含光伏/储能发电系统微电网的并网转孤网综合控制方法

摘要

本发明涉及含光伏/储能发电系统微电网的并网转孤网综合控制方法。本发明主要是解决现有微电网控制方法在实时性和实施效果上的缺陷，分为两个阶段实现微电网并网转孤网综合控制策略。阶段I为方案预制定。根据微电网网架数据和负荷及光伏/储能发电系统功率预测的结果预先制定下一时段微电网并网转孤网时的综合控制方案，包括：负荷管理方案以及微电网网络重构方案；阶段II为方案实施。微电网由并网转入孤网时直接利用上一时段制定预选方案，首先执行负荷管理方案以及光伏/储能发电系统协调控制方案实现微电网模式转换后的基本功率平衡；然后采用微电网网络重构方案，降低微电网网损，减少电压越限情况，改善微电网运行状态。

说明书

技术领域

本发明属于微电网领域，尤其是一种含光伏/储能发电系统微电网 的并网转孤网综合控制方法。

背景技术

光伏发电系统失去大电网支撑时自身很难完成功率平衡以及实现 电压稳定，因此通常在大电网出现故障后直接跳开，这不利于光伏发 电的高效实用，也有违通过分布式电源接入提高供电可靠性的初衷。 微电网控制方法作为微电网智能控制的核心，担负着调整分布式电源 运行方式，协调微电网内功率流向以及优化微电网运行条件的任务。 因此控制方法的完善程度和有效性直接关系到微电网正常工况下的 经济可靠运行，以及故障情况下的自愈恢复能力。

目前针对电网的自愈控制问题的研究主要集中在配电网层面，也 只涉及配电网网架结构的调整，隔离故障区域并为该区域负荷寻找新 的供电路径，较少考虑对电源和负荷的控制问题。对微电网并网转孤 网控制问题研究很少，更多是将微电网作为整体探讨微电网接入配电 网后对配电网供电恢复策略的影响，而不是以微电网为对象分析微电 网进入孤岛模式后与之相适应的自愈控制方法。

本发明主要是解决现有微电网控制方法在实时性和实施效果上 的缺陷，分为两个阶段实现微电网并网转孤网综合控制策略。阶段I 为方案预制定。根据现有微电网网架结构数据和负荷预测及光伏/储 能发电系统功率预测的结果预先制定下一时段微电网并网转孤网时 的综合控制方案，包括：负荷管理方案以及微电网网络重构方案。阶 段II为方案实施。微电网由并网运行突然转入孤网运行时直接利用 上一时段制定预选方案，并分为两步执行。首先执行方案中的负荷管 理方案以及光伏/储能发电系统协调控制方案实现微电网从并网转入 孤网基本功率平衡；然后采用微电网网络优化重构方案，降低微电网 网损，减少电压越限情况，改善微电网运行状态，维持微电网的稳定 和经济运行。

本发明针对上述技术问题主要是通过下述技术方案得以解决的：

一种含光伏/储能发电系统微电网的并网转孤网综合控制策略，其 特征在于，包括：

步骤1，根据现有微电网网架结构数据和负荷预测及光伏/储能发 电系统功率预测的结果预先制定下一时段微电网并网转孤网时的综 合控制策略，包括：负荷执行策略以及微电网网络重构策略，具体包 括如下子步骤：

步骤1.1，读入微电网的网架结构，根据图论方法得到微电网的 网络拓扑，并对负荷进行分级；

步骤1.2，实时读取微电网内负荷功率和分布式电源出力，并计 算下一小时出力预测数据，确定下一时段出现孤岛运行时微电网内多 个分布式电源的具体控制策略，包括PQ控制和V/f控制；

步骤1.3，根据步骤1.2计算得到的预测数据确定下一时段的分 布式电源出力与负荷需求之间的功率偏差，根据功率缺额计算结果， 以步骤1.1负荷分级为依据制定最优切负荷方案，保证重要负荷的可 靠供电；

步骤1.4，得到步骤1.3微电网功率平衡执行方案后，利用高效 遗传算法对实施负荷执行方案后的微电网进行优化重构计算，得到微 电网并网转孤网综合控制预选方案；

步骤2，微电网由并网运行突然转入孤网运行时直接利用上一时 段制定预选方案，并分为两步执行：首先执行方案中的负荷执行策略 以及光伏/储能发电系统协调控制方案实现微电网从并网转入孤网基 本功率平衡；然后采用微电网网络优化重构方案，降低微电网网损， 减少电压越限情况，改善微电网运行状态，具体包括：

