CN102983589A - 一种基于混合储能的电网友好型分布式电源的控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种基于混合储能的电网友好型分布式电源的控制方法，包括以下步骤：优化设计分布式电源的拓扑结构；通过DC/DC变换器控制模式归一化模型协调控制直流供电系统；交流侧DC/AC换流器的电网自适应控制。该分布式电源既可并入大电网运行，降低间歇性可再生能源发电并网对电网的影响，并且对电网提供电压和频率支撑；也可并入微电网，作为离网型微电网的组网单元运行，维持离网型微电网的电压和频率稳定；当外部电网发生故障时，该分布式电源还可以实现并网/孤岛的双模式切换，提高系统中重要负荷的供电可靠性。该分布式电源通过能量型和功率型储能系统配合利用，提高了整个系统技术性能和经济性能。

Description

一种基于混合储能的电网友好型分布式电源的控制方法

技术领域

本发明涉及分布式电源运行与控制，具体涉及一种基于混合储能的电网友好型分布式电源的控制方法。

背景技术

要实现基于混合储能的分布式电源的电网友好特性，分布式电源交流侧换流器的控制策略以及混合储能的有效利用是重点需要解决的关键技术问题。

（一）分布式电源控制策略

间歇式可再生能源发电，尤其是风力发电和光伏发电，其出力具有间歇性、波动性和不可控性等特点，如果并网运行，会对电网的安全稳定带来一系列的影响。为了降低可再生能源发电并网对电网的影响，带有储能系统的可再生能源发电单元可以平抑可再生能源发电的功率波动，对分布式发电单元进行定功率控制，能够使其根据调度指令控制其输出功率。但是，随着环境和能源问题的突出，分布式电源在电网中所占的比例越来越大，为了保证电网的安全可靠运行，并网标准中对分布式电源提出的要求也越来越高，需要分布式电源具备一定的电网电压和频率支撑作用，而采用定功率控制的分布式电源还不具备此功能。

在微电网中，分布式电源的控制方法有V-F控制、P-Q控制、Droop控制三种类型，采用Droop控制的分布式电源具备一定的电网电压支撑作用，可以作为微电网的组网单元运行。但是采用Droop控制的分布式电源应用于微电网中，还存在一定的问题，如没有考虑线路的阻抗模型，不能适用于各种线路阻抗模型的微电网，不具备和常规机组之间功率均分作用等，且针对采用此种控制策略的微电源的无缝切换控制还较少见。

（二）混合储能控制技术

在带有储能系统的分布式可再生能源发电系统中，通常选用蓄电池作为储能元件，但是蓄电池作为能量型的储能元件，存在功率密度低、充放电循环次数影响其使用寿命等缺点。超级电容作为功率型储能元件，由于其功率密度高、循环寿命长、充放电效率高、无需维护等优点，正受到越来越多的关注，但是由于其能量密度较低，目前还很难实现大容量的电力储能。将蓄电池和超级电容器混合使用，应用于可再生能源发电系统，使蓄电池能量密度大和超级电容功率密度大、循环寿命长的特点相结合，会大大提升整个系统的技术性能和经济性能.

目前，已有研究人员针对混合储能应用于电动汽车、便携式电源及可再生能源领域做过一些研究，主要提出了以下几种混合储能结构：

（1）蓄电池和超级电容器直接并联。蓄电池、超级电容器的直接并联是一种最简单的混合储能结构，采用该结构，能够在负载发生波动时，大幅度的减小蓄电池在负载波动期间的最大输出电流，提高混合储能系统的最大功率输出能力，但是在该结构中，由于蓄电池组的端电压与超级电容器组的端电压被强制相等，导致超级电容器容量利用率低，在设计中对超级电容器组的串并联组合方式要求也较为严格，并且不能灵活设置蓄电池的工作过程，不能实现不同类型储能设备的高效利用。

（2）蓄电池通过DC/DC功率变换器与超级电容并联。蓄电池通过DC/DC变换器与超级电容并联，通过对功率变换器控制策略的合理设计，可实现对蓄电池组的充放电过程进行灵活管理，更好发挥超级电容器的优点，提高混合储能装置的性能，延长蓄电池的使用寿命。但是，将超级电容直接挂在直流母线上，超级电容器在充放电过程中，端电压会随着储能量的变化而变化，电压变化幅度较大，直流母线电压不稳定。

（3）超级电容器通过DC/DC变换器与蓄电池并联。为了得到稳定的直流母线电压，有文献提出将超级电容器通过DC/DC变换器与蓄电池组并联的混合储能结构，虽然在功率波动期间，直流母线电压较为稳定，但是采用此结构，同样不能实现蓄电池组输入输出能量的灵活管理，不能充分发挥各种类型储能装置的作用。

