CN104319816B - 一种光储交直流混合微电网***及其控制方法 - Google Patents

一种光储交直流混合微电网***及其控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种光储交直流混合微电网***及其控制方法，其特征是：混合微电网包括交流子微电网***、直流子微电网***及功率交换控制***；交流子微电网***包括交流侧光伏发电单元、交流负荷和并网接口；直流子微电网***包括直流侧光伏发电单元、蓄电池储能单元和高/低压直流负荷；功率交换控制***包括双向AC/DC功率变换器、变压器、微电网控制器及通信***，以蓄电池储能单元用于控制直流母线电压，双向AC/DC功率变换器采用P/Q控制，本发明在直流侧储能的平抑作用下，直流子微电网***光伏发电以恒定的功率通过交流子微电网***并入大电网，提高光伏利用率。本发明控制方法有效提高了混合微电网的供电可靠性和经济性。

Description

一种光储交直流混合微电网***及其控制方法
技术领域
本发明属于分布式发电及微电网技术领域，具体涉及一种光储交直流混合微电网***。
背景技术
近年来，基于化石能源危机、环境保护压力及现有电网结构发展局限性等方面的问题，微电网得到了迅速的发展。微电网的分类标准有很多，从网架结构和供电方式上可将微电网分为交流微电网、直流微电网和交直流混合微电网。目前，交流微电网仍然是微电网的主要形式，尽管交流微电网的研究已经取得了很多成果，但是还需要进一步解决分布式电源并联接入时带来的谐振、谐波等方面的影响。相较于交流微电网，直流微电网***无需考虑各分布式电源之间的同步问题，在环流抑制上更具优势，且直流微电网只有与主网连接处需要使用逆变器，***成本和损耗大大降低。当下，智能电网的概念深入人心，其建设理念是以一种环境友好的、可持续的方式为数字社会提供可靠的、高质量的电能。智能电网最主要的特点就是可以连接各种不同的交流和直流发电***、储能***以及各种不同的交直流负载，以达到最优的运行效率。在此背景下，单纯的交流微电网或直流微电网就表现出了局限性。为了降低单纯的交流/直流微电网在应用中因多重AC/DC或DC/AC变换带来的功率损耗、谐波电流及控制难度，提高***的可靠性和经济性，也为了各式各样的可再生能源和储能设备更好地接入微电网，交直流混合微电网应运而生。
因此，便于交、直流负荷接入，控制简单高效，使用灵活方便的混合微电网结构是微电网发展不断追求的目标。
发明内容
本发明提供一种光储交直流混合微电网***，以期通过交直流混合的网络拓扑将光伏发电单元、蓄电池储能单元、交直流负载连接起来，构成可以孤岛运行也可以并网运行的混合微电网***，以适应数字社会用户对不同电能形式、不同电压等级的用电需求，有效提高***的供电可靠性和经济性。
本发明为解决技术问题采用如下技术方案：
本发明光储交直流混合微电网***的特点是：所述混合微电网包括交流子微电网***、直流子微电网***及功率交换控制***；所述交流子微电网***包括交流侧光伏发电单元、交流负荷和并网接口；所述直流子微电网***包括直流侧光伏发电单元、蓄电池储能单元和高/低压直流负荷；所述功率交换控制***包括双向AC/DC功率变换器、变压器、微电网控制器及通信***，以所述蓄电池储能单元用于控制直流母线电压，所述双向AC/DC功率变换器采用P/Q控制方式，
设置所述混合微电网***的并网点是处在交流子微电网***侧，通过并网点的控制，混合微电网***可以在孤岛和并网模式之间切换运行；
在所述混合微电网***处在孤岛运行时，双向AC/DC功率变换器采用V/f控制方式，以蓄电池储能单元为平衡节点来支撑***母线电压、频率稳定，实现交直流***之间的功率平衡。
