微電網并網和孤島運行的無縫切換控制策略

王紅燕，閆瑞杰

(1.太原理工大學電氣與動力工程學院，山西太原030024;2.山西電力職業技術學院電力工程系，山西太原030021)

0 引言

微電網是由微電源(MS)、儲能裝置、能量管理系統及負荷構成。微電網的控制是微電網研究中的重要內容[1］，其中，如何實現微電網并網和孤島的無縫切換是微電網控制當中的關鍵問題[2］。微電網由并網模式向孤島模式的無縫切換控制策略可以保證對重要敏感負荷的不間斷供電，提高用戶供電的可靠性。無縫切換就是指切換的過程中微電網電壓、頻率在微電網運行標準規定的范圍內[3-4］。當切換之后，如果微電網內各母線電壓偏差不大于±7%的額定電壓，頻率偏差不大于0.1 Hz，微電網即可安全穩定運行。文獻[5］將逆變器采用多環反饋控制器來實現微電網由并網模式向孤島模式的無縫切換，但關于微電網切換之后的電壓及頻率是否保持恒定未做研究。文獻[6］建立的含光伏的微電網基本模型，對聯網運行和孤島運行狀態進行了仿真分析，但并未研究微電網由聯網轉換為孤島模式的切換過程。本文選用光伏陣列和蓄電池模型作為研究對象，其能使微電網并網及孤島運行，對蓄電池采用新型的綜合控制策略，保證微電網并網模式向孤島模式的無縫切換，確保微電網有功、無功、電壓及頻率的穩定。在DigSILENT/PowerFactory平臺上搭建了光伏電池和蓄電池相結合的微電網仿真模型，驗證了所提出控制策略的可行性。

1 微電源控制方法

微電網中大多數的微電源都需要通過電力電子接口與電網相連，基本控制方法有恒功率控制(PQ控制)，恒壓恒頻控制(V/f控制)，下垂控制(Droop控制)。

1.1 PQ 控制

PQ控制[7-8］適合于受外部影響較大的MS，發電具有間歇性，微電網聯網運行時，MS采用PQ控制可保證輸出功率恒定。控制原理如式(1)所示。

式中，KP、TP、KQ、TQ是 P-Q 的控制參數。

1.2 V/f控制

V/f控制[9］適合于輸出功率比較穩定的MS，當其容量足夠大時，在孤島運行模式下，可以保證系統頻率和電壓的穩定。控制原理如式(2)所示。

式中，K'P、T'P、K'Q、T'Q是 V/f的控制參數。

1.3 Droop 控制

Droop控制[9］是能夠使得多個MS出力協調的有差控制，因此，很難實現微電網的頻率及電壓與并網之前相等，主要用于微電網對等控制。MS的有功輸出、無功輸出分別與頻率、電壓呈線性關系。控制原理如式(3)所示。

式中，KP、KQ是Droop控制的參數。

2 微電網中蓄電池控制方法

2.1 微電網并網及孤島運行時蓄電池的控制策略

目前，微電網整體的控制策略有主從和對等兩種方式[7］。主從控制的微電網在孤島模式運行時，對主控制單元有較強的依懶性，但這種控制方式可以保證電壓和頻率的穩定性;對等控制雖不能保證電壓和頻率的穩定性，但具有簡單、可靠、易于實現的優點。本文綜合利用這兩種控制方式的優點，實現太陽能輸出功率的最大利用，光伏并網所使用的逆變器采用PQ控制策略，蓄電池在不同的模式下采用不同的控制方式，如圖1所示。微電網并網運行時，蓄電池采用Droop控制，這樣微電網內部其他的MS不必改變之前的控制方式。微電網孤島運行時，如果△U≤±7%UN且△f≤0.1 Hz，蓄電池仍采用Droop控制;如果△U＞+7%UN或△U＜-7%UN或△f＞0.1 Hz，蓄電池切換為V/f控制，保持頻率及電壓的穩定性。此種控制方式最大的優點就是降低了蓄電池切換的次數，提高了切換成功的概率。當微電網在不同運行模式之間切換時，為了使暫態震蕩產生的幅度最小，采用了對逆變器進行跟蹤的無縫切換控制方法[10］。將切換之前的V/f控制方式的輸出與Droop控制的輸出作為一個負反饋，當作V/f控制的輸入，保證了V/f控制的輸出能夠與Droop控制的輸出相一致。下垂控制時，K2和K3閉合，K1和K4斷開;切換時，K1和K4閉合，K2和K3斷開。

