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专利名称：直流电网的协同控制方法、装置、终端及介质

专利类型：发明专利

专利申请号：CN202210541403.1

专利申请（专利权）人：国网冀北电力有限公司张家口供电公司
权利人地址：河北省张家口市桥东区五一路131号

专利发明（设计）人：发明人:任俊,林文亮,刘晓晨,黄浦东,王蒙恩,慕宗江,张超,叶海鹏,刘晓冉,庞若飞,马建业,程佳威,任大江,李建萍,刘达

专利摘要：本发明提供一种直流电网的协同控制方法、装置、终端及介质。该方法包括：采集直流电网系统发生功率扰动时对应的功率扰动信号，对功率扰动信号进行滤波后，得到功率扰动输出值，并根据功率扰动输出值确定功率扰动类型；根据功率扰动类型和超级电容器容量，分别确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值；根据第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值，分别对蓄电池侧和超级电容器侧的参考电流进行虚拟惯性修正，得到修正后的目标电流，并控制蓄电池侧和超级电容器侧的内环电流分别跟随对应的目标电流。本发明能够合理地调配蓄电池侧和超级电容器侧的出力，达到协同分配的目的，提高直流电网系统的稳定性。

主权利要求：
1.一种直流电网的协同控制方法，其特征在于，直流电网系统由联网单元和储能单元通过换流器接入直流电网构成，所述储能单元包括超级电容器和蓄电池，所述直流电网的协同控制方法包括：采集直流电网系统发生功率扰动时对应的功率扰动信号，对所述功率扰动信号进行滤波后，得到功率扰动输出值，并根据所述功率扰动输出值确定功率扰动类型；
根据功率扰动类型和超级电容器容量，分别确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值，其中第一虚拟惯量值为与直流电网连接的蓄电池侧的虚拟电容的惯量值，第二虚拟惯量值为与直流电网连接的超级电容器侧的虚拟电容的惯量值；
根据所述第一虚拟惯量值和所述第二虚拟惯量值，分别对蓄电池侧和超级电容器侧的参考电流进行虚拟惯性修正，得到修正后的目标电流，并控制蓄电池侧和超级电容器侧的内环电流分别跟随对应的目标电流；
所述功率扰动类型包括高频扰动；
所述根据功率扰动类型和超级电容器容量，分别确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值，包括：当所述功率扰动类型为高频扰动，且超级电容器容量大于或等于第一电容值时，或者所述功率扰动类型为高频扰动，所述超级电容器容量小于第一电容值且所述超级电容器处于充电状态时，根据 确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值；
其中，C1表示第一虚拟惯量值，C2表示第二虚拟惯量值，C0表示初始虚拟惯量值，λ、Ke、Kf分别表示虚拟惯性调节系数； 表示储能单元对应的直流电压变化率；
当所述功率扰动类型为高频扰动，所述超级电容器容量小于第一电容值且所述超级电容器处于放电状态时，根据 确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值；
所述功率扰动类型包括低频扰动；
所述根据功率扰动类型和超级电容器容量，分别确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值，包括：当所述功率扰动类型为低频扰动，根据 确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值；
根据所述第一虚拟惯量值对蓄电池侧的参考电流进行虚拟惯性修正，得到修正后的目标电流，并控制蓄电池侧的内环电流跟随所述目标电流，包括：获取蓄电池侧的实际电压和直流电压参考值，根据所述实际电压计算直流电压变化率；
根据所述直流电压变化率和所述第一虚拟惯量值，确定目标虚拟惯量值；
根据所述目标虚拟惯量值、所述直流电压参考值以及直流电压变化率，确定修正电流；
采用所述修正电流对蓄电池侧的参考电流进行虚拟惯性修正，得到修正后的目标电流，并控制蓄电池侧的内环电流跟随所述目标电流；
所述采用所述修正电流对蓄电池侧的参考电流进行虚拟惯性修正，得到修正后的目标电流，包括：获取蓄电池侧的直流电压参考值和实际电压的电压差值；
将所述电压差值与对应变流器下垂系数相乘，得到下垂控制电流；
根据所述蓄电池侧的电流参考值、所述下垂控制电流和所述修正电流，得到修正后的目标电流。
2.根据权利要求1所述的直流电网的协同控制方法，其特征在于，所述对所述功率扰动信号进行滤波后，得到功率扰动输出值，并根据所述功率扰动输出值确定功率扰动类型，包括：将采集的功率扰动信号输入高通滤波器进行滤波处理，得到高频分量；
对所述高频分量计算平均值，得到功率扰动输出值；
若所述功率扰动输出值大于对应的高频阈值，确定功率扰动类型为高频扰动。
3.根据权利要求1所述的直流电网的协同控制方法，其特征在于，所述对所述功率扰动信号进行滤波后，得到功率扰动输出值，并根据所述功率扰动输出值确定功率扰动类型，包括：将采集的功率扰动信号分别输入两个不同的高通滤波器进行滤波处理，得到对应的频率分量；
将两个频率分量进行减法运算，并对差值计算平均值，得到功率扰动输出值；
若所述功率扰动输出值大于对应的低频阈值，确定功率扰动类型为低频扰动。
