DQZHAN技術訊：移頻控制無通信線互聯(lián)的微電網控制技術

文章針對微電網分層控制中出現(xiàn)的問題，如微電網并網轉離網失敗及存在離網“縫隙”，在離網轉并網過程中存在合閘沖擊等問題。提出移頻控制無通信線互聯(lián)的微電網控制技術，并搭建了20kW，400V微電網物理模型系統(tǒng)進行實驗驗證。驗證了采用該方法可以實現(xiàn)不依賴通信，無MGCC，由儲能裝置與DG自主并聯(lián)，無通信線互聯(lián)的微電網系統(tǒng)，可以實現(xiàn)微電網并網轉離網無縫切換，離網運行能量平衡，離網轉并網的無沖擊并網。

0?引言

分布式發(fā)電(distributed generation，DG)接在用戶側附近，采取就近發(fā)電、就近并網。DG接入配電網，當電網擾動或故障造成電壓頻率異常時，要求DG退出運行，避免DG接入對配電網**運行造成影響。為解決DG接入配電網的矛盾，充分發(fā)揮DG優(yōu)勢，Lasseter B提出了微電網(micro-grid，MG)的概念，MG是指由DG(含光伏、風機等DG)、儲能裝置、負荷和控制裝置等組成的具有自我控制、管理和保護的自治系統(tǒng)，既可以與配電網并網運行，也可以孤島離網運行，MG技術是有效利用DG發(fā)電的技術途徑。

微電網控制方式主要有主從控制、對等控制、綜合分層控制3種控制方式。

1)主從控制。在微電網離網運行時需要主電源(儲能裝置)由P/Q控制模式轉換為V/f控制模式，在并網運行時又需要主電源(儲能裝置)由V/f轉換為P/Q控制模式，采用主從控制的微電網在孤島發(fā)生時，會出現(xiàn)“有縫”切換，盡管使用快速電力電子開關可以縮小“縫隙”，但不能完全做到“無縫”切換，同時儲能裝置電池不能長期支撐離網運行中系統(tǒng)大的負荷，在負荷較輕時，也不能長期處于充電狀態(tài)，需要依賴通信的綜合分層控制實現(xiàn)能量平衡。

2)對等控制。各個DG根據接入點的電壓和頻率，采用Droop控制并參與微電網離網運行時的電壓和頻率調節(jié)，采用Droop控制可以不依賴通信，但微電網在離網運行時如何保持電壓和頻率的穩(wěn)定性是需要繼續(xù)解決的問題。

3)綜合分層控制。把微電網分成能量管理層、協(xié)調控制層、就地控制層的三層控制結構，依賴協(xié)調控制層的微電網控制中心(micro-grid control center，MGCC)集中管理各個DG、儲能裝置、負荷，實現(xiàn)微電網離網能量平衡，是目前微電網普遍采用并具備商業(yè)應用的一種成熟技術模式，但分層控制依賴通信，結構復雜，且技術指標不高，存在“有縫”切換、非計劃孤島過電壓、并網合閘沖擊等問題。本文結**用綜合分層控制方式微電網工程，分析其存在的問題;提出移頻控制無通信線互聯(lián)的微電網控制技術并進行實驗驗證，實現(xiàn)不依賴通信、不增加控制設備、僅由儲能裝置與DG實現(xiàn)自主并聯(lián)，是一種*簡單物理結構的即插即用微電網方案。

1?微電網分層控制的主要問題

微電網分層控制結構如圖1所示，把微電網分成能量管理層、協(xié)調控制層、就地控制層的3層控制結構。能量管理層實現(xiàn)配電網中多個微電網能量管理;協(xié)調控制層由MGCC集中管理各個DG、儲能裝置、負荷，響應能量管理層的調度管理并協(xié)調就地控制層設備，實現(xiàn)微電網的并網運行及離網運行控制;就地控制層由分布式電源、儲能、負荷控制器以及智能終端等設備構成，實現(xiàn)數(shù)據采集、就地保護控制、分布式發(fā)電調節(jié)、儲能充放電控制和負荷控制，對于小型簡單微電網，可以簡化結構，將能量管理層與協(xié)調控制層合并，采用2層控制體系結構。

