一种离网运行时电-热联供微电网中功率自适应协同控制方法与流程

本发明属于电热能源供给系统混合储能技术领域，具体涉及一种离网运行时电-热联供微电网中功率自适应协同控制方法。

背景技术：

以我国青海省为代表的偏远地区，具有高寒、光照强、昼夜温差大等显著的特征，这类地区自然环境恶劣，居民居住分散，落实户户通电工程投资成本极高，用电难、用热难的问题亟需解决。考虑到偏远地区可再生能源的天然优势，发挥光伏发电的巨大潜力，为满足偏远地区的供电供热需求提供了重要的解决思路，基于此新型能源供给系统应运而生。

新型能源供给系统以光伏发电为主，且以离网运行居多，而系统相对大电网而言，容量小、波动性强，电压和频率的波动也较大，一般均需要配置储能系统，以实现功率的平抑，使系统稳定运行。电-热联合微网是指面向终端用户电、热等多种用能需求，因地制宜、统筹开发、互补利用传统能源和新能源建设的一体化集成供能基础设施；电-热联合微网继承了能源互联网多网流耦合的思路，面向终端用户，以微网的形式将电能与热能耦合，通过储能技术、能量管理技术等为用户提供电与热两种形式的能量供应，是能源互联网的基础单元。

微电网独立运行时的特点决定了对储能的特定要求，如内部出现能量缺额，或者黑启动、光伏微电网在夜晚或连续阴雨天气时，需要能量型储能提供长时功率支撑；而在可再生能源出力波动时，或者系统故障冲击、电能质量问题时，则需要具备快速功率响应特性的储能，即功率平滑的时间尺度从秒级到分钟、天。

现阶段，国内外学者针对电-热转换技术在可再生能源出力波动抑制方面进行了相关的研究，并取得了一定成果。比如施金晓等人在电机工程学报中发表的论文《电-热联合微网中分布式可再生能源功率波动平抑策略》提出了一种深度平抑可再生能源出力波动的热泵-混合储能协同控制策略，通过分析能量流控制交换方式和根据运行特点建立电-热能流交换模型，最终采用模糊控制对可变时间系数进行调整，实现热泵和储能平抑功率的分离。但该技术方案所使用的模糊控制较为复杂，参数对系统平抑效果的影响较大，并且滤波处理后对信号产生延时，影响实时性。此外，公开号为cn103746397a的中国专利提出了一种热电混合储能系统的校正方法及系统，介绍了混合储能系统的影响指标体系，对热电混合储能系统进行仿真，获取其满足预设性能时各个影响指标的数值范围，按照各个影响指标的数值范围对热电混合储能系统的运行环境进行校正，但并未对系统的优化控制进行介绍。目前对热电联供系统运行方式的研究都较为局限，尚未实现电、热能流的相互耦合与统一协调控制，对功率平抑的策略未进行深入研究，亦未充分利用热力网的调节灵活性，既对电-热联合微网中的可再生能源出力波动进行有效抑制，同时又满足网内用户的热供应需求。

技术实现要素：

鉴于上述，本发明提供了一种离网运行时电-热联供微电网中功率自适应协同控制方法，针对光伏可再生能源的出力波动，将电热进行了耦合，进行能量的协同分配，实现用户的供热需求。

一种离网运行时电-热联供微电网中功率自适应协同控制方法，该方法应用于电-热混合储能系统，该系统包括电力网络和热力网络，电力网络包含光伏发电单元、基于蓄电池和超级电容的混合储能单元以及用电负荷，热力网络包含有热泵；光伏发电单元采用集中式变流器连接到微电网，混合储能则采用双级变流器连接到微电网；

所述功率自适应协同控制方法包括较长时间尺度的电-热耦合协同控制和较短时间尺度的下层自适应控制两部分，其中耦合协同控制部分根据光伏发电单元的出力波动、混合储能单元的实时荷电状态、热泵和终端用户的用热需求情况制定电转热的策略，实现光伏功率在混合储能与热泵间的分配；下层自适应控制部分用于实现功率在超级电容与蓄电池间的平滑转移。

所述功率自适应协同控制方法具体包括如下步骤：

(1)通过采集光伏发电单元的历史功率数据或当地的光照数据，采用小波分解与emd(empiricalmodedecomposition，经验模态分解)相结合的方式实现对非平稳功率或光照信号的消噪及频带划分，得到若干固有模态函数(imf)，进而提取出瞬时频率-时间的关系曲线；

