CN214204284U - 适应多应用场景的多能源混合电站系统 - Google Patents

Abstract

本实用新型公开了适应多应用场景的多能源混合电站系统，由多种分布式电源构成智能微电网系统，包括电网接口及无缝切换系统、光伏发电系统、储能系统、柴油发电机组及试验负载、变配电系统、控制器系统以及电站通信系统，并将清洁能源、储能及多能混合控制，以及SSTS快速切换、励磁涌流抑制、配电架构优化等相关技术应用有机结合。主要优点是：微网电站系统安全可靠性、电能质量、操作效率、节能环保、灵活性、可维护性提高；实现系统故障快速隔离和运行方式无缝切换；减轻高端用户配电侧UPS系统设计压力；方案适应不同场景变化；柴油发电机组站应急上线过程简单快捷；柴油发电机组计划性带载测试维护与系统正常供电运行部分相互独立。

Description

适应多应用场景的多能源混合电站系统

技术领域

本实用新型属于分布式电站系统技术领域，具体地说是一种具有智能微电网功能的柴光储网多能混合控制电站系统。

背景技术

坚强智能电网的突出特征是安全可靠、节能高效、清洁环保、透明开放和友好互动，供电质量和可靠性是其主要目标。

随着新一代数据中心、半导体工业、高精度仪表及大型工矿企业等高新技术产业发展和敏感负荷升级，对供电质量和电源系统技术要求日益增高，系统电压暂降、故障或操作切换引起的短时间停电都可能导致劣质产品甚至生产线瘫痪；在全球环保和能源危机压力下，可再生能源发展应用成为节能减排重要手段，绿色清洁能源渗透率提高趋势显著，根据数据中心等用户对能耗和排放指标的要求，绿色清洁能源的纳入将越来越受到重视；储能技术发展使智能电网应用加速，对传统供电系统结构、控制技术和操作方法均提出了新的要求；重要电站在传统的多路电源基础上进一步采纳多能互补及其智能化协调控制，对多种类型电源组网系统不仅要求协调调度和经济运行，更聚焦于系统故障情况下的电源之间高可靠快速无缝切换技术。

此外，多能互补多电源系统的主结线构型对运行维护有很大影响，在数据中心、大型工矿等很多用户的现有供电系统中，电网电源、柴油发电机组备用电源、其他电源系统、储能系统以及负荷母线的组网技术结构设计，对试验用假负载的操作使用过程考虑不多，非常不便于柴油发电机组周期性带载维护的独立进行，有的需要选择特定时间进行较复杂和较长时间的系统倒换、负荷停运等准备性工作，或者直接在线操作并网带载进行维护，有的甚至设计上不具备，这些都对系统的安全可靠性、运维效率和设备寿命构成十分不利的影响。

目前，各种高端柴油发电机组、光伏发电及逆变器、储能设备及双向变流器、各种电力转换器的自带或第三方控制器、SSTS快速固态切换开关、励磁涌流抑制器等产品的市场应用日趋成熟。但是，随着电站技术的不断发展，要求电站集成技术必须将所有元件进行整体性的协调配置，创新功能组合和建立相应的优化控制策略，系统性地解决电站问题，以适应新型电源电站更高的要求。

发明内容

为了解决上述问题，本实用新型设计了一种适应多应用场景的多能源混合电站系统。

电站采取双路子系统并通过母联系统互相连接，以提高系统整体灵活性和可靠性。根据不同形式的能源特点进行组合优化，充分利用光伏绿色能源以增加节能减排效果；通过储能系统实现稳频稳压改善电能质量、调峰、外部故障及恢复时电站运行方式的平滑过渡与负荷无缝转移等功能。电网接口双电源及其母联采用SSTS快速固态切换开关组网，当外部单路电源故障时实现电源无缝切换；当外部系统性故障时储能系统提供短时支撑，配合后备电源柴油发电机组投入运行。通过联络线结构使柴油发电机组电站与其他电源布置在不同的母线系统，形成灵活的结线构型，便于柴油发电机组的日常性带载维护；联络线变压器开关配置了励磁涌流抑制器，使电站系统操作更加简便高效，安全可靠性和操作灵活性大大提高。为适应各种实际变化需要，有多种微网组合模式及运行操作方式，包括离网模式、并网模式、混合模式；通过CANbus内部通信进行功率管理，实现各种模式下的运行优化；通过Modbus网络及用户接口实现电站集中数据采集和系统监控。本实用新型提供了基本型拓扑结构，可通过局部结构简化调整或线路/元件形式替换以及相应的运行控制策略配套，以满足不同应用场景需要。

本实用新型的技术方案为：

适应多应用场景的多能源混合电站系统，由多种分布式电源构成微电网系统，含有两路电网接口，及快速切换开关系统、光伏系统、储能系统、柴油发电机组及试验负载、控制器系统、母线及母联系统、变压器/联络线系统、断路器及励磁涌流抑制器等，以及电站通信系统；母线B101和B102为用户负荷供电母线；母线B201和B202为柴油发电机组并机母线，两段柴油发电机组分别通过F1-TR1-Q1联络线和F2-TR2-Q2联络线为用户负荷提供应急备用电源；根据带载测试维护计划，任意柴油发电机组经过母联BTB1或BTB2，经过断路器TLB带试验负载TLoad运转，定期进行带载测试维护。

快速固态切换开关MB1连接电网电源Mains1和母线B101，由控制器MC1对MB1进行测量和控制；快速固态切换开关MB2连接电网电源Mains2和母线B102，由控制器MC2对MB2进行测量和控制；快速固态切换开关BTB连接母线B101和母线B102，由控制器BTC对BTB进行测量和控制；

