南京大全電氣研究院有限公司 盛德剛 徐運兵 國網(wǎng)江蘇省電力公司檢修分公司蘇州運維分部 奚 路

1 引言

分布式發(fā)電（Distributed Generation，DG）的一次能源種類繁多，如水力、光伏、風(fēng)力、微型燃氣輪機和儲能裝置等，其一般安裝在用電側(cè)的附近，一定程度上減小了發(fā)電側(cè)與用電側(cè)的距離，有利于緩解傳統(tǒng)電網(wǎng)的傳輸、分配問題，實現(xiàn)負荷中心的本地擴容，提高電力系統(tǒng)的安全可靠性并延遲對大型配電網(wǎng)和發(fā)電機組的投資，節(jié)約成本[1]。

當(dāng)微電網(wǎng)處于并網(wǎng)運行狀態(tài)時，需要電網(wǎng)為其提供穩(wěn)定的電壓和頻率基準(zhǔn)，因此文獻[2]提出了一種新的微電網(wǎng)逆變器控制方法，微源在并網(wǎng)運行時采用電流源輸出特性的控制方法，而在進入孤島運行狀態(tài)后切換為P-f 和Q-V 下垂控制方法。但在并離網(wǎng)轉(zhuǎn)換過程中，由于孤島發(fā)生時間是隨機的、不可預(yù)知的，微源難以保證上述兩種核心控制方法之間的平滑切換。

文獻[3]針對孤島運行中微源和負荷功率分配的問題進行了研究，基于V/δ 下垂控制策略，增加了P-δ 和Q-V 下垂控制修正項，用以防止微電網(wǎng)在微源和負荷顯著變化時發(fā)生振蕩，確保合理的負荷分配，但該微源控制策略未充分考慮微電網(wǎng)系統(tǒng)實際的復(fù)雜程度，僅從孤島微電網(wǎng)方面給出負荷分配方案，對于并網(wǎng)微電網(wǎng)以及微電網(wǎng)狀態(tài)切換時的負荷分配還應(yīng)作進一步研究。

根據(jù)上述分析，在低壓微電網(wǎng)中，實現(xiàn)主從控制模式技術(shù)難度和風(fēng)險相對較?。欢谙麓箍刂品椒ǖ奈⒃丛诓㈦x網(wǎng)切換過程中存在一定風(fēng)險；結(jié)合PQ 控制和V/f 控制策略，可以實現(xiàn)微電網(wǎng)的平滑切換。因此，本文研究了基于主從控制模式的低壓微電網(wǎng)的多種運行模式之間切換控制方法，并加以仿真驗證。

2 低壓風(fēng)光儲微電網(wǎng)組成

微電網(wǎng)項目擬建設(shè)供電容量大于100kW，主要由分布式光伏發(fā)電、風(fēng)機發(fā)電和蓄電池儲能系統(tǒng)組成，各電源及負荷容量如下：

總體設(shè)計規(guī)劃負荷包括可控負荷、重要負荷，容量分別為70kW、30kW。微電網(wǎng)正常并網(wǎng)運行時，全部負荷由上級電網(wǎng)及微電網(wǎng)同時供電；孤島運行時，微電網(wǎng)根據(jù)微源及負載的運行情況優(yōu)先考慮對重要負荷。

所以微電網(wǎng)孤島運行時的最大負荷為100kW。

負荷全部投入時，風(fēng)機出力為其容量的30%，光伏出力為其容量的70%，儲能出力為其容量的50%，各DG 的出力共為：

滿足規(guī)劃要求。

此外，儲能系統(tǒng)還起到以下功用：微電網(wǎng)并網(wǎng)運行時，依據(jù)聯(lián)絡(luò)線的功率波動調(diào)整儲能系統(tǒng)的充放電狀態(tài)，平抑光伏和風(fēng)機的功率波動；在孤島運行時，儲能設(shè)備作為微電網(wǎng)系統(tǒng)的主電源，以恒壓恒頻模式運行，為微電網(wǎng)提供電壓和頻率支撐；孤島運行時，儲能系統(tǒng)保證了重要負荷在一定時間內(nèi)的連續(xù)供電。

