一种零碳排放建筑的电能供给系统及其能量管理方法

摘要

本公开提供了一种零碳排放建筑的电能供给系统及其能量管理方法，包括直流网侧子系统、交流网侧子系统以及连接所述直流网侧子系统和所述交流网侧子系统的互联变流器；所述直流网侧子系统和交流网侧子系统分别通过直流母线和交流母线与所述互联交流器连接，所述交流母线在公共并网点处通过静态开关连接公共电网；所述直流网侧子系统包括多个并联连接的直流网侧支路；所述交流网侧子系统包括多个并联连接的交流网侧支路。本公开包含交流、直流两种供能形式，兼备交、直流负荷同时接入的能力；兼具并网、离网两种模式，提升电能供给的可靠性；采用分布式控制架构，简化通信网络设计。

说明书

技术领域

本公开属于智能电网技术领域，具体涉及一种零碳排放建筑的电能供给系统及其能量管理方法。

背景技术

本部分的陈述仅仅是提供了与本公开相关的背景技术信息，不必然构成在先技术。

传统的建筑供能方式主要采用大电网接入供电，依赖对高碳排放的化石能源的消耗。因此，研发设计零碳排放建筑的电力供给系统及其能量管理方法需求迫切。然而，零碳排放建筑的电力供给系统在供能架构、控制策略、通信网络、调度方法仍面临诸多问题，亟待解决。

现有技术中的新能源建筑供能系统仅能提供交流供电接口或直流供电接口，不具备同时提供交流、直流两种形式的电能供给能力；另外，其能量管理系统通常采用主从架构；但是这种主从架构在原理上存在单点失效即导致全网故障的缺陷；另外，这种方式无法实现设备的即插即用和系统的灵活扩容；新增分布式发电及储能需对中央控制单元进行升级更新，这对供能系统的“全生命周期”维护带来困难。

因此，需要进行零碳排放建筑的电能供给系统及其能量管理方法的相关研究。

发明内容

为了解决上述问题，本公开提出了一种零碳排放建筑的电能供给系统及其能量管理方法，包含交流、直流两种供能形式，兼备交、直流负荷同时接入的能力；兼具并网、离网两种模式，提升电能供给的可靠性；采用分布式控制架构，简化通信网络设计。

根据一些实施例，本公开的第一方案提供了一种零碳排放建筑的电能供给系统，采用如下技术方案：

一种零碳排放建筑的电能供给系统，包括直流网侧子系统、交流网侧子系统以及连接所述直流网侧子系统和所述交流网侧子系统的互联变流器；

所述直流网侧子系统和交流网侧子系统分别通过直流母线和交流母线与所述互联交流器连接，所述交流母线在公共并网点处通过静态开关连接公共电网；

所述直流网侧子系统包括多个并联连接的直流网侧支路；所述交流网侧子系统包括多个并联连接的交流网侧支路。

作为进一步的技术限定，所述互联变流器采用电压源型交直流互联变流器。

作为进一步的技术限定，所述交流网侧子系统包括交流新能源分布式发电单元、交流储能单元和交流负荷单元。

作为进一步的技术限定，所述直流网侧子系统包括直流新能源分布式发电单元、直流储能单元和直流负荷单元。

根据一些实施例，本公开的第二方案提供了一种零碳排放建筑的电能供给系统的能量管理方法，采用如下技术方案：

一种零碳排放建筑的电能供给系统的能量管理方法，包括以下步骤：

判断公共电网是否存在故障，确定电能供给系统的运行模式，所述电能供给系统的运行状态包括并网运行模式和孤岛运行模式；

在所述并网运行模式下，判断获取的交流储能单元的荷电状态和直流储能单元的荷电状态与第一预设荷电状态阈值的大小，判断交流储能单元和直流储能单元的工作状态；

在所述孤岛运行模式下，分别判断获取的交流储能单元的荷电状态和直流储能单元的荷电状态与第一预设荷电状态阈值以及第二预设荷电状态阈值的大小，判断交流新能源分布式发电单元、交流储能单元、直流新能源分布式发电单元和直流储能单元的工作状态。

作为进一步的技术限定，所述公共电网存在故障时，电能供给系统处于孤岛运行模式，直流网侧子系统和交流网侧子系统不向公共电网输送能量；所述公共电网不存在故障时，电能供给系统处于并网运行模式，公共电网正常运行，直流网侧子系统和交流网侧子系统向公共电网输送能量。

