CN109066802A - 一种微电网能量管理系统及方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种微电网能量管理系统，包括微网主网系统以及与微网主网系统连接的微网控制系统，所述微网主网系统包括直流子微网系统、交流子微网系统以及连接在直流子微网系统和交流子微网系统之间的交直流双向变换器。本发明提高了微电网自治运行时的可靠性。

Description

一种微电网能量管理系统及方法
技术领域
本发明涉及微电网能量管理领域，具体涉及一种微电网能量管理系统及方法。
背景技术
交直流微网是综合直流微网和交流微网的特点而被提出的，是从传统交流网向未来直流网过渡的阶段性研究，其需要兼顾传统交流负荷和新型直流负荷特性，以光伏、风电等新能源为主要能量来源，储能系统作为能量枢纽，基于新型电力电子开关器件，运用新型电力电子技术进行主要的电能变换，供给交直流负荷。
由于分布式电源的间歇性和随机性，使得微网内部容易产生电能供需不平衡等问题，当分布式电源的总发电功率小于微电网需求功率时，需要大电网供电实现微电网内部功率平衡；当分布式电源的总发电功率大于微电网需求功率时，应减少分布式电源的发电量，以满足微电网内部功率供需平衡。故对于交直流微电网电能控制管理就显得尤为重要。
发明内容
本发明的目的在于提供一种微电网能量管理系统及方法，旨在解决交直流微电网协调控制中的功率不平衡问题和网内各分布式电源的协调运行问题，提高微电网自治运行时的可靠性。
为达到上述目的，本发明采用如下技术方案：
一种微电网能量管理系统，包括微网主网系统以及与微网主网系统连接的微网控制系统，所述微网主网系统包括直流子微网系统、交流子微网系统以及连接在直流子微网系统和交流子微网系统之间的交直流双向变换器；
所述直流子微网系统包括直流母线、通过单向DC/DC变换器连接在直流母线上的光伏发电系统、通过双向DC/DC变换器连接在直流母线上的储能系统以及连接在直流母线上的直流负荷；
所述交流子微网系统包括交流母线、通过AC/AC变流器连接在交流母线上的风力发电系统以及连接在交流母线上的柴油机备用发电系统和交流负荷，且交流母线通过并离网切换开关与市电相连；
所述微网控制系统包括微网主控制器，所述微网主控制器与单向DC/DC变换器、双向DC/DC变换器、AC/AC变流器和交直流双向变换器连接，微网主控制器上还连接有通信系统，通信系统通过PLC控制器连接至市电、风力发电系统、柴油机备用发电系统、交流负荷、光伏发电系统、储能系统、直流负荷以及并离网切换开关，且通信系统与上位机服务器连接。
进一步地，所述直流母线为48V直流母线。
进一步地，所述交流母线为220V交流母线。
进一步地，所述PLC控制器通过智能电表连接至市电、风力发电系统、柴油机备用发电系统、交流负荷、光伏发电系统、储能系统以及直流负荷。
进一步地，所述上位机服务器通过串口转WIFI与移动端设备相连。
一种微电网能量管理方法，采用上述的一种微电网能量管理系统，包括以下步骤：
步骤1：微网主控制器通过通信系统实时采集风力发电系统、柴油机备用发电系统、交流负荷、光伏发电系统、储能系统以及直流负荷的电量信息；
若风力发电系统、柴油机备用发电系统和光伏发电系统的发电电量以及储能系统电量之和小于或等于交流负荷和直流负荷需求电量，微网主控制器通过PLC控制器控制闭合并离网切换开关，微网进入并网运行状态；
若风力发电系统、柴油机备用发电系统和光伏发电系统的发电电量以及储能系统电量之和大于交流负荷和直流负荷需求电量，微网主控制器通过PLC控制器控制断开并离网切换开关，微网进入离网运行状态；
若微网主控制器监测到交流负荷需求大于风力发电系统电量，微网主控制器控制交直流双向变换器工作在直流转交流模式；
若微网主控制器监测到交流负荷需求小于或等于风力发电系统电量，微网主控制器控制交直流双向变换器工作在交流转直流模式；
步骤2：当微网处于离网运行状态时，微网主控制器通过通信系统实时采集风力发电系统、柴油机备用发电系统、交流负荷、光伏发电系统、储能系统以及直流负荷的电量信息，若风力发电系统、柴油机备用发电系统和光伏发电系统的发电电量小于或等于交流负荷和直流负荷需求电量，双向DC/DC变换器工作在放电状态，即储能系统放电供给交流负荷和直流负荷；
