CN102427249B - 一种用于控制分布式微网并网运行的方法及系统 - Google Patents
一种用于控制分布式微网并网运行的方法及系统 Download PDFInfo
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Abstract
本发明属于配电网调度及管理领域，提供了一种用于控制分布式微网并网运行的方法及系统，通过对光照强度、风速等环境参量及输入功率及蓄电池端电压等实时数据的监测，结合对发电功率和用电负荷的预测数据，对光伏发电系统、风机的输出总功率、负荷、蓄电池储能系统之间进行协调控制以满足系统功率平衡的要求，同时根据不同时段用电量的不同，将一天24小时的负荷预测曲线分为负荷谷值、负荷平值、负荷峰值和负荷尖值，并根据不同的时间段安排储能系统的放电策略，充电桩按照不同时间段，设定不同的充电价格；对用户参与的用电设备实施有效控制，从而达到平抑电网功率波动的目的，减少电力设备投资，达到最佳的经济效果和节能效果。
Description
技术领域
本发明属于配电网调度及管理领域，尤其涉及一种用于控制分布式微网并网运行的方法及系统。
背景技术
微网，也被称为分布式能源孤岛系统，将发电机、负荷、储能装置及控制装置等系统地结合在一起，形成一个单一可控的单元，同时向用户供给电能和热能。微电网中的电源多为微电源，亦即含有电力电子界面的小型机组(小于100kW)，包括微型燃气轮机，燃料电池、光伏发电系统电池以及超级电容、飞轮、蓄电池等储能装置。微电网接在用户侧，具有低成本、低电压、低污染等特点。微电网既可与大电网联网运行，也可在电网故障或需要时与主网断开单独运行。
目前由光伏发电系统、风力发电系统、储能系统以及负荷组成的微网系统，在微网处于并网模式下，由于光伏发电系统和风力发电系统的发电功率的不确定性，会对电网造成一定的冲击，从而影响整个电网的安全稳定运行，微网系统在控制策略不完善，实时数据监测、发电功率及用电负荷预测的不足使得并网模式下极易引起电网功率波动，从而对电网造成冲击，也没有考虑需求侧响应，难以满足微网系统安全、经济运行的要求。
发明内容
本发明提供了一种用于控制分布式微网并网运行的方法及系统，旨在解决目前由光伏发电系统、风力发电系统、储能系统以及负荷组成的微网系统，在微网系统处于并网模式下，由于光伏发电系统和风力发电系统的发电功率的不确定性，会对电网造成一定的冲击，从而影响整个电网的安全稳定运行，微网系统在控制策略不完善，实时数据监测、发电功率及用电负荷预测的不足使得并网模式下极易引起电网功率波动，从而对电网造成冲击，也没有考虑需求侧响应，难以满足微网系统安全、经济运行要求的问题。
本发明的目的在于提供一种用于控制分布式微网并网运行的方法，该方法包括以下步骤：
协调并控制光伏发电系统、风力发电系统、负荷及储能系统系统之间的功率关系；
根据不同时段用电量的不同，控制储能系统在不同时段的放电。
本发明的另一目的在于提供一种用于控制分布式微网并网运行的系统，该系统包括：
功率调控模块，用于协调并控制光伏发电系统、风力发电系统、负荷及储能系统之间的功率关系；
储能系统放电控制模块，用于根据不同时段用电量的不同，控制储能系统在不同时段的放电。
本发明提供的用于控制分布式微网并网运行的方法及系统，鉴于分布式电源的特点，通过对光照强度、风速等环境参量及输入功率及蓄电池端电压等实时数据的监测，结合对发电功率和用电负荷的预测数据，对光伏发电系统、风力发电系统的输出总功率、负荷、储能系统系统之间进行协调控制以满足系统功率平衡的要求，同时根据不同时段用电量的不同，将一天24小时的负荷预测曲线分为负荷谷值、负荷平值、负荷峰值和负荷尖值，并根据不同的时间段安排储能系统的放电策略，充电桩按照不同时间段，设定不同的充电价格；对用户参与的用电设备实施有效控制，有利于指导用户合理的安排用电时间，从而达到平抑电网功率波动的目的，在外部电网运行正常时，根据不同的时间段安排储能系统的充放电策略，协调考虑光伏发电系统、风力发电系统、储能系统以及负荷，平抑电网功率波动、需求侧响应，实现削减用电高峰，填平用电低谷，减少电力设备投资，达到最佳的经济效果和节能效果。
