微电网群中央控制器、微电网群控制方法及系统

摘要

本发明提供一种能够在微电网群中有效地实现微电网间的协调控制的微电网群中央控制器、微电网群控制方法及系统，从而极大地提高微电网群的分布式可再生资源的利用效率。微电网群中央控制器包括：微电网监控单元，其对微电网群中的各所述微电网的运行状态进行监控；背靠背变流系统监控单元，其对微电网群中的至少一个背靠背变流系统的运行状态进行监控；断路器监控单元，其对微电网群中的各断路器的状态进行监控；中心处理单元，其从微电网监控单元收集微电网运行状态数据、从背靠背变流系统监控单元收集背靠背变流系统运行状态数据且从断路器监控单元收集断路器状态数据并进行分析，协调地控制各微电网的运行状态和所述至少一个背靠背变流系统的运行状态。

说明书

技术领域

本发明涉及分布式可再生资源利用领域，更具体地，涉及微电网群中央控制器、微电网群控制方法及系统。

背景技术

随着微电网的大量涌现，出现由多个微网组成的微网群。由于不同的微电网之间运行情况一般都不同，尤其是频率和相位一般不同，所以如何在微电网群形成后有效地在微电网群中解决微电网间的协调控制问题、并联异步问题、功率平衡问题、电能质量问题和故障诊断排除问题就变得异常困难。

目前关于微电网群的探索还处于起步阶段，且主要是集中在两方面，一方面是如CN206332461U那样致力于基于背靠背变流系统的研究来解决微电网的快速并网问题上，一方面如CN110601272A那样同样是基于背靠背变流系统的研究来控制微电网中的功率双向流动从而解决微电网间的功率平衡问题。

但是，目前对微电网群的研究很少涉及微网内的重载或轻载运行状态与背靠背变流器运行模式的关联关系，且很少涉及微网内的重载或轻载运行状态与微电网群系统稳定性的关系。

发明内容

本发明是鉴于以上问题而提出的，其目的在于提供一种能够在微电网群中有效地实现微电网间的协调控制的微电网群中央控制器、微电网群控制方法及系统，使得微网内的重载或轻载状态与背靠背变流器运行模式协同，解决保持微电网群的系统稳定性问题。

根据本发明的一方面，提供一种微电网群中央控制器，包括：微电网监控单元，其对微电网群中的各所述微电网的运行状态进行监控；背靠背变流系统监控单元，其对所述微电网群中的至少一个背靠背变流系统的运行状态进行监控；断路器监控单元，其对所述微电网群中的各断路器的状态进行监控；以及中心处理单元，其从所述微电网监控单元收集微电网运行状态数据、从所述背靠背变流系统监控单元收集背靠背变流系统运行状态数据且从所述断路器监控单元收集断路器状态数据并进行分析，协调地控制各所述微电网的运行状态和所述至少一个背靠背变流系统的运行状态。

根据本发明的另一方面，提供一种微电网群控制系统，包括：至少一个背靠背变流系统，其能够将微电网群中的各微电网中的两个微电网彼此连接；以及上述的微电网群中央控制器，其与各所述微电网和所述至少一个背靠背变流系统连接，对各所述微电网和所述至少一个背靠背变流系统协调地进行控制。

根据本发明的又一方面，提供一种微电网群控制方法，包括：对微电网群中的各微电网的运行状态进行监控而收集微电网运行状态数据；对所述微电网群中的至少一个背靠背变流系统的运行状态进行监控而收集背靠背变流系统运行状态数据；对所述微电网群中的各断路器的状态进行监控而收集断路器状态数据；以及对所述微电网运行状态数据、所述背靠背变流系统运行状态数据和所述断路器状态数据进行分析，且协调地控制各所述微电网的运行状态和所述至少一个背靠背变流系统的运行状态。

