汪 寶,匡洪海,鄭麗平,丁曉薇
(湖南工業(yè)大學電氣與信息工程學院,湖南 株洲 412007)
微電網(wǎng)目前已具有交流微電網(wǎng)、直流微電網(wǎng)和交直流混合微電網(wǎng)3種具體形式[1-2],兼顧交流微電網(wǎng)與直流微電網(wǎng)優(yōu)勢特征的交直流混合微電網(wǎng)近年來備受關(guān)注[3-6]。微電網(wǎng)通常包含多種新能源發(fā)電形式,具有顯著地促進新能源發(fā)電利用與提高供電可靠性的特征。在微電網(wǎng)實際運行中,微電網(wǎng)可根據(jù)電網(wǎng)的工作狀態(tài)通過相應的檢測控制系統(tǒng)實現(xiàn)并網(wǎng)與孤島運行模式切換以提高供電可靠性。
在交直流混合微電網(wǎng)的相關(guān)研究中,文獻[7]針對交直流混合微電網(wǎng)進行了建模與控制仿真研究,通過對系統(tǒng)各單元的控制策略設(shè)計,實現(xiàn)了交直流混合微電網(wǎng)并/離網(wǎng)運行過程中的穩(wěn)定;文獻[8]從直流母線電壓的角度出發(fā),基于對直流母線電壓的分層控制設(shè)計,采用下垂控制實現(xiàn)了直流子系統(tǒng)的功率分配,通過仿真與實驗驗證了所提方法;文獻[9]針對交直流混合微電網(wǎng)中的聯(lián)絡(luò)變流器進行了控制策略研究,通過設(shè)計聯(lián)絡(luò)變流器的虛擬同步電機控制策略,實現(xiàn)了交直流混合微電網(wǎng)的穩(wěn)定運行。文獻[10-11]指出混合微電網(wǎng)主變流器采用并網(wǎng)PQ控制以實現(xiàn)新能源發(fā)電的充分利用,采用孤島V/f控制以維持交流母線的電壓與頻率穩(wěn)定,但沒有考慮兩種控制模式切換的暫態(tài)沖擊問題,且切換后通常需要切除負荷以維持系統(tǒng)功率平衡。文獻[12]基于滑??刂普归_了混合微電網(wǎng)接口換流器的控制策略研究,通過滑??刂朴行岣吡私涌趽Q流器的魯棒性和快速響應性,但滑??刂圃趯嶋H工程應用中實現(xiàn)難度較大。文獻[13]針對設(shè)計的一種混合微電網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu),基于蓄電池展開了系統(tǒng)的并網(wǎng)/孤島切換研究,采用直接電流補償?shù)姆椒▽涣鱾?cè)儲能變流器控制參量的補償,實現(xiàn)了切換過程中控制參量的平滑,達到了混合微電網(wǎng)運行模式平滑切換的效果。
在目前有關(guān)交直流混合微電網(wǎng)的相關(guān)研究中,通常只在直流側(cè)設(shè)置蓄電池等儲能元件,通過對聯(lián)絡(luò)變流器的優(yōu)化控制實現(xiàn)系統(tǒng)的穩(wěn)定運行;但在系統(tǒng)孤島時,如由于交流母線的斷開導致交流側(cè)有較大功率缺額時,難以保證交流負荷的可靠供電。因此,本文針對主從結(jié)構(gòu)的交直流混合微電網(wǎng),通過交流側(cè)與直流側(cè)分別設(shè)置儲能系統(tǒng),分別承擔混合微電網(wǎng)中直流子系統(tǒng)與交流子系統(tǒng)的系統(tǒng)功率平抑,對混合微電網(wǎng)進行系統(tǒng)綜合控制的研究,并通過電力系統(tǒng)暫態(tài)仿真軟件PSCAD搭建了相應模型進行仿真驗證。
