孤岛运行模式下的低压微电网控制策略
并网运行模式下，微电网系统对微源的可靠性要求不高；孤岛运行模式下，则需要依靠可靠的DG和储能系统来保证微电网平稳运行。为此，本文以风光储多种微源低压微电网作为研究对象，采用基于主从控制的源荷平衡控制策略，确保在孤岛运行模式下微电网功率保持平衡、电压和频率保持稳定。
通过MATLAB建立微电网模型，仿真结果验证了低压微电网在孤岛运行模式下，采用该控制策略的可行性和有效性。
1.低压微电网的系统组成
本文的研究对象是风光储低压微电网系统，该系统如图1所示。
图1低压微电网系统图
微电网系统由风机、光伏电源、储能电池、变流器、负荷、配电网控制系统等组成。发电侧包含风机、光伏电源、储能电池等，通过变流器将微源的输出转换为满足并网条件的电能；用电侧根据负荷优先级的不同，分为重要负荷与可控负荷。
为了能与配电网友好融合，微电网包含三个层级的控制系统，即配网级的能量管理系统（EMS）、微电网级的微电网中央控制器（MicroGridCentralController，MGCC）单元级的微源和负荷的就地控制器，三者互为联系协调配合，保障微电网稳定运行。
微源控制器包含在逆变器中，将微源的运行状况实时地送往MGCC；负荷控制器为低压测控装置，一方面可将负荷用电情况送往MGCC，另一方面可根据MGCC的指令投切负荷；MGCC根据单元级控制系统上送的电气信息对微电网进行统一协调控制，同时接收EMS下发的调控指令。
另一方面，微电网的运行与各微源特性、负荷特性密切相关，为了平抑DG的出力波动以及负荷的需求波动，对储能系统进行有效的能量管理至关重要。同时，微电网的孤岛运行亟需解决电压和频率的管理、微源和负荷的平衡等问题，因此，需要可靠的储能系统充放电策略和源荷协调控制策略保证微电网的平稳运行。
2.孤岛模式下低压微电网的控制策略
2.1微源控制策略
光伏、风机、储能电池等DG经过电能变换装置接入微电网，其基本控制方法包括V/f（恒压/恒频）控制、PQ（恒功率）控制和Droop（下垂）控制等[9]。
恒压/恒频控制的微源输出恒定的频率和电压，为微电网系统提供频率和电压的参考，孤岛运行模式下的微电网常采用该控制方法；恒功率控制的微源依据给定的功率参考值输出恒定的有功功率和无功功率；下垂控制的微源模拟发电机出口特性，电压和频率根据检测到的有功功率和无功功率来调节，最终使各DG合理分配负荷。微电网处于不同的运行状态时，可采取不同的控制策略。
微电网的运行控制除了发电侧的DG控制，还包括系统级的多微源协同控制，其基本控制方法为主从控制、对等控制、分层控制模式。
微电网处于孤岛状态时，其中一个微源采取V/f控制（称为主微源），为微电网系统提供电压和频率参考，其他微源采用恒功率控制（称为从微源），该控制方法即为主从控制。
对等控制的微电网中各DG在控制上具有同等的地位，不存在主从之分，按照预先设定的功率调节方案根据本地信息自主控制。
分层控制一般设有MGCC，MGCC首先对微电网内的微源和负荷进行预测，然后拟定运行计划，并根据采集的网内电气量对运行计划实时调整，保证微电网的稳定运行。
综上所述，低压微电网对经济性、稳定性等要求较高，主从控制在通信的实时性、系统级别的统筹控制上有较大优势，因而本文选择以主从控制方式搭建微电网模型进行控制策略研究。
2.2储能系统充放电策略
储能系统是微电网的重要组成部分。光伏、风机等DG的输出功率难以满足微电网对供电质量以及供电可靠性的要求，为保证微电网正常运行，通常会配置一定容量的储能电池作为补充。根据微电网规划架构中储能系统的需求，本文选择锂电池作为微电网储能系统的主要研究对象。
对于锂电池而言，不能无限制的充电或放电，完善电池充放电控制策略以减少充放电次数可有有效增加电池寿命[10]。本章提出一种针对锂电池充放电的控制策略，以实现孤岛运行下低压微电网的稳定运行。
1）电池充放电切换问题分析
①当微电网系统电能过剩时，需要储能系统吸收电能。当电池剩余电量（StateofCharge，SOC）较小时，由电池管理系统（BatteryManagementSystem，BMS）加大充电倍率，提高充电效率；当电池SOC较大时，BMS则减小充电倍率。
②当微电网系统电能不足时，需要储能系统提供电能。当电池SOC较大时，由BMS加大放电倍率，快速向微电网补充电能；当电池SOC较小时，BMS则减小放电倍率。
2）孤岛微电网中电池的充放电策略
图2孤岛模式储能系统充放电控制策略流程图
储能系统充放电控制策略在风光储多微源低压微电网控制中有着重要作用，极大改善了微电网的稳定性与可靠性。
2.3微电网源荷协调控制策略
微电网中的电源与负荷具有多样性和分散性的特点，其空间分布广泛，动态特性各异。但总体来看，各DG又具有一定的互补性。通过多源互补可弥补单一DG的随机性与间歇性问题，从而增强微电网的自主调节能力，减少系统备用容量，有效提高可再生能源的利用率。
