CN109478787B 用于电网分布式能源管理的智能电网操作系统
优先权
本申请基于2016年6月6日提交的第62/346,541号美国临时专利申请并要求该临时专利申请的优先权。
技术领域
本专利申请主要涉及一种电网，具体涉及分布式能源的聚合管理和本地管理。
版权声明/许可
本专利申请文件的部分公开内容可能包含受版权保护的材料。版权所有人不反对任何人按照其在美国专利商标局的专利文档或记录中的形式对本专利文档或专利公开内容进行复制，但在其他方面保留所有版权。此版权声明适用于下文所描述的所有数据和本专利申请附图中的所有数据以及下文描述的任何软件：版权所有2016、2017年，ApparentInc.，保留所有权利。
背景技术
我们正处于一个依赖于能源的科技时代。能源为机器、家用电器和电子器具提供动力，让我们的生活更加高效、更加美好。尽管能源依然是一种有限资源，然而其却是创新的无形推动者。能源是推动数字经济加速发展的资源，不仅促进全球互联互通，而且赋予子孙后代迎接更大挑战的能力。可是却少有人知道能源的运作方式以及如何才能拥有稳定的电网来向我们提供电力。
通常只有在出现以下两种情况之一时，用户才会意识到能源的有限性：停电时突然断电或能源使用量明显增多(出现令人费解的高额电费帐单)。否则，人们往往将能源视为理所当然并期望公共事业公司负责能源的方方面面。然而，随着能源需求的增长，关于如何满足需求的争论也日益增多。
这种能实现发电、配电和输电且在基础设施、监管和经济方面相互依赖的复杂系统统称为“电网”。长久以来，电网集中在一个公用事业设施上。从发电商到作为能源消费者的能源用户，人们对电网中的能量流动进行集中发电和集中管理。所述电网由许多为用户提供电力的组件组成，包括进行发电的火力发电厂、核电厂、水电站发电机、风力发电场和太阳能发电场；用于电力传输的输电线路、变电站和互连设备；以及负责制定和监管可靠性标准的政府监管机构。
传统上，所述电网以一个或多个大型发电机为基础，该发电机能够提供充足电力，满足联网用户的电力峰值需求。用户可包括住所、企业、蜂窝站或其他变电箱或者其他电力用户或用户建筑物。不同用户可能具有不同的峰值需求，从最小的电力用户到因重型商用设备而具有很高电力需求的大型企业。传统电网结构包括电网中有功功率和无功功率的集中管理。自100多年前首次问世以来，电网结构几乎没有任何变化。电网以中央发电机为基础，旨在将来自中央发电机的电力向“下游”输送至用户建筑物的电力消费点。从发电机到用户的传输距离可达数百英里，需要建设和维护费用十分高昂的基础设施，如变电站及街区变压器，以保持电压与电网上输送的电流同相，并保持电压水平处于稳定水平。
最新的技术进步给电网带来巨大压力。大多数现代电子产品中的开关式电源需要无功功率并对电网产生谐波噪声。电动机使用的增加会导致电网功率因数下降，致使电网相位和电压控制发生偏移，从而降低了能量传输效率。最近用户建筑物所采用的被称为“绿色能源”的发电装置(如通过太阳能发电系统或风力发电系统进行发电)，也给电网带来了压力。鉴于所述电网专为顺流流动而设计，用户发电装置试图在电网上“逆流”输送回集中管理处的有功功率须由公用事业部门集中管理处控制的附加无功功率进行补偿。
发明内容
本发明提出一种分布式能源DER节点，其包括：一个硬件接口，用于收集来自一个或多个传感器的数据，该传感器监测DER节点的实时数据，包括电网用户建筑物处的负载的本地需求信息以及用户建筑物处的一个或多个能量源的发电量；一个网络接口，用于通过网络与控制中心相耦合，为DER节点向该控制中心提供实时数据；以及电网互连硬件，用于调节与电网的互连点处的DER的表观功率操作，包括根据电网调节DER的有功功率操作或无功功率操作或者有功功率和无功功率操作，以作为一个参与者向该电网提供服务，其中多个其他DER作为单一市场能量源，响应电网的实时市场需求；四象限电能表，其根据有功功率和无功功率的流入或流出，确定用户建筑物处表观功率操作的一个象限。
可选的，所述网络接口用于从控制中心接收调度控制。
可选的，所述电网互连硬件用于调节表观功率操作以提供服务，包括根据电网调节DER的有功功率操作或无功功率操作或者有功功率和无功功率操作的组合。
可选的，所述电网互连硬件用于调节表观功率操作以提供辅助服务或黑启动服务。
可选的，所述电网互连硬件用于调节表观功率操作以非输出服务。
可选的，所述电网互连硬件用于调节表观功率操作以提供一个或多个电压支持、VAR支持、上调操作、下调操作、频繁支持或需求/响应服务。
可选的，所述电网互连硬件用于调节表观功率操作利用本地电池资源或本地发电资源提供能源响应，至少满足电网的部分实时市场需求。
可选的，所述电网互连硬件用于调节表观功率操作，包括利用电网供电满足本地需求或利用本地电池资源或本地发电资源至少满足电网的部分实时市场需求。
可选的，所述电网互连硬件用于调节表观功率操作，包括根据电网市场需求实时改变表观功率操作的一个象限。
可选的，所述电网互连硬件用于调节表观功率操作，包括根据一个或多个来自控制中心的控制信号实时改变表观功率操作的一个象限。
可选的，其还包括：一个提供本地能量存储的电池，其中DER节点的实时数据还包括DER的储电能力。
另外，本发明还提出一种电网网络中的能源分配方法，其包括：聚合多个分布式能源DER的实时数据，包括DER本地用户的用户需求信息和DER的能源发电量；接收一个或多个能源市场的实时市场需求信息；以及提供来自多个DER的服务，其中多个其他DER作为单一市场能量源，响应电网的实时市场需求；根据有功功率和无功功率的流入或流出，确定用户建筑物处表观功率操作的一个象限。
可选的，所述聚合多个分布式能源DER的实时数据还包括确定DER的储电能力。
可选的，所述接收一个或多个能源市场的实时市场需求信息包括接收来自公用电网运营商的调度控制。
可选的，提供所述服务包括向公用电网提供来自一个或多个DER的有功功率、无功功率或有功功率和无功功率的组合。
可选的，提供所述服务包括提供辅助服务或黑启动服务。
可选的，提供所述服务包括提供非输出服务。
可选的，所述多个DER包括所有DER。
可选的，提供所述服务包括发送控制信号改变多个DER的操作。
可选的，DER的用户是一个或多个能源市场的消费者。
可选的，提供服务包括根据组合数据提供具备用户供给的能量响应，从而为公用电网提供至少部分实时市场需求。
可选的，提供具备用户供给的能源响应包括利用用户供给提供该项服务，同时利用公用电网电力满足用户需求。
可选的，其还包括：计算利用多个DER的联合发电量满足实时市场需求的能力。
附图说明
下文的描述包含对图示的阐述，这些图示以示例的方式说明本发明之实施例的实施方式。这些附图应视为示例性的，而非限制性的。如本文所使用，本专利申请中提及的一个或多个“实施例”应理解为描述本发明的至少一个实施例所包含的某一特定功能、结构和/或特征。因此，本专利申请中出现的诸如“在一个实施例中”或“在一个替代实施例中”之类的语句描述本发明的各种实施例和实施方式，也不一定均指同一实施例。然而，它们也不一定相互排斥。
图1示出了一种电网分布式能源管理系统的框图。
图2示出了一种控制中心的一个实施例的框图，其中该控制中心用于管理电网的分布式能源。
图3示出了一种分布式电网系统的一个实施例的框图。
图4A示出了一种聚合DER电网的一个实施例的框图。
图4B示出了一种聚合DER电网的另一实施例的框图。
图4C示出了一种聚合DER电网的另一实施例的框图。
图4D示出了一种聚合DER电网的另一实施例的框图。
图5示出了一种在多个街区之间进行DER监测和控制的系统的一个实施例的框图。
图6示出了一种分布式电网系统的网关装置的一个实施例的框图。
图7示出了一种网关聚合器系统的一个实施例的框图。
图8示出了一种DER节点的一个实施例的框图。
图9示出了分布式电网的一种DER节点的一个实施例的框图。
图10示出了一种智能电网操作系统的一个实施例的框图。
图11示出了一种采用智能电网操作系统的四象限电能表的一个实施例的框图。
图12A示出了一种管理DER节点电网互连的智能电网操作系统的一个实施例的框图。
图12B示出了说明DER节点电网互连管理的表格数据的一个实施例。
图13示出了一种系统中的电流分量的实施例的示意图，其中，电流的谐波分量具有相对于初级电流分量的角向偏移量。
图14示出了一种系统中的电流分量的实施例的示意图，其中，电流矢量是初级电流分量和谐波电流分量的合成矢量。
图15示出了负荷率控制的一个实施例的框图。
图16示出了一种系统的一个实施例的框图，其中该系统利用无功功率注入将本地来源的电力传输给并网负载。
图17示出了一种具备智能本地能量存储装置的用户节点的一个实施例的框图。
图18示出了一个聚合本地信息和电网状态信息的过程的一个实施例的流程图。
