弱電網(wǎng)下變電站級(jí)微網(wǎng)運(yùn)行模式平滑切換控制策略

王晨，徐光福，侯煒，陳俊，朱皓斌，王健，高姍姍

（南京南瑞繼保電氣有限公司，江蘇省 南京市 211102）

0 引言

微網(wǎng)是將分布式電源、負(fù)荷、儲(chǔ)能以及控制保護(hù)裝置有機(jī)整合在一起的小型發(fā)配電系統(tǒng)，可有效解決大規(guī)模分布式電源接入電網(wǎng)后的穩(wěn)定性問(wèn)題，其既可與大電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行又可脫離大電網(wǎng)孤島運(yùn)行[1-4]。偏遠(yuǎn)地區(qū)由于遠(yuǎn)離負(fù)荷中心輸電距離較長(zhǎng)，一方面線路阻抗過(guò)大導(dǎo)致線損增加，壓降較大，呈弱電網(wǎng)狀態(tài)，有些地區(qū)在負(fù)荷高峰時(shí)需要開(kāi)啟柴油發(fā)電機(jī)給系統(tǒng)供電；另一方面線路穿越地理環(huán)境復(fù)雜，當(dāng)線路發(fā)生故障時(shí)往往難以短時(shí)間尋找到故障點(diǎn)位置，系統(tǒng)檢修時(shí)間較長(zhǎng)，及時(shí)恢復(fù)供電難度大。這些地區(qū)周邊往往可再生資源豐富，將接入變電站及其出線上的分布式電源、負(fù)荷與儲(chǔ)能相結(jié)合進(jìn)行有效管理形成規(guī)模較大的變電站級(jí)微網(wǎng)[5]，可大大提高當(dāng)?shù)毓╇姷慕?jīng)濟(jì)性、可靠性及電能質(zhì)量。

隨著微網(wǎng)的不斷發(fā)展，其結(jié)構(gòu)越來(lái)越復(fù)雜，控制難度不斷增加，運(yùn)行模式切換過(guò)程中電壓頻率波動(dòng)將嚴(yán)重影響負(fù)荷供電，實(shí)現(xiàn)并網(wǎng)運(yùn)行與孤島運(yùn)行平滑切換是微網(wǎng)控制的重點(diǎn)和難點(diǎn)。文獻(xiàn)[6]通過(guò)對(duì)儲(chǔ)能有功功率無(wú)功功率(PQ）控制與電壓頻率(V/f）控制的切換實(shí)現(xiàn)微網(wǎng)運(yùn)行模式的無(wú)縫切換；文獻(xiàn)[7]采用新型的主從和對(duì)等控制相結(jié)合的綜合控制策略，對(duì)微網(wǎng)的并網(wǎng)/孤島運(yùn)行模式的過(guò)渡進(jìn)行控制；文獻(xiàn)[8]將超級(jí)電容器和蓄電池有機(jī)融為一體，提出了基于復(fù)合儲(chǔ)能的微網(wǎng)平滑切換控制策略；文獻(xiàn)[9]采用3層協(xié)調(diào)控制體系，將儲(chǔ)能變流器運(yùn)行特性和并網(wǎng)點(diǎn)開(kāi)關(guān)動(dòng)作時(shí)間特性相結(jié)合，通過(guò)嚴(yán)格的動(dòng)作時(shí)序配合，實(shí)現(xiàn)了并網(wǎng)與孤島模式間的無(wú)縫切換；文獻(xiàn)[10]研究了多微網(wǎng)、多并網(wǎng)點(diǎn)的主接線結(jié)構(gòu)以及多種運(yùn)行模式的切換策略，有效地提高了整個(gè)微網(wǎng)系統(tǒng)的靈活性及可靠性；文獻(xiàn)[11]針對(duì)對(duì)等結(jié)構(gòu)的微網(wǎng)系統(tǒng)，儲(chǔ)能逆變器在并網(wǎng)及孤島模式下均采用下垂控制，提出了預(yù)同步控制方法，在聯(lián)網(wǎng)與孤島模式切換過(guò)程中儲(chǔ)能逆變器無(wú)需切換運(yùn)行模式。文獻(xiàn)[12]基于主從控制微網(wǎng)結(jié)構(gòu)，采用分區(qū)域控制策略，有效避免了主控儲(chǔ)能功率越限，實(shí)現(xiàn)了微網(wǎng)從并網(wǎng)到孤島運(yùn)行的平滑過(guò)渡。