(2)根据得到的瞬时频率-时间关系曲线，按照蓄电池充放电次数和超级电容容量最优确定系统的分频频率，进而将非平稳功率或光照信号分成低、中、高频，低频部分由热泵平移，中高频部分则由混合储能单元进行平移；

(3)系统实际运行时，同时采集电力网络和热力网络的数据，实现能量由电到热的转换；采集的数据包括光照数据、光伏变流器的电压和电流、混合储能单元的荷电状态、交流母线电压、热泵功率以及用户的用热需求；

(4)对光伏发电单元实时输出功率进行频谱计算，结合上述分频频率，将输出功率分为低频和中高频两部分，用以分别控制热泵和混合储能单元对应的平抑功率；

(5)使混合储能单元根据自适应补偿策略平抑中高频部分功率，同时将超级电容承担的功率缺额逐步转移给蓄电池，实现功率的平滑过渡，避免蓄电池频繁充放电。

本发明方法的应用系统为电力网络与热力网络的耦合，实现了混合网络的协同控制和调度，满足用户的不同用能需求。

本发明方法在不同时间尺度的控制框架中分为电-热耦合协调控制以及快速响应的变流器自适应控制。

所述电-热耦合协调控制过程中，热泵在参与功率平抑的同时，仍需要满足终端用户的用热需求，即考虑室温的波动，对热泵的热响应能力作进一步的约束。

进一步地，所述步骤(1)中的小波分解方法选用db2小波基函数，对非平稳功率或光照信号进行消噪。

进一步地，对非平稳功率或光照信号频带划分得到若干固有模态函数，在各固有模态函数的瞬时频率-时间关系曲线上，提取功率的中高频和低频部分，从而确定系统的分频频率。

进一步地，所述步骤(5)中对于微电网中功率和能量的中高频部分由混合储能单元直接补偿，而变化较慢的低频部分则由热泵进行补偿，两部分的分界为分频频率。

进一步地，所述步骤(5)中将超级电容承担的功率缺额逐步转移给蓄电池，具体实现方法为：使混合储能单元所需补偿的功率缺额与超级电容的参考值做差，再将差值经过pi控制环节，得到稳定的蓄电池参考功率，若该参考功率超出蓄电池的功率限值，则直接取蓄电池的功率限值进行转移。

进一步地，所述光伏发电单元的出力波动满足以下关系式：

p(t)＝psc(t)+psbess(t)+phot(t)

其中：p(t)为t时刻光伏发电单元的出力波动，psc(t)为t时刻蓄电池的功率，psbess(t)为t时刻超级电容的功率，phot(t)为t时刻热泵参与系统功率波动抑制的分量，t表示时间。

本发明离网运行时电-热联供微电网中功率自适应协同控制方法，在光伏等可再生能源功率波动时，能够保证微电网的安全稳定，并实现内部能量和功率的平衡，提高了微电网孤岛系统运行的可靠性和稳定性，为光伏系统与储能、储热实现经济有效的孤岛运行提供了技术支持。同时，本发明控制系统将电热进行了耦合，进行能量的协同分配，且总体投资成本低于单纯的电储能系统，更具商业优势。

附图说明

图1为电力网与热力网耦合系统的结构示意图。

图2为本发明混合储能系统的双层控制框图。

图3为本发明方法控制下的系统输出波形示意图。

图4为无自适应平移控制下的系统输出波形示意图。

图5(a)为负荷需求功率骤降或骤升时无自适应平移控制下蓄电池输出功率变化示意图。

图5(b)为负荷需求功率骤降或骤升时自适应平移控制下蓄电池输出功率变化示意图。

具体实施方式

为了更为具体地描述本发明，下面结合附图及具体实施方式对本发明的技术方案进行详细说明。

本发明自适应协同控制方法包括较长时间尺度的电-热耦合协同控制和快速时间尺度的下层自适应控制；耦合协同控制部分根据光伏出力的波动、混合储能的实时荷电状态、热泵和终端用户的热需求情况，制定电转热的策略，实现光伏功率在混合储能和热泵间的分配；下层自适应控制实现功率在超级电容和蓄电池间的平滑转移。

