CN114914896A - 一种直流微电网及其多能源协调控制方法及装置 - Google Patents

一种直流微电网及其多能源协调控制方法及装置 Download PDF

Info

Publication number
CN114914896A
CN114914896A CN202210659401.2A CN202210659401A CN114914896A CN 114914896 A CN114914896 A CN 114914896A CN 202210659401 A CN202210659401 A CN 202210659401A CN 114914896 A CN114914896 A CN 114914896A
Authority
CN
China
Prior art keywords
energy storage
power
storage station
lithium battery
reference value
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.)
Pending
Application number
CN202210659401.2A
Other languages
English (en)
Inventor
黄正
聂铭
梁永纯
罗啸宇
谢文平
刘小璐
吕旺燕
岳楹超
汪林立
黄丰
刘志刚
刘石
郭欣然
王红星
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.)
Guangdong Power Grid Co Ltd
Electric Power Research Institute of Guangdong Power Grid Co Ltd
Original Assignee
Guangdong Power Grid Co Ltd
Electric Power Research Institute of Guangdong Power Grid 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 Guangdong Power Grid Co Ltd, Electric Power Research Institute of Guangdong Power Grid Co Ltd filed Critical Guangdong Power Grid Co Ltd
Priority to CN202210659401.2A priority Critical patent/CN114914896A/zh
Publication of CN114914896A publication Critical patent/CN114914896A/zh
Pending legal-status Critical Current

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
    • H02J1/00—Circuit arrangements for dc mains or dc distribution networks
    • H02J1/14—Balancing the load in a network
    • 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
    • H02J1/00—Circuit arrangements for dc mains or dc distribution networks
    • H02J1/10—Parallel operation of dc sources
    • 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
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00001—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by the display of information or by user interaction, e.g. supervisory control and data acquisition systems [SCADA] or graphical user interfaces [GUI]
    • 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

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Human Computer Interaction (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

本发明提供的一种直流微电网及其多能源协调控制方法及装置，通过对直流微电网中的各个功能设备进行信息采集，以获取直流微电网的运行数据，并基于判断可再生能源出力是否满足系统负载需求，得到并根据梯次利用储能站的运行模式，计算梯次利用储能站运行功率参考值和柴油发电机运行功率参考值，并对梯次利用储能站和柴油发电机的运行功率进行调整，以使协调各发电单元与系统负载之间的功率平衡；同时，通过获取直流母线的电压波动值，计算并得到锂电池储能站运行功率参考值，并根据锂电池储能站运行功率参考值，对锂电池储能站运行功率进行调整，以使控制直流母线电压处于电压波动的允许范围内，避免因负载的投切所导致的直流母线电压波动问题。