进一步的，当直流新能源分布式发电单元电能供给不足时，互联变流器处于整流运行状态，能量由交流网侧子系统输送到直流网侧子系统；当直流新能源分布式发电单元电能供给盈余时，互联变流器处于逆变运行状态，能量由直流网侧子系统输送到交流网侧子系统。

作为进一步的技术限定，在所述并网运行模式下，当获取的交流储能单元的荷电状态和直流储能单元的荷电状态均大于第一预设荷电状态阈值时，交流储能单元和直流储能单元均不发生能量交换；

当获取的交流储能单元的荷电状态和直流储能单元的荷电状态均不超过第一预设荷电状态阈值时，交流储能单元和直流储能单元均处于充电状态。

作为进一步的技术限定，在所述孤岛运行模式下，当获取的交流储能单元的荷电状态和直流储能单元的荷电状态不小于第二预设荷电状态阈值且不超过第一预设荷电状态阈值时，交流新能源分布式发电单元和直流新能源分布式发电单元均处于最大功率点跟踪的运行状态；

当获取的交流储能单元的荷电状态和直流储能单元的荷电状态大于第一预设荷电状态阈值时，交流储能单元和直流储能单元均处于方放电状态；

当获取的交流储能单元的荷电状态和直流储能单元的荷电状态小于第二预设荷电状态阈值时，交流新能源分布式发电单元和直流新能源分布式发电单元均处于最大功率点跟踪的运行状态。

进一步的，所述交流新能源分布式发电单元和直流新能源分布式发电单元均处于最大功率点跟踪的运行状态过程中：

针对交流网侧子系统，当交流新能源分布式发电单元的总功率大于交流负荷单元的总负荷需求时，超出交流负荷单元的总负荷需求的功率给交流储能单元充电；当交流新能源分布式发电单元的总功率小于交流负荷单元的总负荷需求时，不足的功率通过交流储能单元进行补给；

针对直流网侧子系统，当直流新能源分布式发电单元的总功率大于直流负荷单元的总负荷需求时，超出直流负荷单元的总负荷需求的功率给直流储能单元充电；当直流新能源分布式发电单元的总功率小于直流负荷单元的总负荷需求时，不足的功率通过直流储能单元进行补给。

与现有技术相比，本公开的有益效果为：

本公开充分利用电力电子变流器“接口灵活”的特点，为新能源接入和负荷可靠供电同时提供交、直流接口。所提方法可实现交、直流子网的相互支撑、互助互济，显著提升系统的可扩展性和供能的灵活性；主动适应并网、孤岛运行模式，依据实际工况，实现两种模式的自适应切换；在电网出现故障时，可保障关键负荷的可靠供电；采用分布式控制架构，简化通信网络的建设成本，提升系统可靠性。

附图说明

构成本公开的一部分的说明书附图用来提供对本公开的进一步理解，本公开的示意性实施例及其说明用于解释本公开，并不构成对本公开的不当限定。

图1是本公开实施例一中零碳排放建筑的电能供给系统的拓扑结构图；

图2是本公开实施例二中零碳排放建筑的电能供给系统的通信网络拓扑结构图；

图3是本公开实施例二中零碳排放建筑的电能供给系统的能量管理方法的运行模式切换图；

图4是本公开实施例二中零碳排放建筑的电能供给系统的能量管理方法中并网运行模式下交流新能源分布式发电单元和交流储能单元的控制框图；

图5是本公开实施例二中零碳排放建筑的电能供给系统的能量管理方法中互联变流器的控制框图；

图6是本公开实施例二中零碳排放建筑的电能供给系统的能量管理方法中孤岛运行模式下交流储能单元的控制框图。

具体实施方式：

下面结合附图与实施例对本公开作进一步说明。

应该指出，以下详细说明都是例示性的，旨在对本公开提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本公开所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。

需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本公开的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。

在不冲突的情况下，本公开中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。

实施例一

本公开实施例一介绍了一种零碳排放建筑的电能供给系统。

如图1所示的一种零碳排放建筑的电能供给系统，包括直流网侧子系统和交流网侧子系统，二者之间通过互联变流器连接，以实现能量上的双向流动。互联变流器采用电压源型变流器(例如，两电平、三电平或多电平电压源型变流器)，分别连接至直流母线和交流母线。

