风光储系统技术报告文档格式.docx

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开展微网并网与孤网运行相关课题研究和展示功能，建设基于微网的分布式电源和微网示范项目符合国网公司智能电网发展规划战略方向，也积极响应了国家的节能减排的号召。

本项目中所建成的智能微网工程以及所取得的研究成果将为未来智能电网的研究和发展奠定坚实的基础。

2.系统设计

2.1研究内容及创新点

采用小型风力发电、太阳能光伏发电及储能设备等多种形式的分布式电源，

建设多种分布式能源互补的微网示范工程。

在基于微网控制的风光储系统主要开展的研究内容：

a）开展多种分布式电源并网运行时的协调优化控制技术，例如风光蓄互补优化

控制，利用储能系统充放电的特性，有效抑制由于太阳光、风力等自然条件

变化引起光伏发电和风力发电输出功率的波动性，推动可再生能源技术的发

展；

b）通过接受配调的调度，实现与大电网潮流交换的可控；

c）开展智能微网的并网运行和独立运行双模式运行能力的研究；

d）研究微网的双向计量。

系统创新点

（1）光储一体化能量转换系统（PCS）。

在一套变流系统中，同时接入储能电池系统和光伏电池系统，通过PCS协调运行控制器，实时调节储能系统充放电状态和光伏电池的出力，达到协调优化控制的目的，实现储能寿命与光伏出力的最优平衡。

（2）孤网运行模式下风、光、蓄互补的微网系统优化运行策略。

微网监控系统通过实时储能电池的容量状态（SOC）、风机出力、光伏出力及目前的负荷情况，合理的安排电池的充放电、风机和光伏的出力改变，达到在孤网模式下最大限度的延长负荷供电时间目的。

（3）并网运行模式下微网运行策略的灵活切换。

微网并网运行时，监控系统提供两种运行模式：

（1）平滑输出运行模式，利用储能系统针对分布式电源输出功率波动中某一特定频段的波动分量进行补偿，以达到平滑分布式电源输出功率的目的；

（2）定功率控制模式，根据分布式电源输出功率预测值、负荷预测值与发电计划，制定合理的总输出功率目标曲线，通过实时地调整储能系统的充放电功率，使系统总的输出功率符合计划安排。

（4）微网三维图模一体化监测平台。

在微网监控系统二维图形基础上，独立自主开发出一套基于3D技术的微网监测平台，全方位实时展示分布式电源运行状态、风、光信息及微网运行过程，为分布式电源及微网技术的推广应用，起到非常好的示范作用。

（5）基于光纤复合电缆的微网通讯网络应用

风光储系统信息被采集点大多同时需要电源供电及通讯网络，而在工程建设中如为一台设备单独敷设两套管路、线路进行数据监测采集，会极大的增加工程建设费用，合理的整合两种技术有效的降低了成本，减少故障率，解决部分设备现场高速、完全通讯的难题，同时在这条信息高速路上扩展多种业务应用，实现智能电网的全覆盖。

2.2设计原则

分布式电源的接入与有效监控，将会纳入整个智能电网，尤其是智能配电网的运行管理体系，作为整个智能配电网系统中的一个节点来体现。

因此，在系统的设计上，必须充分考虑与配网自动化系统平台在系统建模、维护、信息共享、运行管理等方面的一致性，尤其是针对微电网内部不同厂家的设备，要求进行规范性、标准性的建模与规范设计，必须具有以下特点：

（1）开放性原则：

采用面向对象的支撑平台和运行、开发平台，提高软件的可靠性、可继承性、可维护性和可扩充性。

采用面向对象的技术和“大对象”的概念，将一个特定的应用作为一个大对象来处理，使它具备一个对象所具有的广义上的封装性和继承性。

保证各应用之间界面的清晰性、应用本身的相对独立性和安全性。

严格遵循国网公司制定的标准与规范设计，包括：

国际标准IEC61968、IEC61970等，并提供开放的应用编程接口（API），有利于系统今后的功能扩充。

系统将商用关系型数据库和实时数据库在设计上有机地结合在一起。

提供对数据模式的建立、数据存贮、报表系统以及对外部系统的数据接口。

采用“自上而下”的整体设计方法、“自下而上”的实现方式，即整体规划，分布实施，使得系统按照系统工程的特点分期、分批逐步建设和完善。

采用开放的开发工具，支持用户或第三方的二次开发。

在遵循各种接口标准的基础上，可按照系统的需求对不同厂家的硬件和软件进行集成，并根据实际情况进行灵活配置，逐步投入、扩展和升级，保护原有的投资，使系统具有良好的集成性和扩充性。