主從結(jié)構(gòu)的交直流混合微電網(wǎng)系統(tǒng)構(gòu)架如圖1所示。在該交直流混合微電網(wǎng)系統(tǒng)中,將連接交流側(cè)蓄電池的儲能變流器設(shè)置為主控單元,將連接直流側(cè)直流子系統(tǒng)的聯(lián)絡(luò)變流器設(shè)置為從控單元。當混合微電網(wǎng)并網(wǎng)運行時,混合微電網(wǎng)交流側(cè)的電壓與頻率由公共配電網(wǎng)支撐,此時主控單元與從控單元均采用恒功率(PQ)控制;當混合微電網(wǎng)孤島運行時,混合微電網(wǎng)交流側(cè)的電壓與頻率失去了公共配電網(wǎng)的支撐,此時主控單元由PQ控制切換為恒壓恒頻(V/f)控制,實現(xiàn)對交直流混合微電網(wǎng)交流側(cè)電壓與頻率的支撐,而從控單元仍保持PQ控制,以實現(xiàn)直流側(cè)富余功率向交流側(cè)輸送。
圖1 主從結(jié)構(gòu)的交直流混合微電網(wǎng)系統(tǒng)Fig.1 Hybrid AC/DC microgrid system with master-slave structure
在圖1所示的交直流混合微電網(wǎng)系統(tǒng)中,直流母線側(cè)的光伏發(fā)電、儲能元件分別通過相應的電能變換裝置接入直流母線,既減少DC/AC變換器的使用,又避免了直流微電源通過DC/AC接入交流母線所帶來的頻率控制與無功環(huán)流等問題。交流母線側(cè)的儲能元件通過相應電能變換裝置接入交流母線,交直流負荷分別接在交直流母線上,交流母線與直流母線通過聯(lián)絡(luò)變流器連接。
在交直流混合微電網(wǎng)運行時,直流側(cè)儲能裝置通過雙向DC/DC變換器接入直流母線以平滑直流母線系統(tǒng)的功率波動,從而維持直流母線電壓穩(wěn)定。直流母線通過雙向AC/DC變換器(聯(lián)絡(luò)變流器)與交流母線連接實現(xiàn)了直流側(cè)富裕分布式發(fā)電功率向交流側(cè)的傳輸,交流母線以靜態(tài)開關(guān)的形式通過公共連接點(point of common coupling, PCC)與公共配電網(wǎng)連接,實現(xiàn)了電能在微電網(wǎng)與公共配電網(wǎng)之間的傳遞。
光伏發(fā)電通過單向DC/DC升壓變換器并入直流母線,其并入直流母線的拓撲結(jié)構(gòu)如圖2(a)所示。光伏發(fā)電可采用最大功率點跟蹤(maximum power point tracking, MPPT)控制和恒壓控制兩種并網(wǎng)控制模式,交直流混合微電網(wǎng)中,為了充分利用光伏發(fā)電而采用MPPT控制模式,常用的MPPT控制策略有牛頓-拉夫遜迭代法、擾動觀察法和增量導納法。由于增量導納法在光照變化時具備良好的最大功率跟蹤性能且功率波動較小,因此光伏電池的MPPT控制采用增量導納法。
圖2 光伏發(fā)電并網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)與控制框圖Fig.2 Structure and control diagram of photovoltaic grid-connected system
光伏發(fā)電采用MPPT控制并入交直流混合微電網(wǎng)的直流母線,其控制框圖如圖2(b)所示。由MPPT得到光伏電池的最大功率點電壓,將最大功率點電壓Uref作為光伏輸出電壓的參考電壓,再將其與光伏輸出電壓比較后通過PI控制器調(diào)節(jié)后輸入脈寬調(diào)制(pulse width modulation, PWM)信號發(fā)生器,產(chǎn)生PWM信號驅(qū)動絕緣柵雙極型晶體管(insulated gate bipolar transistor, IGBT),實現(xiàn)了光伏電池的最大功率并網(wǎng),從而實現(xiàn)光伏發(fā)電的充分利用。
在交直流混合微電網(wǎng)中,由于在直流子系統(tǒng)中不需要涉及頻率及無功功率的控制,系統(tǒng)的功率平衡僅需通過保持直流母線電壓穩(wěn)定來實現(xiàn)。因此,直流側(cè)蓄電池采用恒壓控制策略以實現(xiàn)直流母線電壓的平穩(wěn)控制;在交流子系統(tǒng)中,交流側(cè)蓄電池需快速維持交流子系統(tǒng)功率平衡,尤其在混合微電網(wǎng)由并網(wǎng)向孤島運行模式切換時,交流側(cè)蓄電池需要迅速響應系統(tǒng)功率需求,通過放電來維持交流子系統(tǒng)的功率平衡。因此,本文的直流側(cè)蓄電池采用恒壓充放電控制,交流側(cè)蓄電池采用恒流充放電控制。