微电网不仅发电侧的微源可控，用电侧的负荷也可调节。微电网的源荷协调运行是将微电网用电侧的可控负荷参与到微电网有功功率的调节中，实现用电侧与发电侧之间的协调运行，以应对微电网中DG的间歇性问题，达到微电网内资源的优化配置。
与自发的无序运行不同，微电网源荷协调运行具有有效的约束机制，以微电网系统优化可靠运行为总体目标并遵循微电网内部相关策略，实现微电网用电侧与发电侧的良性有序协调运行。
作为电力系统的需求方，负荷的动态特性对微电网的稳定性有着不可忽略的影响。对于微电网的供电可靠性，不同负荷因为优先级的不同对供电可靠性要求也有所不同。对于重要负荷，保证其不断电；对于可控负荷，微源条件允许的情况下，保证其少断电，即实现断电时间最少和断电次数最少。
微电网孤岛运行时，控制策略的选用主要考虑在微电网持续稳定运行的情况下，如何保证重要负荷不断电、可控负荷少断电。微电网实施源荷平衡的过程主要包括：
①：通过测控装置实时采集全微电网的电气量，包括功率因数、电压、电流以及频率；
②：根据采集到的电气量判断微电网是否源荷平衡；
③：若网内源荷平衡，转到①；若网内源荷失衡，计算失衡量，转到④；
④：判断储能系统剩余电量是否低于最小剩余电量；
⑤：若储能系统剩余电量大于最小剩余电量，转到⑥，否则转到⑨；
⑥：根据③中计算所得的源荷失衡量调节储能系统出力；
⑦：根据采集到的电气量判断微电网是否源荷平衡；
⑧：若网内源荷平衡，转到①；若网内源荷失衡，计算失衡量，转到⑨；
⑨：根据计算所得的失衡量投切负荷；转到②。
图3孤岛模式下低压微电网源荷平衡流程图
根据上述控制策略对孤岛状态下的低压微电网的微源和负荷进行统一协调控制，不仅可以有效提高各微源的利用效率，还能提高微电网的供电可靠性，减小平均停电损失。
图4风光储微电网主接线示意图
如图4所示风光储微电网，包含光伏50kW、风机10kW、锂电池组50kW、重要负荷50kW、可控负荷60kW。当PCC开关断开，微电网处于孤岛状态时，根据本文所述控制策略，以锂电池组作为主微源，以V/f控制模式运行，为微电网提供电压和频率参考，其余DG为从微源，以PQ控制模式运行。
当光伏电源出力发生波动，由50kW突降为30kW时，MGCC根据监测到的电气量计算功率失衡量，并将结果下发至储能系统，若锂电池组容量足以补充20kW的功率差额，则储能系统增加20kW出力；若锂电池组不具备增加出力的条件（SOC＜SOCmin）或增加的出力不足以补充功率差额，则由MGCC计算功率失衡量，统一调配锂电池组出力并切断部分可控负荷。
3.算例仿真
基于上述微电网运行方案和控制策略，搭建了含光伏、风机、储能及负荷的微电网MATLAB电磁暂态模型。微电网仿真模型系统如图5所示：
图5微电网系统仿真示意图
仿真模型中，光伏最大功率设为45kW，风机为5kW，主储能采用锂电池组，容量为14000Ah，PCS额定容量为50kW；从储能锂电池容量为100000Ah，PCS额定容量为50kW；重要负荷30kW，可控负荷1为50kW，可控负荷2为20kW。仿真参数为：求解器ode23tb，求解步长：50us。
测试步骤：
1）初始状态下，光伏、风机满发，从储能浮充，主储能作为主电源提供稳定的电压及频率，敏感负荷投入30kW，可控负荷1投入，共80kW；
2）0.06s后启动MGCC，从储能运行于PQ控制，按照上层EMS的指令放电（5kW）；
3）0.16s后敏感负荷增加35kW，整体仿真波形如图6所示：
图6微电网仿真波形
从图6中可以看出，0.16s突增负荷后，由于主电源的输出功率接近额定容量，影响了孤岛微电网运行的可靠性，因此MGCC采取切负荷的策略，切负荷数量及从储能的功率支持如图7所示，从这两张图可知，整个控制过程较为平稳，可控负荷总量少了10kW，从储能尽可能输出最大功率以支持主电源，最终保持孤岛微电网的稳定运行。
图7切负荷过程
4.结论
对微电网内的发电侧与用电侧特性进行分析，风光发电由于其自身出力的随机性与间歇性，增加了微电网运行的复杂度，降低了微电网运行的可靠性。同时，对于用电侧而言，负荷的动态特性各异和重要程度有别，减少微电网用户停电损失的难度较大。
针对这些问题，提出储能系统充放电策略以及微电网源荷协调控制策略，以储能系统为主电源，采用V/f方式控制，其余各微源全部采用PQ控制，实现微电网中的源源互动、源荷互动，完成DG、负荷、储能的全局优化分配及安全可靠运行。
本文使用MATLAB搭建了低压微电网模型，并对其进行仿真分析，仿真结果表明，微电网系统能够有序地进行增减储能系统出力以及投切负荷。在微电网孤岛运行过程中，系统的电压和频率始终处于合格范围内并保持较小波动。对储能系统充放电策略和微电网源荷协调控制策略提高了低压微电网在孤岛模式下的稳定性与可靠性进行了有效验证。
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