現(xiàn)有文獻(xiàn)多針對(duì)儲(chǔ)能變流器自身控制策略及模式切換進(jìn)行研究，未考慮弱電網(wǎng)下并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島切換過(guò)程中聯(lián)絡(luò)線功率控制對(duì)系統(tǒng)電壓頻率的影響，且對(duì)大型柴油發(fā)電機(jī)組作為主電源時(shí)模式切換策略研究較少。偏遠(yuǎn)地區(qū)供電末端多采用線路雙向步進(jìn)式自動(dòng)調(diào)壓器（bidirectional step voltage regulator，BSVR）[13-14]對(duì)負(fù)荷側(cè)電壓進(jìn)行調(diào)節(jié)，可解決長(zhǎng)距離輸電造成的電壓越限問(wèn)題，提高電能質(zhì)量。本文針對(duì)弱電網(wǎng)下變電站級(jí)微網(wǎng)特點(diǎn)，采用可靈活控制各個(gè)電源功率的主從控制結(jié)構(gòu)，提出可自適應(yīng)主電源為儲(chǔ)能或者柴油發(fā)電機(jī)組的并網(wǎng)/孤島平滑切換控制策略，并設(shè)計(jì)柴油發(fā)電機(jī)組模式切換方法，采用與BSVR相融合及多電源功率優(yōu)化協(xié)調(diào)互補(bǔ)的聯(lián)絡(luò)線功率控制策略，確保切換過(guò)程中微網(wǎng)電壓頻率穩(wěn)定。

1 微網(wǎng)系統(tǒng)架構(gòu)及電源模式控制

1.1 微網(wǎng)系統(tǒng)架構(gòu)

本文研究的微網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。微網(wǎng)母線為單母分段結(jié)構(gòu)，包含光伏、水電、柴油發(fā)電機(jī)組及儲(chǔ)能系統(tǒng)，微網(wǎng)進(jìn)線1與微網(wǎng)進(jìn)線2來(lái)自于遠(yuǎn)方電網(wǎng)，PCC1、PCC2為并網(wǎng)點(diǎn)，微網(wǎng)進(jìn)線裝有BSVR，孤島運(yùn)行時(shí)柴油發(fā)電機(jī)組及儲(chǔ)能系統(tǒng)均可作為主電源維持系統(tǒng)電壓頻率。微網(wǎng)中央控制器（microgrid central controller，MGCC）采集整個(gè)系統(tǒng)的電壓、電流及各個(gè)設(shè)備的運(yùn)行狀態(tài)，對(duì)負(fù)荷及電源設(shè)備進(jìn)行實(shí)時(shí)協(xié)調(diào)控制，實(shí)現(xiàn)整個(gè)微網(wǎng)系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行。

1.2 儲(chǔ)能系統(tǒng)

儲(chǔ)能系統(tǒng)由多臺(tái)儲(chǔ)能變流器組成，當(dāng)微網(wǎng)系統(tǒng)并網(wǎng)運(yùn)行或孤島運(yùn)行且柴油發(fā)電機(jī)作為主電源時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行于PQ控制模式，其他工況下儲(chǔ)能系統(tǒng)作為主電源運(yùn)行于虛擬同步機(jī)（virtual synchronous generator，VSG）控制模式。文獻(xiàn)[15]詳細(xì)分析了儲(chǔ)能變流器并網(wǎng)/孤島無(wú)縫切換控制策略，本文不再贅述。

1.3 柴油發(fā)電機(jī)系統(tǒng)

圖1 微網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of microgrid system

大型微網(wǎng)中，考慮供電經(jīng)濟(jì)性一般配置多臺(tái)柴油發(fā)電機(jī)形成柴油發(fā)電機(jī)組[16]，每臺(tái)柴油發(fā)電機(jī)均配置單獨(dú)控制器，柴油發(fā)電機(jī)組配置總的柴油發(fā)電機(jī)協(xié)調(diào)控制器，實(shí)現(xiàn)多臺(tái)柴油發(fā)電機(jī)的協(xié)調(diào)控制。柴油發(fā)電機(jī)組總協(xié)調(diào)控制器采集并網(wǎng)點(diǎn)開(kāi)關(guān)位置及并網(wǎng)點(diǎn)電網(wǎng)側(cè)電壓來(lái)判斷當(dāng)前運(yùn)行模式，總控制器一般只具備一路電網(wǎng)側(cè)電壓輸入采樣，而在本文研究的圖1所示微網(wǎng)系統(tǒng)中其電網(wǎng)側(cè)電壓輸入需在微網(wǎng)進(jìn)線1電壓、微網(wǎng)進(jìn)線2電壓及Ⅱ母電壓間切換，進(jìn)線1、進(jìn)線2電壓分別用于孤島運(yùn)行狀態(tài)下柴油發(fā)電機(jī)作為主電源時(shí)母線電壓頻率調(diào)節(jié)以實(shí)現(xiàn)進(jìn)線1、進(jìn)線2開(kāi)關(guān)同期并網(wǎng)，Ⅱ母電壓用于柴油發(fā)電機(jī)啟動(dòng)過(guò)程中的同期并網(wǎng)。