在直流子系統(tǒng)中,直流側(cè)蓄電池并入直流母線的拓撲結(jié)構(gòu)如圖3(a)所示,其控制框圖如圖3(b)所示。比較直流母線參考電壓Uref與實際電壓Udc,將經(jīng)過PI控制器調(diào)節(jié)后的輸出作為電流內(nèi)環(huán)中蓄電池輸出電流的參考值;再與蓄電池實際輸出電流Ibattery比較后經(jīng)PI控制器調(diào)節(jié)后輸入PWM信號發(fā)生器,產(chǎn)生PWM信號從而驅(qū)動IGBT,實現(xiàn)了蓄電池的充放電控制。
圖3 直流側(cè)蓄電池并入直流母線結(jié)構(gòu)與控制策略Fig.3 Battery incorporated DC bus structure and control strategy of DC side
在交流子系統(tǒng)中,交流側(cè)蓄電池通過雙向DC/DC變換器與儲能變流器連接。當交流子系統(tǒng)功率富余時,儲能變流器工作在整流狀態(tài)下,通過雙向DC/DC變換器工作于Buck模式對蓄電池進行充電儲能;當交流子系統(tǒng)功率不足時,雙向DC/DC換流器工作在Boost模式釋放存儲的電能,通過儲能變流器饋入交流子系統(tǒng)以維持系統(tǒng)的功率平衡。交流側(cè)蓄電池并網(wǎng)系統(tǒng)拓撲結(jié)構(gòu)如圖4(a)所示,其控制框圖如圖4(b)所示。
圖4 交流側(cè)蓄電池并入交流母線結(jié)構(gòu)與控制策略Fig.4 Battery incorporated AC bus structure and control strategy of AC side
在圖4所示的蓄電池恒流充放電控制框圖中,通過PI控制器實現(xiàn)蓄電池實際電流Ibattery對給定參考充放電電流Iref的跟蹤控制,將PI控制器輸出信號作為輸入PWM信號發(fā)生器的參考調(diào)制信號,產(chǎn)生PWM信號以驅(qū)動IGBT,從而實現(xiàn)蓄電池的充放電控制。
在圖1所示的交直流混合微電網(wǎng)中,系統(tǒng)采用主從控制模式。將連接交流側(cè)混合儲能系統(tǒng)的儲能變流器設(shè)置為主控單元,連接交流母線與直流母線的聯(lián)絡(luò)變流器作為從控單元;并根據(jù)系統(tǒng)的并網(wǎng)運行與孤島運行模式的不同,分別對主控單元與從控單元設(shè)計恰當?shù)目刂撇呗?。交直流混合微電網(wǎng)考慮新能源發(fā)電充分利用這一需求,在交直流混合微電網(wǎng)時,無論交直流混合微電網(wǎng)工作在并網(wǎng)模式還是孤島模式,聯(lián)絡(luò)變流器均采用恒功率控制,將直流側(cè)光伏發(fā)電帶來的富余功率恒定地送至交流側(cè),以實現(xiàn)光伏發(fā)電效益的最大化。
當交直流混合微電網(wǎng)并網(wǎng)運行時,PCC處靜態(tài)開關(guān)閉合,聯(lián)絡(luò)變換器采用PQ控制將直流子系統(tǒng)富余的光伏發(fā)電產(chǎn)生的富余電能以恒定功率的形式輸送至交流子系統(tǒng);直流側(cè)混合儲能系統(tǒng)負責直流子系統(tǒng)功率波動的平滑調(diào)節(jié),保證直流母線電壓的穩(wěn)定;由于并網(wǎng)運行時交流母線的電壓和頻率可由配電網(wǎng)支撐,對交流側(cè)儲能變換器也采用PQ控制進行充電儲能以備不時之需。通過給定有功與無功功率參考值,采用PI控制器實現(xiàn)功率的跟蹤控制,聯(lián)絡(luò)變流器實現(xiàn)了直流子系統(tǒng)向交流側(cè)定向輸送恒定功率。其系統(tǒng)結(jié)構(gòu)控制框圖如圖5所示。
