计及时序特性的孤岛微电网运行模拟方法

2018-07-18廖进贤杨家豪王紫瑶吴秦瑛

电气技术 2018年7期

廖进贤　杨家豪　王紫瑶　吴秦瑛

（厦门大学嘉庚学院，福建漳州　363105）

微电网（microgrid, MG）为综合利用可再生能源提供了新的技术手段[1-2]，对于在海岛或偏远地区建设的微电网或者与主网断开后转入孤岛模式的微电网都可归类为孤岛微电网。此类微电网缺乏主网或主电源的功率支撑，通常令分布式电源（distributed generator, DG）与储能装置（energy storage, ES）等采取下垂控制策略，共同参与微电网的频率与电压的调节。

对于孤岛微电网的规划设计[3]、可靠性评估[4]、优化调度[5]问题，需要涉及对孤岛微电网在一定时期内的运行状态进行连续模拟。而孤岛微电网在运行过程中，系统频率、电压均会变化，电能质量问题较为复杂，因此在模拟过程中充分考虑频率与电压的影响具有现实意义。此外，光伏、风电等 DG出力以及负荷功率具有明显的时序特性，ES的荷电状态（state of charge, SOC）也存在时间耦合性[6]，因此，在计及时序特性的情况下对孤岛微电网的运行状态进行模拟显得尤为必要。

孤岛微电网的连续运行模拟依赖于单一时段的稳态分析，而孤岛微电网潮流计算是求解孤岛微电网稳态时运行状态的基础。文献[7-9]建立了孤岛微电网的潮流模型，其中文献[9]基于信赖域算法提高潮流计算收敛性。文献[10]提出类奔德斯分解方法较好地提升潮流收敛速度。文献[11-12]基于时序模拟对离网型微网进行可靠性分析，但其设定的调节策略均默认为在额定频率下的功率平衡，与孤岛微电网实际运行特性存在偏差。

本文针对孤岛微电网的运行模拟问题，提出计及时序特性的运行模拟方法，基于孤岛微电网的潮流模型，考虑储能的充放电以及微电网的弃发电与切负荷，形成计及时序特性的孤岛微电网运行模拟方法，文中采用Benchmark 0.4kV低电压微电网作为算例，利用广东某供电局实际的配电网光伏、风电出力数据以及负荷曲线进行仿真，验证所提方法的有效性。

1　孤岛微电网潮流计算

1.1　潮流方程

PQ节点需列写有功与无功平衡方程，PV节点仅需列写有功平衡方程，方程形式为

式中，PCi和 QCi分别为节点 i恒功率电源注入的有功和无功，例如光伏、风电等采取MPPT控制方式的DG属于此类电源；PDi和QDi分别为节点i具有下垂控制特性的设备注入的有功和无功，例如柴油发电机、燃气轮机、储能等均属于此类电源；PLi和 QLi分别为节点 i的有功与无功负荷；Pi和 Qi分别为节点i注入的总有功功率和无功功率。

节点注入的有功与无功功率为

式中，n为节点数目；Gij与Bij分别为节点导纳矩阵的实部与虚部；δij为节点i和节点j的相角差。

1.2　下垂控制设备建模

采取下垂控制策略的设备注入功率可表示为

式中，PDimax、PDimin、QDimax、QDimin分别为节点 i具有下垂控制特性的设备注入的有功和无功上下限，若无此类设备则均取为0；fmax、fmin、Umax、Umin分别为系统频率、电压允许上下限；KDfi、KDUi分别为对应的P-f、Q-U下垂系数；f0、f、U0、Ui分别为系统频率、电压的空载值与实际值。

其中储能可以工作在充放电两种工况，在不考虑荷电状态的情况下，其PDimin、PDimax取决于储能的最大充放电功率。

1.3　负荷建模

对负荷进行建模时计及负荷的电压和频率静特性，负荷使用恒阻抗、恒电流和恒功率的组合模型来描述，可表示为

式中，PLNi和 QLNi分别为节点 i在额定工况下的有功与无功负荷；UNi和 fN分别为额定电压与频率，取 UNi=1p.u.，fN=1p.u.；Api、Bpi、Cpi、Aqi、Bqi、Cqi分别为负荷有功与无功功率中恒阻抗型、恒电流型、恒功率型的百分比系数，各满足总和为1；kLpi、kLqi分别为负荷的有功和无功功率的静态频率调节系数。

