CN110311379B - 一种功能性模块化微电网组网及灵活调控方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种交直流混合微电网模块化结构及多模式运行方式，属于微电网模块化设计及运行控制领域，将交直流混合微网分成六个模块，确定各模块内部分布式电源或储能的类型和控制方式；六个模块为：PCC模块、交流微网调节模块、交流微网不可调节模块、直流微网调节模块、直流微网不可调节模块及互联模块。本发明通过并网状态下的直流微网自控模式、互联模块调控模式和离网状态下的孤岛模式间的转换运行为并网型微网中相对“薄弱”的直流微网提供双重保障；将不同模块中可控的分布式电源、储能及互联变流器组合控制，使微网以一个可变功率的负荷或电源接入大电网；采用包括模块层和微网层的两层控制方法来减少MGCC对通讯系统依赖性。
Description
技术领域
本发明属于微电网模块化设计及运行控制领域，涉及到一种功能性模块化微电网组网及灵活调控方法。
背景技术
微电网是将分布式电源、储能单元、变流器、负荷、监控、通讯及保护设备有机组合而形成的小型发配用电系统。相较于分布式发电技术，微电网的优势更为突出，可实现源网荷的协调互动，多种分布式电源间的多能互补，即插即用，联网与离网运行转换，提高电力系统供电可靠性，增加配网对分布式电源的消纳能力、提高清洁能源利用率、低碳环保等诸多优势。
然而，文献《微电网规划设计关键技术分析与展望》指出：目前国内针对微电网工程设计的研究较少，微电网示范工程在设计中缺乏统一技术原则和建设模式，通常要采用定制化设计方案。定制化设计方案个体性强、通用性差，且投资成本高、建设周期长，推广性差，设计质量难以保证。所以微电网模块化设计理念应运而生，即结合模块化设计思想将传统的“建设微电网”转变为“组装微电网”，从而使设计方案更具有科学性、典型性与普适性。
授权公开号为CN104065099B的专利公开了一种基于混合储能的交直流混合模块化微电网组网结构及方法，包括：背靠背变流器为通过直流母线并联连接的电网侧变流器和微网侧变流器；电网侧变流器的交流侧依次经过滤波回路、隔离变压器后接入大电网中，所述微网侧变流器的三相交流输出端经LC滤波电路后作为交流母线。该发明实现了交直流混合微电网内多类型负荷、多类型分布式电源的模块化封装，模块化微电网作为独立可控的电源/负荷单元主动参与大电网调度运行；通过混合储能系统结构及接入方式的合理设计，使得并网/孤岛双模式无缝切换成为模块化微电网的自然属性，没有对内部的控制方式和组成具体分析。
授权公开号为CN103280844B的专利公开了一种交直流混合多级微电网系统，包括交流主微电网系统、交流子微电网系统、直流微电网系统和微电网控制系统；所述交流主微电网系统包括交流主微电网Ⅰ段母线、交流主微电网Ⅱ段母线、并网点开关PCC1、补偿装置、超级电容储能装置、主储能电池、光伏电池组、第一至第二变流装置、逆变装置和第一至第七可控开关；所述交流子微电网系统包括交流子微电网母线、并网点开关PCC3-PCC4、第一至第二户用型系统。该发明结构灵活、模块化结构，可以构成多种系统结构及各级系统的并离网切换的研究，解决的是分布式发电接入问题，不能发挥了微网中的可控资源的调节能力。
发明内容
本发明的目的是提供一种功能性模块化微电网组网，具有较强的适应性，同时控制上也采用模块化控制方式。根据不同模块的具体作用将交直流混合微网分成了六个模块，确定了各模块内部分布式电源或储能的类型和控制方式；通过联网状态下的直流微网自控模式、互联模块调控模式和离网状态下的孤岛模式间的转换运行为联网型微网中相对“薄弱”的直流微网提供了双重保障；将不同模块中可控的分布式电源、储能及互联变流器组合控制，使微网以一个可变功率的负荷或电源接入大电网；采用包括模块层和微网层的两层控制方法来减少MGCC对通讯系统依赖性。
为了达到上述目的，本发明采用的技术方案是：
一种功能性模块化微电网组网，包括六个模块：PCC模块、交流微网调节模块、交流微网不可调节模块、直流微网调节模块、直流微网不可调节模块及互联模块。