根据本发明，针对微电网及微电网群的稳定性采用系统特征根判定方法，对于背靠背变流器两端的微电网而言，可以将背靠背变流器及另一端的微电网等效为额外的电源或负载，重载端和轻载端运行模式的匹配原则是对系统的稳定运行更有利。不管运行于哪种模式，首先要保证背靠背变流器自身的稳定性，其次，其连接两端微电网以后也要进行系统特征值分析，设计原则不因背靠背变流器为系统引入s平面右半平面的特征根。

在微电网群中，通过在背靠背变流系统的上层集中地监控微电网群并与背靠背变流系统相协作来实现微电网间的协调控制，能够提高微电网群的协调控制能力，能够及时地解决多个微电网间的并联频率异步问题、功率平衡问题及故障保护问题，从而极大地提高微电网群的分布式可再生资源的利用效率。

附图说明

图1是示出根据本发明的实施方式的微电网群拓扑结构的示意图。

图2是图1中的微电网群控制系统中的中央控制器的功能框图。

图3是示出根据本发明的实施方式的微电网群控制方法的流程图。

图4是图3中的分析数据且协调控制步骤的详细流程图。

具体实施方式

以下，参照附图详细地说明本发明的实施方式。

图1是示出根据本发明的实施方式的微电网群的拓扑结构的示意图。

如图1所示，本实施方式的微电网群拓扑结构中包含微电网群控制系统1和示例性的微电网M1、M2。

微电网群控制系统1是整个微电网群的控制执行机构。每个微电网M1、M2都是微电网群的一个组成子集，是微电网群控制系统的控制对象。

每个微电网M1、M2分别连接于外部电网。具体举例而言，如图1所示，微电网M1中的储能通过升压变压器与断路器QF3的低压侧相连，断路器QF3的高压侧与10kV微电网母线相连。微电网M1中的光伏通过升压变压器与断路器QF4的低压侧相连，断路器QF4的高压侧与10kV微电网母线相连。微电网M1中的风机通过升压变压器与断路器QF5的低压侧相连，断路器QF5的高压侧与10kV微电网母线相连。微电网M1中的负荷通过升压变压器与断路器QF6的低压侧相连，断路器QF6的高压侧与10kV微电网母线相连。另外，微电网M1通过断路器QF1与10kV外部电网相连。

另外，微电网M2中的储能通过升压变压器与断路器QF7的低压侧相连，断路器QF7的高压侧与10kV微电网母线相连。微电网M2中的光伏通过升压变压器与断路器QF8的低压侧相连，断路器QF8的高压侧与10kV微电网母线相连。微电网M2中的风机通过升压变压器与断路器QF9的低压侧相连，断路器QF9的高压侧与10kV微电网母线相连。微电网M2中的负荷通过升压变压器与断路器QF10的低压侧相连，断路器QF10的高压侧与10kV微电网母线相连。另外，微电网M2通过断路器QF2与10kV外部电网相连。

需要说明的是，这里的微电网M1、M2的构成仅是举例说明，实际的微电网的构成并不局限于此。例如，实际的微电网的构成中的分布式电源和负荷的类型可以更为复杂，可以包含微燃机、柴油机等发电设备，也可以含有10kV直挂负荷。同样地，关于电压等级，虽然本实施方式以10kV微电网群为例进行说明，但是并不仅限于此，在其它电压等级下，本发明也是适用的。

下面详细说明图1中的微电网群控制系统1的具体构成。如图1所示，微电网群控制系统1包括微电网群中央控制器2和至少一个背靠背变流系统3。

微电网群中央控制器2与各微电网M1、M2连接，对各微电网M1、M2统括地进行协调控制。

至少一个背靠背变流系统3分别将微电网群中的两个微电网彼此连接。在图1中，由于仅示意性地示出2个微电网M1、M2，所以相应地也仅示出将微电网M1与M2彼此连接的一个背靠背变流系统3。但是，可以理解，这仅是示例性的，实际上，微电网群可以包括更多的、例如3个以上的微电网。在此情况下，相应地也应该具备2个以上的背靠背变流系统3，以便将多个微电网两两相连。其中，背靠背变流系统3包括变流器VSC1、变流器VSC2、连接在二者之间的直流母线，以及直流储能。其中，直流储能通过DC/DC变换器连接至直流母线，用于稳定直流母线电压。

