CN111049200A - 一种智能区域微电网系统及其控制方法 - Google Patents
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Abstract
一种智能区域微电网系统及其控制方法，包括380V三相交流微网、600V直流微网和隔离变压器；380V三相交流微网中的380V交流母线依次通过电气开关、隔离变压器与配电网相连；600V直流微网通过50KW双向AC/DC设备与380V交流母线相接；380V三相交流微网连接有单晶硅太阳能设备、多晶硅太阳能设备、非晶硅太阳能设备、微型风力发电机和柴油发电机；600V直流微网连接有单晶硅太阳能设备、多晶硅太阳能设备、铁锂电池和超级电容。本发明采用多模型预测多代理分布式控制方法。该智能区域微电网系统结构简单，能监控各种参数，功能丰富。
Description
技术领域
本发明涉及一种智能区域微电网系统及其控制方法。
背景技术
现有的发电和储能系统，一般只是具有单个种类的发电设备以及单个种类的储能设备，并且将多余的电能反馈到电网中。这种系统虽然能满足一部分用户的需求，但是功能较为单一，兼容性不佳，无法普适性地推广应用，因此，有必要设计一种智能区域微电网系统及其控制方法。
发明内容
本发明的目的是克服现有技术的缺点，提出一种智能区域微电网系统，该智能区域微电网系统集成度高，能兼容多种发电设备。
本发明的技术解决方案如下：
一种智能区域微电网系统，包括380V三相交流微网、600V直流微网和隔离变压器；
380V三相交流微网中的380V交流母线依次通过电气开关、隔离变压器与配电网相连；
600V直流微网通过50KW双向AC/DC设备与380V交流母线相接；
380V三相交流微网包括单晶硅太阳能设备、多晶硅太阳能设备、非晶硅太阳能设备、微型风力发电机和柴油发电机；单晶硅太阳能设备、多晶硅太阳能设备和非晶硅太阳能设备分别通过各自对应的DC/AC设备与380V交流母线连接；微型风力发电机和柴油发电机分别通过各自对应的AC/AC设备与380V交流母线连接；
600V直流微网包括单晶硅太阳能设备、多晶硅太阳能设备、铁锂电池和超级电容；单晶硅太阳能设备、多晶硅太阳能设备、铁锂电池和超级电容分别通过各自对应的DC/DC设备与600V直流母线相连。
智能区域微电网系统还包括环境监测装置，环境监测装置包括设置在各设备处的温度传感器和用于汇总各温度传感器采集数据的MCU，所有的温度传感器均与MCU相连。
所述的电气开关为接触器或断路器。
智能区域微电网系统还包括监控装置；监控装置包括设备状态采集模块、交换机和服务器；状态采集模块用于采集各设备的工作状态和开关设备的开关状态；各设备指DC/DC设备和AC/AC设备，开关设备指电气开关；设备状态采集模块通过交换机与服务器相连；工程师站与操作员站与交换机相连。所述交换机为WiFi交换机。
DC/DC设备和AC/AC设备设有电控开关，电控开关的控制端与交换机相连，通过远程控制各设备的投切。
本发明智能区域微电网系统采用多代理分层控制策略：上层根据市场和调度需求管理一个或多个微电网，实现微电网与大电网间及多个微电网间的远程调度和经济化运行。中间层负责微电网在并网运行模式、离网运行模式、并离网转换模式下发电单元、储能单元、负荷单元间的功率平衡。下层负责微电网中电力设备运行数据的实时监控及信息传输，执行上级下达的控制命令，维持微网的暂态功率平衡和负荷管理。
本发明的智能区域微电网系统将单晶硅太阳能设备、多晶硅太阳能设备、非晶硅太阳能设备、微型风力发电机和柴油发电机集成到一起，另外，还将铁锂电池和超级电容集成到系统中，因此，涉及多种发电和储能设备，兼容性好，功能丰富，充分利用清洁能源，而且通过交流母线和直流母线进行馈电，多余的电能反向输出到电网中；
监控中心能实时监控温度和辐照数据，以及监控各开关的状态，并通MOdbus-TCP分布式控制器实现数据的采集和对各模块的控制，因此，能全方位的监控系统的运行，安全性高。
本发明的智能区域微电网系统，具有以下特点：
1.技术先进，本发明采用交直流混合微电网架构并利用模块化设计理念，可并网、离网运行、并离网无缝切换且在各种运行模式下保证微电网的能量快速平衡，微电网在各模式下运行平稳可靠。