附图说明
图1是本发明实施例提供的用于控制分布式微网并网运行的方法的实现流程图；
图2是本发明实施例提供的协调并控制光伏发电系统、风力发电系统、负荷及储能系统之间的功率关系的实现方法的流程图；
图3是本发明实施例提供的根据不同时段用电量的不同，控制储能系统在不同的时段的放电的实现方法的流程图；
图4是本发明实施例提供的协调并控制光伏发电系统、风力发电系统、负荷及储能系统之间的功率关系进一步实现的流程图；
图5是本发明实施例提供的风力发电系统和光伏发电系统发电总功率输出较大时，对储能电池进行充电的实现方法的流程图；
图6是本发明实施例提供的用于控制分布式微网并网运行的系统的结构框图；
图7是图6中储能电池充电单元的结构框图；
图8是本发明实施例提供的并网状态下光伏发电系统、风力发电系统、蓄电池、负荷的综合控制流程图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步的详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定发明。
图1示出了本发明实施例提供的用于控制分布式微网并网运行的方法的实现流程。
该方法包括以下步骤：
在步骤S101中，协调并控制光伏发电系统、风力发电系统、负荷及储能系统系统之间的功率关系；
在步骤S102中，根据不同时段用电量的不同，控制储能系统在不同时段的放电。
如图2所示，在本发明实施例中，协调并控制光伏发电系统、风力发电系统、负荷及储能系统之间的功率关系的实现方法为：
在步骤S201中，实时监测光照强度、风速环境参量、光伏发电系统及风力发电系统的输入功率、蓄电池端电压；
在步骤S202中，结合对光伏发电系统及风力发电系统发电功率和用电负荷的预测数据，对光伏发电系统和风力发电系统的输出总功率与负荷、储能系统之间进行协调、控制。
如图3所示，在本发明实施例中，根据不同时段用电量的不同，控制储能系统在不同的时段的放电的实现方法为：
在步骤S301中，根据不同时段用电量的不同，将一天24小时的负荷预测曲线分为负荷谷值、负荷平值、负荷峰值和负荷尖值，控制储能系统在不同时段的放电；
在步骤S302中，充电桩按照不同时段，设定不同的充电价格；
在步骤S303中，对用户参与的用电设备实施有效控制，指导用户合理的安排用电时间。
如图4所示，在本发明实施例中，协调并控制光伏发电系统、风力发电系统、负荷及储能系统之间的功率关系的实现方法中进一步包括以下步骤：
在步骤S401中，根据储能电池容量、预测风力发电系统和光伏发电系统发电的出力曲线合理选择充放电区间；
在步骤S402中，风力发电系统和光伏发电系统发电总功率输出较大时，对储能电池进行充电；
在步骤S403中，风力发电系统和光伏发电系统发电总功率输出较小时，储能电池向系统放电。
如图5所示，在本发明实施例中，风力发电系统和光伏发电系统发电总功率输出较大时，对储能电池进行充电的实现方法为：
在步骤S501中，设置充电参数电压U1、电压U2、电压U3、电流I、时间T，且电压U1＜电压U2＜电压U3；
在步骤S502中，根据系统运行情况对充电参数电压U1、电压U2、电压U3、电流I、时间T进行动态控制和修改，双向逆变器参照设置的充电参数并根据蓄电池当前荷电状态自动选择；
在步骤S503中，蓄电池长期不用导致电压低于电压U1时，进入预充阶段，按照小电流恒流充电；
在步骤S504中，蓄电池电压高于电压U2且低于电压U3时，进入快充阶段，按照0.1C进行大电流恒流限压充电；
在步骤S505中，蓄电池电压高于电压U3时，进入均充阶段，按照恒压限流方式进行充电；
在步骤S506中，在均充阶段，当充电电流低于电流I时，进入浮充阶段，按照小电流进行恒流限压充电；
在步骤S507中，当浮充过程达到设定时间T时，蓄电池充满，转入待机状态。
图6示出了本发明实施例提供的用于控制分布式微网并网运行的系统的结构。为了便于说明，仅示出了与本发明相关的部分。
该系统包括：
功率调控模块11，用于协调并控制光伏发电系统、风力发电系统、负荷及储能系统之间的功率关系；
