CN116742698A - 一种考虑联络线功率冲击的配电网主动预防控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种考虑联络线功率冲击的配电网主动预防控制方法。该方法设计了联络线冲击功率评估方法，根据评估结果在孤岛划分前主动控制储能系统平抑联络线功率使其保持在安全阈值内，以保证孤岛微网的安全生成。该方法主要包括：建立含有虚拟同步控制能力的光伏储能配电网模型；通过联络线功率评估方法计算孤岛微网安全生成的功率阈值。该方法根据联络线冲击功率评估结果，主动平抑联络线功率，使得孤岛划分过程中的功率冲击不引起频率失稳而无法生成，具有一定的理论价值和工程价值。
Description
技术领域
本发明属于配电网技术领域，特别是一种考虑联络线功率冲击的配电网主动预防控制方法。
背景技术
电能的发现促进了现代社会与经济的飞速发展，推动了人类社会的进步。21世纪以来，世界各国加快了电力基础设施的建设，电力系统规模不断增加，电压等级不断提高，多个区域实现了跨地区联网，新兴的电力电子技术以及可再生能源并网供电，大规模电动汽车充电站的建设，配电网需求侧响应的广泛应用等方面都推动了电力系统的不断发展。电力系统在快速发展的同时，随之而来的潜在威胁也逐渐增加，兼顾电力系统稳定性和社会用电环境安全性具有重要意义。在以往世界各国的电力系统事故中，运行设备故障、人为操作失误引起的大规模停电不在少数，设备故障可以通过技术升级逐渐减少发生的可能性，而不可预测的自然灾害始终是对电网的潜在威胁。因此，提高极端灾害下配电网的恢复能力是当下研究热点。
在大力发展智能电网的背景下，分布式电源、微电网、电力电子等技术逐步与电网融合，配电网逐渐呈现“多源主动”的特性，在面临挑战的同时也拥有广阔的发展前景。尤其是微电网技术不断成熟，由分布式电源、储能装置和控制系统组成的微电网与配电网的融合使配电网的“主动性”逐渐突出，改变了传统配电网主动控制性差的局面。传统配电网缺乏可控设备导致面临扰动时无法快速平抑，而含微电网或分布式电源的配电网可以通过调度可控出力或进行孤岛划分保证持续稳定供电，具备了在小扰动下甚至极端灾害下的调节能力和恢复能力，为电网恢复策略提供了新的思路。
随着新能源具备了下垂控制、虚拟同步控制等控制能力，配电网在极端灾害下能够采用网架重构、运行调度等措施，划分孤岛微电网支撑重要负荷的持续运行，以提高配电网灾后恢复能力。然而孤岛划分中联络线开断产生的功率冲击过大可能会导致微网的无法生成。
发明内容
本发明的目的在于针对现有技术存在的问题，提供一种考虑联络线功率冲击的配电网主动预防控制方法，设计了联络线冲击功率评估方法，通过建立频率波动与功率变化的关系，推导了在频率安全范围内联络线功率的变化极值，根据评估结果在孤岛划分前主动控制储能系统平抑联络线功率使其保持在安全阈值内，以保证孤岛微网的安全生成。
实现本发明目的的技术解决方案为：一方面，提供了一种考虑联络线功率冲击的配电网主动预防控制方法，所述方法包括以下步骤：
步骤1，建立具有虚拟同步能力的光伏储能配电网模型；
步骤2，基于光伏储能配电网模型，通过联络线功率评估方法计算孤岛微网安全生成的功率阈值。
进一步地，步骤1中所述的建立具有虚拟同步能力的光伏储能配电网模型，具体包括：
步骤1-1，建立光伏系统数学模型，包括光伏电池等效电路和最大功率跟踪算法；
(1)光伏电池等效电路
光伏电池等效电路包括串联的电流源和负载电阻，光生伏特效应产生的电流表示为电流源Iph和二极管的并联结构，负载电阻表示为电池内部的串、并联电阻和电路末端所带负荷电阻的串联结构；
根据光伏电池等效电路，其负载电流方程和电路节点电压方程为：
IL＝Iph-Id-Ish
式中，IL表示负载电流；Iph表示光生伏特效应产生的电流；Id表示流过二极管的电流；Ish表示流过并联内阻的电流；IPV表示光伏电池输出电流；UPV表示光伏电池输出电压；Im表示最大功率点电压；Um表示最大功率点电流；ISC表示短路电流；UOC表示开路电压；
系数C1、C2的取值根据上式得到：