根據(jù)以上分析，在不改變柴油發(fā)電機(jī)組總協(xié)調(diào)控制器內(nèi)部邏輯的前提下，MGCC通過(guò)控制其并網(wǎng)點(diǎn)開(kāi)關(guān)位置輸入信號(hào)及切換電網(wǎng)側(cè)電壓采樣輸入來(lái)實(shí)現(xiàn)柴油發(fā)電機(jī)組孤島模式與并網(wǎng)模式間的切換。本文設(shè)計(jì)的并網(wǎng)點(diǎn)開(kāi)關(guān)位置輸入及電網(wǎng)側(cè)電壓采樣控制回路見(jiàn)圖2。KM1、KM2、KM3、KM4為電壓切換接觸器，PCC為綜合圖1中并網(wǎng)點(diǎn)PCC1、PCC2開(kāi)關(guān)位置后的虛擬開(kāi)關(guān)繼電器，U1abc為微網(wǎng)進(jìn)線1電壓，U2abc為微網(wǎng)進(jìn)線2電壓，Umabc為Ⅱ母電壓，Usabc為電網(wǎng)側(cè)電壓輸入。

柴油發(fā)電機(jī)運(yùn)行模式如表1所示。

圖2 柴油發(fā)電機(jī)組總控制器控制回路Fig.2 Control circuit of master controller for diesel generating sets

表1 柴油發(fā)電機(jī)運(yùn)行模式Table 1 Diesel generator operation mode

柴油發(fā)電機(jī)控制策略框圖[17]如圖3所示。圖中：虛線框中的“0”代表同大電網(wǎng)并列模式；“1”代表孤島模式；Uabc、Iabc為機(jī)端電壓及電流；P、Q為柴油發(fā)電機(jī)實(shí)際輸出有功、無(wú)功功率；Pref、Qref為經(jīng)柴油發(fā)電機(jī)總控制器分解過(guò)的有功、無(wú)功功率指令；ωref、Uref為孤島運(yùn)行模式下轉(zhuǎn)速、電壓參考值；Tm為機(jī)械力矩；Ef為勵(lì)磁電壓；ω、U為柴油發(fā)電機(jī)的實(shí)際轉(zhuǎn)速及機(jī)端電壓。

2 并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島平滑切換控制

2.1 聯(lián)絡(luò)線功率控制

為了防止微網(wǎng)內(nèi)各個(gè)電源在并網(wǎng)點(diǎn)開(kāi)關(guān)斷開(kāi)前后功率發(fā)生跳變，確保系統(tǒng)并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島切換過(guò)程中電壓及頻率穩(wěn)定，在并網(wǎng)點(diǎn)開(kāi)關(guān)斷開(kāi)前需進(jìn)行聯(lián)絡(luò)線功率控制，將微網(wǎng)和大電網(wǎng)間的聯(lián)絡(luò)線功率交換限制到相對(duì)較小的值，使微網(wǎng)系統(tǒng)在孤島運(yùn)行前內(nèi)部功率平衡，基本自給自足。

