KR20140060401A - 독립형 마이크로그리드 제어 시스템 및 그 제어방법 - Google Patents

독립형 마이크로그리드 제어 시스템 및 그 제어방법 Download PDF

Info

Publication number
KR20140060401A
KR20140060401A KR1020120126622A KR20120126622A KR20140060401A KR 20140060401 A KR20140060401 A KR 20140060401A KR 1020120126622 A KR1020120126622 A KR 1020120126622A KR 20120126622 A KR20120126622 A KR 20120126622A KR 20140060401 A KR20140060401 A KR 20140060401A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
power
management system
storage device
stand
load
Prior art date
Application number
KR1020120126622A
Other languages
English (en)
Other versions
KR101412742B1 (ko
Inventor
안종보
전진홍
김응상
최흥관
Original Assignee
한국전기연구원
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 한국전기연구원 filed Critical 한국전기연구원
Priority to KR1020120126622A priority Critical patent/KR101412742B1/ko
Publication of KR20140060401A publication Critical patent/KR20140060401A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR101412742B1 publication Critical patent/KR101412742B1/ko

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
    • 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
    • H02J13/00006—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 information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment
    • 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
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/12—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load
    • 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
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • 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
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/466—Scheduling the operation of the generators, e.g. connecting or disconnecting generators to meet a given demand
    • 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
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P80/00—Climate change mitigation technologies for sector-wide applications
    • Y02P80/10—Efficient use of energy, e.g. using compressed air or pressurized fluid as energy carrier
    • Y02P80/14—District level solutions, i.e. local energy networks
    • 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
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S40/00—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them
    • Y04S40/12—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them characterised by data transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated electrical equipment

Landscapes

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

Abstract

독립형 마이크로그리드 제어 시스템 및 그 제어방법이 개시된다. 본 발명에 따른 독립형 마이크로그리드 제어 시스템은, 디젤발전기, 신재생에너지전원 및 에너지 저장장치를 구비하는 독립형 마이크로그리드 시스템; 독립형 마이크로그리드 시스템의 구성요소들과 통신하는 에너지관리시스템(EMS); 및 독립형 마이크로그리드 시스템의 안정도를 제어하는 전력관리시스템(PMS)을 포함하며, 에너지관리시스템 및 전력관리시스템을 이용하여 독립형 마이크로그리드 시스템을 제어 및 감시하는 것을 특징으로 한다.

