CN107681700B - 一种交直流混合微电网运行模式转换方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种交直流混合微电网运行模式转换方法，采用的交直流混合微电网灵活性较高且具有较强的可再生能源吸收能力，针对交直流混合微电网在不同运行状态下的切换方式，提出了微电网交流侧和微电网直流侧在不同状态下的运行模式以及转换条件以及转换方式，可实现运行模式之间的无缝切换，为交直流混合微电网的安全稳定运行提供技术支撑。

Description

一种交直流混合微电网运行模式转换方法

技术领域

本发明属于电力系统微电网领域,涉及一种交直流混合微电网运行模式转换方法。

背景技术

随着能源危机的日益严重，微电网(Micro Grid，MG)得以迅速发展。由于微电网内部含有多种类别并处在不同状态的分布式电源(Distributed Generator,DG)、储能装置以及协调控制器，MG的电能来源，能量管理以及电能质量要求都与大电网不同，微电网的能量管理装置所具有的功能也不同于大电网，其需根据MG的组成单元以及MG的运行特点来制定出合理的运行策略，保证微电网的经济可靠运行。因此，研究微电网的运行模式以及转换方式具有重要的意义。

今年来，微电网能量管理系统成为研究热点之一，也有诸多研究成果。文献：王成山,武震,李鹏.微电网关键技术研究[J].电工技术学报,2014,29(2):1-12.,研究岛屿上离网MG系统的经济优化问题，结合储能装置的约束条件，建立综合考虑了各种运行维护和环境成本的优化模型。文献：田泼.交直流混合微电网建模与变流器控制技术研究 [D].济南:山东大学,2014.中的EMS有维持微电网内部电压频率稳定和优化微电网内各 DG的输出两种功能。文献王成山,洪博文,郭力,等.冷热电联供微电网优化调度通用建模方法[J].中国电机工程学报中针对冷热电联供的微电网建立通用模型，考虑电的一系列约束条件和烟气以及蒸汽的约束条件，优化系统运行。文献王成山,洪博文,郭力.不同场景下的光蓄微电网调度策略[J].电网技术研究微电网在不同状态下的模型与各种约束条件，设计了两种微电网优化运行策略，一种是计及储能装置在运行过程中的折旧费用来优化计算，另一种是不计及储能装置在运行过程中的折旧费用来优化计算，得到两种不同的优化运行方法。文献洪博文,郭力,王成山,等.微电网多目标动态优化调度模型与方法[J].电力自动化设备建立了计及环境目标与经济目标两种目标的优化调度模型，综合考虑环境成本与微电网运行成本，采用遗传算法对其进行计算，得到其优化调度方案。文献张野,郭力,贾宏杰,等.基于平滑控制的混合储能系统能量管理方法[J].电力系统自动化提出了针对混合储能装置的能量管理策略，分别对功率密度高的超级电容与能量密度大的蓄电池进行控制，介绍SC的端电压预先控制策略，并采用仿真平台对以上控制方法策略进行仿真验证。文献郝雨辰,窦晓波,吴在军,等.微电网分层分布式能量优化管理[J].电力自动化设备建立了计及柴油发电机组和需求侧负荷的优化模型，并通过雨流计数法来精确得出微电网中储能装置的运维成本，根据短期负荷预测与超短期负荷预测技术来制定并调整日前与日内能量管理策略，使微电网中各单元处于最优运行状态。

针对已有研究对象均为交流微电网或直流微电网，对交直流混合微电网这类新型微电网的运行模式的研究较少。

因此，需要一种交直流混合微电网运行模式转换方法。

发明内容

本发明的目的就在于为了解决上述问题，提供一种交直流混合微电网运行模式转换方法。

本发明通过以下技术方案来实现上述目的:

一种交直流混合微电网运行模式转换方法，所述交直流混合微电网包括交流微电网和直流微电网，所述交流微电网和直流微电网通过交直流互联换流器PCS连接，

所述交流微电网包括交流母线、光伏阵列PV、储能装置和交流侧负荷，所述光伏阵列PV、储能装置和负荷均连接所述交流母线；所述交流微电网通过PCC切换其并网运行模式或离网运行模式；