断路器Q1、变压器TR1、断路器F1依次连接后与母线B101和母线B201连接，励磁涌流抑制器SID1对Q1进行测量和控制；断路器Q2、变压器TR2、断路器F2依次连接后与母线B102和母线B202连接，励磁涌流抑制器SID2对Q2进行测量和控制；SID采用分相检测控制方式，对三相联动断路器进行精确控制，从而避免了变压器空冲时的励磁涌流；

电站PVG1、光伏逆变集成系统INV1、断路器PB1依次连接后与母线B101连接，控制器PVC1测量/控制PB1、并通信检测调节INV1，INV1内置匹配隔离变压器；电站PVG2、光伏逆变集成系统INV2、断路器PB2依次连接后与母线B102连接，控制器PVC2测量/控制PB2、并通信检测调节INV2，INV2内置匹配隔离变压器；

储能系统ESS1、储能变流器集成系统PCS1、断路器EB1依次连接后与母线B101连接，控制器ESC1测量/控制EB1、并通信检测调节PCS1，PCS1内置匹配隔离变压器；储能系统ESS2、储能变流器集成系统PCS2、断路器EB2依次连接后与母线B102连接，控制器ESC2测量/控制EB2、并通信检测调节PCS2，PCS2内置匹配隔离变压器；

柴油发电机组G11、G12/G1i分别与断路器GB11、GB12、GB1i连接后与母线B201连接，控制器GC11、GC12、GC1i分别测量/控制断路器GB11、GB12、GB1i，并分别调节柴油发电机组G11、G12、G1i；柴油发电机组G21、G22、G2i分别与断路器GB21、GB22、GB2i连接后与母线B202连接，控制器GC21、GC22、GC2i分别测量/控制断路器GB21、GB22、GB2i，并分别调节柴油发电机组G21、G22、G2i；

断路器BTB1和BTB2串联，母线B201与B202通过断路器BTB1和BTB2互相连接；试验负载TLoad经断路器TLB连接到断路器BTB1和BTB2之间。

控制器PVC1、PVC2分别经Modbus RTU协议通信连接到光伏逆变器INV1、INV2；控制器ESC1、ESC2分别经Modbus RTU协议通信连接到储能变流器PCS1、PCS2；控制器PVC1、PVC1、ESC1、ESC2、MC1、MC2、BTC、GC11、GC12、GC1i、GC21、GC22、GC2i依次经CANbus协议通信环路连接；控制器PVC1、PVC1、ESC1、ESC2、MC1、MC2、BTC、GC11、GC12、GC1i、GC21、GC22、GC2i分别经Modbus TCP协议通信连接到网络交换机NSI，网络交换机NSI预留用户监控系统接口。

上述部件之间协同配合完成多能源混合电站的调节与控制。

电站通过Modbus TCP通信网络进行系统数据采集、运行监控和调度控制；通过CANbus通信数据共享和控制器系统对电网电源、光伏电站、储能系统及柴油发电机组实现功率管理，控制各部分电源协调运行。

各部分电源的主要作用是：电网电源为正常运行方式常用主电源，并由快速固态开关切换系统完成故障下的无缝切换操作；柴油发电机组为电网故障时的备用电源，在储能系统配合下完成故障应急情况下的电站不停电续航；光伏电站的目的是充分利用绿色清洁能源实现节能减排，并可参与调峰，提高电站经济运行效率；储能系统可存储余量光伏能源，有充放电两种操作方式，平滑系统功率和频率电压波动、改善电能质量，参与负荷调峰，配合快速固态切换开关完成电网故障及恢复时的运行方式无缝切换，集中式储能系统还可降低数据中心等高端用户用配电侧UPS电源系统的设计规模，在无电网地区的光伏发电应用情景，储能系统还可配合柴油发电机组实现最小化燃油消耗和连续可靠运行。

电站应用模式：采用并网/离网混合应用模式。当电网电源SSTS快速固态切换开关导通工作时，系统为正常运行方式，各电源在功率管理设置上有削峰模式、固定功率输出、主电网功率控制等模式；当电网电源SSTS关断时，光伏电源、储能系统及柴油发电机组为孤岛管理模式，电网电源恢复时进入负荷转移模式，电网故障及恢复的操作流程由控制器系统执行自动主电网故障模式。当项目应用在无电网地区，即没有电网电源进线，则电站功率管理只能运行在孤岛管理模式，柴油发电机组为常用电源。

电站正常运行方式为：两路电网电源Mains1和Mains2分段运行经过母线B101和B102为用户负荷供电，SSTS快速固态切换开关MB1和MB2为导通工作状态，SSTS快速固态切换开关BTB为关断状态。光伏电站PVG1经过集成逆变系统INV1和断路器PB1上母线B101并网运行；光伏电站PVG2经过集成逆变系统INV2和断路器PB2上母线B102并网运行。储能系统ESS1经过双向变流器集成系统PCS1和断路器EB1上母线B101并网运行；储能系统ESS2经过双向变流器集成系统PCS2和断路器EB2上母线B102并网运行。两路联络线断路器Q1、F1、Q2、F2均为断开位置，变压器TR1、TR2停电冷备用。并机系统，柴油发电机组输出断路器GB11、GB12、GB1i、GB21、GB22、GB2i以及BTB1、BTB2、TLB均为断开位置，母线B201和B202停电冷备用，所有柴油发电机组G11、G12、G1i、G21、G22、G2i停机备用并处于自动模式。

