CN104979849A - 一种适用于用户侧微电网的并网运行控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种适用于用户侧微电网的并网运行控制方法，采用分层结构的微电网协调控制策略，所述分层结构包含本地控制层、集中控制层和配电网调度层。本发明对微电网中并网运行模式进行研究，在保证电能质量的前提下，充分利用各微电源的发电优势，高效而可靠地对用户侧微电网中多类型微电源进行协调控制，以满足微电网能量平衡和输出的要求。本发明适用多种运行工况下多电源、配电网及负荷之间的协调控制。本方法简单实用，使微电网内部电压、频率稳定，保障重要负荷安全运行，减少了对大电网的冲击，同时充分利用了光伏发电系统的出力，提高可再生能源的利用率。

Description

一种适用于用户侧微电网的并网运行控制方法

技术领域

本发明涉及微电网技术领域，特别是涉及一种微电网并网运行控制方法。

背景技术

随着化石能源逐渐枯竭和环境污染的日益加剧，发展和利用清洁能源和可再生能源成为了必然选择，太阳能、风能等可再生能源发电在全球得到了迅速发展和广泛应用。与此同时，随着工业文明的突飞猛进，电力需求日益增大，传统电网规模的不断扩大，超高压、远距离的集中输电方式受到越来越多的挑战，基于以上背景，分布式发电(Distributed Generation，DG)技术得到了国内外研究人员的广泛关注与重视。分布式发电技术的发展，一方面可以提高可在生能源的利用率和渗透率，改善能源结构，降低环境污染；另一方面，与传统大电网相结合，作为大电网的有效补充和支撑，合理的选择分布式电源的安装地点和容量，能有效改善电网末梢的电压水平，提高现有电网的供电可靠性、电能质量和供电效率，并可减缓和减少传统电网的建设或改造工程，从而降低电网的输配电设备投资成本。

为了有效解决分布式发电系统的并网接入问题，协调分布式电源与配电网之间的矛盾，提高可再生能源的利用率，各国学者展开了深入的研究，并取得了突破性的进展，由美国可靠性技术解决方案协会最早提出的微电网概念，通过分布式电源的合理配置和采用先进的控制技术，对区域内的电源和负荷进行统一控制，使这个小型的独立发配电系统对外表现为可控的“细胞”，是微电网的最大特点。微电网中分布式电源种类和数量繁多，运行方式多样，可控程度不同，所以微电网中分布式电源的协调控制策略非常复杂，因此我们就微电网系统运行控制展开深入研究。

作为电网未来的发展方向之一，微电网和配电网的协调控制关系到微电网的安全稳定和优化运行。经对现有技术文献的检索发现，(微电网并网运行控制方法和系统，中国专利号：201310140760.8)提出了一种并网运行控制方式，它通过获取大电网与微电网的公共连接点的频率值和功率值：判断频率值和功率值是否满足断开要求，即频率值小于预设的第一频率值且功率值大于零，或频率值大于预设的第二频率值且功率值小于零；若频率值和功率值满足断开要求则断开公共连接点。在大电网发生扰动时，通过切除微电网，消除微电网对大电网的频率波动影响，可快速恢复大电网频率，提高大电网的安全性，但是此方式并没有充分考虑微电网内部的状态，也无法使光伏发电达到最大出力。除此之外，(一种用于可并网和离网运行的微电网系统及能量控制方法，中国专利号：201310618109.7)提出了一种并网运行控制方式，它通过检测蓄电池的SOC(State of Charge，荷电状态)，控制超级电容对蓄电池充放电状态进行修正，通过中央控制器、能量控制装置、负载控制器使微电网和配电网进行能量交换，使之稳定运行，但是对控制器的协调要求很高。现有的微电网协调控制策略各有利弊，难以大面积推广应用，在并网运行方面的研究也较少。本发明在借鉴前人研究成果的基础上，重点考虑光伏发电与储能电池的协调运行，再通过分层控制与配电网互联，开展用户侧微电网的并网运行控制系统研究与实现工作，为我国的微电网推广应用提供低成本高效率的解决方案。

