安科瑞微电网系统实测：并网模式下光储微网的系统结构与运行控制策略

随着 “双碳" 目标的深入推进，光伏产业迎来迅猛发展。然而，光伏阵列的发电效率受天气影响显著，稳定性欠佳。光储微网因整合了光伏阵列与储能电池，能有效弥补光伏发电的这一缺陷。在光储微网系统中，当光伏功率出现波动时，储能系统需及时输出功率以平抑波动，这就要求对光伏与储能的功率输出进行精准分配。

二. 光储微网系统结构

光储微网由光伏电源、储能设备、本地负荷以及监控保 护设备等组成，光储微网接入大电网后，本地负荷由光伏、 储能和大电网共同供电，可靠性较高。当光储微网处于孤岛 模式时，本地负荷由光储微网直接供电，稳定性较差。本文 主要研究处于并网模式下的光储微网。为抑制光伏波动对光 储微网输出功率和频率的影响，将直流系统转换为交流系统 的逆变器采用虚拟同步机控制策略。光伏单元的输出直流电 压通常只有几伏，无法满足需要，需要采用 DC/DC 电路进行 升压（本文将直流母线电压设定为 700 V），储能电池充、放 电根据光伏单元情况输入或者输出有功功率，常采用 IGBT 等电子器件进行通断，使用 Buck-Boost 电路升、降压。在控 制策略上，根据光照强度和储能电池初始 SOC 的情况，采 用不同控制方案控制光伏单元和储能电池按照设定的方式 进行功率输出。

三. 光储微网功率协调控制策略

3.1 光储微网各单元间的工作模式

光储微网的直流电源通常包括光伏发电单元、储能单元，将直流电压转换为交流电压的电力电子器件为并网逆变 器。光伏发电单元是主要能量输出，可为本地负荷提供能量， 将多余的能量输送至大电网。储能单元是能量补充和惯性 功率提供者，根据负荷功率和光伏功率之差进行充、放电， 当光照较强时对自身充电，当光照较弱时对外放电，同时根 据光伏波动提供惯性功率。采用虚拟同步机控制的并网逆变 器单元在控制过程中模拟了一次调频特性，能根据系统波动 情况自动调节系统频率，保持系统动态稳定，但是并网逆变 器无法直接提供功率，所调节的调频功率需要由储能单元提供。

由以上分析可知，光伏单元、储能单元以及并网逆变器 间需要协调控制，才能满足负荷和系统稳定性的需要。 假设光伏单元最大输出功率为 Pmax，储能电池功率为 Pb，本地负荷功率为 Pr。在光储微网中，根据光伏阵列特 性，对应某一光照强度的光伏单元有最大功率限制，控制方 式分为降功率控制和最大功率点追踪（Maximum Power Point Tracking，MPPT）。对于储能电池，鉴于经济性限制，容量 应尽可能小，储能充放电倍率不能过大，SOC 需要运行在合 理区间。并网逆变器采用虚拟同步机控制，以增加系统稳定 性。根据光伏发电单元、储能单元的不同控制方式，将本文 所提光储微网划分为 4 种运行模式，在不同运行模式下，光 伏发电单元、储能单元和并网逆变器输出不同功率，具体工 作模式见表 1。

工作模式 I 中各单元输出有功功率

工作模式 I：Pmax≥Pr，SOC≥80。在这种模式下，光照强 度超过设定强度，光伏单元受光照后的最大功率超出了负荷 需要功率，储能电池容量充足，不需要过度充电，以免损伤 电池。在此情况下，光伏单元应弃光，功率输出只满足负荷 需要，采用降功率控制策略。同时，由于光照强度处于时刻 变化中，因此会引起并网逆变器输出变化，储能单元提供惯 性功率平抑波动。在实际应用中，部分地区光照时间较多区 域需要考虑此种情况。

