一种适用于微电网离网运行模式的稳定控制系统的制作方法

本实用新型属于微电网技术领域，具体涉及一种适用于微电网离网运行模式的稳定控制系统。

背景技术：

偏远地区及孤岛远离大电网，当地用户的用电主要依靠柴油发电机，运行成本高，且电压不稳定。由于这些地区风、光资源丰富，储能及新能源的接入可降低用户的用电成本，具有很大的经济性，储能设备的接入能保障用户用电的可靠性。

目前大多数文献提出的离网控制算法是基于微网的电压和频率，当系统电压和频率异常时触发相应的控制策略或保护措施，鉴于微网的敏感性，不宜在系统出现不稳定因素后采取控制措施，可能会导致系统不稳定甚至崩溃。鉴于此，提供一种基于中央控制器的微电网离网稳定控制装置，与微电网能量管理系统配合在保证系统稳定性的同时提升系统的经济性。

技术实现要素：

为了解决上述问题，本实用新型提供了一种适用于微电网离网运行模式的稳定控制系统，适用于配置有大储能、光伏或可调负荷等的微电网中，解决离网稳定性问题。

为达到上述目的，本实用新型所述一种适用于微电网离网运行模式的稳定控制系统，包括功率计算模块、pq储能系统控制模块、光伏系统控制模块、可调负荷系统控制模块和一般负荷系统控制模块；其中，功率计算模块的输入端与通讯模块连接，功率计算模块的输出端与pq储能系统控制模块、光伏系统控制模块、可调负荷系统控制模块以及一般负荷系统控制模块的输入端连接，pq储能系统控制模块的输出端与pq储能系统连接，光伏系统控制模块的输出端和光伏系统连接，可调负荷系统控制模块的输出端和可调负荷系统连接。

进一步的，功率计算模块用于获得主电源总需调整功率δpbat，并将电源总需调整功率δpbat传递至pq储能系统控制模块、光伏系统控制模块、可调负荷系统控制模块以及一般负荷系统控制模块；

pq储能系统控制模块用于根据主电源总需调整功率δpbat获得第j个pq储能系统的最终指令值ppcsrefj，并传递至pq储能系统的本地执行机构，1≤j≤n，n为pq储能系统的数量；

光伏系统控制模块用于根据主电源总需调整功率δpbat获得各光伏系统实际指令值ppvrefk，并传递至各个光伏储能系统；

可调负荷系统控制模块用于根据主电源总需调整功率δpbat获得可调负荷系统实际指令值prefload，并传递至可调负荷执行机构；

一般负荷系统控制模块用于比较主电源总需调整功率δpbat和设定值pcut,l2的大小以及δpbat和pcut,l1的大小，当δpbat＞pcut,l1且持续时间达到t1时分级切除负荷，切除大于|δpbat|大小的负荷；否则，不动作；

当δpbat＞pcut,l2，且持续时间达到t2时，分级切除负荷，其中，pcut,l2>pcut,l1，t2<t1；

当δpbat≤pcut,l2时，不动作。

进一步的，还包括切光伏控制模块的输入端和功率计算模块的输出端连接，输出端和光伏系统连接。

进一步的，切光伏控制模块用于比较主电源总需调整功率δpbat和-pcut,pv的大小，当δpbat＜-pcut,pv且持续时间t3时，切除接近且大于|δpbat|的光伏系统，若δpbat≥-pcut,pv不动作。

进一步的，功率计算模块包括m个计算模块、功率限幅器s0、m个加法器j1以及一个加法器j2，功率限幅器s0和加法器j1的输入端连接，所有加法器j1的输出端与加法器j2的输入端连接，m为主电源个数；计算模块用于计算第i个主电源限幅器s0限幅值plimit,bati，1≤i≤m，功率限幅器s0用于根据第i个主电源限幅器限幅值plimit,bati输出限幅器输出功率plimit,vfi，加法器j1用于根据第i个主电源限幅器s0的限幅值plimit,bati和第i个主电源实时功率pvf,i输出第i个主电源需调整功率δpvf,i；加法器j2用于根据各个第一加法器j1输出的第i个主电源需调整功率δpvf,i，输出m个主电源总需调整功率δpbat。