2.功能完善，本发明涵盖微电网的各种不同DG，采用锂电和超级电容混和储能，有用户负荷和模拟负荷，模拟负荷自动可调，且各节点可靠，其系统的丰富性和多样性使整个微网系统的功能非常完善。
3.控制智能，本发明采用多代理分层控制模式，控制系统现场总线采用基于Modbus-TCP的工业以太网，且一网到底，数据交互实时性、可靠性、兼容性非常高。
4.多样性好，由于模块化设计，本发明可实现直流微电网、交流微电网、交直流混合微网以及各种单一DG简单家庭式微电网。
5.保护完备，本发明具有各种保护功能，保证微电网的运行安全稳定和操作人员的安全，实时监控、故障保护、故障隔离、故障自恢复等完备的保护、具备快速分断能力和完善的继电保护功能，紧急情况下可一键保护。
6.科研实验性，本发明采用交直流混合微网的架构，并用模块化设计，使得此微电网能满足交流微电网、直流微电网、交直流混合微电网以及各模块的简单微电网的实验教学科研。微电网的设计之中充分考虑并预留科研实验接口。
7.扩展性，交直流混合微电网控制模式采用多代理分层控制模式和模块化设计，其有很好的扩展性，可扩展多个微电网、也可增加分布式电源、储能、负荷等在现有基础上扩展为更加丰富的微电网。
8.经济性，交直流混合微电网建成后能涵盖微电网领域的各种科研、教学、实验，满足微电网学科体系建设，微电网所用设备使用年限非常长，综合经济性高，另外微电网可以满足教学楼的部分供电，可以把多余电能馈到电网，从而产生经济效益。
9.二次开发，系统的二次开发方便，系统的MGCC控制器、就地控制器、监控系统控制器等都使用梯形图语言开发，能与学生实际教学计划吻合，便于实训与教学，且对每个控制器均有源程序配备，方便在此基础上再次开发。
10.主要分布式电源有功功率连续可调(0～100％)功能，无功功率可调，功率因数范围超前0.9至滞后0.9，可直接参与微电网的功率平衡，所有分布式电源、储能、负荷的就地控制器均有对应的就地控制策略，且可通过以太网网络通讯可以对任一控制器进行在线程序的编程、调试、下载、监控。
因此，这种智能区域微电网系统是一种集成度高，易于实施，且兼容性好，灵活性好的发电和储能系统，易于推广实施，充分使用清洁能源，具有显著的社会效益和经济效益。
附图说明
图1为交直流混合微电网系统的总体结构示意图；
图2为智能区域微电网系统的原理框图；
图3为风力发电机支架的结构示意图；
图4为多晶硅发电系统示意图；
图5为非晶硅发电系统示意图；
图6为电源电路示意图；
图7为风力发电系统示意图；
图8为风力发电机组示意图；
图9为电源电路示意图；
图10为微电网交流母线负荷示意图；
图11为PCS原理框图；
图12储能变流器系统拓扑图；
图13为系统组成框图；
图14为磷酸铁锂电池电池系统；
图15为直流负荷示意图；
图16为微电网离网运行流程图；
图17为有缝并网转离网切换流程图；
图18为无缝并网转离网切换流程图；
图19为微电网离网转并网流程图；
图20为基于三层控制的集中式区域差动保护系统图。
图中：1底框，2支柱，3横杆，4斜向支撑杆，5安装盘。
具体实施方式
以下结合附图和具体实施例对本发明做进一步说明。
实施例1：
如图1，交直流混合微电网由一条三相380V的交流母线和一条DC800V的直流母线组成，交流母线由10kW单晶硅(即有单晶硅发电系统)、10kW多晶硅、3kW非晶硅、3kW风力发电机组、10kW模拟柴油发电机组、模拟故障系统、用户负载和30kW模拟负载组成，直流母线由4kW的单晶硅、4kW多晶硅、50kWh的磷酸铁锂电池电池储能、50kW 10s的超级电容储能、模拟故障系统、用户直流负载和20kW直流模拟负载组成，交直流母线通过50kW的储能变流器连接再经过公共连接点(Point ofCommon Coupling)PCC并网。
交直流混合微网由一条交流母线和一条直流母线组成，交流母线为三相380V，交流母线上并接了10kW有单晶硅发电系统、10kW多晶硅发电系统、3kW非晶硅发电系统、3kW风力发电机组系统、10kW的柴油模拟发电机系统和负荷系统以及模拟故障系统组成。
