CN114268133A - 适用于全控器件的电力电子储能系统供电网频率控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了电力工程领域的适用于全控器件的电力电子储能系统供电网频率控制方法包括沿主电网设置的储能系统、微电补偿网、逆变系统和频率控制系统；在当前的电力电子装置使用之中，对电力系统的发电、储能、微型电网以及输电等各方面优化，提升了电力系统的安全时候，有着非常强的效果。并且由于电力电子装置本身的低成本，高寿命，从而完成并网运行的工作。能够与电网互相可以有效控制成本，进而推动电力系统长远的发展，实现电网工作的充分配置从而解决电网中的波动问题。

Description

适用于全控器件的电力电子储能系统供电网频率控制方法

技术领域

本发明属于电力工程领域，具体是适用于全控器件的电力电子储能系统供电网频率控制方法。

背景技术

长期以来，我国部分偏远山区和少数农村仍存在电网电压偏低、供电质量较差、限电和停电的情况，主要原因是农网输送线路较长，线路损耗较大，导致线路末端电压偏低，同时线路末端用电负荷较小，缺少足够的电能补偿，负荷需求达不到线路或变压器容量增扩的标准。显然，可在农网末端构建一套光伏+储能的微电网系统，以满足用户的电能需求，并将多余的电量补给电网，从而解决农村电网及长线路末端电能质量偏低的问题。

但是，分布式电源的出力具有波动性和不确定性，易引起电网系统有功、电压和频率波动。因此，有必要探讨电网中储能、逆变器和电力电子变压器等设备的功能及作用，制定一套适用于电网安全稳定运行的协调控制策略，解决电网运行中存在的波动问题。

发明内容

为了解决上述问题，本发明的目的是提供一种适用于全控器件的电力电子储能系统解决电网运行中存在的波动问题。

为了实现上述目的，本发明的技术方案如下：适用于全控器件的电力电子储能系统，其特征在于：包括沿主电网设置的储能系统、微电补偿网、逆变系统和频率控制系统；

所述储能系统包括具备滤波以及无功补偿装的电池组，电池组之间采用并联，储能系统用于接收存储微电补偿网中输送的电能进行存储，当收到放电信息时进行电流释放作为供电网的电能补足；

所述微电补偿网包括并联于储能系统的清洁发电系统和接入主电网的补偿系统，所述补偿系统沿用电单元分支有次补偿电路；

所述逆变系统包括带有控制感应器的晶闸管和用于储能系统功率调节的换流器；

所述频率控制系统包括用于交换微电补偿网和主电网功率的电力电子变压器。

进一步，清洁发电系统包括光伏发电组和风力发电机，清洁发电系统用于向微电补偿网的储能电池输入直流电源；电池组的输出端与逆变系统相连，经逆变向用户提供电能，随后清洁发电系统的电能经电力电子变压器的低压交流端口并入电网，实现余电上网。

进一步，所述储能系统采用直流输电和柔性输电；柔性直流输电的过程中，晶闸管变化开率的调节从而对电池进行放关频率。

进一步，电力电子变压器与储能的协调控制的目的是使微电补偿网系统中有功与无功功率建立耦合关系，实现微电补偿网系统频率与电压的稳定运。

进一步，电力电子变压器带有计算模块、接收模块和感应模块，感应模块用于感应微电补偿网的电源输出力、获取储能系统的储能电量信息和感应电力电子变压器的状态，计算模块用于计算电负荷需求并根据动态平均一直性算法以控制储能电池充放功率。

进一步，还包括用于监控主电网和微电补偿网载荷的报警模块。

进一步，包括以下步骤：S1,根据用户电能表数据计算出负载的用电需求量和电压运行值；

S2，获取分布式电源的实际出力、储能电池的储存电量和电力电子变压器的运行状态信息；

S3，基于微电补偿网“发—储—用”功率动态平衡一致性算法，计算出微电补偿网的频率响应平均值；

S4，将频率响应平均值与微电补偿网稳定运行的频率基准值进行实时比较，根据比较结果对储能电池进行充放电控制，通过储能电池的充放电完成微电补偿网系统功率流的动态调节，保证微电补偿网系统的频率稳定运行；

S5，将电压运行值与电压稳定基准值进行实时比较，并根据电压比较结果对电力电子变压器内部电子元器件进行控制，从而完成微电补偿网系统电压的动态调整，维持微电补偿网系统电压的稳定运行。

进一步，所述S3中包括微电补偿网控制方法的实际负荷需求，可将微电补偿网的运行控制模式分为直流供给和补充供给，微电补偿网系统正常运行时，采用直流供给运行控制模式，分布式电源经逆变器直接向负载用户供电，多余电量由储能电池蓄存，电网处于备用状态；