當公共配電網(wǎng)由于故障等原因?qū)е码妷旱鋾r,PCC處靜態(tài)開關(guān)斷開使混合微電網(wǎng)系統(tǒng)成為孤島,交流母線的電壓與頻率失去了公共配電網(wǎng)的支撐。此時為了保證系統(tǒng)的正常運行,需要儲能變換器由PQ切換為恒壓恒頻V/f控制以維持交流母線的電壓與頻率穩(wěn)定,儲能變流器的PQ與V/f控制框圖如圖6所示。
圖5 聯(lián)絡(luò)變流器PQ控制框圖Fig.5 PQ control diagram of contact converter
圖6 儲能變流器的PQ與V/f控制框圖Fig.6 PQ and V/f control block diagram of energy storage converter
儲能變流器采用V/f控制時,頻率由標準交流參考信號給定,通過交流側(cè)儲能系統(tǒng)放電補充系統(tǒng)的功率缺額。當公共配電網(wǎng)恢復正常后,根據(jù)并網(wǎng)信號經(jīng)過預同步調(diào)整后將儲能變換器由V/f控制平滑切換為PQ控制,為混合儲能系統(tǒng)進行充電儲備電能。通常情況下,交直流混合微電網(wǎng)傾向于工作在并網(wǎng)模式中,當系統(tǒng)再次檢測到配電網(wǎng)恢復正常時,經(jīng)過并網(wǎng)預同步控制后再將儲能變流器由PQ控制切換為V/f控制。在儲能變流器PQ控制與V/f控制切換時,為避免切換時產(chǎn)生劇烈的電壓電流沖擊,在切換時采用控制參數(shù)平滑策略[14-15]。
為實現(xiàn)混合微電網(wǎng)系統(tǒng)的功率分配控制,需要進行交直流混合微電網(wǎng)系統(tǒng)在運行過程中對儲能系統(tǒng)的功率需求分析,因此,首先分別針對直流側(cè)儲能系統(tǒng)與交流側(cè)儲能系統(tǒng)進行系統(tǒng)功率流動分析。在交直流混合微電網(wǎng)系統(tǒng)中,直流子系統(tǒng)與交流子系統(tǒng)的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)與各單元功率情況如圖7所示。
圖7 交/直流子系統(tǒng)與功率分布Fig.7 AC/DC subsystem and power distribution
由圖7(a)所示的直流側(cè)儲能系統(tǒng)接入直流母線系統(tǒng)結(jié)構(gòu)可知,為充分利用光伏發(fā)電功率,在系統(tǒng)運行時始終將光伏發(fā)電置于MPPT控制模式,通過聯(lián)絡(luò)變流器將直流側(cè)富余功率輸送至交流側(cè)以實現(xiàn)光伏發(fā)電輸出功率的充分利用。在交直流混合微電網(wǎng)運行時,記光伏發(fā)電系統(tǒng)注入直流母線功率為Ppv,直流負荷需求功率為Pdc_load,通過聯(lián)絡(luò)變流器輸送至交流側(cè)的功為Pinv,直流子系統(tǒng)對直流側(cè)儲能系統(tǒng)需求功率即直流側(cè)儲能系統(tǒng)與直流母線交換功率為Pdc_st,不計系統(tǒng)功率損耗,根據(jù)功率平衡關(guān)系可知
Pdc_st+Ppv=Pdc_load+Pinv
(1)
即有
Pdc_st=Pdc_load+Pinv-Ppv
(2)
式中:當Pdc_st>0時,表示直流側(cè)儲能系統(tǒng)向直流母線輸出功率;當Pdc_st<0時,表示直流側(cè)儲能系統(tǒng)從直流母線吸收功率。
