微电网带负荷并网的平滑切换条件及控制策略

李兴旺，郑竞宏，刘鹏飞，朱守真，祝洪博

(1.东北电力大学电气工程学院，吉林吉林132012;2.清华大学电力系统国家重点实验室，北京100084)

0 引言

随着微电源容量的增加以及微电网运行的可靠性日益增强，越来越多的微电网接入到大电网中，不可避免的会给大电网造成冲击［1］。因此如何减小微电网并网时对大电网造成的影响，使其能够由孤岛模式平滑切换到并网运行模式，实现同期并网，成为一个重要的研究内容［2］。文献［3］给出微电网在并网时必须满足条件:并网瞬间，开关的两侧电压差必须接近于0;并网时电流的方向必须从大电网流向微电网。文献［4］指出，若使电流方向由大网流向微网，则需使电网电压必须超前微电网电压，并且电网频率要高于微电网频率。文献［5］指出，并网开关两侧的电压差对大网的冲击要比频率差对大网的冲击小得多，而微电网孤岛运行时，频率往往小于大网频率，当其最大有功输出小于本地负荷需求时，则不能通过传统方式调节有功，从而需要通过牺牲电压差改变微网频率和相位，使微网近似满足并网条件。但这些文献没有具体给出电压差、相角差和频率差三者对并网造成冲击的比较分析。因此，本文研究的重点是以微电网孤岛运行时采用v/f控制为研究对象，建立仿真模型，通过仿真分别验证了微电网的并网所需满足的最佳并网条件，同时对电压差、频率差和相角差因素对并网造成的影响进行比较，得出其中对并网切换动态过程影响大小的相对关系，提出相应的控制方法和策略，实现微电网自动根据大电网的条件调节微电网内部的电压和频率，并在合适的相位下进行并网。最后通过仿真验证所提出的平滑切换控制方法和策略的有效性。

1 电压差、频率差和相角差对并网造成的影响

差频并网是指电网与电网之间相序相同，且并网开关两侧电压差、相角差和频率差在允许范围之内的并网操作。微电网一般电压等级比较低，故并网前与大网的电压差值不应超过额定电压的10%，相角差不应超过10°，频率差值不应超过额定频率的0.5%，即不能超过0.25 Hz。下面分别选取电压差、相角差和频率差为最大允许偏差的80%时，即并网前分别使频率差∣ Δf∣ =0.2 Hz，相角差∣Δδ∣=8°，电压差∣ΔU∣=0.08 p.u.，进行并网仿真分析，所得结果如图1所示。

图1 电压差、频率差和相角差情况下电压、相角和频率波形

从图1中可以看出，有相角差时对并网切换造成的影响最大，频率震荡的幅值要远大于其它两种情况。而从图1中难以比较出电压差和频率差两者对并网造成影响的大小，将其单独进行对比，其结果如图2所示。

图2 电压差和频率差对并网影响的对比

从图2中可以看出，切换时电压差和频率差对电网电压造成的影响都比较小，而频率差对系统频率震荡的影响要较大于电压差对频率震荡造成的影响。

根据以上分析可知，在同期并网允许条件下，相角差在并网切换时对系统造成的影响要远远大于电压差和频率差对其造成的影响。频率差其次，电压差对并网造成的影响最小。

为从定量上比较3种因素造成的影响程度，下面通过仿真分别讨论在相角差和频率差减小到何种程度时，其对并网造成的影响程度与存在有0.08 p.u.(即8%)的电压差造成的影响相当。

1.1 相角差与电压差对并网影响的比较

首先令微网电压高于大网，使ΔV=0.08 p.u.(8%)，频率差和相角差为零，进行并网切换，得出1组结果;然后令开关两侧电压差和频率差为零，而改变相角差的大小，分别令 Δδ1=1°和 Δδ2=0.5°，进行并网仿真，得出两组结果，对3组仿真结果进行比较，所得图形如图3所示。

图3 不同相角差与电压差对切换影响的比较

可以看出，在电网电压低于微电网电压时，切换过程中频率会首先有一个向下的波动，然后慢慢增加至稳定值(图中实线所示);而在大网电压超前于微电网电压时，切换过程频率会首先有一个向上的波动，然后慢慢减小到额定值。当相角差逐渐减小时，频率的波动也会逐渐减小，当减小至0.5°时(短线所示)，其对频率造成的影响与电压差为8%时所造成的影响大致相当。

1.2 频率差与电压差对并网影响的比较

令微网电压高于大网，ΔV=0.08 p.u.(即8%)，频率差和相角差为零，进行并网切换，得出1组结果;在电压差和相角差为零的情况下，改变频率差，分别令 Δf1=0.2 Hz和 Δf2=0.1 Hz，进行并网仿真，得出另2组结果，3组结果的电压和频率如图4所示。

可以看出，频率差逐渐减小时，系统频率的波动会逐渐减小，当减小至0.1 Hz时(图4中短线所示)，对频率造成的影响与电压差为8%(p.u.)时所造成的影响大致相当。

