海岛微电网智能终端论文

海岛微电网智能终端论文（共4篇）

海岛微电网智能终端论文 篇1

0 引言

微电网是一种将分布式电源、负荷、储能装置、变流器以及监控保护装置有机整合在一起的小型发配电系统[1,2,3,4]。微电网既能作为可控发电单元或可控负荷柔性并入配电网,又能依靠自身的协调控制能力独立运行,从而降低间歇性分布式电源给配电网带来的不利影响,最大限度地利用分布式电源出力,提高供电可靠性和电能质量[5,6,7,8]。

由于微电网含有多种类型的微电源,孤岛运行时,微电网与传统的分布式电源独立供电的重要区别在于需要对分布式电源、储能单元、负荷进行协调控制[9,10],维持微电网有功和无功功率平衡,实现微电网安全可靠运行。文献 [11] 针对光储微电网系统中的电压会受到负载变化和光伏出力波动的影响,提出一种基于储能的电压管理控制策略。文献 [12] 针对微电网内部各同等容量得分布式电源(DG)的无功合理分配问题,提出一种改进的无功 / 电压下垂控制方法。文献 [13] 针对微电网变流器的输出功率存在的耦合现象,提出了一种改进的复合式虚拟阻抗控制策略。以上文献提出的控制策略并没有针对频率、电压的不同变化区域制定相应的控制策略,均是针对特定情形所设计,对微电网频率、电压变化的不同范围的控制效果未必都能实现最优。

珠海东澳岛微电网是万山海岛新能源智能微电网示范项目的一部分,是国内首个孤立型中压海岛兆瓦级风光柴储微电网示范项目,旨在通过新能源和智能电网新技术实现海岛能源资源综合利用,降低海岛供电成本,改善军民生活质量,促进海岛地区的开发与经济发展。东澳岛微电网最大的特点之一就是风力发电机容量较大,孤网运行稳定问题较为突出,本文提出一种分区式的微电网稳定控制策略,根据频率和电压的变化范围,设立频率预警区、频率紧急区、电压预警区和电压紧急区,对不同区域采用不同的控制算法,实现微电网运行的稳定控制。

1 东澳岛微电网拓扑介绍

东澳岛位于万山列岛的西北部,在珠江入海口以南的伶仃洋上,拥有丰富的风光资源。在建设该示范项目之前,东澳岛已有柴油发电装机容量1220k W、光伏容量578k W、小型风 机容量50k W、铅酸储能 电池3000k Wh。2013年东澳岛 最高用电 负荷约为7055k W,2015年东澳岛 最高用电 负荷预计 可达7524k W,远期最高用电负荷将达到16.34MW。为充分利用岛上风能资源,满足远期负荷需求,东澳岛微电网新建4×750k W笼型异步风力发电机组、500k W×6h铅酸蓄电池储能系统、2×1000k W柴油发电机组、35k V降压站(未来用以联网)、10k V开关站、10k V母线等电源和输变电设施。

本文结合东澳岛微电网实际的电源情况及负荷需求,在详细分析了不同的频率和电压变化范围对微电网稳定性影响的基础上,针对东澳岛微电网拓扑结构,对提出的微电网稳定控制策略进行了验证。东澳岛微电网是一个孤立型微电网,其拓扑结构如图1所示。

2 孤立型海岛微电网稳定控制策略

针对不同的频率和电压变化范围对微电网稳定性影响程度的不同,提出一种对频率和电压的变化范围进行分区控制的微电网稳定控制策略,将频率和电压分别按相同的形式划分为4个区域,如图2所示。

图中:fH.max和UH.max分别为D区频率和电压上限值;fH.m和UH.m分别为C区频率和电压上限值;fH.min和UH.min分别为B区频率和电压上限值;fL.max和UL.max分别为B区频率和电压下限值;fL.m和UL.m为C区频率和电压下限值;fL.min和UL.min分别为D区频率和电压下限值;fN为额定电网频率50Hz;UN为额定电网电压标幺值1.00p.u.,基准值为220V。

A区为合格区,该区内的频率和电压波动极小且在电能质量要求范围内,系统不需要对该区域的频率和电压进行任何额外控制。

B区为预警区,该区域的频率和电压超出允许的波动范围,可通过储能系统的缓冲调节作用,使频率和电压返回A区。

C区为紧急区,该区域的频率和电压波动较大,需采取过频或过压切机、低频或低压减载等紧急控制措施,使微电网恢复稳定。

D区为崩溃区,当电网突然遭受重大扰动时,频率或电压突然增大并超出可控范围,即使采取控制措施也无法稳定微电网。

2.1 频率和电压的预警区控制

当微电网母线频率处于预警区时,微电网中央控制器(micro-grid control center,MGCC)利用能量转换系统(power convert system,PCS,本文指储能系统的功率变换器)对蓄电池进行充放电控制,实现微电网有功功率平衡。微电网有功功率差额△P由式(1)确定。

