CN117595223B - 一种基于交直流微电网的配电系统 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于交直流微电网的配电系统，主要涉及光储技术领域。包括市电电网，基于交流母线为市电供电；直流微网，基于光伏能运行，且通过配置有PCS的直流母线与市电电网的交流母线进行能量互联；管理模块，用于对直流微网的能量分配进行管理，且执行以下分配逻辑：当直流微网能量充足时，余电供应市电电网；当直流微网能量不足时，市电电网补充直流微网；当市电电网失电时，直流微网孤岛运行。本发明的有益效果在于：它开发低压交直流混联及柔性分配技术，交直流系统同形成柔性互联，通过交直流微电网控制系统微电网控制系统，实现新能源发电的高效利用。
Description
技术领域
本发明涉及光储技术领域，具体是一种基于交直流微电网的配电系统。
背景技术
近年来，随着分布式光伏发电的进一步发展和广泛接入，实现分布式光伏并网环节的“可观、可测、可调、可控”成为智慧电网的重要发展目标。但是分布式电源的输出功率具有随机性与波动性，直接接入电网会对其稳定运行造成一定的影响。在储能、光伏、充电桩等在并网时，交直流的变换环节产生明显的能量消耗，造成电压、线路的损耗。从而提高运营成本，造成能源浪费。如何更好的对光伏及交直流系统进行管理，并对用电合理化分配，成为实现新能源高效利用的重心。
发明内容
本发明的目的在于提供一种基于交直流微电网的配电系统，它开发低压交直流混联及柔性分配技术，交直流系统同形成柔性互联，通过交直流微电网控制系统微电网控制系统，实现新能源发电的高效利用。
本发明为实现上述目的，通过以下技术方案实现：
一种基于交直流微电网的配电系统，包括：
市电电网，基于交流母线为市电供电；
直流微网，基于光伏能运行，且通过配置有PCS的直流母线与市电电网的交流母线进行能量互联；
管理模块，用于对直流微网的能量分配进行管理，且执行以下分配逻辑：
当直流微网能量充足时，余电供应市电电网；
当直流微网能量不足时，市电电网补充直流微网；
当市电电网失电时，直流微网孤岛运行。
所述直流微网包括与直流母线耦合连接的光伏模块、储能模块、负载模块；
所述光伏模块包括分布式光伏单元，所述光伏单元经过汇流后，通过MPPT控制器输出并入直流母线；
所述储能模块包括多个电池单元，所述电池单元通过DC/DC储能变流器与直流母线连接；
所述负载模块包括多项负载单元及直流充电桩，所述直流充电桩与直流母线连接，所述负载单元通过DC/DC储能变流器与直流母线连接。
所述管理模块对直流微网的能量进行管理，并执行削峰填谷模式，设定谷时时段和峰时时段，并控制储能模块在谷时时段执行充电，在峰时时段执行放电，且放电时当负载模块不用电，则不放电。
所述管理模块对直流微网的能量进行管理，并执行光伏消纳模式，所述光伏消纳策略采用以下控制逻辑：
光伏模块优先供能，当光伏模块供能能够满足负载模块的能量消耗时，储能模块不参与供能；
当光伏模块的能量供应大于负载模块的能量消耗，则余电用于对储能模块充电；
当光伏模块的能量供应小于负载模块的能量消耗，则优先调用储能模块协同光伏模块为负载模块供电；
当光伏模块和储能模块均无能源供应能力，则调用市电电网对负载模块及储能模块供电。
在光伏消纳策略中，当储能模块的储能SOC小于等于20%则停止放电；当储能模块的SOC大于等于80%则限制充电。
所述管理模块对直流微网的能量进行管理，并执行光伏分时段模式，当光伏模块的能源供应小于负载模块，且当市电电价处于谷时段，调用市电电网为储能模块充电。
调用市电电网在谷时段对储能模块充电时，储能模块的储能SOC限制为60%。
所述交流母线为380V，所述直流母线为750V。
