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浅谈复合储能的微电网运行的切换控制策略及微电网能量管理系统

浏览次数：3579次更新时间：2024-09-13

安科瑞孟新元

安科瑞电气股份有限公司上海嘉定201801

摘要:微电网是实现主动式配电网的一种有效形式，微电网技术能够促进分布式发电的大规模接入。针对微电网中并网模式和孤岛模式之间的切换，提出一种含复合储能装置的微电网优化控制策略。这种复合储能的微电网优化控制将超级电容器和蓄电池的优点结合到一起，用于由分布式电源作为主控式电源的微电网，以实现微电网平滑切换的目标。结果表明：在切换时间、频率、电压上，复合储能均优于蓄电池储能。

关键词:微电网；复合储能；运行模式；无缝切换；控制策略

0引言

微电网是一种将分布式电源、储能装置、负荷、变流器以及监控保护装置等有机整合在一起的小型发配电系统。它可以充分发挥分布式发电在经济、节能及环保中的优势，协调与大电网的矛盾，具有较高的灵活性与可调度性。微电网中主要电源的输出功率具有较大的波动性和随机性，利用储能技术可以解决这些问题。微电网对储能既有速度方面的要求，又有容量方面的要求，一种储能元件很难同时满足这些要求，因此，复合储能技术需要深入研究。蓄电池由于技术成熟、能量密度大、价格低廉得到广泛应用，容易实现大容量储能，为此蓄电池主要完成微电网中宏观上的功率平衡作用。但是微电网中频繁的充放电容易造成蓄电池温度升高，严重影响蓄电池的寿命，且不能用于功率的快速补偿；超级电容器充电功率大，速度快，使用寿命长，可以完成稳定频率、电压、补偿随时电压变化等功能。所以，蓄电池与超级电容器组成的复合储能系统，具有容量密度高、功率密度大、使用寿命长等特点,对于平抑由分布式能源组成的微电网的功率平衡及安全稳定运行具有积极的意义。

近年来，许多国内外专家学者，在利用混合储能平抑间隙式电源功率波动方面进行了卓有成效的研究。将锂电池与超级电容器的组合形式应用在独立光伏电站，快速平衡系统瞬时功率，维持系统的可靠性；将锂电池与超级电容器组成的复合储能装置应用于并网光伏电站，优化了光伏电站的输出功率、降低储能系统运行成本。利用超级电容器与蓄电池的组合，提高储能系统的技术经济性。基于上述研究可知，由超级电容器和蓄电池组成的复合储能系统，在应对由分布式新能源组成的微电网频繁快速功率变化、无缝切换控制等方面具有良好的应用前景，但目前在关于这方面研究应用的文献还不多。

本文在详细分析了由风电机组、光伏阵列组成的微电网安全稳定运行对储能需求的基础上，建立了风电机组、光伏阵列及超级电容器和蓄电池组成的复合储能系统及控制模型。提出了适应于微电网的复合储能结构及优化控制策略，并进行仿真研究，分析复合储能系统在微电网运行方式切换及平衡系统功率，提高系统可靠性等方面产生的成效。

1系统模型

本文采用的微电网系统结构如图1所示，交流母线电压为0.4kV,通过升压变压器(T)经公共连接点(PCC)接入10kV配电网(DistributedNetwork,DN)。系统主要由风力发电机组(WindTurbine,WT)、光伏阵列(PhotovoltaicAray,PV)、蓄电池(Battery,BAT)、超级电容器(SuperCapacitors,SC)及控制器组成。

PCC

交流母线

WTPVBAT

图1微电网结构

1.1光伏电池的模型

光伏电池阵列由一定数量的单体电池经串并联构成。它的输出功率与光照强度、环境温度等因素有关。单体光伏电池的等效电路如图2所示。

图2中，U,I分别为光伏电池输出电压、电流；Im为光生电流；I₀,U₀分别为电池P-N结产生的扩散电流和端电压；R,,R分别为电池的串联和并联电阻。

图2光伏电池等效模型

1.2复合储能装置模型

由蓄电池和超级电容器组成的复合储能系统装置等效电路如图3所示。

图3复合储能系统等效模型

U。,R。分别为蓄电池的等效电压和内阻，L为双向DC/DC的电感；S₁,S₂,D₁D₂分别为功率开关管；C为直流母线电容；Usc,Rsc分别为超级电容器等效电压和内阻。