微电网监控中心与系统各模块实时交互信息，能实时显示微电网系统的运行状态，对微电网内部的分布式发电、储能装置和负荷状态进行实时监控，在微电网并网运行、离网运行和状态切换时，根据电源和负荷特性，对内部的分布式发电、储能装置和负荷能量进行优化控制，实现微电网的安全稳定运行，提高微电网的能源利用效率。
单晶硅发电系统
单晶硅发电系统主要采集太阳能电池组串输出的电压和电流参数、逆变器运行状态参数、单晶硅发电系统并网交流电量和质量参数以及所处的环境因素如辐射强度、温度等。
直流电流表电压表
直流电流表和直流电压表一方面实时显示组串输出的电压电流，方便用户直观观测；一方面通过模拟量传送给单晶硅Modbus-TCP分布式控制器。直流电流表和直流电压表采用LED数码管显示直流电压和电流，直流电流表和电压表采用苏州迅鹏仪器仪表有限公司专门为太阳能光伏发电系统开发的仪表。有精度高、体积轻巧、外型美观、安裝方便、抗干扰能力强等特点。直流电流表的型号为：SPA-96BDA，直流电压表的型号为：SPA-96BDV。
三相电量表
三相电量表，又称三相电能表。主要是测量单晶硅发电系统馈送到电网的电量，同时还可以监测逆变器输出的相电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、频率和有功电度、无功电度并通过通讯的方式把所监控的数据参数实时传送给Modbus-TCP分布式控制器进行处理，并进行相应控制决策。为了充分满足上述功能要求，选用xx公司的DTM730系列电力参数测量仪。DTM730具有极高的性价比，可以直接取代常规电力变送器及测量仪表，是一种智能化、数字化的前端采集元件。DTM730通过高亮数码管显示数据，同时具有通讯功能，支持RS485通讯接口，采用Modbus-RTU通讯协议。总辐射传感器
总辐射传感器的功能是测量太阳能辐射的辐射强度。总辐射传感器实时把辐射强度通过4-20mA的模拟量传送到数据采集模块，总辐射传感器选用武汉富源飞科的总辐射传感器，型号为：FY-ZF。其主要参数见表2-7光照强度传感器参数。
温度传感器的功能是实时采集太阳能电池板处的温度。温度传感器安装在每块太阳能电池板支架上，实时采集太阳能电池板处的温度，并传送至系统的数据采集模块。温度传感器采用PT100，并带有防水功能，能准确测量-10℃-100℃的温度范围。
Modbus-TCP分布式控制器是单晶硅发电系统的控制核心，在整个系统中充当多代理分层执行层的就地控制器的角色，实时采集单晶硅阵列的输出电流电压参数、逆变器运行状态参数、逆变器输出并网电量及电能质量参数、环境数据参数。再把实时采集的参数进行运算处理形成相应的就地暂态控制策略，同时也把实时采集的数据通过工业以太网传送给微网监控中心的MGCC，形成微网的整体控制策略并下达至Modbus-TCP分布式控制器，Modbus-TCP分布式控制器作为执行层实现MGCC控制策略的执行保证微电网的稳定运行。因此Modbus-TCP分布式控制器要具备强大的数据采集和处理能力、通讯能力且对稳定性和实时性要求非常高。这里选用M44MAD系列PLC作为单晶硅发电系统的Modbus-TCP分布式控制器。
M44MAD是一款基于以太网的多通信接口，数字量、模拟量混合型PLC。
Modbus-TCP分布式控制器，通过模拟量输入口实时采集单晶硅太阳能阵列输出端电流表和电压表变送后输出的模拟量以及辐射传感器输送的辐射模拟量参数。通过通讯的方式获取单晶硅并网逆变器的运行参数和三相电量表采集的单晶硅并网逆变器输出的电能参数。通过工业以太网与微电网控制中心MGCC进行数据交互。
单晶硅发电系统的保护
第一是硬件保护，主要是在主要回路增加防雷器、直流断路器、保险丝、交流断路器等保护器件。第二是设备保护，主要是系统中的设备自带的保护，如太阳能组件的旁路二极管、逆变器的孤岛、短路、反接、过流、过压等一系列的保护。
太阳能阵列输出的直流端首先接防雷器，再经过直流断路器进入到逆变器，逆变器的输出端经过交流断流器并到电网。采用光伏专用高压防雷器，正极负极都具备防雷功能，直流断路器保护直流侧并同时起到手动直流开关的作用。交流侧的交流断路器可以保证逆变器与交流电网安全断开，同时也起到交流侧手动开关的作用。通过这些保护器件能在很大程度上保护系统设备及线路安全。