当PCC闭合时，交直流互联换流器PCS运行于恒压控制模式，所述交流侧并网运行模式包括第一交流运行模式，

当PCC断开时，交直流互联换流器PCS切换至PQ控制模式，所述交流侧离网运行模式包括第二一交流运行模式、第二二交流运行模式和第二三交流运行模式；

所述第一交流运行模式为全部光伏阵列PV均以MPPT模式运行，储能装置待机或充放电，交流侧负荷全部投入使用；

所述第二一交流运行模式为储能装置以V/f模式运行，全部光伏阵列PV均以MPPT模式运行，交流侧负荷全部投入使用；

所述第二二交流运行模式为储能装置以V/f模式运行，切除部分光伏阵列PV，其余光伏阵列PV以MPPT模式运行，维持交流微电网的频率和电压，交流侧负荷全部投入使用；

所述第二三交流运行模式为储能装置先以最大功率输出，所述交直流互联换流器PCS增加向交流微电网输入的电能或切除部分所述交流侧负荷，直至储能装置恢复V/f 控制模式，全部光伏阵列PV均以MPPT模式运行；

当PCC闭合时，所述交流微电网以第一交流运行模式运行；

当PCC断开时，所述交流微电网从第一交流运行模式切换至第二一交流运行模式；

当P_PV+P_PCS-P_bch-max＞＝P_load时，所述交流微电网从第二一交流运行模式切换至第二二交流运行模式；

当P_PV+P_PCS-P_bch-max＜P_load时，所述交流微电网从第二二交流运行模式切换至第二一交流运行模式；

当P_PV+P_PCS+P_bdi-max＜P_load时，所述交流微电网从第二一交流运行模式切换至第二三交流运行模式；

当P_PV+P_PCS+P_bdi-max＞P_load时，所述交流微电网从第二三交流运行模式切换至第二一交流运行模式；

式中，P_PV为光伏阵列PV输出的功率，P_PCS为交直流互联换流器PCS流入微电网交流侧的功率，P_bch-max为储能装置的最大充电功率，P_bdi-max为储能装置最大的放电功率，P_load为交流侧负荷消耗的功率；

所述直流微电网包括直流母线、第二光伏阵列PV、第二储能装置和直流侧负荷，所述第二光伏阵列PV、第二储能装置和直流侧负荷均连接所述直流母线；

当PCC闭合且交直流互联换流器PCS采用恒压控制模式时，所述直流微电网的运行模式包括第一直流运行模式；

当交直流互联换流器PCS采用PQ控制模式或待机时，所述直流微电网的运行模式包括第二一直流运行模式、第二二直流运行模式和第二三直流运行模式；

所述第一直流运行模式为利用交直流互联换流器PCS维持直流母线电压在第一电压，全部第二光伏阵列PV均以MPPT模式运行，第二储能装置进行充放电控制，直流侧负荷全部投入使用；

所述第二一直流运行模式为利用第二储能装置维持直流母线电压在第二电压，全部第二光伏阵列PV均以MPPT模式运行，交直流互联换流器PCS进行充放电控制，直流侧负荷全部投入使用；

所述第二二直流运行模式为第二储能装置运行于最大功率充电或满充待机状态，切除部分第二光伏阵列PV，其余第二光伏阵列PV以MPPT模式运行，使第二储能装置运行于恒压控制模式以维持直流母线电压，直流侧负荷全部投入使用；

所述第二三直流运行模式为切除部分直流侧负荷使第二储能装置的放电功率小于其最大放电功率直至第二储能装置运行于恒压模式，全部第二光伏阵列PV均以MPPT模式运行；

当P_PV2-P_PCS2-P_bch-max2＞＝P_load2时从第二一直流运行模式切换至第二二直流运行模式；

当P_PV2-P_PCS2-P_bch-max2＜P_load2时从第二二直流运行模式切换至第二一直流运行模式；

当P_PV2-P_PCS2+P_bdi-max2＜P_load2时从第二一直流运行模式切换至第二三直流运行模式；

当P_PV2-P_PCS2+P_bdi-max2＞P_load2时从第二三直流运行模式切换至第二一直流运行模式；

式中，P_PV2为微电网直流侧光伏的输出功率，P_PCS2为交直流互联换流器PCS输入直流母线的功率，P_bch-max2为第二储能装置允许的最大的充电功率，P_load2为直流侧负荷的功率， P_bdi-max2为第二储能装置的最大的放电功率。

