风光储系统-技术报告

1、风光储系统风光储系统 技术报告技术报告 江苏*集团 *年*月 目目 录录 1 概述概述.2 2. 系统设计系统设计.3 2.1 研究内容及创新点.3 2.2 设计原则.5 2.3 系统原理.6 2.3.1 系统模型 .6 2.3.2 原理分析 .10 2.4 系统组成.11 2.5 系统功能.11 3. 系统实现系统实现.12 3.1 运行方式 .12 3.2 控制策略 .15 3.3 系统保护及参数说明 .17 4. 应用简介应用简介.21 5 展望展望.22 1 概述概述 随着分布式发电技术的不断创新,常规能源的逐渐衰竭和环境污染的日益 加重，世界各国日益关注分布式发电技术(Distrib

2、uted GenerationDG)。 分布式发电一般是指发电功率在数千瓦至 50 兆瓦的小型化、模块化、分散 式、布置在用户附近,为用户供电的连接到配电系统的小型发电系统。现有研究 和实践已表明，将分布式发电供能系统以微网的形式接入传统电网并网运行， 与大电网互为支撑，是发挥分布式发电供能系统效能的最有效方式。微网是指 由分布式电源、储能装置、能量变换装置、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，既 可以与大电网并网运行，也可以孤立运行。 微网是分布式发电的重要形式之一，微网既可以通过配电网与大型电力网 并 联运行，形成一个大型电网与

3、小型电网的联合运行系统，也可以独立地为当地 提供电力需求。该模式大大提高了负荷侧的供电灵活性，可靠性。同时，微网 通过单点接入电网，可以减少大量小功率分布式电源接入电网后对传统电网的 影 响。另外，微网将分散的不同类型的小型发电源（分布式电源）组合起来供电， 能够使小型电源获得更高的利用效率。 另外，能源安全成为我国持续发展中面临的严峻问题。我国在能源利用方 面，还属于高能耗、低效率管理模式，建筑的能耗占我国总能耗的 25%。将来， 随着建筑面积的不断增加，建筑能耗有可能上升到 35%。坚持节约能源和保护 环境是我国的基本国策，关系人民群众切身利益和中华民族生存发展。在未来 一段时间，能源和发

4、展是摆在我们面前急需解决的严峻问题，需要大家做好节 能减排工作。最近，中央政府宣布到 2020 年将我国单位 GDP 二氧化碳排放量在 2005 年基础上降低 40%，这是一项艰巨而又十分有意义的工作，也是造福子孙 后代的工作，需要我们切实做好每一项工程。 开展微网并网与孤网运行相关课题研究和展示功能，建设基于微网的分布 式电源和微网示范项目符合国网公司智能电网发展规划战略方向，也积极响应 了国家的节能减排的号召。本项目中所建成的智能微网工程以及所取得的研究 成果将为未来智能电网的研究和发展奠定坚实的基础。 2. 系统设计系统设计 2.12.1 研究内容及创新点研究内容及创新点 采用小型风力发

5、电、太阳能光伏发电及储能设备等多种形式的分布式电源， 建设多种分布式能源互补的微网示范工程。在基于微网控制的风光储系统主要 开展的研究内容： a)a) 开展多种分布式电源并网运行时的协调优化控制技术，例如风光蓄互补优 化 控制，利用储能系统充放电的特性，有效抑制由于太阳光、风力等自然条件 变化引起光伏发电和风力发电输出功率的波动性，推动可再生能源技术的发 展； b)b) 通过接受配调的调度，实现与大电网潮流交换的可控； c)c) 开展智能微网的并网运行和独立运行双模式运行能力的研究； d)d) 研究微网的双向计量。 系统创新点系统创新点 (1) 光储一体化能量转换系统（PCS） 。 在一套变流

