一種直流配電網直流電壓的調節方法與流程
2023-06-10 02:55:21 3
本發明涉及一種用於調節直流配電網直流電壓的方法，可在各種工況下維持直流配電網的穩定運行，屬電力技術領域。
背景技術：
當前，因常規能源日益緊缺，環境問題越發嚴重，以風能、光能等可再生能源為主的分布式新能源發電方式得到了人們的廣泛重視和應用。在分布式新能源接入方面，傳統的交流配電系統存在一定的劣勢，而直流配電系統能夠緩解大電網與分布式電源之間的矛盾，並可充分實現分布式電源的效益。相比於傳統的交流配電網，直流配電網可省去大量的DC/AC環節，結構簡單且效率更高。此外，直流配電網還具有輸送容量大、線路成本低、電能質量高、可控性及可靠性高等優勢，因此成為未來配電網發展的趨勢。
與交流系統不同，直流系統沒有頻率和無功，直流電壓成為衡量直流網絡內功率平衡的唯一指標。通常具有較大功率容量的聯網換流器被選為直流配電網的調壓單元，負責控制直流母線電壓的穩定。但是當交流主網發生故障導致聯網換流器的交換功率受限時，直流網絡內功率不平衡，配電系統就會因直流母線電壓持續升高或降低而崩潰。現有的直流配電網一般都是採用僅適用於部分工況的單一控制策略，在主網故障、分布式電源出力波動以及負荷擾動等工況下，無法保證直流配電網的穩定運行，因此進一步探索成熟且通用性強的控制策略是十分必要的。
技術實現要素：
本發明的目的在於針對現有技術之弊端，提供一種直流配電網直流電壓的調節方法，以確保直流配電網在各種工況下穩定運行。
本發明所述問題是以下述技術方案解決的：
一種直流配電網直流電壓的調節方法，所述方法針對包含風力發電裝置、光伏發電裝置在內的多種分布式電源及儲能裝置的直流配電網，將直流母線電壓偏離額定值的程度劃分為輕度偏離、中度偏離和重度偏離三個等級，在三個等級下分別採用主調壓模式、後備調壓模式和緊急調壓模式對直流母線電壓進行調節，主調壓模式和後備調壓模式分別為聯網換流器和儲能裝置按下垂特性調節直流母線電壓，緊急調壓模式通過使分布式電源降功率運行和負荷減載來調節直流母線電壓。
上述直流配電網直流電壓的調節方法，直流母線電壓輕度偏離其額定值時採用的主調壓模式為：聯網換流器按下垂特性調節直流母線電壓，下垂特性曲線為：
式中：Udc_Grid為聯網換流器直流網絡側電壓，PGrid為聯網換流器輸出功率，U*dc_Grid、kg分別表示聯網換流器下垂特性曲線的截距和斜率，此時儲能裝置處於備用狀態或以某一恆定功率進行充放電，風力發電裝置和光伏發電裝置進行最大功率跟蹤(maximum power point tracking，MPPT)，不對負荷進行減載控制。
上述直流配電網直流電壓的調節方法，直流母線電壓中度偏離其額定值時採用的後備調壓模式為：儲能裝置按下垂特性調節直流母線電壓，下垂特性曲線為
式中，Udc_BES為蓄電池直流網絡側電壓，PBES為蓄電池充放電功率，U*dc_BES、kb分別表示蓄電池下垂特性曲線的截距和斜率，此時風力發電裝置和光伏發電裝置處於最大功率跟蹤(MPPT)狀態，不對負荷進行減載控制。
上述直流配電網直流電壓的調節方法，直流母線電壓重度偏離其額定值時採用的緊急調壓模式為：風力發電裝置降功率運行、切除光伏發電裝置中的部分光伏電池板或對負荷進行減載控制。
上述直流配電網直流電壓的調節方法，對負荷進行減載操作時，重要性等級低的負荷優先被切除。