Description

독립형 마이크로그리드 제어 시스템 및 그 제어방법{Stand-alone Microgrid Control System and Method}
본 발명은 독립형 마이크로그리드 제어 시스템 및 그 제어방법에 관한 것으로서, 보다 상세하게는, 디젤발전소에 연료비 절감과 공해 및 소음 저감 목적으로 다량으로 설치되는 태양광, 풍력 등 신재생에너지전원에 기인한 시스템의 불안정성을 해소하고 최적의 전원 공급시스템으로 운영할 수 있는 독립형 마이크로그리드 제어 시스템 및 그 제어방법에 관한 것이다.
디젤발전에 태양광이나 풍력 등 신재생에너지를 결합하여 전력을 공급하는 방식을 소위 하이브리드 전원공급시스템이라 하는데, 이 경우 예를 들면 디젤-풍력 하이브리드, 디젤-태양광 하이브리드, 디젤-풍력-태양광-축전지 하이브리드 등 다양한 조합이 가능하다.
하이브리드 시스템에서 태양광이나 풍력 등 신재생에너지전원의 도입량이 부하나 발전기의 용량에 비해 낮을 경우는 서로 간의 간섭으로 인한 시스템 불안정성에 관한 문제가 없으나, 부하나 발전기의 용량에 비해 신재생에너지전원을 50% 이상으로 도입할 경우는 디젤발전기의 전압 및 주파수 제어에 영향을 미쳐 불안정하게 될 수도 있고, 또한 부하보다 신재생에너지전원의 발전량이 높을 경우 디젤발전기에 역전력이 인가되어 디젤발전기가 트립되기도 하는 등 심각한 문제가 발생될 수 있다.
도 1은 상술한 바와 같은 종래의 디젤 하이브리드 시스템의 일례로서 교류 공통 모선형 시스템를 나타낸 도면이다.
도 1에 도시된 디젤 하이브리드 시스템은, 디젤발전기(16)가 교류 모선(15)을 통하여 부하(17)에 전력을 공급하는 것으로서, 풍력발전(12)과 태양광발전(11)을 직류모선(13)에 연결하고 축전지저장장치(10)를 직류모선(13)에 연결한 형태이다. 따라서, 도 1에 도시된 디젤 하이브리드 시스템은, 태양광발전(11)과 풍력발전(12)의 출력을 직류모선(13)을 통하여 축전지저장장치(10)로 전력을 저장한다.
여기서 직류모선(13)과 교류모선(15) 사이에는 직류/교류 양방향 인버터(14)가 설치되어 있는데, 이를 통하여 축전지저장장치(10), 태양광발전(11), 풍력발전(12)의 출력을 부하(17)로 공급하기도 하고 태양광발전(11)과 풍력발전(12)이 운전이 되지 않을 경우에는 디젤발전기(16)로부터 축전지저장장치(10)로 전력을 저장할 수도 있다.
이 방식은 비교적 안정적인 디젤 하이브리드 방식이긴 하지만 양방향 인버터(14)로 태양광발전(11), 풍력발전(12) 및 축전지저장장치(10)가 연결되기 때문에, 이것이 고장날 경우 전력공급이 안되어 전력공급 측면에서 신뢰도가 낮으며 특히, 디젤발전기의 운전 정지를 통한 연료의 절감이나 무소음, 무공해 운전을 위해서는 이 양방향 인버터(14)가 무정전전원장치 기능도 겸해야 하는 기술적인 어려움이 있다.
상술한 바와 같은 문제점을 해결하기 위하여 하이브리드 시스템에서 적용되는 또다른 종래의 기술은 다음과 같은 두 가지로 설명될 수 있다.
첫째는 태양광, 풍력 등 간헐적인 출력 특성인 신재생에너지전원이 기존의 디젤발전기의 운전에 불안정성 등을 야기시키거나 간섭을 발생시키는 것을 방지하기 위해 신재생에너지전원의 출력을 전부 축전지에 저장하고, 이 축전지에 인버터(무정전전원장치)를 설치하여 교류 전원으로 변환하는 방식이다.
이 경우 디젤발전기의 출력과 인버터의 출력이 동시에 부하에 전력을 공급할 수 없으므로, 디젤발전기 전원과 인버터 전원을 자동절체스위치(ATS)를 이용하여 둘 중의 하나로만 부하에 전력을 공급하게 된다.
도 2는 상술한 바와 같은 종래의 디젤 하이브리드 시스템으로서 ATS 방식을 이용하는 일례를 나타낸 도면이다.
도 2에 도시된 디젤 하이브리드 시스템은, 태양광발전(11), 풍력발전(12), 및 축전지저장장치(10)가 직류모선(13)에 연결된 것은 도 1과 관련하여 상술한 경우와 동일하나, 단지 축전지저장장치(10)에 전력을 공급하기 위한 통로로만 사용되며, 축전지(10)에 병렬로 단방향 인버터(21) 즉, 무정전전원장치를 연결하고 있다.
상기 단방향 인버터(21)의 출력은 디젤발전기(16)의 출력과 함께 ATS(20)으로 연결되어 있는데 디젤발전기(16)나 단방향 인버터(21) 중의 하나를 선택하여 교류모선(15)를 통하여 부하(17)에 전력을 공급하게 된다.
도 2에 도시된 디젤 하이브리드 시스템은, 신재생에너지전원(10, 11, 12)과 디젤발전기(16) 간의 간섭은 전혀 없으나, 적절한 시점에서 절체되지 않으면 태양광발전(11)이나 풍력발전(12)에서 발전한 전력을 축전지저장장치(10)에 충전하고 남는 잉여전력을 활용하지 못하는 단점이 있다.
또한 디젤발전기(16)가 경부하일 때나, 축전지가 과방전되고 태양광발전(11)이나 풍력발전(12)이 운전되지 않을 때에 축전지를 충전하지 못하는 단점이 있어 이를 보완하기 위해 추가적인 축전지 충전장치인 교류-직류 변환장치(22)를 설치하는 경우도 있으나, 시스템이 너무 복잡하고 비경제적이 되는 문제점이 있다.
즉, 상술한 방식은 신재생에너지전원이 기존의 디젤발전기에의 간섭 등의 영향을 없앨 수 있지만 축전지의 충전 상태에 따라 신재생에너지전원 출력을 100% 활용할 수 없는 경우가 발생하며, 또한 인버터 운전이 적절하게 절체되지 않을 경우 축전지의 과방전으로 인한 수명단축의 문제가 발생할 수 있다. 뿐만 아니라 디젤발전기 전원과 인버터 전원을 ATS로 절체하는 순간, 짧지만 정전이 발생하여 전력품질이 저하하는 문제도 일어난다.
하이브리드 시스템에서 적용되는 또다른 종래의 기술의 두 번째 예시는 상술한 바와 같은 축전지를 매개로 한 디젤발전-신재생에너지전원 하이브리드의 문제점을 해결하기 위한 방안의 하나로서 디젤발전과 신재생에너지전원을 교류 공통 모선에 접속하고 이를 제어하기 위해서 통신에 의존하는 하이브리드 제어기를 적용하는 방식이다.
하이브리드 제어기의 목적은 신재생에너지전원의 출력과 부하를 감시하여 잉여 혹은 부족 전력을 축전지에 저장하는 것으로서, 디젤발전기과 과부하 혹은 역전력이 인가되지 않도록 제어하며 축전지가 충분히 충전되고도 잉여전력이 발생할 경우를 대비하여 더미(Dummy)저항을 이용하여 잉여전력을 열로 방출하는 기능도 포함할 수 있다.
그러나, 상술한 바와 같은 통신을 이용한 방식은 통신 지연에 의해서 신재생에너지전원의 트립이나 과도한 출력 상승 등 시스템을 불안하게 하는 과도현상에 대한 대응 능력이 떨어지는 한계가 있으며, 시스템의 전압과 주파수의 유지를 위해서 각각 무효전력과 유효전력을 각 분산전원이 드룹(Droop) 제어방식으로 출력제어하게 되는데 디젤발전기와 인버터 기반의 신재생에너지전원의 응답 특성이 달라 상호 간섭 혹은 불안정성을 가중할 수 있는 단점이 있다.
특히, 디젤발전기 운전 정지 시에 신재생에너지전원만으로 부하에 전력을 공급할 경우에도 적용하는 드룹 제어방식은 시스템의 전압과 주파수를 안정적으로 유지하는데 한계가 있다.
본 발명은 전술한 문제점을 해결하기 위하여 창안된 것으로서, 디젤발전소에 연료비 절감과 공해 및 소음 저감 목적으로 설치되는 태양광, 풍력 등 신재생에너지전원이 부하나 디젤발전기의 용량에 비해 큰 경우, 발생하는 시스템의 불안정성을 해소하여 안정적으로 운영될 수 있는 독립형 마이크로그리드 제어 시스템 및 그 제어방법을 제공하는 것을 목적으로 한다. 이러한 불안정성은 신재생에너지전원이 갑작스럽게 트립이 되어 디젤발전기에 큰 외란을 주거나 혹은 잉여전력이 발생하여 디젤발전기에 역전력이 인가되거나 혹은 풍력발전과 같이 출력의 변동이 심하여 디젤발전기의 전압 및 주파수 제어에 간섭을 주는 것 등에 기인한다.
또한, 본 발명은 종래의 축전지-무정전전원 방식의 하이브리드 시스템이 가진 신재생에너지전원 이용율 저하 문제를 해결하며, 특히 신재생에너지전원의 발전 출력이 충분하고 경부하일 경우에 디젤발전기의 운전을 정지시킴으로써 연료비 절감은 물론이고 기기의 수명을 연장할 수 있는데 이 경우에 발생하는 전력시스템의 전압 및 주파수의 제어성 악화 문제를 해결할 수 있는 독립형 마이크로그리드 제어 시스템 및 그 제어방법을 제공하는 것을 목적으로 한다. 통상의 신재생에너지전원용 인버터들은 계통연계형으로 제작되어 있어 계통의 전압과 주파수를 기준으로 출력전력을 제어하도록 되어 있기 때문에, 디젤발전기가 운전정지하는 경우 정상적으로 동작할 수 없으며 따라서 시스템의 전압과 주파수를 유지할 수 없게 된다.
전술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 실시예에 따른 독립형 마이크로그리드 제어 시스템은, 디젤발전기, 신재생에너지전원 및 에너지 저장장치를 구비하는 독립형 마이크로그리드 시스템; 독립형 마이크로그리드 시스템의 구성요소들과 통신하는 에너지관리시스템(EMS); 및 독립형 마이크로그리드 시스템의 안정도를 제어하는 전력관리시스템(PMS)을 포함하며, 에너지관리시스템 및 전력관리시스템을 이용하여 독립형 마이크로그리드 시스템을 제어 및 감시하는 것을 특징으로 한다.