4.一种直流电网的协同控制装置，其特征在于，直流电网系统由联网单元和储能单元通过换流器接入直流电网构成，所述储能单元包括超级电容器和蓄电池，所述直流电网的协同控制装置包括：扰动类型确定模块，用于采集直流电网系统发生功率扰动时对应的功率扰动信号，对所述功率扰动信号进行滤波后，得到功率扰动输出值，并根据所述功率扰动输出值确定功率扰动类型；
虚拟惯量值确定模块，用于根据功率扰动类型和超级电容器容量，分别确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值，其中第一虚拟惯量值为与直流电网连接的蓄电池侧的虚拟电容的惯量值，第二虚拟惯量值为与直流电网连接的超级电容器侧的虚拟电容的惯量值；
控制模块，用于根据所述第一虚拟惯量值和所述第二虚拟惯量值，分别对蓄电池侧和超级电容器侧的参考电流进行虚拟惯性修正，得到修正后的目标电流，并控制蓄电池侧和超级电容器侧的内环电流分别跟随对应的目标电流；
所述功率扰动类型包括高频扰动；
所述虚拟惯量值确定模块，具体用于：
当所述功率扰动类型为高频扰动，且超级电容器容量大于或等于第一电容值时，或者所述功率扰动类型为高频扰动，所述超级电容器容量小于第一电容值且所述超级电容器处于充电状态时，根据 确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值；
其中，C1表示第一虚拟惯量值，C2表示第二虚拟惯量值，C0表示初始虚拟惯量值，λ、Ke、Kf分别表示虚拟惯性调节系数； 表示储能单元对应的直流电压变化率；
当所述功率扰动类型为高频扰动，所述超级电容器容量小于第一电容值且所述超级电容器处于放电状态时，根据 确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值；
所述功率扰动类型包括低频扰动；
所述虚拟惯量值确定模块，具体用于：
当所述功率扰动类型为低频扰动，根据 确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值；
所述控制模块，具体用于：
获取蓄电池侧的实际电压和直流电压参考值，根据所述实际电压计算直流电压变化率；
根据所述直流电压变化率和所述第一虚拟惯量值，确定目标虚拟惯量值；
根据所述目标虚拟惯量值、所述直流电压参考值以及直流电压变化率，确定修正电流；
采用所述修正电流对蓄电池侧的参考电流进行虚拟惯性修正，得到修正后的目标电流，并控制蓄电池侧的内环电流跟随所述目标电流；
所述控制模块，具体用于：
获取蓄电池侧的直流电压参考值和实际电压的电压差值；
将所述电压差值与对应变流器下垂系数相乘，得到下垂控制电流；
根据所述蓄电池侧的电流参考值、所述下垂控制电流和所述修正电流，得到修正后的目标电流。
5.一种终端，包括存储器和处理器，所述存储器用于存储计算机程序，所述处理器用于调用并运行所述存储器中存储的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现如上的权利要求1至3中任一项所述的直流电网的协同控制方法的步骤。
6.一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现如上的权利要求1至3中任一项所述的直流电网的协同控制方法的步骤。 说明书 : 直流电网的协同控制方法、装置、终端及介质技术领域[0001] 本发明涉及储能控制技术领域，尤其涉及一种直流电网的协同控制方法、装置、终端及介质。背景技术[0002] 直流电网一般由联网单元、交流负荷、直流负荷以及储能设备组成环形网络，而作为直流电网的常用备用电源，储能设备能够在联网逆变器限流时快速调节功率，尤其在直流电网孤岛状态下，设置储能设备已成为平抑间歇性发电功率和随机性负荷的可行方案。储能设备具备通过快速充放电向直流电网提供有效惯性支撑的能力，能在直流电网受到干扰时维持直流电网的稳定。[0003] 由于直流电网中新能源发电的逐步广泛应用，大规模电力电子器件占比的逐步提高，以及直流电网本身的惯性支撑缺乏，导致直流电网在受到功率扰动时电压会出现较大幅度的变动，导致直流电网系统不稳定。发明内容[0004] 本发明实施例提供了一种直流电网的协同控制方法、装置、终端及存储介质，以解决目前直流电网的惯性支撑缺乏，以及直流电网系统不稳定的问题。[0005] 第一方面，本发明实施例提供了一种直流电网的协同控制方法，直流电网系统由联网单元和储能单元通过换流器接入直流电网构成，所述储能单元包括超级电容器和蓄电池，所述直流电网的协同控制方法包括：[0006] 采集直流电网系统发生功率扰动时对应的功率扰动信号，对所述功率扰动信号进行滤波后，得到功率扰动输出值，并根据所述功率扰动输出值确定功率扰动类型；[0007] 根据功率扰动类型和超级电容器容量，分别确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值，其中第一虚拟惯量值为与直流电网连接的蓄电池侧的虚拟电容的惯量值，第二虚拟惯量值为与直流电网连接的超级电容器侧的虚拟电容的惯量值；[0008] 根据所述第一虚拟惯量值和所述第二虚拟惯量值，分别对蓄电池侧和超级电容器侧的参考电流进行虚拟惯性修正，得到修正后的目标电流，并控制蓄电池侧和超级电容器侧的内环电流分别跟随对应的目标电流。