一种基于极限暂态电量的直流电网调压控制系统及方法与流程

1.本发明涉及直流电网的稳定性技术领域，尤其是一种基于极限暂态电量的直流电网调压控制系统及方法。


背景技术：

2.直流电网有供电容量大、适于各类直流电源及负载接入。作为直流系统，直流电压是衡量系统稳定性的重要指标。基于下垂控制的电压分层控制，能够协调各端口功率，维持系统稳定。但随着恒功率负荷增加，采用分层控制的直流电网在切换调压模式时存在失稳的风险。因此，设计一种基于超级电容释放电量的直流电网电压暂态控制方法是十分有必要的。


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极限暂态电量的直流电网调压控制系统及方法，能够对采用分层控制的直流电网的模式切换过程进行分析，并提高系统暂态稳定性。
4.为解决上述技术问题，本发明所采取的技术方案如下。
5.一种基于极限暂态电量的直流电网调压控制系统，交流主网通过ac
‑
dc换流器(g
‑
vsc)接入直流电网，超级电容通过dc
‑
dc换流器(c
‑
dc)接入直流电网，光伏发电单元通过dc
‑
dc换流器(pv
‑
dc)接入直流电网，恒功率负荷通过dc
‑
dc换流器(l
‑
dc)接入直流电网，阻性负荷组直接接入直流电网。
6.一种上述的基于极限暂态电量的直流电网调压控制系统的调压控制方法，包括以下步骤：
7.步骤1、当直流电网由联网调压转为储能调压模式后，基于暂态稳定判据，分析直流电网模式切换过程中的电量变化；
8.步骤2、判断电量变化对系统稳定性的影响，并计算直流电网维持调压过程稳定需要的极限暂态电量大小；
9.步骤3、在超级电容内环电流中引入微分算子，根据调压稳定所需电量计算附加电容电流参考值，通过电容放电，弥补系统电量不足，保障储能调压模式切换过程中的安全稳定运行。
10.作为优选，步骤1中，分析直流电网模式切换过程中的电量变化包括以下步骤，
11.系统在联网调压模式下运行于a0点，交流主网调压的下垂控制系数为k
g
；当恒功率负荷增加或光伏功率减小δp
l
，超过ac
‑
dc换流器(g
‑
vsc)功率限值，系统切换为储能调压模式，其下垂控制系数为k
c
，母线电压下降δu
dc
，下垂系数的变化量δk＝k
c
‑
k
g
；
12.恒功率负荷增加由l1移动至l
’1，电压不变电流将增加，负荷运行点移动轨迹为a0→
a
’0→
a1；电源在下垂控制下电流增大电压降低，电源运行点移动轨迹为a0→
m，在m点ac
‑
dc换流器(g
‑
vsc)达到功率限值，切换为储能调压，电源运行点将沿m
→
a1移动；最终电源与
负荷都达到新的稳定运行点a1，系统稳定运行；
13.基于电量的系统暂态稳定判据为
14.q
s
q
l
>q
cpl
15.式中，式中，式中，别为系统在t0～t1时间段内电源侧、恒功率负荷侧与阻性负荷的累积电量；r为电源、换流器和线路的等效电阻；l为其等效电感；c为稳压电容；k为下垂系数；u
dc
为负荷侧直流母线电压；p
l
为恒功率负荷；r
l
为阻性负荷；
16.电压模式切换下下垂系数发生变化，
[0017][0018]
式中，δq
s
、δq
l
与δq
cpl
分别为q
s
、q
l
与q
cpl
的变化量；
[0019]
恒功率负荷增加了δp
l
，负荷曲线变化使得q
cpl
增加了δq
cpl
，在调压模式切换的过程中电压下降了δu
dc
，同时下垂系数变化了δk，最终使得q
s
q
l
增加了δq
s
δq
l
，δq
s
δq
l
的变化趋势与δu
dc
和δk有关。
[0020]
作为优选，步骤2包括以下步骤，
[0021]
系统在联网调压模式下运行于a0点，交流主网调压的下垂控制系数为k
g
；此时系统直流电压u
dc0
和系统所带恒功率负荷p
l0
，根据求得电流值i
cpl0
；恒功率负荷增加导致电压下降，考虑极限情况，电压下降到(1
‑
δu2)，此时达到系统所能带的恒功率负荷最大值，
[0022][0023]
式中：δu1为联网调压模式与储能调压模式切换阈值，取0.02pu；δu2为储能调压模式电压最小值，取0.05pu；k
g
为ac
‑
dc换流器(g
‑
vsc)的下垂控制系数，取δu1；k
c
为c
‑
dc下垂控制系数，取(δu2‑
δu1)；
[0024]
恒功率负荷增量最大值δp
lmax
＝p
lmax
‑
p
l0
；恒功率负荷侧累积电量增量最大值
[0025]
作为优选，步骤3包括以下步骤，
[0026]
根据所得电荷变化量，计算电量缺额δq
cmax
＝δq
s
δq
l
‑
δq
cplmax
；
[0027]
根据电容的原件特性，计算需要输出的附加电流值