上述直流配電網直流電壓的調節方法，直流母線電壓偏離額定值程度的等級劃分方法為：輕度偏離對應的電壓偏差介於±0.02pu(標么值)之間；中度偏離對應的電壓偏差介於0.02pu與0.05pu或-0.02pu與-0.05pu之間；重度偏離對應的電壓偏差介於0.05pu與0.1pu或-0.05pu與-0.1pu之間。
上述直流配電網直流電壓的調節方法，當直流母線電壓偏差介於0.05pu與UWT_PV-1pu之間時(UWT_PV為風機降功率與光伏電池板切除之間的電壓閾值)，風機降功率運行，其降功率曲線為：
式中，Udc_WT為風機直流網絡側電壓，ΔPWT為風機減發的功率，U*dc_WT、kwt分別表示風機降功率曲線的截距和斜率；當直流母線電壓偏差介於UWT_PV-1pu與0.1pu之間時，逐個切除光伏發電裝置中的可切除電池板；當直流母線電壓偏差介於-0.05pu與-0.1pu之間時，對負荷進行減載操作。
本發明根據直流電壓偏差的大小採用不同的調壓模式來控制含多種分布式電源的直流配電網的直流母線電壓，各種調壓模式之間可以平滑切換，實現了直流電壓的分散自律控制並保證了直流電壓的穩定，從而確保了直流配電網在多種工況下的安全穩定運行。
附圖說明
圖1為含多種分布式電源的環狀直流配電網的結構圖；
圖2為聯網換流器的「直流電壓-有功功率」下垂特性曲線；
圖3為儲能蓄電池的「直流電壓-有功功率」下垂特性曲線；
圖4為風機降功率、光伏電池板切除以及負荷減載三種緊急調壓措施的特性曲線；
圖5是聯網換流器從直流網絡吸收的功率受限，直流配電網在傳統控制算法下的運行結果；
圖6是聯網換流器向直流網絡注入的功率受限，直流配電網在傳統控制算法下的運行結果；
圖7是聯網換流器從直流網絡吸收的功率受限，直流配電網在本發明下通過風機降功率、光伏電池板切除來調節直流母線電壓的運行結果；
圖8是聯網換流器向直流網絡注入的功率受限，直流配電網利用本發明通過負荷減載來調節直流母線電壓的運行結果。
圖中和文中各符號為：PGrid為聯網換流器輸出功率，PL_ac為交流負荷功率，PL_dc為直流負荷功率，PPV為光伏發電功率，PWT為風機發電功率，PBES為蓄電池充放電功率，PMSG為永磁同步發電機組，G-VSC為交流主網側電壓源型換流器(簡稱聯網換流器)，L-VSC為交流負荷側電壓源型換流器，L-DC為直流負荷側升壓或降壓斬波換流器，PV-DC為光伏側升壓斬波換流器，W-VSC為風機側電壓源型換流器，B-DC為蓄電池側雙向斬波換流器，PLoad為交直流負荷功率之和，Udc_Grid為聯網換流器直流網絡側電壓，U*dc_Grid為聯網換流器下垂特性曲線的截距，kg為聯網換流器下垂特性曲線的斜率，PGrid_min為聯網換流器輸出功率的最小值，PGrid_max為聯網換流器輸出功率的最大值，Udc_BES為蓄電池直流網絡側電壓，U*dc_BES為蓄電池下垂特性曲線的截距，kb為蓄電池下垂特性曲線的斜率，PBES_min為B-DC換流器輸出功率的最小值，PBES_max為B-DC換流器輸出功率的最大值，UWT_PV為風機降功率與光伏電池板切除之間的電壓閾值，Udc_WT為風機直流網絡側電壓，ΔPWT為風機減發的功率，U*dc_WT為風機降功率曲線的截距，kwt為風機降功率曲線的斜率，ΔPWT_max為風機可減發的最大功率，PV1、PV2、…、PVm為m組可切除的光伏電池板，UPV_1、UPV_2、…、UPV_m為與m組可切除的光伏電池板相對應的電壓閾值，Udc_PV為光伏直流網絡側電壓，ΔPPV為切除的光伏功率，ΔPPV_max為最大可切除的光伏功率，L1、L2、…、Ln為n組負荷(包括交流負荷和直流負荷)，ULoad_1、ULoad_2、…、ULoad_n為與n組負荷相對應的電壓閾值，Udc_acL為交流負荷直流網絡側電壓，Udc_dcL為直流負荷直流網絡側電壓，Udc_Load為負荷直流網絡側電壓(包括Udc_acL和Udc_dcL)，ΔPLoad為切除的負荷功率，ΔPLoad_max為最多可切除的負荷功率。
