CN115549064A - 一种直流配电网风储协调惯量控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种直流配电网风储协调惯量控制方法，包括系统检测阶段：检测直流配电网系统的系统参数，判断直流电压是否大于死区范围、风速是否处于低、中风速段、储能单元荷电状态是否满足上、下限约束；惯性响应阶段：根据系统检测阶段的判断结果，为直流配电网系统提供惯性支撑；转子动能退出阶段，当检测到直流母线电压变化率小于阈值时，控制风电机组退出惯性支撑；转速恢复阶段，根据风速情况，判断是否进行转速恢复，如果是，则控制储能单元释放/吸收有功功率，辅助转速恢复。本发明通过风电机组转子动能与储能的协调，为直流配电网系统提供了惯性支撑，有效改善了风电机组采用类虚拟同步机控制造成的电压超调问题，降低了储能容量需求。

Description

一种直流配电网风储协调惯量控制方法

技术领域

本发明涉及供电控制技术领域，尤其涉及一种直流配电网风储协调惯量控制方法。

背景技术

直流配电网作为拓展分布式发电技术的有效途径，受到了广泛关注。但直流配电网作为电力电子变流器主导的低惯量系统，对负荷频繁投切、新能源输出功率突变极为敏感，影响了系统的稳定运行。

风电机组通常运行在最大功率跟踪(Maximum Power Point Tracking，MPPT)模式下，无法为系统提供惯性支持。目前，针对风电机组的有功控制，国内外学者提出通过虚拟惯量控制技术，使发电机转子释放或储存动能，为直流电压提供惯性支撑。

虚拟同步发电机(virtual synchronous generator，VSG)技术是指在变流器中引入同步机的机电暂态方程，从而模拟同步机的惯性、阻尼特性，在交流电网中应用较为成熟。在直流电网的现有技术中，包括有类虚拟同步发电机(analogous virtualsynchronous generator，AVSG)的虚拟惯性控制策略，例如在中国电机工程学报，记载的一种直流微网双向并网变换器虚拟惯性控制策略，在电力系统自动化，记载有基于虚拟同步发电机的直流微网DC-DC变换器控制策略，可将该策略应用于直流微网中风机侧变流器中，利用转子动能为系统提高惯性支撑，但在转速的恢复过程中，会出现电压超调现象，影响了直流母线电压的质量。

近年来，储能设备愈加成熟，在含风电机组的电力系统中，可利用储能辅助调节功率。例如在电工技术学报，记载有一种基于转子动能与超级电容器储能的双馈风电机组惯量和一次调频改进控制策略，在全球能源互联网，记载有风电场参与电网一次调频最优方案选择与风储协调控制策略研究。但目前针对于直流配电网中风储协调惯性控制的研究较少，且在协调控制中，较少考虑到风电机组运行状态对系统惯性响应的影响。

因此，对于直流配电网的“低惯量”问题，需要一种风储协调惯量控制的新方案。

发明内容

为了解决上述技术问题，本发明的目的是提供一种直流配电网风储协调惯量控制方法，通过风电机组转子动能与储能的实时协调，为系统提供惯性支撑。

为了实现上述技术目的，本发明提供了一种直流配电网风储协调惯量控制方法，直流配电网由交流电网、风电机组、储能单元和交直流负荷单元组成，包括：

系统检测阶段：检测直流配电网系统的系统参数，判断直流电压是否大于死区范围、风速是否处于低、中风速段、储能单元荷电状态是否满足上、下限约束；

惯性响应阶段：根据系统检测阶段的判断结果，为直流配电网系统提供惯性支撑；

转子动能退出阶段，当检测到的直流母线电压变化率小于阈值时，控制风电机组退出惯性支撑；

转速恢复阶段，根据风速情况，判断是否进行转速恢复，如果是，则控制储能单元释放/吸收有功功率，辅助转速恢复。

优选地，在系统检测阶段，直流电压的判别式为：

|△u_dc|≥5×10^-4pu

当|△u_dc|<5×10^-4pu时，则直流配电网未受到扰动；当△u_dc>5×10^-4pu时，直流配电网的负荷减小，电压升高；当△u_dc<-5×10^-4pu时，直流配电网的负荷增大，电压降低。

优选地，在系统检测阶段，在判断风速的过程中，通过获取风电机组发出的有功功率，对风速进行判断，其中，有功功率表达式为：

其中，ω_r为风电机组的当前转速值，ω₀为切入转速、ω₁为转速恒定区切入转速、ω₂为最大允许转速；P_max为输出有功功率上限值，k_opt为最大功率跟踪曲线系数；

