CN110661289A - 微电网系统并网运行控制方法、装置以及微电网系统 - Google Patents

微电网系统并网运行控制方法、装置以及微电网系统 Download PDF

Info

Publication number
CN110661289A
CN110661289A CN201910918510.XA CN201910918510A CN110661289A CN 110661289 A CN110661289 A CN 110661289A CN 201910918510 A CN201910918510 A CN 201910918510A CN 110661289 A CN110661289 A CN 110661289A
Authority
CN
China
Prior art keywords
storage battery
charge
state
micro
grid
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN201910918510.XA
Other languages
English (en)
Other versions
CN110661289B (zh
Inventor
昌玲
牛子华
沈添国
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Shenzhen Tianshun Smart Energy Technology Co Ltd
Original Assignee
Shenzhen Tianshun Smart Energy Technology Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Shenzhen Tianshun Smart Energy Technology Co Ltd filed Critical Shenzhen Tianshun Smart Energy Technology Co Ltd
Priority to CN201910918510.XA priority Critical patent/CN110661289B/zh
Publication of CN110661289A publication Critical patent/CN110661289A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN110661289B publication Critical patent/CN110661289B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/48—Controlling the sharing of the in-phase component
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E70/00—Other energy conversion or management systems reducing GHG emissions
    • Y02E70/30—Systems combining energy storage with energy generation of non-fossil origin

Abstract

本发明实施例公开了一种微电网系统并网运行控制方法、装置以及微电网系统，所述方法包括：获取微电网系统中的光伏发电单元的出力有功功率以及负荷单元的有功功率；将负荷单元的有功功率与光伏发电单元的出力有功功率相减，得到微电网系统的净负荷功率；确定微电网系统当前所处的实时电价时段，并判断净负荷功率是否小于0；基于净负荷功率的判断结果，根据微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态，以及微电网系统的供电情况。本发明能够避免储能电池的过充过放以延长电池的使用寿命，并且能够实现微电网的经济性运行。