对比现有技术，本发明的有益效果在于：
开发低压交直流混联及柔性分配技术，可以协调光伏、储能、直流负载、直流充电桩能量流动，交直流混配降低设备损耗。
PCS的AC/DC设备用于交流电网和直流微网间的能量互联，每个区域的光伏组件经过汇流后接入MPPT设备，MPPT的输出并入750Vdc直流微网。DC/DC储能变换器对电池系统充、放电，满足不同时刻的用电需求。当电网失电时，DC/DC储能变换器需要满足稳定直流母线的750Vdc电压。
通过交直流变流器，采用750V 直流并网架构，提高了线路电压，降低线路损耗，提升光伏发电效率。通过直流母线，实现负荷聚类，直流母线直接接入充电桩、储能、光伏，省去交直流变换环节，节省了设备成本及逆变环节损耗。实现微网层面调度。通过光伏控制器实现光伏的“可观、可测、可调、可控”。
附图说明
图1是本发明技术方案的示意图。
图2是本发明系统的主要线路连接示意图。
图3是雪野供电所7、8月份负载供电量统计。
图4是7、8月用电量统计（单位kWh）。
具体实施方式
下面结合具体实施例，进一步阐述本发明。应理解，这些实施例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围。此外应理解，在阅读了本发明讲授的内容之后，本领域技术人员可以对本发明作各种改动或修改，这些等价形式同样落于本申请所限定的范围。
实施例1：一种基于交直流微电网的配电系统的试点
将雪野供电所的供电系统作为试点进行改造，在供电所办公区内构建光、储、充、用一体的微电网，运用低压交直流混联及柔性分配技术，降低办公用电损耗及成本，实现供电所内能源的供应清洁化、使用低碳化和管理智能化。通过合理布局发用电设施，实现供电所全绿色用电，每年节能降碳94.2吨，减少供电所电费支出7.8万元，成为供电所实现能源自供自给的典型推广案例。
如图1所示，在使用光储协同一体化智能管理系统作为管理模块的基础上，融入低压交直流混联及柔性分配技术，开发光储充微电网控制系统。提升智能化水平。能量管理系统实时监测光伏、充电桩、储能运行状态。根据负荷运行数据，进行储能系统调度、光伏功率控制，实现能量管理。
开发低压交直流混联及柔性分配技术，可以协调光伏、储能、直流负载、直流充电桩能量流动。交直流混配降低设备损耗。通过交直流变流器，采用750V 直流并网架构，提高了线路电压，降低线路损耗，提升光伏发电效率。通过直流母线，实现负荷聚类，直流母线直接接入充电桩、储能、光伏，省去交直流变换环节，节省了设备成本及逆变环节损耗。控制交直流微网变流器接入设备的有功、无功功率的双向变换，实现微网层面调度。通过光伏控制器实现光伏的“可观、可测、可调、可控”。
当电网失电的情况下，直流微网可以“孤岛运行”，在光伏和储能能量充足的情况下，保证直流负载正常运行。在电网恢复供电的情况下，可以快速恢复与电网的连通。AC/DC设备用于交流电网和直流微网间的能量互联，每个区域的光伏组件经过汇流后接入MPPT设备，MPPT的输出并入750Vdc直流微网。DC/DC储能变换器对电池系统充、放电，满足不同时刻的用电需求。当电网失电时，DC/DC储能变换器需要满足稳定直流母线的750Vdc电压。
系统的工作原理是：光伏和储能与直流负载以直流耦合形式组成直流微网，通过双向AC/DC连接到400V交流母线与外电网连通。在外网失电的情况下，直流微网可以“孤岛”模式运行；在光伏与储能有足够荷电的情况下保证直流负载正常运行，余电上网，光伏不足优先采用谷电补充；在外网恢复供电的情况下，可以快速恢复与外网的连通；具体运行策略以实际EMS标定为准。
系统包括：
1 市电电网，基于380V交流母线为市电供电；
2 直流微网
光伏和储能与直流负载以直流耦合形式组成直流微网，直流母线通过PCS（双向AC/DC）与交流母线连接。
