某厂区微电网系统设计与研究

于 博 涛

(大同市重点工程建设服务中心，山西 大同 037003)

1 项目背景

厂区由分布式光伏、微风发电、储能系统、电网电力等多能源供给组成，共有15个单体建筑，存在能源供给不平衡，使用效率低下等问题。

2 设计原则

采用太阳能光伏发电、储能系统与电网供电联合，太阳能光伏发电进行适当能源补充，体现绿色能源价值。储能作为后备电源，在电网停电或检修时给负荷供电，提高供电可靠性。储能系统用于平抑光伏发电、光伏发电盈余时充电、负荷高峰期时放电、削峰填谷套利、变压器容改需。

3 系统组成及拓扑图

整套系统由分布式光伏系统、储能系统、储能PCS、用电负荷、能量管理系统等几部分组成，见图1。

1)储能系统通过500 kW储能变流器、隔离变与电网连接；

2)能量管理系统可采集全系统内发电、储能、负荷数据，通过智能调度算法控制整个微电网内的功率平衡、电压稳定，实现平抑光伏发电、光伏发电盈余时充电、负荷高峰期时放电、削峰填谷套利、变压器容改需，保证配电网侧电压稳定输出等功能并充分考虑其经济特性。

4 系统简介

本项目中储能的作用主要有以下两点。

4.1 分时电价电费管理

在电价较低时通过电网向电池组充电，在电价较高时，电池组向负载放电，通过低买高卖(用)套利或者减少本地电费的支出。影响收益的主要因素是峰谷电价，另外储能系统的效率、放电时间及相关补贴也会直接影响收益的多少。

4.2 备用电源

适量的储能可以在分布式发电单元不能正常运行及电网掉电的情况下起备用作用。在电网停电时，满电量的储能系统能够满足应急需求。

5 系统运行模式

5.1 并网控制

当光伏能量充足时：光伏优先为负载供电，剩余能量对储能系统充电。

当光伏能量不足时：当电池组SOC不小于设定值A时，光伏和电池组同时为负载供电；当电池组SOC小于设定值A且当前处于电价谷值时，光伏和电网同时为负载供电，同时电网为电池组充电。

当光伏能量无时：当电池组电量充足且当前处于电价谷值时，则电网仅需向负载供电；当电池组SOC小于设定值A且当前处于电价谷值时，电网为负载供电，同时电网为电池组充电。

5.2 离网控制

当光伏能量充足时：光伏优先供给负载供电，剩余能量对电池组充电，如果仍有剩余，则EMS能量管理系统限制光伏功率输出。

当光伏能量不足时：当电池组SOC不小于设定值A时，光伏和电池组同时为负载供电；当电池组SOC小于设定值A时，系统限制可控负载用电。

当光伏能量无时：当电池组SOC不小于设定值A时，电池组为负载供电；当电池组SOC小于设定值A时，系统限制可控负载用电。

6 主要设备介绍

6.1 储能变流器

储能变流器(PCS)及其选配件是电网与电能存储设备之间的纽带，它实现了交流电能和直流电能相互变换，并监测储能变流器交流端、直流端的电压电流功率以及功率温度等数据，肩负着充电和电能回馈作用，是储能系统的关键设备之一，为分布式发电系统和微电网系统的大力发展提供了先决条件。同时，PCS作为微网中一个可控的储能电源，解决了大电网与分布式电源间的矛盾，使微电网既可与大电网联网运行，也可在电网故障或需要时与主网断开单独运行，大大提高了电力系统的安全性、稳定性、经济性。

6.2 储能协调控制器

储能协调控制器实现电网侧储能电站全站PCS的统一快速协调控制。

储能协调控制器通过光纤以太网及IEC 61850/Goose协议与其下辖管理的各PCS之间进行实时通信，根据各PCS的功率、SOC等状态，采用既定的分配策略，实现储能系统总的有功、无功出力目标在各PCS之间的分配及快速闭环跟踪控制。装置支持多种高级自动控制模式，包括：跟踪发电计划曲线，平滑可再生能源出力波动、一次调频调压等，同时支持对上级EMS或稳控系统的功率调节指令快速响应。

储能协调控制器基于深瑞智能变电站保护控制平台开发，平台可靠性经数千座变电站运行检验；支持双机双网热备用运行机制，储能协调控制器A，B机之间通过点对点专用通信链路实时交换运行状态，当主机A或通信网A故障时，无缝切换到主机B和通信网B，进一步保障系统可靠性；与PCS的协调控制采用高速光纤以太网及Goose协议，实现毫秒级实时响应，从储能协调控制器收到指令到整个储能系统输出完全响应指令的时间小于50 ms；支持接入区域稳控系统，可支持与稳控子站(执行站)通过光纤以太网Goose通信，实现新能源电站功率毫秒级双向快速控制响应，支持新能源电站“以调代切”；支持多种高级自动控制模式，包括：跟踪发电计划曲线、平滑可再生能源出力波动、一次调频调压等；采用标准开放的通信协议确保装置之间的互操作性，简化了系统配置和集成难度，并提高通信系统的可靠性；具有良好的兼容性和扩展性，对上通信支持所有主流的通信规约且可定制，满足实际工程现场通信接入需求。

7 能量管理系统

7.1 系统概述

能量管理系统采用面向服务的软件体系架构，遵循IEC 61970/IEC 61968规范，具有良好的开放性，能很好地满足系统集成和应用不断发展的需要；系统采用中间件技术，有效屏蔽了异构系统的差别，满足跨平台的需要，支持Unix/Linux/Windows/麒麟/凝思等操作系统；选用先进、成熟的硬件设备，关键设备采用冗余配置，构建了一个安全可靠、标准开放、资源共享、易于集成的主站系统。系统完全兼容国产硬件设备、操作系统及数据库。

分层、分组与集群控制功能，当组内故障时，组内冗余备用进行替换；当任何组群出现故障时，可以通过后备组群进行替换；采用内部双网、独立采集的网络结构，充分利用网络带宽，在容错的同时实现网络的负载平衡功能；采用软总线和中间件技术，实现与其他系统的互操作以及信息资源的共享；支持STREAM/SQL等多种访问模式，大大减少网络流量，减少内存开销；采用按口值班的前置采集模式，支持串口、有线、无线等多种数据采集模式，多源采集，计算和积分处理。

7.2 软件架构

系统软件基于SOA架构、遵循分层构件化及应用模块化的设计原则，由以下几个组件(中间件)组成：分布式管理中间件、数据库访问中间件、实时数据中间件、图形接口中间件、第三方接口中间件等，在平台提供的中间件的基础上，开发各种应用功能，实现应用在异构硬件平台及不同操作系统上的分布式部署。

8 结语

本文通过对厂区分布式光伏、储能系统等能源进行建模，设计了微电网系统，有效解决了形式多样的分布式电源并网问题，提高了能源利用效率，为打造国际先进、国内领先的能源系统示范项目提供了可复制、推广的技术、模式和体制经验。同时也发现了目前存在的问题，例如：微电网孤网运行要求配置一定容量的储能系统，储能系统建设投资成本较高。储能系统容量配置越大，效果越好，但成本越高，需要找到一个较好的平衡点，这和微电网的运行要求，峰谷电价政策等都有密切的关系。微电网监控平台及能量管理系统，投资成本高。在运维成本上，也比一般电网要高。