进一步的，pq储能系统控制模块包括控制器k0，功率分配模块g1，n个加法器j3以及n个限幅器s1，控制器k0的输入端与功率计算模块中加法器j2的输出端连接，控制器k0的输出端与功率分配模块g1的输入端连接，功率分配模块g1的输出端与n个加法器j3的输入端连接，n个加法器j3的输出端与n个限幅器s1的输入端连接，加法器j3和限幅器s1一一对应，n个限幅器s1的输出端连接至pq储能系统；控制器k0的比例系数为kp0，积分系数为ki，控制器k0用于根据主电源总需调整功率δpbat向功率分配模块g1输出pq储能系统的总调整量δppq，功率分配模块g1用于根据pq储能系统的总调整量δppq输出n个pq储能系统的调整量，其中第j个pq储能系统的调整量记为δppcs,j，1≤j≤n，n为pq储能系统总数量，第j个加法器j3根据δppcs,j和ems下发的第j个pq储能系统指令值ppcsrefj'输出第j个pq储能系统的理论功率调整指令值，限幅器s1根据第j个pq储能系统的理论功率调整指令值和约束条件输出第j个pq储能系统的最终指令值ppcsrefj。

进一步的，光伏系统控制模块包括光伏限幅器s4、加法器j4，控制器k1，功率分配模块g2，u个加法器j5以及u个限幅器s2；光伏限幅器s4的输入端和加法器j4均与加法器j2的输出端连接，光伏限幅器s4的输出端与加法器j4的输入端连接；加法器j4的输出端与控制器k1的输入端连接，控制器k1的输出端与功率分配模块g2的输入端连接，功率分配模块g2的输出端与u个加法器j5的输入端连接，u个加法器j5的输出端与u个限幅器s2的输入端连接，加法器j5和限幅器s2一一对应，u个限幅器s2的输出端连接至光伏系统；光伏限幅器s4和加法器j4用于调整m个主电源总需调整功率δpbat，控制器k1的比例系数为kp1，控制器k1用于根据主电源总需调整功率δpbat向功率分配模块g2输出光伏系统的总调整量δppv，功率分配模块g2用于根据光伏系统的总调整量δppv输出u个光伏系统的调整量，其中第k(1≤k≤u，u为光伏系统数量)个光伏系统的调整量记为δppvk，第k个加法器j3根据δppvk和ems下发的第k个光伏系统指令值ppvrefk'输出第k个光伏系统的理论功率调整指令值，限幅器s1根据第k个光伏系统的理论功率调整指令值和约束条件输出第k个光伏系统的最终指令值。

进一步的，可调负荷系统控制模块包括可调负荷控制模块s5、加法器j6、控制器k2，校正器、加法器j7以及限幅器s3，可调负荷控制模块s5以及加法器j6的输入端均与加法器j2的输出端连接，可调负荷控制模块s5的输出端与加法器j6的输入端连接，加法器j6的输出端与校正器的输入端连接，校正器的输出端和加法器j7的输入端连接，加法器j7的输出端和限幅器s3的输入端连接，限幅器s3的输出端与可调负荷系统连接。

进一步的，pq储能系统控制模块采用无差跟踪控制器pi控制器。

与现有技术相比，本实用新型至少具有以下有益的技术效果：本实用新型可应用于主从控制或对等控制的微电网离网运行模式或离网型微电网。功率计算模块计算主电源需调整功率差额，且功率差额由系统中的pq储能系统、光伏系统、可调负荷系统及一般负荷系统承担。其中功率差额计算中考虑了主电源裕量，即保证微网系统时刻运行在主源的功率范围之内，并具有抗扰性能，可平抑光伏及负荷的功率波动。即相比于传统根据微网电压频率进行功率调整的技术相比，更具稳定性。本实用新型提出的中央控制器的离网稳定控制装置与能量管理系统相配合，保证系统稳定性的同时兼具经济性。

