孤島聯網后獨立型微電網改造方案與實現

（國網浙江省電力有限公司電力科學研究院，杭州 310014)

0 引言

海島通常因其獨特的風光和氣候而聞名，卻受限于地理和技術因素，常年被用能問題所困擾。近年來我國經濟發展迅猛，前往海島旅游的游客也逐漸增多，在帶動海島發展的同時，島上用電需求高速增長，將很快超出原本孤網的負荷能力。為增強島上負荷能力，解決用電困難，越來越多的海島通過敷設海底電纜，實現與大陸聯網，結束孤網供電模式。大電網的接入能夠使海島電網更加堅強，電源種類和運行方式更為多樣化，但原本的孤網運行方式和能量管理策略將不再適用，需要對協調控制系統和能量管理系統進行改造。通過實施升級改造，微電網整體的控制模式與能量管理策略也從維持微電網系統電壓、頻率穩定的單一目標轉向保證電網電量平衡、發掘設備與數據潛力和促進資源之間互動的多元化目標，進一步發揮清潔能源優勢，展現微電網系統價值。

1 改造前系統概況

原孤島型微電網主接線如圖1 所示。微電網系統包含2 臺200 kW 和2 臺300 kW 柴油發電（以下簡稱“柴發”）機組、10 臺100 kW 的直驅風機、110 kWp+500 kWp 光伏發電，經升壓變匯集后接至10 kV 母線；包含4 組500 kW×2 h 儲能鋰電池組，靈活分組后經雙向變流器直接接至匯集母線。

圖1 改造前微電網主接線

獨立型微電網的控制策略為：用柴發做主電源，系統盡可能多使用風、光發電，多余能源存入儲能系統，能源不足時由儲能系統放電補充；經濟性運行策略和儲能系統優化控制策略主要以維持微電網電壓及頻率、保證系統穩定為目標。獨立微電網運行模式如圖2 所示。

圖2 改造前獨立型微電網運行模式

2 聯網后改造方案

與大陸電網互聯后，從拓撲結構方面優化供電區域，調整內部配電網結構，保留重要負荷，其余負荷轉移至35 kV 變電站。改造后的微電網選擇原有站內備用10 kV 開關作為并網點與35 kV 變電站相聯，選擇35 kV 變電站1 號和2 號主變壓器（以下簡稱“主變”）10 kV 斷路器作為黑啟動后離網轉并網時負荷轉移的同期斷路器。從設備層面，升級監控和能量管理平臺及微電網協調控制器，以承載所需控制系統及執行控制策略；增設并網點控制與保護一體化裝置和35 kV變電站內TV（電壓互感器）、同期并網裝置，以降低并網時對大電網的暫態沖擊和減少負荷轉移時微電網停電次數。從系統層面，改造微電網的控制系統使協調控制能力與現有運行方式相匹配，實現多電源的穩定切換；改進能量管理策略，釋放儲能系統潛力以適應能量彈性平衡特性，實現電源與負荷之間、微電網與大電網之間友好靈活互動。改造后的微電網和35 kV 變電站主接線分別如圖3、圖4 所示。

2.1 微電網監控及能量管理系統與設備改造

2.1.1 系統架構改造

在沿用主從型微電網控制模式、經典的集中管理和分層控制思想的基礎上，對系統進行功能拓展。盡量保留原有站內與外部系統弱關聯部分，如保護測控裝置及智能用電系統；對監控和能量管理平臺、微電網協調控制器進行必要的適應性改造。具體為：

（1）由微電網運行監控系統完成優化控制，實現與電網的互動。

圖3 改造后微電網主接線

圖4 改造后35 kV 變電站主接線

（2）由MGCC（微電網中央控制器）負責優化協調控制的執行。

（3）通過保護測控裝置與DG 控制器實現對微電網、分布式電源、PCS（儲能變流器）、直流電源系統及負荷的一體化監測、保護與控制。

微電網控制體系采用基于IEC 61850 通信體系的三層控制架構（圖5）：第一層為站控優化控制層，第二層為協調控制層，第三層為就地控制保護層。

2.1.2 設備改造

圖5 改造后微電網監控及能量管理系統構架

兩套互為主備的監控服務器，負責微電網數據采集、前置服務（通信接入）、數據處理等服務，能將微電網公共連接點處的并離網狀態、交換功率上送調度中心，并可接受調度中心對微電網的并離網狀態的控制和交換功率的設置。在接入微電網全景數據的基礎上，通過高級應用程序實現站控層能量優化管理功能。一套氣象預測/WEB服務器負責為微電網能量預測提供數據基礎，及對公網以WEB 方式發布微電網運行方式。

兩套微電網中央控制器裝載協調控制策略，根據調度下發或優化控制與監視層監控服務器所下發的能量優化目標，自動協調微電網的經濟及穩定運行。分別為柴發機組、風電機組的協調控制配置一套微電源控制器，對柴發控制器/風電控制器進行直接通信接入，并與微電網中央控制器、Ⅰ/Ⅱ母控制器通過控制網交換機組網，實現快速數據傳輸及同步。控制策略響應時間如表1所示。

