东福山岛微网方案

浙江省舟山普陀区
东极镇东福山岛风光柴海水淡化
综合系统工程
可行性研究报告
1概述
1.1 背景
早期的海岛居民用电主要依靠小容量柴油发电机组，然而受柴油运输成本的限制，柴油发电机每日的开启时间较少，且主要为海水淡化系统供电。

最近几年，围绕着可再生能源的开发和利用，针对海岛自治供电系统国内外学者和工业界开展了深入广泛的研究。

在示范工程建设方面，中广核集团先进能源中心与中国科学院广州能源所共同承担了863项目“海岛可再生独立能源系统研建”，拟在珠海担杆岛上建成一个包含多种能源形式的海岛自治供电系统。

大部分时间内，该系统可利用海岛的风能、波浪能、太阳能发电，为海岛居民供电，多余的电力用于海水淡化。

在夏季负荷高峰期，开启柴油机作为补充能源。

2010年2月，香港首个完全依靠太阳能发电的光储互补系统一期工程，在西贡的晨曦岛上正式启动，该项目将为香港可再生能源项目的进一步推广提供研究案例。

除此之外，中国国电集团也拟在我国沿海最东边的东极岛上建造包含多种能源形式、可持续稳定运行的综合示范海岛自治供电系统。

在海岛微网系统优化设计关键技术研究方面，由于发电单元的类型及渗透率、负荷特性、电能质量约束、系统的运行方式与传统电力系统存在较大区别，使得包含多种能源形式的自治供电系统设计不同于传统电网规划，可靠性、经济性和环境友好性是规划设计的关键。

美国国家能源实验室（NERL）开发了HYBRID 和HOMER软件，用于在各种约束和灵敏度条件下，对微网内的分布式电源类型和接入容量进行最佳配置。

美国电力可靠性技术委员会（CERTS）提出了分布式电源用户侧模型DER-CAM（Distributed energy resource customer adoption model)，能够对系统内的资源结构进行优化设计，为用户提供供电效果佳且成本最低的分布式发电技术组合方案。

西班牙的Zaragoza大学开发了一套用于光/风、光/柴油机等互补发电系统的优化设计软件，该系统能够根据负载和光照条件确定所用光伏阵列的规模、蓄电池和柴油机的容量与类型，以最小的成本获得最大的电能输出，确保了光/风、光/柴油机等互补发电系统比任何一种单独发电
系统都更具优势。

中科院广州能源研究所提出了一种对风/光互补发电系统进行结构优化的方法，以最小的投资成本，满足用户的基本用电要求。

与国外发达国家相比，我国的研究主要集中在互补发电系统结构优化设计、底层设备的控制及系统仿真上，对海岛微网的设计研究还很缺乏，尚缺乏成熟的辅助设计软件。

在海岛微网系统的协调控制技术方面，国内外主要提出了两种控制模式：对等控制模式、主从控制模式。

前者适用于可控电源较多，且规模较大的系统，具有“即插即用”，扩容性好的优点，但控制难度大，不易工程实现，仍处于实验室研究阶段。

主从控制模式由于受主电源容量的限制，适用于规模较小的系统，其扩容性差，但工程实现难度小，目前广泛应用于独立供电系统中。

近年来，国内外学术界和工程界围绕着小型风光储/光储/风储互补系统的协调控制技术展开了大量研究。

在这些系统中，储能装置作为主电源启到了系统功率平衡的关键作用，如果其它分布式电源的出力大于负荷，多于电力给电池充电；反之则电池放电，满足负荷的需求。

早期的研究中多以铅酸电池作为储能装置，对于电池的充放电控制比较简单，大多数电池并不能达到设计使用寿命，容易导致电池提前失效（铅酸电池的满充放电循环次数仅为600-1000次），增加了系统的运行成本。

合理的电池的充放电控制策略应能够根据日照的强弱、风力的大小及负荷的变化，不断对蓄电池的工作状态进行切换和调节，使其在充电、放电或浮充电等多种工况下交替运行，同时还要对系统内的可再生能源发电合理调度，防止蓄电池过充电和过放电，保证系统工作的连续性和稳定性。

由于自治供电系统是多种能源的组合，电能传输的波动性和不确定性增加了电池充放电电流有效控制的难度，进而影响电池的使用寿命。

因此，现有的储能设备逆变器和控制技术难以满足自治供电系统长期稳定运行的需要。

此外，在自治供电系统中，由于光伏电池、风力发电等属于间歇式电源，所产生的电能具有显著的随机性和不确定性特征。

分布式储能设备，如蓄电池、超级电容器、飞轮储能系统等还可以成为支持自治孤岛系统自主稳定运行不可或缺的重要组成部分，起到平抑系统扰动、维持发电/负荷动态平衡、保持电压/频率稳定的重要作用。

