CN104242330A - 一种对等控制下基于储能变流器的主动微电网无缝切换方法 - Google Patents

Abstract

一种对等控制下基于储能变流器的主动微电网无缝切换方法，属于分布式发电微电网技术领域。该方法通过协调控制层的模式控制器进行模式切换，并网时采用传统P/Q电流源控制，离网时采用基于单电压环的相电压幅值/相角控制，实现了并离网稳态运行时，控制易整定，控制环节少，动态响应快，克服了现有微电网进行模式切换依赖控制方式基本一致从而导致的对参数敏感、不能同时保持并网、离网控制稳定性的问题。本发明实现了微电网运行状态的平滑切换，切换过程中储能变流器出力平滑、连续，对负载及其他分布式能源提供不间断电源，控制策略具有良好的普适性。

Description

一种对等控制下基于储能变流器的主动微电网无缝切换方法

技术领域

本发明属于电力系统领域，涉及含分布式电源的微电网控制技术，具体为一种对等控制下基于储能变流器的主动微电网无缝切换方法。

背景技术

在目前的微电网建设时，由于运行成本的需求，一般储能变流器的配置功率不能覆盖微电网内的所有负载功率及其他分布式能源的功率(如光伏、风电等)，在进行模式切换时，需要根据储能变流器额定功率、储能元件的荷电状态、负载的重要程度、分布式能源的发电状态等条件，有选择切除微电网内部分单元。即微电网在进行模式切换前需要网内负载和其他分布式能源进行调整，因此，一般以储能变流器为主电源的微电网在进行模式切换前需要对网内运行状态进行预控制，即主动的模式切换。本发明亦从微电网主动模式切换出发，研究微电网模式平滑切换的方法和策略。

为了实现微电网并离网模式的平滑切换，目前国内外学者提出的微电网并离网状态切换控制方式一般有2种：

1.)并离网时均采用电流闭环控制，如附图1所示。

优点是，并网时采用P/Q控制，功率控制稳定。且由于模式切换前后均采用相似的电流闭环控制，在状态切换时，将并网P/Q的计算输出量作为V/f控制的初始值，可实现控制器模式的平滑切换。

缺点是，在离网运行时，由于存在电流内环，调节参数较复杂，且负载发生变化时，电流环的调节速度会影响调节效果。在状态切换前后，虽然V/f控制和P/Q控制的控制过程相似，但是控制参数不能通用，特别是离网时内环电流参数k_pi配置不合理扰动较大甚至失稳。即在状态切换时，不但要进行控制器的切换，还要完成控制参数的切换。

2.)并离网时均采用下垂控制，如附图2所示。

优点是，为模式切换前后控制原理相似，仅在离网时去掉并网时的功率闭环即可。

缺点是，并网功率控制时，储能变流器间容易存在环流问题。由于线路阻抗、控制参数等因素考虑不充分，并网带功率外环的下垂容易在储能变流器间存在功率环流问题，特别是无功环流，且无功环流大小对电压幅值下垂系数敏感。

发明内容

本发明的目的是提供一种对等控制下基于储能变流器的主动微电网无缝切换方法，它能方便地实现微电网并网运行和离网运行间的相互切换，切换时瞬间冲击小。

本发明具体通过以下技术方案实现上述目的：

一种对等控制下基于储能变流器的主动微电网无缝切换方法如附图3所示，包括如下步骤：

(1)微电网与电网并网运行时，对微电网采用传统的P/Q控制；

(2)接到微电网由并网运行转离网运行的指令后先采用下垂控制，通过对下垂控制起始值的计算，保持各储能变流器的输出功率和传统的P/Q控制时相同，然后对微电网内的所有储能变流器的下垂曲线的频率初始值f₀和电压幅值初值U₀同时进行调节，实现所有储能变流器总输出功率不变的前提下，储能变流器总输出功率按照容量在各变流器间分配；

(3)微电网断开并网开关，由并网状态切换为离网状态；

(4)在微电网离网运行时采用基于下垂的相电压幅值/相角控制，对微电网的运行频率、电压幅值进行调整；

(5)接到微电网由离网运行转并网运行的指令后，微电网进行准同期并网控制。对微电网的运行频率和电压幅值采用有差调节，频率期望根据需同步的电源频率、同步时间、最大允许频率差、最大允许角度差计算得到，电压幅值期望为需同步的电源电压幅值。满足准同期并网条件后，合上并网开关。