6、系统中，同时接入储能电池系统和光伏电池系统，通过 PCS 协 调运行控制器，实时调节储能系统充放电状态和光伏电池的出力，达到协调优 化控制的目的，实现储能寿命与光伏出力的最优平衡。 (2) 孤网运行模式下风、光、蓄互补的微网系统优化运行策略。 微网监控系统通过实时储能电池的容量状态（SOC） 、风机出力、光伏出力 及目前的负荷情况，合理的安排电池的充放电、风机和光伏的出力改变，达到 在孤网模式下最大限度的延长负荷供电时间目的。 (3) 并网运行模式下微网运行策略的灵活切换。 微网并网运行时，监控系统提供两种运行模式：（1）平滑输出运行模式， 利用储能系统针对分布式电源输出功率波动中某一特定频段

7、的波动分量进行补 偿，以达到平滑分布式电源输出功率的目的；（2）定功率控制模式，根据分布 式电源输出功率预测值、负荷预测值与发电计划，制定合理的总输出功率目标 曲线，通过实时地调整储能系统的充放电功率，使系统总的输出功率符合计划 安排。 (4) 微网三维图模一体化监测平台。 在微网监控系统二维图形基础上，独立自主开发出一套基于 3D 技术的微网 监测平台，全方位实时展示分布式电源运行状态、风、光信息及微网运行过程， 为分布式电源及微网技术的推广应用，起到非常好的示范作用。 (5) 基于光纤复合电缆的微网通讯网络应用 风光储系统信息被采集点大多同时需要电源供电及通讯网络，而在工程建 设中如为一台

8、设备单独敷设两套管路、线路进行数据监测采集，会极大的增加 工程建设费用，合理的整合两种技术有效的降低了成本，减少故障率，解决部 分设备现场高速、完全通讯的难题，同时在这条信息高速路上扩展多种业务应 用，实现智能电网的全覆盖。 2.22.2 设计原则设计原则 分布式电源的接入与有效监控，将会纳入整个智能电网，尤其是智能配电 网的运行管理体系，作为整个智能配电网系统中的一个节点来体现。因此，在 系统的设计上，必须充分考虑与配网自动化系统平台在系统建模、维护、信息 共享、运行管理等方面的一致性，尤其是针对微电网内部不同厂家的设备，要 求进行规范性、标准性的建模与规范设计，必须具有以下特点： （1）开

9、放性原则： 采用面向对象的支撑平台和运行、开发平台，提高软件的可靠性、可继承 性、可维护性和可扩充性。 采用面向对象的技术和“大对象”的概念，将一个特定的应用作为一个大 对象来处理，使它具备一个对象所具有的广义上的封装性和继承性。保证各应 用之间界面的清晰性、应用本身的相对独立性和安全性。 严格遵循国网公司制定的标准与规范设计，包括：国际标准 IEC 61968、IEC 61970 等，并提供开放的应用编程接口（API） ，有利于系统今后的 功能扩充。 系统将商用关系型数据库和实时数据库在设计上有机地结合在一起。提供 对数据模式的建立、数据存贮、报表系统以及对外部系统的数据接口。 采用“自上而

10、下”的整体设计方法、 “自下而上”的实现方式，即整体规划， 分布实施，使得系统按照系统工程的特点分期、分批逐步建设和完善。 采用开放的开发工具，支持用户或第三方的二次开发。 在遵循各种接口标准的基础上，可按照系统的需求对不同厂家的硬件和软 件进行集成，并根据实际情况进行灵活配置，逐步投入、扩展和升级，保护原 有的投资，使系统具有良好的集成性和扩充性。 （2）安全性原则 采用双网配置和分流/冗余的双网机制，重要节点采用双机冗余热备用，提 高系统的可靠性和稳定性。 系统采取措施确保数据存取的安全性，防止人为的破坏和病毒的侵害。 系统有健全的权限管理功能，操作人员根据工作性质分为不同的级别，对 应于