若风力发电系统、柴油机备用发电系统和光伏发电系统的发电电量大于交流负荷和直流负荷需求电量，双向DC/DC变换器工作在充电状态，即储能系统充电储存能量；
步骤3：当双向DC/DC变换器工作在放电状态时，微网主控制器通过电池能量管理系统实时监测储能系统电量，若监测到储能系统荷电状态以达到下限，即储能系统电量已用完，则打开柴油机备用发电系统；
当双向DC/DC变换器工作在充电状态时，微网主控制器通过电池能量管理系统实时监测储能系统电量，若监测到储能系统荷电状态以达到上限，即储能系统已充满，则控制光伏发电系统和风力发电控制器从MPPT控制模式切换到恒压控制模式。
与现有技术相比，本发明具有以下有益的技术效果：
本发明系统能够在满足网内负荷需求及功率平衡的前提下，收集微网内部各单元实时电量信息，通过通信系统传递到微网主控制器，对微网内部各DG、储能设备及不同类型负荷进行合理调度，保证微网经济、安全、稳定的运行。
本发明方法在保证电网稳定运行的前提下，通过比较分布式微电源发电总电量和负荷侧需求总电量的大小，确定交直流微电网并离网运行模式，微网主控制器实时收集系统内各开关器件运行状态和各单元电量信息，以功率平衡为目标控制开关器件通断，实现系统内电能的有效控制和管理，提高微电网自治运行时的可靠性。
附图说明
图1是交直流微电网拓扑图；
图2是交直流微网的控制流程图；其中PDG：分布式电源发电总功率，PS：光伏发电功率，PW：风机发电功率，PL：负荷用电需求总功率，PAL：交流负荷用电需求功率，PDL：直流负荷用电需求功率，PB：储能电池剩余电量(PBmin＜PB＜PBmax，其中PBmin为电池放电下限，PBmax为电池充电上限)，并且有PDG＝PS+PW，PL＝PAL+PDL。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步详细描述：
参见图1，一种微电网能量管理系统，该系统主要由微网主网系统和微网控制系统组成。其中，微网主网系统主要由直流子微网系统、交流子微网系统和交直流双向变换器组成，直流子微网系统主要包括48V直流母线，光伏发电系统，储能系统，直流负荷；交流子微网系统主要包括220交流母线，风力发电系统，柴油机备用发电系统，并离网切换开关和交流负载。交直流子网通过交直流双向变换器连接起来。微网控制系统包括微电网主控制器，触摸屏上位机，PLC控制器，智能电表和通信系统等组成。利用分布式新能源发电，为交直流负载提供供电，通过微网主控制器控制微电网稳定运行，同时通信系统通过PLC控制器收集各微电源和负载的电能信息，传递给上位机服务器，上位机服务器通过串口转WIFI传递到手机移动端，实现远程监测和控制。
微网能量管理系统的主要任务是在满足网内负荷需求及电能质量的前提下，对微网内部各DG、储能设备及不同类型负荷进行合理调度，保证微网经济、安全、稳定的运行。
上述带交直流子网的混合微电网系统的能量管理策略，参见图2，主要包括以下步骤：
步骤1：微网主控制器通过通讯系统实时采集系统各单元电量信息，若各微电源发电电量和储能电池电量之和小于或等于交直流负荷需求电量(即PDG+PB≤PL)，主控制器通过PLC控制器控制闭合并网开关，微网进入并网运行状态，需要大电网提供电能。
步骤2：若各微电源发电电量和储能电池电量之和大于交直流负荷需求电量(即PDG+PB>PL)，主控制器通过PLC控制器控制断开并网开关，微网进入离网运行状态，微网脱离大电网独立运行。
步骤3：离网状态下，微网主控制器通过通讯系统实时采集系统各单元电量信息，若各微电源发电电量小于或等于交直流负荷需求电量(即PDG≤PL)，DC/DC双向变换器工作在放电状态，即储能电池放电供给负荷。
步骤4：离网状态下，微网主控制器通过通讯系统实时采集系统各单元电量信息，若各微电源发电电量大于交直流负荷需求电量(即PDG>PL)，DC/DC双向变换器工作在充电状态，即电池充电储存能量。
步骤5：DC/DC双向变换器工作在充电状态下时，微网主控制器通过电池能量管理系统(BMS)实时监测电池电量，若监测到电池荷电状态(SOC)以达到上限，即储能电池已充满，随即控制光伏和风力发电控制器从MPPT控制模式切换到恒压控制模式，以减少微电源电量输出。
步骤6：DC/DC双向变换器工作在放电状态下时，微网主控制器通过电池能量管理系统(BMS)实时监测电池电量，若监测到电池荷电状态(SOC)以达到下限，即储能电池电量已用完，需要打开备用电源，使用柴油机供电。