圖1 微電網分層控制結構

1.1?并網運行

微電網并網運行時，微電網通過公共連接點(point of common coupling，PCC)與配電網相連接，MGCC對主儲能電池進行管理，讓儲能電池維持在荷電狀態(tài)(state of ge，SOC)上限，盡可能多儲存電能，這樣可以使微電網在離網運行時盡可能長時間的工作。

1.2?并網轉離網

在外部電源失去時，需要從并網狀態(tài)轉入離網狀態(tài)，也就是非計劃孤島;或者在計劃調度需要時，微電網轉入離網狀態(tài)，也就是計劃孤島。

1.2.1?計劃孤島PCC交換功率調節(jié)

在計劃性孤島時，MGCC根據計劃調度指令要求，首先調節(jié)儲能出力，使PCC交換功率為零，儲能、各DG出力與負荷達到平衡;MGCC發(fā)出指令跳PCC開關，儲能由P/Q工作模式轉換為V/f工作模式，微電網進入離網運行狀態(tài)。MGCC調節(jié)儲能出力使PCC交換功率為零的原因是防止交換功率過大;在MG發(fā)電過多、向配電網輸送有功過大時切換，會引起微電網在離網瞬時過電壓，主儲能電源因為過電壓保護停機。

1.2.2?非計劃孤島過電壓

在非計劃性孤島時，如果MG發(fā)電過多、向配電網輸送有功過大，由于微電網能量突然不平衡，就會造成微電網還來不及切換，孤島保護過電壓發(fā)生，從而造成主儲能因孤島過電壓停機，從而使微電網并網轉離網失敗。

1.2.3?非計劃孤島切換“縫隙”

在非計劃性孤島時，如果PCC交換功率不大，孤島發(fā)生時，孤島過電壓不足以引起主儲能停機。此時檢測出孤島后，跳PCC開關，進入離網運行狀態(tài)，微電網瞬間失電，主儲能經過并轉離過程，經過一定時間，主儲能電壓頻率恢復正常，從瞬間失電到主儲能電壓頻率恢復正常的時間，就是非計劃孤島“縫隙”，盡管可以采取一定措施，包括采用快速動作的電子開關縮小“縫隙”，但不能徹底消除“縫隙”，這也是目前運行的微電網普遍存在的“有縫”切換問題。

1.3?離網運行

1.3.1?電池充放電管理

離網運行時需要MGCC對主儲能電池進行主動管理，盡量多的利用分布式發(fā)電，這樣可以保障微電網盡可能長時間離網運行。在負荷較小時，由MGCC管理主儲能，把DG發(fā)出的多余電能儲存起來，當主儲能充電到儲能的上限時，MGCC限制主儲能充電，不然會引起主儲能過充電保護停機，將整個微電網“黑掉”;在負荷較重時，當主儲能放電到儲能的下限時，MGCC限制主儲能放電，采取切除負荷的方式，維持微電網運行;不然會引起主儲能過放電保護停機，將整個微電網“黑掉”。

1.3.2?分布式發(fā)電控制

微電網離網運行時，MGCC對分布式發(fā)電及負荷進行預測，根據采集到各個節(jié)點的電流、電壓、功率、開關量等信息，控制各DG及儲能的出力，實現(xiàn)微電網的離網能量平衡。MGCC通信出現(xiàn)問題時，無法進行分布式發(fā)電控制，微電網不能正常運行。