其中，交流网侧子系统在公共并网点(Point of Common Coupling,PCC)处通过静态开关连接至公共电网。在交流网侧子系统的内部，包含交流新能源分布式发电单元(例如，光伏、风电等)、交流储能单元(例如，蓄电池、超级电容、飞轮储能等)和交流负荷单元；在直流网侧子系统的内部，包含直流新能源分布式发电单元(例如，光伏、风电等)、直流储能单元(例如，蓄电池、超级电容、飞轮储能等)和直流负荷单元。本实施例中的电能供给系统的拓扑结构，可同时为交流负荷和直流负荷供电，具有接口灵活、扩展性强的特点。

实施例二

本公开实施例二介绍了一种基于实施例一中的零碳排放建筑的电能供给系统的能量管理方法。

如图2所示，本实施例以8个智能节点为例，介绍电能供给系统的通信网络拓扑对任意节点均适用。

每个智能节点由电力电子接口变流器(具体包含交流子网内分布式发电单元DC-AC接口变流器、储能单元DC-AC接口变流器，DC-AC互联变流器，直流子网内分布式发电单元DC-DC接口变流器、储能单元DC-DC接口变流器)及其本地控制单元组成。本实施例所提出的分布式控制架构，其通信网络仅需各智能节点通过相邻节点互联，即可实现信息的全局共享。

需要注意的是，当某两个节点之间的通信故障时，通信网络依然具有强连通性，可实现信息的全局共享。即，本实施例中的通信网络拓扑具备对通信网络故障的容错能力，可靠性强。

如图3所示，零碳排放建筑的电能供给系统的能量管理方法包括两种运行模式：

模式1：公共电网正常运行，电能供给系统处于并网运行。

1.交流网侧子系统

各个交流新能源分布式发电单元处于最大功率点跟踪(Maximum Power PointTracking,MPPT)的运行模式，交流负荷单元的能量需求主要由交流新能源分布式发电单元提供。当交流新能源分布式发电单元输出的总功率大于交流负荷单元的需求时，剩余产出的能量反馈至公共电网；当交流新能源分布式发电单元输出的总功率小于交流负荷单元的需求时，公共电网供给交流负荷单元所需能量的额外部分。

依据当前交流储能单元的荷电状态(State of Charge,SOC)，将并网运行模式下的储能接口变流器分为两种运行子模式。当SOC>α(α表示第一预设荷电状态；例如，α＝90％)，定义为模式1-1，此时交流储能单元封锁所有PWM信号，处于待机状态，交流储能单元与其他单元不发生能量交换。当SOC≤α，定义为模式1-2，此时交流储能单元工作在充电状态，以备孤网运行时为负荷供电。

2.互联变流器

当互联变流器工作在直流电压控制模式下，将直流侧输出调节至额定值，为直流网侧子系统提供稳定的母线电压。该控制模式可以保证能量流动方向对功率平衡关系的自适应性。

当直流新能源分布式发电单元电能供给不足时，互联变流器处于整流运行状态，能量由交流网侧子系统输送到直流网侧子系统；当直流新能源分布式发电单元电能供给盈余时，互联变流器处于逆变运行状态，能量由直流网侧子系统输送到交流网侧子系统。

3.直流网侧子系统

各接口变流器的工作状态与交流网侧子系统中的情况类似。

各个直流新能源分布式发电单元同样工作于MPPT模式，为直流负荷单元供电。当直流新能源分布式发电单元输出的总功率大于直流负荷单元的需求时，剩余产出的能量通过互联变流器反馈至交流子网交流网侧子系统；当直流新能源分布式发电单元输出的总功率小于直流负荷单元时，公共电网供给负荷所需能量的额外部分。

依据当前直流储能单元的荷电状态(State of Charge,SOC)，将并网运行模式下的储能接口变流器分为两种运行子模式。当SOC>α(例如，α＝90％)，定义为模式1-1，此时直流储能单元封锁所有PWM信号，处于待机状态，直流储能单元与其他单元不发生能量交换；当SOC≤α，定义为模式1-2，此时直流储能单元工作在充电状态，以备孤网运行时为负荷供电。

