CN114362237A - 一种多模式的柔性直流电网协同控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种多模式的柔性直流电网协同控制方法，包括以下步骤：步骤1、根据风光储直流电网实际运行状况，建立包括分布式能源、储能、并网换流器、负荷单元的多端柔性直流电网系统模型；步骤2、基于步骤1所建立的多端柔性直流电网系统模型，根据直流电压的变化区间，生成指令值S，各个换流站根据指令值S切换运行模式；步骤3、在步骤2的各个换流站根据指令值S切换运行模式的过程中，引入滞环控制。本发明能够在外界条件波动较大、发电量较多或负荷需求过高等工况下，确保柔性直流电网的功率平衡、电压稳定和安全运行。

Description

一种多模式的柔性直流电网协同控制方法

技术领域

本发明属于柔性直流控制技术领域，涉及柔性直流电网协同控制方法，尤其是一种多模式的柔性直流电网协同控制方法。

背景技术

随着用电需求和电能质量要求的不断提高，以及新能源、新材料和电力电子技术的长足发展和广泛应用，传统交流配电网将面临分布式能源接入、负荷多样性，以及一次系统结构庞杂、负荷调度及潮流均衡协调控制复杂化等一系列问题。

柔性直流电网采用的柔性直流输电采用全控型器件为基础的电压源换流器(Voltage Source Converter，VSC)，由于具有电流自关断能力、可向无源网络供电等优势而受到人们的重视并得到快速发展。相比较交流电网，柔性直流电网在提升电能输送容量、增加系统可控性以及提高供电质量等方面具有更加优越的性能，还能更好协调分布式能源与电网之间的矛盾，充分发掘分布式能源的效益和价值。

柔性直流电网存在系统惯量小，组成元件多，电压波动大，功率扰动频繁，可控端多，电网拓扑及运行方式繁杂等控制难题。而柔性直流电网目前的控制方式还比较简单，基本采用主从控制、下垂控制和偏差控制。这几种方法均有缺陷和不足。其中偏差控制设计复杂，稳态运行状态下电压控制效果较差，负荷波动频繁时电压指标变差。而下垂控制在暂态情况下，电压会出现较大的静态误差。主从控制则对通信的要求较高。此外，已有的控制方式当功率波动在临界值附近时，会引起控制器频繁启动，影响元器件寿命。

因此，如何研发出一种多模式的柔性直流电网协同控制方法，能够解决系统惯量小、组成元件多、电压波动大、功率扰动频繁、可控端多和电网拓扑及运行方式繁杂等控制难题，是本领域技术人员亟待解决的问题。

经检索，未发现与本发明相同或相近似的现有技术的文献。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术的不足，提出一种多模式的柔性直流电网协同控制方法，能够在外界条件波动较大、发电量较多或负荷需求过高等工况下，确保柔性直流电网的功率平衡、电压稳定和安全运行。

本发明解决其现实问题是采取以下技术方案实现的：

一种多模式的柔性直流电网协同控制方法，包括以下步骤：

步骤1、根据风光储直流电网实际运行状况，建立包括分布式能源、储能、并网换流器、负荷单元的多端柔性直流电网系统模型；

步骤2、基于步骤1所建立的多端柔性直流电网系统模型，根据直流电压的变化区间，生成指令值S，各个换流站根据指令值S切换运行模式；

步骤3、在步骤2的各个换流站根据指令值S切换运行模式的过程中，引入滞环控制。

而且，所述步骤1的多端柔性直流电网系统模型，采用两端配电的拓扑结构，包括分布式发电单元、储能单元、负荷单元和两个并网换流器；所述分布式发电单元采用光伏电池，通过PV-DC并入直流电网，用于吸收光能，为提供提供能量；所述储能单元采用蓄电池储能，通过DC/DC换流器Bi-DC并入直流电网，用于动态调节系统功率平衡；所述负荷单元通过换流器L-VSC并入直流网络，用于吸收功率，参与系统功率分配，必要时切负荷；直流电网的两端分别通过两个并网换流器G-VSC并入交流电网，该并网换流器用于提供功率支撑，维持电压稳定。

而且，所述步骤2的运行模式包括：功率平衡状态、功率过剩状态、功率超额状态、功率减少状态和功率缺额状态。

而且，所述步骤2的根据直流电压的变化区间，生成指令值S，各个换流站根据指令值S切换运行模式的方法，如下表所示：

而且，所述步骤3的具体方法为：直流电压变化时，在其临界值附近，设置两个不同的阈值，当S由1到4和由4到1两种情况时，触发指令值S切换的直流电压阈值略有差别。这样保证了直流电压在临界值附近波动时，指令值S不会频繁改变。