步骤2.1，进行孤岛检测，读取微电网孤岛检测设备输出结果， 判断微电网是否进入孤岛状态，一旦判断微电网进入孤岛状态，执行 上一时段制定的微电网并网转孤网控制策略预选方案第一步：负荷管 理方案以及光伏/储能发电系统协调控制方案；

步骤2.2，执行上一时段制定的微电网并网转孤网控制策略预选 方案第二步，即采用微电网网络优化重构方案：微电网模式孤网下的 优化重构方案，完成微电网模式转换过程。

在上述的含光伏/储能发电系统微电网的并网转孤网综合控制方 法，所述步骤1.4中，利用高效遗传算法对实施负荷管理方案后的微 电网进行优化重构计算的具体流程包括：

步骤1.41，进行问题编码:将由开关操作形成的整个网络结构定 义为一个个体，即为树状图的形式，并表示成一个由树状图中的弧从 顶部到底部有序组合成的向量，其中根节点作为首段；编码向量存储 着来自系统的n_b条母线和n_l条弧，前n_b个元素是放射状拓扑的树枝 并记作N₁；从n_b到n_l位置上排列的是联络线，定义为放射状结构之 外的树枝，并记作N₂；为表示一个放射状网络，位置i上的弧必须和 位置i-1上的任一个弧相连，而且不能与之形成环路；

步骤1.42，生成初始化群体，确定两个亲代，定义D为添加到 当前结构中的节点集，并且：D＝φ，N₁＝φ，N₂＝φ，具体包括：

步骤1.421、将变电站节点，即根节点分配到D；

步骤1.422、以D中的元素为顶点搜索与之相连的所有弧；

步骤1.423、选择一个弧进入拓扑结构；

步骤1.424、如果选择的弧在拓扑中形成环路，则将该弧添加到 N₂，否则，将该段弧另一侧的节点添加到D内，同时将该段弧添加 到N₁；

步骤1.425、重复步骤1.422直到所有弧都被选到；

结束后，N₁，N₂所代表的即为放射状拓扑结构；

步骤1.43，根据问题应用合适的基因算子，包括基因重组、和局 部基因改善两个执行子步骤；

首先进行步骤基因重组:在传统遗传算法中，首先选中两个个体， 然后将他们的基因组以某种方式混合从而产生一个或多个个体；

其次进行局部基因改善，包括以下两个子步骤：

步骤A.确定微电网网络拓扑中形成的所有包含联络弧的环路；

步骤B.对于每一条从联络弧到电源节点的路径：按次序将联络 弧与环路内的弧依次交换，如果损耗小于原拓扑，存储该拓扑并测试 下一元素，否则直接测试下一元素；这个流程是从底部到顶部的，用 这种方式，如果在进行交换操作时目标函数的计算结果比当前的最坏 情况都差，剩余路径的分析就可以舍弃，因为如果操作继续，损耗就 会变得更大，利用这样的方法可以在该步骤极大的降低电脑出力；

步骤1.44，计算个体适应度；

步骤1.45，如果该个体比种群中最差个体适应性强，并且不存在 于现有种群中，则将该个体包含在种群中；

步骤1.46，步骤1.46，当满足步骤1.45比较个体适应度时连续 若干次无变化或达到最大迭代次数两个条件之一时，迭代停止，输出 最终优化结果，该连续若干次无变化的次数由用户自行设定，否则转 到步骤1.43。

在上述的含光伏/储能发电系统微电网的并网转孤网综合控制方 法，所述步骤1.43中，进行步骤基因重组具体包括以下子步骤：

步骤1.431，选择一个重组点，记为n_r，随机选择N₁序列中的 40％到80％的长度作为交换基因，这样他们的子代不会与任一个亲代 过度相似；

步骤1.432，复制主亲代前n_r个基因到子代；

步骤1.433，从次亲代中删除已经在子代中存在的所有元素；

步骤1.434，对于每个存在于次亲代中的元素：如果某个弧不会 形成环路，则包含在N₁内，否则，包含在N₂内。

在上述的含光伏/储能发电系统微电网的并网转孤网综合控制方 法，所述步骤1.3中，制定最优切负荷方案基于定义一个目标函数和 约束条件，分别为：

$f_{\mathrm{goal}}^I=\min \left(f_{\mathrm{\Delta l}}\right)=\min (\underset{i\in B}{\Sigma }{B}_i{S}_i+\underset{j\in C}{\Sigma }{C}_j{S}_j)$

式中，B为II级负荷的全集，B_i为切除单位功率该类负荷造成的 损失；C为III级负荷的全集，C_i为切除单位功率该类负荷造成的损 失；f_Δl为切负荷带来的总停电损失；

