电力系统规划设计-微网运行与控制

接上篇：电力系统规划设计-新能源并网微电网，现在无疑是比较前沿的内容，国内这块与国外相比有一些差距。

参与做过一些微电网规划，比如三沙岛的，也参观过一些实验室的微电网模型，许继的示范项目，试着总结一二。

一、微电网概述首先说说分布式能源和微电网的区别吧。

分布式能源（DER）：一般定义为包括分布式发电（DG）、储能装置（ES）和与公共电网相连的系统。

其中DG是指满足终端用户的特殊需求，接在用户侧的小型发电系统，主要有内燃机，微型燃气轮机、燃料电池、太阳能、风能等发电系统。

分布式能源有很多优点，比如可实现能源综合梯级利用，弥补大电网稳定性方面不足，环境友好等，但是它的最本质缺点在于不可控和随机波动性，从而造成高渗透率下对电网稳定的负面影响。

所以，分布式能源和微电网的本质区别就在于前者不可控，后者可控。

微电网（MG）把分布式发电、储能装置、负荷通过控制系统协调控制，形成单一可控单元，直接接在用户侧，优点是非常明显的。

微电网的控制模式和策略是里面的关键部分，无论是系统级的主从、对等和综合性控制模式，还是逆变器级的P/Q、U/f、下垂控制，乃至和储能相结合的控制方式，都是微电网的核心部分。

而这些，在分布式能源系统里面是不会涉及的。

所以说，很多外面在搞的微网项目，特别是中国人在国外援建，都是在混淆概念，没有控制系统，其实只能叫做分布式发电（分布式能源系统都算不上）。

所以说微电网的核心在于“自治独立，协调互济”，自治独立指的是微电网具备阻断电网故障影响的能力，使微电网的孤网运行具有不失负荷或者少失负荷；协调互济指的是微电网和主网可以建立互相支援的关系。

国外这块，美国，欧盟和日本研究和应用较为领先，三者之间对于微电网的定义略有区别但不大，国内这块，学校里面天大好像还可以，示范工程许继有两个。

二、微电网的架构微电网的体系结构一般采用国际上比较成熟的三层结构（许继的示范工程也是如此）：配电网调度层、微电网集中控制层、分布式电源和负荷就地控制层。

这块就不多展开了，比较直白。

三、微电网控制策略控制策略是微电网的核心关键部分。

微电网的运行分为并网运行和离网运行（孤岛运行），控制策略也是围绕这两种状态和切换过程进行。

微电网控制体系主要如下图所示：第一层为逆变型电源的逆变器级控制这一层的控制模式主要分为：恒功率控制(PQ控制)、恒压/恒频控制(V/f控制)和下垂控制(Droop控制)。

恒功率控制(PQ控制)：顾名思义，就是实现有功和无功的控制=参考值。

当光伏、风机等分布式发电系统采用最大功率追踪控制时，属于恒功率控制。

微电网并网运行时，由电网提供电压和频率参考，各分布式电源一般采用恒功率控制。

当然，部分可控型分布式电源也可采用f-P 和V-Q 下垂控制方法，在电网电压幅值和频率降低时，能够支撑电网电压和频率。

恒压/恒频控制(V/f控制)和下垂控制(Droop控制)：恒压/恒频控制，即控制电压和频率。

下垂控制，则比较重要且复杂些，即选择与传统发电机相似的频率一次下垂特性曲线（Droop Character）作为控制方式，即分别通过P/f下垂控制和Q/V下垂控制来获取稳定的频率和电压，这种控制方法对微网中的微源输出的有功功率和无功功率分别进行控制，无需机组间的通信协调，实现了微源即插即用和对等控制的目标。

微电网孤立运行时，需由微电网内主电源建立电压和频率参考，该层控制可分为主从控制模式和对等控制模式。

在主从控制模式中，微电网内的一个分布式电源(或储能设备)采取V/f 控制，为微电网提供电压和频率参考，而其他分布式电源则采用PQ 控制。

在对等控制模式中，微电网中参与电压、频率调节和控制的多个可控型分布式电源(或储能设备)在控制上都具有同等的地位，通常选择P-f 和Q-V 下垂控制方法，根据分布式电源接入点就地信息进行控制。

