DQZHAN技術訊：移頻控制無通信線互聯的微電網控制技術
文章針對微電網分層控制中出現的問題，如微電網并網轉離網失敗及存在離網“縫隙”，在離網轉并網過程中存在合閘沖擊等問題。提出移頻控制無通信線互聯的微電網控制技術，并搭建了20kW，400V微電網物理模型系統進行實驗驗證。驗證了采用該方法可以實現不依賴通信，無MGCC，由儲能裝置與DG自主并聯，無通信線互聯的微電網系統，可以實現微電網并網轉離網無縫切換，離網運行能量平衡，離網轉并網的無沖擊并網。
0?引言
分布式發電(distributed generation，DG)接在用戶側附近，采取就近發電、就近并網。DG接入配電網，當電網擾動或故障造成電壓頻率異常時，要求DG退出運行，避免DG接入對配電網**運行造成影響。為解決DG接入配電網的矛盾，充分發揮DG優勢，Lasseter B提出了微電網(micro-grid，MG)的概念，MG是指由DG(含光伏、風機等DG)、儲能裝置、負荷和控制裝置等組成的具有自我控制、管理和保護的自治系統，既可以與配電網并網運行，也可以孤島離網運行，MG技術是有效利用DG發電的技術途徑。
微電網控制方式主要有主從控制、對等控制、綜合分層控制3種控制方式。
1)主從控制。在微電網離網運行時需要主電源(儲能裝置)由P/Q控制模式轉換為V/f控制模式，在并網運行時又需要主電源(儲能裝置)由V/f轉換為P/Q控制模式，采用主從控制的微電網在孤島發生時，會出現“有縫”切換，盡管使用快速電力電子開關可以縮小“縫隙”，但不能完全做到“無縫”切換，同時儲能裝置電池不能長期支撐離網運行中系統大的負荷，在負荷較輕時，也不能長期處于充電狀態，需要依賴通信的綜合分層控制實現能量平衡。
2)對等控制。各個DG根據接入點的電壓和頻率，采用Droop控制并參與微電網離網運行時的電壓和頻率調節，采用Droop控制可以不依賴通信，但微電網在離網運行時如何保持電壓和頻率的穩定性是需要繼續解決的問題。
3)綜合分層控制。把微電網分成能量管理層、協調控制層、就地控制層的三層控制結構，依賴協調控制層的微電網控制中心(micro-grid control center，MGCC)集中管理各個DG、儲能裝置、負荷，實現微電網離網能量平衡，是目前微電網普遍采用并具備商業應用的一種成熟技術模式，但分層控制依賴通信，結構復雜，且技術指標不高，存在“有縫”切換、非計劃孤島過電壓、并網合閘沖擊等問題。本文結**用綜合分層控制方式微電網工程，分析其存在的問題;提出移頻控制無通信線互聯的微電網控制技術并進行實驗驗證，實現不依賴通信、不增加控制設備、僅由儲能裝置與DG實現自主并聯，是一種*簡單物理結構的即插即用微電網方案。
1?微電網分層控制的主要問題
微電網分層控制結構如圖1所示，把微電網分成能量管理層、協調控制層、就地控制層的3層控制結構。能量管理層實現配電網中多個微電網能量管理;協調控制層由MGCC集中管理各個DG、儲能裝置、負荷，響應能量管理層的調度管理并協調就地控制層設備，實現微電網的并網運行及離網運行控制;就地控制層由分布式電源、儲能、負荷控制器以及智能終端等設備構成，實現數據采集、就地保護控制、分布式發電調節、儲能充放電控制和負荷控制，對于小型簡單微電網，可以簡化結構，將能量管理層與協調控制層合并，采用2層控制體系結構。
圖1 微電網分層控制結構
1.1?并網運行
微電網并網運行時，微電網通過公共連接點(point of common coupling，PCC)與配電網相連接，MGCC對主儲能電池進行管理，讓儲能電池維持在荷電狀態(state of ge，SOC)上限，盡可能多儲存電能，這樣可以使微電網在離網運行時盡可能長時間的工作。