进一步详细说明微电网中央控制器2的具体构成。图2是图1中的微电网群控制系统中的微电网中央控制器的功能框图。如图2所示，微电网中央控制器2包括中心处理单元21、微电网监控单元22、背靠背变流系统监控单元23和断路器监控单元24。

微电网监控单元22对微电网群中的各微电网M1、M2的运行状态进行监控。

背靠背变流系统监控单元23对微电网群中的至少一个背靠背变流系统3的运行状态进行监控。

断路器监控单元24对微电网群中的各断路器的状态进行监控。在本实施方式中，此处所述的断路器可以是各微电网M1、M2中的断路器QF3-QF6、QF7-QF10、各微电网M1、M2的并网断路器QF1、QF2以及各背靠背变流系统3的断路器中的至少一种。

此外，如图1所示，在各背靠背变流系统3中包含储能的情况下，微电网中央控制器2还可以包含背靠背直流侧储能监控单元25。该背靠背直流侧储能监控单元25对各背靠背变流系统3的直流侧储能的运行状态进行监控。

此外，如图1所示，微电网中央控制器2还可以包含通信单元26。通过该通信单元26，中心处理单元21可以实现与微电网监控单元22、背靠背变流系统监控单元23、断路器监控单元24及背靠背直流侧储能监控单元25之间的数据和指令的发送接收。

另外，中心处理单元21从微电网监控单元22收集微电网运行状态数据D1、从背靠背变流系统监控单元23收集背靠背变流系统运行状态数据D2且从断路器状态监控单元24收集断路器状态数据D3，并进行分析。

在本实施方式中，上述的微电网运行状态D1可以包含微电网M1、M2内的负荷功率、各电源发电功率、可再生能源最大可发电功率、各设备的运行状态以及微电网M1、M2的运行电压、频率和相位信息中的至少一种。上述的背靠背变流系统运行状态数据D2可以包含背靠背变流系统3的当前运行模式。在本实施方式中，设定背靠背变流系统3可以在V/F运行模式、PQ运行模式和VSG运行模式之间切换。

中心处理单元21基于对上述数据D1-D3的分析，协调地控制各微电网M1、M2的运行状态和背靠背变流系统3的运行状态。具体而言，中心处理单元21可以基于对上述数据D1-D3的分析协调地确定各微电网M1、M2的并网、离网和微电网M1、M2间的并联、分离以及各微电网M1、M2内的电源及负荷设备的投切等。此外，中心处理单元21可以基于对上述数据D1-D3的分析协调地确定各背靠背变流系统3的运行模式的切换。

另外，在微电网中央控制器2包含背靠背直流侧储能监控单元25的情况下，中心处理单元21还从背靠背直流侧储能监控单元25收集背靠背直流侧储能状态数据D4，且与上述的微电网运行状态数据D1、背靠背变流系统运行状态数据D2和断路器状态数据D3相结合地进行分析，协调地控制各微电网M1、M2的运行状态、各背靠背变流系统3的运行状态和各背靠背变流系统3的直流侧储能的充放电状态。

在更具体说明中心处理单元21的工作之前，首先给出微电网的运行状态重载和轻载的定义：重载是指微电网内负荷功率大于可再生能源可发电功率的情况，轻载是指微电网内负荷功率小于可再生能源可发电功率的情况。重载和轻载并非只针对负荷的大小，而是可再生能源可发电功率和负荷功率大小的相对性概念。