考虑到分布式储能系统的多样性，各种储能系统在自治系统扰动过程中的响应特性存在很大的差异，对系统能够安全稳定的作用机理也会有很大不同，需要充分认识分布式储能系统对自治供电系统运行特性的影响。

1.2舟山东福山岛微网系统
舟山群岛地处浙江东部，普陀区东极诸岛远离舟山本岛，距沈家门45km，拥有大小28个岛屿和108个岩礁。

岛外12海里就是公海。

东极即是舟山群岛东端岛屿，同时也是中国海洋最东端的边境岛屿。

其中庙子湖、青浜、东福山、黄兴为东极镇的4个住人岛通。

东福山岛是中国东部海疆最东的住人岛屿，全岛仅设东福山１个村，常住居民约300人，岛上居民以海洋捕鱼和外出打工为主。

东福山还驻扎了海军，是祖国海防的东海第一哨，岛上有盘山公路，并设有轮渡码头。

岛东临公海，西南距普陀区沈家门镇４5km，面积2.95km2。

岛上主峰庵基岗海拔324.3m，是舟山群岛东部东街山列岛中最高的岛屿。

东极及东福山岛没有工业开发，但浓厚、古朴的渔家特色，阳光、碧海、岛礁、海味、海钓、石屋，以及气候宜人，水质清澈，在每年4月~10月吸引了不少旅游者。

东福山岛居民目前由驻军的柴油发电机供少量照明用电，由电力公司架设了电网。

居民用电困难。

驻军的柴油发电费用昂贵。

用水主要靠现有的水库(库容约1000m3) 收集雨水净化和从舟山本岛运水。

海岛有较好的风能和太阳能等可再生能源可资利用，作为有丰富海洋资源的浙江省，更应开发和利用海洋资源，建设生态海岛、环保海岛，促进海洋经济发展，提高海岛居民的生活品质。

根据中国水电顾问集团华东勘测设计研究院提交的《浙江省舟山普陀区东极镇东福山岛风光柴海水淡化综合系统工程可行性研究报告》，在东极镇东福山岛风光柴海水淡化系统工程中安装7台单机容量30kW的风力发电机组、100kWp 的光伏发电系统及一套50t/d海水淡化系统，总装机容量300kW，并装设有蓄电池组进行调解。

系统经逆变后接升压站AC400V侧，设置1台315kVA升压变压器，通过10kV线路送电东福村和驻岛部队，海水淡化系统与居民用电负荷错峰运行。

2微网设计的基本原则
基于微网的独立供电系统常用于偏远地区或海岛地区的居民或其他用电，这类微网中的分布式电源一般包括光伏发电、风力发电、柴油发电机和蓄电池储能系统等，通过对这些电源的协调控制保证对该地区负荷的正常供电。

孤岛系统的设计应考虑如下几个关键问题：
（1）系统设计应保证铅酸电池具有较高的运行寿命。

一般情况下，在100%放电深度下，铅酸电池的充放电循环次数为770-820次，80%放电深度下为600-1000次，33%放电深度下为800-1200次。

（2）微网系统的自动化程度高。

微网系统中各种分布式电源和储能系统的运行控制应完全采用无人值守的方式运行，整个系统维护工作量少。

（3）配置柴油发电机时，应尽量减少柴油发电机的发电量，节约柴油（向岛上运输柴油较为困难）。

（4）保证微网系统独立稳定运行的重要条件之一是微网内有稳定的电压频率支撑。

如果启动柴油发电机，则应将柴油发电机作为微网的主电源，维持电压和频率稳定；如果柴油发电机退出运行，则可以利用储能用双向逆变器控制微网的电压和频率保持恒定。

针对以上问题，提出了东福山岛微网系统的基本设计原则。

（1）蓄电池的充放电循环，可以自动按照充电-放电-再充电的循环进行。

充电转放电取决于电池是否充满，只有在电池充满的条件下才能转入放电。

放电转充电则取决于电池在放电时，是否将电能基本放完。

此外在充电过程中时，如果不能对充电电流进行有效控制，则需要在控制策略中设置恒压限流策略，防止较大的充电电流对电池寿命造成影响。

（2）当柴油机启动运行时，作为微网内的主电源。

光伏发电和风力发电工作在最大功率输出状态，蓄电池则工作在充电状态，并按照如表所示的预充、快充、均充和浮充的四段式充电策略对蓄电池充电。

光伏和风力发电的多余电力给负荷供电，不足由柴油发电机补充。

（3）如果柴油发电机作为主电源，则蓄电池工作在充电状态下，当分布式电源功率较大，导致充电电流大于蓄电池最大充电电流时，应限制光伏发电出力
或者切除部分光伏发电或者风力发电。

