CN116404679A - 微电网补偿装置及微电网补偿方法 - Google Patents

Abstract

本申请适用于微电网技术领域，提供了微电网补偿装置及微电网补偿方法。该微电网补偿装置包括变压器及励磁系统、变流模块、储能系统和主控模块；变压器及励磁系统对由微电网输入的交流电进行降压后输入到变流模块，或者对由变流模块输入的交流电进行升压后输入到微电网；变流模块将由变压器及励磁系统输入的交流电转换为直流电输出给储能系统进行存储，或将由储能系统存储的电能转换为交流电输出给变压器及励磁系统；主控模块采集微电网、变压器及励磁系统、变流模块和储能系统的信息，并基于该信息进行控制。本申请能够提高微电网的发供电网络的稳定性、经济型和安全性。

Description

微电网补偿装置及微电网补偿方法

技术领域

本申请属于微电网技术领域，尤其涉及微电网补偿装置及微电网补偿方法。

背景技术

天然气发电机组运行过程中，其效率随输出功率的变化而变化，当机组的输出功率与最大功率点时的输出功率偏差较大时，单位天然气的发电量将大大降低，造成燃料成本提高。

微电网运行过程中往往伴随着突加载突减载，例如电动机的启停等。因冲击性负载多为短时、间歇性的，仅通过扩增微电网容量来提高微电网的抗冲击负载能力，需巨大投入。

天然气发电机组运行过程中，因微电网容量有限，经常因各种突发因素造成发电机组停运，造成全厂停电，对设备检修、安全生产、生活带来不利影响。

发明内容

为克服相关技术中存在的问题，本申请实施例提供了微电网补偿装置及微电网补偿方法。

本申请是通过如下技术方案实现的：

第一方面，本申请实施例提供了一种微电网补偿装置，包括：微电网、变压器及励磁系统、变流模块、储能系统和主控模块；

所述变压器及励磁系统的高压侧用于与微电网连接，低压侧与所述变流模块的交流侧连接；所述变流模块的直流侧与所述储能系统连接；所述主控模块与所述变压器及励磁系统、所述变流模块和所述储能模块连接，还用于与所述微电网连接；

所述微电网用于为微电网负载供电；

所述变压器及励磁系统用于对由所述微电网输入的交流电进行降压后输入到所述变流模块，或者对由所述变流模块输入的交流电进行升压后输入到所述微电网；

所述变流模块用于将由所述变压器及励磁系统输入的交流电转换为直流电输出给所述储能系统进行存储，或将由所述储能系统存储的电能转换为交流电输出给所述变压器及励磁系统；

所述主控模块用于采集所述微电网、所述变压器及励磁系统、所述变流模块和所述储能系统的信息，并基于该信息对所述变压器及励磁系统、所述变流模块和所述储能系统进行控制。

上述微电网补偿装置，当微电网负载所需功率低于微电网最大效率点处的功率或发生突减载时，通过变流模块向储能系统充电，将微电网多余的电量储转化为化学能储存在电池中；当微电网负载所需功率高于微电网最大效率点处的功率或发生突加载时，控制储能系统通过变流模块向微电网负载供电，即通过微电网和储能系统共同为系统中负载供电。通过以上策略可使微电网的发电机输出功率维持在一个相对稳定的范围，并且在微电网停运时，装置可工作在离网状态，提供必要的检修、应急供电。本申请实施例通过对储能系统的充放电管理，能够对不同的电网工作状态进行补偿，能够提高微电网的发供电网络的稳定性、经济型和安全性。相较于其它例如UPS柜、冲击负载补偿柜等单一功能的方案，本申请实施例能够提高储能系统的利用率，极大减少储能系统的投入。

结合第一方面，在一些实施例中，所述微电网包括发电机组G、并离网接触器KM5、进线开关QF1和第一电流互感器；

所述发电机组G通过所述并离网接触器KM5与微电网负载供电；在所述发电机组G正常运行时，所述并离网接触器KM5闭合；在所述发电机组G发生故障时，所述并离网接触器KM5断开；

所述进线开关QF1的一端与所述并离网接触器KM5和微电网负载之间的线路连接，另一端与所述变压器及励磁系统的高压侧连接；

所述第一电流互感器设置在所述发电机组G与所述微电网负载之间的线路上，用于采集所述发电机组G为微电网负载提供的微电网电流。

结合第一方面，在一些实施例中，所述变压器及励磁系统包括变压器T、第一软起模块、第二软起模块和第三软起模块，所述第一软起模块、所述第二软起模块和所述第三软起模块一端与所述微电网连接，另一端与所述变压器T的高压侧连接；

所述第一软起模块、所述第二软起模块和所述第三软起模块结构相同，均包括短接接触器KM1、软起接触器KM2和软起电阻，所述软起接触器KM2和所述软起电阻串联之后与所述短接接触器KM1并联。

结合第一方面，在一些实施例中，所述变流模块包括并列的第一变流单元、第二变流单元、第三变流单元、第四变流单元、第二电流互感器和直流快速熔断器FU5；所述第一变流单元、所述第二变流单元、所述第三变流单元和所述第四变流单元的一端与所述变压器及励磁系统的低压侧连接，另一端通过所述直流快速熔断器FU5与所述储能系统连接；