本发明光储交直流混合微电网***的特点也在于：所述混合微电网切换运行时，交流子微电网***和直流子微电网***之间的功率通过双向AC/DC功率变换器进行平衡，切换前后缺额功率由蓄电池储能平抑，实现切换前后***稳定运行。
本发明光储交直流混合微电网***的特点也在于：所述交流子微电网***采用单母线结构，电压等级为AC380V；所述直流子微电网***采用双层母线结构，电压等级为DC380V和DC48V，分别为高压直流负载和低压直流负载供电。
本发明光储交直流混合微电网***的特点也在于：在所述交流子微电网***与直流子微电网***之间采用变压器隔离；所述交流子微电网***采用TN-C-S接地方式，所述直流子微电网***采用TN接地方式。
本发明光储交直流混合微电网***的控制方法的特点是：
大电网通过并网接口支撑交流子微电网***电压和频率稳定，在微电网控制器的控制下，由蓄电池储能单元平抑直流侧光伏发电功率波动和负荷波动，维持直流子微电网***电压稳定；双向AC/DC功率变换器采用P/Q控制将直流侧盈余光伏发电功率定额输入到交流侧并网；
在微电网控制器检测到大电网故障时，控制混合微电网进入非计划孤岛运行，双向AC/DC功率变换器切换到V/f控制，支撑交流母线电压和频率稳定，实现交流子微电网***与直流子微电网***之间的功率平衡，由蓄电池储能单元平抑混合微电网***的功率波动，并维持直流母线电压稳定，混合微电网从并网运行向非计划孤岛运行切换时，不论并网点是否有功率流动，切换瞬间，并网点的流动功率由蓄电池储能单元平抑，实现微电网***的顺利平稳切换；
在微电网控制器检测到大电网恢复供电时，控制混合微电网进入并网运行；切换前，由微电网控制器控制混合微电网***的电压幅值、频率和相角与大电网保持一致，实现平稳切换，双向AC/DC变换器由V/f控制切换到P/Q控制，切换瞬间，双向AC/DC变换器的突变功率缺额由蓄电池储能单元进行平抑。
本发明光储交直流混合微电网***的控制方法的特点也在于：所述P/Q控制是采用功率外环电流内环的控制方式；所述V/f控制是采用电压外环电流内环的控制方式，所述P/Q控制和V/f控制共用一个电流内环，在切换运行时，只需切换外环控制。
本发明光储交直流混合微电网***的控制方法的特点也在于：在所述V/f控制时，dq变换的相位角由一个设定的标准50Hz正弦电压提供，电压外环经PI调节后做为电流内环参考；在所述P/Q控制时，dq变换的相位角为网侧相位角，功率外环经PI调节后做为电流内环参考。
本发明光储交直流混合微电网***的控制方法的特点也在于：以模式选择开关S根据并网点PCC处的状态进行运行模式选择，V/f控制为模式1，P/Q控制为模式2，模式选择开关S通过在模式1和模式2之间的切换，就能够切换双向AC/DC功率变换器的外环控制，进而实现V/f控制和P/Q控制的切换；在V/f控制时，dq变换的相位角θ1由一个设定的标准50Hz正弦电压经锁相环PLL1得到，三相交流电压实测值ua、ub、uc经过dq变换得到直轴电压ud1和交轴电压uq1，所述直轴电压ud1和交轴电压uq1分别与其给定值udref、uqref比较，差值经PI控制器调节后做为电流内环参考idref和iqref；在P/Q控制时，dq变换的相位角θ2为网侧电压经锁相环PLL2得到，双向AC/DC功率变换器功率实测值P、Q分别与其给定值Pref和Qref比较，差值经PI控制器调节后做为电流内环参考idref和iqref；双向AC/DC功率变换器电流实测值ia、ib、ic经过dq变换得到直/交轴电流id1/2和iq1/2，直/交轴电流id1/2和iq1/2再分别与其参考值idref和iqref比较，差值经PI控制器调节后再与直/交轴电压ud1/2和uq1/2以及解耦值比较，经过dq反变换后输入PWM发生器驱动开关管。