表2-1铅酸电池四段式充电
（5）蓄电池储能系统作为主电源工作在放电状态时，如果光伏发电和风力发电的输出功率小于负荷，则不足部分由蓄电池补充。

光伏发电和风力发电的输出功率大于负荷，引起电流到送给蓄电池，则应切除部分分布式电源或者限制其功率输出。

如果蓄电池储能作为主电源时允许其工作在充电状态，则也需要在蓄电池储能系统放电即将结束后，对其充电（防止蓄电池一天内有多个充放电循环）。

此外，如果光伏发电和风力发电的输出功率大于负荷，引起充电电流大于蓄电池储能系统的最大充电电流，则应切除部分分布式电源或者限制其功率输出。

（6）蓄电池储能系统作为主电源，如果光伏发电和风力发电的输出功率长时间不能满足负荷需求，蓄电池容量下降至某一阶段，此时可以首先退出海水淡化系统，优先保证对居民负荷的供电。

如果蓄电池容量继续下降至放电结束，可重新启动柴油发电机，将柴油发电机作为主电源，蓄电池从放电状态转入充电状态。

（7）当需要柴油发电机关机或者柴油发电机检修时，蓄电池储能系统从并网充电转入独立放电，切换时间在2秒之内。

因此柴油发电机作为主电源，蓄电池系统充电完毕，需要转入独立放电时，应先退出海水淡化系统（如果此前投入运行），然后关闭柴油发电机，微网短时停电，光伏发电和风力发电在监测到电网失压后，进入待机状态，储能系统经2秒后转入独立放电状态，微网重新建立电压和频率，光伏发电和风力发电在检测到电网电压正常后，重新并网运行。

经过一定时间延迟后，重新投入海水淡化系统。

蓄电池储能系统作为主电源，工作在放电状态时，当蓄电池容量放尽时，需要启动柴油发电机。

应首先启动柴油发电机（柴油机的启动时间在10-20秒之内），待柴油发电机启动空载运行后，关断蓄电池储能系统中并网逆变器的触发脉冲，微网失压。

光伏发电和风力发电在监测到无压后，进入待机状态，微网内
负荷短时停电。

然后闭合柴油发电机并网开关，微网电压和频率恢复，重新给负荷供电，此时储能系统从独立放电转为并网充电状态，并网运行。

风力发电和光伏发电在检测到电网电压正常后，也重新并网运行。

采用提前启动柴油发电机的方法，可以有效减少两个主电源切换时所造成的停电时间。

（8）蓄电池储能系统的功率按照能够单独满足最大负荷需求设计（当前岛上居民负荷只有不足100kW），此处设定电池功率为150kW，如果容量按照独立满功率放电4个小时计算，则蓄电池的满充电时间约为6-8个小时。

因此，蓄电池的满充放电循环时间约为12小时。

为了有效增加整个微网系统的使用寿命，可以增大蓄电池的容量（将电池容量增大到8个小时），使电池工作在较小放电深度下（如30-50%），则电池的充放电循环达到800-1200次。

（9）蓄电池在那些时段充电，在那些时段放电，取决于光伏出力和风力发电出力以及负荷需求的变化曲线，目前由于没有关于上述实际曲线，可在工程建设阶段根据实际情况调整蓄电池的充放电时刻。

按照上述原则设计东福山岛孤岛系统，则能够有效延长蓄电池的使用寿命，最大限度的使用光伏发电和风力发电，减少柴油发电机的发电量。

3微网结构设计
3.1微网结构
按照结构划分，微网有交流微网和直流微网。

交流微网系统结构如图3-1所示：蓄电池组通过双向变流器接入交流母线，光伏阵列和风机通过单向逆变器接入交流母线，柴油发电机、本地负荷及海水淡化装置等均接入统一的交流母线。

图3-1交流微网结构示意图
在交流微网系统中，柴油发电机作为主电源时，蓄电池储能用双向逆变器可工作在并网充电状态（控制充电电流和充电电压）。

当蓄电池储能系统作为主电源时，则DC/AC模块控制交流母线的电压和频率，而DC/DC模块控制直流母线的电压恒定。

如果此时允许其工作在充电状态，则电流可到送如电池，但充电电流的大小无法控制。

光伏发电和风机出力并网装置始终工作在电流控制模式，只有在微网内电压、频率满足并网条件时才能并网，无法独立带负载运行。

直流微网结构系统如图3-2所示，蓄电池、光伏和风机均接入直流母线；柴油发电机和本地交流负荷、海水淡化等负荷均接入系统交流母线；直流母线通过双向变流器接入交流母线。

