中，
为直流母线端电压参考值；
由图2可知：
U1n＝Un-K1I1.0
U2n＝Un-K2I2.0
其中，K1为第一微源接口变换器的电压下垂系数，K2为第二微源接口变换器的电压下垂系数；
光伏发电单元的光伏电池经DC/DC变换器接入直流母线，对其接口变换器的控制方式如图3所示，光伏发电系统2工作在最大功率点跟踪(MPPT)模式或电压下垂控制模式。Un是母线电压下垂控制参考阀值；Upv,n是光伏发电系统2工作状态在MPPT控制与下垂控制之间切换时的参考阈值；ΔUpv是光伏发电模式切换阀值间变换量；Ipv,o是光伏发电系统2工作在MPPT模式时，直流变换器输出端电流；Ppv,e为光伏发电系统的最大输出功率，Kpv为光伏发电接口变换器的电压下垂系数，实时检测Udc的大小；当Udc,min＜Udc＜Upv,n时，负荷较大，直流母线电压的电压值处于最小阈值与MPPT控制阈值之间，开关信号通道为0，采集光伏电池输出电压Upv及输出电流Ipv，经过MPPT控制模块后得到开关驱动信号，实现光伏发电的最大功率跟踪；当负荷减小或分布式电源发出的功率除满足负荷及储能的需求后仍有剩余时，Upv,n＜Udc＜Un，开关信号通道为1，采用滑模控制。
由光伏发电接口变换器测得直流母线电压具体如下：
直流微电网中设有Boost变换器，在连续导通模型下，Boost变换器的状态方程具体为：
其中，x1,x2,x3分别为直流母线电压的误差、误差微分和误差积分，具体如下：
PID结构的滑模控制的滑模面具体为：
S＝Kpx1+KDx2+Kix3＝JTx
其中，Kp、KD和Ki为比例系数；
计算滑模控制的等效连续控制信号：
根据等效连续控制信号，令：
vramp＝Udc-Uin
其中，第一微源接口变换器的电压下垂系数和第二微源接口变换器的电压下垂系数满足以下公式：
将等效控制信号映射到占空比，使其满足：
其中，d为占空比，作用于PWM控制Boost变换器，维持直流母线电压恒定。
风力发电单元的风力发电机经不控整流后通过DC/DC变换器接入直流母线，风力发电侧直流变换器控制方式如图4所示，通过对直流变换器的控制使风力发电系统3工作在最大功率点跟踪(MPPT)模式或电压下垂控制模式，并通过改变开关信号，实现风力发电的工作模式的转换；接口变换器实时检测Udc的大小，当Udc,min＜Udc＜Uw,n时，开关信号通道为0，经过MPPT控制模块后得到开关驱动信号，实现风力发电的最大功率跟踪；当Uw,n＜Udc＜Un，开关信号通道为1。Un是母线电压下垂控制参考阀值；Uw,n是风力发电系统3工作状态在MPPT控制与下垂控制之间切换时的参考值。
储能单元，H桥型直流变换器具有升降压以及能量的双向流动的功能，且对开关管的要求并不高，储能单元的接口变换器控制方式如图5所示，超级电容充放电方式与其端电压及直流母线电压有关，当分布式电源发出的总功率除满足负载需求后仍有剩余时，直流母线电压开始上升，大于设定的参考阀值时，开关信号通道为0，储能装置5开始充电。超级电容器端电压在充电的初始阶段比较低，经PI调节后产生的电压环误差值也比较大，当该值达到限幅环节的限定值后，储能装置5则开始进行恒流充电；随着充电过程的继续，超级电容器两端的电压不断上升，经PI调节后产生的电压环误差值不断减小，直到误差值达到限幅环节的限定值以下时，储能装置5开始进行恒压充电。放电过程开关信号通道为1。为了避免电池过放，储能单元设有电压保护的阶段。
负载单元，为了使额定电压大小不同的直流负载接入直流母线能够稳定运行，负载端采用具有通用接口的H桥型直流变换器进行能量的传递及变换，如图6所示。设Uload为负载端额定电压，Udc为直流母线端电压。通过PI控制模块调节后产生电流参考值IrefI再与电感电流IL比较，经过电流内环的调节产生开关驱动信号，从而实现了对负载端额定电压的跟踪。当开关信号通道为0时，Uload＜Udc，H桥型直流变换器工作在降压模式；当开关信号通道为2时，Uload＞Udc，H桥型直流变换器工作在升压模式；当开关信号通道为1时，Uload≈Udc，H桥型直流变换器仍可实现负载额定电压的稳定。
