CN112821457B - 储充一体化电力系统 - Google Patents
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Abstract
一种电力系统，包括：发电系统；具有超级电容组和基于梯次利用的锂电池装置的储能系统；具有直流快充接口的负载系统；能量管理系统；其中，储能系统和负载系统分别通过直流输电母线与发电系统连接；其中，锂电池装置通过第一双向直流斩波器连接至直流输电母线，超级电容组通过第二双向直流斩波器连接至直流输电母线；其中，直流快充接口通过负载侧直流斩波器连接至直流输电母线；其中，直流输电母线通过电网交互设备连接至主电网。本发明利用可再生发电资源，再配备由退役电池和超级电容组成的储能系统，可以在不需要对现有的电网进行扩容的前提下提高城郊充电站的功率，促进新能源快充设备的普及。
Description
技术领域
本发明属于电力电控技术领域，一般涉及可发电和供电的电力系统及其附属设备和控制方法。本发明具体涉及基于退役可充放电电池、超级电容和可再生能源的互补发电系统的混合电力网络系统及其控制方法。
背景技术
可再生能源的发电、储能和新能源汽车等低碳绿色产业及技术在近年来得到大力发展。
但是目前新能源产业的发展还存在着不少的技术问题。比如对于新能源汽车产业，问题在于：第一、电动车充电时间过长，慢充情况下长达4-12个小时，完全不符合长途出行的需求；第二、无序、大功率的快充将会给现有的电网容量带来了严峻的挑战，极端情况下会导致电网过载、频率下降最后甚至全网停电；第三、新能源发电可以提升电网的容量，但是它的间歇性、波动性给电网带来了巨大的干扰；第四、锂离子电池能量密度大，是储能系统良好的介质，但是也存在着功率密度较低、价格较高等缺点。此外，电动车上使用的锂电池，使用寿命也只有4-8年，之后就必须被替换，如何处理大量的这些退役动力电池，也是人类面临的一个棘手的问题。
针对蓬勃发展的新能源车市场，发展基于“发电+储能+充电”的多功能系统日益成为业界研究的重点，但是目前的技术还存在不少的缺陷和瓶颈，至少包括一下几点：第一、长途出行最需要快充的场合也就是城际城郊或国家主干线的高速公路服务区，这些区域由于远离居民区，场地宽阔、风光旅游资源丰富，但是电力基建设施不足；第二、单一的锂电池储能系统，可以满足高能量、长时间存储电力的需求，但是新能源发电系统的高频波动会造成电池的频繁充放电，导致锂电池的使用寿命快速缩短；第三、全新的锂电池，尤其是三元锂电池的成本较高。
发明内容
本发明提供一种储充一体化电力系统，旨在至少解决现有技术中存在的技术问题之一。
本发明的技术方案一方面为一种储充一体化电力系统，其包括：一种电力系统，其特征在于，包括：利用可再生能源的发电系统；具有超级电容组和基于梯次利用的锂电池装置的储能系统；具有直流快充接口的负载系统；分别与所述的发电系统、储能系统和负载系统通讯连接的能量管理系统；其中，所述的储能系统和所述的负载系统分别通过直流输电母线与所述的发电系统连接；其中，所述的锂电池装置通过至少一个第一双向直流斩波器连接至所述的直流输电母线，所述的超级电容组通过第二双向直流斩波器连接至所述的直流输电母线；其中，所述的直流快充接口通过负载侧直流斩波器连接至所述的直流输电母线；其中，所述的直流输电母线通过电网交互设备连接至主电网，并且所述的电网交互设备包括与所述的直流输电母线连接的用于直流交流变换的双向逆变器。
在一些实施例中，所述的发电系统包括风力发电机组和/或光伏发电装置，其中，所述的风力发电机组通过交直流变换器连接至所述的直流输电母线，所述的光伏发电装置通过发电侧直流斩波器连接至所述的直流输电母线。
在一些实施例中，所述的发电系统被允许在提供到所述的负载系统后的剩余功率先以低通滤波方式分配到所述的储能系统，以对所述的锂电池装置和所述的超级电容组进行电量补偿；所述的储能系统被允许在至少一部分电量补偿后，使来自所述的储能系统的平滑处理后的功率经过所述的直流输电母线输送到所述的主电网。
在一些实施例中，所述的基于梯次利用的锂电池装置包括至少一个退役的磷酸铁锂动力电池包，其中，每个退役的动力电池包具有原生的电池管理系统且与单独的第一双向直流斩波器连接，所述的原生的电池管理系统和所述的第一双向直流斩波器与所述的能量管理系统通讯连接。
在一些实施例中，所述的负载系统还包括：与所述的直流输电母线连接的负载侧第一逆变器；与所述的负载侧第一逆变器的输出端连接的第一交流充电接口；与所述的直流输电母线连接的负载侧第二逆变器；与所述的负载侧第二逆变器的输出端连接的第二交流充电接口；其中，所述的负载系统的直流快充接口用于对接直流大功率充电桩，所述的第一交流充电接口用于对接重要负载，所述的第二交流充电接口用于对接一般性负载。
在一些实施例中，所述的能量管理系统包括能量控制及功率分配子系统，其中，通过现场总线的通讯方式采集发电系统、储能系统、负载系统和主电网侧的实时参数及功率需求，所述的能量控制及功率分配子系统被配置成触发以下动作中的一个或多个的动作：向所述的双向逆变器发送并网或离网指令；向发电系统、储能系统和负载系统中的各个控制子单元发送启停指令；根据预设的等级和优先顺序，针对发电系统、储能系统和负载系统中出现的故障发送处理指令；根据发电系统、储能系统和负载系统的实时功率数据，向储能系统、负载系统和电网交互设备发送功率分配指令，使得所述的发电系统且所述的储能系统均无法提供足够的负载功率后再从主电网取电；根据发电系统、储能系统和负载系统的实时功率数据，向发电系统、储能系统和电网交互设备发送功率分配指令，使得余电只有经过平滑处理后输送到主电网。
