一种微电网“源-荷-储”协同互动控制系统及方法与流程

1.本发明属于微电网控制技术领域，尤其涉及一种微电网“源-荷-储”协同互动控制系统及方法。


背景技术：

2.本部分的陈述仅仅是提供了与本发明相关的背景技术信息，不必然构成在先技术。
3.可再生能源的利用是缓解传统能源供应不足、改善能源结构的重要手段。但是可再生能源无法避免其固有的随机性、间歇性，特别是在高渗透率下，大规模可再生能源并网发电功率的波动会给整个电力系统的安全稳定运行造成较大的冲击，为了电网的稳定运行和电能质量的考虑，不得不采取弃风、弃光行为。
4.另外，由于可再生能源主要集中在用电负荷较低的偏远地区，受限于输电容量的限制，许多区域出现了供过于求的现象，也会导致严重的弃风、弃光，造成了大量的能源浪费，不利于碳减排的实现。
5.并且，在一个混合能源分布式系统中，电能问题是多样的且耦合的，但是当前大多电能装置设备仅能解决单一电能问题，采用多台补偿设备不仅费用高昂还浪费占地空间。


技术实现要素：

6.为克服上述现有技术的不足，本发明提供了一种微电网“源-荷-储”协同互动控制系统，通过微电网的并离网切换实现微电网双向储能。
7.为实现上述目的，本发明的一个或多个实施例提供了如下技术方案：
8.第一方面，公开了一种微电网“源-荷-储”协同互动控制系统，包括：
9.总控制器、电网侧监测单元、微网侧监测单元及储能单元；
10.所述电网侧监测单元用以测量电网三相电流信号以及电网三相电压信号并传输至总控制器；
11.所述总控制器根据检测到的电网的电流信号以及电压信号发出分闸命令或合闸命令，使得微电网进入并网运行模式或进入离网运行模式；
12.所述微网侧监测单元用以测量微网电流信号以及电压信号并传输至总控制器；
13.所述总控制器根据检测到的微网的电流信号以及电压信号将新能源发电装置发出的多余的电能存储至储能单元。
14.进一步的技术方案，所述电网侧监测单元包括电网侧电流传感器，用以测量电网三相电流，如果由于限电或电网故障导致电网失电，电网侧电流传感器检测到电流为零，总控制器在设定时间内向电网侧静态开关发出分闸命令，分闸动作后微电网进入离网运行模式。
15.进一步的技术方案，所述电网侧监测单元还包括电网侧电压传感器，用以采集电网三相电压，在离网运行模式下，当电网复电，检测到电网三相电压正常，根据用户需求由
总控制器下发并网指令，在满足并网条件下总控制器向电网侧静态开关发出合闸命令，合闸动作后微电网进入并网运行模式。
16.进一步的技术方案，所述新能源发电装置包括光伏发电装置，所述光伏发电装置通过直流/交流逆变器并联在交流母线终端，并接有光伏本地负荷；
17.光伏发电装置将光能转化为电能，光伏发电装置发出的洁净电能优先地被就近的光伏本地负荷消纳，多余的电能将优先地对储能单元充电，再回馈至电网。
18.进一步的技术方案，所述新能源发电装置还包括风力发电装置，所述风力发电装置通过交流/直流/交流的背靠背式变流器并联在交流母线终端，并接有风电本地负荷，风力发电装置将风能转化为电能，风力发电装置发出的电能优先地被就近的风电本地负荷消纳，多余的电能将优先地对储能单元充电，再回馈至电网。
19.进一步的技术方案，所述储能单元至少为相并联的两套，每套储能单元包括多功能变流器、电池管理系统及电池组，所述电池管理系统分别估测电池组的荷电状态，并与本线路上的多功能变流器进行通讯，同时所述的多功能变流器与总控制器建立实时通信。
20.第二方面，公开了一种微电网“源-荷-储”协同互动控制方法，包括：
21.根据电网侧与微网侧采集到的电压、电流数据分析当前微电网的并离网状态与电能质量；
22.再根据需求使得系统处于不同的工作模式，继而将新能源发电装置发出的多余的电能存储至储能单元或者储能单元存储的电能传输至电网，进行能量的双向流动。
23.进一步的技术方案，所述不同的工作模式包括“源”模式、“荷”模式、削峰填谷模式、无功补偿模式以及电能质量模式。
24.进一步的技术方案，所述“源”模式，在离网模式下，具体步骤为：
25.电池管理系统分别估测电池组的荷电状态；
26.判断荷电状态的平均值大于第一设定值成立的前提下，比较两组荷电状态，若其中第一组荷电状态大于等于第二组荷电状态，第一电池组进行放电，对光伏和风电本地负荷供电；
27.判断荷电状态的平均值大于第一设定值不成立，通过外接备用储能电池组满足光伏和风电本地负荷的用电需求；