Description

一种直流微电网及其多能源协调控制方法及装置
技术领域
本发明涉及分布式能源协调管理的技术领域，特别是涉及一种直流微电网及其多能源协调控制方法及装置。
背景技术
随着我国海岛发展建设日益增长，对于远离主电网的微型海岛建设存在灵活性与经济性的问题，为减轻海岛投资建设的经济需求，将海中的波浪能与太阳能发电结合起来研究具有重大的意义，但可再生能源具有随机波动的问题，其对离网孤岛式直流微网系统功率平衡以及直流母线电压稳定都带来了一定的影响。
为了实现稳定直流母线电压稳定的功能，需要储能系统来维持，对于储能系统来说需要同时具备功率型储能及能量型储能，但选用全新大容量储能电池无疑会导致投资建设成本的增加，且由于动力电池性能老化会造成的充放电瞬时启动功率不足的问题，如何平衡离网孤岛式直流微电网各能源及负荷之间的功率关系并且维持恒定的直流供电电压成为急需解决的技术问题。
发明内容
本发明要解决的技术问题是：提供一种直流微电网及其多能源协调控制方法及装置，来协调各发电单元与系统负载之间的功率平衡，并控制直流母线电压处于电压波动的允许范围内，避免因负载的投切所导致的直流母线电压波动问题。
为了解决上述技术问题，本发明提供了一种直流微电网的能源协调控制方法，包括：
对直流微电网中的各个功能设备进行信息采集，以获取直流微电网的运行数据，其中，所述各个功能设备包括梯次利用储能站、锂电池储能站、直流母线和柴油发电机，所述运行数据包括波浪能发电机输出功率、光伏阵列输出功率、系统负载需求、直流母线电压和柴油发电机运行状态；
根据所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率，计算可再生能源出力，判断所述可再生能源出力是否满足系统负载需求，并根据第一判断结果，得到梯次利用储能站的运行模式；
根据所述运行模式，计算并基于梯次利用储能站运行功率参考值和柴油发电机运行功率参考值，对梯次利用储能站和柴油发电机的运行功率进行调整；
根据直流母线电压，得到直流母线的电压波动值，根据所述电压波动值，计算并得到锂电池储能站运行功率参考值，并根据锂电池储能站运行功率参考值，对锂电池储能站运行功率进行调整。
在一种可能的实现方式中，根据所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率，计算可再生能源出力，判断所述可再生能源出力是否满足系统负载需求，并根据第一判断结果，得到梯次利用储能站的运行模式，具体包括：
计算所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率之间的输出功率之和，并将所述输出功率之和作为所述可再生能源出力；
判断所述可再生能源出力是否大于系统负载需求，若是，则输出梯次利用储能站的运行模式为充电模式，若否，则输出所述梯次利用储能站的运行模式为供电模式。
在一种可能的实现方式中，根据所述运行模式，计算梯次利用储能站运行功率参考值和柴油发电机运行功率参考值，具体包括：
当所述梯次利用储能站的运行模式为供电模式时，获取梯次利用储能电站最大供电功率，判断所述梯次利用储能电站最大供电功率、所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率之和是否大于所述系统负载需求；
若是，则计算系统负载需求与可再生能源出力的第一差值，并将所述第一差值作为梯次利用储能站运行功率参考值，并将柴油发电机输出功率参考值设置为0；
若否，则将所述梯次利用储能电站最大供电功率作为所述梯次利用储能站运行功率参考值，并计算所述系统负载需求与所述可再生能源出力和所述梯次利用储能站运行功率参考值的第二差值，并将所述第二差值作为所述柴油发电机运行功率参考值；
当所述梯次利用储能站的运行模式为充电模式时，获取梯次利用储能电站最大充电功率，判断所述梯次利用储能电站最大充电功率、所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率之和是否大于所述系统负载需求；
若是，则将梯次利用储能站最大充电功率作为梯次利用储能站运行功率参考值，并将柴油发电机输出功率参考值设置为0；
若否，则计算系统负载需求与可再生能源出力的第三差值，并将所述第三差值作为梯次利用储能站运行功率参考值，并将柴油发电机输出功率参考值设置为0。
在一种可能的实现方式中，根据直流母线电压，得到直流母线的电压波动值，根据所述电压波动值，计算并得到锂电池储能站运行功率参考值，具体包括：
获取并根据当前直流母线电压、直流母线标称电压和直流母线电压死区阈值，判断所述当前直流母线电压和所述直流母线标称电压的绝对值是否大于所述直流母线电压死区阈值；
若是，则计算所述直流母线电压与所述直流母线标称电压的第四差值，并获取锂电池储能站最大供电功率、锂电池储能站最小充电功率、锂电池储能站响应电压上限和锂电池储能站响应电压下限，根据所述第四差值、所述锂电池储能站最大供电功率、所述锂电池储能站最小充电功率、所述锂电池储能站响应电压上限和所述锂电池储能站响应电压下限，计算并得到锂电池储能站运行功率参考值；
若否，则将锂电池储能站运行功率参考值设置为零。
在一种可能的实现方式中，得到锂电池储能站运行功率参考值后，还包括，
获取锂电池储能站最大充电功率，判断所述锂电池储能站运行功率参考值是否大于所述锂电池储能站最大充电功率，若是，则将所述锂电池储能站最大充电功率作为所述锂电池储能站运行功率参考值。
在一种可能的实现方式中，得到锂电池储能站运行功率参考值后，还包括，
判断所述锂电池储能站运行功率参考值是否大于所述锂电池储能站最大供电电功率，若是，则获取所述柴油发电机的运行状态；
当所述柴油发电机的运行状态为正在运行时，将所述锂电池储能站最大供电电功率作为所述锂电池储能站运行功率参考值；
并根据所述系统负载需求、所述波浪能发电机输出功率、所述光伏阵列输出功率、所述梯次利用储能电站最大供电功率和所述锂电池储能站运行功率参考值，计算柴油发电机输出功率参考值；
当所述柴油发电机的运行状态为停止运行时，根据所述系统负载需求、所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率，计算梯次利用储能站运行功率参考值。
本发明还提供一种直流微电网的多能源协调控制装置，包括：信息采集模块、运行模式获取模块、第一运行功率调整模块和第二运行功率调整模块；
其中，所述信息采集模块，用于对直流微电网中的各个功能设备进行信息采集，以获取直流微电网的运行数据，其中，所述各个功能设备包括梯次利用储能站、锂电池储能站、直流母线和柴油发电机，所述运行数据包括波浪能发电机输出功率、光伏阵列输出功率、系统负载需求、直流母线电压和柴油发电机运行状态；
所述运行模式获取模块，用于根据所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率，计算可再生能源出力，判断所述可再生能源出力是否满足系统负载需求，并根据第一判断结果，得到梯次利用储能站的运行模式；
所述第一运行功率调整模块，用于根据所述运行模式，计算并基于梯次利用储能站运行功率参考值和柴油发电机运行功率参考值，对梯次利用储能站和柴油发电机的运行功率进行调整；
所述第二运行功率调整模块，用于根据直流母线电压，得到直流母线的电压波动值，根据所述电压波动值，计算并得到锂电池储能站运行功率参考值，并根据锂电池储能站运行功率参考值，对锂电池储能站运行功率进行调整。
