文章针对微电网分层控制中出现的问题，如微电网并网转离网失败及存在离网“缝隙”，在离网转并网过程中存在合闸冲击等问题。提出移频控制无通信线互联的微电网控制技术，并搭建了20kW，400V微电网物理模型系统进行实验验证。验证了采用该方法可以实现不依赖通信，无MGCC，由储能装置与DG自主并联，无通信线互联的微电网系统，可以实现微电网并网转离网无缝切换，离网运行能量平衡，离网转并网的无冲击并网。
0 引言
分布式发电(distributed generation，DG)接在用户侧附近，采取就近发电、就近并网。DG接入配电网，当电网扰动或故障造成电压频率异常时，要求DG退出运行，避免DG接入对配电网安全运行造成影响。为解决DG接入配电网的矛盾，充分发挥DG优势，Lasseter B提出了微电网(micro-grid，MG)的概念，MG是指由DG(含光伏、风机等DG)、储能装置、负荷和控制装置等组成的具有自我控制、管理和保护的自治系统，既可以与配电网并网运行，也可以孤岛离网运行，MG技术是有效利用DG发电的技术途径。
微电网控制方式主要有主从控制、对等控制、综合分层控制3种控制方式。
1)主从控制。在微电网离网运行时需要主电源(储能装置)由P/Q控制模式转换为V/f控制模式，在并网运行时又需要主电源(储能装置)由V/f转换为P/Q控制模式，采用主从控制的微电网在孤岛发生时，会出现“有缝”切换，尽管使用快速电力电子开关可以缩小“缝隙”，但不能完全做到“无缝”切换，同时储能装置电池不能长期支撑离网运行中系统大的负荷，在负荷较轻时，也不能长期处于充电状态，需要依赖通信的综合分层控制实现能量平衡。
2)对等控制。各个DG根据接入点的电压和频率，采用Droop控制并参与微电网离网运行时的电压和频率调节，采用Droop控制可以不依赖通信，但微电网在离网运行时如何保持电压和频率的稳定性是需要继续解决的问题。
3)综合分层控制。把微电网分成能量管理层、协调控制层、就地控制层的三层控制结构，依赖协调控制层的微电网控制中心(micro-grid control center，MGCC)集中管理各个DG、储能装置、负荷，实现微电网离网能量平衡，是目前微电网普遍采用并具备商业应用的一种成熟技术模式，但分层控制依赖通信，结构复杂，且技术指标不高，存在“有缝”切换、非计划孤岛过电压、并网合闸冲击等问题。本文结合采用综合分层控制方式微电网工程，分析其存在的问题;提出移频控制无通信线互联的微电网控制技术并进行实验验证，实现不依赖通信、不增加控制设备、仅由储能装置与DG实现自主并联，是一种最简单物理结构的即插即用微电网方案。
1 微电网分层控制的主要问题
微电网分层控制结构如图1所示，把微电网分成能量管理层、协调控制层、就地控制层的3层控制结构。能量管理层实现配电网中多个微电网能量管理;协调控制层由MGCC集中管理各个DG、储能装置、负荷，响应能量管理层的调度管理并协调就地控制层设备，实现微电网的并网运行及离网运行控制;就地控制层由分布式电源、储能、负荷控制器以及智能终端等设备构成，实现数据采集、就地保护控制、分布式发电调节、储能充放电控制和负荷控制，对于小型简单微电网，可以简化结构，将能量管理层与协调控制层合并，采用2层控制体系结构。
图1 微电网分层控制结构
1.1 并网运行
微电网并网运行时，微电网通过公共连接点(point of common coupling，PCC)与配电网相连接，MGCC对主储能电池进行管理，让储能电池维持在荷电状态(state of ge，SOC)上限，尽可能多储存电能，这样可以使微电网在离网运行时尽可能长时间的工作。
1.2 并网转离网