约束条件为：

$\underset{1}{\overset{m}{\Sigma }}{S}_{\mathrm{load}}^j\le \underset{1}{\overset{n}{\Sigma }}{S}_{\mathrm{DG}}^i$

式中，为微电网内保留的第j个负荷的容量，m为保留的负 荷总数；为微电网内第i个光伏/储能发电系统的出力，n为光伏/ 储能发电系统的总数。

在上述的含光伏/储能发电系统微电网的并网转孤网综合控制方 法，所述步骤1.4中，利用高效遗传算法对实施负荷执行方案后的微 电网进行优化重构计算基于定义一个目标函数和约束条件，其中目标 函数为：

$f_{\mathrm{goal}}^{\mathrm{II}}=\min \left(f_{\mathrm{loss}}\right)=\min \left(\underset{n=1}{\overset{N}{\Sigma }}{b}_i{R}_n{I}_n^2\right)$

其中，N为微电网总支路数；b_i∈{0,1}，b_i＝0时表示支路断开， b_i＝1时表示支路闭合；R_n为第n条支路的电阻；I_n为支路n上流过的 电流；

约束条件为：

约束条件一：潮流约束；

$\left(\begin{array}{c}{P}_i+\underset{k=1}{\overset{M}{\Sigma }}{P}_{\mathrm{ik}}-V_i\underset{j=1}{\overset{N}{\Sigma }}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}{\cos \delta }_{\mathrm{ij}}+B_{\mathrm{ij}}{\sin \delta }_{\mathrm{ij}})=0\\ Q_i+\underset{k=1}{\overset{M}{\Sigma }}{Q}_{\mathrm{ik}}-V_i\underset{j=1}{\overset{N}{\Sigma }}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}{\sin \delta }_{\mathrm{ij}}-B_{\mathrm{ij}}{\cos \delta }_{\mathrm{ij}})=0\end{array}\right)$

式中，P_i、Q_i分别节点i注入的有功和无功；P_ik和Q_ik为第k台机 组的有功和无功出力；V_i为节点i点电压幅值，V_j为节点j点电压幅 值；N为系统的节点数；G_ij、B_ij分别为节点i到节点j支路的电导和 电纳；δ_ij为线路的相角差；

约束条件二：光伏/储能发电系统出力约束；

光伏/储能发电系统，其出力随着微电网内电压和频率变化而变 化，但不超过其所能提供的有功功率和无功功率限值；

S_kmin≤S_k≤S_kmax

k为V-f控制的DG单元；

约束条件三：节点电压约束；

$\left(\begin{array}{c}{e}_{i\min }\le e_i\le e_{i\max }\\ f_{i\min }\le f_i\le f_{i\max }\end{array}\right)(i=\mathrm{1,2},...n)$

n为微电网内节点个数；e_i和f_i分别为电压向量的实部和虚部

约束条件四：线路热稳定约束；

k_ij|I_ij|≤I_ijmax

I_ijmax为允许流过节点i至节点j支路的最大电流；

约束条件五：微电网辐射状结构约束；

流向节点i的弧数N_in-i满足

N_in-i∈{0,1}i＝1,2,…n

上式限制了流向节点的弧数为0或1个，有效保证重构结果中不 会出现环状网络。

本发明的优点和积极效果是：本发明通过第I阶段方案预制定， 方案计算过程提前完成，可以有效提高微电网从并网转入孤网模式的 响应速度，提高方案执行效率。在检测到孤岛信号，实际执行方案的 第II阶段，利用负荷管理策略和分布式电源协调控制策略实现微电 网内基本功率平衡，保持微电网的持续运行，不出现频率崩溃，保持 对重要负荷的不间断供电；然后利用微电网孤网网络优化重构改善微 电网孤网模式下的电能质量和微电网运行的经济性及可靠性。因此该 策略可以满足微电网并网转孤网的快速性要求，实现对重要负荷的不 间断供电，同时有效改善微电网孤网运行时的电能质量和运行状态， 实现微电网的经济可靠运行。

