一种分布式新能源-储能交直流组网系统及控制方法与流程

1.本技术涉及储能交直流组网技术领域，尤其涉及一种分布式新能源-储能交直流组网系统及控制方法。


背景技术：

2.为有效应对化石能源短缺，实现国家绿色可持续发展，我国提出了构建以新能源为主体的新型电力系统的战略目标。国家发展改革委、国家能源局也提出加快构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统。由于储能在促进风光新能源并网以及提升新能源主动支撑能力中发挥重要作用，因此得到了极大关注。
3.分布式新能源及储能往往通过电力电子变流器接入交流电网实现并网运行。随着电力电子技术发展，以及电动汽车、数据中心等直流型负荷增加，以直流实现新能源、储能、负荷灵活组网也得到了越来越多关注。为更加高效、灵活接纳分布式新能源、储能以及不同类型负荷，可综合考虑源-储-荷地域分布特性、经济性等约束条件，以交直流互联形式实现灵活组网，进一步提高组网系统供电效率及运行可靠性。
4.如何通过有效的控制策略实现交直流子系统间功率协同互济，对于基于交直流互联的分布式新能源-储能灵活组网系统稳定可靠运行至关重要。目前实现分布式储能功率协调控制方法在依赖快速通信系统情况下，交、直流子系统中分布式储能均需获取另一侧的频率或者直流电压信息，通信系统故障时将影响系统运行稳定性及可靠性。目前实现多分布式储能协调控制方法，针对的是柔性互联多直流微电网系统，而非柔性交直流互联系统。


技术实现要素：

5.本技术实施例提供了一种分布式新能源-储能交直流组网系统及控制方法，以解决现有的分布式储能功率协调控制方法在依赖快速通信系统情况下，交、直流子系统中分布式储能均需获取另一侧的频率或者直流电压信息，通信系统故障时将影响系统运行稳定性及可靠性，多分布式储能协调控制方法，针对的是柔性互联多直流微电网系统，而非柔性交直流互联系统的技术问题。
6.本技术第一方面提供一种分布式新能源-储能交直流组网系统，包括：
7.交流模块，被配置为提供交流电压；
8.直流模块，被配置为提供直流电压；
9.互联模块，所述互联模块与所述交流模块和所述直流模块电连接，被配置为将所述交流模块和所述直流模块之间实现柔性互联；
10.其中，所述交流模块包括：
11.第一交流储能单元，被配置为维持所述交流模块的母线交流频率/电压或者直流电压稳定；
12.第二交流储能单元，所述第二交流储能单元与所述第一交流储能单元电连接，被
配置为维持所述交流模块的母线交流频率/电压或者直流电压稳定；
13.交流功率单元，所述交流功率单元与所述第一交流储能单元、所述第二交流储能单元电连接，被配置为提供动力；
14.其中，所述直流模块包括：
15.第一直流储能单元，被配置为维持所述交流模块的母线交流频率/电压或者直流电压稳定；
16.第二直流储能单元，所述第二直流储能单元与所述第一直流储能单元电连接，被配置为维持所述交流模块的母线交流频率/电压或者直流电压稳定；
17.直流功率单元，所述直流功率单元与所述第一直流储能单元、所述第二直流储能单元电连接，被配置为提供动力。
18.本技术第二方面提供了一种分布式新能源-储能交直流组网控制方法，应用于所述的一种分布式新能源-储能交直流组网系统，包括：
19.基于交流模块的第一交流储能单元和第二交流储能单元以及直流模块的第一直流储能单元和第二直流储能单元控制策略，实现交流模块的第一交流储能单元和第二交流储能单元以及直流模块的第一直流储能单元和第二直流储能单元灵活组网及功率分配；
20.基于功率单元实现直流模块和交流模块运行功率的恒定；
21.基于互联模块策略实现交流模块和直流模块运行功率协同互济。
22.在一些实施例中，所述的一种分布式新能源-储能交直流组网控制方法，还包括：
23.基于交流模块、直流模块以及互联模块的基本参数对所述一种分布式新能源-储能交直流组网控制方法进行有效化验证。
24.在一些实施例中，所述交流模块的储能单元的控制策略包括:有功功率-频率下垂控制、无功功率-电压幅值下垂控制以及电压内环控制环节。