当分布式电源受天气因素影响或发生故障时，微电补偿网快速切除分布式电源，并转为补充供给运行模式：补充供给模式运行时，负载用户首先由储能电池供电，电网处于热备用状态，当储能电池输出至下限时，储能系统停止功率输出，负载转由电网供电；

当微电补偿网用户无用电需求或分布式电源与储能电池的总电量大于微电补偿网负载的用电量时，微电补偿网通过电力电子变压器向主电网系统送电。

采用上述方案后实现了以下有益效果：1、微电补偿网可有效促进分布式新能源的开发与利用，且是配电网用户终端最主要的补充电源。新一代微电补偿网主要由分布式电源、储能、电力电子变压器和负载用户等组成，是一种自发—自储—自用及余电上网的微型能量系统。分布式电源主要由用户端楼顶或园区的光伏、风力发电机组成，主要向微电补偿网的储能电池输入直流电源；储能电池的输出端与逆变器相连，经逆变向用户提供电能。同时，用户剩余的电能经电力电子变压器的低压交流端口并入电网，实现余电上网。

2、本技术方案中利用光伏电站，可以实现无功补偿、动态电压以及有源滤波等功能，并且在实际的使用过程中，还能够通过太阳能多峰值的特性，对非理想性的技术问题进行解决。

3、在当前的电力电子装置使用之中，对电力系统的发电、储能、微型电网以及输电等各方面优化，提升了电力系统的安全时候，有着非常强的效果。并且由于电力电子装置本身的低成本，高寿命，从而完成并网运行的工作。能够与电网互相可以有效控制成本，进而推动电力系统长远的发展，实现电网工作的充分配置从而解决电网中的波动问题。

附图说明

图1为本发明实施例的示意图。

具体实施方式

下面通过具体实施方式进一步详细说明：

实施例基本如附图1所示：适用于全控器件的电力电子储能系统包括沿主电网设置的储能系统、微电补偿网、逆变系统和频率控制系统；

逆变系统包括带有控制感应器的晶闸管和用于储能系统功率调节的换流器；

储能系统包括具备滤波以及无功补偿装的电池组，电池组之间采用并联，储能系统用于接收存储微电补偿网中输送的电能进行存储，当收到放电信息时进行电流释放作为供电网的电能补足，储能系统采用直流输电和柔性输电；柔性直流输电的过程中，晶闸管变化开率的调节从而对电池进行放关频率；

微电补偿网包括并联于储能系统的清洁发电系统和接入主电网的补偿系统，所述补偿系统沿用电单元分支有次补偿电路，清洁发电系统包括光伏发电组和风力发电机，清洁发电系统用于向微电补偿网的储能电池输入直流电源；电池组的输出端与逆变系统相连，经逆变向用户提供电能，随后清洁发电系统的电能经电力电子变压器的低压交流端口并入电网，实现余电上网。

频率控制系统包括用于交换微电补偿网和主电网功率的电力电子变压器，电力电子变压器与储能的协调控制的目的是使微电补偿网系统中有功与无功功率建立耦合关系，实现微电补偿网系统频率与电压的稳定运行，电力电子变压器带有计算模块、接收模块和感应模块，感应模块用于感应微电补偿网的电源输出力、获取储能系统的储能电量信息和感应电力电子变压器的状态，计算模块用于计算电负荷需求并根据动态平均一直性算法以控制储能电池充放功率。

具体实施过程如下：包括以下步骤：S1,根据用户电能表数据计算出负载的用电需求量和电压运行值；

S2，获取分布式电源的实际出力、储能电池的储存电量和电力电子变压器的运行状态信息；

S3，基于微电补偿网“发—储—用”功率动态平衡一致性算法，计算出微电补偿网的频率响应平均值，微电补偿网控制方法的实际负荷需求，可将微电补偿网的运行控制模式分为直流供给和补充供给，微电补偿网系统正常运行时，采用直流供给运行控制模式，分布式电源经逆变器直接向负载用户供电，多余电量由储能电池蓄存，电网处于备用状态；

当分布式电源受天气因素影响或发生故障时，微电补偿网快速切除分布式电源，并转为补充供给运行模式：补充供给模式运行时，负载用户首先由储能电池供电，电网处于热备用状态，当储能电池输出至下限时，储能系统停止功率输出，负载转由电网供电；

当微电补偿网用户无用电需求或分布式电源与储能电池的总电量大于微电补偿网负载的用电量时，微电补偿网通过电力电子变压器向主电网系统送电；

S4，将频率响应平均值与微电补偿网稳定运行的频率基准值进行实时比较，根据比较结果对储能电池进行充放电控制，通过储能电池的充放电完成微电补偿网系统功率流的动态调节，保证微电补偿网系统的频率稳定运行；

S5，将电压运行值与电压稳定基准值进行实时比较，并根据电压比较结果对电力电子变压器内部电子元器件进行控制，从而完成微电补偿网系统电压的动态调整，维持微电补偿网系统电压的稳定运行。