所述的PCC模块由三相交流断路器构成，一侧通过隔离变压器与上级电网相连，另一侧连接在微网交流母线上，负责微网并离网运行的切换。根据配电网对微电网的接入要求，微电网对配网应表现为一个单一可控的单元，因此对这一模块采用限交换功率控制方式。
所述的交流微网调节模块由一个或多个良好可控的分布式电源、储能系统及并网装置构成，可直接接到微网交流母线上。联网运行时，此模块与配网协同平抑微网功率波动，维持交流母线电压和频率的稳定；离网条件下则作为整个微网的主要调控模块。这一模块中的所有分布式电源采用在控制上具有同等地位的对等结构。其并网装置中的并网逆变器采用的控制方法为Droop控制，共同参与交流母线电压和频率的调节。为实现所有可控分布式电源对负荷功率变化的同时响应和自动分配，Droop系数要按照并网逆变器容量的反比来取值。储能系统的并网逆变器采用PQ控制，储能系统用于在发生大扰动时，利用其快速充放电特性弥补分布式电源响应速度较慢的问题。
所述的直流微网调节模块由本身是直流形式且具有调节能力的储能系统及双向DC/DC斩波器构成，可直接接到微网直流母线上。双向DC/DC斩波器采用恒直流母线电压控制，实现对直流母线电压的无差控制。
所述的互联模块由互联变流器构成，两端分别接在微网交流母线和微网直流母线上。双向变流器采用有功功率-直流母线电压（P-U dc）下垂控制，可在直流微网调节模块达到调节上下限时，作为后备调节手段，控制直流微网母线电压，抑制直流微网功率波动。
所述的交流微网不可调节模块由交流负荷、不可调度的分布式电源及并网装置构成，可直接接到微网交流母线上，不具备对交流母线电压和频率的调控能力。
所述的直流微网不可调节模块由直流负荷、不可调度的分布式电源及并网装置构成，可直接接到微网直流母线上，不具备对直流母线电压的调控能力。
所述的交直流微电网模块化结构可为微电网的组网方式提供参考。因上述不同模块在整个微网中所起的作用不同，故不同模块需选用不同类型的分布式电源和储能系统。交流微网调节模块中选用输出稳定且易于控制的分布式电源，分布式电源应具有输出稳定且易于控制的特点，如柴油发电机、微燃机、配备储能的风电厂或光伏电站等。此模块中的储能系统主要负责在扰动较大时，短时间迅速反应使系统重新稳定，故应选用功率型分布式储能如超级电容储能系统。直流微网调节模块是维持直流微网母线电压稳定的关键，负责整个直流微网的有功功率波动的平抑，需要提供较长时间的电能支撑，故应选用能量型分布式储能如蓄电池储能系统。如果不考虑多级电能变换带来的损耗，也可采用稳定易控的分布式电源代替储能系统构成直流微网调节模块。
表1 不同模块分布式电源及储能系统类型
一种功能性模块化微电网组网的灵活调控方法，包括三种模式：联网状态下的直流微网自控模式、互联模块调控模式和离网状态下的孤岛模式。其运行特征如下：
（1）直流微网自控模式：此模式运行于微网联网状态，直流微网整个系统的功率平衡与电压控制都由直流微网调节模块中的储能系统完成。由于双向DC/DC斩波器的恒直流母线电压控制属于无差控制，所以互联变流器的下垂曲线的运行点不变，传输的有功功率固定，还没有参与到对直流母线电压U dc的调节，可将互联变流器看做定功率运行，限功率控制过程的实现由PCC模块及交流微网调节模块合作完成。交流微网中的PCC模块采用限功率控制，使微网与配网之间功率交换的可控、可调。从大电网角度来看，联网型微网是以一个功率在可控范围内的单元接入系统。考虑到大电网对交流微网母线频率f和电压U ac的支撑作用，交流微网调节模块中采用Droop控制的分布式电源及可快速改变充放电功率的储能系统基本不参与到f和U ac的调节，即对功率波动的平抑作用很小。但是受限于接在10KV或35KV电压等级的微网的可调度性及微网运行的经济性，大电网对微网功率波动补偿量有限制。若PCC模块检测出二者之间交换功率超出限制，则交流微网调节模块需实现对交换功率越限部分的补偿，补偿顺序为先储能系统后分布式电源。此模式充分利用了交流微网调节模块和直流微网调节模块对其所在的交流微网和直流微网的调控能力。交流微网不可调节模块和直流微网不可调节模块的运行状态相当于不可控的电源或负荷。