25.在一些实施例中，所述直流模块的储能单元的控制策略包括：下垂控制、直流电压控制以及电流内环控制环节。
26.在一些实施例中，所述互联模块的控制策略包括：频率-直流电压一致性控制以及电流内环控制环节。
27.在一些实施例中，所述交流模块、直流模块以及互联模块的基本参数包括：
28.第一交流储能单元以及第二交流储能单元的硬件参数、p-f下垂参数、q-v下垂参数以及交流功率单元的硬件参数；
29.第一直流储能单元以及第二直流储能单元的硬件参数、下垂控制参数、电压pi控制参数、电流pi控制参数以及直流功率单元的硬件参数；
30.互联模块的硬件参数、频率-直流电压一致性pi控制器参数以及电流pi控制参数。
31.在一些实施例中，所述一种分布式新能源-储能交直流组网控制方法进行有效化验证包括：交流模块发生变化的情况时的分析验证和直流模块发生变化的情况时的分析验证。
32.本技术实施例提供一种分布式新能源-储能交直流组网系统及控制方法，包括：交流模块，被配置为提供交流电压；直流模块，被配置为提供直流电压；互联模块，所述互联模块与所述交流模块和所述直流模块电连接，被配置为将所述交流模块和所述直流模块之间实现柔性互联；其中，所述交流模块包括：第一交流储能单元，被配置为维持交流模块的母
线交流频率/电压或者直流电压稳定；第二交流储能单元，所述第二交流储能单元与所述第一交流储能单元电连接，被配置为维持所述交流模块的母线交流频率/电压或者直流电压稳定；交流功率单元，所述交流功率单元与所述第一交流储能单元、所述第二交流储能单元电连接，被配置为提供动力；其中，所述直流模块包括：第一直流储能单元，被配置为维持所述交流模块的母线交流频率/电压或者直流电压稳定；第二直流储能单元，所述第二直流储能单元与所述第一直流储能单元电连接，被配置为维持所述交流模块的母线交流频率/电压或者直流电压稳定；直流功率单元，所述直流功率单元与所述第一直流储能单元、所述第二直流储能单元电连接，被配置为提供动力，以实现在依赖通信系统的情况下时无需再获取另一边直流模块或交流模块的信息，也能针对于柔性交直流互联系统。
附图说明
33.为了更清楚地说明本技术的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，对于本领域普通技术人员而言，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
34.图1为本技术中分布式新能源-储能交直流组网系统的结构示意图；
35.图2为本技术中分布式新能源-储能交直流组网控制方法的流程图；
36.图3为本技术中交流模块分布式储能单元拓扑及其控制策略示意图；
37.图4为本技术中直流模块分布式储能单元拓扑及其控制策略示意图；
38.图5为本技术中互联模块拓扑及其控制策略示意图；
39.图6为本技术中交流模块发生变化时仿真结果示意图；
40.图7为本技术中直流模块发生变化时仿真结果示意图。
41.附图标记说明：
42.1-交流模块；11-第一交流储能单元；12-第二交流储能单元；13-交流功率单元；2-直流模块；21-第一直流储能单元；22-第二直流储能单元；23-直流功率单元；3-互联模块。
具体实施方式
43.为了使本技术领域的人员更好地理解本技术中的技术方案，下面将结合本技术实施例中的附图，对本技术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技术一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本技术中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本技术保护的范围。
44.由于在一些技术中，目前实现分布式储能功率协调控制方法在依赖快速通信系统情况下，交、直流子系统中分布式储能均需获取另一侧的频率或者直流电压信息，通信系统故障时将影响系统运行稳定性及可靠性。目前实现多分布式储能协调控制方法，针对的是柔性互联多直流微电网系统，而非柔性交直流互联系统，为了解决该技术问题，本技术提供了一种分布式新能源-储能交直流组网系统及控制方法，下面对分布式新能源-储能交直流组网系统及控制方法进行说明：