在一种可能的实现方式中，所述运行模式获取模块，用于根据所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率，计算可再生能源出力，判断所述可再生能源出力是否满足系统负载需求，并根据第一判断结果，得到梯次利用储能站的运行模式，具体包括：
计算所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率之间的输出功率之和，并将所述输出功率之和作为所述可再生能源出力；
判断所述可再生能源出力是否大于系统负载需求，若是，则输出梯次利用储能站的运行模式为充电模式，若否，则输出所述梯次利用储能站的运行模式为供电模式。
在一种可能的实现方式中，所述第一运行功率调整模块，根据所述运行模式，计算梯次利用储能站运行功率参考值和柴油发电机运行功率参考值，具体包括：
当所述梯次利用储能站的运行模式为供电模式时，获取梯次利用储能电站最大供电功率，判断所述梯次利用储能电站最大供电功率、所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率之和是否大于所述系统负载需求；
若是，则计算系统负载需求与可再生能源出力的第一差值，并将所述第一差值作为梯次利用储能站运行功率参考值，并将柴油发电机输出功率参考值设置为0；
若否，则将所述梯次利用储能电站最大供电功率作为所述梯次利用储能站运行功率参考值，并计算所述系统负载需求与所述可再生能源出力和所述梯次利用储能站运行功率参考值的第二差值，并将所述第二差值作为所述柴油发电机运行功率参考值；
当所述梯次利用储能站的运行模式为充电模式时，获取梯次利用储能电站最大充电功率，判断所述梯次利用储能电站最大充电功率、所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率之和是否大于所述系统负载需求；
若是，则将梯次利用储能站最大充电功率作为梯次利用储能站运行功率参考值，并将柴油发电机输出功率参考值设置为0；
若否，则计算系统负载需求与可再生能源出力的第三差值，并将所述第三差值作为梯次利用储能站运行功率参考值，并将柴油发电机输出功率参考值设置为0。
在一种可能的实现方式中，所述第二运行功率调整模块，用于根据直流母线电压，得到直流母线的电压波动值，根据所述电压波动值，计算并得到锂电池储能站运行功率参考值，具体包括：
获取并根据当前直流母线电压、直流母线标称电压和直流母线电压死区阈值，判断所述当前直流母线电压和所述直流母线标称电压的绝对值是否大于所述直流母线电压死区阈值；
若是，则计算所述直流母线电压与所述直流母线标称电压的第四差值，并获取锂电池储能站最大供电功率、锂电池储能站最小充电功率、锂电池储能站响应电压上限和锂电池储能站响应电压下限，根据所述第四差值、所述锂电池储能站最大供电功率、所述锂电池储能站最小充电功率、所述锂电池储能站响应电压上限和所述锂电池储能站响应电压下限，计算并得到锂电池储能站运行功率参考值；
若否，则将锂电池储能站运行功率参考值设置为零。
在一种可能的实现方式中，所述第二运行功率调整模块，还用于：
获取锂电池储能站最大充电功率，判断所述锂电池储能站运行功率参考值是否大于所述锂电池储能站最大充电功率，若是，则将所述锂电池储能站最大充电功率作为所述锂电池储能站运行功率参考值。
在一种可能的实现方式中，所述第二运行功率调整模块，还用于，
判断所述锂电池储能站运行功率参考值是否大于所述锂电池储能站最大供电电功率，若是，则获取所述柴油发电机的运行状态；
当所述柴油发电机的运行状态为正在运行时，将所述锂电池储能站最大供电电功率作为所述锂电池储能站运行功率参考值；
并根据所述系统负载需求、所述波浪能发电机输出功率、所述光伏阵列输出功率、所述梯次利用储能电站最大供电功率和所述锂电池储能站运行功率参考值，计算柴油发电机输出功率参考值；
当所述柴油发电机的运行状态为停止运行时，根据所述系统负载需求、所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率，计算梯次利用储能站运行功率参考值。
本发明还提供了一种直流微电网，包括：储能式波浪能液压发电单元、光伏阵列发电单元、复合储能系统单元、柴油发电单元、母线信息采集单元、系统负载、直流母线和如上述所述的多能源协调控制装置；
其中，所述多能源协调控制装置分别与所述储能式波浪能液压发电单元、所述光伏阵列发电单元、所述复合储能系统单元、所述柴油发电单元和所述母线信息采集单元相连接；
所述直流母线分别与所述储能式波浪能液压发电单元、所述光伏阵列发电单元、所述复合储能系统单元、所述柴油发电单元、所述母线信息采集单元和所述系统负载相连接。
在一种可能的实现方式中，所述储能式波浪能液压发电单元，包括液压捕能装置、第一蓄能器、永磁同步发电机、第一单相AC/DC变换器、第一单相DC/DC变换器和单元运行状态采集器；
所述光伏阵列发电单元，包括光伏阵列、第二单相DC/DC变换器和MPPT控制器；
所述复合储能系统单元，包括梯次利用储能站、第一双相DC/DC变换器、能量管理系统、锂电池储能站和第二双相DC/DC变换器；
所述柴油发电单元，包括柴油发电机、第二单相AC/DC变换器、第三单相DC/DC变换器和柴油机控制器。
在一种可能的实现方式中，所述液压捕能装置包括浮子、液压缸、第二蓄能器、压力表、开关阀、减压阀、液压马达、永磁同步发电机PMSG、液压管路、单向阀组以及液压油箱。
本发明实施例一种直流微电网及其多能源协调控制方法及装置，与现有技术相比，具有如下有益效果：
通过对直流微电网中的各个功能设备进行信息采集，以获取直流微电网的运行数据，并基于判断所述可再生能源出力是否满足系统负载需求，来得到梯次利用储能站的运行模式，根据所述运行模式，计算并基于梯次利用储能站运行功率参考值和柴油发电机运行功率参考值，对梯次利用储能站和柴油发电机的运行功率进行调整，以使协调各发电单元与系统负载之间的功率平衡；同时，根据直流母线电压，得到直流母线的电压波动值，根据所述电压波动值，计算并得到锂电池储能站运行功率参考值，并根据锂电池储能站运行功率参考值，对锂电池储能站运行功率进行调整，以使控制直流母线电压处于电压波动的允许范围内，避免因负载的投切所导致的直流母线电压波动问题。
附图说明
图1是本发明提供的一种直流微电网的多能源协调控制方法的一种实施例的流程示意图；
图2是本发明提供的一种直流微电网的多能源协调控制装置的一种实施例的结构示意图；
图3是本发明提供的一种直流微电网的一种实施例的结构示意图；
图4是本发明提供的一种实施例的液压捕能装置的结构示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅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作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。
实施例1
参见图1，图1是本发明提供的一种直流微电网的多能源协调控制方法的一种实施例的流程示意图，如图1所示，该方法包括步骤101－步骤104，具体如下：
步骤101：对直流微电网中的各个功能设备进行信息采集，以获取直流微电网的运行数据，其中，所述各个功能设备包括梯次利用储能站、锂电池储能站、直流母线和柴油发电机，所述运行数据包括波浪能发电机输出功率、光伏阵列输出功率、系统负载需求、直流母线电压和柴油发电机运行状态。
步骤102：根据所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率，计算可再生能源出力，判断所述可再生能源出力是否满足系统负载需求，并根据第一判断结果，得到梯次利用储能站的运行模式。