风电机组的运行状态判别式为：

ω_r≥ω₂

当风电机组的当前转速值ω_r满足上式时，风电机组运行在高风速区；否则，运行在低、中风速区。

优选地，在系统检测阶段，储能单元的荷电状态判别式为：

SOC_min<SOC<SOC_max

其中，SOC_min为荷电状态下限值，取为0.2；SOC_max为荷电状态上限值，取为0.8。

优选地，在惯性响应阶段，若风电机组处于低、中风速段，风电机组启动类虚拟同步发电机控制，利用转子动能提供惯性支撑，其中，若系统负荷增大，直流电压降低，风电机组输出的有功功率增加，转速降低释放动能；若系统负荷减小，直流电压升高，风电机组输出的有功功率减小，转速升高储存动能；储能单元不动作，输出功率为0；

若风电机处于高风速段，保持原有状态，在荷电状态满足上、下限约束的条件下，储能采用附加惯性控制，负荷增大时释放能量，负荷减小时吸收能量，为直流配电网提供惯性支撑。

优选地，在惯性响应阶段，通过AVSG控制实现类虚拟同步发电机控制，其中，AVSG控制方程表示为：

其中，i_set为输出电流给定,i_o为直流侧输出电流，u^* _dc为AVSG直流电压参考值，u_dcn为直流电压额定值、C_vir为风电机组的虚拟惯性时间常数，k_D为电压阻尼系数；

当直流母线电压稳定时，输出电流给定i_set和输出电流i_o相等，AVSG控制输出电流为0，此时风电机组运行在最大功率跟踪状态；

当直流微电网受到扰动，输出电流i_o突变，AVSG控制模块启动，改变AVSG控制输出的电流值，进而调节发出的电磁功率，实现对直流电压的惯性支撑。

优选地，在惯性响应阶段，通过储能单元进行附加惯性控制，用于在直流配电网受到扰动时，通过储能单元在直流侧虚拟出的电容值，提高直流配电网的惯量，其中，附加惯性控制的方程表示为：

其中，ΔP_virB为储能单元输出的惯性功率，C_vir为储能单元的虚拟惯性时间常数，T为时间常数。

优选地，在转子动能退出阶段，直流母线电压变化率的判别式为：

其中，δ为直流母线变化率阈值。

优选地，在转速恢复阶段，风电机组的转速恢复函数表达式为：

其中，t_rec为转速恢复控制的启动时刻、T_rec为转速恢复过程的持续时间。

优选地，在转速恢复阶段，通过储能辅助转速恢复控制，其中，储能辅助转速恢复控制方程表示为：

△P_dec＝P_wind0-P_{wind_rec}

其中，P_{wind_rec}为在转速恢复控制的启动时刻t_rec时，风电机组输出的有功功率，P_wind0为风电机组运行在MPPT状态下的输出有功功率，ΔP_dec为转速恢复启动时刻风电机组的有功功率与MPPT状态下输出的有功功率之差，ΔP_comB为储能辅助转速恢复释放/吸收的有功功率，α为决定储能输出功率衰减速度的系数。

本发明公开了以下技术效果：

本发明通过风电机组转子动能与储能的实时协调，为直流配电网系统提供了惯性支撑，且充分发挥了风电机组的短时功率支撑作用，有效改善了风电机组采用类虚拟同步机控制造成的电压超调问题，降低了储能容量需求。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本发明的流程图；

图2是本发明中直流配电网结构示意图；

图3是本发明中风电机组的功率跟踪曲线与运行区域；

图4是本发明中风电机组参与惯性支撑时的功率变化曲线；

图5是本发明中基于类虚拟发电机控制的风机侧换流器控制原理框图；

图6是本发明中基于附加惯性控制的储能侧换流器控制框图。

具体实施方式

为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请实施例中附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中描述和示出的本申请实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。因此，以下对在附图中提供的本申请的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本申请的范围，而是仅仅表示本申请的选定实施例。基于本申请的实施例，本领域技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。

如图1-6所示，本发明公开了一种直流配电网风储协调惯量控制方法。当检测到直流电压偏差大于死区范围时，风储协调惯量控制系统启动。判断此时风速是否为低、中风速段，若处于低、中风速段，风电机组启动类虚拟同步发电机控制，利用转子动能提供惯性支撑，储能单元不动作，输出功率为0；若处于高风速段，风电机组保持原有状态，在荷电状态满足上、下限约束的条件下，储能采用附加惯性控制，提供惯性支撑。转子转速恢复阶段，若处于高风速段，风电机组无需转速恢复，储能状态不变；若处于低、中风速段，当检测到直流母线电压变化率小于阈值时，风电机组退出惯性支撑，转速开始恢复，同时，储能单元释放/吸收有功功率，辅助转速恢复。本发明通过风电机组转子动能与储能的实时协调，为直流配电网系统提供了惯性支撑，且充分发挥了风电机组的短时功率支撑作用，有效改善了风电机组采用类虚拟同步机控制造成的电压超调问题，并降低了储能容量需求。