附图说明

图1为本实用新型使用的典型微网系统拓扑示意图；

图2为本实用新型示意图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式对本实用新型进行详细说明。

图1是本实用新型所提出的控制系统所适用的微电网典型结构，采用中央控制器与能量管理系统相结合的控制方式，能量管理系统统筹管理系统中的光伏、负荷功率，属于长时间尺度的经济管理。中央控制器则完成短时间尺度的稳定控制，保证微电网离网模式的稳定性。

一种适用于微电网离网运行模式的稳定控制系统由中央控制器实现。中央控制器通过通讯模块与能量管理系统和本地控制系统即vf储能系统、pq储能系统、光伏系统、可调负荷系统、一般负荷系统等连接，保证中央控制器可采集与控制微网系统中各控制系统设备。

中央控制器包括功率计算模块、pq储能系统控制模块、光伏系统控制模块、可调负荷系统控制模块、一般负荷系统控制模块和切光伏控制模块。其中，中央控制器通过通讯模块采集vf储能系统实时功率及各pcs状态等信息，pcs状态包括正常运行、停机或故障，并将采集到的实时功率及pcs状态输入功率计算模块。

通讯模块用于采集每个主电源所对应的电池组的电池管理系统bms所要求的最大充电功率-pch,max,i和最大放电功率pdis,max,i，主电源实时功率pvf,i；

功率计算模块的输入端与通讯模块连接，功率计算模块的输出端与pq储能系统控制模块、光伏系统控制模块、可调负荷系统控制模块、一般负荷系统控制模块以及切光伏控制模块的输入端连接，功率计算模块用于根据通讯模块采集到的信息获得主电源总需调整功率δpbat，并将电源总需调整功率δpbat，传递至pq储能系统控制模块、光伏系统控制模块、可调负荷系统控制模块、一般负荷系统控制模块以及切光伏控制模块。pq储能系统控制模块的输出端与pq储能系统连接，光伏系统控制模块的输出端和光伏系统连接，可调负荷系统控制模块的输出端和可调负荷系统连接，切光伏控制模块的输出端和光伏系统连接。

pq储能系统控制模块用于根据主电源总需调整功率δpbat获得第j个pq储能系统的最终指令值ppcsrefj，并下发至pq储能系统的本地执行机构进行调节。

光伏系统控制模块用于根据主电源总需调整功率δpbat获得各光伏系统实际指令值ppvrefk，并下发至各个光伏储能系统进行调节。

可调负荷系统控制模块用于根据主电源总需调整功率δpbat获得可调负荷系统实际指令值prefload，并下发至可调负荷执行机构。

一般负荷系统控制模块用于比较主电源总需调整功率δpbat和设定值pcut,l2的大小以及δpbat和pcut,l1的大小，当δpbat＞pcut,l1且持续时间达到t1时分级切除负荷，尽量切除接近且大于|δpbat|的负荷，当δpbat≤pcut,l1时，不动作；

当δpbat＞pcut,l2，且持续时间达到t2时，即可分级切除负荷，其中，pcut,l2>pcut,l1，t2<t1；

当δpbat≤pcut,l2时，不动作。

切光伏控制模块用于比较主电源总需调整功率δpbat和-pcut,pv的大小，当δpbat＜-pcut,pv且持续时间t3时，切除接近且大于|δpbat|的光伏系统，若δpbat≥-pcut,pv不动作。