附图说明

图1是本发明的详细处理流程图。

图2是本发明实例中的电气结构图。

图3是本发明实例的网架结构拓扑图。

图4是高效遗传算法的基本流程图。

图5是本发明实例中的PSCAD/EMTDC仿真图。

图6是微电网并网转孤网综合控制方案实施前后微电网频率变 化对比图。

图7是微电网并网转孤网综合控制方案实施前各节点电压变化 曲线图(图中8条曲线分别表示实例中Bus1—Bus8各条母线电压变 化情况)。

图8是微电网负荷管理方案实施后各节点电压变化曲线图(图中 8条曲线分别表示实例中Bus1—Bus8各条母线电压变化情况)。

图9是微电网并网转孤网综合控制方案实施后各节点电压变化 曲线(图中8条曲线分别表示实例中Bus1—Bus8各条母线电压变化 情况)。

图10是本发明的基本流程。

具体实施方式

以下结合附图对本发明实施例做进一步详述。

本发明的控制框图如图1所示，控制方法包括以下步骤：

步骤1：读入微电网的网架结构，根据图论方法得到微电网的网 络拓扑，并对微电网内负荷进行分级。

在本实施例中，采用8节点微电网测试算例，如图2所示，电压 等级为10kV。其中包含一个与主电网的公共连接点(Bus1)，3分布式 光伏/储能发电系统，8个负荷以及用来改变微电网运行方式的21个 断路器。根据图论方法得到微电网的网络拓扑如图3所示。

本实施例中，负荷具体分类结果见表1。

表1负荷分级结果

负荷级别 负荷序号 III级 L1，L4 II级 L3，L6，L7，L8 I级 L2，L5

步骤2：确定下一时段出现孤岛运行时微电网内多个分布式电源 的具体控制方案(PQ控制、V/f控制)。

表2光伏/储能发电系统出力及负荷需求下一时段预测值

在孤岛模式下DG1、DG3采用PQ控制方式，DG2采用V/f控 制方式。

步骤3：该步骤目标函数为：

$f_{\mathrm{goal}}^I=\min \left(f_{\mathrm{\Delta l}}\right)=\min (\underset{i\in B}{\Sigma }{B}_i{S}_i+\underset{j\in C}{\Sigma }{C}_j{S}_j)$

式中，B为II级负荷的全集，B_i为切除单位功率该类负荷造成的损失， 本实例设为B_i＝2.0；C为III级负荷的全集，C_i为切除单位功率该类 负荷造成的损失，本实例设为C_i＝1.0。

约束条件为：

$\underset{1}{\overset{m}{\Sigma }}{S}_{\mathrm{load}}^j\le \underset{1}{\overset{n}{\Sigma }}{S}_{\mathrm{DG}}^i$

式中，为微电网内保留的第j个负荷的容量，m为保留的负 荷总数；为微电网内第i个光伏/储能发电系统的出力，n为光伏/ 储能发电系统的总数。

步骤4：微电网优化重构的目标函数为：

$f_{\mathrm{goal}}^{\mathrm{II}}=\min \left(f_{\mathrm{loss}}\right)=\min \left(\underset{n=1}{\overset{N}{\Sigma }}{b}_i{R}_n{I}_n^2\right)$

其中，N为微电网总支路数；b_i∈{0,1}，b_i＝0时表示支路断开， b_i＝1时表示支路闭合；R_n为第n条支路的电阻；I_n为支路n上流过的 电流。

本步骤的约束条件包括：

(1)潮流约束

$\left(\begin{array}{c}{P}_i+\underset{k=1}{\overset{M}{\Sigma }}{P}_{\mathrm{ik}}-V_i\underset{j=1}{\overset{N}{\Sigma }}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}{\cos \delta }_{\mathrm{ij}}+B_{\mathrm{ij}}{\sin \delta }_{\mathrm{ij}})=0\\ Q_i+\underset{k=1}{\overset{M}{\Sigma }}{Q}_{\mathrm{ik}}-V_i\underset{j=1}{\overset{N}{\Sigma }}{V}_j(G_{\mathrm{ij}}{\sin \delta }_{\mathrm{ij}}-B_{\mathrm{ij}}{\cos \delta }_{\mathrm{ij}})=0\end{array}\right)$

式中，P_i、Q_i分别节点i注入的有功和无功；P_ik和Q_ik为第k台机 组的有功和无功出力；V_i为节点i点电压幅值，V_j为节点j点电压幅 值；N为系统的节点数；G_ij、B_ij分别为节点i到节点j支路的电导和 电纳；δ_ij为线路的相角差。