太阳能电池板接线盒自带旁路二极管，能很好的解决热斑效应的危害。单晶硅太阳能并网逆变器也自带了完备的保护功能，如孤岛保护、低压穿越、直流反接保护、交流短路保护、漏电流保护、过压保护、直流侧开关等一系列的自我保护功能，可以在系统异常时自我保护，避免损坏。
当经过发电系统的总功率为10kW，单块太阳能电池板的功率为250W。按照已选用的单晶硅太阳能电池板和单晶硅并网逆变器参数确定单晶硅阵列。初步确定由太阳能电池板数量为10KW/250W＝40块，每组串由20块光伏组件串联组成。
太阳能阵列的方位角为正南(0°)，倾斜角为22.6°，前后排的间距取920mm。太阳能阵列支架采用规格为41×62mm的热浸镀锌碳钢，采用室外开放式防水、防锈结构，也能抗击12及台风，且安装维护方便。
如图3，风力发电机安装在支架上，支架包括田字形的水平设置的底框1，底框的中心处设有用于支撑风力发电机的竖直方向上设置的支柱2；支柱的顶部设有安装盘5，底框的外框架包括4根依次相连的横杆3，安装盘与4根横杆之间设有4根斜向支撑杆4。采用这种支架，能稳定的支持风力发电机。
多晶硅发电系统设计
交流母线处的多晶硅发电系统总功率为10kW，由多晶硅太阳能电池板、多晶硅并网逆变器、Modbus-TCP分布式控制器、直流断路器、防雷器、直流电流表、直流电压表、交流断路器、三相电量表、太阳能支架等组成。多晶硅太阳能电池板组成的太阳能电池阵列通过防雷器、直流断路器、直流电流表和电压表接入到多晶硅并网逆变器的直流输入端，逆变器的交流输出端接一块计量多晶硅发电系统发电量的三相交流电量表，再经过交流接触器并到交流母线。其系统示意图见图4。多晶硅太阳能发电系统的设计与单晶硅柜发电系统几乎相同，只有组件的装换效率不同，其各部分的设计均可参考单晶硅发电系统的设计。
非晶硅发电系统设计
非晶硅发电系统为3kW。非晶硅发电系统由非晶硅太阳能电池板、非晶硅并网逆变器、Modbus-TCP分布式控制器、保险丝、汇流母排、防雷器、直流断路器、直流电流表、直流电压表、交流断路器、三相电量表、太阳能支架等组成。非晶硅太阳能电池板组成的太阳能电池阵列输出端经过保险丝、防雷器、直流电流表电压表后接入汇流排，汇流后经过直流断路器、直流电流表和电压表接入到非晶硅并网逆变器的直流输入端，逆变器的交流输出端接一块计量非晶硅发电系统发电量的三相交流电量表，再经过交流接触器并到交流母线。其系统示意图如图5。
非晶硅并网逆变器主要是把非晶硅太阳能电池阵列输出的直流电逆变三相交流电并馈入电网。这里选用博奥斯的5kW薄膜组件专用带隔离变压器和负极接地模块，其主要性能特点有：主电路采用美国TI公司生产的DSP芯片、日本三菱IGBT模块、驱动保护为日本三菱机芯，并网输出部分采用隔离变压器，安全可靠；采用SPWM脉宽调制技术，纯净正弦波输出，自动与电网同步跟踪，功率因数接近1，电流谐波含量低，对公共电网无污染，无冲击；直流最大功率跟踪技术(MPPT)；逆变并网电流闭环控制，可控可调；输入直流电压范围宽，适应不同场合需求；频率扰动检出技术，实现反孤岛控制；具有全方位的电源保护方案和完善的自我检测和保护功能。在出现系统故障时将停止并网逆变；电路结构紧凑、最大效率>95％；可选RS485通讯，上位机监控，实现远程数据采集和监视。非晶硅并网逆变器直流输入条件是直流最大开路电压不应超过900V，否则会使设备损坏。BNSG-5KS并网逆变器的太阳能电池板的功率最大不能超过到5.5KW。交流输出的条件是接入到三相电网，BNSG-5KS会不断检测电网是否满足并网条件；电网电压范围是310～450VAC，电网频范围是47.5～51.5Hz。如图6所示为并网逆变器的主电路结构示意图，该电源通过三相逆变器，将光伏发电的直流电压变换为高频的三相交流电压，并通过三相变压器隔离升压后并入电网发电。
在确认直流正、负接入正确，电网侧接线正确无误后，首先闭合交流侧外接断路器，电源供电正常，液晶显示板亮起，闭合直流侧外接断路器，在直流电压正常的情况下，电源开始判断是否具备并网条件，如果条件不具备，电源处于待机态；条件具备后，2分钟后开始并网发电，电流馈入公共电网。在运行过程中，电源控制系统会自动判断各项并网条件，不需人为干预。
