微电网运行控制与保护技术

第一章引言随着电力需求的不断增长，集中式大电网存在一些弊端：成本高，运行难度大，难以满足越来越高的安全性和可靠性要求，尤其是近几年来世界范围内接连几次发生大面积停电事故以后，大电网的脆弱性充分暴露出来，国际上的专家得出一个结论一一发展分布式电源比通过改造电网来加强更加简洁、快捷。分布式发电具有污染少，能源利用率高、安装地点灵活等优点，与集中式发电相比，节省了输配电资源和运行费用，减少了集中输电的线路损耗。随着分布式发电渗透率的增加，其本身存在的问题也凸显出来，分布式电源单机接入成本高、控制困难。一方面，分布式电源相对大电网来说是一个不可控源，在分布式电源并网标准中规定：当电力系统发生故障时，分布式电源必须马上退出运行，这就大大限制了分布式能源效能的充分发挥；另一方面，目前配电系统所具有的无源辐射状运行结构以及能量流动的单向、单路径特征，使得分布式发电必须以负荷形式并入和运行，即发电量必须小于安装地用户负荷，导致分布式发电能力在结构上受到很大限制。随着新型技术的应用，尤其是电力电子接口和现代控制理论的发展，微电网的概念出现了。微电网充分发挥了分布式发电的优势、消除分布式发电对电网的冲击和负面影响，是一种新的分布式能源组织方式和结构。微电网将额定功率为几十千瓦的发电单元一一微源（MS）、负荷、储能装置及控制装置等结合，形成一个可控单一的单元，同时向用户提供电能和热能。总之，对于电力企业，微电网可视为一个简单的可调度负荷，可以在数秒内做出响应以满足传输系统的需要；对于用户，微电网可以作为一个可定制的电源，以满足用户多样化的需求。由于世界各国发展微电网的侧重点不同，所以对微电网的定义也有所差别。以（CERTS）为例，微电网是一种由负荷和微型电源共同组成的系统，它可同时提供电能和热量；微电网内部的电源主要由电力电子器件负责能量的转换，并提供必需的控制；微电网相对于外部大电网表现为单一的受控单元，并同时满足用户对电能质量和供电安全等要求。欧洲、美国及日本等发达国家都已经完成微电网的基础理论研究，初步建立了分布式能源和微电网的模型和试验工程:美国多兰技术中心微电网试验平台，日本青森县微电网示范工程等，我国对微电网研究尚处于起步阶段，国内一些知名大学展开了对微电网的研究，如，清华大学和辽宁高科能源集团合作，在国内率先将微电网应用到实际工程中。

图S微网运行控制图图3PQ控制框图ZYY\控制器图4电压和频率控制框图外环电压PWMZYY\控制器图4电压和频率控制框图外环电压PWM逆变器内环电流控制器优点：1）控制方式简单。微源并网不需考虑电压相位同步问题。2）减少电力电子装置的使用，节省设备制造成本。直流微源（如光伏、风电、储能等）和直流负荷（计算机、空调）可以直接并入微网中，不需经过DC/AC装置变换为与电网同步的交流电。3）电力电子装置使用的减少，可以减少系统损耗，并减少系统谐波含量，改善系统的电能质量。4）由于系统不要考虑无功功率，因此传输相同功率时，直流输电的建设成本更低。研究直流微电网的重点和难点在于如何在微电网系统运行中维持电压的稳定，保证系统功率平衡，同时提高微电网电能质量，减少系统谐波和损耗。目前国内针对直流微电网的研究重点在于电压等级的划分，直流微电源的协调控制、储能装置充放电对系统的影响等方面。一般情况下，各微源的下垂系数和容量应满足：aP=aP=aP=...=aPQn、Pn分别表示第n个微源的下垂系数和有功功率。