本发明光储交直流混合微电网***的控制方法的特点也在于：所述蓄电池储能单元的容量取为600Ah。
与已有技术相比，本发明有益效果体现在：
1、本发明通过设计合理的电压等级、母线结构、接地方式、网络拓扑使得所述交直流混合微电网***实用性更强，更加适合数字社会交直流负荷共存、直流负荷多样化的发展趋势，省去了多重功率变换环节，提高了微电网的供电可靠性、使用安全性及综合效率。
2、本发明通过在直流侧配置蓄电池储能，应用适当的电力电子接口变换器控制策略，使得交直流混合微电网***能够稳定运行，顺利切换，提高供电质量和可再生能源利用率。
3、按照本发明方法在PSCAD/EMTDC软件***中搭建如图1所示的光储交直流混合微电网***进行仿真分析，交流侧光伏发电最大功率12kW，直流侧光伏发电最大功率10kW，交流侧负荷12kW，直流侧负荷5kW，蓄电池额定电压150V，容量600Ah，蓄电池初始SOC为80％，SOC被限制在35％～95％之间，保护蓄电池避免过充过放。结果表明，该混合微电网***能够为交流负荷、不同电压等级的直流负荷安全可靠供电，电压等级、母线结构、接地方式、网络拓扑设计合理科学。混合微电网并网运行时，在蓄电池储能的平抑作用下，双向AC/DC功率变换器能够将直流侧盈余的5kW光伏发电功率输送至交流侧并网，提高光伏发电利用率。混合微电网从并网运行向非计划孤岛运行切换时，不论并网点是否有功率交换，在蓄电池储能的平抑作用下，***能够在1个周波之内恢复稳定。在混合微电网孤岛运行时，整个***电压、频率稳定，电压有效值偏差率限制在(﹣0.52％，+1.31％)范围内，频率偏差率≤±0.5％；混合微电网从孤岛运行向并网运行切换时，蓄电池储能能够快速将功率缺额平抑，***能够在0.5个周波内恢复稳定。整个运行过程中，蓄电池SOC在76％～92％之间波动，充放电次数为三次。
附图说明
图1为本发明光储交直流混合微电网***结构示意图；
图2为本发明***中双向AC/DC功率变换器控制策略。
具体实施方式
本实施例中光储交直流混合微电网***，包括交流子微电网***、直流子微电网***及功率交换控制***。
如图1所示，交流子微电网***包括交流侧光伏发电单元、交流负荷和并网接口，以及光伏发电DC/AC变换器，交流子微电网***采用单母线结构，电压等级为AC380V。交流子微电网***电压等级的确定一方面依据微电网中分布式电源的容量，另一方面要方便并网。本实施例中的混合微电网中分布式电源容量低于200kW，因此交流母线电压等级选择为380V，可极大地方便并网。
本实施例中交流子微电网***采用TN-C-S的接地方式，TN-C-S接地故障电流足够大，能够及时启动过电流保护，且设备接触电压比较低，采用TN-C-S的接地方式可极大地提高***安全性。图1所示的交流侧光伏发电单元通过DC/AC变换器接至交流母线，采用控制策略为电压-无功(UQ)控制，可实现MPPT和单位功率因数控制，交流负载根据单相或者三相直接接至交流母线。
本实施例中的交流子微电网***包括电源两个，即大电网及交流侧光伏发电单元，负荷为交流负荷，母线为AC380V单母线，交流侧光伏发电单元通过DC/AC逆变器接入交流母线，交流负载直接接入交流母线，大电网通过并网接口连接至交流母线。
如图1所示，本实施例中直流子微电网***包括作为电源的直流侧光伏发电单元、蓄电池储能单元、两种负荷即高压直流负荷和低压直流负荷，以及光伏发电DC/DC变换器，蓄电池储能双向DC/DC变换器；直流子微电网***采用双层母线结构，电压等级为DC380V和DC48V，分别为高压直流负载和低压直流负载供电，其直流母线电压的确定主要是以负载类型为依据。本实施例中的直流负载主要为机房通信***DC48V、直流家用电器等，我国单相电压有效值为220V，三相电压有效值为380V，因此直流母线电压范围在200-400V之间是比较适宜的，可以满足现有交流设备对输入电压范围的要求，因此直流母线电压确定为DC380/48V，电压等级决定了直流母线为双层式母线结构。
