羅華峰，戚宣威，汪冬輝，王 松，陸承宇，張淦鋒

（1.國網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學(xué)研究院，杭州 310014；2.國網(wǎng)浙江省電力有限公司檢修分公司，杭州 311232）

0 引言

近年來，分布式發(fā)電技術(shù)在世界各國得到快速發(fā)展。分布式發(fā)電技術(shù)以其清潔環(huán)保、經(jīng)濟高效、供電可靠、運行靈活的技術(shù)優(yōu)勢，在當(dāng)前燃煤發(fā)電廠的建設(shè)放緩的背景下，不斷釋放出生機和動力，使得分布式新能源電廠的建設(shè)進入迅猛增長期[1-3]。

同時，隨著移動互聯(lián)網(wǎng)、大數(shù)據(jù)和云計算等通信業(yè)務(wù)需求的爆炸式增長，通信服務(wù)商或互聯(lián)網(wǎng)企業(yè)急需建設(shè)大批IDC（互聯(lián)網(wǎng)數(shù)據(jù)中心）用于業(yè)務(wù)擴張。IDC以機架式數(shù)據(jù)服務(wù)器作為主要負載，需要消耗大量的電負荷和冷負荷，而且對供電和供冷的可靠性供應(yīng)要求相當(dāng)高。因此，當(dāng)前有許多作為IDC配套建設(shè)的分布式新能源電廠相繼出現(xiàn)，它們依托靈活的分布式發(fā)電技術(shù)實現(xiàn)冷電聯(lián)供，以極短的電氣距離為IDC供能[4-6]。

分布式新能源電廠往往機組數(shù)量多、單機組出力較小、機組啟停機速度快，出線的電壓等級遠低于一般的火電廠，因此對這類電廠的繼電保護配置和控制策略設(shè)定不同于大型火電廠。

本文以浙江地區(qū)某采用分布式發(fā)電的IDC工程建設(shè)為依托，開展分布式新能源電廠電源側(cè)的保護與控制策略研究。本文介紹了電源側(cè)（即能源站）的控制系統(tǒng)配置情況，從控制系統(tǒng)的目標(biāo)和策略、能源站孤島檢測策略、柴油發(fā)電機群控策略等多方面分析了現(xiàn)有保護和控制配置方案的技術(shù)細節(jié)，并針對控制系統(tǒng)設(shè)計和調(diào)試中出現(xiàn)的技術(shù)難點進行了探討，提出了相關(guān)技術(shù)和管理方面的改進建議。

1 系統(tǒng)概況

1.1 系統(tǒng)簡介

電氣系統(tǒng)由110 kV變電站、能源站及數(shù)據(jù)中心三部分組成。能源站與110 kV變電站之間通過兩回10 kV封閉母線進行電氣聯(lián)系，而數(shù)據(jù)中心的電負荷掛載于110 kV變電站的10 kV母線上。分布式發(fā)電系統(tǒng)的電氣主接線如圖1所示。

圖1 發(fā)電系統(tǒng)電氣主接線

1.2 發(fā)電機控制系統(tǒng)介紹

發(fā)電機控制系統(tǒng)采用法國CRE公司生產(chǎn)的GENSYS 2.0系列發(fā)電機組控制模塊，具有集成功能模塊豐富、高度可編程、穩(wěn)定可靠等特點，控制模塊支持冗余配置且具備開關(guān)同期控制功能，不需要額外配置同期裝置。

系統(tǒng)采用三級控制模式，分別在就地控制柜、并機柜和上位機監(jiān)控后臺實現(xiàn)對發(fā)電機組的監(jiān)視和控制。正常運行時，用戶在上位機監(jiān)控后臺實現(xiàn)對所有機組的監(jiān)視和控制；而在單機試驗或檢修時，允許運行或檢修人員在并機柜或就地控制柜上進行操作。