11、不同的权限，无权限的用户无法对系统进行操作。 使用网关/路由器进行网络互连，既实现不同网络的数据通信、信息的共享 和发布，又具备物理隔离的特点，保证系统的安全。 系统具有自恢复功能。 （3）可集成性原则 可与上级调度 SCADA 系统通信：向局调度 SCADA 系统发送微电网实时运行 信息、线路和设备信息和网络拓扑信息等；可模拟接收从上级调度系统下发的 指令及相关运行参数，以此优化控制微电网运行。 （4）易维护性原则 系统的设备、软件、数据必须便于维护。 各设备都应具有自检和联机诊断和校验的能力。 系统必须具有方便的数据备份和恢复功能。 系统必须具有远程维护、调试和诊断功能。 （5）可扩展性原

12、则 要考虑系统扩充包括硬件增加新计算机的能力和软件增加新功能的能力。 系统可以逐步建设、逐步投运、逐步扩充、逐步升级。系统的结构应能支持多 类型计算机硬件设备（如 UNIX 或 windows pc） ，应用软件应具有兼容性和可移 植性。软、硬接口符合国际标准。 （6）抗干扰能力原则 系统所有设备都应有足够地抗干扰能力，应遵守下列 IEC 标准： IEC1000-4.2-1995 静电放电免疫测试 IEC1000-4.3-1995 放射性、广播频率、电磁场免疫测试 IEC1000-4.4-1995 电力快速暂态 / 喷发免疫测试 IEC1000-4.5-1995 涌流免疫测试 2.32.3 系

13、统原理系统原理 2.3.1 系统模型系统模型 风电模型：风电模型：标准空气密度条件下，风电机组的输出功率与风速的关系称为 风电机组的标准功率特性曲线，可由厂家提供，同时在安装地点条件下，风电 机组输出功率与风速的关系曲线称为风电机组的实际输出功率特性曲线。其变 换关系为： a v xvx 0 )( v0 其中为风电机组的标准功率特性曲线，为风电机组的实际输出功率 )(vx 0 x 特性曲线， 为风速，为风速变换系数，可用下式表示。 va 3 0 a 其中为标准空气密度，取 1.225kg/m3，为风电机组安装地点空气密度。 0 可以看出风电机组的输出功率与风速有关，而风速 是随时变化的量，其

14、v 特征可以用 Rayleigh 分布函数表示，工程应用中可近似以下式表示 2 2 2 )( mean v v mean e v v vh 其中表示风速分布概率密度，为年平均风速。 )(vh mean v 0 01 10 02 20 04 40 03 30 0 1 10 00 0 5 50 0 2 20 00 0 3 30 00 0 4 40 00 0 V V( (m mp ph h) ) T T( (h ho ou ur rs s) ) Rayleigh distribution for 15 mph Measured wind speed distribution Rayleigh 分布描

15、述的风速变化及其持续的时间与实际情况比较 光伏电池模型：光伏电池模型：并网光伏发电系统输出功率与光伏阵列的效率、逆变器效 率、并网效率、安装倾角以及所接受的太阳辐射角有关，可用下式表示 321 RP DaSRsin/sin 其中为光伏发电系统输出功率，表示倾斜光伏阵列面上的太阳能总辐 P R 射量，为水平面上太阳直接辐射量，为散射辐射量，为中午时分太阳高 SD 度角，为光伏阵列倾角，分别表示光伏阵列的效率,逆变器效率以及 321 , 并网效率。 上述分析可以看出接入的分布式电源输出功率均随着太阳光、风力等环境 因素的影响而具有随机性，为有效抑制出力波动，本工程加入储能系统，并充 分利用其充放电

