CN112383088B - 办公场所光储微电网的热电联供系统及协同调度控制方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种办公场所光储微电网的热电联供系统及其协同调度控制方法，考虑光伏阵列、蓄电池、储热装置、供热装置和负载之间的多种能量供需情况，采用主从控制方式，蓄电池可以工作在充放电状态，保证为负载和光伏逆变器提供幅值和频率稳定的电压标准；光伏阵列根据微电网内部能量平衡关系，工作在最大功率跟踪或限功率负载匹配模式；负荷投切控制保证重要负荷持续供电以及避免蓄电池过放；储热装置通过电热转换装置将光电余量转化为热能储存在储热池中，供热主要由热泵、槽式集热器直接提供或储热池释放热量供暖。本发明提高了微电网孤岛系统运行的可靠性和稳定性，为偏远地区实现经济有效的光储热微电网在办公场所的运行提供了技术支持。

Description

办公场所光储微电网的热电联供系统及协同调度控制方法
技术领域
本发明属于光伏及热电联产技术领域，具体涉及一种办公场所光储微电网的热电联供系统及其协同调度控制方法。
背景技术
由于我国能源结构以煤为主，许多设备陈旧老化，目前燃煤锅炉房效率平均水平仅为60％～65％左右，一些地区的热损失(包括保温隔热、热水泄露、系统调节控制等)高达20％～50％，供热效率低下而且温室气体排放较大，再加上煤的储量有限，持续开采终将面临枯竭，所以利用新能源供热成为世界关注的问题。
根据国家能源局公布的数据，2017年西北五省区光伏弃光率为14.1％，与2016年的19.81％相比出现大幅下降，但比例依然较高；其中新疆、甘肃均在20％以上，青海为6.2％，居五省区最低，但是青海省目前新能源装机规模已超过省内最大用电负荷，新能源供大于求的情况日益突出，弃光问题急需解决。同时，光伏极受环境影响，输出功率具有间歇性和随机性等缺点，当其在微电网孤岛系统中渗透率较大时，必将影响微电网的安全稳定运行，因此微电网孤岛系统需要配备输出功率更为稳定的储能系统，以维持微电网孤岛的稳定运行，并实现微电网孤岛系统内部能量的瞬时平衡；但是储能装置成本较高，且光伏产能受环境影响出现大的缺额时，储能装置无法持续承担大负荷输出，会造成地区供能供热终止危害。
公开号为CN108731278A的中国专利提出了一种太阳能热电联供系统，以解决现有光伏组件发电效率低，集热结构的传热介质在传热过程中传热效率低，热电未高效利用的问题；但是该专利技术只是从提高光伏板的效率出发，既没有储能、储热环节，又没有合理的控制方案。公开号为CN110412956A的中国专利提出一种电热复合储能装置的冷热电联供系统的控制方法，基于提高冷热电联供机组运行负载率、提高储能系统利用率以及充分利用低谷电价的控制原则，结合储电装置和储热装置的功率、容量限制，对系统能量分配进行优化管理，从而提高了机组运行效率和能源利用效率，减少了系统运行成本；但是该专利技术没有考虑电能供应不足的情况，而且没有具体阐述在实际应用中该如何控制供电供热。
储能相较于储热成本更高，合理利用储热容量降低储能容量可以降低成本，同时庞大的储热容量可以将余量光电完全消纳，解决弃光问题，目前很少有研究对于这一点做出说明，且在具体的实际情况下对某个场景的电热联供系统协同控制的相关研究技术也甚少。
发明内容
鉴于上述，本发明提出了一种办公场所光储微电网的热电联供系统及其协同调度控制方法，能够解决偏远地区办公场所供电供暖问题，同时做到将光能完全消纳，降低系统成本的同时提高系统稳定性。