PCS（双向AC/DC模块）：IBG75027-60K，采用带高频隔离的AC/DC双向变换和模块化设计， 额定功率为60kW，直流侧电压范围为200 - 800Vdc,直流侧额定电流120A。主要实现400Vac 到750Vdc的能量双向变换，当工作在自动切换模式的时候，可控制750Vdc稳压。
2.1 光伏模块
光伏MPPT控制器：IBDC75027-60K，额定功率为60kW，母线侧工作电压范围600 -850Vdc， 支持光伏组件输入的电压范围为200 - 730Vdc。本系统光伏阵列汇流后的开路电压为713.2Vdc， 工作在MPPT模式，保证光伏能量最大化转换到750Vdc母线；
项目占地面积约为900平方米，项目共布置550Wp光伏组件180块，共1个发电光伏单元。
2.2储能模块
DC/DC储能模块：IBDC75027-60K ，采用带高频隔离的DC/DC双向变换和模块化设计，额定功率60kW，母线侧工作电压范围为600-850Vdc，电池侧输出电压范围200-750Vdc，额定电压500V，额定电流120A。
电池系统：电池组总容量为120kwh，由5个115.2V/104Ah的插箱和1个主控箱构成1个60kwh的簇，系统共接入两簇，保留增容拓展功能和空间。电池簇接入直流配电柜，与储能变流器连接。电池管理系统为两级架构。
2.3负载模块
DC/DC负载模块：IBDC30050，采用带高频隔离的DC/DC双向变换和模块化设计，额定功率15kW，母线侧工作电压范围为600-850Vdc，低压侧输出电压范围100-300Vdc，额定电压150V， 额定电流100A ，输出功率最大15kW，选配如系统不需要可以取消。
3 管理模块，包括分别与市电电网和直流微网连接的光储协同一体化终端2.0。所述光储协同一体化终端连接本地服务器和云端服务器，用以对数据进行计算、存储，并对能源进行分配管理。
基于上述配置，本系统运行储能控制策略，实现光伏消纳、削峰填谷、需量控制、负荷跟踪等策略；可以对现场储能系统的运行状况进行监控，对上级控制系统起到通讯管理作用。作为通信网与现场储能设备之间的控制设备，承担接口匹配、数据监控、策略控制等任务。
功能主要包括削峰填谷计划曲线模式控制、负荷跟踪模式控制、需量控制模式（按照负载需求输出功率，不向电网馈电）、测量监视功能、数据处理功能、分析统计功能操作控制功能、事件告警功能、保护及故障信息管理功能、人机接口功能、历史数据管理功能。开发削峰填谷模式（设定谷时段充电，峰时段放电，可根据电网侧或负载侧电表调节PCS放电功率不回流到大电网）；开发光伏消纳模式（平滑曲线）；开发分时段光伏峰谷模式（定义曲线）；开发限电模式（支持对该变压器限电运行，限电时段，储能出力）；开发调试模式（对单个设备的调试，手动充放电）；开发放电时逆功率保护；开发电池单体，soc等过高，过低保护等功能；开发多种协议对接（IEC104 协议、MQTT 协议、Modubs 协议对接开发，数据整理，数据转发）；开发云平台（数据上传到云端，数据实时监视，数据分析、数据储存及管理）。具体的运行规则及技术要求是：
（1）削峰填谷模式
设定谷时段充电，峰时段放电，如果放电时段外部负载没有用电，则不放，不逆功率到大电网。
（2）光伏消纳模式
供电方式优先使用光伏模块优先供能；
当光伏模块的能量供应大于负载模块的能量消耗，则余电用于对储能模块充电；当光伏模块的能量供应小于负载模块的能量消耗，则优先调用储能模块协同光伏模块为负载模块供电；当储能模块的储能SOC小于等于20%则停止放电；当储能模块的SOC大于等于80%则限制充电。
（3）光伏分时段模式