28.在并网模式下，具体步骤为：
29.判断两组荷电状态的平均值小于第二阈值不成立，比较荷电状态的大小，若其中第一组荷电状态大于等于第二组荷电状态，则第一电池组进行放电，协同市电对光伏和风电本地负荷供电；
30.进一步的技术方案，“荷”模式，在离网模式下，具体步骤为：
31.判断两组荷电状态的平均值小于第二阈值成立，再比较两组荷电状态的大小，若第一组荷电状态大于等于第二组荷电状态，则分布式能源余电对第二电池组进行储能充电，否则，分布式能源余电对第一电池组进行储能充电；
32.判断荷电状态的平均值小于第二阈值不成立，外接备用储能电池组以消纳分布式能源余电，减少弃风弃光。
33.进一步的技术方案，“荷”模式并网模式下，具体步骤为：
34.判断两组荷电状态的平均值小于第二阈值成立，再比较两组荷电状态的大小，若
第一组荷电状态大于等于第二组荷电状态，市电对第二电池组或备用储能电池组进行储能充电，否则，市电对第一电池组或备用储能电池组进行储能充电；
35.进一步的技术方案，还包括：“荷”模式在并网模式下，当光伏发电装置和风机发电装置由于天气原因发电量过剩时，协同市电通过双向多功能变流器对两组电池组充电，若仍有剩余电能则可选择余电上网；
36.作为更进一步的技术方案，判断两组荷电状态的平均值小于第二阈值成立，再比较两组荷电状态的大小，若第一组荷电状态大于等于第二组荷电状态，则市电和分布式能源余电对第二电池组进行储能充电，否则，市电和分布式能源余电对第一电池组进行储能充电；
37.判断两组荷电状态的平均值小于第二阈值不成立，选择余电上网。
38.进一步的技术方案，削峰填谷模式包括“削峰”模式及“填谷”模式；
[0039]“削峰”模式：比较两组荷电状态的大小，若第一组荷电状态大于等于第二组荷电状态，则第一电池组进行放电，否则，第二电池组进行放电；
[0040]“填谷”模式：若第一组荷电状态大于等于第二组荷电状态，则市电对第二电池组进行储能充电，否则，市电对第一电池组进行储能充电。
[0041]
进一步的技术方案，无功补偿模式下，判断功率因数小于第三阈值成立，计算所需补偿的无功容量，根据电池组的剩余容量进行比例分配，采用pwm控制双向多功能变流器发出所需的无功功率。
[0042]
进一步的技术方案，电能质量模式包括不平衡模式和谐波模式；
[0043]
不平衡模式具体步骤为：判断pvur大于第四阈值成立，计算出所需补偿的不平衡电流，根据电池组的剩余容量进行比例分配，采用pwm控制双向多功能变流器发出所需的补偿电流，实现三相不平衡补偿，直至pvur小于等于第四阈值；
[0044]
谐波模式具体步骤为：判断thd大于第五阈值成立，计算出所需的反向谐波补偿电流，根据电池组的剩余容量进行比例分配，采用pwm控制双向多功能变流器发出所需的谐波补偿电流，实现谐波抑制直至thd小于等于第五阈值。
[0045]
以上一个或多个技术方案存在以下有益效果：
[0046]
本发明为涵盖源、储、荷以及电能质量治理等功能的微电网双向储能变流系统，是具有较高的实用价值的。
[0047]
本发明多功能双向储能变流装置作为负荷充分消纳微网侧清洁能源，减少弃风弃光。
[0048]
本发明在微电网离网运行时，多功能双向储能变流装置作为电源为微网的电压和频率做支撑，并通过“源-荷-储”协同互动控制架构实现自发自储自用，实现微网区域自治，零碳排放。
[0049]
本发明在微电网并网运行时，根据预设时间表进行削峰填谷，提高系统的用电经济性；其四，改善电能质量，根据用户需求针对三相不平衡、无功、谐波等电能质量问题进行综合治理，一机多能，节约成本，具有实际应用意义。
[0050]
本发明附加方面的优点将在下面的描述中部分给出，部分将从下面的描述中变得明显，或通过本发明的实践了解到。
附图说明
[0051]
构成本发明的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。
[0052]
图1为本发明实施例多功能双向储能变流系统结构框图；
[0053]
图2为“源-荷-储”协同互动控制架构之并、离网运行模式切换流程图；
[0054]
图3为“源-荷-储”协同互动控制架构之离网运行模式下功能域判断流程图；
[0055]
图4为“源-荷-储”协同互动控制架构之并网运行模式下功能域判断流程图；
[0056]
图5为“源-荷-储”协同互动控制架构之电能分析与治理功能域判断流程图；
