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、負荷、儲能以及控制保護裝置有機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)定性問題，其既可與大電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)運行又可脫離大電網(wǎng)孤島運行[1-4]。偏遠地區(qū)由于遠離負荷中心輸電距離較長，一方面線路阻抗過大導致線損增加，壓降較大，呈弱電網(wǎng)狀態(tài)，有些地區(qū)在負荷高峰時需要開啟柴油發(fā)電機給系統(tǒng)供電；另一方面線路穿越地理環(huán)境復(fù)雜，當線路發(fā)生故障時往往難以短時間尋找到故障點位置，系統(tǒng)檢修時間較長，及時恢復(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、負荷與儲能相結(jié)合進行有效管理形成規(guī)模較大的變電站級微網(wǎng)[5]，可大大提高當?shù)毓╇姷慕?jīng)濟性、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)越來越復(fù)雜，控制難度不斷增加，運行模式切換過程中電壓頻率波動將嚴重影響負荷供電，實現(xiàn)并網(wǎng)運行與孤島運行平滑切換是微網(wǎng)控制的重點和難點。文獻[6]通過對儲能有功功率無功功率(PQ）控制與電壓頻率(V/f）控制的切換實現(xiàn)微網(wǎng)運行模式的無縫切換；文獻[7]采用新型的主從和對等控制相結(jié)合的綜合控制策略，對微網(wǎng)的并網(wǎng)/孤島運行模式的過渡進行控制；文獻[8]將超級電容器和蓄電池有機融為一體，提出了基于復(fù)合儲能的微網(wǎng)平滑切換控制策略；文獻[9]采用3層協(xié)調(diào)控制體系，將儲能變流器運行特性和并網(wǎng)點開關(guān)動作時間特性相結(jié)合，通過嚴格的動作時序配合，實現(xiàn)了并網(wǎng)與孤島模式間的無縫切換；文獻[10]研究了多微網(wǎng)、多并網(wǎng)點的主接線結(jié)構(gòu)以及多種運行模式的切換策略，有效地提高了整個微網(wǎng)系統(tǒng)的靈活性及可靠性；文獻[11]針對對等結(jié)構(gòu)的微網(wǎng)系統(tǒng)，儲能逆變器在并網(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)與孤島模式切換過程中儲能逆變器無需切換運行模式。文獻[12]基于主從控制微網(wǎng)結(jié)構(gòu)，采用分區(qū)域控制策略，有效避免了主控儲能功率越限，實現(xiàn)了微網(wǎng)從并網(wǎng)到孤島運行的平滑過渡。

現(xiàn)有文獻多針對儲能變流器自身控制策略及模式切換進行研究，未考慮弱電網(wǎng)下并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島切換過程中聯(lián)絡(luò)線功率控制對系統(tǒng)電壓頻率的影響，且對大型柴油發(fā)電機組作為主電源時模式切換策略研究較少。偏遠地區(qū)供電末端多采用線路雙向步進式自動調(diào)壓器（bidirectional step voltage regulator，BSVR）[13-14]對負荷側(cè)電壓進行調(diào)節(jié)，可解決長距離輸電造成的電壓越限問題，提高電能質(zhì)量。本文針對弱電網(wǎng)下變電站級微網(wǎng)特點，采用可靈活控制各個電源功率的主從控制結(jié)構(gòu)，提出可自適應(yīng)主電源為儲能或者柴油發(fā)電機組的并網(wǎng)/孤島平滑切換控制策略，并設(shè)計柴油發(fā)電機組模式切換方法，采用與BSVR相融合及多電源功率優(yōu)化協(xié)調(diào)互補的聯(lián)絡(luò)線功率控制策略，確保切換過程中微網(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)電機組及儲能系統(tǒng)，微網(wǎng)進線1與微網(wǎng)進線2來自于遠方電網(wǎng)，PCC1、PCC2為并網(wǎng)點，微網(wǎng)進線裝有BSVR，孤島運行時柴油發(fā)電機組及儲能系統(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）采集整個系統(tǒng)的電壓、電流及各個設(shè)備的運行狀態(tài)，對負荷及電源設(shè)備進行實時協(xié)調(diào)控制，實現(xiàn)整個微網(wǎng)系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。