在外部电源失去时，需要从并网状态转入离网状态，也就是非计划孤岛;或者在计划调度需要时，微电网转入离网状态，也就是计划孤岛。
1.2.1 计划孤岛PCC交换功率调节
在计划性孤岛时，MGCC根据计划调度指令要求，首先调节储能出力，使PCC交换功率为零，储能、各DG出力与负荷达到平衡;MGCC发出指令跳PCC开关，储能由P/Q工作模式转换为V/f工作模式，微电网进入离网运行状态。MGCC调节储能出力使PCC交换功率为零的原因是防止交换功率过大;在MG发电过多、向配电网输送有功过大时切换，会引起微电网在离网瞬时过电压，主储能电源因为过电压保护停机。
1.2.2 非计划孤岛过电压
在非计划性孤岛时，如果MG发电过多、向配电网输送有功过大，由于微电网能量突然不平衡，就会造成微电网还来不及切换，孤岛保护过电压发生，从而造成主储能因孤岛过电压停机，从而使微电网并网转离网失败。
1.2.3 非计划孤岛切换“缝隙”
在非计划性孤岛时，如果PCC交换功率不大，孤岛发生时，孤岛过电压不足以引起主储能停机。此时检测出孤岛后，跳PCC开关，进入离网运行状态，微电网瞬间失电，主储能经过并转离过程，经过一定时间，主储能电压频率恢复正常，从瞬间失电到主储能电压频率恢复正常的时间，就是非计划孤岛“缝隙”，尽管可以采取一定措施，包括采用快速动作的电子开关缩小“缝隙”，但不能彻底消除“缝隙”，这也是目前运行的微电网普遍存在的“有缝”切换问题。
1.3 离网运行
1.3.1 电池充放电管理
离网运行时需要MGCC对主储能电池进行主动管理，尽量多的利用分布式发电，这样可以保障微电网尽可能长时间离网运行。在负荷较小时，由MGCC管理主储能，把DG发出的多余电能储存起来，当主储能充电到储能的上限时，MGCC限制主储能充电，不然会引起主储能过充电保护停机，将整个微电网“黑掉”;在负荷较重时，当主储能放电到储能的下限时，MGCC限制主储能放电，采取切除负荷的方式，维持微电网运行;不然会引起主储能过放电保护停机，将整个微电网“黑掉”。
1.3.2 分布式发电控制
微电网离网运行时，MGCC对分布式发电及负荷进行预测，根据采集到各个节点的电流、电压、功率、开关量等信息，控制各DG及储能的出力，实现微电网的离网能量平衡。MGCC通信出现问题时，无法进行分布式发电控制，微电网不能正常运行。
1.4 离网转并网
微电网在离网运行期间，配电网电源恢复正常，或计划性孤岛恢复，需要微电网从离网恢复到并网运行。由于微电网离网运行时的电压与配电网电压存在角差及频差，并网恢复时采取同期角度小于定值时并网恢复，尽量减少并网恢复瞬间的合闸冲击。如果同期时合闸冲击过大，合闸冲击电流会造成主储能过电流保护动作而停机，整个微电网会被“黑掉”，微电网从离网转并网应尽量做到冲击小，实现“平滑”切换。
通过以上分析：微电网并网运行、并网转离网、离网运行、离网转并网的控制都离不开MGCC，而MGCC又依赖通信;即便这样，还不能解决过电压、切换“缝隙”、合闸冲击等问题。
2 移频控制技术
移频键控(frequency-shift-keying，FSK)技术是用数字信号去调制载波的频率，在电力系统保护通信领域是一项应用成熟的技术，如：高压线路保护用FSK式收发信机，额定频率范围50–400kHz，在4kHz额定带宽，正常运行发送的是监频信号，信号频率fG，用于信道的监视;故障时发送命令信号，发送信号频率fT，用于传送规定的操作命令。高压线路保护用载波机，采用FSK技术，在一个通道中切换5个频率，正常传送监频fG，故障时传送跳频fA、fB、fC、f3。跳频fA、fB、fC分别为A、B、C相的跳频，f3为三相跳闸的跳频，如图2所示。
图2 移频键控调制方式
