CN105186562B - 一种大规模分布式电源的微网群及其控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种大规模分布式电源的微网群及其控制方法，微网群包括：交流电网和若干个微网；所述微网包括储能系统、分布式发电单元及负荷；所述交流电网与每个所述储能系统分别连接；每个所述储能系统分别与所述分布式发电单元和至少一个所述负荷连接，且所述分布式发电单元和所述负荷连接；其中，所述储能系统包括背靠背设置的两个变换器和储能电池；所述两个变换器连接，所述储能电池的一端连接于所述两个变换器之间，所述储能电池的另一端与地连接。通过多个变换器协同工作，完成微网群运行状态的控制与切换。由于电网侧与微网侧变换器采用相互独立的控制模式，因此在复杂的切换过程中负荷不间断供电，无需采取平滑切换或无缝切换。
Description
技术领域
本发明涉及可再生能源利用领域，具体涉及一种大规模分布式电源的微网群及其控制方法。
背景技术
可再生能源可采用集中式并网或分布式并网方式进行发电，集中式并网方式发电小时数低，且远离负荷，因此造成输送电成本较高；分布式发电一般接入配电网末端，在较高渗透率下造成了配网电压稳定性问题，需要采用通过微电网运行控制技术或主动型配电网控制技术解决该问题。基于微电网运行控制技术的分布式发电管理需要通过大容量的储能介质维持离网运行，而主动型配电网技术需要具有高速数据吞吐能力的服务器对分布式发电的间歇性波动进行平抑。
近年来分布式发电技术发展迅速趋于成熟，含有分布式电源的微电网开始较多的接入配电网。以群模式对微网实行控制的方法一方面可对微网间能量进行互济，减小系统总备用容量，另一方面作为主动型配电网的管理单元，缩小了其控制规模。微网群一般采用单母线形式，通过联络线功率控制实施微网间及其与主网的能量管理，切换过程中多个储能变换器协同工作，并通过系统控制器完成微网公共连接点开关切换。
在单母线结构的微网群控制中，各微网的储能变换器在电气上为并联结构，在群的离并网切换中切换步骤较为复杂，需要集中采集多个储能变换器状态信息，通过测试预先获取公共连接点开关特性，并附加检同期装置配合完成切换，当微网群分期建设而不能保证开关或储能变换器具有相同电气性能时，微网群将无法完成正常切换。在并网运行中，微网群内用户使用电网电力，但薄弱电网仍受低电压问题的困扰；在离网情况下同样具有相同的电能质量，某个微网的功率波动将迅速扩展到并联支路中，相互产生影响。
发明内容
由于分布式发电一般接入配电网末端，在较高渗透率下造成了配网电压稳定性问题，本发明提出一种高供电质量微网群系统及其协调控制方法，以群模式对微网进行协调控制，可实现对微网间能量进行互济，同时作为主动型配电网的管理单元，缩小了其控制规模。
第一方面，本发明提出一种大规模分布式电源的微网群，包括：交流电网和若干个微网；
所述微网包括储能系统、分布式发电单元及负荷；
所述交流电网与每个所述储能系统分别连接；
每个所述储能系统分别与所述分布式发电单元和至少一个所述负荷连接，且所述分布式发电单元和所述负荷连接；
其中，所述储能系统包括背靠背设置的两个变换器和储能电池；所述两个变换器连接，所述储能电池的一端连接于所述两个变换器之间，所述储能电池的另一端与地连接。
优选地，还包括系统协调控制器，所述系统协调控制器与每个所述变换器分别连接。
优选地，所述背靠背设置的两个变换器包括电网侧变换器和微网侧变换器；
所述电网侧变换器与所述交流电网连接；
所述微网侧变换器与所述负荷连接。
优选地，还包括若干个分支开关，每个所述储能系统通过一个所述分支开关与所述交流电网连接；所述交流电网通过一个总开关与每个分支开关连接。
第二方面，本发明还提出一种大规模分布式电源的微网群控制方法，包括：
离网情况下，确定荷电状态最高的储能电池，将与所述储能电池连接的电网侧变换器和微网侧变换器设置为电压频率控制模式，并根据所述储能电池的电压分级设定所述电网侧变换器和所述微网侧变换器的电压和频率；
将其余微网侧变换器设置为电压频率控制模式，并根据第一预设值设定所述其余微网侧变换器的电压和频率；
将其余电网侧变换器设置为功率控制模式，根据系统协调控制器的优化调度结果设定功率。
优选地，并网情况下，将所有微网侧变换器均设置为电压频率控制模式，并根据第二预设值设定所述微网侧变换器的电压和频率；
将所有电网侧变换器均设置为功率控制模式，并根据系统协调控制器的优化调度结果设定功率。