需要说明的是，在本文中，诸如第一和第二等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。

以上所述的仅是本发明的实施例，方案中公知的具体结构及特性等常识在此未作过多描述，所属领域普通技术人员知晓申请日或者优先权日之前发明所属技术领域所有的普通技术知识，能够获知该领域中所有的现有技术，并且具有应用该日期之前常规实验手段的能力，所属领域普通技术人员可以在本申请给出的启示下，结合自身能力完善并实施本方案，一些典型的公知结构或者公知方法不应当成为所属领域普通技术人员实施本申请的障碍。应当指出，对于本领域的技术人员来说，在不脱离本发明结构的前提下，还可以作出若干变形和改进，这些也应该视为本发明的保护范围，这些都不会影响本发明实施的效果和专利的实用性。本申请要求的保护范围应当以其权利要求的内容为准，说明书中的具体实施方式等记载可以用于解释权利要求的内容。

Claims (8)

1.适用于全控器件的电力电子储能系统，其特征在于：包括沿主电网设置的储能系统、微电补偿网、逆变系统和频率控制系统；

所述储能系统包括具备滤波以及无功补偿装的电池组，电池组之间采用并联，储能系统用于接收存储微电补偿网中输送的电能进行存储，当收到放电信息时进行电流释放作为供电网的电能补足；

所述微电补偿网包括并联于储能系统的清洁发电系统和接入主电网的补偿系统，所述补偿系统沿用电单元分支有次补偿电路；

所述逆变系统包括带有控制感应器的晶闸管和用于储能系统功率调节的换流器；

所述频率控制系统包括用于交换微电补偿网和主电网功率的电力电子变压器。

2.根据权利要求1所述的适用于全控器件的电力电子储能系统，其特征在于：清洁发电系统包括光伏发电组和风力发电机，清洁发电系统用于向微电补偿网的储能电池输入直流电源；电池组的输出端与逆变系统相连，经逆变向用户提供电能，随后清洁发电系统的电能经电力电子变压器的低压交流端口并入电网，实现余电上网。

3.根据权利要求2所述的适用于全控器件的电力电子储能系统，其特征在于：所述储能系统采用直流输电和柔性输电；柔性直流输电的过程中，晶闸管变化开率的调节从而对电池进行放关频率。

4.根据权利要求3所述的适用于全控器件的电力电子储能系统，其特征在于：电力电子变压器与储能的协调控制的目的是使微电补偿网系统中有功与无功功率建立耦合关系，实现微电补偿网系统频率与电压的稳定运行。

5.根据权利要求4所述的适用于全控器件的电力电子储能系统，其特征在于：电力电子变压器带有计算模块、接收模块和感应模块，感应模块用于感应微电补偿网的电源输出力、获取储能系统的储能电量信息和感应电力电子变压器的状态，计算模块用于计算电负荷需求并根据动态平均一直性算法以控制储能电池充放功率。

6.根据权利要求5所述的适用于全控器件的电力电子储能系统，其特征在于：还包括用于监控主电网和微电补偿网载荷的报警模块。

7.根据权利要求6所述的适用于全控器件的供电网频率控制方法，其特征在于：包括以下步骤：S1,根据用户电能表数据计算出负载的用电需求量和电压运行值；

S2，获取分布式电源的实际出力、储能电池的储存电量和电力电子变压器的运行状态信息；

S3，基于微电补偿网“发—储—用”功率动态平衡一致性算法，计算出微电补偿网的频率响应平均值；

S4，将频率响应平均值与微电补偿网稳定运行的频率基准值进行实时比较，根据比较结果对储能电池进行充放电控制，通过储能电池的充放电完成微电补偿网系统功率流的动态调节，保证微电补偿网系统的频率稳定运行；

S5，将电压运行值与电压稳定基准值进行实时比较，并根据电压比较结果对电力电子变压器内部电子元器件进行控制，从而完成微电补偿网系统电压的动态调整，维持微电补偿网系统电压的稳定运行。

8.根据权利要求7所述的适用于全控器件的供电网频率控制方法，其特征在于：所述S3中包括微电补偿网控制方法的实际负荷需求，可将微电补偿网的运行控制模式分为直流供给和补充供给，微电补偿网系统正常运行时，采用直流供给运行控制模式，分布式电源经逆变器直接向负载用户供电，多余电量由储能电池蓄存，电网处于备用状态；

当分布式电源受天气因素影响或发生故障时，微电补偿网快速切除分布式电源，并转为补充供给运行模式：补充供给模式运行时，负载用户首先由储能电池供电，电网处于热备用状态，当储能电池输出至下限时，储能系统停止功率输出，负载转由电网供电；

当微电补偿网用户无用电需求或分布式电源与储能电池的总电量大于微电补偿网负载的用电量时，微电补偿网通过电力电子变压器向主电网系统送电。

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