本发明通过电力网与热力网耦合，可实现大范围能流调配的平台优势，有效利用两网的优势，电、热协同互补的特征在于：电能易于传输、控制方式灵活多变且成熟，热能惯性大、储存成本低。图2所示了本发明双层控制结构，具体如下所述：

(1)电-热耦合协同控制。

该层通过采集各模块的信号，监测各部分的运行情况，在保证系统安全和稳定的前提下，协调控制电-热转换和混合储能系统的充放电状态，t时刻定义光伏出力波动p(t)：

p(t)＝psc(t)+psbess(t)+phot(t)

其中：psc(t)和psbess(t)分别是蓄电池与超级电容的实时功率，充电为正放电为负；phot(t)为热泵参与系统功率波动抑制的分量。

(2)混合储能系统稳定系统电压和频率。

前级dc/dc模块允许能量的双向流动，为减小开关损耗，本发明采用独立pwm控制方式，即当下桥臂进行pwm、上桥臂关断时，电路处于boost放电状态；当上桥臂进行pwm、下桥臂关断时，电路处于buck充电状态。

当微电网孤岛运行时，由于缺少外部大电网的电压和频率支撑，就需要微电网自身保持其内部电能的供求平衡，还需要保证电压和频率的质量。常规的微电网控制方式分为主从控制和对等控制，本发明采用后者。

其中：p、q为发电单元输出有功及无功功率，ω0为发电单元空载运行频率，u0为空载运行电压，ω为实际运行频率，u为实际运行电压，kp、kq为有功、无功下垂系数。

本发明通过采集光伏电站历史功率数据或当地的光照数据，采用小波理论与emd相结合的方式，实现对非平稳功率或光照信号的消噪、频带划分，具体处理过程如下：

2.1小波的阈值去噪。

阈值去噪法是一种简单的的小波消噪方法，思想是对信号进行小波分解后的各层系数中模值大于和小于某个阈值的系数分别处理，然后对处理完的小波系数进行反变换，重构出消噪后的信号。其中小波变换的原理基础为：

其中：将基本小波的函数ψ(t)做位移τ后，再在不同尺度a下与目标信号p(t)做内积，等效的频域表示如下：

其中：p(ω)和ψ(ω)分别是p(t)和ψ(t)的傅里叶变换。

2.2信号的小波处理过程。

本质是相当于采用一组高低通组合正交镜像滤波器进行二选一逐段采样和滤波，将尺度函数φ(t)和小波函数分别记为u0(t)＝φ(t)和h(k)和g(k)被认为是低通和高通滤波器系数。

所定义的函数集合{un(t)}n∈z为由u0＝φ确定的小波包，且g(k)＝(-1)^kh(1-k)，系数满足正交关系；设则可表示如下：

小波包分解法由求和

小波包分解的频段宽度δ与分解层次j及采样频率fs满足如下关系：

δf＝fs/2^j+1

为将提取某频段或几个频段的有效信号，可采用小波重构算法，将不需要的频段置零，然后再进行重构，算法由和求

使用小波分解的低频系数和阈值量化后的高频系数进行小波重构。本发明选用db2小波基函数，对功率信号进行消噪，令：

式中为二项式系数，进一步有：

(3)重构信号的emd处理。

imf函数的获得方法：找出信号p0(t)的局部极值点；把所有的局部极大值用三次样条光滑的连接起来，得到上包络线e+(t)，同样可以得到下包络线e-(t)，则得到局部均值m(t)：

m(t)＝(e+(t)+e-(t))/2

进一步得到差值函数zi(t)：

zi(t)＝p0(t)-m(t)

检查zi(t)是否满足imf条件，若不满足，则把zi(t)当做新的待处理量，重复以上步骤；如果zi(t)满足条件，那么zi(t)就是第一个imf，另记做y1(t)。

将y1(t)从p0(t)中分离出来，得到一个去掉高频分量的差值信号p01(t)，即p01(t)＝p02(t)-y1(t)，将p01(t)视作新的p0(t)，同样的得到p02(t)和y2(t)，重复整个过程，则：

p01(t)-y2(t)＝p02(t)

p0(k-1)(t)-yk(t)＝p0k(t)

这样，信号p0(t)就被分解成n项基本模式分量yi(t)和一个余项rn(t)，即：

因此，emd将非平稳的功率信号分解成k个基本模态分量和一个冗余量之和，分量y1(t),y2(t),…,yk(t)分别包含了信号从高到低不同频率段的成分，每一个频率段所包含的频率成分都是不同的且不是等宽带的，随信号本身的变化而变化。

