一种直流微电网功率平衡方法及装置与流程

1.本发明属于直流微电网领域，具体而言，涉及一种直流微电网功率平衡方法及装置。


背景技术：

2.随着国民经济的发展和电力电子技术的进步，越来越多的分布式能源(如风能、太阳能)接入电网，越来越多的直流家用产品(如电动汽车)被普及以及工业变频技术(如抽油机、船舶、起重机)被广泛应用，交流配电网面临着分布式能源接入、负荷多样化、网架结构庞杂以及电能供应稳定性、高效性等带来的巨大的挑战。与交流配电网相比，直流配电网无需考虑无功功率以及对电网的电压和频率的跟踪问题，减少了大量的电能变换环节，提高了系统的可靠性和效率，可充分协调分布式电源、多样性负荷与电网之间的矛盾，发挥分布式能源的优势。
3.用于整合可再生能源及各类分布式能源的直流微电网具有良好应用前景。随着电力电子以及控制和通信算法等技术的发展，不同的分布式电源(distributed generator，dg)将在一个大电网内作为基础能量提供，组成多个直流微电网，提高了效率和电网稳定性。为实现国家碳中和的目标，需要提高可再生能源的渗透率，但由此带来的问题是，微电网的dg不仅数量多、地理位置分散，而且系统控制节点和约束条件多，波动性强。且同时对于用户侧而言，不同用户、不同时刻的用电场景都不尽相同，其导致微电网中负荷波动频繁剧烈，从而导致dg输出功率与负荷功率间产生不平衡的问题，故如何在全天候场景下实现网内功率平衡为一个较为重要的话题。
4.现有技术存在以下问题：1.大量光伏发电单元的接入，使得系统呈现低惯量问题。2.直流微电网中光伏的间歇性和随机性问题，使得输出功率出现频繁波动。3.不同用户不同时刻用电场景不尽相同，所需功率呈现变化较为频繁的问题。