与主从控制模式相比，在对等控制模式中采用下垂控制的分布式电源可以自动参与输出功率的分配，易于实现分布式电源的即插即用。

所以一般来说，下垂控制核心在于负荷功率变化时，不同分布式电源的功率自动通信和共享，P/Q控制核心在于根据实际运行情况，对分布式电源有功和无功指定控制。

两者区别已经很清楚了，直观的说一个主要对外，一个主要对内。

PQ控制对外用于并网，被处理为一个恒定的功率输出；下垂控制用于孤岛，没有公网的电压频率支撑，要自治地负责系统的电压频率的调节满足要求。

第二层控制微电网并网运行时，第二层控制的主要目标为降低微电网内可再生能源与负荷的波动对主网的影响，使微电网作为一个友好、可控的负荷接入主网。

通过微电网中心控制器(MGCC)对各分布式电源下发合理的功率指令，通过联络线功率控制可实现这一点。

微电网孤立运行时，采用主从控制模式能维持微电网电压和频率恒定，负荷的变化主要由主电源跟随，需要通过MGCC 实现各分布式电源间的功率合理分配。

采用对等控制模式时，能同时解决电压频率稳定控制和输出功率合理分配，但这是一种有差控制，负载变化前后系统的稳态电压和频率会有所变化。

此时，该层控制的目标主要是恢复微电网电压和频率。

微电网运行模式无缝切换控制也在第二层控制中实现，该部分应具备电网故障检测、微电网与电网同步等功能，并对微电网并网静态开关和主电源控制模式切换进行协调控制。

第三层控制该层主要为微电网能量管理系统层，通过相应能量优化算法：①确定微电网并网运行时，与大电网之间联络线输出功率参考值(作为微电网第二层控制目标参考值);②在微电网孤立运行时，调整各分布式电源输出功率参考值或下垂曲线稳态参考点和分配比例系数设定等信息，实现微电网经济运行等功能。

这里其实只是简单总结了下微电网的控制模式，在实际运行中和储能模块相结合这块还是非常复杂的，特别是离网控制，涉及稳态，动态和暂态的三态控制，并网控制稍微简单些，只需考虑稳态控制即可。

四、微电网规划微电网规划这块国内目前也还是慢慢开始做，并不是很成熟。

里面具体的可以看一些文献和资料，定容、储能、协调控制，优化算法结合在一起，还是比较复杂的。

用的软件主要是HOMER软件，软件本身还是比较强大的，我没有用过就不多说了，以后想抽空学下。

五、微电网保护微电网保护问题根源在于分布式电源使得配电系统从单电源辐射式网络变为“潮流双向性网络”，主要是三个问题：1）分布式电源与原有配电网保护的配合问题2）分布式电源对线路重合闸的影响3）孤岛监测和反孤岛措施。

传统配电网典型保护设计方案通常是主馈线采用电流速断保护和过流保护组成的两段式保护，并配置三相一次重合闸装置。

电流速断按照线路末端故障有灵敏度的方法整定，过流保护按保护线路全长加时限整定。

1）分布式电源与原有配电网保护的配合问题如图所示。

一是导致本线路部分保护灵敏度降低及拒动，部分保护的灵敏度增加。

如图，当K3发生接地故障时，由于MG的分流作用，使B3感受到的故障电流减小，B3的灵敏度降低：当K2点发生接地故障，B4将流过MG提供的故障电流，使保护B4的灵敏度增加。