在一些实施例中，所述的双向主逆变器包括外环控制单元和内环控制单元，其中：所述的外环控制单元被配置成根据功率需求，对有功功率和无功功率进行解耦变换；所述的内环控制单元被配置成接收所解耦后的功率需求，再根据外环控制单元发送的指令来生成所述的电力系统中的电子开关的触发信号，以实现输出功率的四象限运行。
在一些实施例中，所述的电力系统还包括与所述的能量管理系统通讯连接的监控系统，所述的监控系统包括智能监控平台，用于通过云端或物联网的方式在线操控所述的能量管理系统。
本发明的技术方案第二方面为一种微电网电力系统，包括发电系统；与所述的发电系统通过直流输电母线连接的储能系统，所述的储能系统具有超级电容组和可充放电的电池装置；分别与所述的发电系统和储能系统通讯连接的能量管理系统；其中，所述的电池装置通过至少一个第一双向直流斩波器连接至所述的直流输电母线，所述的超级电容组通过第二双向直流斩波器连接至所述的直流输电母线；其中，所述的直流输电母线连接至所述的微电网电力系统之外的负载系统；其中，所述的直流输电母线通过电网交互设备连接至主电网，并且所述的电网交互设备包括与所述的直流输电母线连接的用于直流交流变换的双向逆变器；其中，所述的能量管理系统包括能量控制及功率分配子系统，所述的能量控制及功率分配子系统被配置成触发以下动作中的一个或多个的动作：向所述的双向逆变器发送并网或离网指令；向发电系统和储能系统中的各个控制子单元发送启停指令。
在一些实施例中，所述的能量控制及功率分配子系统被配置成：根据所述的发电系统、所述的储能系统和外部的负载系统的实时功率数据，向所述的储能系统、所述的负载系统和电网交互设备发送功率分配指令，使得所述的发电系统且所述的储能系统均无法提供足够的负载功率后再从主电网取电；根据所述的发电系统、所述的储能系统和外部的负载系统的实时功率数据，向所述的发电系统、所述的储能系统和电网交互设备发送功率分配指令，使得余电只有经过平滑处理后输送到主电网。
本发明的技术方案第三方面为一种充电桩，包括直流和/或交流的取电输入端。所述的取电输入端连接至所述的电力系统的负载系统；或者所述的取电输入端接入至所述的微电网电力系统。
本发明的技术方案第四方面为一种车辆，包括直流和/或交流的充电接口。所述的充电接口被适配成与所述的充电桩连接。
本发明的技术方案第五方面为一种充电站，包括所述的电力系统或者所述的微电网电力系统。
本发明的技术特点及有益效果如下。
1、风能和光伏发电设备尤其适用在城际或者城郊的长途出行服务区域布置，且能够利用的可再生能源丰富，发电效率高；此外，光互补发电则可以有效地降低发电系统的输出波动。
2、采用锂电池和超级电容的组合作为储能，不仅可以满足高能量、长时间存储电力的需求，超级电容还可以吸收分布式发电系统的高频波动，从而避免新能源发电系统的高频波动会造成电池的频繁充放电所导致电池的使用寿命快速缩短。
3、采用退役的经过梯次利用的动力锂电池储能，一方面可以变废为宝，减缓退役电池对环境造成的压力，另一方面退役电池价格是新电池价格的20-50％甚至更低，环保且节省成本。
4、整包利用退役的动力锂电池，尽管每个退役的电池包均有单独的电池管理系统，但是分别采用同规格的单独的DC/DC的双向斩波器连接控制每个电池包，使得微电网组网时无需考虑每个电池包的品牌、电芯型号、容量衰减情况，同时可以解决因为拆解、重组后造成的不一致性问题，实现异构兼容。
5、基于微电网电力系统的能量控制和功率分配方案灵活，实现微电网最大程度的自主，也就是说电能自发自用，而其他负载所需要的功率优先由发电系统和储能系统提供，只有在发电系统和储能系统均无法提供足够的功率后才会从电网取电；如果发电较多，余电也只有经过储能系统平滑后才能返送到电网，减少新能源发电系统对电网的干扰，从而促进快充技术的发展，为新能源车的普及发展保驾护航。
6、支持本地或者远程的智能监控，可以让管理方和智能终端用户接入监控平台，随时随地获取所述电力系统的状态或者进行远程控制。
7、灵活的微电网组网和充电桩兼容，可以整合或者附属支持直流快充、交流普充、UPS重要设备等用电供电负载。
8、根据本发明的并/离网模式下的控制方案，在检测到孤岛发生时，可根据需要快速无缝切换到离网供电模式，或从电网断开，进行防孤岛保护。
附图说明
图1是本发明的硬件方案的总体框图。
图2是本发明实施例中的系统架构图。
图3是本发明实施例中的系统功率的流向图。
图4是本发明实施例中的并/离网模式切换控制的流程图。
图5是本发明实施例中在并网状态下的功率分配控制的流程图。
图6是本发明实施例中储能系统的电容和电池装置的SOC变化图。
图7是本发明实施例中经过储能系统平滑后的发电输出功率图。
图8是本发明实施例中在离网状态下的功率分配控制的流程图。
具体实施方式
以下将结合实施例和附图对本发明的构思、具体结构及产生的技术效果进行清楚、完整的描述，以充分地理解本发明的目的、方案和效果。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
应当理解，尽管在本公开可能采用术语第一、第二、第三等来描述各种元件，但这些元件不应限于这些术语。这些术语仅用来将同一类型的元件彼此区分开。例如，在不脱离本公开范围的情况下，第一元件也可以被称为第二元件，类似地，第二元件也可以被称为第一元件。本文所使用的词语“和/或”是指包括一个或多个相关的所列项目的任意的组合。