（2）安全性原则

采用双网配置和分流/冗余的双网机制，重要节点采用双机冗余热备用，提高系统的可靠性和稳定性。

系统采取措施确保数据存取的安全性，防止人为的破坏和病毒的侵害。

系统有健全的权限管理功能，操作人员根据工作性质分为不同的级别，对应于不同的权限，无权限的用户无法对系统进行操作。

使用网关/路由器进行网络互连，既实现不同网络的数据通信、信息的共享和发布，又具备物理隔离的特点，保证系统的安全。

系统具有自恢复功能。

（3）可集成性原则

可与上级调度SCADA系统通信：

向局调度SCADA系统发送微电网实时运行信息、线路和设备信息和网络拓扑信息等；

可模拟接收从上级调度系统下发的指令及相关运行参数，以此优化控制微电网运行。

（4）易维护性原则

系统的设备、软件、数据必须便于维护。

各设备都应具有自检和联机诊断和校验的能力。

系统必须具有方便的数据备份和恢复功能。

系统必须具有远程维护、调试和诊断功能。

（5）可扩展性原则

要考虑系统扩充包括硬件增加新计算机的能力和软件增加新功能的能力。

系统可以逐步建设、逐步投运、逐步扩充、逐步升级。

系统的结构应能支持多类型计算机硬件设备（如UNIX或windowspc），应用软件应具有兼容性和可移植性。

软、硬接口符合国际标准。

（6）抗干扰能力原则

系统所有设备都应有足够地抗干扰能力，应遵守下列IEC标准：

IEC1000-4.2-1995静电放电免疫测试

IEC1000-4.3-1995放射性、广播频率、电磁场免疫测试

IEC1000-4.4-1995电力快速暂态/喷发免疫测试

IEC1000-4.5-1995涌流免疫测试

2.3系统原理

2.3.1系统模型

风电模型：

标准空气密度条件下，风电机组的输出功率与风速的关系称为风电机组的标准功率特性曲线，可由厂家提供，同时在安装地点条件下，风电机组输出功率与风速的关系曲线称为风电机组的实际输出功率特性曲线。

其变换关系为：

其中

为风电机组的标准功率特性曲线，

为风电机组的实际输出功率特性曲线，

为风速，

为风速变换系数，可用下式表示。

为标准空气密度，取1.225kg/m3，

为风电机组安装地点空气密度。

可以看出风电机组的输出功率与风速有关，而风速

是随时变化的量，其特征可以用Rayleigh分布函数表示，工程应用中可近似以下式表示

表示风速分布概率密度，

为年平均风速。

Rayleigh分布描述的风速变化及其持续的时间与实际情况比较

光伏电池模型：

并网光伏发电系统输出功率与光伏阵列的效率、逆变器效率、并网效率、安装倾角以及所接受的太阳辐射角有关，可用下式表示

为光伏发电系统输出功率，

表示倾斜光伏阵列面上的太阳能总辐射量，

为水平面上太阳直接辐射量，

为散射辐射量，

为中午时分太阳高度角，

为光伏阵列倾角，

分别表示光伏阵列的效率,逆变器效率以及并网效率。

上述分析可以看出接入的分布式电源输出功率均随着太阳光、风力等环境因素的影响而具有随机性，为有效抑制出力波动，本工程加入储能系统，并充分利用其充放电的特性，通过制定合理的运行策略，可达到平滑输出的效果。