45.由图1可知，本技术第一方面提供了一种分布式新能源-储能交直流组网系统，其特征在于，包括：交流模块1，被配置为提供交流电压；直流模块2，被配置为提供直流电压；
互联模块3，所述互联模块3与所述交流模块1和所述直流模块2电连接，被配置为将所述交流模块1和所述直流模块2之间实现柔性互联；其中，所述交流模块1包括：第一交流储能单元11，被配置为维持所述交流模块1的母线交流频率/电压或者直流电压稳定；第二交流储能单元12，所述第二交流储能单元12与所述第一交流储能单元11电连接，被配置为维持所述交流模块1的母线交流频率/电压或者直流电压稳定；交流功率单元13，所述交流功率单元13与所述第一交流储能单元11、所述第二交流储能单元12电连接，被配置为提供动力；其中，所述直流模块2包括：第一直流储能单元21，被配置为维持所述交流模块2的母线交流频率/电压或者直流电压稳定；第二直流储能单元22，所述第二直流储能单元22与所述第一直流储能单元21电连接，被配置为维持所述交流模块2的母线交流频率/电压或者直流电压稳定；直流功率单元23，所述直流功率单元23与所述第一直流储能单元21、所述第二直流储能单元22电连接，被配置为提供动力。
46.在该实施例中，分布式新能源-储能交直流组网系统包含所述交直模块1和所述直流模块2，两模块通过所述互联模块实现柔性互联。其中，柔性互联是指电网分区间通过柔性电力电子互联装置互联的闭环运行，实现分区间潮流的双向连续可调。分区间功率传输极限值受到柔性互联装置自身容量的约束。每个模块中均包含两组分布式储能单元，分别用于维持所述交流模块1、所述直流模块2的母线交流频率/电压或者直流电压稳定。采用最大功率跟踪控制的风电光伏等分布式新能源及具备恒功率运行特性的设备、负载等均可看作所述交流功率单元13以及所述直流功率单元14，分别接入所述交流模块1和所述直流模块2。
47.w
ac
和u
dc
分别为所述交流模块1和所述直流模块2的母线频率和直流电压。p
sac1
和p
sac2
分别为所述交流模块1中所述第一交流储能单元11ac-1和所述第二交流储能单元12ac-2的输出功率，p
sdc1
和p
sdc2
分别为第一所述直流模块2中所述第二直流储能单元21dc-1和所述第二直流储能单元22dc-2的输出功率。p
pac
和p
pdc
分别为所述交流模块1、所述直流模块2的所述交流功率单元13、所述直流功率单元23的输出功率。各模块中分布式储能单元及功率单元输出功率均以流向各自母线为正方向。p
ic
为所述互联模块3的传输功率，以交流侧流向直流侧为正方向。本技术中所有的变量均基于标幺值系统，其中，标幺值是相对单位制的一种，是电力系统分析和工程计算中常用的数值标记方法，表示各物理量及参数的相对值，单位为pu。
48.由图2可知，本技术第二方面提供了一种分布式新能源-储能交直流组网控制方法，应用于所述的一种分布式新能源-储能交直流组网系统，包括：
49.s110，基于交流模块的第一交流储能单元和第二交流储能单元以及直流模块的第一直流储能单元和第二直流储能单元控制策略，实现交流模块的第一交流储能单元和第二交流储能单元以及直流模块的第一直流储能单元和第二直流储能单元灵活组网及功率分配；
50.s120，基于功率单元实现直流模块和交流模块运行功率的恒定；
51.s130，基于互联模块策略实现交流模块和直流模块运行功率协同互济。
52.由图2可知，所述的一种分布式新能源-储能交直流组网控制方法，还包括：
53.s140，基于交流模块、直流模块以及互联模块的基本参数对所述一种分布式新能源-储能交直流组网控制方法进行有效化验证。
54.在该实施例中，所述交流模块的储能单元的控制策略包括:有功功率-频率下垂控制、无功功率-电压幅值下垂控制以及电压内环控制环节。在分布式新能源-储能交直流组网系统中，分布式储能采用具有构网能力的下垂控制。
55.所述交流模块1中，所述第一、第二交流储能单元ac-i(i＝1，2)拓扑及其控制策略如图3所示。控制策略包含有功功率
‑‑‑
