一种大规模分布式电源的微网群及其控制方法
【技术领域】
[0001]本发明涉及可再生能源利用领域，具体涉及一种大规模分布式电源的微网群及其控制方法。
【背景技术】
[0002]可再生能源可采用集中式并网或分布式并网方式进行发电，集中式并网方式发电小时数低，且远离负荷，因此造成输送电成本较高；分布式发电一般接入配电网末端，在较高渗透率下造成了配网电压稳定性问题，需要采用通过微电网运行控制技术或主动型配电网控制技术解决该问题。基于微电网运行控制技术的分布式发电管理需要通过大容量的储能介质维持离网运行，而主动型配电网技术需要具有高速数据吞吐能力的服务器对分布式发电的间歇性波动进行平抑。
[0003]近年来分布式发电技术发展迅速趋于成熟，含有分布式电源的微电网开始较多的接入配电网。以群模式对微网实行控制的方法一方面可对微网间能量进行互济，减小系统总备用容量，另一方面作为主动型配电网的管理单元，缩小了其控制规模。微网群一般采用单母线形式，通过联络线功率控制实施微网间及其与主网的能量管理，切换过程中多个储能逆变器协同工作，并通过系统控制器完成微网公共连接点开关切换。
[0004]在单母线结构的微网群控制中，各微网的储能逆变器在电气上为并联结构，在群的离并网切换中切换步骤较为复杂，需要集中采集多个储能逆变器状态信息，通过测试预先获取公共连接点开关特性，并附加检同期装置配合完成切换，当微网群分期建设而不能保证开关或储能逆变器具有相同电气性能时，微网群将无法完成正常切换。在并网运行中，微网群内用户使用电网电力，但薄弱电网仍受低电压问题的困扰；在离网情况下同样具有相同的电能质量，某个微网的功率波动将迅速扩展到并联支路中，相互产生影响。
【发明内容】
[0005]由于分布式发电一般接入配电网末端，在较高渗透率下造成了配网电压稳定性问题，本发明提出一种高供电质量微网群系统及其协调控制方法，以群模式对微网进行协调控制，可实现对微网间能量进行互济，同时作为主动型配电网的管理单元，缩小了其控制规模。
[0006]第一方面，本发明提出一种大规模分布式电源的微网群，包括:交流电网和若干个微网；
[0007]所述微网包括储能系统、分布式发电单元及负荷；
[0008]所述交流电网与每个所述储能系统分别连接；
[0009]每个所述储能系统分别与所述分布式发电单元和至少一个所述负荷连接，且所述分布式发电单元和所述负荷连接；
[0010]其中，所述储能系统包括背靠背设置的两个逆变器和储能电池；所述两个逆变器连接，所述储能电池的一端连接于所述两个逆变器之间，所述储能电池的另一端与地连接。
[0011]优选地，还包括系统协调控制器，所述系统协调控制器与每个所述逆变器分别连接。
[0012]优选地，所述背靠背设置的两个逆变器包括电网侧逆变器和微网侧逆变器；
[0013]所述电网侧逆变器与所述交流电网连接；
[0014]所述微网侧逆变器与所述负荷连接。
[0015]优选地，还包括若干个分支开关，每个所述储能系统通过一个所述分支开关与所述交流电网连接；所述交流电网通过一个总开关与每个分支开关连接。
[0016]第二方面，本发明还提出一种大规模分布式电源的微网群控制方法，包括:
[0017]离网情况下，确定荷电状态最高的储能电池，将与所述储能电池连接的电网侧逆变器和微网侧逆变器设置为电压频率控制模式，并根据所述储能电池的电压分级设定所述电网侧逆变器和所述微网侧逆变器的电压和频率；
[0018]将其余微网侧逆变器设置为电压频率控制模式，并根据第一预设值设定所述其余微网侧逆变器的电压和频率；
[0019]将其余电网侧逆变器设置为功率控制模式，根据系统协调控制器的优化调度结果设定功率。
[0020]优选地，并网情况下，将所有微网侧逆变器均设置为电压频率控制模式，并根据第二预设值设定所述微网侧逆变器的电压和频率；
[0021]将所有电网侧逆变器均设置为功率控制模式，并根据系统协调控制器的优化调度结果设定功率。
[0022]优选地，独立运行情况下，独立运行的微网中的电网侧逆变器设置为待机模式。
[0023]优选地，离网情况下，与荷电状态最高的储能电池连接的电网侧逆变器和微网侧逆变器的电压均设为与所述荷电状态最高的储能电池的直流电压相同的电压值。
[0024]优选地，并网情况下，所述总开关和当前微网的分支开关均处于闭合状态；
[0025]离网情况下，总开关处于断开状态，当前微网的分支开关处于闭合状态；
[0026]独立运行情况下，当前微网的分支开关处于断开状态。
