考虑拓扑切换暂态波动的微电网群分布式协同控制策略

陈 哲，李山林，林 达，李志浩，张雪松

（1. 国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014；2. 东南大学 电气工程学院，南京 210018）

0 引言

能源危机和环境污染问题迫使人们重新审视能源供给结构，实施可再生能源替代、建设清洁低碳的现代能源体系是世界能源革命的必然选择［1］。相比新能源集中式发电，分布式发电具有就地消纳、能源利用效率高、环境污染小等优势，近年来呈现快速发展的态势。微电网是由多种分布式电源、分布式储能、负载以及相关的监控保护装置构成的区域自治型电网系统。它为新能源分布式发电的使用提供了一种新的方式［2］。但单个微电网难以满足故障场景下负荷的灵活转供，抵御风险的能力较差。微电网群可在不同区域间协同管理，有助于新能源协调互补运行，提升供电质量和新能源消纳率。同样的，在配电网严重受损时，在高密度分布式电源接入的场景下也可划分为多个微电网运行。但相比于单微电网，微电网群的主体构成、动态行为、协同运行更为复杂，因此深入研究微电网群控制策略是必要的。

目前关于微电网群间的能量管理控制，主要分为集中式控制、分布式控制两类［3］。集中式分层控制将多个微电网中各控制单元进行统一管理，中央控制器负责系统信息的提取、控制指令的计算等［4］。但在实际应用中，集中式计算和通信功能不可避免地受到控制系统和通信系统性能的限制，对系统稳定性要求高，且系统拓展成本高昂。文献［5］提出了一种微电网群分布式控制器，利用基于Q-Learning 算法的通信拓扑优化策略，给出了微电网群全局协同控制方案，每个子微电网通过与相邻微电网的信息交互即可实现类全局信息的共享。支撑高比例分布式电源接入的微电网群，一般采用微电网群分层控制方法协调微电网间和微电网内部的功率，针对不同的控制层级，主要分为分布-集中式方式［6］和集中-分布式方式［7］两种方式。文献［8］提出一种微电网集群的分层分布式协同控制策略，将微电网群的控制分为本地控制层和集群控制层。

多微电网间通过联络线实现功率交互，为充分发挥微电网群间功率互补和协同互补特性，可通过联络开关动态调整微电网间电气界限，即由拓扑变化实现源荷转移和功率互济。现有研究微电网群拓扑变化通常被表述为具有稳定性约束的0-1变量优化问题［9-10］，文献［11］将微电网群拓扑的重构表述为一种径向约束方法，该方法充分考虑了拓扑和分布式电源的灵活性，从而确保了可扩展性和最优性。文献［12］中提出了模型预测控制器，根据本地分布式电源和负载需求优化功率分配，以满足操作的灵活性。然而，上述文献主要考虑经济性等指标对微电网群进行拓扑优化，求得最优拓扑结构，并未关注指令下发后支路通断状态改变过程中引起的暂态波动。微电网群间拓扑的变化涉及稳定可靠的运行，分布式电源的接入使得此问题可从分布式电源潜能方面得以缓解，但目前考虑支路通断过程中引起的暂态波动的研究较少。如果开关闭合时的电压幅值和相位的不同步、开关断开时支路上的功率流都将给多微电网系统带来不希望的暂态过电流［13-14］。如果暂态过电流过大，分布式电源及部分负荷将退出运行［15］。在文献［16］中，通过将补偿控制项引入二级控制级来补偿暂态冲击，但调节在偏差发生后才生效，系统仍会在瞬间受到影响，导致电能质量恶化。

为解决上述问题，本文针对微电网群间拓扑切换时的暂态波动，提出了分布式电源间的协同控制策略。通过分布式电源预控制调节联络线功率流，降低开关两侧电压相角差，以及紧急状态下的转供支路选择，大大缓解了开关动作时的暂态冲击。该策略不仅保证了各微电网的电压、频率稳定以及准确的功率分配，同时实现了微电网群拓扑无缝切换。该策略具有以下3个方面优势：