[0057]
图中，(1)市电；(2)电网侧电流传感器；(3)电网侧电压传感器；(4)电网侧静态开关；(5)微网侧电压传感器；(6)微网侧电流传感器；(71)第一多功能变流器；(72)第二多功能变流器；(81)第一储能电池组；(82)第二储能电池组；(91)第一电池管理系统；(92)第二电池管理系统；(101)第一备用储能电池组；(102)第二备用储能电池组；(11)总控制器；(12)光伏本地负载；(13)光伏发电装置；(14)风机本地负载；(15)风力发电装置。
具体实施方式
[0058]
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
[0059]
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。
[0060]
在不冲突的情况下，本发明中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
[0061]
实施例一
[0062]
本实施例公开了一种微电网“源-荷-储”协同互动控制系统，如图1所示，包括一电网侧静态开关(4)，一电网侧电流传感器(2)，一电网侧电压传感器(3)，多台配有如第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)、第一备用储能电池组(101)、第二备用储能电池组(102)与第一电池管理系统(91)、第二电池管理系统(92)的第一双向多功能变流器(71)、第二双向多功能变流器(72)，一总控制器(11)，一微网侧电压传感器(5)，一微网侧电流传感器(6)，一光伏发电装置(13)及光伏本地负荷(12)，一风力发电装置(15)及风电本地负载(14)。
[0063]
微电网系统通过一电网侧静态开关(4)与市电(1)连接，并在市电(1)一侧装配一电网侧电流传感器(2)和一电网侧电压传感器(3)。所述电网侧静态开关(4)、电网侧电流传感器(2)和电网侧电压传感器(3)均与总控制器(11)建立实时通信，可实现微电网的并离网切换。
[0064]
电网侧电流传感器(2)用以测量电网三相电流，如果由于限电或电网故障导致电网失电，电网侧电流传感器(2)检测到电流为0，总控制器(11)就会在10ms内向电网侧静态开关(4)发出分闸命令，分闸动作后微电网进入离网运行模式。
[0065]
电网侧电压传感器(3)用以采集电网三相电压，在离网运行模式下，当电网复电，检测到电网三相电压正常，根据用户需求由总控制器(11)下发并网指令，在满足并网条件下总控制器(11)向电网侧静态开关(4)发出合闸命令，合闸动作后微电网进入并网运行模
式。
[0066]
在并网运行模式和离网运行模式下，由电网侧电流传感器(2)、电网侧电压传感器(3)、微网侧电压传感器(5)，微网侧电流传感器(6)检测电网侧电压电流与微网侧电压电流，在总控制器(11)中进行电能分析，分别计算有功功率、无功功率、功率因数相电压不平衡率pvur，以及采用采用傅里叶变换(fft)计算电压电流的总谐波失真率thd。
[0067]
光伏发电装置(13)通过直流/交流逆变器并联在交流母线终端，并接有光伏本地负荷(12)。光伏发电装置(13)将光能转化为电能，不产生温室气体，洁净可持续，光伏发电装置发出的洁净电能优先地被就近的光伏本地负荷(12)消纳，多余的电能将优先地对第一储能电池组(81)、第二储能第二储能电池组(82)充电，再回馈至电网。
[0068]
风力发电装置(15)通过交流/直流/交流的背靠背式变流器并联在交流母线终端，并接有风电本地负载(14)。风力发电装置(15)将风能转化为电能，风力发电装置发出的电能优先地被就近的风电本地负载(14)消纳，多余的电能将优先地对第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)充电，再回馈至电网。
[0069]
分布式电源与市电间的交流母线上并联多台配有如第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)、第一备用储能电池组(101)、第二备用储能电池组(102)与第一电池管理系统(91)、第二电池管理系统(92)的第一双向多功能变流器(71)、第二双向多功能变流器(72)。第一电池管理系统(91)、第二电池管理系统(92)分别估测第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)的荷电状态soc1与soc2，并分别与本线路上的第一双向多功能变流器(71)、第二双向多功能变流器(72)进行通讯，同时所述的储能变流器装置与总控制器(11)建立实时通信。