模式2：公共电网出现故障，电能供给系统处于孤岛运行。

1.交流网侧子系统

依据交流储能单元的荷电状态(State of Charge,SOC)，将孤岛运行模式下的接口变流器分为三种运行子模式。

模式2-1，α≥SOC≥β(α表示第一预设荷电状态，β表示第二预设荷电状态；例如，α＝90％，β＝20％)，交流新能源分布式发电单元工作在最大功率点跟踪运行模式，交流负荷单元的能量需求主要由交流新能源分布式发电单元提供。当交流新能源分布式发电单元输出的总功率大于交流负荷单元的需求时，剩余产出的能量给交流储能单元充电；当交流新能源分布式发电单元输出的总功率小于交流负荷单元的需求时，交流储能单元供给负荷所需的额外能量。

模式2-2，SOC>α。当交流新能源分布式发电单元输出的总功率大于交流负荷单元的需求时，将退出最大功率点跟踪运行模式，动态调节发电功率，确保交流新能源分布式发电单元的功率等于负荷消纳功率；当交流新能源分布式发电单元输出的总功率小于交流负荷单元的需求时，交流储能单元供给负荷所需能量的额外部分。

模式2-3，SOC<β，交流新能源分布式发电单元工作在最大功率点跟踪运行模式，负荷的能量需求主要由交流新能源分布式发电单元提供。当交流新能源分布式发电单元输出的总功率大于交流负荷单元的需求时，剩余产出的能量给交流储能单元充电；当交流新能源分布式发电单元输出的总功率小于交流负荷单元的需求时，将启动负荷管理进程，切除低优先级负荷，确保高优先级负荷电能供给安全。

2.互联变流器

当互联变流器工作在直流电压控制模式下，将直流侧输出调节至额定值，为直流子网提供稳定的母线电压。该控制模式可以保证能量流动方向对功率平衡关系的自适应性。

当直流新能源分布式发电单元电能供给不足时，互联变流器处于整流运行状态，能量由交流网侧子系统输送到直流网侧子系统；当直流新能源分布式发电单元电能供给盈余时，互联变流器处于逆变运行状态，能量由直流网侧子系统输送到交流网侧子系统。

3.直流网侧子系统

各接口变流器的工作状态与交流网侧子系统中的情况类似。

依据直流储能单元的荷电状态(State of Charge,SOC)，将孤岛运行模式下的接口变流器分为三种运行子模式。

模式2-1，α>SOC>β(例如，α＝90％，β＝20％)。直流新能源分布式发电单元工作在最大功率点跟踪运行模式，直流负荷单元的能量需求主要由直流新能源分布式发电单元提供。当直流新能源分布式发电单元输出的总功率大于直流负荷单元的需求时，剩余产出的能量给直流储能单元充电；当直流新能源分布式发电单元输出的总功率小于直流负荷单元的需求时，直流储能单元供给负荷所需的额外能量。

模式2-2，SOC>α。当直流新能源分布式发电单元输出的总功率大于直流负荷单元的需求时，将退出最大功率点跟踪运行模式，动态调节发电功率，确保直流新能源分布式发电单元的功率等于负荷消纳功率；当直流新能源分布式发电单元输出的总功率小于直流负荷单元的需求时，直流储能单元供给负荷所需能量的额外部分。

模式2-3，SOC<β，直流新能源分布式发电单元工作在最大功率点跟踪运行模式，负荷的能量需求主要由直流新能源分布式发电单元提供。当直流新能源分布式发电单元输出的总功率大于直流负荷单元的需求时，剩余产出的能量给直流储能单元充电；当直流新能源分布式发电单元输出的总功率小于直流负荷单元的需求时，将启动负荷管理进程，切除低优先级负荷，确保高优先级负荷电能供给安全。

如图4所示的一种并网运行模式下交流新能源分布式发电单元和交流储能单元的控制框图，在并网模式下，在获取最大功率点跟踪或上级能量管理单元给定的功率参考后，交流新能源分布式发电单元和交流储能单元工作在功率控制模式下，追踪此功率参考值。有功功率的参考值P

如图5所示的一种互联变流器的控制框图，互联变流器工作在直流母线电压控制模式。直流母线参考值

如图6所示的一种孤岛运行模式下交流储能单元的控制框图，在孤岛模式下，将交流母线在自然坐标系下的参考值

以上所述仅为本公开的优选实施例而已，并不用于限制本公开，对于本领域的技术人员来说，本公开可以有各种更改和变化。凡在本公开的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本公开的保护范围之内。