Description

微电网系统并网运行控制方法、装置以及微电网系统
技术领域
本发明涉及微电网技术领域，尤其涉及一种微电网系统并网运行控制方法、装置以及微电网系统。
背景技术
随着微电网技术的快速发展，微电网系统协调控制技术的研究越来越备受关注，但由于微电网运行方式灵活多变，微电网的储能单元在不同的应用场景下，控制优化的目标较多，所以目前对于储能单元的协调控制较为复杂，无法提供合理、科学的协调控制方法，例如无法结合实时电价时段提供经济性地协调控制，导致微电网的运行经济性差，并且当前对于储能单元的协调控制方法无法避免储能电池的过充过放问题，严重影响储能电池的使用寿命。
发明内容
有鉴于此，本发明实施例提供一种微电网系统并网运行控制方法、装置以及微电网系统，通过控制储能电池的充放电，能够避免储能电池的过充过放以延长电池的使用寿命，并且通过结合实时电价时段进行电池的充放电控制以实现微电网的经济性运行。
一方面，本发明实施例提供了一种微电网系统并网运行控制方法，该方法包括：
获取微电网系统中的光伏发电单元的出力有功功率以及负荷单元的有功功率；
将微电网系统中的负荷单元的有功功率与光伏发电单元的出力有功功率相减，得到所述微电网系统的净负荷功率；
确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段，并判断所述微电网系统的净负荷功率是否小于0，其中，所述微电网系统的实时电价时段包括谷段、第一峰段、第一平时段、第二峰段以及第二平时段；
基于所述微电网系统的净负荷功率的判断结果，根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况。
另一方面，本发明实施例提供了一种微电网系统并网运行控制装置，其特征在于，所述装置包括：
获取单元，用于获取微电网系统中的光伏发电单元的出力有功功率以及负荷单元的有功功率；
计算单元，用于将微电网系统中的负荷单元的有功功率与光伏发电单元的出力有功功率相减，得到所述微电网系统的净负荷功率；
判断单元，用于确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段，并判断所述微电网系统的净负荷功率是否小于0，其中，所述微电网系统的实时电价时段包括谷段、第一峰段、第一平时段、第二峰段以及第二平时段；
控制单元，用于基于所述微电网系统的净负荷功率的判断结果，根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况。
又一方面，本发明实施例还提供了一种微电网系统，所述微电网系统主要由储能单元、光伏发电单元、负荷单元以及电网构成，其中，所述储能单元包括蓄电池以及储能变流器，所述微电网系统在运行时采用如上所述的微电网系统并网运行控制方法。
本发明实施例提供一种微电网系统并网运行控制方法、装置以及微电网系统，其中方法包括：获取微电网系统中的光伏发电单元的出力有功功率以及负荷单元的有功功率；将微电网系统中的负荷单元的有功功率与光伏发电单元的出力有功功率相减，得到所述微电网系统的净负荷功率；确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段，并判断所述微电网系统的净负荷功率是否小于0，其中，所述微电网系统的实时电价时段包括谷段、第一峰段、第一平时段、第二峰段以及第二平时段；基于所述微电网系统的净负荷功率的判断结果，根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况。本发明实施例通过控制储能电池的充放电，能够避免储能电池的过充过放以延长电池的使用寿命，并且通过结合实时电价时段进行电池的充放电控制以实现微电网的经济性运行。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例技术方案，下面将对实施例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，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实施例提供的一种微电网系统的结构示意图；
图2是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制方法的示意流程图；
图3是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制方法的另一示意流程图；
图4是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制方法的另一示意流程图；
图5是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制方法的另一示意流程图；
图6是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制方法的另一示意流程图；
图7是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制方法的另一示意流程图；
图8是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制方法的另一示意流程图；
图9是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制方法的另一示意流程图；
图10是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制方法的另一示意流程图；
图11是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制方法的另一示意流程图；
图12是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制方法的另一示意流程图；
图13是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制装置的示意性框图；
图14是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制装置的另一示意性框图；
图15是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制装置的另一示意性框图；
图16是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制装置的另一示意性框图；
图17是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制装置的另一示意性框图；
图18是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制装置的另一示意性框图；
图19是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制装置的另一示意性框图；
图20是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制装置的另一示意性框图；
图21是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制装置的另一示意性框图；
图22是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制装置的另一示意性框图；