设定补偿系数a、b、c，得到修正后的光伏电池输出电流、电压为：
式中，IP表示修正后光伏电池输出电流；UP表示修正后光伏电池输出电压；S表示实际光照强度；Sref表示标准环境下的光照强度；T表示实际温度；Tref表示标准环境下的温度；
(2)确定最大功率跟踪算法
步骤1-2，建立储能系统数学模型
储能系统以锂离子电池的电化学储能为主，配置双向DC/DC变换器实现升压或降压；所述双向DC/DC变换器包括第一开关管K1、第二开关管K2、蓄电池、电感Lb和电容Cdc，其中蓄电池、电感Lb和电容Cdc串联，第一开关管K1、第二开关管K2分别与电容Cdc并联、串联；
双向DC/DC变换器工作在升压模式时，第一开关管K1导通，第二开关管K2关断，此时储能系统向电网提供电能，与光伏系统的电压变换模式一样，变换倍数为TDC/toff：
式中，Uo表示双向DC/DC变换器的输出电压，TDC表示绝缘栅双极晶闸管IGBT周期，toff表示IGBT的关断时间；Ui表示双向DC/DC变换器的输入电压；
双向DC/DC变换器工作在降压模式时，第一开关管K1关断，第二开关管K2导通，电网向储能系统供电，变换倍数为ton/TDC：
式中，ton表示IGBT的导通时间；
步骤1-3，建立虚拟同步逆变控制模型即VSG模型
VSG模型的控制策略包括有功-频率控制环节、无功-电压控制环节和定子电压方程；
(1)有功-频率控制环节
在系统有功功率和负荷供需不平衡时，进行“一次调频”，具体采用比例反馈控制的传统下垂控制，下垂控制表达式为：
其中，
式中，P表示实时采集的有功功率信号；Pref表示功率参考值；m表示有功-频率环节下垂系数；ω表示实时采集的角速度；ω0表示额定角速度；τ表示惯性时间常数；fmax表示频率响应的上限；fmin表示频率响应的下限；Pmax表示有功功率变化的上限；Pmin表示有功功率变化的下限；
通过描述同步机的外特性，获得VSG的转子运动方程为：
式中，J表示转动惯量；D表示阻尼系数；Pm表示机械功率；Pe表示电磁功率；δ表示转子机械角速度；
联立所述下垂控制表达式和转子运行方程，即得到VSG有功-频率环节控制；
(2)无功-电压控制环节
同步机的调压特性表示为：
式中，U'表示电压有效值；Uref表示电压参考值；k表示积分系数；s表示频域的变量；
引入无功-电压下垂系数n：
得到虚拟电势E的表达式为：
式中，E表示虚拟电势；Q表示实时采集的无功功率信号；Qref表示无功功率参考值；Umax表示电压幅值变化的上限；Umin表示压幅值变化的下限；Qmax表示无功功率变化的上限；Qmin表示无功功率变化的下限；
通过上式即得到无功-电压控制；
(3)定子电压方程
VSG定子电压方程的表达式为：
式中，表示VSG输出端电压向量；/>表示虚拟电势向量；/>表示电流经过阻抗的压降向量。
进一步地，所述最大功率跟踪算法采用扰动观察法。
进一步地，所述第一开关管K1、第二开关管K2的导通和关断由PWM控制，开断策略采用电压电流双闭环控制；电压外环中采集直流侧电压Udc与参考值Udcref进行比较，通过PI调节减少电压波动，保证直流侧电压稳定，电压环输出电流Ibatref与实际电流Ibat的差值经PI调节形成PWM信号控制第一开关管K1、第二开关管K2的导通和关断。
进一步地，所述电压电流双闭环控制中加入限幅环节，设定停止充放电阈值为储能低于10％和高于90％。
进一步地，步骤2所述通过联络线功率评估方法计算孤岛微网安全生成的功率阈值，具体包括：
(1)区域划分后孤岛微网内的功率变化和频率波动之间的关系表示为下列微分方程：
式中，ΔPc表示联络线冲击功率；ΔP表示微网内有功出力和负荷的差值；H表示系统转动惯量系数；D表示系统阻尼系数；Δf(t)表示时域中频率响应；
其中，联络线传输功率Pc表示为：
θij＝θi-θj
式中，Ui，Uj分别表示联络线路i和线路j两端的电压幅值；θi，θj分别表示联络线两端的电压相角；Xij表示线路i和j之间的阻抗；θij表示线路i和j之间的相角差；
联络线功率变化即联络线冲击功率ΔPc表示为：
这里，令
其中，
Δθ＝2π∫Δfdt