频率下垂控制、无功功率
‑‑‑
电压幅值下垂控制以及电压内环控制环节。u
si
和cs分别为所述第一、第二交流储能单元变流器直流侧电源电压和电容。p
saci
和q
saci
分别为所述第一、第二交流储能单元的输出有功功率和无功功率，k
aci
和
kqaci
分别为有功功率
‑‑‑
频率下垂控制、无功功率
‑‑‑
电压幅值下垂控制的下垂系数，ωseti和useti分别为有功功率
‑‑‑
频率下垂控制、无功功率
‑‑‑
电压幅值下垂控制的频率及交流电压幅值设定值，ωb和u
acb
分别为所述交流模块1频率及交流电压幅值基准值。所述交流模块1的所述第一、第二交流储能单元采用图3所示控制策略，可为所述交流模块1提供主动交流频率/电压支撑，实现分布式储能灵活组网及功率分配，此时所述交流模块的所述第一、第二交流储能单元具备如下下垂控制特性：
[0056][0057]
其中，式中ω
seti
和ω
ac
分别交流频率设定值和所述交流模块1频率，p
saci
和k
aci
分别为所述第一、第二交流储能单元的输出有功功率和下垂系数。
[0058]
在该实施例中，所述直流模块的储能单元的控制策略包括：下垂控制、直流电压控制以及电流内环控制环节。直流子系统中，所述第一、第二直流储能单元dc-j(j＝1，2)拓扑及其控制策略如图4所示。控制策略包含下垂控制、直流电压控制以及电流内环控制环节。u
dcsj
和l
dc
分别为所述第一、第二交流储能单元变流器直流侧电源电压和电感。p
sdci
为所述直流模块2的所述第一、第二交流储能单元的输出有功功率，k
dcj
和u
setj
分别为下垂控制的下垂系数和直流电压设定值，g
udc(s)
表示直流电压控制pi器，i
srefj
和i
lsj
分别为电流内环控制器的电流参考值及实际值。所述直流模块2的所述第一、第二交流储能单元采用图3所示控制策略，可为所述直流模块2提供主动直流电压支撑，实现分布式储能灵活组网及功率分配，此时所述直流模块2的所述第一、第二交流储能单元具备如下下垂控制特性：
[0059][0060]
其中，式中u
seti
和u
ac
分别直流频率设定值和所述直流模块2频率，p
saci
和k
aci
分别为式中，u
seti
和u
ac
分别交流频率设定值和交流子系统频率，p
saci
和k
aci
分别为所述第一、第二交流储能单元的输出有功功率和下垂系数。
[0061]
在该实施例中，所述互联模块的控制策略包括：频率-直流电压一致性控制以及电流内环控制环节。风电光伏等分布式新能源则采用最大功率跟踪控制，充分利用新能源功率。此类新能源以及采用定功率控制的设备、负载等功率单元均工作恒功率运行模式。
[0062]
在该实施例中，所述互联模块3拓扑及其控制策略如图5所示。控制策略包含频率-直流电压一致性控制以及电流内环控制环节。gc
on(s)
表示频率-直流电压一致性pi控制器，i
dref
和i
qref
分别为电流内环控制器d轴和q轴的电流参考值。c
dc
为所述互联模块3直流侧电容。采用图5所示所述互联模块3控制策略，可以仅仅基于就地两侧信息，对所述交直流模块功率扰动自适应作出响应，为其提供紧急功率支援，实现区域间功率协同互济。
[0063]
为实现区域间所述交直流模块功率协同互济，所述互联模块3在电流内环控制基础上引入频率-直流电压一致性控制，在无互联通信情况下就地量测交、直流侧频率及直流电压信息，并通过这些信息感知所述交、直流模块变化灵活调整其功率输出，为受扰模块提供紧急功率支援，其详细控制策略如下所示：
[0064]idref
＝(u
dc-ω
ac
)g
con
(s)
[0065]
其中，式中g
con
(s)表示频率-直流电压一致性pi控制器，i
dref
为电流内环控制器d轴电流参考值。
[0066]
在该实施例中，所述交流模块、直流模块以及互联模块的基本参数包括：第一交流储能单元以及第二交流储能单元的硬件参数、p-f下垂参数、q-v下垂参数以及交流功率单元的硬件参数；第一直流储能单元以及第二直流储能单元的硬件参数、下垂控制参数、电压pi控制参数、电流pi控制参数以及直流功率单元的硬件参数；互联模块的硬件参数、频率-直流电压一致性pi控制器参数以及电流pi控制参数。