針對每一臺機組，均在控制柜室設(shè)置有相應(yīng)的并機柜。柜內(nèi)安裝有獨立的GENSYS模塊，用于實現(xiàn)對單臺發(fā)電機組的調(diào)速、調(diào)壓、同期等控制。GENSYS模塊通過RS485串口與PLC-1200可編程邏輯控制器、HMI（人機接口界面）通訊，實現(xiàn)自定義編程和可視化、圖像化的人機交互，如圖2所示。而在站控層層面設(shè)有主備模式的主控柜1、主控柜2和母聯(lián)控制柜。主控柜內(nèi)均安裝有2個獨立的GENSYS模塊，互為備用，可實現(xiàn)對所有機組的集群控制，也可實現(xiàn)對MB1、MB2、TB12、TB22（編碼如圖1所示）等開關(guān)的分合控制。

圖2 并機柜內(nèi)控制系統(tǒng)布置

為了實現(xiàn)上位機監(jiān)控后臺對所有機組及系統(tǒng)相關(guān)開關(guān)的控制，構(gòu)建了CAN（控制器局域網(wǎng)絡(luò)）總線網(wǎng)絡(luò)和基于TCP/IP的以太網(wǎng)網(wǎng)絡(luò)，系統(tǒng)的通信拓撲圖如圖3所示?？梢钥吹?，主控柜內(nèi)的GENSYS模塊通過CAN總線與各并機柜內(nèi)的GENSYS模塊互連，實現(xiàn)多機組的在線監(jiān)測以及功率均分等集群控制策略；各并機柜內(nèi)的PLC模塊和HMI模塊通過網(wǎng)絡(luò)與上位機監(jiān)控后臺服務(wù)器相連，滿足遠端操作員站的監(jiān)視和控制需求。

1.3 系統(tǒng)控制目標(biāo)和策略

工程中能源站緊挨著IDC建設(shè)，所產(chǎn)生的能量就地消納、滿足數(shù)據(jù)中心的負荷需求是能源站控制策略制定的首要目標(biāo)，此外還需滿足能源站內(nèi)制冷、低壓配電、輔助設(shè)備等各類系統(tǒng)的穩(wěn)定可靠運行。因此，能源站發(fā)電機控制系統(tǒng)的控制目標(biāo)可從以下幾方面闡述。

1.3.1 滿足數(shù)據(jù)中心運行需求

數(shù)據(jù)中心需要消納大量的電量和冷量，且對電和冷的供應(yīng)可靠性要求極高。根據(jù)可研分析和工程設(shè)計，由110 kV變電站來保障數(shù)據(jù)中心的供電可靠性，由能源站的溴化鋰機組和電制冷機組來保障數(shù)據(jù)中心的供冷可靠性。當(dāng)然，上述考慮的是正常運行方式（本文所述的正常運行方式是指110 kV變電站兩條110 kV線路、能源站和110 kV變電站之間的聯(lián)絡(luò)線均在運行態(tài)）下的供需情況，數(shù)據(jù)中心實際使用方對特定運行方式或故障情況下系統(tǒng)供能的可靠性也提出了很高的要求，包括：

（1）正常運行方式下能源站的控制目標(biāo)是實時滿足數(shù)據(jù)中心的冷量需求，采用“以冷定電”的控制策略。正常運行時，數(shù)據(jù)中心可從電網(wǎng)系統(tǒng)取得可靠穩(wěn)定的電力供應(yīng)，因此在能源站側(cè)，發(fā)電機控制系統(tǒng)利用溴化鋰制冷和電制冷制冷重點需要滿足能源站的冷量需求。根據(jù)冷量需求調(diào)整發(fā)電機組的出力，所產(chǎn)生的出力沒有轉(zhuǎn)化為冷量的部分由電制冷和站內(nèi)負荷消納。

（2）當(dāng)某條110 kV線路故障或檢修時，數(shù)據(jù)中心認為僅由外部電網(wǎng)單條110 kV線路供電，數(shù)據(jù)中心的供電可靠性是不夠的，需要能源站發(fā)電控制系統(tǒng)及時投入更多的發(fā)電機組用于產(chǎn)生足夠的備用容量。這種情況下，能源站的控制目標(biāo)是滿足數(shù)據(jù)中心供電和供冷的全方位需求，采用使得數(shù)據(jù)中心與運行的單條110 kV線路之間的潮流交互為零或接近零的控制策略。

