微电网示范案例的控制策略

赵亮亮，赵瑞霞，滕 飞，李 江

(中国航空规划设计研究总院有限公司，北京 100011)

0 引言

我国碳达峰-碳中和的战略目标背景下，风力发电和光伏发电作为绿色电力，因选址灵活、布置便利、度电成本越来越低等特点，相对于其他绿色电力更具竞争力和适应性。为此，本文以某集团整合的多能源微电网示范项目为例进行分析，以供参考。

某集团多能源系统示范项目利用北京某地会议中心的屋面布置了风力发电机和光伏板，将锅炉房二层的换热间改造成储能装置和多能源监控设施的中央控制室，并在酒店礼堂内布置了数据显示屏。考虑到产品整合、示范效果、实地选址以及气象资源等综合因素，微电网示范项目最终规模确定为4台5kW水平轴风力发电机、20kW光伏发电系统、40kW(3h)储能单元、10kW基本用电负载和30kW可变负载。

1 微电网的控制系统设计

1.1 控制系统架构

微电网的总配电柜(架构图参见图1)汇集了风力发电机进线、光伏发电进线、40kW(3h)锂电储能系统进线、10kW基本负载馈线、30kW可调负载馈线以及与市政电网相连的总开关。其中，10kW基本负载包括澡水循环泵、照明及空调、设备控制电源。30kW可调负载由可控硅调控器控制锅炉水箱的电加热器承担。锅炉间二层的中央控制室内布置了光伏逆变器、总配电柜、储能系统、PLC中央控制柜等重要设备。风力发电机控制箱和风机汇电箱在会议中心的楼顶，在楼顶处设置了远端IO箱。

图1 中央PLC架构图

为了实现微电网的监控，控制系统分三种形式与重要设备进行控制、测量、保护或报警信息等数据交换。控制系统对监测数据进行分类和处理后，将信息分别展示在中央PLC的HMI和展厅的大屏幕上。

(1)中央PLC通过Modbus-TCP与储能系统的PCS模块相连，通过Modbus与BMS模块和光伏逆变器相连，远端IO通过Modbus与风力发电机的控制器相连，通过通讯方式实现数据交换。

(2)中央PLC通过硬接线与总配电柜的断路器、接触器控制回路相连，远端IO通过硬接线与风机汇电柜的微型断路器控制回路相连，从而实现对主电路和热水循环泵的启停控制。

(3)中央PLC和远端IO通过Modbus与风机汇电柜、总配电柜的多功能仪表进行通讯，对电流、电压、功率、电量进行采集。图2所示为PLC数据交换和信息传递示意图。

图2 PLC数据交换和信息传递示意图

1.2 光伏逆变器和风机控制器的控制

图1中的光伏逆变器的直流输入端由直流输入，输出端连接至交流电网。光伏逆变器并网发电并网过程如下：(1)合上交流侧断路器和直流侧断路器，逆变器进入启动中状态；(2)当直流输入电压超过220V维持1min，逆变器准备并网；(3)逆变器进行并网前的自检，不断检测光伏阵列是否有足够的能量进行并网发电等，直到确认满足并网工作所需的所有条件后，开始连接电网，进入并网发电状态；(4)并网发电过程中，逆变器以最大功率跟踪(MPPT)方式使光伏阵列输出的能量最大。

并网逆变器的脱离电网过程与并网发电过程一样，光伏逆变器发现并网运行条件不满足时，则进入孤网状态。

1.3 储能系统PCS的控制

双向变流器(PCS)是实现交直流电能双向变换连接的装置，在微电网中有着重要作用。当处于微电网能量管控时，能实现对电网负荷的“削峰填谷”和快速的二次调频；当电网需要补充无功时，能作为配网静止无功发生器使用，提供无功功率支撑；当与就地负荷和间歇式分布式能源(风电、光伏)组成微电网时，能够为微电网内的负荷提供稳定的电压和频率。双向变流器(PCS)具备保护变流器及电池安全的功能、具备自检功能、具备通讯接口便于接入监控系统或者外部的控制系统；提供调试软件能完成故障录波、定值整定、开入开出测试。图3所示为PCS双向变流原理图。

图3 PCS双向变流与原理图

(1)PCS并网运行

第1步，遥控合闸交流断路器。如电池状态正常，继续下步操作；第2步，遥控“信号复归”， 无“故障指示”；第3步，遥控“变流器”的功率设定，下发需要的功率值。正为放电、负为充电；第4步，遥控“变流器待机(热备)”，15s后，遥测查看，接触器是否在合位。如在合位，继续下一步；第5步，遥控“变流器并网启动”，PCS按第3步下发的功率值进行并充放电；第6步，此时如需改变功率大小及充放电方式，只需执行第3步即可。

(2)PCS孤网运行

第1步，遥控合闸交流断路器。如电池状态正常，继续下步操作；第2步，遥控“信号复归”， 无“故障指示”；第3步，遥控“变流器待机(热备)”，15s后，遥测查看，接触器是否在合位。如在合位，继续下一步；第4步，遥控“变流器孤网启动”；第5步，检查PCS电压三相电压是否正常，如正常，PCS孤网启动正常；第6步，随后PCS依据孤网能够带载情况，对电池进行充电或放电，功率依据孤网的负载而定。

(3)PCS并网与孤网的转换

第1步，遥控“变流器待机(热备)”，此时PCS停止工作；第2步，遥控“变流器并网启动”或者“变流器孤网启动”；第3步，如果此时为变流器并网运行，则遥控功率设定，下发需要的功率值。正为放电、负为充电。

