CN102931683B - 基于变电站典型日负荷曲线的风光直流微电网并网控制方法 - Google Patents

基于变电站典型日负荷曲线的风光直流微电网并网控制方法 Download PDF

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Abstract

一种基于变电站典型日负荷曲线的风光直流微电网并网控制方法，所述风光直流微电网包括：风力发电机及AC/DC/DC变换器、光伏阵列及DC/DC变换器、可调负荷、直流母线、超级电容器储能***及双向DC/DC模块、蓄电池储能***及双向DC/DC模块、双向AC/DC变换器、断路器、综合控制器、大电网、以及与大电网相连的上一级变电站；在峰荷区间，向上级变电站输电，控制其输送功率大小与变电站的典型日负荷曲线成正比；在谷荷区间，若有必要，从上级变电站取电，控制其用电功率大小与变电站的典型日负荷曲线成反比。本发明实现风光直流微电网在联网模式运行时，对上级变电站起到了消峰填谷的作用，实现了稳定运行。

Description

基于变电站典型日负荷曲线的风光直流微电网并网控制方法
技术领域
本发明属于风光新能源应用和直流微电网技术，尤其是涉及风光直流微电网与大电网的交换功率的一种控制方法技术领域。
背景技术
在能源紧缺与环境污染的双重压力下，近年来，分布式发电技术在研究、开发及利用上都取得了长足的进步，在各种分布式发电技术中，风力发电和光伏发电技术备受瞩目。但风力发电和光伏发电都具有间歇性和波动性的特点，输出功率随天气条件的变化而波动。风光发电设备多采用电力电子变换器组成，本身无惯性，抗过流能力较差，含有较丰富的谐波。与传统大电网进行并联运行时需引入大量电力电子设备和电容、电感，将改变原有***的网络拓扑，从而影响潮流的分布，给电网的稳定性带来了不确定性，并影响了电能质量。因此，不少地方的风光电源在并网时受到限制。
为充分发挥分布式发电优势和潜能，微电网的概念被提出，微电网是指由分布式电源、储能装置、能量变换装置、相关负荷和监控、保护装置汇集而成的小型发配电***，是一个能够实现自我控制、保护和管理的自治***。微电网目前可划分为交流微电网和直流微电网两类，采用风光直流微电网能减少整个***的变换级数，且控制时无需考虑无功，相对简单。
但在目前提出的直流微电网中，联网模式时大部分仍然希望依靠大电网来镇定直流母线电压。风光电源的固有缺点决定了在电力***峰负荷时该直流微电网仍有可能从大电网取电，在电力***谷负荷时该直流微电网仍有可能向大电网输电。有可能进一步加剧电力***的峰谷差，给电力***的稳定运行带来不利影响。
发明内容
为了克服已有风光直流微电网的并网控制技术的稳定性较差的不足，本发明提供一种基于变电站典型日负荷曲线的风光直流微电网并网控制方法，实现风光直流微电网在联网模式运行时，对上级变电站起到了消峰填谷的作用，实现了稳定运行。
本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：
一种基于变电站典型日负荷曲线的风光直流微电网并网控制方法，所述风光直流微电网包括：风力发电机及AC/DC/DC变换器、光伏阵列及DC/DC变换器、可调负荷、直流母线、超级电容器储能***及双向DC/DC模块、蓄电池储能***及双向DC/DC模块、双向AC/DC变换器、断路器、综合控制器、大电网、以及与大电网相连的上一级变电站；所述并网控制方法包括以下过程：