式中:Kf为频率调差系数;f为实际电网频率。

频率预警区的稳定控制流程如图3所示。

当微电网母线电压处于预警区时,MGCC将调节储能系统的无功功率输出,实现微电网无功功率平衡。无功功率差额△Q由式(2)确定。

式中:Ku为电压调差系数;U为系统实际电压。

电压预警区的稳定控制流程如图4所示。

2.2 频率和电压的紧急区控制

处于紧急区的微电网母线频率波动较大,需要采取过频切机或低频减载的控制方式,使系统频率快速恢复,防止系统出现频率崩溃。频率紧急区的稳定控制流程如图5所示。

当无功补偿不足或失效使电压处于紧急区时,由于储能系统调节能力有限时,需通过低压减载或高压切机的控制方式,使系统电压快速恢复,防止系统出现电压崩溃。电压紧急区的稳定控制流程如图6所示。

微电网低频或低压减载控制流程如图7所示。

图中:Ki为对应低频减载第i轮定值;Ui为对应低压减载第i轮定值,i=1,2,3,4,5;△T为对应轮次减载的动作时间。

微电网高频或高压切机控制流程如图8所示。

图中:fh1和Uh1分别为过频和过压解列第1轮定值;fh2和Uh2分别为过频和过压解列第2轮定值。东澳岛过频解列第一轮执行序列切机方式,过压切机第一轮执行轮次切机流程(切除柴油发电机)。

3 试验验证

本文以东澳岛微电网为试验基础,采用故障录波装置在 储能装置 出线端记 录储能单 元的A相有功和无功功率波形以及10k V母线的频率和电压波形。设定:PCS的频率调 差系数Kf为250k W/Hz,fH.max=55Hz,fH.m=51Hz,fH.min=50.5Hz,fL.max=49.5Hz,fL.m=49Hz,fL.min=45Hz;电压调差系数Ku为100kvar/k V,UH.max=1.2p.u.,UH.m=1.15p.u.,UH.min=1.08p.u.,UL.max=0.95p.u.,UL.m=0.85p.u.,UL.min =0.8p.u.。

各区范围如下:

频率合格区(A区)范围:49.5Hz≤f≤50.5Hz;

电压合格区(A区)范围:0.95p.u. ≤U≤1.08p.u.;

频率预警区(B区)范围:49Hz≤f < 49.5Hz&50.5Hz < f≤51Hz;

电压预警区(B区)范围:0.85p.u. ≤U < 0.95 p.u.&1.08p.u. < U≤1.15p.u.;

频率紧急区(C区)范围:45Hz≤f < 49Hz&51Hz < f≤55Hz;

电压紧急区(C区)范围:0.8p.u. ≤U < 0.85 p.u.&1.15p.u. < U≤1.2p.u.;

频率崩溃区(D区)范围:f < 45Hz&f > 55Hz;

电压崩溃区(D区)范围:U < 0.8 p.u.&U > 1.2p.u.。

3.1 微电网负荷突变试验

初始时刻,负荷有功功率为400k W,当将负荷有功功率设置为0k W,微电网10k V母线频率进入频率预警区(B区域)上半区并上升至51.0Hz,10k V母线电压进入电压预警区(B区域)上半区并上升至1.0829p.u.。此时MGCC控制储能系统PCS输出有功功率为负值,储能系统处于充电状态,系统频率和电压迅速恢复到合格区(A区)内。“负荷突减400k W”试验过程中,储能单元A相有功功率和10k V母线频率的波形如图9所示,储能单元A相无功功率和10k V母线电压的波形如图10所示。

待系统稳定后,将负荷有功功率设置为100k W,此时MGCC调节PCS输出有功功率为正值,储能系统处于放电状态,使系统频率迅速恢复稳定,10k V母线频率和电压在允许范围内波动。“负荷突增100k W”过程中,储能单元A相有功功率和10k V母线频率的波形如图11所示,储能单元A相无功功率和10k V母线电压的波形如图12所示。

3.2 风力发电机突然退出试验

初始时刻,负载有功功率设置为800k W;风速为6.8m/s;PCS输出有功功率P=100k W,无功功率Q=1.3kvar。当系统中一台风力发电机突然退出运行,10k V母线频率和电压在A区内变动,系统在该扰动下较为稳定。由于未检测到频率和电压越限,MGCC未见异常动作。“风力发电机突然退出”试验过程中,储能单元A相有功功率和10k V母线频率的波形如图13所示,储能单元A相无功功率和10k V母线电压的波形如图14所示。

4 结束语

本文提出一种对频率和电压的变化范围进行分区控制的微电网稳定控制策略,根据不同区域内频率或电压的变化,采用相应的微源、储能单元、负荷协调控制方式。当频率和电压在预警区时,MGCC通过调节储能系统PCS的输出功率,使频率和电压迅速恢复稳定。当频率和电压进入紧急区时,MGCC通过高频或高压切机与低频或低压减载的方式,使系统恢复稳定。基于东澳岛微电网进行试验验证,结果表明,该控制策略能使突变的频率和电压快速恢复稳定。

海岛微电网智能终端论文 篇2

微网由于自身容量小、结构复杂、对负荷影响敏感和易产生扰动及谐波等特点，微网的状态估计以及优化控制一直以来都由于信息采集系统的缺失而存在不同程度的困难。信息技术以及GPS/北斗技术的发展为组建价格低、高可靠的电力信息采集系统提供先决条件，也为微电网的可靠控制运行提供了重要保证。