[0009] 在一种可能的实现方式中，所述功率扰动类型包括高频扰动；[0010] 所述根据功率扰动类型和超级电容器容量，分别确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值，包括：[0011] 当所述功率扰动类型为高频扰动，且超级电容器容量大于或等于第一电容值时，或者所述功率扰动类型为高频扰动，所述超级电容器容量小于第一电容值且所述超级电容器处于充电状态时，根据 确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值；[0012] 其中，C1表示第一虚拟惯量值，C2表示第二虚拟惯量值，C0表示初始虚拟惯量值，λ、Ke、Kf分别表示虚拟惯性调节系数； 表示储能单元对应的直流电压变化率；[0013] 当所述功率扰动类型为高频扰动，所述超级电容器容量小于第一电容值且所述超级电容器处于放电状态时，根据 确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值。[0014] 在一种可能的实现方式中，所述功率扰动类型包括低频扰动；[0015] 所述根据功率扰动类型和超级电容器容量，分别确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值，包括：[0016] 当所述功率扰动类型为低频扰动，根据 确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值。[0017] 在一种可能的实现方式中，所述对所述功率扰动信号进行滤波后，得到功率扰动输出值，并根据所述功率扰动输出值确定功率扰动类型，包括：[0018] 将采集的功率扰动信号输入高通滤波器进行滤波处理，得到高频分量；[0019] 对所述高频分量计算平均值，得到功率扰动输出值；[0020] 若所述功率扰动输出值大于对应的高频阈值，确定功率扰动类型为高频扰动。[0021] 在一种可能的实现方式中，所述对所述功率扰动信号进行滤波后，得到功率扰动输出值，并根据所述功率扰动输出值确定功率扰动类型，包括：[0022] 将采集的功率扰动信号分别输入两个不同的高通滤波器进行滤波处理，得到对应的频率分量；[0023] 将两个频率分量进行减法运算，并对差值计算平均值，得到功率扰动输出值；[0024] 若所述功率扰动输出值大于对应的低频阈值，确定功率扰动类型为低频扰动。[0025] 在一种可能的实现方式中，根据所述第一虚拟惯量值对蓄电池侧的参考电流进行虚拟惯性修正，得到修正后的目标电流，并控制蓄电池侧的内环电流跟随所述目标电流，包括：[0026] 获取蓄电池侧的实际电压和直流电压参考值，根据所述实际电压计算直流电压变化率；[0027] 根据所述直流电压变化率和所述第一虚拟惯量值，确定目标虚拟惯量值；[0028] 根据所述目标虚拟惯量值、所述直流电压参考值以及直流电压变化率，确定修正电流；[0029] 采用所述修正电流对蓄电池侧的参考电流进行虚拟惯性修正，得到修正后的目标电流，并控制蓄电池侧的内环电流跟随所述目标电流。[0030] 在一种可能的实现方式中，所述采用所述修正电流对蓄电池侧的参考电流进行虚拟惯性修正，得到修正后的目标电流，包括：[0031] 获取蓄电池侧的直流电压参考值和实际电压的电压差值；[0032] 将所述电压差值与对应变流器下垂系数相乘，得到下垂控制电流；[0033] 根据所述蓄电池侧的电流参考值、所述下垂控制电流和所述修正电流，得到修正后的目标电流。[0034] 第二方面，本发明实施例提供了一种直流电网的协同控制装置，直流电网系统由联网单元和储能单元通过换流器接入直流电网构成，所述储能单元包括超级电容器和蓄电池，所述直流电网的协同控制装置包括：[0035] 扰动类型确定模块，用于采集直流电网系统发生功率扰动时对应的功率扰动信号，对所述功率扰动信号进行滤波后，得到功率扰动输出值，并根据所述功率扰动输出值确定功率扰动类型；[0036] 虚拟惯量值确定模块，用于根据功率扰动类型和超级电容器容量，分别确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值，其中第一虚拟惯量值为与直流电网连接的蓄电池侧的虚拟电容的惯量值，第二虚拟惯量值为与直流电网连接的超级电容器侧的虚拟电容的惯量值；[0037] 控制模块，用于根据所述第一虚拟惯量值和所述第二虚拟惯量值，分别对蓄电池侧和超级电容器侧的参考电流进行虚拟惯性修正，得到修正后的目标电流，并控制蓄电池侧和超级电容器侧的内环电流分别跟随对应的目标电流。[0038] 第三方面，本发明实施例提供了一种终端，包括存储器、处理器以及存储在所述存储器中并可在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现如上第一方面或第一方面的任一种可能的实现方式所述的直流电网的协同控制方法的步骤。[0039] 第四方面，本发明实施例提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现如上第一方面或第一方面的任一种可能的实现方式所述的直流电网的协同控制方法的步骤。[0040] 本发明实施例提供一种直流电网的协同控制方法、装置、终端及介质，通过对直流电网系统的功率扰动进行采集和分析，确定功率扰动的类型，并根据功率扰动的类型和超级电容器的容量确定超级电容器侧的虚拟惯量值和蓄电池侧的虚拟惯量值，采用虚拟惯量值分别对超级电容器侧和蓄电池侧的参考电流进行虚拟惯性控制，从而可以合理地调配蓄电池侧和超级电容器侧的出力，达到协同分配的目的，提高直流电网系统的稳定性，提高蓄电池和超级电容器的长久有效运行。附图说明[0041] 为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，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。