1.2 儲能系統(tǒng)

儲能系統(tǒng)由多臺儲能變流器組成，當微網(wǎng)系統(tǒng)并網(wǎng)運行或孤島運行且柴油發(fā)電機作為主電源時儲能系統(tǒng)運行于PQ控制模式，其他工況下儲能系統(tǒng)作為主電源運行于虛擬同步機（virtual synchronous generator，VSG）控制模式。文獻[15]詳細分析了儲能變流器并網(wǎng)/孤島無縫切換控制策略，本文不再贅述。

1.3 柴油發(fā)電機系統(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)濟性一般配置多臺柴油發(fā)電機形成柴油發(fā)電機組[16]，每臺柴油發(fā)電機均配置單獨控制器，柴油發(fā)電機組配置總的柴油發(fā)電機協(xié)調(diào)控制器，實現(xiàn)多臺柴油發(fā)電機的協(xié)調(diào)控制。柴油發(fā)電機組總協(xié)調(diào)控制器采集并網(wǎng)點開關(guān)位置及并網(wǎng)點電網(wǎng)側(cè)電壓來判斷當前運行模式，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)進線1電壓、微網(wǎng)進線2電壓及Ⅱ母電壓間切換，進線1、進線2電壓分別用于孤島運行狀態(tài)下柴油發(fā)電機作為主電源時母線電壓頻率調(diào)節(jié)以實現(xiàn)進線1、進線2開關(guān)同期并網(wǎng)，Ⅱ母電壓用于柴油發(fā)電機啟動過程中的同期并網(wǎng)。

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

柴油發(fā)電機運行模式如表1所示。

圖2 柴油發(fā)電機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)電機運行模式Table 1 Diesel generator operation mode

柴油發(fā)電機控制策略框圖[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為機端電壓及電流；P、Q為柴油發(fā)電機實際輸出有功、無功功率；Pref、Qref為經(jīng)柴油發(fā)電機總控制器分解過的有功、無功功率指令；ωref、Uref為孤島運行模式下轉(zhuǎn)速、電壓參考值；Tm為機械力矩；Ef為勵磁電壓；ω、U為柴油發(fā)電機的實際轉(zhuǎn)速及機端電壓。

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)各個電源在并網(wǎng)點開關(guān)斷開前后功率發(fā)生跳變，確保系統(tǒng)并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島切換過程中電壓及頻率穩(wěn)定，在并網(wǎng)點開關(guān)斷開前需進行聯(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較小的值，使微網(wǎng)系統(tǒng)在孤島運行前內(nèi)部功率平衡，基本自給自足。

柴油發(fā)電機的有功功率運行范圍一般為30%～70%，若有功功率低于30%，柴油發(fā)電機單位功率耗油量較大，經(jīng)濟性較差，而且長期低功率運行將影響柴油發(fā)電機的使用壽命[18]，柴油發(fā)電機輸出無功功率將導致有功功率帶載能力下降，低功率因數(shù)運行時也會降低其工作效率[19]。為了實現(xiàn)柴油發(fā)電機經(jīng)濟高效穩(wěn)定運行并留有足夠的調(diào)節(jié)裕度，本文在聯(lián)絡(luò)線功率控制過程中控制柴油發(fā)電機有功功率輸出不小于50%，無功功率由儲能優(yōu)先滿足。并網(wǎng)運行時柴油發(fā)電機頻率被大電網(wǎng)所鉗制，但弱電網(wǎng)地區(qū)由于電壓受系統(tǒng)輸入有功、無功功率影響較大，在系統(tǒng)功率調(diào)節(jié)過程中若電壓波動較大，柴油發(fā)電機會根據(jù)當前系統(tǒng)電壓進行下垂控制，自動增減勵磁電流調(diào)節(jié)系統(tǒng)電壓，將對聯(lián)絡(luò)線功率控制造成影響，其輸出功率和MGCC指令值會存在一定偏差，而儲能運行于PQ模式時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，同時防止將柴油發(fā)電機由于下垂特性主動輸出的功率誤當作負荷功率后造成聯(lián)絡(luò)線功率振蕩，控制過程中首先將柴油發(fā)電機組當前輸出功率與聯(lián)絡(luò)線功率之和作為儲能的功率指令值，然后考慮柴油發(fā)電機組有功無功功率限制及儲能充放電功率限制，最終得出儲能及柴油發(fā)電機組的功率命令值。

