CN114389310B - 一种大容量离网型风光互补制氢直流微电网及其控制方法 - Google Patents

一种大容量离网型风光互补制氢直流微电网及其控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及大容量离网型风光互补制氢直流微电网及其控制方法，包括m个中压交流子网、中压直流配电板、k个DC/DC制氢电源、r个DC/AC逆变电源及低压交流网络供电，每个中压交流子网包括新能源场站、储能装置及中压交流配电板；通过储能装置采用电压上扬恒频控制、光伏电站和风电机组采用恒功率控制、DC/DC制氢电源采用恒输入直流电压+恒输出电流控制的运行模式，可以实现“荷随源动”的控制目标，系统负载能根据新能源场站出力的变化进行自动调整，使新能源发电能力得到最大化利用，同时所有设备均基于本地控制，降低了系统协同控制对通讯系统和能量管理系统的依赖。

Description

一种大容量离网型风光互补制氢直流微电网及其控制方法
技术领域
本发明涉及离网型风光互补制氢电力系统技术领域，具体涉及一种大容量离网型风光互补制氢直流微电网及控制方法。
背景技术
氢能源是一种清洁无碳、灵活高效、应用场景丰富的二次能源，具有能量密度高、容量大、寿命长、便于储存和传输等特点，能够作为风电、光伏大规模综合绿色开发储存、利用的优选方案。利用风光互补制氢可以解决风、光发电能量存储困难和最大化利用的问题，是我国实现“碳达峰碳中和”目标的重要途径。传统并网型制氢系统中电解槽一般在稳定电能条件和定氢生产率下运行，由于风力和光伏发电易受外界环境的影响，当风力和光伏发电量不足以满足制氢负荷的功率需求时，需要大电网参与供电来保障生产，而电解槽的制氢效率较低且对电力需求较大，提高了并网型制氢系统的生产成本，且大电网来源的电能是二次能源，传统并网型制氢系统无法完全保证绿色制氢要求。随着风电和光伏系统渗透率逐渐增大，由于风力和光伏发电的间歇性和随机性，使其出力波动幅度大，波动频率也无规律性，因此大容量的风光发电系统并网运行不利于大电网的安全稳定。离网型风光互补制氢电力系统可以在不影响大电网系统安全的前提下，实现绿色发电和用电的完美结合，在提高风光发电利用率的同时可达到碳零排放的目的。大容量风光发电的微电网系统为提高效率，一般采取较高的传输电压等级以减小损耗。当前大容量离网型风光互补制氢电力系统采用传统交流方案组网时，主要需要解决以下问题：
1）极高渗透率情况下离网型风光互补发电制氢系统设计。离网运行下，极高渗透率新能源电力系统的安全稳定运行具有较大风险和挑战，系统谐波含量高、无功需求大，对储能系统的电压和功率支撑能力提出了较高要求，储能容量需求大。制氢系统设计要求能够提高电网的功率因数、降低系统的网损、最小化储能配置，实现异构电源的系统协同性和集约性，在发电量和储能系统容量之间寻求较佳配置比例。
2）荷随源动的控制。在离网条件下由于风电和光伏发电具有间歇性、随机性等特点，制氢负荷需要实现跟随系统功率变化的自动控制，而多个光伏电站和风力发电站在单一交流主网进行连接时，需要考虑不同电站间频率、相角、无功功率等问题，需要依赖通讯实现“荷随源动”，控制非常复杂，且可扩展性较差，不便于模块化拓展。
3）供电可靠性。不同的新能源场站由于发电能力的随机性容易在同一交流电网上造成电压波动和不同频段振荡现象，给整个系统带来较大的安全风险；系统发生源端短路时，各节点处的电压和功率均受影响，故障影响范围大。
为解决大容量风光互补离网制氢系统面临的上述现实问题，有必要提出一种风光互补离网制氢的直流微电网结构，在满足新能源场站发电能力最大化利用的基本前提下，尽可能优化系统配置、减少储能需求、降低控制难度，提高系统的运行安全性、可靠性、可扩展性。
发明内容
本发明的目的就是针对现有技术的缺陷，提供一种大容量离网型风光互补制氢直流微电网及控制方法，提出了一种“荷随源动”的系统组网控制方法，适用于新能源装机在数MW级至数百MW级离网型风光互补制氢场合，能实现新能源最大化互补制氢。
本发明一种大容量离网型风光互补制氢直流微电网，包括m个中压交流子网、中压直流配电板、k个DC/DC制氢电源、r个DC/AC逆变电源及低压交流网络供电；每个中压交流子网分别通过对应的变压整流装置接入中压直流配电板，k个DC/DC制氢电源的输入端分别通过对应的中压直流断路器Bk接入中压直流配电板，每个DC/DC制氢电源的输出端分别连接一个电解槽，r个DC/AC逆变电源的输入端分别通过对应的中压直流断路器Bk接入中压直流配电板，每个DC/AC逆变电源的输出端为低压交流网络供电；
每个中压交流子网包括新能源场站、储能装置及中压交流配电板，新能源场站和储能装置均通过交流断路器Sk连接中压交流配电板；中压交流配电板与变压整流装置之间连接有交流断路器Sk，变压整流装置与中压直流配电板之间连接有中压直流断路器Bk；低压交流网络包括低压交流配电板和若干个用电负载，每个DC/AC逆变电源的输出端通过交流断路器Sk连接低压交流配电板，低压交流配电板通过交流断路器Sk连接至备用电源。
进一步地，所述新能源场站为光伏电站或者若干风电机组组成的风力发电站，光伏电站中太阳能光伏阵列通过DC/AC逆变器和变压器升压后连接到中压交流配电板，风电机组中双馈风力发电机定子直接输出电压通过变压器升压后连接到中压交流配电板或者风电机组中永磁直驱风力发电机经背靠背全功率变流器输出电压通过变压器升压后连接到中压交流配电板。