更进一步的，所述储能装置包括蓄电池和超级电容。交流侧的储能装置还包括超级电容，可以充分发挥超级电容充放电速度快的特性。

更进一步的，所述第一电压为400V。

更进一步的，所述第二电压为400V。

更进一步的，所述第一直流运行模式中第二储能装置进行定功率充放电控制。

有益效果：本发明的交直流混合微电网运行模式转换方法采用的交直流混合微电网灵活性较高且具有较强的可再生能源吸收能力，提出了微电网交流侧和微电网直流侧在不同状态下的运行模式以及转换条件以及转换方式，可实现运行模式之间的无缝切换，为交直流混合微电网的安全稳定运行提供技术支撑。

附图说明

图1为交直流微电网的结构示意图；

图2为第一交流运行模式的控制方式；

图3为第二一交流运行模式的控制方式；

图4为第二二交流运行模式的控制方式；

图5为第二三交流运行模式的控制方式；

图6为微电网交流侧运行模式的转换示意图；

图7为第一直流运行模式的控制方式；

图8为第二一直流运行模式的控制方式；

图9为第二二直流运行模式的控制方式；

图10为第二三直流运行模式的控制方式；

图11为微电网直流侧运行模式的转换示意图；

图12为PCC与互联PCS运行状态间的关系；

图13为第一直流运行模式仿真电压曲线；

图14为第二一直流运行模式仿真电压曲线；

图15为并网转离网直流母线电压变化曲线；

图16为微电网交流侧非计划离网交流母线电压；

图17为微电网交流侧非计划离网交流母线频率；

图18为微电网分层控制结构；

图19为微电网无缝切换运行模式基本控制时序；

图20为主电源模式切换示意图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

请参阅图1所示，本发明的交直流混合微电网的交流侧和直流侧均包含光伏阵列PV、储能装置和负荷，其中，交流侧的储能装置包括蓄电池和超级电容，交流母线通过公共连接点与配电网连接，直流侧与交流侧则通过一个可实现能量双向流动的AC/DC变流器连接。优先将一些直流形式的DG和负荷接入直流母线，同时，为了保证MG的直流侧与交流侧在特殊状况下能够分别独立运行，在交流母线上也并入了一部分PV阵列，部分交流负荷直接接入交流母线。本发明构建的微电网灵活性较高且具有较强的可再生能源吸收能力。

交直流混合微电网系统模型：

(1)光伏发电系统模型

光伏阵列的功率输出为：

式中：f_PV为光伏系统的功率降额因数，表示光伏系统实际输出功率与额定条件下输出功率的比值，用于计及由于光伏板表面污渍和雨雪的遮盖以及光伏板自身老化等引起的损耗，一般取0.9；Y_PV为光伏阵列容量，kW；I_T为实际光照度，kW/m²；I_S为标准测试条件下的光照度，一般取1kW/m²；α_p为功率温度系数，％/℃；T_cell为当前光伏电池的表面温度，℃，可根据当前环境温度进行估算；T_cell,STC为标准测试条件下的光伏电池温度，一般取25℃。

(2)蓄电池模型

蓄电池模型采用KineticBatteryModel(简称KiBaM)模型，同时假定电池端口电压恒定、各时步内电池的充放电电流恒定，不考虑环境条件的影响。

电池组在任意时刻储存的总能量等于可用能量与束缚能量之和，即：

W＝W₁+W₂ (2)

其中，W₁为可用能量；W₂为束缚能量。

依据电池组实际充放电功率，可计算出充放电后电池组的可用能量：

其中，W_1,0为初始时刻电池组的可用能量(kW·h)；W_1,end为终止时刻电池组可用能量 (kW·h)；W₀为初始时刻电池组的总能量(kW·h)；P为电池组放电(为正)或充电(为负)功率(kW)，不包含充放电损耗；Δt为时间间隔(在算法中亦即时间步长，h)；c 为电池容量比例，表示蓄电池满充状态下可用能量和总能量的比值；k为电池速率常数 (h^-1)，表示可用能量与束缚能量的转化速率。

结合式(2)和式(3)，同时考虑到总能量减少量等于放电量PΔt，可得到充放电后电池组的束缚能量：

W_2,end＝W₀-PΔt-W_1,end (4)

其中，W_2,end为终止时刻电池组的束缚能量(kW·h)。

任意时刻可用能量W₁满足关系式：0≤W₁≤cW_max，其中W_max表示蓄电池最大可存储能量(kW·h)。结合时间步长终止时刻可用能量W_1,end计算式(3)，可以得到蓄电池KiBaM 模型单步最大允许充电功率和最大充放电功率^[9]，分别为：

