基于储能快速响应的配电网重要负荷平滑切换控制方法与流程

1.本发明涉及一种基于储能快速响应的配电网重要负荷平滑切换控制方法，属于微电网平滑切换控制领域。


背景技术：

2.微电网在运行过程中有并网和孤岛两种运行模式:在并网运行模式下,大电网可以提供稳定的功率支撑，储能装置从大电网吸收多余的能量并且储存，工作在充电备用状态；而当孤岛检测系统发现大电网故障或电能质量不满足要求时，微电网与大电网断开，切换到孤岛模式工作，储能装置与分布式电源一起为微电网提供能量支持，并且提供电压和频率的参考，弥补电力短缺。当检测到大电网状态恢复正常后，微电网将重新并网运行。因此，在微电网运行模式切换的过程中，实现微电网前后自动平滑切换是保证微电网灵活可靠运行的关键技术。


技术实现要素：

3.本发明要解决的技术问题是：提供一种基于储能快速响应的配电网重要负荷平滑切换控制方法，以解决上述现有技术中存在的问题。
4.本发明采取的技术方案为：
5.一种基于储能快速响应的配电网重要负荷平滑切换控制方法，包括以下步骤：
6.(1)对蓄电池储能采用buck/boost充放电控制电路，对该电路采用恒电压的充放电控制方式；
7.(2)在并网时对储能逆变器采取pq控制方式，在孤岛时采取v/f控制方式，当并网运行模式转换到孤岛运行模式时，由pq控制切换为v/f控制，确保在切换前后公共连接点处电压不发生突变，能够平滑切换到离网模式；
8.(3)在孤岛模式重新并网的时候，微电网同期并网，包括电压矢量频率、电压矢量幅值、电压矢量相位都满足并网相关条件。
9.步骤(1)中对储能蓄电池采用buck/boost充放电控制电路，通过恒电压充放电控制策略使得蓄电池工作在充电和放电两种状态，同时维持直流电容侧电压u
dc
在电网故障时保持稳定。
10.步骤(2)中储能逆变器在并网模式时采用pq控制模型，在孤岛模式采用v/f控制模型，分别维持微电网在并网和孤岛状态下的稳定运行。
11.步骤(2)中储能逆变器在并网运行状态转为孤岛运行状态下时，采用基于改进电压环和电网相位跟随的储能逆变器控制策略。储能逆变器由并网运行转为孤岛运行的瞬间，电流内环参考输入值i
dref
实现了平滑过渡；离网后，储能逆变器在锁定切换瞬间θ
g
的基础上，输出相位沿着θ
g
继续增加，实现了储能逆变器基准相位θ
inv
的变化平滑连续。
12.步骤(3)中储能逆变器在孤岛运行状态转为并网运行状态时，采用相位预同步模块调整逆变器的相位，进而调整储能逆变器和大电网之间的相位差，使得电压矢量频率、电
压矢量幅值、电压矢量相位都满足并网相关条件启动并网操作。
13.步骤1所述采用buck/boost充放电控制电路，对该电路采用恒电压的充放电控制方法为：蓄电池充电时，电路运行于buck模式下，电能由u
dc
侧流向v
b
侧，蓄电池放电时，电路运行于boost模式下，电能由v
b
侧流向u
dc
侧；充放电控制时：将buck/boost电路输出端电压u
dc
与电压参考值u
dcref
的差值送入pi控制器，输出调节量蓄电池充放电参考电流i
bref
，将其与蓄电池充放电实际电流i
bat
的差值分别送入两个pi控制器，再分别经过pwm调制，生成开关脉冲，通过u
dc
与u
dcref
的比较来判断蓄电池是工作在充电还是放电状态，当u
dc
大于u
dcref
时，蓄电池工作在充电状态，接通开关s1；当u
dc
小于u
dcref
时，蓄电池工作在放电状态，接通开关s2。
14.所述的一种基于储能快速响应的配电网重要负荷平滑切换控制方法，步骤2所述pq控制方式为：
15.建立并网pq控制模型：
16.在dq坐标系下，逆变器输出功率如下：
