微电网并网转非计划孤岛切换控制策略研究

微电网并网转非计划孤岛切换控制策略研究

0运行模式切换微电网有两种运行模式：网络连接和孤岛连接。通常，微电网与公共电源相连。电压和频率的稳定由公共电源支持。当配电网或微网发生故障时，微电网和电源的公共连接（pcc）将立即关闭，微电网将从网络状态转变为孤岛状态。对大部分微电网而言,微电网中的利用可再生资源发电的分布式电源出力并不能完全满足负荷需求,当微电网由并网转入非计划孤岛运行时往往出现功率缺额,导致微电网无法保持电压和频率稳定,严重时将造成分布式电源退出运行,负荷断电,整个微电网陷入崩溃。因此研究微电网并网运行向非计划孤岛切换以及孤岛运行向并网切换的控制方法与策略,确保微电网的在不同运行模式下平稳过渡,对提高微电网的电能质量和供电可靠性具有重要意义。目前对运行模式切换的研究主要集中在单台带负载的分布式电源与公共配电网并网运行和脱网孤岛运行之间的切换,即源与网之间的切换,而对整个微电网与公共配电网网际之间的运行模式切换研究相对较少。在已开展的研究中,文献主要研究微电网在并网向孤岛运行切换过程中,分布式逆变电源由并网的PQ控制(定功率控制)转为V/F控制(定电压和定频率控制)时,逆变器控制参数对切换暂态过程的影响规律,为微电网运行模式平滑切换提供了新的控制方法,但实际微电网在孤岛运行时,主电源一般要求具备良好的稳定性和较大的容量,往往只会选择柴油发电机或储能装置,而不选分布式电源,但并网时柴油发电机处于停机状态,储能装置也往往处于浮充状态,因此实际微电网由并网向非计划孤岛切换过程中能够将主电源由PQ控制转为V/F控制的情形较为少见;此外,文献中未考虑并网转非计划孤岛时功率缺额的情况。文献中微电源并网时为PQ控制,孤岛时均为下垂控制,研究在基本下垂控制器中增加下垂额定点调节环,通过该环路的投切实现并网与孤岛控制模式的平滑转换,该方法同样未充分考虑切换过程中功率缺额的影响,孤岛时采用下垂控制对分布式电源可调容量要求较高,在渗透率较低的微电网中平滑切换较难实现。本文根据我国大部分微电网中分布式电源出力不能完全满足负荷需要的现状和我国微电网实际运行的特点,将超级电容器和蓄电池组成的复合储能装置作为微电网孤岛运行时的主电源,通过设计合理的复合储能装置结构和充放电控制方法,研究微电网并网运行转非计划孤岛和孤岛运行转并网的切换控制方法与策略,确保微电网由并网运行向非计划孤岛切换过程中的功率平衡和减少孤岛运行向并网切换时的冲击和振荡,以实现微电网两种运行模式相互平滑切换,从而提高微电网的供电可靠性和供电质量。1微电压系统1.1风力发电系统微网概述本文采用微电网结构如图1所示,其中微电网电压等级为380V,复合储能单元由超级电容器与蓄电池组成,风力发电机通过逆变器接入微电网,负荷A为重要负荷,负荷B和C为次要负荷,微网中的PCC点、各分布式电源和所有支路的开关都由微网能量管理系统(energymanagementsystem,EMS)进行监控,微电网孤岛运行检测方法采取直接将PCC点的开合状态通过光纤通信反馈给微网EMS系统的方式。1.2v/f和pq控制原理微电网在并网运行时,微电网的电压和频率由公共配电网支撑,此时光伏和风力发电机均采用PQ控制,从减少充放电次数和提高使用寿命的角度考虑,复合储能中的蓄电池往往处于浮充状态,而超级电容器即可处于浮充状态,也可根据微电网电能质量控制的需要起到平抑功率波动的作用。当进入孤岛运行状态时,复合储能装置将作为主电源,采用V/F控制维持微电网电压和频率稳定,而光伏和风力发电仍然采用PQ控制。本文所采用的V/F和PQ控制框图如图2、3所示,其中,ud-ref、uq-ref为微电网的电压dq轴参考分量,fref、qref分别为频率和相角参考值,P、Q分别为逆变器输出的有功、无功功率,Pref、Qref为有功、无功功率参考值,分别为逆变器输出端口电压、电流的dq轴分量,id-ref、iq-ref为内环电流参考值,ud-s、uq-s为逆变器电压控制信号,q为相角值,w为角频率,Ls为滤波电感,Cf为滤波电容。由图2可知,V/F控制采用电压外环和电流内环相结合的双环控制,其中电压外环根据电压控制目标产生电流内环需要的参考信号,其动态响应速度较慢,电流内环主要用于精细调节,动态响应速度快,可提高逆变器的电能输出质量。