为防蓄电池的过充、过放，最大充电功率约束中还应计及蓄电池的最大充电电流和速率约束，得到对应的最大充电功率(kW)分别为：

其中，N_bat为电池串并联总数；I_max为电池的最大充电电流(A)；U_N为电池的额定电压(V)；α_c为电池的最大充电速率(A/(Ah))。

结合KiBaM模型中对蓄电池充放电功率的限制，并计及充放电损耗，得到最终的蓄电池充放电功率限制为：

-P_bat,cmax≤P_bat≤P_bat,dmax (9)

P_bat,dmax＝η_bat,dP_bat,dmax,kbm (11)

其中，η_bat,c为电池充电效率；η_bat,d为电池放电效率。

(3)变流器模型

由于光蓄并网发电系统中同时包含直流母线和交流母线，需要变流器进行整流或逆变，其模型可以使用下面的表达式：

式中：P_con,AC表示变流器交流侧功率(kW)，逆变时为正，整流时为负，下同；P_con,DC表示变流器直流侧功率之和(kW)。η_inv和η_rec表示变流器逆变和整流的效率；R_inv和R_rec表示变流器逆变和整流的最大有功功率(kW)，数值上等于其额定容量。

上式既可以表示双向变流器模型，也可以表示单向的整流器或逆变器，如单向的逆变器模型可以表示如下：

(4)负荷建模

微电网内负荷大致分为两类：重要负荷和参与需求侧管理负荷。重要负荷需保证不间断供电；参与需求侧管理负荷又分为三类：可中断负荷、可平移负荷与弹性负荷(又称为可控类负荷)。本发明将参与需求侧管理负荷全部视为可中断负荷，可中断负荷为非重要负荷，微电网调度者拥有此类负荷的中断权。

交流侧运行模式

微电网交流侧通过PCC切换其并网或离网运行模式，本发明将微电网交流侧并网与否分为两种主要模式。

(1)交流侧并网

第一交流运行模式：光伏阵列以MPPT模式运行，储能待机或以一定的策略充放电，如图2所示。

(2)交流侧离网

PCC断开的同时，互联PCS由恒压模式切换至PQ控制模式。

第二一交流运行模式：光伏的输出功率P_PV与互联PCS流入微电网交流侧的功率P_PCS之和与负荷消耗的功率P_load的差值处于储能的最大充电功率P_bch-max与最大放电功率P_bdi-max之间，此时储能以V/f模式运行，光伏阵列以MPPT模式运行，如图3所示。

第二二交流运行模式：光伏的输出功率P_PV与互联PCS流入微电网交流侧的功率P_PCS之和大于负荷的功率P_load与储能此时的最大充电功率(P_bch-max或0)之和时，切除部分光伏阵列，其他光伏仍运行于MPPT模式，储能运行于V/f控制模式，维持微电网交流侧的频率和电压。具体控制方式如图4所示。

运行第二三交流运行模式：光伏输出的功率P_PV、互联PCS流入微电网交流侧的功率P_PCS与储能最大的放电功率P_bdi-max之和小于负荷的功率，此时储能以最大功率输出，系统仍存在功率缺额，能量管理系统此时会增大互联PCS向交流侧输入的电能(互联PCS运行于恒功率控制时)或对交流侧负荷按级切除(互联PCS处于待机状态时)，使储能恢复V/f控制模式。具体控制方式如图5所示。

以上各模式间的关系如图6所示。

各模式间的转换条件如表1所示：

表1微电网交流侧运行模式转换条件

直流侧运行模式：

与微电网交流侧类似，直流侧根据互联PCS的控制模式分为两种主要模式。

(1)互联PCS恒压控制模式时(交流侧并网)

第一直流运行模式：利用互联PCS维持直流母线电压在400V，PV阵列以MPPT模式运行，储能按给定的指令进行充放电控制，如图7所示。

(2)互联PCS采用PQ控制模式或待机时(交流侧并网转离网时，若互联PCS为稳压模式，在转换瞬间应切换为PQ模式)