[0027]优选地，并网情况下，所述电网侧逆变器将交流电转换为直流电输出；
[0028]离网情况下，储能荷电状态最高的微网的所述电网侧逆变器将直流电转换为交流电输出，其余微网的所述电网侧逆变器将交流电转换为直流电输出；
[0029]独立运行情况下，当前微网的所述电网侧逆变器进入待机模式。
[0030]由上述技术方案可知，在离并网切换过程中多个储能逆变器协同工作，完成微网群运行状态的控制与切换。由于电网侧与微网侧逆变器采用相互独立的控制模式，因此在复杂的切换过程中负荷不间断供电，无需采取平滑切换或无缝切换。
【附图说明】
[0031]为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些图获得其他的附图。
[0032]图1为本发明一实施例提供的一种大规模分布式电源的微网群的结构不意图；
[0033]图2为本发明一实施例提供的一种大规模分布式电源的微网群控制方法的流程图；
[0034]图3为本发明一实施例提供的一种大规模分布式电源的微网群的电路图。
【具体实施方式】
[0035]下面结合附图，对发明的【具体实施方式】作进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。
[0036]图1不出了本发明一实施例提供的一种大规模分布式电源的微网群的结构不意图，包括:交流电网100和若干个微网200 ;
[0037]所述微网200包括储能系统210、分布式发电单元220及负荷230 ；
[0038]所述交流电网100与每个所述储能系统210分别连接；
[0039]每个所述储能系统210分别与所述分布式发电单元220和至少一个所述负荷230连接，且所述分布式发电单元220和所述负荷230连接；
[0040]其中，所述储能系统210包括背靠背设置的两个逆变器电网侧逆变器211和微网侧逆变器212，以及储能电池213 ;所述电网侧逆变器211和所述微网侧逆变器212连接，所述储能电池213的一端连接于所述电网侧逆变器211和所述微网侧逆变器212之间，所述储能电池213的另一端与地连接。
[0041]电网侧逆变器211根据微网工作状态选择控制模式，在并入电网情况下工作在功率控制模式，在离网情况下由系统协调控制器设定工作模式，可选模式包括电压频率或功率控制模式，在独立运行情况下，则转入待机模式。
[0042]微网侧逆变器212工作在电压频率控制方式，可以精准控制微网侧母线电压的幅值和频率，在储能电池的支撑下母线侧电压可以在负荷或分布式发电扰动下维持稳定。
[0043]本实施例采用串联结构逆变器，通过具有储能电池支撑的背靠背逆变器隔离微网与微网群，通过自适应储能逆变器模式控制完成状态控制与状态切换，因此在复杂的切换过程中能使负荷不间断供电，无需采取平滑切换或无缝切换。另外考虑到目前电力电子期间随着普及率的提高市场价格不断下降，器件转换效率在95%以上，采用背靠背逆变器并不增加储能逆变器生产成本。
[0044]作为本实施例的优选方案，还包括系统协调控制器，所述系统协调控制器与每个所述电网侧逆变器211和所述微网侧逆变器212分别连接，以对每个逆变器进行单独控制。
[0045]进一步地，所述电网侧逆变器211与所述交流电网100连接；所述微网侧逆变器212与所述负荷230连接。
[0046]更进一步地，还包括若干个分支开关，每个所述储能系统通过一个所述分支开关与所述交流电网100连接；所述交流电网100通过一个总开关与每个分支开关连接。
[0047]图2示出了本发明一实施例提供的一种大规模分布式电源的微网群控制方法的流程图，包括:
[0048]SlOl:离网情况下，确定荷电状态最高的储能电池，将与所述储能电池连接的电网侧逆变器211和微网侧逆变器212设置为电压频率控制模式，并根据所述储能电池的电压分级设定电网侧逆变器211和微网侧逆变器212的电压和频率；
[0049]S102:将其余微网侧逆变器212设置为电压频率控制模式，并根据第一预设值设定所述其余微网侧逆变器212的电压和频率；
[0050]S103:将其余电网侧逆变器211设置为功率控制模式，根据系统协调控制器的优化调度结果设定功率。
[0051]在离网情况下，如电网侧逆变器211被系统协调控制器设定为电压频率模式，则所在微网储能系统的另一端逆变器与电网侧逆变器211需要通过系统协调控制器根据直流母线电压调整两侧逆变器的电压频率设定。工作在电压频率控