图3-2 直流微网结构示意图
在直流微网系统中，柴油发电机作为主电源时，统一的DC/AC逆变器控制直流母线电压恒定，蓄电池的双向DC/DC功率模块控制充电电流或者充电电压。

当蓄电池储能系统作为主电源时，统一的DC/AC模块控制交流侧电压和频率恒定，蓄电池DC/DC模块控制直流母线电压恒定。

如果此时允许其工作在充电状态，则电流可到送如电池，但充电电流的大小无法控制。

光伏发电的DC/DC功率模块通过控制光伏阵列的端口电压实现最大功率跟踪，风力发电的AC/DC模块实现发电机转速控制。

3.2交流微网结构和直流微网结构的优缺点比较
交流和直流微网优缺点比较如表3-1所示。

表3-1直流微网结构与交流微网结构比较
根据以上分析，不论是采用交流微网结构或者直流微网结构，虽然控制策略在实现上略有差异，但蓄电池的充放电策略和整个系统的能量管理基本一致，都必须满足前面所描述的微网设计原则。

图3-1直流微网结构与交流微网结构比较
鉴于直流微网结构的技术实现难度和集成难度，综合交直流微网的优缺点，提出如图3-1所示的交直流混合结构方案。

蓄电池组和光伏阵列共用一台三相逆变装置，两路光伏和一路储能分别通过三路DC/DC电路升压。

4微网结构设计
4.1微网控制策略
根据微网基本设计原则，提出微网系统控制策略，该控制策略不仅适用于交流微网系统，也适用于直流微网系统。

典型的光伏发电出力变化趋势如图4-1所示，从零点到晚上十二点每五分钟做一次采样，从图可以看出，在光照条件较好的情况下，光伏发电的最大出力集中在早上10点到下午5点。

35.00
午6
要
发电出力（最多可能有300KW）较多，除满足负荷需求（白天居民负荷较轻，海水淡化负荷只有24KW）和蓄电池充电需求（最大充电功率240KW）外可能还有剩余。

如果不提前采取措施出现功率剩余的情况极有可能导致柴油发电机崩溃，因此在柴发作为主电源时需要对光伏和风机出力进行限制。

3）针对上述情况，提出以下微网稳定控制策略：（1）启动柴油发电机后，首先给蓄电池充电及海水淡化等负荷供电。

（2）当柴油发电机出力小于50KW时，全部负荷（包括蓄电池充电负荷）由柴发供电，光伏和风机均不开启。

（3）当柴发出力大于50KW后，投入光伏（两路光伏同时投入），且光伏出力指令由下式决定：max{0，min{（P_柴发-50）/2，P_mppt}}。

从该式中可以看出当柴发出力小于50KW时，光伏出力自动限制为0，如果柴发出力大于50kW，按照最大功率点跟踪指令和柴发最小约束产生的功率指令的最小值确定光伏的实际出力。

（4）当柴发出力大于100KW时，投入一台风机，此时如果柴发出力大于50KW小于100KW 时，按目前状态运行；如果柴发出力仍还大于100KW，此时投入第2台风机，直到投入全部7台风机。

（4）系统出现重载变轻载时，即检测到柴油发电机出力小于50kW后，此时系统应切除全部风机（风机出力较多时可能引起系统频率升高，风机并网点处安装有快速过频保护，该保护作为切除风机的后备保护，保护整定值低于柴油发电机的过频保护值。

），负荷（非常轻）将基本由柴发来提供。

（5）微网的稳定控制策略由微网监控系统实现，微网监控系统实时监测柴油发电机的出力，并可以通过通讯指令，控制光伏发电系统和风力发电系统的是否并网运行。

4）晚上6点后，柴发停机，启动蓄电池双向逆变器，蓄电池双向逆变器采用线性爬坡的方法逐渐建立微网电压。

柴发停机过程中，所有分布式电源退出运行，当微网电压建立以后，逐渐投入光伏发电和风力发电。

5）设定蓄电池储能系统最大放电功率为150kW，蓄电池容量为满功率放电8个小时。

设定晚上蓄电池的放电起始时刻为晚上6点。

在此阶段，光伏发电出力为零，如果风力发电输出功率较小，则退出海水淡化系统，储能系统按照最小30%放电容量放电（约可以满功率放电6个小时），则可以从晚上6点，满功率放电至晚上12点。