1.4?離網轉并網

微電網在離網運行期間，配電網電源恢復正常，或計劃性孤島恢復，需要微電網從離網恢復到并網運行。由于微電網離網運行時的電壓與配電網電壓存在角差及頻差，并網恢復時采取同期角度小于定值時并網恢復，盡量減少并網恢復瞬間的合閘沖擊。如果同期時合閘沖擊過大，合閘沖擊電流會造成主儲能過電流保護動作而停機，整個微電網會被“黑掉”，微電網從離網轉并網應盡量做到沖擊小，實現(xiàn)“平滑”切換。

通過以上分析：微電網并網運行、并網轉離網、離網運行、離網轉并網的控制都離不開MGCC，而MGCC又依賴通信;即便這樣，還不能解決過電壓、切換“縫隙”、合閘沖擊等問題。

2 移頻控制技術

移頻鍵控(frequency-shift-keying，F(xiàn)SK)技術是用數(shù)字信號去調制載波的頻率，在電力系統(tǒng)保護通信領域是一項應用成熟的技術，如：高壓線路保護用FSK式收發(fā)信機，額定頻率范圍50–400kHz，在4kHz額定帶寬，正常運行發(fā)送的是監(jiān)頻信號，信號頻率fG，用于信道的監(jiān)視;故障時發(fā)送命令信號，發(fā)送信號頻率fT，用于傳送規(guī)定的操作命令。高壓線路保護用載波機，采用FSK技術，在一個通道中切換5個頻率，正常傳送監(jiān)頻fG，故障時傳送跳頻fA、fB、fC、f3。跳頻fA、fB、fC分別為A、B、C相的跳頻，f3為三相跳閘的跳頻，如圖2所示。

圖2 移頻鍵控調制方式

微電網中可以借用FSK技術思想，在微電網離網運行時，借用電壓源的工頻信號，采用移頻控制技術，利用頻率信號作為通信手段，實現(xiàn)無通信線互聯(lián)微電網控制，由儲能裝置與各個DG實現(xiàn)自主并聯(lián)，不需要MGCC，是一種*簡單物理結構的即插即用微電網控制。

2.1?頻率分區(qū)

頻率分區(qū)如圖3所示，參考0.5–100 MW發(fā)電機組的頻率偏差故障穿越要求：在47.5–51Hz內，49–50.3Hz為發(fā)電機組正常運行頻率;50.3–51Hz為發(fā)電機組頻率過高時，頻率偏差故障穿越允許運行30min;47.5–49Hz為發(fā)電機組頻率過低時，頻率偏差故障穿越允許運行30min。在微電網離網運行時，主儲能采用虛擬同步發(fā)電機技術，具有電壓源外特性，借用電壓源的工頻信號，把頻率運行下限47.5Hz調整為47.7Hz，主儲能在*大功率充電/放電時，基于SOC的下垂控制方式如圖4所示，頻率工作在47.7–51Hz內，即使功率波動再大，只要不超出儲能*大充放電功率，系統(tǒng)頻率不會超出允許范圍，解決了對等控制電壓頻率的穩(wěn)定性，具有魯棒性強的特點。具體方法是根據SOC狀態(tài)，劃分成3個區(qū)域，50.3–51Hz為SOC過高充電下垂運行區(qū)域，亦為高頻故障穿越區(qū)域;47.7–49Hz為SOC過低放電下垂運行區(qū)域，亦為低頻故障穿越區(qū)域;49–50.3Hz為SOC正常下垂運行區(qū)域及SOC過高放電/SOC過低充電下垂運行區(qū)域。SOC正常傳送監(jiān)頻fG，SOC過高充電傳送高控頻fH(控制分布式發(fā)電)，SOC過低放電傳送低控頻fL(低周減載切除負荷)。

圖3 頻率分區(qū)

微電網并網運行，主儲能運行下垂折線為圖4中折線1，正常運行頻率fG為49–50.3Hz，主儲能根據SOC狀態(tài)對儲能電池進行維護，使SOC工作在設定的正常范圍內。

