隨著 “雙碳" 目標(biāo)的深入推進(jìn)，光伏產(chǎn)業(yè)迎來迅猛發(fā)展。然而，光伏陣列的發(fā)電效率受天氣影響顯著，穩(wěn)定性欠佳。光儲微網(wǎng)因整合了光伏陣列與儲能電池，能有效彌補(bǔ)光伏發(fā)電的這一缺陷。在光儲微網(wǎng)系統(tǒng)中，當(dāng)光伏功率出現(xiàn)波動時，儲能系統(tǒng)需及時輸出功率以平抑波動，這就要求對光伏與儲能的功率輸出進(jìn)行精準(zhǔn)分配。

二. 光儲微網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

光儲微網(wǎng)由光伏電源、儲能設(shè)備、本地負(fù)荷以及監(jiān)控保 護(hù)設(shè)備等組成，光儲微網(wǎng)接入大電網(wǎng)后，本地負(fù)荷由光伏、 儲能和大電網(wǎng)共同供電，可靠性較高。當(dāng)光儲微網(wǎng)處于孤島 模式時，本地負(fù)荷由光儲微網(wǎng)直接供電，穩(wěn)定性較差。本文 主要研究處于并網(wǎng)模式下的光儲微網(wǎng)。為抑制光伏波動對光 儲微網(wǎng)輸出功率和頻率的影響，將直流系統(tǒng)轉(zhuǎn)換為交流系統(tǒng) 的逆變器采用虛擬同步機(jī)控制策略。光伏單元的輸出直流電 壓通常只有幾伏，無法滿足需要，需要采用 DC/DC 電路進(jìn)行 升壓（本文將直流母線電壓設(shè)定為 700 V），儲能電池充、放 電根據(jù)光伏單元情況輸入或者輸出有功功率，常采用 IGBT 等電子器件進(jìn)行通斷，使用 Buck-Boost 電路升、降壓。在控 制策略上，根據(jù)光照強(qiáng)度和儲能電池初始 SOC 的情況，采 用不同控制方案控制光伏單元和儲能電池按照設(shè)定的方式 進(jìn)行功率輸出。

三. 光儲微網(wǎng)功率協(xié)調(diào)控制策略

3.1 光儲微網(wǎng)各單元間的工作模式

光儲微網(wǎng)的直流電源通常包括光伏發(fā)電單元、儲能單元，將直流電壓轉(zhuǎn)換為交流電壓的電力電子器件為并網(wǎng)逆變 器。光伏發(fā)電單元是主要能量輸出，可為本地負(fù)荷提供能量， 將多余的能量輸送至大電網(wǎng)。儲能單元是能量補(bǔ)充和慣性 功率提供者，根據(jù)負(fù)荷功率和光伏功率之差進(jìn)行充、放電， 當(dāng)光照較強(qiáng)時對自身充電，當(dāng)光照較弱時對外放電，同時根 據(jù)光伏波動提供慣性功率。采用虛擬同步機(jī)控制的并網(wǎng)逆變 器單元在控制過程中模擬了一次調(diào)頻特性，能根據(jù)系統(tǒng)波動 情況自動調(diào)節(jié)系統(tǒng)頻率，保持系統(tǒng)動態(tài)穩(wěn)定，但是并網(wǎng)逆變 器無法直接提供功率，所調(diào)節(jié)的調(diào)頻功率需要由儲能單元提供。

由以上分析可知，光伏單元、儲能單元以及并網(wǎng)逆變器 間需要協(xié)調(diào)控制，才能滿足負(fù)荷和系統(tǒng)穩(wěn)定性的需要。 假設(shè)光伏單元最大輸出功率為 Pmax，儲能電池功率為 Pb，本地負(fù)荷功率為 Pr。在光儲微網(wǎng)中，根據(jù)光伏陣列特 性，對應(yīng)某一光照強(qiáng)度的光伏單元有最大功率限制，控制方 式分為降功率控制和最大功率點(diǎn)追蹤（Maximum Power Point Tracking，MPPT）。對于儲能電池，鑒于經(jīng)濟(jì)性限制，容量 應(yīng)盡可能小，儲能充放電倍率不能過大，SOC 需要運(yùn)行在合 理區(qū)間。并網(wǎng)逆變器采用虛擬同步機(jī)控制，以增加系統(tǒng)穩(wěn)定 性。根據(jù)光伏發(fā)電單元、儲能單元的不同控制方式，將本文 所提光儲微網(wǎng)劃分為 4 種運(yùn)行模式，在不同運(yùn)行模式下，光 伏發(fā)電單元、儲能單元和并網(wǎng)逆變器輸出不同功率，具體工 作模式見表 1。