1）通过分布式控制缓解拓扑切换时的波动，有效发挥分布式电源利用潜能和故障下微网群供电可靠性。

2）考虑了恒功率和下垂并存的微电网群结构与，并提出了相应的控制策略，扩大了策略的适用范围。

3）基于局部信息交互的分布式一致性算法搭建分布式通信网络，有利于微电网群的拓展，且提高了通信的可靠性。

1 微电网群分层协同控制架构

区域微电网群系统中，当各微电网产能过剩/不足，或某线路故障时，可通过互相之间的联络线开关动作更改微电网拓扑结构，进行能量交互，提供电力支撑，保证供电可靠性［17］。针对高比例分布式电源的接入使系统运行状态更加复杂的问题，微电网群中分布式电源协同控制可采用如图1所示的控制结构。微电网之间通过各区域的主导节点进行分布式通信，依照经济运行、改善电压分布、故障下快速恢复供电等控制目标达成各微电网功率调控的参考指令，称为主导协同控制。微电网区域内则各分布式电源通过分布式信息交互，实现有功、无功功率分配，全局电压偏移协同恢复，频率恢复等。基础控制则无需进行通信，各分布式电源通过Droop、恒功率控制等策略保持系统的稳定运行，包括主从和对等两种控制模式［18］。

图1 微电网群协同控制结构Fig.1 Cooperative control structure of microgrid cluster

本文侧重于微电网群内分布式电源的协同控制，微电网间联络线功率传输控制量下发给各微电网的主导节点，微电网内部其余节点在与主导节点分布式信息共享的基础上实现有功、无功功率的协同增发。

式中：和分别为区域X、区域Y之间联络线根据控制目标得到的将传输的有功、无功功率大小；kp和ki分别为相应控制器的控制参数；PXY和QXY则为当前实际的功率大小；和为下发至区域X主导节点的增发/减少的有功功率和无功功率指令信息。

2 基于联络线功率协调的多微电网协同控制策略

现有的网络重构未曾考虑开关动作时对微电网系统的暂态影响，因此还需要关注指令下发后分布式电源的控制问题，如何在高密度分布式电源接入配电网协调控制使重构过程波动最小，过渡平滑。以图2所示的微电网群为例，各微电网之间均存在联络线，最开始微电网1与微电网2联合运行，微电网3独立运行，然后根据指令需求更改为微电网2与微电网3联合运行。此时需先断开已连接的联络开关使微电网2独立运行，之后再闭合联络线开关将微电网2连接至微电网3。因此整个拓扑切换过程运行需求包括：系统电压和频率稳定，同时在拓扑改变前后微电网区域内部保证分布式电源间的功率按容量均分；当连接的微电网之间的开关需要断开时，在动作前将通过该开关的功率流降为零，以此减少开关断开对原区域的影响；当微电网之间的开关需要闭合时，开关两侧的电压应在动作前保持同步，以此降低开关闭合时的冲击。

图2 计及联络线功率的微网群拓扑切换Fig.2 MGC topology switching considering tie-line power

2.1 分布式协同增发

此时，通过计算即将断开线路上流动的有功、无功功率Pl、Ql，将其作为将独立运行部分的分布式电源出力缺额，通过分布式一致性信息交互方法将其按比例划分给其中的分布式电源。

微电网内分布式电源可控制输出功率的控制模式主要为恒功率控制和Droop 下垂控制，对于恒功率控制模式下的分布式电源，仅需要通过分布式平均一致性信息交互方法［19］交互有功、无功功率输出的参考值并达成一致即可，控制框图如图3 所示，相应的有功、无功功率参考值改变如下：

图3 微电网群拓扑切换过程中恒功率模式控制框图Fig.3 Block diagram of constant power mode control during MGC topology switching