一实施例中，计算所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率之间的输出功率之和，并将所述输出功率之和作为所述可再生能源出力。
一实施例中，判断所述可再生能源出力是否大于系统负载需求，若是，则输出梯次利用储能站的运行模式为充电模式，若否，则输出所述梯次利用储能站的运行模式为供电模式。
具体的：当Ppv+PWPG≥Pload时，离网孤岛式直流微电网中可再生能源输出总功率高于系统负载功率，梯次利用储能站以充电模式运行；当Ppv+PWPG<Pload时，离网孤岛式直流微电网中可再生能源输出总功率低于系统负载功率，梯次利用储能站以供电模式运行，其中，Ppv表示光伏阵列的输出功率；PWPG表示波浪能发电系统输出功率；Pload表示系统负载需求功率。
步骤103：根据所述运行模式，计算并基于梯次利用储能站运行功率参考值和柴油发电机运行功率参考值，对梯次利用储能站和柴油发电机的运行功率进行调整。
一实施例中，当所述梯次利用储能站的运行模式为供电模式时，获取梯次利用储能电站最大供电功率，判断所述梯次利用储能电站最大供电功率、所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率之和是否大于所述系统负载需求。
若Ppv+PWPG+PSUBomax≥Pload；则确认梯次利用储能电站在最大供电功率下，离网孤岛式直流微电网各源输出总功率能够满足系统负载的功率需求，需要根据可再生能源与系统负载之间的功率关系，调整梯次利用储能站输出功率参考值，以及调整柴油发电机输出功率参考值。
具体的，计算系统负载需求与可再生能源出力的第一差值，并将所述第一差值作为梯次利用储能站运行功率参考值，并将柴油发电机输出功率参考值设置为0；计算公式如下所示：
PSUBref＝Pload-Ppv-PWPG；
Pdieref＝0；
一实施例中，还要根据梯次利用储能站当前剩余电量公式判断梯次利用储能站是否能够在当前负荷水平下保障一段时间的供电，该梯次利用储能站当前剩余电量公式所示：
Figure BDA0003688252320000111
其中，SOCSUB表示梯次利用储能站当前剩余电量；hmin表示离网孤岛式直流微电网系统运行中保障供电的最短时长；En表示梯次利用储能站的额定电量；PSUB表示梯次利用储能站的输出功率；其余参数同前文所述含义一致。
具体的，当
Figure BDA0003688252320000121
时，梯次利用储能站当前剩余电量在当前负荷水平下能够持续供电hmin小时；否则，梯次利用储能站当前剩余电量在当前负荷水平下不足以维持hmin小时的供电，需要将梯次利用储能站调整为充电模式，即调整梯次利用储能站运行功率参考值为梯次利用储能站最大充电功率，以及根据可再生能源出力与系统负载需求之间的功率关系，调整柴油发电机输出功率参考值；调整过程，如下所示：
PSUBref＝PSUBimax；
Pdieref＝Pload-PSUBref-Ppv-PWPG。
若Ppv+PWPG+PSUBomax<Pload，则确认梯次利用储能电站在最大供电功率下，离网孤岛式直流微电网各源输出总功率仍不满足系统负载的功率需求，需要调整梯次利用储能站的运行功率参考值至最大供电功率，以及根据可再生能源与系统负载之间的功率关系，调整柴油发电机输出功率参考值，具体的，将所述梯次利用储能电站最大供电功率作为所述梯次利用储能站运行功率参考值，并计算所述系统负载需求与所述可再生能源出力和所述梯次利用储能站运行功率参考值的第二差值，并将所述第二差值作为所述柴油发电机运行功率参考值，调整过程，如下所示：
PSUBref＝PSUBomax；
Pdieref＝Pload-PSUBref-Ppv-PWPG。
一实施例中，当所述梯次利用储能站的运行模式为充电模式时，获取梯次利用储能电站最大充电功率PSUBimax，判断所述梯次利用储能电站最大充电功率、所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率之和是否大于所述系统负载需求。
若Ppv+PWPG+PSUBimax≥Pload，则确认梯次利用储能电站在最大充电功率下，离网孤岛式直流微电网各源输出总功率能够满足系统负载的功率需求，进一步地调整梯次利用储能站的运行功率参考值至最大充电功率，以及调整柴油发电机输出功率参考值。
具体的，将梯次利用储能站最大充电功率作为梯次利用储能站运行功率参考值，并将柴油发电机输出功率参考值设置为0；
PSUBref＝PSUBimax；
Pdieref＝0；
其中，PSUBref表示梯次利用储能站输出功率参考值；Pdieref表示柴油发动机输出功率参考值；其余参数同前文所述含义一致；
若Ppv+PWPG+PSUBimax<Pload，则确认梯次利用储能电站在最大充电功率下，离网孤岛式直流微电网各源输出总功率不满足系统负载的功率需求，需要根据可再生能源处理与系统负载需求之间的功率关系，调整梯次利用储能站充电功率参考值，以及调整柴油发电机输出功率参考值。
具体的：计算系统负载需求与可再生能源出力的第三差值，并将所述第三差值作为梯次利用储能站运行功率参考值，并将柴油发电机输出功率参考值设置为0；计算公式如下所示：
PSUBref＝Pload-Ppv-PWPG；
Pdieref＝0。
步骤104：根据直流母线电压，得到直流母线的电压波动值，根据所述电压波动值，计算并得到锂电池储能站运行功率参考值，并根据锂电池储能站运行功率参考值，对锂电池储能站运行功率进行调整。
一实施例中，获取并根据当前直流母线电压、直流母线标称电压和直流母线电压死区阈值，基于直流母线电压判断公式判断所述当前直流母线电压和所述直流母线标称电压的绝对值是否大于所述直流母线电压死区阈值，该直流母线电压判断公式如下所示：
Figure BDA0003688252320000141
其中，Vdc表示当前直流母线电压；
Figure BDA0003688252320000142
表示直流母线标称电压；Z表示母线电压波动死区阈值。
若
Figure BDA0003688252320000143
则认为直流母线电压偏移量超过允许限值，计算直流母线电压与标称电压差值，根据锂电池储能站运行功率与母线电压之间的下垂关系调整锂电池储能站功率参考值。
具体的，则计算所述直流母线电压与所述直流母线标称电压的第四差值，并获取锂电池储能站最大供电功率、锂电池储能站最小充电功率、锂电池储能站响应电压上限和锂电池储能站响应电压下限，根据所述第四差值、所述锂电池储能站最大供电功率、所述锂电池储能站最小充电功率、所述锂电池储能站响应电压上限和所述锂电池储能站响应电压下限，计算并得到锂电池储能站运行功率参考值；计算公式如下所示：
Figure BDA0003688252320000144
其中，PLiBref表示锂电池储能站的运行功率参考值；PLiBomax表示锂电池储能站最大供电功率；PLiBimin表示锂电池储能站最小充电功率；Vmax表示锂电池储能站响应电压上限；Vmin表示锂电池储能站响应电压下限；其余参数同前文所述含义一致。
若
Figure BDA0003688252320000145
则直流母线电压偏移量处于允许限值内，并将锂电池储能站运行功率参考值设置为零，且不再进行后续操作。
一实施例中，还获取锂电池储能站最大充电功率，判断所述锂电池储能站运行功率参考值是否大于所述锂电池储能站最大充电功率，若是，则将所述锂电池储能站最大充电功率作为所述锂电池储能站运行功率参考值。