进一步地，所述变压整流装置包括整流变压器和整流器，整流变压器采用的是两台原边分别移相+7.5°、-7.5°的12脉波整流变压器，整流器采用的是四组全波不控整流桥的整流器。
进一步地，所述储能装置由双向储能变流器、电池系统和变压器组成，双向储能变流器采用带交流侧电感电容的三相两电平电压源型SVPWM变流器结构，双向储能变流器的直流侧接入电池系统，通过对IGBT器件SD1-SD6的导通关断控制，实现直流电与交流电的电能变换，经变压器升压后由交流断路器接入至中压交流配电板。
进一步地，所述DC/DC制氢电源包括单相二极管钳位型三电平逆变器、变压器和单相桥式整流器；所述DC/AC逆变电源包含DC/AC逆变器和变压器，所述DC/AC逆变器由三台单相二极管钳位型三电平逆变器和三台单相变压器组成。
还提供一种上述所述大容量离网型风光互补制氢直流微电网的控制方法，所述控制方法为：
制氢系统根据调度指令调整光伏电站或风电机组对系统的出力；
储能装置中双向储能变流器采取电压上扬恒频控制，保持中压交流子网的系统频率不变和储能装置的有功功率输出为0；
变压整流装置将交流变直流；
在恒输入直流电压控制下DC/DC制氢电源将直流输入端电容电压与恒定的电压参考值进行比较，经PI控制后，维持直流输入端电容电压稳定，恒输出电流控制下DC/DC制氢电源根据的直流输入端电容电压变化对输出电流大小进行调整，经由对输出直流电流的调整实现系统负荷随新能源出力变化的自动调整。
进一步地，所述光伏电站中DC/AC逆变器、风电机组的双馈风力发电机的转子侧变流器或永磁直驱风力发电机的机侧变流器在恒功率控制模式下采取有功和无功功率的PI控制；光伏电站中DC/AC逆变器的恒功率控制中，P s和Q s分别为光伏电站的有功出力和无功出力，P sref和Q sref为给定的光伏电站的有功功率的调度指令和无功功率的调度指令；由最大功率点跟踪控制计算当前光伏电站的最大功率输出能力P smax，作为P sref的最大限值，设定P sref小于P smax，无功功率指令Q sref设置为0，使光伏电站的无功输出保持为0；P s与P sref、Q s与Q sref的差值分别经PI控制器后作为光伏电站中DC/AC逆变器的d轴电流参考指令i sdref和q轴电流参考指令i sqref，i sd和i sq分别为DC/AC逆变器的有功输出电流在dq轴的分量和无功输出电流在dq轴的分量，i sd和i sq分别为DC/AC逆变器的输出电流在d轴和q轴的分量，i sd与i sdref、i sq与i sqref的差值分别经PI控制器后，各自分别加上DC/AC逆变器的d轴输出电压前馈项u sd和q轴输出电压前馈项u sq，输出电压u sdref和u sqref为DC/AC逆变器的dq轴调制电压信号；
所述风电机组中双馈风力发电机转子侧变流器的恒功率控制中，P w和Q w分别为风电机组的有功功率出力和无功功率出力，P wref和Q wref分别为给定的有功功率调度指令和无功功率调度指令；由最大功率点跟踪控制计算当前风电机组的最大功率输出能力P wmax，作为P wref的最大限值，设定P wref小于P wmax，无功功率指令Q wref设置为0，使风电机组的无功输出保持为0；P w与P wref、Q w与Q wref的差值分别经PI控制器后的输出结果i wdref和i wqref分别为转子侧变流器的d轴电流参考指令和q轴电流参考指令，转子侧变流器的输出电流在dq轴的分量分别为i wd和i wq，i wd与i wdref、i wq与i wqref的差值经PI控制器后，输出结果分别减去和加上ω s[-L m U s/(ω e L s)+σL r i wd]和ω s σL r i wd，得到转子侧变流器在dq轴上的有功调制电压信号u wdref和无功调制电压信号u wqref，其中ω s和ω e分别为转差角速度和同步角速度，L s为dq轴定子自感、L r 为dq轴转子自感、L m为dq轴定转子等效绕组的互感，σ为发电机漏磁系数，U s为定子电压；
所述风电机组中永磁直驱风力发电机的机侧变流器的恒功率控制中，机侧变流器的恒功率控制中，P g和Q g分别为风电机组的有功功率出力和无功功率出力，P gref和Q gref分别为给定的有功功率调度指令和无功功率调度指令；由最大功率点跟踪控制计算当前风电机组的最大功率输出能力P gmax，作为P gref的最大限值，设定P gref小于P gmax，无功功率指令Q gref设置为0，使风电机组的无功输出保持为0；Q g与Q gref、P g与P gref的差值分别经PI控制器后的输出结果i gdref和i gqref分别为机侧变流器的d轴电流参考指令和q轴电流参考指令，机侧变流器的输出电流在d轴和q轴的分量分别为i gd和i gq，i gd与i gdref、i gq与i gqref的差值经PI控制器后，输出结果分别减去和加上(ω g L fq i gq-R f i gd)和(R f i gq+ω g L fd i gd+ω g ψ f)，得到机侧变流器的d轴和q轴调制电压信号u gdref、u gqref，其中ω g为同步角速度，R f为定子电阻，L fd和L fq为定子dq轴电感，ψ f为转子磁链。