图19示出了一种电网中分布式能源管理过程的一个实施例的流程图。
下文将描述某些细节和实施方式，包括对所述附图的描述，这些附图可能描述下文阐述的实施例中的部分或全部实施例，还可能探讨本专利申请提及的发明构思的其他潜在实施例或实施方式。
具体实施方式
如本专利申请所述，一个电网配电系统将多个分布式能源(DER)的能源聚合起来并利用作为单一市场资源的DER为一个或多个能源市场提供服务。DER可创建数据实时显示DER的本地需求和本地能量容量。该系统可基于DER信息和实时市场信息计算出根据DER能量容量的数据聚合为电网提供一项或多项服务的方式。
电网系统以正弦电流波形和电压波形的交流(AC)电形式提供电能，可以看作是在一个周期内交替输送和提取电力。交流电能逆向流动及由操作人员监控的变压器实时上下调制的能力使其能在高压下通过电力线传输，同时尽可能减少因发热而造成的电力线损。当交流电能沿着输电线路“顺流”输送至变电站和电力线，最终到达最终用户时，它需要在有功功率和无功功率之间进行连续、平衡的控制。电网输出的功率通常包括两部分：有功功率分量和无功功率分量。有功功率以瓦为单位，是指用于做电功的有功电能。有功功率是电压波形和电流波形完全同相时输出的功率。为实现高效的有功功率传输，有功电能波形的需求时间应与电网上电能波形的传输时间相匹配。当二者时间不匹配时，能量传输中会存在功率损耗。无功功率以无功伏安(VAR)为单位，指的是保证这两个时间保持一致以减少功率损耗的电能。根据电流波形和电压波形之间的相位差，无功功率可能相对超前或滞后于有功功率。
对电力用户而言，对功率的理解可能不同于用于计算功率的能源。功率通常以瓦时(W.h)或瓦小时来表示。用瓦小时数乘以公用事业单位的收费费率便可得出电力用户应向公用事业单位支付的金额。但是能源能够以多种不同的方式表示和计算。举例来说，可以是(VA)或V.I(电压矢量乘以电流矢量，得出伏安)、V.I.PF(电压矢量乘以电流矢量乘以功率因数，得出瓦特)以及W^2的平方根(瓦特的平方的平方根，得出无功伏安)。电力用户通常把功率看作瓦小时，瓦小时用于计算向用户建筑物提供的能源的费用。公用事业单位也已开始计量用户建筑物处的无功功率消耗并收取相应费用。
在用户场所就地增加可再生能源来发电的电网用户显著增加。可再生能源通常是太阳能、风能或其组合，使用太阳能系统的数量显著增加。用户电力源的一个局限性在于，他们通常在同一时间生产电力，且只产生有功功率并可能导致有功功率输送回电网或者向电网输出(向上注入功率)。传统的电网基础设施为单向系统，从用户建筑物输送回集中管理处以及中央电力源的有功功率可能造成电网电压控制问题以及电网无功功率不稳定。这些问题已导致电网运营商限制可与一些地区电网连接的可再生能源的数量。在某些情况下，需要在用户处或用户附近安装额外的硬件或电网基础设施，以控制流回电网的电力。
除可再生能源造成的所述问题之外，空调装置及需要消耗大量无功功率的其他负载的使用的增加，也为需要将电网电压水平保持在稳定水平的电网管理方造成额外的压力。空调使用量的增加导致滚动限电和停电。另一些时候，例如当人们下班回家、电力消耗增加的时候，将重设设备接口用以处理负载的变化，此时电网可能会存在暂时中断。传统上，集中管理方必须保持电网规定(如电压水平)的合规性。一旦与电网连接的某一对象发生过电压，其将从电网中切断，因而可能对周边地区造成附加负载，从而可能在集中管理方恢复电网稳定之前导致更大面积的电网故障。
与传统的电网集中管理不同，智能电网操作系统(iGOS)提供在整个电网中进行智能分配的能力。特别值得一提的是，iGOS支持在电力消费点，如电表后端，与电网连接。在一个实施例中，iGOS支持一种聚合的分布式能源(ADER)电网。ADER电网提供具有通信功能的虚拟和模块化组件，能够随时在系统中提供完整的传统电力资源组件。电网运营商从更加完备的控制和监督中受益，如，与传统发电机一样，能够直接管理分布式发电，提高能源分配效率。更完善的前瞻性预测可以更好地进行经济建模。此外，ADER电网可在电力消费点进行能源管理，与传统电网相比，其更加稳定。DER可利用ADER电网产生提高电网可靠性和稳定性所需的无功功率。DER生产的能源可以以一种向电网提供服务的方式进行管理，而不是盲目地将有功功率逆流输送回电网。
在一个实施例中，iGOS包括一个自动自给自足系统，其利用算法计算设备收集和分析实时数据，管理传感设备实时数据、实时数据馈送并测量所产生的能源(可再生能源、存储装置、发电机等)。系统可通过计算调整本地运行，并用有功功率和无功功率按一定比例、数量和时间将电能注回电网。在一个实施例中，iGOS系统可通过安全的通信线路实时执行调度和控制。除部署iGOS的聚合控制中心外，部署iGOS的DER可以实现ADER电网。这些DER可根据各个设备的状况动态按需生成有功功率和无功功率的任意组合。无功功率的产生不以有功功率为代价，因此，该系统能够准确地为用户提供所需的能源类型，并为高效传输提供最佳的电网接口。
由此可见，传统系统通过功率因数校正来调整功率因数，以改善与电网的接口。然而，传统功率因数校正需要通过大量电容、电感或两者来进行能量传输，以消耗不平衡的无功电能来恢复功率因数。上述系统只有在额外电力损失的情况下，通过附加负载推动电力的方式得以运行。与传统功率因数校正相比，本专利申请中所述的DER可以与能量流动的节点并联连接，无需使所有电能流经附加负载，DER按所需有功功率和无功功率的时间和数量产生一定比例的有功功率和无功功率，将电压和电流波形恢复为所需的校准量或所需的偏移量。上述操作方式可以称为无功功率注入。无功功率注入无需将无功功率负载设置为与所消耗的有功功率负载成比例，以影响功率因数，而是指将VAR注入公共连接点，以调节进入节点的有效阻抗。上述能力支持对电网的运行进行调整，充分利用现有的基础设施，以满足不断增长的电力需求，而无需对系统进行大修。
在一个实施例中，iGOS可以实时管理电能、容量和辅助服务。电网通常设计为确定性的，可用容量和负载需求预测的确定性可为电网运营所需的财务模型提供信息。上述财务模型包括电网能量分配的定价与运行。除了基础设施上的负载外，用户端的传统可再生能源破坏电网运行和管理的确定性。电网市场旨在通过能源交易及分配来保持稳定。然而，在某些情况下，确定性比稳定性更受重视。iGOS的应用可同时实现电网运营的确定性和稳定性。iGOS平台支持在DER网络的每个节点上单独进行智能控制以及网络整体稳定性的聚合。
在一个实施例中，iGOS平台包括含有传感器和信息源的节点，根据预测、价格信号或其他信息，或该等信息的组合来制定运营决策。这些节点提供本地iGOS管理，可以在聚合节点上向能够在市场上交易能量的控制中心提供实时信息。一组或多组节点与变电站相连，而一个或多个变电站与高压电力线相连。在电网能量源级发生的能量交易可由iGOS聚合平台管理，该平台可根据来自DER或节点的管理和信息聚合和销售DER产生的电能。
图1示出了一种电网分布式能源管理系统的框图。系统100代表电网网络，电网120包括分配控制122，以便沿输电线路传输电能。传统而言，分配控制122管理电能从一个或多个发电厂140向多个用户124的顺流流动。用户124代一组或多组用户，这些用户在发电厂140下游的各个位置相连。
在一个实施例中，至少某些用户124可以称为“生产型消费者”，他们是在本地生产电力的用户。DER的传统本地电力生产包括：使用“发电机”、“备用发电机”、“可再生能源”或“现场电力系统”进行发电。DER指位于消费电力的住宅或企业附近的小规模能源。所谓的“绿色能源”技术，例如太阳能或光伏(PV)系统(安装于屋顶的光伏电池平板将太阳能转化为电能)或者风能系统(位于风电塔顶部、安装有风机叶片的风力涡轮机利用风力发电)目前极为热门。
若将功率以非智能方式注入电网，用户124上的传统DER的扩张可能会给电网120带来巨大压力。无法像交流电能流动一样实时控制功率的注入。公用事业设施往往分摊与因注入功率而增加的VAR需求相关的成本。在一个实施例中，至少有部分用户124包含智能DER 130。控制中心110管理节点132聚合多种能力并将其作为在一个或多个能源市场上可用的单一能源予以提供。
应当意识到，节点132表示DER节点，每个节点拥有本地发电资源。在一个实施例中，控制中心110包括本地发电装置112，更像是个“传统”发电厂，但是输出容量更小。在一个实施例中，本地发电装置112可提供基础级电能，可用于与节点132的电能聚合，以便在能源市场上交易。在能源市场上交易指针对电网所需要的一种或多种类型的能源服务进行出价或报价，例如，有功功率容量、电压或无功功率支持等辅助服务、需求/响应服务或其他服务，或该等服务的组合。在一个实施例中，控制中心110通过公共耦合点(PCC)或公共连接点126与电网120相耦合。PCC 126可表示多种不同的连接点，例如，不同DER节点132的连接点。总体而言，控制中心110可以通过DER 130向电网120提供能源服务。