负载单元为了使额定电压大小不同的直流负载接入直流母线能够稳定运行，负载端4采用具有通用接口的H桥型直流变换器进行能量的传递及变换，如图6所示。设Uload为负载端4的额定电压，Udc为直流母线端电压。通过PI控制模块调节后产生电流参考值Iref，再与电感电流IL比较，经过电流内环的调节产生开关驱动信号，从而实现了对负载端4额定电压的跟踪。当开关信号通道为0时，Uload＜Udc，H桥型直流变换器工作在降压模式；当开关信号通道为2时，Uload＞Udc，H桥型直流变换器工作在升压模式；当开关信号通道为1时，Uload≈Udc，H桥型直流变换器仍可实现负载单元额定电压的稳定。
实施例一
设置光伏发电单元、风力发电单元、储能单元和负荷单元的具体参数如表1所述，具体如下：
表1直流微电网单元参数表
如图8至图15所示，0-1s时，忽略直流母线电压的上升阶段，负载端4通过H桥型Buck/Boost变换器使电压稳定到了0.3kV左右，随着电压的不断升高，直流母线电压达到0.523kV，为避免电压持续升高造成的设备过热和损坏，风力发电装置3及光伏发电装置2的工作方式将由MPPT状态切换到下垂控制状态，此时各变换器均处于升压的状态，光伏发电变换器的下垂系数Kpv为1.53，风力发电变换器的下垂系数Kw为0.44，储能装置5工作在恒流充电的状态，充电电流稳定在100A。
1-2s时，负载功率增加到11.6kW，负载接口变换器工作于升压的状态，负载端4的电压稳定到0.55kV，光伏发电系统2的最大输出功率达到15.67kW，最大功率点处电压为0.543kV，不考虑模式切换时所产生的电压波动，直流母线电压稳定在0.521kV，风力发电系统3与光伏发电系统2仍工作在下垂控制状态，风力发电单元的接口变换器工作在升压状态，光伏发电单元的接口变换器工作在降压状态。风力发电变换器的下垂系数保持不变，光伏发电变换器的下垂系数Kpv为0.49，储能装置5工作在恒流充电状态，充电电流稳定在100A。
2-3s时刻，负载功率增加到19.6kW，负载接口变换器工作于升压状态，负载端4的电压稳定到0.7kV，不考虑模式切换时产生的电压波动，直流母线电压稳定在0.510kV，由于风力发电系统3的MPPT控制参考阈值为0.515kV，风力发电系统3的工作状态从下垂控制切换到MPPT控制，光伏发电系统2仍然保持在下垂控制状态，光伏发电单元的接口变换器工作在降压状态，储能装置5则工作在恒流充电的状态，充电电流为100A。
3-7s时，负载功率大小及负载端4的电压不变，风速降低，风力发电单元的最大功率减小到9.64kW，接口变换器将工作在降压状态。直流母线电压下降并稳定到0.502kV，为补充功率差额，光伏发电系统2的工作方式由下垂控制状态切换到MPPT状态，光伏发电单元的输出端电压达到最大功率点电压0.543kV，接口变换器工作在降压状态，光伏发电系统2及风力发电系统3仍工作在MPPT状态，且各变换器均处于降压状态，储能装,5工作在稳压充电状态，充电电流小于100A。
7-9.4s时，负载功率增加到25.8kW，光伏发电单元及风力发电单元发出的功率之和小于负载及损耗功率之和，储能装置5处于稳压放电的状态，为避免储能装置处于不断的充放电状态，设定了保护电压的范围为0.495～0.5kV，当直流母线电压值处于保护电压的范围之内时，储能装置5处于关断状态，直流母线电压稳定在0.492kV。
9.4-9.78s时，随着储能装置5的持续放电，放电电流的大小随之增加，当放电电流达到极限值100A后，储能装置5开始恒流放电，直流母线电压逐渐下降到最低阈值0.48kV。
9.81-10s时，当储能装置5放电不能继续维持直流母线电压的稳定时，为避免母线电压降低到最低阈值以下，在9.81s时，采用切负荷策略来稳定直流母线电压，此时,负载功率降低到21.3kW，直流母线电压可重新工作在正常的电压范围之内，储能装置5开始进行稳压充电。