[0042] 图1是本发明实施例提供的直流电网的协同控制方法的实现流程图；[0043] 图2是本发明实施例提供的直流电网系统的连接示意图；[0044] 图3是本发明实施例提供的功率扰动类型的确定的示意图；[0045] 图4是本发明实施例提供的虚拟惯性控制示意图；[0046] 图5(a)是本发明实施例提供的高频扰动下，超级电容器侧和蓄电池侧的虚拟惯性量变化示意图；[0047] 图5(b)是本发明实施例提供的高频扰动下，超级电容器侧端口和蓄电池侧端口的电流变化示意图；[0048] 图5(c)是本发明实施例提供的高频扰动下通过协同控制后直流电网系统的电压变化示意图；[0049] 图6(a)是本发明实施例提供的低频扰动下，直流电网系统的电压稳定性示意图；[0050] 图6(b)是本发明实施例提供的低频扰动下，直流电网系统的虚拟惯量协同分配示意图；[0051] 图7(a)是本发明实施例提供的采用直流电网的协同控制后蓄电池侧和超级电容器侧的输出电流示意图；[0052] 图7(b)是本发明实施例提供的不采用直流电网的协同控制后蓄电池侧和超级电容器侧的输出电流示意图；[0053] 图8是本发明实施例提供的直流电网的协同控制装置的结构示意图；[0054] 图9是本发明实施例提供的终端的示意图。具体实施方式[0055] 以下描述中，为了说明而不是为了限定，提出了诸如特定系统结构、技术之类的具体细节，以便透彻理解本发明实施例。然而，本领域的技术人员应当清楚，在没有这些具体细节的其它实施例中也可以实现本发明。在其它情况中，省略对众所周知的系统、装置、电路以及方法的详细说明，以免不必要的细节妨碍本发明的描述。[0056] 为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图通过具体实施例来进行说明。[0057] 图1为本发明实施例提供的直流电网的协同控制方法的实现流程图，直流电网系统如图2所示，直流电网系统由联网单元和储能单元通过换流器接入直流电网构成，其中联网单元包括两个交流电网，储能单元包括超级电容器和蓄电池。具体的，两个交流电网通过AC?DC换流器接入直流电网，左侧采用定电压控制系统直流电压的稳定，右侧采用定功率控制系统直流电压的稳定，超级电容器和蓄电池通过DC?DC换流器接入直流电网。图2中，储能SC表示超级电容侧，储能BAT表示蓄电池侧。PG1、PG2、PB1、PB2为各端口流入直流电网的功率。[0058] 基于上述直流电网系统的直流电网的协同控制方法详述如下：[0059] 步骤101，采集直流电网系统发生功率扰动时对应的功率扰动信号，对功率扰动信号进行滤波后，得到功率扰动输出值，并根据功率扰动输出值确定功率扰动类型。[0060] 蓄电池和超级电容器的混合储能直流电网系统能够根据其自身特性快速平抑功率波动，一般采用蓄电池平抑低频波动、超级电容器平抑高频波动，因此，在直流电网系统受到功率扰动时，要求不同类型的储能设备发生不同的作用，从而提高直流电网的系统稳定性，因此我们需要首先确定功率扰动类型。[0061] 在一实施例中，直流电网系统中，在直流电网上设置功率控制端口，通过功率控制端口采集直流电网系统发生功率扰动时对应的功率扰动信号，针对功率扰动信号进行处理，确定功率扰动类型。[0062] 可选的，参见图3，当高频扰动发生时，将采集的功率扰动信号u输入高通滤波器进行滤波处理，得到高频分量，这里取高频分量的绝对值|u|；对高频分量计算平均值，得到功率扰动输出值|u|；这里将高频分量经过滑动滤波器处理后得到功率扰动输出值y1；若功率扰动输出值大于对应的高频阈值，高频阈值采用a表示，即若y1>a，确定功率扰动类型为高频扰动。若功率扰动输出值不大于对应的高频阈值，则功率扰动为常惯性扰动。[0063] 当中低频扰动发生时，将采集的功率扰动信号u分别输入两个不同的高通滤波器进行滤波处理，得到对应的频率分量；将两个频率分量进行减法运算，得到的差值采用绝对值表示，即|u|，并对差值计算平均值，得到功率扰动输出值，这里将差值经过滑动滤波器处理后得到功率扰动输出值y2；若功率扰动输出值大于对应的低频阈值，即若y2>b，确定功率扰动类型为低频扰动。若功率扰动输出值不大于对应的低频阈值，则功率扰动为常惯性扰动。[0064] 高频阈值和低频阈值可以根据实际需求进行设置，在本实施例中不限定高频阈值和低频阈值的具体取值。[0065] 在确定功率扰动类型后，继续执行步骤102。[0066] 步骤102，根据功率扰动类型和超级电容器容量，分别确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值，其中第一虚拟惯量值为与直流电网连接的蓄电池侧的虚拟电容的惯量值，第二虚拟惯量值为与直流电网连接的超级电容器侧的虚拟电容的惯量值。[0067] 超级电容器容量可以分为充足容量或不足容量，这里可以获取超级电容器容量，然后将超级电容器容量与第一容量值进行比较，当大于或等于第一容量值时，则确定超级电容器容量值充足，否则超级电容器容量值不足。[0068] 参见图4虚拟惯性控制示意图，其中， 分别表示储能侧(包括超级电容器侧和蓄电池侧)的输出电流参考值和直流电压参考值，k为储能侧变流器下垂系数，Tf为低通滤波器时间常数。Cv为依据不同工况输出的虚拟惯性值，C为不同工况下的附加虚拟惯量值，用于修正储能侧对应的DC/DC变流器的内环直流电流参考值，即参考电流，后经PI控制器与PWM脉冲宽度调制生成脉冲以动态调节变流器交换功率。[0069] 采用虚拟惯性控制，可以有效的增加直流电网的惯性，提高直流电网系统的稳定性，根据图4中可以得到虚拟惯性控制方程如下：[0070][0071] 其中，idc表示储能侧输出的实际电流，电流以流向直流电网为正，vdc表示储能侧输出的实际电压，Cv0表示初始虚拟惯量值，CV表示目标虚拟惯量值，M表示直流电压变化率阈值，C为不同工况下的附加虚拟惯量值。