需要说明的是，如无特殊说明，当某一特征被称为“固定”、“连接”在另一个特征，它可以直接固定、连接在另一个特征上，也可以间接地固定、连接在另一个特征上。此外，除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与本技术领域的技术人员通常理解的含义相同。为了解释本发明的技术方案和易读性，本文说明书中还使用特定的术语，这些术语只是为了描述具体的实施例，而不是为了限制本发明。
本文中的特定术语缩写的解释如下。
BMS：电池管理系统；
DCBUS：直流输电母线
EMS：能量控制及功率分配子系统；
PCS：储能变流器；
PV：太阳能光伏发电装置；
SCADA：智能监控平台；
SOC：荷电状态；
UPS：不间断电源；
WT：风力发电机组。
参照图1，在一些实施例中，基于本发明的电力系统可以总体包括：发电系统100、储能系统200、分别与所述的发电系统100和储能系统200通讯连接的能量管理系统400。所述电力系统还可以进一步包括负载系统300和监控系统600。发电系统100采用可再生能源发电技术，其可以包括风力发电机组110和/或光伏发电装置120，优选是风力发电机组110和光伏发电装置120的互补组合。储能系统200可以包括超级电容组221和可充放电的电池装置，该电池装置可以包括已商用的液态锂电池(例如磷酸铁锂电池、三元锂电池等)或者其他可以回收或者梯次利用的新技术可充放电电池(比如，石墨烯电池、固态锂电池、锂金属电池等)。负载系统300可以包括：直流快充接口311；与所述的直流输电母线700连接的负载侧第一逆变器320；与所述的负载侧第一逆变器320的输出端连接的第一交流充电接口321；与所述的直流输电母线700连接的负载侧第二逆变器330；与所述的负载侧第二逆变器330的输出端连接的第二交流充电接口331；其中，所述的负载系统300的直流快充接口311用于对接直流大功率充电桩810，所述的第一交流充电接口321用于对接重要负载820，所述的第二交流充电接口331用于对接一般性负载830。
在这些实施例中，所述的储能系统200和所述的负载系统300分别通过直流输电母线700与所述的发电系统100连接。所述的锂电池装置211通过至少一个第一双向直流斩波器210连接至所述的直流输电母线700，所述的超级电容组221通过第二双向直流斩波器220连接至所述的直流输电母线700。所述的直流快充接口311通过负载侧直流斩波器310连接至所述的直流输电母线700。所述的直流输电母线700通过电网交互设备500连接至主电网，并且所述的电网交互设备500包括与所述的直流输电母线700连接的用于直流交流变换的双向逆变器510。
在另外一些实施例中，根据本发明另一方面的微电网电力系统可以包括发电系统100、储能系统200、能量管理系统400。储能系统200可以包括超级电容组221和可充放电的电池装置，其中，所述的电池装置通过至少一个第一电气件(比如，双向直流斩波器)连接至所述的直流输电母线700，所述的超级电容组221通过第二电气件(比如，双向直流斩波器)连接至所述的直流输电母线700。所述的直流输电母线700连接至所述的微电网电力系统之外的负载系统300。
在另外一些实施例中，根据本发明另一方面的充电桩，包括直流和/或交流的取电输入端，所述的取电输入端连接至所述的电力系统的负载系统300。或者所述的充电桩的取电输入端接入至所述的微电网电力系统。
在另外一些实施例中，根据本发明另一方面的技术方案还涉及车辆，尤其是新能源车辆，其包括直流和/或交流的充电接口。所述的车辆的充电接口被适配成与集成了负载系统的所述的电力系统中的直流和/或交流的充电接口或者充电桩连接。所述的车辆的充电接口还可以被适配成通过充电转接设备(比如充电桩)与所述的微电网电力系统连接。
在另外一些实施例中，根据本发明另一方面的技术方案还涉及一种充电站，尤其是设置在城际城郊的充电站。该充电站可以包括上述的微电网电力系统甚至是整套的电力系统。
参照图2，在一个实施例中，发电系统100、储能系统200、负载系统300、能量管理系统400、监控系统600、电网交互设备500可以实施例为图中描述的装置、设备或者器件。可以基于退役动力锂电池、超级电容和风光互补发电系统100组成的最小单位的微电网架构。
在本实施例中，所述的新能源发电系统100包括风力发电机组(WT)110和太阳能光伏发电装置(PV)120。进一步地，风力发电机组110和太阳能光伏发电装置120分别通过组合式的AC/DC+DC/DC交直流变换器130及DC/DC直流斩波器140连接到直流输电母线(DCBUS)700。
具体来讲，城际城郊高速公路特别是国家主干线高速公路的服务区位置远离居民区，具有场地宽广，风光资源丰富的特点，因此合适风力发电和太阳能的发展。另外单独的风力发电系统100或者单独的太阳能发电系统100受自然因素的影响，功率的输出呈现非常大的波动性、间歇性和随机性。但是太阳能和风力发电的组合则可以形成互补系统，一定程度上可以减缓新能源发电系统100输出的功率波动。
在本实施例中，所述的储能系统200包括退役的动力锂电池装置211和超级电容组221。进一步地，锂电池装置211和超级电容组221分别通过DC/DC双向直流斩波器210及DC/DC双向直流斩波器220并接到直流母线700。优选地，直流母线700的额定电压可以为400V，且宽范围300V-800V内可以调。
具体来讲，储能系统200不仅可以进一步平滑风光互补发电系统100的功率输出，最大程度地减少新能源发电对电网的干扰，同时也可以进行削峰填谷，为其他负载提供后备电源，从而提高微电网的稳定性和可靠性。