确定共使用非晶硅太阳能电池板的块数：5×11＝55块。太阳能光伏电伏阵列单元设计为5组串支路，每组串组件数量为11块，共计55块太阳能电池组件，实际非晶硅太阳能电池板的功率达到3.025kWp，在非晶硅并网逆变器的最大输入功率范围内。每组串的工作电压为605V，接近逆变器的最大功率点电压，且在MPPT的电压范围内。每组串的开路电压为818.4V也小于逆变器的最大直流输入电压900V。
风力发电系统设计
风能发电系统由风力发电机、风力发电机控制器、蓄电池组、环境检测仪、充电机、直流电压表、直流电流表、直流断路器、风机并网逆变器、三相电量表、交流断路器、Modbus-TCP分布式控制器、风力发电机支架结构、控制柜含低压电气等部分组成。风能发电系统的发电总功率为3KW，由5台600W的风力发电机组成风力发电机组。
风力发电机输出端接入到风机控制器，控制器把风机输出的三相交流电整流为直流电存储在蓄电池组中。蓄电池组输出端经过直流断路器接到风机并网逆变器的直流输入端，由逆变器进行逆变器并网。逆变器的输出端接三相电量表监控风机并网逆变器的输出电能质量和并网电量。在逆变器与交流母线间接有交流短路器保证逆变器能与电网可靠断开。其整个风力发电机系统的示意图如图7。
风力发电机把风能转化为电能的设备。风能发电系统的总功率为3kW，考虑到深圳的风能资源，我们选用5台600W风力发电机组成3kW的风力发电机组。风力发电机选用高性能垂直型的磁悬浮风力发电机。磁悬浮风力发电机采用磁悬浮技术，结合超级磁铁的磁力，将电机线圈悬浮于一定的空间，在没有任何机械摩擦的情况下，依靠风力推动电机转动并切割磁力线发出交流电。
风力发电输出三相交流电经过风力发电机控制器整流后给蓄电池组充电，蓄电池组储蓄的电能通过风力发电机组并网逆变器逆变并网给电网馈电。风力发电系统每组5台组成我们的风力发电机组。每台风力发电机配备一台风力发控制器，把5台控制器的输出端接入到低压配电柜汇流后给蓄电池组充电。蓄电池组还配备一台充电机作为蓄电池组的定时维护的后备电源，充电机的切投受Modbus-TCP分布式控制器智能控制，综上3kW的风能发电机组，每组由5台600W的风力发电机组成。风力发电机组的示意图如图8。风机控制器实时监控风机运行状态，通过通讯把风机运行状态以及输出电压电流传送至Modbus-TCP分布式控制器。每路风机控制器输出端接有电流电压表，蓄电池组的输出端接有电流表和电压表监控蓄电池组的SOC状态。
风机并网DC/AC逆变器
风机并网逆变器的功能主要是把风力发电机组储存在蓄电池组中的直流电能逆变三相交流电并馈入电网。这里选用博奥斯的4kW带隔离变压器，其主要性能特点有：主电路采用美国TI公司生产的DSP芯片、日本三菱IGBT模块、驱动保护为日本三菱机芯，并网输出部分采用隔离变压器，安全可靠；采用SPWM脉宽调制技术，纯净正弦波输出，自动与电网同步跟踪，功率因数接近1，电流谐波含量低，对公共电网无污染，无冲击；直流最大功率跟踪技术(MPPT)；逆变并网电流闭环控制，可控可调；输入直流电压范围宽，适应不同场合需求；频率扰动检出技术，实现反孤岛控制；具有全方位的电源保护方案和完善的自我检测和保护功能。在出现系统故障时将停止并网逆变；电路结构紧凑、最大效率>95％；可选RS485通讯，上位机监控，实现远程数据采集和监视。风机并网逆变器直流输入条件是直流最大开路电压不应超过100V，否则会使设备损坏。BNSG-4KS并网逆变器的最大输入功率不能超过到4.4KW。交流输出的条件是接入到三相电网，BNSG-4KS会不断检测电网是否满足并网条件；电网电压范围是310～450VAC，电网频范围是47.5～51.5Hz。如图9所示为并网逆变器的主电路结构示意图，该电源通过三相逆变器，将光伏发电的直流电压变换为高频的三相交流电压，并通过三相变压器隔离升压后并入电网发电。
柴油模拟发电机系统设计
柴油模拟发电机主要是模拟柴油动力发电机并网发电，作为整个微电网系统一个输出功率稳定且连续可调电源。主要是为了满足微电网的科研及试验。模拟柴油发电机模拟柴油动力发电机输出功率可调的特性，为微电网提供一个稳定可靠的以交流电作为能量来源，模拟柴油发电机参与微电网内部功率平衡的调节，模拟柴油发电机的功率为10kW，其有功功率连续可调，可调范围为0-100％。无功功率也可调，功率因数范围超前0.9至滞后0.9。