步骤7：若微网主控制器监测到交流侧负荷需求大于交流子微网风力发电电量，即交流侧功率不平衡时，微网主控制器控制AC/DC双向变换器工作在直流转交流模式，即直流电转为交流电供给交流负荷。
步骤8：若微网主控制器监测到交流侧负荷需求小于或等于交流子微网风力发电电量，即交流侧功率不平衡时，微网主控制器控制AC/DC双向变换器工作在交流转直流模式，即交流电转为直流电供给直流负荷。
微网系统并离网切换条件：
从大电网稳定运行角度考虑，在大电网用电高峰时，微网可以离网运行或将多余电能输送到电网；当大电网用电低谷时，可以并网运行，起到消峰填谷的作用；从微网稳定运行角度考虑，当微网内部功率不平衡时，并离网切换。
微电网并网状态下：
工作模式1：当微网分布式电源发电功率与储能电池剩余电量之和小于或等于负荷用电功率时，微网需要大电网提供电能。
工作模式2：当微网分布式电源发电功率与储能电池剩余电量之和大于负荷用电功率时，系统可将电能储存起来，在大电网用电高峰时，将多余电量反馈给大电网。
微电网离网模式下：
工作模式1：当风机发电功率小于或等于交流负荷所需功率时，AC/DC双向变换器工作在直流转交流模式下，将直流微网侧电能转换为交流电能。
工作模式2：在工作模式1下，若此时，分布式电源发电总功率大于负荷用电总功率，并且储能电池没有达到电量上下限，则DC/DC双向变换器工作在充电状态，维持微网功率平衡。
工作模式3：在工作模式1下，若此时，分布式电源发电总功率大于负荷用电总功率，并且储能电池达到电量上限，则使光伏控制器从MPPT控制切换到恒压控制模式下，维持微网功率平衡。
工作模式4：在工作模式1下，若此时，分布式电源发电总功率小于负荷用电总功率，并且储能电池没有达到电量上下限，则DC/DC双向变换器工作在放电状态，满足负荷需求。
工作模式5：在工作模式1下，若此时，分布式电源发电总功率小于或等于负荷用电总功率，并且储能电池达到电量下限，则需要打开备用电源，使用柴油机供电，满足负荷需求。
工作模式6：当风机发电功率大于交流负荷所需功率时，AC/DC双向变换器工作在交流转直流模式下，将交流微网侧电能转换为直流电能。
工作模式7：在工作模式6下，若此时，分布式电源发电总功率大于负荷用电总功率，并且储能电池没有达到电量上下限，则DC/DC双向变换器工作在充电状态，维持微网功率平衡。
工作模式8：在工作模式6下，若此时，分布式电源发电总功率大于负荷用电总功率，并且储能电池达到电量上限，则使光伏控制器从MPPT控制切换到恒压控制模式下，维持微网功率平衡。
工作模式9：在工作模式6下，若此时，分布式电源发电总功率小于或等于负荷用电总功率，并且储能电池没有达到电量上下限，则DC/DC双向变换器工作在放电状态，满足负荷需求。
工作模式10：在工作模式6下，若此时，分布式电源发电总功率小于或等于负荷用电总功率，并且储能电池达到电量下限，则需要打开备用电源，使用柴油机供电，满足负荷需求。
工作模式11：若分布式电源发电总功率等于负荷用电总功率，已经满足负荷需求，则DC/DC双向变换器工作在关断状态。
下面对本发明的操作过程做详细描述：
微网主控制器实时收集微电网的运行状态和各微电源发电数据和负荷用电数据，按照图2的流程做出判断，控制微网系统中各个主控开关的通断，从而控制整个系统安全稳定的运行。
首先，微网主控制器通过判断整个微网系统负荷需求电量与微电源发电电量大小，从而控制系统并离网切换开关动作。若负荷需求电量大于微电源发电电量，系统需要大电网提供电能，微网工作在并网模式；若负荷需求电量小于微电源发电电量，微网工作在离网模式；
在离网状态下，若微电源所发电量有余或者负荷用量不足，控制器立即控制储能双向DC/DC工作在充电状态，将多余电量存入电池，系统软件控制使电池电量不能达到电池充电上限；若微电源所发电量不足或者负荷需求加大，控制器立即控制储能双向DC/DC工作在放电状态，电池放电供给负荷，系统软件控制使电池电量不会达到电池放电下限。
在离网状态下，主控制器监控电池荷电状态SOC，当储能电池达到充电上限时，微电源发电模式由MPPT模式切换到恒压工作模式，以减少电能产出；当储能电池达到放电下限，需打开柴油机备用电源供电。
