孤島運行模式下的低壓微電網控制策略

盛德剛 徐運兵 王曉丹 徐大可

近年來隨著能源與環保問題的日益突出，微電網技術受到人們越來越多的關注。微電網系統由分布式電源（distributed generation, DG）、儲能系統、能量轉換裝置以及負荷等組成。其中DG既可以包含光伏電池、燃料電池等靜止型電源，又可以包含風力發電機、微型燃氣輪機等旋轉型電源[1-2]。

微電網處于孤島狀態時，每個微電源需快速響應用電側需求并實時反映微電網運行情況、自主實現并離網切換，是微電網控制的重點和難點[3-5]。為此，國內外的學者進行了大量的研究。文獻[6]建立了微電網基礎模型，提出了儲能系統與微電網電源協調控制策略，對并網運行和孤島運行狀態進行了仿真分析，但未對DG的隨機性與間歇性問題提出解決方案。文獻[7]介紹了基于小型屋頂光伏的微電網的實現方法，設計了穩定可靠的主從型微電網系統，具有很好的推廣價值，但未涉及多種微源并列運行的情況。文獻[8]研究了微電網在孤島模式下DG和儲能系統的協調控制策略，但未涉及DG、儲能系統與負荷的互動控制。

并網運行模式下，微電網系統對微源的可靠性要求不高；孤島運行模式下，則需要依靠可靠的DG和儲能系統來保證微電網平穩運行。為此，本文以風光儲多種微源低壓微電網作為研究對象，采用基于主從控制的源荷平衡控制策略，確保在孤島運行模式下微電網功率保持平衡、電壓和頻率保持穩定。通過Matlab建立微電網模型，仿真結果驗證了低壓微電網在孤島運行模式下，采用該控制策略的可行性和有效性。

1 低壓微電網的系統組成

本文的研究對象是風光儲低壓微電網系統，該系統如圖1所示。

圖1 低壓微電網系統圖

微電網系統由風機、光伏電源、儲能電池、變流器、負荷、配電網控制系統等組成。發電側包含風機、光伏電源、儲能電池等，通過變流器將微源的輸出轉換為滿足并網條件的電能；用電側根據負荷優先級的不同，分為重要負荷與可控負荷。

為了能與配電網友好融合，微電網包含3個層級的控制系統，即配網級的能量管理系統（EMS）、微電網級的微電網中央控制器（micro grid central controller, MGCC）單元級的微源和負荷的就地控制器，三者互為聯系協調配合，保障微電網穩定運行。

微源控制器包含在逆變器中：①將微源的運行狀況實時地送往MGCC；②負荷控制器為低壓測控裝置，一方面可將負荷用電情況送往MGCC，另一方面可根據MGCC的指令投切負荷；③MGCC根據單元級控制系統上送的電氣信息對微電網進行統一協調控制，同時接收EMS下發的調控指令。

另外，微電網的運行與各微源特性、負荷特性密切相關，為了平抑DG的出力波動以及負荷的需求波動，對儲能系統進行有效的能量管理至關重要。同時，微電網的孤島運行亟需解決電壓和頻率的管理、微源和負荷的平衡等問題，因此，需要可靠的儲能系統充放電策略和源荷協調控制策略保證微電網的平穩運行。

2 孤島模式下低壓微電網的控制策略

2.1 微源控制策略

光伏、風機、儲能電池等DG經過電能變換裝置接入微電網，其基本控制方法包括 V/f（恒壓/恒頻）控制、PQ（恒功率）控制和Droop（下垂）控制等[9]。

恒壓/恒頻控制的微源輸出恒定的頻率和電壓，為微電網系統提供頻率和電壓的參考，孤島運行模式下的微電網常采用該控制方法；恒功率控制的微源依據給定的功率參考值輸出恒定的有功功率和無功功率；下垂控制的微源模擬發電機出口特性，電壓和頻率根據檢測到的有功功率和無功功率來調節，最終使各DG合理分配負荷。微電網處于不同的運行狀態時，可采取不同的控制策略。