图23是本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制装置的另一示意性框图。
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。
应当理解，当在本说明书和所附权利要求书中使用时，术语“包括”和“包含”指示所描述特征、整体、步骤、操作、元素和/或组件的存在，但并不排除一个或多个其它特征、整体、步骤、操作、元素、组件和/或其集合的存在或添加。
还应当理解，在此本发明说明书中所使用的术语仅仅是出于描述特定实施例的目的而并不意在限制本发明。如在本发明说明书和所附权利要求书中所使用的那样，除非上下文清楚地指明其它情况，否则单数形式的“一”、“一个”及“该”意在包括复数形式。
还应当进一步理解，在本发明说明书和所附权利要求书中使用的术语“和/或”是指相关联列出的项中的一个或多个的任何组合以及所有可能组合，并且包括这些组合。
本发明实施例提供的微电网系统并网运行控制方法应用于微电网系统中，具体应用于分布式光储微电网系统中，如图1所示，所述微电网系统主要包括交流母线、光伏发电单元、储能单元、负荷单元、并网点开关以及电网，其中，储能单元主要由储能变流器和蓄电池组成，储能变流器选用双向DC/DC-DC/AC变流器，通过该储能变流器可以实现恒功率控制和输出电压跟频率成正比的控制，光伏发电单元主要由光伏和光伏功率变流器组成，光伏功率变流器选用两级式DC/DC-DC/AC变流器，通过该光伏功率变流器可以实现恒功率控制和最大功率控制。
请参阅图2，图2为本发明实施例提供的一种微电网系统并网运行控制方法的示意流程图。如图2所示，该方法包括以下步骤S101～S104。
S101，获取微电网系统中的光伏发电单元的出力有功功率以及负荷单元的有功功率。
在本发明实施例中，在运行控制之前，读取微电网系统中的光伏发电单元的出力有功功率并记为PPV以及负荷单元的有功功率并记为Pload，另外，还可以读取微电网系统中的并网点有功功率并记为PPCC，以及储能单元有功功率并记为PBat，在当前微电网正常运行时，微电网系统中的各结构满足以下约束：PPCC＝PPV-PBat-Pload。
S102，将微电网系统中的负荷单元的有功功率与光伏发电单元的出力有功功率相减，得到所述微电网系统的净负荷功率。
在本发明实施例中，在微电网系统正常运行时，微电网系统中的光伏发电单元一般情况下用于给负荷单元供电，因此，根据微电网系统中的负荷单元的有功功率与光伏发电单元的出力有功功率便能得到微电网系统中的净负荷功率；将微电网系统中的负荷单元的有功功率与光伏发电单元的出力有功功率相减，即PPV-Pload，那么所述微电网系统的净负荷功率即为PPV-Pload。
S103，确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段，并判断所述微电网系统的净负荷功率是否小于0，其中，所述微电网系统的实时电价时段包括谷段、第一峰段、第一平时段、第二峰段以及第二平时段。
在本发明实施例中，将微电网系统所处的分时电价区间分为五个实时电价时段，分别包括谷段、第一峰段、第一平时段、第二峰段以及第二平时段，每个实时电价时段均对应不同的电价，在正常情况下，峰谷时段的电价存在较大的差异，本实施例通过合理地的控制储能单元的充放电实现削峰填谷，以提高微电网运行的经济性。所述确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段具体可以通过预先设置的分时电价区间表来确定微电网系统当前所处的实时电价时段；然后再通过判断所述微电网系统的净负荷功率是否小于0，并结合储能单元中蓄电池预先设置的荷电状态量区间控制微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制蓄电池的电能的供电情况，并制定出蓄电池的充放电策略，从而避免储能电池的过充过放以延长电池的使用寿命，并且能够实现微电网的经济性运行。
S104，基于所述微电网系统的净负荷功率的判断结果，根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况。
在本发明实施例中，为了防止储能单元的蓄电池的过充过放，在本实施中预先设置储能单元的蓄电池的荷电状态量区间，并具体规定蓄电池允充的最大荷电状态量和蓄电池允放的最小荷电状态量，例如，本实施例可规定蓄电池允充的最大荷电状态量为90％、蓄电池允放的最小荷电状态量为10％，当蓄电池的实时荷电状态量在荷电状态量区间为[0，10％]时，设置蓄电池为可充电不可放电状态，当蓄电池的实时荷电状态量在荷电状态量区间为[10％，90％]时，设置蓄电池为可充电可放电状态，当蓄电池的实时荷电状态量在荷电状态量区间为[90％，100％]时，设置蓄电池为可放电不可充电状态，储能单元的蓄电池具体的允充的最大荷电状态量和允放的最小荷电状态量可以根据实际应用需要进行自定义设置，在此不作具体限制。本发明实施例利用所设置的荷电状态量区间控制储能电池的充放电，能够避免储能电池的过充过放以延长电池的使用寿命，并且通过结合实时电价时段进行电池的充放电以及电能的供电情况控制以实现微电网的经济性运行。
以下将根据微电网系统当前所处的不同的实时电价时段，对储能单元的蓄电池进行充放电以及微电网系统的电能的供电情况控制的策略进行说明：
在一实施例中，如图3所示，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为谷段，并且所述微电网系统的净负荷功率小于0，所述根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况，具体包括以下步骤S202～S204：
S202，若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述蓄电池为待机状态以及控制所述微电网系统中的电能为“余电上网”模式。
S204，若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元配合电网为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，且在谷段结束时保持所述蓄电池的实时荷电状态量达到蓄电池允充的最大荷电状态量以及控制所述微电网系统的储能变流器采用恒功率控制模式，并当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态。
在一实施例中，如图4所示，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为谷段，并且所述微电网系统的净负荷功率大于等于0，所述根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况，具体包括以下步骤S302～S304：
S302，若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态，并且所述微电网系统的负荷缺额向电网购电满足。
S304，若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元配合电网为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，并控制所述微电网系统的储能变流器采用恒功率控制模式，且当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态。