1.4　潮流求解

假定孤岛微电网中PQ节点与PV节点的数目分别为nPQ与nPV，则总计列写2nPQ+nPV个方程，待求解变量包含系统频率、电压幅值、相位，具体包括稳态频率1个，nPQ个节点的电压幅值，指定一个参考节点的相位后，还有余下 nPQ+nPV-1节点的相位待求，因此总变量数也为2nPQ+nPV个，与方程数相同。本文采用牛顿拉夫逊法求解潮流方程组，修正方程简写为

式中，ΔP、ΔQ 为节点有功与无功不平衡量；Δf、Δδ、ΔU为分别为频率、相角、电压的修正量；J为雅克比矩阵，其分块矩阵分别为

2　计及时序特性的孤岛微电网运行模拟

孤岛微电网运行状态与微电网功率平衡情况紧密相关，不论是具有间歇性的 DG，还是负荷都存在波动性以及特定的时序特性，同时储能在不同时间段的工作状态都存在时间耦合性。因此，计及时序特性进行运行模拟更能反映系统的实际运行状态以及对储能装置的使用情况。

2.1　储能充放电模型

考虑过度充放对储能寿命的影响，在运行过程中SOC达到限值应闭锁，本文设定其上下限为90%与10%，SOC处于此区间内为储能的正常工作区域。当SOC已达到上限90%则不再充电，当SOC达到下限 10%则不再放电，相应的潮流计算中 ES的功率调节范围应改变。ES的SOC变化量在运行模拟过程中满足

式中，Δt为仿真的时间间隔，本文取0.25h；SOC(t)与 SOC(t-Δt)分别表示当前 SOC以及上一时间点的SOC；CES为ES的容量；Pch和Pdch表示储能系统的充电功率和放电功率；ηch和ηdch表示储能系统的充电效率和放电效率。

2.2　低频减载模型

在孤岛微电网中负荷过重且可控电源的调节容量已经达到极限的情况下，将造成频率越下限，当功率缺额较大时，若不采取必要的措施，则将进一步导致系统频率崩溃。在孤岛微电网潮流计算中直接表现为潮流无法收敛。

目前关于孤岛微电网的切负荷分析中，通常都采取最小负荷点切除方式或根据源荷差值直接切除。由于微电网的低频减载装置通常能够根据频率变化对装置所带负载进行分级切除，以逼近真实的功率缺额，且避免不必要的过量切除，所以上述处理方式都未能考虑孤岛微电网及低频减载装置的实际运行特性。

本文认为只要能满足潮流收敛的条件，且频率在允许范围附近，就可认为切负荷的数值已符合要求，因此采取定步长迭代的方法逼近负荷的合理切除值，每步更新公式如下

式中，PLi(k)、QLi(k)及 PLi(k+1)、QLi(k+1)分别为第k次与第k+1次迭代时负荷的有功与无功功率，ΔPshd为切负荷的调整步长，ϕ 为负荷的功率因数角。低频减载调节的流程图如图1（a）所示。

图1　低频减载及削减出力流程图

2.3　DG削减出力模型

同理，当微电网频率高于允许值，且储能已无法通过充电进行调节的情况下，则需要主动削减DG出力来控制频率。本文认为只要能满足潮流收敛的条件，且频率在允许范围附近，就可认为削减出力的数值已符合要求，因此同样采取定步长迭代的方法逼近削减出力的合理值，每步更新公式如下