在一个实施例中，每个节点132执行iGOS。在一个实施例中，控制中心110执行iGOS。在一个实施例中，控制中心110执行一种交易平台。DER节点132包括智能提供对一个或多个微型逆变器或网关设备或二者的实时控制，可监控、分析、控制、聚合和预测DER系统的功率贡献量，同时调制VAR的释放。对功率和VAR进行监测可以提供最佳能源效率，有助于用户最大限度的节约成本，同时也实现电网120的稳定运行。
在一个实施例中，DER 130包括iGOS智能平台，利用功率和VAR输出的实时遥测或同时测量，将用户的DER系统转变为虚拟旋转发电机。由此可见，若要DER系统成为虚拟旋转发电机，DER不仅需要监控实时数据，还需要进行分析并能够实时调节运行，根据控制中心110或电网120的实时数据或外部命令或者结合实时数据和外部命令对其输出操作加以影响。作为虚拟发电机，DER可以通过调度或本地自主控制进行部署，以注入准确数量的VAR，来稳定电网120。在一个实施例中，DER 130或控制中心110或二者均执行动态建模，通过识别过去的使用模式来“了解”特性，可以进一步独立于电力运营商在电表后端实现电力稳定。
在一个实施例中，每个节点132包括一个智能平台，可根据需求/响应情况做出响应。需求/响应情况是向最终用户提供减缩能源消费的财政激励的情况。在一个实施例中，节点132可以向本地DER系统发送信号(例如，通过本地发电和储电能力)以增加功率输出，来补偿通常需从电网120获取的电量。借助适当的有功功率和无功功率响应，使用DER功率可帮助节约成本，用户可以从中受益，同时还会收到公用事业公司针对降低能源负载而提供的财政奖励。
在一个实施例中，DER 130或控制中心110或二者之中运行的iGOS系统或智能平台可提供信息的分析聚合。例如，系统100可以收集与每日、每周、周末、每月或季度用电量或其组合有关的信息。在一个实施例中，节点132可以了解冰箱、照明灯具或其他电器或其组合的各种电器负载的能量信号和能量特性。在一个实施例中，DER节点132包括与控制中心110或电网120的某个实体或二者的安全连接。该安全连接可以包括公用事业公司网络或能源可以参与的其他市场中的加密且由防火墙支持的渠道。置于通信，DER 130和控制中心110包含通信硬件，例如路由器、硬件网络接口、网络协议栈、驱动器、软件应用程序或其他组件或其组合。DER通过通信链路可以向控制中心110提供实时数据，随后控制中心110可以聚合多个DER的信息，在能源市场上进行报价。
图2示出了一种控制中心的一个实施例的框图，其中该控制中心用于管理电网的分布式能源。系统200代表一种控制中心，其可以包括能源交易台或能源交易平台。控制中心210是根据本专利申请所述的任何实施例的一种控制中心。控制中心210包括实现其运行的硬件组件，例如网络接口212和处理器214。网络接口212代表与DER 260以及实时市场信息等其他信息源互连的一个或多个网络接口设备或电路。控制中心210可接收来自DER的信息，并通过网络接口212向其发送命令。
处理器214代表一种或多种处理资源，可以是或者包括CPU、服务器、计算机或其他计算资源。处理器214帮助控制中心210执行计算，以确定如何运用DER 260的实时数据和能源。虽未明确显示，但在一个实施例中，处理器214可执行iGOS或某个智能计算和控制平台。虽未具体示出，但控制中心210包括内存或存储器或其组合，用来存储数据以供使用和计算。
控制中心210可利用上述硬件资源执行交易平台或交易台216。在一个实施例中，交易平台216包括一个或多个软件程序或软件代理，可供处理器214执行交易功能。交易平台216可帮助控制中心210确定市场需求，聚合并计算至少满足部分需求的服务能力，然后给出提供该项服务的报价。交易平台216允许将所有DER 260中的一部分作为单一服务提供商来提供该项服务。在一个实施例中，系统200包括发电站250，该发电站可代表控制中心210本地的发电资源，而且是DER 260的发电资源之外的发电资源。在一个实施例中，控制中心210聚合并提供可在能源市场出价的能源，包括发电站250提供的能源。
控制中心210可根据IPP 222、ISO 224、RTO 226、IOU 228中的一个或多个、或纳税单位230、或其组合提供的信息为DER 260提供能源分布或其他分布式能源管理，或者为其提供服务。IPP(独立发电商)222代表能源市场上的其他发电商或参与者。ISO(独立系统运营商)224代表控制并管理电网分配或输送能源的实体。ISO 224通常代表能源市场，作为接受发电商报价的实体。RTO(地区输电运营商)226指的是地区输电控制器，例如变压器和变电站。IOU(独资公用事业公司)228代表公用事业公司。纳税单位230代表为公用事业制定标准的监管机构和组织。
控制中心210可提供下列任何一项服务或全部服务：预测232、实时(边缘)能源市场服务234、容量236、辅助服务238或需求响应240、或其组合。预测232表示参与可预测数周或数日并致力于提供能源服务的市场的能力。实时(边缘)能源市场234代表短期市场，例如15分钟市场，并向此类市场提供报价服务。容量236可提供或吸收能源，使电网的运行最终达到平衡。辅助服务238表示电网电压和功率因数(例如)管理支持服务。需求/响应240表示或减少能源使用量，或增加能源输出以降低电网能源需求量的能力。还可能提供其他服务。
DER聚合变得越来越普遍。FERC(联邦能源法规委员会)近期规定允许对来自CAISO(美国加州独立系统运营商)地区DER的能源进行聚合和交易。可以预料的是，其他市场会纷纷效仿。按此规定，多个iGOS节点的聚合可为电网提供有价值的服务，也可以为能够聚合的DER系统所有者带来益处。采用本专利申请所述的一系列技术不会给电网造成压力。可再生能源DER成为重要的市场参与者，实现了电网所需要的稳定性和可靠性。可再生能源DER还向较小型系统开放能源市场，方便其参与进来，否则这些较小型系统很可能必须减缩宝贵的能源生产量。
虽然本专利申请中提供了一些特定实例中，然而我们应该意识到，通常有许多相互依存的监管、基础设施、经济规划和部署，需要持续得到保证，以确保当我们打开开关时，灯是照明状态。电网已具备大型的能源发电机、变电塔和供应大量电力的电力线。有了iGOS，就不必继续构建基础设施满足一时的峰值需求，DER利用小资源的聚合能够降低大型基础设施的总需求。
法律法规不仅对市场进行管控，而且对公用事业单位的输电与配电进行管理。市场参与者定期同时商定全国各地多个市场的“日前”电价和“最高”电价。即日前电力市场和电力现货市场。日前电力市场以固定价格进行批发电力的销售与购买，以满足未来一个运营日内的预测负荷或需求。电力现货市场可满足超过某一天预测负荷的峰值能量需求。
尽管这个庞大的系统已准备就绪，但在部署可再生能源之前，对于大多数日常用电的用户而言，出具账单的公用事业公司代表整个电网系统。本专利申请中所述的智能平台支持持续实现已开始逐渐采用的可再生能源的分散化。电力作为一种日用品，目前通过公用事业公司和其他零售市场生产和被最终用户使用之间多次被频繁进行购买和转卖交易，也就是所谓的“转让出售”。DER通过系统200可参与此类市场。
系统200不仅支持DER 260参与能源市场，而且通过智能化配电提供更智能的智能电网。随着DER 260的参与，在最需要能源的负载处针对实时市场和各种服务对能源进行生产和管理。在一个实施例中，每一个DER 260通过输入多种算法的多个传感器，可实现监视、保护和优化功能。在一个实施例中，将来自实时市场的信息输入到算法中，然后发出信号，对能源进行调度以保持其在多个层级(负荷、变电站、能源输送、需求/响应、当日时间、需要储存的能源、来自储存装置的能源、来自太阳能的负荷能源、来自储存装置的负荷能源、来自可再生能源的能源、或其他能源、或其组合能源)达到平衡。在一个实施例中，控制中心210和交易平台216可以聚合来自多个可用的DER 260的能源。而且，控制中心210可以发送命令到已选定的某个DER 260服务，为能源市场提供服务。在一个实施例中，控制中心210试图将服务的可用性最大化，聚合来自可能或可用作贡献的所有DER的能源。DER可根据控制信号或命令改变提供电网服务的操作。在一个实施例中，DER为本地用户提供能源。在一个实施例中，iGOS可确定为能源市场提供的服务性价比更高，并且能够为本地用户购买来自电网的电力。而且，在一个实施例中，该系统在为能源市场提供电网服务的同时，还可继续为本地用户服务。在一个实施例中，该系统向本地用户提供来自电网的电力，或至少部分电力来自电网，并利用部分或全部能源为能源市场提供服务。在一个实施例中，根据DER 260的可用性和来自DER的能源，交易平台216可计算提供的报价是否能够满足市场需求。