類似的,可分析交直流混合微電網(wǎng)運行時交流子系統(tǒng)對交流側(cè)混合儲能系統(tǒng)的功率需求。結(jié)合圖7(b)所示的交流側(cè)儲能系統(tǒng)接入交流母線系統(tǒng)結(jié)構(gòu),記交流負荷需求為Pac_load,交流母線與公共配電網(wǎng)交換功率為Pgrid,交流子系統(tǒng)對交流側(cè)儲能系統(tǒng)需求功率即交流側(cè)儲能系統(tǒng)與交流母線交換功率為Pac_st,根據(jù)系統(tǒng)功率平衡關(guān)系可知
Pac_st+Pinv=Pac_load+Pgrid
(3)
即有
Pac_st=Pac_load+Pgrid-Pinv
(4)
式中:當Pac_st>0時,表示交流側(cè)儲能系統(tǒng)向交流母線輸出功率;當Pac_st<0時,表示交流側(cè)儲能系統(tǒng)從交流母線吸收功率。
為驗證本文所述的交直流混合微電網(wǎng)系統(tǒng)控制策略的可靠性,在PSCAD/EMTDC仿真軟件中,搭建了圖1所示的系統(tǒng)仿真模型進行了系統(tǒng)的運行與控制仿真驗證。系統(tǒng)基本仿真參數(shù)設(shè)置如表1所示。
3.2.1 交直流混合微電網(wǎng)并網(wǎng)運行仿真
在公共配電網(wǎng)正常的狀態(tài)下,交直流混合微電網(wǎng)通常工作在并網(wǎng)模式,針對并網(wǎng)模式下的交直流混合微電網(wǎng)仿真,仿真初始條件為:交流負荷250 kW,直流負荷55 kW,假設(shè)仿真過程中光照及溫度等條件保持恒定,光伏發(fā)電系統(tǒng)額定輸出200 kW。仿真過程設(shè)計如下:
表1 系統(tǒng)基本仿真參數(shù)Table 1 Basic simulation parameters of system
(1) 0~2 s混合微電網(wǎng)系統(tǒng)并網(wǎng)穩(wěn)定運行:
(2) 2 s時系統(tǒng)直流側(cè)負荷由55 kW突變?yōu)?5 kW;
(3) 2~4 s混合微電網(wǎng)系統(tǒng)保持并網(wǎng)穩(wěn)定運行;
(4) 4 s時交流側(cè)負荷由250 kW突變?yōu)?00 kW;
(5) 4~6 s混合微電網(wǎng)系統(tǒng)保持并網(wǎng)穩(wěn)定運行。
由上述仿真過程,得到并網(wǎng)模式下的交直流混合微電網(wǎng)系統(tǒng)仿真波形如圖8所示。
圖8 并網(wǎng)運行交直流混合微電網(wǎng)仿真波形Fig.8 Simulation waveform of grid-connected hybrid AC/DC microgrid
由圖8(a)、(b)可知:光伏發(fā)電系統(tǒng)相對平穩(wěn)的輸出功率200 kW,其中150 kW由聯(lián)絡(luò)變流器傳輸至交流子系統(tǒng)側(cè),0~2 s期間直流負荷消耗功率55 kW,導致直流子系統(tǒng)出現(xiàn)功率缺額5 kW,該缺額由直流側(cè)蓄電池通過雙向DC/DC變換器放電5 kW補充;在2 s時,直流負荷由55 kW突變?yōu)?5 kW,由于光伏發(fā)電一直處于最大功率發(fā)電狀態(tài),無法為負荷突增需求的功率需求,此時的功率缺額35 kW由蓄電池補充,整個直流子系統(tǒng)保持功率平衡,直流母線電壓保持相對穩(wěn)定。
由圖8(c)、(d)可知:交流側(cè)負荷功率需求為250 kW,聯(lián)絡(luò)變流器向交流子系統(tǒng)輸送功率150 kW,儲能變流器控制交流側(cè)儲能系統(tǒng)以50 kW進行恒功率充電儲能,此時的功率缺額由公共配電網(wǎng)向系統(tǒng)補充150 kW,系統(tǒng)功率保持平衡;在4 s時,交流負荷由250 kW突變?yōu)?00 kW,系統(tǒng)維持其他單元功率不變,由公共配電網(wǎng)向系統(tǒng)補充的功率相應減少50 kW,整個系統(tǒng)功率依舊保持穩(wěn)定。系統(tǒng)的電壓與頻率由公共配電網(wǎng)支撐,交流母線電壓保持正常輸出。