进一步地，所述储能装置在电压上扬恒频控制模式下，储能装置中变流器采取dq轴双闭环控制，双闭环控制的外环采取电压PI控制，电压上扬指d轴的电压外环中引入有功功率的PI控制，有功功率的PI控制将储能系统的有功功率输出P与P ref进行比较，其差值经过PI控制器后的结果u pf作为电压外环的反馈，电压外环在dq轴分别将u pd与u pdref、u pq与u pqref进行比较，d轴的电压外环上u pdref和u pd的差值减去u pf并经PI控制器后，与交叉耦合项ωC 1 u pq相减得到d轴电流指令值i pdref，q轴的电压外环上u pqref和u pq的差值经PI控制器后，与交叉耦合项ωC 1 u pd相加后得到q轴电流指令值i pqref，有功功率调整环节的加入使电压PI控制对变流器输出电压的调节受功率传输的下垂特性影响，电压PI控制下中压交流子网电压随系统潮流变化，将P ref设置为0使储能系统的有功功率输出保持为0；在内环电流PI控制中，d轴的电流内环上i pdref和i pd的差值经PI控制器后，与交叉耦合项ωL 1 i pq相加得到d轴调制电压指令值u d，q轴的电流内环上i pqref和i pq的差值经PI控制器后，与交叉耦合项ωL 1 i pd相减得到q轴调制电压指令值u q；u q和u d再经过dq变换得到SVPWM控制的调制波信号u a、u b和u c；恒频指储能装置中变流器输出电压频率f直接设定为恒定值，同步旋转角仅随时间t变化；
其中，P ref、P分别为储能装置的有功功率参考指令和实际有功功率输出；L 1、C 1为交流侧电感和电容； u pd 、u pq分别为储能装置中变流器输出侧的三相电压u pa、u pb、u pc经dq变换得到的dq轴分量，u pdref和u pqref分别为d轴和q轴电压参考指令，设为恒定值；i pd、i pq分别为储能装置中变流器输出侧的三相电流i pa、i pb、i pc经dq变换得到的dq轴分量；ω 为角速度。
进一步地，所述DC/DC制氢电源的恒输入直流电压+恒输出电流控制模式下，DC/DC制氢电源中逆变器采取双闭环控制，双闭环控制的外环采取电压PI控制来稳定直流输入端的电容电压，电压外环将直流输入端的电容电压值U 1与恒定的电压参考值U ref进行比较，其差值经PI控制器后输出直流电流指令值I 1ref，双闭环控制的内环采用电流PI控制来稳定DC/DC制氢电源的输出电流，电流内环采集DC/DC制氢电源的输出直流电流I 1与I 1ref进行比较，差值经PI控制器后作为SVPWM的控制信号。
本发明的有益效果为：本发明采用“不同类型的新能源场站在各自储能装置支撑下独立组成中压交流子网、多个中压交流子网经变压整流装置接入统一的中压直流主网”的拓扑结构和“荷随源动”的系统组网控制方法：储能装置采用电压上扬恒频控制、光伏电站和风力发电站采用恒功率控制、DC/DC制氢电源采用恒输入直流电压+恒输出电流控制。该拓扑及其控制方法适用于新能源装机在数MW级至数百MW级离网型风光互补制氢场合，不仅能实现新能源最大化互补制氢，而且具有供电可靠性高、可扩展性强、控制简单等优势，可以实现新能源发电的最大化利用。具体有益效果如下：
1、光伏电站、风力发电站在各自储能装置的支撑下，形成若干相互独立的中压交流子网，中压交流子网分别通过多相变压整流装置接入统一的中压直流主网，这种网络结构可以增强系统未来的扩展性，同时通过多相变压整流装置进行直流组网的方式提高了交流侧系统的功率因数和谐波质量，降低了系统的无功需求，可以极大地减少储能系统接入变流器的容量。
2、光伏电站或风力发电站分别独立组网，避免了不同形式的异构电源由于发电能力的随机性在同一电网上造成电压波动和不同频段振荡现象，提升了系统的可控性、惯性和稳定裕度，还能保障单个中压交流子网发生故障时其他系统部分的正常运行，降低了安全风险、提高了系统运行可靠性。
3、通过储能装置采用电压上扬恒频控制、光伏电站和风电机组采用恒功率控制、DC/DC制氢电源采用恒输入直流电压+恒输出电流控制的运行模式，可以实现“荷随源动”的控制目标，系统负载能根据新能源场站的出力的变化进行自动调整，使新能源发电能力得到最大化利用，同时所有设备均基于本地控制，降低了系统协同控制对通讯系统和能量管理系统的依赖。
附图说明
图1为本发明大容量离网型风光互补制氢直流微电网示意图；
图2为本发明大容量离网型风光互补制氢直流微电网一种较佳实施例的结构示意图；
图3为本发明多相变压整流装置的电路图；
图4为本发明储能装置的电路图；
图5为本发明DC/DC制氢电源的电路图；
图6为本发明DC/AC逆变电源的电路图；
图7为本发明新能源场站采取恒功率控制的策略图；
图8为本发明储能系统采取电压上扬恒频控制的策略图；
图9为本发明DC/DC制氢电源采取恒输入直流电压+恒输出电流控制的策略图。
具体实施方式
为了使本申请所要解决的技术问题、技术方案及有益效果更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本申请进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本申请，并不用于限定本申请。