与图2所示的V/F控制类似,图3所示的PQ控制也采用双环控制,外环根据功率控制目标产生电流内环需要的参考信号,电流内环同样起到精细调节的作用,其内部控制过程与图2中电流控制环节相同。2综合能量分析与控制2.1与蓄电池的有机结合虽然超级电容器与蓄电池均属于直流储能,但两者的储能机理却完全不同,这导致它们所表现的储能特性也完全迥异,两种储能装置的主要储能特性比较如表1所示。由表1可知,超级电容器具有功率密度大、动态响应快和循环寿命高的优点,但其能量密度小;而蓄电池则相反,其功率密度、响应时间和循环寿命均远低于超级电容,但能量密度高。由此可见,超级电容器属于功率型的储能装置,宜用于平抑短时间的功率波动;而蓄电池则属于能量型的储能装置,宜用于电能的大量存储。若将两者有机结合成复合储能,则即可发挥超级电容功率密度大、响应速度快特点,又可兼顾蓄电池能量密度高的优点。这非常适合用于微电网由并网向非计划孤岛运行切换时的情形,即切换时出现的功率缺额可通过超级电容迅速响应来填补,而孤岛平稳运行时的主电源则可由蓄电池来承担。这不仅避免单独采用其中一种储能时存在的性能缺陷,同时还避免了当采用单一储能时为实现平滑切换而增加的功率或容量额外配置,从而降低了投资成本。此外,超级电容器和蓄电池均采用直流进行充放电控制,更有利于统一建模和控制。2.2和dc/dcb的电压波动切换控制本文所设计的复合储能装置结构如图4所示,其中,ucap为超级电容器端口电压,iL(A)、iL(B)分别为Buck-Boost(降压–升压)双向变换器DC/DC(A)和DC/DC(B)的电感电流,C为直流母线电容,iabc和uabc分别表示逆变器输出的三相电流和电压。图4中,超级电容器和蓄电池分别通过降压–升压双向变换器DC/DC(A)和DC/DC(B)连接到直流母线后再经双向整流/逆变器与微电网相连,其中DC/DC(A)和DC/DC(B)的低压侧是分别接超级电容器和蓄电池,而高压侧接直流母线。由于直流母线是超级电容器和蓄电池与微电网能量交换的通道,当微电网由并网向非计划孤岛运行切换过程中,输出的功率急剧变化,这必然导致直流母线电压发生变化,而双向整流/逆变器的输出电压与直流侧电压密切相关,使得双向整流/逆变器输出电压也发生波动,使作为主电源的复合储能单元无法维持微电网额定电压,当直流母线电压跌落严重时,甚至将导致双向变流器无法工作,导致微电网失去主电源支撑,因此确保直流母线电压稳定对实现微电网平滑切换具有重要作用。一般而言,增加直流母线电容是抑制电压波动的最直接的方式,但这样将降低系统响应速度。因此本文为超级电容器和蓄电池分别设置充电控制器DC/DC(A)和DC/DC(B),这不仅可根据切换控制的需要分别控制超级电容器和蓄电池的充电和放电,而且可在放电时控制高压侧的输出电压,从而保持直流母线电压稳定。在储能容量的配置方面,由于微电网从并网运行切换到孤岛运行时,一般只需保证微电网重要负荷正常供电即可,因此图4中蓄电池需要配置的容量额度只需满足重要负荷供电即可,而超级电容器为了确保切换的平滑过渡,所配置的容量须满足微电网中所有负荷的功率要求;在复合储能控制方面,图4中双向整流/逆变器在孤岛运行时可由微网EMS系统切换到逆变模式并采用V/F控制,DC/DC(A)和DC/DC(B)则通过对应控制环节由三相脉宽调制(pulsewidthmodulation,PWM)进行控制。2.3控制策略的建立图4中的Buck-Boost双向变换器DC/DC(A)和DC/DC(B)拓扑结构如图5所示的,其中,us为蓄电池或超级电容器组端口电压;rs为储能等效内阻;iL为流经电感L的电流;uc为高压侧电容电压,即直流母线电压;iinv为双向变流器输入或输出电流;开关管G1的占空比为d;G2的占空比为1-d。假定电流正方向为由低压侧到高压侧方向,以电感电流iL和电容电压uc为状态变量,根据状态空间平均法可建立如下状态方程:方程(1)的稳态解为由式(2)可知,d0＞us0/uc0时,iL0＞0,则降压–升压双向变换器处于升压模式(功率正向传输);当d0<us0/uc0时,iL0＜0,则降压–升压双向变换器处于降压模式(功率反向传输)。