第二一直流运行模式：利用储能维持直流母线电压在400V，PV阵列以MPPT模式运行，互联PCS按给定的指令进行充放电控制，控制方式如图8所示。

第二二直流运行模式：若在微电网直流侧光伏的输出功率P_PV2与互联PCS输入直流母线的功率-P_PCS2之和大于储能此时允许的最大的充电功率(P_bch-max2或0)与负荷的功率P_load2之和，此时电压将抬升，模式由第二一直流运行模式转为第二二直流运行模式，此时储能运行于最大功率充电或满充待机状态，切除部分光伏，使储能仍运行于恒压控制模式以维持直流母线电压，控制方式如图9所示；随着负荷的增加或光伏出力的减小，当光伏出力小于负荷时，逐步投入被切除的光伏，直至恢复至第二一直流运行模式。

第二三直流运行模式：若在微电网直流侧光伏的输出功率P_PV2、储能此时最大的放电功率P_bdi-max2与互联PCS流入直流母线的功率-P_PCS2之和小于负荷的功率P_load2，此时电压将下降,由第二一直流运行模式转为第二三直流运行模式，为使储能仍运行于恒压模式，按负荷等级切除负荷使储能的放电功率小于其最大放电功率。当储能由放电转为充电状态时，逐级投入负荷，直至恢复至第二一直流运行模式。

微电网直流侧各运行模式之间的关系如图11所示，微电网直流侧各模式间的切换条件如表2所示。

表2微电网直流侧运行模式转换条件

由于微电网交流侧和直流侧的运行模式是分别提出的，两者之间存在一定的交互关系，主要为PCC和互联PCS运行状态之间的关系，如图12所示。

其中，PCC存在闭合和断开两种运行模式，可相互切换；互联PCS存在恒压控制、待机和PQ控制三种运行模式，三者之间相互切换。PCC和互联PCS的运行模式之间存在一定联系，当PCC闭合时，互联PCS可运行于任意模式，但主要运行于恒压模式；当PCC 断开时，互联PCS只可运行于PQ控制和待机模式，不可运行于恒压控制模式，且主要运行于PQ控制模式。

运行模式切换仿真验证

本发明以微电网在并网状态为例进行仿真验证。

由于微电网运行模式是根据并网与否来划分的，因此仅对微电网的并/离网切换进行仿真即可。仿真首先需要将微电网启动。

(1)微电网直流侧启动

第一直流运行模式：利用互联PCS给直流母线充电，维持其电压在400V，然后分别接入以MPPT模式运行的PV阵列和负荷，直流侧储能按给定的指令进行充放电控制。

通过在Simulink中搭建的模型对此过程进行仿真，仿真过程中直流母线的曲线如图13所示。

在0.05s时启动互联PCS，给直流母线充电，充电过程中，电压最大值达到475V，在0.2s后电压趋于稳定。在0.45s、0.7s和0.8s分别接入19.4kW、6.2kW和5.58kW 光伏阵列，电压波动均在5％以内；在0.9s、1.1s和1.2s分别并入20kW、5.1kW和4.9kW 负荷，电压波动也在5％以内。

实际上，互联PCS对直流母线充电是一个软启动过程，并不会在直流侧形成很大的过电压。而光伏逆变器也有一个启动过程，功率逐渐变大，不会有冲击。本次仿真是在模拟最极端条件下微电网的过电压水平。

第二一直流运行模式(自启动)：直流侧以储能为主，储能对直流母线进行充电，然后进行恒压控制，按照一定的顺序分别接入以MPPT模式运行的PV阵列和负载，互联 PCS按给定的指令进行充放电控制。仿真电压波形如图14所示。

图14中，直流母线用储能装置充电，后在0.4s和0.8s分别并入5kW负载和5kW 光伏，虽然直流侧的储能容量较小，但在如此大的功率波动下，仍能维持直流母线电压的波动在10％以内。

微电网交流侧也可实现自启动与通过外部电路启动，本发明不再对其进行研究。

(2)微电网直流侧并/离网切换

当微电网直流侧由并网状态向离网状态切换时可分为计划性脱网和非计划性脱网两种情况。

计划性脱网，是指系统预先得到状态切换指令，有计划地调节分布式发电和各储能单元出力以及可控负荷之间的关系，同时保证对系统内重要负荷的供电。

非计划性脱网是当电网故障或断开时的控制过程。微电网交流侧与大电网并网时，互联PCS运行于恒压控制模式，此时微电网直流侧并网转离网过程复杂，对电压稳定性影响较大，是微电网直流侧并网转离网的主要研究对象。并网转离网主要的切换过程如下：保护装置检测到微电网交流侧电压幅值与频率异常，给并网点开关发断开指令，由开关位置反馈信号给互联PCS发模式切换指令，互联PCS和微电网直流侧储能接口通过干接点信号互通，互联PCS接到开关位置信号后运行模式由恒压控制模式切换为待机或恒功率控制模式，储能直流变换器由充、放电模式切换为恒压模式，控制直流母线电压，同时并网点开关控制自身断开，三者配合完成系统并网到离网的无缝切换。图15为 Simulink中对并网转离网过程进行仿真时直流母线电压的变化曲线。