本实施例中直流侧光伏发电单元通过DC/DC变换器接至高压直流母线，蓄电池储能通过双向DC/DC变换器接入高压直流母线，高压直流负荷直接接至高压直流母线，接有低压直流负荷的低压直流母线通过DC/DC变换器与高压直流母线相连。
本实施例中直流子微电网***采用TN接地方式，直流侧光伏发电单元通过Boost变换器连接至直流母线实现MPPT控制。蓄电池通过双向DC/DC变换器连接至直流母线，控制蓄电池充放电。
本实施例中在交流子微电网***与直流子微电网***之间采用变压器隔离；
如图1所示，本实施例中功率交换控制***包括交直流母线间双向AC/DC功率变换器一只、用于实现电压匹配和隔离的电力变压器一台、微电网控制器及若干通信***，以蓄电池储能单元用于控制直流母线电压，双向AC/DC功率变换器采用P/Q控制。变压器和双向AC/DC功率变换器将直流子微电网***和交流子微电网***相连，通信线路将整个***中的微电源、负荷、电力电子接口连接至微电网控制器，实现微电网的稳定运行控制。
具体实施中，功率交换控制***的相应设置也包括：
设置混合微电网***的并网点是处在交流子微电网***侧，通过并网点的控制，混合微电网***可以在孤岛和并网模式之间切换运行。
在混合微电网***处在孤岛运行时，双向AC/DC功率变换器采用V/f控制方式，以蓄电池储能单元为平衡节点来支撑***母线电压、频率稳定，实现交直流***之间的功率平衡。
在混合微电网切换运行时，交流子微电网***和直流子微电网***之间的功率通过双向AC/DC功率变换器进行平衡，切换前后缺额功率由蓄电池储能平抑，实现切换前后***稳定运行。
本实施例中双向AC/DC功率变换器在交直流混合微电网稳定运行中的作用主要有三个方面：一是孤岛运行时，采用V/f控制，支撑交流母线电压、频率稳定，实现交、直流***之间的功率平衡；二是并网运行时，采用P/Q控制，将直流侧盈余光伏发电功率定额通过交流侧并入大电网，提高直流侧光伏利用率；三是并网运行与孤岛运行切换时，使交、直流侧功率进行平衡，保证切换前后***稳定运行。
参见图2，本实施例中P/Q控制采用功率外环电流内环的控制方式，V/f控制采用电压外环电流内环控制方式。两种控制可共用一个电流内环，切换运行时，只需切换外环控制。本实施例中的微电网控制器除了要完成孤岛检测、自动并网功能外，还需要通过通信***、储能变流器、负荷控制器和光伏控制器等，实现微电网不同工况的稳定运行和顺利切换。
本发明***充分发挥了可再生能源发电和蓄电池储能***的优势互补性，提高微电网***的稳定性和经济性。
实施本发明光储交直流混合微电网***执行以下步骤：
大电网通过并网接口支撑交流子微电网***电压和频率稳定，在微电网控制器的控制下，由蓄电池储能单元平抑直流侧光伏发电功率波动和负荷波动，维持直流子微电网***电压稳定；双向AC/DC功率变换器采用P/Q控制将直流侧盈余光伏发电功率定额输入到交流侧并网。
在微电网控制器检测到大电网故障时，控制混合微电网进入非计划孤岛运行，双向AC/DC功率变换器切换到V/f控制，支撑交流母线电压和频率稳定，实现交流子微电网***与直流子微电网***之间的功率平衡，由蓄电池储能单元平抑混合微电网***的功率波动，并维持直流母线电压稳定。微电网从并网运行向非计划孤岛运行切换时，不论并网点是否有功率流动，切换瞬间，并网点流动功率均会被蓄电池平抑，实现微电网能够顺利平稳切换。
