基于双重保护的微电网接入设计
国网甘肃省电力公司电力科学研究院、国网甘肃省电力公司的研究人员张光儒、李韶瑜等，在2018年第8期《电气技术》杂志上撰文指出，为提高分布式电源和微网并网的安全性，以及微网离网到并网同期操作的可靠性，本文提出了一种双重保护的微电网接入配电网设计方案。
针对微电网接入配网的离并网状态转换进行了深入的分析与探讨，并给出了该设计方案的实施策略。该方案一方面提高了并网微电网的可靠性，另一方面也很好地解决了微网离并网转换同期的问题。
随着当今社会环境污染与能源危机问题的日益突出，清洁、可再生的分布式电源（distributed generation, DG）得到大规模的发展，但由于分布式电源的间歇性，导致分布式电源的大规模并网存在技术难点而实施，出现弃风、弃光等现象[1-4]。微电网技术是解决分布式发电系统并网问题的有效途径之一。
微网通常接在用户侧，既可以与大电网并网运行，又可与大电网断开离网运行，单独的为本地负荷供电，具有较高的灵活性和可实现性[5-7]。但由于离并网切换过程中的暂态振荡会影响系统内负荷的供电，甚至造成切换失败，因此如何实现微网的平滑切换是微网控制所研究的关键问题之一。
为此，本文在分析微电网接入设计和控制的基础上，提出了双重保护的微电网接入配电网设计方案，可在模式切换前后保证无缝平滑切换，防止切换过程中母线电压和电流出现大幅度振荡行模式，保证微电网切换过程中的不间断运行。
1 微电网接入设计
本文以兰州新区某园区微电网为例进行接入设计。该园区微电网是一个交直流混联的试验研究平台，其源主要有30kW光伏，50kW风机，50kW柴发，20kW·h铁锂电池、10kW·h铅碳电池，其负荷有50kW的直流负载和100kW的交流负载。该平台的网络拓扑如图1所示，其中所示的铅碳电池系统和铁锂电池系统有DC/DC变换器和含BMS的电池系统组成。
该平台30kW·h铁锂电池系统、20kW·h铅碳电池系统与50kW直流负载构成了该微电网的直流网架部分，该部分通过一个50kW的储能变流器接入微电网的交流部分。
该平台交流部分主要有30kW分布式光伏发电系统、50kW风力发电系统和50kW柴油发电系统以及100kW的交流负载组成，这些部分同储能变流器汇集于同一条交流母线。交流母线经过一个断路器和接触器，通过隔离变接入就地的配网系统。接入部分中断路器起到电流速断保护的功能，而接触器则起到微电网离并网平滑切换保护的功能。
2 双重化保护配置分析
本文设计的兰州新区某园区微电网可以并网运行，也可以离网运行，并且支持离并网平滑切换。为了保证微网系统离并网的平滑切换，已经离网模式转并网模式的同期稳定，本文设计的图1微网系统的总体控制策略如图2所示。
该园区微电网控制系统，可以实现微电网离网运行，也支持离网不运行。当微电网不支持离网运行时，当微电网从并网状态向离网状态转换时，只需要断开QF3断路器，微网内其他电源（光伏、风机、柴发和储能）和负荷依次停机即可；当微电网从离网状态向并网状态转换时，只需要闭合QF3断路器，负荷即可实现供电，其他电源设备自检同期实现并网稳定运行。
当微电网支持离网运行时，微电网从并网状态向离网状态转换，首先断开QF3开关，同时储能变流器或者柴油发电机转换工作模式，从功率控制模式转换为电压控制模式，模式转换完毕后逻辑触发断开KM1接触器，其他电源随着负荷情况实时调整功率，保证微网离网模式下的稳定运行；当微电网从离网状态向并网状态转换时，首先控制系统检测网侧电压，同期是触发QF3，闭合QF3断路器，QF3闭合之后KM1并网保护装置检同期闭合KM1，实现微网的并网运行，同时储能变流器或柴油发电机由电压模式转换为功率运行模式，即整个微网系统由离网运行模式转换为并网运行模式。
图1 双重保护的微电网接入设计
图2 双重保护的控制逻辑图
该园区微电网保护系统主要由QF3断路器的电流速断保护和KM1的并网测控保护装置以及微网内系统设备保护共同组成。QF3断路器的保护策略在微网控制系统实现，KM1保护策略在KM1端装设微网并网保护测控装置，设备的保护全由设备自身测控保护系统就地实现。QF3和KM1除了检同期功能外，保护主要是电流Ⅰ段和电流Ⅱ段保护，由于都是常规简单的电流保护，本文侧重在设计，故在这里对整定值不做过多讨论。
3 实例验证
为了验证本文所设计系统控制运行效果，将通过离网到并网稳定运行，并且能够平抑波动来验证离网到并网系统的控制效果。另一方面，将通过并网到离网稳定运行，来验证并网到离网系统的控制效果。
1）离网到并网运行