电站系统运行控制策略：所有电源通过CANbus通信和控制器进行功率管理、调节和协调操作控制，有自动模式和半自动模式，以自动模式为正常运行模式。（1）电网电源做为主电源，通过快速固态开关切换系统进行正常操作和故障操作；（2）光伏与电网并网运行，控制策略是光伏能源最大化优先利用，根据主电源功率和母线负荷约束条件进行功率调节，负荷高峰功率缺额时最大化输出光伏功率充分利用，负荷低谷时可将余量能源对储能系统充电，储能系统充满且负荷需求不足时，光伏可通过调节限制功率水平保持系统平衡；（3）储能系统与电网并网运行，运行在功率源模式，即P-Q模式，储能系统有充电和放电两种运行状态，功率管理系统自动控制充放电过程，控制器设置剩余电量百分率SOC的分段定值以控制储能系统运行状态，包括：充电高限值SOCmax，放电低限值SOCmin，高电量报警值SOChi，低电量报警值SOClo，电压源低限值/功率源恢复值SOC1，电压源恢复值SOC2，各参数实际值由控制器从储能变流器读取。P-Q和V-F模式运行区间：P-Q模式运行的SOC区间是SOCmin至100%，而V-F模式运行的SOC区间是SOC1至100%。P-Q和V-F模式的恢复方式：当SOC高于SOCmin时，允许储能系统做为P-Q功率源运行输出功率，且在SOC低于SOC1后充电，需将储能系统充电至SOC1后才允许再次按P-Q输出功率运行；当SOC高于SOC1时，允许储能系统做为V-F电压源运行带载，且在SOC低于SOC2后充电，需将储能系统充电至SOC2后才允许再次按V-F电压源模式运行。充放电的最大最小限值切换：SOCmin为不允许放电且停止放电的控制低限值,SOCmax为不允许充电且停止充电的控制高限值；当SOC在SOC2至SOCmax区间，只允许由光伏做为储能系统的充电电源。充电策略是：当SOC介于SOC1至SOCmax之间，如果光伏能源有可用余量，则对储能系统进行充电；如果电站负荷功率需求增加，则储能系统相应减少充电率，当电站负荷功率继续增加至超过电源系统输出限制，则储能系统停止充电转为放电输出参与调峰；当光伏能源不足，可转为由电网电源充电。放电策略是：当SOC介于SOCmax至SOC1之间，储能系统允许以V-F电压源模式提供电力负荷支撑，也可以以P-Q功率源模式参与负荷调峰，随着负荷减少或系统电源功率余量增加，储能系统放电功率将相应减少，直至可以转为充电状态以吸收存储多余能源。充电和放电过程的速率按照控制器设置的充电率和放电率参数执行。根据电网故障至柴油发电机组启动带载之间储能系统所需支撑负载，确定SOC实际值最低保持水平并考虑参数设置裕量。充电电源选择由储能控制器设置，充电电源可以在光伏电源、电网电源和柴油发电机组选择，当储能系统V-F模式运行时，只能由光伏或柴油发电机组充电，而不能用电网电源充电；（4）柴油发电机组为备用电源，正常方式工作在自动模式，在电网故障时自动启动并机与储能系统并联带载，电网恢复正常后，柴油发电机组退出运行返回备用状态；电站正常运行方式期间，柴油发电机组按计划轮流连接试验负载进行日常性带载测试维护，因两个联络线断开，机组/试验负载与用户负荷供电系统之间互不影响，如果柴油发电机组在带载测试维护期间电网发生故障，则试验机组自动切断试验负载并转入自动模式投入应急运行，与其他启动机组并机带载。

大电网故障操作控制策略，考虑两种情况：单路电源故障和双路电源故障：（1）当发生单路电源区间性故障时，该路电网电源进线快速固态切换开关关断，母联快速固态切换开关BTB导通，切换时间小于10ms，由非故障单路电源通过母联BTB带两段负荷母线运行；故障段光伏和储能系统关闭，检测故障段母线电压正常，故障段光伏和储能系统导通恢复并网运行。故障区间的电网电源恢复正常后，做为另一路电网电源的热备用电源，或者母联开关快速关断切换到恢复的电网电源，系统恢复正常运行方式；（2）双路电网电源同时故障或电能质量不满足要求时，储能系统由P-Q模式转换到V-F模式，同时两路电网进线快速固态切换开关均快速关断，由储能系统维持母线负荷继续运行；母联断路器BTB检测两段母线B101和B102电压，通过CANbus系统调节两个储能系统电压，检测同期条件达到后BTB导通；同时系统根据故障逻辑，将联络线断路器按Q1/Q2、F1/F2顺序依次合闸，由储能系统给母线B201和B202送电，由于Q1/Q2配置有SID励磁涌流抑制器并采用分相检测控制技术，Q1/Q2可采用联动断路器，无需考虑分相断路器，断路器Q1/Q2合闸给变压器TR1/TR2送电时避免了空冲励磁涌流，使操作可靠性大大提高，缩短了备用电源的并入时间；柴油发电机组同时启动，各自检测并机母线电压同期条件符合时断路器合闸，机组并机投入运行。