其中：

功率计算模块包括m个计算模块、功率限幅器s0、m个加法器j1以及一个加法器j2，功率限幅器s0和加法器j1的输入端连接，所有加法器j1的输出端与加法器j2的输入端连接，m为主电源个数。计算模块用于计算第i(1≤i≤m)个主电源限幅器s0限幅值plimit,bati，功率限幅器s0用于根据第i个主电源限幅器限幅值plimit,bati输出限幅器输出功率plimit,vfi，加法器j1用于根据第i个主电源限幅器s0的限幅值plimit,bati和第i个主电源实时功率pvf,i输出第i个主电源需调整功率δpvf,i；加法器j2用于根据各个第一加法器输出的第i个主电源需调整功率δpvf,i，输出m个主电源总需调整功率δpbat；

pq储能系统控制模块包括控制器k0，功率分配模块g1，n个加法器j3以及n个限幅器s1，控制器k0的输入端与功率计算模块中加法器j2的输出端连接，控制器k0的输出端与功率分配模块g1的输入端连接，功率分配模块g1的输出端与n个加法器j3的输入端连接，n个加法器j3的输出端与n个限幅器s1的输入端连接，加法器j3和限幅器s1一一对应，n个限幅器s1的输出端连接至pq储能系统。控制器k0的比例系数为kp0，积分系数为ki，控制器k0用于根据主电源总需调整功率δpbat向功率分配模块g1输出pq储能系统的总调整量δppq，功率分配模块g1用于根据pq储能系统的总调整量δppq输出n个pq储能系统的调整量，其中第j(1≤j≤n，n为pq储能系统的数量)个pq储能系统的调整量记为δppcs,j，第j个加法器j3根据δppcs,j和ems下发的第j个pq储能系统指令值ppcsrefj'输出第j个pq储能系统的理论功率调整指令值，限幅器s1根据第j个pq储能系统的理论功率调整指令值和约束条件输出第j个pq储能系统的最终指令值ppcsrefj，并下发至各个储能变流器。

光伏系统控制模块包括光伏限幅器s4、加法器j4控制器k1，功率分配模块g2，u个加法器j5以及u个限幅器s2。光伏限幅器s4的输入端和加法器j4均与加法器j2的输出端连接，光伏限幅器s4的输出端与加法器j4的输入端连接；加法器j4的输出端与控制器k1的输入端连接，控制器k1的输出端与功率分配模块g2的输入端连接，功率分配模块g2的输出端与u个加法器j5的输入端连接，u个加法器j5的输出端与u个限幅器s2的输入端连接，加法器j5和限幅器s2一一对应，u个限幅器s2的输出端连接至光伏系统。光伏限幅器s4和加法器j4用于调整m个主电源总需调整功率δpbat，控制器k1的比例系数为kp1，控制器k1用于根据主电源总需调整功率δpbat向功率分配模块g2输出光伏系统的总调整量δppv，功率分配模块g2用于根据光伏系统的总调整量δppv输出u个光伏系统的调整量，其中第k(1≤k≤u，u为光伏系统的数量)个光伏系统的调整量记为δppvk，第k个加法器j3根据δppvk和ems下发的第k个光伏系统指令值ppvrefk'输出第k个光伏系统的理论功率调整指令值，限幅器s1根据第k个光伏系统的理论功率调整指令值和约束条件输出第k个光伏系统的最终指令值ppvrefk，并下发至本地光伏逆变器。

可调负荷系统控制模块包括可调负荷控制模块s5、加法器j6、控制器k2，校正器、加法器j7以及限幅器s3，可调负荷控制模块s5以及加法器j6的输入端均与加法器j2的输出端连接，可调负荷控制模块s5的输出端与加法器j6的输入端连接，加法器j6的输出端与校正器的输入端连接，校正器的输出端和加法器j7的输入端连接，加法器j7的输出端和限幅器s3的输入端连接，限幅器s3的输出端与可调负荷系统连接。

功率计算模块计算得出的总调整量同时作为pq储能系统控制模块、光伏系统控制模块、可调负荷系统控制模块、一般负荷系统控制模块、切光伏控制模块的输入。所述pq储能系统控制模块、光伏系统控制模块、可调负荷系统控制模块、一般负荷系统控制模块、切光伏控制模块计算得出的各系统设备调整量与能量管理系统通过通讯设备下发的各系统设备参考指令值叠加，并对叠加结果根据各设备采集信息进行约束，最终输出各系统设备指令值。

