基于储能控制的交直流混联配电网故障电压波动平抑方法

技术领域

本发明涉及微电网领域，尤其涉及基于储能控制的交直流混联配电网故障电压波动平抑方法。

背景技术

随着分布式新能源的发展，具备大量电力电子器件的分布式电源高比例接入电力系统，传统的交流配电网已经逐步难以适应新型电力系统的发展，而交直流混联配电网具有线损较小、供电容量更高、电能质量更优等优点，此外，相较于交流配电网，直流系统不存在相位问题，不需要考虑各系统之间的同步，相比交流系统更易于实现协同运行。

交直流混联配电网是新型配电网的发展趋势，然而当系统发生故障时，会引发电压波动问题，影响系统的稳定性和可靠性。在分布式电源大规模接入的条件下研究储能系统对交直流混联系统故障状态下的电压波动平抑，本发明提出一种基于储能控制的交直流混联配电网故障电压波动平抑方法。

发明内容

本发明实施例的目的在于提供基于储能控制的交直流混联配电网故障电压波动平抑方法，用于解决交直流混联配电网中分布式电源的不确定性而可能造成的配电网故障消除后电压波动问题，为后续大量新能源设备并网时配电网故障消除后控制电压稳定提供一种新的思路。

为解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案是：

本发明实施例提供了基于储能控制的交直流混联配电网故障电压波动平抑方法，包括以下步骤：

建立光伏和风机的数学模型；

分析储能系统的控制方法；

建立基于储能控制的交直流混联系统故障状态电压波动平抑模型；

通过仿真验证储能控制方法的合理性与可行性。

在一些实施例中，在所述建立光伏和风机的数学模型的步骤中，还包括以下步骤：

对于光伏数学模型，首先推导出光伏电池的理论数学模型，然后通过对光伏电池的特性进行分析，在标准实验条件下，得出工程数学模型；

对于风机数学模型，采用以恒定同步转速转动的两相旋转坐标系中的变量来描述电机的各个方程。

在一些实施例中，在所述分析储能系统的控制方法的步骤中，还包括以下步骤：采用变步长扰动控制方法，分析储能系统的控制方法。

在一些实施例中，在所述建立基于储能控制的交直流混联系统故障状态电压波动平抑模型的步骤中，还包括以下步骤：

建立逆变器的等效均值模型；

基本控制模型构建；

基于VSPC改进V/f控制策略。

在一些实施例中，在所述建立逆变器的等效均值模型的步骤中，采用逆变器的平均值模型进行控制器设计。

在一些实施例中，所述平均值模型由直流侧和交流侧两部分构成；

在直流侧，将换流器等效为受控电流源：

式中：R

在交流侧，换流器等效为受控电压源，其模型构建在dq同步旋转坐标系下，具体可表达为：

式中：ω为逆变器交流侧母线电压频率，R

在一些实施例中，在所述基本控制模型构建的步骤中：

微网逆变器的基本控制系统包括功率下垂模块、电压/电流双环控制模块，动态模型表达式如下：

式中：ω为逆变器交流侧母线电压频率，ω

在一些实施例中，在所述基于VSPC改进V/f控制策略的步骤中，还包括以下步骤：

根据三相全桥逆变器电路结构和基尔霍夫电压定律，在逆变器出口列写电压平衡方程以构建电压方程：

式中：L为电感值，R为线路等效电阻值，t为时间，U

根据基尔霍夫电流定理可知，电容电流等于逆变器输出电流减去孤岛母线上的电流：

式中：C为滤波电容值，t为时间，I

在一些实施例中，在所述通过仿真验证储能控制方法的合理性与可行性的步骤中，还包括以下步骤：

仿真模型为交直流混联孤岛微电网，在Matlab/Simulink中搭建，仿真时间为1s，包含两个储能DG1、DG4、一个风机DG2、一个光伏DG3、四个直流负荷Load1、Load2、Load3、Load4，三个交流负荷Load5、Load6、Load7。

近年来，我国对于分布式能源在电力系统中的应用越来越重视。作为全球最大的新能源市场，中国在分布式能源技术和产业方面取得了飞速发展。与传统的大型集中式电源相比，分布式电源具有可再生、环保、灵活性高等优点，是未来电力系统发展的重要趋势之一。

交直流混联系统因其供电方式的多样性及运行的可靠性得到了广泛的应用。

随着分布式新能源的发展，具备大量电力电子器件的分布式电源高比例接入电力系统，传统的交流配电网已经逐步难以适应新型电力系统的发展，而交直流混联配电网具有线损较小、供电容量更高电能质量更优等优点，此外，相较于交流配电网，直流系统不存在相位问题，不需要考虑各系统之间的同步，相比交流系统更易于实现协同运行。

