基于多时间尺度的微电网群阶梯控制方法研究

颜宁 潘霄 张明理 马少华 张博 刘颖明

摘要：针对含高比例可再生能源的微电网存在功率波动较大的问题，提出一种适用于多微电网互联的不同时间尺度阶梯控制方法，综合考虑系统中负荷需求、储能容量、微电网运行三者之间关系，基于不同时间等级进行了三层调控，本地控制层按分布式电源位置进行区域划分，以线路损耗最小为目标进行秒级调控;微电网自治控制层采用调节系统内的功率输出，以储能系统的利用率及分布式电源运行成本最小为目标进行分钟级调控;微电网群中央控制层在满足各个子微电网优化运行，以并网点功率偏差最小为目标进行小时级调控。选取不同的权重系数对微电网群多目标优化问題进行求解，结果表明基于不同时间等级的分层调控方法，有效地提高了微电网群运行的自治性、稳定性和经济性，提高了并网的可靠性、安全性。

关键词：储能;多时间尺度;阶梯控制;多微电网互联;协调调度

DOI：10.15938/j.emc.2019.09.004

Step control method of multi microgrids based  on different time levels

YAN Ning1，PAN Xiao2，ZHANG Ming li2，MA Shao hua1，ZHANG Bo1，LIU Ying ming1

（1.School of Electrical Engineering， Shenyang University of Technology， Shenyang 110870， China

2.State Grid Liaoning Electric Power Company Limited Economic Research Institute， Shenyang 110015， China）

Abstract：

For microgrids with high proportion of renewable energy， there is a problem of large power fluctuations.A step control method of multi microgrids based on different time levels was proposed.The relationship between load demand， energy storage capacity and microgrid operation in the system were considered comprehensively， the three layer control was adopted based on different time levels， the local control layer was divided into regions according to the distributed power source position， and was controlled in seconds by the minimum line loss;The micro network autonomous control layer was used to adjust the power output in the system， and was subject to minute level regulation with the goal of utilization of the energy storage system and the minimum operating cost of the distributed power supply;The central control layer of the micro network group was used to satisfy the optimization operation of each sub microgrid， and the hour level regulation was carried out with the goal of minimizing the power deviation of the grid connected points.The multi objective optimization problem of micro network group was solved by selecting different weight coefficients， the results show that by hierarchical control method based on different time levels， the autonomy， stability and economy of multi microgridsoperation are effectively improved， and the reliability and security of the grid connection are improved.

Keywords：energy storage; multi time scale; ladder control; multi microgrids interconnection; coordinate scheduling

0引言

在化石能源渐乏和碳排放超标的双重压力之下，以发展多种能源、解决环境污染，保证系统安全运行为前提的各类可再生能源供电形式得到广泛应用。这些可再生能源供电多以微电网的形式接入电网，与储能系统、负荷等共同构成一个可控的整体，在保证可再生能源充分利用的同时有效地提高整个微电网的发电效益。

微电网架构中的电力系统具有灵活性和自主性强的优点，但同时存在着抗干扰性弱、容量有限、不能快速响应大容量分布式电源输出功率、负荷跌落等瞬态问题，制约了可再生能源的消纳。微电网群在此背景下应运而生，微电网群概念的提出实现了毗邻位置微电网、分布式电源、储能、负荷的互联，通过协调控制各个微电网系统，在保证分布式能源利用率的同时通过各个微电网之间的能量调度有效地提高了供电的安全性和稳定性。

目前，微电网群的相关研究在国内外尚处于起步阶段，研究的重点主要集中在微电网群的规划、可靠性评估、及微电网群接入对配电网影响研究，鲜有文献对微电网群并网情况下协调优化调度进行系统的研究。现有研究成果大部分集中在微电网群系统内的协调控制，文献提出了孤岛运行模式下，微电网群根据不同的运行工况采取主从控制方法;文献提出了基于一种特定的微电网群架构形式的自主控制方法研究，在交直流组成的混合微电网系统中采用分层控制方式实现了各个子交换单元功率的合理分配。另有文献主要采用目标优化方式研究微电网群协调优化控制，如文献权衡微电网和电网之间功率分时交换带来经济差异，以微电网群各个子系统的最优经济运行为目标，使得配电网运行成本最低;文献分散控制微电网群中各个分布式电源的出力，通过多级代理的方式将微电网系统控制目标分散发送到各个单元，但增加了系统的通讯成本。综上，现有的研究尚未涉及多个子系统的微电网群并网运行模式下，根据不同的运行工况采用合理分时的调控方法，保证实时响应配电网调度需求、微电网群的稳定运行及状态的平滑切换。