图15中，1.5s时由于交流侧故障或其他原因，互联PCS断开，协调控制器检测到PCS断开后向储能变流器发转换运行模式指令，储能变流器由恒功率充放电控制模式切换到恒压模式以维持直流母线电压，此过程中，由于功率的不平衡，电压短暂上升至404V 后，由于储能的稳压作用迅速下降。

交流侧与大电网并网且互联PCS运行于恒功率控制模式时，微电网直流侧并网转离网过程对微电网直流侧的影响与向直流侧投入负荷一样，在此不再讨论。

当电网恢复，交流侧与大电网并网后，协调控制器给互联PCS下发指令，互联PCS接收到信号后，和直流侧储能变换器利用干接点进行互通，并网变流器运行模式由待机或恒功率控制模式切换为恒压控制模式，直流侧储能变换器接到互锁信号后，由稳压模式切换为恒功率充放电或待机模式，三者配合完成系统离网到并网的无缝切换。

(3)微电网交流侧并/离网切换

1)并网转离网过程

微电网交流侧由并网向离网状态切换同样可分为计划性脱网与非计划性脱网两种类型。

非计划性脱网过程，大电网故障或PCC断开时，PCC与交流侧储能以及互联PCS信号互通，储能由恒功率控制模式转换为V/F控制模式，互联PCS由恒压模式转换为恒功率控制或待机模式，且锁定其功率为切换瞬间通过互联PCS的功率。若此时储能以最大放电功率放电或最大充电功率充电仍无法维持微电网交流侧的电压和频率，可调节互联 PCS的功率至适当值，达到维持微电网交流侧稳定的目的。

非计划性脱网时交流母线的电压如图16所示，频率如图17所示。

在0.5秒时，断开PCC并将储能由PQ控制模式转变为V/f控制模式，由图16与17 知，此时电压出现了一定的抖动，但很快就恢复正常，母线频率基本不变。

2)离网转并网过程

当大电网恢复稳定后，协调控制器对PCC发出同期合闸命令，PCC进行同期合闸，储能由V/f控制转换为PQ控制，微电网交流侧完成离网转并网过程。

本发明还公开了微电网控制结构，微电网采用的三层控制结构如图18所示。

(1)第一层控制

DG或储能装置根据微电网的状况常可运行于多种控制模式，包括最大功率点跟踪(MPPT)控制，恒压控制，恒压/恒频(V/f)控制等。

微电网并网时，配电网保证微电网交流侧的电压和频率稳定，DG常以最大功率输出；微电网直流侧采用主从控制模式，由微电网交流侧或储能作为主电源，维持直流母线电压。

微电网离网运行时，由微电网交流侧内某个DG来保证电压和频率稳定。通常由储能装置采取V/f控制保证电压和频率在规定值，其它DG均采用恒功率控制(PQ控制) 并以最大功率输出；微电网直流侧的储能设备作为主电源采取恒压控制，其他分布式DG 均以最大功率输出。储能装置需要能够补偿负荷变化所产生的功率差额，因此储能必须能够在其容许充放电功率范围内准确的控制输出，快速补偿功率差额。

(2)第二层控制

第二层为协调控制层，其作用是在微电网处于并网状态时减小配电网因DG输出和负荷变化而产生负面影响，微电网能够当作稳定、可控的负荷并入配电网，通过微电网协调控制器对各单元的协调控制来实现联络线功率控制；在微电网处于离网状态时，通过主从控制保证电压和频率处在规定范围内，主电源补偿DG输出或负荷变化所产生的功率差额。