由于正常情况下，退出了海水淡化系统，且风力发电在晚上出力较大，因此风储微网系统的实际运行时间将超过6个小时。

如果风力发电出力较小，则当蓄电池储能系统接近30%最小放电容量时，关闭储能系统，微网系统
停电，直到第二天的早上6点，重新启动柴油发电机。

6）晚上风光储微网系统独立运行时，如果风力发电出力（最多能有200KW）较多，除满足正常负荷需求外可能有剩余。

如果不提前采取措施，出现功率剩余的情况极有可能导致蓄电池组DC/AC双向逆变器直流母线抬升（即剩余功率注入直流母线，且此时蓄电池工作于放电状态）。

7）针对以上情况，提出以下风储微网稳定控制策略：（1）风机的投入需根据蓄电池组DC/AC双向逆变器的出力来决定，当DC/AC双向逆变器出力小于100KW时，风机不投入运行，即全部负荷都由蓄电池来供电；当DC/AC双向逆变器出力大于100KW，投入1台风机，此时如果蓄电池出力大于50KW小于100KW 时，按目前状态运行；如果出能的出力仍还大于100KW，此时投入第2台风机；其他风机的投入原则如上所述，直到7台风机全部投入。

（2）系统出现重载变轻载时，即检测到DC/AC双向逆变器出力小于50kW时，系统应切除全部风机。

具体策略为：当检测到DC/AC双向逆变器出力小于零（即逆功率）时，允许蓄电池（电压控制支路）进行短时大电流充电，同时由蓄电池并网逆变器送出风机并网开关的断开信号，将所有风机退出运行。

微网系统的具体控制流程如下图所示：
白天控制策略
晚上控制策略图4-2微网控制策略流程
考虑到光伏发电和风力发电的补充，因此电池的使用寿命应当再此基础上延长。

在微网系统中铅酸电池的使用寿命将接近2年。

缺乏技术指标。

4.2直流微网仿真（重新做）
4.2.1储能作主电源的仿真
（1）仿真系统结构
下图中，蓄电池组额定容量为100KW，DC/AC双向独立逆变器额定容量150KW，光伏模块最大输出功率为50KW，风机输出模块最大输出功率为30KW，负荷消耗为100KW。

图4-3 直流微网风、光、储独立供电系统
（2）控制策略
1）蓄电池组通过DC/DC装置控制直流母线电压750V恒定；
2）光伏模块通过DC/DC装置进行MPPT跟踪以最大功率输出，在该方案中其输出设定为零（考虑该方案为晚上工作方案）；
3）大容量双向DC/AC变流器控制交流母线电压有效值380V，频率50Hz恒定；
4）风机模块采用恒功率输出，功率设定值为30KW。

5）负荷消耗100KW。

（3）仿真结果
以下给出0.6-1.0s的稳态仿真结果：
图4-4 直流母线电压（750V）
图4-5 DC/AC双向变流器及风机模块出力（分别为70KW和30KW）
图4-6 负荷线电压及相电流（线电压有效值380V）
4.2.2柴发作主电源的仿真
（1）仿真系统结构
下图中，柴油发电机组额定容量300KW，蓄电池组额定容量为100KW，DC/AC双向独立逆变器额定容量150KW，光伏模块最大输出功率为50KW，风机输出模块最大输出功率为30KW，负荷消耗为100+30KW。

图4-7 直流微网风、光、储、柴独立供电系统
（2）控制策略
1）柴油发电机为交流母线提供电压（线电压有效值380V）和频率（50Hz）参考，且作为系统中的平衡节点。

2）蓄电池组通过DC/DC装置进行充电，且蓄电池端充电电流控制为50A恒定；
3）光伏模块通过DC/DC装置进行MPPT跟踪以最大功率输出，该仿真中最大输出功率设定为50KW；
4）大容量双向DC/AC变流器采用双环控制，外环为直流母线电压闭环，控制其750V恒定，内环为电流环。

5）风机模块采用恒功率输出，功率设定值为30KW。

6）负荷消耗130KW。

7）仿真结果
以下给出0.6-1.0s的稳态仿真结果：
图4-8 直流母线电压（750V）
图4-9 蓄电池充电电流（50A）
图4-10 光伏模块输出功率（50KW）
图4-11 柴发、风机、DC/AC双向变流器及光伏模块功率输出（分别为82、30、
18、50KW）
图4-12 负荷线电压及相电流（线电压有效值380V）。