[0072] 具体的，通过采集储能侧的实际电压，然后对实际电压进行积分，得到直流电压变化率，设置一个直流电压变化率阈值，例如M，当直流电压变化率小于M时，即说明直流电压变化较。耸辈恍枰捎眯槟夤吡恐到械骺，因此确定虚拟惯量值为初始虚拟惯量值，当直流电压变化率大于或等于M时，即 说明直流电压变化较大，此时需要采用虚拟惯量值进行直流电网的调控，因此确定的虚拟惯量值为初始虚拟惯量值加上附加虚拟惯量值。[0073] 直流电网系统稳态运行时，即直流电压变化较。耸敝绷鞯缪沟谋浠扔邢，则可以认为 为0，根据 可以得到 也就是说，在虚拟电容提供惯性支撑时，储能单元输入直流电网系统的电流和自身虚拟惯量值成正相关的关系，虚拟惯量值越大，则在功率扰动发生时可提供的惯性支撑功率越大，因此合理调控虚拟惯量值的大。梢远灾绷鞯缤低车墓β嗜哦⑸钡拇⒛艿ピ男槟夤咝源斫锌刂，维持直流电网系统电压的稳定，使各储能端口达到协同分配的目的，从而提高混合储能系统在不同扰动下的稳定性。[0074] 根据上述分析，当系统发生高频扰动时，由于超级电容器的响应速度快，超级电容器可以快速出力，弥补直流电网系统中的功率缺额，在最大程度上维持直流电网系统电压的稳定，因此超级电容器可以作为高频扰动情况下提供虚拟惯性的首要选择。但同时超级电容器的能量密度较低，导致自身存储能量有限，在直流电网系统运行时可能会出现超级电容器容量不足的情形，此时就需要蓄电池来暂时承担系统中所需的惯性支撑，尽可能维持系统的电压稳定。[0075] 因此根据功率扰动类型和超级电容器容量，分别确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值，即确定不同工况下的附加虚拟惯量值，其中第一虚拟惯量值为与直流电网连接的蓄电池侧的虚拟电容的惯量值，第二虚拟惯量值为与直流电网连接的超级电容器侧的虚拟电容的惯量值。[0076] 可选的，可以包括：[0077] 当功率扰动类型为高频扰动，且超级电容器容量大于或等于第一电容值时，采用蓄电池侧虚拟惯量值随电压变化率的增大而减。兜缛萜鞑嘈槟夤吡恐邓娴缪贡浠实脑龃蠖龃蟮目刂撇呗，从而快速补充直流电网的功率缺额。[0078] 根据 确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值；这里第一虚拟惯量值为蓄电池侧虚拟电容的惯量值，第二虚拟惯量值为超级电容器侧虚拟电容的惯量值。[0079] 功率扰动类型为高频扰动，超级电容器容量小于第一电容值且超级电容器处于充电状态时，此时超级电容器容量不足，但是超级电容器处于充电状态，因此超级电容器仍处于出力的主力，因此采用蓄电池侧虚拟惯量值随电压变化率的增大而减。兜缛萜鞑嘈槟夤吡恐邓娴缪贡浠实脑龃蠖龃蟮目刂撇呗，从而快速补充直流电网的功率缺额。[0080] 即根据 确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值。[0081] 当功率扰动类型为高频扰动，超级电容器容量小于第一电容值且超级电容器处于放电状态时，此时超级电容器容量不足，且处于放电状态，其无法作为主力进行惯性支撑直流电网，因此此时蓄电池侧出力为主，因此采用蓄电池侧虚拟惯量值随电压变化率的增大而增大，超级电容器侧虚拟惯量值随电压变化率的增大而减小的控制策略，从而快速补充直流电网的功率缺额。即根据 确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值。[0082] 当功率扰动类型为低频扰动，由于蓄电池平抑低频波动，因此采用蓄电池侧虚拟惯量值随电压变化率的增大而增大，超级电容器侧虚拟惯量值随电压变化率的增大而减小的控制策略，即根据 确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值。[0083] 其中，C1表示第一虚拟惯量值，C2表示第二虚拟惯量值，C0表示初始虚拟惯量值，λ、Ke、Kf分别表示虚拟惯性调节系数； 表示储能单元对应的直流电压变化率，也就是实际电压变化率。[0084] 步骤103，根据第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值，分别对蓄电池侧和超级电容器侧的参考电流进行虚拟惯性修正，得到修正后的目标电流，并控制蓄电池侧和超级电容器侧的内环电流分别跟随对应的目标电流。[0085] 在根据高频扰动或低频扰动，以及超级电容器的容量，确定储能单元对应的超级电容器侧和蓄电池侧的虚拟惯量值后，采用超级电容器侧和蓄电池侧的虚拟惯量值进行虚拟惯性修正，以便使各储能端口达到协同分配的目的。[0086] 在一实施例中，我们以蓄电池侧的虚拟惯性修正为例进行描述，根据第一虚拟惯量值对蓄电池侧的参考电流进行虚拟惯性修正，得到修正后的目标电流，并控制蓄电池侧的内环电流跟随目标电流，可以包括：[0087] 获取蓄电池侧的实际电压和直流电压参考值，根据实际电压计算直流电压变化率；根据直流电压变化率和第一虚拟惯量值，确定目标虚拟惯量值；根据目标虚拟惯量值、直流电压参考值以及直流电压变化率，确定修正电流；采用修正电流对蓄电池侧的参考电流进行虚拟惯性修正，得到修正后的目标电流，并控制蓄电池侧的内环电流跟随目标电流。[0088] 参见图4，蓄电池侧的实际电压为vdc，则直流电压变化率为[0089] 当直流电压变化率大于或等于直流电压变化率阈值时，即 确定参数S的值为1，则附加虚拟惯性值为C，为即第一虚拟惯量值，通过低通滤波器滤波处理后，得到滤波后的第一虚拟惯量值，将其作为目标虚拟惯量值。