该层控制还可以实现MG各模式之间的切换功能。为了减小该功能对微电网运行指标的影响，还需具备MG故障检测，同步检测等功能，并可以协调控制模式间的切换。本文采用主从控制模式，其控制时序如图19所示，主要切换MG内各DG的控制方式，其中切换主电源的控制方式时，其输出功率波动应尽可能小。图20为本文采用的控制结构，主电源的PQ控制和V/f控制采用同一电流内环，切换控制方法时只对电压外环进行切换。在此过程中，为了最大程度减小控制方式切换时产生的冲击，还需合理应用控制逻辑和算法。

(3)第三层控制

该层主要实现微电网的能量管理功能，通过相应的优化算法优化微电网的运行：

1)微电网处于并网状态时，计算出微电网与配电网之间联络线的最优功率值(作为微电网第二层控制目标参考值)；

2)微电网处于离网状态时，调节各分布式DG输出功率参考值等信息，便可使微电网处于最经济运行状态。

Claims (8)

1.一种交直流混合微电网运行模式转换方法，其特征在于，所述交直流混合微电网包括交流微电网和直流微电网，所述交流微电网和直流微电网通过交直流互联换流器PCS连接，

所述交流微电网包括交流母线、光伏阵列PV、储能装置和交流侧负荷，所述光伏阵列PV、储能装置和负荷均连接所述交流母线；所述交流微电网通过PCC切换其并网运行模式或离网运行模式；

当PCC闭合时，交直流互联换流器PCS运行于恒压控制模式，交流侧并网运行模式包括第一交流运行模式，

当PCC断开时，交直流互联换流器PCS切换至PQ控制模式，交流侧离网运行模式包括第二一交流运行模式、第二二交流运行模式和第二三交流运行模式；

所述第一交流运行模式为全部光伏阵列PV均以MPPT模式运行，储能装置待机或充放电，交流侧负荷全部投入使用；

所述第二一交流运行模式为储能装置以V/f模式运行，全部光伏阵列PV均以MPPT模式运行，交流侧负荷全部投入使用；

所述第二二交流运行模式为储能装置以V/f模式运行，切除部分光伏阵列PV，其余光伏阵列PV以MPPT模式运行，维持交流微电网的频率和电压，交流侧负荷全部投入使用；

所述第二三交流运行模式为储能装置先以最大功率输出，所述交直流互联换流器PCS增加向交流微电网输入的电能或切除部分所述交流侧负荷，直至储能装置恢复V/f控制模式，全部光伏阵列PV均以MPPT模式运行；

当PCC闭合时，所述交流微电网以第一交流运行模式运行；

当PCC断开时，所述交流微电网从第一交流运行模式切换至第二一交流运行模式；

当P_PV+P_PCS-P_bch-max＞＝P_load时，所述交流微电网从第二一交流运行模式切换至第二二交流运行模式；

当P_PV+P_PCS-P_bch-max＜P_load时，所述交流微电网从第二二交流运行模式切换至第二一交流运行模式；

当P_PV+P_PCS+P_bdi-max＜P_load时，所述交流微电网从第二一交流运行模式切换至第二三交流运行模式；

当P_PV+P_PCS+P_bdi-max＞P_load时，所述交流微电网从第二三交流运行模式切换至第二一交流运行模式；

式中，P_PV为光伏阵列PV输出的功率，P_PCS为交直流互联换流器PCS流入微电网交流侧的功率，P_bch-max为储能装置的最大充电功率，P_bdi-max为储能装置最大的放电功率，P_load为交流侧负荷消耗的功率；

所述直流微电网包括直流母线、第二光伏阵列PV、第二储能装置和直流侧负荷，所述第二光伏阵列PV、第二储能装置和直流侧负荷均连接所述直流母线；

当PCC闭合且交直流互联换流器PCS采用恒压控制模式时，所述直流微电网的运行模式包括第一直流运行模式；

当交直流互联换流器PCS采用PQ控制模式或待机时，所述直流微电网的运行模式包括第二一直流运行模式、第二二直流运行模式和第二三直流运行模式；

所述第一直流运行模式为利用交直流互联换流器PCS维持直流母线电压在第一电压，全部第二光伏阵列PV均以MPPT模式运行，第二储能装置进行充放电控制，直流侧负荷全部投入使用；

所述第二一直流运行模式为利用第二储能装置维持直流母线电压在第二电压，全部第二光伏阵列PV均以MPPT模式运行，交直流互联换流器PCS进行充放电控制，直流侧负荷全部投入使用；

所述第二二直流运行模式为第二储能装置运行于最大功率充电或满充待机状态，切除部分第二光伏阵列PV，其余第二光伏阵列PV以MPPT模式运行，使第二储能装置运行于恒压控制模式以维持直流母线电压，直流侧负荷全部投入使用；