发明内容

为了克服上述现有技术的不足，本发明提供一种基于混合储能的电网友好型分布式电源的换流器控制方法，该分布式电源既可并入大电网运行，降低间歇性可再生能源发电并网对电网的影响，并且对电网提供电压和频率支撑；也可并入微电网，作为离网型微电网的组网单元运行，维持离网型微电网的电压和频率稳定；当外部电网发生故障时，该分布式电源还可以实现并网/孤岛的双模式切换，提高系统中重要负荷的供电可靠性。该分布式电源通过能量型和功率型储能系统配合利用，提高了整个系统技术性能和经济性能。

为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案：

提供一种基于混合储能的电网友好型分布式电源的控制方法，所述方法包括以下步骤：

步骤1：优化设计分布式电源的拓扑结构；

步骤2：通过DC/DC变换器控制模式归一化模型协调控制直流供电系统；

步骤3：交流侧DC/AC换流器的电网自适应控制。

所述步骤1的分布式电源的拓扑结构中，间歇性可再生能源发电系统、锂电池储能系统和超级电容储能系统分别通过DC/DC变换器A、DC/DC变换器B和DC/DC变换器C与直流母线并联，构成分布式电源的直流供电系统，该直流供电系统通过交流侧DC/AC换流器与交流系统连接，组成分布式电源。

所述步骤2中，DC/DC变换器包括DC/DC变换器A、DC/DC变换器B和DC/DC变换器C；DC/DC变换器的控制模式包括定电压控制模式、恒电流控制模式和恒功率控制模式；通过电压控制环参考功率指令、电流控制环电流幅值限值及功率控制环的功率幅值限值的选取，确定上述不同的控制模式；恒电流控制模式包括恒电流充电控制模式和恒电流放电控制模式。

所述DC/DC变换器控制模式归一化模型中，母线电压的参考值和其测量值之差经过PI调节，再经过电流限幅环节，得到储能系统输出电流的参考值，储能系统输出电流参考值和其输出电流测量值之差经过PI调节，进而通过功率限幅环节，得到储能系统输出功率的参考值，作为DC/DC变换器的开关触发信号；所述储能系统包括锂电池储能系统和超级电容储能系统。

所述步骤2包括以下步骤：

步骤2-1：协调控制器实时测量直流母线电压U_DC、锂电池的荷电状态和超级电容的端电压，并根据监测数据确定DC/DC变换器的控制模式；

步骤2-2：协调控制器实时测量所述电网友好型分布式电源的负荷功率P_l和间歇性可再生能源发电系统的输出功率P_r，计算所述混合储能系统的功率缺额P_s，P_s=P_l-P_r，并提取P_s中的低频分量P_{b_ref}，所述P_{b_ref}为恒功率控制模式锂电池储能系统的功率参考值，P_l为分布式电源的负荷功率，P_r为间歇性可再生能源发电系统的输出功率；

步骤2-3：当直流母线电压落在区域1，即U₀＜U_DC＜U₁时，DC/DC变换器A工作在定电压控制模式，其参考电压取U_ref1，电流控制环的电流幅值限值和功率控制环的功率幅值限值分别取I_max1和P_max1；DC/DC变换器B和DC/DC变换器C不工作；

其中：U₀-直流母线电压允许的最大值；

U_DC-直流母线电压的实时测量值；

U_ref1—直流母线电压落在区域1时，DC/DC变换器A定电压控制的电压参考值，其选值位于区域1内，即U₀＜U_ref1＜U₁；

I_max1—DC/DC变换器A电流控制环允许通过的电流最大值；

P_max1—DC/DC变换器A功率控制环允许发出的最大功率；

步骤2-4：当直流母线电压落在区域2，即U₂＜U_DC＜U₁时，DC/DC变换器A工作在MPPT控制模式，DC/DC变换器B工作在定电压控制模式，其参考电压取U_ref2，电流控制环的电流幅值限值和功率控制环的功率幅值限值分别取I_max2和P_max2；DC/DC变换器C工作在恒电流放电控制模式，其电压控制环的参考电压取U_{ref_ab}，电流控制环的幅值限值和功率控制环的幅值限值分别取I_{sc_ref}和P_max3；在此过程中，协调控制器实时监测超级电容的端电压U_uc，若检测到U_min<U_uc<U_max，转入步骤2-5运行；

其中：U_ref2—直流母线电压落在区域2时，DC/DC变换器B定电压控制的电压参考值，其选值位于区域2内，即U₁＜U_ref2＜U₂；

I_max2-DC/DC变换器B电流控制环允许通过的电流最大值；

P_max2-DC/DC变换器B功率控制环允许发出的最大功率；

U_{ref_ab}DC/DC变换器C电压控制环的电压参考值；

I_{sc_ref}-设定的超级电容充放电电流的参考值；

P_max3-DC/DC变换器C功率控制环允许发出的最大功率；

U_uc-超级电容的端电压；

U_min-超级电容允许的最小端电压；

U_max-超级电容允许的最大端电压；

步骤2-5：当直流母线电压落在区域3，即U₃＜U_DC＜U₂时，DC/DC变换器A工作在MPPT模式，DC/DC变换器B工作在恒功率控制模式，其电压控制环的电压参考值取U′_ref-ab,电流控制环的幅值限值和功率控制环的幅值限值分别取I_max2和P_max2；DC/DC变换器C工作在定电压控制模式，其电压控制环的参考电压取U_ref3，电流控制环的幅值限值和功率控制环的幅值限值分别取I_max3和P_max3；