模拟柴油发电机发电系统主要由隔离变压器、模拟柴油发电机、三相电流表、Modbus-TCP分布式控制器及相关的低压电气组成。整个发电系统的功能主要是模拟传统的柴油发电机作为微电网的输出功率可调DG、孤岛运行时后备电源，参与微电网内部功率平衡的调节。模拟柴油发电机系统以试点作为系统的能量来源，其系统的结构示意图见图10。
隔离变压器的主要作用是保证输入模拟柴油发电机的三相电电压稳定、纯净。隔离变压器在模拟柴油发电机系统中具有以下作用：第一、若电网三次谐波和干扰信号比较严重，采用隔离变压器，可以去掉三次谐波和减少干扰信号。第二、采用隔离变压器可以产生新的中性线，避免由于电网中性线不良造成设备运行不正常。第三、非线性负载引起的电流波形畸变(如三次谐波)可被隔离而不污染电网。第四、防止非线性负载的电流畸变影响到交流电源的正常工作及对电网产生污染，起到净化电网的作用。第五、在隔离变压器输入端采样，使得非线性负载电流的畸变不影响取样的准确性，得到能反应实际情况的控制信号。
模拟柴油发电机的输出额定为10kW，考虑隔离变压器需留一定余量，我们选用容量为15KVA三相380V到三相380V的隔离变压器。选用深圳弘翼电源综合性能优越的型号为SG-15KVA隔离变压器。
交流负载及模拟故障设计
负荷作为微电网系统重要的组成部分。交直流混合智能微电网系统交流母线上接有用户负载以及为科研实验准备的模拟负载和模拟故障系统。用户负荷大小需要与微电网系统发电的容量相匹配，且用户负荷要分几个不同的级别、负荷的切投可智能化控制。模拟负荷可以通过Modbus-TCP分布式控制器智能控制，智能化控制模拟负荷的投入。模拟故障主要是对微电网故障的研究，研究微电网故障发生时的保护控制策略、自愈策略以及微电网故障的规避和实验演示。
微电网负荷设计
负荷的设计对微电网经济效益和微电网的稳定运行起着至关重要的作用。微电网用户负荷的设计原则，首先、用户负荷的用电量要与微电网的发电量相匹配。其次微电网的用户负荷要分级，一般分为重要负荷和一般负荷。最后、负荷对的切投可智能化控制。微电网的用户负荷分为三个级别，第一、智能微电网实验室内部供电；第二、教学楼照明系统供电；第三、教学楼的空调供电。微电网负荷系统示意图如图10。Modbus-TCP分布式控制器智能化控制整个交流母线处的负荷，通过与微电网的MGCC实时交互，执行微电网MGCC下达的负荷控制策略，智能化分配微电网的负荷并控制负荷的切投。并通过采集交流母线输出端的三相电量表获取负荷实时消耗的电度。每一路负荷都配有交流断路器保护负荷。三相电量表主要计量交流负荷消耗的电能，并通过通讯传送给Modbus-TCP分布式控制器。Modbus-TCP分布式控制器采用xx公司的M44MAD系列PLC。三相电量表选用xx公司的DTM730系列电力参数测量仪。用户负荷的投入和切离可根据微电网的实时状况智能控制，微电网的负荷重要等级为微电网实验室负荷最重要，教学楼照明负荷次之，教学楼空调和其他负荷再次之。模拟负荷为30kW且负荷的功率在0-30kW内任意可调，分辨率为100W，其由Modbus-TCP分布式控制器自动控制模拟负荷的投入切离。
微电网的模拟故障主要是为了微电网科研和教学设计，研究微电网故障时的保护策略、故障的自愈策略、故障对微电网的危害、微电网故障排除、故障的规避等。另外在教学时可演示微电网的故障，通过模拟的故障避免了真正故障对微电网的损耗。因此在科研和教学实验等方面微电网故障的模拟都非常的有实际意义。
模拟故障模拟故障设备为三相四线制，最大通过电流为300A。模拟故障设备，各电阻具备一定的过流能力，各接触器保持常开。具备就地和远程操作分闸、合闸。电源操作采用外供，KMN1出口处A/B/C三相短接后与进线的N相连接。共需9个接地电阻，3只CT，5台交流接触器。电流互感器型号：LMZ1-0.5600/50.2S 5VA。交流接触器：630A/1P AC380V。每相接地电阻3挡，各挡0.25/0.5/1欧姆。其中KMA/KMB/KMC/KMN2为三相200A交流接触器，KMN1为三相630A交流接触器。A/B/C三相在KMN1后在出口处短接，经KMN2与N相连接。
系统直流母线及储能系统设计