에너지관리시스템은 부하 및 신재생전원의 발전 예측을 이용한 발전계획을 수립하며 독립형 마이크로그리드 시스템을 감시하고, 전력관리시스템은 에너지 저장장치와 더비 부하의 직접 제어를 통해 독립형 마이크로그리드 시스템을 제어한다.
전력관리시스템은, 디젤발전기, 신재쟁에너지전원 중의 적어도 하나에 대한 분산전원의 출력과 부하의 전력을 직접 검출하고, 잉여전력의 발생에 의해 디젤발전기에 역전력이 인가되어 트립되는 사고의 경우에 직접 더미저항부하를 인가하여 역전력을 막으며, 신재생에너지전원이 트립하여 독립형 마이크로그리드 시스템의 전압 및 주파수의 변동이 발생하는 경우에 이를 보상하기 위해서 에너지저장장치의 충방전 제어를 통하여 전력의 수급균형을 맞출 수 있다.
또한, 전력관리시스템은, 에너지관리시스템과 통신하며, 통신 상태의 정상 여부 검사를 통하여 에너지관리시스템의 고장 여부를 판단하고, 각 분산전원들의 고장 상태 정보를 접점으로 입력받아 고장 여부를 판단하며, 적어도 하나가 고장이라 판단될 경우에는 미리 설정된 백업 모드 운전으로 절환할 수 있다.
전력관리시스템은, 독립형 마이크로그리드 시스템의 각각의 구성요소를 직접 온/오프 제어할 수 있다.
또한, 전력관리시스템은, 에너지 저장장치, 혹은 에너지 저장장치와 전기이중층 캐패시터로 구성된 하이브리드 저장장치의 출력을 시간지연 없이 제어하기 위한 출력명령의 전송에 있어 전압 혹은 전류신호의 아나로그 출력을 이용하거나, 혹은 보상제어의 시간 지연을 피하기 위해 전용의 설정된 고속통신을 이용한 출력 기능을 구비할 수 있다.
에너지관리시스템은, 디젤발전기의 운전 효율을 높이기 위하여 경부하시에 에너지저장장치의 충전 기능을 이용하여 최적의 고효율 운전점에서 운전되도록 부하율을 조정하며, 신재생에너지전원의 발전량, 에너지 저장장치의 충전 상태 및 부하 전력량을 판단하여 디젤발전기를 운전을 정지하고 인버터 기반으로만 독립형 마이크로그리드 시스템의 전압과 주파수를 유지할 수 있도록 하고, 부하의 증가에 따라 다시 디젤발전기를 독립운전할 수 있다.
에너지관리시스템은, 디젤발전기가 운전 정지하여 독립계통의 전압과 주파수를 유지할 수 없을 때에 에너지저장장치용의 인버터가 계통의 전압과 주파수를 제어할 수 있다.
전술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 실시예에 따른 독립형 마이크로그리드 시스템의 제어방법은, 잉여전력의 저장이나 부족 전력의 보상을 위한 제1축전지저장장치, 및 과도적인 전압이나 주파수를 보상하기 위한 제2축전지저장장치 혹은 전기이중층 캐패시터로 제1축전지저장장치의 기능을 분리하는 독립형 마이크로그리드 시스템의 제어방법에 있어서, 제1축전지저장장치는 80% 이상 충전 및 30%까지의 방전으로 운용하고, 제2축전지저장장치는 50%의 충전량에 기초하여 과도, 비상시에 충전 혹은 방전에 대응하는 용도로 운용하는 것을 특징으로 한다.
본 발명에 따르면, 간헐적인 출력 특성을 가진 태양광, 풍력 같은 신재생에너지전원이 다량 보급된 독립형 마이크로그리드에 있어 발전 출력의 변동이나 부하 변동에 대해서 디젤발전기의 운전 안정성을 유지함으로써 전력품질을 제고할 수 있고, 조건이 만족할 경우 디젤발전기를 정지함으로써 디젤발전기에의 의존도을 감소시킬 수 있어 연료비가 절감되며, 소음과 공해를 줄일 수 있게 된다.
또한, 본 발명에 따르면, 고속의 전용 통신망을 이용하거나 혹은 무정전전원장치와 같은 특수한 용도의 기기를 사용하지 않으므로 비용을 절감하고, 설비 규모에 상관없이 다양하게 적용할 수 있다. 뿐만 아니라 PMS로 시스템의 안정도를 제고함으로써 신재생에너지전원의 도입 용량의 제한을 받지 않게 된다.
또한, 본 발명에 따르면, 자동화된 운전방식과 감시 시스템의 적용으로 발전 설비의 운영 및 유지보수 비용을 줄일 수 있다.
도 1은 종래의 디젤 하이브리드 시스템의 일례를 나타낸 도면이다.
도 2는 종래의 디젤 하이브리드 시스템의 또 다른 일례를 나타낸 도면이다.
도 3은 본 발명에 따른 독립형 마이크로그리드의 시스템 구성 및 그 제어 시스템을 나타낸 도면이다.
도 4는 본 발명의 실시예에 따른 전력관리시스템의 구성과 외부 기기의 인터페이스를 나타낸 도면이다.
도 5는 축전지저장장치용 양모드 인버터의 구성을 나타낸 도면이다.
도 6은 전력관리시스템이 축전지저장장치를 이용하여 디젤발전기의 출력을 보상제어하는 방식을 설명하기 위해 도시한 도면이다.
도 7은 본 발명의 실시예에 따른 전력관리시스템의 보조기능으로서 전체 독립형 마이크로그리드 내의 기기 감시와 고장시의 백업운전으로의 대응 방안을 설명하기 위한 도면이다.
도 8은 독립형 마이크로그리드의 운전 모드 혹은 운전 상태를 나타낸 도면이다.
도 9는 전력관리시스템 내의 디지털신호 프로세서가 어떤 기기의 고장이나 비정상적인 운전을 감지할 경우의 조치에 대한 흐름도이다.
도 10은 본 발명의 실시예에 따른 독립형 마이크로그리드 제어 시스템이 도서지역의 디젤발전소에 적용된 경우의 예를 나타낸 도면이다.
이하, 첨부한 도면들을 참조하여, 본 발명을 보다 상세하게 설명하고자 한다. 본 발명은 다양한 변경을 가할 수 있고 여러 가지 형태를 가질 수 있는바, 특정 실시예들을 도면에 예시하고 본문에 상세하게 설명하고자 한다. 그러나, 이는 본 발명을 특정한 개시 형태에 대해 한정하려는 것이 아니며, 본 발명의 사상 및 기술 범위에 포함되는 모든 변경, 균등물 내지 대체물을 포함하는 것으로 이해되어야 한다.
각 도면을 설명하면서 유사한 참조부호를 유사한 구성요소에 대해 사용하였다. 첨부된 도면에 있어서, 구조물들의 치수는 본 발명의 명확성을 기하기 위하여 실제보다 확대하여 도시한 것이다. 여기서, 제1, 제2 등의 용어는 다양한 구성요소들을 설명하는데 사용될 수 있지만, 상기 구성요소들은 상기 용어들에 의해 한정되어서는 안 된다. 상기 용어들은 하나의 구성요소를 다른 구성요소로부터 구별하는 목적으로만 사용된다. 예를들어, 본 발명의 권리 범위를 벗어나지 않으면서 제1 구성요소는 제2 구성요소로 명명될 수 있고, 유사하게 제2 구성요소도 제1 구성요소로 명명될 수 있다. 단수의 표현은 문맥상 명백하게 다르게 뜻하지 않는 한, 복수의 표현을 포함한다.
본 출원에서, "포함하다" 또는 "가지다" 등의 용어는 명세서 상에 기재된 특징, 숫자, 단계, 동작, 구성요소, 부분품 또는 이들을 조합한 것이 존재함을 지정하려는 것이지, 하나 또는 그 이상의 다른 특징들이나 숫자, 단계, 동작, 구성요소, 부분품 또는 이들을 조합한 것들의 존재 또는 부가 가능성을 미리 배제하지 않는 것으로 이해되어야 한다.
또한, 다르게 정의되지 않는 한, 기술적이거나 과학적인 용어를 포함해서 여기서 사용되는 모든 용어들은 본 발명이 속하는 기술 분야에서 통상의 지식을 가진 자에 의해 일반적으로 이해되는 것과 동일한 의미를 가지고 있다. 일반적으로 사용되는 사전에 정의되어 있는 것과 같은 용어들은 관련 기술의 문맥 상 가지는 의미와 일치하는 의미를 가지는 것으로 해석되어야 하며, 본 출원에서 명백하게 정의하지 않는 한, 이상적이거나 과도하게 형식적인 의미로 해석되지 않는다.
도 3은 본 발명에 따른 독립형 마이크로그리드의 시스템 구성 및 그 제어 시스템을 나타낸 도면이다.
도서지역이나 원격지에 전력을 공급하는 독립형 마이크로그리드 시스템의 경우, 디젤발전기(30, 32)는 부하와 증가와 비상용에 대비하여 복수 개로 설치될 수 있으며, 각각에는 전압과 주파수를 제어하는 발전기제어기(31, 33)가 설치되어 있다.
본 발명의 실시예에 따른 독립형 마이크로그리드 시스템은 분산전원들, 풍력발전(12), 복수 개의 태양광발전(11, 11-1), 복수개의 축전지저장장치(10, 10-1), 전기이중층 캐패시터(Electric Double Layer Capacitor, EDLC, 35) 및 과도적인 잉여전력의 방전용으로 더미저항(34)을 포함한다. 이들은 모두 교류모선(15)으로 연결되어 부하(17)에 전력을 공급하게 된다.
축전지저장장치(10, 10-1)는 2개 이상으로 구성하게 되는데, 각각의 축전지저장장치는 서로 다른 목적을 갖는다. 즉, 축전지저장장치(10, 10-1)는 50% 정도의 충전율을 유지하는 축전지저장장치(여기서는 10이라고 가정함)와 70% 정도까지 충전을 할 수 있도록 하는 축전지저장장치(여기서는 10-1이라고 가정함)로 분리할 수 있는데, 전자의 축전지저장장치(10)는 잉여전력을 흡수하기 위해 충전 여분을 가지고 있기 때문이며, 후자의 축전지저장장치(10-1)는 에너지저장용으로서 충전율 측정 오차 등을 고려하여 100%가 아닌 70% 정도까지만 충전하기 때문이다.