首先获取与风光直流微电网相连的变电站的典型日负荷曲线，并进行峰谷时间段的划分；以最大峰谷负荷为基准，分别求峰谷荷区间标幺值，并求峰荷标幺值对时间的积分值；求谷荷区间标幺值补值，并求其对时间的积分值；
依据正常情况下的每日风光发电量，或根据运行情况的统计分析，确定系数1，对峰荷标幺值曲线乘系数1作为峰荷区间并网功率设定值。风光直流微电网在峰荷区间运行时，控制双向AC/DC变换器处于逆变状态，使得并网功率跟踪设定值；对光伏、风力发电进行最大功率跟踪控制，控制储能装置的双向DC/DC变换器，使得直流母线电压稳定在一定范围内。谷荷区间开始时，检测储能装置的剩余电量，根据是否够第二天并网使用，来判断是否需要进入充电模式；如需要，以谷荷标幺值补值乘系数2，作为谷荷运行区间充电功率给定值，并控制双向AC/DC变换器处于整流状态，使其整流功率跟踪给定值；在谷荷运行区间，对光伏、风力发电进行最大功率跟踪控制，控制储能装置的双向DC/DC变换器，使得直流母线电压稳定在设定范围内。在谷荷结束，峰荷开始时，对前一天的各项指标进行统计分析，定期更新系数1和系数2。
进一步，在峰荷区间，向上级变电站输电，控制其输送功率大小与变电站的典型日负荷曲线成正比；在谷荷区间，从上级变电站取电，控制其用电功率大小与变电站的典型日负荷曲线成反比。
更进一步，各变换器采用数字控制器进行控制，该数字控制器带有通信功能，并能通过控制网络和综合控制器交换信息。
所述综合控制器通过控制网络将结果送给各变换器的数字控制器，由数字控制器控制相应的变换器实现相应的控制算法。
本发明的有益效果主要表现在：依据与风光直流微电网相连的典型变电站日负荷曲线，通过风光直流微电网内部的控制，在峰荷区间进行并网发电，并且变电站负荷越大时，发电功率越大；如有需要，在谷荷区间进行整流充电，并且变电站负荷越小，充电功率越大。对接入的变电站起到了消峰填谷的作用。
附图说明
图1是风光直流微电网结构示意图;
图2是某变电站典型日负荷曲线;
图3是某变电站典型日负荷曲线的峰荷标幺值;
图4是某变电站典型日负荷曲线的谷荷标幺值补值;
图5是基于变电站典型日负荷曲线的风光直流微电网并网控制方法流程图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步描述。
参照图1～图5，一种基于变电站典型日负荷曲线的风光直流微电网并网控制方法，所述风光直流微电网包括若干台风力发电机及AC/DC/DC变换器、若干组光伏阵列及DC/DC变换器、可调负荷、直流母线、超级电容器储能***及双向DC/DC模块、蓄电池储能***及双向DC/DC模块、双向AC/DC变换器、断路器、综合控制器、大电网、以及与大电网相连的上一级变电站，基于变电站典型日负荷曲线的风光直流微电网并网控制方法步骤包括：
1．根据变电站负荷的历史数据，获取其典型日负荷曲线。如果无法得到变电站负荷的历史数据，以常用的典型日负荷曲线代替。以最大峰值负荷为基准，绘制日负荷峰荷区间的标幺值曲线，显然，该曲线形状与典型日负荷峰荷区间曲线一样。对日负荷标幺值曲线的峰荷部分对时间进行积分，根据经验可选择早8：00到晚22：00这部分区间，积分结果为SP；以最大谷值负荷为基准，求出谷荷区间各点的标幺值，对谷荷各点标幺值进行取补（1-标幺值）操作，绘制日负荷谷荷区间标幺值曲线，显然，该曲线形状与典型日负荷谷荷区间曲线形状相反。对日负荷标幺值曲线的谷荷部分对时间进行积分，根据经验可选择晚22：00到早8：00这部分区间，积分结果为SV。当然，该峰谷时间段的划分可根据变电站实际负荷曲线进行修正。