技术实现要素：

5.本技术实施例提供了一种直流微电网功率平衡方法及装置，通过精细化控制来满足全天候不同用电场景下的功率平衡问题，从而实现光伏最大化利用，同时保证系统工作状态的稳定性及切换的流畅性。
6.第一方面，本技术实施例提供了一种直流微电网功率平衡方法，包括：
7.采用电流控制来等效系统能量的分配与流向，储能电池的荷电状态在20％至85％之间时，储能电池工作，当荷电状态高于85％时，所述储能电池不再充电，当荷电状态低于20％时，所述储能电池不再放电；系统工作在储能放电、整流、逆变1及逆变2四个状态；
8.当系统处于逆变状态时，由储能电池、光伏共同供给用户侧所需能量，当光伏所提供的能量能够满足用户及电网逆变所需能量并维持系统稳定运行时，储能电池断开；当光伏所提供的能量不能够满足用户及电网逆变所需能量并维持系统稳定运行时，储能电池放电补充所需能量。
9.其中，包括：当储能电池处于放电状态时，实时监测光伏功率是否增加至能够维持系统逆变及用户接入，若能够维持则检测储能电池荷电状态，若在允许范围内，则储能电池继续放电，若超过允许范围，则储能电池断开，光储充一体化系统进入整流模式，由电网及光伏提供用户所需功率；若储能电池无法满足电网逆变及用户所需能量，则储能电池零电流启动，光储充一体化系统进入离网模式。
10.其中，包括：光储充一体化系统母线电压稳定裕度设置在预设区间，所述预设区间为690v-710v。
11.其中，包括：当系统进入整流模式时，电池模块按照零电流模式启动，储能变换器断开，电网整流，充电桩接入，此时判断i
beg-i
beg
是否大于等于2a，i
beg
为储能变换器电流，i
beg
为电池模块电流，如果满足条件则判断电池模块电流i
beg
，若i
beg
小于等于1a，则进入逆变1模式，若i
beg
大于1a，则储能模块按照电流i
bec
＝i
beg-i
beg-2启动充电直至储能电池荷电状态大于85％进入离网模式。
12.其中，系统逆变1模式包括：储能模块按照预设电流启动，电网逆变，且逆变电流为0，充电桩接入，此时判断系统母线电压是否大于等于698v，若不满足则系统进入整流模式，若满足则判断系统母线电压是否小于等于708v，若满足则增大储能充电电流直至储能电池荷电状态大于等于85％，系统进入逆变2模式；若系统母线电压大于708v，则系统启动储能电池充电并逐步增大充电电流。
13.其中，系统进入逆变2模式包括：储能模块电流按照预设值启动放电，电网维持逆变1中的逆变电流值，接入充电桩；判断储能变换器电流是否小于电池模块电流2a及以下：
14.若是，则判断储能电池荷电状态是否满足设定区间，若满足设定区间则系统进入整流模式，若不满足设定区间则系统进入离网模式；
15.若否，则判断储能电池荷电状态是否满足预设范围，若满足则系统进入整流模式。
16.其中，判断储能电池荷电状态是否满足设定区间包括：判断储能电池荷电状态是否小于等于20％。
17.其中，判断储能电池荷电状态是否满足预设范围包括：判断储能电池荷电状态是否小于等于20％。
18.第二方面，本技术提供了一种直流微电网功率平衡装置，所述装置用于：
19.采用电流控制来等效系统能量的分配与流向，储能电池的荷电状态在20％至85％之间时，储能电池工作，当荷电状态高于85％时，所述储能电池不再充电，当荷电状态低于20％时，所述储能电池不再放电；
20.当系统处于逆变状态时，由储能电池、光伏共同供给用户侧所需能量，当光伏所提供的能量能够满足用户及电网逆变所需能量并维持系统稳定运行时，储能电池断开；当光伏所提供的能量不能够满足用户及电网逆变所需能量并维持系统稳定运行时，储能电池放电补充所需能量。
21.第三方面，本技术提供了一种光储充一体化系统，包括上述直流微电网功率平衡装置。
22.本技术实施例直流微电网功率平衡方法及装置具有如下有益效果：
23.本技术通过精细化控制来满足全天候不同用电场景下的功率平衡问题，从而实现光伏最大化利用，同时保证系统工作状态的稳定性及切换的流畅性。
附图说明
24.图1为本技术实施例中光储充一体化系统拓扑图；
25.图2为本技术实施例中储能放电切换流程示意图；
26.图3为本技术实施例中整流模式示意图；
27.图4为本技术实施例中逆变1模式示意图；
28.图5为本技术实施例中逆变2模式示意图。
具体实施方式
29.下面结合附图和实施例对本技术进行进一步的介绍。
30.下述介绍提供了本发明的多个实施例，不同实施例之间可以替换或者合并组合，因此本技术也可认为包含所记载的相同和/或不同实施例的所有可能组合。因而，如果一个实施例包含特征a、b、c，另一个实施例包含特征b、d，那么本技术也应视为包括含有特征a、b、c、d的一个或多个所有其他可能的组合的实施例，尽管该实施例可能并未在以下内容中有明确的文字记载。
31.如图1所示，光储充一体化系统由光伏、储能、交直流充电桩、能量管理系统及综合监控系统组成。其介于电网及新能源车用户中间，既能实现光伏最大化利用，降低电动车负荷大量接入对电网冲击，同时可实现光伏及用户侧功率频繁波动带来的系统级功率平衡问题。
32.系统考虑到光伏及用户功率波动频繁，故需要实时采集功率情况，但其方法会引入新的子模块从而增加控制成本，本专利采用电流控制来等效其能量的分配与流向，通过检测其母线电压值，考虑到母线电压稳定裕度过于小会产生频繁切换开关的问题，对系统损伤较大，母线电压稳定裕度过大则会产生系统宕机问题，故系统母线电压稳定裕度设置在690v-710v间，达到系统功率精细化控制，满足系统设备稳定运行同时并拥有良好的电能质量，且防止开关频繁切换。
