基于微电网储能系统的APF、SVC组合的电能质量治理方法与流程

本发明属于电力系统分布式发电微网及微网电能质量治理领域，特别涉及一种基于微电网储能系统的apf、svc组合的电能质量治理的实现。

背景技术：

微网是基于可再生能源的分布式微型电网技术，近年来越来越受到人们的关注。分布式可再生清洁能源发电往往需要经过功率变换模块才能接入大电网，而功率变换通常需要消耗无功，它们还会产生不确定的谐波，类似的还有电动汽车充电装置等负荷；其他因素包括负荷的非线性和不对称性以及微源的间歇性和不稳定性等；综上所述，微网面临电流谐波、功率不平衡和电压波动等多种电能质量问题。

电池储能系统采用模块化设计，即插即用，安装使用方便，具有快速功率吞吐和四象限运行的能力，在微电网中得到了广泛应用。电池储能系统在调节微电网功率同时能稳定微网系统电压和频率，尤其在微电网处于孤岛状态下，起着电压和频率支撑稳定作用，进而提高微网电能质量。如果只依赖储能系统，不能达到很好的电能治理效果，也不能充分发挥储能系统充放电、削峰填谷、调峰调频、功率平衡和改善电能质量的综合功能。

基于上述原因，本专利提出一种基于微电网储能系统的apf、svc组合的电能质量治理方法。

技术实现要素：

本发明的目的是克服现有技术存在的缺陷，提供一种具有充分发挥每个模块的优势的特点，来实现电池储能装置的充放电、支撑系统电压频率稳定、微网的功率平衡、改善微网电能质量的效果的基于微电网储能系统的apf、svc组合的电能质量治理的策略。

实现本发明目的的技术方案是：一种基于微电网储能系统的apf、svc组合的电能质量治理方法，具有电连接的配电网和变压器t1；所述变压器t1通过策略控制和计费器pcc与微网母线相连；所述微网母线上连接有储能系统、负荷、svc和分布式电源装置；所述储能系统由pcs和储能电池构成，储能电池通过pcs实现与微网的能量交换，输出适量有功和无功功率，从系统层面上保证微网的功率平衡，进而维持系统电压和频率相对稳定；所述pcs并连接到微网母线上；所述负荷包括线性负荷和非线性负荷，两种负荷都通过对应的svc连接到两条支路中；所述分布式电源装置包括太阳能光伏dg1、风力发电装置dg2，且分别通过对应的并联型的apf连接于两条支路中。

上述技术方案所述并联型的apf包括指令电流运算模块和补偿电流生成模块两大部分组成；所述指令电流运算模块的输入端与负荷电流il检测电路的输出端相连接，其输出端与补偿电流生成模块的输入端相连，指令电流运算模块对补偿对象电流中的谐波电流分量、无功电流分量进行检测；所述补偿电流生成模块与补偿电流ic检测电路的输出端相连，补偿电流生成模块根据计算出的指令信号控制pwm逆变器产生所需的补偿电流ic，从而抵消负载电流中需要补偿的电流分量；所述补偿电流生成模块包含依次相连的电流跟踪控制、驱动电路和主电路三大模块。

上述技术方案所述svc的控制系统包括依次相连的数据处理器、pi调节器、svc等值电纳计算模块、脉冲触发模块和svc；所述数据处理器的输入端接系统线电压vsy和线电流isy。

上述技术方案所述pcs包括直流emi、igbt三相桥电路、lcl滤波电路、浪涌电路和交流emi；所述直流emi通过直流断路器qf2与储能电池相连；所述直流emi和igbt三相桥电路之间连接有直流接触器km4；所述交流emi依次通过交流断路器qf1和并网接触器km1连接至微网母线；所述浪涌电流包括涌流接触器km3和涌流电阻；所述igbt三相桥电路和浪涌电路之间连接有lcl滤波电路。