[0090] 当直流电压变化率小于直流电压变化率阈值时，即 确定参数S的值为0，则附加虚拟惯性值为0，目标虚拟惯量值为初始虚拟惯量值。[0091] 图4中，目标虚拟惯量值采用Cv表示。[0092] 将目标虚拟惯量值乘以直流电压参考值，再乘以直流电压变化率，得到修正电流，即 i'表示修正电流。[0093] 蓄电池侧的参考电流调控过程中，首先获取蓄电池侧的直流电压参考值和实际电压的电压差值；将电压差值与对应变流器下垂系数相乘，得到下垂控制电流；计算蓄电池侧的电流参考值与下垂控制电流和修正电流的差值，得到修正后的目标电流。[0094] 直流电压参考值为 实际电压为vdc，确定电压差值，并采用DCDC变流器进行下垂控制，得到下垂控制电流，即[0095] 蓄电池侧的电流参考值为 采用 减去 再减去i'，得到目标电流。[0096] 将目标电流作为标准，采用PI控制和PWM控制，使蓄电池侧的实际电流跟随目标电流，从而使得蓄电池侧的电压得到调节。[0097] 对超级电容器侧采用同样的控制方式，只不过在进行目标虚拟惯量值计算时，采用的是第二虚拟惯量值。[0098] 下面进行仿真验证，搭建了四端直流电网仿真平台，参见图2所示，包括两端交流电网和两端储能，储能包括蓄电池和超级电容器。对高频扰动下超级电容器电容不足以及低频扰动工况进行仿真试验，蓄电池的荷电状态为80％，超级电容器的电压安全区间为200～300V，为使超级电容器容量不足，可以设定超级电容器的初始电压为200V，在外加干扰的情况下，计算蓄电池和超级电容分别所需承担的虚拟惯量值。[0099] 在超级电容器容量不足的情况下，此时需要超级电容器和蓄电池协同出力来平抑高频扰动，如图5(a)所示，在2s前超级电容器和蓄电池的虚拟惯量值相等，2s后开始存在高频扰动，蓄电池侧的虚拟惯性量增大，超级电容侧的虚拟惯量减少，蓄电池侧承担主要的负荷变化，减少超级电容器的能量损耗，图5(b)显示蓄电池侧储能端口和超级电容器侧储能端口均处于放电状态，且在受到高频扰动时，电流的变化和虚拟惯量的变化一致，虚拟惯量大的设备(蓄电池)电流变化大，设备出力大，图5(c)表示在本发明提供的直流电网的协同控制方法下直流电网系统的电压保持在一个相对平稳的水平。[0100] 在低频扰动下，直流电网系统的电压稳定性和虚拟惯量协同分配情况如图6(a)和图6(b)所示，图6(a)所示，在2s后直流电网系统受到低频扰动，直流电压在相对小的范围内进行变化，与高频扰动时的电压变化相比变化较慢。图6(b)所示，系统在2s发生低频扰动，超级电容器侧的虚拟惯量。梢约负醪徊斡氲降推等哦钠揭种欣，有功出力几乎恒定，避免了长时间充放电对其能量带来的损失，蓄电池承担主要的负荷变化。[0101] 将直流电网系统受到低频扰动下采用直流电网的协同控制方法和不采用直流电网的协同控制方法的各储能端输出电流来进行对比，以此表征各储能设备的有功出力情况。图7(a)表示采用直流电网的协同控制后蓄电池侧和超级电容器侧的输出电流示意图，储能设备的输出电流存在明显的不同，且蓄电池的输出电流变化较大，减少了超级电容器不必要的能量损失，图7(b)表示不采用直流电网的协同控制后蓄电池侧和超级电容器侧的输出电流示意图，系统在2s后受到低频扰动，蓄电池侧和超级电容器侧输出电流近似相同，达不到协同控制的目的，增加超级电容器不必要的能量损失。[0102] 从仿真运行结果可以看出，在系统受到高频扰动，超级电容器容量不足时，蓄电池侧虚拟惯量值变大，超级电容器虚拟惯量值减。⒛懿嗍涑龅缌骱托槟夤吡恐档谋浠嗤。系统受到低频扰动时，储能侧输出电流和虚拟惯量值的变化相同，验证了本发明所提的基于虚拟惯性控制的直流电网的协同控制方法的有效性，其可以合理的调配各储能侧的出力，提高系统的安全稳定性。[0103] 本发明实施例提供一种直流电网的协同控制方法，通过采集直流电网系统发生功率扰动时对应的功率扰动信号，对功率扰动信号进行滤波后，得到功率扰动输出值，并根据功率扰动输出值确定功率扰动类型；根据功率扰动类型和超级电容器容量，分别确定与直流电网连接的蓄电池侧的虚拟电容的第一虚拟惯量值，和与直流电网连接的超级电容器侧的虚拟电容的第二虚拟惯量值；根据第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值，分别对蓄电池侧和超级电容器侧的参考电流进行虚拟惯性修正，得到修正后的目标电流，并控制蓄电池侧和超级电容器侧的内环电流分别跟随对应的目标电流，从而可以合理地调配蓄电池侧和超级电容器侧的出力，达到协同分配的目的，提高直流电网系统的稳定性，提高蓄电池和超级电容器的长久有效运行。[0104] 应理解，上述实施例中各步骤的序号的大小并不意味着执行顺序的先后，各过程的执行顺序应以其功能和内在逻辑确定，而不应对本发明实施例的实施过程构成任何限定。[0105] 以下为本发明的装置实施例，对于其中未详尽描述的细节，可以参考上述对应的方法实施例。[0106] 图8示出了本发明实施例提供的直流电网的协同控制装置的结构示意图，直流电网系统由联网单元和储能单元通过换流器接入直流电网构成，储能单元包括超级电容器和蓄电池，为了便于说明，仅示出了与本发明实施例相关的部分，详述如下：[0107] 如图8所示，直流电网的协同控制装置包括：扰动类型确定模块801、虚拟惯量值确定模块802和控制模块803。