同步电能信息采集系统可以获得实时相角、频率、幅值以及谐波信息，并有望应用到微电网系统的许多方面，例如：微电网的状态估计、静态稳定的监测、暂态稳定的预测及控制、故障分析、扰动源定位以及优化运行控制。需要利用这些数据资源深入研究分布式电源暂态过程中和微网的运动轨迹，研究各控制环节对分布式电源功角轨迹的影响，研究不同的控制方式以及设备产生谐波以及谐波传播的机理，研究在不同工况下实现最优微电网经济运行策略。在GPS技术出现前，这种研究还是不现实的，目前仍是微电网研究的空白。微电网涉及到众多设置、电网结构复杂以及具有一定的时变性，研究一个价格低、高可靠、分布广的电力信息采集系统对微电网的进一步深入研究是十分有意思的。

微电网是一个可以实现自我控制、保护和管理的自治系统，它作为完整的电力系统，依靠自身的控制及管理供能实现功率平衡控制、系统运行优化、故障检测与保护、电能质量治理等方面的功能。由于微电网的这些特点，我们就针对于微电网进行信息的同步采集。我们以IAR为程序编写平台，完成通过PPS信号我们将通过单片机的UART模块去读取GPS返回的数据，将其中的时间信息提取出来，然后在通过单片机的IO口去读取AD采样的值，这其中，对每次AD采样的都要打上相应的时标，每当采集128次数据后，对所得到的数据进行傅里叶变换，然后就可以得到一个周期的128个采集点的电压、谐波的次数、相角以及每点的准确时间等任务；最后通过UDP方式将这些信息通过网口发送到电脑，在电脑的上位机上可以监测到数据。

关键词：微电网信息；GPS；Udp协议；ARM-STM32

中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 16-0000-01

微电网由微型电源供电，作为一个配电与用电网络，势必会存在多数节点，在对其进行实时监控的过程中，需要得到各节点的信息，如电压、相交以及功率潮流，为了达到采集的信息的同步，我们势必要对各地的时钟进行校准，这样才能将信息进行有效地处理，得出正确的结论，所以我们采集GPS校时系统。

我们先用MT-285授时GPS定位模块获得标准时间，利用其在采集时间时发出的TTL信号作为触发信息，当时刻为我们所需要动作的时间时，我们利用STM32读出该时刻以及该时刻的另个项目硬件的信息（模拟微电网的一个节点）。

为了达到各节点的信息可以同时处理，进行宏观监测和调度，我们还需要利用UDP将信息通过网口发到电脑上，方便控制中心随时提取，进行统一分析。

下面说下实施的措施：

（1）采用ARM—STM32作为CPU，需要对所用的外围模块及其相关功能进行初始化，包括串口模块，中断模块，systicks时钟，定时器，系统时钟，GPIO引脚，udp协议，IP地址，FFT变换，AD采样；

（2）利用串口UART进行GPS信息的读取，通过GPS集成模块上的RXD引脚与STM32的UART1相連，从而实现GPS信息的读取。同时通过GPRMC格式读取字节确定GPS准确信息，实现连续定位；

（3）利用PPS秒脉冲进入中断，获取系统时钟内部计数寄存器值，其差值即为每秒间隔，从而避免CPU内部晶振运行不准导致的秒间隔错误，其间隔用于后续毫秒计算；

（4）采用外围MAX125AD模块进行信息采集，MAX125AD芯片不断进行信息采集，当采集完一组数据后，芯片发送INT中断信号至CPU，CPU对INT信号进行下降沿捕获，捕获成功进入中断处理程序，存储电压信息，并记录采样时刻；

（5）在AD采集信息时通过SysTick->VAL给采样点打上时标，但是时标是内部寄存器计算值，在信息传送时读者无法理解该值的含义，需要转换成ms便于读者理解，更好把握采样点时间；

（6）从电力系统中吸收的畸变电路可以分解为基波和一系列的谐波电路分量。利用Nyquist采样定理，即采样频率fs至少是原信号最高频率fc的二倍以上（fs>2fc），才能正确地表达原信号的信息，采集128个样点最多可分解成0～63次谐波分量；

（7）为了实现实时监控微电网信息，需要在采集完电压信息并进行FFT变换后将相关信息发送至网络上。在这里，我们采用udp协议，在FFT变换后马上传送至网路上，通过TCP调试助手监控信息传送，判断信息。

本项目以IAR为软件编写和运行平台，以GPS为校时系统，利用STM32采集和处理数据，最终将数据通过以太网口传输到计算机上。从而达到带有时标数据的采集，方便同步处理。

参考文献：

[1]张信权，梁德胜，赵希才.时钟同步技术以其在变电站的应用[J].继电器，2008（09）：69-73.

[2]彭刚，春志强.基于ARM Cortex-M3的STM32系列潜入式微控制器应用实践[M].北京：电子工业出版社，2011.