储能系统放电控制模块12，用于根据不同时段用电量的不同，控制储能系统在不同时段的放电。
在本发明实施例中，功率调控模块11进一步包括：
实时监测单元111，用于实时监测光照强度、风速环境参量、光伏发电系统及风力发电系统的输入功率、蓄电池端电压；
功率调控单元112，用于结合对光伏发电系统及风力发电系统发电功率和用电负荷的预测数据，对光伏发电系统和风力发电系统的输出总功率与负荷、储能系统之间进行协调、控制。
在本发明实施例中，储能系统放电控制模块12进一步包括：
时段放电控制单元121，用于根据不同时段用电量的不同，将一天24小时的负荷预测曲线分为负荷谷值、负荷平值、负荷峰值和负荷尖值，控制储能系统在不同时段的放电；
充电桩放电控制单元122，用于充电桩按照不同时段，设定不同的充电价格；
用户用电控制单元123，用于对用户参与的用电设备实施有效控制，指导用户合理的安排用电时间。
在本发明实施例中，功率调控模块11进一步包括：
充放电区间选择单元113，用于根据储能电池容量、预测风力发电系统和光伏发电系统发电的出力曲线合理选择充放电区间；
储能电池充电单元114，用于在风力发电系统和光伏发电系统发电总功率输出较大时，对储能电池进行充电；
储能电池放电单元115，用于在风力发电系统和光伏发电系统发电总功率输出较小时，储能电池向系统放电。
如图7所示，在本发明实施例中，储能电池充电单元114进一步包括：
充电参数设定子单元1141，用于设置充电参数电压U1、电压U2、电压U3、电流I、时间T，且电压U1＜电压U2＜电压U3；
充电参数修改子单元1142，用于根据系统运行情况对充电参数电压U1、电压U2、电压U3、电流I、时间T进行动态控制和修改，双向逆变器参照设置的充电参数并根据蓄电池当前荷电状态自动选择；
蓄电池预充子单元1143，用于蓄电池长期不用导致电压低于电压U1时，进入预充阶段，按照小电流恒流充电；
蓄电池快充子单元1144，用于蓄电池电压高于电压U2且低于电压U3时，进入快充阶段，按照0.1C进行大电流恒流限压充电；
蓄电池均充子单元1145，用于蓄电池电压高于电压U3时，进入均充阶段，按照恒压限流方式进行充电；
蓄电池浮充子单元1146，用于在均充阶段，当充电电流低于电流I时，进入浮充阶段，按照小电流进行恒流限压充电；
蓄电池待机子单元1147，用于当浮充过程达到设定时间T时，蓄电池充满，转入待机状态。
下面结合附图及具体实施例对本发明的应用原理作进一步描述。
为了克服目前的微网系统在控制手段上的不足，本发明实施例提供了一种优化的控制方法，鉴于分布式电源的特点，通过对光照强度、风速等环境参量及输入功率及蓄电池端电压等实时数据的监测，结合对发电功率和用电负荷的预测数据，对光伏发电系统、风力发电系统的输出总功率、负荷、储能系统系统之间进行协调控制以满足系统功率平衡的要求；根据不同时段用电量的不同，将一天24小时的负荷预测曲线分为负荷谷值、负荷平值、负荷峰值和负荷尖值，并根据不同的时间段安排储能系统的放电策略。充电桩按照不同时间段，设定不同的充电价格；对用户参与的用电设备实施有效控制，有利于指导用户合理的安排用电时间，从而达到平抑电网功率波动的目的。
并网状态下各种设备的综合控制策略如图8所示，M1和M2分别为电网与微网允许交换功率的下限和上限，交换功率在此之间不对系统进行任何调节；系统通过对光照强度、风速等环境参量及输入功率及蓄电池端电压等实时数据的监测，结合对发电功率和用电负荷的预测数据，对光伏发电系统、风力发电系统的输出总功率、负荷、储能系统系统之间进行协调控制以满足系统功率平衡的要求：
在风力发电系统和光伏发电系统发电发电总功率输出较大时，对储能电池进行充电；在风力发电系统和光伏发电系统发电总功率输出较小时，储能电池向系统放电。
根据储能电池容量和预测风力发电系统和光伏发电系统发电的出力曲线合理选择充放电区间，尽可能长时间地维持总输出功率稳定，尽量减少储能电池的充放电频率。即储能电池的充放电调整频率不能太大，否则会影响电池的使用寿命。
