本發(fā)明屬于新能源控制，具體地，涉及一種含氫儲直流微電網(wǎng)的虛擬同步發(fā)電機（vsg）協(xié)同控制方法及系統(tǒng)。

背景技術(shù)：

1、隨著新能源發(fā)電技術(shù)的發(fā)展，直流微電網(wǎng)的相應研究也在不斷深入。相較于傳統(tǒng)交流微電網(wǎng)，直流微電網(wǎng)沒有同步、諧波和頻率控制等問題，控制復雜度低，運行穩(wěn)定性較高，可作為獨立系統(tǒng)，實現(xiàn)并網(wǎng)或孤島運行，已逐漸成為新能源消納的最佳途徑。

2、然而可再生能源出力具有隨機性和不確定性，降低了直流微電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行能力。儲能系統(tǒng)的接入能夠有效解決該問題。傳統(tǒng)儲能技術(shù)如電化學儲能雖然功率密度較高，但能量密度較低，難以兼顧高能量密度與經(jīng)濟運行。氫能作為高能量密度的清潔能源，其合理接入直流微電網(wǎng)不僅能夠提高系統(tǒng)的經(jīng)濟性，也可提升其可再生能源的消納能力?，F(xiàn)有技術(shù)中，針對分布式能源制氫系統(tǒng)以電流源型控制方法為主，無法提供電壓和頻率支撐以滿足高比例新能源接入系統(tǒng)的慣性需求。采用構(gòu)網(wǎng)型控制技術(shù)能夠為系統(tǒng)提供一定的電壓和頻率支撐，提高系統(tǒng)穩(wěn)定性。構(gòu)網(wǎng)型技術(shù)主要包括下垂控制、虛擬同步發(fā)電機控制、匹配控制、虛擬振蕩器控制等，目前主流采用的是虛擬同步發(fā)電機控制。同時相較于風電、光伏等出力波動較大的能源，儲能系統(tǒng)由于能量來源相對獨立，可作為構(gòu)網(wǎng)型控制技術(shù)的理想載體，且其硬件形態(tài)上與常規(guī)儲能基本相同。構(gòu)網(wǎng)型儲能與常規(guī)儲能的差異主要在于構(gòu)網(wǎng)型控制策略對于電力電子器件過流能力、設備散熱性能等的要求更高，能夠更好地發(fā)揮電壓源支撐作用。構(gòu)網(wǎng)型儲能能夠有效改善高比例新能源接入系統(tǒng)所帶來的短路容量、轉(zhuǎn)動慣量缺失等問題，對未來新型電力系統(tǒng)的建設有支撐作用。

技術(shù)實現(xiàn)思路

1、為解決現(xiàn)有技術(shù)中存在的不足，本發(fā)明提供一種含氫儲直流微電網(wǎng)的vsg協(xié)同控制方法及裝置，充分結(jié)合電池儲能和氫儲能的模型，同時根據(jù)混合儲能系統(tǒng)響應速度的特性，合理制定了相應的協(xié)調(diào)控制方法，解決了傳統(tǒng)分布式能源制氫系統(tǒng)所采用的電流源型控制策略無法滿足高比例新能源接入系統(tǒng)的慣性需求的問題。

2、本發(fā)明采用如下的技術(shù)方案。

3、本發(fā)明提出了一種含氫儲直流微電網(wǎng)的vsg協(xié)同控制方法，含氫儲直流微電網(wǎng)包括電儲裝置和氫儲系統(tǒng)，其中，電儲裝置包括dc-dc變換器和蓄電池，氫儲裝置包括電解槽及其對應的dc-dc變換器、儲氫罐、燃料電池及其對應的dc-dc變換器；各dc-dc變換器的控制器均包括電流環(huán)；包括：

