微電網示范案例的控制策略

趙亮亮，趙瑞霞，滕 飛，李 江

(中國航空規劃設計研究總院有限公司，北京 100011)

0 引言

我國碳達峰-碳中和的戰略目標背景下，風力發電和光伏發電作為綠色電力，因選址靈活、布置便利、度電成本越來越低等特點，相對于其他綠色電力更具競爭力和適應性。為此，本文以某集團整合的多能源微電網示范項目為例進行分析，以供參考。

某集團多能源系統示范項目利用北京某地會議中心的屋面布置了風力發電機和光伏板，將鍋爐房二層的換熱間改造成儲能裝置和多能源監控設施的中央控制室，并在酒店禮堂內布置了數據顯示屏。考慮到產品整合、示范效果、實地選址以及氣象資源等綜合因素，微電網示范項目最終規模確定為4臺5kW水平軸風力發電機、20kW光伏發電系統、40kW(3h)儲能單元、10kW基本用電負載和30kW可變負載。

1 微電網的控制系統設計

1.1 控制系統架構

微電網的總配電柜(架構圖參見圖1)匯集了風力發電機進線、光伏發電進線、40kW(3h)鋰電儲能系統進線、10kW基本負載饋線、30kW可調負載饋線以及與市政電網相連的總開關。其中，10kW基本負載包括澡水循環泵、照明及空調、設備控制電源。30kW可調負載由可控硅調控器控制鍋爐水箱的電加熱器承擔。鍋爐間二層的中央控制室內布置了光伏逆變器、總配電柜、儲能系統、PLC中央控制柜等重要設備。風力發電機控制箱和風機匯電箱在會議中心的樓頂，在樓頂處設置了遠端IO箱。

圖1 中央PLC架構圖

為了實現微電網的監控，控制系統分三種形式與重要設備進行控制、測量、保護或報警信息等數據交換。控制系統對監測數據進行分類和處理后，將信息分別展示在中央PLC的HMI和展廳的大屏幕上。

(1)中央PLC通過Modbus-TCP與儲能系統的PCS模塊相連，通過Modbus與BMS模塊和光伏逆變器相連，遠端IO通過Modbus與風力發電機的控制器相連，通過通訊方式實現數據交換。

(2)中央PLC通過硬接線與總配電柜的斷路器、接觸器控制回路相連，遠端IO通過硬接線與風機匯電柜的微型斷路器控制回路相連，從而實現對主電路和熱水循環泵的啟停控制。

(3)中央PLC和遠端IO通過Modbus與風機匯電柜、總配電柜的多功能儀表進行通訊，對電流、電壓、功率、電量進行采集。圖2所示為PLC數據交換和信息傳遞示意圖。

圖2 PLC數據交換和信息傳遞示意圖

1.2 光伏逆變器和風機控制器的控制

圖1中的光伏逆變器的直流輸入端由直流輸入，輸出端連接至交流電網。光伏逆變器并網發電并網過程如下：(1)合上交流側斷路器和直流側斷路器，逆變器進入啟動中狀態；(2)當直流輸入電壓超過220V維持1min，逆變器準備并網；(3)逆變器進行并網前的自檢，不斷檢測光伏陣列是否有足夠的能量進行并網發電等，直到確認滿足并網工作所需的所有條件后，開始連接電網，進入并網發電狀態；(4)并網發電過程中，逆變器以最大功率跟蹤(MPPT)方式使光伏陣列輸出的能量最大。

并網逆變器的脫離電網過程與并網發電過程一樣，光伏逆變器發現并網運行條件不滿足時，則進入孤網狀態。

1.3 儲能系統PCS的控制

雙向變流器(PCS)是實現交直流電能雙向變換連接的裝置，在微電網中有著重要作用。當處于微電網能量管控時，能實現對電網負荷的“削峰填谷”和快速的二次調頻；當電網需要補充無功時，能作為配網靜止無功發生器使用，提供無功功率支撐；當與就地負荷和間歇式分布式能源(風電、光伏)組成微電網時，能夠為微電網內的負荷提供穩定的電壓和頻率。雙向變流器(PCS)具備保護變流器及電池安全的功能、具備自檢功能、具備通訊接口便于接入監控系統或者外部的控制系統；提供調試軟件能完成故障錄波、定值整定、開入開出測試。圖3所示為PCS雙向變流原理圖。

