隨著 “雙碳" 目標的深入推進，光伏產業(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。光儲微網因整合了光伏陣列與儲能電池，能有效彌補光伏發(fā)電的這一缺陷。在光儲微網系統(tǒng)中，當光伏功率出現(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行精準分配。

二. 光儲微網系統(tǒng)結構

光儲微網由光伏電源、儲能設備、本地負荷以及監(jiān)控保 護設備等組成，光儲微網接入大電網后，本地負荷由光伏、 儲能和大電網共同供電，可靠性較高。當光儲微網處于孤島 模式時，本地負荷由光儲微網直接供電，穩(wěn)定性較差。本文 主要研究處于并網模式下的光儲微網。為抑制光伏波動對光 儲微網輸出功率和頻率的影響，將直流系統(tǒng)轉換為交流系統(tǒng) 的逆變器采用虛擬同步機控制策略。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 電路進行 升壓（本文將直流母線電壓設定為 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 等電子器件進行通斷，使用 Buck-Boost 電路升、降壓。在控 制策略上，根據(jù)光照強度和儲能電池初始 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定的方式 進行功率輸出。

三. 光儲微網功率協(xié)調控制策略

3.1 光儲微網各單元間的工作模式

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

由以上分析可知，光伏單元、儲能單元以及并網逆變器 間需要協(xié)調控制，才能滿足負荷和系統(tǒng)穩(wěn)定性的需要。 假設光伏單元最大輸出功率為 Pmax，儲能電池功率為 Pb，本地負荷功率為 Pr。在光儲微網中，根據(jù)光伏陣列特 性，對應某一光照強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追蹤（Maximum Power Point Tracking，MPPT）。對于儲能電池，鑒于經濟性限制，容量 應盡可能小，儲能充放電倍率不能過大，SOC 需要運行在合 理區(qū)間。并網逆變器采用虛擬同步機控制，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 所提光儲微網劃分為 4 種運行模式，在不同運行模式下，光 伏發(fā)電單元、儲能單元和并網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 度超過設定強度，光伏單元受光照后的最大功率超出了負荷 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，光伏單元應棄光，功率輸出只滿足負荷 需要，采用降功率控制策略。同時，由于光照強度處于時刻 變化中，因此會引起并網逆變器輸出變化，儲能單元提供慣 性功率平抑波動。在實際應用中，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度變化 充、放電。當光伏輸出功率高于本地負荷需要功率時且儲能電池處于正常范圍內時，光伏除了為負荷供電外，還需要為 儲能電池充電 ；當光伏輸出功率小于本地負荷需要功率時， 儲能電池需要輸出有功功率，以補充功率間的差額。此為光 儲微網的主要工作模式，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荷供能，主 要用于平抑光照強度變化引起的波動，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補充。 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，儲能電池電量已經很低，不 能繼續(xù)放電，電池只能在充電狀態(tài)下工作，負荷所需功率全 部由大電網提供。當系統(tǒng)受到干擾時，儲能也可以提供慣性 功率（通常較小）。 無論光儲微網處于何種模式，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 光儲微網協(xié)調控制策略

為實現(xiàn)上述 4 種模式，光儲微網中光伏單元、儲能電池 單元和并網逆變器需要協(xié)調控制，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逆變器控制器。光伏單元控制器根據(jù)光照強度和負荷功率采用 MPPT 控 制或者限功率控制；儲能控制器根據(jù)光伏功率和負荷功率采 用雙環(huán)控制，使儲能電池充、放電；并網逆變器控制器采用 虛擬同步機控制策略輸出指定功率，并網逆變器中的功率參 考值由逆變器功率控制器輸出。具體控制策略如圖 1 所示:

光儲微網功率協(xié)調控制策略

四. 安科瑞光儲充微電網能量管理系統(tǒng)解決方案

4.1 微電網系統(tǒng)的組成：由分布式電源、儲能裝置、能量轉換裝置、相關負荷和監(jiān)控、保護裝置匯集而成的小型發(fā)配電系統(tǒng)，是一個能夠實現(xiàn)自我控制、保護和管理的自治系統(tǒng)。

4.2 微電網的分類：

并網型：既可以與外部電網連接運行，也支持離網獨立運行，以并網為主。

離網型：不與外部電網聯(lián)網，實現(xiàn)電能自發(fā)自用，功率平衡微電網。

4.3 相關控制策略：

• 計劃曲線：控制儲能系統(tǒng)使其按照預定的計劃曲線安排充、放電計劃。針對微電網內部負荷相對比較穩(wěn)定，負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)從電網取電的需量值，防止需量增加，增加基礎電費或罰款。

