弱电网下变电站级微网运行模式平滑切换控制策略

2021-06-10王晨徐光福侯炜陈俊朱皓斌王健高姗姗

现代电力 2021年3期

王晨，徐光福，侯炜，陈俊，朱皓斌，王健，高姗姗

（南京南瑞继保电气有限公司，江苏省南京市 211102）

0 引言

微网是将分布式电源、负荷、储能以及控制保护装置有机整合在一起的小型发配电系统，可有效解决大规模分布式电源接入电网后的稳定性问题，其既可与大电网联网运行又可脱离大电网孤岛运行[1-4]。偏远地区由于远离负荷中心输电距离较长，一方面线路阻抗过大导致线损增加，压降较大，呈弱电网状态，有些地区在负荷高峰时需要开启柴油发电机给系统供电；另一方面线路穿越地理环境复杂，当线路发生故障时往往难以短时间寻找到故障点位置，系统检修时间较长，及时恢复供电难度大。这些地区周边往往可再生资源丰富，将接入变电站及其出线上的分布式电源、负荷与储能相结合进行有效管理形成规模较大的变电站级微网[5]，可大大提高当地供电的经济性、可靠性及电能质量。

随着微网的不断发展，其结构越来越复杂，控制难度不断增加，运行模式切换过程中电压频率波动将严重影响负荷供电，实现并网运行与孤岛运行平滑切换是微网控制的重点和难点。文献[6]通过对储能有功功率无功功率(PQ）控制与电压频率(V/f）控制的切换实现微网运行模式的无缝切换；文献[7]采用新型的主从和对等控制相结合的综合控制策略，对微网的并网/孤岛运行模式的过渡进行控制；文献[8]将超级电容器和蓄电池有机融为一体，提出了基于复合储能的微网平滑切换控制策略；文献[9]采用3层协调控制体系，将储能变流器运行特性和并网点开关动作时间特性相结合，通过严格的动作时序配合，实现了并网与孤岛模式间的无缝切换；文献[10]研究了多微网、多并网点的主接线结构以及多种运行模式的切换策略，有效地提高了整个微网系统的灵活性及可靠性；文献[11]针对对等结构的微网系统，储能逆变器在并网及孤岛模式下均采用下垂控制，提出了预同步控制方法，在联网与孤岛模式切换过程中储能逆变器无需切换运行模式。文献[12]基于主从控制微网结构，采用分区域控制策略，有效避免了主控储能功率越限，实现了微网从并网到孤岛运行的平滑过渡。

现有文献多针对储能变流器自身控制策略及模式切换进行研究，未考虑弱电网下并网转孤岛切换过程中联络线功率控制对系统电压频率的影响，且对大型柴油发电机组作为主电源时模式切换策略研究较少。偏远地区供电末端多采用线路双向步进式自动调压器（bidirectional step voltage regulator，BSVR）[13-14]对负荷侧电压进行调节，可解决长距离输电造成的电压越限问题，提高电能质量。本文针对弱电网下变电站级微网特点，采用可灵活控制各个电源功率的主从控制结构，提出可自适应主电源为储能或者柴油发电机组的并网/孤岛平滑切换控制策略，并设计柴油发电机组模式切换方法，采用与BSVR相融合及多电源功率优化协调互补的联络线功率控制策略，确保切换过程中微网电压频率稳定。

1 微网系统架构及电源模式控制

1.1 微网系统架构

本文研究的微网系统结构如图1所示。微网母线为单母分段结构，包含光伏、水电、柴油发电机组及储能系统，微网进线1与微网进线2来自于远方电网，PCC1、PCC2为并网点，微网进线装有BSVR，孤岛运行时柴油发电机组及储能系统均可作为主电源维持系统电压频率。微网中央控制器（microgrid central controller，MGCC）采集整个系统的电压、电流及各个设备的运行状态，对负荷及电源设备进行实时协调控制，实现整个微网系统的稳定运行。

1.2 储能系统

储能系统由多台储能变流器组成，当微网系统并网运行或孤岛运行且柴油发电机作为主电源时储能系统运行于PQ控制模式，其他工况下储能系统作为主电源运行于虚拟同步机（virtual synchronous generator，VSG）控制模式。文献[15]详细分析了储能变流器并网/孤岛无缝切换控制策略，本文不再赘述。

1.3 柴油发电机系统

图1 微网系统结构Fig.1 Structure of microgrid system

大型微网中，考虑供电经济性一般配置多台柴油发电机形成柴油发电机组[16]，每台柴油发电机均配置单独控制器，柴油发电机组配置总的柴油发电机协调控制器，实现多台柴油发电机的协调控制。柴油发电机组总协调控制器采集并网点开关位置及并网点电网侧电压来判断当前运行模式，总控制器一般只具备一路电网侧电压输入采样，而在本文研究的图1所示微网系统中其电网侧电压输入需在微网进线1电压、微网进线2电压及Ⅱ母电压间切换，进线1、进线2电压分别用于孤岛运行状态下柴油发电机作为主电源时母线电压频率调节以实现进线1、进线2开关同期并网，Ⅱ母电压用于柴油发电机启动过程中的同期并网。