本发明的优点和有益效果：

1、本发明依托国家电网天津北辰绿色能源智慧园区的风光储直流电网，建立分布式能源、储能、并网换流器、负荷等单元的多端柔性电网模型，在直流电压偏差控制和直流电压下垂控制的基础上，通过优化直流电压指标、分散自律控制效果、加入滞环控制，形成“五种状态下的运行模式”：功率平衡状态、功率过剩状态、功率超额状态、功率减少状态、功率缺额状态。从而有效地解决了系统惯量小，组成元件多，电压波动大，功率扰动频繁，可控端多，电网拓扑及运行方式繁杂等控制难题，保障了系统的电压稳定和功率平衡。

2、本发明的一种多模式的柔性直流电网协同控制方法，在外界条件波动较大、发电量较多或负荷需求过高等工况下，有利于解决吸纳风能、光能(太阳能)等分布式能源形成的风光储柔性直流电网系统存在的诸多控制难题，实现系统电压稳定和功率平衡的目标，并确保了柔性直流电网的功率平衡、电压稳定、安全运行，既节约了企业运营成本，又提高了社会效益，同时为供电区域的经济社会发展提供了可靠保障。

附图说明

图1是本发明的多端柔性直流电网系统模型图；

图2是本发明的带有指令值S的控制思路示意图；

图3是本发明的电压分段控制特性图；

图4是本发明的直流电压阈值与控制模式切换的指令的关系示意图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明实施例作进一步详述：

一种多模式的柔性直流电网协同控制方法，包括以下步骤：

步骤1、根据风光储直流电网实际运行状况，建立包括分布式能源、储能、并网换流器、负荷单元的多端柔性直流电网系统模型；

所述步骤1的多端柔性直流电网系统模型，采用两端配电的拓扑结构，包括分布式发电单元、储能单元、负荷单元和两个并网换流器；所述分布式发电单元采用光伏电池，通过PV-DC并入直流电网，用于吸收光能，为提供提供能量；所述储能单元采用蓄电池储能，通过DC/DC换流器Bi-DC并入直流电网，用于动态调节系统功率平衡；所述负荷单元通过换流器L-VSC并入直流网络，用于吸收功率，参与系统功率分配，必要时切负荷；直流电网的两端分别通过两个并网换流器G-VSC并入交流电网，该并网换流器用于提供功率支撑，维持电压稳定。

在本实施例中，直流电网的拓扑结构，主要有放射状、环网和两端配电三种，本发明根据国家电网天津北辰绿色能源智慧园区的风光储直流电网实际运行状况，采用两端配电的拓扑结构，设置其电压为10kV，其结构如图1(多端柔性直流电网系统模型图)所示，包含以下几部分组成：

1)分布式发电单元：采用光伏电池，通过PV-DC并入直流电网。光伏组件正常运行时工作于最大功率跟踪(maximum powerpoint tracking，MPPT)方式，以尽可能多的捕捉太阳能，但在电压上升较多时需要降功率运行。

2)储能单元：采用蓄电池储能(battery energy storage，BES)，通过DC/DC换流器Bi-DC并入直流电网。直流电网正常稳定运行时，蓄电池功率为零。电压波动较大时，BES单元将参与直流电压的调节。

3)负荷单元：交流负荷通过换流器L-VSC并入直流网络。

4)并网换流器：直流电网通过换流器G-VSC并入交流电网。正常运行时该换流器参与直流电压控制。系统功率变化较大时，会达到功率极限转为定功率控制。

步骤2、基于步骤1所建立的多端柔性直流电网系统模型，根据直流电压的变化区间，生成指令值S，各个换流站根据指令值S切换运行模式；

所述步骤2的运行模式包括：功率平衡状态、功率过剩状态、功率超额状态、功率减少状态和功率缺额状态。

所述步骤2的根据直流电压的变化区间，生成指令值S，各个换流站根据指令值S切换运行模式的方法，如下表所示：

在本实施例中，为应对系统的不同运行状态，各个换流站需要相互配合，其控制思路如图2所示。各个换流站检测直流电压变化前后的值，根据表1直流电压数值求得指令值S，使指令值成为联系直流电压和底层控制器的媒介；各个换流站根据指令值及控制策略表(表1)切换运行模式。

同时，控制模式切换的指令值S也用在了上层控制中，成为了联系底层和上层控制的信息量。

直流电网中，系统的直流电压是其稳定运行的关键。

本发明提出分段控制的电压协同控制策略，不同的直流电压运行范围对应着各自的区间。在控制区间中合理设置换流器的控制方式以使系统直流电压保持稳定，同时每个区间内至少有一端换流器控制直流电压以维持系统内部功率平衡。

各个换流站根据直流电压变化量得出指令值S后，运行对应的控制器，其控制策略的实现方法如表1：

表1各端控制策略表

直流电网中各端通过测量直流电压的值，执行如上的策略表，参与系统整体的协同控制。该控制策略的的各个换流站控制运行相互独立且反应动作快，能根据系统运行的变化实时调整，且无需通信，达到了分散自律，多点协同的特点。