（3）當(dāng)兩回110 kV線路均故障時，能源站和數(shù)據(jù)中心與外部大電網(wǎng)完全隔離，形成孤島模式。此時，能源站的控制目標(biāo)是盡可能快的完成黑啟動，在盡可能短的時間內(nèi)恢復(fù)對數(shù)據(jù)中心的供電和供冷。根據(jù)數(shù)據(jù)中心UPS（不間斷電源）容量和蓄冷水罐能夠支撐的時間，設(shè)定具體控制目標(biāo)為自外部兩回110 kV線路均跳開時起，3 min內(nèi)恢復(fù)對數(shù)據(jù)中心的供電，5 min內(nèi)恢復(fù)對數(shù)據(jù)中心的供冷。

1.3.2 滿足能源站內(nèi)系統(tǒng)運行穩(wěn)定可靠

能源站內(nèi)發(fā)電機組包括天然氣發(fā)電機組和柴油發(fā)電機組。其中燃氣發(fā)電機組作為主力發(fā)電設(shè)備，但可調(diào)節(jié)能力較差，負荷突增、突減都可能會造成機組停機，如若機組故障停機，則機組重啟時間較長，勢必影響供電可靠性。柴油發(fā)電機組是作為能源站和數(shù)據(jù)中心的備用電源存在的，采用電噴啟動方式，啟動時間極短，可在較短時間內(nèi)完成11臺柴油發(fā)電機的同步并網(wǎng)。因此，當(dāng)系統(tǒng)在正常運行方式、單路市電失去和雙路市電失去幾種運行方式之間切換時，燃氣發(fā)電機組和柴油發(fā)電機組的主動隔離或主動并網(wǎng)策略需要根據(jù)實際需要按場景制定，控制目標(biāo)是不讓燃氣機組故障停機且柴油發(fā)電機組能夠盡快并機增加系統(tǒng)的備用容量。

圖3 控制系統(tǒng)通信拓撲

另一方面如1.1部分所述，電制冷作為能源站內(nèi)的重要負荷，是為數(shù)據(jù)中心提供冷量的重要設(shè)備。電制冷設(shè)備啟動時對能源站發(fā)電組影響較大，經(jīng)試驗單臺電制冷啟動電流能夠達到額定運行電流的4~5倍。如果發(fā)電機組容量不夠，電制冷設(shè)備啟動時會大幅度拉低發(fā)電機母線的電壓，可能觸發(fā)電制冷設(shè)備本身的低電壓保護造成設(shè)備啟動不成功。經(jīng)試驗，至少有4臺柴油發(fā)電機同時并機發(fā)電時，能夠支撐單臺電制冷設(shè)備的正常啟動。同時電制冷設(shè)備的啟動工藝復(fù)雜，啟動流程搭建于由Rockwell PLC控制構(gòu)建的自動控制系統(tǒng)（以下簡稱“PLC控制系統(tǒng)”），因此發(fā)電機控制系統(tǒng)與PLC控制系統(tǒng)之間還需建立問詢機制。特別是在能源站孤島模型下運行時，PLC控制系統(tǒng)若想啟動某臺電制冷設(shè)備，應(yīng)先問詢發(fā)電機控制系統(tǒng)儲備容量是否足夠，只有接收到發(fā)電機控制系統(tǒng)的“允許啟動電制冷”信號后才能觸發(fā)電制冷的啟動流程。所以，對于能源站內(nèi)電制冷設(shè)備的控制策略是僅當(dāng)發(fā)電機組儲備容量足夠、且發(fā)電機控制系統(tǒng)與PLC控制系統(tǒng)之間通信交互正常情況下允許啟動，當(dāng)然在PLC控制系統(tǒng)中還有根據(jù)冷量需求設(shè)定的電制冷設(shè)備增、減機控制邏輯。