式中：ΔPi和ΔQi分别为分布式电源i与邻居节点交互后产生的有功、无功功率输出偏差；CP和CQ为控制器增益；A=［aij］表示分布式信息交互矩阵，其中若节点j向节点i传递信息，则aij≠0，反之aij=0；Ni表示与分布式电源i相连的节点的集合；Pi和Qi则为分布式电源i实时输出的有功、无功功率；ci是与分布式电源i容量成反比的系数，通过该系数与功率相乘保证各分布式电源能按照容量进行功率的分配；和为输出功率参考值的补偿量；和则为输出功率实时的参考值；kPp、kPi、kQp、kQi为相应PI 控制器的控制参数。

然后，通过即将断开线路上流动的有功、无功功率Pl、Ql，计算将独立运行部分分布式电源的出力增发量：

式中：ΔP'i和ΔQ'i为保证将该线路传输的有功、无功功率控制到目标值的补偿量。、的值越接近0，越能完全断绝该支路上的功率流动，从而断开相应开关的时候不引起暂态波动。具体的目标参考值与增发区域内分布式电源容量相关，在容量允许范围内可灵活设置目标值，尽可能地抑制联络线功率流，从而大幅降低该支路上流通的功率，大幅降低开关断开时的暂态波动。因此，恒功率模式下分布式电源i的有功、无功出力参考值应更新为：

对于Droop 控制则是通过Pl、Ql和计算分布式电源输出角频率和电压幅值的修正量并添加至二次控制环路中：

2.2 预同步控制

恒功率控制模式下的分布式电源无维持并调节系统电压、频率的能力，因此通过下垂控制的电压源型分布式电源来进行系统平均电压、频率恢复，以及调节联络线两端电压、相角差，具体的控制策略如图4所示。

图4 微电网群拓扑切换过程中下垂模式控制框图Fig.4 Block diagram of sag mode control during MGC topology switching

分布式电源下垂控制策略设计如下：

式中：ω*和E*代表了系统的额定频率和电压幅值；ωi和Ei分别为分布式电源输出电压的角频率和电压幅值；Pi和Qi分别为分布式电源产生的有功和无功功率；mi和ni分别为有功和无功下垂系数。

考虑到下垂控制的有差调节特性以及各分布式电源输出阻抗间的不匹配，在下垂控制的作用下输出电压将偏离额定值，且无功功率无法准确分配，在极端情况下甚至会产生功率环流。因此，为保障系统的高效运行，提高电能质量，需引入分布式二次控制实现各分布式单元间的协同运行。但各分布式电源输出电压恢复和无功功率均分存在矛盾性。本文考虑了一种折中方案，即以微电网系统平均电压恢复和无功按比例均分为控制目标。如果考虑动态收敛或通信延迟，可以调整控制增益。在子区域中，节点之间的通信关系可以建模为一个网络，可用连通无向图GD表示。AX=｛aij｝为相应的连接矩阵，因此二次控制器被设计为：

式中：Δωi和ΔEi分别为分布式电源输出角频率和电压幅值的修正量；kɷi、kPi、kEi、kQi表示P-f调节和Q-U调节的控制增益；ei用于将平均电压恢复到额定值；βi为调节无功按容量均分和电压恢复的权重系数。

此外，为了实现该区域连接至新区域的无缝重构，降低开关闭合时的暂态波动，还需要确保在开关闭合前两侧的相角、电压同步：

3 紧急情况下计及开关冲击电流的转供策略

若微网群中某线路突发故障，需要对所波及的节点及负荷进行快速转移，保证供电可靠性。此时难以进行预先的联络线功率降低、电压相角同步等操作，同时短时间内难以考虑经济化的转供策略，只能在可转供的线路中尽可能地选择引起波动最小的节点进行源荷转供。

开关闭合操作瞬间会在网络中产生较大的冲击电流，冲击电流对微电网运行安全性也有重要影响。通过戴维南等值电路可得到开关闭合时联络线上冲击电流表达式为［20］：

式中：Im为冲击电流的稳态周期分量幅值，由两侧等效的电压幅值差和线路阻抗计算得到；φ为开关闭合时配电网网络的阻抗角；Ta为联络线上冲击电流的衰减时间常数，且Ta=L/R。