所述第二三直流运行模式为切除部分直流侧负荷使第二储能装置的放电功率小于其最大放电功率直至第二储能装置运行于恒压模式，全部第二光伏阵列PV均以MPPT模式运行；

当P_PV2-P_PCS2-P_bch-max2＞＝P_load2时从第二一直流运行模式切换至第二二直流运行模式；

当P_PV2-P_PCS2-P_bch-max2＜P_load2时从第二二直流运行模式切换至第二一直流运行模式；

当P_PV2-P_PCS2+P_bdi-max2＜P_load2时从第二一直流运行模式切换至第二三直流运行模式；

当P_PV2-P_PCS2+P_bdi-max2＞P_load2时从第二三直流运行模式切换至第二一直流运行模式；

式中，P_PV2为微电网直流侧光伏的输出功率，P_PCS2为交直流互联换流器PCS输入直流母线的功率，P_bch-max2为第二储能装置允许的最大的充电功率，P_load2为直流侧负荷的功率，P_bdi-max2为第二储能装置的最大的放电功率。

2.如权利要求1所述的交直流混合微电网运行模式转换方法，其特征在于，所述储能装置包括蓄电池和超级电容。

3.如权利要求1所述的交直流混合微电网运行模式转换方法，其特征在于，所述第一电压为400V。

4.如权利要求1所述的交直流混合微电网运行模式转换方法，其特征在于，所述第二电压为400V。

5.如权利要求1所述的交直流混合微电网运行模式转换方法，其特征在于，所述第一直流运行模式中第二储能装置进行定功率充放电控制。

6.如权利要求1所述的交直流混合微电网运行模式转换方法，其特征在于，

所述光伏阵列PV和第二光伏阵列PV均通过下式表示：

式中，P_PV为光伏阵列的输出功率，f_PV为光伏系统的功率降额因数，表示光伏系统实际输出功率与额定条件下输出功率的比值；Y_PV为光伏阵列容量；I_T为实际光照度；I_S为标准测试条件下的光照度；α_p为功率温度系数；T_cell为当前光伏电池的表面温度；T_cell,STC为标准测试条件下的光伏电池温度。

7.如权利要求1所述的交直流混合微电网运行模式转换方法，其特征在于，所述储能装置包括蓄电池，所述蓄电池的充放电功率限制为：

-P_bat,cmax≤P_bat≤P_bat,dmax

P_bat,dmax＝η_bat,dP_bat,dmax,kbm

其中，η_bat,c为电池充电效率；η_bat,d为电池放电效率，P_bat,cmax,kbm为蓄电池单步最大允许充电功率,P_bat,dmax,kbm为蓄电池单步最大放电功率，P_bat,cmax,mcc为计及蓄电池的最大充电电流约束的最大充电功率，P_bat,cmax,mcr为计及蓄电池的最大充电速率约束的最大充电功率，

其中，N_bat为电池串并联总数；I_max为电池的最大充电电流；U_N为电池的额定电压；α_c为电池的最大充电速率，W为蓄电池在任意时刻储存的总能量，其等于可用能量与束缚能量之和，即：W＝W₁+W₂，其中，W₁为可用能量；W₂为束缚能量；充放电后电池组的可用能量通过下式表示：

其中，W_1,0为初始时刻电池组的可用能量；W_1,end为终止时刻电池组可用能量；W₀为初始时刻电池组的总能量；P为电池组放电或充电功率；Δt为时间间隔；c为电池容量比例，表示蓄电池满充状态下可用能量和总能量的比值；k为电池速率常数；

充放电后电池组的束缚能量：

W_2,end＝W₀-PΔt-W_1,end

其中，W_2,end为终止时刻电池组的束缚能量；

任意时刻可用能量W₁满足下式：0≤W₁≤cW_max，其中，W_max表示蓄电池最大可存储能量。

8.如权利要求1所述的交直流混合微电网运行模式转换方法，其特征在于，

所述交直流互联换流器PCS通过下式表示：

式中：P_con,AC表示变流器交流侧功率，逆变时为正，整流时为负；P_con,DC表示变流器直流侧功率之和，η_inv和η_rec分别表示变流器逆变和整流的效率；R_inv和R_rec分别表示变流器逆变和整流的最大有功功率。

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