2 孤島檢測策略

能源站作為電網(wǎng)大系統(tǒng)的一個電源點，通過110 kV變電站與電網(wǎng)網(wǎng)架相連，兩者之間有潮流交互時稱為并網(wǎng)模式，與電網(wǎng)沒有潮流交互、能源站僅為電廠自身和數(shù)據(jù)中心供能時稱為孤島模式。

孤島檢測問題是分布式發(fā)電控制系統(tǒng)的關(guān)鍵問題之一。孤島運行可分為計劃孤島運行和非計劃孤島運行。如110 kV變電站按計劃檢修，則可通過運行操作使能源站與數(shù)據(jù)中心按計劃進入孤島穩(wěn)定運行，相應(yīng)提高了數(shù)據(jù)中心的供電可靠性。但事實上，更易出現(xiàn)的是非計劃孤島運行情況，如外部電網(wǎng)發(fā)生故障造成的孤島運行。非計劃孤島需要能源站發(fā)電機控制系統(tǒng)能夠及時檢測發(fā)現(xiàn)并按控制策略做出響應(yīng)，否則可能造成能源站全站失穩(wěn)，從而失去對數(shù)據(jù)中心的應(yīng)急響應(yīng)能力。因此，具備完善的孤島檢測策略對于提升能源站和數(shù)據(jù)中心的安全穩(wěn)定可靠運行非常重要。

針對孤島檢測問題，國內(nèi)外學(xué)者提出了十多種孤島檢測方法，各自均有優(yōu)缺點。目前孤島檢測方法可分為電網(wǎng)端和電源端兩大類檢測法[7-10]。結(jié)合工程配置和控制策略設(shè)計，本文使用如下孤島檢測方法。

2.1 電網(wǎng)端的檢測法

電網(wǎng)端的檢測法（也稱遠程檢測法或外部法）是指在電網(wǎng)側(cè)檢測斷路器的開斷情況，將斷路器開斷情況通過無線通信或其他通信方式發(fā)送給電源側(cè)控制系統(tǒng)，如電網(wǎng)斷電時將孤島信號發(fā)送給電源側(cè)控制系統(tǒng)使其進去孤島運行模式。這種方式判斷結(jié)果比較可靠，但是需要添加通信設(shè)備，對通信網(wǎng)絡(luò)要求比較高。

工程中未設(shè)置上述常規(guī)的電網(wǎng)端檢測方法，但是在110 kV變電站配置的故障解列裝置、110 kV備自投和10 kV備自投這些保護均會聯(lián)跳能源站與110 kV變電站之間的兩回聯(lián)絡(luò)線開關(guān)TB12和TB22，使能源站進入孤島運行。能源站發(fā)電機控制系統(tǒng)檢測到兩回聯(lián)絡(luò)線均跳開，可判斷出自身已經(jīng)進入孤島運行模式，進而進入黑啟動等固定流程。因此，雖然110 kV變電站配置的這些保護裝置是出于保護電網(wǎng)自身設(shè)備的角度進行整定的，但也間接上輔助了能源站發(fā)電機控制系統(tǒng)實現(xiàn)孤島檢測。

2.2 電源端的檢測法

電源端的孤島檢測方法是依靠發(fā)電機控制系統(tǒng)所采電氣量和開關(guān)量等信息，依靠控制系統(tǒng)自身來判斷是否進入孤島狀態(tài)，不需要增加額外的設(shè)備，一般是通過監(jiān)測輸出端電壓的幅值和頻率來判斷的，可分為被動法和主動法。

工程所采用的法國CRE公司的發(fā)電機控制系統(tǒng)具備兩種被動式孤島檢測方法，分別是電壓/頻率檢測法和電壓相位突變檢測法，所監(jiān)測的電壓點是110 kV變電站MB1，MB2開關(guān)上端頭的電壓。