具体的，当PLiBimax>PLiBref时，计算所得运行功率参考值超出锂电池储能站最大充电功率限值，需要投入卸荷电路辅助功率协调，并且调整其运行功率参考值至锂电池储能站最大充电功率：
PLiBref＝PLiBimax；
其中，PLiBimax表示锂电池储能站最大充电功率限值；其余参数同前文所述含义一致。
一实施例中，判断所述锂电池储能站运行功率参考值是否大于所述锂电池储能站最大供电电功率，若是，则获取所述柴油发电机的运行状态。
具体的，当PLiBref>PLiBomax时，计算所得的锂电池储能站运行功率参考值超出锂电池储能站最大供电电功率限值，说明此时离网孤岛式直流微电网功率不平衡，进一步地获取并判断柴油发电机的运行状态。
一实施例中，当所述柴油发电机的运行状态为正在运行时，将所述锂电池储能站最大供电电功率作为所述锂电池储能站运行功率参考值，并根据所述系统负载需求、所述波浪能发电机输出功率、所述光伏阵列输出功率、所述梯次利用储能电站最大供电功率和所述锂电池储能站运行功率参考值，计算柴油发电机输出功率参考值。
具体的，当柴油发电机处于正在运行状态时，说明梯次利用储能站运行功率参考值已实施调整，此时调整锂电池储能站运行功率参考值至最大供电功率，并且根据系统负载、可再生能源及梯次利用储能站之间的功率关系，调整柴油发电机输出功率参考值。调整过程如下所示：
PLiBref＝PLiBomax；
Pdieref＝Pload-Ppv-PWPG-PLiBomax-PLiBref。
一实施例中，当所述柴油发电机的运行状态为停止运行时，根据所述系统负载需求、所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率，计算梯次利用储能站运行功率参考值。
具体的，当柴油发电机处于停止运行时，说明离网孤岛式直流微电网的功率平衡能够通过可再生能源与梯次储能站达到，此时重新调整梯次利用储能站的运行功率参考值，调整过程如下所示：
PSUBref＝Pload-Ppv-PWPG。
一实施例中，判断所述锂电池储能站运行功率参考值是否处于安全充放电功率内，若是，则结束本次判断流程。
具体的，当PLiBomax>PLiBref>PLiBimax时，锂电池储能站运行功率参考值处于安全充放电功率内。
实施例2
参见图2，图2是本发明提供的一种直流微电网的多能源协调控制装置的一种实施例的结构示意图，如图2所示，该装置包括信息采集模块201、运行模式获取模块202、第一运行功率调整模块203和第二运行功率调整模块204，具体如下：
所述信息采集模块201，用于对直流微电网中的各个功能设备进行信息采集，以获取直流微电网的运行数据，其中，所述各个功能设备包括梯次利用储能站、锂电池储能站、直流母线和柴油发电机，所述运行数据包括波浪能发电机输出功率、光伏阵列输出功率、系统负载需求、直流母线电压和柴油发电机运行状态。
所述运行模式获取模块202，用于根据所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率，计算可再生能源出力，判断所述可再生能源出力是否满足系统负载需求，并根据第一判断结果，得到梯次利用储能站的运行模式。
所述第一运行功率调整模块203，用于根据所述运行模式，计算并基于梯次利用储能站运行功率参考值和柴油发电机运行功率参考值，对梯次利用储能站和柴油发电机的运行功率进行调整。
所述第二运行功率调整模块204，用于根据直流母线电压，得到直流母线的电压波动值，根据所述电压波动值，计算并得到锂电池储能站运行功率参考值，并根据锂电池储能站运行功率参考值，对锂电池储能站运行功率进行调整。
一实施例中，所述运行模式获取模块202，用于根据所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率，计算可再生能源出力，判断所述可再生能源出力是否满足系统负载需求，并根据第一判断结果，得到梯次利用储能站的运行模式，具体包括：计算所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率之间的输出功率之和，并将所述输出功率之和作为所述可再生能源出力；判断所述可再生能源出力是否大于系统负载需求，若是，则输出梯次利用储能站的运行模式为充电模式，若否，则输出所述梯次利用储能站的运行模式为供电模式。
一实施例中，所述第一运行功率调整模块203，根据所述运行模式，计算梯次利用储能站运行功率参考值和柴油发电机运行功率参考值，具体包括：当所述梯次利用储能站的运行模式为供电模式时，获取梯次利用储能电站最大供电功率，判断所述梯次利用储能电站最大供电功率、所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率之和是否大于所述系统负载需求；若是，则计算系统负载需求与可再生能源出力的第一差值，并将所述第一差值作为梯次利用储能站运行功率参考值，并将柴油发电机输出功率参考值设置为0；若否，则将所述梯次利用储能电站最大供电功率作为所述梯次利用储能站运行功率参考值，并计算所述系统负载需求与所述可再生能源出力和所述梯次利用储能站运行功率参考值的第二差值，并将所述第二差值作为所述柴油发电机运行功率参考值。
当所述梯次利用储能站的运行模式为充电模式时，获取梯次利用储能电站最大充电功率，判断所述梯次利用储能电站最大充电功率、所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率之和是否大于所述系统负载需求；若是，则将梯次利用储能站最大充电功率作为梯次利用储能站运行功率参考值，并将柴油发电机输出功率参考值设置为0；若否，则计算系统负载需求与可再生能源出力的第三差值，并将所述第三差值作为梯次利用储能站运行功率参考值，并将柴油发电机输出功率参考值设置为0。
一实施例中，所述第二运行功率调整模块204，用于根据直流母线电压，得到直流母线的电压波动值，根据所述电压波动值，计算并得到锂电池储能站运行功率参考值，具体包括：获取并根据当前直流母线电压、直流母线标称电压和直流母线电压死区阈值，判断所述当前直流母线电压和所述直流母线标称电压的绝对值是否大于所述直流母线电压死区阈值；若是，则计算所述直流母线电压与所述直流母线标称电压的第四差值，并获取锂电池储能站最大供电功率、锂电池储能站最小充电功率、锂电池储能站响应电压上限和锂电池储能站响应电压下限，根据所述第四差值、所述锂电池储能站最大供电功率、所述锂电池储能站最小充电功率、所述锂电池储能站响应电压上限和所述锂电池储能站响应电压下限，计算并得到锂电池储能站运行功率参考值；若否，则将锂电池储能站运行功率参考值设置为零。
一实施例中，所述第二运行功率调整模块204，还用于：获取锂电池储能站最大充电功率，判断所述锂电池储能站运行功率参考值是否大于所述锂电池储能站最大充电功率，若是，则将所述锂电池储能站最大充电功率作为所述锂电池储能站运行功率参考值。
一实施例中，所述第二运行功率调整模块204，还用于，判断所述锂电池储能站运行功率参考值是否大于所述锂电池储能站最大供电电功率，若是，则获取所述柴油发电机的运行状态；当所述柴油发电机的运行状态为正在运行时，将所述锂电池储能站最大供电电功率作为所述锂电池储能站运行功率参考值；并根据所述系统负载需求、所述波浪能发电机输出功率、所述光伏阵列输出功率、所述梯次利用储能电站最大供电功率和所述锂电池储能站运行功率参考值，计算柴油发电机输出功率参考值；当所述柴油发电机的运行状态为停止运行时，根据所述系统负载需求、所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率，计算梯次利用储能站运行功率参考值。