图2所示为本发明的直流配电网系统的结构示意图。

所述直流配电网系统包含的交流电网、直驱风电机组、储能单元和负荷单元均包括控制系统、测量元件和换流器，控制系统输入端分别与相应的测量元件输出端相连，其输出端与相应的换流器输入端相连。所述直流配电网系统中还包含直流测量元件以及交流测量元件，直流测量元件包括交流电网、直驱风电机组、储能单元和负荷单元的直流母线侧电压传感器和电流传感器以及储能单元源侧、直流负载荷侧的电压传感器和电流传感器；交流测量元件包括交流电网侧、直驱风电机组电源侧、交流负载荷侧的电压传感器和电流传感器。此外，所述直流配电网系统中还包含数据采集模块，用于获取所述直驱风电机组的当前转速值、并网换流器的下垂系数、储能单元SOC值。

图3所示为本发明的风电机组的功率跟踪曲线与运行区域。根据不同的风速，一般可以划分为4个区域：启动区、最大功率跟踪区(低风速区)、转速恒定区(中风速区)、功率恒定区(高风速区)。在低风速区和中风速区，风电机组实行最大风功率跟踪控制或转速控制；在高风速区，风电机组通过调节桨距角保持功率恒定。

风电机组运行在低/中风速区时，直流电压降低，发电机发出的有功功率增加，同时转速降低释放动能；若直流电压升高，发电机输出有功功率减小，转速升高储存动能。运行在高风速区时，风电机组的有功功率达上限值。直流电压降低时，发电机出力不能高于额定值，无法提供惯性支撑。直流电压升高时，发电机转速不能继续升高储存动能，也不具有惯性支撑能力。因此，当风电机组运行在低、中风速段时，可由风电机组采用AVSG控制，利用转子动能提供惯性支撑；运行在高风速区时,需由储能提供惯性支撑。

图4所示为本发明中风电机组参与惯性支撑时的功率变化曲线。负荷突增时，风电机组通过类虚拟同步发电机控制增发有功功率，减小转速以释放动能。根据能量守恒原则，转子释放多少动能，在转速恢复过程中就要吸收多少动能，在转速恢复的过程中会引起电压超调，不利于提高电压质量。

因此，风电机组运行在低、中风速段时，风电机组采用AVSG控制，利用转子动能提供惯性支撑，在转速恢复过程中，储能需释放/吸收能量，辅助转速恢复；运行在高风速区时,风电机组状态保持不变，由储能提供惯性支撑，无须转速恢复。

图5所示为本发明中基于类虚拟发电机控制的风机侧换流器控制原理框图。低、中风速时，选择开关1、3；高风速时，选择开关2、4。风机侧换流器采用双闭环控制，外环为MPPT控制和类虚拟同步发电机控制，内环为电流控制，通过调节

来调节风电机组发出的电磁功率。

图6所示为本发明中基于附加惯性控制的储能侧换流器控制框图。低、中风速时，选择开关1、3；高风速时，选择开关2、4。储能侧换流器采用双闭环控制，外环为附加惯性控制和储能辅助转速恢复控制给定的功率值，内环为电流控制，通过调节

来调节储能发出的有功功率。

图1所示为本发明的直流配电网风储协调惯量控制系统的流程图，具体包括S101-S104四个步骤。

S101：系统检测阶段，用于检测直流配电网系统的系统参数，包括直流电压是否大于死区范围、风速是否处于低、中风速段，储能单元荷电状态(state of charge,SOC)是否满足上、下限约束。

S102：惯性响应阶段，用于实现对直流电压的动态支撑。若风电机组处于低、中风速段，风电机组启动类虚拟同步发电机控制，利用转子动能提供惯性支撑，若负荷增大，直流电压降低，风电机组输出的有功功率增加，同时转速降低释放动能；若负荷减小，直流电压升高，风电机组输出的有功功率减小，转速升高储存动能；储能单元不动作，输出功率为0。若处于高风速段，风电机组保持原有状态，在荷电状态满足上、下限约束的条件下，储能采用附加惯性控制，负荷增大时释放能量，负荷减小时吸收能量，为系统提供惯性支撑。