4、建立電儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)參考電流控制模塊；電儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)參考電流控制模塊以直流母線的實際電壓和電壓參考值、含氫儲直流微電網(wǎng)匯入直流母線的實際電流和電流參考值為輸入數(shù)據(jù)，當蓄電池的荷電狀態(tài)滿足時，電流環(huán)參考電流控制模塊向電儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)提供的電流參考值為含氫儲直流微電網(wǎng)達到穩(wěn)態(tài)運行時的蓄電池穩(wěn)態(tài)電流參考值與蓄電池輸出電流的差值；當蓄電池的荷電狀態(tài)滿足或者時，電流環(huán)參考電流控制模塊向電儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)提供的電流參考值為設定的蓄電池電流參考值與蓄電池輸出電流的差值；

5、建立氫儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)參考電流控制模塊；氫儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)參考電流控制模塊以設定的蓄電池電流參考值、含氫儲直流微電網(wǎng)匯入直流母線的電流參考值、直流母線匯入電解槽的電流、燃料電池匯入直流母線的電流為輸入數(shù)據(jù)，當蓄電池的荷電狀態(tài)滿足時，電流環(huán)參考電流控制模塊基于同步發(fā)電機轉(zhuǎn)子機械方程對輸入數(shù)據(jù)進行處理以確定含氫儲直流微電網(wǎng)達到穩(wěn)態(tài)運行時的氫儲穩(wěn)態(tài)電流參考值，當蓄電池的荷電狀態(tài)滿足或者時，電流環(huán)參考電流控制模塊基于同步發(fā)電機轉(zhuǎn)子機械方程對輸入數(shù)據(jù)和設定的蓄電池電流參考值進行處理以確定含氫儲直流微電網(wǎng)達到穩(wěn)態(tài)運行時的氫儲穩(wěn)態(tài)電流參考值；當氫儲穩(wěn)態(tài)電流參考值為正時，電流環(huán)參考電流控制模塊利用氫儲穩(wěn)態(tài)電流參考值和燃料電池輸出電流確定電流環(huán)參考電流控制模塊向燃料電池的dc-dc變換器的電流環(huán)提供的電流參考值；當氫儲穩(wěn)態(tài)電流參考值為負時，電流環(huán)參考電流控制模塊利用氫儲穩(wěn)態(tài)電流參考值和電解槽輸入電流確定電流環(huán)參考電流控制模塊向電解槽的dc-dc變換器的電流環(huán)提供的電流參考值；

6、其中，為蓄電池的荷電狀態(tài)，為荷電狀態(tài)上限，為荷電狀態(tài)下限；

7、以直流母線的實際電壓與電壓參考值的電壓差值、含氫儲直流微電網(wǎng)匯入直流母線的實際電流和電流參考值的電流差值、蓄電池匯入直流母線的電流構(gòu)成狀態(tài)變量；基于狀態(tài)空間方程，利用狀態(tài)變量，以協(xié)同控制的各項指標最優(yōu)為目標，對電儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)參考電流控制模塊和氫儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)參考電流控制模塊的參數(shù)進行整定；以整定好的電儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)參考電流控制模塊和氫儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)參考電流控制模塊，進行含氫儲直流微電網(wǎng)的vsg協(xié)同控制。

8、優(yōu)選地，電儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)參考電流控制模塊，包括：電壓調(diào)速器、動態(tài)關(guān)斷單元、第一荷電狀態(tài)監(jiān)測單元；

9、電壓調(diào)速器根據(jù)直流母線的實際電壓與電壓參考值的差值，向第一荷電狀態(tài)監(jiān)測單元提供第一電流信號；

10、動態(tài)關(guān)斷單元以含氫儲直流微電網(wǎng)匯入直流母線的電流參考值與含氫儲直流微電網(wǎng)匯入直流母線的實際電流的差值，作為第一荷電狀態(tài)監(jiān)測單元的第二電流信號；