二是导致本线路保护误动。

当母线处或K1发生接地故障时，B3流过MG提供的反方向短路电流，当MG馈入电网的功率足够大时，将使B3误动。

三是导致相邻线路保护误动，失去选择性。

当K4发生接地故障，B1流过MG提供的短路电流，如果MG的容量足够大，那么B1的保护范围将可能延伸到下一段线路，使保护失去选择性。

2）分布式电源对线路重合闸的影响依旧如图。

K3发生接地故障，保护B3的电流速断保护立即动作断开故障线路，但MG的PCC从检测外部故障到SS断开MG需要一段时间，期间MG和B3所在的馈线构成孤岛运行，如果此时保护B3的前加速动作，可能会造成非同期合闸。

同时，MG继续向故障点提供电路电流，可能使故障点电弧重燃，扩大事故。

保护B3的前加速必须与PCC处的静态开关SS动作时间配合。

所以，必须限制MG提供的短路电流，以公共配电网电流速断或定时限过流保护的定值为约束条件，以减轻MG接入对重合闸前加速，后加速的影响。

3）防孤岛保护孤岛效应当主电网由于故障或检修而停止对部分负荷供电时,用户侧的分布式电源可能与负荷构成一个可独立运行的孤网系统,从而脱离电网调度系统的控制,如果不能明确地给出孤网系统与主电网的断开点,则可能引发一系列人身和运行隐患。

这块内容涉及到一些孤岛监测方法，可以结合IEEE 1547 孤岛检测标准看看。

4）微电网保护措施一是微电网系统级保护。

关键是其与公共配电网的连接点PCC，可知，微电网并网运行对配电网继电保护的影响因素主要取决于两个因素：注入配电网的短路电流大小和持续时间。

当公共电网发生永久性故障或微电网的运行状态不符合标准时，要求微电网进入孤网运行，PCC的迅速动作能减轻微电网对公共配电网继电保护的不利影响。

所以，PCC安装的控制与保护装置必需能够检测并准确判断电网的各种故障情况，迅速做出响应，决定微电网是否进入孤网运行。

二是微电网单元级保护。

当公共电网发生故障或电能质量下降，如过电压，电压偏低等，对于敏感负荷，需要微点网快速断开与公共电网的连接，微电网进入孤网运行模式。

微电网单元及保护主要是应对微电网内部发生的各种故障所配置的保护。

具体来说比如限制DG的容量与接入位置，配电网故障时，DG立即退出，引入故障电流限制手段如故障限流器等。

保护这块确实不擅长，也就随便总结一些。

六、微电网工程实例许继河南分布式光伏发电及微电网运行控制试点工程是国内首个包含光伏发电、电力储能，并具有微电网特性的试点工程，是国家电网公司唯一的微电网试点项目。

该项目以河南财政税务高等专科学校屋顶380 kW光伏项目为依托，由380 kW光伏电源、2 组100 kW/100 kWh 储能系统、约34 路用电负荷、相关控制单元和保护单元构成光储联合微电网系统，可以实现微电网并网到离网，离网到并网的平滑过渡。

图中的负荷回路和光伏发电回路实际上对应有多路负荷回路和光伏回路。

本示范工程将离网状态定义为：1DL 和2DL 均跳开，即孤岛状态。

并网状态定义为：1DL 和2DL有一个合上。

正常运行时，1DL 及分段3DL 合上，2DL 断开，微电网为并网运行。

系统和光伏电源同时给用电负载供电。

如果系统故障，导致1DL 断开，微电网进入离网运行，光伏发电、储能系统和用电负荷构成微电网的计划孤岛运行模式，持续供电。

当系统电源恢复，则合上1DL 或2DL 开关，微电网由离网运行转入并网运行。

此项目的保护与控制装置有：光伏逆变器，储能变流器，微电网系统控制器，负荷控制器，馈线保护控制器。

除了以上保护控制器外，还有一套后台集中控制中心完成系统的集中控制和管理。

在微电网的并网、离网过程中，系统控制流程如图所示。

本项目中所有光伏逆变器在这整个过程中均作P/Q 控制。

在并网状态，按最大出力发电，在离网状态，由后台集中控制中心根据需要控制出力。