实施例3
参见图3，图3是本发明提供的一种直流微电网的一种实施例的结构示意图，如图3所示，该装置包括储能式波浪能液压发电单元、光伏阵列发电单元、复合储能系统单元、柴油发电单元、母线信息采集单元、系统负载、直流母线和上述所述的多能源协调控制装置，具体如下：
其中，所述多能源协调控制装置分别与所述储能式波浪能液压发电单元、所述光伏阵列发电单元、所述复合储能系统单元、所述柴油发电单元和所述母线信息采集单元相连接；
所述直流母线分别与所述储能式波浪能液压发电单元、所述光伏阵列发电单元、所述复合储能系统单元、所述柴油发电单元、所述母线信息采集单元和所述系统负载相连接，其中，所述直流母线为400V直流母线。
一实施例中，所述储能式波浪能液压发电单元，包括液压捕能装置、第一蓄能器、永磁同步发电机、第一单相AC/DC变换器、第一单相DC/DC变换器和单元运行状态采集器。
具体的，永磁同步发电机PMSG通过第一单相AC/DC变换器及第一单相DC/DC变换器与离网孤岛式400V直流母线相连，波浪能单元运行状态采集器与蓄能器及单相DC/DC变换器的输出线路以信号线相连。
一实施例中，所述光伏阵列发电单元，包括光伏阵列、第二单相DC/DC变换器和MPPT控制器。
具体的，光伏阵列通过第二单相DC/DC变换器(3)与400V直流母线相连，MPPT控制器采用最大功率点追踪(Maximum power point，MPPT)控制，并且与光伏阵列及第二单相DC/DC变换器(3)的输出线路以信号线相连。
一实施例中，所述复合储能系统单元，包括梯次利用储能站、第一双相DC/DC变换器、能量管理系统、锂电池储能站和第二双相DC/DC变换器。
具体的，梯次利用储能站与锂电池储能站分别通过第一双向DC/DC变换器及第二双向DC/DC变换器与400V直流母线相连，EMS与梯次利用储能站、锂电池储能站、第一双向DC/DC变换器的输出线路及第二双向DC/DC变换器的输出线路以信号线相连。
一实施例中，所述柴油发电单元，包括柴油发电机、第二单相AC/DC变换器、第三单相DC/DC变换器和柴油机控制器。
具体的，柴油发电机通过第二单相AC/DC变换器及第三单相DC/DC变换器与400V直流母线相连，柴油机控制器与柴油发电机及第三DC/DC变换器的输出线路以信号线相连。
一实施例中，多能协调管理装置通过对离网孤岛式直流微网的各个分布式发电单元内部以及储能单元内部的控制装置以信号线进行通信，获取各单元的参数反馈与运行状态，实现对各变换器的实时控制。
一实施例中，所述蓄能式波浪能液压发电单元通过液压捕能装置对波浪能进行捕获。如图4所示，图4是液压捕能装置的结构示意图，该液压捕能装置包括浮子1、液压缸2、第二蓄能器3、压力表4、开关阀5、减压阀6、液压马达7、永磁同步发电机PMSG 8、液压管路9、单向阀组以及液压油箱15，其中，所述单向阀组由第一单向阀10、第二单向阀11、第三单向阀12、第四单向阀13及第五单向阀14组。通过浮子1将波浪能转变为液压缸的机械能，经过单向阀组给第二蓄能器3加压。当第二蓄能器压力达到安全上限时通过减压阀6进行减压至安全压力范围。当压力表4的度数达到液压马达7启动压力时通过开启开关阀5，向液压马达7释放液压油驱动液压马达转动，并且带动永磁同步电机PMSG 8转动产生电能。经过整流斩波后，将电能输送至微网直流母线。
一实施例中，所述光伏阵列发电单元通过光伏阵列对太阳能进行收集发电，经第二单向DC/DC变换器将电能输送至微网直流母线。MPPT控制器通过对光伏阵列输出电压及电流进行采集，将控制参数传入第二单向DC/DC变换器，以跟踪太阳能板中的最大功率点，提高其发电效率，并且采集第二单向DC/DC变换器输出功率送入多能源协调管理装置MSCMS。
所述复合储能系统单元包括梯次利用储能站和锂电池储能站。通过EMS对储能站SOC信息以及输出功率进行采集送入多能源协调管理装置MSCMS，根据回传的运行功率参考值对第一双向DC/DC变换器及第二双向DC/DC变换器实施控制。面对其他发电单元中发电机启停及负荷突变的问题时，梯次利用储能站会根据多能源协调管理装置MSCMS回传的运行功率参考值进行调整，但受限于性能其瞬时的运行功率无法平衡功率变化，导致母线电压与母线标称电压之间产生差值，此时锂电池储能站能根据锂电池储能站运行功率与母线电压之间的下垂关系计算并调整其运行功率PLiBref，弥补电压差值：
Figure BDA0003688252320000221
其中，PLiBref表示锂电池储能站的运行功率参考值；PLiBomax表示锂电池储能站最大供电功率；PLiBimin表示锂电池储能站最小充电功率；Vdc表示当前直流母线电压；
Figure BDA0003688252320000222
表示直流母线标称电压；Vmax表示锂电池储能站响应电压上限；Vmin表示锂电池储能站响应电压下限；其余参数同前文所述含义一致；
在梯次利用储能站到达指定运行功率时，锂电池储能站将退出对功率变化的响应，转为对直流母线电压波动的响应。
所述柴油发电单元作为离网孤岛式直流微电网的应急供电措施，在系统功率不平衡的情况下，如复合储能系统达到输出功率上限或计算复合储能系统在当前剩余电量是否满足规定的最短供电时间：
Figure BDA0003688252320000223
其中，SOCSUB表示梯次利用储能站当前剩余电量；hmin表示离网孤岛式直流微电网系统运行中保障供电的最短时长；Ppv表示光伏阵列的输出功率；PWPG表示波浪能发电系统输出功率；PSUB表示梯次利用储能站的输出功率；Pload表示系统负载需求功率；En表示梯次利用储能站的额定电量；
若满足上述任一情况，则立刻启动柴油发电机根据MSCMS计算所得运行功率参考值计算所需投入运行的机组数量并进行并网发电，并且在满足系统负载需求的前提下对复合储能系统进行补电。
综上，本发明一种直流微电网及其多能源协调控制方法及装置，通过对直流微电网中的各个功能设备进行信息采集，以获取直流微电网的运行数据，并基于判断可再生能源出力是否满足系统负载需求，得到并根据梯次利用储能站的运行模式，计算梯次利用储能站运行功率参考值和柴油发电机运行功率参考值，并对梯次利用储能站和柴油发电机的运行功率进行调整，以使协调各发电单元与系统负载之间的功率平衡；同时，通过获取直流母线的电压波动值，计算并得到锂电池储能站运行功率参考值，并根据锂电池储能站运行功率参考值，对锂电池储能站运行功率进行调整，以使控制直流母线电压处于电压波动的允许范围内，避免因负载的投切所导致的直流母线电压波动问题。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和替换，这些改进和替换也应视为本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种直流微电网的多能源协调控制方法，其特征在于，包括：
对直流微电网中的各个功能设备进行信息采集，以获取直流微电网的运行数据，其中，所述各个功能设备包括梯次利用储能站、锂电池储能站、直流母线和柴油发电机，所述运行数据包括波浪能发电机输出功率、光伏阵列输出功率、系统负载需求、直流母线电压和柴油发电机运行状态；
根据所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率，计算可再生能源出力，判断所述可再生能源出力是否满足系统负载需求，并根据第一判断结果，得到梯次利用储能站的运行模式；
根据所述运行模式，计算并基于梯次利用储能站运行功率参考值和柴油发电机运行功率参考值，对梯次利用储能站和柴油发电机的运行功率进行调整；