一种办公场所光储微电网的热电联供系统，包括光伏阵列、蓄电池组、用电负载、热负荷、变换器、能量管理协调控制单元、交流电网、储热装置和供热装置，其中：所述光伏阵列、蓄电池组以及供热装置分别通过各自的变换器并联至交流电网上，所述用电负载直接连接于交流电网且依据用电优先级分为重要负载和非重要负载，所述能量管理协调控制单元用于对变换器进行控制以及对用电负载的投切控制，所述供热装置用于将电能和太阳能转换为热能并通过供热母线将热能提供给储热装置和热负荷。
进一步地，所述光伏阵列对应的变换器采用双级式结构，前级选用升压型DC/DC变换器，后级DC/AC变换器采用直流侧电压和无功功率为外环，有功电流和无功电流为内环的双闭环矢量控制策略。
进一步地，所述蓄电池组对应的变换器采用双级式结构，前级选用双向DC/DC变换器并采用直流母线电压为外环，充放电电流为内环的双闭环控制策略，后级DC/AC变换器采用电压频率控制。
进一步地，所述交流电网为孤岛运行的微电网，以蓄电池组为系统电源参考，给光伏阵列和用电负载提供电压和频率标准；由于交流电网为孤岛运行的微电网，无大电网的功率支撑，在光伏阵列和蓄电池组功率缺额情况下，用电负载无法完全满足，需要切除其中部分非重要负载。
进一步地，当光伏阵列的最大输出功率与蓄电池组的最大输出功率之和小于用电负载的需求功率时，能量管理协调控制单元在蓄电池组的SOC(剩余容量与其完全充电状态容量的比值)控制点处设置滞环控制，通过开关切除部分非重要负载，保证系统稳定运行以及为重要负载持续供电。
进一步地，所述储热装置采用相变储热池，所述供热装置包括槽式集热器和热泵，所述槽式集热器直接吸收太阳能进行供暖并将多余热能通过供热母线储存至相变储热池中，所述热泵作为一种电热转换装置将电能转换为热能进行供暖或通过供热母线将多余热能储存至相变储热池中，所述相变储热池作为热源直接供暖。
所述热电联供系统的协同调度控制方法，具体实现分以下四种情况：
(1)如光伏阵列输出功率大于用电负载需求功率，且蓄电池组的SOC大于预设的SOC上限值，则由能量管理协调控制单元控制相应变换器限制光伏阵列的功率输出，如有余量则通过供热装置进行电热转换并将热能储存至储热装置中，蓄电池组不充电；
(2)如光伏阵列输出功率大于用电负载需求功率，且蓄电池组的SOC小于预设的SOC上限值，则由能量管理协调控制单元控制相应变换器使光伏阵列输出最大功率，蓄电池组充电；
(3)如光伏阵列输出功率小于用电负载需求功率，且蓄电池组的SOC大于预设的SOC下限值，则由能量管理协调控制单元控制相应变换器使光伏阵列输出最大功率，蓄电池组放电；
(4)如光伏阵列输出功率小于用电负载需求功率，且蓄电池组的SOC小于预设的SOC下限值，则由能量管理协调控制单元控制相应变换器使光伏阵列输出最大功率，并切除一部分非重要负载，保证重要负载的供电需求，同时使储热装置输出热能缓解热负荷；在夜晚或极端天气下，热泵也被视作重要负载。
进一步地，所述协同调度控制方法按照每日不同时间段使系统执行不同的工作模式，具体地：早上刚进入工作时间时即7:00～8:00时间段内，需要快速提升工作场所的温度，选择混合模式使储热装置和供热装置同时工作；早晨自然环境温度升高之后即8:00～10:00时间段内，光照强度还未提升，优先选用相变储热池释放热能供暖，其次根据光照条件决定是否由槽式集热器将太阳能转换成热能供暖；中午至下午日照充足即10:00～16:00时间段内，光伏阵列发电充足，利用热泵将电能转化为热能供暖，同时由槽式集热器将丰富的太阳能转换成热能储存至相变储热池中；傍晚即16:00～19:00时间段内，光照变弱，利用热池供暖；晚上至第二天凌晨即19:00～7:00时间段内，工作场所人员较少，使用热泵将蓄电池组中的电能转化为热能供暖。