当微电网从离网到并网运行时，该系统的储能退出主电源运行模式，及储能变流器（PCS）工作由V/F模式转换为下垂工作模式，微电网的参考电压和频率由并网点提供。微电网首先通过能量管理平台（或协调控制器）向PCS发出同期开始信号，PCS接收到该信号后开始通过通信装置向保护装置召唤并网点两侧的电压和频率，同时开始同期调节。
在100s以内，若测控保护装置检测满足并网条件，则合主网开关，此时PCS收到主网开关合闸信号则同期成功；若超过100s时间始终无法满足同期并网条件，监控保护装置则收回同期开始信号，不闭合主网开关，同期失败，PCS仍在离网模式运行。
当系统切换到并网运行时，为了进一步验证系统从离网到并网过渡的稳定性，控制系统利用储能系统保持并网点功率的相对平稳，即无大的功率波动，从而提高微网从离网到并网运行的稳定性。
试验开始前，离网运行的微网处于稳定运行状态，其光伏、储能和风机都处于投运状态。试验开始后，首先闭合并网开关QF3，KM1的并网点测控保护装置检同期并网，然后储能变流器（PCS）由V/F模式转换为下垂工作模式，使其处于并网工作状态。为了更深入地验证微网并网运行的稳定性，设置光伏和风机处于功率波动，让储能系统平抑风光的功率波动。
试验过程中天气状况较稳定，风机的出力在2.5kW左右，设置光伏逆变器的功率为阶梯状，即9kW、6kW、3kW、6kW、9kW。离网转并网运行控制系统的平抑波动控制周期设定为5s，平抑波动的敏感控制参数（该参数越大，对风光的波动越敏感）设定为200，即敏感度适中。实时记录风光联合处理和并网点功率变化数据，以验证其离网装并网后微网的稳定性。
表1 离网到并网运行风机和光伏功率变化情况
表2 离网到并网运行并网点功率变化情况
图3中灰色线为微网内风机和光伏发电功率变化曲线；黑色为并网点功率变化曲线；纵坐标（功率坐标）显示的为并网点功率坐标。试验开始后，首先闭合QF3断路器，KM1的并网测控保护装置检同期控制KM1闭合。
在试验过程中，风速较稳定，风机出力平稳在2.5kW左右，为了进一步验证微网从离网到并网过程中的稳定性，光伏系统的功率依次从9kW、6kW、3kW、6kW、9kW变化，储能变流器则从离网的V/F模式转换为并网的下垂模式。同时，微网中的储能系统实施调整功率，保证微电网从离网模式到并网模式过渡的平稳和可靠性。
图3 离网到并网运行时风光和并网点功率变化
2）并网到离网运行
当微电网从并网到离网运行时，该系统的储能作为主电源，且储能系统的储能变流器（PCS）工作在V/F模式，提供离网微电网的参考电压和频率。微电网首先通过能量管理平台（或协调控制器）向PCS发出离网使能信号，随后延迟200ms以上，PCS接收到离网信号开始主动离网控制，随后能量管理平台控制主网开关断开。当系统切换到微网时，母线上投入的负载和发电单元将通过控制策略的实时调节来平衡发电功率与负荷的平衡，尽量减少储能的出力，从而实现对微电网的离网稳定运行控制。
试验开始前，首先闭合并网开关，闭合储能系统支路和光伏发电支路，将铁锂储能系统和铅碳储能系统设置工作在下垂控制模式，并起动储能变流器，使其处于并网工作状态。当光伏、风机和储能系统以及微网内的负载处于稳定运行时，在控制系统将微网切换至离网运行模式。同时，设定控制系统中控制周期为5s，且将微网内交流负载的功率设置为阶梯状：3kW、4.5kW、6kW和9kW。实时记录储能变流器数据和交流负载测功率数据，以验证其离网稳定运行功率平衡性，即稳定性。
图4中灰色线为微网内负载功率变化曲线；黑色为储能变流器功率变化曲线；纵坐标（功率坐标）显示的为储能变流器坐标。由于试验过程中，外界风速接近0，因此风机功率为0，为了进一步验证储能系统对微网稳定性的支撑能力，设定光伏系统的功率值为3kW。
试验过程中，当控制系统起动并网到离网运行时，储能变流器首先由下垂控制模式转换为V/F控制模式，然后断开QF3断路器，继而断开KM1接触器，同时光伏发电系统、储能系统和微网内负载实时调整功率，保证微电网的安全和稳定运行。
表3 并网到离网运行交流负载侧功率变化情况
表4 并网到离网运行储能变流器功率变化情况
图4 并网到离网运行时负载和储能变流器功率变化
本文提出了一种基于双重保护的微电网接入配电网的设计方案，并针对设计方案给出了具体的控制策略。该接入设计提高了离网和并网运行的稳定性，同时也解决了微电网从离网到并网无缝转换过程中可能造成的冲击问题，较好地实现了自动和手动条件下的同期并网，提高了微电网无缝切换的安全可靠性。