微电网的控制方法及装置

技术领域

本公开总体说来涉及电力技术领域，更具体地讲，涉及一种微电网的控制方法及装置。

背景技术

电网故障的初始特性和暂态动态扰动具有相似性，对扰动和故障情况应作准确区分。对于扰动，电网动态扰动和暂态扰动控制系统应予精准识别，故障探测信号将快速返回正常值，确保断路器不跳闸；对于故障，故障探测信号将保留与常规有较大区别的值，并且持续较长时间周期，故障保护系统应根据故障点的定位准确跳开合理的断路器。

当前存在大量的精密负荷需要高电能质量的电力供应，例如芯片加工厂、医院及高精密器件工业园区等。由于故障的出现，系统供电电压无法在规定的时间范围内满足上述精密负荷的电能质量要求，会给企业和社会带来巨大的损失。因此，如何在电网故障发生时对精密负荷进行保护是当前面临的重要技术和经济问题。现有的解决方案之一主要有对精密负荷加工企业或者园区增加旋转热自备电厂，但这种方法不仅成本很高，而且排放较高，不具有经济价值和社会推广意义。现有的技术方案之二是在精密负荷端增加不间断电源(UPS)，UPS可以在电网停电时为精密负荷短时间供电，然而当前大部分UPS都是铅炭电池或锂电池，作为紧急小负荷备用电源具有实用性，在面对大量重精密负荷时，其经济性不高。其次，UPS的容量及运行模式也无法解决因区域电网故障而引起的电压闪变和负荷端电压短时中断，无法对精密负荷起到保护作用。现有的技术方案之三是通过无功补偿或者有源滤波设备改善电能质量，然而该方法一般是针对因负荷引起的无功不足或者电压跌落情况，无法解决因故障引起的电力电压闪变和短时中断，更加无法保障精密负荷的安全稳定运行。当前的UPS技术以及常规的微电网技术已经无法保证从永久性故障出现到恢复这段时间精密负荷的稳定运行。

发明内容

本公开的示例性实施例在于提供一种微电网的控制方法及装置，其能够有效地保障目标负荷(例如，精密负荷)的供电稳定性。

根据本公开实施例的第一方面，提供一种微电网的控制方法，所述微电网和电网连接到目标负荷，所述微电网的储能装置包括功率型储能装置和能量型储能装置，其中，所述控制方法包括：确定所述电网与所述目标负荷之间的连接是否断开；在所述电网与所述目标负荷之间的连接断开之后，控制所述功率型储能装置和所述能量型储能装置的输出功率，以使所述微电网的电压跟踪额定电压，并使所述微电网的频率跟踪额定频率。

根据本公开实施例的第二方面，提供一种微电网的控制装置，所述微电网和电网连接到目标负荷，所述微电网的储能装置包括功率型储能装置和能量型储能装置，其中，所述控制装置包括：状态确定单元，被配置为确定所述电网与所述目标负荷之间的连接是否断开；储能控制单元，被配置为在所述电网与所述目标负荷之间的连接断开之后，控制所述功率型储能装置和所述能量型储能装置的输出功率，以使所述微电网的电压跟踪额定电压，并使所述微电网的频率跟踪额定频率。

根据本公开实施例的第三方面，提供一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，当所述计算机程序被处理器执行时，促使所述处理器执行如上所述的微电网的控制方法。

根据本公开实施例的第四方面，提供一种微电网的控制装置，所述控制装置包括：处理器；存储器，存储有计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，促使所述处理器执行如上所述的微电网的控制方法。

根据本公开的示例性实施例的微电网的控制方法及装置，通过控制微电网的功率型储能装置和能量型储能装置，实现在电网出现故障时对目标负荷进行保护，保障目标负荷不断电、提升目标负荷的供电稳定性。尤其在电网发生永久性故障以后，能够对精密负荷进行保护。