超级电容器由于其容量大，充放电周期长，可用一个理想电压源和一个等效内阻串联来等效。超级电容器和蓄电池由储能控制器控制经双向变换器(DC/DC)后接入直流母线。这种连接方式的优点是可以使蓄电池、超级电容器工作在不同的电压范围，是两者的容量配置与组合形式灵活可变。

在复合储能的容量配置方面，蓄电池的容量应能保证微电网中重要负荷的正常供电；超级电容器主要应对切换瞬间的功率平衡，所配容量应满足微电网中所有负荷的功率要求。

2系统控制

2.1并网运行控制策略

当并网运行时，微电网内的功率缺额由配电网来平衡，频率调整和电压控制都由配电网来负责，网内分布式发电(DistributedGeneration,DG)逆变器均采用P/Q控制方式，控制流程如图4所示。

图4P/Q控制框图

图4中，P、Q分别为逆变器输出的有功功率和无功功率；Pm、Q为控制器指定的有功功率和无功功率参考值；u₄、v₀、ia、i。分别为逆变器端电压、电流的d、q轴分量；u、分别为控制器输出电压的d、q轴分量；inyiag为逆变器电流的d、q轴分量参考值；ug为电压参考值。

2.2孤岛运行控制策略

当孤岛运行时，复合储能系统采用U/F控制方式，为微电网提供频率和电压支持，并跟踪负荷的变化，其余DG采用P/Q控制方式。控制流程如图5所示。

图5 U/F控制框图

图5中，w为角频率信号；0为角度信号；f为工频；uagy、ugy为逆变器端电压的d、q轴分量参考值。

2.3复合储能控制策略

复合储能系统的双向DC/DG变换器采用Buck/Boost功率变换器形式，见图3。这种结构体积小、工作效率高。当S₁动作，S₂驱动闭锁时，变换器处于Buck模式；当S,驱动闭锁，S₂动作时，变换器处于Boost模式。这种策略可以灵活多层次地设定蓄电池的充放电电流及其相互之间的转换过程。

2.4无缝切换控制策略

当微电网处于并网模式、孤岛模式或者在并网/孤岛无缝切换模式的情况下，微电网*主要的任务就是保证微电网系统内的所有敏感负荷可靠正常的运行；另一方面，在并网模式和孤岛模式之间进行无缝切换的过程中，微电网内负荷端的电压幅值和相位不能发生较大的变化；同时在并网过程中不能产生很大的电流冲击，导致系统的崩溃。只要上述条件能够得到保证，微电网就可以在并网模式和孤岛模式之间成功地进行无缝切换。

当微电网在并网模式和孤岛模式之间进行无缝切换时，不仅需要保证控制策略的成功转换，而且需要PCC点静态开关的准确配合。如果PCC点静态开关配合不当，很可能就会导致无缝切换的失败。此外还需要依靠大电网状态快速准确的检测，并网时电压的同步检测等诸多方面，只要有一方面配合不当，很可能就会导致无缝切换的失败。如果切换失败，将导致很严重的后果。例如，当微电网系统从并网模式向孤岛模式转换时，如果PCC点的静态开关没有正常关断，就可能导致大电网的不良影响进入微电网，如果没有敏感负荷实时的保护，微电网系统内的敏感负荷就会全部损坏。

