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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
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