（2）互联模块调控模式：此模式强调了互联变流器对直流微网的调控作用。《并网型交了直流混合微电网运行与控制技术规范》提出：在联网型交直流混合微网中，互联变流器是实现交流系统和直流系统间电能双向转换和直流系统电压控制的设备。受储能系统容量、充放电功率及荷电状态SOC的限制，当功率波动较大时，直流微网调节模块难以长时间保持恒直流电压控制方式运行。若直流调节模块达到调节上限，此时内部储能系统被强制以定功率运行，直流母线电压U dc出现偏差，互联变流器P-U dc下垂控制则自动发挥作用，调节交流系统与直流系统间流动功率，控制直流微网母线电压U dc的稳定。此模式下交流微网中的PCC模块、交流微网调节模块、交流微网不可调节模块和直流微网不可调节模块的运行状态与直流微网自控模式一致。
联网状态下，直流微网自控模式与互联模块调控模式的转换由互联模块和交流微网调节模块完成。直流微网自控模式到互联模块调控模式的转换是自然反应，即直流微网调节模块中的储能系统失去调节作用时，互联变流器下垂控制自动参与到对直流微网的调控过程。互联模块调控模式到直流微网自控模式的转换，要先判断储能系统参数，若可实现恒直流电压控制，则将并网双向DC/DC斩波器控制方式由定功率控制改成恒直流电压控制。
（3）孤岛运行模式：联网型微网在正常运行状态下都和大电网联网运行，当PCC模块检测到大电网故障或电能质量不满足要求时，便与大电网断开转入孤岛运行模式。此模式下失去了大电网的支撑，微网交流母线的频率和电压控制都由交流微网调节模块完成。为避免交流微网调节模块中储能系统运行参数的频繁改变，只有在交流微网频率波动较大时重新设置储能系统恒功率控制的功率参考值。互联变流器继续采用P-U dc控制作为直流微网调节模块后备手段参与对直流母线电压U dc的调节。此模式中的互联模块、直流微网调节模块、直流微网不可调节模块和交流微网不可调节模块的运行方式及控制方式的转换与前两种模式完全一致。
为实现基于功能差异的交直流混合微电网模块化结构的多模式运行，整个微网中心控制系统MGCC采用包括模块层与微网层的两层控制结构。模块层控制的控制类型为分布控制，负责模块内部运行控制。不同模块根据功能差异将不同控制任务合理分配，如交流母线电压频率控制、直流母线电压控制、与配网交互功率控制、弃风光、切负荷等操作。微网层控制的控制类型为集中控制，当检测到有模块不能满足控制任务时，协调各模块间运行。控制任务的局部化，可有效降低MGCC对通讯系统的依赖性。在这一层控制中，根据不同模块的不同外特性，可将不同模块作进一步等效。PCC模块相对微网等效成可变功率电源或负荷；交流微网调节模块等效为电压和频率在一定范围变化的电压源；直流微网调节模块在直流微网自控模式等效为固定电压源，在互联模块调控模式等效为固定出力的电源或负荷。互联模块中的下垂控制可根据直流微网母线电压实现逆变和整流的自然转换。直流微网不可调节模块和交流微网不可调节模块等效为固定电源或负荷。微网层控制的控制类型为集中控制，负责在判断各模块运行参数后，协调各模块运行。PCC模块需判断交互功率是否越线；交流调节模块需判断交流母线频率f和电压U ac是否满足运行要求；直流微网调节模块和互联模块判断直流母线电压U dc是否满足运行要求。根据上述等效过程，微网层无需同时收集并处理所有负荷、储能、分布式电源等所有信息，只需根据不同模块运行特点判断部分运行参数，以此协调模块间操作。
目前，国内外学者针对微电网规划设计方法开展了较深入的研究，在规划建模、不确定性处理、规划求解算法等方面取得了一定的进展，但是微电网规划设计的技术手段尚不成熟，不利于微电网的健康有序发展。目前，微电网模块化的设计理念主要集中在两个方面，一种是建立一个适用性强、通用性强的微电网模块化结构，宜在简化微网部署，避免微网特定的系统架构设计。例如，文献《一种新型模块化微电网的设计与研究》针对微网型充电站这类微网，设计了一种将储能单元和配电装置集成的模块化结构，可有效降低微网建设成本和周期的同时，实现储能、充电桩、光伏之间协调运行。文献《A Multi-FunctionalModular Approach to Developing Micro grid Systems》提出了一种通用的联网型直流微网的组网结构，通过无线通讯改变变流器的控制方式可实现微网四种运行模式的转换，进而提高微网运行控制的智能化。