11、第一荷電狀態(tài)監(jiān)測單元根據(jù)第一電流信號與第二電流信號之和的相反數(shù)，確定含氫儲直流微電網(wǎng)達到穩(wěn)態(tài)運行時的蓄電池穩(wěn)態(tài)電流參考值，同時第一荷電狀態(tài)監(jiān)測單元獲取設定的蓄電池電流參考值；當蓄電池的荷電狀態(tài)滿足時，第一荷電狀態(tài)監(jiān)測單元向電流環(huán)提供的電流參考值為蓄電池穩(wěn)態(tài)電流參考值與蓄電池輸出電流的差值；當蓄電池的荷電狀態(tài)滿足或者時，電流環(huán)參考電流控制模塊向電流環(huán)提供的電流參考值為設定的蓄電池電流參考值與蓄電池輸出電流的差值。

12、優(yōu)選地，電壓調(diào)速器以直流母線的實際電壓與電壓參考值的電壓差值為輸入信號，以如下關(guān)系式得到第一電流信號：

13、，

14、式中，為第一電流信號，為電壓調(diào)速器的參數(shù)。

15、優(yōu)選地，動態(tài)關(guān)斷單元以含氫儲直流微電網(wǎng)匯入直流母線的電流參考值與含氫儲直流微電網(wǎng)匯入直流母線的實際電流的電流差值為輸出信號，滿足如下關(guān)系式：

16、，

17、式中，為第二電流信號，為含氫儲直流微電網(wǎng)匯入直流母線的電流參考值，為含氫儲直流微電網(wǎng)匯入直流母線的電流；

18、并且，動態(tài)關(guān)斷單元中含氫儲直流微電網(wǎng)匯入直流母線的電流參考值與電流差值滿足如下關(guān)系式：

19、，

20、式中，為動態(tài)關(guān)斷單元的策略系數(shù)。

21、優(yōu)選地，含氫儲直流微電網(wǎng)達到穩(wěn)態(tài)運行時蓄電池穩(wěn)態(tài)電流參考值滿足如下關(guān)系式：

22、，

23、式中，為蓄電池穩(wěn)態(tài)電流參考值，為蓄電池輸出電壓與直流母線的實際電壓之間的比例系數(shù)，為直流母線的實際電壓與電壓參考值的電壓差值，為含氫儲直流微電網(wǎng)匯入直流母線的電流參考值，為含氫儲直流微電網(wǎng)匯入直流母線的實際電流。

24、優(yōu)選地，氫儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)參考電流控制模塊包括：直流vsg控制單元、第二荷電狀態(tài)監(jiān)測單元、限幅控制單元；

25、當蓄電池的荷電狀態(tài)滿足時，第二荷電狀態(tài)監(jiān)測單元向直流vsg控制單元輸出的電流信號為0，當蓄電池的荷電狀態(tài)滿足或者時，第二荷電狀態(tài)監(jiān)測單元向直流vsg控制單元輸出的電流信號為設定的蓄電池電流參考值；

26、直流vsg控制單元以含氫儲直流微電網(wǎng)匯入直流母線的電流參考值與第二荷電狀態(tài)監(jiān)測單元輸出的電流信號之和為輸入電流信號；基于優(yōu)化同步發(fā)電機轉(zhuǎn)子機械方程得到傳遞函數(shù)，利用輸入電流信號、直流母線匯入電解槽的電流、以及燃料電池匯入直流母線的電流，基于傳遞函數(shù)得到電壓信號，根據(jù)直流母線的實際電壓和電壓參考值的差值與電壓信號之間的差值確定含氫儲直流微電網(wǎng)達到穩(wěn)態(tài)運行時的氫儲穩(wěn)態(tài)電流參考值；

27、限幅控制單元包括斜率限幅器、第一限幅器和第二限幅器；當氫儲穩(wěn)態(tài)電流參考值為正時，氫儲裝置的電流參考值經(jīng)斜率限幅器和第一限幅器后得到的電流信號與燃料電池輸出電流的差值，作為電流環(huán)參考電流控制模塊向燃料電池的dc-dc變換器的電流環(huán)提供的電流參考值；當氫儲穩(wěn)態(tài)電流參考值為負時，氫儲裝置的電流參考值經(jīng)第二限幅器后得到的電流信號與電解槽輸入電流的差值，作為電流環(huán)參考電流控制模塊向電解槽的dc-dc變換器的電流環(huán)提供的電流參考值。