交直流混合微电网指采用交流母线和直流母线共同构成的微电网。直流母线由DG、储能装置、直流负荷组成。直流母线的电压为800V，直流母线上接有4kW的单晶硅和4kW的多晶硅的DG，储能装置采用磷酸铁锂电池和超级电容混合储能系统，磷酸铁锂电池的容量为50kWh，超级电容容量为50kW全功率10S。负荷分为用户负荷和模拟负荷。直流母线通过PCS变流实现与交流母线能量的双向流动。
PCS设计
储能变流器(Power Convertor System，PCS)是用于连接直流母线储能装置与交流母线的双向逆变器，可以把直流母线储能装置的电能放电回馈到电网，也可以把电网的电能充电到储能装置，实现电能的双向转换。具备对微电网直流母线储能装置的P/Q控制，实现微电网的DG功率平衡调节，同时还具备做主电源的控制源，实现微电网的“黑启动”。PCS的原理框图如图11。
PCS有两种控制模式：P/Q控制模式和U/f控制模式，能根据MGCC下发的指令或自动监控按微电网实际情况在两种模式间自动切换。微电网在并网运行时PCS采用P/Q控制模式，PCS系统可根据微电网控制中心(MGCC)下发的指令控制其有功功率输入输出、无功功率输入输出，实现有功功率和无功功率的双向调节。当微电网离网运行时PCS采用U/f控制模式，PCS系统可根据微电网控制中心(MGCC)下发的指令控制以恒压恒频输出，作为主电源，为其他DG提供电压和频率参考，并参与微电网功率平衡的调节。
选用比亚迪新能源的储能变流器BEG50K-M，隔离型双向换流器转换效率高达95％。适用于微网电站系统，具有削峰填谷、灵活接受电网调度调节输出、无功功率可调等功能，转换效率高，运行可靠，稳定性强。可实现并离网切换，可并网运行、离网带载。其系统拓扑图如图12所示。
超级电容设计
由于微电网规模较小，系统惯性不大，网络以及负荷经常发生波动就显得十分严重，对于整个微电网的稳定运行造成影响，超级电容器储能系统可以有效的解决这个问题，它可以在负荷低落时储存电源的多余电能，而在负荷高峰时回馈给微电网以调整功率需求。针对系统故障引发的瞬时停电，电压骤升骤降等问题，利用超级电容提供快速功率缓冲，吸收或补充电能，提供有功功率支撑进行有功或无功补偿，以稳定、平滑电网电压波动。采用混合储能，由于超级电容器的高功率密度特性，大幅度提高了混合储能单元的功率输出能力，有效实现微网的瞬时功率平衡，提高微网运行的稳定性。
储能系统的总体容量不小于9F。
超级电容储能模组单元总体技术指标为：容量>9F，放电电流范围为83A-111A。
选定单体电容规格如下：
根据系统总体技术指标，选用单体容量为2000F的电容器。
超级电容管理
iCMS超级电容器智能管理系统由带触摸屏的储能系统监控单元、模组电压温度监测及智能管理软件等构成，系统可同时对超级电容组进行监测、管理和维护，并对电池的各种异常状态报警。系统组成框图如图13所示：
如图13所示，各个电压、温度监测及均衡单元与监控单元间通过隔离的通讯总线通讯。每个电压、温度监测及均衡单元检测20只相邻的串联电容，对于多于24只电容的电容组，通过单元级联的方式扩展。监控单元采用带有7寸触摸屏的工控机，实时显示各个电容的电压和电容箱中的测点温度，并通过串口或网络接口与PCS以及后台监控通讯。
磷酸铁锂电池设计
磷酸铁锂电池储能系统对外输出直流额定电压600V，输出接口接入方变流器上，可实现平滑功率输出、跟踪计划发电、削峰填谷、参与调频调压等功能。微电网的储能系统对整个微电网的稳定运行起到至关重要的作用。考虑微电网对储能系统的依赖，这里我们采用成熟可靠的、高能量密度、可快速充放电、一致性好、长使用寿命的磷酸铁锂电池。综合微电网的DG及负荷，我们确定磷酸铁锂电池电池的容量为50kWh，可以在孤岛情况下支撑微电网50kW的负荷1小时。根据前面确定锂电池组的电压为600V。磷酸铁锂电池的设计包括磷酸铁锂电池组的设计以及电池管理系统的设计。其整体系统示意图如图14。
电池组电压为600V，电池组的容量为50kWh。初步选用90Ah单体电池188块串联而成，使电池组容量为50kWh，输出电压为600V。
电池组成组方案为188S1P，系统容量设计及验算如下：
电池簇及串并联参数：单串电池数S＝188、并联数P＝1、电池簇数C＝1
单体电芯容量：Ah＝90Ah