離網運行，若SOC正常，主儲能運行下垂折線為圖4中折線1，下垂運行頻率范圍fG為49–50.3Hz，主儲能根據SOC狀態(tài)對儲能電池進行維護，使SOC工作在設定的正常范圍內，發(fā)送的是允許充放電監(jiān)頻fG信號;若SOC過高，主儲能下垂折線為圖4中折線2，下垂運行頻率為49.6–51Hz，其中fH為50.3–51Hz，充電時主儲能下垂運行在該區(qū)域，發(fā)出的是禁止充電信號，以該頻率信號調節(jié)DG發(fā)電單元的發(fā)電，詳見2.3中DG的f-P折線控制，放電時主儲能下垂運行區(qū)域50.3–49.6Hz，不再調節(jié)DG發(fā)電單元的發(fā)電，隨著電池放電，SOC恢復正常;若SOC過低，主儲能下垂折線為圖4中折線3，下垂運行頻率為47.7–50.3Hz，其中fL為47.7–49Hz，放電時主儲能下垂運行在該區(qū)域，這時SOC過低又不允許放電，以該頻率信號作為低周減載信號，負荷通過低周減載，讓主儲能工作在49Hz以上，對電池充電。在頻率允許范圍內發(fā)送不同頻率信號，以該頻率信號調節(jié)DG發(fā)電單元的發(fā)電控制及負荷控制，實現(xiàn)無通信線互聯(lián)微電網離網控制。

圖4 基于SOC的下垂控制方式

2.2?主儲能下垂控制折線

根據主儲能電池SOC狀態(tài)，采用不同的下垂折線，分為SOC正常，SOC過高，SOC過低3種情況：

1)SOC正常。

如圖4下垂折線1所示。

2)SOC過高。

如圖4下垂折線2所示。

3)SOC過低。

如圖4下垂折線3所示。

2.3?DG的f-P折線控制

微電網離網運行，需要實時保持微電網的離網能量平衡，但DG的特性是*大能力的多發(fā)電，DG采用*大功率(MPPT)跟蹤技術，*大能力地把直流電轉換成交流電，在電池充滿電的情況下，即SOC過高情況下，多余的電能不能儲存，負荷又消耗不掉，這時會造成電能過多，失去能量平衡，引起過電壓，從而造成微電網離網時失去能量平衡而崩潰，這就需要限制調節(jié)DG出力，以便保持離網能量平衡。

按照GB/T15945–1995《電力系統(tǒng)頻率允許偏差》電能質量要求，正常電網頻率允許偏差±0.2Hz，設置DG限額開始頻率fs1=50.2Hz，限額終止頻率fs2=50.3Hz，為fH下限值，fH上限fmax=51Hz，微電網離網運行時DG出力按照圖5所示的f-P折線控制運行，DG控制方式采用常用的P/Q控制。

圖5 DG的f-P折現(xiàn)控制

1)*大頻率跟蹤運行：f≤fs1，DG發(fā)出的電能不會過多，不會引起過電壓，DG運行保持MPPT運行。

2)保持當前的功率運行：

fs1

3)限制功率運行：fs2

4)停止功率輸出：f>51Hz，DG發(fā)出的電能已經超出負荷的消耗，SOC過高，并且超出主儲能的調節(jié)能力上限，若不停止DG功率輸出，將引起過電壓，引起系統(tǒng)崩潰，在這一階段，DG停止功率輸出，也就是常規(guī)的DG孤島保護。

2.4?主儲能V/f控制

微電網離網運行時，存在離網能量平衡問題，主儲能在離網運行時采用移頻控制技術，根據電池SOC狀態(tài)，發(fā)出不同的下垂頻率，DG根據不同頻率，控制調節(jié)出力，保持離網能量平衡。并網運行時，儲能變流器工作在P/Q模式，電網頻率是由大電網決定。儲能變流器并網采用P/Q模式，離網采用V/f模式，存在并網到離網，離網到并網的模式切換，模式切換又帶來“縫隙”問題。采用目前研究逐步成熟的虛擬同步發(fā)電機技術(virtual synonous generator，VSG)，變流器與同步發(fā)電機的等效關系如圖6所示。