同时，在控制策略中引入指令值S，不止能在底层分散自律的控制策略表中发挥作用，当系统出现短路、断线等故障或者功率大幅波动时，单纯采用控制策略表去控制直流电压稳定已经变得很困难，此时需要上层控制器中加入相应的故障模块。其功能为检测系统故障情况或者大的功率波动，通过一定的算法或者人工操作，生成对应的指令值S，并将其送至各个换流站，使各个换流站强行切换控制模式或者修改参数值，从而保证系统在暂态情况下的直流电压稳定性。

基于换流站P-Udc(P为换流器直流功率，Udc为换流器直流电压)曲线，对直流电压协同控制策略的各个区间的运行状况进行说明：

图3为本策略提出的直流电网的电压分段控制特性图，分别为G-VSC1、G-VSC2、Bi-DC、PV-DC和L-VSC在不同控制区间下的控制特性，图中黑点表示各端工作在最佳状态，此时直流电压Udc＝10kV。P1、P2、Pev、Ppv和PL分别表示G-VSC1、G-VSC2、Bi-DC、PV-DC和L-VSC的功率。功率为正表示各个换流站向直流电网输入功率。

根据主从控制、下垂控制和偏差控制的优劣势，取长补短，整合各个控制方式优点，弥补其缺点，形成控制策略表，其包含“五种状态下的运行模式”：功率平衡状态、功率过剩状态、功率超额状态、功率减少状态、功率缺额状态。

接下来详细介绍了五种运行模式对应的实际工况，及其切换原理。有效地解决了不同运行环境下，系统惯量小，组成元件多，电压波动大，功率扰动频繁，可控端多，电网拓扑及运行方式繁杂等控制难题，保障了系统的电压稳定和功率平衡。

下面具体介绍各段控制情况及各端换流器的控制方式：

模式1(功率平衡)时：直流电压的变化范围是9.8-10.2kV，此时生成指令值S＝1。此区间内，系统处于稳态。光伏单元进行最大能量跟踪，发出尽可能多的电能，保证分布式能源的最大利用率。蓄电池为防止频繁动作损坏蓄电池寿命，充电后保持零功率。

直流电网中负荷变动频繁，功率时刻在波动，下垂控制可以实时监测系统功率变化，调整各端直流功率，保持直流电压稳定。因此，稳态时，G-VSC1和G-VSC2采用下垂控制。为保障负荷用电需求，交流负荷为定交流电压控制。

模式2(功率过剩)下直流电压的范围是10.2-10.5kV，生成指令值S＝2，模式4(功率减少)下直流电压的变化范围是9.5-9.8kV，生成指令值S＝4。此区间内，直流电压变化不大，为最大化利用新能源，光伏依旧发出最大的电能。

其中G-VSC2由于其换流器容量限制和系统控制要求，达到了最大容量，转为限制功率的直流电压偏差控制。G-VSC1容量较大，依旧保持直流电压下垂控制参与电压调节。

由于直流电压偏差量的增大，单纯由G-VSC1和G-VSC2用来控制直流电压，已无法满足直流电网的运行要求。蓄电池具有充足的能量裕度，有足够的能力释放能量。模式4功率减少时，蓄电池通过放电，按照下垂控制特性来参与直流电压控制。模式2功率过剩，不需要储能放电。

此时直流电压还保持在合理范围内，可正常保障负荷供应，负荷依旧保持定交流电压控制。

模式3(功率超额)时，直流电压的范围是大于10.5kV，生成指令值S＝3。此区间内，系统由于发电功率过大或者负荷较少等原因出现了功率超额，此时储能无法吸收全部所剩功率，保持零功率运行，导致直流电压升高。

此时，两个并网换流器均已达到其功率极限，转为直流电压偏差控制。由并网换流器和储能切换控制方式已经无法控制直流电压在限定的范围内，需要光伏采取降功率措施，变为定直流电压控制，将直流电压稳定在10.5kV，保证系统的稳定运行。此时系统功率过剩，需要负荷全部投入，最大化吸收电能。

模式5(功率缺额)时，直流电压的范围是小于9.5kV，生成指令值S＝5。此区间内，系统由于负荷需求功率过大，即使光伏以最大功率发电、储能释放全部电能、并网换流器以最大功率转为直流电压偏差控制均无法满足，使得系统出现功率缺额，母线直流电压上升。

此时，直流电压过低，继续由其他换流站采用基本控制方式来稳定直流电压已经变得很困难，为防止直流电压崩溃，需要切负荷，按照负荷的优先级，依次切除不重要负荷和重要负荷，直到直流电压回到稳定区间内。