具體實施方式
下面結合附圖對本發明作進一步說明。
本發明所述含多種分布式電源的環狀直流配電網如圖1所示，主要包括風力發電裝置(圖1中為由風機驅動的永磁同步發電機組(permanent magnet synchronous generator，PMSG))、光伏發電裝置、儲能裝置(圖1中的蓄電池)、交流負荷、直流負荷以及聯網換流器組成，PWT、PPV、PBES、PL_ac、PL_dc、PGrid分別表示風機發電功率、光伏發電功率、蓄電池充放電功率、交流負荷功率、直流負荷功率和聯網換流器輸出功率。G-VSC為交流主網側電壓源型換流器(簡稱聯網換流器)，W-VSC為風機側電壓源型換流器，PV-DC為光伏側升壓斬波換流器，B-DC為蓄電池側雙向斬波換流器，L-VSC為交流負荷側電壓源型換流器，L-DC為直流負荷側升壓或降壓斬波換流器。為了獲得較高的發電效益，風機和光伏發電裝置一般工作在最大功率跟蹤(maximum power point tracking，MPPT)狀態，特殊情況下也可以降功率運行。正常併網狀態下，交流主網是配電系統的功率平衡節點。
下面結合附圖和具體實施例對本發明所述的直流電壓調節方法進行詳細說明。
在主調壓模式下，直流電壓偏差的大小介於±0.02pu(標么值)之間，聯網換流器按下垂特性調節直流電壓，蓄電池處於備用狀態或以某一恆定功率進行充放電(如圖3中的陰影部分所示)，風機和光伏發電裝置進行最大功率跟蹤，不對負荷進行減載控制。交流主網是系統的功率平衡節點，其注入直流網絡的功率為
PGrid＝PL_ac+PL_dc-PBES-PWT-PPV
＝PLoad-PBES-PWT-PPV
式中：PGrid、PBES均以流向直流網絡為正；PLoad表示交直流負荷功率之和。
如圖2所示，主調壓模式下聯網換流器的「直流電壓-有功功率」下垂特性曲線可表示為
式中：Udc_Grid為聯網換流器直流網絡側電壓，PGrid為聯網換流器輸出功率，U*dc_Grid、kg分別表示聯網換流器下垂特性曲線的截距和斜率，這裡U*dc_Grid取1pu，kg取0.02pu。圖2中，PGrid_min為聯網換流器輸出功率的最小值，PGrid_max為聯網換流器輸出功率的最大值。當直流電壓偏差大於0.02pu或小於-0.02pu時，聯網換流器的輸出功率達到最值PGrid_min或PGrid_max，陰影部分表示交流主網故障導致聯網換流器的輸出功率被限制在某一值。
在後備調壓模式下，直流電壓偏差的大小介於0.02pu與0.05pu或-0.02pu與-0.05pu之間，此時併網斷路器斷開或聯網換流器功率受限，蓄電池按下垂特性調節直流電壓，風機、光伏發電裝置處於最大功率跟蹤狀態，不對負荷進行減載控制。聯網換流器功率受限包括兩種情況，其一為聯網換流器輸出功率達到最值，其二為交流主網故障導致聯網換流器輸出功率受限，如圖2中的陰影部分所示。在後備調壓模式下，蓄電池是系統的功率平衡節點，其注入直流網絡的功率為