其中：

U′_ref-ab—DC/DC变换器B电压控制环的电压参考值；

U_ref3—直流母线电压落在区域3时，DC/DC变换器C定电压控制的电压参考值，其选值位于区域3内，即U₃<U_ref3<U₂；

I_max3—DC/DC变换器C电流控制环允许通过的电流最大值；

步骤2-6：当直流母线电压落在区域4，即U₄＜U_DC＜U₃时，DC/DC变换器A工作在MPPT模式，锂电池系统的DC/DC变换器B工作在定电压控制模式，其电压控制环的电压参考值取U_ref4，电流控制环的幅值限值和功率控制环的幅值限值分别取I_max2和P_max2；DC/DC变换器C工作在恒电流充电控制模式，其电压控制环的参考电压取U_{ref_ab}，电流控制环的幅值限值和功率控制环的幅值限值分别取I_{sc_ref}和P_max3,在此过程中，协调控制器实时监测超级电容的端电压U_uc，若检测到U_min<U_uc<U_max，转入步骤2-5运行；

其中：

U₄—直流母线电压允许的最大值U₀＞U₁＞U₂＞U₃＞U₄；

U_ref4—直流母线电压落在区域4时，DC/DC变换器B定电压控制的电压参考值，其选值应落在区域4内，即U₄<U_ref4<U₃。

所述步骤3中，交流侧DC/AC换流器采用自同步电压源控制，同时引入虚拟阻抗控制和双模式无缝切换控制，并对上述控制模式的归一化处理，以使分布式电源在并入中低压微电网时，能够和逆变器型分布式电源或者传统同步电机型分布式电源并联组网运行。

自同步电压源控制中，实时采集DC/AC换流器输出的三相电压和电流，根据瞬时功率理论，计算DC/AC换流器输出的有功功率P和无功功率Q，采用自同步电压源控制，计算DC/AC换流器虚拟输出电压相量的参考频率f_{vir_ref}和参考幅值V_{vir_ref}：

$\left\{\begin{array}{c}{f}_{\mathrm{vir}-\mathrm{ref}}=f^{*}-m(P^{*}-P)\\ V_{\mathrm{vir}-\mathrm{ref}}=V^{*}-n(Q^{*}-Q)\end{array}\right.---(2-1)$

其中：

f_{vir_ref}—DC/AC换流器虚拟输出电压相量的参考频率；

V_{vir_ref}—DC/AC换流器虚拟输出电压相量的参考幅值；

f^*—混合储能系统额定电压的参考频率；

V^*—混合储能系统额定电压的参考幅值；

m—有功/频率下垂控制的下垂系数；

n—无功/电压下垂控制的下垂系数；

P^*—DC/AC换流器在f^*下输出的有功功率参考值；

Q^*—DC/AC换流器在V^*下输出的无功功率参考值；

P—DC/AC换流器发出的有功功率；

Q—DC/AC换流器发出的无功功率；

m和n通过式（2-2）计算：

$\left\{\begin{array}{c}m=\frac{f_{\min }-f^{*}}{P_{\max }-P^{*}}\\ n=\frac{V_{\min }-V^{*}}{Q_{\max }-Q^{*}}\end{array}\right.---(2-2)$

其中：

f_min—混合储能系统允许的最低运行频率；

V_min—混合储能系统允许的最低运行电压；

P_max—换流器能输出的最大有功功率；

Q_max—换流器能输出的最大无功功率；

虚拟阻抗控制中，根据式（2-3）计算得到

$\left\{\begin{array}{c}\stackrel{\&CenterDot;}{V_{\mathrm{vir}\_\mathrm{ref}}}=V_{\mathrm{vir}\_\mathrm{ref}}\&angle;{\mathrm{\&theta;}}_{\mathrm{vir}\_\mathrm{ref}}\\ {\mathrm{\&theta;}}_{\mathrm{vir}\_\mathrm{ref}}=2\mathrm{\&pi;}\underset{0}{\overset{t}{\&Integral;}}{f}_{\mathrm{vir}\_\mathrm{ref}}\mathrm{dt}\end{array}\right.---(2-3)$

$\stackrel{\&CenterDot;}{V_{\mathrm{ref}}}=\stackrel{\&CenterDot;}{V_{\mathrm{vir}\_\mathrm{ref}}}-\stackrel{\&CenterDot;}{I}{Z}_{\mathrm{vir}}---(2-4)$