(6)将微电网在离网运行状态下的基于下垂的相电压幅值/相角控制转并网P/Q控制，对微电网内各储能变流器的功率采用逐步恢复到设定值的爬坡控制。

本发明有益效果：

本发明提供了对等模式下基于储能变流器的主动微电网无缝切换方法，并网时采用传统的P/Q控制，离网时采用了基于下垂控制的单相电压闭环控制，克服了现有储能变流器并离网运行模式互相转换时，依赖控制方式基本一致从而导致的参数敏感、不能同时保持并网、离网控制稳定性的问题。实现了基于储能变流器的主动微电网无缝切换，保证微电网状态切换时，对微电网内负荷的不间断供电。

本发明能够实现在微电网从并网运行转为孤岛运行时，负载侧供电连续，负载感受不到微电网从主电网断开造成的电压波动，保证负载的供电连续，且通过调整下垂曲线的频率初值f₀、电压初值U₀实现储能变流器根据容量自动分配负载，克服了微电网和大电网断开后个别储能变流器超载的问题。

本发明能够在准同期并网时采用相电压幅值无差，频率有差的调节方式，简化一般先采用相电压幅值无差、频率无差调节，再对相角进行跟踪补偿的准同期并网流程。

附图说明

图1是常规电流闭环控制示意图；

图2是常规下垂控制示意图；

图3是本发明的对等模式下基于储能变流器的主动微电网无缝切换方法控制流程图；

图4是本发明的并网P/Q控制示意图；

图5是本发明的并网下垂控制示意图；

图6是本发明三相相电压幅值/相角控制示意图；

图7是本发明储能变流器交流滤波回路功率流向示意图；

图8是本发明储能变流器交流滤波回路电压幅值、功角示意图；

图9是本发明并网P/Q转下垂控制后的频率下垂曲线示意图；

图10是本发明储能变流器出力分配调整后的频率下垂曲线示意图；

图11是本发明储能变流器下垂时电压幅值、频率调整示意图。

具体实施方式

下面结合说明书附图以及具体实施例对本申请的技术方案做进一步详细介绍。

如附图3所示是本发明的对等模式下基于储能变流器的主动微电网无缝切换方法控制流程图，本发明的对等模式下基于储能变流器的主动微电网无缝切换方法包括以下步骤：

步骤1：微电网与电网并网运行时，对微电网采用P/Q控制，如附图4所示，

本发明采用的并网控制方法为传统的P/Q控制，具有控制效果稳定，控制方法简单的优点。

步骤2：接到微电网由并网运行转离网运行的指令后先采用下垂控制，如附图5所示，通过对下垂控制起始值的计算，保持各储能变流器的输出功率和传统的P/Q控制时相同，然后对微电网内的所有储能变流器的下垂曲线的频率初始值f₀和电压幅值初值U₀同时进行调节，实现所有储能变流器总输出功率不变的前提下，储能变流器总输出功率按照容量在各变流器间分配。

本发明中微电网离网控制采用基于下垂控制的相电压幅值/相角控制。相电压幅值/相角控制仅对各相的电压进行闭环控制，控制方法简单，不涉及电流内环的控制，简化控制流程，响应速度快，如附图6所示。

但是由于并网P/Q控制和基于下垂的相电压幅值/相角在控制上不再具有相似的结构，因此如何保持状态切换时的功率输出连续，是着重解决的问题。

首先对下垂公式1进行分析：

其中，P为储能变流器的输出有功，Q为储能变流器的输出无功，E为储能变流器IGBT出口的电压，U为储能变流器并网点处电压，Z为输电线阻抗，为输电线两端功角差。

可见，调节微电网储能变流器输出角频率可以对有功功率进行控制，调节输出电压幅值可以对无功功率进行控制，如附图5所示，建立下垂控制方程如式2所示：

$\left\{\begin{array}{c}{f}^{*}=f_0-k_f{P}_N\\ U^{*}=U_0-k_v{Q}_N\end{array}\right.---\left(2\right)$

其中，f₀为下垂曲线的频率初值；U₀为下垂曲线的电压幅值初值；k_f为下垂曲线的频率下垂系数，k_v为下垂曲线的电压下垂系数。P_N、Q_N为储能变流器N的额定有功、无功功率；f^*为储能变流器输出角频率；U^*为储能变流器输出输出电压幅值。