PBES＝PLoad-PGrid-PWT-PPV
如圖3所示，PBES為蓄電池充放電功率，PBES_min為B-DC換流器輸出功率的最小值，PBES_max為B-DC換流器輸出功率的最大值。在後備調壓模式下，直流電壓偏差的大小介於0.02pu與0.05pu或-0.02pu與-0.05pu之間，蓄電池按下垂特性調節直流電壓，蓄電池的「直流電壓-有功功率」下垂特性曲線可表示為
式中，Udc_BES為蓄電池直流網絡側電壓，U*dc_BES、kb分別表示蓄電池下垂特性曲線的截距和斜率，這裡U*dc_BES取1.02pu或0.98pu，kb取0.03pu。
當直流電壓偏差的大小介於±0.02pu之間時，圖3中的陰影部分表示蓄電池處於備用狀態或以某一恆定功率進行充放電。當直流電壓偏差大於0.05或小於-0.05時，蓄電池的輸出功率達到最值PBES_min或PBES_max。
在緊急調壓模式下，直流電壓偏差的大小介於0.05pu與0.1pu或-0.05pu與-0.1pu之間，此時併網斷路器斷開或聯網換流器功率受限，蓄電池的輸出功率達到最值。為避免配電系統因直流電壓持續升高或降低而崩潰，令風機降功率運行、切除光伏發電裝置中的部分光伏電池板或對負荷進行減載控制。
圖4為本發明所述風機降功率、光伏電池板切除以及負荷減載三種緊急調壓措施的特性曲線。
參看圖4(a)，Udc_WT為風機直流網絡側電壓，ΔPWT為風機減發的功率，ΔPWT_max為風機可減發的最大功率，UWT_PV為風機降功率與光伏電池板切除之間的電壓閾值。當直流電壓偏差介於0.05pu與UWT_PV-1pu之間時，風機降功率運行，其降功率曲線可表示為
式中，U*dc_WT、kwt分別表示風機降功率曲線的截距和斜率，這裡U*dc_WT取1.05pu，kwt取(UWT_PV-1.05)/ΔPWT_max。當直流電壓偏差介於UWT_PV-1pu與0.1pu之間時，風機減發的功率達到最大值ΔPWT_max。當直流電壓偏差小於0.05pu時，風機處於MPPT狀態。
參看圖4(b)，Udc_PV為光伏發電裝置直流網絡側電壓，ΔPPV為切除的光伏發電裝置功率，ΔPPV_max為最大可切除的光伏發電裝置功率。當直流電壓偏差介於UWT_PV-1pu與0.1pu之間時，為避免直流電壓持續升高，需要對光伏電池板進行切除操作。假設可切除的光伏電池板有m組，即PV1、PV2、…、PVm，相應的電壓閾值為UPV_1、UPV_2、…、UPV_m，且滿足
UWT_PV＜UPV_1＜UPV_2＜…＜UPV_m≤1.1pu
根據Udc_PV對這m組電池板進行切除，當Udc_PV達到UPV_1時，切除PV1，Udc_PV達到UPV_2時，切除PV2，以此類推，當Udc_PV達到UPV_m時，切除PVm。當直流電壓偏差小於UWT_PV-1pu時，光伏發電裝置處於MPPT狀態。
參看圖4(c)，Udc_Load為負荷直流網絡側電壓(包括交流負荷直流網絡側電壓Udc_acL和直流負荷直流網絡側電壓Udc_dcL)，ΔPLoad為切除的負荷功率，ΔPLoad_max為最多可切除的負荷功率。當直流電壓偏差介於-0.05pu與-0.1pu之間時，為避免直流電壓繼續降低，需要對負荷進行減載操作。假設負荷L1、L2、…、Ln(包括交流負荷和直流負荷)的重要性等級依次升高，相應的電壓閾值分別為ULoad_1、ULoad_2、…、ULoad_n，重要性等級低的負荷優先被切除，上述電壓閾值滿足