圖6 變流器與同步發(fā)電機的等效關系

虛擬同步發(fā)電機具有電壓源外特性，既可以并網運行，也可以離網運行，因此在計劃孤島或非計劃孤島時，仍保持并網時的初始狀態(tài)，實現(xiàn)并網轉離網的無縫切換。鑒于傳統(tǒng)電網中的同步發(fā)電機具有優(yōu)良的慣性和阻尼特性，使儲能變流器在功率和頻率動態(tài)過程中具有阻尼電網震蕩的能力，使微電網離網運行的整個轉動慣量加大作用更加明顯，能大大提高微電網離網運行的穩(wěn)定性。

針對離網轉并網模式切換帶來的合閘沖擊問題，文獻[11]借鑒傳統(tǒng)同步發(fā)電機準同期并列裝置工作原理，實時監(jiān)測PCC并網開關兩側電壓差，當電壓差有效值小于閥值(文中給出10%)并網，具有與傳統(tǒng)同步發(fā)電機的同期并列裝置一致的特性。文獻[14]提出的同步電壓源(synonous voltage source，SVS)的微電網分層控制，參照電力系統(tǒng)一次調頻有差控制原理，同步電壓源控制通過對逆變器輸出功率和輸出電壓幅值/相角之間的下垂控制，使各逆變器共同承擔系統(tǒng)的負荷功率波動，參與系統(tǒng)調頻調壓，在離網轉并網時，啟動預同步控制，通過多次平移下垂曲線，使PCC并網開關兩側電壓同步。文獻[15-16]提出了采用一種基于幅值和相位逐步逼近的預同步并網技術，如圖7所示，從離網轉并網指令接收時刻起，實時監(jiān)測PCC并網開關電網側的電壓相位信息，按照設定的相位調節(jié)步長來調節(jié)儲能變流器的電壓相位值，直至兩側電壓相位同步并保持同步，發(fā)PCC合閘命令，進行并網，實現(xiàn)離網轉并網無沖擊合閘。

圖7 預同步并網

2.5?電池充放電管理

并網運行時配電網調度端對儲能進行功率調節(jié)，控制儲能的充放電，保持合理的SOC狀態(tài)。離網運行時，盡量少的依賴儲能維持負荷供電，盡量多的以DG給負荷供電，同時DG多余的電能充分利用，儲存在電池中，這樣可以讓離網運行保持時間*長。為此，儲能SOC上限門檻設置80%–90%，下限門檻20%–30%。并網運行時，儲能維持在上限80%–90%，這樣離網運行時儲能能保持長時間的電量供給。

離網運行，在SOC高于上限門檻時，儲能工作在圖4的折線2，充電時為fH區(qū)域，發(fā)送的是禁止充電信號;SOC在正常范圍內，儲能工作在圖4的折線1，發(fā)送的是允許充放電信號;儲能可能隨負載消耗SOC降低，在SOC小于下限門檻時，儲能工作在圖4的折線3，放電時為fL區(qū)域，發(fā)送的是禁止放電信號。SOC與電池充放電的關系如圖8所示，表示SOC與電池充放電關系。

圖8 SOC與電池充放電的關系

3 實驗驗證

3.1?實驗系統(tǒng)介紹

為驗證本文提出采用移頻控制技術，利用頻率信號作為通信手段，實現(xiàn)無通信線互聯(lián)微電網控制，搭建了如圖9所示的微電網實驗系統(tǒng)，實驗系統(tǒng)由20kW儲能，20kW負荷，20kW光伏發(fā)電構成，儲能電池采用鋰離子電池，儲能變流器采用虛擬同步發(fā)電機技術，具有電壓源外特性，下垂折線采用本文提出的移頻控制技術，并網采用預同步并網技術，光伏逆變器采用f-P折線控制技術，負荷1功率12kW，負荷2功率8kW，實驗系統(tǒng)接入電壓400V，實驗系統(tǒng)沒有MGCC，實驗內容主要有并網轉離網實驗、離網運行負荷突減實驗、離網轉并網實驗等，驗證不同工況下無通信互聯(lián)微電網控制。