设储能变流器在并网P/Q控制时，有功功率输出为P₀，无功功率输出为Q₀，电网当前频率为f，电网当前电压为U，下垂曲线的频率下垂系数为k_f，下垂曲线的电压下垂系数为k_v。为了保持变流器从并网P/Q控制转为下垂控制时，变流器的输出功率保持稳定，需保持变流器在下垂控制时，在当前的电网频率和电网电压下，储能变流器出口B处的输出功率亦为P₀和Q₀。即对应于输出功率P₀和Q₀，变流器的输出频率为电网当前频率为f，输出的电压为电网当前电压U。计算可得状态切换时刻的下垂控制的起始频率和起始电压幅值，如式3所示：

$\left\{\begin{array}{c}{f}_0^{\′}=f+k_f{P}_0\\ U_0^{\′}=U+k_v{Q}_0\end{array}\right.---\left(3\right)$

即变流器在下垂起始值f₀'、U'₀，下垂系数k_f、k_v时，在储能变流器出口B处输出频率和电压幅值时等于当前电网的频率和幅值时，输出功率为P₀和Q₀，从而保持输出功率和并网P/Q时相等。

但是由于下垂曲线计算得到的电压幅值闭环点在储能变流器出口，即上图中B点，在并网P/Q转为下垂控制的初期，由于电压幅值的闭环作用没有起作用，积分项也没有形成，即仅在储能变流器交流滤波回路和功率器件IGBT之间，即A点处得到了f^*、U^*。由于变流器交流侧交流滤波回路阻抗的存在，功率在滤波回路上流动时A点和B点间存在幅值差和功角差，如附图7、附图8所示。

为了保持功率输出连续，需要在B断面形成和并网P/Q控制下相等的电压幅值和连续的角度。在并网P/Q转下垂控制初期，虽然下垂控制的闭环点是B断面，但是由于电压幅值闭环的PI的积分项还没有形成，如果以下垂初值U'₀作为控制起始值，由于交流滤波回路阻抗的存在，在B处不能得到电压幅值和电网幅值不一定相等(除非流经交流侧滤波回路的电流为零)。类似的，如果以电网当前角度为角度的起始值，根据频率计算出的角度亦不能在B处得到和电网角度相同的角度值。从而导致功率将不一定能与并网时刻连续。为了补偿交流滤波回路的幅值差和功角差，本发明提出了根据并网P/Q控制时IGBT控制电压计算下垂控制起始值的方法。

如附图7所示，在并网P/Q控制时，IGBT的输出为v_sd和v_sq，即在A断面的电压控制幅值为角度为此时B断面处电网的幅值为U，角度为为了保持状态切换前后的功率稳定，需将A断面处的电压幅值和角度作为并网P/Q控制转下垂控制的起始值。角度根据f'₀和控制频率进行积分控制，仍在断面B处对U'₀进行电压闭环控制。

在微电网系统断开并网开关后，微电网内的所有负载将由所有的储能变流器共同承担。因此需要对微电网系统的负载进行分类和分级。根据微电网内的电源能力和负载重要性共同决定应保留的负载。以保证微电网电源能力能满足负载的正常运行。

由于变流器在并网时的功率输出不一定相同，因此在并网P/Q转下垂时为保持各台变流器的计算出频率、电压初值不一定相同，如附图9所示。在切开并网开关后，功率在变流器间的分配将遵循以下原则：设微电网内储能变流器共有M台，第i台变流器下垂曲线的频率下垂系数为k_{f_i}，下垂曲线的电压下垂系数为k_{v_i}并网时输出功率为P_{i_ON}，Q_{i_ON}，并网时电网电压频率为f_{_ON}，幅值为U_{_ON}，离网时输出功率为P_{i_OFF}，Q_{i_OFF}，离网时微电网电压频率为f_{_OFF}，幅值为U_{_OFF}。

第i台变流器并网P/Q控制转下垂控制时，该台变流器的频率初值f'_{0_i}可由式3推导可得式4：

f'_{0_i}＝f_{_ON}+k_{f_i}*P_{i_ON}    (4)

断开并网开关后，第i台变流器频率的输出功率满足式5的条件：

f'_{0_i}＝f_{_OFF}+k_{f_i}*P_{i_OFF}    (5)

由于同一台变流器断开并网开关PCC前后频率初值f_{0_i}保持不变，故可推导出第i台变流器在断开并网开关后，其功率满足式6：

$P_{i\_\mathrm{OFF}}=P_{i\_\mathrm{ON}}+\frac{f_{\_\mathrm{ON}}-f_{\_\mathrm{OFF}}}{k_{f\_i}}---\left(6\right)$