步骤3、在步骤2的各个换流站根据指令值S切换运行模式的过程中，引入滞环控制。

而且，所述步骤3的具体方法为：直流电压变化时，在其临界值附近，设置两个不同的阈值，当S由1到4和由4到1两种情况时，触发指令值S切换直流电压阈值略有差别。这样保证了直流电压在临界值附近波动时，指令值S不会频繁改变。

在本实施例中，最后，为了防止换流站在直流电压临界值附近频繁切换控制方式，从而保护元器件，在控制器中加入滞环控制。

由于直流配电网频繁的功率扰动，容易造成直流电压的变化。为了减少模式的频繁切换，设置指令值S，根据直流电压的变化进行赋值，并引入滞环控制。

直流电压阈值与控制模式切换的指令的关系如图4所示。图4(a)表示直流电压由10kV下降时，下降到9.8kV后S由1切换为4，继续下降到9.5kV后S由4切换为5；相对应的，如图4(b)所示，直流电压由9kV开始上升时，上升到9.55kV后S由5切换为4，继续上升到9.85kV后S由4切换为1。

本发明的主要创新之处在于：

(1)优化直流电压的指标。本发明优化了下垂控制和偏差控制在暂态和稳态下的控制效果，通过直流电压方差值和超调量的下降(表2直流电压指标数据对比表)可以看出，较好解决了下垂控制暂态时静态电压误差大和偏差控制稳态时电压指标差的问题。

表2直流电压指标数据对比表

	偏差	斜率	本发明策略
				方差	0.00038	0.00026	0.00010
超调量	0.00386	0.00226	0.00164

(2)分散自律的控制效果。解决了主从控制需要通讯配合的问题，各单元无需额外通信方式，当系统出现分布式能源功率波动、换流站投切、负荷变动等工况，可根据直流电压变化量，独立调整其控制方式，使系统整体功率平衡，达到分散自律的控制效果。提出了分布式能源并网后的柔性直流电网控制方案，较好解决直流电网系统惯量小，组成元件多，电压波动大，功率扰动频繁，可控端多，电网拓扑及运行方式繁杂等控制难题。

(3)加入滞环控制。由于直流配电网功率波动频繁，容易造成直流电压的不断变化。为了防止换流站在直流电压临界值附近频繁切换控制方式，控制器中加入滞环控制，临界值附近加入多个门槛值对指令值S进行赋值，避免了控制器频繁启动，有效延长了元器件的寿命。

需要强调的是，本发明所述实施例是说明性的，而不是限定性的，因此本发明包括并不限于具体实施方式中所述实施例，凡是由本领域技术人员根据本发明的技术方案得出的其他实施方式，同样属于本发明保护的范围。

Claims (5)

1.一种多模式的柔性直流电网协同控制方法，其特征在于：包括以下步骤：

步骤1、根据风光储直流电网实际运行状况，建立包括分布式能源、储能、并网换流器、负荷单元的多端柔性直流电网系统模型；

步骤2、基于步骤1所建立的多端柔性直流电网系统模型，根据直流电压的变化区间，生成指令值S，各个换流站根据指令值S切换运行模式；

步骤3、在步骤2的各个换流站根据指令值S切换运行模式的过程中，引入滞环控制。

2.根据权利要求1所述的一种多模式的柔性直流电网协同控制方法，其特征在于：所述步骤1的多端柔性直流电网系统模型，采用两端配电的拓扑结构，包括分布式发电单元、储能单元、负荷单元和两个并网换流器；所述分布式发电单元采用光伏电池，通过PV-DC并入直流电网，用于吸收光能，为提供提供能量；所述储能单元采用蓄电池储能，通过DC/DC换流器Bi-DC并入直流电网，用于动态调节系统功率平衡；所述负荷单元通过换流器L-VSC并入直流网络，用于吸收功率，参与系统功率分配，必要时切负荷；直流电网的两端分别通过两个并网换流器G-VSC并入交流电网，该并网换流器用于提供功率支撑，维持电压稳定。

3.根据权利要求1所述的一种多模式的柔性直流电网协同控制方法，其特征在于：所述步骤2的运行模式包括：功率平衡状态、功率过剩状态、功率超额状态、功率减少状态和功率缺额状态。

4.根据权利要求1所述的一种多模式的柔性直流电网协同控制方法，其特征在于：所述步骤2的根据直流电压的变化区间，生成指令值S，各个换流站根据指令值S切换运行模式的方法，如下表所示：

5.根据权利要求1所述的一种多模式的柔性直流电网协同控制方法，其特征在于：所述步骤3的具体方法为：直流电压变化时，在其临界值附近，设置两个不同的阈值，当S由1到4和由4到1两种情况时，触发指令值S切换的直流电压阈值有差别。

Images