本文以MATLAB 為仿真平臺，建立了光伏發(fā)電、風(fēng)機、蓄能和負荷等基本模型，根據(jù)圖1所示的系統(tǒng)參數(shù)建立了微電網(wǎng)仿真模型。所示微電網(wǎng)中，母線電壓為400V，下接1路光伏、1路風(fēng)機、2路儲能和2路負荷，經(jīng)過PCC 開關(guān)接入400V 上級電網(wǎng)中。光伏、風(fēng)機、儲能、負荷的容量按示范工程實際容量計。

圖1 微電網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖

3 微電網(wǎng)運行模式切換

3.1 主從控制

微電網(wǎng)孤島運行時，微源的運行方式及作用各有差異，一般微電網(wǎng)的控制模式可分為主從控制模式、對等控制模式和分層控制模式等。

主從控制是指微電網(wǎng)系統(tǒng)中的一個微電源作為主電源，以恒定電壓頻率模式運行（V/f 運行模式），向孤島狀態(tài)下的微電網(wǎng)系統(tǒng)中的其他微源（以恒功率模式運行，即PQ 模式）提供電壓和頻率支撐，保持微電網(wǎng)穩(wěn)定的運行。采用該模式的微電網(wǎng)并網(wǎng)運行時，網(wǎng)內(nèi)微源一般采用PQ 運行模式；在微電網(wǎng)進入孤島狀態(tài)后，主電源則由PQ 運行模式快速地轉(zhuǎn)換為V/f 運行模式。

對等控制模式是指微電網(wǎng)系統(tǒng)中所有的DG 各自獨立地控制電壓和頻率，無主從關(guān)系[4]。分層控制模式下，微電網(wǎng)系統(tǒng)配置一臺中央控制器（Micro Grid Central Controller，MGCC），以管理的微電網(wǎng)運行狀態(tài)以及統(tǒng)一調(diào)控微源的出力、負荷的投切。MGCC 先預(yù)測微源的發(fā)電功率和負荷需求量，再給出相應(yīng)的優(yōu)化運行計劃。

3.2 控制層級架構(gòu)

為了實現(xiàn)基于主從結(jié)構(gòu)的低壓微電網(wǎng)的穩(wěn)定運行，系統(tǒng)采用三級控制方案。第一層級為系統(tǒng)級的能量管理系統(tǒng)（Energy Management System, EMS），實現(xiàn)微電網(wǎng)系統(tǒng)的優(yōu)化發(fā)電調(diào)度、實時監(jiān)測微電網(wǎng)動態(tài)等；第二層級為微電網(wǎng)級的中央控制器，接收EMS 下發(fā)的指令以及下發(fā)指令至源荷控制器，以實現(xiàn)對微電網(wǎng)系統(tǒng)的調(diào)控；單元級的就地控制器，采集微源和負荷的電氣信息，上送MGCC 和EMS，并能根據(jù)上級指令投切負荷和增減微源出力。

3.3 運行模式切換控制策略

微電網(wǎng)在地理位置上一般靠近用電側(cè)，包含四種運行模式，即并網(wǎng)狀態(tài)、并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島狀態(tài)、孤島狀態(tài)、孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)狀態(tài)。微電網(wǎng)的并網(wǎng)狀態(tài)是指正常運行情況下，微電網(wǎng)與上級電網(wǎng)通過并網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線并列運行；當(dāng)上級電網(wǎng)出現(xiàn)故障或異常時，并網(wǎng)運行狀態(tài)被打破，MGCC 迅速響應(yīng)，分?jǐn)郟CC 開關(guān)，微電網(wǎng)與上級電網(wǎng)脫離進入獨立運行的過程為并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島狀態(tài)；當(dāng)微電網(wǎng)成功分離上級電網(wǎng)后，微電網(wǎng)進入孤島運行模式；當(dāng)微電網(wǎng)與上級電網(wǎng)的故障或異常消失時，并且具備并網(wǎng)條件，系統(tǒng)進入孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)狀態(tài)，經(jīng)同期合閘后進入并網(wǎng)運行模式。并網(wǎng)狀態(tài)、孤島狀態(tài)為微電網(wǎng)的常態(tài)運行模式，并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島狀態(tài)和孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)狀態(tài)為微電網(wǎng)運行模式切換過程中的暫態(tài)運行模式。