则：
式中，T表示联络线同步系数；Δθi、Δθj分别表示线路i和j的相角变化量；Δfi(s)、Δfj(s)分别表示线路i和j频域中的频率响应；
(2)当孤岛微网中含有传统同步发电机时，需考虑原动机调速系统对频率变化的影响，频率响应与PL、ΔPc的关系表达式为：
其中，
式中，Δf表示频域中的频率响应；PL表示微网内负荷变化功率与可再生能源出力波动的功率和占总负荷的比重；Km表示与同步机功率因数和备用系数相关的参数；R表示原动机调速系数；FH表示原动机锅炉汽缸做功系数；TR表示原动机再热时间常数；ωn表示系统额定角速度；
令PL＝0，则频率响应与PL、ΔPc的关系表达式变为：
在时域中表示为：
式中，Δf(t)表示时域中的频率响应；α表示时域中的相关系数；ω表示正弦函数中的频率；表示正弦函数中的相位；
则联络线冲击功率ΔPc表示为：
通过该式，在要求的频率偏差内，可求得联络线冲击功率的波动范围，即获得孤岛微网安全生成的功率阈值。
另一方面，提供了一种考虑联络线功率冲击的配电网主动预防控制系统，所述系统包括：
第一模块，用于建立具有虚拟同步能力的光伏储能配电网模型；
第二模块，用于基于光伏储能配电网模型，通过联络线功率评估方法计算孤岛微网安全生成的功率阈值。
本发明与现有技术相比，其显著优点为：实际考虑了配电网孤岛划分过程中的联络线功率冲击问题，根据孤岛微网安全生成的频率稳定要求，预先评估了微网可以承受的冲击功率阈值，结合具有虚拟同步控制能力的储能系统主动对联络线功率进行限制，保证了孤岛微网的安全生成。
下面结合附图对本发明作进一步详细描述。
附图说明
图1为本发明所提主动预防控制方法流程图。
图2为光伏电池等效电路图。
图3为扰动观察法算法流程图。
图4为双向DC/DC变换电路图。
图5为电压电流闭环控制图。
图6为VSG有功-频率控制框图。
图7为VSG无功-电压控制框图。
图8为VSG整体控制图。
图9为频率与有功功率变化的响应关系图。
图10为系统频率响应框图。
图11为Simulink仿真平台场景示意图。
图12为联络线冲击功率评估结果图。
图13为光伏系统出力和负荷变化图。
图14为储能系统功率变化图。
图15为联络线功率变化图。
图16为频率响应过程示意图。
具体实施方式
为了使本申请的目的、技术方案及优点更加清楚明白，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，若本发明实施例中有涉及“第一”、“第二”等的描述，则该“第一”、“第二”等的描述仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示其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。另外，各个实施例之间的技术方案可以相互结合，但是必须是以本领域普通技术人员能够实现为基础，当技术方案的结合出现相互矛盾或无法实现时应当认为这种技术方案的结合不存在，也不在本发明要求的保护范围之内。
在一个实施例中，结合图1，提供了一种考虑联络线功率冲击的配电网主动预防控制方法，包括如下步骤：
步骤1，建立具有虚拟同步能力的光伏储能配电网模型；该模型包括光伏电池等效电路和最大功率跟踪算法两部分。
(1)光伏电池等效电路
光伏电池等效电路可以看做电流源和负载电阻的串联组成，光生伏特效应产生的电流表示为电流源(Iph)和二极管的并联结构，负载电阻表示为电池内部的串、并联电阻(Rs、Rsh)和电路末端所带负荷电阻(R)的串联结构，如图2所示；
根据光伏电池等效电路，其负载电流方程和电路节点电压方程为：
IL＝Iph-Id-Ish
式中，IL表示负载电流；Iph表示光生伏特效应产生的电流；Id表示流过二极管的电流；Ish表示流过并联内阻的电流；IPV表示光伏电池输出电流；UPV表示光伏电池输出电压；Im表示最大功率点电压；Um表示最大功率点电流；ISC表示短路电流；UOC表示开路电压；
系数C1、C2的取值根据上式得到：