본 발명의 실시예에 따른 독립형 마이크로그리드 제어 시스템은, 독립형 마이크로그리드의 감시 및 제어를 위하여 에너지관리시스템(EMS, 49) 및 전력관리시스템(PMS, 50)을 포함한다.
에너지관리시스템(49)은 마이크로그리드를 구성하고 있는 분산발전인 디젤발전기(30, 32)의 발전기 제어기(31, 33)와 신재생에너지전원(11, 11-1, 10, 10-1, 12, 35) 및 더미저항장치(34)와 통신을 하는데, 표준화된 통신 방식을 적용할 수 없기 때문에 게이트웨이(48)를 이용하여 각각의 기기(10, 10-1, 11, 11-1, 12, 30, 31, 32, 33, 34, 35)와 통신하게 된다. 게이트웨이(48)와 분산전원 사이의 통신(55) 방식은 주로 직렬 통신이 사용되며, 게이트웨이(48)와 EMS(49) 사이의 통신은 고속의 이더넷 통신을 적용할 수 있다. 또한 EMS(49)는 PMS(50), 기상관측장치(53)와도 통신하는데, 직접 EMS(49)와 통신도 가능하며 게이트웨이(48)를 경유할 수도 있다.
PMS(50)는 독립형 마이크로그리드의 시스템 안정도를 제어하는 중요한 기기로서, 입력(51)은 각 분산발전 중에서 디젤발전기(30, 32) 와 풍력(12), 태양광발전(11, 11-1) 및 부하 전력(45) 등의 계산을 위한 측정값들이 되며, 출력(52)은 축전지저장장치(10, 10-1)와 EDLC(35)로 연결되는 출력 명령이다. 이에 대한 상세한 설명은 후술한다.
자동절체스위치인 ATS(46, 47)는 2개가 사용되는데, 이는 디젤발전기(30, 32)의 선택용으로 사용되며, 다른 한편 한쪽 ATS(47)를 B측으로 선택하고 디젤발전기(30)를 사용하여 ATS(46)를 A측으로 선택하여 운전 중일 때 사고가 발생하면 ATS(46)을 A쪽으로 전환하여 디젤발전기(32)를 이용한 백업 발전용으로 사용할 수 있다. ATS의 자동적인 절환 절차는 후술한다.
도 4는 본 발명의 실시예에 따른 전력관리시스템(PMS, 50)의 구성과 외부 기기의 인터페이스를 나타낸 도면이다.
PMS(50)는 디지털신호처리프로세서(DSP, 75)와 아날로그 입력포트(71), 아날로그 출력포트(72), 디지털 입출력 포트(73) 및 통신포트(74)를 가지고 있는 디지털처리보드로서 자체의 입출력 기능과 연산기능을 가지고 있다. 아날로그 입력포트(71)는 디젤발전기(30, 32)의 각각의 출력전류와 전압(41, 42), 태양광발전(11, 11-1)의 출력전류(43), 풍력발전(12)의 출력전류(44) 및 부하(17)의 전류(45)를 아날로그 입력포트(71)로 읽어 들여 각 분산발전 및 부하의 전력량을 연산하게 된다.
또한, PMS(50)는 후술하는 내부 알고리즘에 의해서 축전지저장장치(10, 10-1)와 EDLC(35)와 같은 제어가능한 저장장치의 출력전력명령을 아날로그 신호로 아날로그 출력포트(72)를 통해서 출력함으로써, 부하(17) 변동이나 분산전원(30, 31, 11, 11-1, 12)의 트립과 같은 외란을 보상할 수 있게 된다.
한편, EMS(49)는 통신에 의하지 않는 외부 기기에 대한 입출력 기능이 없기 때문에 더미부하(34), ATS 제어반(46, 47)과 같은 기기들을 직접적으로 제어할 수 없다. 따라서 PMS(50)는 EMS(49)와의 통신(74) 기능을 이용하여 이들 기기의 투입, 차단 같은 제어 기능을 디지털 입출력포트(73)를 통하여 수행하게 된다. 또한 PMS(50)는 분산전원(30, 31, 11, 11-1, 12) 기기의 고장에 따른 접점 출력을 읽어 들이는 기능을 디지털입출력포트(73)을 통해 수행하게 된다. 따라서 분산전원(30, 31, 11, 11-1, 12) 기기의 고장을 통신에 의존하지 않고 빠르게 검출할 수 있게 된다. 이 고장 정보는 후술하는 고장처리 알고리즘에 따라서 시스템을 백업 모드로 운전할 수 있는 수단을 제공하게 된다.
마지막으로 PMS(50)는 EMS(49)와의 통신(74) 기능을 이용하여 운전 모드 정보, 출력제어 명령 등 필요한 정보를 송신, 수신하여 공조적인 제어와 감시를 수행하게 된다.
도 5는 축전지저장장치용 양모드 인버터(10, 10-1)의 구성을 나타낸 도면이다.
축전지저장장치용 양모드 인버터(10, 10-1)는 축전지(80)의 충전과 방전을 동시에 수행할 수 있다. 여기서 양모드라는 것은 인버터(10, 10-1)의 출력단에 전압과 주파수를 유지하는 전력계통 혹은 동기발전기가 있는 경우에 동작하는 전류제어 모드와 출력단(89)에 전압과 주파수를 유지하는 전압원이 없을 경우에 동작하는 정전압-정주파수 제어 모드를 선택적으로 수행할 수 있다는 것을 의미한다.
인버터(10, 10-1)는 디지털제어기(90)에 의해 제어되는데 축전지(80)의 전압과 전류를 검출(81)하여 충전상태 연산과 출력전류를 제어하게 되며 이는 승강압용 양방향 컨버터(82)를 통해서 수행된다. 디지털제어기(90)는 통신포트(94)를 통하여 EMS(49)의 명령을 따르거나 혹은 아날로그 입력 포트(95)를 통하여 PMS(50)의 명령에 의해 충전 혹은 방전 기능을 수행하게 된다.
제어기의 출력은 컨버터(82)의 온오프를 결정하는 스위칭 위칭신호(91)로 전달된다. 직류단(83)을 매개로 DC/AC 인버터(84)가 연결되어 전류 혹은 전압을 출력하게 되는데 인버터(84)의 출력단에는 리액터(86)와 캐패시터(87)로 구성된 필터가 설치되고 필요에 따라서 절연 혹은 전압 매칭용 변압기(93)가 설치될 수도 있다.
인버터(84)가 전류제어 모드일 때는 출력 전류검출(85) 신호를 이용하게 되고 전압제어 모드일 때는 출력전압(88) 신호를 이용하게 된다. 인버터(84)는 제어기(90)의 연산에 따라 스위칭 제어신호(92)로 전압 혹은 전류 제어된다.
도 6은 PMS(50)가 축전지저장장치(10, 10-1)를 이용하여 디젤발전기(30, 32)의 출력을 보상제어하는 방식을 설명하기 위해 도시한 도면이다.
디젤발전기(30, 32)는 저출력일 때 효율이 낮은 문제가 있고 독립형 마이크로그리드에서는 제어 가능한 분산전원인 축전지저장장치(10, 10-1)를 이용하여 부하량에 관계없이 디젤발전기(30, 32)의 출력을 고효율점으로 이동시킬 수 있다. 또한 독립형 마이크로드리에서 디젤발전기(30, 32)는 부하(17)에 비해 태양광(11, 11-1)이나 풍력(12) 등 분산발전의 출력이 높을 경우 디젤발전기(30, 32)에 역전력이 인가되어 발전기가 트립될 수 있다. 따라서 PMS(50)는 이러한 문제점을 해결하기 위해 축전지저장장치(10, 10-1)에 적절한 출력명령을 제공함으로써 다음과 같은 두 가지의 운전 모드로 운전될 수 있다.
첫째는 [최소운전점, 최대운전점] 운전 모드(111)로서 디젤발전기(30, 32)의 출력이 부하(17)와 제어 가능하지 않는 태양광발전(11, 11-2)과 풍력(12)의 출력에 관계없이 최소운전점(103)과 최대운전점(102) 사이에서 운전되도록 축전지저장장치(10, 10-1)의 출력을 제어하는 방법이다. 이러한 운전 방안은 도 6에서 보는 바와 같이 시간축(101)에 대해서 부하(17)의 소비전력(105)이 디젤발전기(30, 32)의 최소운전점(103) 보다 낮게 되면 충전을 하여(107) 최소운전점(103) 보다 낮게 디젤발전기(30, 32)에 부하가 걸리지 않도록 제어하는 것이고 또한 최대운전점(102) 보다 부하(17)가 증가하는 경우에는 방전하여(108) 디젤발전기(30, 32)의 출력이 최대운전점(102)를 넘어가지 않도록 제어하는 것이다. 이러한 운전 방식을 통해서 디젤발전기(30, 32)는 부하(17)의 소비전력량과 태양광발전(11, 11-2)과 풍력(12)의 출력에 관계없이 안정적인 운전을 할 수 있게 된다.
또 다른 운전 방식으로서 고효율운전 모드(112)는 최소운전점(103)과 최대운전점(102)을 동일하게 두고 이를 고효율운전점(104)로 일치시키는 운전을 하는 것이다. 이 경우 디젤발전기(30, 32)는 부하(17)의 소비전력량과 태양광발전(11, 11-2)과 풍력(12)의 출력에 관계없이 고효율운전점(104)을 벗어나는 만큼 충전(109) 혹은 방전(110)을 하여 디젤발전기(30, 32)가 일정한 출력을 내게(106) 되는 것이다. 고효율운전점(104)은 시스템의 안정성 마진을 고려하여 디젤발전기(30, 32)의 정격출력의 70 혹은 80% 정도에 설정할 수 있다. 도 6에서 시간(113) 이전은 [최소운전점, 최대운전점] 운전 모드(111)로서 디젤발전기의 출력(106)이 최소운전점(103)과 최대운전점(102) 사이에서 운전되는 것을 볼 수 있고 시간(113) 이후에는 고효율운전 모드(112)로서 디젤발전기의 출력(106)이 고효율운전점(104) 상에서 운전되는 것을 볼 수 있다.