工作模式 I 中各單元輸出有功功率

工作模式 I：Pmax≥Pr，SOC≥80。在這種模式下，光照強(qiáng) 度超過設(shè)定強(qiáng)度，光伏單元受光照后的最大功率超出了負(fù)荷 需要功率，儲能電池容量充足，不需要過度充電，以免損傷 電池。在此情況下，光伏單元應(yīng)棄光，功率輸出只滿足負(fù)荷 需要，采用降功率控制策略。同時，由于光照強(qiáng)度處于時刻 變化中，因此會引起并網(wǎng)逆變器輸出變化，儲能單元提供慣 性功率平抑波動。在實(shí)際應(yīng)用中，部分地區(qū)光照時間較多區(qū) 域需要考慮此種情況。

工作模式 I中光伏、儲能和逆變器出力

工作模式 II：Pmax>Pr、SOC<80 和 Pmax<Pr、SOC≥30。在這種模式下，光伏發(fā)電單元采取 MPPT 控制方式，儲能電池 SOC 處于健康狀態(tài)的正常范圍，主要作用是隨光照強(qiáng)度變化 充、放電。當(dāng)光伏輸出功率高于本地負(fù)荷需要功率時且儲能電池處于正常范圍內(nèi)時，光伏除了為負(fù)荷供電外，還需要為 儲能電池充電 ；當(dāng)光伏輸出功率小于本地負(fù)荷需要功率時， 儲能電池需要輸出有功功率，以補(bǔ)充功率間的差額。此為光 儲微網(wǎng)的主要工作模式，大部分情況處于此種模式下。

工作模式 II 中光伏、儲能和逆變器出力

工作模式 III ：20≤SOC<30。在這種模式下，儲能電池 SOC 較低，如果繼續(xù)輸出較大功率供給負(fù)荷，就會損傷電 池，因此此種模式下的儲能電池不用于為本地負(fù)荷供能，主 要用于平抑光照強(qiáng)度變化引起的波動，可提高穩(wěn)定性。此種 模式下，光伏單元采用 MPPT 控制方式輸出全部功率，其余 不足的功率由大電網(wǎng)補(bǔ)充。 工作模式 IV：SOC<20。在這種模式下，光伏采用 MPPT 控制方式，將輸出功率大化，儲能電池電量已經(jīng)很低，不 能繼續(xù)放電，電池只能在充電狀態(tài)下工作，負(fù)荷所需功率全 部由大電網(wǎng)提供。當(dāng)系統(tǒng)受到干擾時，儲能也可以提供慣性 功率（通常較?。?無論光儲微網(wǎng)處于何種模式，均可以按照模式 I、模式 II、模式 III 和模式 IV 并根據(jù)功率和 SOC 所在區(qū)間在控制器 控制下自動順序切換。

3.2 光儲微網(wǎng)協(xié)調(diào)控制策略

為實(shí)現(xiàn)上述 4 種模式，光儲微網(wǎng)中光伏單元、儲能電池 單元和并網(wǎng)逆變器需要協(xié)調(diào)控制，系統(tǒng)主要包括 3 個子控制 器，即光伏單元控制器、儲能單元控制器和并網(wǎng)逆變器控制器。光伏單元控制器根據(jù)光照強(qiáng)度和負(fù)荷功率采用 MPPT 控 制或者限功率控制；儲能控制器根據(jù)光伏功率和負(fù)荷功率采 用雙環(huán)控制，使儲能電池充、放電；并網(wǎng)逆變器控制器采用 虛擬同步機(jī)控制策略輸出指定功率，并網(wǎng)逆變器中的功率參 考值由逆變器功率控制器輸出。具體控制策略如圖 1 所示:

光儲微網(wǎng)功率協(xié)調(diào)控制策略

四. 安科瑞光儲充微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)解決方案

4.1 微電網(wǎng)系統(tǒng)的組成：由分布式電源、儲能裝置、能量轉(zhuǎn)換裝置、相關(guān)負(fù)荷和監(jiān)控、保護(hù)裝置匯集而成的小型發(fā)配電系統(tǒng)，是一個能夠?qū)崿F(xiàn)自我控制、保護(hù)和管理的自治系統(tǒng)。

4.2 微電網(wǎng)的分類：

并網(wǎng)型：既可以與外部電網(wǎng)連接運(yùn)行，也支持離網(wǎng)獨(dú)立運(yùn)行，以并網(wǎng)為主。

離網(wǎng)型：不與外部電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)，實(shí)現(xiàn)電能自發(fā)自用，功率平衡微電網(wǎng)。

4.3 相關(guān)控制策略：

• 計(jì)劃曲線：控制儲能系統(tǒng)使其按照預(yù)定的計(jì)劃曲線安排充、放電計(jì)劃。針對微電網(wǎng)內(nèi)部負(fù)荷相對比較穩(wěn)定，負(fù)荷存在明顯的峰谷差，且峰谷電價較大的場景，宜適合這種策略。