33.系统功率主要通过电网、储能、光伏三部分提供，但外界光照的变化剧烈导致其输出功率存在波动剧烈且频繁的特点，此时加入储能模块来达到削峰填谷的作用，实现源侧功率稳定输出的结果。储能表示储能电池，储能电池电压小于母线电压，其往母线放电则要经过储能模块进行升压，这里储能模块即储能双向dc-dc变换器。
34.本技术提供了一种直流微电网功率平衡方法及装置，该方法包括：采用电流控制实现系统能量分配。储能电池充放电阈值在20％-85％，即电池电量低于20％时，电池不放电，适时充电；电池电量高于85％时，电池不充电，适时放电。系统工作在储能放电、整流、逆变1及逆变2四个状态。当系统逆变时，储能电池、光伏共同供给负荷，当光伏所提供的能量能够满足用户及电网逆变所需能量并维持系统稳定运行时，储能电池断开；当不能满足时，储能电池放电补充所需能量。如是，根据负荷、储能及光伏状态对系统进行精细化控制调整。
35.如图2所示，考虑到储能的安全性和频繁切换问题，设置储能电池荷电状态(state of charge，soc)在20％至85％间工作，故储能电池soc高于85％不再充电，低于20％不再放电。
36.当系统处于逆变状态时，由储能电池、光伏共同供给用户侧所需能量，当光伏所提
供的能量可以满足用户及电网逆变所需能量并维持系统稳定运行时，储能电池断开；当光伏所提供的能量不能够满足用户及电网逆变所需能量并维持系统稳定运行时，储能电池放电补充所需能量。
37.当储能电池处于放电状态，实时监测光伏功率是否增加至可维持系统逆变及用户接入下的情况，若满足则检测储能电池soc值，若在允许范围内，则储能电池继续放电，若超过允许范围，则储能断开，系统进入整流模式，由电网及光伏提供用户所需功率。若储能电池无法满足电网逆变及用户所需能量，则储能零电流启动，系统进入离网模式。
38.图3为光储充一体化系统整流模式示意图，如图3所示，当系统进入整流模式时，电池模块按照零电流模式启动，储能变换器断开，电网整流，充电桩接入。此时判断储能变换器电流是否比电池模块电流大2a甚至更多，如果满足条件则判断电池模块电流无法满足模块正常运行，若电池模块电流小于等于1a，则进入逆变1模式，若电池模块电流大于1a，储能模块电流按照i
beg-i
beg-2启动充电直至储能电池soc大于85％进入离网模式。其中，beg为交直流双向变换器模块，即系统逆变到电网，电网整流到系统的变换器。bec为直流双向变换器模块，即储能模块，实现储能功率双向传输。ceg即充电模块，实现系统到负荷的功率单向传输。
39.图4为系统逆变1模式示意图，如图4所示，储能模块按照预设电流启动，电网逆变，且逆变电流为0，充电桩接入，此时判断系统母线电压是否大于698v，若不满足该情况则系统进入整流模式，若满足则判断系统母线电压是否小于等于708v，满足该情况则增大储能充电电流直至储能soc大于85％，系统进入逆变2模式。若系统母线电压大于708v，则系统启动储能电池充电并逐步增大充电电流。
40.图5为系统逆变2模式示意图，如图5所示，系统进入逆变2模式，储能模块电流按照预设值启动放电，电网维持逆变1中的逆变电流值，接入充电桩。判断储能变换器电流是否小于电池模块电流2a及以下，满足该情况则判断储能电池soc是否满足设定区间，若满足设定区间则系统进入整流模式，反之进入离网模式。若储能变换器电流没有小于电池模块电流2a，则判断储能soc是否满足预设范围，满足该情况系统进入整流模式。
41.其中，判断储能电池荷电状态是否满足设定区间包括：判断储能电池荷电状态是否小于等于20％。判断储能电池荷电状态是否满足预设范围包括：判断储能电池荷电状态是否小于等于20％。
42.本专利采用电流控制来等效其能量的分配与流向，通过检测其母线电压值，考虑到母线电压稳定裕度过于小会产生频繁切换开关的问题，对系统损伤较大，母线电压稳定裕度过大则会产生系统宕机问题，故系统母线电压稳定裕度设置在690v-710v间，达到系统功率精细化控制，满足系统设备稳定运行同时并拥有良好的电能质量，且防止开关频繁切换。本技术的精细化控制也即在光伏、负荷功率变化及储能容量发生变化时系统状态切换参考量及切换过程均低步长变换，以实现光伏最大化利用及状态切换的流畅性。
43.本技术具有以下效果：(1)通过精细化控制来满足全天候不同用电场景下的功率平衡问题，从而实现光伏最大化利用，同时保证系统工作状态的稳定性及切换的流畅性。(2)设定电压稳定范围可防止设备开关切换过于频繁的问题。(3)为了保障储能变换器稳定工作，设定其电流稳定域2a。
44.本技术还提供了一种直流微电网功率平衡装置，该装置用于：采用电流控制来等
效系统能量的分配与流向，储能电池的荷电状态在20％至85％之间时，储能电池工作，当荷电状态高于85％时，所述储能电池不再充电，当荷电状态低于20％时，所述储能电池不再放电；当系统处于逆变状态时，由储能电池、光伏共同供给用户侧所需能量，当光伏所提供的能量能够满足用户及电网逆变所需能量并维持系统稳定运行时，储能电池断开；当光伏所提供的能量不能够满足用户及电网逆变所需能量并维持系统稳定运行时，储能电池放电补充所需能量。
45.本技术中，直流微电网功率平衡装置实施例与直流微电网功率平衡方法实施例基本相似，相关之处请参考直流微电网功率平衡方法实施例的介绍。
46.本技术还提供了一种光储充一体化系统，包括上述任一项直流微电网功率平衡装置。
47.以上介绍仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。