电站孤岛运行控制策略：大电网故障期间电站进入孤岛运行状态，两段系统经母联BTB并联运行，柴油发电机组均分负载。光伏电源的控制策略是优先最大化利用光伏发电和最小化柴油运行消耗，同时满足柴油发电机组允许最小负荷限制、柴油发电机组和储能系统的在线热备用容量要求等约束条件；考虑光伏能源出力的不确定性，当光伏发电充足、或负荷水平较低，通过功率管理和机组最小负荷定值，机组按优先级顺序自动退出运行，以保证运行机组的单机功率不低于最小限值；当光伏发电不足或负荷水平较高，备用机组按优先级顺序自动启动投入，以保证机组在线热备用容量达到要求。电站孤岛运行期间，储能系统充电策略是：当SOC介于SOC1至SOCmax之间，如果光伏能源有可用余量，则对储能系统进行充电；如果电站负荷功率需求增加，则储能系统相应减少充电率，直至储能系统停止充电转为放电输出参与调峰；当光伏能源不足，可转为由柴油发电机组充电。放电策略是：当SOC介于SOCmax至SOC1之间，储能系统允许以V-F电压源模式提供电力负荷支撑，也可以以P-Q功率源模式参与负荷调峰，随着负荷减少或系统电源功率余量增加，储能系统放电功率将相应减少，直至可以转为充电状态以吸收存储多余能源。

大电网恢复正常的返回操作策略：当大电网恢复正常后，电站与大电网经过同期调节过程，当满足同期条件时自动操作并网，电站恢复正常运行方式。具体过程：快速固态切换开关MB1检测两侧电压，通过CANbus调节电站柴油发电机组、储能系统和光伏电站的输出电压，当电站侧与电网侧达到同期条件时MB1导通，电站与电源Mains1并网；电站与Mains1并网后，母联BTB关断，此时两段系统已经分开运行；母线B201段柴油发电机组向电网电源Mains1转移负荷，完成负荷转移后柴油发电机组进入分闸冷却停机程序，恢复自动备用状态，联络线断路器F1、Q1依次分闸，变压器TR1停电备用。母联BTB关断后的同时，2号系统开始同期并网过程，快速固态切换开关MB2检测两侧电压，通过CANbus调节电站2段柴油发电机组、储能系统和光伏电站的输出电压，当电站侧与电网侧达到同期条件时MB2导通，电站与电源Mains2并网；母线B202段柴油发电机组向电网电源Mains2转移负荷，完成负荷转移后柴油发电机组进入分闸冷却停机程序，恢复自动备用状态，联络线断路器F2、Q2依次分闸，变压器TR2停电备用。至此，电站已经完全恢复正常运行方式，全部过程实现了无缝转换。

不同应用场景的电站拓扑结构适应调整。在上述电站基本结构基础上，可根据不同场景项目应用需要，通过适当调整可配置出变化的电站结构，调整因素包括：（1）微电网一般采用单路电网电源，此时两段系统变为一段系统，系统方案和控制技术更加简单；（2）半导体、数据中心等用户一般采用至少两路电网电源，母线B101/B102电压等级多为10KV至35KV范围，当母线B101/B102与母线B201/B202和柴油发电机组电压等级相同，则联络线变压器可以改为电缆直通，且断路器Q1/Q2无需配置励磁涌流抑制器；（3）对于没有敏感负荷、无缝切换要求不高的用户，快速固态切换开关可替换为机械断路器，系统操作策略相应简化，两段柴油发电机组也可以改为在母线B201/B202连通并机运行；（4）对于无电网的偏远地区，则电站没有电网电源进线结构，电站为孤岛运行管理模式。

本实用新型的优点在于：

（1）对于半导体工业、数据中心等对节能减排指标敏感的高端用户，将光伏等绿色清洁能源纳入供电系统形成多能互补，并配置储能系统进行存储和利用，起到很好的经济和环保价值；

（2）电网电源进线系统采用SSTS快速固态切换开关，同时配置储能系统协调配合，在各种系统故障情况下完成故障隔离和无缝切换操作，保证供电的连续可靠；

（3）电站从孤岛模式返回并网方式实现无缝操作过渡；

（4）采用集中式储能系统挂接在负荷母线系统，大大降低了高端用户配用电系统UPS不间断电源的压力和设计规模；

（5）集中式储能系统有效改善了电能质量，能够吸收平滑各种瞬态波动和大负荷启动冲击；改善了系统运行调度性能，提供调峰功能，并在大电网故障、备用电源启动期间，短时支撑负荷不断电；

（6）大电网故障时，由于储能系统通过联络线返送电源至并机母线，所有柴油发电机组应急启动可直接各自检测母线电压同期完成并机操作，而不必等待首台机组运行条件检测、以及启动/合闸失败带来的替补传递时间，同时还避免了先并机后励磁方式对发电机调压部件造成的不利，大大提高了柴油发电机组接入系统速度；

（7）采用联络线设计结构将柴油发电机组备用电源与其他能源/电源分开布置在不同的母线系统，显著提高了系统操作、维护的安全性和灵活性；柴油发电机组的计划性带载测试工作不影响系统正常连续运行，提高了电站整体管理效率；

（8）由于联络线变压器断路器配置了励磁涌流抑制器，减少了继电保护误动可能性，保证了变压器空冲操作可靠性，在大电网故障时，缩短了柴油发电机组上线时间；

（9）电站孤岛运行期间，通过功率管理协调优化，自动控制机组旋转热备用容量和避免机组空/低载运行，适应光伏能源不确定性变化，并节省柴油消耗；

（10）本实用新型提供了完整的电站系统构造，在此基础上可根据不同项目应用需求，灵活配置出相适应的电站系统。

下面结合附图和实施例对本发明作进一步说明。

附图说明

图1为本实用新型实施例的主结构示意图；

图2是电站的通信系统示意图；

图3是电站应用于不同场景的一种变化结构示例图（以大型工矿项目为典型适用例）。

具体实施方式

为了使本实用新型的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图对本实用新型的具体实施方式做详细的说明。根据图1和图2说明如下。