需要说明的是，当元件被称为“固定于”或“设置于”另一个元件，它可以直接在另一个元件上或者间接在该另一个元件上。当一个元件被称为是“连接于”另一个元件，它可以是直接连接到另一个元件或间接连接至该另一个元件上。
需要理解的是，术语“长度”、“宽度”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本申请和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本申请的限制。
此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。在本申请的描述中，“多个”的含义是两个或两个以上，除非另有明确具体的限定。
如图1所示，本方案包括m个中压交流子网、中压直流配电板、k个DC/DC制氢电源、r个DC/AC逆变电源及低压交流网络供电。每个中压交流子网分别通过对应的变压整流装置接入中压直流配电板，k个DC/DC制氢电源的输入端分别通过对应的中压直流断路器Bk接入中压直流配电板，每个DC/DC制氢电源的输出端分别连接一个电解槽并为电解槽供电，r个DC/AC逆变电源的输入端分别通过对应的中压直流断路器Bk接入中压直流配电板，每个DC/AC逆变电源的输出端为低压交流网络供电。本实施例中，新能源场站可以是光伏电站或者若干风电机组组成的风力发电站，光伏电站中太阳能光伏阵列通过DC/AC逆变器和变压器升压后连接到中压交流配电板，风电机组中双馈风力发电机定子直接输出电压或者永磁直驱风力发电机经背靠背全功率变流器输出电压通过变压器升压后连接到中压交流配电板。
每个中压交流子网包括新能源场站、储能装置及中压交流配电板，新能源场站和储能装置均通过交流断路器Sk连接中压交流配电板；中压交流配电板与变压整流装置之间连接有交流断路器Sk，变压整流装置与中压直流配电板之间连接有中压直流断路器Bk。低压交流网络包括低压交流配电板和若干个用电负载，每个DC/AC逆变电源的输出端通过交流断路器Sk连接低压交流配电板，低压交流配电板通过交流断路器Sk连接至备用电源以保障辅助生产用电负载的电力需求。中压直流配电板和低压交流配电板根据需要可以分成若干段直流母排或交流母排以满足不同的供电和配电需求，若干段母排之间通过断路器进行连接。
图2示出了本申请较佳实施例提供的一种大容量离网型风光互补制氢直流微电网示意图，为了便于说明，仅示出了与本实施例相关的部分，详述如下：
图中：G1, G2,…Gm为m个新能源场站；C1, C2,…Cm为m套储能装置；K1_1, K1_2,…K1_2m为用于m个新能源场站和m套储能装置接入35kV中压交流配电板的交流断路器Sk；K2_1,K2_2,…K2_m为m个用于中压交流配电板与变压整流装置连接的交流断路器Sk；S1_1, S1_2,…S1_m为用于m台变压整流装置接入4000V中压直流配电板的中压直流断路器Bk；S2_1, S2_2,…S2_k为用于k台DC/DC制氢电源接入中压直流配电板的中压直流断路器Bk；S3_1, S3_2,…S3_r为用于r套DC/AC逆变电源接入中压直流配电板的中压直流断路器Bk；D1, D2,…Dk为k个DC/DC制氢电源，Z1, Z2,…Zk为k个电解槽；T1, T2,…Tm为m台变压整流装置；I1, I2,…Ir为r个DC/AC逆变电源；K3_1, K3_2,…K3_r为r个用于DC/AC逆变电源与低压交流配电板连接的交流断路器Sk，KD为390V低压交流配电板连接至备用电源的交流断路器Sk。
该实施例为一种大容量离网型风光互补制氢直流微电网，包括m个新能源场站、m个储能装置、中压交流配电板、m个变压整流装置、中压直流配电板、k个DC/DC制氢电源、k个电解槽、r个DC/AC逆变电源、低压交流配电板、辅助生产用电负载， m个新能源场站（G1,G2,…Gm）可以是光伏电站或者若干风电机组组成的风力发电站，光伏电站和风力发电站在各自储能装置（C1, C2,…Cm）的支撑下，经35kV中压交流配电板形成m个相互独立的中压交流子网，每个新能源场站和对应配置的储能装置分别通过交流断路器（K1_1, K1_2,…K1_2m）连接中压交流配电板，m个中压交流子网分别通过各自的变压整流装置（T1, T2,…Tm）接入统一的中压直流配电板，每个中压交流配电板与变压整流装置之间连接有交流断路器（K2_1, K2_2,…K2_m），每个变压整流装置与4000V中压直流配电板之间连接有中压直流断路器（S1_1, S1_2,…S1_m），中压直流配电板通过k个中压直流断路器（S2_1, S2_2,…S2_k）与k个DC/DC制氢电源（D1, D2,…Dk）连接为电解槽（Z1, Z2,…Zk）供电，通过依次连接的r个中压直流断路器（S3_1, S3_2,…S3_r）、r个DC/AC逆变电源（I1, I2,…Ir）、r个交流断路器（K3_1,K3_2,…K3_r）连接到390V低压交流配电板为低压交流网络供电，低压交流配电板通过交流断路器KD连接至备用电源以保障辅助生产用电负载的电力需求。
较为优选的，光伏电站中太阳能光伏阵列通过DC/AC逆变器和变压器升压后连接到中压交流配电板，风电机组采用双馈感应发电机组或永磁直驱同步发电机组，发电机组输出电压通过变压器升压后连接到中压交流配电板。