中心处理单元21各所述微电网的运行状态以使得所述微电网群系统特征根全部位于s平面左半部分。

在一个示例中，所述背靠背变流系统的重载端变流器设定为PQ运行模式，且轻载端变流器设定为V/F运行模式；其中，

重载端微电网的特征根位于s平面右半部分，且，轻载端微电网的特征根位于s平面左半部分。

接着更详细地说明中心处理单元21的具体工作。

1、中心处理单元21在根据数据D1-D3针对各背靠背变流系统3分析出该背靠背变流系统3两端的微电网M1、M2均处于孤岛运行状态且两端的并网断路器QF1、QF2均无故障时，在一端的微电网处于重载运行状态且另一端的微电网处于轻载运行状态的情况下，使该两端的微电网M1、M2通过该背靠背变流系统3并联，并将该背靠背变流系统3的重载端的变流器、例如微电网M1端的变流器VSC1设定为PQ运行模式，将轻载端的变流器、例如微电网M2端的变流器VSC2设定为V/F运行模式。

在此情况下，设定轻载的微电网M1的可再生能源可发电功率余量为P

(1)若P

(2)若P

(3)若P

2、中心处理单元21在根据数据D1-D3针对各背靠背变流系统3分析出该背靠背变流系统3的两端的微电网M1、M2均处于孤岛运行状态且两端的并网断路器QF1、QF2均无故障时，在该两端的微电网M1、M2均处于轻载运行状态或均处于重载运行状态的情况下，使该背靠背变流系统3将两端的微电网M1、M2断开。

并且在此情况下，进一步地，

(1)在两端的微电网M1、M2均处于重载运行状态的情况下，将微电网M1、M2设定为并网运行状态并上网取电；

(2)在两端的微电网M1、M2均处于轻载运行状态的情况下，将微电网M1、M2设定为并网运行状态，并使其以可再生能源最大功率发电，可发电功率的余量上网。

3、中心处理单元21在根据数据D1-D3针对各背靠背变流系统3分析出该背靠背变流系统3的两端的微电网M1、M2均处于孤岛运行状态且一端的并网断路器QF1或QF2有故障时，使该两端的微电网M1、M2通过该背靠背变流系统3并联。

并且在此情况下，进一步地，

(1)在两端的微电网M1、M2均处于重载运行状态的情况下，将并网断路器无故障的微电网、例如微电网M1设定为并网运行状态，并将该背靠背变流系统3的并网断路器有故障的一端、例如微电网M2端的变流器VSC2设定为PQ运行模式、将所述并网断路器无故障的一端、例如微电网M1端的变流器VSC1设定为V/F运行模式，且PQ运行模式的功率参考值根据微电网M1、M2的负荷功率缺量P

(2)在两端的微电网M1、M2均处于轻载运行状态的情况下，将并网断路器无故障的微电网、例如微电网M1设定为并网运行状态，并将该背靠背变流系统3的并网断路器有故障的一端、例如微电网M2端的变流器VSC2设定为PQ运行模式、将并网断路器无故障的一端、例如微电网M1端的变流器VSC1设定为V/F运行模式，且PQ运行模式的功率参考值根据微电网M1、M2的可发电功率余量P

4、中心处理单元21在根据数据D1-D3分析出针对各背靠背变流系统3分析出该背靠背变流系统3的两端的微电网M1、M2均处于孤岛运行状态且通过该背靠背变流系统3并联时，在该两端的微电网中M1、M2的一个出现无法快速排除的故障的情况下，使该背靠背变流系统3将两端的微电网M1、M2断开，以便将故障限制在较小范围内。

5、中心处理单元21在根据数据D1-D4分析出微电网群中的某背靠背变流系统3出现功率波动的情况下，根据该背靠背变流系统3的直流侧储能的SOC区间使该储能充电或放电。

然后，中心处理单元21通过通信单元将所确定的各微电网M1、M2的运行状态通知给微电网监控单元22，将所确定的背靠背变流系统3的运行状态通知给背靠背变流系统监控单元23，将所确定的各断路器QF1-QF10及各背靠背变流系统3的断路器的状态通知给断路器状态监控单元24。在包含背靠背直流侧储能监控单元25的情况下，中心处理单元21将所确定的各背靠背变流系统3的直流侧储能的充放电状态通知给背靠背直流侧储能监控单元25。