[0070]
实施例子二
[0071]
本实施例子公开了一种微电网“源-荷-储”协同互动控制方法，总控制器(11)内置“源-荷-储”协同互动控制架构，该控制架构将根据五种功能进行功能域分区。根据电网侧与微网侧采集到的电压、电流数据在主控制器(11)中分析当前微电网的并离网状态与电能质量问题，并根据用户需求进行控制功能域的手动或自动选择，进而对多功能储能变流装置进行控制驱动。
[0072]
分析电能质量问题时：
[0073]
通过微网侧电压传感器5和微网侧电流传感器6所检测到电压电流信号。
[0074]
①
对电流波形做快速傅立叶变换(fft)计算，得到电流的总谐波失真率thd，以反映电流的谐波含量。
[0075]
②
对电压波形进行相电压不平衡率(pvur)计算，以反映三相电压的不平衡程度。
[0076]
③
根据电压电流计算有功功率p和无功功率q，以及其功率因数衡量电气设备的工作效率。
[0077]
需要说明的是，具体的电能质量分析方法为现有的成熟技术，谐波含量和不平衡度的计算方法也不限于fft和pvur。
[0078]
在一实施例子中，“源-荷-储”协同互动控制过程，具体为：
[0079]
并离网模式切换步骤：定义电网侧电流传感器(2)检测到的电流为ig，电网侧电压传感器(3)检测到的电压为ug,微网侧电压传感器(5)检测到的电压为um，a[
·
]为电压幅值，
f[
·
]为电压频率，为电压相位。当检测到ig＝0时，向电网侧静态开关(4)发出分闸指令，如果ug＝0，则分闸成功，该多功能双向储能变流系统进入离网运行模式。当电网复电，检测到ug＝0不成立，如用户有并网运行需求，则需要先对微网侧进行电压同步控制，当判断a[ug]＝a[um]，f[ug]＝f[um]，成立时，满足并网条件，向电网侧静态开关(4)发出合闸指令，如果检测到ig＝0不成立，则合闸成功，该多功能双向储能变流系统进入并网运行模式。该模式判断流程图如图2所示。
[0080]
第一双向多功能变流器(71)、第二双向多功能变流器(72)在总控制器(11)的监测与控制下，实现能量的双向流动，可提供5种工作模式，具体实现步骤具体为：
[0081]
a.“源”模式：当风、光电能不足时，soc高的第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)优先地通过本线路上的第一双向多功能变流器(71)、第二双向多功能变流器(72)对负荷侧放电。
[0082]
a1.在离网模式下，当光伏发电装置(13)和风机发电装置(15)由于天气原因或故障导致发电量无法满足光伏本地负载(12)和风电本地负载(14)的用电需求，需要通过第一双向多功能变流器(71)、第二双向多功能变流器(72)与第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)进行电能支持。功能域判断流程如图3中a1.所示，具体步骤为：
[0083]
第一电池管理系统(91)、第二电池管理系统(92)分别估测第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)的荷电状态soc1与soc2。
[0084]
判断荷电状态soc1与soc2的平均值大于0.1成立，说明第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)具有容量进行电能支持，再比较荷电状态soc1与soc2的大小，若soc1≥soc2则双向多功能变流器(71)优先地开启“源”模式，第一储能电池组(81)进行放电，对光伏本地负载(12)和风机本地负载(14)供电，否则，双向多功能变流器(72)优先地开启“源”模式，第二储能电池组(82)进行放电，对光伏本地负载(12)和风机本地负载(14)供电。
[0085]