所述指令值由中央控制器通过通讯管理机等通讯设备下发至本地各控制系统设备进行调整，进而完成系统闭环功率调节。

如图2所示，一种适用于微电网离网运行模式的稳定控制系统，具体工作过程如下：

功率计算模块计算微网系统主电源即vf储能系统的功率调整需求：

对于主电源是储能系统的微网系统，首先需要设置每个主电源的额定功率调整范围[-plow,i,phigh,i]及预留的功率裕度[pl,i,ph,i]，其中，i＝1,2…m(m为主电源总个数，下同)，-plow,i为最大充电功率，phigh,i为最大放电功率，pl,i为充电裕度，ph,i为放电裕度。

实时采集计算每个主电源所对应的电池组的电池管理系统bms所要求的最大充电功率-pch,max,i和最大放电功率pdis,max,i，则第i个主电源限幅器限幅值plimit,bati的计算公式为：

plimit,bati＝[(1-pl,i)*(max(-plow,i,-pch,max,i)),(1-ph,i)*(min(phigh,i,pdis,max,i))]

＝[plimit,idown,plimit,iup]

采集主电源实时功率pvf,i，并由功率计算模块计算限幅器输出功率plimit,vfi,即

计算该主电源需调整功率δpvf,i：

δpvf,i＝pvf,i-plimit,vfi

则m个主电源总需调整功率为：

如图2所示，将功率计算模块输出的主电源总需调整功率δpbat作为pq储能系统控制模块、光伏系统控制模块、可调负荷系统控制模块、一般负荷系统控制模块和切光伏控制模块的输入，通过调整各模块比例系数kp0(储能系统控制模块控制器的比例系数)，kp1(光伏系统控制模块控制器的比例系数)，kp2(可调负荷系统控制模块控制器的比例系数)的大小调整各系统调整的优先级。比例系数越大，调整的优先级越高。

由于pq储能系统响应速度快，可快速精确的达到设定的控制目标。pq储能系统控制模块中控制器采用无差跟踪pi控制器，其s域传递函数为：式中：kp0为pi控制器比例系数，ki为pi控制器积分系数，令pi控制器时域增益为q。采用pi控制的目的是保证中δpbat在pq储能具有较大可调空间时可被完全消纳。pi控制器的输出δppq即为pq储能系统的总调整量δppq＝q*δpbat。

如图2所示，功率调整量δppq进入功率分配模块g1，功率分配模块g1根据各pq储能的电池管理系统bms上传的荷电状态soc进行分配。当δppq＞0时，表示主电源出力不足，需增加pq储能系统放电功率或减小充电功率，此时按照储能电池soc大小按正比例进行分配，即第j个pq储能系统的调整量为：

δppq≤0时，表示主电源出力充足，需减小储能系统放电功率或增加充电功率，此时按照储能电池soc可充电空间大小按正比例进行分配，即第j个pq储能系统的调整量为：

n为pq储能系统的数量；式中，scoj表示第j个pq储能系统的荷电状态(soc)。

如图2所示，第j个pq储能系统的调整量δppcs,j与ems下发的第j个pq储能系统指令值ppcsrefj'进行叠加，再根据约束条件得到储能系统实际指令值下发至各个储能变流器，进而达到功率调整的需求。其中约束条件需保证储能系统功率在其安全范围之内，包括储能电池的最大充放电功率、pcs的最大充放电功率等。进而输出第j个pq储能系统的最终指令值ppcsrefj，由中央控制器下发至pq储能系统的本地执行机构进行调节，至此pq储能系统部分调整步骤完成。

进由于光伏系统本身调节速度较慢，因此控制系统在δpbat超过设定值时进行调整，避免频繁调节光伏。如图2所示，该设定值为根据vf储能系统总额定功率[-pbat,nsumch,pbat,nsumdis]的[a％,b％](a，b值可根据需求设置)，设定值的作用模块即为光伏限幅控制模块，该限幅控制模块限幅值plimit,pv为[-a％*pbat,nsumnch,b％*pbat,nsumndis]，则所述光伏控系统的总需调整量δppv的计算公式为：

