基于蓄电池SOC控制的智能微电网能量管理策略研究

刘文洲，李　宁，王思远，韩　建，西灯考，杨　贺

(1.长春工程学院电气与信息工程学院，长春 130012；2.智能配电测控与安全运行技术国家地方联合工程研究中心，长春130012；3.长春工业大学电气与电子工程学院，长春130012)

0　引言

现在节能环保的理念已经深入人心，在国家的积极倡导下新能源得以快速发展。智能微电网以能够充分利用可再生能源，可促进绿色能源高效利用的独特优势，在这个科技快速发展的时代涌入了人们的视野，并得到人们的认可和推广。

智能微网系统是由分布式电源、储能装置、能量转换装置、相关负荷、控制装置和监控保护装置组成，具备完整的发、输、配、用电功能的可控独立系统[1-2]。微网系统对外部大电网表现为单一的受控单元，并且能够实现自我控制、保护和管理的独立自治系统，同时能够满足用户对电能质量和供电安全的需求，既可并网运行，也可孤岛运行[3]。

随着智能电网的发展，分布式电源的渗透率将会越来越高，这些分布式电源可能并不是直接受控于智能配电网，而是通过智能微电网的实施对分布式电源进行有效管理。智能微电网可实现大量分布式电源的接入，通过有效的能量管理策略，既保证了对配电网的安全运行产生尽可能小的影响，又实现了分布式电源的“即插即用”灵活控制，使可再生能源和清洁能源得到最大限度的利用[4]。本文基于6 kW风光储微网实验平台，设计了一款基于蓄电池SOC的智能微电网能量管理系统，旨在针对微网系统不同运行模式和储能状态，对配电网、分布式发电、负荷的能量平衡进行实时管理，保证系统的安全稳定运行。

1　风光储微网系统

6 kW风光储智能微网系统由风力发电单元、光伏发电单元、储能单元、主逆变单元和负荷组成，如图1所示。风电和光伏逆变器通过交流母线并接到微网系统，与直流母线接入方式相比，本系统具有发电单元接入范围广、能量传输效率高、各发电单元模块独立易于扩展、运行模式灵活多样等优点。

图1　6 kW风光储智能微网系统结构

风力、光伏发电单元:发电单元采用交流母线并网的方式，风机需要经过控制器、并网逆变器并入微网交流母线；光伏组件需要经过汇流箱、控制器、光伏并网逆变器并入微网交流母线。

储能装置：在分布式发电单元发电量超过负载时储存电能，在分布式发电单元发电量不能满足负载时提供电能，平抑微网系统功率波动。本系统采用铅酸蓄电池储能，其具有技术较为成熟、成本低、回收率高、较大的充放电能力、高低温性能较好(-25～60 ℃)等优点。

主逆变单元：系统中的主逆变器单元设计的额定容量为6 kW，作为与电网的连接点，可以实现能量的双向流动，在分布式发电充足时，向电网回馈合格的电能；在分布式发电不足，蓄电池电量低时，并网为蓄电池充电。主逆变器向微网系统提供电能质量符合国家标准的电能，同时协调储能单元、分布式发电单元、负载单元以及外部电网之间的功率流平衡，维持微网稳定运行。

2　能量管理系统

2.1　能量管理系统控制逻辑

基于蓄电池SOC的能量管理系统中，定义了8个SOC阈值，按SOC值从小到大排序依次是：S1为电池电量过低时，为保护电池跳开负载的阈值；S2为电池充电后，重新接回负载的阈值；S3为电池电量较低，启动充电的阈值；S4为电池充电到电量较高时，停止充电的阈值；S5为系统停止发电的阈值；S6为电量过高跳开风光发电后，电池放电到合适电量，重新接入风光发电的阈值；S7为系统并网发电的阈值；S8为电量过高切断风光发电的阈值。通过监控蓄电池的SOC值，能量管理系统实现并离网切换控制、蓄电池电量保护控制、系统功率平衡控制，保障微网系统智能、稳定运行。能量管理系统的控制逻辑图如图2所示。

图2　能量管理系统的控制逻辑图

2.2　能量管理系统的上位机控制软件

能量管理控制软件通过PC机与主逆变器连接，实现了数据采集及控制功能。上位机控制主要的功能模块包括：通讯功能模块、控制功能模块以及显示功能模块等。软件界面如图3所示，上半部分为记录曲线，曲线1表示电网与微网之间流入或流出的功率，曲线2表示微网交流母线的流动功率，曲线3表示蓄电池的SOC值。左下部分显示电网接入点、微网交流母线、蓄电池直流母线的实时电压、电流、功率，以及微网运行状态和负荷继电器、风光接入继电器的状态。中间为控制配置，包括充电启动、停止，馈电启动、停止4个参数(即S3、S4、S7、S5)，可以通过键盘修改设置；还有启动控制和停止两个操作按钮。右侧为控制记录，记录下某个时刻系统的动作情况。