S103：转子动能退出时刻，用于判断转速恢复时刻。当检测到直流母线电压变化率小于阈值时，风电机组退出惯性支撑，转速开始恢复。

S104：转速恢复阶段，用于风储动态配合，改善系统的电压响应特性。若处于高风速段，储能状态不变，无需转速恢复；若处于低、中风速段，风电机组转速开始恢复的同时，储能单元释放/吸收有功功率，辅助转速恢复。

在具体实施过程中，S101中的直流电压判别式为：

|△u_dc|≥5×10^-4pu

当|△u_dc|<5×10^-4pu时，认为直流配电网系统未受到扰动；当△u_dc>5×10^-4pu时，说明负荷减小，电压升高；当△u_dc<-5×10^-4pu时，说明负荷增大，电压降低。本发明所述的直流配电网系统的直流母线电压为10kV，则死区范围为±50V。

S101中的风电机组发出的有功功率表达式为：

其中，ω_r为风电机组的当前转速值，为切入转速ω₀为切入转速、ω₁为转速恒定区切入转速、ω₂为最大允许转速；P_max为输出有功功率上限值，k_opt为最大功率跟踪曲线系数。本发明取ω₁为1.1pu，ω₂为1.12pu。

则风电机组运行状态判别式为：

ω_r≥ω₂

当风电机组的当前转速值ω_r满足上式时，风电机组运行在高风速区；否则，运行在低、中风速区。

S101中的储能单元荷电状态判别式为：

SOC_min<SOC<SOC_max

其中，SOC_min为荷电状态下限值，取为0.2；SOC_max为荷电状态上限值，取为0.8。

在具体实施过程中，S102中的直驱风电机组的类虚拟同步发电机虚拟惯性控制模型表达式为：

其中：

为风机侧变流器内环参考值，由最大功率跟踪控制给出的电流参考值

和类虚拟同步发电机控制得到的电流值

组成；i_set为输出电流给定,i_o为直流侧输出电流，u_dc ^*为AVSG直流电压参考值，u_dcn为直流电压额定值、C_vir为虚拟惯性时间常数，k_D为电压阻尼系数。

转速保护模块PRO表达式为：

其中：ω_rmin为风机最低转速，本发明取ω_rmin为0.6pu。

在具体实施过程中，S102中的储能附加惯性控制模型表达式为：

其中，ΔP_virB为储能单元输出的惯性功率，C_virB为储能单元的虚拟惯性时间常数，T为时间常数，取为0.05。

在具体实施过程中，S103中的直流母线电压变化率判别式为：

其中，δ为直流母线变化率阈值。由于微分环节对于输入信号里掺杂的高频干扰十分敏感，为避免信号淹没，本发明采用一阶惯性环节获取直流母线电压变化率。当检测到直流母线电压变化率小于阈值时，将此时的时刻记录下来，即为转速恢复控制的启动时刻t_rec。

在具体实施过程中，S104中的风电机组转速恢复模块f(t)表达式为：

其中：t_rec为转速恢复控制的启动时刻、T_rec为转速恢复过程的持续时间。本研究中取T_rec为10s。

在具体实施过程中，S104中的储能辅助转速恢复控制表达式为：

△P_dec＝P_wind0-P_{wind_rec}

其中，P_{wind_rec}为在转速恢复控制的启动时刻t_rec时，风电机组输出的有功功率，P_wind0为风电机组运行在MPPT状态下的输出有功功率，ΔP_dec为转速恢复启动时刻时风电机组的有功功率与MPPT状态下输出的有功功率之差，ΔP_comB为储能辅助转速恢复释放/吸收的有功功率，α为决定储能输出功率衰减速度的系数，需与风电机组转速恢复过程的持续时间相配合，本发明取α为0.5。

在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。

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至少一个该特征。在本发明的描述中，“多个”的含义是至少两个，例如两个，三个等，除非另有明确具体的限定。

本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

Claims (10)

1.一种直流配电网风储协调惯量控制方法，所述直流配电网由交流电网、风电机组、储能单元和交直流负荷单元组成，其特征在于，包括：

系统检测阶段：检测所述直流配电网的系统参数，判断直流电压是否大于死区范围、风速是否处于低、中风速段、储能单元荷电状态是否满足上、下限约束；

惯性响应阶段：根据所述系统检测阶段的判断结果，为所述直流配电网提供惯性支撑；

转子动能退出阶段，当检测到的直流母线电压变化率小于阈值时，控制所述风电机组退出惯性支撑；

转速恢复阶段，根据风速情况，判断是否进行转速恢复，如果是，则控制储能单元释放/吸收有功功率，辅助转速恢复。

2.根据权利要求1所述一种直流配电网风储协调惯量控制方法，其特征在于：

在所述系统检测阶段，所述直流电压的判别式为：

|△u_dc|≥5×10^-4pu

当|△u_dc|<5×10^-4pu时，则所述直流配电网未受到扰动；当△u_dc>5×10^-4pu时，所述直流配电网的负荷减小，电压升高；当△u_dc<-5×10^-4pu时，所述直流配电网的负荷增大，电压降低。