根据多次试验数据设定补偿系数a＝0.0025；b＝0.5；c＝0.00288，得到修正后的光伏电池输出电流、电压为：
式中，IP表示修正后光伏电池输出电流；UP表示修正后光伏电池输出电压；S表示实际光照强度；Sref表示标准环境下的光照强度；T表示实际温度；Tref表示标准环境下的温度；
(2)确定最大功率跟踪算法
光伏电池等效电路输出为直流电压源，为满足并网电压需求，往往需要进行电压变换。在光伏电池输出端增加Boost升压电路不仅可以变换电压，还可以通过改变升压电路中全控器件的占空比，保证光伏电池输出功率最大。改变Boost升压电路中全控型开关器件的导通时间可以实现电压调节，这里全控型开关器件采用绝缘栅双极晶闸管(InsulatedGate Bipolar Transistor,IGBT)。升压电路的输出电压与输入电压满足以下公式：
式中，Uo表示输出电压；Ui表示输入电压；ton表示IGBT的导通时间；toff表示IGBT的关断时间；TDC表示IGBT周期。
光伏电池的输出功率随电池温度和光照强度变化而变化，为使光伏功率持续输出最大需要增加额外的控制电路。现有研究实现最大功率跟踪(Maximum Power PointTracking,MPPT)主要分为三个方法：恒压跟踪法、电导增量法和扰动观察法。
本发明中采用扰动观察法，扰动观察法的原理是在光伏电池工作中，通过增减一个步长较小的扰动促使电池阵，列输出电压发生改变，同时检测功率的变化情况，根据功率变化的趋向来判断最大功率点的位置。如果功率增加，则继续加入与上一次动作方向一致的扰动，如果发现功率减小，则做相反的扰动，经过一系列相同的步骤，最终可以使运行点停靠在最大功率点附近。
用流程图描述为首先计算第K次改变电压后的功率P(K),当新计算的功率值大于上一次计算的功率值时，即P(K)≤P(K-1)，则继续判断电压U(K)大小，如果也满足U(K)≤U(K-1),则说明此时在最大功率点右侧，需要减少增加的步长电压值Uref，反之增加。算法流程如图3所示。
步骤1-2，建立储能系统数学模型
储能系统以锂离子电池的电化学储能为主，锂离子电池储能系统产生直流电压和电流同样要经过DC/DC变换器参与并网。与光伏发电系统不同的是由于储能系统的功率双向流动，电网供大于需储能系统充电，反之储能系统放电，因此需要配置双向直流变换器(DC/DC)实现升压或降压。
结合图4，所述双向DC/DC变换器包括第一开关管K1、第二开关管K2、蓄电池、电感Lb和电容Cdc，其中蓄电池、电感Lb和电容Cdc串联，第一开关管K1、第二开关管K2分别与电容Cdc并联、串联；
双向DC/DC变换器工作在升压模式时，第一开关管K1导通，第二开关管K2关断，此时储能系统向电网提供电能，与光伏系统的电压变换模式一样，变换倍数为TDC/toff：
式中，Uo表示双向DC/DC变换器的输出电压，TDC表示绝缘栅双极晶闸管IGBT周期，toff表示IGBT的关断时间；Ui表示双向DC/DC变换器的输入电压；
双向DC/DC变换器工作在降压模式时，第一开关管K1关断，第二开关管K2导通，电网向储能系统供电，变换倍数为ton/TDC：
式中，ton表示IGBT的导通时间；
K1、K2的导通关断由脉冲宽度调制(Pulse Width Modulation,PWM)，开断策略采用电压电流双闭环控制如图5所示。电压外环中采集直流侧电压Udc与参考值Udcref进行比较，通过比例积分控制(PI控制)减少电压波动，保证直流侧电压稳定，电压环输出电流Ibatref与实际电流Ibat的差值经PI控制形成PWM信号控制K1、K2的开断。为了防止储能系统的过度充放电，在闭环控制中加入限幅环节，设定停止充放电阈值为低于10％和高于90％。
步骤1-3，建立虚拟同步逆变控制模型(Virtual Synchronous Generator,VSG)
光伏发电系统和储能系统工作在直流模式下无法与电网相连，需要经过逆变器进行电能的转换才能并网。虚拟同步逆变模型不仅能实现电能转换，还可以通过模拟传统同步发电机外特性为系统增加惯性，提高抗干扰能力。VSG的控制策略由有功-频率控制环节、无功-电压控制环节和定子电压方程组成。