由于占空比d由开关管的通断时间决定,因此通过控制开关管G1和G2的通断时间即可实现能量双向传输控制。同样由式(2)可知,uc大小也可通过对开关管导通时间的控制来调节。如2.2节所述,确保直流母线电压稳定对实现微电网平滑切换具有重要作用,本文分别通过Buck-Boost双向变换器来控制超级电容器和蓄电池的输出电压以抑制直流母线电压波动。由于Buck-Boost双向变换器在升压模式的恒压输出状态时的电压传递函数在s域中存在右半平面的零点,则系统属于非最小相位系统,开环不稳定。为稳定直流母线电压,本文采用如图6所示的电容电压外环和电感电流内环的双闭环控制模式。图6中,uc-ref为直流母线参考电压,iL-ref为双向变换器的参考电感电流。电压外环主要维持输出电压稳定,电流内环通过快速动态响应,产生适当的补偿电流增强输出电压稳定性。为增强当输出功率波动时直流母线电压的稳定性,采用功率前馈方法将与输出功率密切相关的电流iinv作为前馈补偿量参与到电流内环控制中,这将提高电流内环对输出功率的响应速度,从而进一步改善直流母线电压稳定性,确保双向变流器稳定工作。3微电网的运行模式为平滑切换和控制3.1电压余量系数为微电网由并网运行向非计划孤岛切换过程中,光伏和风力发电始终采用PQ控制模式对微电网提供有功和无功支持,而复合储能装置则作为微电网孤岛运行时的主电源,在进入孤岛运行后采用V/F控制以维持微电网电压和频率稳定,在此过程中对复合储能中超级电容器和蓄电池协调控制是实现平滑切换的关键。本文根据超级电容器端口电压ucap大小来控制超级电容器和蓄电池的投切,以稳定复合储能中直流母线电压uc为目标来调节DC/DC(A)和DC/DC(B)出力,设超级电容器运行电压上限为ucap-up,运行电压下限为ucap-low,端口电压余量系数为α(0＜α＜1),则并网转非计划孤岛的切换控制策略如下。1)微网EMS系统通过光纤通信获取PCC点开断信息以判断微电网是否孤岛运行。当监测到微电网孤岛运行时,立即控制DC/DC(A)将超级电容器由浮充状态切换到放电状态,同时将复合储能的双向逆变器由充电模式切换到V/F控制放电模式。为最大限度减小复合储能装置投入对微电网的冲击影响,复合储能V/F控制的参考电压和参考频率/相角取PCC点断开瞬间公共配电网的电压和频率/相角值。2)由于微电网存在功率缺额,双向整流/逆变器通过V/F控制输出功率稳住微电网电压和频率,复合储能直流母线电压uc下降,超级电容器瞬时响应出力,迅速填补微电网功率缺额,与此同时超级电容器端口电压ucap逐渐下降。3)当ucap-low>ucap>ucap-up时,及时切除部分次要负荷。若由DC/DC(B)控制的蓄电池的最大输出功率为Pbat-up,若此时光伏和风力发电的功率之和为Sdg-whole,切除前的负荷总功率为Sload-whole,切除后所剩负荷功率为Sload-res,则需切除的次要负荷功率Sload-cut须满足以下条件:式中β(0＜β＜1)为功率余量系数,其作用是当蓄电池单独作为主电源工作时,确保能在逆变后具有一定的有功和无功可调容量,以平抑其他分布式电源或重要负荷的变化带来的功率波动。4)当ucap＝αucap-up时,DC/DC(B)将蓄电池由浮充状态切换至放电模式,此时蓄电池和超级电容器同时作为主电源向微电网进行供电。5)当ucap-low<ucap＜αucap-up时,超级电容器出力和端电压ucap逐渐下降,蓄电池出力逐渐提升至稳定状态;当ucap＝ucap-low时,DC/DC(A)切除超级电容器,蓄电池单独对作为主电源对微电网重要负荷进行供电。3.2预同步控制模型当检测到公共配电网恢复供电时,应将微电网调整到合适状态后重新并入到配电网中,即将微电网由孤岛运行状态切换到并网运行。在切换过程中,光伏和风力发电仍然采用PQ控制模式出力,只需对作为主电源的复合储能进行调节,其切换控制策略如下:1)微电网由孤岛切换到并网时的冲击电流大小主要由微电网与公共配电网之间电压偏差和相角偏差综合决定,与频率差关系较小。因此为了减小并网合闸时的冲击,并网前须通过预同步控制将电压和相角调到与公共配电网基本一致。本文采用直接调整主电源V/F控制的参考电压和参考频率的方式进行预同步控制,其控制框图如图7所示。