3.3.1 并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島運行

微電網(wǎng)系統(tǒng)的并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島運行模式包括計劃孤島和非計劃孤島兩種模式，依據(jù)上級系統(tǒng)指令在到達計劃時間點后分?jǐn)郟CC 開關(guān)為計劃孤島；而非計劃孤島由上級電網(wǎng)異常引起，存在突發(fā)性，因而對微電網(wǎng)系統(tǒng)和微源的控制及時性有著更為嚴(yán)格的要求。

計劃孤島時，由系統(tǒng)級的能量管理系統(tǒng)下發(fā)具體的指令，即何時分?jǐn)辔㈦娋W(wǎng)與上級電網(wǎng)的聯(lián)系， MGCC 接收到孤島指令后，先調(diào)節(jié)微電網(wǎng)至內(nèi)部源荷平衡，然后在計劃切換時間點分?jǐn)郟CC 開關(guān)，微電網(wǎng)進入孤島運行狀態(tài)。計劃孤島為一種主動切換，為了保證微電網(wǎng)在運行模式切換過程中及進入孤島運行后平穩(wěn)運行，MGCC 在接收到計劃孤島指令后，應(yīng)對微電網(wǎng)進行調(diào)節(jié)，使之在計劃切換時間點時微電網(wǎng)內(nèi)已源荷平衡。

非計劃孤島是指上級電網(wǎng)出現(xiàn)異常時，微電網(wǎng)及時做出響應(yīng)，脫離上級電網(wǎng)進入孤島狀態(tài)獨立運行。MGCC 通過采集全網(wǎng)電氣量判斷微電網(wǎng)及上級電網(wǎng)狀態(tài)，一旦上級電網(wǎng)異常，立即執(zhí)行分?jǐn)郟CC開關(guān)指令。

非計劃孤島是隨機的、不可預(yù)見的，對微電網(wǎng)有一定沖擊，因此在分?jǐn)郟CC 開關(guān)進入孤島狀態(tài)后，應(yīng)立即調(diào)整微電網(wǎng)的微源出力和負荷投入，使之達到源荷平衡，維持電壓和頻率的穩(wěn)定。

并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島具體控制策略如為：

①通過MGCC 及源荷控制器監(jiān)測整個微電網(wǎng)的電氣信息，包括有功功率、無功功率、三相電壓、電流、頻率、功率因數(shù)等；

②依據(jù)上級系統(tǒng)給出的控制命令和采集到的微電網(wǎng)電氣量判斷是否為計劃孤島；

③若是計劃孤島，則計算出微電網(wǎng)內(nèi)的各類負荷和各個微源的功率，判斷是否已源荷平衡，否則轉(zhuǎn)⑥；

④若已源荷平衡，在到達計劃切換時間點時分?jǐn)郟CC 開關(guān)，轉(zhuǎn)⑦，否則轉(zhuǎn)⑤；

⑤調(diào)節(jié)儲能出力，切除低級負荷，以使網(wǎng)內(nèi)源荷平衡，轉(zhuǎn)到③；

⑥根據(jù)采集到的電氣量判斷是否滿足孤島判據(jù)，若滿足孤島判據(jù)則分?jǐn)郟CC 開關(guān)[5]，否則轉(zhuǎn)①；

⑦主電源切換為V/f 運行模式；

⑧判斷是否源荷平衡，若源荷失衡，則計算出功率缺額，否則轉(zhuǎn)①；

⑨根據(jù)⑧中計算得到的功率缺額調(diào)節(jié)儲能系統(tǒng)的輸出功率，再次判斷是否源荷平衡，如源荷扔失衡，根據(jù)缺額切斷可控負荷，轉(zhuǎn)⑧，否則轉(zhuǎn)①。

3.3.2 孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)運行

上級電網(wǎng)異常解除后或計劃孤島結(jié)束后，微電網(wǎng)應(yīng)能自動并網(wǎng)。在微電網(wǎng)并網(wǎng)前，MGCC 應(yīng)進行檢同期操作，以避免在并網(wǎng)過程中對上級電網(wǎng)造成沖擊。同期條件包括并網(wǎng)點兩側(cè)的電壓、頻率接近相等，并網(wǎng)點兩邊的相序一致，相角差接近于零[6]。

孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)具體控制策略為：

①通過MGCC 及源荷控制器采集全微電網(wǎng)的電氣量，包括電壓、電流、頻率、功率因數(shù)等；

②MGCC 進入檢同期流程，判斷是否滿足微電網(wǎng)和上級電網(wǎng)的同期條件；

③若無法滿足上下級電網(wǎng)的同期條件，MGCC對主電源發(fā)出調(diào)壓/調(diào)頻指令，轉(zhuǎn)②；

④若微電網(wǎng)系統(tǒng)滿足同期并網(wǎng)條件，由MGCC在最佳合閘時間點閉合PCC 開關(guān)，主電源由V/f 運行模式轉(zhuǎn)換為PQ 運行模式；

⑤判斷網(wǎng)內(nèi)負荷是否全部投入，若已全部投入則轉(zhuǎn)①，否則投入全部負荷后轉(zhuǎn)①。

4 算例仿真分析

根據(jù)上文所述的微電網(wǎng)建設(shè)方案和控制模型，以MATLAB 搭建了低壓微電網(wǎng)仿真模型，包含分布式光伏發(fā)電、風(fēng)機發(fā)電、儲能系統(tǒng)和各類用電負荷。微電網(wǎng)系統(tǒng)架構(gòu)圖如圖1所示，各分布式電源、各類用電負荷的仿真參數(shù)見表1。

表1 微電網(wǎng)電源及負荷容量

仿真參數(shù)：求解器ode23tb；求解步長：50μs。

4.1 計劃孤島

測試步驟：

初始狀態(tài)下，光伏、風(fēng)機滿發(fā)，兩組儲能浮充，重要負荷投入10kW，可控負荷投入70kW，總計80kW；0.06s 后啟動MGCC，兩組儲能以PQ 模式運行，按照上級能量管理系統(tǒng)的指令放電（10kW）；0.15s 后MGCC 收到計劃孤島指令，調(diào)節(jié)儲能系統(tǒng)出力、切除20kW 可控負荷；0.20s 后，啟動計劃孤島模塊。整體仿真波形如圖2所示。

圖2 微電網(wǎng)系統(tǒng)仿真波形

圖2顯示，微電網(wǎng)系統(tǒng)在計劃孤島過程中能夠穩(wěn)定運行，電壓、頻率和電能質(zhì)量符合運行要求。啟動MGCC 后，各儲能按照預(yù)設(shè)的功率放電，0.15s后收到計劃孤島指令，MGCC 計算網(wǎng)內(nèi)源荷狀況，調(diào)節(jié)儲能出力并切除可控負荷20kW，聯(lián)絡(luò)線功率趨于零。0.20s 后，啟動計劃孤島策略，主儲能由PQ 模式切換為V/f 模式，為微電網(wǎng)提供電壓和頻率支撐，并離網(wǎng)過程平滑無沖擊，電壓及頻率均符合要求，負荷供電可靠。

4.2 非計劃孤島

微電網(wǎng)并網(wǎng)運行時，若上級電網(wǎng)有異常，則PCC 開關(guān)斷開，系統(tǒng)轉(zhuǎn)換至孤島運行狀態(tài)。

測試步驟：

初始狀態(tài)下，分布式光伏和風(fēng)機滿發(fā)，主備儲能浮充，重要負荷投入10kW，可控負荷投入70kW，總計80kW；0.06s 后啟動MGCC，兩組儲能以PQ 模式運行，按照上級能量管理系統(tǒng)的指令放電（10kW）；0.15s 后上級電網(wǎng)出現(xiàn)異常，MGCC 分?jǐn)郟CC 開關(guān)，調(diào)節(jié)儲能出力；0.23s 后，主儲能超過設(shè)定的最大值，MGCC 增加從儲能出力。整體仿真波形如圖3所示。