[0067]
为验证本技术提出的分布式新能源-储能交直流组网系统协调控制方法的有效性，在pscad/emtdc中搭建了图1所示分布式新能源-储能灵活组网系统仿真模型。所述交、直流模块以及所述互联模块3的基本参数分别如表1-3所示。在仿真算例中，开关频率为10khz，基准功率为100kw，所述直流模块2直流电压及所述交流模块1频率的基准值分别为750v及50hz。所述交、直流模块的分布式储能单元下垂系数比为1：2：1：2。
[0068]
表1交流子系统基本参数
[0069][0070]
表2直流子系统基本参数
[0071][0072]
表3互联dc-ac基本参数
[0073][0074]
在该实施例中，所述一种分布式新能源-储能交直流组网控制方法进行有效化验证包括：交流模块发生变化的情况时的分析验证和直流模块发生变化的情况时的分析验证。
[0075]
当所述交流模块1发生变化时，所提一体化协调控制策略的有效性。具体描述如下：第5秒时，所述交流模块1功率单元输出功率由0.5pu(per unit)增加到0.8pu，第10秒时所述第二交流储能单元12退出运行。采用一体化协调控制策略时仿真结果分别如图6所示。
[0076]
由图6可知，采用所提一体化协调控制策略，所述交流模块1发生功率扰动后，所述互联模块3可在无互联同行情况下为其提供紧急功率支援，所述交直流模块内所有分布式储能单元稳态输出功率分别约为-0.217pu、-0.433pu、-0.217pu以及-0.433pu，各分布式储能几乎按照其下垂系数比(1：2：1：2)承担扰动功率，且交流频率与直流电压稳态偏差相同。此外，当所述第二交流储能单元12退出运行后，由于其他分布式储能单元采用相同的具有构网能力的下垂控制策略，仍能维持系统稳定运行。
[0077]
综上可知，所述交流模块1发生功率扰动后，采用所提一体化协调控制策略，所述互联模块3仅基于就地量测信息可对受扰模块频率波动自动做出响应，为其提供紧急功率支援，所述交、直流模块经所述互联模块3耦合形成统一整体，系统内所有具有构网能力的分布式储能单元按照其下垂系数比承担系统功率扰动，实现区域间功率协同互济，仿真结果与前文理论分析一致。
[0078]
当所述直流模块2发生变化时，所提一体化协调控制策略的有效性。具体工况描述
如下：第5秒时，所述直流模块2的所述直流功率单元23输出功率由0.5pu(perunit)增加到0.8pu，第10秒时所述第二直流储能单元22退出运行。采用一体化协调控制策略时仿真结果分别如图7所示。
[0079]
由图6可知，采用所提一体化协调控制策略，所述直流模块2发生功率扰动后，所述互联模块3可在无互联同行情况下为其提供紧急功率支援，所述交直流模块内所有分布式储能单元稳态输出功率分别约为-0.217pu、-0.433pu、-0.217pu以及-0.433pu，各分布式储能几乎按照其下垂系数比(1：2：1：2)承担扰动功率，且交流频率与直流电压稳态偏差相同。此外，当所述第二直流储能单元22退出运行后，由于其他分布式储能单元采用相同的具有构网能力的下垂控制，仍能维持系统稳定运行。
[0080]
综上可知，直流子系统发生功率扰动后，采用所提一体化协调控制策略，所述互联模块仅基于就地量测信息可对受扰子系统直流电压波动自动做出响应，为其提供紧急功率支援，所述交、直流模块经所述互联模块3耦合形成统一整体，系统内所有具有构网能力的分布式储能单元按照其下垂系数比承担系统功率扰动，实现区域间功率协同互济，仿真结果与前文理论分析一致。
[0081]
以上的具体实施方式，对本技术实施例的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上仅为本技术实施例的具体实施方式而已，并不用于限定本技术实施例的保护范围，凡在本技术实施例的技术方案的基础之上，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包括在本技术实施例的保护范围之内。