作为本实施例的优选方案，储能系统200采用退役动力锂电池和超级电容的混合系统。进一步地，退役的电池优选采用的是磷酸铁锂(LiFePO4)电池。事实上，退役的磷酸铁锂电池在放电容量、直流内阻、可用功率等可表征动力电池寿命的性能指标上，均有较好的表现。同时磷酸铁锂电池跟三元聚合物锂电池相比，它还具有成本较低、安全性高、高倍率充放电特性等优势，因此退役磷酸铁锂电池更加合适做梯次利用储能。
在储能系统200中，锂电池可以满足微电网对能量方面的需求，但是难以满足系统的动态性能对功率的需求。超级电容跟锂电池具有互补的特性，虽然能量密度低，但是在功率密度和使用寿命方面具有锂电池无可比拟的优势。因此采用超级电容跟锂电池的组合，可以很好地满足高能量、高功率需求的应用场景。组网时，新能源发电系统100的高频、波动功率将优先分配给超级电容进行补偿，可以充分地延长退役动力锂电池的使用寿命，从而降低系统的成本和增加系统的稳定性。
在本实施例中，所述的负载系统300可以包括或者连接至EV直流大功率充电桩810、UPS重要负载820、EV交流慢充充电桩和一般性负载830。进一步地，直流大功率充电桩810、UPS重要负载820、交流慢充充电桩和一般性负载830分别通过DC/DC直流斩波器310、DC/AC逆变器320及DC/AC逆变器330并接到DCBUS直流母线700。进一步地，UPS重要负载820包括消防系统、应急照明、通风排烟系统、声光报警装置、防盗装置等。此外，在一个实施例中，所述的负载系统300还可以提供充电接口，用于对接车辆的待替换电池包(比如一些新能源车辆采用租用电池包的形式，所以在充电站可以直接更换电池包而无需充电)，使得负载系统300可以提前对该电池包充电，比如在闲时没有负载充电的时候，可以给待替换的电池包充电。
具体来讲，目前制约新能源车发展的诸多因素之中，有一个就是充电等待时间过长，导致用户体验较差。高速服务区车流密度非常大，作为一个长途旅行的中转站，只有发展大功率快充，缩短充电时间，才能满足越来越多的电动车充电需求。作为本实施例的优选方案，直流快充充电桩的功率为30kW-120kW，充电时间可以从慢充的4-8小时缩短到20分钟内。
在本实施例中，主电网通过变压器520及AC/DC双向主逆变器510和微电网连接。
具体来讲，双向逆变器510采用双环控制策略，外环控制单元主要是根据系统的功率需求，对有功功率和无功功率进行解耦变换，然后将解耦后的功率需求发送到内环控制单元；内环控制单元再根据外环发送的指令来计算电力电子开关的触发信号，从而实现输出功率的四象限运行。同时，该逆变器还可以实现主动式并/离网无缝切换和防孤岛保护功能，也就是检测到孤岛发生时，可根据需要快速无缝切换到离网供电模式或从电网断开，进行防孤岛保护。此外，系统采用下垂控制和虚拟阻抗的方法，从而实现逆变器多机并联运行，达到系统功率灵活配置的目的。
在本实施例中，所述的能量管理和监控系统600包括：能量控制及功率分配子系统(EMS)410和智能监控平台(SCADA)610。
具体来讲，EMS410通过CAN通讯方式采集各个系统单元包括发电系统100、储能系统200、负载系统300和电网侧的实时参数及功率需求，执行以下一种或多种操作：
1、根据实际情况，给逆变器发送并/离网指令；
2、控制各子单元的启停；
3、根据设定好的等级和优先顺序处理各系统单元出现的故障；
4、功率的智能优化分配，使电能自发自用，充电桩和其他负载所需要的功率优先由风光发电系统100和储能系统200提供，只有在风光发电系统100和储能系统200均无法提供足够的功率后才会从电网取电；如果发电较多，余电也只有经过储能系统200平滑后才能返送到电网，从而减少新能源发电系统100对电网的干扰；
5、通过RS485转光纤通讯给SCADA监控平台610发送微电网相关的运行状态，包括发电系统100发电功率、锂电池和超级电容的可用容量、功率、负载功率需求；同时也实时接收来自SCADA监控平台610下发的用户命令和外部调度信息。
在一个优选的实施例中，退役的动力锂电池装置211采用整包利用的技术方案。具体来讲，动力电池退役后，无需对电池包进行电芯拆解、筛选、重组然后再利用。因此该退役电池包配备原生的BMS。而EMS410通过CAN通讯方式与每个BMS实时通信，同时获取BMS保存的原始数据，包括电池的使用年限、充放电的次数、超温、过充过放、历史报警信息，汽车行使里程等，然后利用大数据模型分析该电池剩余的使用寿命，从而得出一个准确的退役电池参数模型。
SCADA监控平台610接收EMS410发送的系统信息，同时也将用户命令或者外部调度信息下发到EMS410。此外，监控平台610还通过WIFI传输连接到云端APP控制平台，实现微电网的远程操控。
图3所示为图2所示实施例中的功率流向，其中包括：风力发电机组发电功率为Pwt，单向流动；太阳能光伏板的发电功率为Ppv，单向流动。因此发电单元总发电功率为：
Pwt+pv＝Pwt+Ppv
退役动力锂电池充放电功率为：Plib，双向流动；超级电容充放电功率为：Psc，双向流动。因此储能系统的充放电总功率为：
Plib+sc＝Plib+Psc
另外两个表征退役锂电池状态的参数为：可充放电功率Pavail_chg；可放电功率Pavail_dchg并未标记在图3中。
EV直流充电桩充电功率为：Pev，单向流动；UPS重要负载用电功率为：Pups，单向流动；EV交流充电桩和一般性负载的充电功率为：Pload，单向流动。因此负载系统的总功率需求为：
Pev+ups+load＝Pev+Pups+Pload
电网系统的充放电功率为：Pgrid，双向流动。
并网模式下，系统功率平衡公式为：
Pwt+pv+Plib+sc+Pgrid＝Pev+ups+load