海岛微电网智能终端论文 篇3

传统的海岛微电网网架结构简单,多采用交流母线、直流母线和交直流混合微电网结构[4],供电供能多样性不足,弃风弃光问题严重。随着能源互联网的发展、新能源产业相关技术的不断成熟以及智慧岛屿服务多样性的提升,未来海岛将不仅局限于电网,而是以电力网为核心,天然气网、热力网、交通网协调应用的综合能源互补生态系统[5,6]。能源路由器、虚拟同步发电机(VSG)等技术的深入研究和逐步试点应用将改变传统微电网功能架构[7,8],将对未来海岛微电网规划设计、新能源发电、运行控制及能量管理、储能配置与储能优化等产生影响。文中设计了未来智慧岛屿建设基本功能架构,研究能源路由器、VSG、源荷互动及信息物理融合系统(CPS)的实现方式,并应用到车牛山岛示范工程,为分布式电源、柔性负荷在海岛上大规模高效率应用提供思路,实现能源的综合高效利用。

1 国内海岛微电网技术现状

国内海岛微电网工程建设起步较晚,近年来,海岛微电网试点工程发展迅速,已建的海岛微电网主要集中在珠三角、浙江沿海以及山东半岛海域[9]。各试点工程分布式电源渗透率高,实现风-光-柴-储多能互补,波浪能、海流能逐渐得到开发利用,海水淡化负荷参与到系统功率调节。电力物联网技术、先进电力电子技术、电动汽车充换电技术、蓄电池多体混合调配技术等得到试点应用。一些岛屿微电网装机容量突破兆瓦级,实现了多种能源的协调控制和并离网灵活切换。然而,微电网规划设计主要集中在分布式电源、储能配置研究[10],微电源容量设计多以经济成本、回收成本配置,优化目标不尽相同[11]。分布式发电除风能、太阳能以外,抽水蓄能、海洋能、生物质能等受环境影响较大,波浪发电、海流发电装置多由高校和科研机构研发,尚无成熟的商业化产品。运行控制主要采用主从控制和下垂控制策略,恶劣天气弃风弃光严重,“即插即用”功能难以实现。储能大都采用铅酸蓄电池储能、磷酸铁锂电池储能以及混合储能3种方式[12],以成本、效率、使用寿命等作为多目标进行优化设计,但是大规模储能成本高昂,环境负担重。

2 基本功能架构设计

传统的海岛微电网网架结构简单,如图1所示。交流母线和直流母线结构设计简单,交直流转换设备较多,投资较大。交直流混合母线结构能够合理分配交直流电源和负荷,减少单一母线交直流转换设备成本,然而并不适用于分区自治的微电网群,恶劣天气下能源利用率低。

文中设计一种以能源路由器为核心的控制设备,考虑综合能源高效互补利用的新型海岛微电网基本功能架构如图2所示。

能源路由器作为核心设备连接分布式电源、储能及柔性可调负荷,具有变压调节、交直流转换、无功补偿、限制故障电流、改善电能质量等功能,为多能互补微电网和微电网群提供标准化接口,与能量管理系统(EMS)灵活双向互动,实时响应系统运行情况,制定分布式电源、柔性负荷投切计划,实现微电网安全稳定。储能系统通过含VSG特性的储能逆变器连接到能源路由器。海岛微电网由于DG具有随机性、间歇性及不可控性等特点,频率稳定性差,电压支撑能力弱,并网逆变器转动惯性及阻尼几乎可以忽略,通过VSG控制策略增强系统机械惯性和阻尼,模拟同步发电机频率控制和电压控制特性,抑制频率和电压快速波动,从而提高电网稳定性和功率分配能力。

DG包括风力发电、光伏发电、海洋能发电等,多种能源形式互补发电,提高供电可靠性。海岛微电网提供多个即插即用接口,便于开展海岛岸电建设,降低能源损耗,实现生态旅游和智慧渔业。对于大型离网海岛微电网,适宜建设电动汽车充换电设施,实现电动汽车在海岛上的推广应用。

负荷包括常规负荷及柔性可调负荷,常规负荷包括照明、空调、居民生活用电等,海岛微电网须保障常规负荷稳定供电。柔性负荷包括电动汽车、海水淡化、电转气(P2G)及储能等,此类负荷可在适当范围灵活调整,与分布式电源互动响应,制定灵活投切计划参与功率调节,平抑间歇性能源波动,通过源荷互动,实现功率实时动态平衡。

CPS实现通信系统、计算系统与控制系统3C有效协同。通信系统通过传感器、探测器等感知海岛微电网实时运行信息,海量监测数据依托计算系统的嵌入式、大数据和云平台先进技术支撑,实现物理域与信息域的融合。控制系统根据计算系统传输的数据,制定智能控制策略,实现离网型海岛微电网的VSG控制、自适应控制和源荷互动。

拓展应用包括营销服务、运维管理、冷热电联供、个性化服务等。未来智慧岛屿将逐渐丰富能源形式,开展智能家居、智能用电等个性化服务,实现海岛综合能源微电网成熟运作模式并推广应用。