(2)光伏/储能发电系统出力约束

S_kmin≤S_k≤S_kmax

k为V-f控制的DG单元。

在本实施例中，0MW≤S_k≤2MW。

(3)节点电压约束

$\left(\begin{array}{c}{e}_{i\min }\le e_i\le e_{i\max }\\ f_{i\min }\le f_i\le f_{i\max }\end{array}\right)(i=\mathrm{1,2},...n)$

n为微电网内节点个数。e_i和f_i分别为电压向量的实部和虚部。

在本实施例中，控制变量V_i的标幺值约束为0.95≤e_i≤1.05， 0.95≤f_i≤1.05。

(4)线路热稳定约束

k_ij|I_ij|≤I_ijmax

I_ijmax为允许流过节点i至节点j支路的最大电流。

(5)微电网辐射状结构约束

流向节点i的弧数N_in-i满足

N_in-i∈{0,1}i＝1,2,…n

微电网网络重构算法流程如图4所示。

表4实例微电网时段I并网转孤网综合控制方案

步骤5：进行孤岛检测，读取微电网孤岛检测设备输出结果，判 断微电网是否进入孤岛状态，一旦判断微电网进入孤岛状态，执行上 一时段制定的微电网并网转孤网控制策略预选方案第一步：负荷管理 方案以及光伏/储能发电系统协调控制方案

在本实施例中，利用PSCAD/EMTDC软件验证微电网并网转孤 网综合策略的实施过程。图5为本实施例中微电网的PSCAD模型。

图6对比了采用微电网并网转孤网控制策略前后微电网突然进 入孤网状态的频率变化特性。图6所示频率曲线表明，0.5s之前，微 电网与主网相连，其分布式电源及负荷的随机波动特性造成微电网频 率在50Hz左右波动，但最大波动为0.04Hz。在未采取任何措施的情 况下，一旦微电网转入孤网模式，由于微电网内负荷和电源功率不平 衡，功率缺额会导致频率迅速下降，图中所示为0.9Hz，大于规定的 频率偏差上限0.5Hz，超出允许范围，供电质量严重劣化，微电网无 法正常运行；采用负荷管理策略和光伏/储能发电系统协调控制策略 后，虽然在微电网转入孤岛瞬间，短时间内频率出现明显下滑，但迅 速恢复到49.9Hz，满足电能质量要求。可见采用有效地负荷管理方 法可以迅速恢复微电网内的功率平衡，详细比较后两种情况的曲线后 发现

图7所示的电压变化曲线是未加措施条件下，微电网突然转入孤 网运行的时的仿真模型各母线电压变化情况。如图中各母线电压变化 曲线所示，在0.5s之前，微电网与主网相连，各条母线电压均保持在 良好水平，无功供应充足；微电网失去大电网支撑后，负荷需求大于 光伏/储能单元能够提供的最大出力，电压迅速下降到0.04p.u.，仿真 中由于未考虑分布式电源的低压穿越能力，微电网电压维持在很低的 水平。微电网电压崩溃，无法维持微电网内的正常供电。

图8是微电网进入孤岛模式采用负荷管理手段后的各节点电压波 形。图中各条电压曲线所示的电压水平好于未采取任何措施的情况， 说明微电网可以维持基本的功率平衡。但与频率的情况不同，单纯的 负荷管理方法只能维持微电网基本的功率平衡，无法保证微电网内所 有节点的电压满足电能质量要求。Bus1和Bus8在微电网进入孤网并 达到稳态时电压分别为0.943p.u.和1.061p.u.，超出了电压±5％的变化 标准。因此还需要其他手段来优化微电网孤网运行状态，这也是本发 明提出微电网并网转孤网控制策略中加入微电网优化重构方法的原 因。

步骤6，执行上一时段制定的微电网并网转孤网控制策略预选方 案第二步：微电网模式孤网下的优化重构方案，完成微电网模式转换 过程。

图6中采用微电网并网转孤网综合控制策略后的频率变化曲线 表明，采用并网转孤网综合控制策略，最低频率为49.53Hz，频率降 低比率为9.4％，只采用负荷管理方法，最低频率为49.23Hz，频率降 低比率为1.54％，因此前者方法的频率降落水平明显低于后者，更优 于未采取任何措施的情况，这说明并网转孤网综合控制策略的微电网 优化重构环节可以在降低网损后为光伏/储能单元保留更充足的有功 调节裕量，减少频率下降，从而证明了本发明对于频率恢复的有效性。

图9所示为采用微电网并网转孤网控制策略后的各节点电压曲 线。根据图中数据，微电网内节点最大电压偏移为4.8％，满足电能 质量要求。图8中出现的欠电压和过电压的Bus1和Bus8母线电压也 恢复到正常范围内，证明了微电网并网转孤网控制策略可以有效地解 决微电网并网转入孤网后的电压越限问题，实现微电网模式转换后的 可靠、稳定、经济运行。

本发明所属的实施例是说明性的，而不是限定性的，因此发明并 不限于具体实施方式中所述的实施例，凡是由本领域技术人员根据本 发明的技术方案得出的其他实施方式，同样属于本发明保护的范围。