适应多应用场景的多能源混合电站系统，由多种分布式电源构成微电网系统，含有两路电网接口，及快速切换开关系统、光伏系统、储能系统、柴油发电机组及试验负载、控制器系统、母线及母联系统、变压器/联络线系统、断路器及励磁涌流抑制器等，以及电站通信系统；母线B101和B102为用户负荷供电母线；母线B201和B202为柴油发电机组并机母线，两段柴油发电机组分别通过F1-TR1-Q1联络线和F2-TR2-Q2联络线为用户负荷提供应急备用电源；根据带载测试维护计划，任意柴油发电机组经过母联BTB1或BTB2，经过断路器TLB带试验负载TLoad运转，定期进行带载测试维护。

快速固态切换开关MB1连接电网电源Mains1和母线B101，由控制器MC1对MB1进行测量和控制；快速固态切换开关MB2连接电网电源Mains2和母线B102，由控制器MC2对MB2进行测量和控制；快速固态切换开关BTB连接母线B101和母线B102，由控制器BTC对BTB进行测量和控制；

断路器Q1、变压器TR1、断路器F1依次连接后与母线B101和母线B201连接，励磁涌流抑制器SID1对Q1进行测量和控制；断路器Q2、变压器TR2、断路器F2依次连接后与母线B102和母线B202连接，励磁涌流抑制器SID2对Q2进行测量和控制；SID采用分相检测控制方式，对三相联动断路器进行精确控制，从而避免了变压器空冲时的励磁涌流；

电站PVG1、光伏逆变集成系统INV1、断路器PB1依次连接后与母线B101连接，控制器PVC1测量/控制PB1、并通信检测调节INV1，INV1内置匹配隔离变压器；电站PVG2、光伏逆变集成系统INV2、断路器PB2依次连接后与母线B102连接，控制器PVC2测量/控制PB2、并通信检测调节INV2，INV2内置匹配隔离变压器；

储能系统ESS1、储能变流器集成系统PCS1、断路器EB1依次连接后与母线B101连接，控制器ESC1测量/控制EB1、并通信检测调节PCS1，PCS1内置匹配隔离变压器；储能系统ESS2、储能变流器集成系统PCS2、断路器EB2依次连接后与母线B102连接，控制器ESC2测量/控制EB2、并通信检测调节PCS2，PCS2内置匹配隔离变压器；

柴油发电机组G11、G12/G1i分别与断路器GB11、GB12、GB1i连接后与母线B201连接，控制器GC11、GC12、GC1i分别测量/控制断路器GB11、GB12、GB1i，并分别调节柴油发电机组G11、G12、G1i；柴油发电机组G21、G22、G2i分别与断路器GB21、GB22、GB2i连接后与母线B202连接，控制器GC21、GC22、GC2i分别测量/控制断路器GB21、GB22、GB2i，并分别调节柴油发电机组G21、G22、G2i；

断路器BTB1和BTB2串联，母线B201与B202通过断路器BTB1和BTB2互相连接；试验负载TLoad经断路器TLB连接到断路器BTB1和BTB2之间。

控制器PVC1、PVC2分别经Modbus RTU协议通信连接到光伏逆变器INV1、INV2；控制器ESC1、ESC2分别经Modbus RTU协议通信连接到储能变流器PCS1、PCS2；控制器PVC1、PVC1、ESC1、ESC2、MC1、MC2、BTC、GC11、GC12、GC1i、GC21、GC22、GC2i依次经CANbus协议通信环路连接；控制器PVC1、PVC1、ESC1、ESC2、MC1、MC2、BTC、GC11、GC12、GC1i、GC21、GC22、GC2i分别经Modbus TCP协议通信连接到网络交换机NSI，网络交换机NSI预留用户监控系统接口，如图2所示。

上述部件之间协同配合完成多能源混合电站的调节与控制。

电站通过Modbus TCP通信网络进行系统数据采集、运行监控和调度控制；通过CANbus通信数据共享和控制器系统对电网电源、光伏电站、储能系统及柴油发电机组实现功率管理，控制各部分电源协调运行。

各部分电源的主要作用是：电网电源为正常运行方式常用主电源，并由快速固态开关切换系统完成故障下的无缝切换操作；柴油发电机组为电网故障时的备用电源，在储能系统配合下完成故障应急情况下的电站不停电续航；光伏电站的目的是充分利用绿色清洁能源实现节能减排，并可参与调峰，提高电站经济运行效率；储能系统可存储余量光伏能源，有充放电两种操作方式，平滑系统功率和频率电压波动、改善电能质量，参与负荷调峰，配合快速固态切换开关完成电网故障及恢复时的运行方式无缝切换，集中式储能系统还可降低数据中心等高端用户用配电侧UPS电源系统的设计规模，在无电网地区的光伏发电应用情景，储能系统还可配合柴油发电机组实现最小化燃油消耗和连续可靠运行。