圖3 PCS雙向變流與原理圖

(1)PCS并網運行

第1步，遙控合閘交流斷路器。如電池狀態正常，繼續下步操作；第2步，遙控“信號復歸”， 無“故障指示”；第3步，遙控“變流器”的功率設定，下發需要的功率值。正為放電、負為充電；第4步，遙控“變流器待機(熱備)”，15s后，遙測查看，接觸器是否在合位。如在合位，繼續下一步；第5步，遙控“變流器并網啟動”，PCS按第3步下發的功率值進行并充放電；第6步，此時如需改變功率大小及充放電方式，只需執行第3步即可。

(2)PCS孤網運行

第1步，遙控合閘交流斷路器。如電池狀態正常，繼續下步操作；第2步，遙控“信號復歸”， 無“故障指示”；第3步，遙控“變流器待機(熱備)”，15s后，遙測查看，接觸器是否在合位。如在合位，繼續下一步；第4步，遙控“變流器孤網啟動”；第5步，檢查PCS電壓三相電壓是否正常，如正常，PCS孤網啟動正常；第6步，隨后PCS依據孤網能夠帶載情況，對電池進行充電或放電，功率依據孤網的負載而定。

(3)PCS并網與孤網的轉換

第1步，遙控“變流器待機(熱備)”，此時PCS停止工作；第2步，遙控“變流器并網啟動”或者“變流器孤網啟動”；第3步，如果此時為變流器并網運行，則遙控功率設定，下發需要的功率值。正為放電、負為充電。

(4)PCS停機的三種情況

第1種，當系統運行正常，只停止對電池充放電操作或孤網運行操作，可遙控“變流器待機”，此時PCS停止工作，但斷路器仍處于合位。第2種，遙控“變流器停機”則進行PCS停機操作，PCS停止運行，儲能系統內的所有斷路器完成分閘操作；要5min后再進行PCS相關操作。第3種，如發生緊急情況，遙控“急?！保琍CS停止運行，所有斷路器進行分操作。停機后，要5min后再進行PCS相關操作。

1.4 斷路器和接觸器的控制

總配電柜和風機匯電柜的塑殼斷路器和微型斷路器，分別采用MT模塊和RCA模塊實現PLC的常保持信號實現斷路器的分合閘操作，控制原理圖見圖4～5。

圖4 RCA控制原理圖

圖5 MT控制原理圖

RCA和MT的控制回路，均采用的是220V交流控制。為了保證主電路失去電力的情況，仍然能夠對主電路進行監視和控制，控制回路采用UPS供電進行供電。相對于斷路器的遠方操控，電動機控制原理相對比較傳統，也同樣采用PLC的常保持觸點實現電動機的啟?？刂?，如圖6所示。

圖6 電動機控制原理圖

2 微電網的控制策略和邏輯

2.1 微電網的運行模式

考慮到該微電網以孤網運行為主的特點，控制系統按自動和手動兩種模式進行編程，運行時以自動模式為主。

(1)自動模式

1)孤網運行的條件。當處于并網模式的系統運行狀況變化至“鋰電池電量大于等于80%(SOC>=80%)且鋰電池單體最低電壓大于等于3.2V(BMS_LV>=3.2V)。”滿足此條件，微電網系統切換到孤網模式下運行。

2)并網運行條件。當處于孤網模式的系統運行狀況變化至以下三種任意狀態時，系統切換至并網模式下運行：第1種狀態，鋰電池電量小于等于35%(SOC<=35%)且發電設備輸出功率小于等于3kW；第2種狀態，鋰電池單體最低電壓小于等于2.9v(BMS_LV<=2.9V)且鋰電池電量小于等于50%(SOC<=50%)，狀態存在15S；第3種狀態，鋰電池SOC小于等于30%。