(4)PCS停机的三种情况

第1种，当系统运行正常，只停止对电池充放电操作或孤网运行操作，可遥控“变流器待机”，此时PCS停止工作，但断路器仍处于合位。第2种，遥控“变流器停机”则进行PCS停机操作，PCS停止运行，储能系统内的所有断路器完成分闸操作；要5min后再进行PCS相关操作。第3种，如发生紧急情况，遥控“急停”，PCS停止运行，所有断路器进行分操作。停机后，要5min后再进行PCS相关操作。

1.4 断路器和接触器的控制

总配电柜和风机汇电柜的塑壳断路器和微型断路器，分别采用MT模块和RCA模块实现PLC的常保持信号实现断路器的分合闸操作，控制原理图见图4～5。

图4 RCA控制原理图

图5 MT控制原理图

RCA和MT的控制回路，均采用的是220V交流控制。为了保证主电路失去电力的情况，仍然能够对主电路进行监视和控制，控制回路采用UPS供电进行供电。相对于断路器的远方操控，电动机控制原理相对比较传统，也同样采用PLC的常保持触点实现电动机的启停控制，如图6所示。

图6 电动机控制原理图

2 微电网的控制策略和逻辑

2.1 微电网的运行模式

考虑到该微电网以孤网运行为主的特点，控制系统按自动和手动两种模式进行编程，运行时以自动模式为主。

(1)自动模式

1)孤网运行的条件。当处于并网模式的系统运行状况变化至“锂电池电量大于等于80%(SOC>=80%)且锂电池单体最低电压大于等于3.2V(BMS_LV>=3.2V)。”满足此条件，微电网系统切换到孤网模式下运行。

2)并网运行条件。当处于孤网模式的系统运行状况变化至以下三种任意状态时，系统切换至并网模式下运行：第1种状态，锂电池电量小于等于35%(SOC<=35%)且发电设备输出功率小于等于3kW；第2种状态，锂电池单体最低电压小于等于2.9v(BMS_LV<=2.9V)且锂电池电量小于等于50%(SOC<=50%)，状态存在15S；第3种状态，锂电池SOC小于等于30%。

(2)手动模式

运行模式通过中央PLC控制柜的开关手动转换至手动模式位置时，系统中风机、光伏、电机的断路器、热电阻功率控制器、仪器仪表等均在控制、调节、监视和测量之中。

2.2 控制策略和逻辑

控制总策略的基本原则是最大限度利用风光的绿色能源，具体是：系统开始启动时，先给锂电池系统充电。充满后，切断市电。当风光条件好时，风力发电系统和光伏发电系统先后同期并入微电网，向基本负载供电，同时向锂电池充电储能；理电池能量充足可以对负载供电时，由微电网系统向可调负载供电。当风光条件不好时，切断发电系统或保持发电系统处于孤网状态，锂电池放电向基本负载供电。当放电至电池下限时，将基本负载转由大电网供电。根据微电网的运行模式以及控制总策略，该系统整个发电控制流程如图7所示。

图7 控制逻辑方框图

第1步，开机后自动运行并网充电，先以5kW功率充5min，然后以20kW功率充电；第2步，充电到电池电量到80%且单体最低电压达到3.2V后，PCS停止充电，待机，切断市电，母线无电，光伏和风机停止发电，PLC和PCS控制系统靠储能系统中的小容量UPS维持；第3步，PCS孤网运行启动，母线带电，光伏逆变器和风机启动，系统在孤网运行(若发电量充足则开启水箱加热器：电池电量90%时，全开加热器；电量50%时，关加热器；50%～90%之间，减去3kW用于充电，其余开加热器)；第4步，系统孤网运行，电量降低30%或单体最低电压降到2.9V时，PCS待机，母线无电，光伏和风机停止发电，其他设备靠UPS维持；第5步，接通市电，母线带电，光伏和风机启动，PCS并网启动，自动运行第一步，开始循环。

整个控制方案的具体实现由PLC控制系统完成，PLC系统通过通讯对风力发电机系统、光伏系统、储能系统中的PCS一级负荷侧配电系统进行控制、监视和测量，通过硬接线与风机汇流柜和负荷侧配电柜进行控制和监视。控制系统可以对微电网系统的监测数据进行处理，并将系统的运行信息数据通过大屏幕展示给参观者。

3 240h试运行曲线及控制分析

现以阶段2为例，即5月25日中午12∶00至6月4日中午12∶00，共计240h,监控系统按每隔3min进行采样，现将数据按1.45h为间隔，提取165个采样点绘制出图5的240h试运行期间运行曲线。图5中横轴为采样点，主纵轴为采样数据(注：锯齿型时间曲线，锯齿底为0点，锯齿顶为23∶00，24∶00中取了15个点)。

图9 240h试运行期间运行曲线

通过240h试运行曲线，结合微电网的控制策略，可分析到如下几点。

(1)试运行中，锂电池储能系统总共两次并入市政电网，分别是在第113个采样点(B点)和第164个采样点(C点)。这两次均是由于锂电池的电池电量≤35%且发电设备输出功率≤3kW，系统自动切换至并网模式，由市电为储能系统充电并为微电网内的负载供电。当锂电池的电池电量≥80%且锂电池单体最低电压≥3.1V时，微电网系统再次切换至孤网运行。

(2)试运行中，锂电池储能在第1次充电之前，尽管风光发电单元能正常运行，但锂电池储能系统的电量仍呈下降趋势。即使不遇到第90个采样点的阴天，锂电池最终也需要市电进行充电。这说明风光系统为储能系统提供的最低3kW的充电保证偏小或者充电的策略需要改变。

3)试运行中，储能系统的单电池温度控制在24℃～27℃之间，单电池的最高和最低电压也在3.4～3.8V之间的充放电状态之中，属于正常工作状态。

4 结束语