本文提出一种不同时间尺度的微电网群三层阶梯控制策略，分别包括：本地控制单元、微电网自治控制中心和微电网集群中央控制系统。调控有效地结合了自主控制与集中控制原则，本地控制单元以即插即拔特性的分布式发电装置自主控制，控制分布式电源的实时调节，实现能量的存储和加载，以线损最小进行区域划分，有效地降低控制的复杂度，提高系统的可靠性，调控时间间隔短;微电网自治控制中心以区域内分布式电源成本最小及储能合理利用进行调控，调控时间间隔略长于本地控制;微电网集群中央控制系统在满足各个子微电网优化运行，实现多微电网互联，在微电网群层面解决单个微电网功率输出不足，不能及时响应负荷需求等问题，以能量交互成本最小为优化目标，同时，保证与电网间的信息交互，以并网点功率偏差最小为目标实现小时级调控，采用此控制方法协调了各个微电网的功率平衡，在微电网群层面降低了微电网内容量不足影响供电可靠性等问题，有效地提高分布式能源并网的可靠性、安全性和经济性。

1微电网群各级阶梯控制

1.1微电网群架构形式

微电网集群是微电网发展到一定阶段的产物，不仅可以并网运行，而且可以脱离配电网的独立运行。微电网集群可以充分利用自身的特点、优势互补，保证系统的稳定运行。微电网集群的主要结构形式如图1所示。

微电网群中各个微电网可以根据不同的运行目标进行调控，如经济运行成本最小，环境收益最大，微电网内线路损耗最小等，采用分时分区域的调控比单一调控策略灵活，更容易实现供电可靠性。

1.2微电网系统中本地控制策略

不同时间尺度下微电网群可采用分区域阶梯控制方式，根据控制对象不同，分为本地控制单元、微电网自治控制中心和微电网集群中央控制系统。具体的控制如图2所示。

对微电网系统进行本地控制时采用解耦控制方法，根据系统内分布式电源、储能系统、负荷排布位置进行区域划分，为了解决不同负荷类型的需求变化导致区域内功率不平衡问题，在区域划分时选取带储能系统并且反应电压平稳水平节点作为关键节点，每个节点根据上级的微电网自治控制中心下发指令，实现多区域解耦控制。

1.2.1储能控制

在本地控制层中，为了满足分布式储能装置响应功率调度需求，采用等同于电流源的变流器对储能系统进行投切，有效地减少设备的频繁动作，延长储能电池的使用寿命，具体控制方式如图3所示。

本地控制层的分布式储能系统采用PQ控制方式，PI控制的方式具体如公式（1）～式（3）所示。

储能系统实时功率输出为

Pbj=ugdjigdj+ugqjigqj，

Qbj=ugdjigdj-ugqjigqj。（1）

式中：Pbj为第j个储能系统实际输出的有功功率;Qbj为第j个储能系统实际输出的无功功率;igdj为d轴电流输出实际值;igqj为q轴电流输出实际值;ugdj为d轴电压输出实际值;ugqj为q轴电压输出实际值。

上级发送给变流器的电压指令为

u*gdj=kijvs+kibj（i*gdj-igdj）=

kijvs+kibjkijs+kpij（P*bj-Pbj）-igdj。（2）

式中：u*gbj为发送给变流器的电压指令;P*bj为微电网下达到本地控制层第j个储能系统有功功率指令;i*gdj为d轴电流输出标准值;i*gqj为q轴电流输出标准值;kijv，kibj，kij，kpij为不同比例系数。

u*gqj=kijvs+kiDGk（i*gqj-igqj）=

kijvs+kiDGkkijs+kpij（Q*bj-Qbj）-igqj。（3）

式中：u*gqj为发送给变流器的电压指令;Q*bj为微电网下达到本地控制层第j个储能系统无功功率指令，kiDGk为比例系数。

1.2.2分布式电源的解耦控制

当本地控制系统中各个子区域依托于整个微电网系统运行时，各个分布式電源按最大功率特性输出电能保证负荷需求，在控制过程中用两相dq旋转坐标系下的直流分量代替原有的abc三相坐标系下的直流分量，实现完全的解耦控制。