判断荷电状态soc1与soc2的平均值大于0.1不成立，说明第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)当前荷电状态过低，没有充足容量进行电能支持，此时需要外接第一备用储能电池组(101)、第二备用储能电池组(102)，第一双向多功能变流器(71)、第二双向多功能变流器(72)开启“源”模式以满足光伏和风电本地负荷(12)和(14)的用电需求。
[0086]
a2.在并网模式下，当天气条件不佳分布式能源发电量较少时，则第一双向多功能变流器(71)、第二双向多功能变流器(72)可以协同市电(1)为光伏本地负载(12)和风机本地负载(14)供电。功能域判断流程如图4中a2.所示，具体步骤为：
[0087]
判断荷电状态soc1与soc2的平均值小于0.9不成立，说明此时第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)电量充足，需要向光伏本地负载(12)和风机本地负载(14)放电。再比较荷电状态soc1与soc2的大小，若soc1≥soc2则双向多功能变流器(71)优先地开启“源”模式，第一储能电池组(81)进行放电，协同市电(1)对光伏本地负载(12)和风机本地负载(14)供电，否则，双向多功能变流器(72)优先地开启“源”模式，第二储能电池组(82)进行放电，协同市电(1)对光伏本地负载(12)和风机本地负载(14)供电。
[0088]
a1.与a2.的区别在于，a1.模式仅由第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)与第一双向多功能变流器(71)、第二双向多功能变流器(72)向负荷供电，可实现自储自用，零碳排放；a2.模式由第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)与第一双向多功能变流器
(71)、第二双向多功能变流器(72)协同市电(1)对负荷供电，优先地进行自储自用，缓解电网调控压力、降低区域供电成本。
[0089]
b.“荷”模式：市电(1)、光伏发电装置(13)和风电发电装置(15)可以优先地通过soc低的电池组本线路上的双向多功能变流器对电池组充电，减少弃风弃光，节约能源。
[0090]
b1.在离网模式下，当光伏发电装置(13)和风机发电装置(15)由于天气原因发电量过剩时，需要对第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)进行储能。功能域判断流程如图3中b1.所示，具体步骤为：
[0091]
判断荷电状态soc1与soc2的平均值小于0.9成立，说明第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)有空余储能容量，再比较荷电状态soc1与soc2的大小，若soc1≥soc2则双向多功能变流器(72)优先地开启“荷”模式，分布式能源余电对第二储能电池组(82)进行储能充电，否则，双向多功能变流器(71)优先地开启“荷”模式，分布式能源余电对第一储能电池组(81)进行储能充电。
[0092]
判断荷电状态soc1与soc2的平均值小于0.9不成立，说明第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)没有空余储能容量，继续充电会导致电池的过充，此时需要外接第一备用储能电池组(101)、第二备用储能电池组(102)通过第一双向多功能变流器(71)、第二双向多功能变流器(72)开启“荷”模式以消纳分布式能源余电，减少弃风弃光。
[0093]
b2.在并网模式下，当天气条件不佳分布式能源发电量较少时，可以仅依靠市电(1)通过双向第一双向多功能变流器(71)、第二双向多功能变流器(72)对第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)或第一备用储能电池组(101)、第二备用储能电池组(102)充电。功能域判断流程如图4中b2.所示，具体步骤为：
[0094]
判断荷电状态soc1与soc2的平均值小于0.9成立，说明第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)有空余储能容量，再比较荷电状态soc1与soc2的大小，若soc1≥soc2则双向多功能变流器(72)优先地开启“荷”模式，市电(1)对第二储能电池组(82)或备用储能电池组(102)进行储能充电，否则，双向多功能变流器(71)优先地开启“荷”模式，市电(1)对第一储能电池组(81)或备用储能电池组(101)进行储能充电。