将在接下来的描述中部分阐述本公开总体构思另外的方面和/或优点，还有一部分通过描述将是清楚的，或者可以经过本公开总体构思的实施而得知。

附图说明

通过下面结合示例性地示出实施例的附图进行的描述，本公开示例性实施例的上述和其他目的和特点将会变得更加清楚，其中：

图1示出根据本公开的示例性实施例的区域电力系统的拓扑结构的示例；

图2示出根据本公开的示例性实施例的故障发生后的正序等值电路图的示例；

图3示出根据本公开的示例性实施例的故障发生后的负序等值电路图的示例；

图4示出根据本公开的示例性实施例的故障发生后的零序网络构架图的示例；

图5示出根据本公开的示例性实施例的故障发生后的零序网络等值图的示例；

图6示出根据本公开的示例性实施例的正序、负序和零序的戴维南等值电路图的示例；

图7示出根据本公开的示例性实施例的单相短路故障的复合序网等值图的示例；

图8示出根据本公开的示例性实施例的微电网的控制方法的流程图；

图9示出根据本公开的示例性实施例的含微电网的拓扑结构的示例；

图10示出根据本公开的示例性实施例的在t

图11示出根据本公开的示例性实施例的在t

图12示出根据本公开的示例性实施例的能量型储能装置和功率型储能装置过调节时的控制状态的示例；

图13示出根据本公开的示例性实施例的能量型储能装置和功率型储能装置过调节时的控制状态的另一示例；

图14示出根据本公开的示例性实施例的能量型储能装置和功率型储能装置过调节时的控制状态的另一示例；

图15示出根据本公开的示例性实施例的能量型储能装置和功率型储能装置t

图16示出根据本公开的示例性实施例的能量型储能装置和功率型储能装置控制状态的示例；

图17示出根据本公开的示例性实施例的稳定状态下能量型储能装置和功率型储能装置控制状态的示例；

图18示出根据本公开的示例性实施例的微电网的控制装置的结构框图。

具体实施方式

现将详细参照本公开的实施例，所述实施例的示例在附图中示出，其中，相同的标号始终指的是相同的部件。以下将通过参照附图来说明所述实施例，以便解释本公开。

图1示出根据本公开的示例性实施例的区域电力系统的拓扑结构的示例。

如图1所示，区域电力系统主要是电压等级在220kV以下的局部电力系统，除了传统的电力系统及变电站以外，其余部分主要是由负荷、大规模可再生能源、储能、微电网群等零碳局部电力系统组成。T-1和T-2表示变压器，LD表示负载和/或无功补偿设备。

如图1所示，区域电力系统主要包括区域内发电机(变电站等效发电机)、三绕组变压器、双绕组变压器、输配电线路、以及精密负荷等，输配电线路上还可能存在其他负荷或者配电支路，在此不再详述。传统电力系统通过变电站形成220kV的电力联络线，线路末端通过专有线路连接到了需要稳定供电的目标负荷(例如，精密负荷园区)。下面对图1所示的区域电力系统拓扑中的每个节点进行解释，节点1表示无穷大电力系统节点，因为相对于大电网而言，区域电力系统容量较小。节点2表示变电站出线节点，对于区域电力系统而言，该节点电压一般在35kV～110kV电压等级。节点3为精密负荷出线节点，一般都是通过专线为其单独供电。节点2和节点3之间的线路可以是单回线，也可以是双回供电线路(提高供电稳定性)。节点4为供精密负荷使用的中低压节点，一般为10kV。节点5为其余负荷所在的并网点。CB1、CB2、CB3和CB4表示线路上的断路器。

应该理解，本公开保护范围并不止局限于变电站电压为110kV，对于变电站出线电压为220kV及35kV等其他电压等级仍然适用。本公开保护范围不局限于单回供电线路，也包含双回供电线路、环形网络供电线路结构形式以及辐射状区域结构等。与此同时负荷节点的电压等级也不局限于10kV，对于其他满足中低压电压等级规范的节点依然适用。

精密负荷对供电稳定性要求非常高，例如芯片加工设备、光刻机、硅提纯设备等都要求电压不能出现中断，电压需要维持在规定范围之内。本公开考虑到假如故障发生在节点4和节点3之间的f位置(也即，故障点)，为了方便阐述，对上述区域电力系统拓扑图进行等值建模，如图2所示。首先对线路、变压器、电源及负荷等重要元件进行标幺值计算，计算结果用参数表示为发电机端口电压为G