柴油發(fā)電機(jī)的有功功率運(yùn)行范圍一般為30%～70%，若有功功率低于30%，柴油發(fā)電機(jī)單位功率耗油量較大，經(jīng)濟(jì)性較差，而且長(zhǎng)期低功率運(yùn)行將影響柴油發(fā)電機(jī)的使用壽命[18]，柴油發(fā)電機(jī)輸出無(wú)功功率將導(dǎo)致有功功率帶載能力下降，低功率因數(shù)運(yùn)行時(shí)也會(huì)降低其工作效率[19]。為了實(shí)現(xiàn)柴油發(fā)電機(jī)經(jīng)濟(jì)高效穩(wěn)定運(yùn)行并留有足夠的調(diào)節(jié)裕度，本文在聯(lián)絡(luò)線功率控制過(guò)程中控制柴油發(fā)電機(jī)有功功率輸出不小于50%，無(wú)功功率由儲(chǔ)能優(yōu)先滿足。并網(wǎng)運(yùn)行時(shí)柴油發(fā)電機(jī)頻率被大電網(wǎng)所鉗制，但弱電網(wǎng)地區(qū)由于電壓受系統(tǒng)輸入有功、無(wú)功功率影響較大，在系統(tǒng)功率調(diào)節(jié)過(guò)程中若電壓波動(dòng)較大，柴油發(fā)電機(jī)會(huì)根據(jù)當(dāng)前系統(tǒng)電壓進(jìn)行下垂控制，自動(dòng)增減勵(lì)磁電流調(diào)節(jié)系統(tǒng)電壓，將對(duì)聯(lián)絡(luò)線功率控制造成影響，其輸出功率和MGCC指令值會(huì)存在一定偏差，而儲(chǔ)能運(yùn)行于PQ模式時(shí)具有很高的功率控制精度，為了滿足并網(wǎng)/孤島切換前聯(lián)絡(luò)線功率控制精度，同時(shí)防止將柴油發(fā)電機(jī)由于下垂特性主動(dòng)輸出的功率誤當(dāng)作負(fù)荷功率后造成聯(lián)絡(luò)線功率振蕩，控制過(guò)程中首先將柴油發(fā)電機(jī)組當(dāng)前輸出功率與聯(lián)絡(luò)線功率之和作為儲(chǔ)能的功率指令值，然后考慮柴油發(fā)電機(jī)組有功無(wú)功功率限制及儲(chǔ)能充放電功率限制，最終得出儲(chǔ)能及柴油發(fā)電機(jī)組的功率命令值。

圖3 柴油發(fā)電機(jī)控制策略框圖Fig.3 Block diagram of control strategy of diesel generating set

首先將當(dāng)前聯(lián)絡(luò)線功率及柴油發(fā)電機(jī)功率作為儲(chǔ)能功率目標(biāo)值

式中： Ptotal為儲(chǔ)能及柴油發(fā)電機(jī)的總有功功率目標(biāo)值； Pbess為 儲(chǔ)能輸出有功功率； Psys為聯(lián)絡(luò)線有功功率； Pdiesel為柴油發(fā)電機(jī)輸出有功功率。

式中： Qtotal為儲(chǔ)能及柴油發(fā)電機(jī)的總無(wú)功功率目標(biāo)值； Qbess為 儲(chǔ)能輸出無(wú)功功率； Qsys為聯(lián)絡(luò)線無(wú)功功率； Qdiesel為柴油發(fā)電機(jī)輸出無(wú)功功率。

考慮儲(chǔ)能最大充放電功率及最大無(wú)功功率限制：

式中： P′bess為 未考慮柴油發(fā)電機(jī)經(jīng)濟(jì)運(yùn)行功率限值的儲(chǔ)能有功功率目標(biāo)值； Pdischrg為儲(chǔ)能最大放電功率限值； Pchrg為儲(chǔ)能最大充電功率限值。

式中： P′diesel為未考慮柴油發(fā)電機(jī)經(jīng)濟(jì)運(yùn)行功率限值的柴油發(fā)電機(jī)有功功率目標(biāo)值。

考慮柴油發(fā)電機(jī)經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，得到儲(chǔ)能及柴油發(fā)電機(jī)有功功率目標(biāo)值調(diào)整值

式中： ?P為考慮柴油發(fā)電機(jī)經(jīng)濟(jì)運(yùn)行的儲(chǔ)能及柴油發(fā)電機(jī)有功功率目標(biāo)值調(diào)整值； Pdieselmin為柴油發(fā)電機(jī)經(jīng)濟(jì)運(yùn)行功率限值。

根據(jù)目標(biāo)調(diào)整值得到儲(chǔ)能及柴油發(fā)電機(jī)功率目標(biāo)值

考慮儲(chǔ)能最大充放電限制，得到儲(chǔ)能及柴油發(fā)電機(jī)最終有功功率命令值

上述計(jì)算過(guò)程中同時(shí)對(duì)柴油發(fā)電機(jī)與儲(chǔ)能進(jìn)行功率分配，若系統(tǒng)中無(wú)柴油發(fā)電機(jī)運(yùn)行或無(wú)儲(chǔ)能運(yùn)行時(shí)，將計(jì)算過(guò)程中柴油發(fā)電機(jī)或儲(chǔ)能的相關(guān)變量置0，可適用系統(tǒng)多種運(yùn)行狀態(tài)下的聯(lián)絡(luò)線功率控制。