AGvm)-1IMPPT控制图4光伏接口变换器控制框图采用传统他下垂控制的分布式电源虽然可以实现负荷的功率共享，但对于大幅度、长期的负荷变化将会导致系统的电压和频率偏移，不能保证系统稳定运行。有文献指出以单个V/f为主控制单元的主从控制策略中，主控制单元需要很大的冗余容量而且系统对主单元有很强的依赖性。又有文献提出一种针对分布式电源的不同类型采用不同控制方式的综合控制策略，对于V/f控制单元采用PQ解耦的电流控制，但其前提是V/f控制的发电单元功率变化始终没有超出其最大功率输出允许值。图1V"-drg口控制方法的输出特性输出功率波动性较大的光伏、风力等微电源在微网并网和孤岛时均采用PQ控制方式跟随参考值输出给定的功率；由于蓄电池具有较快的响应，在微网并网时采用PQ控制响应电网的调度指令，孤岛时切换为V/f控制，在暂态过程中利用其快速响应能力为系统提供快速的有功支撑，以弥补微网系统中电力电子设备较多而惯性较小的问题：其余具有动态功率调节能力的逆变电源在微网的两种模式下均采用V/f——droop电源的频率参考值均不相等且不等于并网时系统的频率。其具体原理如下图所示：DG1采用V/f，DG2采用V/f——droop控制。, 图2务重主从控制的原理图 .在上图中，DG1、DG2在V/f控制时的参考频率分别为。在并网时，DG1采用PQ控制方式运行于AB段内输出恒定的功率，DG2运行于MN段内；当切换为孤岛运行时，DG1由PQ控制切换为V/f控制为系统提供快速的动态功率支撑，并且维持系统的频率为其参考频率恒定不变，此时DG2仍运行于MN区间内，跟随系统的频率输出相应的频率。在负荷增加时，具有功率调节能力的主控电源DG1增加其出力来维持系统内的功率平衡，若负荷需求较小，小于DG1的功率调节能力时，主控电源DG1就能够维持系统稳定运行，相当于常见的基于单个V/f电源的主从控制；但负荷需求较大时，超过DG1的调节能力，则DG1的输出达到其最大值之后就不能继续增加其出力而切换为PQ控制，维持其输出为最大值不变，此后，系统频率继续下降，当下降到DG2的参考频率时，DG2就会作为新的主控电源提供频率支撑，并且增加其出力以满足符合需求，当其输出达到V/f

假定给定逆变器输出功率参考值，则逆变器输出电压的幅值及相角参考值如下式所示。+2Q Zref sin①ZZ(P2+Q2)+U+2Q Zref sin①ZU2refrefsrefcos①Zs9二中一arccos(df+ cos①)IrefZ UUU ZsIrefIref燃料电池>ncmc光伏阵列*DC/DC风力发电机»燃料电池>ncmc光伏阵列*DC/DC风力发电机»4C/DC小型柴油机生物质发电机燃气轮机q=q+qdq/dt=一I一k(1-c)qkcqdq/dt=k(1-c)q-kcqq(I)= qmaxkcT max 1—e-kT+c(kT—1+e-kT)q=qe-kat+(qkc-1)(1-e-kat)/k-Ic(kAt-1+e-kat)/kq=qe-kat+q0(1-c)(1-e-kat)-1(1-c)(kAt-1+e-kat)/k式中：q表示蓄电池的总荷电量；q1表示可用的荷电量；q2表示不可用荷电量；I表示放电电流；T表示充放电时间，T=qmax(I)/I；k是常系数，其单位是hrs-1；c是可用荷电量占总荷电量的大小；q10是起始时间的可用荷电量；q20表示在时间步长At起始时间的不可用荷电量；q0表示在时间步长At初始时刻的总荷电量，q0=q10+q20。

口初始此群体输入t时段微网各发电单

＞元、负荷需求、交易饰口初始此群体格等相关信息根据调度策略制定优先发电单元讦划计算每个粒子

的适应度值T垠据粒子的适应度值更新个体极值pb姓闲局部极值根据调度策略制定优先发电单元讦划计算每个粒子

的适应度值T垠据粒子的适应度值更新个体极值pb姓闲局部极值g-t根据公式（4.20）、（4.21）更新粒子的

速度和位置图4』粒子群算法流程图麦不同分布式电,源的参・教类型出力下限＜kw＞出力上限"W）运维费用（无，kWh）后停费用C也次）W71040006!PV106。0.03!FCC400.02930.7BAT1-30300.0咫(WT20700.06/PV20300.03!DE0可O.OK59口可BA12-判10UJK4/表4,2可控分布式电源的参数可控分布式电源额定功 □b cd 腰鼓F限旭坡上限类型率(kw/h)(k.W/L)FC14 U.642I-0004S7S -0.67S9-0.5474 3040DE2。 0.0。期50.12 6如35