电站应用模式：采用并网/离网混合应用模式。当电网电源SSTS快速固态切换开关导通工作时，系统为正常运行方式，各电源在功率管理设置上有削峰模式、固定功率输出、主电网功率控制等模式；当电网电源SSTS关断时，光伏电源、储能系统及柴油发电机组为孤岛管理模式，电网电源恢复时进入负荷转移模式，电网故障及恢复的操作流程由控制器系统执行自动主电网故障模式（AMF模式）。当项目应用在无电网地区，即没有电网电源进线，则电站功率管理只能运行在孤岛管理模式，柴油发电机组为常用电源。

电站正常运行方式为：两路电网电源Mains1和Mains2分段运行经过母线B101和B102为用户负荷供电，SSTS快速固态切换开关MB1和MB2为导通工作状态，SSTS快速固态切换开关BTB为关断状态。光伏电站PVG1经过集成逆变系统INV1和断路器PB1上母线B101并网运行；光伏电站PVG2经过集成逆变系统INV2和断路器PB2上母线B102并网运行。储能系统ESS1经过双向变流器集成系统PCS1和断路器EB1上母线B101并网运行；储能系统ESS2经过双向变流器集成系统PCS2和断路器EB2上母线B102并网运行。两路联络线断路器Q1、F1、Q2、F2均为断开位置，变压器TR1、TR2停电冷备用。并机系统，柴油发电机组输出断路器GB11、GB12、GB1i、GB21、GB22、GB2i以及BTB1、BTB2、TLB均为断开位置，母线B201和B202停电冷备用，所有柴油发电机组G11、G12、G1i、G21、G22、G2i停机备用并处于自动模式。

电站系统运行控制策略：所有电源通过CANbus通信和控制器进行功率管理、调节和协调操作控制，有自动模式和半自动模式，以自动模式为正常运行模式。（1）电网电源做为主电源，通过快速固态开关切换系统进行正常操作和故障操作；（2）光伏与电网并网运行，控制策略是光伏能源最大化优先利用，根据主电源功率和母线负荷约束条件进行功率调节，负荷高峰功率缺额时最大化输出光伏功率充分利用，负荷低谷时可将余量能源对储能系统充电，储能系统充满且负荷需求不足时，光伏可通过调节限制功率水平保持系统平衡；（3）储能系统与电网并网运行，运行在功率源模式，即P-Q模式，储能系统有充电和放电两种运行状态，功率管理系统自动控制充放电过程，控制器设置剩余电量百分率（SOC）的分段定值以控制储能系统运行状态，包括：充电高限值SOCmax（80%），放电低限值SOCmin（20%），高电量报警值SOChi（90%），低电量报警值SOClo（20%），电压源低限值（功率源恢复值）SOC1（40%），电压源恢复值SOC2（80%），各参数实际值由控制器从储能变流器读取。P-Q和V-F模式运行区间：P-Q模式运行的SOC区间是SOCmin至100%，而V-F模式运行的SOC区间是SOC1至100%。P-Q和V-F模式的恢复方式：当SOC高于SOCmin时，允许储能系统做为P-Q功率源运行输出功率，且在SOC低于SOC1后充电，需将储能系统充电至SOC1后才允许再次按P-Q输出功率运行；当SOC高于SOC1时，允许储能系统做为V-F电压源运行带载，且在SOC低于SOC2后充电，需将储能系统充电至SOC2后才允许再次按V-F电压源模式运行。充放电的最大最小限值切换：SOCmin为不允许放电且停止放电的控制低限值,SOCmax为不允许充电且停止充电的控制高限值；当SOC在SOC2至SOCmax区间，只允许由光伏做为储能系统的充电电源。充电策略是：当SOC介于SOC1至SOCmax之间，如果光伏能源有可用余量，则对储能系统进行充电；如果电站负荷功率需求增加，则储能系统相应减少充电率，当电站负荷功率继续增加至超过电源系统输出限制，则储能系统停止充电转为放电输出参与调峰；当光伏能源不足，可转为由电网电源充电。放电策略是：当SOC介于SOCmax至SOC1之间，储能系统允许以V-F电压源模式提供电力负荷支撑，也可以以P-Q功率源模式参与负荷调峰，随着负荷减少或系统电源功率余量增加，储能系统放电功率将相应减少，直至可以转为充电状态以吸收存储多余能源。充电和放电过程的速率按照控制器设置的充电率和放电率参数执行。根据电网故障至柴油发电机组启动带载之间储能系统所需支撑负载（按2至10分钟考虑），确定SOC实际值最低保持水平并考虑参数设置裕量。充电电源选择由储能控制器设置，充电电源可以在光伏电源、电网电源和柴油发电机组（仅孤岛运行期间）选择，当储能系统V-F模式运行时，只能由光伏或柴油发电机组（孤岛模式时）充电，而不能用电网电源充电；（4）柴油发电机组为备用电源，正常方式工作在自动模式，在电网故障时自动启动并机与储能系统并联带载，电网恢复正常后，柴油发电机组退出运行返回备用状态；电站正常运行方式期间，柴油发电机组按计划轮流连接试验负载进行日常性带载测试维护，因两个联络线断开，机组/试验负载与用户负荷供电系统之间互不影响，如果柴油发电机组在带载测试维护期间电网发生故障，则试验机组自动切断试验负载并转入自动模式投入应急运行，与其他启动机组并机带载。