在一实施例中，如图5所示，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第一峰段，并且所述微电网系统的净负荷功率小于0，所述根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况，具体包括以下步骤S402～S404：
S402，若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态以及控制所述微电网系统的电能为“余电上网”模式。
S404，若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，并控制所述微电网系统的储能变流器采用并网点功率为零控制模式，且当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态。
在一实施例中，如图6所示，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第一峰段，并且所述微电网系统的净负荷功率大于等于0，所述根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况，具体包括以下步骤S502～S504：
S502，若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为放电状态，并控制所述微电网系统的储能变流器采用并网点功率为零控制模式，将所述蓄电池的电能供给所述微电网系统的负荷以达到所述微电网系统的负荷不向电网购电的目的。
S504，若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于等于蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态。
在一实施例中，如图7所示，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第一平时段，并且所述微电网系统的净负荷功率小于0，所述根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况，具体包括以下步骤S602～S604：
S602，若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态以及控制所述微电网系统中的电能为“余电上网”模式。
S604，若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，且在第一平时段结束时保持所述蓄电池的实时荷电状态量达到蓄电池允充的最大荷电状态量以及控制所述微电网系统的储能变流器采用恒功率控制模式，并当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态。
在一实施例中，如图8所示，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第一平时段，并且所述微电网系统的净负荷功率大于等于0，所述根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况，具体包括以下步骤S702～S704：
S702，若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态，并且所述微电网系统的负荷缺额向电网购电满足。
S704，若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，且在第一平时段结束时保持所述蓄电池的实时荷电状态量达到蓄电池允充的最大荷电状态量以及控制所述微电网系统的储能变流器采用恒功率控制模式，并当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态。
在一实施例中，如图9所示，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第二峰段，并且所述微电网系统的净负荷功率小于0，所述根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况，具体包括以下步骤S802～S804：
S802，若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态以及控制所述微电网系统中的电能为“余电上网”模式。
S804，若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，并控制所述微电网系统不向电网购电以及所述微电网系统的储能变流器采用并网点功率为零的控制模式，且当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态。
在一实施例中，如图10所示，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第二峰段，并且所述微电网系统的净负荷功率大于等于0，所述根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况，具体包括以下步骤S902～S904：
S902，若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为放电状态，以及控制所述微电网系统的储能变流器采用并网点功率为零的控制模式，并将所述蓄电池的电能供给所述微电网系统的负荷以达到所述微电网系统的负荷不向电网购电的目的。
S904，若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于等于蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统的蓄电池为待机状态。
在一实施例中，如图11所示，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第二平时段，并且所述微电网系统的净负荷功率小于0，所述根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况，具体包括以下步骤S112～S114：
S112，若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态以及控制所述微电网系统中的电能为“余电上网”模式。
S114，若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，并控制所述微电网系统不向电网购电以及所述微电网系统的储能变流器采用并网点功率为零的控制模式，且当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态。
在一实施例中，如图12所示，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第二平时段，并且所述微电网系统的净负荷功率大于等于0，所述根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况，具体包括以下步骤S122～S124：
S122，若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为放电状态，以及控制所述微电网系统的储能变流器采用并网点功率为零的控制模式，并将所述蓄电池的电能供给所述微电网系统的负荷以达到所述微电网系统的负荷不向电网购电的目的。