根据直流母线电压，得到直流母线的电压波动值，根据所述电压波动值，计算并得到锂电池储能站运行功率参考值，并根据锂电池储能站运行功率参考值，对锂电池储能站运行功率进行调整。
2.如权利要求1所述的一种直流微电网的多能源协调控制方法，其特征在于，根据所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率，计算可再生能源出力，判断所述可再生能源出力是否满足系统负载需求，并根据第一判断结果，得到梯次利用储能站的运行模式，具体包括：
计算所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率之间的输出功率之和，并将所述输出功率之和作为所述可再生能源出力；
判断所述可再生能源出力是否大于系统负载需求，若是，则输出梯次利用储能站的运行模式为充电模式，若否，则输出所述梯次利用储能站的运行模式为供电模式。
3.如权利要求2所述的一种直流微电网的多能源协调控制方法，其特征在于，根据所述运行模式，计算梯次利用储能站运行功率参考值和柴油发电机运行功率参考值，具体包括：
当所述梯次利用储能站的运行模式为供电模式时，获取梯次利用储能电站最大供电功率，判断所述梯次利用储能电站最大供电功率、所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率之和是否大于所述系统负载需求；
若是，则计算系统负载需求与可再生能源出力的第一差值，并将所述第一差值作为梯次利用储能站运行功率参考值，并将柴油发电机输出功率参考值设置为0；
若否，则将所述梯次利用储能电站最大供电功率作为所述梯次利用储能站运行功率参考值，并计算所述系统负载需求与所述可再生能源出力和所述梯次利用储能站运行功率参考值的第二差值，并将所述第二差值作为所述柴油发电机运行功率参考值；
当所述梯次利用储能站的运行模式为充电模式时，获取梯次利用储能电站最大充电功率，判断所述梯次利用储能电站最大充电功率、所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率之和是否大于所述系统负载需求；
若是，则将梯次利用储能站最大充电功率作为梯次利用储能站运行功率参考值，并将柴油发电机输出功率参考值设置为0；
若否，则计算系统负载需求与可再生能源出力的第三差值，并将所述第三差值作为梯次利用储能站运行功率参考值，并将柴油发电机输出功率参考值设置为0。
4.如权利要求1所述的一种直流微电网的多能源协调控制方法，其特征在于，根据直流母线电压，得到直流母线的电压波动值，根据所述电压波动值，计算并得到锂电池储能站运行功率参考值，具体包括：
获取并根据当前直流母线电压、直流母线标称电压和直流母线电压死区阈值，判断所述当前直流母线电压和所述直流母线标称电压的绝对值是否大于所述直流母线电压死区阈值；
若是，则计算所述直流母线电压与所述直流母线标称电压的第四差值，并获取锂电池储能站最大供电功率、锂电池储能站最小充电功率、锂电池储能站响应电压上限和锂电池储能站响应电压下限，根据所述第四差值、所述锂电池储能站最大供电功率、所述锂电池储能站最小充电功率、所述锂电池储能站响应电压上限和所述锂电池储能站响应电压下限，计算并得到锂电池储能站运行功率参考值；
若否，则将锂电池储能站运行功率参考值设置为零。
5.如权利要求4所述的一种直流微电网的多能源协调控制方法，其特征在于，得到锂电池储能站运行功率参考值后，还包括，
获取锂电池储能站最大充电功率，判断所述锂电池储能站运行功率参考值是否大于所述锂电池储能站最大充电功率，若是，则将所述锂电池储能站最大充电功率作为所述锂电池储能站运行功率参考值。
6.如权利要求4所述的一种直流微电网的多能源协调控制方法，其特征在于，得到锂电池储能站运行功率参考值后，还包括，
判断所述锂电池储能站运行功率参考值是否大于所述锂电池储能站最大供电电功率，若是，则获取所述柴油发电机的运行状态；
当所述柴油发电机的运行状态为正在运行时，将所述锂电池储能站最大供电电功率作为所述锂电池储能站运行功率参考值；
并根据所述系统负载需求、所述波浪能发电机输出功率、所述光伏阵列输出功率、所述梯次利用储能电站最大供电功率和所述锂电池储能站运行功率参考值，计算柴油发电机输出功率参考值；
当所述柴油发电机的运行状态为停止运行时，根据所述系统负载需求、所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率，计算梯次利用储能站运行功率参考值。
7.一种直流微电网的多能源协调控制装置，其特征在于，包括：信息采集模块、运行模式获取模块、第一运行功率调整模块和第二运行功率调整模块；
其中，所述信息采集模块，用于对直流微电网中的各个功能设备进行信息采集，以获取直流微电网的运行数据，其中，所述各个功能设备包括梯次利用储能站、锂电池储能站、直流母线和柴油发电机，所述运行数据包括波浪能发电机输出功率、光伏阵列输出功率、系统负载需求、直流母线电压和柴油发电机运行状态；
所述运行模式获取模块，用于根据所述波浪能发电机输出功率和所述光伏阵列输出功率，计算可再生能源出力，判断所述可再生能源出力是否满足系统负载需求，并根据第一判断结果，得到梯次利用储能站的运行模式；
所述第一运行功率调整模块，用于根据所述运行模式，计算并基于梯次利用储能站运行功率参考值和柴油发电机运行功率参考值，对梯次利用储能站和柴油发电机的运行功率进行调整；
所述第二运行功率调整模块，用于根据直流母线电压，得到直流母线的电压波动值，根据所述电压波动值，计算并得到锂电池储能站运行功率参考值，并根据锂电池储能站运行功率参考值，对锂电池储能站运行功率进行调整。
8.一种直流微电网，其特征在于，包括：储能式波浪能液压发电单元、光伏阵列发电单元、复合储能系统单元、柴油发电单元、母线信息采集单元、系统负载、直流母线和权利要求7所述的多能源协调控制装置；
其中，所述多能源协调控制装置分别与所述储能式波浪能液压发电单元、所述光伏阵列发电单元、所述复合储能系统单元、所述柴油发电单元和所述母线信息采集单元相连接；
所述直流母线分别与所述储能式波浪能液压发电单元、所述光伏阵列发电单元、所述复合储能系统单元、所述柴油发电单元、所述母线信息采集单元和所述系统负载相连接。
9.如权利要求8所述的一种直流微电网，其特征在于，所述储能式波浪能液压发电单元，包括液压捕能装置、第一蓄能器、永磁同步发电机、第一单相AC/DC变换器、第一单相DC/DC变换器和单元运行状态采集器；
所述光伏阵列发电单元，包括光伏阵列、第二单相DC/DC变换器和MPPT控制器；
所述复合储能系统单元，包括梯次利用储能站、第一双相DC/DC变换器、能量管理系统、锂电池储能站和第二双相DC/DC变换器；
所述柴油发电单元，包括柴油发电机、第二单相AC/DC变换器、第三单相DC/DC变换器和柴油机控制器。
10.如权利要求9所述的一种直流微电网，其特征在于，所述液压捕能装置包括浮子、液压缸、第二蓄能器、压力表、开关阀、减压阀、液压马达、永磁同步发电机PMSG、液压管路、单向阀组以及液压油箱。
CN202210659401.2A 2022-06-10 2022-06-10 一种直流微电网及其多能源协调控制方法及装置 Pending CN114914896A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210659401.2A CN114914896A (zh) 2022-06-10 2022-06-10 一种直流微电网及其多能源协调控制方法及装置