2.2 蓄電池的綜合控制策略

蓄電池的Droop控制和V/f控制都是由功率外環和電流內環構成，基于 αβ/dq轉換和功率解耦的思想，主要區別是由電壓和頻率偏差經過的積分環節或比例積分環節不同，因此得到的有功和無功的參考值不同。本文設計的蓄電池綜合控制結構如圖2所示，△U≤±7%UN且△f≤0.1 Hz時，蓄電池采用Droop控制，電壓偏差△U等于電壓基準值Uref與測量值Um之差，通過比例環節，得到無功偏差△Q;頻率偏差△f等于頻率基準值fref與測量值fm之差，通過比例環節，得到有功偏差△P，△Q和△P分別與無功初值Q0和有功初值P0相加，得到有功及無功參考值Pref及Qref，再與有功及無功測量值Pm及Qm之差之后，經過比例積分得到電流內環參考值idref及iqref，再與經過abc-dq轉換的電流測量值id及iq之差之后，經過比例積分及dq/αβ變換得到輸入逆變器的開關驅動信號Sa、Sb、Sc，進而實現對逆變器的并網控制[9］。

圖1 微電網控制圖

圖2 蓄電池綜合控制結構圖

3 仿真分析

3.1 微電網模型

本文采用的微電網模型如圖3所示，10 kV的配電網通過降壓變壓器接入400 V的配網，配網中接入了光伏1，容量50 kW;光伏 2，容量 100 kW;蓄電池，容量 100 kW·h，負荷 1，負荷2及負荷3。在 DigSILENT/PowerFactory平臺上搭建了此仿真模型。

本文采用實驗法測定比例積分常數[9］，其中，蓄電池采用Droop控制方式時，KQ/V=12，KP/f=2;采用V/f控制方式時，KQ=20，TQ=0.3，KP=1，TP=0.5。仿真分析時，為了防止頻繁切換，當電壓或頻率處于△U＞+7%UN或△U＜-7%UN或△f＞0.1 Hz的范圍內時，需延遲0.5 s切換。

圖3 光蓄混合微電網模型

3.2 微電網并網模式向孤島模式切換的仿真分析

微電網孤島運行期間，光照強度及溫度變化時，若光伏1及光伏2的出力大于負荷需求，則蓄電池吸收多余的無功。仿真結果如圖4所示。圖4a中t=0.5 s時，光伏2的光照強度發生變化;t=1.5 s時，光伏1的溫度發生變化，輸出功率不能滿足負荷所需。圖4b中蓄電池在t=0.5 s及t=1.5 s時發出有功功率增加，維持功率平衡。圖4c微電網內母線電壓及圖4d系統頻率，能夠在蓄電池的控制方式下保持穩定。

圖4 光照強度及溫度變化時微電網輸出

光伏1輸出P=45 kW，Q=0 kVA;光伏2輸出P=37 kW，Q=0 kVA;負荷1、2、3的有功及無功分別為45 kW和5 kVA，47 kW和8 kVA，49 kW和5 kVA。微電網并網運行時，電網提供有功70 kW，無功23 kVA，可以滿足負荷需求。微電網由并網向孤島模式切換時，光伏1、光伏2及負荷需求均未發生變化。t=0.5 s前，微電網聯網運行;t=0.5 s時主網發生故障，微電網由并網切換為孤島模式運行，微網內負荷的功率缺額由蓄電池提供。圖5為蓄電池采用單一的Droop控制，圖6為本文提出的Droop控制與V/f控制相結合的控制策略，將兩者進行仿真對比。

圖5 蓄電池采用傳統的Droop控制運行結果

圖5中，t=0.5 s前，微電網并網運行時，蓄電池采用傳統的Droop控制，圖5c系統的頻率及圖5d母線的電壓由大網支撐，圖5a及圖5b蓄電池輸出有功及無功功率為0。t=0.5 s時，主網發生故障，微電網切換為孤島運行模式，圖5a表明蓄電池輸出有功增加為65 kW，圖5b表明:無功增加為18 kVA，滿足微電網內負荷的需求。圖5c中微電網內母線電壓標幺值由0.993降為0.991，偏差在允許范圍內，系統頻率由50.00 Hz降為49.87 Hz，偏差超出了允許范圍，不能滿足負荷對電能質量的要求。因此，蓄電池采用Droop控制與V/f控制相結合的控制策略，如圖6所示，大網在t=0.5 s發生故障后，微電網由并網運行轉為孤島運行，圖6a蓄電池輸出有功功率增加為65 kW，圖6b無功功率增加為18 kVA。由于頻率偏差超出允許范圍，經過0.5 s的延時后，即t=1 s時，蓄電池由Droop控制切換為V/f控制，圖6a及圖6b分別表明蓄電池發出的有功及無功功率也增加了一些，圖6d系統頻率從49.87 Hz恢復到50.00 Hz，圖6c母線電壓標幺值從0.991恢復到0.993。綜合控制策略很好地解決了頻率偏差超過允許范圍的問題，保證了電壓穩定和頻率恒定。

圖6 蓄電池采用Droop控制與V/f控制運行結果

4 結論

微電網并網模式向孤島模式的無縫切換過程是保證微電網安全、穩定運行的重要因素。本文采用微電網新型的主從和對等相結合的控制策略，對微電網由并網向孤島運行的切換過程進行控制。在DigSILENT/PowerFactory仿真平臺上建立了仿真模型，驗證了改進控制策略的可行性，保證了微電網在切換前后，頻率、電壓和功率都保持在允許范圍之內，增強了系統穩定運行的能力。

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