[0017][0018]
式中，p
inv
、q
inv
分别为逆变器有功、无功功率瞬时值；u
gd
、u
gq
分别为电网侧电压d轴、q轴分量；i
ld
、i
lq
分别为逆变器并网电流d轴、q轴分量；
[0019]
在此坐标系下，设d轴与电网三相电压合成矢量重合，则u
gq
＝0，此时逆变器输出功率变为：
[0020][0021]
对电流环采用解耦控制模型：
[0022][0023]
其中，为控制器的pi环节，k
ip
、k
ii
为pi环节中相对应的参数，指的是电流环参考dq轴电流。
[0024]
孤岛时采取v/f控制方式为：
[0025]
在孤岛时对储能逆变器采用v/f控制模型，采用电压外环和电流内环双闭环的控制模型；电压外环用于维持逆变器交流测电压幅值稳定，将交流测电压经dq变换后得到的u
gd
、u
gq
分别与u
dref
、u
qref
的差值经pi环节调节输出，令u
dref
＝u
g
,u
qref
＝0；电压外环为电流内环提供dq轴电流输入的参考值i
dref
和i
qref
。11.根据权利要求1所述的一种基于储能快速响应的配电网重要负荷平滑切换控制方法，其特征在于：步骤2所述当并网运行模式转换到孤岛运行模式时，由pq控制切换为v/f控制，确保在切换前后公共连接点处电压不发生突变，
能够平滑切换到离网模式的方法为：并网运行时，电流内环d轴参考值i
dref
此时等于i
d*
，由于并网时，微网馈线电压与大电网电压一致，所以u
d
与u
dref
之间的误差忽略，即δu
d
≈0，此时：
[0026][0027]
系统孤岛运行时，开关s1、s2接通通道1，此时电压外环的输出作为电流内环的给定，即u
o
＝i
dref
，由于延时环节的存在，在运行模式切换瞬间u
o
输出不会发生突变，在孤岛运行时，假设光伏输出不变，由功率平衡原理可知：
[0028]
p
inv_1
＝p
inv_0
p
g_0
[0029]
其中，p
inv_1
为孤岛时储能逆变器的输出功率，p
inv_0
为并网时储能逆变器的输出功率，p
g_0
为并网时电网提供功率。将上式转换到d轴电流可得：
[0030][0031]
能够保证逆变器的相位在运行模式切换时不发生突变，同时对离网瞬间的电网相位进行锁定，在离网后为储能逆变器提供连续的基准相位；离网后，储能逆变器在锁定切换瞬间θ
g
的基础上，输出相位沿着θ
g
继续增加，从而保证储能逆变器基准相位θ
inv
的变化平滑连续。
[0032]
步骤3所述在孤岛模式重新并网的时候，微电网同期并网的方法为：
[0033]
在孤岛运行时，储能逆变器和电网看作是两个电压源，之间存在电压幅值和相位差，在重新并网时，需要电压矢量频率、电压矢量幅值和电压矢量相位都满足并网相关条件；储能逆变器输出母线侧电压和电网电压的瞬时表达式如下：
[0034]
u
m
＝u
m
cos(ω
m
t)
[0035]
u
g
＝u
g
cos(ω
g
t
±
θ)
[0036]
式中，u
m
、u
g
代表电压的瞬时值，u
m
、u
g
代表电压的幅值，θ为储能逆变器超前或滞后大电网相位角；
[0037]
因此，在并网时实现微电网和大电网相位的连续，必须满足：
[0038]
cos(ω
m
t)＝cos(ω
g
t
±
θ)
[0039]
上式可以表达为：ω
m
t＝ω
g
t
±
θ即
[0040]
角频率ω
g
由大电网决定，采用相位预同步模块调整逆变器的相位ω
m
，进而调整储能逆变器和大电网之间的相位差，δθ为大电网电压的相位θ
g
和逆变器输出母线电压相位θ
inv
的相位差，差值经pi调节器和饱和环节输出频率补偿量ω
c
；当电网电压相位θ