正序网络的等值电路应该包含除中性点接地阻抗、空载线路以及空载变压器以外的所有电力系统元件。由于图1中没有空载线路和空载变压器，整个系统进一步分析优化算得系统的正序网络图如图2所示，其中U

下面对区域电力系统故障进行分析：由于负序等值电路图中的负序电流能够流通的元件与正序相同，但是所有的电源负序电势都是零。据此，可以同步得到故障发生后的负序等值电路图如图3所示，其中U

当系统出现非三相故障时，必定会出现零序故障电流。因此，在短路点处施加代表故障发生的零序电势，零序电流大小和相位都相同，必须经过大地才能构成通路。零序电流的回路必定与中性点接地的元件有关联，对于110kV及以上电压等级一般都采用直接接地，可忽略接地电阻，U

为了对该系统进行故障电流和故障下电压的定量计算，现对正序网络、负序网络和零序网络进行等值计算。等值计算后如图6所示。由于实际电力系统中单相接地瞬时短路故障发生的频率最高，也是最常见的故障类型。当图1所示的故障点发生单相接地故障时，具有如下关系：

其中，

其中，算子a表示相位移动120°，a＝e

根据式(3)可以得到单相短路故障下短路相的正负零序电压U

其中，

永久性故障出现，电网侧断路器CB3分闸以后故障被隔离，CB3左侧系统仍然可以正常运行，然而CB3右侧由于故障的继续存在而断电，这会造成T-2变压器以及后端的精密负荷用电断开，精密负荷供电无法得到保证。对于永久性故障，电网侧断路器只会在人为清除故障以后再合闸送电，期间停电时间可长达数小时。精密负荷因此而断开供电，严重影响生产效率和生产质量。

图8示出根据本公开的示例性实施例的微电网的控制方法的流程图。所述微电网和电网连接到目标负荷，所述微电网的储能装置包括功率型储能装置(以下，也简称为功率型储能)和能量型储能装置(以下，也简称为能量型储能)。目标负荷可为需要稳定供电的负荷。作为示例，所述微电网可包括：至少一个光伏发电系统和/或至少一个风力发电机组。

为了至少解决上述分析的问题，本公开提出了含功率型储能装置和能量型储能装置的微电网在永久性故障发生时对目标负荷的保护方法。本公开提出在目标负荷变压器出线端并联适当容量的微电网(该微电网含功率型储能装置和能量型储能装置)。一方面，在故障发生的瞬间，功率型储能装置可以毫秒级速度快速响应电网系统的故障电流，故障发生的瞬间减轻电网对故障点的电流压力。另一方面，在CB3断开以后，功率型储能装置和能量型储能装置将共同作为暂态支撑源平抑CB4右边的微电网系统进入孤岛运行的暂态扰动阶段。待暂态扰动结束以后，功率型储能装置将作为电网支持性电源辅助微电网系统电压频率稳定，而孤岛长期运行中，能量型储能装置将作为主要支撑电源维持微电网系统电压频率稳定。系统中风电、光伏等可再生能源将作为微电网跟随型电源继续运行，提供波动性、不确定性以及随机性的电流。如图9所示的示例，T-3、T-4、T-5、T-6表示变压器，CB5、CB6、CB7、CB8表示断路器，精密负荷园区为目标负荷。

作为示例，功率型储能装置可包括但不限于以下项之中的至少一项：超级电容储能、飞轮储能。应该理解，也可包括其他适当类型的功率型储能，本公开对此不作限制。

作为示例，能量型储能装置可包括但不限于以下项之中的至少一项：锂电池、全钒液流。应该理解，也可包括其他适当类型的能量型储能，本公开对此不作限制。

返回参照图8，在步骤S10，确定所述电网与所述目标负荷之间的连接是否断开。

应该理解，可根据适当的方式来判断所述电网与所述目标负荷之间的连接是否断开，在此不再赘述。

在步骤S20，在所述电网与所述目标负荷之间的连接断开之后，控制所述功率型储能装置和所述能量型储能装置的输出功率，以使所述微电网的电压跟踪额定电压，并使所述微电网的频率跟踪额定频率。