(4)确定分频频率。

采用emd技术将微网系统中功率信号分解成不同瞬时频率的分量，按照电池充放电次数和超级电容容量最优确定分频频率，低于分频频率的部分由热泵进行平抑，高于分频频率的则由混合储能进行平抑。

具体地，在直流母线电压稳定时，超级电容不与外界进行功率交互，此时平抑所需的功率完全有蓄电池承担，定义如下：

pbat＝pload-ppv

超级电容功率psc与参考值psc_ref做差即为混合储能所应平抑的功率，差值经pi调节器，输出较为平稳的补偿功率pss。若pss在蓄电池允许的充放电限值以内，则控制系统设置pss为控制周期内蓄电池的充放电参考；若pss在蓄电池最大可充可放电功率以外，则设定蓄电池功率为最大可充/可放功率。定义放电时，储能系统功率为正，充电时功率为负。

系统工作时，混合储能所需平抑的总功率pss与蓄电池充放电参考值pbat_ref，超决定了级电容充放电功率的参考值psc_ref，即：

psc_ref＝f(pss,pbat_ref)

若pbat_ref_min≤pss≤pbat_ref_max时，混合储能系统所需平抑的功率pss在蓄电池最大充放电功率以内，平抑功率基本位于中频部分，超级电容暂不需要参与功率调节，即psc_ref＝0。

若pss＜pbat_ref_min＜0或pss＞pbat_ref_max＞0时，混合储能系统所需平抑的功率pss在蓄电池最大充放电功率以外，需要超级电容参与系统的调节，即psc_ref＝pss-pbat_ref；若平抑功率超出了混合储能所能补偿的的最大限值，为优先保证重要负荷的工作运行，就需要切除部分非重要负荷。

图1所示了两网耦合系统结构，在matlab/simulink环境下搭建了含光伏发电系统、热供应系统和混合储能的仿真平台，其中光伏输出功率范围6～20kw。图2为本发明双层控制结构框图，电-热耦合控制层根据光伏功率波动、热泵功率、蓄电池荷电状态、超级电容荷电状态，各自需平抑或补偿的功率，热供应还需考虑用户舒适度状态，对热泵功率进行修正以保证电–热联合微网中热力网满足用户的热供应需求，最终输出热泵出力分量。可再生能源功率波动的高频成分由超级电容进行平抑，并且通过自适应策略逐步将负荷的功率缺额转移给蓄电池，系统输出电压、电流、功率如图3所示。

混合储能的平抑策略如图2所示，图中超级电容功率(系统功率缺额)与参考值(初始为0)做差即为微电网孤岛系统的瞬时功率缺额，再通过pi控制环调节得到系统稳定时的功率缺额，如果未超出蓄电池的功率限值，此时蓄电池输出功率的参考值与该缺额相等；如果超出了蓄电池的功率限值，蓄电池输出功率为上/下限值。

蓄电池储能系统额定功率为20kw，按照其满容量且以最大功率输出时持续时间不小于10h的原则，确定其容量为400a·h，额定电压为500v；超级电容储能系统额定功率为20kw，按照其满容量且以最大功率输出时持续时间不小于30s的原则，确定其电容值为10f，额定电压为400v。

通过不同算例对底层的自适应控制策略和常规控制策略进行比较，保持光伏发电系统输出功率固定，在1.4s和1.45s时系统三相对称负荷需求功率骤升，具体仿真结果如图3和图4所示。

通过对蓄电池输出功率的对比，发现在负荷需求功率骤降或骤升时，在常规控制策略中蓄电池输出功率变化剧烈，如图5(a)所示，对蓄电池冲击大；在自适应控制策略下蓄电池输出功率变化较平滑，如图5(b)所示，对蓄电池起到保护作用。

上述对实施例的描述是为便于本技术领域的普通技术人员能理解和应用本发明。熟悉本领域技术的人员显然可以容易地对上述实施例做出各种修改，并把在此说明的一般原理应用到其他实施例中而不必经过创造性的劳动。因此，本发明不限于上述实施例，本领域技术人员根据本发明的揭示，对于本发明做出的改进和修改都应该在本发明的保护范围之内。