式中：

—DC/AC换流器虚拟输出电压相量的参考相量；

—DC/AC换流器输出电压相量的参考相量；

—DC/AC换流器发出的电流相量；

Z_vir—虚拟阻抗。

双模式无缝切换控制中，

当分布式电源检测到大电网故障时，并网开关断开，f^*和V^*的给定值均由电网电压的频率和幅值改变为独立运行模式下的设定值；

当大电网的故障清除，分布式电源由独立运行模式转换为并网运行模式时，启动分布式电源的自同步控制，待满足并网条件时，闭合并网开关，使分布式电源并网运行，以降低分布式电源并网对电网的冲击。

自同步控制中，DC/AC换流器输出电压相量的频率调整值和幅值调整值通过式（2-5）计算：

$\left\{\begin{array}{c}\mathrm{\&Delta;f}=(K_{p1}+\frac{K_{i1}}{s})({\mathrm{\&theta;}}_g-{\mathrm{\&theta;}}_i)\\ \mathrm{\&Delta;U}=(K_{p2}+\frac{K_{i2}}{s})(U_g-U_i)\end{array}\right.---(2-5)$

其中：

Δf-DC/AC换流器输出电压相量的频率调整值；

ΔU-DC/AC换流器输出电压相量的幅值调整值；

K_p1-DC/AC换流器频率同步控制的比例调节系数；

K_i1-DC/AC换流器频率同步控制的积分调节系数；

K_p2-DC/AC换流器电压幅值跟踪控制中的比例调节系数；

K_i2-DC/AC换流器电压幅值跟踪控制中的积分调节系数；

θ_g-电网电压相量的相角；

θ_i-DC/AC换流器发出的电压相量的相角；

U_g-电网电压相量的幅值；

U_i—DC/AC换流器发出的电压相量的幅值。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：

1.可应用于分布式电源并网的运行与控制，降低间歇式可再生能源发电并网对电网的影响，使分布式电源根据上级调度指令以调度功率运行，并且能够自动参与电网的频率、电压调节，提高电网对分布式可再生能源发电的接纳能力，实现了节能环保效益；

2.可应用于离网型微电网中分布式电源的运行与控制，使分布式电源可以作为微电网的组网单元，和传统发电机、其他逆变器型分布式电源共同均分系统的负荷功率，维持电网中的频率和电压的稳定；

3.可应用于并网/孤岛双模式运行的微电网，实现两种模式下的无缝切换，提高负荷的供电可靠性；

4.可应用于混合储能系统的运行控制，可以优化管理蓄电池和超级电容的充放电过程，改善蓄电池的工作过程，减少其充放电循环次数和最大放电深度，延长储能系统的使用寿命；

5.可应用于包含可再生能源发电和储能系统的直流供电系统的运行与控制，可以稳定直流母线电压，维持系统的稳定运行。

附图说明

图1是本发明实施例中直流供电系统各部分之间协调控制的控制流程图；

图2是本发明实施例中基于混合储能的电网友好型分布式电源的拓扑结构图；

图3是本发明实施例中DC/DC变换器多种运行模式归一化控制图；

图4是本发明实施例中分布式电源直流母线电压运行区间示意图；

图5是本发明实施例中交流侧DC/DC换流器的电网自适应控制流程图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步详细说明。

如图1，提供一种基于混合储能的电网友好型分布式电源的控制方法，所述方法包括以下步骤：

步骤1：优化设计分布式电源的拓扑结构；

步骤2：通过DC/DC变换器控制模式归一化模型协调控制直流供电系统；

步骤3：交流侧DC/AC换流器的电网自适应控制。

如图2，分布式电源的拓扑结构中，间歇性可再生能源发电系统、锂电池储能系统和超级电容储能系统分别通过DC/DC变换器A、DC/DC变换器B和DC/DC变换器C与直流母线并联，构成分布式电源的直流供电系统，该直流供电系统通过交流侧DC/AC换流器与交流系统连接，组成分布式电源。

所述步骤2中，DC/DC变换器包括DC/DC变换器A、DC/DC变换器B和DC/DC变换器C；DC/DC变换器A为单向DC/DC变换器，DC/DC变换器B和DC/DC变换器C均为双向DC/DC变换器。DC/DC变换器的控制模式包括定电压控制模式、恒电流控制模式和恒功率控制模式；通过电压控制环参考功率指令、电流控制环电流幅值限值及功率控制环的功率幅值限值的选取，确定上述不同的控制模式；恒电流控制模式包括恒电流充电控制模式和恒电流放电控制模式。

如图3，所述DC/DC变换器控制模式归一化模型中，母线电压的参考值和其测量值之差经过PI调节，再经过电流限幅环节，得到储能系统输出电流的参考值，储能系统输出电流参考值和其输出电流测量值之差经过PI调节，进而通过功率限幅环节，得到储能系统输出功率的参考值，作为DC/DC变换器的开关触发信号；所述储能系统包括锂电池储能系统和超级电容储能系统。