微电网中可以借用FSK技术思想，在微电网离网运行时，借用电压源的工频信号，采用移频控制技术，利用频率信号作为通信手段，实现无通信线互联微电网控制，由储能装置与各个DG实现自主并联，不需要MGCC，是一种最简单物理结构的即插即用微电网控制。
2.1 频率分区
频率分区如图3所示，参考0.5–100 MW发电机组的频率偏差故障穿越要求：在47.5–51Hz内，49–50.3Hz为发电机组正常运行频率;50.3–51Hz为发电机组频率过高时，频率偏差故障穿越允许运行30min;47.5–49Hz为发电机组频率过低时，频率偏差故障穿越允许运行30min。在微电网离网运行时，主储能采用虚拟同步发电机技术，具有电压源外特性，借用电压源的工频信号，把频率运行下限47.5Hz调整为47.7Hz，主储能在最大功率充电/放电时，基于SOC的下垂控制方式如图4所示，频率工作在47.7–51Hz内，即使功率波动再大，只要不超出储能最大充放电功率，系统频率不会超出允许范围，解决了对等控制电压频率的稳定性，具有鲁棒性强的特点。具体方法是根据SOC状态，划分成3个区域，50.3–51Hz为SOC过高充电下垂运行区域，亦为高频故障穿越区域;47.7–49Hz为SOC过低放电下垂运行区域，亦为低频故障穿越区域;49–50.3Hz为SOC正常下垂运行区域及SOC过高放电/SOC过低充电下垂运行区域。SOC正常传送监频fG，SOC过高充电传送高控频fH(控制分布式发电)，SOC过低放电传送低控频fL(低周减载切除负荷)。
图3 频率分区
微电网并网运行，主储能运行下垂折线为图4中折线1，正常运行频率fG为49–50.3Hz，主储能根据SOC状态对储能电池进行维护，使SOC工作在设定的正常范围内。
离网运行，若SOC正常，主储能运行下垂折线为图4中折线1，下垂运行频率范围fG为49–50.3Hz，主储能根据SOC状态对储能电池进行维护，使SOC工作在设定的正常范围内，发送的是允许充放电监频fG信号;若SOC过高，主储能下垂折线为图4中折线2，下垂运行频率为49.6–51Hz，其中fH为50.3–51Hz，充电时主储能下垂运行在该区域，发出的是禁止充电信号，以该频率信号调节DG发电单元的发电，详见2.3中DG的f-P折线控制，放电时主储能下垂运行区域50.3–49.6Hz，不再调节DG发电单元的发电，随着电池放电，SOC恢复正常;若SOC过低，主储能下垂折线为图4中折线3，下垂运行频率为47.7–50.3Hz，其中fL为47.7–49Hz，放电时主储能下垂运行在该区域，这时SOC过低又不允许放电，以该频率信号作为低周减载信号，负荷通过低周减载，让主储能工作在49Hz以上，对电池充电。在频率允许范围内发送不同频率信号，以该频率信号调节DG发电单元的发电控制及负荷控制，实现无通信线互联微电网离网控制。
图4 基于SOC的下垂控制方式
2.2 主储能下垂控制折线
根据主储能电池SOC状态，采用不同的下垂折线，分为SOC正常，SOC过高，SOC过低3种情况：
1)SOC正常。
如图4下垂折线1所示。
2)SOC过高。
如图4下垂折线2所示。
3)SOC过低。
如图4下垂折线3所示。
2.3 DG的f-P折线控制
微电网离网运行，需要实时保持微电网的离网能量平衡，但DG的特性是最大能力的多发电，DG采用最大功率(MPPT)跟踪技术，最大能力地把直流电转换成交流电，在电池充满电的情况下，即SOC过高情况下，多余的电能不能储存，负荷又消耗不掉，这时会造成电能过多，失去能量平衡，引起过电压，从而造成微电网离网时失去能量平衡而崩溃，这就需要限制调节DG出力，以便保持离网能量平衡。