其中，储能系统充电时，Plib+sc符号为负，放电时符号为正。微电网向大电网取电时，Pgrid符号为正，微电网返送电到大电网时，Pgrid符号为负。
离网模式下，系统功率平衡公式为：
Pwt+pv+Plib+sc＝Pev+ups+load
其中，储能系统充电时，Plib+sc符号为负，放电时符号为正。
在一个或多个实施例中，本发明还涉及基于退役动力电池梯次利用的电力系统的控制方法，使得储充微电网可以在并网/离网模式之间自由切换。其中，EMS410实时检测系统的并网状态，有两种原因会导致微电网从并网切换到离网状态，第一、外电网发生了意外断电事故，为了防止孤岛效应，EMS410命令主逆变器510立即断开并网开关；第二、系统收到电网侧计划停电或者离网通知，此时微电网将会先切换到离网控制算法环，再由主逆变器510断开并网开关，切换到离网状态。如果微电网当前处于离网状态，则微电网内部供电不足或者外电网故障解除恢复供电时，系统启动并网转换策略。系统首先判断同期条件是否满足，如果不满足，主逆变器510将会进行同期条件的调整，包括微电网侧的电压、频率要满足相对应的并网标准，同时启动同期计时器。如果在规定的延时内，同期条件调整成功，则切换到并网模式，否则并网失败，回到初始状态，等待下一次并网请求。
参照图4，并/离网模式切换控制方法包括以下步骤。
S411、检测微电网的联网状态；
S412、判断微电网是否处于并网状态，是则执行步骤S413，否则执行步骤S423；
S413、判断主电网(或外电网)是否断电，是则执行步骤S414，否则执行步骤S404；
S404、判断是否收到离网命令，是则执行步骤S405，否则返回步骤S411；
S405、切换到离网功率控制算法闭环；
S406、S414、切换到离网状态，然后返回步骤S411；
S423、判断是否收到并网命令或者微电网是否具备并网调节，是则执行步骤S424，否则返回步骤S411；
S424、判断同期条件是否满足，是则执行步骤S425，否则执行步骤S435；
S425、切换到并网状态，然后返回步骤S411；
S435、PCS进行同期条件调整；
S436、判断同期条件是否满足，是则执行步骤S437，否则执行步骤S447；
S437、切换到并网状态，然后返回步骤S411；
S447、判断同期调整是否超时，是则执行步骤S448，否则返回步骤S436；
S448、确定为并网失败，然后返回步骤S411。
参照图5，在一个或多个实施例中，在并网模式下，微电网执行的是并网控制方法。根据风光发电情况采取不同方法，具体过程如下步骤：
(一)风光发电量过多，余电可以上网
S511、首先获取风光发电总功率：Pwt+pv、储能系统可充/放电功率：Pavail_chg/Pavail_dchg、负载系统功率需求：Pev+ups+load。
S512、进一步，判断风光发电总功率是否大于负载需求+储能系统可充电功率之和：
Pwt+pv≥Pev+ups+load+Pavail_chg。
如果是，则表示新能源系统发电量比较充足，满足余电上网首要条件。
S513、进一步，判断储能系统中退役锂电池装置和超级电容组的总体荷电状态SOC是否处于设定区间[A,B]范围内。
作为本实施案例的优选技术方案，充分考虑到电池退役后容量衰减情况，[A,B]的值设定为[10％,90％]，并且此处的SOC值是基于电池退役后的剩余可用容量，而不是电池原来的标称值计算得来。
S514、如果SOC满足[A,B]设定值，储能系统将会切换到平滑风光发电输出模式，先给负载系统分配功率Pev+ups+load，剩余功率按照低通滤波方式LPF(Low PassFilter)分别分配给退役锂电池装置和超级电容组进行补偿；
S515、经过平滑后的功率返送到外电网。
S524、如果SOC不满足[A,B]设定值，则判断SOC是否小于最低值A；
S525、如果是，则表明储能系统需要充电，因此分配给负载系统的功率为：Pev+ups+load，分配给储能系统的功率为最大可充电功率：Pavail_chg；如果此时功率还有剩余，则需要减少风光发电系统的出力，使微电网达到功率平衡。
S535、进一步地，如果SOC大于最高设定值B，则表明储能系统需要放电，因此负载功率优先由储能系统提供，差额再由风光发电系统补足，同时减少风光发电系统的出力，使微电网达到功率平衡。
(二)储能系统和负载系统完全吸收风光发电功率
此处为风光发电总功率小于负载需求+储能系统可充电功率之和，即：
Pwt+pv<Pev+ups+load+Pacail_chg。
S543、进一步地，判断风光发电功率是否大于负载需求：Pwt+pv≥Pev+ups+load。
S544、如果成立，则给负载系统分配功率为：Pev+ups+load
剩余的功率分配给储能系统：Plib+sc＝Pwt+pv-Pev+ups+load。
(三)风光发电量无法满足负载端需求
此处为风光发电功率小于负载需求，即：Pwt+pv<Pev+ups+load。
S554、进一步地，判断风光发电功率+储能系统可放电功率是否大于负载需求：
Pwt+pv+Pavail_dchg≥Pev+ups+load。
S555、如果是，则优先由风光发电系统提供负载所需的功率，差额由储能系统补足。
S565、否则，由风光系统和储能系统共同提供负载所需的功率，差额由电网提供。
可以看出，在并网模式下，微电网保持了最大程度的自治，只有在发电系统100和储能系统200均无法提供负载所需的功率下才会跟电网取电，同时余电只有经过储能系统200平滑后才返送到主电网，充分地减少了对主电网的依赖和干扰，保障了风光储充系统的稳定性。