如图4，所述步骤2包括以下步骤：

步骤2-1：协调控制器实时测量直流母线电压U_DC、锂电池的荷电状态和超级电容的端电压，并根据监测数据确定DC/DC变换器的控制模式；

步骤2-2：协调控制器实时测量所述电网友好型分布式电源的负荷功率P_l和间歇性可再生能源发电系统的输出功率P_r，计算所述混合储能系统的功率缺额P_s，P_s=P_l-P_r，并提取P_s中的低频分量P_{b_ref}，所述P_{b_ref}为恒功率控制模式锂电池储能系统的功率参考值，P_l为分布式电源的负荷功率，P_r为间歇性可再生能源发电系统的输出功率；

步骤2-3：当直流母线电压落在区域1，即U₀＜U_DC＜U₁时，DC/DC变换器A工作在定电压控制模式，其参考电压取U_ref1，电流控制环的电流幅值限值和功率控制环的功率幅值限值分别取I_max1和P_max1；DC/DC变换器B和DC/DC变换器C不工作；

其中：U₀-直流母线电压允许的最大值；

U_DC-直流母线电压的实时测量值；

U_ref1-直流母线电压落在区域1时，DC/DC变换器A定电压控制的电压参考值，其选值位于区域1内，即U₀＜U_ref1＜U₁；

I_max1—DC/DC变换器A电流控制环允许通过的电流最大值；

P_max1—DC/DC变换器A功率控制环允许发出的最大功率；

步骤2-4：当直流母线电压落在区域2，即U₂＜U_DC＜U₁时，DC/DC变换器A工作在MPPT控制模式，DC/DC变换器B工作在定电压控制模式，其参考电压取U_ref2，电流控制环的电流幅值限值和功率控制环的功率幅值限值分别取I_max2和P_max2；DC/DC变换器C工作在恒电流放电控制模式，其电压控制环的参考电压取U_{ref_ab}，电流控制环的幅值限值和功率控制环的幅值限值分别取I_{sc_ref}和P_max3；在此过程中，协调控制器实时监测超级电容的端电压U_uc，若检测到U_min<U_uc<U_max，转入步骤2-5运行；

其中：U_ref2—直流母线电压落在区域2时，DC/DC变换器B定电压控制的电压参考值，其选值位于区域2内，即U₁＜U_ref2＜U₂；

I_max2—DC/DC变换器B电流控制环允许通过的电流最大值；

P_max2-DC/DC变换器B功率控制环允许发出的最大功率；

U_{ref_ab}DC/DC变换器C电压控制环的电压参考值；

I_{sc_ref}-设定的超级电容充放电电流的参考值；

P_max3-DC/DC变换器C功率控制环允许发出的最大功率；

U_uc-超级电容的端电压；

U_min-超级电容允许的最小端电压；

U_max超级电容允许的最大端电压；

步骤2-5：当直流母线电压落在区域3，即U₃＜U_DC＜U₂时，DC/DC变换器A工作在MPPT模式，DC/DC变换器B工作在恒功率控制模式，其电压控制环的电压参考值取U′_ref-ab,电流控制环的幅值限值和功率控制环的幅值限值分别取I_max2和P_max2；DC/DC变换器C工作在定电压控制模式，其电压控制环的参考电压取U_ref3，电流控制环的幅值限值和功率控制环的幅值限值分别取I_max3和P_max3；

其中：

U′_ref-ab—DC/DC变换器B电压控制环的电压参考值；

U_ref3—直流母线电压落在区域3时，DC/DC变换器C定电压控制的电压参考值，其选值位于区域3内，即U₃<U_ref3<U₂；

I_max3—DC/DC变换器C电流控制环允许通过的电流最大值；

步骤2-6：当直流母线电压落在区域4，即U₄＜U_DC＜U₃时，DC/DC变换器A工作在MPPT模式，锂电池系统的DC/DC变换器B工作在定电压控制模式，其电压控制环的电压参考值取U_ref4，电流控制环的幅值限值和功率控制环的幅值限值分别取I_max2和P_max2；DC/DC变换器C工作在恒电流充电控制模式，其电压控制环的参考电压取U_{ref_ab}，电流控制环的幅值限值和功率控制环的幅值限值分别取I_{sc_ref}和P_max3，在此过程中，协调控制器实时监测超级电容的端电压U_uc，若检测到U_min<U_uc<U_max，转入步骤2-5运行；

其中：

U₄—直流母线电压允许的最大值U₀＞U₁＞U₂＞U₃＞U₄；

U_ref4—直流母线电压落在区域4时，DC/DC变换器B定电压控制的电压参考值，其选值应落在区域4内，即U₄<U_ref4<U₃。

如图5，交流侧DC/AC换流器采用自同步电压源控制，同时引入虚拟阻抗控制和双模式无缝切换控制，并对上述控制模式的归一化处理，以使分布式电源在并入中低压微电网时，能够和逆变器型分布式电源或者传统同步电机型分布式电源并联组网运行。

自同步电压源控制中，实时采集DC/AC换流器输出的三相电压和电流，根据瞬时功率理论，计算DC/AC换流器输出的有功功率P和无功功率Q，采用自同步电压源控制，计算DC/AC换流器虚拟输出电压相量的参考频率f_{vir_ref}和参考幅值V_{vir_ref}：

