【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及电气工程的，更具体地，涉及一种基于fcs-mpc的光储直流微电网系统控制方法。
技术介绍
1、传统的发电方式会导致化石能源的大规模开发和利用，从而加剧能源的耗尽，并且带来诸多环境问题，而光伏能源最主要的特点便是随机性、间歇性，且能量密度低，相较于集中式的发电方式，分布式发电可以就地消纳，避免长距离输电的损耗，提高能源的综合利用率。光伏阵列在分布式发电中有许多突出的优点，例如安装借占地面积小，具体安装的地点可以灵活设置，前期投入成本也偏低。但是传统的分布式光伏发电存在间歇性和随机性的缺点，当分布式光伏发电单元在传统电网的渗透率过高时，分布式光伏发电单元所发出电能的波动会对传统电网带来巨大的冲击，严重时甚至会影响到大电网的安全稳定运行，带来隐患。此外，由于分布式光伏发电单元通常是先经过电力电子变换器对其输出的电能形式进行变换后，在将电能输送至电网，这些变换器多是以开关电源的形式输出，因此变换器工作过程中会产生谐波，影响电网电能质量。
2、在微电网中引入分布式发电，这种结构具有灵活性、可靠性、可调度性等特征，被认为是有效解决分布式光伏发电消纳难题的有效技术途径。微电网可分为交流微电网和直流微电网，其中，直流微电网相较于交流微电网而言，它的电能质量高，更容易接纳光伏阵列所产生的能源，直流母线中谐波干扰小，同时在功率传输的过程中无需考虑频率稳定性和无功控制等问题，可以获得更稳定的电能输出。
3、光储直流微电网是一种即插即用的自治系统，光储直流微电网由分布式光伏发电单元、分布式储能单元和并网逆变器单元组
4、现阶段光储直流微电网的控制策略多为最大功率点追踪(maximum power pointtracking，mppt)控制，因此，光储直流微电网中通常只能由分布式储能单元的双向dc-dc控制来稳定母线电压；在少数光储直流微电网中，也有分布式光伏发电单元参与直流母线电压的调节控制，但是目前的分布式光伏发电单元主要都是基于pi控制，包括但不限于：基于pi的电压单闭环控制、基于pi的电压电流双闭环控制、pi与下垂控制结合的双闭环控制、基于pi的改进双电压闭环控制等，这些方法又可以分为直接电压控制和间接电压控制，其中，基于pi的传统直接电压控制的方法存在分布式光伏发电单元无法工作的可能性，这是由于光伏的p-v(功率-电压)曲线并不是单调的，在光照强度降低时，系统工作点改变，向p-v曲线的左侧移动，这时，光伏阵列输出功率低于负载，直流母线电压将下降，使boost变换器的占空比增大，进而使光伏输出电压下降，进而使光伏阵列输出功率进一步降低，进而使分布式光伏发电单元崩溃。而基于pi的传统间接电压控制的方法有以下缺点：当系统中负载波动时，由于电流内环的存在，使得分布式光伏发电单元的响应迟钝，导致母线电压恢复缓慢，母线电压瞬态特性变差，严重时甚至烧毁设备；并且这种双闭环控制器需要整定的参数过多，调参过程费时，且系统抗干扰能力弱、鲁棒性差。而分布式储能单元的多为基于pi的间接电压控制方法，存在与基于pi的间接电压控制方法分布式光伏发电单元类似的缺点。
5、现有技术公开了一种基于有限控制集模型预测控制的光伏系统直流母线电压控制方法，首先确定光伏恒压模式的最优工作区，建立基于光伏系统离散模型，对光伏输出电流、电容电流、boost变换器高压侧输出电流及其参考值、负荷电流及负荷电流参考值进行预测，然后，依据光伏i-u特性曲线线性化处理，建立其戴维南等效电路，从而预测光伏输出电压值，最后，基于功率误差与电流误差之和的成本函数，对光伏boost变换器进行有限控制集的模型预测控制，以实现直流母线电压恒定，实现直流微网功率平衡并抑制各种系统扰动。但是在该方案中，通过计算母线的等效电阻进行的电压控制会导致控制精度下降，并且该方法不是直接电压控制型，其动态性能也会受到影响；此外，该方法没有考虑到分布式储能单元参与微电网系统直流母线电压调节。
技术实现思路
1、为解决当前微电网系统控制动态性能和较强的鲁棒性较差的问题，本专利技术提出一种基于fcs-mpc的光储直流微电网系统控制方法，使分布式光伏发电单元、分布式储能单元的控制策略在无需切换模式的情况下，参与母线电压调节，增强光储直流微电网的动态性能，提高光储直流微电网系统效率。
2、为了达到上述技术效果，本专利技术的技术方案如下：
3、一种基于fcs-mpc的光储直流微电网系统控制方法，包括：
4、基于有限控制集模型预测控制，分别构建分布式光伏发电单元的开关管控制预测模型和分布式储能单元的开关管控制预测模型；
5、采集直流母线电压，根据直流母线电压判断光储直流微电网系统的运行模式，基于光储直流微电网系统不同的运行模式，利用分布式光伏发电单元的开关管控制预测模型和分布式储能单元的开关管控制预测模型，分别对分布式光伏发电单元和分布式储能单元的输出进行预测，根据最小化代价函数改变分布式光伏发电单元和分布式储能单元的开关管状态，使得光储直流微电网系统的功率平衡。