交直流子网之间通过AC/DC双向变流器连接，在离网状态下，当交流子网功率需求变大时，AC/DC双向变换器工作在直流转交流模式下，将直流微网侧电能转换为交流电能；当直流子网功率需求变大时，AC/DC双向变换器工作在交流转直流模式下，将交流微网侧电能转换为直流电能。
本发明针对一种特定的交直流微网架构，提出了一种能量管理策略，主要解决微电网内部功率不平衡问题，一方面保证电网稳定运行，另一方面保证用户用电需求。为交直流微电网控制方法及能量管理系统软件设计提供理论支撑。

Claims (6)

1.一种微电网能量管理系统，其特征在于，包括微网主网系统以及与微网主网系统连接的微网控制系统，所述微网主网系统包括直流子微网系统、交流子微网系统以及连接在直流子微网系统和交流子微网系统之间的交直流双向变换器；
所述直流子微网系统包括直流母线、通过单向DC/DC变换器连接在直流母线上的光伏发电系统、通过双向DC/DC变换器连接在直流母线上的储能系统以及连接在直流母线上的直流负荷；
所述交流子微网系统包括交流母线、通过AC/AC变流器连接在交流母线上的风力发电系统以及连接在交流母线上的柴油机备用发电系统和交流负荷，且交流母线通过并离网切换开关与市电相连；
所述微网控制系统包括微网主控制器，所述微网主控制器与单向DC/DC变换器、双向DC/DC变换器、AC/AC变流器和交直流双向变换器连接，微网主控制器上还连接有通信系统，通信系统通过PLC控制器连接至市电、风力发电系统、柴油机备用发电系统、交流负荷、光伏发电系统、储能系统、直流负荷以及并离网切换开关，且通信系统与上位机服务器连接。
2.根据权利要求1所述的一种微电网能量管理系统，其特征在于，所述直流母线为48V直流母线。
3.根据权利要求1所述的一种微电网能量管理系统，其特征在于，所述交流母线为220V交流母线。
4.根据权利要求1所述的一种微电网能量管理系统，其特征在于，所述PLC控制器通过智能电表连接至市电、风力发电系统、柴油机备用发电系统、交流负荷、光伏发电系统、储能系统以及直流负荷。
5.根据权利要求1所述的一种微电网能量管理系统，其特征在于，所述上位机服务器通过串口转WIFI与移动端设备相连。
6.一种微电网能量管理方法，采用权利要求1所述的一种微电网能量管理系统，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1：微网主控制器通过通信系统实时采集风力发电系统、柴油机备用发电系统、交流负荷、光伏发电系统、储能系统以及直流负荷的电量信息；
若风力发电系统、柴油机备用发电系统和光伏发电系统的发电电量以及储能系统电量之和小于或等于交流负荷和直流负荷需求电量，微网主控制器通过PLC控制器控制闭合并离网切换开关，微网进入并网运行状态；
若风力发电系统、柴油机备用发电系统和光伏发电系统的发电电量以及储能系统电量之和大于交流负荷和直流负荷需求电量，微网主控制器通过PLC控制器控制断开并离网切换开关，微网进入离网运行状态；
若微网主控制器监测到交流负荷需求大于风力发电系统电量，微网主控制器控制交直流双向变换器工作在直流转交流模式；
若微网主控制器监测到交流负荷需求小于或等于风力发电系统电量，微网主控制器控制交直流双向变换器工作在交流转直流模式；
步骤2：当微网处于离网运行状态时，微网主控制器通过通信系统实时采集风力发电系统、柴油机备用发电系统、交流负荷、光伏发电系统、储能系统以及直流负荷的电量信息，若风力发电系统、柴油机备用发电系统和光伏发电系统的发电电量小于或等于交流负荷和直流负荷需求电量，双向DC/DC变换器工作在放电状态，即储能系统放电供给交流负荷和直流负荷；
若风力发电系统、柴油机备用发电系统和光伏发电系统的发电电量大于交流负荷和直流负荷需求电量，双向DC/DC变换器工作在充电状态，即储能系统充电储存能量；
步骤3：当双向DC/DC变换器工作在放电状态时，微网主控制器通过电池能量管理系统实时监测储能系统电量，若监测到储能系统荷电状态以达到下限，即储能系统电量已用完，则打开柴油机备用发电系统；
当双向DC/DC变换器工作在充电状态时，微网主控制器通过电池能量管理系统实时监测储能系统电量，若监测到储能系统荷电状态以达到上限，即储能系统已充满，则控制光伏发电系统和风力发电控制器从MPPT控制模式切换到恒压控制模式。
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