图3示出了一种分布式电网系统的一个实施例的框图。系统300包括一个电网网络，并且可以是根据系统100的一个实施例的电网网络或系统的一个示例。系统300可以只是前述系统之一的一部分。在一个实施例中，系统300是一个不包含集中电网管理的电网网络。在一个实施例中，系统300是一个不包含为整个电网提供电力的中心发电厂或其他大型电力源的电网网络。在一个实施例中，系统300是一个虚拟电网或模块化电网。在一个实施例中，系统300是一个可以作为独立部分与传统电网相连的虚拟电网。在一个实施例中，系统300可以与其他虚拟电网或模块化电网部分相连。
系统300示出了街区340和街区360，它们是电网的子部分，可以包括任意数量的包含和不包含本地能量源的用户，并且可以包括任意数量的包含和不包含本地控制节点的用户。街区340与控制节点332耦合。同样地，街区[根据上下文及附图，街区应为街区340]与控制节点334耦合。控制节点332和334管理DER。在一个实施例中，一个控制节点可以管理多个DER。控制节点332和334通过某种基础设施彼此耦合，该基础设施可以与电网基础设施相同，或者可以只是具备足够容量的电力线，支持所述控制节点彼此耦合并向彼此提供电气支持。
在一个实施例中，控制节点332可以是公共耦合点322，而控制节点334可以是公共耦合点324。在一个实施例中，控制节点332和334与控制中心310相耦合，控制中心310可以聚合系统300的电网网络之内的多个分布式节点的运行信息。在一个实施例中，控制中心310包括处理和分析引擎，可以根据电网状态决定每个节点应当进行何种操作。在一个实施例中，控制中心310类似于集中电网管理，但是可以更简单。鉴于集中电网管理通常控制中心发电厂与所述电网的互连或接口并且可能控制变电站的操作，数据中心可以向分布式节点提供信息。所述分布式节点可以根据电网状态在其所在的所述电网网络部分之内独立操作。在一个实施例中，控制中心310向所述分布式控制节点提供调度信息。
在一个实施例中，街区340包含一个或多个没有本地能量源的用户342。在一个实施例中，街区340包含一个或多个包括本地能量源352和DER节点354的用户350。所述能量源和DER节点可以是根据本专利申请所述的任何实施例的能量源和DER节点。通常，街区340具有代表所述街区内的电力需量的总负载以及代表所述街区内的发电量的总电容量。所述总负载减去总电容量可以表示净电力需量，该数值可能是正数或负数。负的电力需量可能表示街区340所产生的能量多于本地用户所消耗的能量。应当意识到，一年和一年之内的电力需量不断波动，因为用户消耗和生产的电量不同。控制节点332可持续监测其相关联街区340的净电力需量。
在一个实施例中，街区360包括一个或多个不包含本地能量源的用户362以及一个或多个包含本地能量源372和DER节点374的用户370。对街区340的描述同样十分适合街区360。街区360也具有代表所述街区内的电力需量的总负载以及代表所述街区内的发电量的总电容量，该总负载和总电容量可以与街区340的数值完全不同。
在一个实施例中，所述街区中的任何一个或两个可以包含本地能量存储装置。例如，如图所示，街区340包含能量存储装置344，街区360包含能量存储装置364。在一个实施例中，至少一个街区不包含能量存储装置。在一个实施例中，所有街区均包含能量存储装置。能量存储装置344和364代表所述街区之内可以存在的任何类型的能量存储装置。能量存储装置344和364可代表所述街区内各个用户全部本地能量存储资源的总和。在一个实施例中，一个或多个街区包括一个街区能量存储装置。所述街区能量存储装置可以是各个用户的本地能量存储装置的补充或替代。
在一个实施例中，能量存储装置344和364可包括电池资源，该电池资源可包括任何类型的电池。电池是一种通过化学和/或电子方法或二者结合的方法存储能源的装置，该能源可供稍后使用。然而，能量存储装置不仅限于电池。例如，在一个实施例中，无论是就地为一个用户存储能量还是在多个用户之间或整个街区内共享能量，能量存储装置包括一个机构，该机构用于做功来将有功电能转化为势能，稍后可以通过能量转换从势能转化回有功电能。例如，将一种水蓄能系统看作一个能量存储装置。当用户和/或所述街区内存在富余能量时，所述系统可触发泵利用富余电力“向上”抽水，在本质上，可以以任何方式克服重力抽水。所述能量的回收可包括允许水利用重力向下回流推动一台发电机或微型发电机产生能量。另一种方法可以是使用能量压缩空气，然后在减压过程中利用空气使发电机运转。应当意识到，能量存储装置不仅限于传统电池资源，也可使用其他示例。
在一个实施例中，系统300是包含分布式控制的电网的一部分。在上述实施例中，电网网络层次结构中的每个节点可在其公共耦合点上管理自己的状态，以确保符合标准或性能期望值。在一个实施例中，当节点发现电网网络一侧(该部分的上游)性能下降时，每个节点也可向相邻部分或公共耦合点提供电力支持。在一个实施例中，每个节点可对接收的来自控制中心310、其他节点的信息或中央管理的调度或控制信息做出响应，为相邻部分或公共耦合点提供电力支持。
在一个实施例中，系统300包括一个或多个相互耦合为所述电网网络提供电力的电力源312。一个或多个电力源312可以是用户本地电力源的补充。在一个实施例中，单一电力源312均没有足够的能力满足用户电力需求。例如，所述电网的一部分并不包括一个工业发电厂或公用事业规模的发电厂，而是在本地包括一个或多个电力源312。所述部分可以在一个街区内或在多个街区间共享。电力源312可包括较小规模的发电机，其小于公用事业规模的发电设备，却大于用户或用户建筑物所使用的典型发电设备。社区内电力源312可直接与DER节点相连(例如，电力源312可与节点332的DER设备耦合并受其控制)。所述控制节点可管理所述电力源的输出。在一个实施例中，电力源312支持控制中心310交易能源，作为系统300的DER聚合。
一种不包含大型发电厂的电网网络，或者除此类发电厂之外，还包含较小规模的发电装置(如街区发电机、街区太阳能装置、小规模水力发电机或其他电力源)，与当今的电网相比，其可安装更少的基础设施。基于当前需求，所述模块化电网网络可为电网外的建筑提供支持，然后与其他独立电网网络部分互连。每个部分可继续独立运行，然而，因为其能够基于可用性在相邻部分之间更好地分配发电量和电力需量，所以每个部分都能从中受益。每个接口或互连可包括一个或多个控制节点，用于控制电力的使用以及向上游的电力供应，所述控制节点可包括一个或多个功率转换器。因此，可建立一个本地电网网络，当为电网网络层次结构添加另一层来连接所述两个独立部分时，该本地电网网络与另一个本地电网网络相耦合。
在一个实施例中，考虑街区340包括多个拥有本地能量源352的用户建筑物350。传统上，电网的设计和建造是单向的，因为电网仅设计用来将电力从单个大规模发电厂输送给用户。利用用户建筑物350处的发电装置，街区340以及上游相连电网可有效变成一个双向系统，该系统可将电力从中央电力源输送给所述用户，而且所述用户也可将产生的富余电能输送回所述电网。如果所述街区和相邻街区的发电量超出瞬时电力需量，所产生的电能则将会被沿着所述电网向上输送回所述发电厂。上述情况可能会考验所述电网基础设施。
电网运营商(如公用事业单位)通常针对耦合到所述电网的本地发电量设置限额，降低大量电能沿着所述电网向上输送回发电厂时带来的风险。上述限额通常称作饱和值，其中存在允许连接到所述电网的电能的阈值。如果已达到饱和阈值，用户通常需支付额外的电网基础设施(附加设备)费用，以便所述公用事业单位能够选择性地从所述电网断开用户的发电装置。上述情况还让用户和公用事业单位存在矛盾，因为用户无法看到相同水平的成本降低，而由于所述电网无法使用所述发电量，因此所述电网运营商不会向用户支付所述发电量的费用。
在一个实施例中，系统300可提供一种替代机制来处理电网饱和。在一个实施例中，系统300中的所述分布式控制可对公共耦合点和/或用户建筑物或控制节点下游任何地方的电力需量和发电量进行动态控制。在一个实施例中，所述控制节点包括一个功率转换器，用于控制有功功率和无功功率需量以及有功功率产生量和无功功率产生量。更具体地说，所述控制节点可调节操作，以影响所述公共耦合点下游的电力的有功功率分量以及所述公共耦合点上游的有功功率分量。所述控制节点可调节操作，以影响所述公共耦合点下游的电力的无功功率分量以及所述公共耦合点上游的无功功率分量。在一个实施例中，所述控制节点可包括一个或多个逆变器或者一个或多个微型逆变器，作为功率转换器对电力需量和发电量进行控制。