所述第一变流单元、所述第二变流单元、所述第三变流单元和所述第四变流单元的电路结构相同，均包括交流快速熔断器、滤波单元、交流接触器KM3和IGBT单元；所述交流快速熔断器的一端与所述变压器及励磁系统的低压侧连接，另一端与所述滤波单元的第一端连接；所述滤波单元的第二端与所述IGBT单元连接；所述交流接触器KM3设置在所述交流快速熔断器和所述IGBT单元之间的线路上；

所述第二电流互感器分别设置在每个变流单元的滤波单元和IGBT单元之间的线路上，用于采集所述变流模块的交流侧电流。

结合第一方面，在一些实施例中，每个所述IGBT单元均包括第一IGBT和第二IGBT，所述第一IGBT的集电极与其他IGBT单元中第一IGBT的集电极连接，所述第一IGBT的发射极与所述第二IGBT的集电极连接，所述第二IGBT的发射极与其他IGBT单元中第二IGBT的发射极连接；

所述变流模块还包括母线电解电容C5，所述母线电解电容C5设置在第一线路和第二线路之间，所述第一线路为由各个IGBT单元中第一IGBT的集电极引出到所述储能单元之间的线路，所述第二线路为由各个IGBT单元中第二IGBT的发射极引出到所述储能单元之间的线路；

所述直流快速熔断器FU5设置在所述第一线路上。

结合第一方面，在一些实施例中，所述储能系统包括电池出线断路器QF2、直流接触器KM4、多个电池组和电源管理模块；

所述电池出线断路器QF2的一端与所述变流模块的直流侧连接，另一端通过所述直流接触器KM4与所述多个电池组中的每个电池组连接；所述电源管理模块与每个电池组连接，用于采集每个电池组的运行信息，所述运行信息包含电压、电流和温度中的至少一种信息。

结合第一方面，在一些实施例中，所述主控模块包括模拟量采集卡、交流模块驱动板卡、开关量采集板卡、通信板卡和核心板卡；

所述模拟量采集卡用于采集所述微电网的微电网电流和微电网电压，所述变流模块的交流侧电压、交流侧电流和直流侧电流，并发送给所述核心板卡；

所述开关量采集板卡用于采集所述微电网、所述变压器及励磁系统、所述变流模块和所述储能系统中各个开关的状态，并发送给所述核心板卡；

所述通信板卡与所述储能系统通信连接，用于获取所述储能系统的运行信息，并发送给所述核心板卡；

所述核心板卡用于根据所述模拟量采集卡、所述开关量采集板卡和所述通信板卡发送的信息，通过所述交流模块驱动板卡对所述交流模块进行控制，以及通过所述开关量采集板卡对所述微电网、所述变压器及励磁系统、所述变流模块和所述储能系统中各个开关进行控制。

结合第一方面，在一些实施例中，所述微电网补偿装置还包括用于为所述主控模块供电的不间断电源，所述不间断电源包括AC-DC开关电源和DCDC开关电源；

所述AC-DC开关电源的输入端与所述变压器与励磁系统的低压侧连接，输出端与所述主控模块连接；

所述DCDC开关电源与的输入端与所述储能系统连接，输出端与所述主控模块连接。

第二方面，本申请实施例提供了一种微电网补偿方法，基于如第一方面所述的微电网补偿装置实现，所述微电网补偿方法包括：

合上电池出线断路器QF2，储能系统对各个电池组的状态进行自检，自检完成后闭合直流接触器KM4，直流电压到达变流模块的直流侧；

合上进线开关QF1，主控模块控制软起接触器KM2闭合，变压器T经各个软起模块的软起电阻励磁，励磁完成后闭合短接接触器KM1以及断开软起接触器KM2，微电网电压经变压器T降压后送到变流模块的交流侧；

主控模块采集变流模块的直流侧电压和交流侧电压，若直流侧电压值小于设定目标值，主控模块控制交流接触器KM3闭合并产生SPW驱动信号给IGBT单元，使变流模块工作在并网整流模式，向储能系统充电；

对储能系统充电完成后微电网补偿装置进入待机状态，主控模块实时采集微电网电压和微电网电流，保持与微电网同步。

结合第二方面，在一些实施例中，所述方法还包括：

在有冲击负载接入微电网时，将储能系统中储存的能量通过变流模块逆变灌注到微电网中；

当微电网的负载实际功率低于发电机组G最大效率点处的功率时，通过变流模块向储能系统充电；当微电网的负载实际功率高于发电机组G最大效率点处的功率时，通过变流模块向微电网放电；当微电网的负载实际功率等于发电机组G最大效率点处的功率时，变流模块休眠；

当微电网的发电机组G发生故障宕机时，将并离网接触器KM5断开，通过变流模块向微电网放电。

可以理解的是，上述第二方面的有益效果可以参见上述第一方面中的相关描述，在此不再赘述。

应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的，并不能限制本说明书。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本申请一实施例提供的微电网补偿装置的结构示意图；