3.根据权利要求2所述一种直流配电网风储协调惯量控制方法，其特征在于：

在所述系统检测阶段，在判断所述风速的过程中，通过获取风电机组发出的有功功率，对所述风速进行判断，其中，所述有功功率表达式为：

其中，ω_r为风电机组的当前转速值，ω₀为切入转速、ω₁为转速恒定区切入转速、ω₂为最大允许转速；P_max为输出有功功率上限值，k_opt为最大功率跟踪曲线系数；

所述风电机组的运行状态判别式为：

ω_r≥ω₂

当风电机组的当前转速值ω_r满足上式时，风电机组运行在高风速区；否则，运行在低、中风速区。

4.根据权利要求3所述一种直流配电网风储协调惯量控制方法，其特征在于：

在所述系统检测阶段，所述储能单元的荷电状态判别式为：

SOC_min<SOC<SOC_max

其中，SOC_min为荷电状态下限值，取为0.2；SOC_max为荷电状态上限值，取为0.8。

5.根据权利要求4所述一种直流配电网风储协调惯量控制方法，其特征在于：

在所述惯性响应阶段，若风电机组处于低、中风速段，风电机组启动类虚拟同步发电机控制，利用转子动能提供惯性支撑，其中，若系统负荷增大，直流电压降低，风电机组输出的有功功率增加，转速降低释放动能；若系统负荷减小，直流电压升高，风电机组输出的有功功率减小，转速升高储存动能；储能单元不动作，输出功率为0；

若风电机处于高风速段，保持原有状态，在荷电状态满足上、下限约束的条件下，储能采用附加惯性控制，负荷增大时释放能量，负荷减小时吸收能量，为所述直流配电网提供惯性支撑。

6.根据权利要求5所述一种直流配电网风储协调惯量控制方法，其特征在于：

在所述惯性响应阶段，通过AVSG控制实现所述类虚拟同步发电机控制，其中，AVSG控制方程表示为：

其中，i_set为输出电流给定,i_o为直流侧输出电流，u^* _dc为AVSG直流电压参考值，u_dcn为直流电压额定值、C_vir为风电机组的虚拟惯性时间常数，k_D为电压阻尼系数；

当直流母线电压稳定时，输出电流给定i_set和输出电流i_o相等，AVSG控制输出电流为0，此时风电机组运行在最大功率跟踪状态；

当直流微电网受到扰动，输出电流i_o突变，AVSG控制模块启动，改变AVSG控制输出的电流值，进而调节发出的电磁功率，实现对直流电压的惯性支撑。

7.根据权利要求6所述一种直流配电网风储协调惯量控制方法，其特征在于：

在所述惯性响应阶段，通过所述储能单元进行附加惯性控制，用于在直流配电网受到扰动时，通过所述储能单元在直流侧虚拟出的电容值，提高所述直流配电网的惯量，其中，所述附加惯性控制的方程表示为：

其中，ΔP_virB为储能单元输出的惯性功率，C_vir为储能单元的虚拟惯性时间常数，T为时间常数。

8.根据权利要求7所述一种直流配电网风储协调惯量控制方法，其特征在于：

在所述转子动能退出阶段，所述直流母线电压变化率的判别式为：

其中，δ为直流母线变化率阈值。

9.根据权利要求8所述一种直流配电网风储协调惯量控制方法，其特征在于：

在所述转速恢复阶段，所述风电机组的转速恢复函数表达式为：

其中，t_rec为转速恢复控制的启动时刻、T_rec为转速恢复过程的持续时间。

10.根据权利要求9所述一种直流配电网风储协调惯量控制方法，其特征在于：

在所述转速恢复阶段，通过储能辅助转速恢复控制，其中，储能辅助转速恢复控制方程表示为：

△P_dec＝P_wind0-P_{wind_rec}

其中，P_{wind_rec}为在转速恢复控制的启动时刻t_rec时，风电机组输出的有功功率，P_wind0为风电机组运行在MPPT状态下的输出有功功率，ΔP_dec为转速恢复启动时刻风电机组的有功功率与MPPT状态下输出的有功功率之差，ΔP_comB为储能辅助转速恢复释放/吸收的有功功率，α为决定储能输出功率衰减速度的系数。

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