28、優(yōu)選地，基于優(yōu)化同步發(fā)電機轉(zhuǎn)子機械方程得到傳遞函數(shù)，包括：

29、引入虛擬慣量和虛擬阻尼系數(shù)對同步發(fā)電機轉(zhuǎn)子機械方程進行優(yōu)化，滿足如下關(guān)系式：

30、，

31、式中，為電網(wǎng)實際角頻率，為電網(wǎng)參考角頻率，為機械功率，為電磁功率，為虛擬轉(zhuǎn)動慣量，為虛擬阻尼系數(shù)；

32、將、、、分別用直流母線的實際電壓、直流母線的電壓參考值、含氫儲直流微電網(wǎng)匯入直流母線的電流參考值、燃料電池匯入直流母線的電流與直流母線匯入電解槽的電流的差值進行代替，得到直流vsg控制單元的模型的傳遞函數(shù)，滿足如下關(guān)系式：

33、，

34、式中，和分別為直流vsg控制單元中類比虛擬轉(zhuǎn)動慣量和虛擬阻尼系數(shù)所得的參數(shù)。

35、優(yōu)選地，電儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)參考電流控制模塊的參數(shù)包括：電壓調(diào)速器的參數(shù)、蓄電池輸出電壓與直流母線的實際電壓之間的比例系數(shù)、動態(tài)關(guān)斷單元的策略系數(shù)。

36、優(yōu)選地，氫儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)參考電流控制模塊的參數(shù)包括：直流vsg控制單元中類比虛擬轉(zhuǎn)動慣量的參數(shù)、直流vsg控制單元中類比虛擬阻尼系數(shù)的參數(shù)、含氫儲直流微電網(wǎng)匯入直流母線的實際電流的變化率。

37、優(yōu)選地，協(xié)同控制的各項指標包括：蓄電池額定輸出功率和直流母線電壓波動范圍、蓄電池輸出電流平滑度和蓄電池使用壽命、同步發(fā)電機轉(zhuǎn)子機械方程中的轉(zhuǎn)動慣量。

38、本發(fā)明還提出了一種含氫儲直流微電網(wǎng)的vsg協(xié)同控制裝置，包括：

39、電儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)參考電流控制模塊，用于以直流母線的實際電壓和電壓參考值、含氫儲直流微電網(wǎng)匯入直流母線的實際電流和電流參考值為輸入數(shù)據(jù)，當蓄電池的荷電狀態(tài)滿足時，電流環(huán)參考電流控制模塊向電儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)提供的電流參考值為含氫儲直流微電網(wǎng)達到穩(wěn)態(tài)運行時的蓄電池穩(wěn)態(tài)電流參考值與蓄電池輸出電流的差值；當蓄電池的荷電狀態(tài)滿足或者時，電流環(huán)參考電流控制模塊向電儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)提供的電流參考值為設定的蓄電池電流參考值與蓄電池輸出電流的差值；