图2是本申请一实施例提供的微电网补偿装置的电路示意图；

图3是本申请一实施例提供的微电网补偿方法的流程示意图；

图4是本申请一实施例提供的微电网补偿装置工作状态的流程示意图。

具体实施方式

以下描述中，为了说明而不是为了限定，提出了诸如特定系统结构、技术之类的具体细节，以便透彻理解本申请实施例。然而，本领域的技术人员应当清楚，在没有这些具体细节的其它实施例中也可以实现本申请。在其它情况中，省略对众所周知的系统、装置、电路以及方法的详细说明，以免不必要的细节妨碍本申请的描述。

应当理解，当在本申请说明书和所附权利要求书中使用时，术语“包括”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，在本申请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。

如在本申请说明书和所附权利要求书中所使用的那样，术语“如果”可以依据上下文被解释为“当...时”或“一旦”或“响应于确定”或“响应于检测到”。类似地，短语“如果确定”或“如果检测到[所描述条件或事件]”可以依据上下文被解释为意指“一旦确定”或“响应于确定”或“一旦检测到[所描述条件或事件]”或“响应于检测到[所描述条件或事件]”。

另外，在本申请说明书和所附权利要求书的描述中，术语“第一”、“第二”、“第三”等仅用于区分描述，而不能理解为指示或暗示相对重要性。

在本申请说明书中描述的参考“一个实施例”或“一些实施例”等意味着在本申请的一个或多个实施例中包括结合该实施例描述的特定特征、结构或特点。由此，在本说明书中的不同之处出现的语句“在一个实施例中”、“在一些实施例中”、“在其他一些实施例中”、“在另外一些实施例中”等不是必然都参考相同的实施例，而是意味着“一个或多个但不是所有的实施例”，除非是以其他方式另外特别强调。术语“包括”、“包含”、“具有”及它们的变形都意味着“包括但不限于”，除非是以其他方式另外特别强调。

图1是本申请一实施例提供的微电网补偿装置的结构示意图，参照图1，对该微电网补偿装置的详述如下：

上述微电网补偿装置可以包括：变压器及励磁系统10、变流模块20、储能系统30、主控模块40和微电网80。

变压器及励磁系统10的高压侧用于与微电网80连接，低压侧与变流模块20的交流侧连接。变流模块20的直流侧与储能系统30连接。主控模块40与变压器及励磁系统10、变流模块20和储能模块30连接，还用于与微电网80连接。

微电网80用于为微电网负载供电。

变压器及励磁系统10用于对由微电网80输入的交流电进行降压后输入到变流模块20，或者对由变流模块20输入的交流电进行升压后输入到微电网80。

变流模块20用于将由变压器及励磁系统10输入的交流电转换为直流电输出给储能系统30进行存储，或将由储能系统30存储的电能转换为交流电输出给变压器及励磁系统10。

主控模块40用于采集微电网80、变压器及励磁系统10、变流模块20和储能系统30的信息，并基于该信息对变压器及励磁系统10、变流模块20和储能系统30进行控制。

示例性的，当微电网负载所需功率低于微电网80最大效率点处的功率时，通过变流模块20向储能系统30充电；当微电网负载所需功率高于微电网80最大效率点处的功率时，控制储能系统30通过变流模块20向微电网负载供电，即通过微电网80和储能系统30共同为微电网负载供电。

一些实施例中，参见图2，微电网80可以为天然气电站微电网，可以包括发电机组G、并离网接触器KM5 802、进线开关QF1 801和第一电流互感器803(如图2中的TA1、TA2和TA3)。

发电机组G通过并离网接触器KM5为微电网负载供电；在发电机组G正常运行时，并离网接触器KM5闭合；在发电机组G发生故障时，并离网接触器KM5断开，将发电机G与系统隔离，以保证系统在孤岛运行状态下的安全运行。

进线开关QF1的一端与并离网接触器KM5和微电网负载之间的线路连接，另一端与变压器及励磁系统10的高压侧连接。

第一电流互感器803设置在发电机组G与微电网负载之间的线路上，用于采集发电机组G为微电网负载提供的微电网电流。

示例性的，发电机组G可以为天然气发电机组，能够为整个天然气钻井平台提供电能，对应的微电网负载可以包括石油钻井机和生产生活负载。发电机组G的电压等级可以为AC600V，引出A、B、C三相线，通过进线开关QF1与变压器及励磁系统10的高压侧相连。第一电流互感器803包括三个TA1、TA2和TA3，分别设置在A、B、C三相线上，位于并离网接触器KM5与微电网负载之间的线路上。

一些实施例中，参见图2，变压器及励磁系统10可以包括变压器T、第一软起模块、第二软起模块和第三软起模块，第一软起模块、第二软起模块和第三软起模块一端与微电网80连接，另一端与变压器T的高压侧连接。

第一软起模块、第二软起模块和第三软起模块结构相同，均包括短接接触器KM1、软起接触器KM2和软起电阻，软起接触器KM2和软起电阻串联之后与短接接触器KM1并联。

示例性的，变压器T可以为600V/380V变压器，将发电机组G输出的600V交流电降压至380V的交流电输出给变流模块20的交流侧。

第一软起模块可以包括短接接触器KM1、软起接触器KM2和第一软起电阻R1，第二软起模块可以包括短接接触器KM1、软起接触器KM2和第二软起电阻R2，第三软起模块可以包括短接接触器KM1、软起接触器KM2和第三软起电阻R3。