具体地，在所述电网与所述目标负荷之间的连接断开之后，控制所述功率型储能装置和所述能量型储能装置输出功率或吸收收率，以调节所述微电网为目标负荷供电的稳定性。

作为示例，对所述功率型储能装置的输出功率调节速度高于对所述能量型储能装置的输出功率调节速度，以避免过调节而引起反向跳闸。

作为示例，控制所述功率型储能装置的输出功率所使用的虚拟惯量可大于控制所述能量型储能装置的输出功率所使用的虚拟惯量，和/或，控制所述功率型储能装置的输出功率所使用的下垂系数可小于控制所述能量型储能装置的输出功率所使用的下垂系数，以使对所述功率型储能装置的输出功率调节速度高于对所述能量型储能装置的输出功率调节速度。

作为示例，根据本公开的示例性实施例的微电网的控制方法还可包括：当所述电网发生短路故障且所述电网与所述目标负荷之间的连接未断开时，控制所述功率型储能装置和所述能量型储能装置为所述电网的故障点提供短路电流以避免所述电网的断路器断开。当所述断路器断开时，所述电网与所述目标负荷断开连接，所述断路器即与所述故障点相对应的断路器。

作为示例，在所述电网与所述目标负荷之间的连接断开之后，可根据所述微电网的电压与所述额定电压之间的差别、所述微电网的频率与所述额定频率之间的差别，控制所述功率型储能装置的输出功率。

作为示例，在所述电网与所述目标负荷之间的连接断开之后，可根据所述功率型储能装置的输出功率，控制所述能量型储能装置的输出功率。作为示例，可根据所述功率型储能装置的三相电压与所述微电网的三相电压之间的功率角的实时变化率，控制所述能量型储能装置的三相电压与所述微电网的三相电压之间的功率角。进一步，作为示例，可根据所述功率型储能装置的三相电压与所述微电网的三相电压之间的功率角的实时变化率、所述微电网中各个发电装置的输出电流、所述功率型储能装置的输出电流、所述目标负荷的输入电流，控制所述能量型储能装置的三相电压与所述微电网的三相电压之间的功率角。

作为示例，所述能量型储能装置的三相电压与所述微电网的三相电压之间的功率角与所述实时变化率可呈正相关。

作为示例，所述能量型储能装置的三相电压与所述微电网的三相电压之间的功率角与电流差值可呈负相关，其中，所述电流差值为：所述功率型储能装置的输出电流值减去所述各个发电装置的输出电流值和所述目标负荷的输入电流值之后的值。

当电网故障发生以后，故障电流不只是由传统电网提供，功率型储能装置也可以提供瞬间的短路电流。当电网故障为永久性故障时，电网侧分开断路器CB3，微电网和精密负荷侧分开断路器CB4，而且CB4的切除时间要求快于CB3，微电网系统带精密负荷进入孤岛运行。

本公开能够实现在上述过程中针对目标负荷不出现电压和频率闪变或短时中断，在上述过程中，CB4分闸的瞬间暂态过程是本公开的关键所在，为了方便描述，定义CB4分闸前一刻的时间定义为t

本公开的另外一个关键点是：当微电网经过上述暂态过程而进入到稳定孤岛运行阶段时，功率型储能装置将作为支持型电源而能量型储能装置将作为主支撑电源，保证系统安全稳定运行。本公开中，进入孤岛运行的微电网转动惯量较弱，抗扰动能力较弱，功率型储能装置将在系统出现扰动的情况下快速平抑，为能量型储能装置预留足够的时间做稳定调节，达到系统安全平稳运行。

下面将描述电网发生故障、在所述电网与所述目标负荷之间的连接断开，也即CB4因故障而发生分闸时，功率型储能装置和能量型储能装置的控制方法。这里需要分如下几种主要情形来描述控制方法：

t

在t

在t

系统中

从上图12中的控制图可知，功率型储能装置和能量型储能装置再次为系统提供功率，功率角δ发生反向，此时系统的频率将升高，出现过调节现象，风力发电机、光伏发电或者精密负荷很可能因此而出现跳闸，孤岛运行的系统可能会出现崩溃。对比图12和图10可知，该时刻的功率角绝对值比图10中t