本发明考虑到分布式电源的特性，通过多代理控制实现微网的灵活控制，在统一控制微网分布式电源、储能和负荷的基础上，保证并网和孤岛运行状态下可靠供电，减小对电网冲击；同时保证电能质量，实现最优运行，达到节能环保的要求。
1.储能设备并网运行充放电控制算法
(1)并网充电控制：
并网充电状态下，通过交流母线吸收有功对蓄电池进行充电；并能根据电网需要提供动态无功。并网充电控制分为预充、快充、均充和浮充四个阶段；
设置充电参数电压U1、电压U2、电压U3，且电压U1＜电压U2＜电压U3；
根据系统运行情况对充电参数电压U1、电压U2及电压U3进行动态控制和修改，双向逆变器参照设置的充电参数并根据蓄电池当前荷电状态自动选择；
蓄电池长期不用导致电压低于电压U1时，进入预充阶段，按照小电流恒流充电；
蓄电池电压高于电压U2且低于电压U3时，进入快充阶段，按照0.1C进行大电流恒流限压充电；
蓄电池电压高于电压U3时，进入均充阶段，按照恒压限流方式进行充电；
在均充阶段，当充电电流低于某个小电流定值时，进入浮充阶段，按照小电流进行恒流限压充电；
当浮充过程达到设定时间时，电池充满，转入待机状态。
(2)并网放电控制：并网充电控制根据电网需要，动态控制的功率和功率因数优化目标，将蓄电池能量逆变送往外接交流母线。
2.优化调度控制
(1)平抑功率波动
首先根据发电预测数据，计算得出功率输出曲线，在此基础上制定储能系统的日充放电策略。微网系统遵循以下原则达到平抑功率波动目的：
在风力发电系统和光伏发电系统发电总功率输出较大时，对储能电池进行充电；在风力发电系统和光伏发电系统发电总功率输出较小时，储能电池向系统放电。
根据储能电池容量和预测风力发电系统和光伏发电系统发电的出力曲线合理选择充放电区间，尽可能长时间地维持总输出功率稳定，尽量减少储能电池的充放电频率。即储能电池的充放电调整频率不能太大，否则会影响电池的使用寿命。
在风力发电系统和光伏发电系统发电的总功率输出波动不是很大，储能电池容量具有一定盈余的情况下，可将部分容量参与系统负荷削峰填谷。
(2)经济调度
微网系统包含风力发电系统、光伏发电系统发电、储能、负荷等设备。微网与外部的主要能源交换形式是电能，通过对微网内分布式电源的统一调度，即能够满足用户对电能的需求，又可以实现微网的高效经济运行。
本发明实施例提供的用于控制分布式微网并网运行的方法及系统，鉴于分布式电源的特点，通过对光照强度、风速等环境参量及输入功率及蓄电池端电压等实时数据的监测，结合对发电功率和用电负荷的预测数据，对光伏发电系统、风力发电系统的输出总功率、负荷、储能系统系统之间进行协调控制以满足系统功率平衡的要求，同时根据不同时段用电量的不同，将一天24小时的负荷预测曲线分为负荷谷值、负荷平值、负荷峰值和负荷尖值，并根据不同的时间段安排储能系统的放电策略，充电桩按照不同时间段，设定不同的充电价格；对用户参与的用电设备实施有效控制，有利于指导用户合理的安排用电时间，从而达到平抑电网功率波动的目的，在外部电网运行正常时，根据不同的时间段安排储能系统的充放电策略，协调考虑光伏发电系统、风力发电系统、储能系统以及负荷，平抑电网功率波动、需求侧响应，实现削减用电高峰，填平用电低谷，减少电力设备投资，达到最佳的经济效果和节能效果。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、同替换和改进，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (2)
1.一种用于控制分布式微网并网运行的方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
协调并控制光伏发电系统、风力发电系统、负荷及储能系统之间的功率关系；
根据不同时段用电量的不同，控制储能系统在不同时段的放电；
所述协调并控制光伏发电系统、风力发电系统、负荷及储能系统之间的功率关系的实现方法为：
实时监测光照强度、风速环境参量、光伏发电系统及风力发电系统的输入功率、蓄电池端电压；
结合对光伏发电系统及风力发电系统发电功率和用电负荷的预测数据，对光伏发电系统和风力发电系统的输出总功率与负荷、储能系统之间进行协调、控制；