上述技术方案还具有相关量检测控制电路；所述相关量检测控制电路通过检测pcc来判断微网是处于并网还是离网，通过检测发电装置侧电压电流来判断其是否正常运行，另外还需要检测负荷功率以及发电功率以判断是否需要储能系统来进行功率平衡；将上述检测的量通过a/d转换输入到能量管理系统(ems)中进行决策处理储能系统、apf和svc的组合工作。

上述技术方案所述储能系统的v/f控制策略中，电流闭环控制策略为内环，加上电压外环就得到v/f控制策略；电压外环需采集负载侧电压u，经派克变换得到ud、uq，分别与电压参考值udref、uqref做差，将得到的差值经pi环节得到电流内环给定值idref、iqref，采集滤波器电感电流经派克变换得到id、iq，分别与idref、iqref做差后经电流内环和svpwm发生器得到控制功率开关管的pwm控制信号，实现pcs孤岛运行的控制。

上述技术方案所述储能系统的p/q控制策略中，电流闭环控制策略为内环，加上功率外环就得到pq控制策略，功率外环采集并网电压u和并网电流i，经(abc/dq)变换得到ud、uq、id、iq，再经式

p＝udid+uqiq(1-1)

q＝udiq+uqid(1-2)

计算得到p、q，与给定值pref、qref做差经pi环节得到电流给定值idref、iqref分别与id、iq做差，经过pi环节以及前馈功率解耦环节得到经过(dq/αβ)变换得到两相静止坐标系下的电压和作为空间矢量控制的svpwm发生器的控制信号，svpwm通过控制系统给定的电压矢量信息，产生控制功率开关管的pwm控制信号，实现pcs并网运行的控制。

上述技术方案微网由并网运行切换至孤岛运行过程中，光伏系统始终采用pq控制模式为微网提供无功与有功支撑，而储能系统则作为微网离网运行时的主控单元，在进入孤岛运行后采用v/f控制以维持微网电压和频率稳定，在此过程中对储能系统的控制是实现平滑离网的关键,并网切换至孤岛的控制策略具体步骤如下：

(1)功率调整：持续改变储能系统的输出功率参考，使其输出期望的可控功率，从而改变联络线的潮流，进而减小微网与配电网之间的功率交互，记ppcc、qpcc为联络线实测功率，ppccref、qpccref表示联络线的期望功率，初始值设为零；

(2)物理状态切换：经功率调整后，当联络线功率满足ppcc≤plim且qpcc≤qlim，断开并网开关，其中plim、qlim别为离网前联络线有功功率、无功功率阀值；采用控制模式切换滞后物理状态，可缩短异常状态持续时间，有利于实现离并网的平滑切换；

(3)控制模式切换：并网开关断开后，立即将储能系统由pq控制模式切换到v/f模式，为了减小直接切换过程所引起的振荡，采用基于控制器状态跟随平滑切换控制策略，将v/f控制器状态与pq控制器的输出设计为一个负反馈作为v/f控制器的输入，使得切换前v/f控制器随时跟随pq控制器的输出，保证两控制器的输出状态时刻一致，同时合理控制逻辑开关ka～kd：并网时，ka、kd闭合，kb、kc断开；切换时，ka、kd断开，kb、kc闭合；至此，光储微网完成从并网到孤岛的运行。

上述技术方案孤岛转并网采用预同步控制算法，不断调整并跟踪微网的出口电压、相位、频率与配电网电压、相位、频率，使两者偏差满足并网要求，从而实现并网操作，具体步骤如下：

(1)预同步控制算法：微网由离网运行转换至并网运行的过程中受电压偏差、相角偏差的冲击影响较大，受频率偏差影响较小，因此为了减小并网合闸时微网对配电网的冲击，并网前采用预同步控制算法来调整微网与配电网的电压和相角值基本一致，udgrid、uqgrid、θgrid分别为配电网dq轴分量、相角；

(2)物理状态切换：经预同步控制策略调整后，当电压、频率、相角满足式

|fgrid-f|≤0.2hz(1-4)

|θgrid-θ|≤5°(1-5)

即可闭合并网开关，式(1-5)中un为额定电压幅值；

(3)控制模式切换：并网开关闭合后，立即将储能系统由v/f控制投切至pq控制，光储微网完成从孤岛运行转换至并网运行模式。

上述技术方案当微网处于并网时，且分布式电源处于正常运行状态，可将分布式电源多余的电对储能装置进行充电，也可以发送给电网，此刻可用apf和svc综合补偿分布式电源和负荷电能质量；当分布式电源处于停机状态，储能用于平衡负荷作用，此时svc补偿负荷电能质量；

当微电网处于离并网切换状态，储能起着平滑微网切换的瞬态过程，维持微网切换过程的稳定性，从而保证微网离并网切换过程中的电能质量；

当微网处于孤岛状态时，且分布式发电装置处于正常运行状态，同时满足发电功率大于等于负荷功率，储能系统支撑微电网系统电压频率稳定，采用apf和svc综合补偿系统改善电能质量；若发电功率小于负荷功率时，储能系统维持系统功率平衡，采用apf和和svc组合改善电能质量，该情况下储能系统同时用于改善电能质量和功率平衡；当储能系统满足一部分功率平衡，采用储能系统和svc综合系统改善电能质量和功率平衡；当储能系统不能满足功率平衡，则微网系统无法工作，需要切断部分次重要负荷，来维持系统稳定。

采用上述技术方案后，本发明具有以下积极的效果：

(1)本发明的储能系统，其在平衡微电网功率输出及调节电压频率有着很好效果，但由于其在治理负载端电压电流不平衡等效果不如svc快速准确，如果同svc组合使用，将会起到更佳的效果。因此实现储能系统和svc的联合，形成了储能系统和svc的综合补偿系统。

(2)本发明的apf和svc的控制系统相对独立，没有形成闭环，不会耦合，因此它们在同时工作时不会产生稳定性问题，方便实施独立控制，此外apf既可以实现对各次谐波的动态治理，又可以补偿svc装置产生的谐波，弥补svc对冲击性负载反应较慢的缺点，特殊情况下可以补偿小容量的无功电流，svc的补偿容量大，价格容量比相对较小，可以准确调节，频繁投切，快速动作，以弥补apf补偿容量不足的缺点，因此实现apf和svc强强联合，相互补充，形成apf和svc的综合补偿系统。

(3)本发明通过储能系统、apf、svc的统筹协调使用，使电池储能系统既可以有效地维持微电网的功率平衡，系统各种状态运行稳定，又能很好地改善微电网的电能质量。

附图说明

为了使本发明的内容更容易被清楚地理解，下面根据具体实施例并结合附图，对本发明作进一步详细的说明，其中

图1为本发明的微网系统结构图；

图2为本发明的并联型apf的原理图；

图3为本发明的svc基本拓扑结构；

图4为本发明的svc控制系统框图；

图5为本发明的电池储能系统结构图；

图6为本发明的储能系统v/f控制策略；

图7为本发明的储能系统p/q控制策略；

图8为本发明的功率调整控制算法框图；

图9为本发明的控制器状态跟随平滑切换控制策略框图；

图10为本发明的预同步控制算法框图；

图11为本发明的微网电能质量综合治理流程图；

图12为本发明的相关量检测电路及系统控制结构示意图。

具体实施方式

(实施例1)

如图1所示为微网系统结构图，本图包括储能系统、apf、svc、分布式电源装置、负荷、并网接入系统和变压器，所述储能系统由pcs和电池储能装置构成，通过pcs并连接到微网母线上，所述负荷包括线性负荷和非线性负荷，两种负荷都通过svc连接到支路中，所述分布式电源装置为太阳能光伏、风力发电装置，其通过apf连接于支路中，微网系统经过pcc及变压器连接于配电网系统。

如图2所示为并联型apf的原理图，apf由指令电流运算模块和补偿电流生成模块两大部分组成，补偿电流生成模块包含电流跟踪控制、驱动电路和主电路3大模块,对补偿对象电流中的谐波电流分量、无功电流分量等的检测是指令电流运算模块的作用；而根据计算出的指令信号控制pwm逆变器产生所需的补偿电流是补偿电流生成模块的作用。

apf的基本工作原理：首先通过检测负荷电流，指令电流运算模块计算出指令信号，然后经过补偿电流发生模块生成所需的补偿电流，最后补偿电流抵消负载电流中需要补偿的电流分量，从而得到理想的电流。例如，当仅需要补偿谐波电流时，apf检测出负荷电流il中的谐波电流ilh，指令信号由ilh反极性后得到，最后补偿模块产生的补偿电流ic，由于谐波电流ilh与补偿电流ic方向相反、大小相等，二者的电流和为零，从而电源电流is中仅包含含基波电流成分，这样就达到了补偿谐波的目的。

如图3所示为svc基本拓扑结构，其运行原理为：当系统电压低于设定的运行电压时，根据需要补偿的无功量投入适当组数的电容器组，并略有一点正偏差(过补偿)，此时再利用tcr调节输出的感性无功功率来抵消这部分过补偿容性无功功率；当系统电压高于设定电压时，则切除所有电容器组，只留有tcr运行。

如图4所示为svc控制系统框图，控制器所需信号为系统线电压vsy、线电流isy以及目标参考电压值vref。如用于校正功率因数或补偿无功功率，只需将电压设定值改为相应的无功设定值或功率因数设定值即可。控制规律采用可变参数的pid调节器，其算法可靠简单且易于实现。

如图5为电池储能系统结构图，包括储能电池及pcs，储能电池通过pcs实现与微网的能量交换，pcs包括直流emi、igbt三相桥电路、lcl滤波电路、浪涌电路、交流emi电路、控制电路等。

如图6为储能系统v/f控制策略，电流闭环控制策略为内环，加上电压外环就得到v/f控制策略。电压外环需采集负载侧电压u，经派克变换得到ud、uq，分别与电压参考值udref、uqref做差，将得到的差值经pi环节得到电流内环给定值idref、iqref，采集滤波器电感电流经派克变换得到id、iq，分别与idref、iqref做差后经电流内环和svpwm发生器得到控制功率开关管的pwm控制信号，实现pcs孤岛运行的控制。

如图7储能系统p/q控制策略，电流闭环控制策略为内环，加上功率外环就得到pq控制策略，功率外环采集并网电压u和并网电流i，经(abc/dq)变换得到ud、uq、id、iq，再经式(1-1)、(1-2)计算得到p、q，与给定值pref、qref做差经pi环节得到电流给定值idref、iqref分别与id、iq做差，经过pi环节以及前馈功率解耦环节得到经过(dq/αβ)变换得到两相静止坐标系下的电压和作为空间矢量控制的svpwm发生器的控制信号，svpwm通过控制系统给定的电压矢量信息，产生控制功率开关管的pwm控制信号，实现pcs并网运行的控制。

p＝udid+uqiq(1-1)

q＝udiq+uqid(1-2)

如图8功率调整控制算法框图和图9控制器状态跟随平滑切换控制策略框图，微网由并网运行切换至孤岛运行过程中，光伏系统始终采用pq控制模式为微网提供无功与有功支撑，而储能系统则作为微网离网运行时的主控单元，在进入孤岛运行后采用v/f控制以维持微网电压和频率稳定，在此过程中对储能系统的控制是实现平滑离网的关键。并网切换至孤岛的控制策略具体步骤如下。

(1)功率调整。持续改变储能系统的输出功率参考，使其输出期望的可控功率，从而改变联络线的潮流，进而减小微网与配电网之间的功率交互。图8为功率调整控制算法框图，ppcc、qpcc为联络线实测功率，ppccref、qpccref表示联络线的期望功率，初始值设为零。

(2)物理状态切换。经功率调整后，当联络线功率满足ppcc≤plim且qpcc≤qlim，断开并网开关，其中plim、qlim别为离网前联络线有功功率、无功功率阀值。采用控制模式切换滞后物理状态(并网开关)切换，可显著缩短异常状态持续时间，有利于实现离并网的平滑切换。故本文采用先进行物理状态切换再进行控制模式切换。

(3)控制模式切换。并网开关断开后，立即将储能系统由pq控制模式切换到v/f模式。为了减小直接切换过程所引起的振荡，此处采用基于控制器状态跟随平滑切换控制策略[20]，其结构框图如图9所示，将v/f控制器状态与pq控制器的输出设计为一个负反馈作为v/f控制器的输入，使得切换前v/f控制器随时跟随pq控制器的输出，保证两控制器的输出状态时刻一致。同时合理控制逻辑开关ka～kd：并网时，ka、kd闭合，kb、kc断开；切换时，ka、kd断开，kb、kc闭合。至此，光储微网完成从并网到孤岛的运行。

如图10为预同步控制算法框图，孤岛转并网采用预同步控制算法，不断调整并跟踪微网的出口电压、相位、频率与配电网电压、相位、频率，使两者偏差满足并网要求，从而实现并网操作，具体步骤如下。

(1)预同步控制算法。微网由离网运行转换至并网运行的过程中受电压偏差、相角偏差的冲击影响较大，受频率偏差影响较小[38]。因此为了减小并网合闸时微网对配电网的冲击，并网前采用预同步控制算法[35]来调整微网与配电网的电压和相角值基本一致，其控制框图如图10所示，udgrid、uqgrid、θgrid分别为配电网dq轴分量、相角。

(2)物理状态切换。经预同步控制策略调整后，当电压、频率、相角满足式(1-3)、(1-4)、(1-5)条件即可闭合并网开关[39]。式(1-5)中un为额定电压幅值。

|fgrid-f|≤0.2hz(1-4)

|θgrid-θ|≤5°(1-5)

(3)控制模式切换。并网开关闭合后，立即将储能系统由v/f控制投切至pq控制，光储微网完成从孤岛运行转换至并网运行模式。

如图11为微网电能质量综合治理流程图，具体如情形一、二、三：

情形一：当微网处于并网时，且分布式电源处于正常运行状态，可将分布式电源多余的电对储能装置进行充电，也可以发送给电网，此刻可用apf和svc综合补偿分布式电源和负荷电能质量；当分布式电源处于停机状态，储能用于平衡负荷作用，此时svc补偿负荷电能质量；

情形二：当微电网处于离并网切换状态，储能起着平滑微网切换的瞬态过程，维持微网切换过程的稳定性，从而保证微网离并网切换过程中的电能质量；

情形三：当微网处于孤岛状态时，且分布式发电装置处于正常运行状态，同时满足发电功率大于等于负荷功率，储能系统支撑微电网系统电压频率稳定，采用apf和svc综合补偿系统改善电能质量；若发电功率小于负荷功率时，储能系统维持系统功率平衡，采用apf和和svc组合改善电能质量，该情况下储能系统同时用于改善电能质量和功率平衡；当储能系统满足一部分功率平衡，采用储能系统和svc综合系统改善电能质量和功率平衡；当储能系统不能满足功率平衡，则微网系统无法工作，需要切断部分次重要负荷，来维持系统稳定。

如图12为相关量检测电路及系统控制结构示意图，通过检测pcc来判断微网是处于并网还是离网，通过检测发电装置侧电压电流来判断其是否正常运行，另外还需要检测负荷功率以及发电功率以判断是否需要储能系统来进行功率平衡。将上述检测的量通过a/d转换输入到能量管理系统(ems)中进行决策处理储能系统、apf和svc的组合工作。

以上所述的具体实施例，对本发明的目的、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，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。