大电网故障操作控制策略，考虑两种情况：单路电源故障（单路电源进线段区间故障）和双路电源故障（大系统故障）：（1）当发生单路电源区间性故障时，该路电网电源进线快速固态切换开关关断，母联快速固态切换开关BTB导通，切换时间小于10ms，由非故障单路电源通过母联BTB带两段负荷母线运行；故障段光伏和储能系统关闭，检测故障段母线电压正常，故障段光伏和储能系统导通恢复并网运行。故障区间的电网电源恢复正常后，做为另一路电网电源的热备用电源，或者母联开关快速关断切换到恢复的电网电源，系统恢复正常运行方式；（2）双路电网电源同时故障或电能质量不满足要求时，储能系统由P-Q模式转换到V-F模式，同时两路电网进线快速固态切换开关均快速关断，由储能系统维持母线负荷继续运行；母联断路器BTB检测两段母线B101和B102电压，通过CANbus系统调节两个储能系统电压，检测同期条件达到后BTB导通；同时系统根据故障逻辑，将联络线断路器按Q1/Q2、F1/F2顺序依次合闸，由储能系统给母线B201和B202送电，由于Q1/Q2配置有SID励磁涌流抑制器并采用分相检测控制技术，Q1/Q2可采用联动断路器，无需考虑分相断路器，断路器Q1/Q2合闸给变压器TR1/TR2送电时避免了空冲励磁涌流，使操作可靠性大大提高，缩短了备用电源的并入时间；柴油发电机组同时启动，各自检测并机母线电压同期条件符合时断路器合闸，机组并机投入运行。

电站孤岛运行控制策略：大电网故障期间电站进入孤岛运行状态，两段系统经母联BTB并联运行，柴油发电机组均分负载。光伏电源的控制策略是优先最大化利用光伏发电和最小化柴油运行消耗，同时满足柴油发电机组允许最小负荷限制、柴油发电机组和储能系统的在线热备用容量要求等约束条件；考虑光伏能源出力的不确定性，当光伏发电充足、或负荷水平较低，通过功率管理和机组最小负荷定值，机组按优先级顺序自动退出运行，以保证运行机组的单机功率不低于最小限值；当光伏发电不足或负荷水平较高，备用机组按优先级顺序自动启动投入，以保证机组在线热备用容量达到要求。电站孤岛运行期间，储能系统充电策略是：当SOC介于SOC1至SOCmax之间，如果光伏能源有可用余量，则对储能系统进行充电；如果电站负荷功率需求增加，则储能系统相应减少充电率，直至储能系统停止充电转为放电输出参与调峰；当光伏能源不足，可转为由柴油发电机组充电。放电策略是：当SOC介于SOCmax至SOC1之间，储能系统允许以V-F电压源模式提供电力负荷支撑，也可以以P-Q功率源模式参与负荷调峰，随着负荷减少或系统电源功率余量增加，储能系统放电功率将相应减少，直至可以转为充电状态以吸收存储多余能源。

大电网恢复正常的返回操作策略：当大电网恢复正常后，电站与大电网经过同期调节过程，当满足同期条件时自动操作并网，电站恢复正常运行方式。具体过程：快速固态切换开关MB1检测两侧电压，通过CANbus调节电站柴油发电机组、储能系统和光伏电站的输出电压，当电站侧与电网侧达到同期条件时MB1导通，电站与电源Mains1并网；电站与Mains1并网后，母联BTB关断，此时两段系统已经分开运行；母线B201段柴油发电机组向电网电源Mains1转移负荷，完成负荷转移后柴油发电机组进入分闸冷却停机程序，恢复自动备用状态，联络线断路器F1、Q1依次分闸，变压器TR1停电备用。母联BTB关断后的同时，2号系统开始同期并网过程，快速固态切换开关MB2检测两侧电压，通过CANbus调节电站2段柴油发电机组、储能系统和光伏电站的输出电压，当电站侧与电网侧达到同期条件时MB2导通，电站与电源Mains2并网；母线B202段柴油发电机组向电网电源Mains2转移负荷，完成负荷转移后柴油发电机组进入分闸冷却停机程序，恢复自动备用状态，联络线断路器F2、Q2依次分闸，变压器TR2停电备用。至此，电站已经完全恢复正常运行方式，全部过程实现了无缝转换。

不同应用场景的电站拓扑结构适应调整。在上述电站基本结构基础上，可根据不同场景项目应用需要，通过适当调整可配置出变化的电站结构，调整因素包括：（1）微电网一般采用单路电网电源，此时两段系统变为一段系统，系统方案和控制技术更加简单；（2）半导体、数据中心等用户一般采用至少两路电网电源，母线B101/B102电压等级多为10KV至35KV范围，当母线B101/B102与母线B201/B202和柴油发电机组电压等级相同（例如10KV），则联络线变压器可以改为电缆直通，且断路器Q1/Q2无需配置励磁涌流抑制器；（3）对于没有敏感负荷、无缝切换要求不高的用户，快速固态切换开关可替换为机械断路器，系统操作策略相应简化，两段柴油发电机组也可以改为在母线B201/B202连通并机运行（母联BTB1 /BTB2合闸）；（4）对于无电网的偏远地区，则电站没有电网电源进线结构，电站为孤岛运行管理模式。图3是其中一种适合大型工业矿业项目的电站变化结构示例，其中的储能系统，主要考虑对采矿电站大电机负荷启动冲击起到系统平滑稳定的作用，同时有助于降低市电进线和柴油发电机组的设计规模。

Claims (7)

1.适应多应用场景的多能源混合电站系统，其特征在于：快速固态切换开关MB1连接电网电源Mains1和母线B101，由控制器MC1对MB1进行测量和控制；快速固态切换开关MB2连接电网电源Mains2和母线B102，由控制器MC2对MB2进行测量和控制；快速固态切换开关BTB连接母线B101和母线B102，由控制器BTC对BTB进行测量和控制；