优选地，独立运行情况下，独立运行的微网中的电网侧变换器设置为待机模式。
优选地，离网情况下，与荷电状态最高的储能电池连接的电网侧变换器和微网侧变换器的电压均设为与所述荷电状态最高的储能电池的直流电压相同的电压值。
优选地，并网情况下，所述总开关和当前微网的分支开关均处于闭合状态；
离网情况下，总开关处于断开状态，当前微网的分支开关处于闭合状态；
独立运行情况下，当前微网的分支开关处于断开状态。
优选地，并网情况下，所述电网侧变换器将交流电转换为直流电输出；
离网情况下，储能荷电状态最高的微网的所述电网侧变换器将直流电转换为交流电输出，其余微网的所述电网侧变换器将交流电转换为直流电输出；
独立运行情况下，当前微网的所述电网侧变换器进入待机模式。
由上述技术方案可知，在离并网切换过程中多个储能变换器协同工作，完成微网群运行状态的控制与切换。由于电网侧与微网侧变换器采用相互独立的控制模式，因此在复杂的切换过程中负荷不间断供电，无需采取平滑切换或无缝切换。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些图获得其他的附图。
图1为本发明一实施例提供的一种大规模分布式电源的微网群的结构示意图；
图2为本发明一实施例提供的一种大规模分布式电源的微网群控制方法的流程图；
图3为本发明一实施例提供的一种大规模分布式电源的微网群的电路图。
具体实施方式
下面结合附图，对发明的具体实施方式作进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。
图1示出了本发明一实施例提供的一种大规模分布式电源的微网群的结构示意图，包括：交流电网100和若干个微网200；
所述微网200包括储能系统210、分布式发电单元220及负荷230；
所述交流电网100与每个所述储能系统210分别连接；
每个所述储能系统210分别与所述分布式发电单元220和至少一个所述负荷230连接，且所述分布式发电单元220和所述负荷230连接；
其中，所述储能系统210包括背靠背设置的两个变换器电网侧变换器211和微网侧变换器212，以及储能电池213；所述电网侧变换器211和所述微网侧变换器212连接，所述储能电池213的一端连接于所述电网侧变换器211和所述微网侧变换器212之间，所述储能电池213的另一端与地连接。
电网侧变换器211根据微网工作状态选择控制模式，在并入电网情况下工作在功率控制模式，在离网情况下由系统协调控制器设定工作模式，可选模式包括电压频率或功率控制模式，在独立运行情况下，则转入待机模式。
微网侧变换器212工作在电压频率控制方式，可以精准控制微网侧母线电压的幅值和频率，在储能电池的支撑下母线侧电压可以在负荷或分布式发电扰动下维持稳定。
本实施例采用串联结构变换器，通过具有储能电池支撑的背靠背变换器隔离微网与微网群，通过自适应储能变换器模式控制完成状态控制与状态切换，因此在复杂的切换过程中能使负荷不间断供电，无需采取平滑切换或无缝切换。另外考虑到目前电力电子期间随着普及率的提高市场价格不断下降，器件转换效率在95％以上，采用背靠背变换器并不增加储能变换器生产成本。
作为本实施例的优选方案，还包括系统协调控制器，所述系统协调控制器与每个所述电网侧变换器211和所述微网侧变换器212分别连接，以对每个变换器进行单独控制。
进一步地，所述电网侧变换器211与所述交流电网100连接；所述微网侧变换器212与所述负荷230连接。
更进一步地，还包括若干个分支开关，每个所述储能系统通过一个所述分支开关与所述交流电网100连接；所述交流电网100通过一个总开关与每个分支开关连接。
图2示出了本发明一实施例提供的一种大规模分布式电源的微网群控制方法的流程图，包括：
S101：离网情况下，确定荷电状态最高的储能电池，将与所述储能电池连接的电网侧变换器211和微网侧变换器212设置为电压频率控制模式，并根据所述储能电池的电压分级设定电网侧变换器211和微网侧变换器212的电压和频率；
S102：将其余微网侧变换器212设置为电压频率控制模式，并根据第一预设值设定所述其余微网侧变换器212的电压和频率；
S103：将其余电网侧变换器211设置为功率控制模式，根据系统协调控制器的优化调度结果设定功率。
在离网情况下，如电网侧变换器211被系统协调控制器设定为电压频率模式，则所在微网储能系统的另一端变换器与电网侧变换器211需要通过系统协调控制器根据直流母线电压调整两侧变换器的电压频率设定。工作在电压频率控制模式的电网侧变换器211有系统协调控制器根据各微网储能系统的荷电状态选择，且唯一存在。