0.95pu>ULoad_1＞ULoad_2＞…＞ULoad_n≥0.9pu
根據Udc_Load對負荷進行切除，當Udc_Load降到ULoad_1時，切除L1，Udc_Load降到ULoad_2時，切除L2，以此類推，當Udc_Load降到ULoad_n時，切除Ln。當直流電壓偏差大於-0.05pu時，不對負荷進行減載操作。
為避免光伏電池板和負荷的反覆投切，當直流電壓回落或回升時，電池板和負荷不自動投入，而是在調壓模式回到主調壓或後備調壓時根據系統情況手動投入。
在實施例中搭建如圖1所示的六端環狀直流配電網仿真平臺，該平臺包含1臺額定功率為20kW的永磁風電機組，額定風速為12m/s；光伏發電裝置由4組額定功率均為5kW的電池板組成，額定輻照度為1000W/m2，其中光伏電池板PV1、PV2可切除；蓄電池的額定容量為400A·h，B-DC的額定容量為10kW；負荷L1、L2、L3、L4的重要性等級依次升高，容量均為10kW，其中L1、L2為直流負荷，L3、L4為交流負荷；聯網換流器的額定容量為30kW；直流母線額定電壓為500V。以下運行結果中，PGrid、PBES以注入直流網絡為正。
圖5和圖6為傳統控制算法下直流配電網的運行結果，此時具有較大功率容量的聯網換流器控制直流電壓的穩定。
參看圖5，仿真開始時，風速為9m/s，輻照度為1000W/m2，風機和光伏發電裝置均處於MPPT狀態，輸出功率分別約為10kW和20kW；蓄電池處於備用狀態，輸出功率為0；L3、L4接入配電網，負荷功率約為20kW；G-VSC將Udc_Grid控制在1pu，從直流網絡中吸收的功率約為10kW。第1s時，交流主網故障導致G-VSC從直流網絡吸收的功率被限制在5kW，配電系統中功率過剩，Udc_Grid持續上升，系統最終會因直流電壓超上限值而崩潰。
參看圖6，仿真開始時，風機、光伏發電裝置以及蓄電池的初始狀態與圖5相同；L1、L2、L3、L4接入配電網，負荷功率約為40kW；G-VSC將Udc_Grid控制在1pu，向直流網絡注入的功率約為10kW。第1s時，交流主網故障導致G-VSC向直流網絡注入的功率被限制在5kW，配電系統中功率不足，Udc_Grid持續下降，系統最終會因直流電壓低於下限值而崩潰。
將本發明應用於該六端環狀直流配電網仿真平臺，令UWT_PV＝1.08pu，ΔPWT_max＝0.3pu，UPV_1＝1.09pu，UPV_2＝1.1pu，ULoad_1＝0.94pu，ULoad_2＝0.93pu，ULoad_3＝0.92pu，ULoad_4＝0.91pu。採用本發明時直流配電網的運行結果如圖7和圖8所示。
參看圖7，風機、光伏發電裝置、蓄電池以及負荷的初始狀態與圖5相同，G-VSC從直流網絡吸收的功率約為10kW，系統處於主調壓模式，Udc_Grid被G-VSC控制在1.006pu左右。第1s時，交流主網故障導致G-VSC從直流網絡吸收的功率被限制在5kW，網內功率過剩，直流電壓升高，系統進入後備調壓模式，蓄電池由備用狀態轉為工作狀態，從直流網絡中吸收多餘的5kW功率，Udc_BES被B-DC控制在1.035pu。第2s時，L4退出，B-DC輸出功率達到最小值-10kW，直流電壓升高，系統進入緊急調壓模式，風機開始降功率，約2.5s時網內功率達到平衡，風機輸出功率約為5kW，Udc_WT被W-VSC控制在1.075pu。第3s時，L3退出，風機減發的功率已達最大值6kW，而網內功率過剩，直流電壓上升，當Udc_PV升至1.09pu時，PV1被切除，但功率仍過剩導致Udc_PV繼續上升，當Udc_PV升至1.1pu時，PV2被切除，此時網內功率不足，直流電壓開始回落，約4s時達到平衡，風機輸出功率約為5kW，Udc_WT被W-VSC控制在1.075pu。