이와 같은 운전을 EMS(49)가 통신으로 제어하지 않고 PMS(50)을 이용하여 제어하는 이유는 부하(17)의 소비전력 변화(105)가 빠르고 또한 태양광발전(11, 11-2)과 풍력(12)의 출력 변동이 빠를 뿐만 아니라 이들이 갑작스럽게 트립될 수 있으므로 통신에 의한 시간지연을 회피하기 위하여 PMS(50)를 적용하여 직접 각 발전기들의 출력과 부하를 측정하여 아날로그 출력신호로 축전지저장장치(10, 10-1)를 제어하게 되다.
도 7은 본 발명의 실시예에 따른 PMS(50)의 보조기능으로서 전체 독립형 마이크로그리드 내의 기기 감시와 고장시의 백업운전으로의 대응 방안을 나타낸 도면이다.
PMS(50)는 먼저 통신 포트(74)를 통하여 EMS(49)와 통신을 하고 있으며 디지털 입출력포트(73)를 통하여 마이크그로그리드 내의 분산전원들의 고장 정보를 접점 입력(70)으로 받고 있으며 또한 아날로그 입력포트(71)를 통하여 각 분산발전기들의 출력 전류와 전압(41 - 45)을 검출하고 있다. 따라서 마이크로그리드 내의 모든 기기의 운전 상태 정보를 알고 있다. EMS(49)의 경우 일정 시간 동안 통신이 되지 않으면 게이트웨이(48)나 혹은 EMS(49) 자체가 정상적으로 운전되고 있지 않다는 것을 알 수 있다. 분산전원 기기들에 대해서는 각 분산전원의 출력 전압, 전류 및 고장시 출력되는 접점을 PMS(50)가 입력받고 있기 때문에 이들 정보의 조합으로서 해당 기기의 고장 여부를 알 수 있게 된다. 이러한 고장의 진단은 PMS(50) 내의 디지털신호 프로세서(75)가 수행하게 되며 운전 모드에 따른 자세한 흐름도는 제 8도, 제 9도에서 설명된다.
도 8은 독립형 마이크로그리드의 운전 모드 혹은 운전 상태를 나타낸 도면이다.
EMS(49)에 의한 자동 혹은 수동운전 설정에 관계없이 운전되고 있는 분산전원 기기들의 종류에 따라 다음과 같이 운전 모드 혹은 운전 상태를 정의하는데 이는 EMS(49) 및 PMS(50)의 동작 기능과 관련이 있기 때문이다.
먼저 모드 0(132)은 디젤발전기(30, 32)만 운전되는 경우로서 PMS(50)는 운전정지 상태를 유지하며 EMS(49)는 미리 설정된 발전계획에 의해 필요한 디젤발전기(30, 32)를 기동하게 된다.
모드 1(133)은 디젤발전기(30, 32)와 축전지저장장치(10, 10-1)가 동시에 운전되는 모드 혹은 상태를 말한다. 모드 0(132)에서 모드 1(133)로 절환하는 경우는 디젤발전기(30, 32)의 부하율이 50% 이하로 낮고 축전지저장장치(10, 10-1)의 충전상태가 낮은 경우에 축전지저장장치(10, 10-1)를 충전하기 위해서이다. 또 다른 경우는 디젤발전기(30, 32)의 부하율이 70% 이상이고 축전지저장장치(10, 10-1)가 충분히 충전이 되어 있는 경우 예상되는 부하(17)의 증가가 크지 않을 경우 축전지저장장치(10, 10-1)가 방전함으로서 추가적인 디젤발전기(30, 32)의 기동을 지연할 경우이다.
모드 2(134)는 디젤발전기(30, 32), 태양광발전(11, 11-1), 풍력발전(12) 및 축전지저장장치(10, 10-1)가 동시에 운전되는 모드 혹은 상태를 말한다. 축전지저장장치(10, 10-1)의 운용 목적은 태양광발전(11, 11-1)이나 혹은 풍력발전(12)이 디젤발전기(30, 32)와 동시에 운전될 경우 잉여 혹은 부족 전력을 각각 충전 혹은 방전하기 위해서 이므로 태양광발전(11, 11-1)이나 풍력발전(12)이 운전될 경우 축전지저장장치(10, 10-1)를 운전하여 반드시 모드 2(134)로 운전되도록 한다. 모드 0(132), 모드 1(133), 모드 2(134)의 공통점은 디젤발전기(30, 32)가 반드시 1대 이상 운전(131)되고 있다는 점이며 따라서 이 3개의 모드에서는 디젤발전기(30, 32)에 역전력이 인가되어서는 안되며 또한 디젤발전기(30, 32)가 시스템의 전압 및 주파수를 제어하고 있는 상태이므로 태양광발전(11, 11-1)이나 풍력발전(12), 축전지저장장치(10, 10-1)는 모두 계통연계 운전 모드 즉, 전류제어로 운전되어야 한다.
모드 3(135)은 모드 2(134)나 모드 1(133)에서 디젤발전기(30, 32)가 운전 정지되는 경우(130)로서 시스템의 전압과 주파수를 제어하는 분산전원이 없기 때문에 각 분산전원의 제어방법이 달라지게 된다. 이 모드 3(135)에서는 축전지저장장치(10, 10-1) 중에서 1개가 시스템의 전압과 주파수를 제어하는 소위 마스터로 운전되며 나머지 분산전원들은 기존과 동일하게 계통연계 모드로 운전된다.
다음은 각 모드(132 - 135)로의 이전에 대해 설명한다.
먼저, 모드 0(132)과 모드 1(133) 간의 이동(138)은 제한이 없다. 또한 모드 1(133)과 모드 2(134) 간의 이동(139)도 제한이 없다. 제한이 없다는 것은 언제든지 정방향 혹은 역방향으로 모드를 절환할 수 있다는 의미이다. 그러나 모드 3(135)으로의 이동은 모드 1(133)과 모드 2(134)에서만으로 제한된다. 또한 모드 3(135)에서는 모드 0(132)로만 이동할 수 있고 다른 모드로의 이동은 제한된다. 이와 같은 모드 이동의 제한은 모드 이동의 단순화 및 모드 변경에 따른 시스템 안정성의 악화를 최소화하기 위해서이다.
운전모드의 설정은 자동운전과 수동운전에 상관없이 EMS(49)에서 이루어지고 PMS(50)는 설정된 모드에 따라 도 6에서 설명한 바와 같이 동작하여 원하는 운전이 되게 된다.
도 9는 PMS(50) 내의 디지털신호 프로세서(75)가 어떤 기기의 고장이나 비정상적인 운전을 감지할 경우의 조치에 대한 흐름도이다.
PMS(50)의 내부 고장 진단 프로그램이 시작(단계 150)되면 먼저 자신의 정상여부를 검사하여(단계 151), 이상이 발견되면 EMS(49)에 그 사실을 통신으로 통보한다(단계 152). EMS(49)는 PMS(50)가 정상적으로 동작하지 않을 경우 모드 2(134) 운전에 제약을 둘 수 있다. 다음으로 가장 중요한 진단 기능은 EMS(49)의 정상 동작여부 검사이다. EMS(49) 고장 여부 검사(단계 153)는 EMS(49)와 PMS(50) 간의 주기적인 통신의 정상 동작 여부로 PMS(50)이 판단할 수 있다. 이 경우 PMS(50)는 수동운전 모드로 절환하여(단계 154) 모드 0(132)로 운전하게 된다(단계 155). 즉 디젤발전기(30, 32)를 운전자에 의해 수동으로 운전할 수 있도록 하는 것이다. 이때 EMS의 고장은 부저 등을 통해서 운전자에게 알려줄 수 있다.
다음으로 중요한 고장은 축전지저장장치(10, 10-1)의 고장으로서 이 경우에는 안정성 문제로 태양광발전(11, 11-1)이나 풍력발전(12)을 운전할 수 없으므로 이 사실을 EMS(49)에 통보하여 직접 부하를 제어하도록 한다(단계 157). 과도적으로 이들 신재생발전원들이 운전 정지하지 않아 디젤발전기(30, 32)에 역전력이 인가될 경우에는 직접 더미 저항(34)를 투입하는 기능을 가질 수 있다. 이 경우 EMS(49)가 정상운전이 되고 있다면 출력 제한 등 2차적인 대응을 할 수 있게 된다.
디젤발전기 고장 검사(단계 158), 태양광발전 고장 검사(단계 159), 풍력발전 고장 검사(단계 160)을 차례로 진행하고 그 결과를 각각 EMS(49)로 통보한다(각각 단계 161 내지 163). 이들 기기의 고장은 EMS(49)가 통신을 통하여 알고 있는 정보이므로 PMS(50)의 정보는 고장의 확인용으로 사용되어 진다. 모든 검사와 조치를 수행 한 후 프로그램은 처음으로 돌아가 반복하게 된다(단계 164)
본 발명은 도 10도에 보이는 것처럼, 도서지역의 디젤발전소에 적용이 가능하다. 용량이 서로 다른 두 대의 디젤발전기(180, 181)로 마을(190)에 전력을 공급하고 있는 도서를 대상으로 하였다. 두 대의 디젤발전기(180, 181)를 사용하는 이유는 부하량에 따른 적정 용량 발전기의 선택으로 효율을 높이는 목적과 고장시 백업용으로 사용하기 위해서이다. 이 도서의 경우 관광지로서 주간에는 식당 등 체류객들이 많지만 야간에는 소수의 거주자만 있기 때문에 경부하 상태가 된다. 따라서 주간에 충분한 용량의 태양광발전(185, 186)로 디젤발전기(180, 181)의 부족전력을 보충하고 잉여의 전력은 축전지저장장치(188, 189)에 저장하여 야간에 사용할 수 있도록 설계되었다. 상대적으로 부하(190)에 비해 큰 용량의 태양광발전(185, 186)을 설치하였기 때문에 디젤발전기(180, 181)에 역전력이 인가되지 않도록 하기 위하여 더미 저항부하(184)를 설치하여 과도적으로 잉여전력이 발전되고 축전지저장장치(188, 189)가 만충전되었으며 태양광발전(185, 186)이 출력제한하기 이전에는 더미 저항부하(134) 시스템의 안정성을 유지할 수 있게 하였다. EDLC 저장장치(187)는 태양광발전(185, 186)의 운전 중 트립 등 과도적으로 안정도 문제가 발생할 경우 빠른 보상 기능을 하게 된다.