$\left\{\begin{array}{c}{f}_{\mathrm{vir}-\mathrm{ref}}=f^{*}-m(P^{*}-P)\\ V_{\mathrm{vir}-\mathrm{ref}}=V^{*}-n(Q^{*}-Q)\end{array}\right.---(2-1)$

其中：

f_{vir_ref}—DC/AC换流器虚拟输出电压相量的参考频率；

V_{vir_ref}—DC/AC换流器虚拟输出电压相量的参考幅值；

f^*—混合储能系统额定电压的参考频率；

V^*—混合储能系统额定电压的参考幅值；

m—有功/频率下垂控制的下垂系数；

n—无功/电压下垂控制的下垂系数；

P^*—DC/AC换流器在f^*下输出的有功功率参考值；

Q^*—DC/AC换流器在V^*下输出的无功功率参考值；

P—DC/AC换流器发出的有功功率；

Q—DC/AC换流器发出的无功功率；

当分布式电源处于并网运行模式时，f^*、V^*为电网的频率和电压值，当分布式电源处于独立运行模式时，f^*、V^*为设定的参考值，在380V的系统中一般取50Hz、380V。

m和n通过式（2-2）计算：

$\left\{\begin{array}{c}m=\frac{f_{\min }-f^{*}}{P_{\max }-P^{*}}\\ n=\frac{V_{\min }-V^{*}}{Q_{\max }-Q^{*}}\end{array}\right.---(2-2)$

其中：

f_min-混合储能系统允许的最低运行频率；

V_min-混合储能系统允许的最低运行电压；

P_max-换流器能输出的最大有功功率；

Q_max-换流器能输出的最大无功功率；

虚拟阻抗控制中，根据式（2-3）计算得到

$\left\{\begin{array}{c}\stackrel{\&CenterDot;}{V_{\mathrm{vir}\_\mathrm{ref}}}=V_{\mathrm{vir}\_\mathrm{ref}}\&angle;{\mathrm{\&theta;}}_{\mathrm{vir}\_\mathrm{ref}}\\ {\mathrm{\&theta;}}_{\mathrm{vir}\_\mathrm{ref}}=2\mathrm{\&pi;}\underset{0}{\overset{t}{\&Integral;}}{f}_{\mathrm{vir}\_\mathrm{ref}}\mathrm{dt}\end{array}\right.---(2-3)$

$\stackrel{\&CenterDot;}{V_{\mathrm{ref}}}=\stackrel{\&CenterDot;}{V_{\mathrm{vir}\_\mathrm{ref}}}-\stackrel{\&CenterDot;}{I}{Z}_{\mathrm{vir}}---(2-4)$

式中：

—DC/AC换流器虚拟输出电压相量的参考相量；

—DC/AC换流器输出电压相量的参考相量；

—DC/AC换流器发出的电流相量；

Z_vir—虚拟阻抗。

双模式无缝切换控制中，

当分布式电源检测到大电网故障时，并网开关断开，f^*和V^*的给定值均由电网电压的频率和幅值改变为独立运行模式下的设定值；

当大电网的故障清除，分布式电源由独立运行模式转换为并网运行模式时，闭合图5中的开关L1和L2，启动分布式电源的自同步控制，待满足并网条件时，闭合并网开关，使分布式电源并网运行，以降低分布式电源并网对电网的冲击。

自同步控制中，DC/AC换流器输出电压相量的频率调整值和幅值调整值通过式（2-5）计算：

$\left\{\begin{array}{c}\mathrm{\&Delta;f}=(K_{p1}+\frac{K_{i1}}{s})({\mathrm{\&theta;}}_g-{\mathrm{\&theta;}}_i)\\ \mathrm{\&Delta;U}=(K_{p2}+\frac{K_{i2}}{s})(U_g-U_i)\end{array}\right.---(2-5)$

其中：

Δf-DC/AC换流器输出电压相量的频率调整值；

ΔU-DC/AC换流器输出电压相量的幅值调整值；

K_p1-DC/AC换流器频率同步控制的比例调节系数；

K_i1-DC/AC换流器频率同步控制的积分调节系数；

K_p2-DC/AC换流器电压幅值跟踪控制中的比例调节系数；

K_i2-DC/AC换流器电压幅值跟踪控制中的积分调节系数；

θ_g-电网电压相量的相角；

θ_i-DC/AC换流器发出的电压相量的相角；

U_g—电网电压相量的幅值；

U_i—DC/AC换流器发出的电压相量的幅值。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (10)

1.一种基于混合储能的电网友好型分布式电源的控制方法，其特征在于：所述方法包括以下步骤： 

步骤1：优化设计分布式电源的拓扑结构； 

步骤2：通过DC/DC变换器控制模式归一化模型协调控制直流供电系统； 

步骤3：交流侧DC/AC换流器的电网自适应控制。 

2.根据权利要求1所述的基于混合储能的电网友好型分布式电源的控制方法，其特征在于：所述步骤1的分布式电源的拓扑结构中，间歇性可再生能源发电系统、锂电池储能系统和超级电容储能系统分别通过DC/DC变换器A、DC/DC变换器B和DC/DC变换器C与直流母线并联，构成分布式电源的直流供电系统，该直流供电系统通过交流侧DC/AC换流器与交流系统连接，组成分布式电源。 