交直流混联系统中，负载通常经电力电子变换器直接并联于直流母线上，电力电子变换器通常被视为恒功率负载。当系统发生故障或受到扰动时，交流母线电压与直流母线电压都将会振荡，而恒功率负载的负阻抗特性会导致电压的波动范围更大，因此，抑制故障时及故障恢复后交直流混联系统中电压的波动，是系统稳定运行的重要问题。

针对当交直流混联微电网系统故障状态母线电压波动的问题，本发明考虑在微电网中加入储能装置，利用储能功率响应的快速性对故障电压波动进行平抑。国内外学者对交直流混联系统的储能控制方法进行了大量研究。

陈景文，周媛，李晓飞，等，发表的《光储直流微网混合储能控制策略研究》，引入一种新的技术，即利用虚拟直流发电机来实现混合储能变换器的高效率分频控制，从而大大改善直流电源的电压变化情况，并且能够有效地保证电池储能变换器的可靠运行。

张继红，杨培宏，颉新春，等，发表的《微电网混合储能系统分层平抑功率波动策略》，针对解决微型电力系统在运行过程中存在的惯性较大、电压频率变化剧烈以及仅仅依靠单种储能技术难以实现高效的能源利用的问题，出了蓄电池与超级电容混合储能的分层功率波动平抑控制策略。

王常安,刘俊勇，发表的《提高VSC无功功率支撑能力的直流电压补偿控制策略》，提出一种直流电压补偿控制策略。该策略根据VSC的期望无功输出自适应调整直流电压幅值，使VSC在输出大量无功功率的同时，避免因PWM过调制造成的谐波含量激增。通过状态空间模型得出了直流电压补偿控制参数的可行域。

陈聪伟,江修波,刘丽军，发表的《考虑时序与储能配合的分布式电源优化配置研究》，郭玲娟，魏斌，韩肖清，等，发表的《基于集合经验模态分解的交直流混合微电网混合储能容量优化配置》，研究了交直流混联微网储能优化配置方案，通过优化储能配置于交直流混联微网的拓扑位置，提高系统经济性和可靠性，但是没有考虑到各部分储能的协同控制。

马兰，谢丽蓉，叶林，等，发表的《基于混合储能双层规划模型的风电波动平抑策略》，为减小风电波动对电网的影响，通过采用多种数学方程来实现风力发电的稳态性，并将其作为目标函数，提出一种新的双层混合储能-定容双层规划方案，来有效地降低风力发电的不利影响。虽然该模型利用双层规划完成了对稳态条件下风机出力不确定性造成的波动平抑，但是该文没有考虑故障情况下的波动。

上述大多考虑了交直流混联系统稳态条件下储能优化配置及控制来进行波动平抑，但是没有考虑故障状态，因此本发明提出了一种基于储能系统控制的交直流混联系统波动平抑方法，能有效平抑故障电压波动，提高交直流混联系统电压质量。

本发明实施例中所提供的基于储能控制的交直流混联配电网故障电压波动平抑方法，通过在交直流混联系统中引入储能系统并采用本发明提出的方法，仿真结果表明，在系统发生故障时，储能系统能够有效地平抑电压波动，并改善系统的稳定性和可靠性。

本发明实施例中所提供的基于储能控制的交直流混联配电网故障电压波动平抑方法，用于解决交直流混联配电网中分布式电源的不确定性而可能造成的配电网故障消除后电压波动问题，为后续大量新能源设备并网时配电网故障消除后控制电压稳定提供一种新的思路。

本发明实施例中所提供的基于储能控制的交直流混联配电网故障电压波动平抑方法，首先建立光伏、风机的数学模型，基于simulink建立其仿真模型并搭建交直流混联配电网故障及故障恢复仿真模型。仿真结果表明：通过对储能的控制，配电网故障后电压波动明显减小，电能质量也得到提高，验证了本发明所提方法对于平抑交直流混联配电网故障电压波动的有效性。

附图说明

为了更清楚地说明本公开中的技术方案，下面将对本公开一些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公开的一些实施例的附图，对于本领域普通技术人员来讲，还可以根据这些附图获得其他的附图。此外，以下描述中的附图可以视作示意图，并非对本公开实施例所涉及的产品的实际尺寸、方法的实际流程等的限制。