并网控制时，单台变流器的功率门槛的限制并网功率必满足式7条件：

|P_{i_ON}|≤P_{i_MAX}    (7)

式中的P_{i_MAX}为第i台变流器的最大有功功率。

断开并网开关后，对于并网运行时发出大功率的变流器，其调节裕度较小，会导致其负担的功率大于P_{i_MAX}。因此在切并网开关之前需要对变流器间的并网功率进行重新分配。

为了保证多台储能变流器的功率能根据容量分配出力，在从并网P/Q控制切换到下垂控制后，本发明提出了通过一起调整各台储能变流器的f₀、U₀实现，如附图10所示，其原理分析如下：

由公式4可得，若将各台变流器的下垂频率初值都调整至f₀，则第i，j台变流器输出的有功功率如式8所示：

f₀＝f_{_ON}+k_{f_i}*P'_{i_ON}

f₀＝f_{_ON}+k_{f_j}*P_{'j_ON}    (8)

由于电网频率和下垂频率初值相同，故可知第i，j台变流器输出的有功功率比值和频率下垂系数成反比，如式9所示：

$\frac{P_{i\_\mathrm{ON}}^{\′}}{P_{j\_\mathrm{ON}}^{\′}}=\frac{\frac{1}{k_{f\_i}}}{\frac{1}{k_{f\_j}}}---\left(9\right)$

为使得微电网内的储能变流器的频率工作范围相同，即均在同一频率下输出满容量有功，频率的下垂系数需与变流器的额定有功容量成反比。

设第i台变流器的额定容量为P_{i_N}可推导出式10，

$\frac{P_{i\_N}^{\′}}{\underset{j=1}{\overset{M}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{j\_N}^{\′}}=\frac{1}{\underset{k=1}{\overset{M}{\mathrm{\Σ}}}\frac{P_{j\_N}^{\′}}{P_{i\_N}^{\′}}}=\frac{1}{\underset{j=1}{\overset{M}{\mathrm{\Σ}}}\frac{k_{f\_i}}{k_{f\_j}}}=\frac{\frac{1}{k_{f\_i}}}{\underset{j=1}{\overset{M}{\mathrm{\Σ}}}\frac{1}{k_{f\_j}}}---\left(10\right)$

由式11可计算下垂频率初值f₀：

$\begin{array}{c}{f}_0=f_{\_\mathrm{ON}}+k_{f\_i}*P_{i\_\mathrm{ON}}^{\′}\\ =f_{\_\mathrm{ON}}+k_{f\_i}*\underset{k=1}{\overset{M}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{i\_\mathrm{ON}}^{\′}*\frac{P_{i\_N}^{\′}}{\underset{j=1}{\overset{M}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{j\_N}^{\′}}\\ =f_{\_\mathrm{ON}}+k_{f\_i}*\underset{k=1}{\overset{M}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{i\_\mathrm{ON}}^{\′}*\frac{\frac{1}{k_{f\_i}}}{\underset{j=1}{\overset{M}{\mathrm{\Σ}}}\frac{1}{k_{f\_j}}}\\ =f_{\_\mathrm{ON}}+\frac{\underset{k=1}{\overset{M}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{i\_\mathrm{ON}}^{\′}}{\underset{j=1}{\overset{M}{\mathrm{\Σ}}}\frac{1}{k_{f\_j}}}\end{array}---\left(11\right)$

按照上式计算出的f₀对微电网系统内的各储能变流器进行调节，可以使得功率按照容量在各变流器间分配。从而解决了转为离网时个别储能变流器负载过大的问题。

无功功率的控制和有功功率控制类似，在此不再赘述。

步骤3：微电网断开并网开关，由并网状态切换为离网状态。

由于在切并网开关之前储能变流器已经处于电压源模式，断开并网开关负载可从由电网供电平滑切换到由储能变流器供电。且由于各台储能变流器的频率、电压幅值初值相等，故有功和无功功率根据下垂系数分配，又下垂系数和各台变流器的容量有关，故功率分配根据储能变流器的额定容量分配。

步骤4：在微电网离网运行时采用基于下垂的相电压幅值/相角控制，对微电网的运行频率、电压幅值进行调整，如附图11所示。

断开并网开关后，由于下垂系数的作用，微电网的运行频率、电压幅值可能偏离额定值超出微电网允许范围，此时需要对微电网的运行频率、电压幅值进行调整。

微电网内储能变流器下垂曲线f₀和U₀的频繁调节导致功率在变流器间震荡，因此本发明中频率和电压调节遵循以下2个原则：①不在控制器的每个控制周期内都调节，适当放宽调节间隔；②调节时采用小步长。