由式（14）可知，联络线冲击电流i（t）由周期分量与非周期分量组成。当联络开关闭合时α-φ=90°非周期分量将达到最大值，联络线上将出现较大的冲击电流。因此，开关闭合时冲击电流的大小与联络线两侧电压幅值差、相角差和稳态电流幅值有关，可通过分布式通信网络对以上影响因素进行快速比较，从而选择冲击最小的转供路径。

首先，需要明确故障波及区域所需功率和可转供的微电网功率可调范围，若该微电网功率可调范围大于所需，即可转供。

微电网功率可调范围与集群内可控设备当前出力及其出力限值有关。用于表达微电网所能提供的有功功率和无功功率可增发或可削减额度。其中，有功功率的增减额度仅受可控分布式电源的出力及限值影响：

式中：ΔPmax和ΔPmin分别为目标微电网有功可调节范围的上、下限；和分别为DGn有功出力的最大值和最小值；Pn为DGn当前时刻的有功出力；N为集群中可控DG的总数。无功可调范围同理可得。

开关闭合时两侧的相角差是重要的影响因素，需要精确提取两侧相角。如图5 所示，可使用DSOGI（双二阶广义积分器）代替传统PLL（锁相环）提取该节点三相电压的正序分量，避免谐波和不平衡分量等对相角提取的影响。

图5 基于DSOGI精确提取电压相角Fig.5 Accurate voltage phase angle extraction based on DSOGI

通过上述分析，联络线开关闭合后的稳态电流大小也会对开关闭合时的暂态波动产生影响，同时联络线上将出现的电流大小难以知晓。但故障区域内的分布式电源并入其他区域后，通过分布式通信网络将获得新的一致性功率出力安排。因此，可通过预估该故障区域内各分布式电源加入不同区域后的功率变化量来代替即将通过联络线传输的功率大小。

式中：Y和X分别为故障区域Y和将转供区域X分布式电源的集合；ci为与分布式电源i容量成反比的比例系数；Pi和Qi为分布电源i实时的有功和无功出力；nY和nX分别为故障区域Y和将转供区域X分布式电源的数量。

综上，只有满足了功率容量需求的微电网才可进行转供。后述的3种因素会影响开关闭合时的暂态波动，需要尽可能地选择引起波动最小的联络线进行转供。在系统规模、线路结构不是很庞大的微网群系统中，故障节点只需获知与此区域相连线路的信息，采用较为精确的PLL、电压电流数据采集装置和分布式通信网络配合即可得到较好的控制效果。但随着微网群规模的不断扩大，区域间距离不断增加将对信息的实时性有着更高的要求，此时可考虑在关键节点部署同步相量测量装置保障信息的同步性。

4 算例分析

本章增加含可控分布式电源的浙江宁波某线路实际系统参数来验证所提控制策略的有效性。将该线路划分为了3个微电网，并在微电网之间设置了多条联络线，详细拓扑结构如图6所示。为直观展示均分效果，在此微电网群系统中认为8台分布式电源的容量相同。

图6 微电网群结构Fig.6 MGC structure

4.1 基于联络线功率协同控制

一开始微电网1和微电网2联合运行，考虑到经济性或安全性目标，下发了网络拓扑重构的指令，需要断开支路3-4，闭合支路5-12 的开关，即将微电网2与微电网3联合运行。整体的仿真流程包括t=4 s 时分布式电源4 和分布式电源5 进行功率增发，将支路3-4 上传输的功率降低为零；t=6 s 时正式断开支路3—4 上的开关；t=7 s 时开始进行节点5与节点12之间的相角、电压预同步，降低开关两侧差异；t=8 s 时正式闭合支路5—12上的开关。仿真结果如图7—9所示。