发明内容

本发明的目的是针对用户侧微电网，提供一种适用于用户侧微电网的并网运行控制方法，该策略设计简便、响应可靠。

一种适用于用户侧微电网的并网运行控制方法，采用分层结构的微电网协调控制策略，所述分层结构包含本地控制层、集中控制层和配电网调度层；

所述本地控制层用于负荷、光伏发电系统和储能系统低层单体设备的控制，本地控制层中的智能终端、负荷控制器、光伏发电系统控制器和储能控制器接收集中控制层各种控制指令后，在无需互相通信的前提下基于本地测量信息实现对具体开关、线路、光伏发电系统、储能变流器、负荷的控制；本地控制层将用户侧微电网内部各终端处的电压、电流、功率和储能SOC工况信息上送至集中控制层；

集中控制层用于维持用户侧微电网电压和频率的稳定其主要功能有：

(1)完成底层单体设备数据采集与处理，具备对分布式单元、可控负荷的监控功能；

(2)基于光照、温度和历史数据信息，实现对光伏发电系统和负荷的短期和超短期预测；

(3)在用户侧微电网并网运行时，根据配电网调度的需求，以充分利用可再生能源为目的，以电源和负荷预测为参考值，优化调度各电源的出力，使用户侧微电网充当PQ源角色；

所述的配电网调度层负责多微电网之间的协调控制，基于电压或频率调节制定配电网功率需求，并依据约束条件协调各微电网出力，约束条件包括功率损耗最小，经济成本最低。配电网调度层将微电网视为可控负荷，一方面接收集中控制层上送的微电网内部各种工况信息；另一方面，向各微电网集中控制层下达控制调度命令，使微电网与配电网之间联络线的功率跟踪指令要求，从而实现对微电网群的管理，以满足配电网调压/频的需求。

微电网并网运行时需满足以下约束条件：

式中：P_net为联络线有功功率，以微电网向配电网输送功率为正；P_pv为光伏发电系统有功功率；P_bat为储能系统的有功功率，以放电为正，充电为负；P_load为负荷消耗的有功功率；P_loss为微电网内部损耗的有功功率；P_dpt为配电网调度层设置的有功功率指令，以微电网向配电网输送为正；f为微电网系统频率，U为微电网系统电压，f_max、f_min分别为频率允许的上、下限；U_max、U_min分别为电压允许的上、下限；

令配电网调度层的有功功率指令与联络线实际有功功率之差ΔP＝P_dpt-P_net，通过合理的设置P_ofset1和P_ofset2两个参数，实现对配电网有功调度指令跟踪和控制，避免联络线功率值的波动导致控制系统的频繁动作，P_ofset1为区间免频繁调正值，P_ofset2为区间免频繁调负值；当ΔP处于滞环内则根据储能的充放电功率限制对集中控制层的储能充放电指令进行修正，如下式所示：

式中，P_dpt为配电网有功功率，P_net为联络线实际有功功率，P_chi为修正后储能系统i的充电功率；P_batChSeti为集中控制层设定的储能系统i充电功率；P_batChLmti为储能系统i的充电功率限制，与SOC状态有关；P_dhi为修正后储能系统i的放电功率；P_batDhSeti为集中控制层设定的储能系统i放电功率；P_batDhLmti为储能系统i的充电功率限制，与SOC状态有关；SOC即State of Charge，指荷电状态。

当联络线功率小于调度指令时策略时：

1)当存在充电的储能时，减少储能系统的充电功率，此种情况一般出现在上一个控制周期时联络线功率大于调度指令，对储能进行了充电操作。

2)若调节充电的储能未能满足条件，且存在可投入的光伏发电系统，进入投入光伏发电系统流程。若光伏发电系统的运行模式为MPPT(MaximumPower Point Tracking)，则依次投入符合条件的光伏电源。若光伏发电系统运行模式为PQ，则全部启动并按照功率分配原则设定PQ光伏发电系统出力。