如果微电网内只有1台储能变流器，此时可以将下垂控制退化为相电压幅值/相角控制。相电压幅值控制的期望即为微电网额定相电压，频率即为微电网额定频率。

如果微电网内有M台储能变流器，此时需要在下垂控制的基础上对相电压和频率进行PI闭环控制，即在原下垂控制的基础上增加频率闭环和电压幅值闭环。设微电网额定频率为f_N，额定电压幅值为U_N，将f_N与当前微电网的频率f_Current做差进入频率PI调节闭环，计算结果累加到原有的微电网频率下垂初值f₀上，从而实现频率曲线的平移。由前文可知，由于微电网内的变流器具有相同的f₀，有功功率仍在各变流器间按容量分配；无功调节亦然，在此不再赘述。

步骤5：接到微电网由离网运行转并网运行的指令后，微电网将进行准同期合闸控制。

当微电网的供电主电源由储能变流器转为大电网或者柴发等其他电源上时，为了使得网内负载在不同电源间平滑过渡，储能变流器需具备准同期合闸功能。

与大电网同步机组准同期合闸类似，储能变流器的准同期合闸条件亦为以下3点，如式12所示：

$\left\{\begin{array}{c}\mathrm{\&Delta;f}|<\mathrm{\&Delta;}{f}_{\mathrm{Limit}}\\ \left|\mathrm{\&Delta;U}\right|<\mathrm{\&Delta;}{U}_{\mathrm{Limit}}\\ \left|\mathrm{\&Delta;\&theta;}\right|<\mathrm{\&Delta;}{\mathrm{\&theta;}}_{\mathrm{Limit}}\end{array}\right.---\left(12\right)$

式中，Δf为微电网和需同步电源的频率差，Δf_Limit为微电网和需同步电源的最大允许频率差；ΔU为微电网和需同步电源的电压幅值差，ΔU_Limit为微电网和需同步电源的最大允许电压幅值差；Δθ为微电网和需同步电源的角度差，Δθ_Limit为微电网和需同步电源的最大允许角度差。以上3个并网条件在准同期要求的同步时间T内均满足条件时，可以合上并网开关。

为了满足准同期条件，需要对微电网的电压幅值和频率进行调节，调节原理和断开并网开关后的微电网的电压幅值和频率调节一样，控制策略在此不再赘述。需要注意的是，此时的电压幅值期望为需同步的电源电压幅值，频率需要根据需同步的电源频率、同步时间T、最大允许频率差、最大允许角度差计算得到。

由于微电网的电压幅值期望为需同步的电源电压幅值，经过一段时间的调节，电压幅值可以稳定满足准同期并网条件，准同期并网的主要难点在角度同步上。本发明提出频率采用有差调节的方法，即微电网的运行频率和需同期的电源频率留有微小偏差，以简化准同期合闸过程。

设微电网当前频率为f_Current，需同步的电源频率为f_ref；微电网当前角度为θ_Current，需同步的当前角度为θ_ref；微电网初始角度为θ_{Current_0}，需同步的电源初始角度为θ_{ref_0}，计算方法如式13所示：

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{\&theta;}}_{\mathrm{ref}}={\mathrm{\&theta;}}_{\mathrm{ref}\_0}+\frac{360}{2\mathrm{\&pi;}}\underset{0}{\overset{T}{\&Integral;}}2\mathrm{\&pi;}{f}_{\mathrm{ref}}\mathrm{dt}\\ {\mathrm{\&theta;}}_{\mathrm{Current}}={\mathrm{\&theta;}}_{\mathrm{Current}\_0}+\frac{360}{2\mathrm{\&pi;}}\underset{0}{\overset{T}{\&Integral;}}2\mathrm{\&pi;}{f}_{\mathrm{ref}}\mathrm{dt}\end{array}\right.---\left(13\right)$

忽略初始角度θ_{Current_0}和θ_{ref_0}，并认为在时间T时间内f_Current和f_ref保持不变，上式可简化为式14：

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{\&theta;}}_{\mathrm{ref}}=360\&times;f_{\mathrm{ref}}\&times;T\\ {\mathrm{\&theta;}}_{\mathrm{Current}}=360\&times;f_{\mathrm{Current}}\&times;T\end{array}\right.---\left(14\right)$

若满足准同期并网条件，则角度差满足式15：

|Δθ|＝|θ_ref-θ_Current|＝360×T×|f_ref-f_Current|    (15)