（1）電壓/頻率檢測法。電壓/頻率檢測法也稱為過/欠壓和過/欠頻檢測法，它是通過監(jiān)測PCC（公共耦合點）的電壓核頻率來判斷并網(wǎng)系統(tǒng)是否出現(xiàn)孤島狀態(tài)。因為如果外部電網(wǎng)發(fā)生故障，與電源側(cè)失去電氣聯(lián)系，那么公共耦合點的電壓和頻率勢必會發(fā)生變化。事實上，這種檢測方法的實現(xiàn)手段也非常簡單。主控柜1和主控柜2分別接入了MB1開關(guān)及MB2開關(guān)上端頭的電壓采樣，依靠GEMSYS 2.0控制模塊中可配的過壓保護、欠壓保護、過頻保護和欠頻保護，通過設(shè)定正常運行閾值來實現(xiàn)孤島狀態(tài)的判斷和檢測。

該方法實現(xiàn)原理簡單，經(jīng)濟性好，是比較常用的檢測方法。但是當(dāng)電網(wǎng)與能源站的交互潮流比較少時，電網(wǎng)斷電后PCC點的電壓和頻率的變化波動可能很小，變化量不足以啟動發(fā)電機控制系統(tǒng)的相應(yīng)保護，就可能造成孤島檢測失敗。

（2）電壓相位突變檢測法。電壓相位突變檢測法是通過測定發(fā)電組電源輸出電流與PCC點電壓之間的相位差來實現(xiàn)孤島的檢測。電源側(cè)一般具備轉(zhuǎn)動慣量，作為電流源輸出的電流為頻率和相位不變的正弦波，因此當(dāng)外部電網(wǎng)斷開后，對于非純阻性負載，PCC點的電壓相位發(fā)生突變，從而可幫助檢測出孤島狀態(tài)。

2.3 多種孤島檢測方法的時序配合

在電網(wǎng)端和電源端都有相應(yīng)的保護和控制策略來實現(xiàn)孤島檢測。事實上電網(wǎng)端的保護裝置之所以來聯(lián)跳能源站與用戶變之間的聯(lián)絡(luò)線，一方面是為了盡快隔離開電源點，以避免故障點在電源側(cè)，故障發(fā)生后沒有及時將故障點隔離開；另一方面也是保護功能的需求，如10 kV備自投，若不跳開聯(lián)絡(luò)線，則能源站側(cè)電源仍對用戶變10 kV母線供電，備自投無法正確動作。

對于能源站而言，與其被動式地被對側(cè)用戶變內(nèi)的保護裝置跳閘隔離形成孤島狀態(tài)，不如主動式監(jiān)測和控制，實現(xiàn)比電網(wǎng)側(cè)更靈敏的孤島檢測。如此，能源站發(fā)電機控制系統(tǒng)能夠主動做出相應(yīng)對策，如快速啟動柴油發(fā)電機提高備用容量、快速能源站內(nèi)清排等，從而保證能源站系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。為了滿足電源側(cè)孤島檢測更加靈敏的需求，做了以下處理：

（1）通過時序配合達到靈敏度區(qū)分。表1羅列了涉及到能夠跳開能源站與用戶變之間聯(lián)絡(luò)線的電網(wǎng)側(cè)及電源側(cè)保護和控制裝置的時序設(shè)定?？梢钥吹?，能源站發(fā)電機控制系統(tǒng)是無延時的，先于電網(wǎng)側(cè)保護的動作時間，以期望更靈敏地更主動地進入孤島狀態(tài)。

表1 各裝置整定時間時序

（2）通過定值設(shè)定達到可靠性區(qū)分。本文2.2節(jié)中所述的電壓/頻率檢測法實際使用的就是GENSYS控制系統(tǒng)內(nèi)的過/欠壓和過/欠頻保護模塊，保護原理同本文110 kV變電站使用的故障解列裝置類似。本文中的故障解列裝置根據(jù)整定單投入了低頻解列和低壓解列，因此只需在發(fā)電機控制系統(tǒng)中將欠壓保護和欠頻保護的定值設(shè)定地比故障解列裝置的定值略高。如此在系統(tǒng)發(fā)生波動或故障跳閘時，發(fā)電機控制系統(tǒng)先于故障解列裝置動作，達到先于電網(wǎng)側(cè)動作的目的。