40、氫儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)參考電流控制模塊，用于以設定的蓄電池電流參考值、含氫儲直流微電網(wǎng)匯入直流母線的電流參考值、直流母線匯入電解槽的電流、燃料電池匯入直流母線的電流為輸入數(shù)據(jù)，當蓄電池的荷電狀態(tài)滿足時，電流環(huán)參考電流控制模塊基于同步發(fā)電機轉(zhuǎn)子機械方程對輸入數(shù)據(jù)進行處理以確定含氫儲直流微電網(wǎng)達到穩(wěn)態(tài)運行時的氫儲穩(wěn)態(tài)電流參考值，當蓄電池的荷電狀態(tài)滿足或者時，電流環(huán)參考電流控制模塊基于同步發(fā)電機轉(zhuǎn)子機械方程對輸入數(shù)據(jù)和設定的蓄電池電流參考值進行處理以確定含氫儲直流微電網(wǎng)達到穩(wěn)態(tài)運行時的氫儲穩(wěn)態(tài)電流參考值；當氫儲穩(wěn)態(tài)電流參考值為正時，電流環(huán)參考電流控制模塊利用氫儲穩(wěn)態(tài)電流參考值和燃料電池輸出電流確定電流環(huán)參考電流控制模塊向燃料電池的dc-dc變換器的電流環(huán)提供的電流參考值；當氫儲穩(wěn)態(tài)電流參考值為負時，電流環(huán)參考電流控制模塊利用氫儲穩(wěn)態(tài)電流參考值和電解槽輸入電流確定電流環(huán)參考電流控制模塊向電解槽的dc-dc變換器的電流環(huán)提供的電流參考值；

41、其中，為蓄電池的荷電狀態(tài)，為荷電狀態(tài)上限，為荷電狀態(tài)下限；

42、電流環(huán)參考電流控制模塊參數(shù)整定模塊，用于以直流母線的實際電壓與電壓參考值的電壓差值、含氫儲直流微電網(wǎng)匯入直流母線的實際電流和電流參考值的電流差值、蓄電池匯入直流母線的電流構(gòu)成狀態(tài)變量；基于狀態(tài)空間方程，利用狀態(tài)變量，以協(xié)同控制的各項指標最優(yōu)為目標，對電儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)參考電流控制模塊和氫儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)參考電流控制模塊的參數(shù)進行整定；以整定好的電儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)參考電流控制模塊和氫儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)參考電流控制模塊，進行含氫儲直流微電網(wǎng)的vsg協(xié)同控制。

43、優(yōu)選地，電儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)參考電流控制模塊，包括：電壓調(diào)速器、動態(tài)關(guān)斷單元、第一荷電狀態(tài)監(jiān)測單元；

44、電壓調(diào)速器根據(jù)直流母線的實際電壓與電壓參考值的差值，向第一荷電狀態(tài)監(jiān)測單元提供第一電流信號；

45、動態(tài)關(guān)斷單元以含氫儲直流微電網(wǎng)匯入直流母線的電流參考值與含氫儲直流微電網(wǎng)匯入直流母線的實際電流的差值，作為第一荷電狀態(tài)監(jiān)測單元的第二電流信號；

46、第一荷電狀態(tài)監(jiān)測單元根據(jù)第一電流信號與第二電流信號之和的相反數(shù)，確定含氫儲直流微電網(wǎng)達到穩(wěn)態(tài)運行時的蓄電池穩(wěn)態(tài)電流參考值，同時第一荷電狀態(tài)監(jiān)測單元獲取設定的蓄電池電流參考值；當蓄電池的荷電狀態(tài)滿足時，第一荷電狀態(tài)監(jiān)測單元向電流環(huán)提供的電流參考值為蓄電池穩(wěn)態(tài)電流參考值與蓄電池輸出電流的差值；當蓄電池的荷電狀態(tài)滿足或者時，電流環(huán)參考電流控制模塊向電流環(huán)提供的電流參考值為設定的蓄電池電流參考值與蓄電池輸出電流的差值。

47、優(yōu)選地，氫儲裝置內(nèi)dc-dc變換器的電流環(huán)參考電流控制模塊包括：直流vsg控制單元、第二荷電狀態(tài)監(jiān)測單元、限幅控制單元；

48、當蓄電池的荷電狀態(tài)滿足時，第二荷電狀態(tài)監(jiān)測單元向直流vsg控制單元輸出的電流信號為0，當蓄電池的荷電狀態(tài)滿足或者時，第二荷電狀態(tài)監(jiān)測單元向直流vsg控制單元輸出的電流信號為設定的蓄電池電流參考值；