根据来自中心处理单元21的指示，微电网监控单元22将各微电网M1、M2的运行状态设定为所确定的运行状态，背靠背变流系统监控单元23将背靠背变流系统3的运行状态设定为所确定的运行状态，断路器状态监控单元24将各断路器QF1-QF10及各背靠背变流系统3的断路器的状态分别设定为所确定的状态，背靠背直流侧储能监控单元25使各背靠背变流系统3的直流侧储能充放电。

另外，在另外的实施方式中，中心处理单元21的具体工作除了上述的工作1-5以外，还可以包含下述的工作项6-9中的任一项以上的工作。

6、计算微电网M1、M2的频率、相位等信息，且在微电网M1或M2的频率扰动频繁将影响该微电网的电能质量的情况下，将该微电网端的背靠背变流系统3切换至VSG模式，为该微电网提供惯性和阻尼，消除或减小频率的波动。

7、在微电网M1、M2内存在储能、可调柔性负荷等设备的情况下，根据监控数据或电网调度指令对微电网M1、M2内的储能及可调负荷进行调度，必要时为电网提供支撑。

8、获取各微电网M1、M2的电压及电流信号，分析微电网M1、M2的零序电流，对故障点进行定位。

9、对各微电网M1、M2的电能质量进行监测，当微电网M1、M2的THD(Total HarmonicDistortion，总谐波失真)超过设定值时，选择该微电网内的电能质量治理设备并进行控制，抑制该微电网的谐波来改善系统电能质量，若该微电网内没有电能质量治理设备，则选择储能设备向该微电网内注入阻尼谐波，直至该微电网的THD控制在允许范围内。

在上述第8、9项工作的具体实现中，微电网M1、M2的电压及电流信号可以由FPGA(Field Programmable Gate Array，现场可编程门阵列)通过直采的方式来获取，且中心处理单元21对采集信号进行FFT(Fast Fourier Transform，快速傅里叶变换)处理，获取其主要谐波信息，通过对各次谐波的比较，将幅值较大的3种谐波的计算结果通过IEC61850协议发送至控制设备APF(Active Power Filter，有源电力滤波器)或储能，APF产生反相谐波来进行抑制，储能控制策略注入阻尼谐波来进行抑制。

以上是微电网中央控制器2的详细构成。

下面详细说明背靠背变流系统3的具体构成。

如图1所示，背靠背变流系统3包括两端LCL滤波器、电压型变流器VSC1和VSC2、直流侧支撑电容器C、直流侧DC/DC变换器、直流侧储能系统及两端断路器BRK1和BRK2。

电压型变流器VSC1和VSC2均可以采用SVPWM的脉宽调制方式，电压型变流器VSC1和VSC2通过接收微电网中央控制器2的指令信号而在PQ、V/F和VSG三种模式之间切换。

以上详细说明了本发明实施方式的微电网群控制系统1的具体构成。

根据本实施方式，在微电网群中，通过由背靠背变流系统3的上层的中央控制器3集中地监控微电网群且与各背靠背变流系统3相协作来实现微电网间的协调控制，能够提高微电网群的协调控制能力，能够及时解决多个微电网间的并联频率异步问题、功率平衡问题及故障保护问题，从而极大地提高微电网群的分布式可再生资源的利用效率。

根据本实施方式，在微电网群中采用特征根稳定性判定方法，即系统特征根全部位于s平面左半部分时系统稳定，特征根越靠近s平面右半平面稳定性越弱，特征根虚部越大其主导的振荡模态振荡频率越高。