即可推导出式16

$\begin{array}{c}360\&times;T\&times;|f_{\mathrm{ref}}-f_{\mathrm{Current}}|<{\mathrm{\&theta;}}_{\mathrm{Limit}}\\ \&DoubleRightArrow;=\frac{{\mathrm{\&theta;}}_{\mathrm{Limit}}}{360\&times;T}<f_{\mathrm{ref}}-f_{\mathrm{Current}}<\frac{{\mathrm{\&theta;}}_{\mathrm{Limit}}}{360\&times;T}\\ \&DoubleRightArrow;f_{\mathrm{ref}}-\frac{{\mathrm{\&theta;}}_{\mathrm{Limit}}}{360\&times;T}<f_{\mathrm{Current}}<f_{\mathrm{ref}}-\frac{{\mathrm{\&theta;}}_{\mathrm{Limit}}}{360\&times;T}\\ \&DoubleRightArrow;f_{\mathrm{Current}}=f_{\mathrm{ref}}+k\frac{{\mathrm{\&theta;}}_{\mathrm{Limit}}}{360\&times;T}\end{array}---\left(16\right)$

其中，-1<k<1。

准同期条件满足后，合上并网开关，由于此时的变流器仍处于下垂运行模式，且合闸后外电源的频率和电压幅值与准同期前变流器下垂控制输出的频率和电压幅值基本一致，因此合开关前后，变流器的出力保持一致。

步骤6：将微电网在离网运行状态下的基于下垂的相电压幅值/相角控制转并网P/Q控制，对微电网内各储能变流器的功率采用逐步恢复到设定值的爬坡控制。并网开关合上后，为了保持变流器的并网输出功率稳定，此时将变流器从下垂控制转为并网P/Q控制即可，由于并网P/Q控制时为了防止冲击，功率采用爬坡控制，因此不涉及并网P/Q控制的初值问题，因此在下垂控制转为并网P/Q时，不会对电网造成冲击。

此时对负载及光伏、风电变流器而言，主电源已经由储能变流器转为其他电源，负载及光伏、风电变流器感受不到电源切换带来的冲击。

Claims (3)

1.一种对等控制下基于储能变流器的主动微电网无缝切换方法，其特征在于：微电网并网时采用传统P/Q电流源控制，微电网离网时采用基于单电压环的相电压幅值/相角控制，实现了并离网稳态运行。

2.一种对等控制下基于储能变流器的主动微电网无缝切换方法，其特征在于，包括如下步骤：

(1)微电网与电网并网运行时，对微电网采用传统的P/Q控制；

(2)接到微电网由并网运行转离网运行的指令后先采用下垂控制，通过对下垂控制起始值的计算，保持各储能变流器的输出功率和传统的P/Q控制时相同，然后对微电网内的所有储能变流器的下垂曲线的频率初始值f₀和电压幅值初值U₀同时进行调节，实现所有储能变流器总输出功率不变的前提下，储能变流器总输出功率按照容量在各变流器间分配；

(3)微电网断开并网开关，由并网状态切换为离网状态；

(4)在微电网离网运行时采用基于下垂的相电压幅值/相角控制，对微电网的运行频率、电压幅值进行调整；

(5)接到微电网由离网运行转并网运行的指令后，微电网进行准同期并网控制；对微电网的运行频率和电压幅值采用有差调节，频率期望根据需同步的电源频率、同步时间、最大允许频率差、最大允许角度差计算得到，电压幅值期望为需同步的电源电压幅值，满足准同期并网条件后，合上并网开关；

(6)将微电网在离网运行状态下的基于下垂的相电压幅值/相角控制转并网P/Q控制，对微电网内各储能变流器的功率采用逐步恢复到设定值的爬坡控制。

3.根据权利要求2所述的主动微电网无缝切换方法，其特征在于：

在步骤(4)中，如果微电网内只有1台储能变流器，将下垂控制退化为相电压幅值/相角控制，即以设定的频率和设定的电压幅值进行离网控制；

如果微电网内有多台作为主电源的储能变流器，在步骤(2)所述的下垂控制的基础上对微电网的相电压和频率进行PI闭环控制，将微电网实际采样的相电压和相电压期望差值输入PI控制器，输出结果累加到步骤(2)所述的微电网频率下垂曲线的频率初值f₀和电压下垂曲线的电压初值U₀上，从而实现频率下垂曲线和电压下垂曲线的平移。