3)若调节储能充电、投入光伏发电系统后仍未跟踪上配电网调度需求，在存在可调PQ光伏发电系统的前提下，则增大PQ运行模式的光伏发电系统的出力。

4)充分利用光伏发电系统的出力未能满足配电网调度有功需求后，对可进行放电的储能系统进行放电。

当联络线功率大于调度指令时：

1)当存在放电的储能系统时，减少储能系统的放电功率，此种情况一般出现在上一个控制周期时联络线功率小于调度指令，对储能进行了放电操作。

2)以尽量避免弃光控制为原则，对储能可充电功率和PQ电源有功功率之和进行计算，判断是否进行切除MPPT光伏电源操作。

3)配电网调度层通常希望用户侧微电网的有功出力在调度限制范围内，因此在切除MPPT光伏发电系统时，切除离调度有功缺额最近的值即可。

4)若调节储能放电、切除光伏发电系统后仍未跟踪上配电网调度需求，在存在可调PQ光伏发电系统的前提下减少PQ光伏发电系统的有功出力。

5)减少光伏发电系统的出力仍未能满足配电网调度有功需求后，对可进行充电的储能系统进行充电。

与现有技术相比，本发明具有如下优点和技术效果：在保证电能质量的前提下，充分利用各微电源的发电优势，高效而可靠地对用户侧微电网中多类型微电源进行协调控制，以满足微电网能量平衡和输出的要求。

附图说明

图1是并网状态协调控制策略主流程图。

图2是联络线功率小于调度指令时控制流程图。

图3是联络线功率大于调度指令是控制流程图。

图4是母线电压及频率变化图。

图5是光照强度及负荷变化图。

图6是调度指令及联络线功率输出对比图。

图7是光伏控制信号及出力变化图。

图8是储能出力及SOC变化图。

具体实施方式

下面结合实施例及附图，对本发明作进一步详细的说明。

图1是并网状态协调控制策略主流程，用户侧微电网并网运行时需满足以下约束条件：

式中：P_net为联络线有功功率，以微电网向配电网输送功率为正；P_pv为光伏发电系统有功功率；P_bat为储能系统的有功功率，以放电为正，充电为负；P_load为负荷消耗的有功功率；P_loss为微电网内部损耗的有功功率；P_dpt为配电网调度层设置的有功功率指令，以微电网向配电网输送为正；f为微电网系统频率，U为微电网系统电压，f_max、f_min分别为频率允许的上、下限；U_max、U_min分别为电压允许的上、下限；

令配电网调度层的有功功率指令与联络线实际有功功率之差ΔP＝P_dpt-P_net，通过合理的设置P_ofset1和P_ofset2两个参数，实现对配电网有功调度指令跟踪和控制，避免联络线功率值的波动导致控制系统的频繁动作，P_ofset1为区间免频繁调正值，P_ofset2为区间免频繁调负值；当ΔP处于滞环内则根据储能的充放电功率限制对集中控制层的储能充放电指令进行修正，如下式所示：

式中，P_dpt为配电网有功功率，P_net为联络线实际有功功率，P_chi为修正后储能系统i的充电功率；P_batChSeti为集中控制层设定的储能系统i充电功率；P_batChLmti为储能系统i的充电功率限制，与SOC状态有关；P_dhi为修正后储能系统i的放电功率；P_batDhSeti为集中控制层设定的储能系统i放电功率；P_batDhLmti为储能系统i的充电功率限制，与SOC状态有关；SOC即State of Charge，指荷电状态。

图2是联络线功率小于调度指令时控制流程图，具体实施如下：

①当存在充电的储能时，减少储能系统的充电功率，如下式所述：

P_batChSeti＝min(0,P_batRli+ΔP)

式中，P_batRli为储能系统i的实际有功功率，此种情况一般出现在上一个控制周期时联络线功率大于调度指令，对储能进行了充电操作。

②若调节充电的储能未能满足条件，且存在可投入的光伏发电系统，进入投入光伏发电系统流程。若光伏发电系统的运行模式为MPPT，则依次投入符合条件的光伏电源，满足条件如下式所示：