參看圖8，風機、光伏發電裝置、蓄電池以及負荷的初始狀態與圖6相同，G-VSC向直流網絡注入的功率約為10kW，系統處於主調壓模式，G-VSC控制直流電壓。第1s時，交流主網故障使G-VSC向直流網絡注入的功率被限制在5kW，網內功率不足，直流電壓下降，系統進入後備調壓模式，蓄電池開始控制直流電壓，彌補網內的功率缺額。第2s時，輻照度突降至500W/m2，光伏發電裝置輸出功率降至約9.5kW，B-DC輸出功率達到最大值10kW，直流電壓因網內功率不足而下降，系統進入緊急調壓模式。當Udc_dcL降至0.94pu時，L1被切除，直流電壓回升，約2.3s時系統重新進入後備調壓模式。第3s時，輻照度突減至0，光伏發電裝置輸出功率降為0，直流電壓因功率不足而再次降低，系統再次進入緊急調壓模式，當Udc_dcL降至0.93pu時，L3被切除，此後直流電壓回升，系統回到後備調壓模式。
從圖5～8所示的運行結果可以看出，在傳統控制算法下，聯網換流器控制直流電壓的穩定，但當聯網換流器的功率受限時，網內功率不平衡，配電系統會因直流電壓過高或過低而崩潰；而採用本發明的直流配電網在主網故障、分布式電源出力波動以及負荷擾動等多種工況下均能穩定運行，主調壓模式、後備調壓模式和緊急調壓模式之間可以平滑切換，多種調壓模式保證了直流電壓的穩定並實現了直流電壓的分散自律控制，從而證明了本發明的有效性。
附圖對本發明提供了進一步的解釋，圖1給出的是包含多種分布式電源及儲能裝置的直流配電網系統，這是闡述本發明的基礎。
圖2給出了本發明所述聯網換流器的「直流電壓-有功功率」下垂特性曲線，與本發明在直流母線電壓輕度偏離額定值時採用的主調壓模式對應，該圖主要是對本發明所述的主調壓模式進行輔助說明。
圖3給出了本發明所述儲能蓄電池的「直流電壓-有功功率」下垂特性曲線，與本發明在直流母線電壓中度偏離額定值時採用的後備調壓模式對應，該圖主要是對本發明所述的後備調壓模式進行輔助說明。
圖4分別給出了風機降功率、光伏電池板切除以及負荷減載的特性曲線，與本發明在直流母線電壓重度偏離額定值時採用的緊急調壓模式對應，該圖主要是對本發明所述的緊急調壓模式進行輔助說明。
圖5和圖6是直流配電網採用傳統控制算法且交流主網發生故障時的運行結果，在圖5中，主網故障導致聯網換流器從直流網絡吸收的功率受限，聯網換流器失去控制直流母線電壓的能力，直流網絡內功率過剩，直流配電網最終會因直流電壓超上限值而崩潰；在圖6中，主網故障導致聯網換流器向直流網絡注入的功率受限，聯網換流器失去控制直流母線電壓能力，直流網絡內功率不足，直流配電網最終會因直流電壓超下限值而崩潰。圖5和圖6主要用於說明傳統控制算法的弊端。
圖7和圖8是直流配電網採用本發明且交流主網故障導致聯網換流器輸出功率受限時的運行結果，分別用來與圖5和圖6作對比，以突顯本發明的優越性。圖7對本發明所述主調壓模式、後備調壓模式以及緊急調壓模式中的風機降功率、光伏板切除進行了仿真驗證，圖8對本發明所述主調壓模式、後備調壓模式以及緊急調壓模式中的負荷減載進行了仿真驗證，即圖7、圖8對本發明所述的直流電壓調節方法進行了全面的驗證，以突顯本發明的可行性、有效性。