孤岛联网后独立型微电网改造方案与实现

（国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014)

0 引言

海岛通常因其独特的风光和气候而闻名，却受限于地理和技术因素，常年被用能问题所困扰。近年来我国经济发展迅猛，前往海岛旅游的游客也逐渐增多，在带动海岛发展的同时，岛上用电需求高速增长，将很快超出原本孤网的负荷能力。为增强岛上负荷能力，解决用电困难，越来越多的海岛通过敷设海底电缆，实现与大陆联网，结束孤网供电模式。大电网的接入能够使海岛电网更加坚强，电源种类和运行方式更为多样化，但原本的孤网运行方式和能量管理策略将不再适用，需要对协调控制系统和能量管理系统进行改造。通过实施升级改造，微电网整体的控制模式与能量管理策略也从维持微电网系统电压、频率稳定的单一目标转向保证电网电量平衡、发掘设备与数据潜力和促进资源之间互动的多元化目标，进一步发挥清洁能源优势，展现微电网系统价值。

1 改造前系统概况

原孤岛型微电网主接线如图1 所示。微电网系统包含2 台200 kW 和2 台300 kW 柴油发电（以下简称“柴发”）机组、10 台100 kW 的直驱风机、110 kWp+500 kWp 光伏发电，经升压变汇集后接至10 kV 母线；包含4 组500 kW×2 h 储能锂电池组，灵活分组后经双向变流器直接接至汇集母线。

图1 改造前微电网主接线

独立型微电网的控制策略为：用柴发做主电源，系统尽可能多使用风、光发电，多余能源存入储能系统，能源不足时由储能系统放电补充；经济性运行策略和储能系统优化控制策略主要以维持微电网电压及频率、保证系统稳定为目标。独立微电网运行模式如图2 所示。

图2 改造前独立型微电网运行模式

2 联网后改造方案

与大陆电网互联后，从拓扑结构方面优化供电区域，调整内部配电网结构，保留重要负荷，其余负荷转移至35 kV 变电站。改造后的微电网选择原有站内备用10 kV 开关作为并网点与35 kV 变电站相联，选择35 kV 变电站1 号和2 号主变压器（以下简称“主变”）10 kV 断路器作为黑启动后离网转并网时负荷转移的同期断路器。从设备层面，升级监控和能量管理平台及微电网协调控制器，以承载所需控制系统及执行控制策略；增设并网点控制与保护一体化装置和35 kV变电站内TV（电压互感器）、同期并网装置，以降低并网时对大电网的暂态冲击和减少负荷转移时微电网停电次数。从系统层面，改造微电网的控制系统使协调控制能力与现有运行方式相匹配，实现多电源的稳定切换；改进能量管理策略，释放储能系统潜力以适应能量弹性平衡特性，实现电源与负荷之间、微电网与大电网之间友好灵活互动。改造后的微电网和35 kV 变电站主接线分别如图3、图4 所示。

2.1 微电网监控及能量管理系统与设备改造

2.1.1 系统架构改造

在沿用主从型微电网控制模式、经典的集中管理和分层控制思想的基础上，对系统进行功能拓展。尽量保留原有站内与外部系统弱关联部分，如保护测控装置及智能用电系统；对监控和能量管理平台、微电网协调控制器进行必要的适应性改造。具体为：

（1）由微电网运行监控系统完成优化控制，实现与电网的互动。

图3 改造后微电网主接线

图4 改造后35 kV 变电站主接线

（2）由MGCC（微电网中央控制器）负责优化协调控制的执行。

（3）通过保护测控装置与DG 控制器实现对微电网、分布式电源、PCS（储能变流器）、直流电源系统及负荷的一体化监测、保护与控制。

微电网控制体系采用基于IEC 61850 通信体系的三层控制架构（图5）：第一层为站控优化控制层，第二层为协调控制层，第三层为就地控制保护层。

2.1.2 设备改造

图5 改造后微电网监控及能量管理系统构架

两套互为主备的监控服务器，负责微电网数据采集、前置服务（通信接入）、数据处理等服务，能将微电网公共连接点处的并离网状态、交换功率上送调度中心，并可接受调度中心对微电网的并离网状态的控制和交换功率的设置。在接入微电网全景数据的基础上，通过高级应用程序实现站控层能量优化管理功能。一套气象预测/WEB服务器负责为微电网能量预测提供数据基础，及对公网以WEB 方式发布微电网运行方式。

两套微电网中央控制器装载协调控制策略，根据调度下发或优化控制与监视层监控服务器所下发的能量优化目标，自动协调微电网的经济及稳定运行。分别为柴发机组、风电机组的协调控制配置一套微电源控制器，对柴发控制器/风电控制器进行直接通信接入，并与微电网中央控制器、Ⅰ/Ⅱ母控制器通过控制网交换机组网，实现快速数据传输及同步。控制策略响应时间如表1所示。