Claims (9)

  1. 디젤발전기, 신재생에너지전원 및 에너지 저장장치를 구비하는 독립형 마이크로그리드 시스템;
    상기 독립형 마이크로그리드 시스템의 구성요소들과 통신하는 에너지관리시스템(EMS); 및
    상기 독립형 마이크로그리드 시스템의 안정도를 제어하는 전력관리시스템(PMS)
    을 포함하며,
    상기 에너지관리시스템 및 상기 전력관리시스템을 이용하여 상기 독립형 마이크로그리드 시스템을 제어 및 감시하는 것을 특징으로 하는 독립형 마이크로그리드 제어 시스템.
  2. 제 1항에 있어서,
    상기 에너지관리시스템은 부하 및 상기 신재생전원의 발전 예측을 이용한 발전계획을 수립하며 상기 독립형 마이크로그리드 시스템을 감시하고,
    상기 전력관리시스템은 상기 에너지 저장장치와 더비 부하의 직접 제어를 통해 상기 독립형 마이크로그리드 시스템을 제어하는 것을 특징으로 하는 독립형 마이크로그리드 제어 시스템.
  3. 제 1항에 있어서,
    상기 전력관리시스템은,
    상기 디젤발전기, 상기 신재쟁에너지전원 중의 적어도 하나에 대한 분산전원의 출력과 부하의 전력을 직접 검출하고, 잉여전력의 발생에 의해 상기 디젤발전기에 역전력이 인가되어 트립되는 사고의 경우에 직접 더미저항부하를 인가하여 역전력을 막으며, 상기 신재생에너지전원이 트립하여 상기 독립형 마이크로그리드 시스템의 전압 및 주파수의 변동이 발생하는 경우에 이를 보상하기 위해서 상기 에너지저장장치의 충방전 제어를 통하여 전력의 수급균형을 맞추는 것을 특징으로 하는 독립형 마이크로그리드 제어 시스템.
  4. 제 1항에 있어서,
    상기 전력관리시스템은,
    상기 에너지관리시스템과 통신하며, 통신 상태의 정상 여부 검사를 통하여 상기 에너지관리시스템의 고장 여부를 판단하고, 각 분산전원들의 고장 상태 정보를 접점으로 입력받아 고장 여부를 판단하며, 적어도 하나가 고장이라 판단될 경우에는 미리 설정된 백업 모드 운전으로 절환하는 것을 특징으로 하는 독립형 마이크로그리드 제어 시스템.
  5. 제 1항에 있어서,
    상기 전력관리시스템은,
    상기 독립형 마이크로그리드 시스템의 각각의 구성요소를 직접 온/오프 제어하는 것을 특징으로 하는 독립형 마이크로그리드 제어 시스템.
  6. 제 1항에 있어서,
    상기 전력관리시스템은,
    상기 에너지 저장장치, 혹은 상기 에너지 저장장치와 전기이중층 캐패시터로 구성된 하이브리드 저장장치의 출력을 시간지연 없이 제어하기 위한 출력명령의 전송에 있어 전압 혹은 전류신호의 아나로그 출력을 이용하거나, 혹은 보상제어의 시간 지연을 피하기 위해 전용의 설정된 고속통신을 이용한 출력 기능을 구비하는 것을 특징으로 하는 독립형 마이크로그리드 제어 시스템.
  7. 제 1항에 있어서,
    상기 에너지관리시스템은,
    상기 디젤발전기의 운전 효율을 높이기 위하여 경부하시에 상기 에너지저장장치의 충전 기능을 이용하여 최적의 고효율 운전점에서 운전되도록 부하율을 조정하며, 상기 신재생에너지전원의 발전량, 상기 에너지 저장장치의 충전 상태 및 부하 전력량을 판단하여 상기 디젤발전기를 운전을 정지하고 인버터 기반으로만 상기 독립형 마이크로그리드 시스템의 전압과 주파수를 유지할 수 있도록 하고, 부하의 증가에 따라 다시 상기 디젤발전기를 독립운전하는 것을 특징으로 하는 독립형 마이크로그리드 제어 시스템.
  8. 제 1항에 있어서,
    상기 에너지관리시스템은,
    상기 디젤발전기가 운전 정지하여 독립계통의 전압과 주파수를 유지할 수 없을 때에 상기 에너지저장장치용의 인버터가 계통의 전압과 주파수를 제어하는 것을 특징으로 하는 독립형 마이크로그리드 제어 시스템.
  9. 잉여전력의 저장이나 부족 전력의 보상을 위한 제1축전지저장장치, 및 과도적인 전압이나 주파수를 보상하기 위한 제2축전지저장장치 혹은 전기이중층 캐패시터로 상기 제1축전지저장장치의 기능을 분리하는 독립형 마이크로그리드 시스템의 제어방법에 있어서,
    상기 제1축전지저장장치는 80% 이상 충전 및 30%까지의 방전으로 운용하고,
    상기 제2축전지저장장치는 50%의 충전량에 기초하여 과도, 비상시에 충전 혹은 방전에 대응하는 용도로 운용하는 것을 특징으로 하는 독립형 마이크로그리드 시스템의 제어방법.
KR1020120126622A 2012-11-09 2012-11-09 독립형 마이크로그리드 제어 시스템 및 그 제어방법 KR101412742B1 (ko)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020120126622A KR101412742B1 (ko) 2012-11-09 2012-11-09 독립형 마이크로그리드 제어 시스템 및 그 제어방법