1.2?并網轉離網
在外部電源失去時，需要從并網狀態轉入離網狀態，也就是非計劃孤島;或者在計劃調度需要時，微電網轉入離網狀態，也就是計劃孤島。
1.2.1?計劃孤島PCC交換功率調節
在計劃性孤島時，MGCC根據計劃調度指令要求，首先調節儲能出力，使PCC交換功率為零，儲能、各DG出力與負荷達到平衡;MGCC發出指令跳PCC開關，儲能由P/Q工作模式轉換為V/f工作模式，微電網進入離網運行狀態。MGCC調節儲能出力使PCC交換功率為零的原因是防止交換功率過大;在MG發電過多、向配電網輸送有功過大時切換，會引起微電網在離網瞬時過電壓，主儲能電源因為過電壓保護停機。
1.2.2?非計劃孤島過電壓
在非計劃性孤島時，如果MG發電過多、向配電網輸送有功過大，由于微電網能量突然不平衡，就會造成微電網還來不及切換，孤島保護過電壓發生，從而造成主儲能因孤島過電壓停機，從而使微電網并網轉離網失敗。
1.2.3?非計劃孤島切換“縫隙”
在非計劃性孤島時，如果PCC交換功率不大，孤島發生時，孤島過電壓不足以引起主儲能停機。此時檢測出孤島后，跳PCC開關，進入離網運行狀態，微電網瞬間失電，主儲能經過并轉離過程，經過一定時間，主儲能電壓頻率恢復正常，從瞬間失電到主儲能電壓頻率恢復正常的時間，就是非計劃孤島“縫隙”，盡管可以采取一定措施，包括采用快速動作的電子開關縮小“縫隙”，但不能徹底消除“縫隙”，這也是目前運行的微電網普遍存在的“有縫”切換問題。
1.3?離網運行
1.3.1?電池充放電管理
離網運行時需要MGCC對主儲能電池進行主動管理，盡量多的利用分布式發電，這樣可以保障微電網盡可能長時間離網運行。在負荷較小時，由MGCC管理主儲能，把DG發出的多余電能儲存起來，當主儲能充電到儲能的上限時，MGCC限制主儲能充電，不然會引起主儲能過充電保護停機，將整個微電網“黑掉”;在負荷較重時，當主儲能放電到儲能的下限時，MGCC限制主儲能放電，采取切除負荷的方式，維持微電網運行;不然會引起主儲能過放電保護停機，將整個微電網“黑掉”。
1.3.2?分布式發電控制
微電網離網運行時，MGCC對分布式發電及負荷進行預測，根據采集到各個節點的電流、電壓、功率、開關量等信息，控制各DG及儲能的出力，實現微電網的離網能量平衡。MGCC通信出現問題時，無法進行分布式發電控制，微電網不能正常運行。
1.4?離網轉并網
微電網在離網運行期間，配電網電源恢復正常，或計劃性孤島恢復，需要微電網從離網恢復到并網運行。由于微電網離網運行時的電壓與配電網電壓存在角差及頻差，并網恢復時采取同期角度小于定值時并網恢復，盡量減少并網恢復瞬間的合閘沖擊。如果同期時合閘沖擊過大，合閘沖擊電流會造成主儲能過電流保護動作而停機，整個微電網會被“黑掉”，微電網從離網轉并網應盡量做到沖擊小，實現“平滑”切換。
通過以上分析：微電網并網運行、并網轉離網、離網運行、離網轉并網的控制都離不開MGCC，而MGCC又依賴通信;即便這樣，還不能解決過電壓、切換“縫隙”、合閘沖擊等問題。
2 移頻控制技術
移頻鍵控(frequency-shift-keying，FSK)技術是用數字信號去調制載波的頻率，在電力系統保護通信領域是一項應用成熟的技術，如：高壓線路保護用FSK式收發信機，額定頻率范圍50–400kHz，在4kHz額定帶寬，正常運行發送的是監頻信號，信號頻率fG，用于信道的監視;故障時發送命令信號，發送信號頻率fT，用于傳送規定的操作命令。高壓線路保護用載波機，采用FSK技術，在一個通道中切換5個頻率，正常傳送監頻fG，故障時傳送跳頻fA、fB、fC、f3。跳頻fA、fB、fC分別為A、B、C相的跳頻，f3為三相跳閘的跳頻，如圖2所示。
圖2 移頻鍵控調制方式