按照GB/T15945–1995《电力系统频率允许偏差》电能质量要求，正常电网频率允许偏差±0.2Hz，设置DG限额开始频率fs1=50.2Hz，限额终止频率fs2=50.3Hz，为fH下限值，fH上限fmax=51Hz，微电网离网运行时DG出力按照图5所示的f-P折线控制运行，DG控制方式采用常用的P/Q控制。
图5 DG的f-P折现控制
1)最大频率跟踪运行：f≤fs1，DG发出的电能不会过多，不会引起过电压，DG运行保持MPPT运行。
2)保持当前的功率运行：
fs1
3)限制功率运行：fs2
4)停止功率输出：f>51Hz，DG发出的电能已经超出负荷的消耗，SOC过高，并且超出主储能的调节能力上限，若不停止DG功率输出，将引起过电压，引起系统崩溃，在这一阶段，DG停止功率输出，也就是常规的DG孤岛保护。
2.4 主储能V/f控制
微电网离网运行时，存在离网能量平衡问题，主储能在离网运行时采用移频控制技术，根据电池SOC状态，发出不同的下垂频率，DG根据不同频率，控制调节出力，保持离网能量平衡。并网运行时，储能变流器工作在P/Q模式，电网频率是由大电网决定。储能变流器并网采用P/Q模式，离网采用V/f模式，存在并网到离网，离网到并网的模式切换，模式切换又带来“缝隙”问题。采用目前研究逐步成熟的虚拟同步发电机技术(virtual synonous generator，VSG)，变流器与同步发电机的等效关系如图6所示。
图6 变流器与同步发电机的等效关系
虚拟同步发电机具有电压源外特性，既可以并网运行，也可以离网运行，因此在计划孤岛或非计划孤岛时，仍保持并网时的初始状态，实现并网转离网的无缝切换。鉴于传统电网中的同步发电机具有优良的惯性和阻尼特性，使储能变流器在功率和频率动态过程中具有阻尼电网震荡的能力，使微电网离网运行的整个转动惯量加大作用更加明显，能大大提高微电网离网运行的稳定性。
针对离网转并网模式切换带来的合闸冲击问题，文献[11]借鉴传统同步发电机准同期并列装置工作原理，实时监测PCC并网开关两侧电压差，当电压差有效值小于阀值(文中给出10%)并网，具有与传统同步发电机的同期并列装置一致的特性。文献[14]提出的同步电压源(synonous voltage source，SVS)的微电网分层控制，参照电力系统一次调频有差控制原理，同步电压源控制通过对逆变器输出功率和输出电压幅值/相角之间的下垂控制，使各逆变器共同承担系统的负荷功率波动，参与系统调频调压，在离网转并网时，启动预同步控制，通过多次平移下垂曲线，使PCC并网开关两侧电压同步。文献[15-16]提出了采用一种基于幅值和相位逐步逼近的预同步并网技术，如图7所示，从离网转并网指令接收时刻起，实时监测PCC并网开关电网侧的电压相位信息，按照设定的相位调节步长来调节储能变流器的电压相位值，直至两侧电压相位同步并保持同步，发PCC合闸命令，进行并网，实现离网转并网无冲击合闸。
图7 预同步并网
2.5 电池充放电管理
并网运行时配电网调度端对储能进行功率调节，控制储能的充放电，保持合理的SOC状态。离网运行时，尽量少的依赖储能维持负荷供电，尽量多的以DG给负荷供电，同时DG多余的电能充分利用，储存在电池中，这样可以让离网运行保持时间最长。为此，储能SOC上限门槛设置80%–90%，下限门槛20%–30%。并网运行时，储能维持在上限80%–90%，这样离网运行时储能能保持长时间的电量供给。
离网运行，在SOC高于上限门槛时，储能工作在图4的折线2，充电时为fH区域，发送的是禁止充电信号;SOC在正常范围内，储能工作在图4的折线1，发送的是允许充放电信号;储能可能随负载消耗SOC降低，在SOC小于下限门槛时，储能工作在图4的折线3，放电时为fL区域，发送的是禁止放电信号。SOC与电池充放电的关系如图8所示，表示SOC与电池充放电关系。