此外，需要说明的是，本说明书中所描述的具体实施例，所取名称可以不同，本说明书中所描述的以上内容仅仅是对本发明结构所做的举例说明。凡依据本发明构思的构造、特征及原理所做的等效变化或者简单变化，均包括于本发明的保护范围内。本发明所属技术领域的技术人员可以对所描述的具体实例做各种各样的修改或补充或采用类似的方法，只要不偏离本发明的结构或者超越本权利要求书所定义的范围，均应属于本发明的保护范围。
Claims (10)
1.一种离网型直流微电网的能量协调控制方法，其特征在于，所述直流微电网设有光伏发电单元、风力发电单元、储能单元和负荷单元，根据所述直流母线电压的等级将直流微电网划分为多个工作模式，每个工作模式下存在光伏发电单元、风力发电单元、储能单元和负荷单元中的1个单元或多个单元调节直流母线电压，并保持功率平衡，当直流微电网在工作模式之间进行变换时，所述光伏发电单元、风力发电单元、储能单元和负荷单元切换到相应的控制模式，实现离网条件下直流微电网的即插即用。
2.根据权利要求1所述的一种离网型直流微电网的能量协调控制方法，其特征在于，所述工作模式的数量为6个，包括第一工作模式、第二工作模式、第三工作模式、第四工作模式、第五工作模式和第六工作模式，所述直流母线电压的等级的数量为6个，包括最小阈值、第一等级、稳压等级、第二等级、第三等级和最大阈值。
3.根据权利要求2所述的一种离网型直流微电网的能量协调控制方法，其特征在于，所述直流母线电压的电压值在第三等级和最大阈值之间时，直流微电网的工作模式为第一工作模式，其中光伏发电单元的控制方式为下垂控制，风力发电单元的控制方式为下垂控制，储能单元进行恒流充电。
4.根据权利要求2所述的一种离网型直流微电网的能量协调控制方法，其特征在于，所述直流母线电压的电压值在第二等级和第三等级之间时，直流微电网的工作模式为第二工作模式，其中光伏发电单元的控制方式为下垂控制，风力发电单元的控制方式为最大功率点跟踪控制，储能单元进行恒流充电。
5.根据权利要求2所述的一种离网型直流微电网的能量协调控制方法，其特征在于，所述直流母线电压的电压值在稳压等级和第二等级之间时，直流微电网的工作模式为第三工作模式，其中光伏发电单元的控制方式为最大功率点跟踪控制，风力发电单元的控制方式为最大功率点跟踪控制，储能单元进行稳压充电。
6.根据权利要求2所述的一种离网型直流微电网的能量协调控制方法，其特征在于，所述直流母线电压的电压值在第一等级和稳压等级之间时，直流微电网的工作模式为第四工作模式，其中光伏发电单元的控制方式为最大功率点跟踪控制，风力发电单元的控制方式为最大功率点跟踪控制，储能单元进行稳压放电。
7.根据权利要求2所述的一种离网型直流微电网的能量协调控制方法，其特征在于，所述直流母线电压的电压值在最小阈值和第一等级之间时，直流微电网的工作模式为第五工作模式，其中光伏发电单元的控制方式为最大功率点跟踪控制，风力发电单元的控制方式为最大功率点跟踪控制，储能单元进行恒流充电。
8.根据权利要求2所述的一种离网型直流微电网的能量协调控制方法，其特征在于，所述直流母线电压的电压值小于最小阈值时，直流微电网的工作模式为第六工作模式，其中光伏发电单元的控制方式为最大功率点跟踪控制，风力发电单元的控制方式为最大功率点跟踪控制，储能单元处于关断状态。
9.根据权利要求1所述的一种离网型直流微电网的能量协调控制方法，其特征在于，所述光伏发电单元经过直流变换器后接入直流母线，风力发电单元的交流电经过不控整流桥将其转换成直流电，然后通过直流变换器接入直流母线，储能单元经过H桥型直流变换器接入直流母线，负载单元采用H桥型直流变换器接入直流母线。
10.根据权利要求9所述的一种离网型直流微电网的能量协调控制方法，其特征在于，所述直流变换器采用PID结构的滑模控制方法。
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