作为(一)的情况中，风光发电量过多，余电可以上网情况说明的补充，低通滤波器的LPF设计方法如下。
具体来讲，LPF是充分利用了超级电容功率密度大、循环寿命长的特点，将高频波动分配给超级电容，低频功率分配给锂电池，以减少锂电池充放电的数次。微电网的功率流向如图3所示。具体操作方式如下：
假设经过滤波平滑后流入电网的参考功率为那么可以推导出：
其中，τ为低通滤波器的时间常数。
进一步计算储能系统需要补偿的功率为：
从式(2)可以看出，时间常数τ决定了滤波效果的好坏。
根据电网实际运行情况和相关的科学研究表明，电网对处于0.01Hz到1Hz区间的频率波动非常敏感，而风光发电系统100的频率波动大部分都处于这个区间，因此作为本实施案例的优选方案，处于[0.01Hz,0.1Hz]区间的波动由退役锂电池装置211来补偿，而大于0.1Hz的波动则由超级电容组221来补偿，可推导出退役锂电池装置211和超级电容组221的滤波常数分别为：
其中，fc为滤波器的截止频率。
将(3)和(4)代入(2)，可得到退役锂电池装置211和超级电容组221的参考功率分别是：
作为本实施例中的优选技术方案，储能系统200中的双向DC/DC双向直流斩波器210和双向DC/DC双向直流斩波器220均采用了模糊逻辑(FuzzyLogic)+PID的控制方式，使系统具有良好的动态性能和精度。
基于LPF的功率分配和模糊逻辑+PID的控制方式下的模拟仿真曲线如图6和图7所示。从图6中可以看到，高频的波动由超级电容组221承受，所以超级电容组221的SOC曲线波动大，但退役锂电池的SOC曲线平滑，达到稳定锂电池装置211的充放电功率平滑的效果。从图7可以看出，在发电系统100的发电功率波动的情况下，在储能系统200的作用下能处理得到平滑的发电输出功率，说明了根据本发明的电力系统或者其控制方法可以充分地减少了可再生新能源(尤其是风光互补)发电对主电网的依赖和干扰，以及使得负载系统300的供电功率平滑。
参照图8，在一个或多个实施例中，在离网模式下，微电网执行的是离网控制方法。相对于风光发电情况采取不同方法，其过程如下。
(一)风光发电量过多
S811、首先获取风光发电总功率：Pwt+pv、储能系统可充/放电功率：Pavail_chg/Pavail_dchg、负载端功率需求：Pev+ups+load。
S812、进一步，判断风光发电总功率是否大于负载需求+储能系统可充电功率之和：
Pwt+pv≥Pev+ups+load+Pavail_chg。
S813、如果是，则表示新能源系统发电量过多，此时给负载系统分配功率为：Pev+ups+load，给储能系统分配功率为：Pavail_chg，余电无法上网，因此降低风光发电系统出力直到微电网功率达到平衡。
(二)储能系统和负载系统完全吸收风光发电功率
此处为风光发电总功率小于负载需求+储能系统可充电功率之和，即：
Pwt+pv＜Pev+ups+load+Pavail_chg。
S823、进一步地，判断风光发电功率是否大于负载需求：
Pwt+pv≥Pev+ups+load。
S824、如果成立，则给负载系统分配功率为：Pev+ups+load，剩余的功率分配给储能系统：Plib+sc＝Pwt+pv-Pev+ups+load。
(三)风光发电量无法满足负载端需求
此处为风光发电功率小于负载需求，即：
Pwt+pv＜Pev+ups+load。
S834、进一步地，判断风光发电功率+储能系统可放电功率是否大于负载需求：
Pwt+pv+Pavail_dchg≥Pev+ups+load。
S835、如果是，则优先由风光发电系统提供负载所需的功率，差额由储能系统补足。
(四)风光发电量+储能系统无法满足负载端需求
S845、如果Pwt+pv+Pavail_dchg＜Pev+ups+load，此时按照负荷的重要程度从低到高进行切除，即按照充电桩<一般性负载<UPS重要负载顺序退出负荷，直到微电网的功率达到平衡。
应当认识到，本发明上述实施例中的方法步骤可以由计算机硬件、硬件和软件的组合、或者通过存储在非暂时性计算机可读存储器中的计算机指令来实现或实施。所述方法可以使用标准编程技术。每个程序可以以高级过程或面向对象的编程语言来实现以与计算机系统通信。然而，若需要，该程序可以以汇编或机器语言实现。在任何情况下，该语言可以是编译或解释的语言。此外，为此目的该程序能够在编程的专用集成电路上运行。
此外，可按任何合适的顺序来执行本文描述的过程的操作，除非本文另外指示或以其他方式明显地与上下文矛盾。本文描述的过程(或变型和/或其组合)可在配置有可执行指令的一个或多个计算机系统的控制下执行，并且可作为共同地在一个或多个处理器上执行的代码(例如，可执行指令、一个或多个软件程序或一个或多个应用)、由硬件或其组合来实现。所述软件程序包括可由一个或多个处理器执行的多个指令。
进一步，所述方法可以在可操作地连接至合适的任何类型的计算平台中实现，包括但不限于个人电脑、迷你计算机、主框架、工作站、网络或分布式计算环境、单独的或集成的计算机平台、或者与带电粒子工具或其它成像装置通信等等。本发明的各方面可以以存储在非暂时性存储介质或设备上的机器可读代码来实现，无论是可移动的还是集成至计算平台，如硬盘、光学读取和/或写入存储介质、RAM、ROM等，使得其可由可编程计算机读取，当存储介质或设备由计算机读取时可用于配置和操作计算机以执行在此所描述的过程。此外，机器可读代码，或其部分可以通过有线或无线网络传输。当此类媒体包括结合微处理器或其他数据处理器实现上文所述步骤的指令或程序时，本文所述的发明包括这些和其他不同类型的非暂时性计算机可读存储介质。当根据本发明所述的方法和技术编程时，本发明还可以包括计算机或者运算设备本身。