2.2 儲(chǔ)能和柴油發(fā)電機(jī)功率調(diào)節(jié)控制

圖4為微網(wǎng)某條進(jìn)線等效電路；BSVR當(dāng)前變比為1∶k；線路阻抗等效為R+jX；對(duì)側(cè)無(wú)窮大系統(tǒng)母線電壓為基準(zhǔn)恒定電壓即；本側(cè)微網(wǎng)母線電壓為；電網(wǎng)側(cè)輸出功率為P1+jQ1；微網(wǎng)側(cè)輸入功率為P2+jQ2。

圖4 微網(wǎng)進(jìn)線等效電路Fig.4 Equivalent circuit of inlet wire of microgrid

根據(jù)電力系統(tǒng)分析可得BSVR電網(wǎng)側(cè)線路壓降[20]

式中：△U為線路壓降。

由式(12)可得微網(wǎng)側(cè)母線電壓幅值如式(13)所示:

由于BSVR最大調(diào)節(jié)范圍可為±15%，即k∈(0.85,1.15)，且分為多級(jí)分接頭，每級(jí)分接頭動(dòng)作時(shí)間間隔為10 s左右，而大型微網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線功率一般為兆瓦級(jí)，聯(lián)絡(luò)線功率控制過(guò)程中將大電網(wǎng)輸入微網(wǎng)側(cè)有功功率P2及無(wú)功功率Q2快速控制均接近于0，由式(13)可知由于BSVR不能及時(shí)快速動(dòng)作進(jìn)行電壓調(diào)節(jié)將造成母線電壓劇烈變化。

某實(shí)際現(xiàn)場(chǎng)由于聯(lián)絡(luò)線功率快速控制導(dǎo)致母線過(guò)壓實(shí)際波形如圖5所示，聯(lián)絡(luò)線功率控制目標(biāo)為0，初始聯(lián)絡(luò)線有功功率為2 MW，無(wú)功功率為0.5 Mvar，15 s左右首次調(diào)節(jié)控制將聯(lián)絡(luò)線功率分配給儲(chǔ)能及柴油發(fā)電機(jī)，儲(chǔ)能無(wú)功目標(biāo)值為0.5 Mvar，25 s時(shí)聯(lián)絡(luò)線有功功率減小為0.27 MW，母線電壓由22.55 kV升為23.87 kV，聯(lián)絡(luò)線無(wú)功功率未下降反而升為0.88 Mvar，此時(shí)將聯(lián)絡(luò)線功率再次分配給儲(chǔ)能及柴油發(fā)電機(jī)，儲(chǔ)能無(wú)功目標(biāo)值為1.38 Mvar，導(dǎo)致儲(chǔ)能在母線電壓過(guò)高情況下繼續(xù)增加無(wú)功輸出使電壓再次增加為24.40 kV，此時(shí)母線電壓超過(guò)額定電壓（22 kV）1.1倍導(dǎo)致柴油發(fā)電機(jī)停機(jī)，后由BSVR經(jīng)過(guò)50 s左右將電壓調(diào)整為23.35 kV，微網(wǎng)系統(tǒng)供電電壓允許偏差一般在±7%額定電壓以內(nèi)，上述情況將嚴(yán)重影響系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行。

圖5 聯(lián)絡(luò)線功率控制過(guò)電壓波形Fig.5 Overvoltage waveforms of tie-line power control

根據(jù)以上分析，為了確保聯(lián)絡(luò)線功率控制過(guò)程中母線電壓始終在正常范圍，一方面電源有功功率及無(wú)功功率調(diào)節(jié)設(shè)置步長(zhǎng)限制，防止單次調(diào)節(jié)造成母線電壓波動(dòng)過(guò)大，另一方面設(shè)置母線電壓上下限門檻限制，當(dāng)母線電壓高于調(diào)節(jié)門檻高值時(shí)閉鎖電源有功及無(wú)功功率上調(diào)，當(dāng)母線電壓低于調(diào)節(jié)門檻低值時(shí)閉鎖電源有功及無(wú)功功率下調(diào)。通過(guò)功率步長(zhǎng)控制及母線電壓門檻限制條件實(shí)現(xiàn)功率調(diào)節(jié)與BSVR的動(dòng)作配合，防止聯(lián)絡(luò)線功率調(diào)節(jié)過(guò)程中母線過(guò)電壓或低電壓現(xiàn)象，確保整個(gè)聯(lián)絡(luò)線功率控制過(guò)程中電壓穩(wěn)定。