在微电网控制器检测到大电网恢复供电，控制混合微电网进入并网运行；切换前，由微电网控制器控制混合微电网***的电压幅值、频率和相角与大电网保持一致，实现平稳切换，双向AC/DC变换器由V/f控制切换到P/Q控制，切换瞬间，双向AC/DC变换器的突变功率缺额由蓄电池平抑。
光储交直流混合微电网***稳定运行过程中，双向AC/DC功率变换器的作用非常重要，它要根据微电网控制器检测到的并网点(PCC)处的状态，在P/Q控制与V/f控制之间切换运行，P/Q控制采用功率外环电流内环的控制方式，V/f控制采用电压外环电流内环的控制方式。P/Q控制和V/f控制共用一个电流内环，在切换运行时，只需切换外环控制。
本实施例中控制策略如图2所示，以模式选择开关S根据并网点PCC处的状态进行运行模式选择，图2中，V/f控制为模式1，以M1表示模式1，图2中脚注为1的变量表示V/f控制模式下该变量的值；P/Q控制为模式2，以M2表示模式2，脚注为2的变量表示P/Q控制模式下该变量的值；脚注为1/2的变量表示根据运行模式自动选择相应运行模式下的值；模式选择开关S通过在模式1和模式2之间的切换，就能够切换双向AC/DC功率变换器的外环控制，进而实现V/f控制和P/Q控制的切换；在V/f控制时，dq变换的相位角θ1由一个设定的标准50Hz正弦电压经锁相环PLL1得到，三相交流电压实测值ua、ub、uc经过dq变换得到直轴电压ud1和交轴电压uq1，所述直轴电压ud1和交轴电压uq1分别与其给定值udref、uqref比较，差值经PI控制器调节后做为电流内环参考idref和iqref；在P/Q控制时，dq变换的相位角θ2为网侧电压经锁相环PLL2得到，双向AC/DC功率变换器功率实测值P、Q分别与其给定值Pref和Qref比较，差值经PI控制器调节后做为电流内环参考idref和iqref；双向AC/DC功率变换器电流实测值ia、ib、ic经过dq变换得到直/交轴电流id1/2和iq1/2，直/交轴电流id1/2和iq1/2再分别与其参考值idref和iqref比较，差值经PI控制器调节后再与直/交轴电压ud1/2和uq1/2以及解耦值比较，经过dq反变换后输入PWM发生器驱动开关管。
光储交直流混合微电网***稳定运行过程中，蓄电池储能的作用也很重要，其中蓄电池的容量设计是关键，因本发明所涉及的混合微电网是面向工程应用的，蓄电池容量设计依据工程经验公式来计算出蓄电池容量取600Ah：
其中，安全系数取1.1，根据本地气象信息，最长连阴雨天数取4天，温度修正系数取1，根据蓄电池类型，放电深度取75％，根据所述光储交直流混合微电网***的负荷情况，计算出负载日平均耗电量为102.4kWh。

Claims (7)

1.一种光储交直流混合微电网***，其特征是：所述混合微电网包括交流子微电网***、直流子微电网***及功率交换控制***；所述交流子微电网***包括交流侧光伏发电单元、交流负荷和并网接口；所述直流子微电网***包括直流侧光伏发电单元、蓄电池储能单元和高/低压直流负荷；所述功率交换控制***包括双向AC/DC功率变换器、变压器、微电网控制器及通信***，以所述蓄电池储能单元用于控制直流母线电压，所述双向AC/DC功率变换器采用P/Q控制方式，
设置所述混合微电网***的并网点是处在交流子微电网***侧，通过并网点的控制，混合微电网***能够在孤岛和并网模式之间切换运行；
在所述混合微电网***处在孤岛运行时，双向AC/DC功率变换器采用V/f控制方式，以蓄电池储能单元为平衡节点来支撑***母线电压、频率稳定，实现交流子微电网***与直流子微电网***之间的功率平衡；
所述的光储交直流混合微电网***的控制方法是：
大电网通过并网接口支撑交流子微电网***电压和频率稳定，在微电网控制器的控制下，由蓄电池储能单元平抑直流侧光伏发电功率波动和负荷波动，维持直流子微电网***电压稳定；双向AC/DC功率变换器采用P/Q控制将直流侧盈余光伏发电功率定额输入到交流侧并网；