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210659401.2A CN114914896A (zh) 2022-06-10 2022-06-10 一种直流微电网及其多能源协调控制方法及装置

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN114914896A true CN114914896A (zh) 2022-08-16

Family

ID=82769798

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202210659401.2A Pending CN114914896A (zh) 2022-06-10 2022-06-10 一种直流微电网及其多能源协调控制方法及装置

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN114914896A (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN117578595A (zh) * 2024-01-16 2024-02-20 深圳市昇伟电子科技有限公司 一种应用于储能电站的ems管理系统

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN117578595A (zh) * 2024-01-16 2024-02-20 深圳市昇伟电子科技有限公司 一种应用于储能电站的ems管理系统
CN117578595B (zh) * 2024-01-16 2024-05-07 深圳市昇伟电子科技有限公司 一种应用于储能电站的ems管理系统

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN102377192A (zh) 一种直驱型海浪发电储能装置及控制方法
CN105186660B (zh) 离网型风电制氢转换系统
CN104734195A (zh) 一种可并网运行的风光储一体微电网的监控方法
CN102868346A (zh) 无刷双馈电机励磁控制系统及利用该系统的控制方法
CN108347063B (zh) 一种基于超级电容储能的船舶光伏并网发电系统
US11509262B2 (en) Photovoltaic power generation virtual inertia compensation system and method based on super capacitor energy storage
CN210111621U (zh) 一种风电场风力发电机组储能式后备电源系统
US20120056425A1 (en) Stand alone operation system for use with utility grade synchronous wind turbine generators
CN104734196A (zh) 一种可并网运行的风光储一体微电网的监控装置
CN104734194A (zh) 一种可并网运行的风光储一体微电网
CN105978008A (zh) 一种具有风场黑启动功能的液流电池储能系统及其工作方法
KR101644522B1 (ko) Ac 마이크로그리드 3상부하에서의 전력 공급 시스템
CN106953356A (zh) 一种孤岛模式下的无储能风光柴互补供电系统及方法
WO2019075879A1 (zh) 一种交直流混合微电网运行模式转换方法
CN114914896A (zh) 一种直流微电网及其多能源协调控制方法及装置
CN102496961A (zh) 一种基于直流母线的风电独立电网系统
CN105939024A (zh) 一种电压和功率可调节的智能分布式风力发电系统
CN105932712A (zh) 一种电压和功率可调节的智能分布式风力发电系统的监控方法
CN115149552A (zh) 一种交流耦合离网风电制氢系统控制方法
Wu et al. Voltage control of offshore wind farm considering reactive ability of electrochemical energy storage
CN104716655A (zh) 光伏蓄电池并网逆变器提高并网点功率因数控制系统
CN113629765A (zh) 一种光储虚拟同步机多模式运行控制系统
CN210016289U (zh) 一种风电场后备电源冗余式设计储能系统
CN113675893A (zh) 一种非计划孤岛模式切换及谐波补偿装置及其控制方法
CN105914784A (zh) 一种电压和功率可调节的智能分布式风力发电系统的监控装置

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