微電網中可以借用FSK技術思想，在微電網離網運行時，借用電壓源的工頻信號，采用移頻控制技術，利用頻率信號作為通信手段，實現無通信線互聯微電網控制，由儲能裝置與各個DG實現自主并聯，不需要MGCC，是一種*簡單物理結構的即插即用微電網控制。
2.1?頻率分區
頻率分區如圖3所示，參考0.5–100 MW發電機組的頻率偏差故障穿越要求：在47.5–51Hz內，49–50.3Hz為發電機組正常運行頻率;50.3–51Hz為發電機組頻率過高時，頻率偏差故障穿越允許運行30min;47.5–49Hz為發電機組頻率過低時，頻率偏差故障穿越允許運行30min。在微電網離網運行時，主儲能采用虛擬同步發電機技術，具有電壓源外特性，借用電壓源的工頻信號，把頻率運行下限47.5Hz調整為47.7Hz，主儲能在*大功率充電/放電時，基于SOC的下垂控制方式如圖4所示，頻率工作在47.7–51Hz內，即使功率波動再大，只要不超出儲能*大充放電功率，系統頻率不會超出允許范圍，解決了對等控制電壓頻率的穩定性，具有魯棒性強的特點。具體方法是根據SOC狀態，劃分成3個區域，50.3–51Hz為SOC過高充電下垂運行區域，亦為高頻故障穿越區域;47.7–49Hz為SOC過低放電下垂運行區域，亦為低頻故障穿越區域;49–50.3Hz為SOC正常下垂運行區域及SOC過高放電/SOC過低充電下垂運行區域。SOC正常傳送監頻fG，SOC過高充電傳送高控頻fH(控制分布式發電)，SOC過低放電傳送低控頻fL(低周減載切除負荷)。
圖3 頻率分區
微電網并網運行，主儲能運行下垂折線為圖4中折線1，正常運行頻率fG為49–50.3Hz，主儲能根據SOC狀態對儲能電池進行維護，使SOC工作在設定的正常范圍內。
離網運行，若SOC正常，主儲能運行下垂折線為圖4中折線1，下垂運行頻率范圍fG為49–50.3Hz，主儲能根據SOC狀態對儲能電池進行維護，使SOC工作在設定的正常范圍內，發送的是允許充放電監頻fG信號;若SOC過高，主儲能下垂折線為圖4中折線2，下垂運行頻率為49.6–51Hz，其中fH為50.3–51Hz，充電時主儲能下垂運行在該區域，發出的是禁止充電信號，以該頻率信號調節DG發電單元的發電，詳見2.3中DG的f-P折線控制，放電時主儲能下垂運行區域50.3–49.6Hz，不再調節DG發電單元的發電，隨著電池放電，SOC恢復正常;若SOC過低，主儲能下垂折線為圖4中折線3，下垂運行頻率為47.7–50.3Hz，其中fL為47.7–49Hz，放電時主儲能下垂運行在該區域，這時SOC過低又不允許放電，以該頻率信號作為低周減載信號，負荷通過低周減載，讓主儲能工作在49Hz以上，對電池充電。在頻率允許范圍內發送不同頻率信號，以該頻率信號調節DG發電單元的發電控制及負荷控制，實現無通信線互聯微電網離網控制。
圖4 基于SOC的下垂控制方式
2.2?主儲能下垂控制折線
根據主儲能電池SOC狀態，采用不同的下垂折線，分為SOC正常，SOC過高，SOC過低3種情況：
1)SOC正常。
如圖4下垂折線1所示。
2)SOC過高。
如圖4下垂折線2所示。
3)SOC過低。
如圖4下垂折線3所示。
2.3?DG的f-P折線控制
微電網離網運行，需要實時保持微電網的離網能量平衡，但DG的特性是*大能力的多發電，DG采用*大功率(MPPT)跟蹤技術，*大能力地把直流電轉換成交流電，在電池充滿電的情況下，即SOC過高情況下，多余的電能不能儲存，負荷又消耗不掉，這時會造成電能過多，失去能量平衡，引起過電壓，從而造成微電網離網時失去能量平衡而崩潰，這就需要限制調節DG出力，以便保持離網能量平衡。