2.3 并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島切換控制策略

由于儲(chǔ)能系統(tǒng)目前價(jià)格較高，大容量投資成本過(guò)大，最大配置容量往往不能滿足微網(wǎng)內(nèi)所有負(fù)荷供電需求，當(dāng)MGCC收到系統(tǒng)并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島切換指令時(shí)首先自動(dòng)識(shí)別采用儲(chǔ)能還是柴油發(fā)電機(jī)作為孤島主電源，若當(dāng)前負(fù)荷小于儲(chǔ)能容量時(shí)使用儲(chǔ)能作為孤島主電源進(jìn)行并網(wǎng)/孤島切換，否則MGCC將自動(dòng)啟動(dòng)柴油發(fā)電機(jī)組作為孤島主電源進(jìn)行并網(wǎng)/孤島切換。當(dāng)儲(chǔ)能作為孤島主電源時(shí)，若儲(chǔ)能最大充電功率不能完全消納新能源出力時(shí)需限制新能源出力，當(dāng)柴油發(fā)電機(jī)作為孤島主電源時(shí)，若儲(chǔ)能及柴油發(fā)電機(jī)總?cè)萘窟€不能滿足當(dāng)前負(fù)荷需求時(shí)需進(jìn)行負(fù)荷減載。MGCC根據(jù)系統(tǒng)當(dāng)前運(yùn)行模式執(zhí)行新能源出力限制或負(fù)荷減載后根據(jù)本文策略執(zhí)行聯(lián)絡(luò)線功率控制及各個(gè)電源功率調(diào)節(jié)控制，當(dāng)聯(lián)絡(luò)線功率小于設(shè)定值后MGCC切換預(yù)設(shè)主電源控制模式，若儲(chǔ)能作為孤島主電源時(shí)切換儲(chǔ)能至VSG模式，否則MGCC通過(guò)圖2控制回路控制柴油發(fā)電機(jī)運(yùn)行于孤島模式，當(dāng)主電源控制模式切換完成后斷開(kāi)并網(wǎng)點(diǎn)開(kāi)關(guān)，完成并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島平滑切換，控制邏輯圖如圖6所示。

3 孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)平滑切換控制

微網(wǎng)處于孤島運(yùn)行時(shí)，當(dāng)大電網(wǎng)恢復(fù)供電后需進(jìn)行孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)控制，恢復(fù)由大電網(wǎng)維持微網(wǎng)母線電壓頻率系統(tǒng)供電，控制邏輯圖如圖7所示。

孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)切換可通過(guò)遙控觸發(fā)或者M(jìn)GCC檢測(cè)到系統(tǒng)電壓恢復(fù)后自動(dòng)觸發(fā)，控制目標(biāo)為調(diào)節(jié)微網(wǎng)側(cè)與系統(tǒng)側(cè)電壓一致，根據(jù)系統(tǒng)側(cè)頻率及微網(wǎng)側(cè)與系統(tǒng)側(cè)相角差增減微網(wǎng)側(cè)頻率。MGCC執(zhí)行孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)邏輯時(shí)自動(dòng)識(shí)別當(dāng)前主電源為儲(chǔ)能還是柴油發(fā)電機(jī)，若主電源為儲(chǔ)能，根據(jù)系統(tǒng)側(cè)與微網(wǎng)側(cè)頻差、角差及壓差測(cè)量向儲(chǔ)能變流器發(fā)送頻率偏移及電壓偏移指令，若主電源為柴油發(fā)電機(jī)時(shí)，MGCC通過(guò)自動(dòng)控制KM接觸器回路將系統(tǒng)側(cè)電壓接入柴油發(fā)電機(jī)總協(xié)調(diào)控制器，同時(shí)向其發(fā)送啟動(dòng)同期并網(wǎng)指令，柴油發(fā)電機(jī)總協(xié)調(diào)控制器自身具備根據(jù)系統(tǒng)電壓自動(dòng)同期調(diào)節(jié)功能，由系統(tǒng)電壓輸入測(cè)量自動(dòng)生成轉(zhuǎn)速及勵(lì)磁參考值并下發(fā)至各個(gè)柴油發(fā)電機(jī)控制器，控制各個(gè)柴油發(fā)電機(jī)調(diào)整微網(wǎng)側(cè)電壓及頻率。當(dāng)主電源進(jìn)行同期調(diào)節(jié)時(shí)MGCC同時(shí)啟動(dòng)相應(yīng)并網(wǎng)點(diǎn)開(kāi)關(guān)檢測(cè)同期合閘功能，若在設(shè)定時(shí)間Tmax內(nèi)滿足同期合閘條件，并網(wǎng)點(diǎn)開(kāi)關(guān)同期合閘，完成孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)平滑切換。