如图3所示，变压整流装置包括整流变压器和整流器，整流变压器采用的是两台12脉波整流变压器，整流器采用的是四组全波不控整流桥的整流器。三相交流电源u a0、u b0、u c0通过两台移相变压器得到两组相电压幅值相等、相位差为15°的六相电源（u a1、u b1、u c1）、（u a2、u b2、u c2）和（u a3、u b3、u c3）、（u a4、u b4、u c4），各六相电源中的两组三相电源相位差30°，每组三相电源经三相不控整流器得到六脉波的直流电压，其中D11~D16、D21~D26、D31~D36和D41~D46为三相不控整流器中的二极管，并联输出后得到十二脉波的直流电压，上、下十二脉波不控整流器串联最终形成二十四脉波直流电压，系统接地方式采用中点经高阻R 0接地，图中R和L为整流变压器的等效阻抗。
如图4所示，储能装置由双向储能变流器、电池系统和变压器组成，可实现中压交流配电板和储能装置之间的能量双向流动。双向储能变流器采用带交流侧电感电容的三相两电平电压源型SVPWM变流器结构，双向储能变流器的直流侧接入电池系统，通过对IGBT器件SD1-SD6的导通关断控制，实现直流电与交流电的电能变换（双向型），经变压器升压后由交流断路器接入至中压交流配电板，图中，U D、I D为直流侧电池系统的输出电压和电流，C为直流侧支撑电容，L 1和C 1为交流侧电感和电容，u pa、u pb、u pc和i pa、i pb、i pc分别为交流侧三相电压和电流。
如图5所示， DC/DC制氢电源包括单相二极管钳位型三电平逆变器、变压器和单相桥式整流器。C D1和C D2为单相二极管钳位型三电平逆变器直流输入侧的钳位电容，通过对IGBT器件ST1-ST8的导通关断控制，实现直流电与交流电的电能变换，其中DT1~DT4和DB1~DB4分别为单相二极管钳位型三电平逆变器与单相桥式整流器中的二极管，U 1和U 2分别为输入端的电容电压值和输出侧的直流电压，I 1为DC/DC制氢电源输出侧的直流电流，直流回路两端串联有二极管D1和D2以限制电流单向流动、防止负载提供短路馈流。
如图6所示，DC/AC逆变电源包含DC/AC逆变器和变压器，DC/AC逆变电源直流侧接入中压直流配电板，直流回路两端串联有二极管D3和D4以限制电流单向流动、防止负载提供短路馈流，C D3和C D4为DC/AC逆变器直流输入侧的钳位电容，U 3为直流输入端的电容电压值。DC/AC逆变器由三台单相二极管钳位型三电平逆变器组成，通过分别对三台单相逆变器的IGBT器件S11-S18、S21-S28以及S31-S38的导通关断控制，将直流电逆变为三相交流电，并经LC滤波器后，通过三个变压器对三个单相交流电压进行三相整合，经交流断路器向低压交流配电板供电，其中DS11~DS14、DS21~DS24和DS31~DS34分别为三台单相逆变器中的二极管，L s1、L s2、L s3分别为三台单相逆变器中的交流侧滤波电感，C s1、C s2、C s3分别为三台单相逆变器中的交流侧滤波电容。
生产用电主要为制氢系统供电和厂区日用，包含压缩机、空压机、循环水泵、控制系统、厂区照明等。
本发明提供一种大容量离网型风光互补制氢直流微电网的控制方法：
制氢系统中光伏电站和风电机组采用恒功率控制、储能系统采用电压上扬恒频控制、DC/DC制氢电源采用恒输入直流电压+恒输出电流控制的运行模式，实现“荷随源动”控制目标。
制氢系统根据调度指令调整光伏电站或风电机组对系统的出力；
储能装置中双向储能变流器采取电压上扬恒频控制，保持中压交流子网的系统频率不变和储能装置的有功功率输出为0，仅为系统提供电压参考和无功功率支撑；由于光伏电站或风电机组根据调度指令调整出力时系统潮流发生变化，电压上扬恒频控制下储能装置对电压的调整受功率传输下垂特性的影响，使中压交流子网电压受系统潮流影响而变化；
变压整流装置将交流变直流；
在恒输入直流电压控制下DC/DC制氢电源将直流输入端电容电压与恒定的电压参考值进行比较，经PI控制后，维持直流输入端电容的电压稳定，恒输出电流控制下DC/DC制氢电源根据直流输入端电容电压的变化对输出电流大小进行调整，经由对输出直流电流的调整实现系统负荷随新能源出力变化的自动调整。由于中压交流子网电压变化引起中压直流主网的电压波动，因此，DC/DC制氢电源采用恒输入直流电压控制+恒输出电流控制，实现“荷随源动”控制目标。
本实施例中，每个光伏电站或风力发电站采用恒功率控制模式，该模式下通过锁相环跟踪储能系统输出电压，仅对输出电流进行控制，如图7所示，光伏电站中DC/AC逆变器、风电机组的双馈感应发电机的转子侧变流器（或永磁直驱风力发电机的机侧变流器）在恒功率控制模式下采取有功和无功功率的PI控制。光伏电站中DC/AC逆变器的恒功率控制中，P s和Q s分别为光伏电站的有功出力和无功出力，P sref和Q sref为给定的光伏电站的有功功率的调度指令和无功功率的调度指令；由最大功率点跟踪控制（MPPT）计算当前光伏电站的最大功率输出能力P smax，作为P sref的最大限值，即设定P sref小于P smax，以避免光伏电站对系统出力的频繁波动，无功功率指令Q sref设置为0，使光伏电站的无功输出保持为0；P s与P sref、Q s与Q sref的差值分别经PI控制器后作为光伏电站中DC/AC逆变器的d轴电流参考指令i sdref和q轴电流参考指令i sqref，i sd和i sq分别为DC/AC逆变器的输出电流在在d轴和q轴的分量，i sd与i sdref、i sq与i sqref的差值分别经PI控制器后，各自分别加上DC/AC逆变器的d轴输出电压前馈项u sd和q轴输出电压前馈项u sq，输出电压u sdref和u sqref为DC/AC逆变器的d轴和q轴调制电压信号。