式中，P_mpPrj为待投入的MPPT电源的有功预测值，j为待投入电源编号；P_mpPri可投入的MPPT电源有功预测值。

若光伏发电系统运行模式为PQ(功率可调)，则全部启动并按照功率分配原则设定PQ光伏发电系统出力，如下式所述：

式中，P_pqSeti为待投入的PQ光伏电源的有功设定值；P_pqPri为待投入的PQ光伏电源的有功预测值；SOCmin指SOC最小值(10％)。

③若调节储能充电、投入光伏发电系统后仍未跟踪上配电网调度需求，在存在可调PQ光伏发电系统的前提下，则增大PQ运行模式的光伏发电系统的出力，如下式所述：

式中，P_pqAdi为PQ运行模式的光伏发电系统增加的有功功率指令，P_pqPri为PQ光伏发电系统的有功预测值，P_pqRli为PQ光伏发电系统的实际有功出力。

④充分利用光伏发电系统的出力未能满足配电网调度有功需求后，对可进行放电的储能系统进行放电，其放电功率设定如下式所示：

图3是联络线功率大于调度指令是控制流程图，具体实施如下：

①当存在放电的储能系统时，减少储能系统的放电功率，如下式所述：

P_batDhSeti＝max(0,P_batRli+ΔP)

此种情况一般出现在上一个控制周期时联络线功率小于调度指令，对储能进行了放电操作。

②以尽量避免弃光控制为原则，对储能可充电功率和PQ电源有功功率之和进行计算，判断是否进行切除MPPT光伏电源操作，有功之和计算如下式所述：

P_sumCtrl＝∑P_pqRli+∑(P_batRli-P_batChLmti)

③配电网调度层通常希望用户侧微电网的有功出力在调度限制范围内，因此在切除MPPT光伏发电系统时，切除离调度有功缺额最近的值即可，如下式所述：

式中，P_mpRli为待切除的MPPT光伏发电系统的有功出力实际值，k为出力离调度有功缺额最近的MPPT光伏编号。

④若调节储能放电、切除光伏发电系统后仍未跟踪上配电网调度需求，在存在可调PQ光伏发电系统的前提下减少PQ光伏发电系统的有功出力，如下式所述：

⑤减少光伏发电系统的出力仍未能满足配电网调度有功需求后，对可进行充电的储能系统进行充电，其充电功率设定如下式所示：

为了验证所提出的用户侧型微电网多微电源并网运行协调控制策略，本发明设置了典型工况进行仿真验证，仿真参数及波形分析如下所述：

光照：0～5s：700W/m²，5～10s：900W/m²，10～15s：1000W/m²，15～20s：600W/m²，20～25s：700W/m²，25～30s：900W/m²，30～35s：1000W/m²，35～50s：600W/m²；

温度：25℃；

调度值：1～5s：30kW；5～10s：10kW；10～20s：-150kW；20～25s：30kW；25～30s：75kW；30～35s：110kW；35～40s:75kW；40～45s：0kW。

光伏1：MPPT类，容量为30kVA；

光伏2：可限功率运行，容量为30kVA；

光伏3：可限功率运行，容量：30kVA；

储能主电源：VF(Voltage-Frequency)/PQ，容量为90kVA，SOC：65％；

辅助储能：PQ，容量为30kVA，SOC：60％；

负荷1：0～5s：50kW；5～10s：0kW；10～20s：15kW；20～30s:50kW；30～40s:40kW；40～45s:20kW；

负荷2：0～5s：50kW；5～10s：0kW；10～20s：15kW；20～30s:50kW；30～40s:40kW；40～45s:20kW；

负荷3：15kW静态负荷；

SOC定值：SOCmin1:SOC＝10％，SOCmin2:SOC＝30％，SOCmax2:SOC＝80％,SOCmax1:SOC＝90％；

仿真时间20s代表1个小时。

系统初始状态是：负荷为105kW，光伏总功率为60kW，此时联络线功率P_net＝-50kW。

测试波形如图4-图8所示。图4是母线电压及频率变化图，图5是光照强度及负荷变化图，图6是调度指令及联络线功率输出对比图，图7是光伏控制信号及出力变化图，图8是储能出力及SOC变化图。