圖6 并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島切換控制策略Fig.6 Control strategy of switching-over from grid connected operation mode to island operation mode

圖7 孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)切換控制策略Fig.7 Control strategy of switching-over from island operation mode to grid connected operation mode

孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)過(guò)程中受電網(wǎng)側(cè)及微網(wǎng)側(cè)電壓頻率波動(dòng)等外部因素影響，可能導(dǎo)致在設(shè)定的時(shí)間Tmax內(nèi)系統(tǒng)未能完成同期合閘，為了避免多次人工操作，確保系統(tǒng)及時(shí)并網(wǎng)，提高并網(wǎng)成功率，系統(tǒng)同期失敗后MGCC將自動(dòng)復(fù)歸儲(chǔ)能變流器或柴油發(fā)電機(jī)總協(xié)調(diào)控制器調(diào)節(jié)指令，同時(shí)停止相應(yīng)并網(wǎng)點(diǎn)開(kāi)關(guān)檢測(cè)同期合閘功能，在限定的同期次數(shù)內(nèi)延時(shí)△T再次自動(dòng)執(zhí)行同期調(diào)節(jié)及檢測(cè)同期合閘邏輯。

4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

本文提出的并網(wǎng)/孤島平滑切換策略已在國(guó)外某弱電網(wǎng)地區(qū)22 kV變電站進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)驗(yàn)證，實(shí)際變電站結(jié)構(gòu)圖如圖1所示，微網(wǎng)內(nèi)配置4臺(tái)柴油發(fā)電機(jī)，每臺(tái)最大輸出有功功率為1 MW，配置5臺(tái)儲(chǔ)能，每臺(tái)最大輸出有功功率為0.5 MW。

4.1 并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島試驗(yàn)

并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島試驗(yàn)前，聯(lián)絡(luò)線有功功率為3.6 MW，無(wú)功功率為0.79 Mvar，儲(chǔ)能及柴油發(fā)電機(jī)有功及無(wú)功初始功率均為0，母聯(lián)開(kāi)關(guān)閉合，系統(tǒng)由進(jìn)線1供電，此時(shí)系統(tǒng)負(fù)荷功率大于儲(chǔ)能容量，使用柴油發(fā)電機(jī)組作為主電源進(jìn)行試驗(yàn)。MGCC設(shè)置的聯(lián)絡(luò)線有功功率調(diào)節(jié)步長(zhǎng)為0.2 MW，聯(lián)絡(luò)線無(wú)功功率調(diào)節(jié)步長(zhǎng)為0.1 Mvar，電壓上限為23.1 kV，功率調(diào)節(jié)周期為15 s。BSVR基準(zhǔn)電壓為22.5 kV，死區(qū)設(shè)置為±1.3%。MGCC收到并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島指令后，聯(lián)絡(luò)線功率控制過(guò)程波形如圖8所示，由圖8（a）可見(jiàn)單次聯(lián)絡(luò)線功率調(diào)節(jié)后母線電壓增幅為100 V左右，BSVR的單次調(diào)節(jié)后母線電壓降幅也為100 V左右，整個(gè)聯(lián)絡(luò)線功率控制過(guò)程中母線電壓幅值均在22～23.2 kV之間，頻率始終位于49.92～50.08 Hz之間，電壓和頻率波動(dòng)范圍均符合標(biāo)準(zhǔn)。根據(jù)本文的策略柴油發(fā)電機(jī)最終輸出功率理論計(jì)算值的有功功率為2 MW，無(wú)功功率為0 Mvar，儲(chǔ)能最終輸出有功功率理論計(jì)算值為1.6 MW，無(wú)功功率為0.79 Mvar，由圖8（b）可見(jiàn)儲(chǔ)能功率控制非常平穩(wěn)，柴油發(fā)電機(jī)存在一定的有功功率超調(diào)及無(wú)功功率隨電壓波動(dòng)現(xiàn)象，根據(jù)本文的分配策略，儲(chǔ)能及柴油發(fā)電機(jī)實(shí)際功率輸出測(cè)試結(jié)果均符合理論計(jì)算值，295.5 s時(shí)聯(lián)絡(luò)線有功功率控制到?0.024 MW，無(wú)功功率控制到0.058 Mvar，功率控制達(dá)到了預(yù)期效果，同時(shí)功率控制過(guò)程中避免了圖5中儲(chǔ)能無(wú)功大幅度過(guò)調(diào)現(xiàn)象。