16、的特性，通过制定合理的运行策略，可达到平滑输出的效果。 本工程系统结构如图 1 所示，储能设备、光伏发电和风力发电以图 2 的形 式并列接入交流低压母线。微网与外部电网有一个统一的联络开关。控制策略 采用主从控制设计，即在并网运行时，主电网作为主电源；在孤网运行时，蓄 电池储能设备作为主电源。 图 1 系统结构设计 图 2 微网结构方案 蓄电池组作为过渡电源运行，当分布式电源（如光伏）发出的电能超过负 荷需求时，蓄电池可以将多余的电能储存；当分布式电源发出的电能不能满足 负荷需求时，蓄电池便可以将储存的能量释放，供给负荷使用。当蓄电池充电 时，双向 DC/DC 变换器将作为 Buck 电路使用

17、；当蓄电池放电时，双向 DC/DC 变换器则作为 Boost 电路使用。双向 DC/DC 变换器的主要控制目标是维持直流 侧电压恒定。当蓄电池充电或放电时，直流侧电容电压始终保持稳定，可以减 小整个系统电压和频率的波动。图 3 是蓄电池双向 DC/DC 变换器的控制示意图。 图 3 双向 DC/DC 变流器的控制示意图 变流器输出端的电压与参考电压的误差信号经过 PI 调节，生成直流电 dc V 流参考信号。蓄电池输出电流与参考信号的误差信号再次经过 PI 调节， refb I , b I 经过 PWM 调制后，生成开关控制信号signal。当输出端的直流电压小于参 dc V 考电压时，开关动

18、作，DC/DC 变流器工作于直流升压状态；否则，开关动 1 S 2 S 作，DC/DC 变流器工作于直流降压状态。当达到稳态时，DC/DC 变流器的输入 电压和输出电压满足关系式： )( )( 1 2 1 BuckDVVDV Boost D V D V V dcdcb bb dc 式中，D 是开关信号 signal 的占空比。光储系统的并网逆变器采用恒功率 控制，使得蓄电池在充放电时始终保持输出功率恒定，满足负荷侧的电量需求。 光伏电源和蓄电池储能混合发电系统采用如下图 4 所示的控制方法。 图 4 光伏电源和蓄电池储能混合发电系统的控制示意图 通过上述控制策略，可以实现光储互补系统输出功率的

19、恒定。 2.3.2 原理分析原理分析 光伏控制器 风机控制器 蓄电池组微网逆变器 交流配电 市电 一般负载 数据采集和微网控制气象数据采集仪 显示终端 风机逆变器 图 4：系统原理图 本项目研发的基于微网控制的风光储系统，综合了交直流微网的优点，提出了交 直流混合结构方案。系统将风力发电机所发电力，经风机逆变器转变为交流，提供给 微网控制器进行离并网控制，蓄电池组和光伏阵列共用一台三相逆变装置，一路 30.6kW 光伏和一路 50kW 储能分别通过两路 DC/DC 电路升压。光伏发电经光伏控制 器对蓄电池进行充电，蓄电池充放电管理由控制及数据采集系统统一控制管理。逆变 器输出端接入蓄电池输出端

20、，经由蓄电池稳压直接供给微网逆变器。逆变器采用并网 与离网逆变器并联运行模式，系统可以方便的在并网与离网之间进行切换，并可以在 市电与逆变之间进行切换。当市电发生故障以后，可以自动切换至逆变后离网供电。 利用分布式能源协调优化控制技术，风光蓄互补优化控制技术，抑制由于太阳光、 风力等自然条件变化引起光伏发电和风力发电输出功率的波动性，推动可再生能源技 术的发展；通过接受配调的调度，实现与大电网潮流交换的可控。 2.42.4 系统组成系统组成 针对科技综合楼的实际情况，系统包括以下部分： 1、光伏发电系统：本项目包括 30.6 千瓦光伏发电系统。 2、风力发电系统：本项目包括 15（1*15）千