另一种就是通过将整个微网或微网中的部分区域作为一个控制模块，结合分层控制实现模块化的控制方式，宜在减少微网中央控制系统MGCC通讯总量，层与层间可通过多Agent技术实现信息隔离，增强MGCC的可靠性、灵活性与经济性。文献《Modular PowerArchitectures for Micro grid Clusters》基于地理特性将微网中特定区域的用户模块化，在控制上采用统一调度、分层管理的原则，利用模块间的合作运行以提高微网可靠性、可扩展性。文献《Design and Implementation of Communication Network for ModularMicro grid based Power Park》将微网整体模块化，通过分层控制实现了微网群的柔性互联，且不同控制层可通过不同通讯网实现，降低了控制系统对通讯信息的依赖性。文献《一种新型模块化交直流混合微电网拓扑优化设计及研究》利用背靠背变流器将交直流混合微网分为四个控制模块，并通过合理设计混合储能系统接入系统位置使微网并网/离网无缝切换成为自然属性，简化了控制的复杂度。上述研究虽都阐述了微电网模块化的设计思想，但是模块化的角度相对单一，没有对模块内部的控制方式和组成做具体分析，仿真时往往将大电网看成是电压源，放弃了联网型微网本身的可调度性。
在微电网研究领域，最为关键的技术是微电网的运行控制。如何为联网型微网中相对“薄弱”的直流微网提供了双重保障，如何使微网以一个可变功率的负荷或电源接入大电网，如何减少MGCC对通讯系统依赖，发明人陷入了深深的沉思中。我国是个人口大国，不可再生资源越来越少，我们怎么才能为后代留下更多的财富，减少不可再生资源的利用，分布式电源应具有输出稳定且易于控制的特点，如柴油发电机、微燃机、配备储能的风电厂或光伏电站等，如何能充分利用这些可再生资源，提供更长时间的电能支撑，本领域的技术人员一贯热衷致力于简化微网部署，减少微网控制复杂度的研究，而能够解决这一系列问题的模块，作为一项新技术，并不能通过简单的模块和结构实现，以至于研究很少。本申请发明人经过多年潜心研究，设计由一个或多个良好可控的分布式电源、储能系统及并网装置构成的交流微网调节模块，并结合PCC模块、交流微网不可调节模块、直流微网调节模块、直流微网不可调节模块及互联模块组成本申请交直流混合微电网模块化结构，解决了储能系统能量密度较小及分布式电源响应速度慢的问题。三种模式的转换运行充分发挥了微网中的可控资源的调节能力，提高了新能源利用率，减少了用户停电时间。
本发明的有益效果是：
（1）联网状态下两种模式的转换可为直流微网这一相对薄弱的系统提供双重保障，除了自身的直流微网调节模块，还可通过互联变流器充分利用交流系统对直流系统的支撑作用。这样大电网、交流微网及直流微网通过模式转换建立了联系，达到了控制上的互联性。离网状态下，除PCC模块，所有模块可按照并网时的控制方法继续运行，无需复杂的控制方法切换就可协调微网中内所有可控部分实现微网离网状态下自身的能量平衡。
（2）交流微网调节模块中的储能系统和分布式电源充分发挥了各自优点。储能系统可实现对功率波动快速平抑，分布式电源之后投入给与能量支撑。两者间互动协调解决了储能系统能量密度较小及分布式电源响应速度慢的问题。
（3）三种模式通过对整个系统中可调节模块（PCC模块、交流微网可调模块、互联模块、直流微网可调模块）的组合控制，使整个微网相对于大电网表现为调度性良好的电源或负荷，具备四象限运行的能力，实现了大电网、交流微网及直流微网之间的灵活互联。微网联网运行与离网运行间的转换可依靠PCC模块限功率控制和改变交流微网调节模块中下垂控制参数实现平滑过渡。当发生扰动时，可调节模块被用作第一手段。微网中的不可调模块只有在所有可调节模块都达到运行极限时，才对其采取一定措施，如弃风、弃光、中断不重要负荷等。三种模式的转换运行充分发挥了微网中的可控资源的调节能力，提高了新能源利用率，减少了用户停电时间。