(1)有功-频率控制环节
有功-频率控制类似于同步机调速器功能，在系统有功功率和负荷供需不平衡时，发挥“一次调频”功能，本质是采用比例反馈控制的传统下垂控制，同步机调速器的下垂表达式为：
其中，
式中，P表示实时采集的有功功率信号；Pref表示功率参考值；m表示有功-频率环节下垂系数；ω表示实时采集的角速度；ω0表示额定角速度；τ表示惯性时间常数；fmax表示频率响应的上限；fmin表示频率响应的下限；Pmax表示有功功率变化的上限；Pmin表示有功功率变化的下限；
通过描述同步机的外特性，获得VSG的转子运动方程为：
式中，J表示转动惯量；D表示阻尼系数；Pm表示机械功率；Pe表示电磁功率；δ表示转子机械角速度；
联立所述下垂控制表达式和转子运行方程，即得到VSG有功-频率环节控制如图6所示；
(2)无功-电压控制环节
同步机的调压特性表示为：
式中，U'表示电压有效值；Uref表示电压参考值；k表示积分系数；s表示频域的变量；
引入无功-电压下垂系数n：
得到虚拟电势E的表达式为：
式中，E表示虚拟电势；Q表示实时采集的无功功率信号；Qref表示无功功率参考值；Umax表示电压幅值变化的上限；Umin表示压幅值变化的下限；Qmax表示无功功率变化的上限；Qmin表示无功功率变化的下限；
通过上式即得到无功-电压控制如图7所示；
(3)定子电压方程
VSG输出的端电压由两部分组成，一是无功-电压控制环节生成的虚拟电势，二是电流经过线路阻抗产生的压降。VSG定子电压方程的表达式为：
式中，表示VSG输出端电压向量；/>表示虚拟电势向量；/>表示电流经过阻抗的压降向量。
综上所述，VSG的控制流程可以描述为，在采集到逆变器实时输出电压信号和电流信号后，通过功率计算得到实时的有功功率、无功功率、频率和电压幅值，有功功率和频率通过有功-频率控制环节组成的功频控制器得到参考电压相角信号，无功功率和电压幅值通过无功-电压控制环节组成的励磁控制器得到参考电压幅值信号，和经过定子电压方程生成参考电压信号Uabc，最后经过电压电流双闭环控制生成PWM调制信号控制逆变器开关管的开断。整体控制过程如图8所示。
步骤2，基于光伏储能配电网模型，通过联络线功率评估方法计算孤岛微网安全生成的功率阈值，具体包括：
(1)区域划分后孤岛微网内的功率变化和频率波动之间的关系表示为下列微分方程：
式中，ΔPc表示联络线冲击功率；ΔP表示微网内有功出力和负荷的差值；H表示系统转动惯量系数；D表示系统阻尼系数；Δf(t)表示时域中频率响应；
系统频率随功率变化的响应关系可以由图9表示。
其中，联络线传输功率Pc表示为：
θij＝θi-θj
式中，Ui，Uj分别表示联络线路i和线路j两端的电压幅值；θi，θj分别表示联络线两端的电压相角；Xij表示线路i和j之间的阻抗；θij表示线路i和j之间的相角差；
联络线功率变化即联络线冲击功率ΔPc表示为：
这里，令
其中，
Δθ＝2π∫Δfdt
则：
式中，T表示联络线同步系数；Δθi、Δθj分别表示线路i和j的相角变化量；Δfi(s)、Δfj(s)分别表示线路i和j频域中的频率响应；
(2)当孤岛微网中含有传统同步发电机时，需考虑原动机调速系统对频率变化的影响，此时的频率响应过程表示如图10所示，频率响应与PL、ΔPc的关系表达式为：
其中，
式中，Δf表示频域中的频率响应；PL表示微网内负荷变化功率与可再生能源出力波动的功率和占总负荷的比重；Km表示与同步机功率因数和备用系数相关的参数；R表示原动机调速系数；FH表示原动机锅炉汽缸做功系数；TR表示原动机再热时间常数；ωn表示系统额定角速度；
为得到联络线功率冲击与频率响应的关系，令PL＝0，即不考虑微网内负荷变化和可再生能源出力波动的情况，则频率响应与PL、ΔPc的关系表达式变为：
在时域中表示为：
式中，Δf(t)表示时域中的频率响应；α表示时域中的相关系数；ω表示正弦函数中的频率；表示正弦函数中的相位；
则联络线冲击功率ΔPc表示为：
通过该式，在要求的频率偏差内，可求得联络线冲击功率的波动范围，即获得孤岛微网安全生成的功率阈值。