图4 不同频率差与电压差对切换影响的比较

2 微电网并网控制方法及策略

2.1 并网控制器结构

微电网孤岛运行时采用v/f控制，自身提供电压和频率的支撑。在运行过程中，微网的电压和频率与大电网会分别有一个偏差ΔV和Δf。如果超过允许值，就会对并网切换造成很大影响，故需在v/f控制器中加入电网电压和频率自动跟踪控制环节，使微网电压和频率能够跟踪到大电网并调节到并网允许范围之内，最终实现平滑并网。在v/f控制中的电压和频率调节环节中，频率调节环首先将大网频率fs与微网频率fDG进行比较，其差值通过PI调节器加入到频率给定值fc侧，使微网能够根据大网自动调节自身频率，从而达到减小频率差值的目的;同理，电压调节器是将大网电压Us与微网电压UDG进行比较，所得差值通过PI调节器加入到电压给定值Uref上，使微网能够根据大网自动调节自身电压，从而减小电压差，使其符合并网要求。

2.2 并网控制策略

微电网并网的最佳条件是大电网电压相角超前于微电网，频率高于微电网。而实际独立运行中微网的电压一般都不高于大网电压，且电压差的影响对并网切换影响最小，故在以下仿真中令VDG＜VS，fDG＜fS，δDG＜δS。对微网进行直接并网仿真与采用控制方法后进行并网仿真比较，验证控制策略的有效性。

根据并网具体标准:为保证并网安全，需要满足并网前电压差值不应超过额定电压的10%，相角差不应超过10°，频率差值不应超过额定频率的0.5%，即不能超过0.25 Hz。这里经过仿真比较，选择相角超前微电网3°，幅值低于微电网0.05 p.u.，频率高于微电网0.2 Hz。

根据并网要求，文中采用如图5所示的流程图实现并网控制。独立运行过程中，当微网与大网的电压差、相角差和频率差任何一个因素没有达到上述控制策略的允许范围内时(Δδ≤3°，ΔV≤0.05 p.u.，Δf≤0.2 Hz)，微电网均不能进行并网操作;而当检测到电压差和频率差在允许范围内后，通过自动检测装置观测大网与微网的相角差，在其满足并网条件的时刻，自动发出并网操作命令，闭合并网开关，并将控制方式由v/f控制切换为PQ控制，最终实现微电网的并网平滑切换。

图5 并网控制流程图

3 并网切换仿真

微网初始时工作在孤岛状态，采用v/f控制方式，初始频率为fDG=49 Hz，而大网频率fS=50 Hz，频率差Δf1大于并网允许值;孤岛模式时，微网电压值VDG=0.82 p.u.，大网电压 VS=1 p.u.，其差值ΔV1也大于允许值。

将控制方法及策略应用于仿真系统中的微电网控制，考察其并网的过渡过程，分析其控制效果，并与未加并网平滑切换控制的情况进行对比分析。并网开关闭合后，微电源的控制方式均由v/f控制切换为PQ控制。

进行并网切换控制时，相角在t=2.98 s时达到并网条件合闸;而不加切换控制时，相角在t=3 s时达到并网条件合闸，但此时微电网的频率和电网却没有调整至允许的范围，与大电网有一定偏差。为了进行二者的对比，仿真图中特将未加切换控制的并网时刻移至2.98 s，与加上调节环时的并网时刻重合。

所得仿真结果如图6-图10中实线所示，其中图6为未加切换控制直接并网与采用控制策略后并网时开关两侧相角差的对比。2.9 s之前开关两侧的相角差都比较大，不适合并网，故图中从2.9 s时刻开始比较分析。从图中可以看出，直接并网时相角差为12°(图中实线所示)，超出合闸允许范围，加上控制策略后相角差为3°(图中虚线所示)，相角差得到了改善;图7和图8是上述两种情况下并网时微网的电压和频率波动曲线。而在t=0.2 s时刻加上控制环节之后，微网的电压值升至0.95 p.u.，频率升至49.8 Hz，达到并网要求，与直接并网相比频率的震荡程度明显减小;图9和图10分别为负荷的有功功率和无功功率吸收情况。可以看出直接并网时切换过程震荡幅度很大，而采用控制策略以后有了明显改善，切换过程震荡比较缓和。因此，该控制方法及策略可以严格控制电压差、相角差和频率差在允许范围之内，能有效的实现微网由独立运行向并网运行的平滑切换。

4 结束语

通过上述微电网带负荷并网对大电网影响的分析，提出了微电网并网控制方法及策略，设计了电压调节器和频率调节器，确保了电压差、频率差和相角差能控制在并网允许范围之内。通过仿真验证，表明了该方法及策略能够有效地实现微网的平滑切换。

［1］王燕廷.微电网并网与孤岛运行的研究［D］.吉林:东北电力大学，2011.

［2］刘佩芬，焦莉，赵海鸣，等.电网同期的理论与实践［J］.研究与分析，2010，39(7):10-13.

［3］过亮.独立/并网双模式逆变器控制技术研究［D］.南京:南京航空航天大学，2008.

［4］陈永淑，周雒维，杜雄.微电网控制研究综述［J］.中国电力，2009，42(7):31-35.

［5］罗建中.分布式微型电网并网研究［D］.长沙:湖南大学，2009.

［6］J.A.Pecas Lopes，C.L.Moreira and A.G.Madureir-a.Defining Control Strategies for Microgrids Islanded Operation.IEEE Transaction On Power System-s.2006，Vol.21，916–924.