从图13中控制模式可知，这样的控制系统模式下，虚线表示图11中的控制状态，实线表示当前时刻的控制状态。从图13中可知，相对于图11的功率角，当前吸收功率控制模式下的功率角增大，功率型储能装置和能量型储能装置吸收的电流增加。图14中虚线表示图12中的控制状态，实线表示当前时刻的控制状态。从图中可知，相对于图12中的功率角，当前输出功率控制模式下的功率角增大，功率型储能装置和能量型储能装置输出的电流增加。综上，微电网系统在电网侧发生故障后切换到孤岛运行状态过程中，由于功率型储能装置和能量型储能装置控制过调节问题，系统出现了快速且发散式的功率角摇摆，系统最终必将失去稳定。

因此，本公开提出了在切换过程的暂态控制时，以功率型储能装置为主、能量型储能装置为辅的调节方法，且实时检测功率型储能装置本身相对于系统之间的功率角实时变化率，实现对能量型储能装置的辅助控制，增强系统的暂态稳定性。设δ

由于在暂态过程中，风力发电机电流，光伏发电电流及负荷电流变化不大，因此在上式的控制方法中，系统暂态过程能量型储能装置的功率控制主要受制于功率型储能装置的功率。具体控制过程可如图15所示，首先t

当功率型储能装置暂态功率达到最大时，功率型储能装置的功角变化率逐渐趋近于零，能量型储能装置的功率角主要根据系统风力发电机电流、光伏发电电流及目标负荷电流确定。如果发电功率大于负荷功率，则能量型储能装置功角小于零(根据式(5)推导)。此时对应的控制状态图如图16所示。

按照如此控制方法，可得从t

根据本公开的示例性实施例，能够至少带来以下有益效果：

1、本公开通过引入经济性能较好的功率型储能装置(超级电容储能、飞轮储能等)以及能量型储能装置(锂电池、全钒液流等)，实现在区域电力系统出现故障的情况下，对精密负荷进行保护，保护精密负荷不断电、提升供电稳定性，提出了微电网对精密负荷的保护措施。本公开可应对的故障类型包括电力系统的永久性故障和电力系统常见的瞬时性故障(快速重合闸)，包括金属接地故障和非金属接地故障。本公开不需要为重要精密的负荷增加额外的旋转备用，助力减碳。

2、本公开基于区域电力系统的故障分析，评估在各种运行状态下，精密负荷端应该配备微电网系统的控制方法，包括故障发生后微电网进入孤岛运行状态时功率型储能装置和能量型储能装置的控制。

3、本公开提出了当电网故障出现时，功率型储能装置和能量型储能装置共同作用，提供故障电流，并且，这个阶段功率型储能装置起主要作用，能量型储能装置辅助，在这种情况下能够快速调节进行暂态响应，瞬间响应瞬时性故障，为系统提供暂态电流及功率，保证了精密负荷的稳定性，提高生产力和产品的成品率。当判定为永久性故障时，需要微电网非计划进入孤岛模式运行，此时能量型储能装置占主导地位，功率型储能装置需要辅助作用解决非计划孤岛运行引起的暂态稳定问题。

图18示出根据本公开的示例性实施例的微电网的控制装置的结构框图。所述微电网和电网连接到目标负荷，所述微电网的储能装置包括功率型储能装置和能量型储能装置。

如图18所示，根据本公开的示例性实施例的微电网的控制装置包括：状态确定单元10和储能控制单元20。

具体说来，状态确定单元10被配置为确定所述电网与所述目标负荷之间的连接是否断开。

储能控制单元20被配置为在所述电网与所述目标负荷之间的连接断开之后，控制所述功率型储能装置和所述能量型储能装置的输出功率，以使所述微电网的电压跟踪额定电压，并使所述微电网的频率跟踪额定频率。