S124，若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于等于蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统为待机状态。
在一实施例中，为了响应电网的调度指令以实现并网点功率调度，具体的，所述一种微电网系统并网运行控制方法还包括：并网点功率控制步骤：使用预设PID控制器对所述微电网系统中的并网点功率进行PID控制。
具体的，所述PID控制指的是由比例单元P、积分单元I和微分单元D组成的比例控制。所述使用预设PID控制器对所述微电网系统中的并网点功率进行PID控制，具体的过程可以为：初始化PPID＝0、erro1＝0、erro2＝0、erro3＝0、ΔP＝0，并设置Kp、Ki、Kd和PPCCset，其中，PPID为PID控制中储能变流器的期望输出功率，Kp、Ki、Kd为根据相应微电网系统确定的控制参数，PPCCset为并网点功率控制设置值，erro1、erro2、erro3为PID控制过程中的并网点功率控制设置值与并网点功率实际值的偏差量，ΔP为PID控制过程中PPID的调整量；令erro1＝erro2，erro2＝erro3，erro3＝PPCCsetPPCC，ΔP＝Kp*(erro3-erro2)+Ki*erro3+Kd*(erro3-2*erro2+erro1)，PPID＝PPID+ΔP，其中，PPCC为并网点功率实际值；判断PPID是否超过蓄电池的最大充/放电功率，若PPID小于蓄电池的最大放电功率，则令PPID等于蓄电池的最大放电功率，并控制微电网系统的光伏转最大功率跟踪(MPPT)控制模式或者切负荷控制模式以及控制储能变流器的功率进行调整并执行PPCCset＝PPID，若PPID大于蓄电池的最大充电功率，则令PPID等于蓄电池的最大充电功率，并控制微电网系统的光伏限功率或者投未投负荷以及控制储能变流器的功率进行调整并执行PPCCset＝PPID，若PPID大于等于蓄电池的最大放电功率且小于等于蓄电池的最大充电功率，则控制储能变流器的功率进行调整并执行PPCCset＝PPID；最后控制PID控制进程停止并完成并网点功率进行PID的控制。该并网点功率的PID控制可以实现并网点功率调度，通过采用PID控制可以避免微电网系统的超调或欠调，实现相对稳定的微电网系统协调控制过程，考虑储能充放电极限问题，采用光伏限功率控制/MPPT控制的切换、负荷的切投的措施，实现并网点功率的控制。
由以上可见，本发明实施例获取微电网系统中的光伏发电单元的出力有功功率以及负荷单元的有功功率；将微电网系统中的负荷单元的有功功率与光伏发电单元的出力有功功率相减，得到所述微电网系统的净负荷功率；确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段，并判断所述微电网系统的净负荷功率是否小于0，其中，所述微电网系统的实时电价时段包括谷段、第一峰段、第一平时段、第二峰段以及第二平时段；基于所述微电网系统的净负荷功率的判断结果，根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况。本发明实施例通过控制储能电池的充放电，能够避免储能电池的过充过放以延长电池的使用寿命，并且通过结合实时电价时段进行电池的充放电控制以实现微电网的经济性运行。
请参阅图13，对应上述一种微电网系统并网运行控制方法，本发明实施例还提出一种微电网系统并网运行控制装置，该装置100包括：获取单元101、计算单元102、判断单元103、控制单元104。
其中，所述获取单元101，用于获取微电网系统中的光伏发电单元的出力有功功率以及负荷单元的有功功率。
计算单元102，用于将微电网系统中的负荷单元的有功功率与光伏发电单元的出力有功功率相减，得到所述微电网系统的净负荷功率。
判断单元103，用于确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段，并判断所述微电网系统的净负荷功率是否小于0，其中，所述微电网系统的实时电价时段包括谷段、第一峰段、第一平时段、第二峰段以及第二平时段。
控制单元104，用于基于所述微电网系统的净负荷功率的判断结果，根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况。
请参阅图14，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为谷段，并且所述微电网系统的净负荷功率小于0，所述控制单元104，包括：
第一控制单元104a，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述蓄电池为待机状态以及控制所述微电网系统的电能为“余电上网”模式。
第二控制单元104b，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元配合电网为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，且在谷段结束时保持所述蓄电池的实时荷电状态量达到蓄电池允充的最大荷电状态量以及控制所述微电网系统的储能变流器采用恒功率控制模式，并当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态。
请参阅图15，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为谷段，并且所述微电网系统的净负荷功率大于等于0，所述控制单元104，包括：
第三控制单元104c，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态，并且所述微电网系统的负荷缺额向电网购电满足。
第四控制单元104d，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元配合电网为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，并控制所述微电网系统的储能变流器采用恒功率控制模式，且当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态。
请参阅图16，所述若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第一峰段，并且所述微电网系统的净负荷功率小于0，所述控制单元104，包括：
第五控制单元104e，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态以及控制所述微电网系统的电能为“余电上网”模式。
第六控制单元104f，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，并控制所述微电网系统的储能变流器采用并网点功率为零控制模式，且当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态。
请参阅图17，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第一峰段，并且所述微电网系统的净负荷功率大于等于0，所述控制单元104，包括：