对于背靠背变流器两端的微电网而言，可以将背靠背变流器及另一端的微电网等效为额外的电源或负载，重载端和轻载端运行模式的匹配原则是对系统的稳定运行更有利。

对于重载端微电网，在相同条件下其本身的运行稳定性可能弱于轻载端微电网(从特征根角度分析重载端微电网可能存在特征根更靠近右半平面)，若重载端背靠背变流器运行于VF模式有可能面临多VF源并机运行时可能存在的环流和振荡问题，相对于运行在PQ模式更有可能引入一对更靠近s平面右半平面/虚部更大的特征根。因此本实施例中重载端推荐PQ运行模式。

其连接两端微电网以后也要进行系统特征值分析，设计原则为不因背靠背变流器为系统引入s平面右半平面的特征根。

下面结合图1中的微电网群拓扑结构，详细说明本发明的微电网群控制方法。图3是示出根据本发明的实施方式的微电网群控制方法的流程图。

如图3所示，首先在步骤310，对微电网群中的各微电网M的运行状态进行监控而收集微电网运行状态数据D1。

在步骤320，对微电网群中的各背靠背变流系统3的运行状态进行监控而收集背靠背变流系统运行状态数据D2。

在步骤330，对微电网群中的各断路器的状态进行监控而收集断路器状态数据D3。

在步骤340，对微电网群中的各背靠背变流系统3的直流侧储能的运行状态进行监控而收集直流侧储能状态数据D4。

在步骤350，对所收集的上述数据D1-D4进行分析而协调地控制各微电网M的运行状态、各背靠背变流系统3的运行状态和各背靠背变流系统3的直流侧储能的充放电状态。

在一个实施方式中，本发明的微电网群控制方法也可以不包含上述的步骤340，即不收集各背靠背变流系统3的直流侧储能状态数据D4，在此情况下在步骤350中仅对所收集的上述数据D1-D3进行分析而协调地控制各微电网M1、M2的运行状态和各背靠背变流系统3的运行状态。在其他实施方式中，在步骤310-330也可以根据需要来确定所需收集的数据种类。

图4是示出图3中的分析数据且协调控制步骤350的详细过程的流程图。

在步骤410，基于微电网运行状态数据D1、背靠背变流系统运行状态数据D2、断路器状态数据D3和直流侧储能状态数据D4，针对各背靠背变流系统判断是否出现功率波动。如果是，则前进至步骤420，否则前进至步骤430。

在步骤420，根据出现功率波动的背靠背变流系统3的直流侧储能的SOC区间，使直流侧储能充电或放电。从而使该背靠背变流系统3的功率波动被吸收或补偿。接着，该处理结束。

接着，在步骤430，针对各背靠背变流系统3判断其两端的微电网M1、M2均处于孤岛运行状态。如果是，则前进至步骤440，否则该处理结束。

在步骤440，针对各背靠背变流系统3判断是否其两端的微电网M1、M2中的一个出现无法快速排除的故障。如果是，则前进至步骤450，否则前进至步骤460。

在步骤450，使该背靠背变流系统3将两端的微电网M1、M2断开，以便将故障限制在较小范围内。然后，该处理结束。

接着，在步骤460，针对各背靠背变流系统3判断是否其两端的并网断路器QF1或QF2有故障。如果是，则前进至步骤470使该两端的微电网M1、M2通过该背靠背变流系统3并联。如果否，则前进至步骤420。

接着步骤470之后，在步骤480，判断该两端的微电网M1、M2是否均处于重载运行状态。如果是，则前进至步骤490，将并网断路器无故障的微电网、例如微电网M1设定为并网运行状态，并将该背靠背变流系统3的并网断路器有故障的一端、即微电网M2端的变流器VSC2设定为PQ运行模式，将并网断路器无故障的一端、即微电网M1端的变流器VSC1设定为V/F运行模式，且PQ运行模式的功率参考值根据微电网M1、M2的负荷功率缺量P