在微电网控制器检测到大电网故障时，控制混合微电网进入非计划孤岛运行，双向AC/DC功率变换器切换到V/f控制，支撑交流母线电压和频率稳定，实现交流子微电网***与直流子微电网***之间的功率平衡，由蓄电池储能单元平抑混合微电网***的功率波动，并维持直流母线电压稳定，混合微电网从并网运行向非计划孤岛运行切换时，不论并网点是否有功率流动，切换瞬间，并网点的流动功率由蓄电池储能单元平抑，实现微电网***的顺利平稳切换；
在微电网控制器检测到大电网恢复供电时，控制混合微电网进入并网运行；切换前，由微电网控制器控制混合微电网***的电压幅值、频率和相角与大电网保持一致，实现平稳切换，双向AC/DC功率变换器由V/f控制切换到P/Q控制，切换瞬间，双向AC/DC功率变换器的突变功率缺额由蓄电池储能单元进行平抑；
以模式选择开关S根据并网点处的状态进行运行模式选择，V/f控制为模式1，P/Q控制为模式2，模式选择开关S通过在模式1和模式2之间的切换，就能够切换双向AC/DC功率变换器的外环控制，进而实现V/f控制和P/Q控制的切换；在V/f控制时，dq变换的相位角θ1由一个设定的标准50Hz正弦电压经锁相环PLL1得到，三相交流电压实测值ua、ub、uc经过dq变换得到直轴电压ud1和交轴电压uq1，所述直轴电压ud1和交轴电压uq1分别与其给定值udref、uqref比较，差值经PI控制器调节后做为电流内环参考idref和iqref；在P/Q控制时，dq变换的相位角θ2为网侧电压经锁相环PLL2得到，双向AC/DC功率变换器功率实测值P、Q分别与其给定值Pref和Qref比较，差值经PI控制器调节后做为电流内环参考idref和iqref；双向AC/DC功率变换器电流实测值ia、ib、ic经过dq变换得到直/交轴电流id1/2和iq1/2，直/交轴电流id1/2和iq1/2再分别与电流内环参考idref和iqref比较，差值经PI控制器调节后再与直/交轴电压ud1/2和uq1/2以及解耦值比较，经过dq反变换后输入PWM发生器驱动开关管。
2.根据权利要求1所述的光储交直流混合微电网***，其特征是：所述P/Q控制是采用功率外环电流内环的控制方式；所述V/f控制是采用电压外环电流内环的控制方式，所述P/Q控制和V/f控制共用一个电流内环，在切换运行时，只需切换外环控制。
3.根据权利要求2所述的光储交直流混合微电网***，其特征是：在所述V/f控制时，dq变换的相位角由一个设定的标准50Hz正弦电压提供，电压外环经PI调节后做为电流内环参考；在所述P/Q控制时，dq变换的相位角为网侧相位角，功率外环经PI调节后做为电流内环参考。
4.根据权利要求1所述的光储交直流混合微电网***，其特征是：所述蓄电池储能单元的容量取为600Ah。
5.根据权利要求1所述的光储交直流混合微电网***，其特征是：所述混合微电网切换运行时，交流子微电网***和直流子微电网***之间的功率通过双向AC/DC功率变换器进行平衡，切换前后缺额功率由蓄电池储能单元储能平抑，实现切换前后***稳定运行。
6.根据权利要求1所述的光储交直流混合微电网***，其特征是：所述交流子微电网***采用单母线结构，电压等级为AC380V；所述直流子微电网***采用双层母线结构，电压等级为DC380V和DC48V，分别为高压直流负载和低压直流负载供电。
7.根据权利要求1所述的光储交直流混合微电网***，其特征是：在所述交流子微电网***与直流子微电网***之间采用变压器隔离；所述交流子微电网***采用TN-C-S接地方式，所述直流子微电网***采用TN接地方式。
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