21、瓦屋顶风力发电系统。 3、蓄电池储能系统：本项目包括 50 千瓦 1 小时的铅酸蓄电池储能系统， 使微网既可以并网运行，也可以独立孤网运行。 4、监控系统：系统可以监控分布式能源运行数据，调整运行策略，控制运 行状态。 2.52.5 系统功能系统功能 (1) 微网内电源包含有光伏发电、小型风力发电机和储能设备，构成风光 储微网系统。通过微网控制系统监控分布式能源运行数据，调整运行策略，控 制运行状态。 (2) 风光储微网系统独立运行时，储能设备作为微网独立运行时的主电源。 考虑到微网独立运行的可靠性，假设光伏发电系统和风力发电系统全部退出运 行时，主电源的功率大于微网内所有负荷的功率时，微网系

22、统会根据实际情况 对所供负载进行容量调节和超限保护。 (3) 对于主从控制的微网，如果其他分布式电源的出力大于负载，则有可 能出现多余功率到送给主电源的情况（如果不允许倒送） ，因此在微网独立运行 时，微网控制系统可以根据实际情况调节部分分布式电源出力的控制策略。 (4) 通过一套基于 3D 技术的微网监测平台，全方位实时展示分布式电源 运行状态、风、光信息及微网运行过程，为分布式电源及微网技术的推广应用， 起到非常好的示范作用。 3.3. 系统实现系统实现 3.13.1 运行方式运行方式 1） 并网运行并网运行时；风力发电、光储系统并网运行，储能用双向逆变器既可 以工作在并网充电模式也可以工

23、作在并网放电模式。并网充电时，在恒流充电 阶段， 7 光储系统的 DC/AC 模块控制直流母线电压恒定，电池的 DC/DC 模块 控制充电电流，光伏电池的 DC/DC 模块则根据电池的充电电流控制其输出功率， 以保证光伏电池的输出功率小于蓄电池的充电功率。 2） 以储能系统作为独立运行以储能系统作为独立运行模式的主控单元；当外部电网故障后，低压 400V 母线失电，微网内所有分布式电源检测到并网母线电压或者频率超出正常 范围后断开与电网的连接，光储能系统进入待机状态，微网模式控制器在检测 到低压母线失压后打开联络开关，向光储系统下达模式转换指令，光储系统并 网逆变器进入恒压/恒频控制模式，独立

24、带负载运行，风机逆变器在检测到母线 电压正常后重新并网运行。当外部电网恢复正常后，微网模式控制器在检测到 外部电网电压正常后，模式控制器下指令使光储系统进入待机状态，微网负荷 停电，微网内风力发电将退出运行。然后闭合微网联络开关，光储系统、风机 逆变器在检测到母线电压正常后重新并网运行。 3) 微网独立运行后，可以利用储能单元作为微网稳定控制单元，当微网 电上升或者下降时，快速释放功率或者进行充电操作，维持微网的稳定运行。 系统状态介绍：系统状态介绍： 并网储能状态并网储能状态 并网储能状态是指变流器交流侧与电网交流母线连接，变流器控制能量从 电网侧流向变流器直流侧，此时系统交流侧 DC/AC

25、 双向变流器处于并网充电状 态，采用功率控制方式，直流侧蓄电池一般工作于四段式智能充电状态，光伏 MPPT 输出（白天）或停机（晚上） 。 此处所指电网并非一定是传统意义上的大电网，也可以为交流母线的电压 和频率是由柴油发电机等同步发电机电源来提供的交流系统。 变流器首次投入使用时，用户必须对基本参数进行设置，基本参数包括蓄 电池组的基准电压、基准充电电流、充电策略选择、和保护定值等，可以通过 就地面板设置，也可通过后台监控指令设定。 并网储能状态“就地控制”时，由系统用默认充电控制策略和充电参数对 蓄电池进行充电，用户可以在设备面板上修改充电参数（电流、电压） 。 并网储能状态“远方控制”时