所述风电机组中发电机为双馈感应发电机时，转子侧变流器的控制中，P w和Q w分别为风电机组的有功功率出力和无功功率出力，P wref和Q wref分别为给定的有功功率调度指令和无功功率调度指令；由最大功率点跟踪控制（MPPT）计算当前风电机组的最大功率输出能力P wmax，作为P wref的最大限值，即设定P wref小于P wmax，以避免风力发电站对系统出力的频繁波动，无功功率指令Q wref设置为0，使风电机组的无功输出保持为0；P w与P wref、Q w与Q wref的差值分别经PI控制器后的输出结果i wdref和i wqref分别为转子侧变流器的d轴电流参考指令和q轴电流参考指令，转子侧变流器的输出电流在dq轴的分量分别为i wd和i wq，i wd与i wdref、i wq与i wqref的差值经PI控制器后，输出结果分别减去和加上ω s[-L m U s/(ω e L s)+σL r i wd]和ω s σ L r i wd，得到转子侧变流器dq轴上的调制电压信号u wdref和u wqref，其中ω s和ω e分别为转差角速度和同步角速度，L s为dq轴定子自感、L r 为dq轴转子自感、L m为dq轴定转子等效绕组的互感，σ为发电机漏磁系数，U s为定子电压。
所述风电机组中发电机为永磁直驱风力发电机时，机侧变流器的恒功率控制中，P g和Q g分别为风电机组的有功功率出力和无功功率出力，P gref和Q gref分别为给定的有功功率调度指令和无功功率调度指令；由最大功率点跟踪控制计算当前风电机组的最大功率输出能力P gmax，作为P gref的最大限值，设定P gref小于P gmax，无功功率指令Q gref设置为0，使风电机组的无功输出保持为0；Q g与Q gref、P g与P gref的差值分别经PI控制器后的输出结果i gdref和i gqref分别为机侧变流器的d轴电流参考指令和q轴电流参考指令，机侧变流器的输出电流在d轴和q轴的分量分别为i gd和i gq，i gd与i gdref、i gq与i gqref的差值经PI控制器后，输出结果分别减去和加上(ω g L fq i gq-R f i gd)和(R f i gq+ω g L fd i gd+ω g ψ f)，得到机侧变流器的d轴和q轴调制电压信号u gdref、u gqref，其中ω g为同步角速度，R f为定子电阻，L fd和L fq为定子dq轴电感，ψ f为转子磁链。
如图8所示，储能装置采用电压上扬恒频控制，P ref、P分别为储能装置的有功功率参考指令和实际有功功率输出；L 1、C 1为交流侧电感和电容； u pd 、u pq分别为图4所示的储能装置中变流器输出侧的三相电压u pa、u pb、u pc经dq变换得到的dq轴分量，u pdref和u pqref分别为d轴和q轴电压参考指令，设为恒定值；i pd、i pq分别为图4所示的储能装置中变流器输出侧的三相电流i pa、i pb、i pc经dq变换得到的dq轴分量。电压上扬恒频控制模式下，储能装置中变流器采取dq轴下的双闭环控制，双闭环控制的外环采取电压PI控制，电压上扬指d轴的电压外环中引入有功功率的PI控制，有功功率的PI控制将储能系统的有功功率输出P与P ref进行比较，其差值经过PI控制器后的结果u pf作为电压外环的反馈，电压外环在dq轴分别将u pd与u pdref、u pq与u pqref进行比较，d轴的电压外环上u pdref和u pd的差值减去u pf并经PI控制器后，与交叉耦合项ωC 1 u pq相减得到d轴电流指令值i pdref，q轴的电压外环上u pqref和u pq的差值经PI控制器后，与交叉耦合项ωC 1 u pd相加后得到q轴电流指令值i pqref，有功功率调整环节的加入使电压PI控制对变流器输出电压的调节受功率传输的下垂特性影响，电压PI控制下中压交流子网电压随系统潮流变化，将P ref设置为0使储能系统的有功功率输出保持为0；在内环电流PI控制中，d轴的电流内环上i pdref和i pd的差值经PI控制器后，与交叉耦合项ωL 1 i pq相加得到d轴调制电压指令值u d，q轴的电流内环上i pqref和i pq的差值经PI控制器后，与交叉耦合项ωL 1 i pd相减得到q轴调制电压指令值u q；u q和u d再经过dq变换得到SVPWM控制的调制波信号u a、u b和u c；恒频指储能装置中变流器输出电压频率f直接设定为恒定值，同步旋转角（dq变换角）仅随时间t变化，ω 为角速度。
如图9所示，DC/DC制氢电源的恒输入直流电压+恒输出电流控制模式下，DC/DC制氢电源中逆变器采取双闭环控制，双闭环控制的外环采取电压PI控制来稳定直流输入端的电容电压，电压外环将直流输入端的电容电压值U 1与恒定的电压参考值U ref进行比较，其差值经PI控制器后输出直流电流指令值I 1ref，双闭环控制的内环采用电流PI控制来稳定DC/DC制氢电源的输出电流，电流内环采集DC/DC制氢电源的输出直流电流I 1与I 1ref进行比较，其差值经PI控制器后作为SVPWM的控制信号。