在并网运行情况下，当配电网故障或电能质量不能满足要求时，检测公共耦合点(PCC)电压、频率，超出允许的范围时，微电网需要与配电网快速断开，转入孤岛运行方式，储能系统的控制方式由P/Q控制转变为U/F控制方式，其余DG仍采用P/Q控制方式。此时，若网内功率不能保持平衡，就要考虑切负荷或者切机；在主网恢复正常运行后，需要将微电网与配电网重新连接。此时，为了避免互联过程中对配电网造成较大的暂态冲击，对微电网进行同期，为此，检测公共耦合点微网侧及配电网侧的电压、频率及相角，当对应量相差在允许的范围之内时，完成同期并列。之后，复合储能系统由U/F控制方式转变为P/Q控制方式，并恢复负荷或DG。微电网控制流程图见图6。

3.仿真结果及分析

本文在PSCAD／EMTDC软件平台上搭建了微电网模型。仿真主要参数设置如下：光伏发电容量为15kW，风力发电为20kW；蓄电池容量为100A·h，额定电压为240V，额定放电率为0．3C，超级电容器为10F，额定电压360V；负荷功率为40+j10kVA。微电网并网运行，所有DG均采用P／Q控制，在1s时，配网发生故障，检测到电压或频率越限，保护动作，微电网与主配网断开，由并网转人孤网运行，储能装置控制方式由P／Q转为U／F方式；在2s时，配网故障消除，经检测，微电网与配电网侧电压、频率、相角差符合同期要求，保护动作，微电网重新与配电网并列运行，电气量恢复到孤网运行前的状态。仿真结果分别见图7、图8。

为了便于比较，图7、图8中分别给出单独使用蓄电池储能和使用复合储能两种情况下的结果。由图7可知，在1S之前，并网运行，蓄电池储能和复合储能情况下，微电网与配电网的频率都是50Hz，在1s时，功率不再平衡，由于蓄电池输出限制，频率波动较大；而复合储能，由于超级电容器功率密度大，及时弥补功率差额，频率波动也在允许的范围之内。2S后，转入并网运行，系统频率逐渐恢复到50Hz，复合储能比蓄电池储能情况所用时间更短。由图8可知，在1S之前，并网运行，蓄电池储能和复合储能情况下，微电网与配电网的电压近似为220V，在1s时，功率不再平衡，由于蓄电池输出限制，电压波动较大；在复合储能情况下，由于超级电容器功率密度大，及时弥补无功功率差额，使得孤网运行期间，电压波动符合要求。2s后，转入并网运行，电压逐渐恢复到孤网运行前水平，复合储能情况下，恢复速度更快。

4.Acrel-2000MG微电网能量管理系统

4.1概述

Acrel-2000MG微电网能量管理系统，是我司根据新型电力系统下微电网监控系统与微电网能量管理系统的要求，总结国内外的研究和生产的经验，专门研制出的企业微电网能量管理系统。本系统满足光伏系统、风力发电、储能系统以及充电桩的接入，全天候进行数据采集分析，直接监视光伏、风能、储能系统、充电桩运行状态及健康状况，是一个集监控系统、能量管理为一体的管理系统。该系统在安全稳定的基础上以经济优化运行为目标，促进可再生能源应用，提高电网运行稳定性、补偿负荷波动；有效实现用户侧的需求管理、消除昼夜峰谷差、平滑负荷，提高电力设备运行效率、降低供电成本。为企业微电网能量管理提供安全、可靠、经济运行提供了全新的解决方案。

微电网能量管理系统应采用分层分布式结构，整个能量管理系统在物理上分为三个层：设备层、网络通信层和站控层。站级通信网络采用标准以太网及TCP/IP通信协议，物理媒介可以为光纤、网线、屏蔽双绞线等。系统支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信规约。

4.2技术标准

本方案遵循的标准有：

本技术规范书提供的设备应满足以下规定、法规和行业标准：

GB/T26802.1-2011工业控制计算机系统通用规范1部分：通用要求

GB/T26806.2-2011工业控制计算机系统工业控制计算机基本平台2部分：性能评定方法

GB/T26802.5-2011工业控制计算机系统通用规范5部分：场地安全要求

GB/T26802.6-2011工业控制计算机系统通用规范6部分：验收大纲

GB/T2887-2011计算机场地通用规范

GB/T20270-2006信息安全技术网络基础安全技术要求

GB50174-2018电子信息系统机房设计规范

DL/T634.5101远动设备及系统5-101部分:传输规约基本远动任务配套标准

DL/T634.5104远动设备及系统5-104部分:传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-网络访问101