g
超前逆变器输出母线电压相位θ
inv
时，频率补偿量ω
c
大于零，储能逆变器的角频率增大，使θ
inv
慢慢接近θ
g
，反之当电网电压相位θ
g
滞后逆变器输出母线电压相位θ
inv
时，频率补偿量ω
c
小于零，储能逆变器的角频率减小，使θ
inv
慢慢接近θ
g
；直到当两者相位差小于并网允许相位差设定值θ0，预同步过程完成，启动并网操作。
[0041]
本发明的有益效果：
[0042]
本发明通过恒电压的充放电控制方式，使得蓄电池工作在充电和放电两种状态，同时维持直流电容侧电压u
dc
在电网故障时基本保持稳定。储能逆变器处于并网模式时采用
pq控制模型，在孤岛运行时采用v/f控制模型，采用基于改进电压环和电网相位跟随的储能逆变器控制策略使得并网到孤岛的过程过渡平滑，不会引起由于控制方式切换不一致带来的短时震荡，确保逆变器成功平滑切换到孤岛模式。在重新并网时，采用相位预同步模块调整储能逆变器和大电网之间的相位差，使得电压矢量频率、电压矢量幅值、电压矢量相位都满足并网相关条件。
附图说明
[0043]
图1为buck/boost充放电控制电路图；
[0044]
图2为恒电压充放电控制框图；
[0045]
图3为蓄电池仿真结果直流母线电压图；
[0046]
图4为蓄电池仿真结果荷电状态(soc)图；
[0047]
图5为微电网整体结构示意图；
[0048]
图6为并网时的pq控制框图；
[0049]
图7为孤岛时的v/f控制框图；
[0050]
图8为改进电压环的控制框图；
[0051]
图9为参考相位生成模块结构框图；
[0052]
图10为并网转孤岛逆变器输出电流仿真结果；
[0053]
图11为并网转孤岛负载电压幅值仿真结果；
[0054]
图12为储能逆变器电压相位仿真结果；
[0055]
图13为并网转孤岛储能有功无功仿真结果；
[0056]
图14为相位预同步模块结构框图；
[0057]
图15为孤岛转并网负载电压幅值仿真结果；
[0058]
图16为逆变器与电网相位差仿真结果；
[0059]
图17为预同步过程中逆变器交流母线侧频率变化仿真结果；
[0060]
图18为孤岛转并网储能有功无功仿真结果。
具体实施方式
[0061]
下面结合附图及具体的实施例对本发明进行进一步介绍。
[0062]
一种基于储能快速响应的配电网重要负荷平滑切换控制方法包括以下步骤：
[0063]
步骤一、对蓄电池储能采用buck/boost充放电控制电路，对该电路采用恒电压的充放电控制方式；
[0064]
步骤二、在并网时对储能逆变器采取pq控制方式，在孤岛时采取v/f控制方式，当并网运行模式转换到孤岛运行模式时，由pq控制切换为v/f控制，确保在切换前后公共连接点处电压不发生突变，能够平滑切换到离网模式；
[0065]
步骤三、在孤岛模式重新并网的时候，所述微电网能够平稳同期并网，包括电压矢量频率、电压矢量幅值、电压矢量相位都满足并网相关条件。
[0066]
实施例1：一种基于储能快速响应的配电网重要负荷平滑切换控制方法,对储能蓄电池采用如图1、图2所示的充放电电路和控制方式，蓄电池dc/dc变换器工作在充电和放电两种工作模式下，蓄电池充电时，电路运行于buck模式下，电能由u
dc
侧流向v
b
侧，蓄电池放
电时，电路运行于boost模式下，电能由v
b
侧流向u
dc
侧。对充放电控制解释如下：将buck/boost电路输出端电压u
dc
与电压参考值u
dcref
的差值送入pi控制器，输出调节量蓄电池充放电参考电流i
bref
，将其与蓄电池充放电实际电流i
bat
的差值分别送入两个pi控制器，再分别经过pwm调制，生成开关脉冲。通过u