讀取并網點功率，并與設置的最大需量值進行比較，當超過設置的最大需量值時，儲能放電降低峰值功率，若仍不能滿足則需要按負荷等級切除負荷來滿足。若不超過設置的最大需量值，則儲能進行充電，同時保證儲能充電時仍然不超過設置的最大需量值。

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

首先判斷并網功率是否超過了設定值，若超過需要進行防逆流的控制，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荷吸收電能，提高電網運行的經濟性和安全性。

• 動態(tài)擴容：短期用電功率大于變壓器容量時，儲能快速放電，或改變可調負荷，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)測到有大負荷沖擊，導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，從而達到動態(tài)擴容的效果。

4.4 并離網運行：并網下市電、光儲協(xié)調控制，離網下光儲（柴）協(xié)同運行。

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

• 離網模式:

A. 計劃性停電：全場計劃性停電，光伏及儲能系統(tǒng)人工遙控停機。

B. 非計劃性停電

（1）并網轉離網

全場非計劃性停電（如突然停電或線路斷電），當STS（或系統(tǒng)）監(jiān)測到市電斷電時，STS與PCS進行通訊，切斷與市電連接，并將PCS轉為離網模式，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荷供電。

當儲能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)與光伏一起為負荷與儲能供電（此時儲能轉為PQ模式，由儲能EMS本身控制）。

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

（2）離網轉并網

當STS監(jiān)測到市電來電時，STS自動執(zhí)行離網轉并網控制指令，同時EMS控制柴發(fā)停機（如有運行）和控制斷路器（遙控或手動）閉合，此時市電、儲能、光伏為負荷供電。

五. 光儲充微電網管理系統(tǒng)界面

5.1 主界面

微電網能量管理系統(tǒng)包括系統(tǒng)主界面，包含微電網光伏、風電、儲能、充電樁及總體負荷情況，體現(xiàn)系統(tǒng)主接線圖、光伏信息、風電信息、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)；

運行模式：峰谷模式、計劃曲線、需量控制等；

統(tǒng)計電量、收益等數(shù)據(jù)；

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

5.3 光伏監(jiān)控

光伏系統(tǒng)總出力情況

逆變器直流側、交流側運行狀態(tài)監(jiān)測及報警

逆變器及電站發(fā)電量統(tǒng)計及分析

并網柜電力監(jiān)測及發(fā)電量統(tǒng)計

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

發(fā)電收益統(tǒng)計(補貼收益、并網收益)

輻照度/風力/環(huán)境溫濕度監(jiān)測

并網電能質量監(jiān)測及分析

5.4 光伏預測

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

采用多維度同構異質BP、LSTM神經網絡光功率預測方法

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

主要功能：短期光伏功率預測 / 超短期光伏功率預測  /  數(shù)值天氣預報管理  /  誤差統(tǒng)計計算  /  實時數(shù)據(jù)管理  /  歷史數(shù)據(jù)管理  /  光伏功率預測數(shù)據(jù)人機界面

5.5 風電監(jiān)控

風力發(fā)電系統(tǒng)總出力情況、逆變器直流側、交流側運行狀態(tài)監(jiān)測及報警、逆變器及電站發(fā)電量統(tǒng)計及分析、并網柜電力監(jiān)測及發(fā)電量統(tǒng)計、電站發(fā)電量年有效利用小時數(shù)統(tǒng)計，識別低效發(fā)電電站；、發(fā)電收益統(tǒng)計(補貼收益、并網收益)、風力/風速/氣壓/環(huán)境溫濕度監(jiān)測、并網電能質量監(jiān)測及分析。

5.6 充電樁界面

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

統(tǒng)計各充電樁充電量、電費等； 針對異常信息進行故障告警；根據(jù)用電負荷柔性調節(jié)充電功率。

5.7 電能質量

對整個系統(tǒng)范圍內的電能質量和電能可靠性狀況進行持續(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)進行監(jiān)測分析及錄波展示，并對電壓、電流瞬變進行監(jiān)測。

5.8 配套產品

六. 結語

本文圍繞光儲微網展開深入探討，先闡述了在雙碳目標推進下，光儲微網對彌補光伏陣列受天氣影響缺陷的重要性，以及功率精準分配的必要性。接著介紹了光儲微網的系統(tǒng)結構，包括組成部分、接入大電網與孤島模式的特點及逆變器和電路的相關設計。隨后重點分析了功率協(xié)調控制策略，劃分出 4 種運行模式，說明了各模式下光伏、儲能及逆變器的工作方式，并介紹了相關子控制器的作用。最后呈現(xiàn)了安科瑞光儲充微電網能量管理系統(tǒng)的解決方案，涵蓋系統(tǒng)組成、分類、控制策略、并離網運行及管理系統(tǒng)界面等內容，全面展現(xiàn)了光儲微網在實際應用中的系統(tǒng)構建與運行管理思路。

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