GB/T33589-2017微电网接入电力系统技术规定

GB/T36274-2018微电网能量管理系统技术规范

GB/T51341-2018微电网工程设计标准

GB/T36270-2018微电网监控系统技术规范

DL/T1864-2018独立型微电网监控系统技术规范

T/CEC182-2018微电网并网调度运行规范

T/CEC150-2018低压微电网并网一体化装置技术规范

T/CEC151-2018并网型交直流混合微电网运行与控制技术规范

T/CEC152-2018并网型微电网需求响应技术要求

T/CEC153-2018并网型微电网负荷管理技术导则

T/CEC182-2018微电网并网调度运行规范

T/CEC5005-2018微电网工程设计规范

NB/T10148-2019微电网1部分：微电网规划设计导则

NB/T10149-2019微电网2部分：微电网运行导则

4.3适用场合

系统可应用于城市、高速公路、工业园区、工商业区、居民区、智能建筑、海岛、无电地区可再生能源系统监控和能量管理需求。

4.4型号说明

Acrel-2000

Acrel-2000系列监控系统

MG—微电网能量管理系统。

4.5系统配置

4.5.1系统架构

本平台采用分层分布式结构进行设计，即站控层、网络层和设备层，详细拓扑结构如下：

图1典型微电网能量管理系统组网方式

4.6系统功能

4.6.1实时监测

微电网能量管理系统人机界面友好，应能够以系统一次电气图的形式直观显示各电气回路的运行状态，实时监测各回路电压、电流、功率、功率因数等电参数信息，动态监视各回路断路器、隔离开关等合、分闸状态及有关故障、告警等信号。其中，各子系统回路电参量主要有：三相电流、三相电压、总有功功率、总无功功率、总功率因数、频率和正向有功电能累计值；状态参数主要有：开关状态、断路器故障脱扣告警等。

系统应可以对分布式电源、储能系统进行发电管理，使管理人员实时掌握发电单元的出力信息、收益信息、储能荷电状态及发电单元与储能单元运行功率设置等。

系统应可以对储能系统进行状态管理，能够根据储能系统的荷电状态进行及时告警，并支持定期的电池维护。

微电网能量管理系统的监控系统界面包括系统主界面，包含微电网光伏、风电、储能、充电桩及总体负荷组成情况，包括收益信息、天气信息、节能减排信息、功率信息、电量信息、电压电流情况等。根据不同的需求，也可将充电，储能及光伏系统信息进行显示。

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图2系统主界面

子界面主要包括系统主接线图、光伏信息、风电信息、储能信息、充电桩信息、通讯状况及一些统计列表等。

4.6.1.1光伏界面

图3光伏系统界面

本界面用来展示对光伏系统信息，主要包括逆变器直流侧、交流侧运行状态监测及报警、逆变器及电站发电量统计及分析、并网柜电力监测及发电量统计、电站发电量年有效利用小时数统计、发电收益统计、碳减排统计、辐照度/风力/环境温湿度监测、发电功率模拟及效率分析；同时对系统的总功率、电压电流及各个逆变器的运行数据进行展示。