[0028]
附加电流值加到原下垂控制的参考电流值上，获得新的参考电流。
[0029]
采用上述技术方案所带来的有益效果在于：本发明能够分析电压分层控制在模式切换过程中的暂态电量变化机理，随着恒功率负荷增加，电压下降，采用电压分层控制的直
流电网有失稳风险，从储能侧提出控制策略，根据电量缺额控制电容输出电流，可以提高系统暂态稳定性，并提供暂态电量支撑，使得系统能够平稳实现切换调压模式。
附图说明
[0030]
图1为本发明实施例基于极限暂态电量的直流电网调压控制方法流程示意图；
[0031]
图2为本发明实施例基于极限暂态电量的直流电网调压控制系统结构示意图；
[0032]
图3为调压模式的电量变化示意图；
[0033]
图4为极限情况下电量变化示意图；
[0034]
图5为储能侧控制策略框图；
[0035]
图6a为仿真例1仿真直流电网电压变化情况图；
[0036]
图6b为仿真例1仿真超级电容功率变化情况图；
[0037]
图6c为仿真例1仿真交流主网功率变化情况图；
[0038]
图6d为仿真例1仿真光伏功率变化情况图；
[0039]
图6e为仿真例1恒功率负荷功率变化情况图；
[0040]
图6f为仿真例1阻性负荷功率变化情况图；
[0041]
图7a为仿真例2仿真直流电网电压变化情况图；
[0042]
图7b为仿真例2仿真超级电容功率变化情况图；
[0043]
图7c为仿真例2仿真交流主网功率变化情况图；
[0044]
图7d为仿真例2仿真光伏功率变化情况图；
[0045]
图7e为仿真例2恒功率负荷功率变化情况图；
[0046]
图7f为仿真例2阻性负荷功率变化情况图。
具体实施方式
[0047]
如图2所示，本发明实施例提供的一种基于极限暂态电量的直流电网调压控制系统，该系统包括：交流主网、超级电容、光伏发电单元、恒功率负荷和阻性负荷组，所述交流主网通过ac
‑
dc换流器g
‑
vsc接入直流电网，所述超级电容通过dc
‑
dc换流器c
‑
dc接入直流电网，所述光伏发电单元通过dc
‑
dc换流器pv
‑
dc接入直流电网，所述恒功率负荷通过dc
‑
dc换流器l
‑
dc接入直流电网，所述阻性负荷组直接接入直流电网。
[0048]
本发明还提供了一种基于极限暂态电量的直流电网调压控制方法，应用于上述基于基于极限暂态电量的直流电网调压控制系统，如图1所示，包括如下步骤：
[0049]
步骤1：当直流电网由联网调压转为储能调压模式后，基于暂态稳定判据，分析直流电网模式切换过程中的电量变化；
[0050]
步骤2：判断电量变化对系统稳定性的影响，并计算直流电网维持调压过程稳定需要的极限暂态电量大小；
[0051]
步骤3：在超级电容内环电流中引入微分算子，根据调压稳定所需电量计算附加电容电流参考值，通过电容放电，弥补系统电量不足，保障储能调压模式切换过程中的安全稳定运行。
[0052]
其中，步骤1中，当直流电网由联网调压转为储能调压模式后，基于暂态稳定判据，分析直流电网模式切换过程中的电量变化，具体为：
[0053]
如图3所示，系统在联网调压模式下运行于a0点，交流主网调压的下垂控制系数为k
g
。当恒功率负荷增加或光伏功率减小δp
l
，超过g
‑
vsc功率限值，系统切换为储能调压模式，下垂控制系数变为k
c
，母线电压下降δu
dc
，下垂系数的变化量δk＝k
c
‑
k
g
；
[0054]
恒功率负荷增加由l1移动至l
’1，电压不变电流将增加，负荷运行点移动轨迹为a0→
a
’0→
a1。电源在下垂控制下电流增大电压降低，电源运行点移动轨迹为a0→
m，在m点g
‑
vsc达到功率限值，切换为储能调压，电源运行点将沿m
→
a1移动。最终电源与负荷都达到新的稳定运行点a1，系统稳定运行；
[0055]
基于电量的系统暂态稳定判据为q
s
q
l
>q
cpl
；
[0056]
式中，式中，式中，别为系统在t0～t1时间段内电源侧、恒功率负荷侧与阻性负荷的累积电量；r为电源、换流器和线路的等效电阻；l为其等效电感；c为稳压电容；k为下垂系数；u
dc
为负荷侧直流母线电压；p
l
为恒功率负荷；r
l
为阻性负荷；
[0057]
电压模式切换下下垂系数发生变化，
[0058][0059]
式中，δq
s
、δq
l
与δq
cpl
分别为q
s
、q
l
与q
cpl
的变化量；
[0060]
恒功率负荷增加了δp
l
，负荷曲线变化使得q
cpl
增加了δq
cpl
，在调压模式切换的过程中电压下降了δu
dc
，同时下垂系数变化了δk，最终使得q
s
q
l
增加了δq
s
δq
l
，δq
s
δq
l
的变化趋势与δu
dc
和δk有关。
[0061]