1.2.3本地控制

在本地控制中，各个子区域需要满足本地负荷需求的同时响应微电网层调度，区域划分过程中考虑子区域内线路损耗最小，优化目标为

flossl=min∑T1t1=0∑lx=1[P2x（t1）+Q2x（t1）] L2∑oyRdyU2x（t1）t1×10-3。（4）

式中：l为区域的个数;o为区域内线路个数;Px为线路有功功率;Qx为线路无功功率;L为负荷特征系数;Rdy为线路等效电阻;Ux为线路运行电压的平均值，t1为运行时间;T1为子区域调度周期。

本地控制中可再生能源源和储能系统采用分区域的解耦控制方式，以线路损耗最下为优化目标，有效地提高微电网中子区域中分布式能源的利用率。与此同时，实时响应微电网自治控制中心的指令。

1.3微电网系统自治控制策略

1.3.1微电网自治控制——分布式储能控制

微电网自治控制中心在固定周期内为储能系统提供最优功率输出指令∑mj=1P*bj，∑mj=1Q*bj，微电网中各个子区域内的储能根据节点容量、电压、频率等参数来调节储能系统输出。储能系统工作状态划分如图4所示。

在考虑微电网自治调控中，以储能不满足分布式能源存储要求折算成本最小为优化目标。

1）当储能系统容量达到上限，可再生能源损失折算成本为

flcc_1=minEl1（t2）= ∑T2t2=1∑ki=1[PMGi（t2）-Ploadi（t2）]× t2-[Emax-E（t2-1）]。（5）

式中：PMGi（t2）为t2时刻微电网输出功率;Pload（t2）为t2时刻负荷输出;Emax为储能系统最大的容量;T2为微电网调度周期;E（t2-1）为储能系统t2-1时刻的容量。

2）当储能系统电量达到下限，不能满足负荷需求折算成本为

flcc_2=minEl2（t2）=

∑T2t2=1∑ki=1[Ploadi（t2）-PMGi（t2）]·

t2-[E（t2-1）-Emin]。（6）

式中：Emin为储能系统最小的容量。

1.3.2微电网自治控制—子区域运行成本最小

在考虑微电网自治控制时以子区域中分布式电源周期内运行费用最小为优化目标。表达式为

flcc_3=min∑T2t2=1∑ki=1Li（t2）PMG（t2）t2。（7）

式中：t2为运行时间;Lx（t）为成本函数。

1.4微电网群系统中央控制策略

微电网群中央控制主要是监控每个微电网系统自治控制及并网运行特性，与此同时，监控集中式储能系统的运行状态，对储能和各个微电网按调控周期发送控制指令，具体如图5所示。

微电网群基本组成形式为微电网，微电网群的产生是由于接入配电网的微电网数目不断增多，各个微电网的管理者考虑自身利益最大化为前提，与其他微电网形成合作运行关系，考虑不同的权益产生微电网之间的能量交互。

1.4.1集中式储能控制

集中式储能并联与各个微电网一同并联在母线上，其主要作用是瞬时响应电网的调度需求，另根据分时电价政策起到到削峰填谷、平抑波动的作用，维持联络线功率传输动态平衡。

在对集中式储能进行控制时，将其看成第k+1个微电网，具体控制如下所示。

1.4.2微电网交互成本及功率偏差最小

微电网群能量交互实现了能源的空间转移，各个微电网单元存在能量流实现调度支撑，某个微电网根据功率需求向微电网群中央控制中心发送请求，控制中心根据交互成本最小进行调度，考虑分时电价对成本的影响，具体的目标函数为

fn_1=min∑Tt=1[∑3z=1∑k+1i=1CMGziPMGi（t）]。（8）

式中：CMGzi为第i个微电网进行能量交互过程中的电价，为z为谷时、峰时、平时三种状态;k+1为微电网个数与集中储能系统总和;PMGi（t）为第i个微电网吸收或输出的能量状态;t为运行时间;T为微电网群调度周期。