2.2 多運行模式改造

改造后的并網型微電網運行模式以適應多電源聯合供電和多電源穩定切換為目標，可在微電網整體并網運行、風光儲獨立運行和風光柴儲獨立運行等多運行模式之間平滑切換。微電網通常以整體并網運行，可主動或被動切換至離網運行模式。微電網具備黑啟動能力，模式切換失敗時可進行黑啟動。微電網運行模式互相轉換與互動示意如圖6 所示。

表1 控制策略響應時間

圖6 微電網運行模式轉換示意

2.2.1 并網運行與離網運行

在并網運行方式下，由大電網提供剛性的電壓和頻率支撐，分布式電源全部工作在P/Q 模式，大電網可根據經濟運行分析、需求側管理分析等給微電網下發交換功率定值，以實現整個配電網最優運行。在一般情況下，能量管理系統控制儲能系統執行削峰填谷控制策略，促使島上可再生能量就地消納、不通過跨海電纜對大陸電網反送電。在特殊情況下（如發生地震、暴風雪、洪水等意外災害情況）或在大電網用電緊張需大范圍拉閘限電時，微電網作為后備電源向配電網提供有力支撐。

在離網運行方式下，PCS 或柴發工作在V/F模式，其余分布式電源工作在P/Q 模式。離網運行保障在大電網停電時重要負荷的供電，其運行模式包括風光儲運行和風光柴儲運行，根據微電網中儲能容量和新能源發電能力來決定是否需要啟動柴發來滿足系統的連續供電，通過微電網中央控制器的快速穩定控制，保證離網運行的穩定性。當微電網的頻率、電壓越限出現緊急情況時，具備低頻低壓減載、高頻高壓切機的功能。在微電網完全停電的情況下，通過黑啟動功能進入離網運行模式。

2.2.2 平滑切換控制

控制系統采用雙重切換控制模式，根據微電網所帶負荷狀況，控制不同開關進行切換。

正常運行時，控制系統運用無縫切換技術，要求微電網內分布式電源發電功率和儲能系統容量充足，且微電網和大電網之間的交換功率在一定范圍內。控制器根據分布式電源和儲能系統容量水平，實時跟蹤負荷變化，調整分布式電源出力、PCS 輸出或投切負荷。當大電網故障時，微電網與主網斷開連接，切換至離網運行，PCS 維持微電網電壓和頻率穩定；當大電網恢復供電時，控制器快速檢測并網，PCS 協助維持微電網功率平衡。若大電網故障停電，且微電網內分布式電源發電功率和儲能系統容量不足，則需要利用柴發系統或者儲能系統進行黑啟動，切換至離網運行模式，通過風、光、儲、柴的聯合運行，保證變電站大樓、政府和軍隊等重要負荷供電。平滑切換控制流程如圖7 所示。

圖7 平滑切換控制流程示意

微電網帶變電站負荷離網運行后與大電網并網時，為避免對大電網造成暫態沖擊和二次停電，采用同步控制方法將負荷轉移至35 kV 變電站。根據現場實際情況和斷路器操作權限，選擇35 kV 變電站1 號、2 號主變10 kV 斷路器作為大電網并網斷路器，在1 號、2 號主變10 kV 進線側各增設一組TV，在35 kV 變電站故障解列屏內增設一臺同期裝置，分別采集10 kV 進線側電壓信號及微電網10 kV 母線電壓信號，主變10 kV斷路器側遙信和遙控接入同期裝置，同期裝置與微電網站內借用現有光纖進行通信。當微電網和大電網之間的電壓幅值、頻率和相角的差值在允許范圍內時，同期繼電器可以閉合斷路器，完成同期并網操作。

2.2.3 黑啟動控制

合理配置黑啟動有助于增強電網彈性，使電網快速從故障中恢復。當微電網在遭遇外部電網停電，切換離網運行失敗，造成完全停電后，可進行黑啟動措施。利用鋰電池儲能單元或柴油發電機作為黑啟動電源，建立系統額定工作電壓和頻率，并有步驟地恢復電網運行和重要負荷供電。

由于微電網系統架構發生改變，黑啟動控制方式及策略從原先的Ⅰ，Ⅱ子微電網分別黑啟動后再同期并網運行，改造為4 組PCS 并聯同步黑啟動的串行恢復策略，改造后的黑啟動能力將提高2倍。具體控制方式為：首先，斷開2 個10 kV并網斷路器，合上母分開關及4 臺PCS 的10 kV側斷路器，根據電源的啟動能力投入適當的負荷；然后，通過后臺給同步控制器下發黑啟動指令，10 kV 母線建立電壓的同時，負荷即正常運行。

2.3 能量管理與協調控制策略改造

2.3.1 能量管理策略

根據風電場所處地理位置的氣候特征和風電場歷史數據，采用物理方法結合ARIMA（差分自回歸移動平均模型）、混沌時間序列分析、ANN（人工神經網絡）等多種算法，實現短期72 h、超短期0～4 h、時間分辨率小于15 min 的風電輸出功率預測。通過分析周邊環境三維地理特征和天氣特征，結合歷史觀測數據，綜合影響光伏發電功率的因素實現超短期光伏發電功率預報。根據負荷類別、負荷類型、負荷曲線、負荷測量值及天氣等信息來估計饋線上單個負荷的預測值。根據負荷預測、可再生發電預測、可再生發電量、可調度分布式發電效率，利用模型預測控制方法實現經濟運行控制（圖8）。