1)1s后配电网调度层下达30kW的调度指令，此时光照强度为700W/m2，在并网控制算法的作用下，两个储能电源开始放电，放电功率分别为69.3kW、16.7kW。3个光伏电源不动作，此时联络线功率P_net＝30kW，跟踪上配电网调度指令，此时上传给配电网调度层的可调功率范围为-235～64kW；

2)5s后配电网调度层下达10kW的调度指令，此时光照强度变为900W/m2，负荷变为15kW，MPPT类光伏电源出力增加到26.35kW，在并网控制算法的作用下，两个PQ类光伏电源限制功率运行，设定出力为0kW，两个储能进行充电以吸收MPPT光伏电源的波动功率，此时联络线功率P_net＝10kW，跟踪上配电网调度指令，此时上传给配电网调度层的可调功率范围为-135～131kW；

3)10s后配电网调度层下达-150kW的调度指令，此时光照强度变为1000W/m2，负荷变为45kW，在并网控制算法的作用下，MPPT光伏电源切出，两个储能充电功率增加，充电功率分别为-83.1kW、-21.6kW，PQ类光伏电源不动作，联络线功率P_net＝-145kW，跟踪上配电网调度指令，此时上传给配电网调度层的可调功率范围为-165～74.8kW；

4)15s后光照强度变为600W/m2，负荷总功率为45kW，因光伏电源在上个控制周期出力为0kW，两个储能充电功率指令值不受影响，SOC不断上升，16S后储能电源1的SOC超过80％，进入蓄电池状态4，在并网控制算法的作用下，储能主电源充电功率不断下降，而辅助储能满充，充电功率为-30kW，联络线功率P_net不断上升，无法跟踪上配电网调度指令，此时上传给配电网调度层的可调功率上限为74.8kW，下限范围从-165kW不断上升至-81.6kW；

5)20s后，配电网调度层下达30kW的调度指令，此时光照强度变为700W/m2，负荷为115kW，在并网控制算法的作用下，MPTT类光伏电源投入，2个光伏电源出力均增大，3个光伏电源的出力均为19.9kW，两个储能电源开始放电，放电功率分别为64.6kW和21.8kW，MPPT类光伏电源不动作，联络线功率P_net＝30kW，，跟踪上配电网调度指令，此时上传给配电网调度层的可调功率范围为-235kW～64kW；

6)25s后，配电网调度层下达75kW的调度指令，此时光照强度变为700W/m2，负荷总容量保持为115kW，MPPT类电源的出力增加为26.6kW，在并网控制算法的作用下，两个PQ类光伏电源出力均增大为26.6kW，两个储能电源放电功率增加，放电功率分别为80.7kW和30kW，用来弥补光伏类电源出力的不足，联络线功率P_net＝75kW，跟踪上配电网调度指令，此时上传给配电网调度层的可调功率范围为-235kW～85kW；

7)30s后，配电网调度层下达110kW的调度指令，此时光照强度变为1000W/m2，负荷下降至95kW，MPPT类光伏电源出力增加至30kW，在并网控制算法的作用下，PQ类光伏电源出力增加为30kW，储能电源1增大放电功率至85.7kW，辅助储能放电功率保持不变为30kW，联络线功率P_net＝110kW，跟踪上配电网调度指令，此时上传给配电网调度层的可调功率范围为-215kW～114kW；

8)31.6s后，储能主电源的SOC状态低于30％，进入蓄电池状态2，放电功率逐渐下降，联络线功率无法跟踪上配电网调度层需求，此时上传给配电网调度层的可调功率上限不断下降，下限为-215kW不变；

9)35s后，配电网调度层下达75kW的调度指令，此时光照强度变为600W/m2，负荷保持为95kW不变，所有光伏电源的出力减少至16.4kW，在并网控制算法的作用下，辅助储能继续满放，功率为30kW，储能主电源由于SOC状态进入蓄电池状态2，放电功率不断下降，联络线功率无法跟踪上配电网调度指令，此时上传给配电网调度层的可调功率上限不断下降，下限为-215kW不变。

10)38.2s后，辅助储能的SOC状态低于30％，进入蓄电池状态2，放电功率逐渐下降，联络线功率无法跟踪上配电网调度层需求，此时上传给配电网调度层的可调功率上限不断下降，下限为-215kW不变；