在一个实施例中，提供了一种考虑联络线功率冲击的配电网主动预防控制系统，所述系统包括：
第一模块，用于建立具有虚拟同步能力的光伏储能配电网模型；
第二模块，用于基于光伏储能配电网模型，通过联络线功率评估方法计算孤岛微网安全生成的功率阈值。
关于考虑联络线功率冲击的配电网主动预防控制系统的具体限定可以参见上文中对于考虑联络线功率冲击的配电网主动预防控制方法的限定，在此不再赘述。上述考虑联络线功率冲击的配电网主动预防控制系统中的各个模块可全部或部分通过软件、硬件及其组合来实现。上述各模块可以硬件形式内嵌于或独立于计算机设备中的处理器中，也可以以软件形式存储于计算机设备中的存储器中，以便于处理器调用执行以上各个模块对应的操作。
在一个实施例中，提供了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，处理器执行计算机程序时实现以下步骤：
步骤1，建立具有虚拟同步能力的光伏储能配电网模型；
步骤2，基于光伏储能配电网模型，通过联络线功率评估方法计算孤岛微网安全生成的功率阈值。
关于每一步的具体限定可以参见上文中对于考虑联络线功率冲击的配电网主动预防控制方法的限定，在此不再赘述。
在一个实施例中，提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，计算机程序被处理器执行时实现以下步骤：
步骤1，建立具有虚拟同步能力的光伏储能配电网模型；
步骤2，基于光伏储能配电网模型，通过联络线功率评估方法计算孤岛微网安全生成的功率阈值。
关于每一步的具体限定可以参见上文中对于考虑联络线功率冲击的配电网主动预防控制方法的限定，在此不再赘述。
作为一种具体示例，在其中一个实施例中，对本发明进行有效性验证。
在Simulink上搭建具有虚拟同步控制能力的光伏储能配电网场景如图11所示。根据步骤2分析，联络线冲击功率与频率偏差有直接关系，在给定参数下和给定频率安全要求下，通过联络线冲击评估模型可以求得孤岛划分安全生成微网的冲击功率承受能力，仿真结果如图12所示。当频率偏差范围从0Hz逐渐增加到0.5Hz时，系统承受的功率冲击也由0逐渐增加到0.21，表示在频率安全范围内系统能承受的功率冲击为系统总负荷的21％。
由于光伏发电系统受环境限制，假设在短时间内负荷变化时光伏出力保持不变，储能系统的作用是在电网功率缺额时提供有功功率，在光伏系统功率超发时吸收多余功率，同时平抑光伏出力的不确定性。为验证储能系统的调节作用，设置负荷波动观察光储系统功率变化情况。在短时间内不考虑光伏出力的波动性，恒定出力32kW，负荷变化如图13所示。在联络线功率评估模型结果中，取联络线功率占总负荷的21％作为控制目标，即联络线功率不超过±6.7kW，通过储能系统平抑联络线功率变化的结果如图14和图15所示，可以看出储能系统对联络线功率的跟踪效果良好，使连联络线功率一直保持在频率稳定的上限。
模拟断开联络线后系统的频率响应如图16所示。可以看出在0.6秒左右联络线断开产生的频率波动只在0.01Hz左右，处在频率波动的安全范围，由此验证了联络线功率评估模型的有效性。
本发明根据联络线冲击功率评估结果，主动平抑联络线功率，使得孤岛划分过程中的功率冲击不引起频率失稳而无法生成，具有一定的理论价值和工程价值。
以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征及优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (9)
1.一种考虑联络线功率冲击的配电网主动预防控制方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
步骤1，建立具有虚拟同步能力的光伏储能配电网模型；
步骤2，基于光伏储能配电网模型，通过联络线功率评估方法计算孤岛微网安全生成的功率阈值。
2.根据权利要求1所述的考虑联络线功率冲击的配电网主动预防控制方法，其特征在于，步骤1中所述的建立具有虚拟同步能力的光伏储能配电网模型，具体包括：