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020120126622A KR101412742B1 (ko) 2012-11-09 2012-11-09 독립형 마이크로그리드 제어 시스템 및 그 제어방법

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20140060401A true KR20140060401A (ko) 2014-05-20
KR101412742B1 KR101412742B1 (ko) 2014-07-04

Family

ID=50889788

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020120126622A KR101412742B1 (ko) 2012-11-09 2012-11-09 독립형 마이크로그리드 제어 시스템 및 그 제어방법

Country Status (1)

Country Link
KR (1) KR101412742B1 (ko)

Cited By (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104701843A (zh) * 2015-03-26 2015-06-10 中国电力工程顾问集团西南电力设计院有限公司 一种独立微网供电系统供电可靠性修正方法
KR20160050152A (ko) * 2014-10-28 2016-05-11 한국에너지기술연구원 가변속 디젤발전기를 포함하는 마이크로그리드 시스템 및 그 제어 방법
KR20160081216A (ko) * 2014-12-31 2016-07-08 한국전력공사 독립형 마이크로그리드 시스템
KR20170053033A (ko) * 2015-11-05 2017-05-15 전자부품연구원 하이브리드 배전망 시스템
CN106786497A (zh) * 2015-11-20 2017-05-31 长春凯希环保有限责任公司 交流微电网三相负荷的供电系统
KR20170076129A (ko) * 2015-12-24 2017-07-04 한국전기연구원 디젤발전 하이브리드 에너지 저장장치 및 그 저장방법
KR20180062795A (ko) * 2016-12-01 2018-06-11 한전케이디엔주식회사 마이크로 그리드 운영 시스템
CN109742809A (zh) * 2019-03-15 2019-05-10 中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司 一种多源互补储能型发电厂保安电源系统及其控制方法
WO2019245155A1 (ko) * 2018-06-20 2019-12-26 전자부품연구원 독립형 마이크로그리드 운용 시스템
CN111245022A (zh) * 2020-03-24 2020-06-05 北京双登慧峰聚能科技有限公司 用于海岛风光柴储微电网的控制系统及控制方法
CN111953020A (zh) * 2020-08-21 2020-11-17 华翔翔能科技股份有限公司 一种用户侧智能微电网设计方法
CN112446141A (zh) * 2020-11-12 2021-03-05 国网陕西省电力公司电力科学研究院 一种电热综合能源系统双层规划方法
US10965129B2 (en) 2018-08-23 2021-03-30 Korea Institute Of Energy Research Mobile micro-grid unit and micro-grid system
KR102286563B1 (ko) 2021-02-24 2021-08-06 (주)넥스트파워 태양광발전시스템의 3상 불평형 역전력 실시간 제어 시스템
RU2762163C1 (ru) * 2021-04-06 2021-12-16 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром недра" Система автономного электроснабжения
KR102351621B1 (ko) 2021-08-27 2022-01-18 (주)넥스트파워 태양광발전시스템의 역전력 및 역률 실시간 제어 시스템
KR20220013069A (ko) * 2020-07-24 2022-02-04 한국산업기술대학교산학협력단 독립 운전을 고려한 마이크로그리드 최적 스케쥴링 방법
CN114374230A (zh) * 2021-11-10 2022-04-19 温州电力建设有限公司 一种风光储微网的协同优化系统
US11585833B2 (en) 2021-04-23 2023-02-21 Samsung Electronics Co., Ltd. Probe card having power converter and test system including the same
KR20230038012A (ko) * 2021-09-10 2023-03-17 한국전력공사 독립계통에서의 하이브리드 발전소 운영 방법 및 시스템
KR102549305B1 (ko) * 2022-04-12 2023-06-30 리얼테크(주) 마이크로그리드 시스템 및 그 제어 방법
KR102623435B1 (ko) * 2023-06-28 2024-01-10 에이치디현대플라스포 주식회사 신재생 에너지 기반 전원 공급 시스템 관리 방법 및이를 위한 장치

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101718387B1 (ko) * 2014-12-29 2017-03-21 주식회사 효성 디젤 발전기 연계형 에너지 저장 시스템 및 그 연계 방법
US10008854B2 (en) 2015-02-19 2018-06-26 Enphase Energy, Inc. Method and apparatus for time-domain droop control with integrated phasor current control
KR101570833B1 (ko) 2015-04-10 2015-12-24 전북대학교산학협력단 모듈형 복합 분산전원 시스템의 운전 방법
KR20170012822A (ko) 2015-07-24 2017-02-03 주식회사 에스에너지 태양광모듈과 이를 이용한 태양광발전시스템 및 이의 운영방법
KR101724893B1 (ko) 2015-09-08 2017-04-07 한국전력공사 독립형 마이크로그리드 자율제어 시스템 및 방법
KR102612452B1 (ko) 2016-01-05 2023-12-12 한국전자통신연구원 마이크로그리드용 에너지 관리 시스템
KR101946632B1 (ko) 2016-12-05 2019-02-11 (주)위 에너지 소수력 발전을 기반으로 하는 마이크로그리드 시스템
KR20180083487A (ko) 2017-01-13 2018-07-23 (주)휴렘 마이크로그리드 제어시스템 및 마이크로그리드용 디젤발전기 운영방법
KR101768169B1 (ko) 2017-02-03 2017-08-17 한국에너지기술연구원 마이크로그리드 시험장치
KR101976093B1 (ko) * 2017-07-20 2019-05-09 인천대학교 산학협력단 마이크로그리드의 제어 및 운영 연구를 위한 유연한 테스트 플랫폼
KR102017306B1 (ko) 2017-09-08 2019-09-03 한국전력공사 독립형 마이크로그리드의 ｃｖｃｆ ｅｓｓ 용량 제어 장치 및 그 방법
KR102274048B1 (ko) * 2019-08-29 2021-07-08 효성중공업 주식회사 독립 마이크로그리드 시스템 및 인버터 장치
KR20220106543A (ko) 2021-01-22 2022-07-29 한국전력공사 Bems를 이용한 계통 전력 품질 개선 시스템 및 방법