當(dāng)聯(lián)絡(luò)線功率控制完成后，MGCC通過(guò)圖2的控制回路將柴油發(fā)電機(jī)運(yùn)行模式切換至孤島模式后跳開(kāi)PCC開(kāi)關(guān)。系統(tǒng)并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島切換波形如圖9所示，由圖9（a）可見(jiàn)，PCC開(kāi)關(guān)跳開(kāi)前0.0725 s聯(lián)絡(luò)線有功功率為0.097 MW，無(wú)功功率為?0.028 Mvar，由圖9（b）可見(jiàn)，PCC開(kāi)關(guān)跳開(kāi)后微網(wǎng)母線頻率波動(dòng)范圍為49.92～50.13 Hz之間，電壓基本沒(méi)有相位和幅值突變，整個(gè)系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)了并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島的平滑切換。

圖8 聯(lián)絡(luò)線功率控制波形Fig.8 Power control waveforms of tie-line

圖9 并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島模式切換波形Fig.9 Waveforms of switching-over from grid-connected operation mode to island operation mode

4.2 孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)試驗(yàn)

孤島運(yùn)行時(shí)由柴油發(fā)電機(jī)作為主電源維持系統(tǒng)電壓頻率，柴油發(fā)電機(jī)總控制器設(shè)置的同期頻率差值為0.1 Hz，壓差為2 V，角差為5°，最大同期時(shí)間為1 min，當(dāng)進(jìn)線電壓恢復(fù)，MGCC收到孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)指令后，由MGCC通過(guò)圖2的控制回路將已恢復(fù)的系統(tǒng)側(cè)電壓接入柴油發(fā)電機(jī)總控制器，同時(shí)向柴油發(fā)電機(jī)總控制器發(fā)送啟動(dòng)同期指令，孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)微網(wǎng)頻率及電壓調(diào)節(jié)過(guò)程如圖10所示。柴油發(fā)電機(jī)總控制器調(diào)節(jié)微網(wǎng)側(cè)頻率略高于系統(tǒng)側(cè)頻率，調(diào)節(jié)微網(wǎng)側(cè)電壓與系統(tǒng)側(cè)電壓相近。滿足同期條件后并網(wǎng)點(diǎn)PCC開(kāi)關(guān)同期合閘，PCC開(kāi)關(guān)合閘后MGCC將柴油發(fā)電機(jī)模式切換至并網(wǎng)模式，孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)切換波形如圖11所示。PCC開(kāi)關(guān)在0.23 s合閘后頻率經(jīng)過(guò)約500 ms振蕩后恢復(fù)正常，母線頻率振蕩幅度在系統(tǒng)可承受范圍內(nèi)，電壓基本沒(méi)有相位和幅值突變，整個(gè)系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)了孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)的平滑切換。

圖10 頻率及電壓調(diào)節(jié)波形Fig.10 Regulation waveforms of frequency and voltage

圖11 孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)模式切換波形Fig.11 Waveforms of switching-over from island operation mode to grid-connected operation mode

5 結(jié)論

1)在不改變柴油發(fā)電機(jī)總控制器邏輯程序的基礎(chǔ)上，通過(guò)外部控制回路實(shí)現(xiàn)了多并網(wǎng)點(diǎn)系統(tǒng)中柴油發(fā)電機(jī)運(yùn)行模式的無(wú)縫切換。

2)儲(chǔ)能功率控制精度高的優(yōu)勢(shì)可解決由于柴油發(fā)電機(jī)功率波動(dòng)造成聯(lián)絡(luò)線功率超調(diào)問(wèn)題，采用經(jīng)電壓閉鎖的功率步長(zhǎng)控制避免了安裝有BSVR的線路發(fā)生過(guò)電壓現(xiàn)象。

3)通過(guò)自動(dòng)同期及并網(wǎng)過(guò)程中多次同期控制相結(jié)合的方式，調(diào)節(jié)主電源的頻率及電壓滿足同期合閘條件減小并網(wǎng)沖擊，可有效提高并網(wǎng)效率及成功率。