微電網的運行控制除了發電側的DG控制，還包括系統級的多微源協同控制，其基本控制方法為主從控制、對等控制、分層控制模式。

微電網處于孤島狀態時，其中一個微源采取V/f控制（稱為主微源），為微電網系統提供電壓和頻率參考，其他微源采用恒功率控制（稱為從微源），該控制方法即為主從控制。

對等控制的微電網中各 DG在控制上具有同等的地位，不存在主從之分，按照預先設定的功率調節方案根據本地信息自主控制。

分層控制一般設有MGCC，MGCC首先對微電網內的微源和負荷進行預測，然后擬定運行計劃，并根據采集的網內電氣量對運行計劃實時調整，保證微電網的穩定運行。

綜上所述，低壓微電網對經濟性、穩定性等要求較高，主從控制在通信的實時性、系統級別的統籌控制上有較大優勢，因而本文選擇以主從控制方式搭建微電網模型進行控制策略研究。

2.2 儲能系統充放電策略

儲能系統是微電網的重要組成部分。光伏、風機等DG的輸出功率難以滿足微電網對供電質量以及供電可靠性的要求，為保證微電網正常運行，通常會配置一定容量的儲能電池作為補充。根據微電網規劃架構中儲能系統的需求，本文選擇鋰電池作為微電網儲能系統的主要研究對象。

對于鋰電池而言，不能無限制的充電或放電，完善電池充放電控制策略以減少充放電次數可有有效增加電池壽命[10]。本文提出一種針對鋰電池充放電的控制策略，以實現孤島運行下低壓微電網的穩定運行。

1）電池充放電切換問題分析

（1）當微電網系統電能過剩時，需要儲能系統吸收電能。當電池剩余電量（state of charge, SOC）較小時，由電池管理系統（battery management system, BMS）加大充電倍率，提高充電效率；當電池SOC較大時，BMS則減小充電倍率。

（2）當微電網系統電能不足時，需要儲能系統提供電能。當電池SOC較大時，由BMS加大放電倍率，快速向微電網補充電能；當電池SOC較小時，BMS則減小放電倍率。

2）孤島微電網中電池的充放電策略

儲能系統充放電控制策略在風光儲多微源低壓微電網控制中有著重要作用，極大改善了微電網的穩定性與可靠性。

圖2 孤島模式儲能系統充放電控制策略流程圖

2.3 微電網源荷協調控制策略

微電網中的電源與負荷具有多樣性和分散性的特點，其空間分布廣泛，動態特性各異。但總體來看，各DG又具有一定的互補性。通過多源互補可彌補單一DG的隨機性與間歇性問題，從而增強微電網的自主調節能力，減少系統備用容量，有效提高可再生能源的利用率。

微電網不僅發電側的微源可控，而且用電側的負荷也可調節。微電網的源荷協調運行是將微電網用電側的可控負荷參與到微電網有功功率的調節中，實現用電側與發電側之間的協調運行，以應對微電網中DG的間歇性問題，達到微電網內資源的優化配置。與自發的無序運行不同，微電網源荷協調運行具有有效的約束機制，以微電網系統優化可靠運行為總體目標并遵循微電網內部相關策略，實現微電網用電側與發電側的良性有序協調運行。

作為電力系統的需求方，負荷的動態特性對微電網的穩定性有著不可忽略的影響。對于微電網的供電可靠性，不同負荷因為優先級的不同對供電可靠性要求也有所不同。對于重要負荷，保證其不斷電；對于可控負荷，微源條件允許的情況下，保證其少斷電，即實現斷電時間最少和斷電次數最少。