圖3 微電網(wǎng)系統(tǒng)仿真波形

從圖3中可以看出，非計劃進入孤島分?jǐn)郟CC 開關(guān)后，對光伏有一定沖擊，微電網(wǎng)電壓、頻率負荷電能質(zhì)量仍滿足要求。啟動MGCC 后，各儲能按照預(yù)設(shè)的功率放電，0.15s 后檢測到上級電網(wǎng)異常，MGCC分?jǐn)郟CC 開關(guān)，調(diào)節(jié)儲能出力以滿足網(wǎng)內(nèi)源荷平衡。0.23s 檢測到主儲能達到設(shè)定的最大值，MGCC 調(diào)整儲能出力分配，如上圖所示，并離網(wǎng)過程平滑無沖擊，電壓及頻率均符合要求，負荷供電可靠。

4.3 孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)

測試步驟：

在初始狀態(tài)下，分布式光伏和風(fēng)機滿發(fā)，從儲能浮充，主儲能作為微電網(wǎng)系統(tǒng)的主電源，提供穩(wěn)定的電壓及頻率支撐，重要負荷投入30kW，可控負荷投入50kW；0.06s 后啟動MGCC，從儲能運行于PQ控制，按照上級能量管理系統(tǒng)的指令放電20kW；0.12s后啟動計劃并網(wǎng)模塊，整體仿真波形如圖4所示。

圖4顯示，微電網(wǎng)系統(tǒng)在計劃孤島過程中能夠穩(wěn)定運行，電壓、頻率和電能質(zhì)量符合運行要求。啟動MGCC 后，從儲能按照預(yù)設(shè)的功率放電，0.12s 后啟動離網(wǎng)轉(zhuǎn)并網(wǎng)策略，從圖中可以看出，孤島微電網(wǎng)0.12s 開始調(diào)節(jié)自身的頻率及相位，經(jīng)過兩個周波的調(diào)整，0.16s 后符合并網(wǎng)條件并網(wǎng)，離網(wǎng)轉(zhuǎn)并網(wǎng)過程平滑無沖擊，電壓及頻率均符合要求，負荷供電可靠。

圖4 微電網(wǎng)系統(tǒng)仿真波形

5 結(jié)語

風(fēng)能、太陽能等新能源受氣候的影響較大，其發(fā)電功率具有隨機性和波動性；另一方面，電網(wǎng)中的電源和負荷要時刻保持發(fā)用平衡，隨著煤電裝機在電力總裝機比重的下降，以及新能源發(fā)電比例的逐步提高，對電網(wǎng)的長期安全穩(wěn)定運行提出了更大的挑戰(zhàn)。

基于主從控制的微電網(wǎng)，其對主電源的依賴較大，一定程度上降低了系統(tǒng)的可靠性。但對于并網(wǎng)型的低壓微電網(wǎng)，結(jié)構(gòu)相對簡單，且處于孤島狀態(tài)的時間一般較短，因此較為適用主從控制。

針對微電網(wǎng)系統(tǒng)運行方式及其控制要求，分別對基于主從結(jié)構(gòu)的低壓微電網(wǎng)進行三個層級的控制，分別是系統(tǒng)級的能量管理系統(tǒng)、微電網(wǎng)級的中央控制器和單元級的源荷控制器，三級控制共同保證了微電網(wǎng)系統(tǒng)在各個運行模式之間的平穩(wěn)切換。

從仿真結(jié)果來看，微電網(wǎng)系統(tǒng)使用了此控制策略后，能夠平穩(wěn)地轉(zhuǎn)換運行狀態(tài)。運行狀態(tài)切換過程中，由于加入風(fēng)力發(fā)電機組和光伏發(fā)電，考慮其輸出不確定性，可通過儲能系統(tǒng)平衡微源和負載功率；并網(wǎng)狀態(tài)和孤島狀態(tài)下，主儲能采用不同的運行模式，保證了孤島微網(wǎng)有電壓和頻率支撐；對負荷進行分級，保證了重要負荷不斷電，降低了對儲能系統(tǒng)容量的要求。

仿真全過程中，系統(tǒng)的電壓和頻率始終處于合理范圍內(nèi)，驗證了基于主從結(jié)構(gòu)的低壓微電網(wǎng)運行模式切換策略的有效性。