• 需量控制：控制系統(tǒng)從電網(wǎng)取電的需量值，防止需量增加，增加基礎(chǔ)電費(fèi)或罰款。

讀取并網(wǎng)點(diǎn)功率，并與設(shè)置的最大需量值進(jìn)行比較，當(dāng)超過設(shè)置的最大需量值時，儲能放電降低峰值功率，若仍不能滿足則需要按負(fù)荷等級切除負(fù)荷來滿足。若不超過設(shè)置的最大需量值，則儲能進(jìn)行充電，同時保證儲能充電時仍然不超過設(shè)置的最大需量值。

• 防逆流控制：控制光伏發(fā)電優(yōu)先供給負(fù)載，多余電能存儲到儲能系統(tǒng)，當(dāng)儲能系統(tǒng)和負(fù)荷不能消納的情況下，通過下調(diào)光伏逆變器對外輸出功率，限制光伏出力。

首先判斷并網(wǎng)功率是否超過了設(shè)定值，若超過需要進(jìn)行防逆流的控制，然后判斷儲能狀態(tài)，排除SOC不符合要求的儲能單元后，根據(jù)儲能的狀態(tài)做儲能降功率放電或者充電或者光伏降功率。

• 削峰填谷控制：在用電高峰期作為電源釋放電能，在用電低谷期作為負(fù)荷吸收電能，提高電網(wǎng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性和安全性。

• 動態(tài)擴(kuò)容：短期用電功率大于變壓器容量時，儲能快速放電，或改變可調(diào)負(fù)荷，滿足安全用能要求。

系統(tǒng)監(jiān)測變壓器的帶載率，如果監(jiān)測到有大負(fù)荷沖擊，導(dǎo)致變壓器滿載或過載，控制儲能系統(tǒng)放電來削減峰值功率，從而達(dá)到動態(tài)擴(kuò)容的效果。

4.4 并離網(wǎng)運(yùn)行：并網(wǎng)下市電、光儲協(xié)調(diào)控制，離網(wǎng)下光儲（柴）協(xié)同運(yùn)行。

• 并網(wǎng)模式：在并網(wǎng)情況下，光伏優(yōu)先供給負(fù)荷，當(dāng)光伏發(fā)電功率大于負(fù)荷需求功率時，控制儲能進(jìn)行充電，當(dāng)SOC大于SOCmax時，光伏降功率防止逆流。當(dāng)光伏發(fā)電功率小于負(fù)荷需求功率時，控制儲能放電，當(dāng)SOC小于SOCmin時，儲能停止放電，此時負(fù)荷由市電和（或）光伏供電。

• 離網(wǎng)模式:

A. 計(jì)劃性停電：全場計(jì)劃性停電，光伏及儲能系統(tǒng)人工遙控停機(jī)。

B. 非計(jì)劃性停電

（1）并網(wǎng)轉(zhuǎn)離網(wǎng)

全場非計(jì)劃性停電（如突然停電或線路斷電），當(dāng)STS（或系統(tǒng)）監(jiān)測到市電斷電時，STS與PCS進(jìn)行通訊，切斷與市電連接，并將PCS轉(zhuǎn)為離網(wǎng)模式，整個過程STS自動控制切換。同時EMS向斷路器發(fā)送跳閘命令。此時儲能作為主電源與光伏一起為負(fù)荷供電。

當(dāng)儲能SOC低于SOCmin時，EMS與柴發(fā)通信，并下發(fā)啟動指令，此時柴發(fā)與光伏一起為負(fù)荷與儲能供電（此時儲能轉(zhuǎn)為PQ模式，由儲能EMS本身控制）。

當(dāng)儲能SOC高于SOCmax時，EMS與柴發(fā)通信，并下發(fā)停機(jī)指令，此時儲能與光伏一起為負(fù)荷供電。

（2）離網(wǎng)轉(zhuǎn)并網(wǎng)

當(dāng)STS監(jiān)測到市電來電時，STS自動執(zhí)行離網(wǎng)轉(zhuǎn)并網(wǎng)控制指令，同時EMS控制柴發(fā)停機(jī)（如有運(yùn)行）和控制斷路器（遙控或手動）閉合，此時市電、儲能、光伏為負(fù)荷供電。

五. 光儲充微電網(wǎng)管理系統(tǒng)界面

5.1 主界面

微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)包括系統(tǒng)主界面，包含微電網(wǎng)光伏、風(fēng)電、儲能、充電樁及總體負(fù)荷情況，體現(xiàn)系統(tǒng)主接線圖、光伏信息、風(fēng)電信息、儲能信息、充電樁信息、告警信息、收益、環(huán)境等。