软件程序能够应用于输入数据以执行本文所述的功能，从而转换输入数据以生成存储至非易失性存储器的输出数据。输出信息还可以应用于一个或多个输出设备如显示器。在本发明优选的实施例中，转换的数据表示物理和有形的对象，包括显示器上产生的物理和有形对象的特定视觉描绘。
以上所述，只是本发明的较佳实施例而已，本发明并不局限于上述实施方式，只要其以相同的手段达到本发明的技术效果，凡在本公开的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本公开保护的范围之内。都应属于本发明的保护范围。在本发明的保护范围内其技术方案和/或实施方式可以有各种不同的修改和变化。
Claims (5)
1.一种电力系统，其特征在于，包括：
利用可再生能源的发电系统(100)；
具有超级电容组(221)和基于梯次利用的锂电池装置(211)的储能系统(200)；
具有直流快充接口(311)的负载系统(300)；
分别与所述的发电系统(100)、储能系统(200)和负载系统(300)通讯连接的能量管理系统(400)；
其中，所述的储能系统(200)和所述的负载系统(300)分别通过直流输电母线(700)与所述的发电系统(100)连接；
其中，所述的锂电池装置(211)通过至少一个第一双向直流斩波器(210)连接至所述的直流输电母线(700)，所述的超级电容组(221)通过第二双向直流斩波器(220)连接至所述的直流输电母线(700)；
其中，所述的直流快充接口(311)通过DC/DC直流斩波器(310)连接至所述的直流输电母线(700)；
其中，所述的直流输电母线(700)通过电网交互设备(500)连接至主电网，并且所述的电网交互设备(500)包括与所述的直流输电母线(700)连接的用于直流交流变换的双向逆变器(510)；
所述的发电系统(100)被允许在提供到所述的负载系统(300)后的剩余功率先以低通滤波方式分配到所述的储能系统(200)，以对所述的锂电池装置(211)和所述的超级电容组(221)进行电量补偿；
所述的储能系统(200)被允许在至少一部分电量补偿后，使来自所述的发电系统(100)的平滑处理后的功率经过所述的直流输电母线(700)输送到所述的主电网；
所述的基于梯次利用的锂电池装置(211)包括至少一个退役的磷酸铁锂动力电池包，其中，
每个退役的动力电池包具有原生的电池管理系统且与单独的第一双向直流斩波器(210)连接，所述的原生的电池管理系统和所述的第一双向直流斩波器(210)与所述的能量管理系统(400)通讯连接；
所述的负载系统(300)还包括：
与所述的直流输电母线(700)连接的负载侧第一逆变器(320)；
与所述的负载侧第一逆变器(320)的输出端连接的第一交流充电接口(321)；
与所述的直流输电母线(700)连接的负载侧第二逆变器(330)；
与所述的负载侧第二逆变器(330)的输出端连接的第二交流充电接口(331)；
其中，所述的负载系统(300)的直流快充接口(311)用于对接直流大功率充电桩(810)，所述的第一交流充电接口(321)用于对接重要负载(820)，所述的第二交流充电接口(331)用于对接一般性负载(830)；
所述的负载系统(300)包括或者连接至EV直流大功率充电桩(810)、UPS重要负载(820)、EV交流慢充充电桩和一般性负载(830)；
直流大功率充电桩(810)、UPS重要负载(820)、交流慢充充电桩和一般性负载(830)分别通过DC/DC直流斩波器(310)、负载侧第一逆变器(320)及负载侧第二逆变器(330)并接到直流输电母线(700)；
所述的负载系统(300)提供充电接口，用于对接车辆的待替换电池包，使得负载系统(300)提前对该电池包充电，在闲时没有负载充电的时候，给待替换的电池包充电；
所述的发电系统(100)包括风力发电机组(110)和/或光伏发电装置(120)，其中，
所述的风力发电机组(110)通过交直流变换器(130)连接至所述的直流输电母线(700)，
所述的光伏发电装置(120)通过发电侧直流斩波器(140)连接至所述的直流输电母线(700)；
所述的能量管理系统(400)包括能量控制及功率分配子系统(410)，其中，
通过现场总线的通讯方式采集发电系统(100)、储能系统(200)、负载系统(300)和主电网侧的实时参数及功率需求，所述的能量控制及功率分配子系统(410)被配置成触发以下动作中的一个或多个的动作：
向所述的双向逆变器(510)发送并网或离网指令；
向发电系统(100)、储能系统(200)和负载系统(300)中的各个控制子单元发送启停指令；
根据预设的等级和优先顺序，针对发电系统(100)、储能系统(200)和负载系统(300)中出现的故障发送处理指令；
根据发电系统(100)、储能系统(200)和负载系统(300)的实时功率数据，向储能系统(200)、负载系统(300)和电网交互设备(500)发送功率分配指令，使得所述的发电系统(100)且所述的储能系统(200)均无法提供足够的负载功率后再从主电网取电；
根据发电系统(100)、储能系统(200)和负载系统(300)的实时功率数据，向发电系统(100)、储能系统(200)和电网交互设备(500)发送功率分配指令，使得余电只有经过平滑处理后输送到主电网；
所述的双向主逆变器包括外环控制单元和内环控制单元，其中：
所述的外环控制单元被配置成根据功率需求，对有功功率和无功功率进行解耦变换；