在一个实施例中，节点332包括一个电网连接器，用于连接电网网络的上游。所述电网连接器可包括众所周知的连接器、高压和低压信号线。节点332与公共耦合点(公共耦合点322)相连，将街区340的电网网络部分接入电网。节点332包括控制器或微处理器等控制逻辑或其他逻辑，来确定操作方式。在一个实施例中，节点332确定街区340之内已达到饱和阈值。上述确定可以是动态监测的结果，动态监测可确定发电量已超过电力需量。上述确定可以基于数据中心或集中电网管理的通知。上述确定可以基于其他分布式控制节点的数据。在一个实施例中，街区340之内的每个能量源352与该街区内的控制节点354相连。在一个实施例中，每个控制节点354包含有与其相连的能量源352的电容量信息。在一个实施例中，每个本地控制节点354与控制节点332相关联，便于控制节点332了解街区340的总电容量。
在一个实施例中，节点332了解街区340的有功功率总需量峰值，例如，通过与分布于用户侧的仪表或其他设备通信而进行的配置和/或动态识别。在一个实施例中，设置有一个阈值，该阈值为所述有功功率总需量峰值的一个百分比，该阈值确定有功功率值，当有功功率产生量超过该值时，即认为街区处于饱和状态。在一个实施例中，根据所述饱和状态，控制节点332动态调节功率转换器的操作，以调节街区340和所述电网之间的接口。在一个实施例中，控制节点332调节街区340的有功功率与无功功率之比(从公共耦合点322的上游来看(例如，从公共耦合点324来看或从集中电网管理处或所述电网网络的另一部分来看))。
在一个实施例中，控制节点332接收来自控制中心310或集中电网管理处的调度信息，显示街区340的电网饱和水平。在一个实施例中，控制节点332接收来自下游的显示公共耦合点322下游电网饱和水平的信息，例如，通过仪表和/或节点354。在一个实施例中，控制节点332调节街区340的至少一个有功功率产生量，例如，通过与下游控制节点354通信来调节其有功功率输出。在一个实施例中，控制节点332可与下游通信，使控制节点354改变向上游输出的无功功率与有功功率之比。在一个实施例中，控制节点332调节公共耦合点322处的有功功率产生量或无功功率产生量或电力需量或二者，以调节公共耦合点322上游的电力状况。在一个实施例中，控制节点332或控制节点354调节操作，将至少一部分有功功率或无功功率转移向能量存储装置344。
图4A示出了一种聚合DER电网的一个实施例的框图。网络410示出了配电网的一种示例，其可以是ADER网络。网络410包括多个节点412，其可以包括本专利申请所述的iGOS平台。ADER电网可以提供由房主所有的电力设施或者由用户运营的电网。该电网也可以称作虚拟电网。如网络410所示，分布式资源网络可以是或可以包括环形网络。网络410通过变压器或变电站416与电网的输电线路414相连。变压器代表变电站或其他电网子部分。输电线路414代表高压输电线路或配电线路。
图4B示出了一种聚合DER电网的另一实施例的框图。网络420示出了配电网的一种示例，其可以是ADER网络。网络420包括多个节点422，其可以包括本专利申请所述的iGOS平台。ADER电网可以提供由房主所有的电力设施或者由用户运营的电网。该电网也可以称作虚拟电网。如网络420所示，分布式资源网络可以是或可以包括带有中心点428的星形网络。网络420通过变压器或变电站426与电网的输电线路424相连。变压器代表变电站或其他电网子部分。输电线路424代表高压输电线路或配电线路。
图4C示出了一种聚合DER电网的另一实施例的框图。网络430示出了配电网的一种示例，其可以是ADER网络。网络430包括多个节点432，其可以包括本专利申请所述的iGOS平台。ADER电网可以提供由房主所有的电力设施或者由用户运营的电网。该电网也可以称作虚拟电网。如网络430所示，分布式资源网络可以是或可以包括带有中心点438的星形网络和环形网络的组合。网络430通过变压器或变电站436与电网的输电线路434相连。变压器代表变电站或其他电网子部分。输电线路434代表高压输电线路或配电线路。如第四网络表示法中所示，变电站可以是高一层变电站中的一个节点。因此，可以采用网络组织的任何组合。
图4D示出了一种聚合DER电网的另一实施例的框图。网络440示出了配电网的一种示例，其可以是ADER网络。网络440包括多个节点442，其可以包括本专利申请所述的iGOS平台。ADER电网可以提供由房主所有的电力设施或者由用户运营的电网。该电网也可以称作虚拟电网。如网络440所示，分布式资源网络可以是或可以包括点对点环形网络。网络440通过变压器或变电站446与电网的输电线路444相连。变压器代表变电站或其他电网子部分。输电线路444代表高压输电线路或配电线路。在一个实施例中，变电站可以是高一层变电站中的一个节点，如连接448所示。因此，可以采用网络组织的任何组合。如第四网络表示法中所示，变电站可以是高一层变电站中的一个节点。因此，可以采用网络组织的任何组合。
图5示出了一种在多个街区之间进行DER监测和控制的系统的一个实施例的框图。系统500代表公用电网的分布式环境。系统500支持是根据本专利申请所描述的任何实施例进行DER聚合。系统500可以视为ADER网络的一个示例。系统500示出了节点的聚合，例如，iGOS聚合可以与传统电网硬件并联实现。例如，并非街区中的所有用户建筑物都需要包括DER来实现DER聚合。
电网510是所述电网基础设施，其可包括由公用事业公司502管理的中央发电机或发电厂，可执行集中电网控制。系统500示出了两个街区520和540，但是应当意识到，系统500可包括任意数量的街区。街区520和540代表电网的任何部分或子部分。街区520通过公共耦合点512与电网510相耦合，而街区540通过公共耦合点514与电网510相耦合。在一个实施例中，街区520和540可通过相同的公共耦合点与电网510相耦合。
街区520包括多个电力用户522-C、524-C、526-C、528-C、532-C、534-C和536-C。应当意识到，在典型系统中，街区当中通常会有数十或数百个用户。这些用户可以是本专利申请所述的任何类型的电力用户。在一个实施例中，单个电力用户包括多座用户建筑物。在一个实施例中，一座用户建筑物包括多个电力用户。在一个实施例中，电力用户和用户建筑物之间是一对一关系。可以看出，电力用户526-C、528-C、532-C和536-C不具备本地能量源或本地发电装置。电力用户522-C、524-C和534-C分别包含能量源522-ES、524-ES和534-ES。能量源指本地发电装置。拥有能量源的用户分别包含DER节点或管理节点或智能平台522-N、524-N和534-N。在一个实施例中，DER节点在本地管理本地所产生之能量的使用，并管理能量输送回街区540并最终输送回电网510。
如图所示，街区540还包括多个用户，其中用户544-C和548-C分别包含能量源544-ES和节点544-N，以及能量源548-ES和节点544-N。用户542-C和546-C不包括本地发电装置。上述街区可包含任意数量的不包括本地发电装置的电力用户以及任意数量的包括本地发电装置的电力用户，以及二者的任意组合。
系统500并未具体示出进行DER聚合的控制中心，但是应当意识到，可以聚合带有发电源的DER，为电网510提供服务。在一个实施例中，可以将来自两个街区的DER聚合在一起，以便提供电网服务。在一个实施例中，只聚合同一街区的DER来向能源市场提供一项或多项服务。在一个实施例中，为了聚合不同街区的DER，DER必须与在公共耦合点相连。在一个实施例中，对于来自不同街区的聚合DER不存在此类限制，只要控制中心与DER相互耦合且DER可以提供约定服务，则可以进行DER聚合。在一个实施例中，跨不同街区进行聚合的能力取决于所提供的服务。
图6示出了一种分布式电网系统的网关装置的一个实施例的框图。系统600代表电网系统的一个实施例，可以是根据本专利申请所述的任何实施例的电网系统。电网610代表一种允许DER聚合的公用电网网络。仪表620代表电网仪表或电网之内使用的仪表，用于计量由所述电网供应的电力并收取相应费用。在一个实施例中，仪表620可视为电网基础设施的一部分，并且可以指入口仪表。在一个实施例中，仪表620为四象限电能表。网关630的仪表634可理解为独立于仪表620。在一个实施例中，仪表620监测电网610向公共耦合点622提供的电力，其中公共耦合点622代表根据本专利申请所描述的任何实施例的公共耦合点。