49、直流vsg控制單元以含氫儲直流微電網(wǎng)匯入直流母線的電流參考值與第二荷電狀態(tài)監(jiān)測單元輸出的電流信號之和為輸入電流信號；基于優(yōu)化同步發(fā)電機轉(zhuǎn)子機械方程得到傳遞函數(shù)，利用輸入電流信號、直流母線匯入電解槽的電流、以及燃料電池匯入直流母線的電流，基于傳遞函數(shù)得到電壓信號，根據(jù)直流母線的實際電壓和電壓參考值的差值與電壓信號之間的差值確定含氫儲直流微電網(wǎng)達到穩(wěn)態(tài)運行時的氫儲穩(wěn)態(tài)電流參考值；

50、限幅控制單元包括斜率限幅器、第一限幅器和第二限幅器；當氫儲穩(wěn)態(tài)電流參考值為正時，氫儲裝置的電流參考值經(jīng)斜率限幅器和第一限幅器后得到的電流信號與燃料電池輸出電流的差值，作為電流環(huán)參考電流控制模塊向燃料電池的dc-dc變換器的電流環(huán)提供的電流參考值；當氫儲穩(wěn)態(tài)電流參考值為負時，氫儲裝置的電流參考值經(jīng)第二限幅器后得到的電流信號與電解槽輸入電流的差值，作為電流環(huán)參考電流控制模塊向電解槽的dc-dc變換器的電流環(huán)提供的電流參考值。

51、一種終端，包括處理器及存儲介質(zhì)；存儲介質(zhì)用于存儲指令；處理器用于根據(jù)指令進行操作以執(zhí)行方法的步驟。

52、計算機可讀存儲介質(zhì)，其上存儲有計算機程序，該程序被處理器執(zhí)行時實現(xiàn)方法的步驟。

53、本發(fā)明的有益效果在于，與現(xiàn)有技術(shù)相比至少包括，針對孤島直流微電網(wǎng)系統(tǒng)提出一種含氫儲直流vsg控制的電氫混合儲能系統(tǒng)協(xié)同控制方法。其中氫儲裝置采用直流vsg策略，通過模擬同步發(fā)電機轉(zhuǎn)子機械方程引入虛擬慣量，能夠為直流微電網(wǎng)提供慣性支撐，提升系統(tǒng)穩(wěn)定性?？紤]氫儲裝置與電池儲能響應速度存在差異，利用電池儲能快速度響應特性應對系統(tǒng)功率波動，蓄電池采用調(diào)速器控制方法以提升系統(tǒng)動態(tài)響應能力。同時為使能量密度更高的氫儲裝置承擔穩(wěn)態(tài)功率缺額，提出蓄電池動態(tài)關(guān)斷策略，可降低蓄電池充放電次數(shù)，有效延長電池使用壽命，降低系統(tǒng)運維成本。針對電、氫不同儲能技術(shù)采用不同的控制策略，實現(xiàn)了整體混合儲能系統(tǒng)的協(xié)同控制。

54、通過模擬同步發(fā)電機特性引入氫儲vsg控制策略，提供系統(tǒng)電壓支撐，增強系統(tǒng)穩(wěn)定性。利用電池儲能響應速度快的特性應對系統(tǒng)功率波動，彌補氫儲能響應速度慢的缺陷。同時針對電池儲能的能量密度低，難以提供穩(wěn)定能量供應的問題，提出了蓄電池動態(tài)關(guān)斷策略，由能量密度更高的氫儲承擔穩(wěn)態(tài)功率差額，降低蓄電池充放電次數(shù)以延長其壽命。

55、針對分布式能源出力的隨機性和不確定性，提出電-氫混合儲能系統(tǒng)，利用電池儲能響應速度快的特性平抑系統(tǒng)功率波動，同時通過引入氫儲能有效解決了電池儲能難以兼顧能量密度和經(jīng)濟運行的問題。針對蓄電池長時間處于充放電狀態(tài)會導致壽命縮減的問題，提出了電池儲能動態(tài)關(guān)斷策略，降低蓄電池充放電次數(shù)以提高電池使用壽命。