3智能新技术的实现

基本功能架构设计中增加多种智能新技术。重点介绍4种新技术在未来海岛微网架构中的实现方式。

3.1 能源路由器

能源路由器为多端口拓扑结构,实现方式可分为2种,如图3所示。

方式一:连接多个DG、储能系统和负荷,设置交直流多端口,实现含波浪能的风-光-柴-储多能互补,此方式适用于离网型独立海岛微电网建设。

方式二:作为核心控制单元,连接多个不同架构微电网,实现区域各个微电网的整体能量流协调控制,此方式适用于距离较近的海岛微电网群。

离网型海岛微电网群可以综合考虑方式一与方式二,各微电网之间通过总能源路由器连接,单个微电网通过子能源路由器连接,实现能量流的单个微电网局部自愈及整个微电网群的系统平衡。

能源路由器在海岛微电网中的应用还需要考虑多微电网联合运行的电压稳定控制问题以及“即插即用”的成组化设计问题。

3.2 VSG

VSG技术以下垂控制特性为基础,实现方式如图4所示,储能系统经过含VSG功能的储能逆变器连接到交流母线,能源路由器提供多端口连接交直流两个微电网。储能电源假设为理想的直流电压源,VSG从外特性上等效于受控电压源,稳定微电网主要负荷的母线电压。

系统发生有功波动时,VSG由于惯性和阻尼,抑制频率变化,无功发生波动时,通过调节励磁,实现电压的缓慢变化,从而改善微电网的运行特性,提高新能源消纳能力。此种方式下,如何在电压和频率出现较大波动情况下为电网提供惯性支撑,减小冲击性负荷及短路冲击负荷对电网的影响,是实现VSG功能的难点。另外,多机情况下的并联均流、并联带载运行以及并离网切换过程中的协调控制等问题是VSG实现过程中研究的热点。

3.3 源荷互动

传统海岛微电网负荷侧缺乏弹性,电网调度需考虑实时平衡负荷用电需求。基于需求侧响应技术对负荷进行调节能够提升新能源消纳能力。

离网型海岛微电网源荷互动控制可通过灵活调节DG出力,制定柔性负荷投切计划实现。图5为源荷互动的一种实现方式。“源”是指分布式电源,包括风电、光伏、柴油发电机,“荷”是指能够参与功率平衡调度的柔性负荷,包括储能、海水淡化装置、电动汽车以及P2G装置。能源路由器采用智能协调控制算法,实现分布式能源梯级利用和负荷精细化管控。

研究分析DG、储能、负荷在不同时间、空间尺度下的机理模型和功率输出特性,考虑多类型能源源荷特性匹配,实现多重约束条件、多种运行目标的非线性复杂系统能量优化是实现源荷互动控制的基础。

3.4 CPS

CPS系统在离网型综合能源海岛微电网中的技术实现如图6所示。海岛微电网采用智能传感技术采集大量现场数据信息,通过先进的通信系统传输到计算中心,计算中心依托大数据、云平台对采集的海量数据进行处理分析,能量管理系统根据接收到的分析结果,结合智能优化算法和协调控制策略,实时响应海岛微电网运行情况。

实施过程中,可采用先进无线通信技术实现偏远海岛视频、语音信号传输,通过设置中继等手段保障远距离信息传输,通过数据分析与挖掘实现海岛微电网故障诊断分析并进行全景化展示。

海岛微电网引入CPS系统,能够提高偏远海岛的信息处理、远程通信、故障诊断和精细化协调控制能力,使整个海岛微电网具有更高的灵活性、可靠性和安全性。

4 示范工程应用

连云港供电公司拟将此海岛微电网架构设计方法应用于车牛山岛微电网建设。车牛山岛地理位置如图7所示,该岛位于黄海海州湾内,距离陆地50 km,总面积0.06 km2。

岛上目前有武警边防支队、海事局航标处及中国移动基站三方面负荷,各自拥有独立的发电设备。具体情况如表1所示。

由于资源匮乏,每半个月须由连云港港口配送物资,岛上驻军饮水、洗澡问题突出。随着海岛旅游业的发展,岛上宾馆用电紧张,牵制海岛开发进程。为了解决岛上能源问题,现拟在车牛山岛上建设一个能源综合利用的海岛微电网。

考虑到高昂的海底电缆建设和维护成本,车牛山岛微电网工程规划建设为离网型海岛微电网。岛上用电量小,可再生能源丰富,适合能源路由器试点应用。武警边防支队、海事局航标处、中国移动视为3个独立微电网,能源路由器作为核心设备,提供交直流多端口,将3个独立微电网组成海岛微电网群,试点应用VSG实现高渗透率情况下海岛微电网的稳定运行。

项目计划试点应用1套3 k W点吸式波浪发电装置,建设含波浪能的风、光、柴、储多能互补系统;1套30 k W海水淡化装置,作为柔性负荷参与功率调节;1套2 k W电转气装置,试点解决能量过剩时的弃风、弃光现象;1套100 k W能源路由器,实现源荷协调互动;1套50 k W含VSG功能的储能逆变器,稳定系统电压和功率;1套能量管理系统,实现能源梯级利用及负荷精细化管控;1套在线监测和远程诊断系统,试点建设CPS系统,实现远程运行维护,另外考虑海岛旅游业发展,增加30 k W光伏薄膜发电设备。拟建成的离网型能源互联海岛微电网如图8所示。