图1为本发明基于VSPC控制的光伏系统的控制流程图；

图2为本发明利用逆变器平均值模型进行控制器设计的逆变器等效均值模型图；

图3为本发明选定微网逆变器的基本控制器图；

图4为本发明储能控制中采用三相全桥逆变器电路结构图；

图5为本发明将电压和电流控制环双环综合后得到电压电流双环控制图；

图6为本发明搭建的仿真拓扑图；

图7为本发明不同控制方式控制储能出力故障时及故障恢复后孤岛内电压有效值对比图；

图8为本发明不同控制方式控制储能出力故障时及故障恢复后孤岛内频率对比图；

图9为本发明仿真时传统V/f控制电压波形图；

图10为本发明仿真时改进V/f控制电压波形图；

图11为本发明仿真时传统V/f控制故障恢复后0.1s电压波形FFT分析图；

图12为本发明仿真时改进V/f控制故障恢复后0.1s电压波形FFT分析图。

具体实施方式

下面将结合附图，对本公开一些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公开一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本公开所提供的实施例，本领域普通技术人员所获得的所有其他实施例，都属于本公开保护的范围。

除非上下文另有要求，否则，在整个说明书和权利要求书中，术语“包括”被解释为开放、包含的意思，即为“包含，但不限于”。在说明书的描述中，术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例性实施例”、“示例”或“一些示例”等旨在表明与该实施例或示例相关的特定特征、结构、材料或特性包括在本公开的至少一个实施例或示例中。上述术语的示意性表示不一定是指同一实施例或示例。此外，所述的特定特征、结构、材料或特点可以以任何适当方式包括在任何一个或多个实施例或示例中。

本发明实施例提供基于储能控制的交直流混联配电网故障电压波动平抑方法，包括步骤：S100-S400。

S100，建立光伏和风机的数学模型。

考虑到光伏和风机作为交直流混联系统的分布式电源，准确建立它们的数学模型对于后续的研究是至关重要的。

S200，分析储能系统的控制方法。

储能系统具有能够存储多余的电能并在需要时释放的能力。通过研究储能系统的控制方法，可以平抑系统故障状态下的电压波动，提高系统的稳定性和可靠性。

S300，建立基于储能控制的交直流混联系统故障状态电压波动平抑模型。

上述模型综合考虑了光伏、风机和储能系统之间的相互作用，通过控制储能系统的充放电过程，实现了对系统故障状态下电压波动的平抑。

S400，通过仿真验证储能控制方法的合理性与可行性。

通过在交直流混联系统中引入储能系统并采用本发明提出的方法，仿真结果表明，在系统发生故障时，储能系统能够有效地平抑电压波动，并改善系统的稳定性和可靠性。

在步骤S100中，还包括步骤：S110-S120。

S110，对于光伏数学模型，首先推导出光伏电池的理论数学模型，然后通过对光伏电池的特性进行分析，在标准实验条件下，得出工程数学模型。

示例性的，基于电子学和物理原理可以推导出光伏电池的理论数学模型。

在标准实验条件下(日照光度S＝1000W/㎡，光伏电池温度T＝25℃)时，光伏电池的工程数学模型为：

其中：

光伏电池的厂商一般提供的在标准试验条件下测得的参数有：I代表光伏电池的输出电流，V代表光伏电池的输出电压，I

双馈异步发电机是一个非线性强耦合的多变量系统，可以通过矢量控制技术完成输出有功、无功的解耦。此外，通过调节风机转速可控制输出的有功，通过调节电网功率因数可间接控制无功功率，从而提高风机运行的稳定性。

S120，对于风机数学模型，采用以恒定同步转速转动的两相旋转坐标系中的变量来描述电机的各个方程。

上述步骤忽略铁心损耗、饱和等，则在同步坐标系下双馈电机数学模型可表示为：

电压方程：

磁链方程：

电磁转矩：

T

定子有功功率：

P＝u

定子无功功率：

Q＝u

定子电磁转矩：

式中，s代表定子量，r代表转子量，d、q，分别代表d轴分量和q轴分量，p为微分算子，U

由于光照强度、风速等的间歇性和不确定性，分布式电源有功和无功出力在故障恢复合闸瞬间也会产生较大的功率波动，进而引起微电网电压和频率的剧烈波动。

为了减轻故障恢复过程中的电压频率波动问题，从减小功率波动入手，利用储能逆变器快速响应的特性，通过合理的控制方法稳定储能出力，从而稳定系统的电压和频率。

在步骤S200中，还包括步骤：S210。

S210，采用变步长扰动控制方法，分析储能系统的控制方法。

变步长扰动控制(Variable Step Perturbation Control，VSPC)是一种用于分布式电源(DG)的控制方法，旨在实现高精度的电压和频率控制。因此采用变步长扰动控制来控制分布式电源。

上述方法通过引入变步长的扰动信号来实现系统稳定和控制性能的优化。

VSPC方法的基本原理是根据电压和频率的测量值，调整分布式电源的输出功率，使系统维持在稳定的工作状态。具体来说，VSPC方法通过周期性地引入扰动信号来控制分布式电源的输出功率。这个扰动信号的步长是根据电压和频率偏差的大小动态调整的，以实现对电网电压和频率的精确控制。