3 柴發(fā)群控策略

發(fā)電機A/B段母線上共掛有11臺柴油發(fā)電機，型號均相同。柴油發(fā)電機機組作為能源站和數(shù)據(jù)中心的備用電源，最主要的作用是在能源站和數(shù)據(jù)中心失去外部市電時及時自啟動且并機到發(fā)電機母線上，滿足能源站和數(shù)據(jù)中心的用電需求[11-12]。

3.1 啟動策略

為了給能源站和數(shù)據(jù)中心提供供電質(zhì)量較高的備用電源，盡快完成所有柴發(fā)的啟動和并機，柴油發(fā)電機在啟動時遵循以下策略：

（1）同步下發(fā)啟機和并機指令。當(dāng)外部市電失去使得能源站進入孤島允許模式或其他觸發(fā)條件滿足時，發(fā)電機控制系統(tǒng)向11臺柴發(fā)同時觸發(fā)“啟機”指令，11臺柴發(fā)進入啟機流程。此時無論哪臺柴發(fā)事先達到穩(wěn)定運行狀態(tài)可先行通過“無壓合”并機開關(guān)的方式并機到發(fā)電機母線上，后續(xù)柴發(fā)相繼通過“同期合”并機開關(guān)的方式逐步并機至發(fā)電機母線。如此，完成11臺柴發(fā)的啟動和并機。經(jīng)試驗，首臺柴發(fā)并機成功大約需要15 s，包含柴發(fā)本體啟動的時間以及發(fā)電機控制系統(tǒng)檢測到柴發(fā)穩(wěn)態(tài)運行的裕度時間；而11臺柴發(fā)完成全部并機大約需要50 s時間，主要受每臺柴發(fā)并機時為滿足并機開關(guān)“同期合”條件，發(fā)電機母線電壓和柴發(fā)機端電壓的動態(tài)調(diào)整時間的影響。

（2）所有柴發(fā)直接啟動至額定運行態(tài)。在非試驗或檢修情況下，柴油發(fā)電機控制權(quán)交由發(fā)電機控制系統(tǒng)遠端控制。為了盡快完成所有柴發(fā)的并機，發(fā)電機控制系統(tǒng)在啟動所有柴發(fā)時，令其均啟動至額定運行態(tài)（如機端電壓10 kV,轉(zhuǎn)速2 000 r/min，頻率50 Hz），即所有柴發(fā)的目標(biāo)態(tài)都是一致的，這樣更容易滿足并機開關(guān)“同期合”條件，有利于減少并機時發(fā)電機母線電壓和柴發(fā)機端電壓動態(tài)調(diào)整的時間。

3.2 功率均分策略

當(dāng)柴油發(fā)電機組為能源站和數(shù)據(jù)中心供能時，為了所有機組的穩(wěn)定運行，發(fā)電機控制系統(tǒng)使用功率均分策略控制所有柴發(fā)的出力，即根據(jù)系統(tǒng)中有功和無功的需求，11臺柴發(fā)均勻分配有功和無功出力。主要通過主控柜和單機GENSYS模塊中PID控制參數(shù)的設(shè)置實現(xiàn)該目標(biāo)。

3.3 經(jīng)濟運行模式和增減機策略

工程中使用的卡特彼勒3516B型柴油發(fā)電機單機出力均是2 000 kW，因此當(dāng)11臺柴油發(fā)電機均并機到發(fā)電機母線上時，系統(tǒng)儲備功率可達到22 000 kW。

由于啟用柴發(fā)針對的是能源站孤島運行模式或單路市電失去的運行情況，用戶側(cè)及能源站內(nèi)一般僅保留必要的負荷，對出力需求沒有那么大，此時發(fā)電機控制系統(tǒng)可考慮進入經(jīng)濟運行模式，即通過增減機策略使得并機的柴發(fā)臺數(shù)根據(jù)用戶負荷需求進行動態(tài)調(diào)整，當(dāng)儲備可用功率高于“減機值”時可考慮減機，當(dāng)儲備可用功率低于“增機值”時可考慮增機。系統(tǒng)進經(jīng)濟運行模式及增減機控制流程圖如圖4所示。