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

首先將當前聯(lián)絡(luò)線功率及柴油發(fā)電機功率作為儲能功率目標值

式中： Ptotal為儲能及柴油發(fā)電機的總有功功率目標值； Pbess為 儲能輸出有功功率； Psys為聯(lián)絡(luò)線有功功率； Pdiesel為柴油發(fā)電機輸出有功功率。

式中： Qtotal為儲能及柴油發(fā)電機的總無功功率目標值； Qbess為 儲能輸出無功功率； Qsys為聯(lián)絡(luò)線無功功率； Qdiesel為柴油發(fā)電機輸出無功功率。

考慮儲能最大充放電功率及最大無功功率限制：

式中： P′bess為 未考慮柴油發(fā)電機經(jīng)濟運行功率限值的儲能有功功率目標值； Pdischrg為儲能最大放電功率限值； Pchrg為儲能最大充電功率限值。

式中： P′diesel為未考慮柴油發(fā)電機經(jīng)濟運行功率限值的柴油發(fā)電機有功功率目標值。

考慮柴油發(fā)電機經(jīng)濟運行，得到儲能及柴油發(fā)電機有功功率目標值調(diào)整值

式中： ?P為考慮柴油發(fā)電機經(jīng)濟運行的儲能及柴油發(fā)電機有功功率目標值調(diào)整值； Pdieselmin為柴油發(fā)電機經(jīng)濟運行功率限值。

根據(jù)目標調(diào)整值得到儲能及柴油發(fā)電機功率目標值

考慮儲能最大充放電限制，得到儲能及柴油發(fā)電機最終有功功率命令值

上述計算過程中同時對柴油發(fā)電機與儲能進行功率分配，若系統(tǒng)中無柴油發(fā)電機運行或無儲能運行時，將計算過程中柴油發(fā)電機或儲能的相關(guān)變量置0，可適用系統(tǒng)多種運行狀態(tài)下的聯(lián)絡(luò)線功率控制。

2.2 儲能和柴油發(fā)電機功率調(diào)節(jié)控制

圖4為微網(wǎng)某條進線等效電路；BSVR當前變比為1∶k；線路阻抗等效為R+jX；對側(cè)無窮大系統(tǒng)母線電壓為基準恒定電壓即；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)，且分為多級分接頭，每級分接頭動作時間間隔為10 s左右，而大型微網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線功率一般為兆瓦級，聯(lián)絡(luò)線功率控制過程中將大電網(wǎng)輸入微網(wǎng)側(cè)有功功率P2及無功功率Q2快速控制均接近于0，由式(13)可知由于BSVR不能及時快速動作進行電壓調(diào)節(jié)將造成母線電壓劇烈變化。

某實際現(xiàn)場由于聯(lián)絡(luò)線功率快速控制導致母線過壓實際波形如圖5所示，聯(lián)絡(luò)線功率控制目標為0，初始聯(lián)絡(luò)線有功功率為2 MW，無功功率為0.5 Mvar，15 s左右首次調(diào)節(jié)控制將聯(lián)絡(luò)線功率分配給儲能及柴油發(fā)電機，儲能無功目標值為0.5 Mvar，25 s時聯(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)線無功功率未下降反而升為0.88 Mvar，此時將聯(lián)絡(luò)線功率再次分配給儲能及柴油發(fā)電機，儲能無功目標值為1.38 Mvar，導致儲能在母線電壓過高情況下繼續(xù)增加無功輸出使電壓再次增加為24.40 kV，此時母線電壓超過額定電壓（22 kV）1.1倍導致柴油發(fā)電機停機，后由BSVR經(jīng)過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)，上述情況將嚴重影響系統(tǒng)穩(wěn)定運行。