图8 SOC与电池充放电的关系
3 实验验证
3.1 实验系统介绍
为验证本文提出采用移频控制技术，利用频率信号作为通信手段，实现无通信线互联微电网控制，搭建了如图9所示的微电网实验系统，实验系统由20kW储能，20kW负荷，20kW光伏发电构成，储能电池采用锂离子电池，储能变流器采用虚拟同步发电机技术，具有电压源外特性，下垂折线采用本文提出的移频控制技术，并网采用预同步并网技术，光伏逆变器采用f-P折线控制技术，负荷1功率12kW，负荷2功率8kW，实验系统接入电压400V，实验系统没有MGCC，实验内容主要有并网转离网实验、离网运行负荷突减实验、离网转并网实验等，验证不同工况下无通信互联微电网控制。
图9 无通信线微电网实验系统
3.2 实验验证1：并网转离网
微电网在并网转离网时，验证解决目前运行的微电网可能出现的离网瞬间过电压及“有缝”切换问题。并网转离网实验如图10所示，实验按照交换功率最大，由微电网向配电网送电，光伏发电20kW，负荷为0，并网运行时光伏发电20kW全部通过PCC输送配电网，储能出力为0，此时发生非计划孤岛，光伏发电20kW转为储能全部吸收。图中线 为微电网母线线电压(390V)，并网转离网时没有缝隙，没有发生过电压，实现了非计划孤岛的无缝切换，线 为储能变流器相电流，孤岛发生后储能出力为0到充电电流29.8A。
图10 并网转离网实验
3.3 实验验证2：离网运行负荷突变实验
微电网离网运行时，验证不依赖通信，依靠主储能与DG配合实现控制调节及能量平衡。离网运行负荷突变实验如图11所示，正常运行负荷20kW，光伏发电出力10kW，储能放电出力10kW，储能放电出力加光伏出力，正好满足负荷消耗需要，90ms负荷突减12kW，270ms后又突减8kW的情况，第一次负荷突减12kW，负荷仅剩8kW，此时光伏发电10kW，超出负荷消耗，多余的2kW储能充电，储能由放电状态到充电状态，第二次负荷再突减8kW，负荷为0，此时光伏发电10kW，负荷消耗为0，光伏发电10kW光伏发电全部由储能吸收。图中线 为微电网母线线电压390V，保持不变;线 是储能交流侧电流，电流相位在负载突变前后相差180°，电流从放电到充电(0–90ms：14.9A，90–270ms：3.1A，270ms以后：-15.2A);线 是储能变流器直流侧电压(700V)，线 是储能变流器直流侧电流(0–90ms：14.1A，90–270ms：2.9A，270ms以后：14.5A)。
图11 离网运行负荷突变实验
3.4 实验验证3：离网到并网无冲击合闸
非计划孤岛后的离网转并网实验如图12所示，微电网离网运行，带20kW负荷，全部由储能供电，检测出配电网侧有电压，合PCC开关，储能出力减小到0，负荷由配电网供电，离网到并网期间储能无冲击，实现平滑切换。图中线 是微电网母线线电压，保持390V不变;线 是储能交流侧电流，电流从29.6A放电到0。
图12 离网转并网实验
4 结语
本文提出采用移频控制技术，利用频率信号作为通信手段，实现无通信互联线微电网控制，仅由储能装置与各个DG实现自主并联，不需要MGCC，实现一种最简物理结构的即插即用微电网控制。搭建微电网物理模型，在物理模型中，主储能为虚拟同步发电机特性的电压源，采用移频控制技术，预同步并网技术，DG采用f-P折线控制，实验验证了采用移频控制技术可以实现不依赖通信、无MGCC、由储能装置与各个DG自主并联构成微电网系统，微电网并网转离网可实现无缝切换，离网运行主储能与DG通过频率信号实现自动平衡调节，离网转并网的实现平滑切换，具有应用推广价值。
原标题：【新技术】移频控制无通信线互联的微电网控制技术