4 問題與討論

本文所述的發(fā)電機控制系統(tǒng)相關(guān)控制策略雖在工程調(diào)試中得到了驗證，滿足工程運行需求，但是仍有部分策略值得商榷和進一步討論優(yōu)化，主要體現(xiàn)在以下幾點：

圖4 經(jīng)濟運行模式及增減機流程

（1）電源端孤島檢測的可靠性和靈敏性。如本文2.2節(jié)所述，能源站側(cè)發(fā)電機控制系統(tǒng)采用電壓/頻率檢測法和相位突變檢測法實現(xiàn)孤島檢測，實際是利用GENSYS控制模塊的保護功能模塊實現(xiàn)的。能源站為了先于電網(wǎng)側(cè)相應(yīng)保護判出和實現(xiàn)孤島隔離，將發(fā)電機控制系統(tǒng)中的保護定值設(shè)置地比電網(wǎng)側(cè)相應(yīng)保護靈敏。另一方面，發(fā)電機控制系統(tǒng)認為只有通過自己的控制實現(xiàn)孤島隔離，才能在外部市電恢復(fù)時主動恢復(fù)；如若是電網(wǎng)側(cè)的保護造成的孤島模式，發(fā)電機控制系統(tǒng)拒絕主動恢復(fù)外部市電供電，只能由運行人員手動操作恢復(fù)正常運行模式。過度靈敏會造成能源站機組的頻繁啟停，影響設(shè)備壽命；可靠性得不到保障會造成嚴重的系統(tǒng)風(fēng)險，對于數(shù)據(jù)中心而言，供能得不到有效保障。因此，發(fā)電機控制系統(tǒng)中保護功能的定值設(shè)定需要深究，應(yīng)充分兼顧可靠性和靈敏性。

（2）柴發(fā)群控策略中PID（比例-積分-微分）參數(shù)的設(shè)置。工程中發(fā)電機控制系統(tǒng)為了盡快實現(xiàn)柴發(fā)的啟機和并機，在群控時放棄了機組控制中常用的下垂特性，且將PID參數(shù)中的P值設(shè)定的較大，這會造成機組并機運行時在機組間存在無功環(huán)流，且存在無功震蕩現(xiàn)象。但若P值設(shè)定的過小，會拉長機組電壓和轉(zhuǎn)速調(diào)整的時間，損失啟機和并機的時間。因此，應(yīng)充分試驗調(diào)整PID參數(shù)達到穩(wěn)定和快速的要求。

（3）增減機策略中“增機值”和“減機值”的設(shè)定。調(diào)試過程中發(fā)現(xiàn)若經(jīng)濟運行模式中“增機值”和“減機值”設(shè)置不妥，會造成機組增減機振蕩的情況。如系統(tǒng)滿足減機條件，完成減機后系統(tǒng)又滿足了增機條件，如此在增機、減機之間循環(huán)，這樣的情況是不允許的。同時，柴油發(fā)電機本身就是作為備用電源啟動的，為了滿足系統(tǒng)在孤島模式的穩(wěn)定運行，甚至可以不考慮經(jīng)濟運行模式。因此，在經(jīng)濟運行模式和增減機上可做進一步優(yōu)化。

5 結(jié)語

本文以浙江地區(qū)某采用分布式發(fā)電的IDC工程項目為依托，開展分布式新能源電廠電源側(cè)的保護與控制策略研究。首先簡要介紹了項目所使用的發(fā)電機控制系統(tǒng)，探討了發(fā)電機控制系統(tǒng)總體控制目標(biāo)和策略，重點討論了孤島檢測策略和柴發(fā)控制策略，并指出了項目中有關(guān)控制策略方面仍舊存在的問題和相應(yīng)的優(yōu)化意見；然后，針對電源側(cè)的保護控制開展研究，提出了電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)應(yīng)緊密結(jié)合策略，從而實現(xiàn)對系統(tǒng)的可靠控制，滿足了網(wǎng)-源-荷協(xié)調(diào)配合要求。