工作模式 I中光伏、储能和逆变器出力

工作模式 II：Pmax>Pr、SOC<80 和 Pmax<Pr、SOC≥30。在这种模式下，光伏发电单元采取 MPPT 控制方式，储能电池 SOC 处于健康状态的正常范围，主要作用是随光照强度变化 充、放电。当光伏输出功率高于本地负荷需要功率时且储能电池处于正常范围内时，光伏除了为负荷供电外，还需要为 储能电池充电 ；当光伏输出功率小于本地负荷需要功率时， 储能电池需要输出有功功率，以补充功率间的差额。此为光 储微网的主要工作模式，大部分情况处于此种模式下。

工作模式 II 中光伏、储能和逆变器出力

工作模式 III ：20≤SOC<30。在这种模式下，储能电池 SOC 较低，如果继续输出较大功率供给负荷，就会损伤电 池，因此此种模式下的储能电池不用于为本地负荷供能，主 要用于平抑光照强度变化引起的波动，可提高稳定性。此种 模式下，光伏单元采用 MPPT 控制方式输出全部功率，其余 不足的功率由大电网补充。 工作模式 IV：SOC<20。在这种模式下，光伏采用 MPPT 控制方式，将输出功率大化，储能电池电量已经很低，不 能继续放电，电池只能在充电状态下工作，负荷所需功率全 部由大电网提供。当系统受到干扰时，储能也可以提供惯性 功率（通常较小）。 无论光储微网处于何种模式，均可以按照模式 I、模式 II、模式 III 和模式 IV 并根据功率和 SOC 所在区间在控制器 控制下自动顺序切换。

3.2 光储微网协调控制策略

为实现上述 4 种模式，光储微网中光伏单元、储能电池 单元和并网逆变器需要协调控制，系统主要包括 3 个子控制 器，即光伏单元控制器、储能单元控制器和并网逆变器控制器。光伏单元控制器根据光照强度和负荷功率采用 MPPT 控 制或者限功率控制；储能控制器根据光伏功率和负荷功率采 用双环控制，使储能电池充、放电；并网逆变器控制器采用 虚拟同步机控制策略输出指定功率，并网逆变器中的功率参 考值由逆变器功率控制器输出。具体控制策略如图 1 所示:

光储微网功率协调控制策略

四. 安科瑞光储充微电网能量管理系统解决方案

4.1 微电网系统的组成：由分布式电源、储能装置、能量转换装置、相关负荷和监控、保护装置汇集而成的小型发配电系统，是一个能够实现自我控制、保护和管理的自治系统。

4.2 微电网的分类：

并网型：既可以与外部电网连接运行，也支持离网独立运行，以并网为主。

离网型：不与外部电网联网，实现电能自发自用，功率平衡微电网。

4.3 相关控制策略：

• 计划曲线：控制储能系统使其按照预定的计划曲线安排充、放电计划。针对微电网内部负荷相对比较稳定，负荷存在明显的峰谷差，且峰谷电价较大的场景，宜适合这种策略。

• 需量控制：控制系统从电网取电的需量值，防止需量增加，增加基础电费或罚款。

读取并网点功率，并与设置的最大需量值进行比较，当超过设置的最大需量值时，储能放电降低峰值功率，若仍不能满足则需要按负荷等级切除负荷来满足。若不超过设置的最大需量值，则储能进行充电，同时保证储能充电时仍然不超过设置的最大需量值。

• 防逆流控制：控制光伏发电优先供给负载，多余电能存储到储能系统，当储能系统和负荷不能消纳的情况下，通过下调光伏逆变器对外输出功率，限制光伏出力。

首先判断并网功率是否超过了设定值，若超过需要进行防逆流的控制，然后判断储能状态，排除SOC不符合要求的储能单元后，根据储能的状态做储能降功率放电或者充电或者光伏降功率。

• 削峰填谷控制：在用电高峰期作为电源释放电能，在用电低谷期作为负荷吸收电能，提高电网运行的经济性和安全性。

• 动态扩容：短期用电功率大于变压器容量时，储能快速放电，或改变可调负荷，满足安全用能要求。

系统监测变压器的带载率，如果监测到有大负荷冲击，导致变压器满载或过载，控制储能系统放电来削减峰值功率，从而达到动态扩容的效果。

4.4 并离网运行：并网下市电、光储协调控制，离网下光储（柴）协同运行。

• 并网模式：在并网情况下，光伏优先供给负荷，当光伏发电功率大于负荷需求功率时，控制储能进行充电，当SOC大于SOCmax时，光伏降功率防止逆流。当光伏发电功率小于负荷需求功率时，控制储能放电，当SOC小于SOCmin时，储能停止放电，此时负荷由市电和（或）光伏供电。