按照GB/T15945–1995《電力系統頻率允許偏差》電能質量要求，正常電網頻率允許偏差±0.2Hz，設置DG限額開始頻率fs1=50.2Hz，限額終止頻率fs2=50.3Hz，為fH下限值，fH上限fmax=51Hz，微電網離網運行時DG出力按照圖5所示的f-P折線控制運行，DG控制方式采用常用的P/Q控制。
圖5 DG的f-P折現控制
1)*大頻率跟蹤運行：f≤fs1，DG發出的電能不會過多，不會引起過電壓，DG運行保持MPPT運行。
2)保持當前的功率運行：
fs1
3)限制功率運行：fs2
4)停止功率輸出：f>51Hz，DG發出的電能已經超出負荷的消耗，SOC過高，并且超出主儲能的調節能力上限，若不停止DG功率輸出，將引起過電壓，引起系統崩潰，在這一階段，DG停止功率輸出，也就是常規的DG孤島保護。
2.4?主儲能V/f控制
微電網離網運行時，存在離網能量平衡問題，主儲能在離網運行時采用移頻控制技術，根據電池SOC狀態，發出不同的下垂頻率，DG根據不同頻率，控制調節出力，保持離網能量平衡。并網運行時，儲能變流器工作在P/Q模式，電網頻率是由大電網決定。儲能變流器并網采用P/Q模式，離網采用V/f模式，存在并網到離網，離網到并網的模式切換，模式切換又帶來“縫隙”問題。采用目前研究逐步成熟的虛擬同步發電機技術(virtual synonous generator，VSG)，變流器與同步發電機的等效關系如圖6所示。
圖6 變流器與同步發電機的等效關系
虛擬同步發電機具有電壓源外特性，既可以并網運行，也可以離網運行，因此在計劃孤島或非計劃孤島時，仍保持并網時的初始狀態，實現并網轉離網的無縫切換。鑒于傳統電網中的同步發電機具有優良的慣性和阻尼特性，使儲能變流器在功率和頻率動態過程中具有阻尼電網震蕩的能力，使微電網離網運行的整個轉動慣量加大作用更加明顯，能大大提高微電網離網運行的穩定性。
針對離網轉并網模式切換帶來的合閘沖擊問題，文獻[11]借鑒傳統同步發電機準同期并列裝置工作原理，實時監測PCC并網開關兩側電壓差，當電壓差有效值小于閥值(文中給出10%)并網，具有與傳統同步發電機的同期并列裝置一致的特性。文獻[14]提出的同步電壓源(synonous voltage source，SVS)的微電網分層控制，參照電力系統一次調頻有差控制原理，同步電壓源控制通過對逆變器輸出功率和輸出電壓幅值/相角之間的下垂控制，使各逆變器共同承擔系統的負荷功率波動，參與系統調頻調壓，在離網轉并網時，啟動預同步控制，通過多次平移下垂曲線，使PCC并網開關兩側電壓同步。文獻[15-16]提出了采用一種基于幅值和相位逐步逼近的預同步并網技術，如圖7所示，從離網轉并網指令接收時刻起，實時監測PCC并網開關電網側的電壓相位信息，按照設定的相位調節步長來調節儲能變流器的電壓相位值，直至兩側電壓相位同步并保持同步，發PCC合閘命令，進行并網，實現離網轉并網無沖擊合閘。
圖7 預同步并網
2.5?電池充放電管理
并網運行時配電網調度端對儲能進行功率調節，控制儲能的充放電，保持合理的SOC狀態。離網運行時，盡量少的依賴儲能維持負荷供電，盡量多的以DG給負荷供電，同時DG多余的電能充分利用，儲存在電池中，這樣可以讓離網運行保持時間*長。為此，儲能SOC上限門檻設置80%–90%，下限門檻20%–30%。并網運行時，儲能維持在上限80%–90%，這樣離網運行時儲能能保持長時間的電量供給。
離網運行，在SOC高于上限門檻時，儲能工作在圖4的折線2，充電時為fH區域，發送的是禁止充電信號;SOC在正常范圍內，儲能工作在圖4的折線1，發送的是允許充放電信號;儲能可能隨負載消耗SOC降低，在SOC小于下限門檻時，儲能工作在圖4的折線3，放電時為fL區域，發送的是禁止放電信號。SOC與電池充放電的關系如圖8所示，表示SOC與電池充放電關系。