6、本技术方案基于有限控制集模型预测控制，通过基于节点电压下垂控制的运行策略，能够使得光储直流微电网中多台分布式光伏发电单元、分布式储能单元的输出功率在无需通讯的情况下按照预先设定自动分配。
7、优选地，在判断光储直流微电网系统的运行模式前，还包括设置分布式光伏发电单元输出电压的最小参考值并分别设置分布式储能单元的最大吸收功率参考电压vbes_max、分布式储能单元的最大放电功率参考电压vbes_min、分布式储能单元的0输出功率电压vbes_base；设置方式如下：
8、当分布式储能单元的输出功率pbes等于分布式储能单元的最大吸收功率pcharge_max时，将vbes_max设置为当前直流母线电压vdc的值；
9、当分布式储能单元的输出功率pbes等于分布式储能单元的最大放电功率pdischarge_max时，将vbes_min设置为当前直流母线电压vdc的值；
10、当分布式储能单元的输出功率pbes为0时，将vbes_base设置为当前直流母线电压vdc的值；
11、其中，vbes_max>vbes_base>vbes_min。
12、优选地，光储直流微电网系统的运行模式包括并网模式和孤岛模式；并网模式和孤岛模式控制方式如下：
13、s1.当光储直流微电网系统处于并网模式时，通过改变并网逆变器单元的输出，将直流母线电压vdc控制至预设好的并网逆变器单元参考电压
14、利用分布本文档来自技高网...
【技术保护点】
1.一种基于FCS-MPC的光储直流微电网系统控制方法，其特征在于，包括：
2.根据权利要求1所述的基于FCS-MPC的光储直流微电网系统控制方法，其特征在于，在判断光储直流微电网系统的运行模式前，还包括设置分布式光伏发电单元输出电压的最小参考值并分别设置分布式储能单元的最大吸收功率参考电压vBES_Max、分布式储能单元的最大放电功率参考电压vBES_Min、分布式储能单元的0输出功率电压vBES_Base；设置方式如下：
3.根据权利要求2所述的基于FCS-MPC的光储直流微电网系统控制方法，其特征在于，光储直流微电网系统的运行模式包括并网模式和孤岛模式；并网模式和孤岛模式控制方式如下：
4.根据权利要求3所述的基于FCS-MPC的光储直流微电网系统控制方法，其特征在于，所述分布式光伏发电单元的开关管预测控制方式如下：
5.根据权利要求4所述的基于FCS-MPC的光储直流微电网系统控制方法，其特征在于，步骤SA04的具体过程如下：
6.根据权利要求5所述的基于FCS-MPC的光储直流微电网系统控制方法，其特征在于，所
7.根据权利要求6所述的基于FCS-MPC的光储直流微电网系统控制方法，其特征在于，在前k～(k+N1-1)步预测中，预测步长为Ts；在(k+N1)～(k+N1+N2-1)步预测中，预测步长将扩大至NsTs；
8.根据权利要求6所述的基于FCS-MPC的光储直流微电网系统控制方法，其特征在于，步骤SA04中，所述分布式光伏发电单元的开关管状态组的代价值Jpv(k)的计算公式如下：
9.根据权利要求3所述的基于FCS-MPC的光储直流微电网系统控制方法，其特征在于，所述分布式储能单元的开关管预测控制方式如下：
10.根据权利要求9所述的基于FCS-MPC的光储直流微电网系统控制方法，其特征在于，在步骤SB04中，分布式储能单元的开关管状态组的代价值计算公式如下：
...【技术特征摘要】
1.一种基于fcs-mpc的光储直流微电网系统控制方法，其特征在于，包括：
2.根据权利要求1所述的基于fcs-mpc的光储直流微电网系统控制方法，其特征在于，在判断光储直流微电网系统的运行模式前，还包括设置分布式光伏发电单元输出电压的最小参考值并分别设置分布式储能单元的最大吸收功率参考电压vbes_max、分布式储能单元的最大放电功率参考电压vbes_min、分布式储能单元的0输出功率电压vbes_base；设置方式如下：
3.根据权利要求2所述的基于fcs-mpc的光储直流微电网系统控制方法，其特征在于，光储直流微电网系统的运行模式包括并网模式和孤岛模式；并网模式和孤岛模式控制方式如下：
4.根据权利要求3所述的基于fcs-mpc的光储直流微电网系统控制方法，其特征在于，所述分布式光伏发电单元的开关管预测控制方式如下：
5.根据权利要求4所述的基于fcs-mpc的光储直流微电网系统控制方法，其特征在于，步骤sa04的...
【专利技术属性】
技术研发人员：赵卓立，张泽瀚，谭翰袁，卢健钊，罗坚强，孟安波，
申请(专利权)人：广东工业大学，
类型：发明
国别省市：
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