26、，由系统接收远方控制指令，修改充电参数 （电流、电压） 。 用户设置基本参数后，变流器会根据采样值对基本参数的准确性进行判别， 如参数正确，则可进入并网充电状态。 并网充电控制策略有“恒流限压” 、 “恒压限流” 、 “浮充”三种，充电策略 由系统自动选择，充电参数可由用户修改。 系统依据充电参数自动选择控制策略，并自动控制蓄电池充电策略之间的 转换。例如将根据蓄电池端口电压，判别蓄电池当前电量，从而自动选取充电 策略。 并网放电状态并网放电状态 并网放电状态是指系统变流器交流侧与电网交流母线连接，变流器控制能 量从变流器直流侧流向电网侧，此时系统交流侧 DC/AC 双向变流器处于并网放 电状

27、态时，采用功率控制方式，直流侧蓄电池一般工作于恒功率放电或恒流放 电，光伏 MPPT 输出（白天）或停机（晚上） 。 此处所指电网并非一定是传统意义上的大电网，也可以为交流母线的电压 和频率是由柴油发电机等同步发电机电源来提供的交流系统。 蓄电池放电控制策略包括“恒功率放电”和“恒电流放电”两种，可由用 户根据电网需要整定。 并网放电状态下，放电功率的大小可由用户通过“本地”和“远程”两种 模式分别加以设置，如无设置，系统将按默认放电参数进行放电。 两种出力模式均存在上限值，如用户设置超过这一内置上限值，视为非法 设置，告警，并将自动调节为内置上限值。 独立运行状态独立运行状态 独立运行状态是

28、指系统外接的交流母线已经与电网断开，其作为恒压/恒频 的交流电源外接入交流母线，为交流母线上接入的负载供电，此时系统交流侧 DC/AC 双向变流器处于并网放电状态时，采用恒频恒压控制方式，直流侧蓄电 池控制系统直流母线电压，光伏 MPPT 输出（白天）或停机（晚上） 。在该运行 状态下，由双向变流器 DC/AC 建立交流母线的电压和频率。 离网运行模式需用户在“本地” 、 “远程”两种模式下，手动启动。 离网运行方式下，装置将根据并网运行时用户设置的电压有效值和频率， 进行恒压、恒频率运行。 故障处理状态故障处理状态 按照严重程度的不同，故障可分为轻微故障、严重故障和紧急故障三类。 轻微故障仅

29、告警，不停机，如在线谐波监测、过负荷告警、过温告警和外 电网状态监测等告警功能。 严重故障封脉冲，系统转为故障状态并告警，故障消失后故障标志自动清 除，转为待机状态。系统中大部分故障为可恢复性短时故障，GES-300KV 具有 故障消失后自投功能。 紧急故障封脉冲，跳交直流两侧断路器，停机告警，故障标志需故障清除 后手动复归确认。 系统检测到故障异常后，在就地及远方显示故障类型及相关动作信息。 待机状态 待机状态是指系统装置无故障，交直流断路器均在合位，但换流器没有工 作的热备用状态。 系统在以下几种情况下将处于待机状态： 无故障情况下，系统装置启动后自动进入待机状态； 系统装置被设置为并网充

30、电的工作状态，蓄电池充满以后； 系统装置被设置为并网放电或独立逆变工作状态，蓄电池放电终止以 后； 系统装置处于可恢复的故障状态（如过温）时，在一定的恢复时间内， 设备进入待机状态。当达到故障恢复时间并判断故障已清除后，设备 重新进入设定的工作状态； 系统装置遭遇永久性或紧急故障，故障消除后经手动复归确认，从故 障停机状态转为待机。 3.23.2 控制策略控制策略 合理的微网控制策略是保证微网在不同的运行模式之间顺利切换的关键。 从目前国内外实用化的微网技术看，基于主从控制策略的微网系统已经逐步商 业化，而基于对等控制策略的微网系统，仍处于广泛研究中。因此在本项目微 网工程中采用主从控制策略进