步骤1-1，建立光伏系统数学模型，包括光伏电池等效电路和最大功率跟踪算法；
(1)光伏电池等效电路
光伏电池等效电路包括串联的电流源和负载电阻，光生伏特效应产生的电流表示为电流源Iph和二极管的并联结构，负载电阻表示为电池内部的串、并联电阻和电路末端所带负荷电阻的串联结构；
根据光伏电池等效电路，其负载电流方程和电路节点电压方程为：
IL＝Iph-Id-Ish
式中，IL表示负载电流；Iph表示光生伏特效应产生的电流；Id表示流过二极管的电流；Ish表示流过并联内阻的电流；IPV表示光伏电池输出电流；UPV表示光伏电池输出电压；Im表示最大功率点电压；Um表示最大功率点电流；ISC表示短路电流；UOC表示开路电压；
系数C1、C2的取值根据上式得到：
设定补偿系数a、b、c，得到修正后的光伏电池输出电流、电压为：
式中，IP表示修正后光伏电池输出电流；UP表示修正后光伏电池输出电压；S表示实际光照强度；Sref表示标准环境下的光照强度；T表示实际温度；Tref表示标准环境下的温度；
(2)确定最大功率跟踪算法
步骤1-2，建立储能系统数学模型
储能系统以锂离子电池的电化学储能为主，配置双向DC/DC变换器实现升压或降压；所述双向DC/DC变换器包括第一开关管K1、第二开关管K2、蓄电池、电感Lb和电容Cdc，其中蓄电池、电感Lb和电容Cdc串联，第一开关管K1、第二开关管K2分别与电容Cdc并联、串联；
双向DC/DC变换器工作在升压模式时，第一开关管K1导通，第二开关管K2关断，此时储能系统向电网提供电能，与光伏系统的电压变换模式一样，变换倍数为TDC/toff：
式中，Uo表示双向DC/DC变换器的输出电压，TDC表示绝缘栅双极晶闸管IGBT周期，toff表示IGBT的关断时间；Ui表示双向DC/DC变换器的输入电压；
双向DC/DC变换器工作在降压模式时，第一开关管K1关断，第二开关管K2导通，电网向储能系统供电，变换倍数为ton/TDC：
式中，ton表示IGBT的导通时间；
步骤1-3，建立虚拟同步逆变控制模型即VSG模型
VSG模型的控制策略包括有功-频率控制环节、无功-电压控制环节和定子电压方程；
(1)有功-频率控制环节
在系统有功功率和负荷供需不平衡时，进行“一次调频”，具体采用比例反馈控制的传统下垂控制，下垂控制表达式为：
其中，
式中，P表示实时采集的有功功率信号；Pref表示功率参考值；m表示有功-频率环节下垂系数；ω表示实时采集的角速度；ω0表示额定角速度；τ表示惯性时间常数；fmax表示频率响应的上限；fmin表示频率响应的下限；Pmax表示有功功率变化的上限；Pmin表示有功功率变化的下限；
通过描述同步机的外特性，获得VSG的转子运动方程为：
式中，J表示转动惯量；D表示阻尼系数；Pm表示机械功率；Pe表示电磁功率；δ表示转子机械角速度；
联立所述下垂控制表达式和转子运行方程，即得到VSG有功-频率环节控制；
(2)无功-电压控制环节
同步机的调压特性表示为：
式中，U'表示电压有效值；Uref表示电压参考值；k表示积分系数；s表示频域的变量；
引入无功-电压下垂系数n：
得到虚拟电势E的表达式为：
式中，E表示虚拟电势；Q表示实时采集的无功功率信号；Qref表示无功功率参考值；Umax表示电压幅值变化的上限；Umin表示压幅值变化的下限；Qmax表示无功功率变化的上限；Qmin表示无功功率变化的下限；
通过上式即得到无功-电压控制；
(3)定子电压方程
VSG定子电压方程的表达式为：
式中，表示VSG输出端电压向量；/>表示虚拟电势向量；/>表示电流经过阻抗的压降向量。
3.根据权利要求2所述的考虑联络线功率冲击的配电网主动预防控制方法，其特征在于，所述最大功率跟踪算法采用扰动观察法。
4.根据权利要求2所述的考虑联络线功率冲击的配电网主动预防控制方法，其特征在于，所述第一开关管K1、第二开关管K2的导通和关断由PWM控制，开断策略采用电压电流双闭环控制；电压外环中采集直流侧电压Udc与参考值Udcref进行比较，通过PI调节减少电压波动，保证直流侧电压稳定，电压环输出电流Ibatref与实际电流Ibat的差值经PI调节形成PWM信号控制第一开关管K1、第二开关管K2的导通和关断。