当光伏模块发电大于负载（充电桩），多出的电存储到储能模块，当光伏模块发电小于负载模块，光伏模块和储能模块一起给用户负载模块供电。当凌晨电价处于谷时段，可以利用市电电网给储能模块充电用于早高峰用电，市电电网给储能模块充电时不用冲满，避免白天光伏发电过多时无法给储能模块充电，最大限度利用储能实现峰谷套利以及新能源消纳，同时做好逆功率保护。
控制原理：
(1)优先充电时段：
若P光伏<P负载，则市电电网给储能系统进行充电，但是会将SOC限制为60%，保证在第二天能留出余量来消纳光伏；
若P光伏>P负载，则光伏模块给储能模块充电，若不足则由市电电网补充，储能模块充满或者给储能模块充电后也不能完全消纳光伏，则限制光伏模块发电；
(2)优先放电时段：
a.若P光伏<P负载，若则储能模块放电，功率为：P负载-P光伏-P最小下网余量，最大放电功率为设置值，直至放到目标SOC值（10%）结束，若期间P负载>P光伏+P储能，则市电电网补充；
b.若P光伏>P负载，则储能模块不再放电，此时给储能充电，直至储能充满为止，若储能充满或者给储能充电后也不能完全消纳光伏，则限制光伏发电Max（0，P负载+P储能-P最小下网余量）
(3)光伏消纳时段，采用自发自用模式：
a.全天任何时段，光伏发电优先给负载供电，储能不主动放电；
b.若P光伏>P负载，即可向储能系统进行充电，若储能充满或者给储能充电后也不能完全消纳光伏，则限制光伏发电；
c.若P光伏<P负载，则市电电网补充；
(4)SOC限制会根据不同的时间段进行改变，优先充电时段充电，最大SOC为60%，优先放电时段，系统最小SOC为10%，其余时段SOC范围为10%~90%；
系统支持交流双向流动，给电池充电或电池给电网并网放电；
支持充放电参数、电池充放参数的本地设置与远程设置管理；
自动本地能量平衡控制，支持远程能量调度管理，电池充放电管理、削峰填谷用电管理，市电电网限功率管理，防逆流控制，电动汽车快速充电管理。
储能系统充电时段及充电功率可按需求设置；
（4）防逆流策略
在能量管理系统中，由于负载是不断变化的，在重载和轻载的时段，负载用电的差额较大，因此，为了确保储能 系统所发的电是直接提供给本地负载，而不馈送给电网，系统需要配置一种防逆流控制策略，通过实时监测电网变压器低压侧的功率信号来调节系统的发电功率，一旦发现逆变器向电网输入能量，会立即通过通讯控制逆变器降低输出功率，减小储能系统发电功率。
控制原理：
储能系统和市电电网同时给负载供电，正常运行状态下，通过电网侧功率和当前储能系统发电功率计算出真实负载功率=电网侧功率+储能发电功率（Pload=Pgrid+Ppcs）。
1）当Pgrid+Ppcs>Pload时，控制逆变器降低储能系统输出功率；
2）当Pgrid+Ppcs≤Pload时，无需防逆流；
（5）技术要求
能量管理组件是储能系统中现场控制设备，对储能系统能量和设备进行管理。可以运行储能控制策略，实现光伏消纳、削峰填谷、需量控制、负荷跟踪等策略；可以对现场储能系统的运行状况进行监控，对上级控制系统起到通讯管理作用。作为通信网与现场储能设备之间的控制设备，承担接口匹配、数据监控、策略控制等任务。
功能主要包括削峰填谷计划曲线模式控制、负荷跟踪模式控制、需量控制模式（按照负载需求输出功率，不向电网馈电）、测量监视功能、数据处理功能、分析统计功能操作控制功能、事件告警功能、保护及故障信息管理功能、人机接口功能、历史数据管理功能。
能量管理组件对BMS的协议支持MODBUS-RTU、MODBUS-TCP和CAN通信。
能量管理组件对后台的协议支持MODBUS-TCP通信。
能量管理组件符合以下要求：
a）数据采集：
采集电池管理系统的电池总电压、总电流、最高最低温度、SOC、SOH、充放电电流和功率、故障及报警信息、历史充放电电量、历史充放电电能、容量、可充电量、可放电量等信息并进行显示。