本工程系统结构如图1所示，储能设备、光伏发电和风力发电以图2的形式并列接入交流低压母线。

微网与外部电网有一个统一的联络开关。

控制策略采用主从控制设计，即在并网运行时，主电网作为主电源；

在孤网运行时，蓄电池储能设备作为主电源。

图1系统结构设计图2微网结构方案

蓄电池组作为过渡电源运行，当分布式电源（如光伏）发出的电能超过负荷需求时，蓄电池可以将多余的电能储存；

当分布式电源发出的电能不能满足负荷需求时，蓄电池便可以将储存的能量释放，供给负荷使用。

当蓄电池充电时，双向DC/DC变换器将作为Buck电路使用；

当蓄电池放电时，双向DC/DC变换器则作为Boost电路使用。

双向DC/DC变换器的主要控制目标是维持直流侧电压恒定。

当蓄电池充电或放电时，直流侧电容电压始终保持稳定，可以减小整个系统电压和频率的波动。

图3是蓄电池双向DC/DC变换器的控制示意图。

图3双向DC/DC变流器的控制示意图

变流器输出端的电压

与参考电压的误差信号经过PI调节，生成直流电流参考信号

。

蓄电池输出电流

与参考信号的误差信号再次经过PI调节，经过PWM调制后，生成开关控制信号’signal’。

当输出端的直流电压

小于参考电压时，开关

动作，DC/DC变流器工作于直流升压状态；

否则，开关

动作，DC/DC变流器工作于直流降压状态。

当达到稳态时，DC/DC变流器的输入电压和输出电压满足关系式：

式中，D是开关信号signal的占空比。

光储系统的并网逆变器采用恒功率控制，使得蓄电池在充放电时始终保持输出功率恒定，满足负荷侧的电量需求。

光伏电源和蓄电池储能混合发电系统采用如下图4所示的控制方法。

图4光伏电源和蓄电池储能混合发电系统的控制示意图

通过上述控制策略，可以实现光储互补系统输出功率的恒定。

2.3.2原理分析

图4：

系统原理图

本项目研发的基于微网控制的风光储系统，综合了交直流微网的优点，提出了交直流混合结构方案。

系统将风力发电机所发电力，经风机逆变器转变为交流，提供给微网控制器进行离并网控制，蓄电池组和光伏阵列共用一台三相逆变装置，一路30.6kW光伏和一路50kW储能分别通过两路DC/DC电路升压。

光伏发电经光伏控制器对蓄电池进行充电，蓄电池充放电管理由控制及数据采集系统统一控制管理。

逆变器输出端接入蓄电池输出端，经由蓄电池稳压直接供给微网逆变器。

逆变器采用并网与离网逆变器并联运行模式，系统可以方便的在并网与离网之间进行切换，并可以在市电与逆变之间进行切换。

当市电发生故障以后，可以自动切换至逆变后离网供电。

利用分布式能源协调优化控制技术，风光蓄互补优化控制技术，抑制由于太阳光、风力等自然条件变化引起光伏发电和风力发电输出功率的波动性，推动可再生能源技术的发展；

通过接受配调的调度，实现与大电网潮流交换的可控。

2.4系统组成

针对科技综合楼的实际情况，系统包括以下部分：

1、光伏发电系统：

本项目包括30.6千瓦光伏发电系统。

2、风力发电系统：

本项目包括15（1*15）千瓦屋顶风力发电系统。

3、蓄电池储能系统：

本项目包括50千瓦1小时的铅酸蓄电池储能系统，使微网既可以并网运行，也可以独立孤网运行。

4、监控系统：

系统可以监控分布式能源运行数据，调整运行策略，控制运行状态。

2.5系统功能

（1）微网内电源包含有光伏发电、小型风力发电机和储能设备，构成风光储微网系统。

通过微网控制系统监控分布式能源运行数据，调整运行策略，控制运行状态。

（2）风光储微网系统独立运行时，储能设备作为微网独立运行时的主电源。

考虑到微网独立运行的可靠性，假设光伏发电系统和风力发电系统全部退出运行时，主电源的功率大于微网内所有负荷的功率时，微网系统会根据实际情况对所供负载进行容量调节和超限保护。

（3）对于主从控制的微网，如果其他分布式电源的出力大于负载，则有可能出现多余功率到送给主电源的情况（如果不允许倒送），因此在微网独立运行时，微网控制系统可以根据实际情况调节部分分布式电源出力的控制策略。

（4）通过一套基于3D技术的微网监测平台，全方位实时展示分布式电源运行状态、风、光信息及微网运行过程，为分布式电源及微网技术的推广应用，起到非常好的示范作用。

3.系统实现

3.1运行方式

1）并网运行时；

风力发电、光储系统并网运行，储能用双向逆变器既可以工作在并网充电模式也可以工作在并网放电模式。

并网充电时，在恒流充电阶段，7光储系统的DC/AC模块控制直流母线电压恒定，电池的DC/DC模块控制充电电流，光伏电池的DC/DC模块则根据电池的充电电流控制其输出功率，以保证光伏电池的输出功率小于蓄电池的充电功率。

2）以储能系统作为独立运行模式的主控单元；

当外部电网故障后，低压400V母线失电，微网内所有分布式电源检测到并网母线电压或者频率超出正常范围后断开与电网的连接，光储能系统进入待机状态，微网模式控制器在检测到低压母线失压后打开联络开关，向光储系统下达模式转换指令，光储系统并网逆变器进入恒压/恒频控制模式，独立带负载运行，风机逆变器在检测到母线电压正常后重新并网运行。