2.2 多运行模式改造

改造后的并网型微电网运行模式以适应多电源联合供电和多电源稳定切换为目标，可在微电网整体并网运行、风光储独立运行和风光柴储独立运行等多运行模式之间平滑切换。微电网通常以整体并网运行，可主动或被动切换至离网运行模式。微电网具备黑启动能力，模式切换失败时可进行黑启动。微电网运行模式互相转换与互动示意如图6 所示。

表1 控制策略响应时间

图6 微电网运行模式转换示意

2.2.1 并网运行与离网运行

在并网运行方式下，由大电网提供刚性的电压和频率支撑，分布式电源全部工作在P/Q 模式，大电网可根据经济运行分析、需求侧管理分析等给微电网下发交换功率定值，以实现整个配电网最优运行。在一般情况下，能量管理系统控制储能系统执行削峰填谷控制策略，促使岛上可再生能量就地消纳、不通过跨海电缆对大陆电网反送电。在特殊情况下（如发生地震、暴风雪、洪水等意外灾害情况）或在大电网用电紧张需大范围拉闸限电时，微电网作为后备电源向配电网提供有力支撑。

在离网运行方式下，PCS 或柴发工作在V/F模式，其余分布式电源工作在P/Q 模式。离网运行保障在大电网停电时重要负荷的供电，其运行模式包括风光储运行和风光柴储运行，根据微电网中储能容量和新能源发电能力来决定是否需要启动柴发来满足系统的连续供电，通过微电网中央控制器的快速稳定控制，保证离网运行的稳定性。当微电网的频率、电压越限出现紧急情况时，具备低频低压减载、高频高压切机的功能。在微电网完全停电的情况下，通过黑启动功能进入离网运行模式。

2.2.2 平滑切换控制

控制系统采用双重切换控制模式，根据微电网所带负荷状况，控制不同开关进行切换。

正常运行时，控制系统运用无缝切换技术，要求微电网内分布式电源发电功率和储能系统容量充足，且微电网和大电网之间的交换功率在一定范围内。控制器根据分布式电源和储能系统容量水平，实时跟踪负荷变化，调整分布式电源出力、PCS 输出或投切负荷。当大电网故障时，微电网与主网断开连接，切换至离网运行，PCS 维持微电网电压和频率稳定；当大电网恢复供电时，控制器快速检测并网，PCS 协助维持微电网功率平衡。若大电网故障停电，且微电网内分布式电源发电功率和储能系统容量不足，则需要利用柴发系统或者储能系统进行黑启动，切换至离网运行模式，通过风、光、储、柴的联合运行，保证变电站大楼、政府和军队等重要负荷供电。平滑切换控制流程如图7 所示。

图7 平滑切换控制流程示意

微电网带变电站负荷离网运行后与大电网并网时，为避免对大电网造成暂态冲击和二次停电，采用同步控制方法将负荷转移至35 kV 变电站。根据现场实际情况和断路器操作权限，选择35 kV 变电站1 号、2 号主变10 kV 断路器作为大电网并网断路器，在1 号、2 号主变10 kV 进线侧各增设一组TV，在35 kV 变电站故障解列屏内增设一台同期装置，分别采集10 kV 进线侧电压信号及微电网10 kV 母线电压信号，主变10 kV断路器侧遥信和遥控接入同期装置，同期装置与微电网站内借用现有光纤进行通信。当微电网和大电网之间的电压幅值、频率和相角的差值在允许范围内时，同期继电器可以闭合断路器，完成同期并网操作。

2.2.3 黑启动控制

合理配置黑启动有助于增强电网弹性，使电网快速从故障中恢复。当微电网在遭遇外部电网停电，切换离网运行失败，造成完全停电后，可进行黑启动措施。利用锂电池储能单元或柴油发电机作为黑启动电源，建立系统额定工作电压和频率，并有步骤地恢复电网运行和重要负荷供电。

由于微电网系统架构发生改变，黑启动控制方式及策略从原先的Ⅰ，Ⅱ子微电网分别黑启动后再同期并网运行，改造为4 组PCS 并联同步黑启动的串行恢复策略，改造后的黑启动能力将提高2倍。具体控制方式为：首先，断开2 个10 kV并网断路器，合上母分开关及4 台PCS 的10 kV侧断路器，根据电源的启动能力投入适当的负荷；然后，通过后台给同步控制器下发黑启动指令，10 kV 母线建立电压的同时，负荷即正常运行。

2.3 能量管理与协调控制策略改造

2.3.1 能量管理策略

根据风电场所处地理位置的气候特征和风电场历史数据，采用物理方法结合ARIMA（差分自回归移动平均模型）、混沌时间序列分析、ANN（人工神经网络）等多种算法，实现短期72 h、超短期0～4 h、时间分辨率小于15 min 的风电输出功率预测。通过分析周边环境三维地理特征和天气特征，结合历史观测数据，综合影响光伏发电功率的因素实现超短期光伏发电功率预报。根据负荷类别、负荷类型、负荷曲线、负荷测量值及天气等信息来估计馈线上单个负荷的预测值。根据负荷预测、可再生发电预测、可再生发电量、可调度分布式发电效率，利用模型预测控制方法实现经济运行控制（图8）。