式中，PCi(k)及PCi(k+1)分别为第k次与第k+1次迭代时DG的有功出力，ΔPabd为削减出力的调整步长。DG削减出力的流程图如图1（b）所示。

2.4　本文方法流程

本文提出的计及时序特性的孤岛微电网运行模拟方法的具体流程如下：

1）设定仿真起始时刻，令t=0，输入微电网网架数据及仿真参数，给定ES的初始SOC。

2）根据SOC确定当前ES的调节范围。

3）对于每个时段进行潮流计算，若不收敛，则在系统频率偏低的情况下根据 2.2节低频减载模型更新负荷功率，若系统频率偏高，则根据2.3节DG削减出力策略减少出力，再度进行潮流计算，若收敛则转至步骤4）。

4）根据当前时段潮流结果更新ES的SOC。

5）判断是否达到仿真周期，若已完成全过程运行模拟，则结束；否则，则进入下一时段的计算，转入步骤2）。

流程图如图2所示。

图2　本文方法流程图

3　算例分析

3.1　算例系统

采用了西门子的Benchmark 0.4kV低电压微电网[13]作为算例系统，如图3所示。

图3　Benchmark 0.4kV算例系统图

基准容量取100kVA，在主馈线上包含两个联络开关分别为S1、S2，当S1、S2同时闭合时，整个微电网并网运行，当S1断开时，转为孤岛运行，各节点接入的设备参数见表 1。其中在节点L13处接有蓄电池储能系统，CES取200kWh，SOC初值取为60%，ηch=ηdch=90%。另外，节点 L15配置了低频减载装置，同时也作为优先控制DG削减出力的节点，节点 L14、L17接入电容器作无功补偿，属于离散补偿。

表1　接入装置参数

各节点的负荷峰值见表 2，负荷曲线变化规律来自于广东某市供电局用户的实际负荷曲线数据，光伏、风电出力数据同样来自于该供电局配网 DG的实测数据。

表2　负荷参数

3.2　结果分析

基于 Matlab2014a实现本文方法，在算例系统上进行仿真，取连续7天的实际数据进行计算，风光出力及负荷曲线如图4所示。可见在仿真周期内负荷每天的变化趋势较为平稳，具有相似性，而在给定的配置方案下，风光出力受天气因素影响，因此表现出差异性。

图4　风光出力及负荷曲线

孤岛微电网频率及节点L15的电压变化曲线分别如图5及图6所示。

图6　节点L15电压变化曲线

由图可知，通过本文方法对孤岛微电网运行状态进行连续模拟，由于计及下垂控制策略的调节特性，各DG能够根据频率与电压调整输出，同时负荷也存在频率/电压静特性，因此能够反映出孤岛微电网频率及电压随时间的变化情况。相比之下，传统模拟方法仅考虑功率在额定频率下平衡与实际情况必然存在偏差。因此本文方法对孤岛微电网实际运行特性的刻画更为准确。

模拟过程的SOC变化曲线如图7所示，由图可知，天气状况不同，SOC的变化规律也存在差异性。

图7　储能SOC变化曲线

模拟过程并未出现低频减载现象，而削减出力导致的弃发电量达到 232.5kW·h。由风光出力曲线与负荷曲线上可以看出，风光配置较为充足，且与负荷较为匹配，因此较少出现频率偏低的情况，而中午时段由于光伏出力大，在 ES无足够容量参与调节的情况下则无法消纳全部光伏，仅能通过削减出力来避免频率偏高。

为进一步体现本文方法的应用价值，下面对本文方法用于指导孤岛微电网的规划或运行进行举例说明。例如，在设计阶段调整储能逆变器容量及电池容量再度仿真，使得储能输出功率最大值达到100kW，电池容量为 400kW·h，同样以上述一周数据进行模拟，得到该微电网的频率变化曲线以及储能SOC变化曲线分别如图8及图9所示。

图8　孤岛微电网频率变化曲线

图9　储能SOC变化曲线

由图可知，相比之下当增大了配置的储能容量以及逆变器容量后，ES能够参与调频的能力增强，系统的频率越限以及偏差较大的情况减少，模拟过程并未出现低频减载及 DG削减出力的情况。但不同天气下储能使用情况不尽相同，有些时段出现储能利用率低的情况，具体在设计储能参数时还需要获取各种天气出现的概率，并基于本文方法进行论证和综合评价。