11)40s后，配电网调度层下达0kW的调度指令，此时光照强度保持为600W/m2，负荷下降至55kW，在并网控制算法的作用下，储能主电源的SOC至接近10％，放电功率约等于0kW，辅助储能的放电功率减少至5kW，光伏类电源不动作，出力保持为16.8kW，联络线功率P_net＝0kW，跟踪上配电网调度指令，此时上传给配电网调度层的可调功率范围为-175kW～20.9kW。

整个试验过程中，并网运行的微电网电压波动较小，频率波动在49.94～50.06Hz范围内。

结果表明，本发明所提出的用户侧微电网并网运行控制策略能够在各种工况下有效地保障微电网和配电网的安全稳定运行。

Claims (2)

1.一种适用于用户侧微电网的并网运行控制方法，采用分层结构的微电网协调控制策略，所述分层结构包含本地控制层、集中控制层和配电网调度层；其特征在于：

微电网并网运行时需满足以下约束条件：

$\left\{\begin{array}{c}{P}_{net}=\mathrm{\Σ}{P}_{pv}+\mathrm{\Σ}{P}_{bat}-\mathrm{\Σ}{P}_{\text{l}oad}-P_{loss}\\ P_{net}\≤P_{dpt}\\ f_{\min }\≤f\≤f_{max}\\ U_{\min }\≤U\≤U_{max}\end{array}\right.$

式中：P_net为联络线有功功率，以微电网向配电网输送功率为正；P_pv为光伏发电系统有功功率；P_bat为储能系统的有功功率，以放电为正，充电为负；P_load为负荷消耗的有功功率；P_loss为微电网内部损耗的有功功率；P_dpt为配电网调度层设置的有功功率指令，以微电网向配电网输送为正；f为微电网系统频率，U为微电网系统电压，f_max、f_min分别为频率允许的上、下限；U_max、U_min分别为电压允许的上、下限。

2.根据权利要求1所述的一种适用于用户侧微电网的并网运行控制方法，其特征在于：

令配电网调度层的有功功率指令与联络线实际有功功率之差ΔP＝P_dpt-P_net，通过合理的设置P_ofset1和P_ofset2两个参数，实现对配电网有功调度指令跟踪和控制，P_ofset1为区间免频繁调正值，P_ofset2为区间免频繁调负值，避免联络线功率值的波动导致控制系统的频繁动作；当ΔP处于滞环内则根据储能的充放电功率限制对集中控制层的储能充放电指令进行修正，如下式所示：

$\left\{\begin{array}{c}{P}_{chi}=min(P_{batChSeti},P_{batChLmti})\\ P_{dhi}=max({\text{P}}_{bat\text{C}hSeti},P_{batDhLmti})\end{array}\right.$

式中，P_dpt为配电网有功功率，P_net为联络线实际有功功率，P_chi为修正后储能系统i的充电功率；P_batChSeti为集中控制层设定的储能系统i充电功率；P_batChLmti为储能系统i的充电功率限制，与SOC状态有关；P_dhi为修正后储能系统i的放电功率；P_batDhSeti为集中控制层设定的储能系统i放电功率；P_batDhLmti为储能系统i的充电功率限制，与SOC状态有关；SOC即State of Charge，指荷电状态；

所述微电网协调控制策略中，当联络线功率小于调度指令时，执行如下步骤：

(1)当存在充电的储能时，减少储能系统的充电功率，如下式所述：

P_batChSeti＝min(0,P_batRli+ΔP)

式中，P_batRli为储能系统i的实际有功功率，此种情况一般出现在上一个控制周期时联络线功率大于调度指令，对储能进行了充电操作；

(2)若调节充电的储能未能满足条件，且存在可投入的光伏发电系统，进入投入光伏发电系统流程；若光伏发电系统的运行模式为MPPT，则依次投入符合条件的光伏电源，满足条件如下式所示：

$\left\{\begin{array}{c}{P}_{mp\mathrm{Pr}j}=max\left\{P_{mp\mathrm{Pr}i}\right\}\\ P_{mpPri}<\mathrm{\&Delta;}P\end{array}\right.$