第七控制单元104g，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为放电状态，并控制所述微电网系统的储能变流器采用并网点功率为零控制模式，将所述蓄电池的电能供给所述微电网系统的负荷以达到所述微电网系统的负荷不向电网购电的目的。
第八控制单元104h，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于等于蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态。
请参阅图18，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第一平时段，并且所述微电网系统的净负荷功率小于0，所述控制单元104，具体包括：
第九控制单元104i，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态以及控制所述微电网系统中的电能为“余电上网”模式。
第十控制单元104j，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，且在第一平时段结束时保持所述蓄电池的实时荷电状态量达到蓄电池允充的最大荷电状态量以及控制所述微电网系统的储能变流器采用恒功率控制模式，并当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态。
请参阅图19，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第一平时段，并且所述微电网系统的净负荷功率大于等于0，所述控制单元104，具体包括：
第十一控制单元104k，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态，并且所述微电网系统的负荷缺额向电网购电满足。
第十二控制单元104l，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，且在第一平时段结束时保持所述蓄电池的实时荷电状态量达到蓄电池允充的最大荷电状态量以及控制所述微电网系统的储能变流器采用恒功率控制模式，并当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态。
请参阅图20，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第二峰段，并且所述微电网系统的净负荷功率小于0，所述控制单元104，具体包括：
第十三控制单元104m，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态以及控制所述微电网系统中的电能为“余电上网”模式。
第十四控制单元104n，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，并控制所述微电网系统不向电网购电以及所述微电网系统的储能变流器采用并网点功率为零的控制模式，且当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态。
请参阅图21，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第二峰段，并且所述微电网系统的净负荷功率大于等于0，所述控制单元104，具体包括：
第十五控制单元104o，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为放电状态，以及控制所述微电网系统的储能变流器采用并网点功率为零的控制模式，并将所述蓄电池的电能供给所述微电网系统的负荷以达到所述微电网系统的负荷不向电网购电的目的；
第十六控制单元104p，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于等于蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统的蓄电池为待机状态。
请参阅图22，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第二平时段，并且所述微电网系统的净负荷功率小于0，所述控制单元104，具体包括：
第十七控制单元104q，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态以及控制所述微电网系统中的电能为“余电上网”模式。
第十八控制单元104r，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，并控制所述微电网系统不向电网购电以及所述微电网系统的储能变流器采用并网点功率为零的控制模式，且当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态。
请参阅图23，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第二平时段，并且所述微电网系统的净负荷功率大于等于0，所述控制单元104，具体包括：
第十九控制单元104x，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为放电状态，以及控制所述微电网系统的储能变流器采用并网点功率为零的控制模式，并将所述蓄电池的电能供给所述微电网系统的负荷以达到所述微电网系统的负荷不向电网购电的目的。
第二十控制单元104t，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于等于蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统为待机状态。
由以上可见，本发明实施例通过获取微电网系统中的光伏发电单元的出力有功功率以及负荷单元的有功功率；将微电网系统中的负荷单元的有功功率与光伏发电单元的出力有功功率相减，得到所述微电网系统的净负荷功率；确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段，并判断所述微电网系统的净负荷功率是否小于0，其中，所述微电网系统的实时电价时段包括谷段、第一峰段、第一平时段、第二峰段以及第二平时段；基于所述微电网系统的净负荷功率的判断结果，根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况。本发明实施例通过控制储能电池的充放电，能够避免储能电池的过充过放以延长电池的使用寿命，并且通过结合实时电价时段进行电池的充放电控制以实现微电网的经济性运行。
上述微电网系统并网运行控制装置与上述微电网系统并网运行控制方法一一对应，其具体的原理和过程与上述实施例所述方法相同，不再赘述。
本发明实施例还提供一种微电网系统，所述微电网系统主要由储能单元、光伏发电单元、负荷单元以及电网构成，其中，所述储能单元包括蓄电池以及储能变流器，所述微电网系统在运行时采用如上所述的微电网系统并网运行控制方法。
本发明实施例微电网系统并网运行控制方法中的步骤可以根据实际需要进行顺序调整、合并和删减。
本发明实施例微电网系统并网运行控制装置中的单元可以根据实际需要进行合并、划分和删减。
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到各种等效的修改或替换，这些修改或替换都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以权利要求的保护范围为准。