在一个实施例中，系统600包括网关，该网关可以是根据本专利申请所描述的控制节点并且/或者可以是根据本专利申请所描述的控制节点的一部分。在一个实施例中，网关630代表控制节点或DER节点的“大脑”。在一个实施例中，网关包括路由器632，该路由器632使网关630能够与其他装置通信，例如，公共耦合点之外的装置。在一个实施例中，路由器632使网关630能够与数据中心680通信。数据中心680可以代表根据本专利申请所述的任何实施例的分布式电网网络或控制中心的中央数据位置。在一个实施例中，数据中心680可以提供来自集中电网管理的调度信息。因此，数据中心680代表电网相关信息的来源，例如，控制信息、调度信息或有关电网运行的其他数据，以及其他聚合信息。在一个实施例中，路由器632包括以太网连接或使用互联网协议的其他连接。在一个实施例中，路由器632包括电网的互连。在一个实施例中，路由器632包括专用连接器。在一个实施例中，路由器632代表网关630之内的堆栈或协议引擎，用于生成和处理通信，其还包括硬件连接器，用于提供与电网的接口或连接。
在一个实施例中，网关630包括仪表634，仪表634代表一种计量仪表，且可以是四象限电能表。仪表634使网关630能够监测公共耦合点622的用户侧的电力需量或发电量或二者。公共耦合点622的用户侧是电网的相对侧。该用户侧是用户的负载或负载控制的电接触点。通常该公共耦合点包括某些类型的熔断器系统或其他断开机构。该熔断器系统可以是软性熔断器(例如，开关或可以电断开和闭合的其他机构)或必须以机械或物理方式重置或更换的硬性熔断器。在一个实施例中，网关630至少部分根据仪表634所收集的数据进行聚合。
网关630包括控制器636，控制器636代表硬件处理资源，用于控制网关的操作。控制器636还可以代表用于控制网关630的操作的软件或固件逻辑。在一个实施例中，控制器636可以由多于一个硬件组件实现。在一个实施例中，控制器636包括或者可以是嵌入式计算机系统。例如，控制器636可以包括一个嵌入式单板PC(个人计算机)和/或其他硬件逻辑。控制器636通常控制网关630的操作，例如控制路由器632和/或仪表634。在一个实施例中，如果网关630需要实现某种行为，可以考虑由控制器636来执行某些操作，以实现该某种行为。
在一个实施例中，系统600包括位于公共耦合点622用户侧的一个或多个负载640。在一个实施例中，系统600包括一个或多个能量源660。能量源660代表用户处或公共耦合点622用户侧的发电资源。在一个实施例中，能量源660是一种可再生能源，例如风能或太阳能系统。在一个实施例中，能量源660产生有功功率。在一个实施例中，系统600包括备用电池装置670。备用电池装置可以是本专利申请所述的任何形式的能量存储装置或储能系统。
在一个实施例中，用户包括本地功率转换器650。转换器650可以是根据本专利申请所描述的转换器的任何实施例的转换器。转换器650执行一个或多个操作来管理或控制与电网的接口。在一个实施例中，所述接口代表一个装置与公共耦合点622的互连。在一个实施例中，所述接口代表一个装置与另一个点的电互连或电耦合。例如，转换器650可以操作来调节公共耦合点622与负载640的接口，例如通过改变电力或能量在所述电网和所述负载之间的传输方式。在一个实施例中，转换器650可以操作来调节能量源660和负载640之间的接口，例如，来从本地能量源向所述负载输送电力。在一个实施例中，转换器650可以操作来调节能量源660和公共耦合点622之间的接口，例如，来从能量源向所述电网输送电力。在一个实施例中，转换器650可以操作来调节备用电池装置670和公共耦合点622和/或能量源660之间的接口，例如，来为所述能量存储装置充电和/或将来自所述能量存储装置的电力提供给所述负载或所述电网或二者使用。
转换器650支持系统600从能量源660产生任意组合的有功功率和无功功率。因此，转换器650支持用户将无功功率注入公共耦合点622，调节从电网侧看待用户的方式(即，从仪表620的角度)。在一个实施例中，转换器650根据数据中心680的一个或多个命令来调节操作，来调节DER在公共耦合点622处所提供的有功功率和无功功率的组合。
图7示出了一种网关聚合器系统的一个实施例的框图。系统700是网关装置的一个实施例，可以是或者可以包括在根据本专利申请所述的任何实施例的控制节点或DER节点中。聚合器710代表用于执行数据聚合的硬件和软件逻辑。聚合器710可以根据聚合信息计算以确定如何控制接口。在一个实施例中，系统700可以视为iGOS的一部分。聚合器710可以根据本地和网络信息确定如何管理DER节点中的能源。
聚合逻辑720代表使聚合器710能够聚合与电网状态有关的多个数据元素的逻辑。外部I/O 722代表公共耦合点外部的能量源，或者位于仪表“另一侧”的能量源，可以提供电网状况信息。此类信息通常可以是整个电网的状态或者该电网的特定部分或区段的状态，其中该电网的特定部分或区段大于由和聚合器710相连的控制节点管理的用户或街区或部分。外部I/O 722的例子可以包括但不限于，调度信息和电网控制信号。调度信息可以传播至整个电网网络或者可以发送至电网网络的特定区域。电网控制信息代表指示所述公共耦合点应当遵守和/或满足的至少一个电力状态的特定信号。例如，可以要求所述公共耦合点提供来自所述公共耦合点的特定输出。另一个例子是，可以特别要求所述公共耦合点根据电网网络另一位置的状态遵守一个规定。
传感器724代表所述公共耦合点之内的数据来源，例如，位于控制节点本地的一个或多个传感器或者其他网关装置或聚合装置。传感器数据的例子可以包括但不限于负载信息、本地温度、照明条件和/或其他信息。在一个实施例中，负载信息由仪表收集或监测，该仪表确定哪些负载吸收功率，例如根据指示负载的复数电流矢量的能量信号来确定。在一个实施例中，负载信息可以配置入聚合器710，其可以是特定负载连接(例如断路器、插座或其他连接)允许的最大负载容量。在一个实施例中，本地能量源的运行可能受温度影响，或者温度可以是特定负载或能量源的期望效率和/或需求的指示。照明条件特定于太阳能系统，但还可以使用风传感器等其他传感器。
每个传感器可提供信息，这些信息可供考虑，以确定如何输出功率或控制所述公共耦合点之内或所述公共耦合点之外的接口。在一个实施例中，每个传感器记录有聚合逻辑720。聚合逻辑720可以包括一个传感器控制中心，用于收集和聚合来自多个传感器的信息。在一个实施例中，聚合器710在存储器742中存储聚合数据或原始数据。存储器742可以位于聚合器710本地并存储传感器或电网控制信息。
在一个实施例中，聚合逻辑720包含权重，为某些数据赋予比另一些数据更大的权重。该权重可基于时间或所接收的其他数据进行更改。例如，可以对温度数据加以考虑，以确定执行何种操作，但是当接收电网控制信息时，可为温度数据赋予很低的权重或者完全忽略。还存在无数其他实例。在一个实施例中，聚合逻辑720是一种复杂状态机。在一个实施例中，聚合逻辑720产生的每个状态输出识别一种基于各种输入确定的状态。例如，聚合逻辑720可以根据数据的范围来做出决定，例如，当照明条件位于给定范围之内以及温度处于特定范围之内时，以及当电网状态处于特定范围之内时，产生特定的状态输出。其他范围将产生其他状态输出。该状态输出可以指示聚合器710的何种状态用于确定如何控制功率转换器的操作。
在一个实施例中，聚合逻辑720产生一种或多种由执行逻辑750执行的状态。在一个实施例中，聚合器710可包括零个或多个其他逻辑单元，用于更改已确定的状态。在一个实施例中，聚合器710包括预测逻辑730或前向预测740或二者。在一个实施例中，聚合器710之内的所有逻辑块可以视为聚合器的控制逻辑。因此，所提及的执行计算的聚合器可以包括聚合逻辑720、预测逻辑730、前向预测逻辑740、执行逻辑750或未示出的其他逻辑或其组合的操作。
在一个实施例中，预测逻辑730可以接收信息包括费率源732。费率源732可包含用户费率或价格信息或市场费率或市场价格信息。在一个实施例中，用户费率将包含有功功率和无功功率的不同费率。在一个实施例中，市场费率将包含有功功率和无功功率的不同费率。无功功率通常可以提供给电网用于“辅助服务市场”或提供辅助服务。因此，无功功率费率实际上可以包含许多不同费率，具体视市场情况和所选择的辅助市场而定。应当意识到，费率信息在一天或一季或一年之内可能发生变化。因此，在根据费率信息计算要执行的操作时，一天的时间和一年的时间可能是要考虑的信息。在一个实施例中，费率源732是一个实时费率信息源，可提供有关市场化的能源市场的数据，例如，费率合同信息、瞬时费率或其他信息或其组合。在一个实施例中，聚合器710通过外部I/O 722与费率源732耦合。