当外部电网恢复正常后，微网模式控制器在检测到外部电网电压正常后，模式控制器下指令使光储系统进入待机状态，微网负荷停电，微网内风力发电将退出运行。

然后闭合微网联络开关，光储系统、风机逆变器在检测到母线电压正常后重新并网运行。

3）微网独立运行后，可以利用储能单元作为微网稳定控制单元，当微网电上升或者下降时，快速释放功率或者进行充电操作，维持微网的稳定运行。

系统状态介绍：

并网储能状态

并网储能状态是指变流器交流侧与电网交流母线连接，变流器控制能量从电网侧流向变流器直流侧，此时系统交流侧DC/AC双向变流器处于并网充电状态，采用功率控制方式，直流侧蓄电池一般工作于四段式智能充电状态，光伏MPPT输出（白天）或停机（晚上）。

此处所指电网并非一定是传统意义上的大电网，也可以为交流母线的电压和频率是由柴油发电机等同步发电机电源来提供的交流系统。

变流器首次投入使用时，用户必须对基本参数进行设置，基本参数包括蓄电池组的基准电压、基准充电电流、充电策略选择、和保护定值等，可以通过就地面板设置，也可通过后台监控指令设定。

并网储能状态“就地控制”时，由系统用默认充电控制策略和充电参数对蓄电池进行充电，用户可以在设备面板上修改充电参数（电流、电压）。

并网储能状态“远方控制”时，由系统接收远方控制指令，修改充电参数（电流、电压）。

用户设置基本参数后，变流器会根据采样值对基本参数的准确性进行判别，如参数正确，则可进入并网充电状态。

并网充电控制策略有“恒流限压”、“恒压限流”、“浮充”三种，充电策略由系统自动选择，充电参数可由用户修改。

系统依据充电参数自动选择控制策略，并自动控制蓄电池充电策略之间的转换。

例如将根据蓄电池端口电压，判别蓄电池当前电量，从而自动选取充电策略。

并网放电状态

并网放电状态是指系统变流器交流侧与电网交流母线连接，变流器控制能量从变流器直流侧流向电网侧，此时系统交流侧DC/AC双向变流器处于并网放电状态时，采用功率控制方式，直流侧蓄电池一般工作于恒功率放电或恒流放电，光伏MPPT输出（白天）或停机（晚上）。

蓄电池放电控制策略包括“恒功率放电”和“恒电流放电”两种，可由用户根据电网需要整定。

并网放电状态下，放电功率的大小可由用户通过“本地”和“远程”两种模式分别加以设置，如无设置，系统将按默认放电参数进行放电。

两种出力模式均存在上限值，如用户设置超过这一内置上限值，视为非法设置，告警，并将自动调节为内置上限值。

独立运行状态

独立运行状态是指系统外接的交流母线已经与电网断开，其作为恒压/恒频的交流电源外接入交流母线，为交流母线上接入的负载供电，此时系统交流侧DC/AC双向变流器处于并网放电状态时，采用恒频恒压控制方式，直流侧蓄电池控制系统直流母线电压，光伏MPPT输出（白天）或停机（晚上）。