dc
与u
dcref
的比较来判断蓄电池是工作在充电还是放电状态，当u
dc
大于u
dcref
时，蓄电池工作在充电状态，接通开关s1；当u
dc
小于u
dcref
时，蓄电池工作在放电状态，接通开关s2。
[0067]
通过以上的恒电压充放电控制，能够维持直流电容侧电压u
dc
在电网故障时保持稳定。其仿真效果图如图3、图4所示，当0.102s时微电网从并网转为孤岛运行状态，此时蓄电池由充电进入放电状态。当微电网重新并网运行时，蓄电池重新进入充电状态，在整个储能逆变器直流侧电压基本维持稳定。
[0068]
实施例2：图5完成了微电网仿真模型的搭建，仿真时采用的参数：电网电压为380v，频率为50hz；dg为p
ref
＝5kw,q
ref
＝0。蓄电池端电压为800v,额定容量125ah。重要负荷负载参数为:p＝15kw。当微电网运行在孤岛模式时,分布式发电单元以及储能输出功率满足当地负荷用量需求。
[0069]
1、首先分析储能逆变器在并网模式时的pq控制模型和在孤岛时的v/f控制模型，在并网和孤岛时分别对储能逆变器采用如图6、图7的控制方式，对控制框图的解释如下：
[0070]
(1)并网pq控制模型：
[0071]
在dq坐标系下，逆变器输出功率如下：
[0072][0073]
式中，p
inv
、q
inv
分别为逆变器有功、无功功率瞬时值；u
gd
、u
gq
分别为电网侧电压d轴、q轴分量；i
ld
、i
lq
分别为逆变器并网电流d轴、q轴分量。
[0074]
在此坐标系下，设d轴与电网三相电压合成矢量重合，则u
gq
＝0，此时逆变器输出功率变为：
[0075][0076]
对电流环采用解耦控制模型：
[0077][0078]
其中，为控制器的pi环节，k
ip
、k
ii
为pi环节中相对应的参数，指的是电流环参考dq轴电流。
[0079]
(2)孤岛v/f控制模型：
[0080]
在孤岛时对储能逆变器采用v/f控制模型，采用电压外环和电流内环双闭环的控
制模型。电压外环用于维持逆变器交流测电压幅值稳定，将交流测电压经dq变换后得到的u
gd
、u
gq
分别与u
dref
、u
qref
的差值经pi环节调节输出，令u
dref
＝u
g
,u
qref
＝0。电压外环为电流内环提供dq轴电流输入的参考值i
dref
和i
qref
，除了参考值提供方式不同，电流内环其余的控制原理与并网时的pq控制相同。
[0081]
2、然后对并网到孤岛转换过程进行分析，提出基于改进电压环和电网相位跟随的储能逆变器控制策略。以d轴电压外环调节器为例，改进电压环控制结构框图如图8所示，重点分析储能逆变器由并网运行转为孤岛运行的瞬间，电流内环参考输入值i
dref
如何实现平滑过渡。
[0082]
并网运行时，电流内环d轴参考值i
dref
此时等于i
d*
，由于并网时，微网馈线电压与大电网电压一致，所以u
d
与u
dref
之间的误差基本可以忽略，即δu
d
≈0，此时：
[0083][0084]
系统孤岛运行时，开关s1、s2接通通道1，此时电压外环的输出作为电流内环的给定，即u
o
＝i
dref
，由于延时环节的存在，在运行模式切换瞬间u
o
输出不会发生突变，在孤岛运行时，假设光伏输出不变，由功率平衡原理可知：
[0085]
p
inv_1
＝p
inv_0
p
g_0
[0086]
其中，p
inv_1
为孤岛时储能逆变器的输出功率，p
inv_0
为并网时储能逆变器的输出功率，p
g_0
为并网时电网提供功率。将上式转换到d轴电流可得：
[0087][0088]