附图说明
图1是功能性模块化微电网组网的结构图。
图2是联网状态两种模式下实现PCC模块限功率控制流程图。
图3是联网状态两种模式转换下互联模块与直流微网调节模块控制流程图。
图4是孤岛模式下交流微网调节模块对交流微网母线频率控制流程图。
图中：1隔离变压器；2交流母线；3直流母线；4互联模块；5可控分布式电源；6分布式电源并网装置；7功率型储能系统；8储能系统并网装置；9不可控分布式电源；10分布式电源并网装置；11交流负荷；12能量型储能系统；13双向DC/DC斩波器；14不可控分布式电源；15分布式电源并网装置；16直流负荷；17 PCC模块；18交流微网调节模块；19交流微网不可调节模块；20直流微网调节模块；21直流微网不可调节模块。
具体实施方式
下面结合附图对本发明做进一步说明：
如图1所示，该功能性模块化微电网组网包括隔离变压器1、交流母线2、直流母线3、互联模块4、PCC模块17、交流微网调节模块18、交流微网不可调节模块19、直流微网调节模块20、直流微网不可调节模块21。
PCC模块17为交直流混合微网提供对外接口，右侧连接交流母线2，另一侧通过隔离变压器1与大电网相连，模块内部设备为三相交流断路器。大电网与微电网间交互功率通过此模块中限功率控制方式得到限制。
交流微网调节模块18包括一个或多个可控分布式电源5、分布式电源并网装置6、功率型储能系统7、储能系统并网装置8共四部分。可控分布式电源5通过分布式电源并网装置6接入交流母线2。分布式电源并网装置6中包含的并网逆变器采用有功功率-交流母线频率（P-f）下垂控制、无功功率-交流母线电压（Q-U ac）下垂控制。功率型储能系统7通过储能系统并网装置8接入交流母线2。储能系统并网装置8中包含的并网逆变器采用PQ控制。
交流微网不可调模块19包括一个或多个不可控分布式电源9、分布式电源并网装置10、交流负荷11共三部分。不可控分布式电源9通过分布式电源并网装置10接入交流母线2。交流负荷11直接接入到交流母线2上。交流母线2、PCC模块17、交流微网调节模块18和交流微网不可调模块19组成了交流微网系统。
直流微网调节模块20包括能量型储能系统12和双向DC/DC斩波器13两部分。能量型储能系统12通过并网双向DC/DC斩波器13接入直流母线3。并网双向DC/DC斩波器采用恒直流电压控制。
直流微网不可调节模块21包括一个或多个不可控分布式电源14、分布式电源并网装置15、直流负荷16共三部分。不可控分布式电源14通过分布式电源并网装置15接入直流母线3。直流负荷16直接接入到直流母线3上。直流微网3、直流微网调节模块20和直流微网不可调节模块21组成了直流微网系统。
互联模块4两侧分别连接交流母线2和直流母线3，模块内部可实现双向功率交换的互联变流器。互联变流器采用有功功率-直流母线电压（P-U dc）下垂控制，可在直流微网调节模块20对直流母线电压U dc的无差控制失效时，自动参与对直流母线电压U dc的调节，建立起交流微网与直流微网的联系。
如图2所示，并网状态直流微网自控模式和互联模块调控模式下，实现PCC模块限功率控制过程为：先设置PCC模块中大电网与微电网之间交换功率限值P ref，之后实时监测实际交换功率P real。若实际交换功率P real的绝对值大于交换功率限值P ref的绝对值，求出补偿量△P。将补偿量信息由PCC模块传递到交流微网调节模块，模块内储能系统快速补偿。之后调节下垂曲线，可控分布式电源投入补偿过程，储能系统逐渐退出，可控分布式电源实现对补偿量的完全分担，将大电网与微电网之间交互功率恢复到限值之内。若实际交换功率P real的绝对值小于交换功率限值P ref的绝对值，则不需补偿，交换功率值不变。