式中kp1为比例控制器比例系数。plimit,pv大小决定了光伏的起始调整功率，改变plimit,pv即可改变光伏初始调整量及光伏调整量的大小。

光伏系统控制模块控制器的输出δppv进入功率分配模块g2，功率分配模块g2按照每个光伏逆变器实际接入光伏汇流箱的比例及光伏逆变器的额定功率进行分配，若第k各光伏逆变器系统的比例系数为ak，那么第k个光伏逆变器分配的功率调整量为：

u为光伏系统的数量，

δppvk与能量管理系统ems下发的各光伏系统参考指令值ppvrefk'进行叠加，再根据约束条件得到各光伏系统实际指令值下发至光伏系统本地光伏逆变器，进而达到功率调整的需求。其中约束条件为光伏逆变器本身的功率限制。

可调负荷为功率连续可调的负荷，如充电桩、空调等。可调负荷系统控制模块与光伏系统控制模块原理相同，但限幅器限制幅值及控制器比例系数不同，限幅值plimit,l＝[-c％*pbat,nsumnch,d％*pbat,nsumndis]，其中参数c，d可根据用户需求进行设置。同时考虑到用户的满意度问题，尽量优先调节电源即pq储能和光伏系统功率，但可调负荷系统调整方向与pq储能系统、光伏系统的调整方向相反；所述可调负荷总调整量-δpload,a与能量管理系统参考指令值prefload'叠加，并经过约束条件限制后下发至可调负荷执行机构。

对于δpbat无法通过以上调整使vf储能系统功率返回理想区域时，中央控制器根据δpbat的大小切除一般负荷或光伏系统。

当需要切除负荷时，由可调负荷系统控制模块根据调整量δpbat的大小设置不同等级的时限，即当δpbat＞pcut,l1且持续时间t1时分级切除负荷，尽量切除接近且大于|δpbat|大小的负荷，所切负荷的上限值为：

δpcut,l,max＝δpvf,chmax+δppq,chmax

所切负荷的下限值为：

δpcut,l,min＝δpbat-δppq,dismax

式中：δpvf,chmax为主电源的可充电空间，δppq,chmax为主电源的可充电空间，为最大充电功率减去当前实时功率。δppq,dismax为pq源的放电空间，为最大放电功率减去当前实时功率。

若δpbat的值可短时影响系统稳定性缩短切负荷判断时间时，一般负荷系统控制模块一旦检测到δpbat＞pcut,l2(pcut,l2>pcut,l1)持续时间t2(t2<t1)时即可分级切除负荷。切负荷时根据负荷等级及当前负荷实时功率进行切除，非重要负荷首先被切除。

由于投切光伏逆变器前级开关速度较光伏系统调节速度快，因此切光伏系统控制模块检测到光伏系统输出功率较大，且系统无法消纳时，即δpbat＜-pcut,pv且持续时间t3时，切除接近且大于|δpbat|大小的光伏系统。

一种适用于微电网离网运行模式的稳定控制系统，由中央控制器实现，对于主从控制及对等控制微电网都适用。本实用新型的重点在于保证离网情况下作为主源的储能系统的输出功率在合理的范围之内，预留一定的充电空间或放电空间，以应对不可预知的光伏或负荷波动。pq储能系统控模块采用无差控制器进行调节量计算，其余各模块均采用有差控制器进行调节量计算。各模块计算得出的各系统调整量与能量管理系统下发的参考指令值进行叠加，并结合各设备的约束条件，输出满足各设备的功率指令值，下发至相应的本地控制设备执行，进而完成闭环调节，保证微网离网稳定运行。

以上内容仅为说明本实用新型的技术思想，不能以此限定本实用新型的保护范围，凡是按照本实用新型提出的技术思想，在技术方案基础上所做的任何改动，均落入本实用新型权利要求书的保护范围之内。