在一个实施例中，预测逻辑730根据聚合逻辑720识别的状态以及费率信息做出决定或计算要执行的操作。预测逻辑730可综合费率信息和状态信息来决定要采取的一个或多个操作。例如，由聚合逻辑720计算的确定状态可以识别由聚合器710管理的接口的具体状态或操作区域。聚合器710与一个可向本地负载以及电网提供电力的控制节点相连。因此，例如，预测逻辑730可以确定本地所产生之能量的最佳利用。预测逻辑730可以根据用户获取最大经济收入的方式来确定控制接口的最佳方式。
例如，在某一天，市场价格可能在有功功率和辅助服务之间波动，具体视电网网络的状态而定。当有功功率费率更高时，预测逻辑730可以决定使相连的功率转换器产生有功功率，以传输给电网。如果一项或多项辅助市场价格高于有功功率市场费率，预测逻辑730则可以决定使相连的功率转换器产生无功功率，以传输给电网。在另一个例子中，考虑用户拥有具备负载需求的负载。然而，因为市场费率目前高于在本地消耗能量的价值，因此，预测逻辑730决定将能量传输至电网，并从电网吸收电力，为负载供电。同样地，当市场费率下降时，预测逻辑730可以决定使富余能量转向满足本地负载需求。因此，聚合器710可从本地公共耦合点处动态监测并控制与电网的接口，为本地用户和电网实现能量价值最大化。
在一个实施例中，前向预测740从存储器742获取历史信息。该历史信息可包括一种或多种状态，该状态包含所执行的相关操作、费率的历史趋势信息、电力状态、电力需量和/或其他信息。该历史信息可使聚合器710能够根据之前的操作识别趋势或模式。因此，控制节点的工作时间越久，其历史数据可向操作提供的信息就越多。在一个实施例中，聚合器710包括一个在利用历史信息之前的数据收集时期。可针对聚合器的不同用途改变数据收集时间，但是可以按小时、天、周或月来计算。在一个实施例中，所述信息可以“分阶段逐步引入”，逐渐为历史数据分析或评估或者执行何种操作的计算赋予更多权重。
在一个实施例中，历史数据可以识别操作的特定状态和操作的后续状态以及它们之间间隔多长时间。因此，例如，前向预测可以确定是否根据指示所述状态或状况是否可能持续足够长的时间的历史信息来执行所确定的操作，以保证经济效益。在一个实施例中，前向预测740从所选择的操作或状态以及历史数据中确定控制节点应执行何种操作。在一个实施例中，每个预测代表根据能量负载、能量价格、天气状况、费率或其他信息的历史数据基于当前状态要做出的决定的估计。在一个实施例中，该历史数据可以指操作历史记录或操作数据，指的是受监测/控制电网节点之内的操作。
在一个实施例中，执行逻辑750分别从聚合逻辑720、预测逻辑730和前向预测逻辑740接收一种或多种状态、一个或多个操作或一个或多个预测。执行逻辑750可以分析输入数据并根据所接收的数据计算要执行的一个或多个操作。在一个实施例中，总的来说，聚合器710可以了解相连的本地能量源、入口仪表信息、能量存储或备用能量系统、本地或现场负载以及其他信息。在一个实施例中，在聚合器710等网关装置内收集的所有信息由本地仪表收集。聚合器710之内的逻辑可以从多个来源接收数据并根据该数据做出决策。数据聚合本身不同于之前的控制节点。可将预测添加至聚合器中。在一个实施例中，执行逻辑750根据所计算的状态、操作和预算有选择性地生成操作。
考虑一个例子，仪表监测一个已开启的冷冻负载，其需要更多无功功率。例如，该仪表可以通过计算或处理负载的不同负载能量信号来做出此类决策。例如，考虑系统中已经存在合成电流。增加另一个上线的负载将改变总合成电流。在一个实施例中，所述仪表可以计算所述新的合成电流和之前的合成电流之间的差值，以确定所述新负载的能量信号。因此，所述仪表可以识别具体负载并通过聚合器710来决定执行操作变化，以响应特定负载的电力需求。应当认识到，所述计算可能需要矢量分析和/或矢量计算来区分特定负载。在一个实施例中，聚合器710可以保存一个或多个能量信号的历史数据，因此可以根据历史平均值确定特定负载预计将持续多长时间。因此，可以利用能量信号以及历史数据或在聚合器中计算的其他确定数据来确定要执行何种操作。
继续以上线的冷冻负载的为例，在一个实施例中，所述仪表监测系统中对无功功率需求的增加。在一个实施例中，所述仪表监测该冷冻负载的能量信号。该网关可以使相连的太阳能系统(本地能量源)调节其相位角(例如，通过与该太阳能系统相连的转换器和/或逆变器)来产生更多无功功率，满足该冷冻负载。一旦该冷冻负载关闭，该网关可以通知该太阳能系统利用额外的电力为备用电池系统充电，或者向电网提供支持。同样，各种不同的可能实例不胜枚举。
在一个实施例中，执行逻辑750生成一个操作并执行该操作。在一个实施例中，执行逻辑750可以为本地输出752或市场输出754生成一个操作。本地输出的实例可包括但不限于，向负载提供有功功率或无功功率或二者，提供有功功率或无功功率或二者为能量存储装置充电，或提供电力满足本地“容量”，该本地“容量”可以指一个或多个负载以及一个或多个能量存储装置。市场输出的实例可包括但不限于，向所述电网提供有功功率，或提供辅助服务。
该辅助服务可以包括许多不同的服务，尽管未说明所有可能的服务。辅助服务可以包括电网支持、频率支持、上调、下调或黑启动服务和/或其他服务或其组合。电网支持代表任何类型的电压支持服务，以提高或降低所述公共耦合点处的电网电压条件。上调和下调指特定的频率支持服务。上调和下调可以指控制负载接口，以改变所述公共耦合点处的负载。频率支持代表其他类型的频率服务，可包括改变一个接口来改变能量向电网的流动，以调节所述公共耦合点处的交流功率的频率。黑启动服务代表执行一定的操作，提高电网电力容量，使所述电网的断开部分重新与电网网络相连。所有辅助服务可以包括提供符合所述公共耦合点处的电网需求的电力容量。在一个实施例中，聚合器710提供非输出服务，指的是不允许将有功功率(功率)输入电网。
通常，在一个实施例中，一个DER节点可以是或包含一个控制节点。通常控制节点包括电能表和控制器。该控制器可以是根据聚合器710的控制器或其他网关装置。该电能表和控制器位于公共耦合点的用户侧，执行在公共耦合点之内的操作，通过所述公共耦合点改变与电网的接口。该用户节点包括一个或多个功率转换器，该功率转换器根据所述控制器或仪表的命令或控件来改变其操作。该功率转换器操作根据所述控制器做出的决定改变与所述公共耦合点的接口。功率转换器的操作可以改变本地节点处电网网络之内的能量流动。
因此，该功率转换器可以通过根据控制器的决定改变操作来响应聚合信息，根据聚合信息确定如何操作。该聚合信息可以包含来自一个或多个传感器、一个或多个电网侧控制器或数据中心的信息，以及本地电力需量和本地状态。所述控制器的决策制定可包括根据聚合的本地和电网状态信息进行计算。在一个实施例中，所述决策制定包括根据费率信息进行计算。在一个实施例中，所述决策制定包括根据历史信息进行计算。在一个实施例中，所述决策制定包括由执行逻辑计算来为一个或多个功率转换器生成一个或多个控件。所述功率转换器根据本专利申请所描述的任何实施例改变公共耦合点之内或公共耦合点和所述电网之间的能量流动。所述功率转换器可以根据本专利申请所述的任何实施例控制来自本地能量源或来自所述电网的有功功率和无功功率组合。
图8示出了一种DER节点的一个实施例的框图。系统800包括用户建筑物810。用户建筑物810代表电网用户，包括发电资源840。发电资源840可以包括任何类型的发电机活可再生能源，例如，太阳能系统842。在一个实施例中，发电资源840包括能量存储装置844，可以存储能量供日后使用。
用户建筑物810包括负载812，负载812可以代表用户建筑物的一个或多个负载，或者可以代表整个用户建筑物。负载812可以拥有一个特殊的谐波信号。在一个实施例中，用户建筑物810包括iGOS 830，iGOS 830代表一种智能平台，用于对用户建筑物810处产生和消耗的能量进行管理。iGOS 830可以是根据本专利申请所述的任何实施例的智能平台。在一个实施例中，用户建筑物810通过仪表820与电网802相连。在一个实施例中，仪表820为一种四象限电能表。作为一种四象限电能表，仪表820不仅可以指示有功功率和无功功率的量，而且可以表示当前运行位于哪一象限。有关四象限电能表运行的更多详情，下方将结合图11进行说明。
在一个实施例中，太阳能系统842提供能量供负载812使用，或者通过转换器852将能量输出至电网802。转换器852代表一种微型逆变器，其可以通过有功功率源按需提供无功功率。因此，当太阳能系统842输出直流功率时，转换器852可根据参考波形驱动电流，提供输出电压和电流之间任意相位的交流输出，并允许电压跟随电流变化。转换器852在输入与输出之间设有电气隔离装置，该电气隔离装置只需在输入和输出之间进行能源传输，即可使输入和输出能够实现阻抗匹配，而无需调节特定的电压或电流。转换器854可与转换器852相同，为能量存储装置844提供电力接口。在一个实施例中，能量存储装置844将包含一个为所述电池充电提供直流功率的独立转换器。