采集并显示储能变流器的相关参数，包括：直流侧的电压/电流/功率等、三相有功功率、无功功率、三相电压、三相电流、功率因数、频率、柜内温度、运行状态、当日输入电量、当日输出电量、累计输入电量、累计输出电量、报警及故障信息等信息。
b）数据处理：实时数据显示处理功能，采集储能变流器、电池管理系统、光伏系统的运行数据，进行统计和显示，对采集的数据进行合理性检查、限值告警。
c）控制储能变流器的运行：包括开/关机，充放电功率指令的下发，逐步下发指令的步骤与当前状态，防止误操作。
d）告警功能：收集整个系统的事件记录及报警信息(包括历史信息)并进行显示。
e）数据存储：将采集到的数据存储于数据库中，数据颗粒度做到分等级存储，重要信息秒级存储，储能系统整体信息分钟级存储。
f）报表功能：统计储能系统的工作情况和用电量情况，统计用户的月使用电量，显示历史状态数据及曲线并具备数据及报表下载功能。
g）数据远传功能：系统具备以太网通信接口，可将系统运行状态传送给远程运行管理平台，具备可接受远程平台的指令并执行的能力。
h）运行模式：多种运行模式可选，包括但不限于定时充放电运行模式、自适应功率调节模式、三相不平衡调节模式，各种模式均具备自适应控制能力，并且控制参数均可人工整定。
本雪野供电所，自交直流微网系统于2023年8.15正式投运后，截至2023.8.25统计
的能量数据如下表：
| 日期 | 电网用电电量 | 交流负载用电电量 | 储能总充电电量 | 储能总放电电量 | 充电桩用电电量 | 光伏发电电量 | 系统辅助用电电量 |
| 2023/8/15 0:00 | 325.8 | 495.6 | 102.87 | 78.69 | 0.1 | 275.39 | 81.31 |
| 2023/8/16 0:00 | 313.8 | 490.8 | 96.6 | 75.59 | 0.19 | 282.01 | 83.81 |
| 2023/8/17 0:00 | 342 | 508.8 | 94.86 | 75.12 | 0.27 | 272.44 | 85.63 |
| 2023/8/18 0:00 | 423 | 493.2 | 54.71 | 42.36 | 0.1 | 154.41 | 71.77 |
| 2023/8/19 0:00 | 420 | 480 | 22.48 | 0.67 | 0.09 | 156.64 | 74.74 |
| 2023/8/20 0:00 | 374.4 | 447.6 | 38.87 | 23.99 | 0.13 | 164.14 | 75.93 |
| 2023/8/21 0:00 | 270.6 | 329.4 | 33.88 | 20.52 | 0.02 | 139.82 | 67.64 |
| 2023/8/22 0:00 | 199.8 | 348.6 | 84.07 | 66.27 | 9.23 | 252.85 | 77.02 |
| 2023/8/23 0:00 | 339.6 | 476.4 | 50.6 | 36.44 | 42.14 | 271.53 | 78.43 |
| 2023/8/24 0:00 | 328.2 | 436.2 | 71.44 | 56.62 | 21.04 | 217.77 | 73.91 |
| 2023/8/25 0:00 | 344.4 | 463.2 | 72.97 | 57.68 | 37.66 | 249.84 | 78.27 |
| 总计/kWh | 3681.6 | 4969.8 | 723.35 | 534.13 | 110.97 | 2436.85 | 848.46 |