其中，第一软起模块、第二软起模块和第三软起模块中的短接接触器相同，故均用KM1表示；第一软起模块、第二软起模块和第三软起模块中的软起接触器相同，故均用KM2表示。

因微电网80的容量较小，在变压器T投入时产生的励磁涌流可达额定变流的6-8倍，可能会使天然气发电机组G过流停机，因此配置短接接触器KM1、软起接触器KM2和软起电阻R1-R3，共同构成软起动回路，利用电阻的分流特性限制励磁的大小。首先电网电压经过软起接触器KM2和软起电阻R1-R3施加到变压器T的一次绕组，等待五秒后将软起接触器KM2切除，短接接触器KM1闭合将软起电阻R1-R3短接，完成变压的软起动过程。

处采用变压器及励磁系统10来统一变流模块20与微电网80之间电压等级的方案，具有如下有益效果；对于变流模块20与微电网80的电压不匹配的情况，相关方案中采用更高耐压等级的IGBT的双向变流器，并在双向逆变直流侧增加一级DC-DC模块来匹配电池电压，交流侧直接挂接于微电网，此种做法的坏处是大大提高了开关器件的数量，增加了系统的风险点，直挂的方式还会引入更多的谐波危害问题。本方案采用变压器升压的方式，不仅能够简化电路降低投入，还可以使装置与微电网隔离，减少谐波的注入，防止装置故障影响到微电网的运行，大大提高了供电网络稳定性。

可选的，变压器及励磁系统10还可以包括常闭温度开关KA1，常闭温度开关KA1用于对变压器T进行高温保护，其断开动作温度为85℃，复位温度为65℃。短接接触器KM1的作用是在变压器励磁建立起后将软起接触器KM2和软起电阻短接。在装置启动时将通过软起接触器KM2将软起电阻R1-R3接入主回路，起到限制励磁涌流的作用。

一些实施例中，参见图2，变流模块20可以为AC-DC四象限变流模块，包括并联的第一变流单元、第二变流单元、第三变流单元、第四变流单元、第二电流互感器和直流快速熔断器FU5。第一变流单元、第二变流单元、第三变流单元和第四变流单元的一端与变压器及励磁系统10的低压侧连接，另一端通过直流快速熔断器FU5与储能系统30连接。

第一变流单元、第二变流单元、第三变流单元和第四变流单元的电路结构相同，均包括交流快速熔断器、滤波单元、交流接触器KM3和IGBT单元。交流快速熔断器的一端与变压器及励磁系统10的低压侧连接，另一端与滤波单元的第一端连接，滤波单元的第二端与IGBT单元连接。交流接触器KM3设置在交流快速熔断器和IGBT单元之间的线路上。

第二电流互感器分别设置在每个变流单元的滤波单元和IGBT单元之间的线路上，用于采集变流模块20的交流侧电流。

示例性的，每个IGBT单元均包括第一IGBT和第二IGBT，第一IGBT的集电极与其他IGBT单元中第一IGBT的集电极连接，第一IGBT的发射极与第二IGBT的集电极连接，第二IGBT的发射极与其他IGBT单元中第二IGBT的发射极连接。

变流模块还包括母线电解电容C5，母线电解电容C5设置在第一线路和第二线路之间，第一线路为由各个IGBT单元中第一IGBT的集电极引出到储能系统30之间的线路，第二线路为由各个IGBT单元中第二IGBT的发射极引出到储能系统30之间的线路。直流快速熔断器FU5设置在第一线路上。

示例性的，变流模块20中的交流快速熔断器的数量为四个，为第一交流快速熔断器FU1、第二交流快速熔断器FU2、第三交流快速熔断器FU3和第四交流快速熔断器FU4，分别与四个变流单元对应。

变流模块20中的滤波单元的数量为四个，为第一滤波单元、第二滤波单元、第三滤波单元和第四滤波单元，分别与四个变流单元对应。

第一滤波单元包括第一电感L1、第二电感L2和电容C4，第二滤波单元包括第三电感L3、第四电感L4和电容C3，第三滤波单元包括第五电感L5、第六电感L6和电容C2，第四滤波单元包括第七电感L7、第八电感L8和电容C1。

第一电感L1与第二电感L2串联，第三电感L3与第四电感L4串联，第五电感L5与第六电感L6串联，第七电感L7与第八电感L8串联。电容C4的第一端与第一电感L1和第二电感L2的公共点连接，电容C3的第一端与第三电感L3和第四电感L4的公共点连接，电容C2的第一端与第五电感L5和第六电感L6的公共点连接，电容C1的第一端与第七电感L7和第八电感L8的公共点连接，电容C1、电容C2、电容C3和电容C4的第二端连接在一起。

变流模块20中的IGBT单元的数量为四个，每个IGBT单元包括两个IGBT，分别为IGBT 11、IGBT 12、IGBT 21、IGBT 22、IGBT 31、IGBT 32、IGBT 41和IGBT 42。IGBT 11和IGBT 12为一个IGBT单元，与第一变流单元对应；IGBT 21和IGBT 22为一个IGBT单元，与第二变流单元对应；IGBT 31和IGBT 32为一个IGBT单元，与第三变流单元对应；IGBT 41和IGBT 42为一个IGBT单元，与第四变流单元对应。