步骤2中，判断电量变化对系统稳定性的影响，并计算直流电网维持调压过程稳定需要的极限暂态电量大小，具体为：
[0062]
如图4所示，系统在联网调压模式下运行于a0点，交流主网调压的下垂控制系数为k
g
。此时系统直流电压u
dc0
和系统所带恒功率负荷p
l0
，根据求得电流值i
cpl0
；恒功率负荷增加导致电压下降，考虑极限情况，电压下降到(1
‑
δu2)，此时达到系统所能带的恒功率负荷最大值，
[0063][0064]
式中：δu1为联网调压模式与储能调压模式切换阈值，取0.02pu；δu2为储能调压模式电压最小值，取0.05pu；k
g
为ac
‑
dc换流器(g
‑
vsc)的下垂控制系数，取δu1；k
c
为c
‑
dc下垂控制系数，取(δu2‑
δu1)；
[0065]
恒功率负荷增量最大值δp
lmax
＝p
lmax
‑
p
l0
；恒功率负荷侧累积电量增量最大值
[0066]
步骤3中，所述在超级电容内环电流中引入微分算子，根据调压稳定所需电量计算附加电容电流参考值，通过电容放电，弥补系统电量不足，保障储能调压模式切换过程中的安全稳定运行，具体为：
[0067]
根据所得电荷变化量，计算电量缺额
[0068]
δq
cmax
＝δq
s
δq
l
‑
δq
cplmax
[0069]
如图5所示，根据电容的原件特性，计算需要输出的附加电流值
[0070]
将附加电流值加到原下垂控制应输出的电流值上，获得新的参考电流，增加储能侧电量，提高系统运行稳定性。
[0071]
仿真例1
[0072]
在matlab/simulink环境中搭建了如图2所示的五端口直流电网。系统由交流主网、超级电容、光伏发电单元、恒功率负荷和阻性负荷组成，其中交流主网、超级电容、光伏发电单元、恒功率负荷分别通过ac
‑
dc换流器g
‑
vsc、dc
‑
dc换流器b
‑
dc、dc
‑
dc换流器pv
‑
dc、dc
‑
dc换流器l
‑
dc接入直流电网，阻性负荷直接接入直流电网。仿真模型的基本参数如表1所示。
[0073]
表1仿真平台概况
[0074]
设备单元参数描述直流母线额定电压＝500v超级电容额定电压＝100v；b
‑
dc额定容量20kw光伏发电pv
‑
dc额定容量30kw交流主网额定电压220v，额定频率50hz；g
‑
vsc额定容量20kw恒功率负荷额定电压400v阻性负荷电阻r
l
＝50ω，额定电压500v
[0075]
在初始状态下系统带恒功率负荷和阻性负荷分别为15kw和5kw，电源侧光伏输出功率20kw，超级电容处于备用状态无输出，光伏功率恰好等于负荷功率，g
‑
vsc输出功率0kw，电压稳定在499v。在0.3s时刻断开g
‑
vsc，进入孤岛运行。在0.5s时刻光伏功率突增至30kw，电压上升，进入储能调压模式，超级电容吸收功率，电压稳定在510v左右。直流电压与各端功率输出的变化情况如图6a至图6f所示。
[0076]
仿真例2
[0077]
在初始状态下系统带恒功率负荷和阻性负荷分别为15kw和5kw，电源侧光伏输出功率5kw，超级电容处于备用状态无输出，g
‑
vsc在电压下垂控制下输出功率15kw，电压稳定在491v。在0.4s时刻恒功率负荷突增至35kw，g
‑
vsc达到功率限值，切换为储能调压，采用传统电压控制与本文所提改进控制策略直流电压与各端功率输出的变化情况如图7a至图7f所示。
[0078]
传统控制策略下恒功率负荷35kw，光伏功率5kw，储能调压使电压、本端功率和阻性负荷功率均发生振荡，电压振幅约为17v(3.4％)，将系统参数代入式(14)，则q
s
、q
l
与q
cpl
分别为0.6c、0.68c与4.31c，则q
s
与q
l
之和1.28c<q
cpl
，不满足系统暂态稳定判据，系统无法稳定。采用改进控制后电压振幅约为2v(0.4％)，δq
c
为4c，有q
s
q
l
δq
c
>q
cpl
，满足系统暂态稳定判据，系统平稳切换到储能调压模式。
[0079]
在本发明的描述中，需要理解的是，术语“纵向”、“横向”、“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发明，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发明的限制。
[0080]
以上显示和描述了本发明的基本原理和主要特征和本发明的优点。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，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护范围由所附的权利要求书及其等效物界定。