3.2.2 交直流混合微電網(wǎng)孤島運行仿真
在公共配電網(wǎng)由于故障導致電壓跌落時,交直流混合微電網(wǎng)必須孤島運行以保證系統(tǒng)內(nèi)重要負荷的不間斷供電,提高供電可靠性。針對孤島模式下的交直流混合微電網(wǎng)仿真,仿真初始條件為:交流負荷200 kW,直流負荷85 kW,假設(shè)仿真過程中光照及溫度等條件保持恒定,光伏發(fā)電系統(tǒng)額定輸出200 kW。仿真過程設(shè)計如下:
(1) 0~2 s混合微電網(wǎng)系統(tǒng)孤島穩(wěn)定運行;
(2) 2 s時系統(tǒng)直流側(cè)負荷由85 kW突變?yōu)?5 kW;
(3) 2~4 s混合微電網(wǎng)系統(tǒng)保持并網(wǎng)穩(wěn)定運行;
(4) 4 s時交流側(cè)負荷由200 kW突變?yōu)?50 kW;
(5) 4~6 s混合微電網(wǎng)系統(tǒng)保持并網(wǎng)穩(wěn)定運行。
由上述仿真過程,得到孤島模式下的交直流混合微電網(wǎng)系統(tǒng)仿真波形如圖9所示。
圖9 孤島運行交直流混合微電網(wǎng)仿真波形Fig.9 Simulation waveform of islands running hybrid AC/DC microgrid
由圖9(a)、(b)可知:光伏發(fā)電系統(tǒng)相對平穩(wěn)的輸出功率200 kW,其中150 kW由聯(lián)絡(luò)變流器傳輸至交流子系統(tǒng)側(cè),0~2 s期間直流負荷消耗功率85 kW,導致直流子系統(tǒng)出現(xiàn)功率缺額35 kW,該缺額由直流側(cè)蓄電池通過雙向DC/DC變換器放電補充;在2 s時,直流負荷由85 kW突變?yōu)?5 kW,此時系統(tǒng)功率缺額由35 kW改變?yōu)? kW,由蓄電池向系統(tǒng)補充的功率也隨之由35 kW改變?yōu)? kW,整個直流子系統(tǒng)保持功率平衡,直流母線電壓保持相對穩(wěn)定。
由圖9(c)、(d)可知:交流側(cè)負荷功率需求為200 kW,聯(lián)絡(luò)變流器向交流子系統(tǒng)輸送功率150 kW,由于斷開了與公共配電網(wǎng)的連接,系統(tǒng)功率出現(xiàn)了50 kW的缺額,儲能變流器控制交流側(cè)儲能系統(tǒng)以50 kW進行恒功率放電,補充系統(tǒng)的功率缺額,系統(tǒng)功率保持平衡;在4 s時,交流負荷由200 kW突變?yōu)?50 kW,系統(tǒng)維持其他單元功率不變,由交流側(cè)儲能系統(tǒng)向系統(tǒng)補充的功率相應增加50~100 kW,整個系統(tǒng)功率依舊保持穩(wěn)定。在儲能變流器的控制調(diào)節(jié)下,交流母線電壓與頻率維持相對穩(wěn)定輸出。
3.2.3 并網(wǎng)運行與孤島運行切換仿真
當公共配電網(wǎng)正常時,交直流混合微電網(wǎng)并網(wǎng)運行,而當公共配電網(wǎng)由于故障導致電壓跌落時,交直流混合微電網(wǎng)必須由并網(wǎng)運行切換為孤島運行以保證系統(tǒng)內(nèi)重要負荷的不間斷供電,提高供電可靠性;當公共配電網(wǎng)故障解除后,又需要將交直流混合微電網(wǎng)由孤島運行切換為并網(wǎng)運行,這里就涉及到交直流混合微電網(wǎng)運行模式的切換問題?;谇拔姆治?,混合微電網(wǎng)運行模式的切換由儲能變流器的協(xié)調(diào)控制實現(xiàn),下文將針對交直流混合微電網(wǎng)進行并網(wǎng)與孤島運行模式切換的仿真分析。仿真初始條件為:直流子系統(tǒng)保持相對穩(wěn)定,光伏發(fā)電系統(tǒng)額定輸出200 kW,直流負荷為45 kW,聯(lián)絡(luò)變流器參考功率為150 kW。仿真過程設(shè)計如下:
(1) 0~2 s混合微電網(wǎng)系統(tǒng)并網(wǎng)穩(wěn)定運行;
(2) 2 s時設(shè)置公共配電網(wǎng)故障,混合微電網(wǎng)系統(tǒng)檢測到故障后進行運行模式切換;
(3) 2~4 s混合微電網(wǎng)系統(tǒng)保持孤島穩(wěn)定運行;
(4) 4 s時檢測設(shè)置公共配電網(wǎng)故障消除,混合微電網(wǎng)系統(tǒng)檢測到故障恢復后進行并網(wǎng)預同步控制,4.075 s左右實現(xiàn)由孤島向并網(wǎng)運行的切換;
(5) 4.075~6 s混合微電網(wǎng)系統(tǒng)保持并網(wǎng)穩(wěn)定運行。
由上述仿真過程,得到孤島模式下的交直流混合微電網(wǎng)系統(tǒng)仿真波形如圖10所示。
圖10 并/離網(wǎng)運行交直流混合微電網(wǎng)仿真波形Fig.10 Simulation waveform with grid-connected/islands operation of AC/DC hybrid microgrid
0~2 s期間,在混合微電網(wǎng)的直流側(cè),保持光照、溫度條件不變的情況下光伏發(fā)電系統(tǒng)較為穩(wěn)定的輸出功率200 kW,供給直流負荷45 kW,由聯(lián)絡(luò)變流器傳輸50 kW至交流子系統(tǒng)側(cè),富余的5 kW對直流側(cè)蓄電池進行充電儲能;在混合微電網(wǎng)的交流側(cè),交流負荷為250 kW,儲能變流器控制交流側(cè)蓄電池以50 kW的功率進行充電儲能,系統(tǒng)從配電網(wǎng)吸收150 kW補充系統(tǒng)的功率缺額。
2 s時設(shè)置公共配電網(wǎng)故障,為保持混合微電網(wǎng)交流母線的電壓與頻率穩(wěn)定,將儲能變流器由PQ平滑切換為V/f控制。切換后直流側(cè)系統(tǒng)各單元功率保持不變,交流側(cè)的交流母線由于與公共配電網(wǎng)斷開導致系統(tǒng)出現(xiàn)了100 kW的功率缺額,此時交流側(cè)儲能蓄電池迅速響應,通過雙向DC/DC變換器以100 kW的恒定功率向交流子系統(tǒng)放電,系統(tǒng)功率平衡。
2~4 s期間,交直流混合微電網(wǎng)系統(tǒng)保持孤島穩(wěn)定運行。由圖10(c)可知,在孤島運行期間交直流混合微電網(wǎng)交流側(cè)的電壓保持相對穩(wěn)定。
4 s時設(shè)置公共配電網(wǎng)故障恢復,為防止蓄電池放電過度,需要將混合微電網(wǎng)由孤島運行模式切換為并網(wǎng)運行模式。在系統(tǒng)檢測到公共配電網(wǎng)電壓恢復正常后,啟動并網(wǎng)預同步動作,預同步結(jié)束發(fā)出指令進行PCC的合閘并網(wǎng)操作,混合微電網(wǎng)恢復并網(wǎng)運行,混合微網(wǎng)系統(tǒng)各單元重新進入0~2 s期間的混合微電網(wǎng)并網(wǎng)運行狀態(tài)。
交直流混合微電網(wǎng)綜合了單純交/直流微電網(wǎng)在新能源發(fā)電利用和高可靠的交直流負荷供電等方面的突出優(yōu)勢,是未來微電網(wǎng)發(fā)展的重要方向之一?;谥鲝慕Y(jié)構(gòu)的交直流混合微電網(wǎng)綜合控制策略展開研究,分別采用直流側(cè)儲能系統(tǒng)與交流側(cè)儲能系統(tǒng)平抑系統(tǒng)的功率波動,通過對從控單元聯(lián)絡(luò)變流器與主控單元儲能變流器的恰當控制,實現(xiàn)了系統(tǒng)并/離網(wǎng)的平穩(wěn)運行。仿真結(jié)果驗證了本文所述綜合控制策略的正確性與有效性。