IGBT 11的集电极、IGBT 21的集电极、IGBT 31的集电极和IGBT 41的集电极连接在一起，IGBT 12的发射极、IGBT 22的发射极、IGBT 32的发射极和IGBT 42的发射极连接在一起。IGBT 11的发射极与IGBT 12的集电极连接，IGBT 21的发射极与IGBT 22的集电极连接，IGBT 31的发射极与IGBT 32的集电极连接，IGBT 41的发射极与IGBT 42的集电极连接。

作为举例，IGBT 11-IGBT 42可以为绝缘栅双极型晶体管。IGBT 11和IGBT 12与其驱动板封装为同一模块，IGBT 21和IGBT22与其驱动板封装为同一模块，IGBT 31和IGBT 32与其驱动板封装为同一模块，IGBT 41和IGBT 42与其驱动板封装为同一模块。由主控模块40产生PWM驱动信号接入到驱动板上，控制IGBT的开通和关断。

可选的，变流模块20还可以包括接触器KM6、接触器KM7和电阻R4，接触器KM6、接触器KM7和电阻R4设置在第一线路上，位于直流快速熔断器FU5和储能系统30之间。接触器KM7和电阻R4串联，接触器KM6与接触器KM7和电阻R4并联。交流快速熔断器FU1-FU4，在发生短路故障时能够快速熔断，避免IGBT被击穿，从而能够保护后端关键器件。

示例性的，在滤波单元和IGBT单元之间还设置有电流互感器，每个变流单元对应一个电流互感器，分别为电流互感器TA4、电流互感器TA5、电流互感器TA6和电流互感器TA7。电流互感器TA4-TA7用于采集变流系统20的交流侧电流。

本申请实施例中，变流系统20的单模块容量可以为200KW，支持多个模块并联扩容，例如15台并联扩容至3MW。

变流模块20为本申请实施例的核心器件，可以实现微电网80与储能系统80之间的交直流转换，完成两者间的双向能量流动。通过高级控制策略实现对电池组的充放电管理、充放电功率控制、并网/离网两种运行模式和模式切换功能；同时具备完善的保护功能，如孤岛保护、直流过压、交流过欠压保护等，满足系统的并、离网要求。变流模块20还可以支持多模块并联，例如支持32台模块3.2MW的扩容。

一些实施例中，参见图2，储能系统30可以为BMS电池管理系统，包括电池出线断路器QF2、直流接触器KM4、多个电池组和电源管理模块。

电池出线断路器QF2的一端与变流模块20的直流侧连接，另一端通过直流接触器KM4与多个电池组中的每个电池组连接；电源管理模块与每个电池组连接，用于采集每个电池组的运行信息，上述运行信息包含电压、电流和温度中的至少一种信息。

其中，多个电池组串联连接，两端的电池组分别通过直流接触器KM4和电池出线断路器QF2与变流系统20连接，具体的与上述第一线路和第二线路连接。

配置电池出线断路器QF2和直流接触器KM4，电池出线断路器QF2能够为电池组提供短路保护和开断电流的作用；直流接触器KM4接收储能系统30中BMS主板的指令，正常时闭合，故障时及时断开。

示例性的，电池组的数量可以为8个、16个、32个等(如图2中所示的B1～B8，B1～B32八串四并)，电池组可以为48V 100AH磷酸铁锂电池组，16个电池组的串联总电压为768V。

可选的，每个电池组可以对应设置一个BMS从板(如图2所示的BA1～BA8)，BMS从板用于采集对应电池组的运行信息，例如电压、电流和温度等信息。电源管理模块可以为BMS主板(如图2所示的BMSC)，各个BMS从板可以通过CAN总线与BMS主板通信连接，将采集的电池组的运行信息以及干接点信号、风扇控制信号等汇总到BMS主板，可以由BMS主板统一发送给主控模块40。

可选地，储能系统30中还设置有BMS总故障开出KA2。当电池发生过压、过温、过流等重故障时，可通过KA2干接点将故障信号发送到主控模块40的开关量采集板卡，主控模块40执行IGBT封脉动作，停止对电池组的充放电，保护电池免受进一步的损害。

需要说明的是，储能系统30可根据实际负载扩容，其容量与变流模块20容量相匹配。

一些实施例中，参见图2，主控模块40可以包括模拟量采集卡、交流模块驱动板卡、开关量采集板卡、通信板卡和核心板卡。

模拟量采集卡用于采集微电网80的微电网电流和微电网电压，变流模块20的交流侧电压、交流侧电流和直流侧电流，并发送给核心板卡。开关量采集板卡用于采集微电网80、变压器及励磁系统10、变流模块20和储能系统30中各个开关的状态，并发送给核心板卡。通信板卡与储能系统30通信连接，用于获取储能系统30的运行信息，并发送给核心板卡。核心板卡用于根据模拟量采集卡、开关量采集板卡和通信板卡发送的信息，通过交流模块驱动板卡对交流模块20进行控制，以及通过开关量采集板卡对微电网80、变压器及励磁系统10、变流模块20和储能系统30中各个开关进行控制。