所述的内环控制单元被配置成接收所解耦后的功率需求，再根据外环控制单元发送的指令来生成所述的电力系统中的电子开关的触发信号，以实现输出功率的四象限运行；
还包括与所述的能量管理系统(400)通讯连接的监控系统(600)，所述的监控系统(600)包括智能监控平台(610)，用于通过云端或物联网的方式在线操控所述的能量管理系统(400)；
储能系统(200)包括超级电容组(221)和可充放电的电池装置，所述电池装置包括已商用的液态锂电池，如磷酸铁锂电池和三元锂电池，或者其他可以回收或者梯次利用的新技术可充放电电池，如石墨烯电池、固态锂电池和锂金属电池；
风力发电机组发电功率为Pwt，单向流动，太阳能光伏板的发电功率为Ppv，单向流动，发电单元总发电功率为：
Pwt+pv＝Pwt+Ppv
退役动力锂电池充放电功率为Plib，双向流动，超级电容充放电功率为Psc，双向流动，储能系统的充放电总功率为：
Plib+sc＝Plib+Psc
另外两个表征退役锂电池状态的参数为：可充放电功率Pavail_chg和可放电功率Pavail_dchg，
EV直流充电桩充电功率为Pev，单向流动，UPS重要负载用电功率为Pups，单向流动，EV交流充电桩和一般性负载的充电功率为Pload，单向流动，负载系统的总功率需求为：
Pev+ups+load＝Pev+Pups+Pload
电网系统的充放电功率为Pgrid，双向流动，
并网模式下，系统功率平衡公式为：
Pwt+pv+Plib+sc+Pgrid＝Pev+ups+load
其中，储能系统充电时，Plib+sc符号为负，放电时符号为正，微电网向大电网取电时，Pgrid符号为正，微电网返送电到大电网时，Pgrid符号为负，
离网模式下，系统功率平衡公式为：
Pwt+pv+Plib+sc＝Pev+ups+load
其中，储能系统充电时，Plib+sc符号为负，放电时符号为正。
2.一种微电网电力系统，其特征在于，包括
发电系统(100)；
与所述的发电系统(100)通过直流输电母线(700)连接的储能系统(200)，所述的储能系统(200)具有超级电容组(221)和可充放电的电池装置；
分别与所述的发电系统(100)和储能系统(200)通讯连接的能量管理系统(400)；
其中，所述的电池装置通过至少一个第一电气件连接至所述的直流输电母线(700)，所述的超级电容组(221)通过第二电气件连接至所述的直流输电母线(700)；
其中，所述的直流输电母线(700)连接至所述的微电网电力系统之外的负载系统(300)；
其中，所述的直流输电母线(700)通过电网交互设备(500)连接至主电网，并且所述的电网交互设备(500)包括与所述的直流输电母线(700)连接的用于直流交流变换的双向逆变器(510)；
其中，所述的能量管理系统(400)包括能量控制及功率分配子系统(410)，所述的能量控制及功率分配子系统(410)被配置成触发以下动作中的一个或多个的动作：
向所述的双向逆变器(510)发送并网或离网指令；
向发电系统(100)和储能系统(200)中的控制子单元发送启停指令，
所述的能量控制及功率分配子系统(410)被配置成：
根据所述的发电系统(100)、所述的储能系统(200)和外部的负载系统(300)的实时功率数据，向所述的储能系统(200)、所述的负载系统(300)和电网交互设备(500)发送功率分配指令，使得所述的发电系统(100)且所述的储能系统(200)均无法提供足够的负载功率后再从主电网取电；
根据所述的发电系统(100)、所述的储能系统(200)和外部的负载系统(300)的实时功率数据，向所述的发电系统(100)、所述的储能系统(200)和电网交互设备(500)发送功率分配指令，使得余电只有经过平滑处理后输送到主电网；
风力发电机组发电功率为Pwt，单向流动，太阳能光伏板的发电功率为Ppv，单向流动，发电单元总发电功率为：
Pwt+pv＝Pwt+Ppv
退役动力锂电池充放电功率为Plib，双向流动，超级电容充放电功率为Psc，双向流动，储能系统的充放电总功率为：
Plib+sc＝Plib+Psc
另外两个表征退役锂电池状态的参数为：可充放电功率Pavail_chg和可放电功率Pavail_dchg，
EV直流充电桩充电功率为Pev，单向流动，UPS重要负载用电功率为Pups，单向流动，EV交流充电桩和一般性负载的充电功率为Pload，单向流动，负载系统的总功率需求为：
Pev+ups+load＝Pev+Pups+Pload
电网系统的充放电功率为Pgrid，双向流动，
并网模式下，系统功率平衡公式为：
Pwt+pv+Plib+sc+Pgrid＝Pev+ups+load
其中，储能系统充电时，Plib+sc符号为负，放电时符号为正，微电网向大电网取电时，Pgrid符号为正，微电网返送电到大电网时，Pgrid符号为负，
离网模式下，系统功率平衡公式为：
Pwt+pv+Plib+sc＝Pev+ups+load
其中，储能系统充电时，Plib+sc符号为负，放电时符号为正。
3.一种充电桩，包括直流和/或交流的取电输入端，其特征在于：
所述的取电输入端连接至根据权利要求1所述的电力系统的负载系统(300)；或者
所述的取电输入端接入至根据权利要求2所述的微电网电力系统。
4.一种车辆，包括直流和/或交流的充电接口，其特征在于：
所述的充电接口被适配成与根据权利要求3所述的充电桩连接。
5.一种充电站，其特征在于，包括：
根据权利要求1所述的电力系统；或者
根据权利要求2所述的微电网电力系统。
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