孤岛运行下，本发明利用光伏产能，对电热联供系统模型进行协同控制，当光电余量大时通过电热转换装置储热来补偿光伏输出功率和负荷功率的瞬时波动，利用储热容量将光伏产能完全消纳，当光伏产能不足时逐步由储热和蓄电池组补偿功率缺额。本发明将储热和储能进行协调优化，利用电热转换装置将光电余量转换为热能储存在储热装置中，由于储能装置成本更高，采用储热容量降低储能容量，可以降低储能和系统成本；储热装置的存在以及电热协同控制分担了光电供能不足时蓄电池组的电热负荷，延长了蓄电池组使用寿命，且将每日划分为不同阶段合理运用储热装置和供热装置，保证了办公场所供电供热的同时，提高了微电网孤岛系统运行的可靠性和稳定性，提高了热能利用效率，为偏远地区实现经济有效的光储热微电网孤岛运行提供了技术支持。
附图说明
图1为本发明光伏微网电热联供系统的结构示意图。
图2为本发明电热联供系统电力层面的控制流程示意图。
图3为本发明电热联供系统热力层面的控制流程示意图。
具体实施方式
为了更为具体地描述本发明，下面结合附图及具体实施方式对本发明的技术方案进行详细说明。
如图1所示，本发明光伏微网电热联供系统包括光伏单元、蓄电池组、用电负载、变换器、储热单元、热负荷和槽式集热器、热泵等电热转换装置，光伏单元、蓄电池组、用电负载共同连接在孤岛运行的微电网中；储热单元、热负荷、槽式集热器、热泵等电热转换装置共同组成热力系统单元，其中蓄电池组还可以辅以超级电容构成混合储能系统，热泵等电热转换装置工作时也可视作用电负载，同时在电力系统提供电能缺额时，可根据具体环境条件判断热泵是否为重要负载。
电力系统单元中光伏单元和蓄电池组在各级变换器中分别通过各自的DC/DC和DC/AC变换器，采用双级式结构并联在交流母线上；控制系统部分包括光伏单元直流侧前后级变换器的控制、蓄电池组前后级变换器的控制、用电负载的投切控制以及并入或脱离电网的切换控制。微电网以蓄电池组为系统电源参考，给光伏单元和用电负载提供电压和频率标准；由于电网为孤岛运行的微电网，无大电网的功率支撑，在光伏单元和蓄电池组功率缺额情况下，用电负载无法满足，需要切除部分负载，故依据用电优先级将用电负载分为重要负载和非重要负载。参考电力负荷等级，即一级负荷为中断供电将造成人身伤亡并在经济上造成重大损失的用电负荷；二级负荷为中断供电将造成主要设备损坏，大量产品被废，连续生产过程被打乱，需较长时间才能恢复从而在经济上造成较大损失的负荷；本实例中将一级和二级负荷视作重要负载，非一级或二级负荷为非重要负载。
热力系统单元中储热单元主要为相变储热池，供热单元主要为槽式集热器、热泵；其中槽式集热器直接吸收太阳能进行供暖，并可将多余热量通过热池储存起来，热池可以作为热源直接供暖，热泵作为一种电热转换装置将电能转换为热能进行供暖或储热。
光伏单元采用双级控制，前级DC/DC选择升压型Boost变换器，后级采用直流侧电压和无功功率外环、有功无功电流内环的双闭环矢量控制策略；蓄电池组前级选择双向DC/DC变换器，采用直流母线电压外环、蓄电池组充放电电流内环的双闭环控制结构；后级逆变器采用电压频率控制；当光伏单元最大输出功率和蓄电池组最大输出极限功率之和小于用电负载需求功率时，在蓄电池组SOC控制点处设置滞环控制，通过开关切除部分非重要负载，保证微电网稳定运行和重要负载持续供电。