5.2 儲能監(jiān)控

系統(tǒng)綜合數(shù)據(jù)：電參量數(shù)據(jù)、充放電量數(shù)據(jù)、節(jié)能減排數(shù)據(jù)；

運(yùn)行模式：峰谷模式、計(jì)劃曲線、需量控制等；

統(tǒng)計(jì)電量、收益等數(shù)據(jù)；

儲能系統(tǒng)功率曲線、充放電量對比圖，實(shí)時掌握儲能系統(tǒng)的整體運(yùn)行水平。

5.3 光伏監(jiān)控

光伏系統(tǒng)總出力情況

逆變器直流側(cè)、交流側(cè)運(yùn)行狀態(tài)監(jiān)測及報警

逆變器及電站發(fā)電量統(tǒng)計(jì)及分析

并網(wǎng)柜電力監(jiān)測及發(fā)電量統(tǒng)計(jì)

電站發(fā)電量年有效利用小時數(shù)統(tǒng)計(jì)，識別低效發(fā)電電站；

發(fā)電收益統(tǒng)計(jì)(補(bǔ)貼收益、并網(wǎng)收益)

輻照度/風(fēng)力/環(huán)境溫濕度監(jiān)測

并網(wǎng)電能質(zhì)量監(jiān)測及分析

5.4 光伏預(yù)測

以海量發(fā)電和環(huán)境數(shù)據(jù)為根源；以高精度數(shù)值氣象預(yù)報為基礎(chǔ)；

采用多維度同構(gòu)異質(zhì)BP、LSTM神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)光功率預(yù)測方法

時間分辨率：15min，超短期未來4h預(yù)測精度＞90%，短期未來72h預(yù)測精度＞80%

主要功能：短期光伏功率預(yù)測 / 超短期光伏功率預(yù)測  /  數(shù)值天氣預(yù)報管理  /  誤差統(tǒng)計(jì)計(jì)算  /  實(shí)時數(shù)據(jù)管理  /  歷史數(shù)據(jù)管理  /  光伏功率預(yù)測數(shù)據(jù)人機(jī)界面

5.5 風(fēng)電監(jiān)控

風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)總出力情況、逆變器直流側(cè)、交流側(cè)運(yùn)行狀態(tài)監(jiān)測及報警、逆變器及電站發(fā)電量統(tǒng)計(jì)及分析、并網(wǎng)柜電力監(jiān)測及發(fā)電量統(tǒng)計(jì)、電站發(fā)電量年有效利用小時數(shù)統(tǒng)計(jì)，識別低效發(fā)電電站；、發(fā)電收益統(tǒng)計(jì)(補(bǔ)貼收益、并網(wǎng)收益)、風(fēng)力/風(fēng)速/氣壓/環(huán)境溫濕度監(jiān)測、并網(wǎng)電能質(zhì)量監(jiān)測及分析。

5.6 充電樁界面

實(shí)時監(jiān)測充電系統(tǒng)的充電電壓、電流、功率及各充電樁運(yùn)行狀態(tài)；

統(tǒng)計(jì)各充電樁充電量、電費(fèi)等； 針對異常信息進(jìn)行故障告警；根據(jù)用電負(fù)荷柔性調(diào)節(jié)充電功率。

5.7 電能質(zhì)量

對整個系統(tǒng)范圍內(nèi)的電能質(zhì)量和電能可靠性狀況進(jìn)行持續(xù)性的監(jiān)測。如電壓諧波、電壓閃變、電壓不平衡等穩(wěn)態(tài)數(shù)據(jù)和電壓暫升/暫降、電壓中斷暫態(tài)數(shù)據(jù)進(jìn)行監(jiān)測分析及錄波展示，并對電壓、電流瞬變進(jìn)行監(jiān)測。

5.8 配套產(chǎn)品

六. 結(jié)語

本文圍繞光儲微網(wǎng)展開深入探討，先闡述了在雙碳目標(biāo)推進(jìn)下，光儲微網(wǎng)對彌補(bǔ)光伏陣列受天氣影響缺陷的重要性，以及功率精準(zhǔn)分配的必要性。接著介紹了光儲微網(wǎng)的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)，包括組成部分、接入大電網(wǎng)與孤島模式的特點(diǎn)及逆變器和電路的相關(guān)設(shè)計(jì)。隨后重點(diǎn)分析了功率協(xié)調(diào)控制策略，劃分出 4 種運(yùn)行模式，說明了各模式下光伏、儲能及逆變器的工作方式，并介紹了相關(guān)子控制器的作用。最后呈現(xiàn)了安科瑞光儲充微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)的解決方案，涵蓋系統(tǒng)組成、分類、控制策略、并離網(wǎng)運(yùn)行及管理系統(tǒng)界面等內(nèi)容，全面展現(xiàn)了光儲微網(wǎng)在實(shí)際應(yīng)用中的系統(tǒng)構(gòu)建與運(yùn)行管理思路。

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