Claims (10)

1.一种微电网系统并网运行控制方法，其特征在于，所述方法包括：
获取微电网系统中的光伏发电单元的出力有功功率以及负荷单元的有功功率；
将微电网系统中的负荷单元的有功功率与光伏发电单元的出力有功功率相减，得到所述微电网系统的净负荷功率；
确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段，并判断所述微电网系统的净负荷功率是否小于0，其中，所述微电网系统的实时电价时段包括谷段、第一峰段、第一平时段、第二峰段以及第二平时段；
基于所述微电网系统的净负荷功率的判断结果，根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为谷段，并且所述微电网系统的净负荷功率小于0，所述根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况，具体包括：
若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述蓄电池为待机状态以及控制所述微电网系统的电能为“余电上网”模式；
若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元配合电网为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，且在谷段结束时保持所述蓄电池的实时荷电状态量达到蓄电池允充的最大荷电状态量以及控制所述微电网系统的储能变流器采用恒功率控制模式，并当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态；
若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为谷段，并且所述微电网系统的净负荷功率大于等于0，所述根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况，具体包括：
若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态，并且所述微电网系统的负荷缺额向电网购电满足；
若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元配合电网为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，并控制所述微电网系统的储能变流器采用恒功率控制模式，且当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态。
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第一峰段，并且所述微电网系统的净负荷功率小于0，所述根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况，具体包括：
若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态以及控制所述微电网系统的电能为“余电上网”模式；
若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，并控制所述微电网系统的储能变流器采用并网点功率为零控制模式，且当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态；
若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第一峰段，并且所述微电网系统的净负荷功率大于等于0，所述根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况，具体包括：
若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为放电状态，并控制所述微电网系统的储能变流器采用并网点功率为零控制模式，将所述蓄电池的电能供给所述微电网系统的负荷以达到所述微电网系统的负荷不向电网购电的目的；
若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于等于蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态。
4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第一平时段，并且所述微电网系统的净负荷功率小于0，所述根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况，具体包括：
若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态以及控制所述微电网系统中的电能为“余电上网”模式；
若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，且在第一平时段结束时保持所述蓄电池的实时荷电状态量达到蓄电池允充的最大荷电状态量以及控制所述微电网系统的储能变流器采用恒功率控制模式，并当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态；
若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第一平时段，并且所述微电网系统的净负荷功率大于等于0，所述根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况，具体包括：
若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态，并且所述微电网系统的负荷缺额向电网购电满足；
若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，且在第一平时段结束时保持所述蓄电池的实时荷电状态量达到蓄电池允充的最大荷电状态量以及控制所述微电网系统的储能变流器采用恒功率控制模式，并当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态。
5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第二峰段，并且所述微电网系统的净负荷功率小于0，所述根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况，具体包括：
若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态以及控制所述微电网系统中的电能为“余电上网”模式；
若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，并控制所述微电网系统不向电网购电以及所述微电网系统的储能变流器采用并网点功率为零的控制模式，且当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态；
若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第二峰段，并且所述微电网系统的净负荷功率大于等于0，所述根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况，具体包括：
若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为放电状态，以及控制所述微电网系统的储能变流器采用并网点功率为零的控制模式，并将所述蓄电池的电能供给所述微电网系统的负荷以达到所述微电网系统的负荷不向电网购电的目的；
若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于等于蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统的蓄电池为待机状态。
6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第二平时段，并且所述微电网系统的净负荷功率小于0，所述根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况，具体包括：
若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态以及控制所述微电网系统中的电能为“余电上网”模式；
若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，并控制所述微电网系统不向电网购电以及所述微电网系统的储能变流器采用并网点功率为零的控制模式，且当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态；
若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为第二平时段，并且所述微电网系统的净负荷功率大于等于0，所述根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况，具体包括：
若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为放电状态，以及控制所述微电网系统的储能变流器采用并网点功率为零的控制模式，并将所述蓄电池的电能供给所述微电网系统的负荷以达到所述微电网系统的负荷不向电网购电的目的；
若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于等于蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统为待机状态。
7.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：
并网点功率控制步骤：使用预设PID控制器对所述微电网系统中的并网点功率进行PID控制。
8.一种微电网系统并网运行控制装置，其特征在于，所述装置包括：
获取单元，用于获取微电网系统中的光伏发电单元的出力有功功率以及负荷单元的有功功率；
计算单元，用于将微电网系统中的负荷单元的有功功率与光伏发电单元的出力有功功率相减，得到所述微电网系统的净负荷功率；
判断单元，用于确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段，并判断所述微电网系统的净负荷功率是否小于0，其中，所述微电网系统的实时电价时段包括谷段、第一峰段、第一平时段、第二峰段以及第二平时段；
控制单元，用于基于所述微电网系统的净负荷功率的判断结果，根据所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量、蓄电池允充的最大荷电状态量或者蓄电池允放的最小荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池的充电、放电或者待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的供电情况。
9.如权利要求7所述的装置，其特征在于，若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为谷段，并且所述微电网系统的净负荷功率小于0，所述控制单元，包括：
第一控制单元，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述蓄电池为待机状态以及控制所述微电网系统中的电能的为“余电上网”模式；
第二控制单元，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元配合电网为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，且在谷段结束时保持所述蓄电池的实时荷电状态量达到蓄电池允充的最大荷电状态量以及控制所述微电网系统的储能变流器采用恒功率控制模式，并当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态；
若所述微电网系统的净负荷功率的判断结果为确定所述微电网系统当前所处的实时电价时段为谷段，并且所述微电网系统的净负荷功率大于等于0，所述控制单元，包括：
第三控制单元，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的蓄电池为待机状态，并且所述微电网系统的负荷缺额向电网购电满足；
第四控制单元，用于若所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量小于蓄电池允充的最大荷电状态量，控制所述微电网系统中的光伏发电单元配合电网为蓄电池进行充电以保证蓄电池处于充电状态，并控制所述微电网系统的储能变流器采用恒功率控制模式，且当所述微电网系统中的蓄电池的实时荷电状态量大于等于蓄电池允充的最大荷电状态量时，控制所述微电网系统中的蓄电池从充电状态转为待机状态。
10.一种微电网系统，所述微电网系统主要由储能单元、光伏发电单元、负荷单元以及电网构成，其中，所述储能单元包括蓄电池以及储能变流器，其特征在于，所述微电网系统在运行时采用如权利要求1-7任一项所述的微电网系统并网运行控制方法。
CN201910918510.XA 2019-09-26 2019-09-26 微电网系统并网运行控制方法、装置以及微电网系统 Active CN110661289B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201910918510.XA CN110661289B (zh) 2019-09-26 2019-09-26 微电网系统并网运行控制方法、装置以及微电网系统