分布式电源以微电网群的形式并网，在满足自身本地负荷需求的同时需要考虑最小功率偏差，最快最准确的响应电网功率需求。优化目标为

fn_2=min∑Tt=1Pline（t）PM（t）×100%=

∑Tt=1PM（t）-（∑k+1i=1PMGi（t））PM（t）×100%。（9）

式中：Pline（t）为并网点功率偏差值;PM（t）为并网点功率需求。

2不同时间尺度阶梯调控方式

三级阶梯调控方式与微电网系统内分区域解耦控制拓扑结构结合，将单个微电网划分为独立、结构简单的子区域进行调控，有效地减轻了底层通讯的复杂度，抑制了负荷变化导致的的子网内功率不平衡的问题。微电网系统也采用相对独立的解耦控制方式，实现了微电网的“即插即拔”的并网/孤岛运行模型，微电网群采用集中控制策略，考虑整体经济收益，减少设备投切的成本。各个单元根据调控目标及负荷响应的不同采用分时调节策略，减少设备的频繁动作，延长各个分布式能源的使用寿命，具体如图6所示。

在对微电网群进行分时调控时，采用多目标优化的方式，具体优化目标为

fall=α1flossl，

α2（β1flcc_1+β2flcc_2+β3flcc_3），

α3（1fn_1+2fn_2）。（10）

式中：α，β，为权重系数，α1+α2+α3=1，β1+β2+β3=1，1+2=1。

為了保证电网功率平衡，等式约束条件为

PM（t）=∑Tt=1[∑ki=1PMGi（t）+Pb_all（t）]=

Pb_all（t）+∑T2t2∑ki=1[∑lx=1Pxi（t2）+

∑mj=1Pbij（t2）-Ploadi]TT2。（11）

式中：m为区域内储能个数。

储能及分布式电源极值约束为

0≤PM（t）≤a。

0≤∑mj=1Pbj（t1）t1≤b，

-0.9Ebj≤∑T1t1=0∑mj=1Pbj（t1）t1≤0.9Ebj，

Ebj≥0。（12）

式中：Ebj为储能系统容量;a为电网与微电网群功率交换上限;b为储能系统的容量限制，由微电网规模决定。

不同时间尺度阶梯调控步骤如下：

1）初始化分布式电源出力、负荷需求、各个微电网出力预测值，微电网群控制系统根据上级调度中心指令，以能量交互成本最小和并网点功率偏差最小为目标实现小时级调控，控制过程中设置权重系数α3和，满足α1+α2+α3=1，1+2=1，此时输出对应微电网及集中式储能最优功率值。

2）判断运行周期T是否大于1 h，若T≥1 h，更新参数进行下一周期的运行调控;若T<1 h，则同时进行分钟级的调控;微电网自治控制中心以区域内分布式电源成本最小及储能合理利用进行分钟级调控，控制过程中设置权重系数α2和β，满足α1+α2+α3=1，β1+β2+β3=1，修正上级满足优化目标的各个微电网功率输出。

3）判断运行周期t2是否大于1 min，若t2≥1 min，判断t是否等于60t2，若t=60t2，则返回步骤1），若t≠60t2，继续进行分钟级调控。若t2<1 min，则同时进行秒级的调控;本地控制中心以线损最小进行秒级调控，控制过程中设置权重系数α1和β，满足α1+α2+α3=1，输出对应分布式电源及分布式储能最优功率值。

4）判断运行周期t1是否大于1 s，若t1≥1 s，判斷t2是否等于60t1，若t2=60t1，则返回步骤3），若t2≠60t1，继续进行秒级调控。若t1<1 s，此时输出各个分布式电源和储能系统的功率，实现1个调度周期内的分层控制。

3实例分析

本文以IEEE RTS 24节点作为图1所示的微电网群连接拓扑结构，此结构中共计24个节点、在节点1、8、15节点可接入微电网、设置节点8为并网点，并预设在2、9、17、20处拟安装储能系统，微电网群包含了3个微电网系统和1个集中式储能系统，系统内不同分布式电源参数如表1所示。