根据以上分析，在不改变柴油发电机组总协调控制器内部逻辑的前提下，MGCC通过控制其并网点开关位置输入信号及切换电网侧电压采样输入来实现柴油发电机组孤岛模式与并网模式间的切换。本文设计的并网点开关位置输入及电网侧电压采样控制回路见图2。KM1、KM2、KM3、KM4为电压切换接触器，PCC为综合图1中并网点PCC1、PCC2开关位置后的虚拟开关继电器，U1abc为微网进线1电压，U2abc为微网进线2电压，Umabc为Ⅱ母电压，Usabc为电网侧电压输入。

柴油发电机运行模式如表1所示。

图2 柴油发电机组总控制器控制回路Fig.2 Control circuit of master controller for diesel generating sets

表1 柴油发电机运行模式Table 1 Diesel generator operation mode

柴油发电机控制策略框图[17]如图3所示。图中：虚线框中的“0”代表同大电网并列模式；“1”代表孤岛模式；Uabc、Iabc为机端电压及电流；P、Q为柴油发电机实际输出有功、无功功率；Pref、Qref为经柴油发电机总控制器分解过的有功、无功功率指令；ωref、Uref为孤岛运行模式下转速、电压参考值；Tm为机械力矩；Ef为励磁电压；ω、U为柴油发电机的实际转速及机端电压。

2 并网转孤岛平滑切换控制

2.1 联络线功率控制

为了防止微网内各个电源在并网点开关断开前后功率发生跳变，确保系统并网转孤岛切换过程中电压及频率稳定，在并网点开关断开前需进行联络线功率控制，将微网和大电网间的联络线功率交换限制到相对较小的值，使微网系统在孤岛运行前内部功率平衡，基本自给自足。

柴油发电机的有功功率运行范围一般为30%～70%，若有功功率低于30%，柴油发电机单位功率耗油量较大，经济性较差，而且长期低功率运行将影响柴油发电机的使用寿命[18]，柴油发电机输出无功功率将导致有功功率带载能力下降，低功率因数运行时也会降低其工作效率[19]。为了实现柴油发电机经济高效稳定运行并留有足够的调节裕度，本文在联络线功率控制过程中控制柴油发电机有功功率输出不小于50%，无功功率由储能优先满足。并网运行时柴油发电机频率被大电网所钳制，但弱电网地区由于电压受系统输入有功、无功功率影响较大，在系统功率调节过程中若电压波动较大，柴油发电机会根据当前系统电压进行下垂控制，自动增减励磁电流调节系统电压，将对联络线功率控制造成影响，其输出功率和MGCC指令值会存在一定偏差，而储能运行于PQ模式时具有很高的功率控制精度，为了满足并网/孤岛切换前联络线功率控制精度，同时防止将柴油发电机由于下垂特性主动输出的功率误当作负荷功率后造成联络线功率振荡，控制过程中首先将柴油发电机组当前输出功率与联络线功率之和作为储能的功率指令值，然后考虑柴油发电机组有功无功功率限制及储能充放电功率限制，最终得出储能及柴油发电机组的功率命令值。

图3 柴油发电机控制策略框图Fig.3 Block diagram of control strategy of diesel generating set

首先将当前联络线功率及柴油发电机功率作为储能功率目标值

式中： Ptotal为储能及柴油发电机的总有功功率目标值； Pbess为储能输出有功功率； Psys为联络线有功功率； Pdiesel为柴油发电机输出有功功率。

式中： Qtotal为储能及柴油发电机的总无功功率目标值； Qbess为储能输出无功功率； Qsys为联络线无功功率； Qdiesel为柴油发电机输出无功功率。

考虑储能最大充放电功率及最大无功功率限制：

式中： P′bess为未考虑柴油发电机经济运行功率限值的储能有功功率目标值； Pdischrg为储能最大放电功率限值； Pchrg为储能最大充电功率限值。

式中： P′diesel为未考虑柴油发电机经济运行功率限值的柴油发电机有功功率目标值。

考虑柴油发电机经济运行，得到储能及柴油发电机有功功率目标值调整值

式中： ∆P为考虑柴油发电机经济运行的储能及柴油发电机有功功率目标值调整值； Pdieselmin为柴油发电机经济运行功率限值。

根据目标调整值得到储能及柴油发电机功率目标值

考虑储能最大充放电限制，得到储能及柴油发电机最终有功功率命令值

上述计算过程中同时对柴油发电机与储能进行功率分配，若系统中无柴油发电机运行或无储能运行时，将计算过程中柴油发电机或储能的相关变量置0，可适用系统多种运行状态下的联络线功率控制。