车牛山岛微电网工程通过能源路由器实现边防微电网、海事微电网和移动微电网的协调控制,能源路由器与能量管理系统、在线监测与远程诊断系统双向互动,VSG为整个微电网提供电压支撑,风电、光伏、波浪发电等多种DG与海水淡化负荷、P2G负荷等多种柔性负荷实现源荷互动,整个系统融入到CPS系统,依托大数据、云平台及智能控制策略,实现整个车牛山岛能源的综合利用。

5 结束语

在传统海岛微电网建设基础上,提出了一种以能源路由器为核心控制装置,考虑波浪能、风能、太阳能等多种可再生能源综合利用的离网型海岛微电网基本功能架构。该结构基于先进通信技术,实现多微电网互联、能量合理调配及负荷侧互动响应,提高新能源消纳能力及系统运行稳定性。文中研究了能源路由器、虚拟同步发电机、源荷互动、信息物理融合系统等智能新技术在海岛综合能源微电网架构下的实现方式,并应用到车牛山岛微电网示范工程。在后续工作中,还须对系统综合建模仿真、能量最优调度、协调运行控制以及电网稳定性能等方面进行研究。

参考文献

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海岛微电网智能终端论文 篇4

随着经济社会的发展，各行业对电力的依赖越来越强。建设“坚强智能电网”是国家电网公司近年来的战略目标。坚强智能电网是指“以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础，以通信信息平台为支撑，具有信息化、自动化、互动化特征，包含发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节，覆盖所有电压等级，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化融合的现代电网”[1]。由此可见，通信技术是智能电网研究与建设中的关健技术。目前智能变电站、智能配电网、并网型微电网的通信技术都已得到了深入地研究及广泛地应用。

智能变电站的通信网络主要承载保护、测量、控制、状态监测、告警、计量等信息流的传输，根据信息类型的不同可以分为SV报文、GOOSE报文、MMS报文及对时报文[2]。SV报文具有传输数据量大，报文长度固定，对实时性和同步性要求高的特点。GOOSE报文具有报文数据量小，报文长度短，有一定的突发性等特点[3]，同样对实时性和同步性也有很高的要求。由于智能变电站对通讯网络在扩展性、可靠性、实时性方面提出了更高的要求，所以目前智能变电站的通信组网方案一般采用三层设备两层网络(三层设备：站控层、间隔层、过程层，两层网络：过程层网络、站控层网络)的结构。而针对保护装置多采用直采直跳方式，合并单元与装置直接通过光纤相连，不经过过程层交换机，以最大限度地避免信息丢失及保证采样间隔和传输延时的稳定性。

智能配电网的通信网络为完成生产控制与信息管理而建设，承载配电网SCADA、负荷控制管理、远程抄表等业务[4]。根据状态信息、测量信息、控制信息等不同类型数据信息对网络传输的实时性、可靠性、带宽的要求，以及由于配电网具有配电设备数量多、分布广；通信网络数据量相对少；结构复杂多变等特点，配电通信网采用骨干层、接入层的分层组网模式。骨干层网络采用光纤自愈环网结构，接入层采用以太网无源光网络(EPON)、工业以太网等高速网络。其中EPON通过分光器形成点到多点传输网络，本身适应配电网复杂多变的拓扑结构，并且可以节省大量光纤资源，为配电通信网接入层的首选方案。

并网型微电网的通信网络连接元件级、微网级、调度级三级设备，实现微电网相对于大电网为单一受控单元、微电网内部自主控制管理功能。微电网通过工业级以太网络联连，采集各元件运行参数，下发控制命令。文献[5,6]主要分析了微电网系统中可使用的各种通讯技术，文献[7]主要研究依据IEC 61850标准，构建微电网信息模型。以上文献的研究为微电网通信网络的建设提供了技术支撑。

兆瓦(MW)级海岛微电网真实包含发、输、变、配、用、调度六大环节，文献[8]给出了海岛智能微电网的定义，文献[9]给出了一个海岛微电网工程实例。本文借鉴智能变电站、智能配电网、并网型微电网所采用的通信技术，提出适用于兆瓦(MW)级海岛微电网的对“上”至上级电网、主站内两层信息网络、对“下”至配用电环节的三级通信网络架构体系。并在文中以我国首个兆瓦级的南麂岛工程为例，简述该海岛微电网的系统结构，阐述了南麂岛微电网保护控制及管理系统的架构、网络通信系统的架构组成及关键技术、配置原则及设备选型等。

1 兆瓦级海岛微电网系统架构

海岛微电网因其地理环境优势，太阳能、风能资源丰富，同时随着旅游、养殖产业的发展，用电负荷逐年增加，这些都为搭建兆瓦级海岛微电网系统提供了必要的条件。目前分布式发电与微电网技术日趋成熟，海岛微电网一般采用光伏发电、风力发电、海洋能等为分布式电源，采用柴油发电机为主供电源，采用储能系统调解能量平衡，同时建有输配电设备。由于海岛本身的地理环境所决定，发电、变电、输电、配电、用电必然依势而建，具有海岛地理位置特征，分布于海岛各处。