微電網孤島運行時，控制策略的選用主要考慮在微電網持續穩定運行的情況下，如何保證重要負荷不斷電、可控負荷少斷電。微電網實施源荷平衡的過程主要包括如下方面。

1）通過測控裝置實時采集全微電網的電氣量，包括功率因數、電壓、電流以及頻率。

2）根據采集到的電氣量判斷微電網是否源荷平衡。

3）若網內源荷平衡，則轉到 1）；若網內源荷失衡，則計算失衡量，轉到4）。

4）判斷儲能系統剩余電量是否低于最小剩余電量。

5）若儲能系統剩余電量大于最小剩余電量，則轉到6），否則轉到9）。

6）根據3）中計算所得的源荷失衡量調節儲能系統出力。

7）根據采集到的電氣量判斷微電網是否源荷平衡。

8）若網內源荷平衡，則轉到 1）；若網內源荷失衡，則計算失衡量，轉到9）。

9）根據計算所得的失衡量投切負荷，轉到2）。

根據上述控制策略對孤島狀態下的低壓微電網的微源和負荷進行統一協調控制，不僅可以有效提高各微源的利用效率，還能提高微電網的供電可靠性，減小平均停電損失。

圖3 孤島模式下低壓微電網源荷平衡流程圖

圖 4所示為風光儲微電網，包含光伏 50kW、風機10kW、鋰電池組50kW、重要負荷50kW、可控負荷60kW。當PCC開關斷開、微電網處于孤島狀態時，根據本文所述控制策略，以鋰電池組作為主微源，以 V/f控制模式運行，為微電網提供電壓和頻率參考，其余DG為從微源，以PQ控制模式運行。

圖4 風光儲微電網主接線示意圖

當光伏電源出力發生波動、由 50kW 突降為30kW 時，MGCC根據監測到的電氣量計算功率失衡量，并將結果下發至儲能系統，若鋰電池組容量足以補充20kW的功率差額，則儲能系統增加20kW出力；若鋰電池組不具備增加出力的條件（SOC＜SOCmin）或增加的出力不足以補充功率差額，則由MGCC計算功率失衡量，統一調配鋰電池組出力并切斷部分可控負荷。

3 算例仿真

基于上述微電網運行方案和控制策略，搭建了含光伏、風機、儲能及負荷的微電網Matlab電磁暫態模型。微電網仿真模型系統如圖5所示。

仿真模型中，光伏最大功率設為 45kW，風機為5kW，主儲能采用鋰電池組，容量為14000Ah，PCS額定容量為 50kW；從儲能鋰電池容量為100000Ah，PCS額定容量為50kW；重要負荷30kW，可控負荷1為50kW，可控負荷2為20kW。仿真參數為：求解器ode23tb，求解步長為50μs。

測試步驟：

1）初始狀態下，光伏、風機滿發，從儲能浮充，主儲能作為主電源提供穩定的電壓及頻率，敏感負荷投入30kW，可控負荷1投入，共80kW。

2）0.06s后起動 MGCC，從儲能運行于PQ控制，按照上層EMS的指令放電（5kW）。

3）0.16s后敏感負荷增加35kW，整體仿真波形如圖6所示。

從圖 6中可以看出，在 0.16s突增負荷后，由于主電源的輸出功率接近額定容量，影響了孤島微電網運行的可靠性，因此 MGCC采取切負荷的策略，切負荷數量及從儲能的功率支持如圖7所示。從圖 6、圖 7可知，整個控制過程較為平穩，可控負荷總量少了 10kW，從儲能盡可能輸出最大功率以支持主電源，最終保持孤島微電網的穩定運行。

4 結論

對微電網內的發電側與用電側特性進行分析，風光發電由于其自身出力的隨機性與間歇性，增加了微電網運行的復雜度，降低了微電網運行的可靠性。同時，對于用電側而言，負荷的動態特性各異和重要程度有別，減少微電網用戶停電損失的難度較大。

圖5 微電網系統仿真示意圖

圖6 微電網仿真波形

針對這些問題，提出儲能系統充放電策略以及微電網源荷協調控制策略，以儲能系統為主電源，采用V/f方式控制，其余各微源全部采用PQ控制，實現微電網中的源源互動、源荷互動，完成 DG、負荷、儲能的全局優化分配及安全可靠運行。

圖7 切負荷過程

本文使用Matlab搭建了低壓微電網模型，并對其進行了仿真分析。仿真結果表明，微電網系統能夠有序地進行增減儲能系統出力以及投切負荷。在微電網孤島運行過程中，系統的電壓和頻率始終處于合格范圍內并保持較小波動。對儲能系統充放電策略和微電網源荷協調控制策略提高了低壓微電網在孤島模式下的穩定性與可靠性進行了有效驗證。

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