基于VSPC控制的光伏系统的控制流程图如图1所示。

初始状态下，先采用较大的步长△U

在步骤S300中，还包括步骤：S310-S330。

S310，建立逆变器的等效均值模型。

在逆变站建模方面，详细的电磁模型具有较好仿真精度，但是该模型十分复杂，不利于进行大电网级仿真分析。

本发明采用逆变器的平均值模型(averaged-value model，AVM)进行控制器设计，在保证仿真精度的前提下，能有效降低仿真计算负担，如图2所示。

AVM模型通过将逆变器的动态响应平均为一个等效电路，对于大电网级的仿真分析提供了更简化的建模方法。这种模型考虑了逆变器的平均行为，并认为其动态特性是线性的。因此，AVM模型能够准确地预测逆变器的平均功率输出和电流波形。

AVM模型由直流侧和交流侧两部分构成，在直流侧，将换流器等效为受控电流源：

式中：R

在交流侧，换流器等效为受控电压源，其模型构建在dq同步旋转坐标系下，具体可表达为：

式中：ω为逆变器交流侧母线电压频率，R

S320，基本控制模型构建。

微网逆变器的基本控制系统包括功率下垂模块、电压/电流双环控制模块，具体如图3所示。

动态模型表达式如下：

式中：ω为逆变器交流侧母线电压频率，ω

S330，基于VSPC改进V/f控制策略。

储能控制一般采用三相全桥逆变器，如图4所示，由此建立储能控制方法的数学模型。R、L、C依次表示电阻、电感以及电容，而U

根据三相全桥逆变器电路结构和基尔霍夫电压定律，在逆变器出口列写电压平衡方程以构建电压方程：

式中：L为电感值，R为线路等效电阻值，t为时间，U

经dq变换后推导可得到：

式中：u

根据基尔霍夫电流定理可知，电容电流等于逆变器输出电流减去孤岛母线上的电流：

式中：C为滤波电容值，t为时间，I

同理，经dq变换并推导易得：

式中：u

结合式(11)和(13)构建电压和电流控制环，将双环综合后得到电压电流双环控制图，如图5所示。

在步骤S400中，还包括步骤：S410。

S410，仿真模型为交直流混联孤岛微电网，在Matlab/Simulink中搭建，仿真时间为1s，包含两个储能DG1、DG4、一个风机DG2、一个光伏DG3、四个直流负荷Load1、Load2、Load3、Load4，三个交流负荷Load5、Load6、Load7。交直流混联孤岛故障仿真模型如下图6所示。

分布式电源参数如表1，负荷参数如表2，全部分布式电源的额定电压均为380V，额定频率均为50Hz。Load1、Load2、Load3、Load4为直流负荷，额定功率18kVA，Load5、Load6、Load7为交流负荷，额定功率分别为10kVA、5KVA、5kVA。

表1分布式电源参数

Table 1 Parameters of the distribution generation

表2负荷参数

Table 2 Parameters of the Load

为模拟交直流混联系统故障造成的电压波动，验证本发明方法对于交直流混联系统故障波动平抑的有效性，在0.3s设置在交流母线上发生三相短路，0.35s故障恢复，考虑分布式电源的间歇性，风机初始风速设置为7m/s，在t＝0.5s时刻突变为8m/s，采用不同控制方式控制储能出力，观察故障时及故障恢复后孤岛内的电压波形，及电压有效值对比图与频率对比图。

由图7可知，0.3s发生故障后，电压有效值突变为0V，0.35s故障恢复后会产生一定波动，经波动后在220V稳定，传统V/f控制最大电压有效值约为610V，改进双环控制最大电压有效值约为450V，可以验证本发明方法对于交直流混联微电网故障电压波动平抑具有一定效果。

由图8可知，采用本发明方法后频率最大偏移由原来的3.4Hz下降到2.6Hz，验证了本发明方法对于频率波动也有一定抑制作用。

由图9、图10可知采用本发明方法电压波形相比于采用传统V/f控制也较为平缓，从有效值和电压波形可以看出改进双环控制对于电压波动抑制效果更好。

对图9、图10中0-1s故障全过程做FFT分析可以得到图11、图12。

由图11、图12可以看出改进双环控制电压波形谐波畸变率为2.22％，传统V/f控制电压波形畸变率为3.04％，由仿真结果可知相比传统V/f控制，采用改进双环控制的方法更有利于电能质量提升。

通过在交直流混联系统中引入储能系统并采用本发明提出的控制方法，仿真结果表明，在系统发生故障时，储能系统能够有效地平抑电压波动，并改善系统的稳定性和可靠性。

最后说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，本领域普通技术人员对本发明的技术方案所做的其他修改或者等同替换，只要不脱离本发明技术方案的精神和范围，均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。