本文以浙江南麂岛工程为例说明海岛微电网设备配置和接线方式等系统结构，南麂岛离网型微网示范工程充分利用阳光和风，在岛上建设风力发电系统、光伏发电系统以及储能系统，同时还结合电动汽车充换电站、智能电表、用户交互(可中断负荷交互)等先进的智能电网技术。系统采用单母分段主接线方式，由6组500 kW储能变流器PCS、4组500 kWh锂电池、2组500 kWx10 s超级电容构成储能系统，545 kWp光伏电池组、10台100 kW风力发电机组及2台300 kW柴油发电机、2台500 kW柴油发电机构成发电系统，平均负荷在1MW左右。系统结构如图1所示，其中柴发距离主站0.5 km,10台风机分成两组，每5台共用一台变压器升压，两条风力发电输电线路长4 km，光伏发电后隆站输电线路长2.5 km，两条配电线路分别长8.5 km和4 km，共有23台配电变压器，用电负载为1 MW。

2 兆瓦级海岛微电网系统通讯网络分析

2.1 海岛微电网管控系统结构

海岛微电网管控系统保证微电网系统安全稳定优化运行，负责站内各类数据的采集、处理，实现微电网实时运行监视、操作控制和应用分析，实现站内设备运行监控、维护和管理，实现系统稳定运行及经济优化运行，海岛微电网电站内管控系统分为三层架构及两层网络，包括就地控制层、集中控制层和主站调控层(或系统)[10]。

就地控制层包括就地保护测控多功能装置及分布式电源智能控制设备，负责集成就地保护、测量、就地控制与操作、数据采集、信息采集等功能，作为集中控制层及主站调度层的数据采集和控制命令的执行单元。

集中控制层包括集中式母线及线路保护、动态稳定控制装置及电能质量监测设备、故障录波装置等，实现站内汇集母线差动保护、功率扰动控制及电能质量监测分析、故障数据信息记录等功能，同时完成信息上传至主站调控层。

主站调控层由监控主机、数据服务器、外部系统接口服务器及相关工作站等组成，负责完成微电网站内常规的监控及经济优化调度。系统结构如图2所示。

2.2 海岛微电网通信网络需求分析

海岛微电网的通信网络为实现2.1节所述微电网管控系统的功能而搭建，不同于一般变电站或电厂等对通信的要求，微电网内的一、二次设备种类众多，存在光伏、风电、储能、柴发等多种电源形式，实时的保护与控制类信号相对较多，能量平衡系统需要实时采集和快速控制以达到微电网的安全稳定运行，因此对通信网络的带宽、实时性、可靠性和安全性的要求浮动范围广，当前常见的网络通信方案在微电网应用的很多方面不能满足要求。具体海岛微电网对通信网络的需求主要体现在以下几个方面。

(1)微电网的保护信息、测量控制信息、状态监测信息、告警计量信息(MMS服务)的传输需求。基于此类信息，微网主站调控层完成常规的监控及经济优化调度。相对于智能变电站，微电网的信息采集地理范围更广，设备分类众多。

(2)跳闸报文和快速报文(GOOSE服务)、原始数据报文(SV)的传输需求。基于此类信息，实现微网内集中式保护、功率扰动控制及故障数据信息记录功能。此类信息具有实时性及高可靠性的要求，需要有高实时和高可靠的通信网络系统作支撑。

(3)经济性和高效管理的需求。对于微电网通信网络进行结构简化和性能提升，可以有效降低组网的复杂度，适应海岛微电网经济高效的运行要求。

2.3 通信网络技术分析

(1)分层分网的网络通信架构

现行智能变电站自动化系统基于IEC61850标准定义的数据接口模型，采用“三层设备，两层网络”结构，二次设备装置分为站控层、间隔层和过程层，层与层设备间通过站控层网络、过程层网络实现。

站内通信网络用来传输保护、测控、计量、向量测量、故障录波等业务数据，主要数据报文有制造报文(MMS)、面向通用对象的变电站事件(GOOSE)、采样值(SV)和同步信息PTP共4类。站控层采用双星形或星形以太网络，MMS、SNTP共网传输，过程层网络一般采用保护直采直跳方案，GOOSE、SV独立组网模式。SV和GOOSE独立组网一方面不利于整站信息共享互动，另一方面造成过程层交换机数量过多，导致网络结构和接线复杂，网络设备可靠性降低。

(2)SV和GOOSE共网传输技术

SV报文用于过程层和间隔层间设备的单向采样值传输。SV报文传输数据量大，报文长度固定，由于采样频率固定，占用通信网络资源也固定，对实时性和同步性有很高的要求。GOOSE报文用于间隔层之间的联闭锁信号和间隔层与过程层间的位置信号、状态信号和控制信号等。GOOSE报文数据量小，报文长度短，网络负担轻，同样对实时性和同步性有很高的要求。系统发生故障时，报文有一定的突发性。在智能变电站的通信组网方案中，一般采用GOOSE和SV独立组网的方式。对于GOOSE、SV共网传输的组网方式进行信息的采集和数据的传输，这种组网方式下，间隔层的设备信息直接通过一根光纤就可以实现与过程层的数据交换，无论是从安装还是运维方面都是比较简单方便的。过程层传输的信息除了SV采样值和GOOSE信息外，还可以有少量辅助信息，如对信息、网络设备管理信息等。参考文献[11,12]中分析了SV、GOOSE及对时网络共网传输的带宽流量和实时性，理论分析证明了该技术的可行性。