在该运行状态下，由双向变流器DC/AC建立交流母线的电压和频率。

离网运行模式需用户在“本地”、“远程”两种模式下，手动启动。

离网运行方式下，装置将根据并网运行时用户设置的电压有效值和频率，进行恒压、恒频率运行。

故障处理状态

按照严重程度的不同，故障可分为轻微故障、严重故障和紧急故障三类。

轻微故障仅告警，不停机，如在线谐波监测、过负荷告警、过温告警和外电网状态监测等告警功能。

严重故障封脉冲，系统转为故障状态并告警，故障消失后故障标志自动清除，转为待机状态。

系统中大部分故障为可恢复性短时故障，GES-300KV具有故障消失后自投功能。

紧急故障封脉冲，跳交直流两侧断路器，停机告警，故障标志需故障清除后手动复归确认。

系统检测到故障异常后，在就地及远方显示故障类型及相关动作信息。

待机状态

待机状态是指系统装置无故障，交直流断路器均在合位，但换流器没有工作的热备用状态。

系统在以下几种情况下将处于待机状态：

●无故障情况下，系统装置启动后自动进入待机状态；

●系统装置被设置为并网充电的工作状态，蓄电池充满以后；

●系统装置被设置为并网放电或独立逆变工作状态，蓄电池放电终止以后；

●系统装置处于可恢复的故障状态（如过温）时，在一定的恢复时间内，设备进入待机状态。

当达到故障恢复时间并判断故障已清除后，设备重新进入设定的工作状态；

●系统装置遭遇永久性或紧急故障，故障消除后经手动复归确认，从故障停机状态转为待机。

3.2控制策略

合理的微网控制策略是保证微网在不同的运行模式之间顺利切换的关键。

从目前国内外实用化的微网技术看，基于主从控制策略的微网系统已经逐步商业化，而基于对等控制策略的微网系统，仍处于广泛研究中。

因此在本项目微网工程中采用主从控制策略进行设计，在并网运行时，主电网作为主电源；

模式控制实现双向逆变和其它电源在并网、孤岛方式下的工作模式控制，如下图所示。

风光储系统运行模式控制示意图

风光储自动化控制系统结构如下图，说明如下：

系统主站层，实现HMI、图形显示和监控、操作、历史数据管理和使用、远动和其它通信（嵌入式），控制逻辑组态和修改。

1）考虑到DG/MG的控制、配网自动化研究是逐步研究的过程，所提供的微电网自动化系统具有良好的开放性，提供编辑维护方便快捷的工具，支持用户的自逻辑、自编辑算法的实现。

2）分布式实时数据库，高效内存管理既索引机制，面向对象、分布式、大容量、高性能、开发的实时关系数据库管理系统，保证实时性、一致性、可预见行及大吞吐量要求，采用定时器、内存池、共享内存、HASH等技术保证响应及时性及快速查询；

3）实时库系统支持按模式、表格化来网络化、分布部署；

支持一库多节点镜像部署，保证数据冗余热备及访问请求负载均衡；

4）实现基于CIM的图、模、库一体化建模，以图形方式完成电力系统一次模型、二次模型的建立与维护；

图形平台基于AutoDeskMap及QT平台实现，支持SVG标准图形格式的导入导出；

5）高性能、大容量、分布式实时数据库，支持百万级/秒的读写访问；

6）采用按口值班的采集模式，支持多种采集模式，支持多源采集、计算及积分处理；

支持多种通信方式、提供强大的数据转发功能；

7）保持系统不间断运行能力的增量及在线修改机制。

8）具有强大智能终端接入功能，支持录波器、电能质量分析仪、双向电表、无功投切装置等数据。

微网自动化控制系统结构图

3.3系统保护及参数说明

微网控制系统同时配置有硬件故障保护和软件保护，保护功能配置完善，保护范围交叉重叠，没有死区，能确保在各种故障情况下的系统安全。

硬件保护

硬件故障保护包括：

●IGBT模块过流

●IGBT模块过温

●直流母线过压故障

当系统检测到上述紧急故障后，应立即封脉冲，跳交直流两侧断路器，停机告警。

故障清除后，需手动复归故障标志，装置方可继续投入使用。

软件保护

软件保护分瞬动保护和定时限保护两种。

瞬动保护元件只设有保护动作定值，为系统检测到紧急故障时单点动作出口，封脉冲，跳交直流两侧断路器，停机告警，故障标志需故障清除后手动复归确认。

定时限保护设有动作定值和延时定值，为系统检测到严重故障，经延时定值确认后出口，封脉冲，系统转为故障状态并告警，故障标志亦需故障清除后手动复归确认（模块过温故障除外，模块过温保护为可恢复性故障，出口封脉冲待机后，待温度恢复到定值之下，故障标志自动清除。

）

软件保护功能至少包含以下内容：

（1）直流电压保护

系统配置直流母线电压保护，宜设置直流母线过压速断保护、直流母线过压定时限保护、直流母线欠压速断保护和直流母线欠压定时限保护。

各保护应设置相应的软压板，保护功能投退受各自软压板独立控制。

（2）直流过流保护

系统配置直流过流保护，宜设置直流过流速断保护和直流过流定时限保护。

（3）交流电流保护

系统配置交流电流保护，宜设置交流过流速断保护和Ⅱ段式定时限过流保护。

（4）交流过/欠压保护

系统过/欠压保护功能。

当检测到电网电压异常时，按照预订的整定值断开交流接触器，停止向电网送电或由电网向装置充电。

过/欠压保护的配置可参照IEEE1547标准（见下表）设置，但相关定值应允许用户修改。

且各保护应设置相应的软压板，保护功能投退受各自软压板独立控制。

表IEEE1547对接入系统响应异常电压的要求

与输电线路接入点电压

最大允许响应时间

U＜50%

0.16s

50%≤U＜88%

2.00s

88%≤U≤110%

正常运行

110%＜U＜120%

1.00s

120%≤U

（5）过温保护

除硬件温度保护外，装置还应配置数字温度保护。

过温保护宜设置为Ⅱ段式，过温高定值保护动作后，装置封脉冲，并转为待机状态，温度恢复后故障