如图2所示，系统检测功率负荷Pload、光伏输出电压Upv、电流Ipv、功率Ppv、蓄电池组荷电态SOC，将Pload与Ppv做比较，如Ppv>Pload，则储能装置充电，如SOC>90％，则光伏阵列工作在限功率匹配模式，光伏余量通过储热装置转化为热能储存起来；如SOC<90％，则储能装置充电；如Ppv<Pload，则光伏阵列工作在最大功率跟踪模式；如SOC>15％，则储能装置放电补偿光伏缺额，如SOC<15％，则切除一部分非重要负载，保证重要负载稳定供电，同时储能装置充电。
本发明光伏阵列前级DC/DC限功率负载匹配模式类似于MPPT控制原理，都是基于光伏电池的P-U特性，通过控制光伏电池的电压来寻找最大功率点和负载匹配的功率点。系统根据实时采集的输入状态(蓄电池组SOC、负载功率Pload、光伏实际输出电压Upv和光伏电流Ipv)，自动判断应工作在哪种工作模式，进而输出相应的最大功率点电压或负载匹配功率点的电压Upvref，将其作为电压控制环输入参考电压，参考电压与光伏实际输出电压的差值，经PI控制器输出为Boost电路开关管的占空比D，通过此电压闭环控制使光伏系统输出相应的功率。
本发明光伏阵列后级DC/AC控制目标是使光伏逆变器按前级功率指定值输出相应的功率，只要控制直流侧电压恒定就可以达到此目标，所以采用Udc/Q控制，即直流侧电压和无功功率外环、有功无功电流内环的双闭环矢量控制策略。
本发明蓄电池组前级选择双向DC/DC变换器，控制目标是保证直流侧直流电压稳定，需要提供充放电功能，实现微电网内部能量的供需平衡，根据此控制目标，采用直流母线电压外环、蓄电池组充放电电流内环的双闭环结构。
本发明孤岛运行采用主从控制方式，蓄电池组可以作为系统主源向微电网中的光伏和负载提供电压和频率参考，因此蓄电池组后级逆变器采用电压频率(V/f)控制。
为避免本发明系统负载频繁切换，在蓄电池组SOC控制点处设置滞环控制；当光伏阵列最大输出功率和蓄电池组最大输出极限功率之和仍然小于负载需求功率时，需要对负载进行投切控制，通过开关切除部分非重要负载，保证微电网稳定运行和重要负载持续供电，使蓄电池组SOC一直保持在15％～90％，在功率不足的情况下，保护了蓄电池组过放；同时，当蓄电池组达到放电下限(SOC＝15％)时，打开开关(开关状态为0)，切除部分非重要负载，只有当蓄电池组SOC达到40％时才可以闭合负荷开关(开关状态为1)，重新恢复负载供电。
如图3所示，热力系统层按照每日不同时间段分为不同工作模式：早上刚进入工作时间时(7:00～8:00)，需要快速提升工作场所的温度，选择混合模式(热池、热泵同时工作)，由于光照较差，槽式集热器基本不工作，且热泵所需电能基本来自蓄电池组；早晨自然环境温度升高之后(8:00～10:00)，光照强度还未提升，为避免蓄电池组过放，热泵停止工作以减轻电能负担，优先选用储热装置(相变储热池)供暖，即热池释放热量供暖，同时依据日照具体情况选择槽式集热器是否工作；中午日照充足(10:00～16:00)，光伏发电功率处于最大值，且自然环境温度较高，利用热泵将电能转化为热能供暖(此时热泵等电热转换装置可视作用电负载)，同时槽式集热器将丰富的太阳能储存在热池中，此时由于工作场所所需温度与自然环境温度之差为当日最低，故热泵消耗电能较低；下午(16:00～19:00)，光照变弱，自然环境温度有所下降，利用热池供暖，同时依据日照具体情况选择槽式集热器是否工作；晚上工作场所人员较少，使用热泵供暖，此时热泵电能来源为蓄电池组，考虑到蓄电池组要为第二天早晨的热泵工作留有余量，故根据蓄电池组SOC状态和当时环境状态判断热泵是否为重要负载。