• 离网模式:

A. 计划性停电：全场计划性停电，光伏及储能系统人工遥控停机。

B. 非计划性停电

（1）并网转离网

全场非计划性停电（如突然停电或线路断电），当STS（或系统）监测到市电断电时，STS与PCS进行通讯，切断与市电连接，并将PCS转为离网模式，整个过程STS自动控制切换。同时EMS向断路器发送跳闸命令。此时储能作为主电源与光伏一起为负荷供电。

当储能SOC低于SOCmin时，EMS与柴发通信，并下发启动指令，此时柴发与光伏一起为负荷与储能供电（此时储能转为PQ模式，由储能EMS本身控制）。

当储能SOC高于SOCmax时，EMS与柴发通信，并下发停机指令，此时储能与光伏一起为负荷供电。

（2）离网转并网

当STS监测到市电来电时，STS自动执行离网转并网控制指令，同时EMS控制柴发停机（如有运行）和控制断路器（遥控或手动）闭合，此时市电、储能、光伏为负荷供电。

五. 光储充微电网管理系统界面

5.1 主界面

微电网能量管理系统包括系统主界面，包含微电网光伏、风电、储能、充电桩及总体负荷情况，体现系统主接线图、光伏信息、风电信息、储能信息、充电桩信息、告警信息、收益、环境等。

5.2 储能监控

系统综合数据：电参量数据、充放电量数据、节能减排数据；

运行模式：峰谷模式、计划曲线、需量控制等；

统计电量、收益等数据；

储能系统功率曲线、充放电量对比图，实时掌握储能系统的整体运行水平。

5.3 光伏监控

光伏系统总出力情况

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，识别低效发电电站；

发电收益统计(补贴收益、并网收益)

辐照度/风力/环境温湿度监测

并网电能质量监测及分析

5.4 光伏预测

以海量发电和环境数据为根源；以高精度数值气象预报为基础；

采用多维度同构异质BP、LSTM神经网络光功率预测方法

时间分辨率：15min，超短期未来4h预测精度＞90%，短期未来72h预测精度＞80%

主要功能：短期光伏功率预测 / 超短期光伏功率预测  /  数值天气预报管理  /  误差统计计算  /  实时数据管理  /  历史数据管理  /  光伏功率预测数据人机界面

5.5 风电监控

风力发电系统总出力情况、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，识别低效发电电站；、发电收益统计(补贴收益、并网收益)、风力/风速/气压/环境温湿度监测、并网电能质量监测及分析。

5.6 充电桩界面

实时监测充电系统的充电电压、电流、功率及各充电桩运行状态；

统计各充电桩充电量、电费等； 针对异常信息进行故障告警；根据用电负荷柔性调节充电功率。

5.7 电能质量

对整个系统范围内的电能质量和电能可靠性状况进行持续性的监测。如电压谐波、电压闪变、电压不平衡等稳态数据和电压暂升/暂降、电压中断暂态数据进行监测分析及录波展示，并对电压、电流瞬变进行监测。

5.8 配套产品

六. 结语

本文围绕光储微网展开深入探讨，先阐述了在双碳目标推进下，光储微网对弥补光伏阵列受天气影响缺陷的重要性，以及功率精准分配的必要性。接着介绍了光储微网的系统结构，包括组成部分、接入大电网与孤岛模式的特点及逆变器和电路的相关设计。随后重点分析了功率协调控制策略，划分出 4 种运行模式，说明了各模式下光伏、储能及逆变器的工作方式，并介绍了相关子控制器的作用。最后呈现了安科瑞光储充微电网能量管理系统的解决方案，涵盖系统组成、分类、控制策略、并离网运行及管理系统界面等内容，全面展现了光储微网在实际应用中的系统构建与运行管理思路。

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