4.6.1.2储能界面

图4储能系统界面

本界面主要用来展示本系统的储能装机容量、储能当前充放电量、收益、SOC变化曲线以及电量变化曲线。

图5储能系统PCS参数设置界面

本界面主要用来展示对PCS的参数进行设置，包括开关机、运行模式、功率设定以及电压、电流的限值。

图6储能系统BMS参数设置界面

本界面用来展示对BMS的参数进行设置，主要包括电芯电压、温度保护限值、电池组电压、电流、温度限值等。

图7储能系统PCS电网侧数据界面

本界面用来展示对PCS电网侧数据，主要包括相电压、电流、功率、频率、功率因数等。

图8储能系统PCS交流侧数据界面

本界面用来展示对PCS交流侧数据，主要包括相电压、电流、功率、频率、功率因数、温度值等。同时针对交流侧的异常信息进行告警。

图9储能系统PCS直流侧数据界面

本界面用来展示对PCS直流侧数据，主要包括电压、电流、功率、电量等。同时针对直流侧的异常信息进行告警。

图10储能系统PCS状态界面

本界面用来展示对PCS状态信息，主要包括通讯状态、运行状态、STS运行状态及STS故障告警等。

图11储能电池状态界面

本界面用来展示对BMS状态信息，主要包括储能电池的运行状态、系统信息、数据信息以及告警信息等，同时展示当前储能电池的SOC信息。

图12储能电池簇运行数据界面

本界面用来展示对电池簇信息，主要包括储能各模组的电芯电压与温度，并展示当前电芯的*大、*小电压、温度值及所对应的位置。

4.6.1.3风电界面

图13风电系统界面

本界面用来展示对风电系统信息，主要包括逆变控制一体机直流侧、交流侧运行状态监测及报警、逆变器及电站发电量统计及分析、电站发电量年有效利用小时数统计、发电收益统计、碳减排统计、风速/风力/环境温湿度监测、发电功率模拟及效率分析；同时对系统的总功率、电压电流及各个逆变器的运行数据进行展示。

4.6.1.4充电桩界面

图14充电桩界面

本界面用来展示对充电桩系统信息，主要包括充电桩用电总功率、交直流充电桩的功率、电量、电量费用，变化曲线、各个充电桩的运行数据等。

4.6.1.5视频监控界面

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图15微电网视频监控界面

本界面主要展示系统所接入的视频画面，且通过不同的配置，实现预览、回放、管理与控制等。

4.6.2发电预测

系统应可以通过历史发电数据、实测数据、未来天气预测数据，对分布式发电进行短期、超短期发电功率预测，并展示合格率及误差分析。根据功率预测可进行人工输入或者自动生成发电计划，便于用户对该系统新能源发电的集中管控。

图16光伏预测界面

4.6.3策略配置

系统应可以根据发电数据、储能系统容量、负荷需求及分时电价信息，进行系统运行模式的设置及不同控制策略配置。如削峰填谷、周期计划、需量控制、有序充电、动态扩容等。

基础参数计划曲线-一充一放

图17策略配置界面

4.6.4运行报表

应能查询各子系统、回路或设备指定时间的运行参数，报表中显示电参量信息应包括：各相电流、三相电压、总功率因数、总有功功率、总无功功率、正向有功电能等。

图18运行报表

4.6.5实时报警

应具有实时报警功能，系统能够对各子系统中的逆变器、双向变流器的启动和关闭等遥信变位，及设备内部的保护动作或事故跳闸时应能发出告警，应能实时显示告警事件或跳闸事件，包括保护事件名称、保护动作时刻；并应能以弹窗、声音、短信和电话等形式通知相关人员。

图19实时告警

4.6.6历史事件查询

应能够对遥信变位，保护动作、事故跳闸，以及电压、电流、功率、功率因数、电芯温度（锂离子电池）、压力（液流电池）、光照、风速、气压越限等事件记录进行存储和管理，方便用户对系统事件和报警进行历史追溯，查询统计、事故分析。

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图20历史事件查询

4.6.7电能质量监测

应可以对整个微电网系统的电能质量包括稳态状态和暂态状态进行持续监测，使管理人员实时掌握供电系统电能质量情况，以便及时发现和消除供电不稳定因素。

1）在供电系统主界面上应能实时显示各电能质量监测点的监测装置通信状态、各监测点的A/B/C相电压总畸变率、三相电压不平衡度百分百和正序/负序/零序电压值、三相电流不平衡度百分百和正序/负序/零序电流值；