图8 经济运行控制策略流程

2.3.2 并网协调控制策略

离网状态下协调控制主要用于维持微电网系统电压频率稳定，设备高度冗余；并网运行后，设备性能得到释放，搭配协调控制策略和能量控制策略，可有效提高资源利用效率。

（1）削峰填谷控制策略

削峰填谷的控制策略保证了高渗透率可再生能源在微电网内“自发自用、就地消纳”，实现可再生能源渗透电量的时空转移。通过对电源及负荷的合理调度，保证电网侧进线备用容量，延缓跨海电缆的扩容升级。

该策略的调峰算法采用功率差充放电方式，根据已有的负荷预测曲线，考虑储能容量和充放电功率限制，先确定削峰填谷的充放电功率的上下限，并通过线性插值法解决因负荷预测曲线为离散点而造成一段时间内充放电功率无法确定的问题，然后将上下限值与负荷预测功率曲线进行比较，最后在此基础上确定各个时段内的充放电功率。使用该方式可使每个时间段内的充放电功率更加合理，且实际负荷曲线偏移不会造成削峰填谷失败，使运行策略更加灵活[8]。

（2）联络线功率控制策略

微电网在并网运行模式下，接受配调中心根据整个配电网经济运行、需求侧管理等计算下达的微电网联络线交换功率定值，使得微电网对配电网呈现出一个可调度的电源特性。通过对微电网电源及负荷进行调节，实现微电网与外部电网柔性互动，精准响应电网调度的调控要求；通过设置功率范围，将微电网与大陆电网能量互动保持在固定范围内，提高海岛微电网对外可控性；通过设置络线功率上限，限制微电网内发电量和负荷用电量的功率差值，当大电网停电，微电网被动进入离网运行模式时，减小系统调节负担，有利于微电网并离网的平滑切换。

3 改造后现场主要功能试验

3.1 运行模式切换

在该微电网系统中，单台PCS 的容量为500 kVA，考虑到电网的抗负荷冲击能力及离网运行时设备热备用所需冗余容量等因素，设置并网点与PCS 交换功率为300 kW，同期并网定值角差为5°，频差为0.1 Hz，压差为5 V。并离网切换时，系统总负荷有功功率为651.3 kW，无功功率为64.7 kvar，清洁能源出力为113 kW。

（1）离网试验

并网运行转离网运行过程中电压波形如图9所示。切换过程中，系统电压相位和幅值几乎没有出现突变，切换过渡平滑。

图9 并网转离网模式电压波形

（2）并网试验

离网运行转并网运行过程中电压波形如图10 所示。合闸电平变位后，在1 个周期内完成合闸，切换平稳，未发现明显波动。

图10 离网转并网模式电压波形

3.2 黑启动

黑启动试验电源采用4 组储能系统并联同步黑启动，现场试验所带有功负荷570 kW，无功负荷165 kvar。黑启动策略中加入了限流措施，可增强变流器带电机类负载的能力，但也会增加电机启动时间。综合考虑并多次试验后，将黑启动限流定值设定为100 A，将变流器电压步长调整为1.5 kV/s。黑启动过程录波如图11 所示。

图11 黑启动波形

图11 中，电流为负荷10 kV 侧总电流，电压为10 kV 侧电压二次值（变比10 000/100，相电压），功率为负荷的视在功率（二次测量值计算）。从图中可以看出，电流值在电压上升到30 多伏时达到峰值60 A，随后开始下降，直至稳定在33 A 左右。由于在黑启动过程中，负荷电流未达到变流器的限流设定值，所以10 kV 母线电压一直按一定的斜率稳定上升至额定值，期间负荷的最大功率并未在电流最大值时出现，整个启动过程历时6.5 s 左右。

4 结语

由独立型微电网改造为并网型微电网时，综合考虑了各分布式电源及控制器的性能、负荷需求、电网承载能力等因素，充分发掘设备潜力，尽可能保留原有设施，有效避免设施重复建设，保证最小经济成本。在有大电网支撑的情况下，通过调整微电网内部配电网和优化系统构架，对多种控制策略和能量管理策略进行实践应用，来积极调动网源荷储灵活性资源，降低冗余，释放其性能。并离网切换、黑启动等功能也增强了故障状态或极端事件下关键负荷供电恢复能力，且相关功能已通过现场试验得到验证。该海岛电网在改造后已稳定运行，对未来孤岛供电转型升级具有参考价值。结合目前的电网发展趋势，未来可在V2G、虚拟电厂、多微电网聚合、微电网参与电力市场等方面，继续开展应用化研究。