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

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

2.3 并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島切換控制策略

由于儲能系統(tǒng)目前價格較高，大容量投資成本過大，最大配置容量往往不能滿足微網(wǎng)內(nèi)所有負荷供電需求，當MGCC收到系統(tǒng)并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島切換指令時首先自動識別采用儲能還是柴油發(fā)電機作為孤島主電源，若當前負荷小于儲能容量時使用儲能作為孤島主電源進行并網(wǎng)/孤島切換，否則MGCC將自動啟動柴油發(fā)電機組作為孤島主電源進行并網(wǎng)/孤島切換。當儲能作為孤島主電源時，若儲能最大充電功率不能完全消納新能源出力時需限制新能源出力，當柴油發(fā)電機作為孤島主電源時，若儲能及柴油發(fā)電機總?cè)萘窟€不能滿足當前負荷需求時需進行負荷減載。MGCC根據(jù)系統(tǒng)當前運行模式執(zhí)行新能源出力限制或負荷減載后根據(jù)本文策略執(zhí)行聯(lián)絡(luò)線功率控制及各個電源功率調(diào)節(jié)控制，當聯(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，若儲能作為孤島主電源時切換儲能至VSG模式，否則MGCC通過圖2控制回路控制柴油發(fā)電機運行于孤島模式，當主電源控制模式切換完成后斷開并網(wǎng)點開關(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)處于孤島運行時，當大電網(wǎng)恢復(fù)供電后需進行孤島轉(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)切換可通過遙控觸發(fā)或者MGCC檢測到系統(tǒng)電壓恢復(fù)后自動觸發(fā)，控制目標為調(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)邏輯時自動識別當前主電源為儲能還是柴油發(fā)電機，若主電源為儲能，根據(jù)系統(tǒng)側(cè)與微網(wǎng)側(cè)頻差、角差及壓差測量向儲能變流器發(fā)送頻率偏移及電壓偏移指令，若主電源為柴油發(fā)電機時，MGCC通過自動控制KM接觸器回路將系統(tǒng)側(cè)電壓接入柴油發(fā)電機總協(xié)調(diào)控制器，同時向其發(fā)送啟動同期并網(wǎng)指令，柴油發(fā)電機總協(xié)調(diào)控制器自身具備根據(jù)系統(tǒng)電壓自動同期調(diào)節(jié)功能，由系統(tǒng)電壓輸入測量自動生成轉(zhuǎn)速及勵磁參考值并下發(fā)至各個柴油發(fā)電機控制器，控制各個柴油發(fā)電機調(diào)整微網(wǎng)側(cè)電壓及頻率。當主電源進行同期調(diào)節(jié)時MGCC同時啟動相應(yīng)并網(wǎng)點開關(guān)檢測同期合閘功能，若在設(shè)定時間Tmax內(nèi)滿足同期合閘條件，并網(wǎng)點開關(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)過程中受電網(wǎng)側(cè)及微網(wǎng)側(cè)電壓頻率波動等外部因素影響，可能導致在設(shè)定的時間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)及時并網(wǎng)，提高并網(wǎng)成功率，系統(tǒng)同期失敗后MGCC將自動復(fù)歸儲能變流器或柴油發(fā)電機總協(xié)調(diào)控制器調(diào)節(jié)指令，同時停止相應(yīng)并網(wǎng)點開關(guān)檢測同期合閘功能，在限定的同期次數(shù)內(nèi)延時△T再次自動執(zhí)行同期調(diào)節(jié)及檢測同期合閘邏輯。