另外，在步骤480为否的情况下，前进至步骤500。

在步骤500，判断该两端的微电网M1、M2是否均处于轻载运行状态。如果是，则前进至步骤510，将并网断路器无故障的微电网、例如微电网M1设定为并网运行状态，并将该背靠背变流系统3的并网断路器有故障的一端、即微电网M2端的变流器VSC2设定为PQ运行模式，将并网断路器无故障的一端、即微电网M1端的变流器VSC1设定为V/F运行模式，且PQ运行模式的功率参考值根据微电网M1、M2的可发电功率余量P

另外，在步骤500为否的情况下，该处理结束。

在步骤520，针对各背靠背变流系统3判断其两端的微电网M1、M2是否一端微电网处于轻载运行状态、另一端微电网处于重载运行状态。如果是，则前进至步骤530，否则前进至步骤590。

在步骤530，使两端的微电网M1、M2通过背靠背变流系统3并联，并将该背靠背变流系统3的重载端、例如微电网M1端的变流器VSC1设定为PQ运行模式，将轻载端、即微电网M2端的变流器VSC2设定为V/F运行模式。

接着在步骤540，判断轻载的微电网M1的可再生能源可发电功率余量P

在步骤550，将重载的微电网M2设定为离网运行状态，将轻载的微电网M1设定为并网运行状态并使轻载的微电网M1的除供给重载的微电网M2的负荷功率以外的可发电功率余量上网。然后，该处理结束。

在步骤560，判断是否P

在步骤570，保持重载的微电网M2和轻载的微电网M1的离网运行状态，且PQ模式下的功率参考值根据P

在步骤580，由于P

在步骤590，由于背靠背变流系统3的两端的微电网M1、M2均处于孤岛运行状态且两端的并网断路器QF1、QF2均无故障，且微电网M1、M2均处于轻载运行状态或均处于重载运行状态，所以使该背靠背变流系统3将两端的微电网M1、M2断开。

接着，在步骤600，针对各背靠背变流系统3判断其两端的微电网M1、M2是否均处于轻载运行状态。如果是则前进至步骤610，否则前进至步骤620。

在步骤610，由于微电网M1、M2均处于轻载运行状态，所以将微电网M1、M2设定为并网运行状态，并使其以可再生能源最大功率发电，可发电功率的余量上网。

在步骤620，由于微电网M1、M2均处于重载运行状态，所以将微电网M1、M2设定为并网运行状态并上网取电。

然后，该处理结束。

以上详细说明了本发明实施方式的微电网群控制方法的具体过程。虽然以上是结合图1中的仅包含2个微电网M1、M2的微电网群来说明本发明的微电网群控制方法的，但是可以理解，在包含更多的微电网M的情形下，本发明的微电网群控制方法同样是适用的。

需要说明的是，上面描述的各步骤的顺序并不限定于图3、图4所示出的顺序，而可以根据具体实现来适宜改变。

根据本实施方式，在微电网群中，通过在背靠背变流系统的上层集中地监控微电网群且与背靠背变流系统相协作来实现微电网间的协调控制，能够提高微电网群的协调控制能力，能够及时解决多个微电网间的并联频率异步问题、功率平衡问题及故障保护问题，从而极大地提高微电网群的分布式可再生资源的利用效率。

此外，在其他的实施方式中，本发明的微电网群控制方法还可以包含用于实现上面所述的中心处理单元21的工作项6-9的步骤。

根据本发明的一个实施方式，还提供一种计算机设备。所述计算机设备包括处理器和存储器，存储器存储有能够在处理器上执行的计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，实现根据本发明的微电网群控制方法的步骤。

此外，应该理解，根据本发明示例性实施方式的装置和系统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。

此外，根据本发明示例性实施方式的方法可以被实现为计算机可读记录介质中的计算机程序。本领域技术人员可以根据对上述方法的描述来实现所述计算机程序。当所述计算机程序在计算机中被执行时实现本发明的上述方法。

尽管已经参照其示例性实施方式具体显示和描述了本发明，但是本领域的技术人员应该理解，在不脱离权利要求所限定的本发明的精神和范围的情况下，可以对其进行形式和细节上的各种改变。