其中，以上各时间段为根据日照情况所分区间，可根据不同地区，不同气候特征以及不同季节稍作调整；热泵等电热转换装置在工作时消耗电能，故在分析时可当做用电负载考虑，即热泵工作时消耗能量也包含于负载功率Pload，在极端天气或夜晚时可根据具体环境条件判断热泵等电热转换装置是否为重要负载。
上述对实施例的描述是为便于本技术领域的普通技术人员能理解和应用本发明。熟悉本领域技术的人员显然可以容易地对上述实施例做出各种修改，并把在此说明的一般原理应用到其他实施例中而不必经过创造性的劳动。因此，本发明不限于上述实施例，本领域技术人员根据本发明的揭示，对于本发明做出的改进和修改都应该在本发明的保护范围之内。

Claims (1)

1.一种热电联供系统的协同调度控制方法，
所述热电联供系统包括光伏阵列、蓄电池组、用电负载、热负荷、变换器、能量管理协调控制单元、交流电网、储热装置和供热装置，其中：所述光伏阵列、蓄电池组以及供热装置分别通过各自的变换器并联至交流电网上，所述用电负载直接连接于交流电网且依据用电优先级分为重要负载和非重要负载，所述能量管理协调控制单元用于对变换器进行控制以及对用电负载的投切控制，所述供热装置用于将电能和太阳能转换为热能并通过供热母线将热能提供给储热装置和热负荷；
所述光伏阵列对应的变换器采用双级式结构，前级DC/DC选择升压型Boost变换器，后级采用直流侧电压和无功功率外环、有功无功电流内环的双闭环矢量控制策略；
蓄电池组前级选择双向DC/DC变换器，采用直流母线电压外环、蓄电池组充放电电流内环的双闭环控制结构；
后级逆变器采用电压频率控制；
当光伏阵列最大输出功率和蓄电池组最大输出极限功率之和小于用电负载需求功率时，在蓄电池组SOC控制点处设置滞环控制，通过开关切除部分非重要负载，用于保证微电网稳定运行和重要负载持续供电；
所述交流电网为孤岛运行的微电网，以蓄电池组为系统电源参考，给光伏阵列和用电负载提供电压和频率标准；由于交流电网为孤岛运行的微电网，无大电网的功率支撑，在光伏阵列和蓄电池组功率缺额情况下，用电负载无法完全满足，需要切除其中部分非重要负载；
当光伏阵列的最大输出功率与蓄电池组的最大输出功率之和小于用电负载的需求功率时，能量管理协调控制单元在蓄电池组的SOC控制点处设置滞环控制，通过开关切除部分非重要负载，保证系统稳定运行以及为重要负载持续供电；
所述储热装置采用相变储热池，所述供热装置包括槽式集热器和热泵，所述槽式集热器直接吸收太阳能进行供暖并将多余热能通过供热母线储存至相变储热池中，所述热泵作为一种电热转换装置将电能转换为热能进行供暖或通过供热母线将多余热能储存至相变储热池中，所述相变储热池作为热源直接供暖；
光伏阵列和蓄电池组在各级变换器中分别通过各自的DC/DC和DC/AC变换器，采用双级式结构并联在交流母线上；
控制系统部分包括光伏阵列直流侧前后级变换器的控制、蓄电池组前后级变换器的控制、用电负载的投切控制以及并入或脱离电网的切换控制；
微电网以蓄电池组为系统电源参考，给光伏阵列和用电负载提供电压和频率标准；由于电网为孤岛运行的微电网，无大电网的功率支撑，在光伏阵列和蓄电池组功率缺额情况下，用电负载无法满足，需要切除部分负载，故依据用电优先级将用电负载分为重要负载和非重要负载；