2. 根据风光直流微电网的实际情况，对日负荷的标幺值曲线的峰荷区间乘一个功率系数K1，作为在峰荷区间向大电网输送功率的给定曲线。在峰荷区间，通过控制双向AC/DC变换器处于逆变状态，使得并网功率跟踪给定曲线。功率系数K1的确定方法见步骤3中。
3. 对风力发电机、光伏阵列通过相应变换器的连接在直流母线上，通过对变换器的占空比的控制，进行最大功率点跟踪。设光伏阵列和风力发电机每日峰荷区间输出的最大电量为WPDmax，正常天气情况下每日峰荷区间输出的电量典型值为WPDav；设光伏阵列和风力发电机每日谷荷区间输出的最大电量为WPNmax，正常天气情况下每日谷荷区间输出的电量典型值为WPNav。这几个该值在***开始运行时可根据光伏阵列和风机的功率估算，随着运行天数的增加，该值可动态修正。功率系数按下式确定，
K1=(WPDav+WPDmax)/SP                   （1）
4. 设可调负荷每日峰荷区间消耗的电量最小值为WLDMin，每日峰荷区间消耗的电量最大值为WLDMax；可调负荷每日谷荷区间消耗的电量最小值为WLNMin，每日谷荷区间消耗的电量最大值为WLNMax。超级电容器能储存的最大电量为WCSMax，当前剩余电量为WCS，蓄电池能储存的最大电量为WBSMax，当前剩余电量为WBS。当从峰负荷区间切换到谷负荷区间时，检测储能***的剩余电量，如果
(WCS+WBS)＜(K1SP+WLDMin+WLNMax)          （2）
则启动谷负荷对超级电容器和蓄电池的充电功能。充电给定功率曲线按下式确定：
K2=(K1SP+WLDMin+WLNMax-WCS-WBS)/SV           （3）
参照图1，一种风光直流微电网，包括光伏阵列、风力发电机及整流电路、用于连接风光电源和直流母线的DC/DC变换器、超级电容器、蓄电池、用于连接储能装置和直流母线的双向DC/DC变换器、用于连接直流母线和变电站的双向AC/DC变换器、交直流可调负荷及变换器、断开负载及变电站与直流母线联系的断路器、综合控制器、连接各变换器与综合控制器的控制网络、连接综合控制器与变电站之间的通信网络。
参照图2，某变电站典型日负荷曲线，24小时中每小时统计一次负荷，峰荷区间认为从8：00-22：00，峰荷标幺值曲线如图3所示，谷荷标幺值曲线补值如图4所示。
参照图5，基于变电站典型日负荷曲线的风光直流微电网并网控制方法流程具体包括如下步骤：
步骤1：获取与风光直流微电网相连的变电站的典型日负荷曲线，并进行峰谷时间段的划分。
步骤2：求峰荷区间标幺值，并求其对时间的积分值；求谷荷区间标幺值补值，并求其对时间的积分值。
步骤3：依据正常情况下的每日风光发电量，或根据运行情况的统计分析，确定系数1，对峰荷标幺值曲线乘系数1作为峰荷区间并网功率设定值。
步骤4：风光直流微电网在峰荷区间运行时，控制双向AC/DC变换器处于逆变状态，使得并网功率跟踪设定值。对光伏、风力发电进行最大功率跟踪控制，控制储能装置的双向DC/DC变换器，使得直流母线电压稳定在一定范围内。
步骤5：谷荷区间开始时，检测储能装置的剩余电量，根据是否够第二天并网使用，来判断是否需要进入充电模式。如需要，转步骤6，不需要，转步骤7。
步骤6：在谷荷运行区间，以谷荷标幺值补值乘系数2，作为谷荷运行区间充电功率给定值，并控制双向AC/DC变换器处于整流状态，使其整流功率跟踪给定值。
步骤7：在谷荷运行区间，对光伏、风力发电进行最大功率跟踪控制，控制储能装置的双向DC/DC变换器，使得直流母线电压稳定在一定范围内。
步骤8：在谷荷结束，峰荷开始时，对前一天的各项指标进行统计分析，定期更新系数1和系数2。分析完，转步骤3。