断路器Q1、变压器TR1、断路器F1依次连接后与母线B101和母线B201连接，励磁涌流抑制器SID1对Q1进行测量和控制；断路器Q2、变压器TR2、断路器F2依次连接后与母线B102和母线B202连接，励磁涌流抑制器SID2对Q2进行测量和控制；SID采用分相检测控制方式，对三相联动断路器进行精确控制，从而避免了变压器空冲时的励磁涌流；

电站PVG1、光伏逆变集成系统INV1、断路器PB1依次连接后与母线B101连接，控制器PVC1测量/控制PB1、并通信检测调节INV1，INV1内置匹配隔离变压器；电站PVG2、光伏逆变集成系统INV2、断路器PB2依次连接后与母线B102连接，控制器PVC2测量/控制PB2、并通信检测调节INV2，INV2内置匹配隔离变压器；

储能系统ESS1、储能变流器集成系统PCS1、断路器EB1依次连接后与母线B101连接，控制器ESC1测量/控制EB1、并通信检测调节PCS1，PCS1内置匹配隔离变压器；储能系统ESS2、储能变流器集成系统PCS2、断路器EB2依次连接后与母线B102连接，控制器ESC2测量/控制EB2、并通信检测调节PCS2，PCS2内置匹配隔离变压器；

柴油发电机组G11、G12/G1i分别与断路器GB11、GB12、GB1i连接后与母线B201连接，控制器GC11、GC12、GC1i分别测量/控制断路器GB11、GB12、GB1i，并分别调节柴油发电机组G11、G12、G1i；柴油发电机组G21、G22、G2i分别与断路器GB21、GB22、GB2i连接后与母线B202连接，控制器GC21、GC22、GC2i分别测量/控制断路器GB21、GB22、GB2i，并分别调节柴油发电机组G21、G22、G2i；

断路器BTB1和BTB2串联，母线B201与B202通过断路器BTB1和BTB2互相连接；试验负载TLoad经断路器TLB连接到断路器BTB1和BTB2之间。

2.根据权利要求1所述的适应多应用场景的多能源混合电站系统，其特征在于：控制器PVC1、PVC2分别经Modbus RTU协议通信连接到光伏逆变器INV1、INV2；控制器ESC1、ESC2分别经Modbus RTU协议通信连接到储能变流器PCS1、PCS2；控制器PVC1、PVC1、ESC1、ESC2、MC1、MC2、BTC、GC11、GC12、GC1i、GC21、GC22、GC2i依次经CANbus协议通信环路连接；控制器PVC1、PVC1、ESC1、ESC2、MC1、MC2、BTC、GC11、GC12、GC1i、GC21、GC22、GC2i分别经Modbus TCP协议通信连接到网络交换机NSI，网络交换机NSI预留用户监控系统接口。

3.根据权利要求1所述的适应多应用场景的多能源混合电站系统，其特征在于：电站通过Modbus TCP通信网络进行系统数据采集、运行监控和调度控制；通过CANbus通信数据共享和控制器系统对电网电源、光伏电站、储能系统及柴油发电机组实现功率管理，控制各部分电源协调运行。

4.根据权利要求1所述的适应多应用场景的多能源混合电站系统，其特征在于：电网电源为正常运行方式常用主电源，并由快速固态开关切换系统完成故障下的无缝切换操作；柴油发电机组为电网故障时的备用电源，在储能系统配合下完成故障应急情况下的电站不停电续航。

5.根据权利要求1所述的适应多应用场景的多能源混合电站系统，其特征在于：电站应用模式采用并网/离网混合应用模式，当电网电源SSTS快速固态切换开关导通工作时，系统为正常运行方式，各电源在功率管理设置上有削峰模式、固定功率输出、主电网功率控制等模式；当电网电源SSTS关断时，光伏电源、储能系统及柴油发电机组为孤岛管理模式，电网电源恢复时进入负荷转移模式，电网故障及恢复的操作流程由控制器系统执行自动主电网故障模式；当项目应用在无电网地区，即没有电网电源进线，则电站功率管理只能运行在孤岛管理模式，柴油发电机组为常用电源。

6.根据权利要求1所述的适应多应用场景的多能源混合电站系统，其特征在于：电站正常运行方式为两路电网电源Mains1和Mains2分段运行经过母线B101和B102为用户负荷供电，SSTS快速固态切换开关MB1和MB2为导通工作状态，SSTS快速固态切换开关BTB为关断状态；光伏电站PVG1经过集成逆变系统INV1和断路器PB1上母线B101并网运行；光伏电站PVG2经过集成逆变系统INV2和断路器PB2上母线B102并网运行；储能系统ESS1经过双向变流器集成系统PCS1和断路器EB1上母线B101并网运行；储能系统ESS2经过双向变流器集成系统PCS2和断路器EB2上母线B102并网运行；两路联络线断路器Q1、F1、Q2、F2均为断开位置，变压器TR1、TR2停电冷备用；并机系统，柴油发电机组输出断路器GB11、GB12、GB1i、GB21、GB22、GB2i以及BTB1、BTB2、TLB均为断开位置，母线B201和B202停电冷备用，所有柴油发电机组G11、G12、G1i、G21、G22、G2i停机备用并处于自动模式。

7.根据权利要求1所述的适应多应用场景的多能源混合电站系统，其特征在于：所有电源通过CANbus通信和控制器进行功率管理、调节和协调操作控制，有自动模式和半自动模式，以自动模式为正常运行模式。

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