2.2 储能和柴油发电机功率调节控制

图4为微网某条进线等效电路；BSVR当前变比为1∶k；线路阻抗等效为R+jX；对侧无穷大系统母线电压为基准恒定电压即；本侧微网母线电压为；电网侧输出功率为P1+jQ1；微网侧输入功率为P2+jQ2。

图4 微网进线等效电路Fig.4 Equivalent circuit of inlet wire of microgrid

根据电力系统分析可得BSVR电网侧线路压降[20]

式中：△U为线路压降。

由式(12)可得微网侧母线电压幅值如式(13)所示:

由于BSVR最大调节范围可为±15%，即k∈(0.85,1.15)，且分为多级分接头，每级分接头动作时间间隔为10 s左右，而大型微网联络线功率一般为兆瓦级，联络线功率控制过程中将大电网输入微网侧有功功率P2及无功功率Q2快速控制均接近于0，由式(13)可知由于BSVR不能及时快速动作进行电压调节将造成母线电压剧烈变化。

某实际现场由于联络线功率快速控制导致母线过压实际波形如图5所示，联络线功率控制目标为0，初始联络线有功功率为2 MW，无功功率为0.5 Mvar，15 s左右首次调节控制将联络线功率分配给储能及柴油发电机，储能无功目标值为0.5 Mvar，25 s时联络线有功功率减小为0.27 MW，母线电压由22.55 kV升为23.87 kV，联络线无功功率未下降反而升为0.88 Mvar，此时将联络线功率再次分配给储能及柴油发电机，储能无功目标值为1.38 Mvar，导致储能在母线电压过高情况下继续增加无功输出使电压再次增加为24.40 kV，此时母线电压超过额定电压（22 kV）1.1倍导致柴油发电机停机，后由BSVR经过50 s左右将电压调整为23.35 kV，微网系统供电电压允许偏差一般在±7%额定电压以内，上述情况将严重影响系统稳定运行。

图5 联络线功率控制过电压波形Fig.5 Overvoltage waveforms of tie-line power control

根据以上分析，为了确保联络线功率控制过程中母线电压始终在正常范围，一方面电源有功功率及无功功率调节设置步长限制，防止单次调节造成母线电压波动过大，另一方面设置母线电压上下限门槛限制，当母线电压高于调节门槛高值时闭锁电源有功及无功功率上调，当母线电压低于调节门槛低值时闭锁电源有功及无功功率下调。通过功率步长控制及母线电压门槛限制条件实现功率调节与BSVR的动作配合，防止联络线功率调节过程中母线过电压或低电压现象，确保整个联络线功率控制过程中电压稳定。

2.3 并网转孤岛切换控制策略

由于储能系统目前价格较高，大容量投资成本过大，最大配置容量往往不能满足微网内所有负荷供电需求，当MGCC收到系统并网转孤岛切换指令时首先自动识别采用储能还是柴油发电机作为孤岛主电源，若当前负荷小于储能容量时使用储能作为孤岛主电源进行并网/孤岛切换，否则MGCC将自动启动柴油发电机组作为孤岛主电源进行并网/孤岛切换。当储能作为孤岛主电源时，若储能最大充电功率不能完全消纳新能源出力时需限制新能源出力，当柴油发电机作为孤岛主电源时，若储能及柴油发电机总容量还不能满足当前负荷需求时需进行负荷减载。MGCC根据系统当前运行模式执行新能源出力限制或负荷减载后根据本文策略执行联络线功率控制及各个电源功率调节控制，当联络线功率小于设定值后MGCC切换预设主电源控制模式，若储能作为孤岛主电源时切换储能至VSG模式，否则MGCC通过图2控制回路控制柴油发电机运行于孤岛模式，当主电源控制模式切换完成后断开并网点开关，完成并网转孤岛平滑切换，控制逻辑图如图6所示。

3 孤岛转并网平滑切换控制

微网处于孤岛运行时，当大电网恢复供电后需进行孤岛转并网控制，恢复由大电网维持微网母线电压频率系统供电，控制逻辑图如图7所示。

孤岛转并网切换可通过遥控触发或者MGCC检测到系统电压恢复后自动触发，控制目标为调节微网侧与系统侧电压一致，根据系统侧频率及微网侧与系统侧相角差增减微网侧频率。MGCC执行孤岛转并网逻辑时自动识别当前主电源为储能还是柴油发电机，若主电源为储能，根据系统侧与微网侧频差、角差及压差测量向储能变流器发送频率偏移及电压偏移指令，若主电源为柴油发电机时，MGCC通过自动控制KM接触器回路将系统侧电压接入柴油发电机总协调控制器，同时向其发送启动同期并网指令，柴油发电机总协调控制器自身具备根据系统电压自动同期调节功能，由系统电压输入测量自动生成转速及励磁参考值并下发至各个柴油发电机控制器，控制各个柴油发电机调整微网侧电压及频率。当主电源进行同期调节时MGCC同时启动相应并网点开关检测同期合闸功能，若在设定时间Tmax内满足同期合闸条件，并网点开关同期合闸，完成孤岛转并网平滑切换。