本实施例的微网中的储能电池与背靠背的两个变换器共同构成储能系统，串联在微网内分布式发电与电网之间，储能系统两端变换器采取独立控制模式。离网情况下，可根据各微网系统储能荷电状态确定电压频率控制模式的储能作为能量支撑，保证负荷的电能质量。
作为本实施例的优选方案，还包括：
并网情况下，将所有微网侧变换器212均设置为电压频率控制模式，并根据第二预设值设定所述微网侧变换器212的电压和频率；
将所有电网侧变换器211均设置为功率控制模式，并根据系统协调控制器的优化调度结果设定功率。
独立运行情况下，独立运行的微网中的电网侧变换器211设置为待机模式。
其中，并网情况下，所述电网侧变换器211将交流电转换为直流电输出；
离网情况下，储能荷电状态最高的微网的所述电网侧变换器211将直流电转换为交流电输出，其余微网的所述电网侧变换器211将交流电转换为直流电输出；
独立运行情况下，当前微网的所述电网侧变换器211进入待机模式
变换器在群侧与网侧采用不同控制模式，两侧控制模式独立，网侧通过电压频率控制实现高质量供电，群侧通过功率控制实现微网群的实时能量优化调度。
在不同系统运行情况及响应的控制模式下，微网侧均采用以储能电池为支撑的电压频率控制，保证了负荷的电能质量。由于电网侧变换器211与微网侧变换器212采用相互独立的控制模式，因此在复杂的切换过程中负荷不间断供电，无需采取平滑切换或无缝切换。另外无论在离网或并网运行情况下，电网侧变换器211可在系统协调控制器控制下灵活交换功率。
进一步地，离网情况下，与荷电状态最高的储能电池连接的电网侧变换器211和微网侧变换器212的电压均设为与所述荷电状态最高的储能电池的直流电压相同的电压值。
更进一步地，并网情况下，所述总开关和当前微网的分支开关均处于闭合状态；离网情况下，总开关处于断开状态，当前微网的分支开关处于闭合状态；独立运行情况下，当前微网的分支开关处于断开状态。
以三个微网为例，如图3所示为本实施例对应的电路图。
在并网情况下，即K0、K1、K2、K3均闭合，微网侧变换器212-1、微网侧变换器212-2、微网侧变换器212-3均工作在电压频率控制模式，电压频率设定值按电能质量要求的额定值设定，分布式发电单元220-1、分布式发电单元220-2、分布式发电单元220-3正常并网发电，负荷230-1、负荷230-2、负荷230-3不间断供给。此时电网侧变换器211-1、电网侧变换器211-2、电网侧变换器211-3均工作在功率控制模式，功率控制设定值有系统协调控制器根据优化调度结果设定。
在离网情况下，K0断开，即K1、K2、K3闭合，此时假定微网1的储能电池213-1荷电状态最高，则微网侧变换器212-1、微网侧变换器212-2、微网侧变换器212-3均工作在电压频率控制模式，微网侧变换器212-2和微网侧变换器212-3的电压频率设定值按电能质量要求的额定值设定，分布式发电单元220-1、分布式发电单元220-2、分布式发电单元220-3正常并网发电，负荷230-1、负荷230-2、负荷230-3不间断供给。此时电网侧变换器211-2、电网侧变换器211-3均工作在功率控制模式，功率控制设定值有系统协调控制器根据优化调度结果设定，而电网侧变换器211-1设定为电压频率控制模式，电网侧变换器211-1和微网侧变换器212-1设定值根据直流母线电压分级调整，例如直流电压为额定值，则两侧均为额定值，如直流电压为1.05倍额定值，则两侧均为1.05倍额定值，但设定值不超过电能质量标准要求。
本实施例在离网情况下，可根据各微网系统储能荷电状态确定电压频率控制模式的储能作为能量支撑，保证负荷的电能质量；在并网模式下，可以精准控制微网侧母线电压的幅值和频率，并且消纳负荷、发电扰动。提高微网离并网切换可靠性，同时提高离并网运行供电质量。
本发明提供的一种大规模分布式电源的微网群及其控制方法主要适用于由多个含中小容量分布式电源，并且有大容量储能系统的微电网构成的低压微网群系统。随着多微电网接入配电网，高供电质量的微网群协调控制多微网安全稳定控制的必要技术手段，有广阔市场前景。该技术具有设备架构简单，动态响应快速，控制策略易于应用等特点。可用于改进微网群控制装置。