作为示例，对所述功率型储能装置的输出功率调节速度高于对所述能量型储能装置的输出功率调节速度。

作为示例，控制所述功率型储能装置的输出功率所使用的虚拟惯量大于控制所述能量型储能装置的输出功率所使用的虚拟惯量，和/或，控制所述功率型储能装置的输出功率所使用的下垂系数小于控制所述能量型储能装置的输出功率所使用的下垂系数，以使对所述功率型储能装置的输出功率调节速度高于对所述能量型储能装置的输出功率调节速度。

作为示例，储能控制单元20可被配置为：在所述电网与所述目标负荷之间的连接断开之后，根据所述微电网的电压与所述额定电压之间的差别、所述微电网的频率与所述额定频率之间的差别，控制所述功率型储能装置的输出功率。

作为示例，储能控制单元20可被配置为：在所述电网与所述目标负荷之间的连接断开之后，根据所述功率型储能装置的输出功率，控制所述能量型储能装置的输出功率。

作为示例，储能控制单元20可被配置为：在所述电网与所述目标负荷之间的连接断开之后，根据所述功率型储能装置的三相电压与所述微电网的三相电压之间的功率角的实时变化率、所述微电网中各个发电装置的输出电流、所述功率型储能装置的输出电流、所述目标负荷的输入电流，控制所述能量型储能装置的三相电压与所述微电网的三相电压之间的功率角。

作为示例，所述能量型储能装置的三相电压与所述微电网的三相电压之间的功率角与所述实时变化率可呈正相关；和/或，所述能量型储能装置的三相电压与所述微电网的三相电压之间的功率角与电流差值可呈负相关，其中，所述电流差值为：所述功率型储能装置的输出电流值减去所述各个发电装置的输出电流值和所述目标负荷的输入电流值之后的值。

作为示例，储能控制单元20还可被配置为：当所述电网发生短路故障且所述电网与所述目标负荷之间的连接未断开时，控制所述功率型储能装置和所述能量型储能装置为所述电网的故障点提供短路电流以避免所述电网的断路器断开；其中，当所述断路器断开时，所述电网与所述目标负荷断开连接。

作为示例，所述控制装置还可包括：发电装置控制单元(未示出)，发电装置控制单元被配置为：当所述电网与所述目标负荷之间的连接断开时所述微电网出现电压动态震荡和频率动态震荡时，从所述微电网中切除至少一个发电装置；和/或，在所述电网与所述目标负荷之间的连接断开之后，当所述微电网中的各个发电装置的总输出功率大于所述功率型储能装置、所述能量型储能装置、所述目标负荷的吸收功率之和时，从所述微电网中切除至少一个发电装置；和/或，从所述微电网中切除出现故障的发电装置。

应该理解，根据本公开示例性实施例的微电网的控制装置所执行的具体处理已经参照图1至图17进行了详细描述，这里将不再赘述相关细节。

应该理解，根据本公开示例性实施例的微电网的控制装置中的各个单元可被实现硬件组件和/或软件组件。本领域技术人员根据限定的各个单元所执行的处理，可以例如使用现场可编程门阵列(FPGA)或专用集成电路(ASIC)来实现各个单元。

本公开的示例性实施例提供一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，当所述计算机程序被处理器执行时，促使所述处理器执行如上述示例性实施例所述的微电网的控制方法。该计算机可读存储介质是可存储由计算机系统读出的数据的任意数据存储装置。计算机可读存储介质的示例包括：只读存储器、随机存取存储器、只读光盘、磁带、软盘、光数据存储装置和载波(诸如经有线或无线传输路径通过互联网的数据传输)。

根据本公开的示例性实施例的微电网的控制装置包括：处理器(未示出)和存储器(未示出)，其中，存储器存储有计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，促使所述处理器执行如上述示例性实施例所述的微电网的控制方法。作为示例，所述电子设备可为风力发电机组的控制器或变流器(例如，变流器的控制器)。

虽然已表示和描述了本公开的一些示例性实施例，但本领域技术人员应该理解，在不脱离由权利要求及其等同物限定其范围的本公开的原理和精神的情况下，可以对这些实施例进行修改。