所述根据不同时段用电量的不同，控制储能系统在不同的时段的放电的实现方法为：
根据不同时段用电量的不同，将一天24小时的负荷预测曲线分为负荷谷值、负荷平值、负荷峰值和负荷尖值，控制储能系统在不同时段的放电；
充电桩按照不同时段，设定不同的充电价格；
对用户参与的用电设备实施有效控制，指导用户合理的安排用电时间；
所述协调并控制光伏发电系统、风力发电系统、负荷及储能系统之间的功率关系的实现方法中进一步包括以下步骤：
根据储能电池容量、预测风力发电系统和光伏发电系统发电的出力曲线合理选择充放电区间；
在风力发电系统和光伏发电系统发电总功率输出较大时，对储能电池进行充电；
在风力发电系统和光伏发电系统发电总功率输出较小时，储能电池放电；
所述在风力发电系统和光伏发电系统发电总功率输出较大时，对储能电池进行充电的实现方法为：
设置充电参数电压U1、电压U2、电压U3、电流I、时间T，且电压U1＜电压U2＜电压U3；
根据系统运行情况对充电参数电压U1、电压U2、电压U3、电流I、时间T进行动态控制和修改，双向逆变器参照设置的充电参数并根据蓄电池当前荷电状态自动选择；
蓄电池长期不用导致电压低于电压U1时，进入预充阶段，按照小电流恒流充电；
蓄电池电压高于电压U2且低于电压U3时，进入快充阶段，按照0.1C进行大电流恒流限压充电；
蓄电池电压高于电压U3时，进入均充阶段，按照恒压限流方式进行充电；
在均充阶段，当充电电流低于电流I时，进入浮充阶段，按照小电流进行恒流限压充电；
当浮充过程达到设定时间T时，蓄电池充满，转入待机状态。
2.一种用于控制分布式微网并网运行的系统，其特征在于，该系统包括：功率调控模块，用于协调并控制光伏发电系统、风力发电系统、负荷及储能系统之间的功率关系；
储能系统放电控制模块，用于根据不同时段用电量的不同，控制储能系统在不同时段的放电；
所述功率调控模块进一步包括：
实时监测单元，用于实时监测光照强度、风速环境参量、光伏发电系统及风力发电系统的输入功率、蓄电池端电压；
功率调控单元，用于结合对光伏发电系统及风力发电系统发电功率和用电负荷的预测数据，对光伏发电系统和风力发电系统的输出总功率与负荷、储能系统之间进行协调、控制；
所述储能系统放电控制模块进一步包括：
时段放电控制单元，用于根据不同时段用电量的不同，将一天24小时的负荷预测曲线分为负荷谷值、负荷平值、负荷峰值和负荷尖值，控制储能系统在不同时段的放电；
充电桩放电控制单元，用于充电桩按照不同时段，设定不同的充电价格；
用户用电控制单元，用于对用户参与的用电设备实施有效控制，指导用户合理的安排用电时间；
所述功率调控模块进一步包括：
充放电区间选择单元，用于根据储能电池容量、预测风力发电系统和光伏发电系统发电的出力曲线合理选择充放电区间；
储能电池充电单元，用于在风力发电系统和光伏发电系统发电总功率输出较大时，对储能电池进行充电；
储能电池放电单元，用于在风力发电系统和光伏发电系统发电总功率输出较小时，储能电池向系统放电；
所述储能电池充电单元进一步包括：
充电参数设定子单元，用于设置充电参数电压U1、电压U2、电压U3、电流I、时间T，且电压U1＜电压U2＜电压U3；
充电参数修改子单元，用于根据系统运行情况对充电参数电压U1、电压U2、电压U3、电流I、时间T进行动态控制和修改，双向逆变器参照设置的充电参数并根据蓄电池当前荷电状态自动选择；
蓄电池预充子单元，用于蓄电池长期不用导致电压低于电压U1时，进入预充阶段，按照小电流恒流充电；
蓄电池快充子单元，用于蓄电池电压高于电压U2且低于电压U3时，进入快充阶段，按照0.1C进行大电流恒流限压充电；
蓄电池均充子单元，用于蓄电池电压高于电压U3时，进入均充阶段，按照恒压限流方式进行充电；
蓄电池浮充子单元，用于在均充阶段，当充电电流低于电流I时，进入浮充阶段，按照小电流进行恒流限压充电；
蓄电池待机子单元，用于当浮充过程达到设定时间T时，蓄电池充满，转入待机状态。
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