模拟量采集卡分别采集微电网电流DI1、微电网电压DI2、变流模块的交流侧电压DI3、变流模块的交流侧电流DI4、变流模块的直流侧电流DI5。

主控模块40可以通过CAN线、光纤线、485线、控制线与微电网80、变压器及励磁系统10、变流模块20和储能系统30相连，实现对整个系统的采样、控制、计算、保护功能。IGBT驱动板卡产生SPWM驱动信号对IGBT进行控制。核心板卡和其他各板卡进行信息交互，实现对整个装置的控制。

示例性的，开关量采集板卡可以分为开入量部分和开出量部分，开入量部分连接进线开关QF1、短接接触器KM1、软起接触器KM2、交流接触器KM3、并离网接触器KM5。开出量部分连接进线开关QF1和电池出线断路器QF2的反馈信号，以及短接接触器KM1、软起接触器KM2和交流接触器KM3的反馈信号，以及常闭温度开关KA1，以及BMS总故障开出KA2。

一些实施例中，参见图2，上述微电网补偿装置还包括用于为主控模块40供电的不间断电源70，该不间断电源70包括AC-DC开关电源和DCDC开关电源。

AC-DC开关电源的输入端与变压器与励磁系统10的低压侧连接，输出端与主控模块40连接。DCDC开关电源与的输入端与储能系统30连接，输出端与主控模块40连接。

如图2所示，POW24V-1为AC-DC开关电源，输入取自变压器T的低压侧为220V的交流电，输出为24V的直流电。POW24V-2为DCDC开关电源，输入取自储能系统30中电池组的主流母线，支持200V-800V直流输入，输出可以为24V。

AC-DC开关电源和DCDC开关电源通过二极管并联为主控模块40供电，保证供电可靠性，二极管可防止两个开关电源之间形成环流。具体的，AC-DC开关电源的输出端通过第一二极管与不间断电源70的输出端连接，DCDC开关电源的输出端通过第二二极管与不间断电源的输出端连接。第一二极管的阳极与AC-DC开关电源的输出端连接，阴极与不间断电源70的输出端连接；第二二极管的阳极与DCDC开关电源的输出端连接，阴极与不间断电源70的输出端连接，第一二极管的阴极和第一二极管的阴极连接在一起。

一些实施例中，上述微电网补偿装置还可以包括人机界面HMI 50，HMI 50与储能系统30中的BMS主板连接，BMS主板将采集到的电子组的运行信息显示于HMI 50上，方便现场操作人员进行查看。HMI 50还与主控模块40中的通信板卡连接。HMI 50还与不间断电源70连接，不间断电源70位HMI 50供电。

示例性的，通讯板卡可以通过CAN协议与储能系统30通讯，通过MODBUS-TCP协议与人机界面HMI 50，人机界面HMI 50可以通过MODBUS-485协议与BMS主板通讯。

人机界面HMI 50能够实现与主控模块40和储能系统30之间的通信，通过人机界面HMI 50能够直观查看上述微电网补偿装置和电池组的运行信息、显示事件和故障信息、下发设置参数、查看各电池组的电压电流温度等参数。

上述微电网补偿装置，通过对储能系统中电池组的充放电管理，对三种不同的电网工作状态进行补偿，显著提高微电网的发供电网络的稳定性、经济型和安全性。相较于其它例如UPS柜、冲击负载补偿柜等单一功能的方案，本申请实施例能够提高储能系统中电池组的利用率，极大减少电池组的投入。

应理解，上述实施例中各步骤的序号的大小并不意味着执行顺序的先后，各过程的执行顺序应以其功能和内在逻辑确定，而不应对本申请实施例的实施过程构成任何限定。

对应于上文实施例所述的微电网补偿装置，图3示出了本申请一实施例提供的微电网补偿方法的流程示意图。参见图3，对该微电网补偿方法详述如下：

步骤101，合上电池出线断路器QF2，储能系统对各个电池组的状态进行自检，自检完成后闭合直流接触器KM4，直流电压到达变流模块的直流侧。

步骤102，合上进线开关QF1，主控模块控制软起接触器KM2闭合，变压器T经各个软起模块的软起电阻励磁，励磁完成后闭合短接接触器KM1以及断开软起接触器KM2，微电网电压经变压器T降压后送到变流模块的交流侧。

步骤103，主控模块采集变流模块的直流侧电压和交流侧电压，若直流侧电压值小于设定目标值，主控模块控制交流接触器KM3闭合并产生SPW驱动信号给IGBT单元，使变流模块工作在并网整流模式，向储能系统充电。

其中，对储能系统充电完成后微电网补偿装置进入待机状态，主控模块实时采集微电网电压和微电网电流，保持与微电网同步。

例如，主控模块的各板卡和储能系统得电，合上电池出线断路器QF2，手动闭合直流接触器KM4，变流模块的直流侧得电；合上进线开关QF1，主控模块采集微电网的电压、电流和频率信息，检查各个接触器和各个断路器的状态，如无异常主控模块输出允许启动信号。