在上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述或记载的部分，可以参见其它实施例的相关描述。
以上所述实施例仅用以说明本申请的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本申请进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本申请各实施例技术方案的精神和范围，均应包含在本申请的保护范围之内。

Claims (7)

1.一种大容量离网型风光互补制氢直流微电网，其特征在于：包括m个中压交流子网、中压直流配电板、k个DC/DC制氢电源、r个DC/AC逆变电源及低压交流网络供电；每个中压交流子网分别通过对应的变压整流装置接入中压直流配电板，k个DC/DC制氢电源的输入端分别通过对应的中压直流断路器Bk接入中压直流配电板，每个DC/DC制氢电源的输出端分别连接一个电解槽，r个DC/AC逆变电源的输入端分别通过对应的中压直流断路器Bk接入中压直流配电板，每个DC/AC逆变电源的输出端为低压交流网络供电；
每个中压交流子网包括新能源场站、储能装置及中压交流配电板，新能源场站和储能装置均通过交流断路器Sk连接中压交流配电板；中压交流配电板与变压整流装置之间连接有交流断路器Sk，变压整流装置与中压直流配电板之间连接有中压直流断路器Bk；低压交流网络包括低压交流配电板和若干个用电负载，每个DC/AC逆变电源的输出端通过交流断路器Sk连接低压交流配电板，低压交流配电板通过交流断路器Sk连接至备用电源；
所述新能源场站为光伏电站或者若干风电机组组成的风力发电站，光伏电站中太阳能光伏阵列通过DC/AC逆变器和变压器升压后连接到中压交流配电板，风电机组中双馈风力发电机定子直接输出电压通过变压器升压后连接到中压交流配电板或者风电机组中永磁直驱风力发电机经背靠背全功率变流器输出电压通过变压器升压后连接到中压交流配电板；
所述大容量离网型风光互补制氢直流微电网的控制方法：
制氢系统根据调度指令调整光伏电站或风电机组对系统的出力；
储能装置中双向储能变流器采取电压上扬恒频控制，保持中压交流子网的系统频率不变和储能装置的有功功率输出为0；
变压整流装置将交流变直流；
在恒输入直流电压控制下DC/DC制氢电源将直流输入端电容电压与恒定的电压参考值进行比较，经PI控制后，维持直流输入端电容电压稳定，恒输出电流控制下DC/DC制氢电源根据直流输入端电容电压的变化对输出电流大小进行调整，经由对输出直流电流的调整实现系统负荷随新能源出力变化的自动调整；
其中，电压上扬恒频控制模式下，储能装置中变流器采取dq轴下的双闭环控制，双闭环控制的外环采取电压PI控制，电压上扬指d轴的电压外环中引入有功功率的PI控制；恒频指储能装置中变流器输出电压频率f直接设定为恒定值，同步旋转角仅随时间t变化。
2.根据权利要求1所述大容量离网型风光互补制氢直流微电网，其特征在于：所述变压整流装置包括整流变压器和整流器，整流变压器采用的是两台原边分别移相+7.5°、-7.5°的12脉波整流变压器，整流器采用的是四组全波不控整流桥的整流器。
3.根据权利要求1所述大容量离网型风光互补制氢直流微电网，其特征在于：所述储能装置由双向储能变流器、电池系统和变压器组成，双向储能变流器采用带交流侧电感电容的三相两电平电压源型SVPWM变流器结构，双向储能变流器的直流侧接入电池系统，通过对IGBT器件SD1-SD6的导通关断控制，实现直流电与交流电的电能变换，经变压器升压后由交流断路器接入至中压交流配电板。
4.根据权利要求1所述大容量离网型风光互补制氢直流微电网，其特征在于：所述DC/DC制氢电源包括单相二极管钳位型三电平逆变器、变压器和单相桥式整流器；所述DC/AC逆变电源包含DC/AC逆变器和变压器，所述DC/AC逆变器由三台单相二极管钳位型三电平逆变器和三台单相变压器组成。
5.根据权利要求1所述大容量离网型风光互补制氢直流微电网，其特征在于：所述光伏电站中DC/AC逆变器、风电机组的双馈风力发电机的转子侧变流器或永磁直驱风力发电机的机侧变流器在恒功率控制模式下采取有功和无功功率的PI控制；光伏电站中DC/AC逆变器的恒功率控制中，P s和Q s分别为光伏电站的有功出力和无功出力，P sref和Q sref为给定的光伏电站的有功功率的调度指令和无功功率的调度指令；由最大功率点跟踪控制计算当前光伏电站的最大功率输出能力P smax，作为P sref的最大限值，设定P sref小于P smax，无功功率指令Q sref设置为0，使光伏电站的无功输出保持为0；P s与P sref、Q s与Q sref的差值分别经PI控制器后作为光伏电站中DC/AC逆变器的d轴电流参考指令i sdref和q轴电流参考指令i sqref，i sd和i sq分别为DC/AC逆变器的输出电流在d轴和q轴的分量，i sd与i sdref、i sq与i sqref的差值分别经PI控制器后，各自分别加上DC/AC逆变器在d轴的输出电压前馈项u sd和q轴的输出电压前馈项u sq，输出电压u sdref和u sqref为DC/AC逆变器的dq轴调制电压信号；