31、行设计，在并网运行时，主电网作为主电源；在 孤网运行时，蓄电池储能设备作为主电源。 模式控制实现双向逆变和其它电源在并网、孤岛方式下的工作模式控制， 如下图所示。 模式控制器 外网故障 自自动动关关断断 联络开关 并并网网母母线线失失压压 并网模式 微网所有逆变器 跳跳开开 蓄电池双向逆变器 模模式式装装换换 为为恒恒压压源源 光伏、 风机逆变器 自自动动导导通通 并并入入微微网网 孤网模式 故障修复 并并网网母母线线电电压压 恢恢复复 蓄电池双向逆变器 关关断断逆逆变变器器 光伏 、风机逆变器 自自动动关关断断 联络开关 闭闭合合 微网 微网所有逆变器 自自动动导导通通 并并入入电电网网 蓄

32、电池双向逆变器 进进入入充充电电 状状态态 风光储系统运行模式控制示意图风光储系统运行模式控制示意图 风光储自动化控制系统结构如下图，说明如下： 系统主站层，实现 HMI、图形显示和监控、操作、历史数据管理和使用、 远动和其它通信（嵌入式） ，控制逻辑组态和修改。 1） 考虑到 DG/MG 的控制、配网自动化研究是逐步研究的过程，所提供的微 电网自动化系统具有良好的开放性，提供编辑维护方便快捷的工具，支 持用户的自逻辑、自编辑算法的实现。 2）分布式实时数据库，高效内存管理既索引机制，面向对象、分布式、大 容量、高性能、开发的实时关系数据库管理系统，保证实时性、一致性、 可预见行及大吞吐量要求

33、，采用定时器、内存池、共享内存、HASH 等技 术保证响应及时性及快速查询； 3）实时库系统支持按模式、表格化来网络化、分布部署；支持一库多节点 镜像部署，保证数据冗余热备及访问请求负载均衡； 4）实现基于 CIM 的图、模、库一体化建模，以图形方式完成电力系统一次 模型、二次模型的建立与维护；图形平台基于 AutoDesk Map 及 QT 平台 实现，支持 SVG 标准图形格式的导入导出； 5）高性能、大容量、分布式实时数据库，支持百万级/秒的读写访问； 6）采用按口值班的采集模式，支持多种采集模式，支持多源采集、计算及 积分处理；支持多种通信方式、提供强大的数据转发功能； 7）保持系统不

34、间断运行能力的增量及在线修改机制。 8）具有强大智能终端接入功能，支持录波器、电能质量分析仪、双向电表、 无功投切装置等数据。 主 站 远 动 前置 机 PCSPCSPCSPCSPCS测控 模式 控制 器 微网自动化控制系统结构图 3.33.3 系统保护及参数说明系统保护及参数说明 微网控制系统同时配置有硬件故障保护和软件保护，保护功能配置完善， 保护范围交叉重叠，没有死区，能确保在各种故障情况下的系统安全。 硬件保护硬件保护 硬件故障保护包括： IGBT 模块过流 IGBT 模块过温 直流母线过压故障 当系统检测到上述紧急故障后，应立即封脉冲，跳交直流两侧断路器，停 机告警。故障清除后，需手

35、动复归故障标志，装置方可继续投入使用。 软件保护软件保护 软件保护分瞬动保护和定时限保护两种。 瞬动保护元件只设有保护动作定值，为系统检测到紧急故障时单点动作出 口，封脉冲，跳交直流两侧断路器，停机告警，故障标志需故障清除后手动复 归确认。 定时限保护设有动作定值和延时定值，为系统检测到严重故障，经延时定 值确认后出口，封脉冲，系统转为故障状态并告警，故障标志亦需故障清除后 手动复归确认(模块过温故障除外，模块过温保护为可恢复性故障，出口封脉冲 待机后，待温度恢复到定值之下，故障标志自动清除。) 软件保护功能至少包含以下内容： (1) 直流电压保护 系统配置直流母线电压保护，宜设置直流母线过压