图6 并网转孤岛切换控制策略Fig.6 Control strategy of switching-over from grid connected operation mode to island operation mode

图7 孤岛转并网切换控制策略Fig.7 Control strategy of switching-over from island operation mode to grid connected operation mode

孤岛转并网过程中受电网侧及微网侧电压频率波动等外部因素影响，可能导致在设定的时间Tmax内系统未能完成同期合闸，为了避免多次人工操作，确保系统及时并网，提高并网成功率，系统同期失败后MGCC将自动复归储能变流器或柴油发电机总协调控制器调节指令，同时停止相应并网点开关检测同期合闸功能，在限定的同期次数内延时△T再次自动执行同期调节及检测同期合闸逻辑。

4 现场试验

本文提出的并网/孤岛平滑切换策略已在国外某弱电网地区22 kV变电站进行了现场试验验证，实际变电站结构图如图1所示，微网内配置4台柴油发电机，每台最大输出有功功率为1 MW，配置5台储能，每台最大输出有功功率为0.5 MW。

4.1 并网转孤岛试验

并网转孤岛试验前，联络线有功功率为3.6 MW，无功功率为0.79 Mvar，储能及柴油发电机有功及无功初始功率均为0，母联开关闭合，系统由进线1供电，此时系统负荷功率大于储能容量，使用柴油发电机组作为主电源进行试验。MGCC设置的联络线有功功率调节步长为0.2 MW，联络线无功功率调节步长为0.1 Mvar，电压上限为23.1 kV，功率调节周期为15 s。BSVR基准电压为22.5 kV，死区设置为±1.3%。MGCC收到并网转孤岛指令后，联络线功率控制过程波形如图8所示，由图8（a）可见单次联络线功率调节后母线电压增幅为100 V左右，BSVR的单次调节后母线电压降幅也为100 V左右，整个联络线功率控制过程中母线电压幅值均在22～23.2 kV之间，频率始终位于49.92～50.08 Hz之间，电压和频率波动范围均符合标准。根据本文的策略柴油发电机最终输出功率理论计算值的有功功率为2 MW，无功功率为0 Mvar，储能最终输出有功功率理论计算值为1.6 MW，无功功率为0.79 Mvar，由图8（b）可见储能功率控制非常平稳，柴油发电机存在一定的有功功率超调及无功功率随电压波动现象，根据本文的分配策略，储能及柴油发电机实际功率输出测试结果均符合理论计算值，295.5 s时联络线有功功率控制到−0.024 MW，无功功率控制到0.058 Mvar，功率控制达到了预期效果，同时功率控制过程中避免了图5中储能无功大幅度过调现象。

当联络线功率控制完成后，MGCC通过图2的控制回路将柴油发电机运行模式切换至孤岛模式后跳开PCC开关。系统并网转孤岛切换波形如图9所示，由图9（a）可见，PCC开关跳开前0.0725 s联络线有功功率为0.097 MW，无功功率为−0.028 Mvar，由图9（b）可见，PCC开关跳开后微网母线频率波动范围为49.92～50.13 Hz之间，电压基本没有相位和幅值突变，整个系统实现了并网转孤岛的平滑切换。

图8 联络线功率控制波形Fig.8 Power control waveforms of tie-line

图9 并网转孤岛模式切换波形Fig.9 Waveforms of switching-over from grid-connected operation mode to island operation mode

4.2 孤岛转并网试验

孤岛运行时由柴油发电机作为主电源维持系统电压频率，柴油发电机总控制器设置的同期频率差值为0.1 Hz，压差为2 V，角差为5°，最大同期时间为1 min，当进线电压恢复，MGCC收到孤岛转并网指令后，由MGCC通过图2的控制回路将已恢复的系统侧电压接入柴油发电机总控制器，同时向柴油发电机总控制器发送启动同期指令，孤岛转并网微网频率及电压调节过程如图10所示。柴油发电机总控制器调节微网侧频率略高于系统侧频率，调节微网侧电压与系统侧电压相近。满足同期条件后并网点PCC开关同期合闸，PCC开关合闸后MGCC将柴油发电机模式切换至并网模式，孤岛转并网切换波形如图11所示。PCC开关在0.23 s合闸后频率经过约500 ms振荡后恢复正常，母线频率振荡幅度在系统可承受范围内，电压基本没有相位和幅值突变，整个系统实现了孤岛转并网的平滑切换。