如图3所示，并网状态直流微网自控模式和互联模块调控模式下，互联模块与直流微网调节模块控制过程为：直流微网自控模式下，先设置直流微网调节模块恒直流电压控制参考量V ref，之后监测实际直流母线电压V real。若二者相等，说明直流微网调节模块运行参数（荷电状态、充放电功率等）满足模式一运行要求，继续保持直流微网自控模式运行即可；若二者不等，说明直流微网调节模块达到调节上限，自动转入模式二运行。互联模块调控模式下，互联变流器下垂控制自动对直流母线电压变化做出反应，参与到对直流微网调控过程。此模式下，直流微网调节模块中的储能系统失去调节作用，被迫以定功率运行。监测直流微网调节模块运行参数，若满足模式一运行要求，则将该模块中的储能系统重新恢复恒直流电压控制，转入模式一运行；若不满足模式一运行要求，则继续保持互联模块自控模式运行。并网状态下两种模式的转换，顾及了直流微网调节模块的调节能力，又发挥了互联模块对直流微网控制的辅助作用。
如图4所示，离网状态孤岛模式下，交流微网调节模块对交流微网母线频率控制过程如下：先设置好频率范围限制f ref，之后实时监测交流微网母线实际频率f real。若实际频率f real不在频率限制f ref之内，代表扰动较大，需要先由交流微网调节模块中储能系统快速调节，使f恢复正常，之后交流微网调节模块分布式电源参与调节，储能逐渐退出调节，实现功率波动量全部由分布式电源分担；若实际频率f real在频率限制f ref之内，代表扰动较小，无需启动储能系统参与调节，分布式电源并网逆变器有功功率-交流母线频率（P-f）下垂控制运行点移动，自动参与调频。交流微网母线电压的控制由无功功率-交流母线电压（Q-U ac）下垂控制独自完成。对于孤岛模式中的互联模块和直流微网调节模块的控制过程与并网状态下两种运行模式一致，无需改变。
以上虽结合附图对本发明具体实施方式进行了描述，但并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制，应当指出，对于本领域的技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些均属于本发明的保护范围。
Claims (5)
1.一种功能性模块化微电网组网，其特征在于，包括六个模块：PCC模块、交流微网调节模块、交流微网不可调节模块、直流微网调节模块、直流微网不可调节模块及互联模块；
所述的功能性模块化微电网组网的灵活调控方法包括三种模式：联网状态下的直流微网自控模式、互联模块调控模式和离网状态下的孤岛模式；
所述的PCC模块由三相交流断路器构成，一侧通过隔离变压器与上级电网相连，另一侧连接在微网交流母线上，负责微网并离网运行的切换；该模块采用限交换功率控制方式；
所述的交流微网调节模块由一个或多个良好可控的分布式电源、储能系统及并网装置构成，可直接接到微网交流母线上；联网运行时，此模块与配网协同平抑微网功率波动，维持交流母线电压和频率的稳定；离网条件下作为整个微网的主要调控模块；该模块中的所有分布式电源采用在控制上具有同等地位的对等结构；储能系统用于在发生大扰动时，弥补分布式电源响应速度较慢的问题；
所述的直流微网调节模块由本身是直流形式且具有调节能力的储能系统及双向DC/DC斩波器构成，可直接接到微网直流母线上；双向DC/DC斩波器采用恒直流母线电压控制，实现对直流母线电压的无差控制；
所述的互联模块由互联变流器构成，两端分别接在微网交流母线和微网直流母线上；双向变流器采用有功功率-直流母线电压下垂控制，可在直流微网调节模块达到调节上下限时，作为后备调节手段，控制直流微网母线电压，抑制直流微网功率波动；
所述的交流微网不可调节模块由交流负荷、不可调度的分布式电源及并网装置构成，可直接接到微网交流母线上，不具备对交流母线电压和频率的调控能力；
所述的直流微网不可调节模块由直流负荷、不可调度的分布式电源及并网装置构成，可直接接到微网直流母线上，不具备对直流母线电压的调控能力。