3.根据权利要求1所述的基于混合储能的电网友好型分布式电源的控制方法，其特征在于：所述步骤2中，DC/DC变换器包括DC/DC变换器A、DC/DC变换器B和DC/DC变换器C；DC/DC变换器的控制模式包括定电压控制模式、恒电流控制模式和恒功率控制模式；通过电压控制环参考功率指令、电流控制环电流幅值限值及功率控制环的功率幅值限值的选取，确定上述不同的控制模式；恒电流控制模式包括恒电流充电控制模式和恒电流放电控制模式。 

4.根据权利要求1所述的基于混合储能的电网友好型分布式电源的控制方法，其特征在于：所述DC/DC变换器控制模式归一化模型中，母线电压的参考值和其测量值之差经过PI调节，再经过电流限幅环节，得到储能系统输出电流的参考值，储能系统输出电流参考值和其输出电流测量值之差经过PI调节，进而通过功率限幅环节，得到储能系统输出功率的参考值，作为DC/DC变换器的开关触发信号；所述储能系统包括锂电池储能系统和超级电容储能系统。 

5.根据权利要求1所述的基于混合储能的电网友好型分布式电源的控制方法，其特征在于：所述步骤2包括以下步骤： 

步骤2-1：协调控制器实时测量直流母线电压U_DC、锂电池的荷电状态和超级电容的端电压，并根据监测数据确定DC/DC变换器的控制模式； 

步骤2-2：协调控制器实时测量所述电网友好型分布式电源的负荷功率P_l和间歇性可再生能源发电系统的输出功率P_r，计算所述混合储能系统的功率缺额P_s，P_s=P_l-P_r，并提取P_s中 的低频分量P_{b_ref}；所述P_{b_ref}为恒功率控制模式锂电池储能系统的功率参考值，P_l为分布式电源的负荷功率，P_r为间歇性可再生能源发电系统的输出功率； 

步骤2-3：当直流母线电压落在区域1，即U₀＜U_DC＜U₁时，DC/DC变换器A工作在定电压控制模式，其参考电压取U_ref1，电流控制环的电流幅值限值和功率控制环的功率幅值限值分别取I_max1和P_max1；DC/DC变换器B和DC/DC变换器C不工作； 

其中：U₀—直流母线电压允许的最大值； 

U_DC—直流母线电压的实时测量值； 

U_ref1—直流母线电压落在区域1时，DC/DC变换器A定电压控制的电压参考值，其选值位于区域1内，即U₀＜U_ref1＜U₁； 

I_max1—DC/DC变换器A电流控制环允许通过的电流最大值； 

P_max1—DC/DC变换器A功率控制环允许发出的最大功率； 

步骤2-4：当直流母线电压落在区域2，即U₂＜U_DC＜U₁时，DC/DC变换器A工作在MPPT控制模式，DC/DC变换器B工作在定电压控制模式，其参考电压取U_ref2，电流控制环的电流幅值限值和功率控制环的功率幅值限值分别取I_max2和P_max2；DC/DC变换器C工作在恒电流放电控制模式，其电压控制环的参考电压取U_{ref_ab}，电流控制环的幅值限值和功率控制环的幅值限值分别取I_{sc_ref}和P_max3；在此过程中，协调控制器实时监测超级电容的端电压U_uc，若检测到U_min<U_uc<U_max，转入步骤2-5运行； 

其中：U_ref2-直流母线电压落在区域2时，DC/DC变换器B定电压控制的电压参考值，其选值位于区域2内，即U₁＜U_ref2＜U₂； 

I_max2-DC/DC变换器B电流控制环允许通过的电流最大值； 

P_max2-DC/DC变换器B功率控制环允许发出的最大功率； 

U_{ref_ab}-DC/DC变换器C电压控制环的电压参考值； 

I_{sc_ref}-设定的超级电容充放电电流的参考值； 

P_max3—DC/DC变换器C功率控制环允许发出的最大功率； 

U_uc—超级电容的端电压； 

U_min—超级电容允许的最小端电压； 

U_max—超级电容允许的最大端电压； 

步骤2-5：当直流母线电压落在区域3，即U₃＜U_DC＜U₂时，DC/DC变换器A工作在MPPT模式，DC/DC变换器B工作在恒功率控制模式，其电压控制环的电压参考值取U′_ref-ab,电流控制环的幅值限值和功率控制环的幅值限值分别取I_max2和P_max2；DC/DC变换器C工作在定电压控制模式，其电压控制环的参考电压取U_ref3，电流控制环的幅值限值和功率控制环的幅值限值分别取I_max3和P_max3； 