圖8 SOC與電池充放電的關系
3 實驗驗證
3.1?實驗系統介紹
為驗證本文提出采用移頻控制技術，利用頻率信號作為通信手段，實現無通信線互聯微電網控制，搭建了如圖9所示的微電網實驗系統，實驗系統由20kW儲能，20kW負荷，20kW光伏發電構成，儲能電池采用鋰離子電池，儲能變流器采用虛擬同步發電機技術，具有電壓源外特性，下垂折線采用本文提出的移頻控制技術，并網采用預同步并網技術，光伏逆變器采用f-P折線控制技術，負荷1功率12kW，負荷2功率8kW，實驗系統接入電壓400V，實驗系統沒有MGCC，實驗內容主要有并網轉離網實驗、離網運行負荷突減實驗、離網轉并網實驗等，驗證不同工況下無通信互聯微電網控制。
圖9 無通信線微電網實驗系統
3.2?實驗驗證1：并網轉離網
微電網在并網轉離網時，驗證解決目前運行的微電網可能出現的離網瞬間過電壓及“有縫”切換問題。并網轉離網實驗如圖10所示，實驗按照交換功率*大，由微電網向配電網送電，光伏發電20kW，負荷為0，并網運行時光伏發電20kW全部通過PCC輸送配電網，儲能出力為0，此時發生非計劃孤島，光伏發電20kW轉為儲能全部吸收。圖中線?為微電網母線線電壓(390V)，并網轉離網時沒有縫隙，沒有發生過電壓，實現了非計劃孤島的無縫切換，線?為儲能變流器相電流，孤島發生后儲能出力為0到充電電流29.8A。
圖10 并網轉離網實驗
3.3?實驗驗證2：離網運行負荷突變實驗
微電網離網運行時，驗證不依賴通信，依靠主儲能與DG配合實現控制調節及能量平衡。離網運行負荷突變實驗如圖11所示，正常運行負荷20kW，光伏發電出力10kW，儲能放電出力10kW，儲能放電出力加光伏出力，正好滿足負荷消耗需要，90ms負荷突減12kW，270ms后又突減8kW的情況，**次負荷突減12kW，負荷僅剩8kW，此時光伏發電10kW，超出負荷消耗，多余的2kW儲能充電，儲能由放電狀態到充電狀態，**次負荷再突減8kW，負荷為0，此時光伏發電10kW，負荷消耗為0，光伏發電10kW光伏發電全部由儲能吸收。圖中線?為微電網母線線電壓390V，保持不變;線?是儲能交流側電流，電流相位在負載突變前后相差180°，電流從放電到充電(0–90ms：14.9A，90–270ms：3.1A，270ms以后：-15.2A);線?是儲能變流器直流側電壓(700V)，線?是儲能變流器直流側電流(0–90ms：14.1A，90–270ms：2.9A，270ms以后：14.5A)。
圖11 離網運行負荷突變實驗
3.4?實驗驗證3：離網到并網無沖擊合閘
非計劃孤島后的離網轉并網實驗如圖12所示，微電網離網運行，帶20kW負荷，全部由儲能供電，檢測出配電網側有電壓，合PCC開關，儲能出力減小到0，負荷由配電網供電，離網到并網期間儲能無沖擊，實現平滑切換。圖中線?是微電網母線線電壓，保持390V不變;線?是儲能交流側電流，電流從29.6A放電到0。
圖12 離網轉并網實驗
4 結語
本文提出采用移頻控制技術，利用頻率信號作為通信手段，實現無通信互聯線微電網控制，僅由儲能裝置與各個DG實現自主并聯，不需要MGCC，實現一種*簡物理結構的即插即用微電網控制。搭建微電網物理模型，在物理模型中，主儲能為虛擬同步發電機特性的電壓源，采用移頻控制技術，預同步并網技術，DG采用f-P折線控制，實驗驗證了采用移頻控制技術可以實現不依賴通信、無MGCC、由儲能裝置與各個DG自主并聯構成微電網系統，微電網并網轉離網可實現無縫切換，離網運行主儲能與DG通過頻率信號實現自動平衡調節，離網轉并網的實現平滑切換，具有應用推廣價值。