[0108] 扰动类型确定模块801，用于采集直流电网系统发生功率扰动时对应的功率扰动信号，对功率扰动信号进行滤波后，得到功率扰动输出值，并根据功率扰动输出值确定功率扰动类型；[0109] 虚拟惯量值确定模块802，用于根据功率扰动类型和超级电容器容量，分别确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值，其中第一虚拟惯量值为与直流电网连接的蓄电池侧的虚拟电容的惯量值，第二虚拟惯量值为与直流电网连接的超级电容器侧的虚拟电容的惯量值；[0110] 控制模块803，用于根据第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值，分别对蓄电池侧和超级电容器侧的参考电流进行虚拟惯性修正，得到修正后的目标电流，并控制蓄电池侧和超级电容器侧的内环电流分别跟随对应的目标电流。[0111] 在一种可能的实施例方式中，功率扰动类型包括高频扰动；[0112] 虚拟惯量值确定模块802根据功率扰动类型和超级电容器容量，分别确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值时，可以用于：[0113] 当功率扰动类型为高频扰动，且超级电容器容量大于或等于第一电容值时，或者功率扰动类型为高频扰动，超级电容器容量小于第一电容值且超级电容器处于充电状态时，根据 确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值；[0114] 其中，C1表示第一虚拟惯量值，C2表示第二虚拟惯量值，C0表示初始虚拟惯量值，λ、Ke、Kf分别表示虚拟惯性调节系数； 表示储能单元对应的直流电压变化率；[0115] 当功率扰动类型为高频扰动，超级电容器容量小于第一电容值且超级电容器处于放电状态时，根据 确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值。[0116] 在一种可能的实施方式中，功率扰动类型包括低频扰动；[0117] 虚拟惯量值确定模块802根据功率扰动类型和超级电容器容量，分别确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值时，可以用于：[0118] 当功率扰动类型为低频扰动，根据 确定第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值。[0119] 在一种可能的实施方式中，扰动类型确定模块801对功率扰动信号进行滤波后，得到功率扰动输出值，并根据功率扰动输出值确定功率扰动类型时，用于：[0120] 将采集的功率扰动信号输入高通滤波器进行滤波处理，得到高频分量；[0121] 对高频分量计算平均值，得到功率扰动输出值；[0122] 若功率扰动输出值大于对应的高频阈值，确定功率扰动类型为高频扰动。[0123] 在一种可能的实施方式中，扰动类型确定模块801对功率扰动信号进行滤波后，得到功率扰动输出值，并根据功率扰动输出值确定功率扰动类型时，用于：[0124] 将采集的功率扰动信号分别输入两个不同的高通滤波器进行滤波处理，得到对应的频率分量；[0125] 将两个频率分量进行减法运算，并对差值计算平均值，得到功率扰动输出值；[0126] 若功率扰动输出值大于对应的低频阈值，确定功率扰动类型为低频扰动。[0127] 在一种可能的实施方式中，控制模块803根据第一虚拟惯量值对蓄电池侧的参考电流进行虚拟惯性修正，得到修正后的目标电流，并控制蓄电池侧的内环电流跟随目标电流时，用于：[0128] 获取蓄电池侧的实际电压和直流电压参考值，根据实际电压计算直流电压变化率；[0129] 根据直流电压变化率和第一虚拟惯量值，确定目标虚拟惯量值；[0130] 根据目标虚拟惯量值、直流电压参考值以及直流电压变化率，确定修正电流；[0131] 采用修正电流对蓄电池侧的参考电流进行虚拟惯性修正，得到修正后的目标电流，并控制蓄电池侧的内环电流跟随目标电流。[0132] 在一种可能的实施方式中，控制模块803采用修正电流对蓄电池侧的参考电流进行虚拟惯性修正，得到修正后的目标电流时，用于：[0133] 获取蓄电池侧的直流电压参考值和实际电压的电压差值；[0134] 将电压差值与对应变流器下垂系数相乘，得到下垂控制电流；[0135] 根据蓄电池侧的电流参考值、下垂控制电流和修正电流，得到修正后的目标电流。[0136] 上述实施例提供一种直流电网的协同控制装置，通过扰动类型确定模块采集直流电网系统发生功率扰动时对应的功率扰动信号，对功率扰动信号进行滤波后，得到功率扰动输出值，并根据功率扰动输出值确定功率扰动类型；虚拟惯量值确定模块根据功率扰动类型和超级电容器容量，分别确定与直流电网连接的蓄电池侧的虚拟电容的第一虚拟惯量值，和与直流电网连接的超级电容器侧的虚拟电容的第二虚拟惯量值；控制模块根据第一虚拟惯量值和第二虚拟惯量值，分别对蓄电池侧和超级电容器侧的参考电流进行虚拟惯性修正，得到修正后的目标电流，并控制蓄电池侧和超级电容器侧的内环电流分别跟随对应的目标电流，从而可以合理地调配蓄电池侧和超级电容器侧的出力，达到协同分配的目的，提高直流电网系统的稳定性，提高蓄电池和超级电容器的长久有效运行。[0137] 图9是本发明实施例提供的终端的示意图。如图9所示，该实施例的终端9包括：处理器90、存储器91以及存储在所述存储器91中并可在所述处理器90上运行的计算机程序92。所述处理器90执行所述计算机程序92时实现上述各个直流电网的协同控制方法实施例中的步骤，例如图1所示的步骤101至步骤103。或者，所述处理器90执行所述计算机程序92时实现上述各装置实施例中各模块/单元的功能，例如图8所示模块/单元801至803的功能。[0138] 示例性的，所述计算机程序92可以被分割成一个或多个模块/单元，所述一个或者多个模块/单元被存储在所述存储器91中，并由所述处理器90执行，以完成本发明。所述一个或多个模块/单元可以是能够完成特定功能的一系列计算机程序指令段，该指令段用于描述所述计算机程序92在所述终端9中的执行过程。