圖8 經濟運行控制策略流程

2.3.2 并網協調控制策略

離網狀態下協調控制主要用于維持微電網系統電壓頻率穩定，設備高度冗余；并網運行后，設備性能得到釋放，搭配協調控制策略和能量控制策略，可有效提高資源利用效率。

（1）削峰填谷控制策略

削峰填谷的控制策略保證了高滲透率可再生能源在微電網內“自發自用、就地消納”，實現可再生能源滲透電量的時空轉移。通過對電源及負荷的合理調度，保證電網側進線備用容量，延緩跨海電纜的擴容升級。

該策略的調峰算法采用功率差充放電方式，根據已有的負荷預測曲線，考慮儲能容量和充放電功率限制，先確定削峰填谷的充放電功率的上下限，并通過線性插值法解決因負荷預測曲線為離散點而造成一段時間內充放電功率無法確定的問題，然后將上下限值與負荷預測功率曲線進行比較，最后在此基礎上確定各個時段內的充放電功率。使用該方式可使每個時間段內的充放電功率更加合理，且實際負荷曲線偏移不會造成削峰填谷失敗，使運行策略更加靈活[8]。

（2）聯絡線功率控制策略

微電網在并網運行模式下，接受配調中心根據整個配電網經濟運行、需求側管理等計算下達的微電網聯絡線交換功率定值，使得微電網對配電網呈現出一個可調度的電源特性。通過對微電網電源及負荷進行調節，實現微電網與外部電網柔性互動，精準響應電網調度的調控要求；通過設置功率范圍，將微電網與大陸電網能量互動保持在固定范圍內，提高海島微電網對外可控性；通過設置絡線功率上限，限制微電網內發電量和負荷用電量的功率差值，當大電網停電，微電網被動進入離網運行模式時，減小系統調節負擔，有利于微電網并離網的平滑切換。

3 改造后現場主要功能試驗

3.1 運行模式切換

在該微電網系統中，單臺PCS 的容量為500 kVA，考慮到電網的抗負荷沖擊能力及離網運行時設備熱備用所需冗余容量等因素，設置并網點與PCS 交換功率為300 kW，同期并網定值角差為5°，頻差為0.1 Hz，壓差為5 V。并離網切換時，系統總負荷有功功率為651.3 kW，無功功率為64.7 kvar，清潔能源出力為113 kW。

（1）離網試驗

并網運行轉離網運行過程中電壓波形如圖9所示。切換過程中，系統電壓相位和幅值幾乎沒有出現突變，切換過渡平滑。

圖9 并網轉離網模式電壓波形

（2）并網試驗

離網運行轉并網運行過程中電壓波形如圖10 所示。合閘電平變位后，在1 個周期內完成合閘，切換平穩，未發現明顯波動。

圖10 離網轉并網模式電壓波形

3.2 黑啟動

黑啟動試驗電源采用4 組儲能系統并聯同步黑啟動，現場試驗所帶有功負荷570 kW，無功負荷165 kvar。黑啟動策略中加入了限流措施，可增強變流器帶電機類負載的能力，但也會增加電機啟動時間。綜合考慮并多次試驗后，將黑啟動限流定值設定為100 A，將變流器電壓步長調整為1.5 kV/s。黑啟動過程錄波如圖11 所示。

圖11 黑啟動波形

圖11 中，電流為負荷10 kV 側總電流，電壓為10 kV 側電壓二次值（變比10 000/100，相電壓），功率為負荷的視在功率（二次測量值計算）。從圖中可以看出，電流值在電壓上升到30 多伏時達到峰值60 A，隨后開始下降，直至穩定在33 A 左右。由于在黑啟動過程中，負荷電流未達到變流器的限流設定值，所以10 kV 母線電壓一直按一定的斜率穩定上升至額定值，期間負荷的最大功率并未在電流最大值時出現，整個啟動過程歷時6.5 s 左右。

4 結語

由獨立型微電網改造為并網型微電網時，綜合考慮了各分布式電源及控制器的性能、負荷需求、電網承載能力等因素，充分發掘設備潛力，盡可能保留原有設施，有效避免設施重復建設，保證最小經濟成本。在有大電網支撐的情況下，通過調整微電網內部配電網和優化系統構架，對多種控制策略和能量管理策略進行實踐應用，來積極調動網源荷儲靈活性資源，降低冗余，釋放其性能。并離網切換、黑啟動等功能也增強了故障狀態或極端事件下關鍵負荷供電恢復能力，且相關功能已通過現場試驗得到驗證。該海島電網在改造后已穩定運行，對未來孤島供電轉型升級具有參考價值。結合目前的電網發展趨勢，未來可在V2G、虛擬電廠、多微電網聚合、微電網參與電力市場等方面，繼續開展應用化研究。