(2)手動模式

運行模式通過中央PLC控制柜的開關手動轉換至手動模式位置時，系統中風機、光伏、電機的斷路器、熱電阻功率控制器、儀器儀表等均在控制、調節、監視和測量之中。

2.2 控制策略和邏輯

控制總策略的基本原則是最大限度利用風光的綠色能源，具體是：系統開始啟動時，先給鋰電池系統充電。充滿后，切斷市電。當風光條件好時，風力發電系統和光伏發電系統先后同期并入微電網，向基本負載供電，同時向鋰電池充電儲能；理電池能量充足可以對負載供電時，由微電網系統向可調負載供電。當風光條件不好時，切斷發電系統或保持發電系統處于孤網狀態，鋰電池放電向基本負載供電。當放電至電池下限時，將基本負載轉由大電網供電。根據微電網的運行模式以及控制總策略，該系統整個發電控制流程如圖7所示。

圖7 控制邏輯方框圖

第1步，開機后自動運行并網充電，先以5kW功率充5min，然后以20kW功率充電；第2步，充電到電池電量到80%且單體最低電壓達到3.2V后，PCS停止充電，待機，切斷市電，母線無電，光伏和風機停止發電，PLC和PCS控制系統靠儲能系統中的小容量UPS維持；第3步，PCS孤網運行啟動，母線帶電，光伏逆變器和風機啟動，系統在孤網運行(若發電量充足則開啟水箱加熱器：電池電量90%時，全開加熱器；電量50%時，關加熱器；50%～90%之間，減去3kW用于充電，其余開加熱器)；第4步，系統孤網運行，電量降低30%或單體最低電壓降到2.9V時，PCS待機，母線無電，光伏和風機停止發電，其他設備靠UPS維持；第5步，接通市電，母線帶電，光伏和風機啟動，PCS并網啟動，自動運行第一步，開始循環。

整個控制方案的具體實現由PLC控制系統完成，PLC系統通過通訊對風力發電機系統、光伏系統、儲能系統中的PCS一級負荷側配電系統進行控制、監視和測量，通過硬接線與風機匯流柜和負荷側配電柜進行控制和監視?？刂葡到y可以對微電網系統的監測數據進行處理，并將系統的運行信息數據通過大屏幕展示給參觀者。

3 240h試運行曲線及控制分析

現以階段2為例，即5月25日中午12∶00至6月4日中午12∶00，共計240h,監控系統按每隔3min進行采樣，現將數據按1.45h為間隔，提取165個采樣點繪制出圖5的240h試運行期間運行曲線。圖5中橫軸為采樣點，主縱軸為采樣數據(注：鋸齒型時間曲線，鋸齒底為0點，鋸齒頂為23∶00，24∶00中取了15個點)。

圖9 240h試運行期間運行曲線

通過240h試運行曲線，結合微電網的控制策略，可分析到如下幾點。

(1)試運行中，鋰電池儲能系統總共兩次并入市政電網，分別是在第113個采樣點(B點)和第164個采樣點(C點)。這兩次均是由于鋰電池的電池電量≤35%且發電設備輸出功率≤3kW，系統自動切換至并網模式，由市電為儲能系統充電并為微電網內的負載供電。當鋰電池的電池電量≥80%且鋰電池單體最低電壓≥3.1V時，微電網系統再次切換至孤網運行。

(2)試運行中，鋰電池儲能在第1次充電之前，盡管風光發電單元能正常運行，但鋰電池儲能系統的電量仍呈下降趨勢。即使不遇到第90個采樣點的陰天，鋰電池最終也需要市電進行充電。這說明風光系統為儲能系統提供的最低3kW的充電保證偏小或者充電的策略需要改變。

3)試運行中，儲能系統的單電池溫度控制在24℃～27℃之間，單電池的最高和最低電壓也在3.4～3.8V之間的充放電狀態之中，屬于正常工作狀態。

4 結束語