图3　能量管理系统的控制软件

2.3　RCC编程控制面板

RCC编程控制面板是与主逆变器有通讯连接，可以对主逆变器内部参数进行设定的设备，在系统运行时也具有实时数据采集、显示、存储的功能。通过参数设置，使主逆变器控制负载和风光发电接入的继电器与蓄电池SOC值相关联，并且两个继电器的通断分别对应不同的SOC值。从而完成了负载切出、接入和风光发电切出、接入的设置(即S1、S2、S6、S8的设置)。

3　实例运行分析

通过实际运行验证能量管理对蓄电池充放电、电池电量过低或过高保护、并网发电的控制能力。由于风光发电随机性很大，为了方便测试，我们采用光伏模拟器代替光伏板发电，经过光伏并网逆变器，将电能输入到微网系统中。

3.1　蓄电池充放电控制

在控制软件中设置启动充电SOC为20%，停止充电SOC为30%。

蓄电池充放电控制过程如图4所示。刚开始蓄电池SOC值为27%，负载全部由蓄电池供电。蓄电池放电到SOC值低于20%时，能量管理系统启动并网充电。电网为负载供电，同时为电池充电。蓄电池充电到SOC值大于30%后，能量管理系统控制动作，停止充电，负载切换为蓄电池供电。

图4　蓄电池充放电控制过程图

3.2　蓄电池电量低保护

在控制软件中设置启动充电SOC为20%，通过RCC编程控制面板设置当蓄电池SOC小于10%时，跳开负载；当充电到SOC大于15%时，重新接入负载。

整个控制过程中上位机的监测界面如图5所示。初始蓄电池SOC值为32%，负载由蓄电池直接供电。在蓄电池SOC降至20%后，能量管理系统启动并网充电，但由于外部电网故障，电网侧没有功率输入，蓄电池继续放电。放电到蓄电池SOC值低于10%时，能量管理系统启动负载限电保护。在外电网故障恢复后，由电网为蓄电池充电。充电至蓄电池SOC值高于15%后，能量管理系统自动将负载接入，由电网为负载供电，同时为蓄电池充电。

3.3　蓄电池电量高保护

设置启动馈电SOC为70%，停止馈电SOC值为60%。当蓄电池SOC大于75%时，切出风光发电；当SOC小于70%时，重新接入风光发电。

保护控制的动作过程如图6所示。蓄电池初始SOC值为67%，负载和蓄电池充电所需电能全部由光伏发电提供。在蓄电池SOC值高于70%后，能量管理系统启动并网馈电，但由于外部电网故障，馈电不成功，光伏发电继续为蓄电池充电。蓄电池充电到SOC值为75%，电池充电达到保护设定的上限值，能量管理系统跳开风光输入，切断光伏供电，负载转入蓄电池供电模式。蓄电池放电到SOC值为70%时，能量管理系统重新接入风光发电，经过短暂的并网延时后，系统重新由风光供电。

图5　蓄电池电量低保护控制过程图

图6　蓄电池电量高保护控制过程图

3.4　并网发电控制

设置启动馈电SOC为70%，停止馈电SOC值为60%。

并网发电控制过程如图7所示。蓄电池初始SOC值为67%，风光发电同时为负载和蓄电池供电。蓄电池充电到SOC值高于70%后，能量管理系统启动并网馈电，实现并网发电。运行一段时间后，风光资源不充足，无法正常发电，退出运行。蓄电池在保证负载供电后，继续向电网馈电。在蓄电池继续向电网发电到SOC值低于60%时，能量管理系统停止并网馈电，系统进入孤岛运行模式。

图7　并网发电控制过程图

4　结语

智能微电网实现了多种分布式能源的方便接入，但需要良好的能量管理控制策略，才能使分布式

电源的接入不影响配电网的稳定运行，才能符合智能电网的发展要求。因此，能量管理控制是微电网的关键技术，先进的能量管理系统是智能微电网经济、高效、稳定运行的基础。我们设计的微网系统大部分时间运行在孤岛模式下，其中更以风光发电供给负荷、蓄电池调节功率波动为主。为用户节省用电成本，提高用电可靠性，改善电能质量。通过实验证明本文设计的基于蓄电池SOC的能量管理系统，能够满足智能微电网经济、高效、稳定运行的需要。

[1] 鲁宗相，王彩霞，阂勇，等.微电网研究综述[J].电力系统自动化，2007(31)19:100-107.

[2] Hassan Nikkhajoei，Robert H Lasseter.Distributed generation interface to the CERTS microgrid[J].IEEE Transactions on Power Delivery，2009，24(3)：1598-1608.

[3] 王成山，周越.微电网在全球范围内迅速发展——微电网示范工程综述[J].供用电，2015(1)：16-21.

[4] 王成山，李鹏.分布式发电、微网与智能配电网的发展与挑战[J].电力系统自动化，2010，34(2):10-14.