(3)配电接入网通信技术

微电网的主站“向下”直接面向配用电的环节，需要汇聚分布式电源、输电线路在线监测、配电自动化、用电信息采集、用电信息服务等系统业务，并通过微电网的主站转发至相应的调度主站端。以上信息源具有点多、位置分散等特点，需要灵活、快速、可靠的通信接入方式。

以太网与PON的结合，产生了以太网无源光网络(EPON)。它同时具备了以太网和PON的优点。EPON媒质的性质是共享媒质和点到点网络的结合，在下行方向，拥有共享媒质的连接性，传输数据采用广播的方式，而在上行方向其行为特性就如同点到点网络，数据传输采用时分多址技术，由于其光分配网络采用无源光器件，无需租用机房和配电电源，维护简单。EPON技术在电力系统配电自动化、电力光纤到户等领域已逐步开展应用。

3 兆瓦级海岛微电网通信网络架构

通过深入分析智能变电站及智能配电网、并网型微电网的通信架构方案特点及相关技术，结合海岛微电网的保护控制及管理系统的业务需求，提出了海岛微电网对“上”至上级远方调度主站、微网主站内两层信息网络、对“下”至配用电环节的三级通信网络架构体系，如图3。

从图3可以看出，海岛微电网管控系统与负荷预测及其他辅助系统之间通过防火墙进行网络访问防护。配置硬件防火墙。构成了两个安全分区，分别是安全Ⅰ区和安全Ⅱ区，Ⅰ区远动服务器通过直采、直送的方式实现与调度(调控)中心的实时数据传输，并提供运行数据浏览服务。微电网主站与远方调度直接的通信方式可以采用光纤专网、无线公网或230 MHz无线专网的方式。南麂岛微电网选用海底专用光纤的方式与远方调度端进行通信。

微电网主站内设置两层信息网络，分别为站内调控层网络和过程层网络，站内具有通信接口的设备按照DL/T 860标准统一建模，统一组网，信息共享，通信标准符合DL/T860标准。站控层网络采用100 Mbit/s速度的工业以太网，采用星形网络结构。集中控制层设备和就地控制设备的保护与控制信息、四遥信息及所有需要监控的信息通过站控层网络与主站内调控层通信。过程层网络采用GOOSE、SV共网的方式，集中控制层设备通过过程层网络获取间隔的采样信息及间隔开关的相关状态量信息。南麂岛微电网系统中的集中控制层的集中式保护与控制设备采用“网采网跳”的方式。

微电网配用电部分的配电室、开关柜、柱上开关等的智能终端设备通过EPON光纤网络连接，主站内配置网络侧的光线路终端OLT,OLT将配用电系统的三遥(遥信、遥测、遥控)信息汇集后上送主站内调控层网络。南麂岛微电网系统根据终端设备ONU安放的地理位置及数量，规划出两条光纤通道，采用1:2(10%:90%)非均分分光器多级分光的方式形成跨OLT保护，分光器与ONU一起放置在保护节点箱体内，每个ONU对应两个分光器，形成跨OLT保护。

4 南麂岛微电网通信系统案例

南麂岛微电网示范工程的通信系统采用文中论述的分级结构通信网络架构的方案。

(1)站内调控层通信网络：选用4台多电口光口工业级交换机构成，连接集中控制层设备12台、就地控制层设备27台、其它智能设备5台。

(2)站内过程层通信网络。选用3台16光口工业级交换机构成，连接集中控制层设备8台、就地综合智能终端19台，PCS 6台，SV采样频率24点周。

(3)配用电通信网络：采用两台OLT,10台ONU及20台分光器，每个ONU对应两个分光器，形成跨OLT保护。分光器10%的分支与ONU的PON相连接，90%的分支通过ODF架继续延伸至下级业务节点位置，以此类推。ONU连接配网的智能终端采集信息。

(4)对时网络：采用一台主时钟设备、二台对时扩展装置。主站调度层设备采用SNTP网络报文授时，就地安装的智能终端及集中控制层设备采用光B码信号授时。

5 结论

海岛微电网涵盖电力系统的发、输、变、配、用、调度的六大环节，其运行控制与管理模式完全依赖于可靠的信息采集与传输，可靠、安全、经济、高效的通信系统是微电网运行控制与管理的基础环节。本文在系统分析了微电网通信系统的特殊问题及主要需求后，综合智能变电站、智能配电网中的通信架构及相关通信技术的基础上，提出了分级结构的海岛微电网通信网络架构，并结合南麂岛微电网示范工程，介绍了该网络架构在工程应用的实际应用方案。基于此通信网络架构的南麂岛微电网已于2014年9月26日正式投入运行，已为岛上居民提供光伏发电、风力发电等清洁能源。本文提出的分级结构的海岛微电网通信网络架构，为海岛微电网的通信系统的研究与建设提供了重要的理论支撑和实践依据，将为微电网和海岛微电网的工程设计及建设提供很好的借鉴作用。

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