[0095]
b3.在并网模式下，当光伏发电装置(13)和风机发电装置(15)由于天气原因发电量过剩时，可以协同市电(1)通过双向第一双向多功能变流器(71)、第二双向多功能变流器(72)对第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)充电，若仍有剩余电能则可选择余电上网。功能域判断流程如图4中b3.所示，具体步骤为：
[0096]
判断荷电状态soc1与soc2的平均值小于0.9成立，说明第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)有空余储能容量，再比较荷电状态soc1与soc2的大小，若soc1≥soc2则双向多功能变流器(72)优先地开启“荷”模式，市电(1)和分布式能源余电对第二储能电池组(82)进行储能充电，否则，双向多功能变流器(71)优先地开启“荷”模式，市电(1)和分布式能源余电对第一储能电池组(81)进行储能充电。
[0097]
判断荷电状态soc1与soc2的平均值小于0.9不成立，说明第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)没有空余储能容量，继续充电会导致电池的过充，优先地选择余电上网。
[0098]
b1.、b2.与b3.的区别在于，b1.模式仅由光伏、风电发电装置(13、15)对第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)进行储能充电，实现微网区域的电能自消纳，减少弃风弃光；b2.模式仅由市电(1)对第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)或第一备用储能电
池组(101)、第二备用储能电池组(102)进行储能充电，为微网系统提供充足的备用电能；b3.模式由市电(1)和光伏、风电发电装置(13、15)协同对第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)进行储能充电，优先实现微网区域的电能自发自储。
[0099]
在并网运行模式和离网运行模式下，由电网侧电流传感器(2)、电网侧电压传感器(3)、微网侧电压传感器(5)，微网侧电流传感器(6)检测电网侧电压电流与微网侧电压电流，在总控制器(11)中进行电能分析，分别计算有功功率、无功功率、功率因数相电压不平衡率pvur，以及采用采用傅里叶变换(fft)计算电压电流的总谐波失真率thd。
[0100]
c.削峰填谷模式：根据预设的时间表，在电价谷值时对第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)进行储能充电，在电价峰值时令第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)进行放电，实现削峰填谷功能，提高区域用电经济性。功能域判断流程如图5中c.所示，具体步骤为：
[0101]
根据用户预设时间表，进入“削峰”模式与“填谷”模式。
[0102]“削峰”模式：比较荷电状态soc1与soc2的大小，若soc1≥soc2则第一双向多功能变流器(71)优先地开启“源”模式，第一储能电池组(81)进行放电，否则，第二双向多功能变流器(72)优先地开启“源”模式，第二储能电池组(82)进行放电。
[0103]“填谷”模式：若soc1≥soc2则第二双向多功能变流器(72)优先地开启“荷”模式，市电(1)对第二储能电池组(82)进行储能充电，否则，第一双向多功能变流器(71)优先地开启“荷”模式，市电(1)对第一储能电池组(81)进行储能充电。
[0104]
d.无功补偿模式：
[0105]
判断功率因数成立，计算所需补偿的无功容量，根据第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)的剩余容量进行比例分配，采用pwm控制第一双向多功能变流器(71)、第二双向多功能变流器(72)发出所需的无功功率。功能域判断流程如图5中d.所示。
[0106]