36、速断保护、直流母线过 压定时限保护、直流母线欠压速断保护和直流母线欠压定时限保护。各保护应 设置相应的软压板，保护功能投退受各自软压板独立控制。 (2) 直流过流保护 系统配置直流过流保护，宜设置直流过流速断保护和直流过流定时限保护。 各保护应设置相应的软压板，保护功能投退受各自软压板独立控制。 (3) 交流电流保护 系统配置交流电流保护，宜设置交流过流速断保护和段式定时限过流保 护。各保护应设置相应的软压板，保护功能投退受各自软压板独立控制。 (4) 交流过/欠压保护 系统过/欠压保护功能。当检测到电网电压异常时，按照预订的整定值断开 交流接触器，停止向电网送电或由电网向装置充电。过/欠压保

37、护的配置可参照 IEEE1547 标准（见下表）设置，但相关定值应允许用户修改。且各保护应设置 相应的软压板，保护功能投退受各自软压板独立控制。 表 IEEE1547 对接入系统响应异常电压的要求 与输电线路接入点电压最大允许响应时间 U 50% 0.16s 50% U 88% 2.00s 88% U 110% 正常运行 110% U 120% 1.00s 120% U0.16s (5) 过温保护 除硬件温度保护外，装置还应配置数字温度保护。过温保护宜设置为段 式，过温高定值保护动作后，装置封脉冲，并转为待机状态，温度恢复后故障 标志自动清除。过温低定值保护动作后，启动换流器冷却系统。 PCS

38、 装置应设置多个温度监视点，如监视舱内温度、电抗器温度、隔离变 压器温度和换流器外壳温度等。 (6) 功率翻转保护 装置具备双向变流功能，对应储能设备的充放电两种状态。为防止可能的 非期望功率翻转，应配置功率翻转保护。 (7) 频率异常(高频/低频) 当并网放电时应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在下表所示 电网频率偏离下运行。系统发生频率异常时，并网充电状态应根据实际电网运 行要求而定。 表 交流系统频率异常时的运行时间要求 频率范围运行要求 低于 48HZ根据电网要求而定 4849.5HZ 每次低于 49.5HZ 时要求至少能运行 10 分钟 49.550.2HZ 连续运行 50.

39、250.5HZ 每次频率高于 50.2HZ 时，系统应具备能够连续运行 2 分钟的能 力，但同时具备 0.2 秒内停止向交流系统送电的能力。 高于 50.5HZ 在 0.2 秒内停止向交流系统送电，且不允许处于停运状态的系统 并网。 (8) 防孤岛保护 具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，其防孤岛保护应与电网 侧线路保护相配合。 防孤岛保护分为主动式和被动式两种，优先采用被动式防孤岛保护，主要 有频率变化率、电压变化率、电压相位跳动等。 防孤岛保护的动作特性，符合 IEEE1547 与 IEEE 929-2000 标准的要求，所 提供的并网逆变器在电网断电后检测孤岛状态和断开与电网连接

40、的时间限制应 按照上述标准进行设计。 (9)其他保护功能 系统还具备极性反接保护、在线谐波监测、过负荷告警、过温告警和外电 网状态监测等告警功能。 微网逆变器电源性能指标微网逆变器电源性能指标 直流侧输入特性 输入电压范围300Vdc800Vdc 最大输入电流166A/（50kW 支路） 效率95% 泄漏电流20mA 待机功耗100W 输出特性 项 目单位规 格备 注 工作方式连续工作 交流相数三相三线 有功功率 kW 100 额定频率和电压 视在功率 kVA100 加入无功时 额定电压 V380 有效值 电压范围 V 310450Vac 总电流波形畸 变率（THD） %5% 30%100%额定功率内，电 网电压背景谐波畸变率小 于 2%的情况下 频率范围 Hz 4751.5 最大功率 kW100 并网放电模式 输出功率因数 -11 视在功率范围内 额定电压 V380 有效值 电压精度 % 3%以