之后，主控模块下发允许启动信号，首先闭合软起接触器KM2，通过各个软起模块的软起电阻限制励磁涌流建立磁场；等待预设时间(例如5秒)后先闭合短接接触器KM1，后断开软起接触器KM2，再将各个软起模块的软起电阻切除；切除软起电阻后，主控模块控制交流接触器KM3闭合，使各相电压接入到IGBT各桥臂。

接着，变流模块工作在并网逆变状态为储能系统中的各个电池组充电，各个电池组充满后进入待机状态。

进入待机状态后，储能系统会检测微电网状态，当微电网发生不同的事件时装置会进入不同的工作状态。图4为微电网补偿装置工作状态的流程示意图，具体描述如下：

在有冲击负载接入微电网时，将储能系统中储存的能量通过变流模块逆变灌注到微电网中；

当微电网的负载实际功率低于发电机组G最大效率点处的功率时，通过变流模块向储能系统充电；当微电网的负载实际功率高于发电机组G最大效率点处的功率时，通过变流模块向微电网放电；当微电网的负载实际功率等于发电机组G最大效率点处的功率时，变流模块休眠；

当微电网的发电机组G发生故障宕机时，将并离网接触器KM5断开，通过变流模块向微电网放电。

其中，P_Gout为天然气发电机组G的实际输出功率，P_ηMAX为天然气发电机组G在发电机最大效率点的输出功率，以该功率运行时发电机发电效率最高，微电网运行经济型最高。当P_Gout≈P_ηMAX时，变流模块20休眠。当P_Gout>P_ηMAX时，变流模块20工作在逆变模式，吸收微电网功率，以功率P_in向储能系统30中的电池组充电，调整P_in的大小使得P_Gout-P_in≈P_ηMAX。当P_Gout<P_ηMAX时，变流模块20工作在整流模式，向微电网补偿功率，以功率P_out使储能系统30中的电池组放电，调整P_Gout大小使得P_Gout+P_out≈P_ηMAX。通过以上的控制方式，可以使P_Gout的大小始终维持P_ηMAX的附近，保证天然气发电机组G以最大效率运行，提高微电网运行经济性。

上述微电网补偿方法，通过对储能系统中电池组的充放电管理，对三种不同的电网工作状态进行补偿，显著提高微电网发供电网络的稳定性、经济型和安全性。相较于其它例如UPS柜、冲击负载补偿柜等单一功能的方案，本申请实施例能够提高电池组的利用率，极大减少电池组的投入。

所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为了描述的方便和简洁，仅以上述各功能单元、模块的划分进行举例说明，实际应用中，可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能单元、模块完成，即将所述装置的内部结构划分成不同的功能单元或模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。实施例中的各功能单元、模块可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中，上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。另外，各功能单元、模块的具体名称也只是为了便于相互区分，并不用于限制本申请的保护范围。上述系统中单元、模块的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。

以上所述实施例仅用以说明本申请的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本申请进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本申请各实施例技术方案的精神和范围，均应包含在本申请的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种微电网补偿装置，其特征在于，包括：微电网、变压器及励磁系统、变流模块、储能系统和主控模块；

所述变压器及励磁系统的高压侧用于与微电网连接，低压侧与所述变流模块的交流侧连接；所述变流模块的直流侧与所述储能系统连接；所述主控模块与所述变压器及励磁系统、所述变流模块和所述储能模块连接，还用于与所述微电网连接；

所述微电网用于为微电网负载供电；

所述变压器及励磁系统用于对由所述微电网输入的交流电进行降压后输入到所述变流模块，或者对由所述变流模块输入的交流电进行升压后输入到所述微电网；

所述变流模块用于将由所述变压器及励磁系统输入的交流电转换为直流电输出给所述储能系统进行存储，或将由所述储能系统存储的电能转换为交流电输出给所述变压器及励磁系统；

所述主控模块用于采集所述微电网、所述变压器及励磁系统、所述变流模块和所述储能系统的信息，并基于该信息对所述变压器及励磁系统、所述变流模块和所述储能系统进行控制。

2.如权利要求1所述的微电网补偿装置，其特征在于，所述微电网包括发电机组G、并离网接触器KM5、进线开关QF1和第一电流互感器；

所述发电机组G通过所述并离网接触器KM5为微电网负载供电；在所述发电机组G正常运行时，所述并离网接触器KM5闭合；在所述发电机组G发生故障时，所述并离网接触器KM5断开；

所述进线开关QF1的一端与所述并离网接触器KM5和微电网负载之间的线路连接，另一端与所述变压器及励磁系统的高压侧连接；

所述第一电流互感器设置在所述发电机组G与所述微电网负载之间的线路上，用于采集所述发电机组G为微电网负载提供的微电网电流。

3.如权利要求1所述的微电网补偿装置，其特征在于，所述变压器及励磁系统包括变压器T、第一软起模块、第二软起模块和第三软起模块，所述第一软起模块、所述第二软起模块和所述第三软起模块一端与所述微电网连接，另一端与所述变压器T的高压侧连接；

所述第一软起模块、所述第二软起模块和所述第三软起模块结构相同，均包括短接接触器KM1、软起接触器KM2和软起电阻，所述软起接触器KM2和所述软起电阻串联之后与所述短接接触器KM1并联。