e.电能质量模式：根据pvur和thd阈值判断是否需要进行不平衡补偿控制和谐波抑制控制，分别进入不平衡模式和谐波模式，此处选取puvr阈值为2％，thd阈值为5％。功能域判断流程如图5中e.所示。
[0107]
不平衡模式具体步骤为：判断pvur》2％成立，计算出所需补偿的不平衡电流，根据第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)的剩余容量进行比例分配，采用pwm控制第一双向多功能变流器(71)、第二双向多功能变流器(72)发出所需的补偿电流，实现三相不平衡补偿，直至pvur≤2％。当判断pvur》2％不成立，则不动作。
[0108]
谐波模式具体步骤为：判断thd》5％成立，计算出所需的反向谐波补偿电流，根据第一储能电池组(81)、第二储能电池组(82)的剩余容量进行比例分配，采用pwm控制第一双向多功能变流器(71)、第二双向多功能变流器(72)发出所需的谐波补偿电流，实现谐波抑制直至thd≤5％。当判断thd》5％不成立，则不动作。
[0109]
关于五种工作模式：
[0110]“源”模式：当风、光条件不佳时，发电量不足以供给光伏本地负荷和风电本地负荷的用电需求，储能变流装置工作在“源”模式下，利用已储存的电能为负荷提供电能支持，保障台区用户的用电需求，无需使用柴油发电机等不清洁能源的发电设备，实现微电网的自发自储自用，经济环保，打造零碳台区。
[0111]“荷”模式：当风机和光伏发电量超过负荷的用电需求时，余电会流向电网，严重时
会造成上级变电站的反向供电，影响辖区居民的用电安全。储能变流装置工作在“荷”模式下，对新能源余电进行储能，提高微电网台区的电能消纳能力，减少对电网的反向供电。
[0112]
削峰填谷模式：我国设置峰谷电价，在电价谷值时，对储能电池组进行充电，在电价峰值时，由储能电池对负荷放电，减少用电成本，提高微网台区的用电经济性。
[0113]
无功补偿模式：我国设有功率因数的奖罚办法，功率因数时需缴纳罚款，时有奖励，时奖励最高。所以当时，双向多功能变流器工作在无功补偿模式下，提高功率因数，降低变压器及输送线路的损耗，提高供电效率。
[0114]
电能质量模式：通过谐波电流和不平衡电压的补偿，降低系统的总谐波失真率和电压不平衡程度，可以提高用户的用电质量，保障用电器的正常、安全、高效运行。
[0115]
本发明在“荷”模式下，多功能双向储能变流装置作为负荷充分消纳微网侧清洁能源，减少弃风弃光，节约能源。
[0116]
本发明在微电网离网运行时，多功能双向储能变流装置可工作在“源”模式下，作为电源为微网的电压和频率做支撑，并通过“源-荷-储”协同互动控制架构实现自发自储自用，实现微网零碳排放区域。
[0117]
本发明在微电网并网运行时，可根据预设时间表进行削峰填谷：当电价峰值时，多功能微电网储能变流装置工作在“源”模式下；当电价谷值时，多功能双向储能变流装置工作在“荷”模式下，提高系统的用电经济性。
[0118]
本发明在微电网并网运行时，多功能双向储能变流装置可工作在“源”模式下，协同市电对负荷供电，优先地进行自储自用，缓解电网调控压力、降低区域供电成本。
[0119]
本发明能改善电能质量，根据用户需求针对三相不平衡、无功、谐波等电能质量问题进行综合治理，三相不平衡度降低至2％以下，总谐波失真率降低到5％，实现一机多能，节约成本。
[0120]
关于上述阈值的来源进行解释说明如下：
[0121]
gb/t14549-93《电能质量公用电网谐波》中规定：公用电网电压(相电压)0.38kv的系统总谐波含量须要小于5.0％，6～10kv的系统总谐波含量须要小于4.0％，35～66kv的系统总谐波含量须要小于3.0％，110kv的系统总谐波含量须要小于2.0％。
[0122]
gb/t15543-2008《电能质量三相电压不平衡》中规定：电网正常运行时，负序电压不平衡度不超过2％，短时不得超过4％。
[0123]
需要说明的是，2％和5％是用户根据所应用的电气系统的需求而设的阈值，就算不是2％和5％也不影响控制系统的工作过程：当fft和pvur检测结果大于阈值进行谐波电流补偿和不平衡补偿，小与阈值则不动作。这里以2％和5％为例，但不限于这两个阈值。
[0124]
上述虽然结合附图对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。