统计时间区间内光伏累计发电量2436.85kWh，储能调节电量1257.48kWh，直流负载用电为110.97kWh。
以8月23日采集的数据的数据为例，对光伏消纳模式进行分析，此时光伏发电功率为40.444kW，交流负载使用17.514kW，直流负载使用15.906kW ,剩余功率由储能系统充电储存，此时储能充电功率为7.132kW, 待晚上峰时用电放出，为防止光伏发电逆流电网，此时从电网取电5.814kW（可调节），系统辅助用电5.706kWh。
通过对7月和8月的园区用电数据进行统计，可以看出：
如图3，对园区的负载，例如供电所大楼办公设备、照明、电厨房、中央空调等交流设备等的用电得到了明显的下降，8月使用新系统后，负载显著节能；
如图4，对园区供电所所有交直流负载的用电进行统计，7月总耗电是10070，8月是2076，差距显著。一是光伏发电补充了供电所交直流负载用电，两个月用电量差值可约等于光伏发电量。试点项目建设100kW的屋顶光伏，搭配交直流微电网将光伏发电利用率大大提高。二是直流负载直接从直流母线取电，没有经历AC-DC变换，能量转化效率高，省去了交直流变换的损耗。
Claims (2)
1.一种基于交直流微电网的配电系统，其特征在于，包括：
市电电网，基于交流母线为市电供电；
直流微网，基于光伏能运行，且通过配置有PCS的直流母线与市电电网的交流母线进行能量互联；所述直流微网包括与直流母线耦合连接的光伏模块、储能模块、负载模块；所述光伏模块包括分布式光伏单元，所述光伏单元经过汇流后，通过MPPT控制器输出并入直流母线；所述储能模块包括多个电池单元，所述电池单元通过DC/DC储能变流器与直流母线连接；所述负载模块包括多项负载单元及直流充电桩，所述直流充电桩与直流母线连接，所述负载单元通过DC/DC储能变流器与直流母线连接；
管理模块，用于对直流微网的能量分配进行管理，且执行以下分配逻辑：
当直流微网能量充足时，余电供应市电电网；
当直流微网能量不足时，市电电网补充直流微网；
当市电电网失电时，直流微网孤岛运行；
所述管理模块对直流微网的能量进行管理，并执行光伏分时段策略，当执行光伏分时段策略时，采用的控制原理包括：
(1)优先充电时段：
若P光伏<P负载，则市电电网给储能系统进行充电，但是会将SOC限制为60%，保证在第二天能留出余量来消纳光伏；
若P光伏>P负载，则光伏模块给储能模块充电，若不足则由市电电网补充，储能模块充满或者给储能模块充电后也不能完全消纳光伏，则限制光伏模块发电；
(2)优先放电时段：
a.若P光伏<P负载，则储能模块放电，功率为：P负载-P光伏-P最小下网余量，最大放电功率为设置值，直至放到目标SOC值为10%结束，若期间P负载>P光伏+P储能，则市电电网补充；
b.若P光伏>P负载，则储能模块不再放电，此时给储能充电，直至储能充满为止，若储能充满或者给储能充电后也不能完全消纳光伏，则限制光伏发电Max∈（0，P负载+P储能-P最小下网余量）
(3)光伏消纳时段，采用自发自用模式：
a.全天任何时段，光伏发电优先给负载供电，储能不主动放电；
b.若P光伏>P负载，即可向储能系统进行充电，若储能充满或者给储能充电后也不能完全消纳光伏，则限制光伏发电；
c.若P光伏<P负载，则市电电网补充；
(4)SOC限制会根据不同的时间段进行改变，优先充电时段充电，最大SOC为60%，优先放电时段，系统最小SOC为10%，其余时段SOC范围为10%~90%。
2.根据权利要求1所述一种基于交直流微电网的配电系统，其特征在于，所述交流母线为380V，所述直流母线为750V。
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