4.如权利要求1所述的微电网补偿装置，其特征在于，所述变流模块包括并联的第一变流单元、第二变流单元、第三变流单元、第四变流单元、第二电流互感器和直流快速熔断器FU5；所述第一变流单元、所述第二变流单元、所述第三变流单元和所述第四变流单元的一端与所述变压器及励磁系统的低压侧连接，另一端通过所述直流快速熔断器FU5与所述储能系统连接；

所述第一变流单元、所述第二变流单元、所述第三变流单元和所述第四变流单元的电路结构相同，均包括交流快速熔断器、滤波单元、交流接触器KM3和IGBT单元；所述交流快速熔断器的一端与所述变压器及励磁系统的低压侧连接，另一端与所述滤波单元的第一端连接；所述滤波单元的第二端与所述IGBT单元连接；所述交流接触器KM3设置在所述交流快速熔断器和所述IGBT单元之间的线路上；

所述第二电流互感器分别设置在每个变流单元的滤波单元和IGBT单元之间的线路上，用于采集所述变流模块的交流侧电流。

5.如权利要求4所述的微电网补偿装置，其特征在于，每个所述IGBT单元均包括第一IGBT和第二IGBT，所述第一IGBT的集电极与其他IGBT单元中第一IGBT的集电极连接，所述第一IGBT的发射极与所述第二IGBT的集电极连接，所述第二IGBT的发射极与其他IGBT单元中第二IGBT的发射极连接；

所述变流模块还包括母线电解电容C5，所述母线电解电容C5设置在第一线路和第二线路之间，所述第一线路为由各个IGBT单元中第一IGBT的集电极引出到所述储能他之间的线路，所述第二线路为由各个IGBT单元中第二IGBT的发射极引出到所述储能系统之间的线路；

所述直流快速熔断器FU5设置在所述第一线路上。

6.如权利要求1所述的微电网补偿装置，其特征在于，所述储能系统包括电池出线断路器QF2、直流接触器KM4、多个电池组和电源管理模块；

所述电池出线断路器QF2的一端与所述变流模块的直流侧连接，另一端通过所述直流接触器KM4与所述多个电池组中的每个电池组连接；所述电源管理模块与每个电池组连接，用于采集每个电池组的运行信息，所述运行信息包含电压、电流和温度中的至少一种信息。

7.如权利要求1所述的微电网补偿装置，其特征在于，所述主控模块包括模拟量采集卡、交流模块驱动板卡、开关量采集板卡、通信板卡和核心板卡；

所述模拟量采集卡用于采集所述微电网的微电网电流和微电网电压，所述变流模块的交流侧电压、交流侧电流和直流侧电流，并发送给所述核心板卡；

所述开关量采集板卡用于采集所述微电网、所述变压器及励磁系统、所述变流模块和所述储能系统中各个开关的状态，并发送给所述核心板卡；

所述通信板卡与所述储能系统通信连接，用于获取所述储能系统的运行信息，并发送给所述核心板卡；

所述核心板卡用于根据所述模拟量采集卡、所述开关量采集板卡和所述通信板卡发送的信息，通过所述交流模块驱动板卡对所述交流模块进行控制，以及通过所述开关量采集板卡对所述微电网、所述变压器及励磁系统、所述变流模块和所述储能系统中各个开关进行控制。

8.如权利要求1所述的微电网补偿装置，其特征在于，所述微电网补偿装置还包括用于为所述主控模块供电的不间断电源，所述不间断电源包括AC-DC开关电源和DCDC开关电源；

所述AC-DC开关电源的输入端与所述变压器与励磁系统的低压侧连接，输出端与所述主控模块连接；

所述DCDC开关电源与的输入端与所述储能系统连接，输出端与所述主控模块连接。

9.一种微电网补偿方法，其特征在于，包括：

合上电池出线断路器QF2，储能系统对各个电池组的状态进行自检，自检完成后闭合直流接触器KM4，直流电压到达变流模块的直流侧；

合上进线开关QF1，主控模块控制软起接触器KM2闭合，变压器T经各个软起模块的软起电阻励磁，励磁完成后闭合短接接触器KM1以及断开软起接触器KM2，微电网电压经变压器T降压后送到变流模块的交流侧；

主控模块采集变流模块的直流侧电压和交流侧电压，若直流侧电压值小于设定目标值，主控模块控制交流接触器KM3闭合并产生SPW驱动信号给IGBT单元，使变流模块工作在并网整流模式，向储能系统充电；

其中，对储能系统充电完成后微电网补偿装置进入待机状态，主控模块实时采集微电网电压和微电网电流，保持与微电网同步。

10.如权利要求9所述的微电网补偿方法，其特征在于，所述方法还包括：

在有冲击负载接入微电网时，将储能系统中储存的能量通过变流模块逆变灌注到微电网中；

当微电网的负载实际功率低于发电机组G最大效率点处的功率时，通过变流模块向储能系统充电；当微电网的负载实际功率高于发电机组G最大效率点处的功率时，通过变流模块向微电网放电；当微电网的负载实际功率等于发电机组G最大效率点处的功率时，变流模块休眠；

当微电网的发电机组G发生故障宕机时，将并离网接触器KM5断开，通过变流模块向微电网放电。

Images