本发明还具有可观的经济效益和良好的社会效益：应用该技术可明显提高微网群的供电质量，在并网情况下可精准控制微网侧母线的电压幅值和频率，在离网情况下根据综合合理选择储能支撑，保证电网电压稳定性，同时由于微网内两个变换器独立控制，配合储能电池可减少负荷或分布式发电引起的扰动，从而使接入网用户直接受益。微电网作为智能电网的延伸，可独立或与上级主动型配电网配合完成新能源发电就地消纳的新型配用电方式正积极发展，不断壮大。本发明在微电网数量不断壮大至群落的趋势下，提出了新的微网侧变换器结构以及微网群在离并网情况下的控制策略，是保证微网群高供电质量的重要方法，具有显著的推广价值。
本发明的说明书中，说明了大量具体细节。然而，能够理解，本发明的实施例可以在没有这些具体细节的情况下实践。在一些实例中，并未详细示出公知的方法、结构和技术，以便不模糊对本说明书的理解。
Claims (10)
1.一种大规模分布式电源的微网群，其特征在于，包括：交流电网和若干个微网；
所述微网包括储能系统、分布式发电单元及负荷；
所述交流电网与每个所述储能系统分别连接；
每个所述储能系统分别与所述分布式发电单元和至少一个所述负荷连接，且所述分布式发电单元和所述负荷连接；
其中，所述储能系统包括背靠背设置的两个变换器和储能电池；所述两个变换器连接，所述储能电池的一端连接于所述两个变换器之间，所述储能电池的另一端与地连接；
离网情况下，确定荷电状态最高的储能电池，将与所述储能电池连接的电网侧变换器和微网侧变换器设置为电压频率控制模式，并根据所述储能电池的电压分级设定所述电网侧变换器和所述微网侧变换器的电压和频率；
将其余微网侧变换器设置为电压频率控制模式，并根据第一预设值设定所述其余微网侧变换器的电压和频率；
将其余电网侧变换器设置为功率控制模式，根据系统协调控制器的优化调度结果设定功率。
2.根据权利要求1所述的微网群，其特征在于，还包括系统协调控制器，所述系统协调控制器与每个所述变换器分别连接。
3.根据权利要求1所述的微网群，其特征在于，所述背靠背设置的两个变换器包括电网侧变换器和微网侧变换器；
所述电网侧变换器与所述交流电网连接；
所述微网侧变换器与所述负荷连接。
4.根据权利要求1所述的微网群，其特征在于，还包括若干个分支开关，每个所述储能系统通过一个所述分支开关与所述交流电网连接；所述交流电网通过一个总开关与每个分支开关连接。
5.一种大规模分布式电源的微网群控制方法，其特征在于，包括：
离网情况下，确定荷电状态最高的储能电池，将与所述储能电池连接的电网侧变换器和微网侧变换器设置为电压频率控制模式，并根据所述储能电池的电压分级设定所述电网侧变换器和所述微网侧变换器的电压和频率；
将其余微网侧变换器设置为电压频率控制模式，并根据第一预设值设定所述其余微网侧变换器的电压和频率；
将其余电网侧变换器设置为功率控制模式，根据系统协调控制器的优化调度结果设定功率。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，并网情况下，将所有微网侧变换器均设置为电压频率控制模式，并根据第二预设值设定所述微网侧变换器的电压和频率；将所有电网侧变换器均设置为功率控制模式，并根据系统协调控制器的优化调度结果设定功率。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，独立运行情况下，独立运行的微网中的电网侧变换器设置为待机模式。
8.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，离网情况下，与荷电状态最高的储能电池连接的电网侧变换器和微网侧变换器的电压均设为与所述荷电状态最高的储能电池的直流电压相同的电压值。
9.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，包括：
并网情况下，总开关和当前微网的分支开关均处于闭合状态；
离网情况下，总开关处于断开状态，当前微网的分支开关处于闭合状态；
独立运行情况下，当前微网的分支开关处于断开状态。
10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，
并网情况下，所述电网侧变换器将交流电转换为直流电输出；
离网情况下，储能荷电状态最高的微网的所述电网侧变换器将直流电转换为交流电输出，其余微网的所述电网侧变换器将交流电转换为直流电输出；
独立运行情况下，当前微网的所述电网侧变换器进入待机模式。
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