5.根据权利要求4所述的考虑联络线功率冲击的配电网主动预防控制方法，其特征在于，所述电压电流双闭环控制中加入限幅环节，设定停止充放电阈值为储能低于10％和高于90％。
6.根据权利要求1所述的考虑联络线功率冲击的配电网主动预防控制方法，其特征在于，步骤2所述通过联络线功率评估方法计算孤岛微网安全生成的功率阈值，具体包括：
(1)区域划分后孤岛微网内的功率变化和频率波动之间的关系表示为下列微分方程：
式中，ΔPc表示联络线冲击功率；ΔP表示微网内有功出力和负荷的差值；H表示系统转动惯量系数；D表示系统阻尼系数；Δf(t)表示时域中频率响应；
其中，联络线传输功率Pc表示为：
θij＝θi-θj
式中，Ui，Uj分别表示联络线路i和线路j两端的电压幅值；θi，θj分别表示联络线两端的电压相角；Xij表示线路i和j之间的阻抗；θij表示线路i和j之间的相角差；
联络线功率变化即联络线冲击功率ΔPc表示为：
这里，令
其中，
Δθ＝2π∫Δfdt
则：
式中，T表示联络线同步系数；Δθi、Δθj分别表示线路i和j的相角变化量；Δfi(s)、Δfj(s)分别表示线路i和j频域中的频率响应；
(2)当孤岛微网中含有传统同步发电机时，需考虑原动机调速系统对频率变化的影响，频率响应与PL、ΔPc的关系表达式为：
其中，
式中，Δf表示频域中的频率响应；PL表示微网内负荷变化功率与可再生能源出力波动的功率和占总负荷的比重；Km表示与同步机功率因数和备用系数相关的参数；R表示原动机调速系数；FH表示原动机锅炉汽缸做功系数；TR表示原动机再热时间常数；ωn表示系统额定角速度；
令PL＝0，则频率响应与PL、ΔPc的关系表达式变为：
在时域中表示为：
式中，Δf(t)表示时域中的频率响应；α表示时域中的相关系数；ω表示正弦函数中的频率；表示正弦函数中的相位；
则联络线冲击功率ΔPc表示为：
通过该式，在要求的频率偏差内，可求得联络线冲击功率的波动范围，即获得孤岛微网安全生成的功率阈值。
7.基于权利要求1至6任意一项所述方法的考虑联络线功率冲击的配电网主动预防控制系统，其特征在于，所述系统包括：
第一模块，用于建立具有虚拟同步能力的光伏储能配电网模型；
第二模块，用于基于光伏储能配电网模型，通过联络线功率评估方法计算孤岛微网安全生成的功率阈值。
8.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至6中任一项所述方法。
9.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现权利要求1至6中任一项所述方法。
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| CN202310570655.1A CN116742698A (zh) | 2023-05-19 | 2023-05-19 | 一种考虑联络线功率冲击的配电网主动预防控制方法 |
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|---|---|---|---|---|
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2023
- 2023-05-19 CN CN202310570655.1A patent/CN116742698A/zh active Pending
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| CN117578598B (zh) * | 2023-09-28 | 2024-04-19 | 湖南工商大学 | 基于mppt和功率因数角下垂的光储逆变器控制方法 |
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