某地区的分时电价政策为例，谷时的电价为0.365 8元/kWh，平时的电价为0.859 5元/kWh，峰时电价为1.378 2元/kWh，尖峰时段的价格为1.506 5元/kWh，24 h全天的电价曲线如图7所示。

以微电网1为研究对象，对比其直接并网和以微电网群形式并网两者之间的投资成本、停机损失及储能利用率对比。具体计算结果如表2所示。

根据表2可以看出微电网1以微电网群的形式接入电网，初始投资成本折算到每天增加了10.9%，停机损失折算到每天减少了20.7%，储能系统的输出功率也明显减少。因此可以看出以微电网群的形式并网有效地增加了分布式能源发电的利用率，减少了储能设备的频繁动作，延长了储能设备的使用寿命，有效的保证了微电网系统的经济运行。

对比24 h内多个微电网单独接入电网或多个微电网以微电网群的形式接入电网功率输出情况，具体如图8、图9所示，对比可以看出在0：00～6：00用电低谷期时，以微电网群形式运行向电网购电明显减少，12：00～14：00用电高峰期时，以微电网群形式向电网供电明显增加。

对比24 h内多个微电网单独接入电网或多个微电网以微电网群的形式接入电网情况，集中式储能系统的功率输出情况对比，具体如图10所示。

从图10对比可以看出：对比24 h内多个微电网单独接入电网或多个微电网以微电网群的形式接入电网两种情况下集中式储能的功率输出情况，可以看住，微电网以微电网群的形式接入电网储能系统的峰谷差降低了12.5%，由此可以得出以微电网群的形式接入电网更有效地增加了微电网之间功率的内部消耗。

在对微电网群进行多目标优化时，根据公式（10）选取不同的权重系数，计算出一天内不同时刻取得最优解情况下，微电网群整体的功率输出情况具体如图11所示。

如图11所示，各个微电网以微电网群的形式并入电网，当优先考虑小时级微电网群调度优化时，α1=α2=0，α3=1;同时考虑能量交互最小和并网功率偏差最小，1=0.5，2=0.5;其他权重系数为0时，峰时和平时向电网输出功率明显增加，在谷时对电网购电需求显著减少，各微电网协调优化调度得以体现。

当优先考虑分钟级微电网调度优化时，α2=0.6，α1=0.2，α3=0.2;同时考虑分布式电源周期内运行费用最小，β1=0.25，β2=0.25，β3=0.5;考虑能量交互最小和并网功率偏差最小，1=0.5，2=0.5;其他权重系数为0时，峰时和平时向电网输出功率比前者明显减小，谷时对电网购电需求比前者明显增加。

当优先考虑秒级子区域调度优化时，α2=0.2，α1=0.6，α3=0.2;同时考虑子区域内线路损耗最小，能量交互最小和并网功率偏差最小，1=0.5，2=0.5;其他权重系数为0时，24 h内与电网功率交换功率与优先考虑分钟级微电网调度比差距不明显。

根据图11中优先考虑小时级调度优化时，24 h内各个微电网功率输出如图12所示。

通过图12可以计算出优先考虑小时级调度最优情况下各个单元的功率输出。同样也可以计算出不同时间等级优化调度对应的功率输出，为以后微电网中各个分布式能源的配置及优化调度奠定基础。

4结论

本文提出了一种不同时间尺度的微电网群阶梯控制策略。将微电网群的控制分为本地控制单元、微电网自治控制中心和微电网集群中央控制系统，采用不同时间尺度的控制方式，有效的减少了设备频繁动作，提高了各个分布式电源的利用率。

1）采用微电网群的形式并入电网，有效的提高了电网对微电网群的供电需求，采用本文提出的控制方法在保证各个子微电网功率平衡的同时，减少了对储能系统依赖，能够有效的提高分布式能源并网的可靠性、安全性和经济性。

2）阶梯控制过程提出了不同优化目标，如并网功率偏差、微电网群经济收益、区域内线路损耗等。在调控过程中根据不同的调控侧重点设置优化权重，调节各个微电网功率输出，为微电网群的搭建提供分布式电源容量配置参考，具有实际应用价值。

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