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201910918510.XA CN110661289B (zh) 2019-09-26 2019-09-26 微电网系统并网运行控制方法、装置以及微电网系统

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN110661289A true CN110661289A (zh) 2020-01-07
CN110661289B CN110661289B (zh) 2021-11-09

Family

ID=69039317

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201910918510.XA Active CN110661289B (zh) 2019-09-26 2019-09-26 微电网系统并网运行控制方法、装置以及微电网系统

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN110661289B (zh)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111628493A (zh) * 2020-04-17 2020-09-04 湖北中钒储能科技有限公司 一种光储用一体化储能电站控制方法
CN111884260A (zh) * 2020-08-05 2020-11-03 中国华电科工集团有限公司 一种发供电系统的控制方法
CN112952874A (zh) * 2021-01-22 2021-06-11 中国电力科学研究院有限公司 一种独立微电网储能变流器单机能量自治控制方法和系统
CN116316767A (zh) * 2023-05-09 2023-06-23 江苏大秦新能源科技有限公司 一种光储系统网侧功率管理控制方法及装置

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014104091A1 (ja) * 2012-12-28 2014-07-03 川崎重工業株式会社 電力供給システム及びその構築方法
CN104767224A (zh) * 2015-03-04 2015-07-08 华南理工大学 一种含多类储能的并网型风光储微电网的能量管理方法
CN108539739A (zh) * 2018-05-10 2018-09-14 安徽理工大学 微电网运行能量管理优化方法
CN109449987A (zh) * 2018-12-14 2019-03-08 国网山东省电力公司经济技术研究院 新能源发电并网的电力系统模拟方法及系统
CN109494796A (zh) * 2018-11-28 2019-03-19 北京科诺伟业科技股份有限公司 一种光储微电网系统的恒功率上网控制方法
CN110112783A (zh) * 2019-05-23 2019-08-09 深圳市建筑科学研究院股份有限公司 光伏蓄电池微电网调度控制方法

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014104091A1 (ja) * 2012-12-28 2014-07-03 川崎重工業株式会社 電力供給システム及びその構築方法
CN104767224A (zh) * 2015-03-04 2015-07-08 华南理工大学 一种含多类储能的并网型风光储微电网的能量管理方法
CN108539739A (zh) * 2018-05-10 2018-09-14 安徽理工大学 微电网运行能量管理优化方法
CN109494796A (zh) * 2018-11-28 2019-03-19 北京科诺伟业科技股份有限公司 一种光储微电网系统的恒功率上网控制方法
CN109449987A (zh) * 2018-12-14 2019-03-08 国网山东省电力公司经济技术研究院 新能源发电并网的电力系统模拟方法及系统
CN110112783A (zh) * 2019-05-23 2019-08-09 深圳市建筑科学研究院股份有限公司 光伏蓄电池微电网调度控制方法

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111628493A (zh) * 2020-04-17 2020-09-04 湖北中钒储能科技有限公司 一种光储用一体化储能电站控制方法
CN111884260A (zh) * 2020-08-05 2020-11-03 中国华电科工集团有限公司 一种发供电系统的控制方法
CN112952874A (zh) * 2021-01-22 2021-06-11 中国电力科学研究院有限公司 一种独立微电网储能变流器单机能量自治控制方法和系统
CN112952874B (zh) * 2021-01-22 2024-05-07 中国电力科学研究院有限公司 一种独立微电网储能变流器单机能量自治控制方法和系统
CN116316767A (zh) * 2023-05-09 2023-06-23 江苏大秦新能源科技有限公司 一种光储系统网侧功率管理控制方法及装置
CN116316767B (zh) * 2023-05-09 2023-08-11 江苏大秦新能源科技有限公司 一种光储系统网侧功率管理控制方法及装置

Also Published As

Publication number Publication date
CN110661289B (zh) 2021-11-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN110661289B (zh) 微电网系统并网运行控制方法、装置以及微电网系统
CN110803051B (zh) 一种储能型充电桩及充电系统
Tran et al. An efficient energy management approach for a solar-powered EV battery charging facility to support distribution grids
Chen et al. Autonomous energy management strategy for solid-state transformer to integrate PV-assisted EV charging station participating in ancillary service
Aktas et al. Experimental investigation of a new smart energy management algorithm for a hybrid energy storage system in smart grid applications
CN109301849B (zh) 一种用户侧电池储能电站的能量管理组合控制策略
JP5086076B2 (ja) リチウム電池システムに対するセル均衡化の方法
CN102570539B (zh) 充电控制装置和充电控制方法
CN105556782B (zh) 蓄电池系统
CN103580250A (zh) 一种充放电系统，充放电控制系统以及纯电动汽车与电网充放电控制方法
CN113794216B (zh) 一种光储充系统的参数配置方法及终端
CN108832646A (zh) 一种适用于可动态重构电池储能系统的管理系统及其方法
EP4054051A1 (en) Energy storage system and battery management method
JP2014207862A (ja) 電池制御装置、電池制御システム、蓄電装置、制御装置、電池制御方法、電池制御支援方法およびプログラム
WO2020077786A1 (zh) 能源控制方法、装置以及能源管理系统和存储介质
CN114069676A (zh) 一种基于soc均分的电池储能电站agc控制方法
JP7077970B2 (ja) 給電システム
CN114583735A (zh) 一种储能系统调度控制方法及系统
Sheng et al. Energy management for solar battery charging station
JP5377435B2 (ja) 充電制御装置、充電制御方法
CN110208701A (zh) 一种直流微网中储能系统虚拟电池内阻的计算方法
WO2022237155A1 (zh) 电池组检测控制方法、储能变换系统及计算机可读存储介质
JP2014121216A (ja) 蓄電設備および急速充電器
Bampoulas et al. A novel dynamic demand control of an electric vehicle integrated in a solar nanogrid with energy storage
Palacky et al. The control system of electrical energy accumulation

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant