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将分布式储能系统(Distributed Energy Storage System,DESS)应用于独立风光互补系统中,设计了相应的储能控制器,采用电压外环和电流内环的控制方法控制系统直流母线的电压稳定。采用Matlab/Simulink仿真软件,对DESS及其控制器进行了仿真,结果表明,DESS可以维持风/光互补发电系统直流母线电压的稳定,保证系统负荷的可靠供电。 相似文献
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微电网群是促进源网荷储互动、新能源高效利用的重要方式,故障发生时可通过拓扑重构或移动式储能接入维持系统电压频率稳定,保证重要负荷持续、可靠供电。然而,常规分布式一致性策略收敛性能受通信拓扑影响显著,难以适应微电网群故障下的应急控制需求。针对上述问题,提出一种考虑移动式储能应急接入的微电网群动态协同控制策略。一方面,基于动态收敛算法设计兼顾收敛速度和收敛稳定性的分布式协同控制器,实现电源间功率均分和储能荷电状态均衡;另一方面,基于本地量测信息实现系统频率/关键母线电压二次调节恢复,并通过预同步和供需功率转移保证移动式储能平滑投切。在此基础上,进一步引入事件触发机制以降低分布式控制器通信成本。最后,通过仿真算例验证了所提控制策略的有效性。 相似文献
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针对光伏发电输出电压的间歇性、随机性问题,提出分布式光储直流供电系统的电压稳定协调控制,实现高可靠性和高品质供电。针对光伏/储能电源输出低电压、大电流,且纹波大特点,提出三相交错并联变流器拓扑,有效抑制光伏输出电压波动。光伏升压变流器设计改进的极值搜索法,实现光伏系统最大功率点跟踪,改善传统算法动态性能。针对光伏输出电压波动问题,储能双向变流器采用电压-电流双环控制策略,采用非线性微分平滑控制方法设计外环电压环,实现系统直流母线电压稳定控制的同时,确保存在负载突变或控制参数摄动的情况下,系统依然能够快速跟踪直流母线电压期望值。结合内环电流环的线性PI控制,实现分布式光储直流供电系统功率平稳,供电可靠。基于Matlab/Simulink的仿真结果表明,所提出的非线性微分平滑控制方法具有结构简单、稳态误差小、系统稳定性好等特点。 相似文献
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孤岛直流微电网中的电源一般为各分布式电源和储能设备,但是它们为直流微电网系统提供能量时都会存在波动性,从而影响系统母线电压的稳定性。以含有储能变换器的直流微电网为参考对象,设计一种非线性Backstepping控制器,用于控制母线电压的稳定性。控制器采用非线性设计方法,通过在设计过程中的不同阶段选择相应的李雅普诺夫函数,保证系统的稳定性。在Matlab/Simulink中搭建直流微电网仿真模型,验证直流微电网系统输入端存在波动时,所设计的控制器对维持母线电压稳定的有效性。 相似文献
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分布式风储系统是储能与风电配合的一种新的形式,其控制系统运行环境恶劣但可靠性要求高。为了实现分布式风储系统的稳定运行,以确保安全、满足性能、硬件成熟、数据存储可靠为基本原则对内蒙古某风电场的分布式风储系统的控制系统硬件进行了设计。设计采用了无风扇高可靠工业控制计算机作为主控制器,以数据采集卡实现现场信号的采集,设计的电压电流信号调理电路实现了现场信号的隔离输入,主控制器与现场信号实现了三级信号隔离,保障了设备和人员的安全。通过后备电源设计保证了控制系统的掉电安全。上述设计在风电场实现并成功运行,可为风储系统的推广与应用提供参考。 相似文献
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锂电池作为光储微网的储能电池,能够提高光伏发电系统的稳定性,改善电能质量,但成本高昂。将电动汽车的退役动力锂电池用于光储微网的储能单元,不仅可以降低投资成本,还可以缓解大批量电池进入回收阶段的压力。首先基于锂电池的工作原理,构建了退役动力锂电池的等效电路模型。接着建立了储能变流器和多重双向DC/DC变换器级联拓扑,储能变流器采用电压外环、电流内环的双闭环策略,稳定直流母线的电压;多重双向DC/DC变换器采用以电池组的荷电状态(SOC)为约束条件的双闭环控制策略,平抑光伏发电系统的功率波动。最后搭建了基于退役锂电池储能的光储微网系统,验证了控制策略的有效性。 相似文献
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针对光储微电网系统中蓄电池储能存在抗干扰能力较弱、直流母线电压波动较大、充放电有效性差等问题,提出了基于前馈线性自抗扰控制(FF-LADRC)方法的蓄电池储能控制策略。建立双向DC-DC变换器数学模型,并在传统蓄电池双闭环储能控制的研究基础上,通过在电压环和电流环中分别引入LADRC,并且在电压环中加入前馈控制,从而完善了双闭环控制策略,以实现对蓄电池储能系统中充放电过程进行有效控制。仿真结果表明,所提基于FF-LADRC方法的蓄电池储能控制策略能够抑制直流母线电压波动,并且有效提高蓄电池储能系统的充放电性能和降低储能系统超调量。 相似文献
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针对孤岛运行时风力发电、光伏电池等分布式电源输出不稳定问题,提出了一种基于f/P,V/Q下垂控制分布式电源和储能装置相结合的控制策略,建立了包含恒速风力发电机、光伏发电系统和储能蓄电池的风能与光伏混合微电网模型。通过对微电网在并网和孤岛两种模式中的运行特性进行仿真分析,验证了该控制方式的可行性。 相似文献
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独立光伏系统受温度、光照强度等影响,其输出功率具有间歇性、分时性的缺点,然而储能系统"削峰填谷"的功能可以弥补光伏系统的缺点。文章通过双向Buck/Boost电路实现能量的双向流动,采用互补的PWM控制方式实现蓄电池充放电的平滑切换,应用电压电流双闭环控制的方法来抑制直流母线电压的波动。采用双重变换器不仅能够减小电感的大小和设备的重量,而且能够减小电压纹波的大小,同时增加了设备的容量。最后在实验室现有设备的基础上搭建相关实验平台,验证了基于双重双向DC/DC变换器的光储系统及相关控制策略的有效性与优越性。 相似文献
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针对光储微电网并网稳定问题提出了一种有限集模型预测控制(FCS-MPC)方案。储能系统双向DC/DC变换器采用电压电流双环控制,以稳定直流母线电压。建立并网逆变器离散化数学模型,将逆变器输出电流作为成本函数控制量,构建电流预测控制器。逆变器电流采用前2步预测,并使用矢量角补偿法对控制过程进行延时补偿。利用MATLAB/Simulink搭建光伏储能微电网仿真模型,对比分析传统控制和模型预测控制的电压电流响应。结果显示,所提方案在负载变化和光伏功率波动情况下,能提高直流母线电压稳定性,减小并网电流畸变率。 相似文献
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以提高直流微电网内储能单元的动态性能与抗干扰能力为目的,提出了一种针对双向DC/DC变换器的充放电无缝切换控制策略。该策略根据直流母线电压高低进行储能单元自适应充放电切换,进而保持母线电压稳定。在此基础上,考虑到双向DC/DC变换器的非线性特征,引入了可通过fal函数在线调节误差反馈系数的非线性无缝电流环,实现了储能双向DC/DC变换器的充放电无缝切换,提高了控制策略的动态性能与鲁棒性。最后通过仿真与实验:在母线电压跌落、陡升与系统参数变化等工况下,该策略均可实现储能单元的充放电无缝切换,维持母线电压稳定。 相似文献
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为了抑制大规模可再生能源的并网波动,提出一种适用于含抽水蓄能电站与可再生能源发电系统的多端柔性直流输电协同运行策略。该策略根据多端柔性直流输电系统的直流电压波动情况,在可再生能源发电系统利用直流输电系统并网之前,通过调整抽水蓄能机组的运行速率以及计划输出功率,减少其实际出力与预测出力偏差,从而降低可再生能源输出功率波动对交流系统带来的影响。通过建立由互联抽水蓄能电站、风力发电场、光伏发电站和交流电网组成的四端柔性直流输电系统进行仿真,验证了所提控制策略的有效性。 相似文献
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Modelling and Coordinated Control of Grid Connected Photovoltaic, Wind Turbine Driven PMSG, and Energy Storage Device for a Hybrid DC/AC Microgrid 下载免费PDF全文
Prabhakaran Koothu Kesavan Senior Member IEEE Umashankar Subramaniam Dhafer Jaber Almakhles Sivakumar Selvam 《电力系统保护与控制》2024,9(1):154-167
In a DC/AC microgrid system, the issues of DC bus voltage regulation and power sharing have been the subject of a significant amount of research. Integration of renewable energy into the grid involves multiple converters and these are vulnerable to perturbations caused by transient events. To enhance the flexibility and controllability of the grid connected converter (GCC), this paper proposes a common DC bus voltage maintenance and power sharing control strategy of a GCC for a DC/AC microgrid. A maximum power point tracking algorithm is employed to enhance the power delivered by the wind turbine and photovoltaic module. The proposed control strategy consists of primary and secondary aspects. In the primary layer control, the DC bus voltage is regulated by the GCC. In the secondary layer, the DC bus voltage is maintained by the energy storage device. This ensures reliable power for local loads during grid failures, while power injection to the grid is controlled by an energy management algorithm followed by reference generation of inductor current in the GCC. The proposed control strategy operates in different modes of DC voltage regulation, power injection to the grid and a hybrid operating mode. It provides wide flexible control and ensures the reliable operation of the microgrid. The proposed and conventional techniques are compared for a 15.8 kW DC/AC microgrid system using the MATLAB/Simulink environment. The simulation results demonstrate the transient behaviour of the system in different operating conditions. The proposed control technique is twice as fast in its transient response and produces less oscillation than the conventional system. 相似文献