图7 分布式电源输出功率波形Fig.7 Output power waveforms of distributed generation（DG）

图7 展示了分布式电源4—8 的有功和无功功率输出情况。从中可以看出在t=4 s时分布式电源4、分布式电源5 协同增发了有功和无功，二者增发的趋势相同且依然保持着功率的均分；在t=6 s断开支路开关时，分布式电源4、分布式电源5输出仅有微小的波动；t=7 s进行的相角、电压预同步操作对功率的输出基本没有影响；最后在t=8 s闭合支路开关时分布式电源4—8 构成新的交互网络，分布式电源4、分布式电源5高于其它分布式电源的出力得到了合理的分配，5个分布式电源最终出力按容量统一，且趋于统一的过程中没有剧烈的波动，整体波形十分平滑。

图8 展示了分布式电源5 和分布式电源6 的输出频率变化波形，可以看到在t=4 s时因为功率的增发，分布式电源5的输出频率产生波动，但也仅有0.07 Hz，远远低于安全标准；在t=6 s 支路开关正式断开时，所引发的频率波动也微乎其微；在t=7 s 分布式电源4、分布式电源5 进行相角预同步，同样产生了部分波动；在t=8 s 合上开关时，可以看到此时波动也极小。

图9展示了节点5和节点12之间的相角差，一开始节点5的相角滞后于节点12，在t=4 s分布式电源功率协同增发后相角反而超前不少；在该区域断开后相角差略有降低；在t=7 s时预同步控制器得以启用，从图9可以看出此时节点5和节点12之间的相角差降至为0；在t=8 s 并网后，因为线路上的功率传输二者再次产生了相角差。综上所述，验证了所提基于联络线功率的分布式电源控制策略对于降低开关切换过程中暂态波动的有效性。

4.2 紧急情况下转供路径选择

在电力系统中最常出现且影响最大的故障为单相接地故障，因此，本节以A 相短路故障为例验证所提转供路径选择策略的有效性。一开始各微电网独立运行，设置在支路2—3之间于t=1.95 s发生单相接地故障，继电保护装置的检测和动作时间约为0.05 s，设置t=2 s 时断开支路2-3，此时节点3 的源荷存在3 条转供路径：支路3-4、支路3-9和支路3-7，基于所述的转供策略选择闭合相应的联络线开关。仿真结果如图10—12所示。

图10 不同转供路径下节点的相角差Fig.10 Phase angle differences of nodes under different transfer paths

在预先判断条转供路径容量均达标的情况下，本次仿真以相角差为关键因素进行转供，根据多条支路两端的相角差对比，如图10 所示，在t=1.95 s故障发生之前节点3与节点4的相角差最小，但由于故障的发生，微电网1中的分布式电源产生短时间的较大冲击改变了实时的相角差，在t=2 s转供时节点3与节点9的相角差最小，因此选择了支路3—9进行源荷的转供，转供时节点3和节点9产生的频率波动如图11 所示。同时在该转供场景下微电网1、微电网2 中各分布式电源输出的有功、无功功率波形如图12 所示，在t=1.95 s 突发接地故障时微电网1内的分布式电源产生了较大的功率波动，在t=2 s转供开始后各分布式电源能很快且平滑地按新的区域实现功率的分配。通过上述分析，所提转供路径选择的策略有效性已得到验证。

图11 节点频率波动波形Fig.11 Waveforms of node frequencies

图12 转供场景下分布式电源输出功率波形Fig.12 Output power waveforms of DG under the transfer supply scenario

5 结语

本文所提的分布式电源协同控制策略适用于恒功率和下垂控制的微电网群系统，且只需要满足通信网络结构为连通图的条件，降低成本的同时提高了系统可拓展性。本文的关注点在于拓扑切换时引发的暂态波动，通过分布式电源间的协同控制对联络线功率、联络线两端相角、电压差进行预调节，同时在紧急情况下计及开关冲击电流进行转供路径选择，有效缓解了开关切换过程中的暂态冲击。