Claims (4)

1.一种基于变电站典型日负荷曲线的风光直流微电网并网控制方法，其特征在于：所述风光直流微电网包括：风力发电机及AC/DC/DC变换器、光伏阵列及DC/DC变换器、可调负荷、直流母线、超级电容器储能***及双向DC/DC模块、蓄电池储能***及双向DC/DC模块、双向AC/DC变换器、断路器、综合控制器、大电网、以及与大电网相连的上一级变电站；所述并网控制方法包括以下过程：
首先获取与风光直流微电网相连的变电站的典型日负荷曲线，并进行峰谷时间段的划分；以最大峰谷负荷为基准，分别求峰谷荷区间标幺值，并求峰荷标幺值对时间的积分值；求谷荷区间标幺值补值，并求其对时间的积分值；
依据正常情况下的每日风光发电量，或根据运行情况的统计分析，确定系数K1，对峰荷标幺值曲线乘系数K1作为峰荷区间并网功率设定值；风光直流微电网在峰荷区间运行时，控制双向AC/DC变换器处于逆变状态，使得并网功率跟踪设定值；对光伏、风力发电进行最大功率跟踪控制，控制储能装置的双向DC/DC变换器，使得直流母线电压稳定在一定范围内；谷荷区间开始时，检测储能装置的剩余电量，根据是否够第二天并网使用，来判断是否需要进入充电模式；如需要，以谷荷标幺值补值乘系数K2，作为谷荷运行区间充电功率给定值，并控制双向AC/DC变换器处于整流状态，使其整流功率跟踪给定值；在谷荷运行区间，对光伏、风力发电进行最大功率跟踪控制，控制储能装置的双向DC/DC变换器，使得直流母线电压稳定在设定范围内；在谷荷结束，峰荷开始时，对前一天的各项指标进行统计分析，定期更新系数K1和系数K2；
设光伏阵列和风力发电机每日峰荷区间输出的最大电量为WPDmax，正常天气情况下每日峰荷区间输出的电量典型值为WPDav；设光伏阵列和风力发电机每日谷荷区间输出的最大电量为WPNmax，正常天气情况下每日谷荷区间输出的电量典型值为WPNav，日负荷标幺值曲线的峰荷部分对时间积分结果为SP，系数K1按下式确定，
K1＝(WPDav+WPNmax)/SP   (1)；
设可调负荷每日峰荷区间消耗的电量最小值为WLDMin，每日峰荷区间消耗的电量最大值为WLDMax；可调负荷每日谷荷区间消耗的电量最小值为WLNMin，每日谷荷区间消耗的电量最大值为WLNMax；超级电容器能储存的最大电量为WCSMax，当前剩余电量为WCS，蓄电池能储存的最大电量为WBSMax，当前剩余电量为WBS；日负荷谷荷部分标幺值的补值曲线对时间积分结果为SV，当从峰负荷区间切换到谷负荷区间时，检测储能***的剩余电量，如果
(WCS+WBS)<(K1SP+WLDMin+WLNMax)   (2)
则启动谷负荷对超级电容器和蓄电池的充电功能，系数K2按下式确定：
K2＝(K1SP+WLDMin+WLNMax-WCS-WBS)/SV   (3)。
2.如权利要求1所述的基于变电站典型日负荷曲线的风光直流微电网并网控制方法，其特征在于：在峰荷区间，向上级变电站输电，控制其输送功率大小与变电站的典型日负荷曲线成正比；在谷荷区间，从上级变电站取电，控制其用电功率大小与变电站的典型日负荷曲线成反比。
3.如权利要求1或2所述的基于变电站典型日负荷曲线的风光直流微电网并网控制方法，其特征在于：各变换器采用数字控制器进行控制，该数字控制器带有通信功能，并能通过控制网络和综合控制器交换信息。
4.如权利要求3所述的基于变电站典型日负荷曲线的风光直流微电网并网控制方法，其特征在于：所述综合控制器通过控制网络将结果送给各变换器的数字控制器，由数字控制器控制相应的变换器实现相应的控制算法。
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