所述风电机组中双馈风力发电机转子侧变流器的恒功率控制中，P w和Q w分别为风电机组的有功功率出力和无功功率出力，P wref和Q wref分别为给定的有功功率调度指令和无功功率调度指令；由最大功率点跟踪控制计算当前风电机组的最大功率输出能力P wmax，作为P wref的最大限值，设定P wref小于P wmax，无功功率指令Q wref设置为0，使风电机组的无功输出保持为0；P w与P wref、Q w与Q wref的差值分别经PI控制器后的输出结果i wdref和i wqref分别为转子侧变流器的d轴电流参考指令和q轴电流参考指令，转子侧变流器的输出电流在dq轴的分量分别为i wd和i wq，i wd与i wdref、i wq与i wqref的差值经PI控制器后，输出结果分别减去和加上ω s[-L m U s/(ω e L s)+σL r i wd]和ω s σL r i wd，得到转子侧变流器在dq轴上的有功调制电压信号u wdref和无功调制电压信号u wqref，其中ω s和ω e分别为转差角速度和同步角速度，L s为dq轴定子自感、L r 为dq轴转子自感、L m为dq轴定转子等效绕组的互感，σ为发电机漏磁系数，U s为定子电压；
所述风电机组中永磁直驱风力发电机的机侧变流器的恒功率控制中，P g和Q g分别为风电机组的有功功率出力和无功功率出力，P gref和Q gref分别为给定的有功功率调度指令和无功功率调度指令；由最大功率点跟踪控制计算当前风电机组的最大功率输出能力P gmax，作为P gref的最大限值，设定P gref小于P gmax，无功功率指令Q gref设置为0，使风电机组的无功输出保持为0；Q g与Q gref、P g与P gref的差值分别经PI控制器后的输出结果i gdref和i gqref分别为机侧变流器的d轴电流参考指令和q轴电流参考指令，机侧变流器的输出电流在d轴和q轴的分量分别为i gd和i gq，i gd与i gdref、i gq与i gqref的差值经PI控制器后，输出结果分别减去和加上(ω g L fq i gq-R f i gd)和(R f i gq+ω g L fd i gd+ω g ψ f)，得到机侧变流器的d轴和q轴调制电压信号u gdref、u gqref，其中ω g为同步角速度，R f为定子电阻，L fd和L fq为定子dq轴电感，ψ f为转子磁链。
6.根据权利要求1所述大容量离网型风光互补制氢直流微电网，其特征在于：所述储能装置在电压上扬恒频控制模式下，储能装置中变流器采取dq轴双闭环控制，双闭环控制的外环采取电压PI控制，电压上扬指d轴的电压外环中引入有功功率的PI控制，有功功率的PI控制将储能系统的有功功率输出P与P ref进行比较，其差值经过PI控制器后的结果u pf作为电压外环的反馈，电压外环在dq轴分别将u pd与u pdref、u pq与u pqref进行比较，d轴的电压外环上u pdref和u pd的差值减去u pf并经PI控制器后，与交叉耦合项ωC 1 u pq相减得到d轴电流指令值i pdref，q轴的电压外环上u pqref和u pq的差值经PI控制器后，与交叉耦合项ωC 1 u pd相加后得到q轴电流指令值i pqref，有功功率调整环节的加入使电压PI控制对变流器输出电压的调节受功率传输的下垂特性影响，电压PI控制下中压交流子网电压随系统潮流变化，将P ref设置为0使储能系统的有功功率输出保持为0；在内环电流PI控制中，d轴的电流内环上i pdref和i pd的差值经PI控制器后，与交叉耦合项ωL 1 i pq相加得到d轴调制电压指令值u d，q轴的电流内环上i pqref和i pq的差值经PI控制器后，与交叉耦合项ωL 1 i pd相减得到q轴调制电压指令值u q；u q和u d再经过dq变换得到SVPWM控制的调制波信号u a、u b和u c；恒频指储能装置中变流器输出电压频率f直接设定为恒定值，同步旋转角仅随时间t变化；
其中，P ref、P分别为储能装置的有功功率参考指令和实际有功功率输出；L 1、C 1为交流侧电感和电容；u pd、u pq分别为储能装置中变流器输出侧的三相电压u pa、u pb、u pc经dq变换得到的dq轴分量，u pdref和u pqref分别为d轴和q轴电压参考指令，设为恒定值；i pd、i pq分别为储能装置中变流器输出侧的三相电流i pa、i pb、i pc经dq变换得到的dq轴分量；ω为角速度。
7.根据权利要求1所述大容量离网型风光互补制氢直流微电网，其特征在于：所述DC/DC制氢电源的恒输入直流电压+恒输出电流控制模式下，DC/DC制氢电源中逆变器采取双闭环控制，双闭环控制的外环采取电压PI控制来稳定直流输入端的电容电压，电压外环将直流输入端的电容电压值U 1与恒定的电压参考值U ref进行比较，其差值经PI控制器后输出直流电流指令值I 1ref，双闭环控制的内环采用电流PI控制来稳定DC/DC制氢电源的输出电流，电流内环采集DC/DC制氢电源的输出直流电流I 1与I 1ref进行比较，差值经PI控制器后作为SVPWM的控制信号。
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