其中： 

U′_ref-ab—DC/DC变换器B电压控制环的电压参考值； 

U_ref3—直流母线电压落在区域3时，DC/DC变换器C定电压控制的电压参考值，其选值位于区域3内，即U₃<U_ref3<U₂； 

I_max3—DC/DC变换器C电流控制环允许通过的电流最大值； 

步骤2-6：当直流母线电压落在区域4，即U₄＜U_DC＜U₃时，DC/DC变换器A工作在MPPT模式，锂电池系统的DC/DC变换器B工作在定电压控制模式，其电压控制环的电压参考值取U_ref4，电流控制环的幅值限值和功率控制环的幅值限值分别取I_max2和P_max2；DC/DC变换器C工作在恒电流充电控制模式，其电压控制环的参考电压取U_{ref_ab}，电流控制环的幅值限值和功率控制环的幅值限值分别取I_{sc_ref}和P_max3，在此过程中，协调控制器实时监测超级电容的端电压U_uc，若检测到U_min<U_uc<U_max，转入步骤2-5运行； 

其中： 

U₄-直流母线电压允许的最大值U₀＞U₁＞U₂＞U₃＞U₄； 

U_ref4-直流母线电压落在区域4时，DC/DC变换器B定电压控制的电压参考值，其选 值应落在区域4内，即U₄<U_ref4<U₃。 

6.根据权利要求1所述的基于混合储能的电网友好型分布式电源的控制方法，其特征在于：所述步骤3中，交流侧DC/AC换流器采用自同步电压源控制，同时引入虚拟阻抗控制和双模式无缝切换控制，并对上述控制模式的归一化处理，以使分布式电源在并入中低压微电网时，能够和逆变器型分布式电源或者传统同步电机型分布式电源并联组网运行。 

7.根据权利要求6所述的基于混合储能的电网友好型分布式电源的控制方法，其特征在于：自同步电压源控制中，实时采集DC/AC换流器输出的三相电压和电流，根据瞬时功率理论，计算DC/AC换流器输出的有功功率P和无功功率Q，采用自同步电压源控制，计算DC/AC换流器虚拟输出电压相量的参考频率f_{vir_ref}和参考幅值V_{vir_ref}： 

其中： 

f_{vir_ref}—DC/AC换流器虚拟输出电压相量的参考频率； 

V_{vir_ref}—DC/AC换流器虚拟输出电压相量的参考幅值； 

f^*—混合储能系统额定电压的参考频率； 

V^*—混合储能系统额定电压的参考幅值； 

m—有功/频率下垂控制的下垂系数； 

n-无功/电压下垂控制的下垂系数； 

P^*-DC/AC换流器在f^*下输出的有功功率参考值； 

Q^*-DC/AC换流器在V^*下输出的无功功率参考值； 

P-DC/AC换流器发出的有功功率； 

Q-DC/AC换流器发出的无功功率； 

m和n通过式（2-2）计算： 

其中： 

f_min—混合储能系统允许的最低运行频率； 

V_min—混合储能系统允许的最低运行电压； 

P_max—换流器能输出的最大有功功率； 

Q_max—换流器能输出的最大无功功率。 

8.根据权利要求6所述的基于混合储能的电网友好型分布式电源的控制方法，其特征在于：虚拟阻抗控制中，根据式（2-3）计算得到

式中： 

—DC/AC换流器虚拟输出电压相量的参考相量； 

—DC/AC换流器输出电压相量的参考相量； 

-DC/AC换流器发出的电流相量； 

Z_vir—虚拟阻抗。 

9.根据权利要求6所述的基于混合储能的电网友好型分布式电源的控制方法，其特征在于：双模式无缝切换控制中， 

当分布式电源检测到大电网故障时，并网开关断开，f^*和V^*的给定值均由电网电压的频率和幅值改变为独立运行模式下的设定值； 

当大电网的故障清除，分布式电源由独立运行模式转换为并网运行模式时，启动分布式电源的自同步控制，待满足并网条件时，闭合并网开关，使分布式电源并网运行，以降低分布式电源并网对电网的冲击。 

10.根据权利要求9所述的基于混合储能的电网友好型分布式电源的控制方法，其特征在于：自同步控制中，DC/AC换流器输出电压相量的频率调整值和幅值调整值通过式（2-5）计算： 

其中： 

Δf—DC/AC换流器输出电压相量的频率调整值； 

ΔU—DC/AC换流器输出电压相量的幅值调整值； 

K_p1—DC/AC换流器频率同步控制的比例调节系数； 

K_i1—DC/AC换流器频率同步控制的积分调节系数； 

K_p2—DC/AC换流器电压幅值跟踪控制中的比例调节系数； 

K_i2—DC/AC换流器电压幅值跟踪控制中的积分调节系数； 

θ_g—电网电压相量的相角； 

θ_i—DC/AC换流器发出的电压相量的相角； 

U_g—电网电压相量的幅值； 

U_i—DC/AC换流器发出的电压相量的幅值。 

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