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101097458B1 (ko) * 2009-11-09 2011-12-23 한국전기연구원 마이크로그리드 시스템 및 정지형 스위치의 부하제어 방법
KR101176100B1 (ko) * 2011-04-13 2012-08-22 주식회사 제이캐스트 마이크로그리드 전력 제어시스템

Cited By (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20160050152A (ko) * 2014-10-28 2016-05-11 한국에너지기술연구원 가변속 디젤발전기를 포함하는 마이크로그리드 시스템 및 그 제어 방법
KR20160081216A (ko) * 2014-12-31 2016-07-08 한국전력공사 독립형 마이크로그리드 시스템
CN104701843A (zh) * 2015-03-26 2015-06-10 中国电力工程顾问集团西南电力设计院有限公司 一种独立微网供电系统供电可靠性修正方法
KR20170053033A (ko) * 2015-11-05 2017-05-15 전자부품연구원 하이브리드 배전망 시스템
CN106786497B (zh) * 2015-11-20 2019-10-18 长春凯希环保有限责任公司 交流微电网三相负荷的供电系统
CN106786497A (zh) * 2015-11-20 2017-05-31 长春凯希环保有限责任公司 交流微电网三相负荷的供电系统
KR20170076129A (ko) * 2015-12-24 2017-07-04 한국전기연구원 디젤발전 하이브리드 에너지 저장장치 및 그 저장방법
KR20180062795A (ko) * 2016-12-01 2018-06-11 한전케이디엔주식회사 마이크로 그리드 운영 시스템
WO2019245155A1 (ko) * 2018-06-20 2019-12-26 전자부품연구원 독립형 마이크로그리드 운용 시스템
US10965129B2 (en) 2018-08-23 2021-03-30 Korea Institute Of Energy Research Mobile micro-grid unit and micro-grid system
CN109742809A (zh) * 2019-03-15 2019-05-10 中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司 一种多源互补储能型发电厂保安电源系统及其控制方法
CN109742809B (zh) * 2019-03-15 2023-12-26 中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司 一种多源互补储能型发电厂保安电源系统及其控制方法
CN111245022A (zh) * 2020-03-24 2020-06-05 北京双登慧峰聚能科技有限公司 用于海岛风光柴储微电网的控制系统及控制方法
CN111245022B (zh) * 2020-03-24 2021-09-10 北京双登慧峰聚能科技有限公司 用于海岛风光柴储微电网的控制系统及控制方法
KR20220013069A (ko) * 2020-07-24 2022-02-04 한국산업기술대학교산학협력단 독립 운전을 고려한 마이크로그리드 최적 스케쥴링 방법
CN111953020A (zh) * 2020-08-21 2020-11-17 华翔翔能科技股份有限公司 一种用户侧智能微电网设计方法
CN112446141A (zh) * 2020-11-12 2021-03-05 国网陕西省电力公司电力科学研究院 一种电热综合能源系统双层规划方法
CN112446141B (zh) * 2020-11-12 2023-05-23 国网陕西省电力公司电力科学研究院 一种电热综合能源系统双层规划方法
KR102286563B1 (ko) 2021-02-24 2021-08-06 (주)넥스트파워 태양광발전시스템의 3상 불평형 역전력 실시간 제어 시스템
RU2762163C1 (ru) * 2021-04-06 2021-12-16 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром недра" Система автономного электроснабжения
US11585833B2 (en) 2021-04-23 2023-02-21 Samsung Electronics Co., Ltd. Probe card having power converter and test system including the same
KR102351621B1 (ko) 2021-08-27 2022-01-18 (주)넥스트파워 태양광발전시스템의 역전력 및 역률 실시간 제어 시스템
KR20230038012A (ko) * 2021-09-10 2023-03-17 한국전력공사 독립계통에서의 하이브리드 발전소 운영 방법 및 시스템
CN114374230A (zh) * 2021-11-10 2022-04-19 温州电力建设有限公司 一种风光储微网的协同优化系统
KR102549305B1 (ko) * 2022-04-12 2023-06-30 리얼테크(주) 마이크로그리드 시스템 및 그 제어 방법
WO2023200201A1 (ko) * 2022-04-12 2023-10-19 리얼테크(주) 마이크로그리드 시스템 및 그 제어 방법
KR102623435B1 (ko) * 2023-06-28 2024-01-10 에이치디현대플라스포 주식회사 신재생 에너지 기반 전원 공급 시스템 관리 방법 및이를 위한 장치

Also Published As

Publication number Publication date
KR101412742B1 (ko) 2014-07-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101412742B1 (ko) 독립형 마이크로그리드 제어 시스템 및 그 제어방법
KR101084215B1 (ko) 에너지 저장 시스템 및 이의 제어 방법
KR101454299B1 (ko) 다수의 에너지저장장치용 인버터를 이용한 독립형 마이크로그리드의 제어방법
JP6338131B1 (ja) 電源システム
US9899871B2 (en) Islanded operating system
JP6790072B2 (ja) 電源システム、制御システムおよび電源システムの電力制御方法
US20160204480A1 (en) Method and device for storing electrical energy in electrochemical energy accumulators
KR101538232B1 (ko) 배터리 관리 장치 및 이를 포함하는 배터리 에너지 저장 시스템
JP2011109901A (ja) 電力管理システム及びこれを備える系統連係型電力保存システム
EP2658027A1 (en) Power supply system
JP2011109901A5 (ko)
JP2013542706A (ja) バッテリーバランシングシステム
KR20120017930A (ko) 전력 저장 시스템, 그 제어방법 및 이를 실행시키기 위한 프로그램을 저장한 기록매체
KR20130062894A (ko) 에너지 저장 시스템 및 그 제어방법
KR20150073505A (ko) 에너지 저장 시스템 및 에너지 저장 시스템의 기동 방법
KR20160044353A (ko) 계통 연계형 태양광 발전 시스템
JP2019187107A (ja) 電源システム
US9337654B2 (en) Power storage device and method for operating power storage device
JP2011062067A (ja) 直流配電システム
KR101856628B1 (ko) 에너지 저장 시스템의 비상 제어 장치 및 그 방법
JP2013118786A (ja) 蓄電装置
EP2666221B1 (en) A high voltage dc power source and a power apparatus for a high voltage electrical power system
CN220440386U (zh) 燃料电池固定式发电系统
EP4329131A1 (en) Pv-ess direct connection type energy management system and photovoltaic power generation system interworking device
Liu et al. A Distributed Architecture and Virtual Synchronous Machine Control of Onboard Charger for the Electric Vehicle

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
E902 Notification of reason for refusal
E701 Decision to grant or registration of patent right
GRNT Written decision to grant
FPAY Annual fee payment

Payment date: 20170620

Year of fee payment: 4

FPAY Annual fee payment

Payment date: 20180620

Year of fee payment: 5

FPAY Annual fee payment

Payment date: 20190619

Year of fee payment: 6