式中，P_mpPrj为待投入的MPPT电源的有功预测值，j为待投入电源编号；P_mpPri可投入的MPPT电源有功预测值；

若光伏发电系统运行模式为PQ，则全部启动并按照功率分配原则设定PQ光伏发电系统出力，如下式所述：

$P_{pqSeti}=min(P_{pqPri},\frac{P_{pqPri}}{{\mathrm{\&Sigma;P}}_{pqPri}}\&times;\mathrm{\&Delta;}P)$

式中，P_pqSeti为待投入的PQ光伏电源的有功设定值；P_pqPri为待投入的PQ光伏电源的有功预测值；PQ指功率可调；

(3)若调节储能充电、投入光伏发电系统后仍未跟踪上配电网调度需求，在存在可调PQ光伏发电系统的前提下，则增大PQ运行模式的光伏发电系统的出力，如下式所述：

$\left\{\begin{array}{c}{P}_{pqAdi}=min(P_{pqRmi},\frac{P_{pqRmi}}{{\mathrm{\&Sigma;P}}_{pqRmi}}\&times;\mathrm{\&Delta;}P)\\ P_{pqRmi}=P_{pqPri}-P_{pqRli}\\ P_{pqSeti}=P_{pqRli}+P_{pqAdi}\end{array}\right.$

式中，P_pqAdi为PQ运行模式的光伏发电系统增加的有功功率指令，P_pqPri为PQ光伏发电系统的有功预测值，P_pqRli为PQ光伏发电系统的实际有功出力；

(4)充分利用光伏发电系统的出力未能满足配电网调度有功需求后，对可进行放电的储能系统进行放电，其放电功率设定如下式所示：

$P_{batSeti}=min(P_{batDhLmti},P_{batRli}+\frac{P_{batDhLmti}-P_{batRli}}{\mathrm{\&Sigma;}(P_{batDhLmti}-P_{batRli})}\&times;\mathrm{\&Delta;}P)$

所述微电网协调控制策略中，当联络线功率大于调度指令时，执行如下步骤：

(1)当存在放电的储能系统时，减少储能系统的放电功率，如下式所述：

P_batDhSeti＝max(0,P_batRli+ΔP)

此种情况一般出现在上一个控制周期时联络线功率小于调度指令，对储能进行了放电操作；

(2)以尽量避免弃光控制为原则，对储能可充电功率和PQ电源有功功率之和进行计算，判断是否进行切除MPPT光伏电源操作，有功之和计算如下式所述：

P_sumCtrl＝∑P_pqRli+∑(P_batRli-P_batChLmti)

(3)配电网调度层通常希望用户侧微电网的有功出力在调度限制范围内，因此在切除MPPT光伏发电系统时，切除离调度有功缺额最近的值即可，如下式所述：

$\left\{\begin{array}{c}k=j,|P_{mpRlj}+\mathrm{\&Delta;}P|=P_{min}\\ P_{min}=min\left\{\right|P_{mpRli}+\mathrm{\&Delta;}P\left|\right\},j=1,2...n\end{array}\right.$

式中，P_mpRli为待切除的MPPT光伏发电系统的有功出力实际值，k为出力离调度有功缺额最近的MPPT光伏编号；

(4)若调节储能放电、切除光伏发电系统后仍未跟踪上配电网调度需求，在存在可调PQ光伏发电系统的前提下减少PQ光伏发电系统的有功出力，如下式所述：

$P_{pqSeti}=P_{pqRli}+max(-P_{pqRli},\frac{P_{pqRli}}{{\mathrm{\&Sigma;P}}_{pqRli}}\&times;\mathrm{\&Delta;}P)$

(5)减少光伏发电系统的出力仍未能满足配电网调度有功需求后，对可进行充电的储能系统进行充电，其充电功率设定如下式所示：

$P_{batSeti}=max(P_{batChLmti},\frac{P_{batRli}-P_{batChLmti}}{\mathrm{\&Sigma;}(P_{batRli}-P_{batChLmti})}\&times;\mathrm{\&Delta;}P).$