用户建筑物810示出了一种能量管理智能平台的三个组成部分。第一个组成部分是iGOS 830，其可监测、分析和调节能源用量波动。第二个组成部分是转换器，其管理和调制电压与频率并将这些信息分别传达给用户、电网运营商和公用事业单位。如前所述，该转换器可产生无功功率。第三个组成部分是仪表820和iGOS 830，其收集数据聚合来自多个来源的所有信息，从而提高系统的整体智能水平和可靠性。在一个实施例中，所有聚合信息仅在控制中心进行。一起运行时，系统800可在任何特定时间为最终用户提供最智慧的能源决策，无论是增加可再生能源发电量、减少能源消耗量、延迟使用电网传输能源、向电网出售过剩能源还是其他决策，或这些决策的任意组合。
图9示出了分布式电网的一种DER节点的一个实施例的框图。节点900代表DER节点，可以是根据本专利申请所述的任何实施例的DER节点或控制节点的一个示例。节点900包括各种硬件组件来实现其操作。通常，该硬件可以描述为处理器910、功率分配硬件920以及功率监测硬件930。这些组件中的每个组件可以包括特定类型和功能的硬件，这些组件中的部分组件可以是图9所示的其他组件。
处理器910代表节点900内的一个或多个控制器或处理器。在一个实施例中，节点900包括一个电能表、一个功率转换器和一个控制硬件，该控制硬件用于连接这两个组件并使它们与电网相连。在一个实施例中，每个独立的项均包含一个控制器，例如，计量仪表内的控制器以及功率转换器内的控制器。该功率转换器可以包括一个功率提取器控制器、一个逆变器控制器和另一个用于管理它们的控制器。因此，处理器910可以代表多个控制器或控制逻辑组件，使节点900能够检测和分配功率。
处理器910管理和控制节点900之内的硬件的操作，包括上文所述的任何硬件。处理器910可以为节点900提供iGOS。在一个实施例中，处理器910执行逻辑，来提供所述的与节点900相关的至少一部分功能。就硬件提供的所述功能而言，处理器910可以被视为控制器，用于控制所述硬件的操作。在一个实施例中，处理器910为节点900执行一个DER节点操作系统。在一个实施例中，操作系统为iGOS。
iGOS平台可以针对节点900的操作提供计算和一般控制。在一个实施例中，iGOS使所述节点能够收集数据并作出决策，向节点外围发送数据。在一个实施例中，iGOS可以利用所述数据控制本地系统，例如，与公共耦合点的同一侧相连的本地组件。在一个实施例中，iGOS还发送数据供外部实体使用，例如公用事业单位管理者或电网网络中的其他节点。
在一个实施例中，iGOS控制节点900的调度功能。所述调度可以包括提供和接收数据，尤其是提醒，用于确定如何分配功率。在一个实施例中，iGOS可以支持自主调度，允许电网网络的所述节点彼此之间共享控制所述电网的操作的信息。该自主调度指中央电网运营商不需要参与所述调度信息的生成或分配。
在一个实施例中，iGOS支持控制功能。该控制可由人工、云端或自动化控制逻辑实现。在一个实施例中，iGOS支持节点900作为单独的节点独立工作或与电网网络中的其他DER节点一起工作。所述每个节点的独立工作可以使所述分布式网络无需中心发电厂便可正常运行，或仅需最少量的集中电网管理。
在一个实施例中，iGOS可支持黑启动操作。黑启动操作是指节点900可以将其所在部分的电网从离线状态恢复为在线状态。该操作可从集中电网管理处自主发生，例如通过电网网络的每个节点900独立监测电网网络上游和下游的状态。因此，当条件允许时，节点900可以上线，而无需等待电网运营商控制向所述节点的功率分配。因此，通过控制功率流向电网以及从电网流出，节点900可以智能将其所在的节点部分恢复在线，因此可以防止启动问题。在一个实施例中，iGOS支持虚拟非输出操作。非输出包括不向电网输出电能。然而，节点900可以利用iGOS将有功功率转化成无功功率，并继续输出电能，但并非电网所需求的类型，并非直接将功率输送回电网。
在一个实施例中，iGOS使节点900能够提供多种线路电压。在一个实施例中，电网接口980可以通过处理器910的控制逻辑来控制与电网的连接，可对电网接口进行配置，实现多种不同的跳变点电压。每个跳变点电压可提供不同的控制事件。每个控制事件可以使处理器910执行控制操作，以调节所述DER节点的接口。该接口可以是与负载的接口和/或与所述电网网络的接口。
在一个实施例中，iGOS可以节约所述电网网络之内的互连。在一个实施例中，节点900通过限制回流或调节输出来改变提供给所述电网的功率类型，以此控制向电网网络的回流(例如，通过非输出)。在一个实施例中，节点900提供公用电网控制功能，控制来自中心发电厂的功率流动，在传统上，这些控制功能由公用电网管理方执行。节点900可以提供所述电网控制功能，以实现分布式电网。
功率分配硬件920包括电力线、连接器、锁相环路、错误校正回路、变压器等接口保护或隔离装置或支持所述DER节点将能量从一个点传输至另一个点、控制接口以控制整个电网中的功率流动或进行其他操作的硬件或其组合。在一个实施例中，所述功率分配硬件可包括一个功率转换器。功率转换器可以是智能逆变器或微型逆变器。
功率监测硬件930包括连接器、信号线、采样硬件、反馈回路、计算硬件或支持所述DER节点监控一个或多个电网状态或负载状态或二者的其他硬件。所述电网状态可以是或可以包括电压水平、相位、频率以及电网操作的其他参数。所述负载状态可以是或可以包括电压、电流、相位、频率以及负载电力需求的其他参数。
在一个实施例中，节点900包括电网控制940。电网控制代表用于控制所述电网网络接口的硬件和逻辑(例如，软件/固件逻辑、配置)。在一个实施例中，电网接口980代表电网网络接口。电网控制940可以包括有功功率控制942和无功功率控制944。所述有功功率控制和无功功率控制可以是根据本专利申请所述的任何实施例的有功功率控制和无功功率控制。在一个实施例中，有功功率控制942包括向所述电网提供有功功率的逻辑(硬件或软件或硬件和软件的组合)。在一个实施例中，无功功率控制944包括向所述电网提供无功功率的逻辑。向所述电网提供功率可包括改变一个接口，使所需类型和组合的功率流向所述电网。
在一个实施例中，节点900包括本地控制950。本地控制代表硬件和逻辑(例如，软件/固件逻辑、配置)，用于控制与所述负载的接口或与电网网络相连的公共耦合点下游项目的接口。本地控制950可以包括有功功率控制952和无功功率控制954。所述有功功率控制和无功功率控制可以是根据本专利申请所述的任何实施例的有功功率控制和无功功率控制。在一个实施例中，有功功率控制952包括向负载提供有功功率的逻辑(硬件或软件或硬件和软件的组合)。在一个实施例中，无功功率控制954包括向负载提供无功功率的逻辑。向所述负载提供功率可包括改变一个接口，使所需类型和组合的功率从一个本地能量源和/或所述电网流向所述负载。
应当意识到，公用电网拥有不仅基于使用量，而且基于使用时间的费率结构。例如，公用电网可以拥有阶梯费率。在一个实施例中，处理器910包括费率结构信息，该信息使处理器910在计算如何改变与电网控制940或与本地控制950的接口时能够将费率结构信息纳入考虑。将费率结构信息纳入考虑可包括确定在特定情况下何种功率(有功功率或无功功率)价值更高。因此，处理器910可使发电价值最大化并或将能源消耗的成本降至最低。在存在阶梯式费率结构的实施例中，处理器910可根据尽可能将功率消耗保持最低的方式以及尽可能提供最大功率的方式来指示电网控制940或本地控制950。在一个实施例中，在控制电网控制940或本地控制950的操作时，处理器910考虑公用电网或电网网络的要求。例如，所述电网可能存在缩减或其他状况，影响功率的提供或使用方式。在一个实施例中，当负载动态上线和离线时，节点900可以调节功率输出。例如，当负载离线时，本地控制950可以减小输出，当负载上线时，本地控制可以增加输出。
计量960代表节点900的计量能力，可包括根据本专利申请所述的任何实施例的仪表。在一个实施例中，计量960可以包括负载控制计量962。负载控制962可以包括监测负载电力需量的逻辑。在一个实施例中，计量960可以包括信号管理器964。信号管理器964包括创建、存储和使用能量信号监测负载状况的逻辑。更具体地说，信号管理器964可以根据本专利申请所述的任何实施例管理包括复数电流矢量的能量信号。
传统上，需要安装网络电能表与所述电网相连。然而，新规定可能禁止与所述电网连接，除非满足特定的功能。计量960可以使节点900能够控制逆变器或转换器来响应在电力线上识别的特定负载或特定能量信号。根据计量960的监测结果，节点900可以对能量的产生和负载消耗提供实时控制。