4 現(xiàn)場試驗

本文提出的并網(wǎng)/孤島平滑切換策略已在國外某弱電網(wǎng)地區(qū)22 kV變電站進行了現(xiàn)場試驗驗證，實際變電站結(jié)構(gòu)圖如圖1所示，微網(wǎng)內(nèi)配置4臺柴油發(fā)電機，每臺最大輸出有功功率為1 MW，配置5臺儲能，每臺最大輸出有功功率為0.5 MW。

4.1 并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島試驗

并網(wǎng)轉(zhuǎn)孤島試驗前，聯(lián)絡(luò)線有功功率為3.6 MW，無功功率為0.79 Mvar，儲能及柴油發(fā)電機有功及無功初始功率均為0，母聯(lián)開關(guān)閉合，系統(tǒng)由進線1供電，此時系統(tǒng)負荷功率大于儲能容量，使用柴油發(fā)電機組作為主電源進行試驗。MGCC設(shè)置的聯(lián)絡(luò)線有功功率調(diào)節(jié)步長為0.2 MW，聯(lián)絡(luò)線無功功率調(diào)節(jié)步長為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)線功率控制過程波形如圖8所示，由圖8（a）可見單次聯(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，整個聯(lián)絡(luò)線功率控制過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，電壓和頻率波動范圍均符合標準。根據(jù)本文的策略柴油發(fā)電機最終輸出功率理論計算值的有功功率為2 MW，無功功率為0 Mvar，儲能最終輸出有功功率理論計算值為1.6 MW，無功功率為0.79 Mvar，由圖8（b）可見儲能功率控制非常平穩(wěn)，柴油發(fā)電機存在一定的有功功率超調(diào)及無功功率隨電壓波動現(xiàn)象，根據(jù)本文的分配策略，儲能及柴油發(fā)電機實際功率輸出測試結(jié)果均符合理論計算值，295.5 s時聯(lián)絡(luò)線有功功率控制到?0.024 MW，無功功率控制到0.058 Mvar，功率控制達到了預(yù)期效果，同時功率控制過程中避免了圖5中儲能無功大幅度過調(diào)現(xiàn)象。

當聯(lián)絡(luò)線功率控制完成后，MGCC通過圖2的控制回路將柴油發(fā)電機運行模式切換至孤島模式后跳開PCC開關(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，PCC開關(guān)跳開前0.0725 s聯(lián)絡(luò)線有功功率為0.097 MW，無功功率為?0.028 Mvar，由圖9（b）可見，PCC開關(guān)跳開后微網(wǎng)母線頻率波動范圍為49.92～50.13 Hz之間，電壓基本沒有相位和幅值突變，整個系統(tǒng)實現(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

孤島運行時由柴油發(fā)電機作為主電源維持系統(tǒng)電壓頻率，柴油發(fā)電機總控制器設(shè)置的同期頻率差值為0.1 Hz，壓差為2 V，角差為5°，最大同期時間為1 min，當進線電壓恢復(fù)，MGCC收到孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)指令后，由MGCC通過圖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)電機總控制器，同時向柴油發(fā)電機總控制器發(fā)送啟動同期指令，孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)微網(wǎng)頻率及電壓調(diào)節(jié)過程如圖10所示。柴油發(fā)電機總控制器調(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PCC開關(guān)同期合閘，PCC開關(guān)合閘后MGCC將柴油發(fā)電機模式切換至并網(wǎng)模式，孤島轉(zhuǎn)并網(wǎng)切換波形如圖11所示。PCC開關(guān)在0.23 s合閘后頻率經(jīng)過約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)，電壓基本沒有相位和幅值突變，整個系統(tǒng)實現(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)電機總控制器邏輯程序的基礎(chǔ)上，通過外部控制回路實現(xiàn)了多并網(wǎng)點系統(tǒng)中柴油發(fā)電機運行模式的無縫切換。

2)儲能功率控制精度高的優(yōu)勢可解決由于柴油發(fā)電機功率波動造成聯(lián)絡(luò)線功率超調(diào)問題，采用經(jīng)電壓閉鎖的功率步長控制避免了安裝有BSVR的線路發(fā)生過電壓現(xiàn)象。

3)通過自動同期及并網(wǎng)過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。