-4」蓄电池相关信息电池容量心Wh 班量功率ZkW 充救电容量深住限制 充放总脉冲最大高度175 40 O.K I储能系统可以以两种形式接入微网系统，其一是以独立分布式电源的形式接入微网，其二是与其他所接入的分布式电源组成一个整体接入电网。如果储能系统以独立的方式接入电网，微网需要根据实际情况考虑其容量大小;如果储能系统作为接入分布式电源整体中的一个组成部分时，微网在进行能量优化时则不需要考虑其配置容量的大小。微网研究思路：1）将微电网中各分布式电源进行更详细的建模，并考虑风力发电、光伏发电输出的随机性和波动性，对其输出进行模拟，并将负荷细分为敏感和非敏感负荷，将这些详细情况纳入微电网调度中去考虑，并对优化时段进行缩短，从一小时减少到半小时或15分钟，提高多微网调度的实时性、高效性和准确性。2）在进行多微网优化调度算例分析时，可增加微电网的数量，考虑三个或三个以上的微电网，并且可加入大型储能设备作为一个与微电网并列的单独可调度单元，如铅酸电池等；另外，在微电网内部可增加燃料电池等分布式电源；以上方法主要为了增加整个配电网系统的复杂性，使验证结果更具有说服力。3）本文主要对多微网运行的经济性进行优化。考虑到风力发电和光伏发电的清洁可再生性能，应对其进行优先使用，因此应把环境效益纳入考虑范围，环境效益可以污染处理费用和排放费用的形式加入微网成本中。除此之外，还可引入运行过程的可靠性，具体可表现为停电成本。简化的蓄电池模型：1）在所考虑的时间步长内电池的充放电电流恒定2）假定电池端口电压恒定3）忽略温度对电池容量的影响电池组任意时刻的总能量应等于可用能量与束缚能量之和Q=Q1+Q2；式中Q1为电池组可用能量，kw-h；Q2为电池组束缚能量，kw-hQ1,endQ1,end(Qkc+P)(1—e-kat)

kPc(kAt-1+e—kat)

kQ=Qe—kat+Q(1-c)(1一e—kat)+P(1一c)(kA-1+e-kAt)2,end 2 k式中：Q和Q分别为at起始时刻电池组的可用能量和束缚能量，kw-h；Q，和Q）1 2 1,end 2,end分别为At终止时刻电池组的可用能量和束缚能量，kw-h；P为电池组充放电功率，KW。充电为正，放电为负；k为电池速率常数，h-1。表示电池组可用能量与束缚能量的转化速率；c为电池容量比例，表示电池组可用能量和总能量的比值。由可用能量Q1取充电结束时Q1end=cQmax，可计算各步长内最大允许充电功率

Pbat,cmax,kbm-kcQ+kQe-kAt+Qkc(1-e-kPbat,cmax,kbmmax1—e-kat+c(kAt—1+e-kat)max式中Qmax为蓄电池最大存储能量,kw4类似的,取放电结束时Q1,end=0，可以得到kQe-kAt+Qkc(1-e-kat)取大允许充放电功率bat,dmax,kbm1—e-kAt+c(kAt-1+e-kAt)各步长内蓄电池的最大充放电功率约束具有动态变化的非线性，其大小不仅取决于当前电池组剩余容量，还与电池的充放电历史有关。为防止蓄电池过充过放，其最大充放电功率约束中还应计及蓄电池的最大充电电流和最大充电速率约束。蓄电池最大充电速率限制对应的最大充电功率（kw）Pbat,cmax,mcr(Q-Q)(1-e*t)

max 式中,为电池最大充电速率，A/（A.h）。蓄电池最大放电速率限制对应的最大放电功率（kw）P二"ImKmbat,cmax,mcc1000式中：”为电池串并联总数；Vo^为电池额定电压，V；1max为电池最大充电电流A。对蓄电池充放电功率限制为P =bat,cmax,kbmbat,cmax,mcrbat,cmax.mc）bat,cmax ”bat,cbat,dmax bat,dbat,dmax,kbm式中："batc为电池充电效率；"batd为电池放电效率需求侧响应：对整个系统实现优化调度，并能够利用大数据分析技术，对不同电力消费群体的用能习惯进行分析，来制定针对不同消费群体的精细差别电价，奖励灵活互动用户，并同