图7中,ud-grid和uq-grid分别为公共配电网的电压dq轴分量,θgrid为公共配电网相角,u′d-ref、u′q-ref和fref则为通过预同步调整后的电压和频率的参考值。2)经过预同步控制调整,当微电网和公共配电网的电压和相角满足如下条件时,实施并网操作。式中:|U|grid和|U|分别为公共配电网和微电网电压幅值;|U|N为额定电压幅值。3)并网完成后,立即将复合储能由V/F控制模式切换到充电模式,超级电容器和蓄电池转入充电状态,然后恢复对次要负荷的供电。4模拟与分析算术示例4.1复合储能系统根据图1所示的微电网结构,本文运用PSCAD/EMTDC软件搭建微电网仿真平台,其仿真主要参数设置如下:光伏和风力发电在微电网与公共配电网并网运行时输出的有功功率分别为55kW和40kW,无功功率分别为15kvar和10kvar;重要负荷A的有功功率为150kW,无功功率为35kvar;次要负荷B和次要负荷C的有功功率分别为45kW和15kW,无功功率分别为10kvar和0kvar;复合储能中蓄电池电压240V,容量1000AH,额定放电率为0.3C;超级电容器组耐压400V,容量为10F;直流母线额定电压500V。设超级电容器组的工作上限电压ucap-up＝380V,截止工作电压ucap-low＝240V,端口电压余量系数α＝0.8,蓄电池功率余量系数β＝0.85。由仿真参数可知,该微电网在并网时需向公共配电网吸取有功功率115kW,无功功率20kVar,当切换到非计划孤岛运行时,将出现功率缺额,若此时单独采用蓄电池进行供电,则蓄电池额定输出功率将无法填补微电网功率缺额。4.2复合储能模式下光伏和风力发电单元电压下降和运行过程中出现严重扰动1)初始状态t=0~0.5s时,微电网与公共配电网并网运行。2)t=0.5s时,微电网由并网运行切换到孤岛运行,相应控制模式切换。3)t=1.5s时,切除次要负荷B,t=2.3s时,切除次要负荷C。4)t=2.85s时,蓄电池切换到放电状态,超级电容与蓄电池共同向微电网供电。5)t=4.5s时,切除超级电容器组,蓄电池单独向微电网供电。6)t=5.2s时,启动预同步控制,准备与公共配电网并网。7)t=5.5s时,微电网PCC点合闸并网,复合储能切换控制模式,转入充电状态。8)t=6s时,次要负荷B和次要负荷C恢复供电。整个仿真结果如图8—16所示。图8中,Ua为微电网交流母线电压;图9中fb为母线频率;图10中,P和Q分别表示有功和无功功率输出。由图8、9可知,微电网由并网状态切换到非计划孤岛运行时,由于微电网存在功率缺额,切换瞬间母线电压和频率均发生跌落,但随后迅速回升,主要原因是复合储能中的超级电容在切换后迅速响应出力(如图10所示),及时填补了功率缺额,使切换过程中的电压和频率维持在可接受范围内。当切换操作完成后,根据切换控制策略需在超级电容器组端口电压下降到设定值(304V)之前将次要负荷切除。由于蓄电池的额定功率限制,仿真过程中需要切除的次要负荷相对较大,为减小微电网功率波动范围,本文分2次将次要负荷B和C分别切除。如图10所示,每次负荷切除后微网出现功率富余,此时超级电容器组响应V/F控制迅速降低功率输出。如图11所示,随着超级电容器组出力时间增加,其端口电压不断下降;当下降至设定值304V时,启动蓄电池与超级电容器同时供电;当超级电容器组电压下降至截止工作电压240V时,超级电容器组切除,由蓄电池单独向微电网供电。在这2种储能出力交接过程中,分别对Buck-Boost双向变换器DC/DC(A)和DC/DC(B)采用电容电压外环和电感电流内环的双闭环控制模式,使复合储能直流母线电压保持稳定(如图12所示,Ud表示直流母线电压),从而确保复合储能出力稳定。在微电网运行模式切换前后,光伏和风力发电始终采用PQ控制模式,由图3可知,采用该模式控制的分布式电源输出的功率大小与机端电压和频率密切相关。在微电网由并网向孤岛运行切换过程中,微电网的电压和频率均跌落后趋稳,两分布式电源的有功和无功输出同样在跌落后再波动趋稳。在每次切除次要负荷时,虽然复合储能装置迅速响应降低出力,但由于切除的负荷相对较大以及微电网系统本身的脆弱性,其电压和频率仍出现少许波动,导致两分布式电源的输出功率也随之出现小幅波动。在整个仿真过程