圖9 無通信線微電網實驗系統(tǒng)

3.2?實驗驗證1：并網轉離網

微電網在并網轉離網時，驗證解決目前運行的微電網可能出現(xiàn)的離網瞬間過電壓及“有縫”切換問題。并網轉離網實驗如圖10所示，實驗按照交換功率*大，由微電網向配電網送電，光伏發(fā)電20kW，負荷為0，并網運行時光伏發(fā)電20kW全部通過PCC輸送配電網，儲能出力為0，此時發(fā)生非計劃孤島，光伏發(fā)電20kW轉為儲能全部吸收。圖中線?為微電網母線線電壓(390V)，并網轉離網時沒有縫隙，沒有發(fā)生過電壓，實現(xiàn)了非計劃孤島的無縫切換，線?為儲能變流器相電流，孤島發(fā)生后儲能出力為0到充電電流29.8A。

圖10 并網轉離網實驗

3.3?實驗驗證2：離網運行負荷突變實驗

微電網離網運行時，驗證不依賴通信，依靠主儲能與DG配合實現(xiàn)控制調節(jié)及能量平衡。離網運行負荷突變實驗如圖11所示，正常運行負荷20kW，光伏發(fā)電出力10kW，儲能放電出力10kW，儲能放電出力加光伏出力，正好滿足負荷消耗需要，90ms負荷突減12kW，270ms后又突減8kW的情況，**次負荷突減12kW，負荷僅剩8kW，此時光伏發(fā)電10kW，超出負荷消耗，多余的2kW儲能充電，儲能由放電狀態(tài)到充電狀態(tài)，**次負荷再突減8kW，負荷為0，此時光伏發(fā)電10kW，負荷消耗為0，光伏發(fā)電10kW光伏發(fā)電全部由儲能吸收。圖中線?為微電網母線線電壓390V，保持不變;線?是儲能交流側電流，電流相位在負載突變前后相差180°，電流從放電到充電(0–90ms：14.9A，90–270ms：3.1A，270ms以后：-15.2A);線?是儲能變流器直流側電壓(700V)，線?是儲能變流器直流側電流(0–90ms：14.1A，90–270ms：2.9A，270ms以后：14.5A)。

圖11 離網運行負荷突變實驗

3.4?實驗驗證3：離網到并網無沖擊合閘

非計劃孤島后的離網轉并網實驗如圖12所示，微電網離網運行，帶20kW負荷，全部由儲能供電，檢測出配電網側有電壓，合PCC開關，儲能出力減小到0，負荷由配電網供電，離網到并網期間儲能無沖擊，實現(xiàn)平滑切換。圖中線?是微電網母線線電壓，保持390V不變;線?是儲能交流側電流，電流從29.6A放電到0。

圖12 離網轉并網實驗

4 結語

本文提出采用移頻控制技術，利用頻率信號作為通信手段，實現(xiàn)無通信互聯(lián)線微電網控制，僅由儲能裝置與各個DG實現(xiàn)自主并聯(lián)，不需要MGCC，實現(xiàn)一種*簡物理結構的即插即用微電網控制。搭建微電網物理模型，在物理模型中，主儲能為虛擬同步發(fā)電機特性的電壓源，采用移頻控制技術，預同步并網技術，DG采用f-P折線控制，實驗驗證了采用移頻控制技術可以實現(xiàn)不依賴通信、無MGCC、由儲能裝置與各個DG自主并聯(lián)構成微電網系統(tǒng)，微電網并網轉離網可實現(xiàn)無縫切換，離網運行主儲能與DG通過頻率信號實現(xiàn)自動平衡調節(jié)，離網轉并網的實現(xiàn)平滑切換，具有應用推廣價值。