例如，所述计算机程序92可以被分割成图8所示模块/单元801至803。[0139] 所述终端9可包括，但不仅限于，处理器90、存储器91。本领域技术人员可以理解，图9仅仅是终端9的示例，并不构成对终端9的限定，可以包括比图示更多或更少的部件，或者组合某些部件，或者不同的部件，例如所述终端还可以包括输入输出设备、网络接入设备、总线等。[0140] 所称处理器90可以是中央处理单元(CentralProcessingUnit，CPU)，还可以是其他通用处理器、数字信号处理器(DigitalSignalProcessor，DSP)、专用集成电路(ApplicationSpecificIntegratedCircuit，ASIC)、现场可编程门阵列(Field?ProgrammableGateArray，FPGA)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等。通用处理器可以是微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等。[0141] 所述存储器91可以是所述终端9的内部存储单元，例如终端9的硬盘或内存。所述存储器91也可以是所述终端9的外部存储设备，例如所述终端9上配备的插接式硬盘，智能存储卡(SmartMediaCard，SMC)，安全数字(SecureDigital，SD)卡，闪存卡(FlashCard)等。进一步地，所述存储器91还可以既包括所述终端9的内部存储单元也包括外部存储设备。所述存储器91用于存储所述计算机程序以及所述终端所需的其他程序和数据。所述存储器91还可以用于暂时地存储已经输出或者将要输出的数据。[0142] 所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为了描述的方便和简洁，仅以上述各功能单元、模块的划分进行举例说明，实际应用中，可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能单元、模块完成，即将所述装置的内部结构划分成不同的功能单元或模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。实施例中的各功能单元、模块可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中，上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。另外，各功能单元、模块的具体名称也只是为了便于相互区分，并不用于限制本申请的保护范围。上述系统中单元、模块的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。[0143] 在上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述或记载的部分，可以参见其它实施例的相关描述。[0144] 本领域普通技术人员可以意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元及算法步骤，能够以电子硬件、或者计算机软件和电子硬件的结合来实现。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本发明的范围。[0145] 在本发明所提供的实施例中，应该理解到，所揭露的装置/终端和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置/终端实施例仅仅是示意性的，例如，所述模块或单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通讯连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通讯连接，可以是电性，机械或其它的形式。[0146] 所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本实施例方案的目的。[0147] 另外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。[0148] 所述集成的模块/单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明实现上述实施例方法中的全部或部分流程，也可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的计算机程序可存储于一计算机可读存储介质中，该计算机程序在被处理器执行时，可实现上述各个直流电网的协同控制方法实施例的步骤。其中，所述计算机程序包括计算机程序代码，所述计算机程序代码可以为源代码形式、对象代码形式、可执行文件或某些中间形式等。所述计算机可读介质可以包括：能够携带所述计算机程序代码的任何实体或装置、记录介质、U盘、移动硬盘、磁碟、光盘、计算机存储器、只读存储器(Read?OnlyMemory，ROM)、随机存取存储器(RandomAccessMemory，RAM)、电载波信号、电信信号以及软件分发介质等。[0149] 以上所述实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围，均应包含在本发明的保护范围之内。

专利地区：河北

专利申请日期：2022-05-17

专利公开日期：2024-10-11

专利公告号：CN114784787B