图9为参考相位生成模块结构框图，能够保证逆变器的相位在运行模式切换时不发生突变，同时对离网瞬间的电网相位进行锁定，在离网后为储能逆变器提供连续的基准相位。离网后，储能逆变器在锁定切换瞬间θ
g
的基础上，输出相位沿着θ
g
继续增加，从而保证储能逆变器基准相位θ
inv
的变化平滑连续，因此输出电压的波形不会发生相位突变。
[0089]
采取了改进电压环和电网相位跟随的控制策略之后，在并网与孤岛运行模式转换前后，电压外环的稳态输出u
o
没有发生改变，从而大大缩短了动态调节时间，本实例仿真结果如图10
‑
图13所示，微电网在0.102s切换到孤岛运行状态，由于逆变器的输出功率发生了反向变化，所以输出电流有一瞬间的相位突变，并且快速平滑过渡到了孤岛运行状态，没有出现电流的冲击；负载侧的电压在切换过程中实现了无缝过渡，电压幅值几乎没有改变；储能逆变器保持了大电网断开瞬间的相位，并且成功建立起了新的相位基准，保证了相位不发生突变；储能有功快速从并网时的吸收功率转为发出功率，弥补了大电网的功率缺额，并且功率没有发生跳变，切换十分平滑，储能的无功功率整体没有太大的波动。
[0090]
实施例3：参考实施例2完成的微电网仿真模型搭建，重点对孤岛转并网过程进行分析。在孤岛运行时，储能逆变器和电网可以看作是两个电压源，他们之间可能存在电压幅值和相位差，在重新并网时，需要电压矢量频率、电压矢量幅值、电压矢量相位都满足并网相关条件。储能逆变器输出母线侧电压和电网电压的瞬时表达式如下：
[0091]
u
m
＝u
m
cos(ω
m
t)
[0092]
u
g
＝u
g
cos(ω
g
t
±
θ)
[0093]
式中，u
m
、u
g
代表电压的瞬时值，u
m
、u
g
代表电压的幅值，θ为储能逆变器超前或滞后大电网相位角。
[0094]
因此，若想在并网时实现微电网和大电网相位的连续，就必须满足：
[0095]
cos(ω
m
t)＝cos(ω
g
t
±
θ)
[0096]
上式可以表达为：ω
m
t＝ω
g
t
±
θ即
[0097]
角频率ω
g
由大电网决定，采用相位预同步模块调整逆变器的相位ω
m
，进而调整储能逆变器和大电网之间的相位差，如图14所示。δθ为大电网电压的相位θ
g
和逆变器输出母线电压相位θ
inv
的相位差，差值经pi调节器和饱和环节输出频率补偿量ω
c
。当电网电压相位θ
g
超前逆变器输出母线电压相位θ
inv
时，频率补偿量ω
c
大于零，储能逆变器的角频率增大，使θ
inv
慢慢接近θ
g
，反之，当电网电压相位θ
g
滞后逆变器输出母线电压相位θ
inv
时，频率补偿量ω
c
小于零，储能逆变器的角频率减小，使θ
inv
慢慢接近θ
g
。直到当两者相位差小于并网允许相位差设定值θ0，预同步过程完成，启动并网操作。
[0098]
在孤岛和并网运行模式转换前后，仿真实例结果如图15
‑
图18所示。为了验证预同步的有效性，大电网某一相相位于0.12s突变60
°
，预同步指令于0.15s发出。负载侧的电压实现了无缝过渡，说明满足了并网条件，成功并网；逆变器与电网相位差在预同步指令信号发出后逐渐减小，当δθ≤2
°
时，自动并网；预同步过程中，逆变器交流母线侧频率存在大约0.5hz的改变，并且在并网后迅速恢复与电网相同的50hz运行；储能从发出有功变为了吸收有功，过渡过程较为平滑快速，恢复了pq控制方式，储能的无功功率整体没有太大的波动。
[0099]
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内，因此，本发明的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。