2.根据权利要求1所述的功能性模块化微电网组网，其特征在于，模块内部选用不同类型的分布式电源和储能系统；交流微网调节模块中选用输出稳定且易于控制的分布式电源；储能系统在扰动较大时，短时间迅速反应使系统重新稳定，选用功率型分布式储能系统；直流微网调节模块负责整个直流微网的有功功率波动的平抑，选用能量型分布式储能系统。
3.根据权利要求2所述的功能性模块化微电网组网，其特征在于，在不考虑多级电能变换带来的损耗的情况下，也可采用稳定易控的分布式电源代替储能系统构成直流微网调节模块。
4.根据权利要求3所述的功能性模块化微电网组网的灵活调控方法，其特征在于，所述三种模式运行特征如下：
（1）直流微网自控模式：此模式运行于微网联网状态，直流微网整个系统的功率平衡与电压控制都由直流微网调节模块中的储能系统完成；将互联变流器看做定功率运行；交流微网中的PCC模块采用限功率控制，使微网与配网之间功率交换的可控、可调；限功率控制过程的实现由PCC模块及交流微网调节模块合作完成；若PCC模块检测出二者之间交换功率超出限制，则交流微网调节模块需实现对交换功率越限部分的补偿，补偿顺序为先储能系统后分布式电源；此模式充分利用交流微网调节模块和直流微网调节模块对其所在的交流微网和直流微网的调控能力；交流微网不可调节模块和直流微网不可调节模块的运行状态相当于不可控的电源或负荷；
（2）互联模块调控模式：此模式强调互联变流器对直流微网的调控作用；若直流调节模块达到调节上限，此时内部储能系统被强制以定功率运行，直流母线电压U dc出现偏差，互联变流器P-U dc下垂控制则自动发挥作用，调节交流系统与直流系统间流动功率，控制直流微网母线电压U dc的稳定；此模式下交流微网中的PCC模块、交流微网调节模块、交流微网不可调节模块和直流微网不可调节模块的运行状态与直流微网自控模式一致；
联网状态下，直流微网自控模式与互联模块调控模式的转换由互联模块和交流微网调节模块完成；直流微网自控模式到互联模块调控模式的转换是自然反应，即直流微网调节模块中的储能系统失去调节作用时，互联变流器下垂控制自动参与到对直流微网的调控过程；互联模块调控模式到直流微网自控模式的转换，要先判断储能系统参数，若可实现恒直流电压控制，则将并网双向DC/DC斩波器控制方式由定功率控制改成恒直流电压控制；
（3）孤岛运行模式：联网型微网在正常运行状态下都和大电网联网运行，当PCC模块检测到大电网故障或电能质量不满足要求时，与大电网断开转入孤岛运行模式；此模式下微网交流母线的频率和电压控制都由交流微网调节模块完成，为避免交流微网调节模块中储能系统运行参数的频繁改变，只在交流微网频率波动较大时重新设置储能系统恒功率控制的功率参考值；互联变流器继续采用P-U dc控制作为直流微网调节模块后备手段参与对直流母线电压U dc的调节；此模式中的互联模块、直流微网调节模块、直流微网不可调节模块和交流微网不可调节模块的运行方式及控制方式的转换与前两种模式完全一致。
5.根据权利要求4所述的功能性模块化微电网组网的灵活调控方法，其特征在于，为实现基于功能差异的交直流混合微电网模块化结构的多模式运行，整个微网中心控制系统MGCC采用包括模块层与微网层的两层控制结构；模块层控制的控制类型为分布控制，负责模块内部运行控制；不同模块根据功能差异将不同控制任务合理分配；微网层控制的控制类型为集中控制，当检测到有模块不能满足控制任务时，协调各模块间运行；在这一层控制中，根据不同模块的不同外特性，将不同模块作进一步等效；PCC模块相对微网等效成可变功率电源或负荷；交流微网调节模块等效为电压和频率变化的电压源；直流微网调节模块在直流微网自控模式等效为固定电压源，在互联模块调控模式等效为固定出力的电源或负荷；互联模块中的下垂控制可根据直流微网母线电压实现逆变和整流的自然转换；直流微网不可调节模块和交流微网不可调节模块等效为固定电源或负荷；根据上述等效过程，微网控制层无需同时收集并处理所有信息，只需根据不同模块运行特点判断部分运行参数，以此协调模块间操作。
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