参考电力负荷等级，将一级和二级负荷视作重要负载，非一级或二级负荷为非重要负载；
光伏阵列前级DC/DC限功率负载匹配模式，是基于光伏电池的P-U特性，通过控制光伏电池的电压来寻找最大功率点和负载匹配的功率点；根据实时采集的蓄电池组SOC、负载功率Pload、光伏实际输出电压Upv和光伏电流Ipv，自动判断应工作在哪种工作模式，进而输出相应的最大功率点电压或负载匹配功率点的电压Upvref，将其作为电压控制环输入参考电压，参考电压与光伏实际输出电压的差值，经PI控制器输出为Boost电路开关管的占空比D，通过此电压闭环控制使光伏系统输出相应的功率；
光伏阵列后级DC/AC控制采用Udc/Q控制，用于使光伏逆变器按前级功率指定值输出相应的功率，其中，Udc/Q控制用于表示直流侧电压和无功功率外环、有功无功电流内环的双闭环矢量控制策略；
蓄电池组前级选择双向DC/DC变换器，采用直流母线电压外环、蓄电池组充放电电流内环的双闭环结构，用于保证直流侧直流电压稳定；
所述协同调度控制方法，具体实现分以下四种情况：
(1)如光伏阵列输出功率大于用电负载需求功率，且蓄电池组的SOC大于预设的SOC上限值，则由能量管理协调控制单元控制相应变换器限制光伏阵列的功率输出，如有余量则通过供热装置进行电热转换并将热能储存至储热装置中，蓄电池组不充电；
(2)如光伏阵列输出功率大于用电负载需求功率，且蓄电池组的SOC小于预设的SOC上限值，则由能量管理协调控制单元控制相应变换器使光伏阵列输出最大功率，蓄电池组充电；
(3)如光伏阵列输出功率小于用电负载需求功率，且蓄电池组的SOC大于预设的SOC下限值，则由能量管理协调控制单元控制相应变换器使光伏阵列输出最大功率，蓄电池组放电；
(4)如光伏阵列输出功率小于用电负载需求功率，且蓄电池组的SOC小于预设的SOC下限值，则由能量管理协调控制单元控制相应变换器使光伏阵列输出最大功率，并切除一部分非重要负载，保证重要负载的供电需求，同时使储热装置输出热能缓解热负荷；在夜晚或极端天气下，热泵也被视作重要负载；
此外按照每日不同时间段使系统执行不同的工作模式，具体地：早上刚进入工作时间时即7:00～8:00时间段内，需要快速提升工作场所的温度，选择混合模式使储热装置和供热装置同时工作；早晨自然环境温度升高之后即8:00～10:00时间段内，光照强度还未提升，优先选用相变储热池释放热能供暖，其次根据光照条件决定是否由槽式集热器将太阳能转换成热能供暖；中午至下午日照充足即10:00～16:00时间段内，光伏阵列发电充足，利用热泵将电能转化为热能供暖，同时由槽式集热器将丰富的太阳能转换成热能储存至相变储热池中；傍晚即16:00～19:00时间段内，光照变弱，利用热池供暖；晚上至第二天凌晨即19:00～7:00时间段内，工作场所人员较少，使用热泵将蓄电池组中的电能转化为热能供暖；
为避免负载频繁切换，在蓄电池组SOC控制点处设置滞环控制；当光伏阵列最大输出功率和蓄电池组最大输出极限功率之和仍然小于负载需求功率时，对负载进行投切控制，通过开关切除部分非重要负载，保证微电网稳定运行和重要负载持续供电，使蓄电池组SOC一直保持在15％～90％，在功率不足的情况下，保护了蓄电池组过放；同时，当蓄电池组达到放电下限SOC＝15％时，打开开关，切除部分非重要负载，只有当蓄电池组SOC达到40％时才可以闭合负荷开关，重新恢复负载供电。
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