2）谐波分析功能：系统应能实时显示A/B/C三相电压总谐波畸变率、A/B/C三相电流总谐波畸变率、奇次谐波电压总畸变率、奇次谐波电流总畸变率、偶次谐波电压总畸变率、偶次谐波电流总畸变率；应能以柱状图展示2-63次谐波电压含有率、2-63次谐波电压含有率、0.5～63.5次间谐波电压含有率、0.5～63.5次间谐波电流含有率；

3）电压波动与闪变：系统应能显示A/B/C三相电压波动值、A/B/C三相电压短闪变值、A/B/C三相电压长闪变值；应能提供A/B/C三相电压波动曲线、短闪变曲线和长闪变曲线；应能显示电压偏差与频率偏差；

4）功率与电能计量：系统应能显示A/B/C三相有功功率、无功功率和视在功率；应能显示三相总有功功率、总无功功率、总视在功率和总功率因素；应能提供有功负荷曲线，包括日有功负荷曲线（折线型）和年有功负荷曲线（折线型）；

5）电压暂态监测：在电能质量暂态事件如电压暂升、电压暂降、短时中断发生时，系统应能产生告警，事件能以弹窗、闪烁、声音、短信、电话等形式通知相关人员；系统应能查看相应暂态事件发生前后的波形。

6）电能质量数据统计：系统应能显示1min统计整2h存储的统计数据，包括均值、*大值、*小值、95%概率值、方均根值。

7）事件记录查看功能：事件记录应包含事件名称、状态（动作或返回）、波形号、越限值、故障持续时间、事件发生的时间。

图21微电网系统电能质量界面

4.6.8遥控功能

应可以对整个微电网系统范围内的设备进行远程遥控操作。系统维护人员可以通过管理系统的主界面完成遥控操作，并遵循遥控预置、遥控返校、遥控执行的操作顺序，可以及时执行调度系统或站内相应的操作命令。

图22遥控功能

4.6.9曲线查询

应可在曲线查询界面，可以直接查看各电参量曲线，包括三相电流、三相电压、有功功率、无功功率、功率因数、SOC、SOH、充放电量变化等曲线。

图23曲线查询

4.6.10统计报表

具备定时抄表汇总统计功能，用户可以自由查询自系统正常运行以来任意时间段内各配电节点的用电情况，即该节点进线用电量与各分支回路消耗电量的统计分析报表。对微电网与外部系统间电能量交换进行统计分析；对系统运行的节能、收益等分析；具备对微电网供电可靠性分析，包括年停电时间、年停电次数等分析；具备对并网型微电网的并网点进行电能质量分析。

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图24统计报表

4.6.11网络拓扑图

系统支持实时监视接入系统的各设备的通信状态，能够完整的显示整个系统网络结构；可在线诊断设备通信状态，发生网络异常时能自动在界面上显示故障设备或元件及其故障部位。

图25微电网系统拓扑界面

本界面主要展示微电网系统拓扑，包括系统的组成内容、电网连接方式、断路器、表计等信息。

4.6.12通信管理

可以对整个微电网系统范围内的设备通信情况进行管理、控制、数据的实时监测。系统维护人员可以通过管理系统的主程序右键打开通信管理程序，然后选择通信控制启动所有端口或某个端口，快速查看某设备的通信和数据情况。通信应支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信规约。

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图26通信管理

4.6.13用户权限管理

应具备设置用户权限管理功能。通过用户权限管理能够防止未经授权的操作（如遥控操作，运行参数修改等）。可以定义不同级别用户的登录名、密码及操作权限，为系统运行、维护、管理提供可靠的安全保障。

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图27用户权限

4.6.14故障录波

应可以在系统发生故障时，自动准确地记录故障前、后过程的各相关电气量的变化情况，通过对这些电气量的分析、比较，对分析处理事故、判断保护是否正确动作、提高电力系统安全运行水平有着重要作用。其中故障录波共可记录16条，每条录波可触发6段录波，每次录波可记录故障前8个周波、故障后4个周波波形，总录波时间共计46s。每个采样点录波至少包含12个模拟量、10个开关量波形。