单体电芯额定电压值：Vi＝3.2V
根据如上参数设定经计算可得：
电池组配组后标称总容量：Q1＝C×S×P×Vi×Ah＝1×188×1×3.2×90/1000＝54kWh
电池串联后的标称电压为601.6V，电压范围526.4V～686.2V，满足需求。电池组由188块3.2V 90Ah的单体电池串联而成。输出电压为601.6V，总容量为54kWh。
电池管理系统设计
储能系统电池串由188个90Ah单体电池组成。电池管理系统主要包括电池模块管理主控单元(BCU)、采集均衡模块(BMU)、显示模块、高压控制盒构成，确保电池系统稳定、可靠的运行。电池管理系统数据显示模块完成电池信息(包含电池状态、实时运行数据、日志报表、告警提示等)的存储、处理、传输、显示；其中每个BMU管理16个电池单体。电池管理系统可与PCS进行信息交互。
储能系统采用ES-DY电池管理系统，具备电压和温度采集、热管理、绝缘监测、通信及报警、数据存储等强大功能。电池管理系统通过通讯实时与PCS交互信息，实现微电网储能系统的智能化、最优化。电池管理系统分为温度管理、电压管理、均衡管理、电流管理。温度管理，当系统主机或是单体电池温度达到一定值时系统开始报警，并充放电断开，当在一定范围内，系统自动恢复充放电。电压管理，当系统的检测到电池串或单体过充时，系统立即充电断开，当检测到电池串或单体过放时，系统延时一段时间后停止放电，让微电网MGCC以及PCS有反应时间。当系统电压达到全速充电电压系统的充电模式从恒流转为恒压充电。均衡管理，当压差在20mV与800mV之间启动均衡，当压差小于20mV时关闭均衡。电流管理，当系统的电压大于150A时出现报警提示。
直流光伏发电系统设计
直流光伏发电系统作为直流母线上的分布式DG，由4kW的单晶硅和4kW的多晶硅组成。太阳能阵列通过DC-DC变换器给直流母线馈电。直流光伏发电系统由单晶硅发电系统、多晶硅发电系统组成。
直流负载设计
交直流混合微网的负荷由直流模拟负荷和智能微电网实验室用户负荷组成。直流负载设计示意图见图15。直流模拟负荷为20kW的直流可调负荷，可通过Modbus-TCP分布式控制器自动调节投入微电网的负荷。智能微电网实验室直流负荷接在直流母线上，通过直流多选变输出实验室负荷需要的电压等级的电压，且直流用户负荷也受Modbus-TCP分布式控制器的智能控制。直流负荷系统通过电流表和电压表实时采集直流母线输入到负荷电压和电流并通过计算确定负荷消耗的功率。
模拟负荷主要是为了满足微电网系统的科研实验而设计。电阻采用新型功耗组件，电阻热缩并密封安装在不锈钢管内，钢管外部带绝缘散热片，防潮防腐蚀性好，散热性好，绝缘性高，安全可靠。电阻元件功率密度高，三相电流平衡，无红热现象，有独立的冷却风机，保证了整个系统的散热性和使用寿命。风机采用小型轴流风机，具有风量大，散热性好，噪音小等特点。其具有短路保护、过温保护、过温报警等保护功能。
智能微电网的直流用户负荷的切投受Modbus-TCP分布式控制器智能化控制。保证微电网负荷系统的平衡确保稳定可靠运行。
交直流混合微电网控制系统设计
交直流混合微电网采用多代理分层控制模式。通讯架构采用Modbus-TCP工业以太网，通过工业以太网通讯组网。交直流混合微电网分为三层，最上层称为配电网调度层，从微电网的安全、经济运行的角度协调调度微电网，微电网接受上级配电网的调节控制命令。中间层称作集中控制层，对DG发电功率和负荷需求进行预测，制定运行计划，根据采集电流电压功率等信息，对运行计划实时调整，控制各DG、负荷和储能装置的启停，保证微电网电压和频率的稳定。在微电网并网运行时，优化微电网运行，实现微电网最优经济运行；在离网运行时，调节分布式电源出力和各用电情况，实现微电网的稳态安全运行。下层称作就地控制层，负责执行微电网各DG调节、混合储能充放电控制和负荷控制。以及微电网的暂态功率平衡和低频减载，实现微电网暂态安全运行。下面从微电网监控与能量管理、运行控制策略两个方面详细阐述交直流混合微电网的控制系统。
监控与能量管理设计
微电网监控与能量管理系统，主要是对微电网内部的分布式发电、储能装置和负荷状态进行实时综合监视，在微电网并网运行、离网运行和状态切换时，根据电源和负荷特性，对内部的分布式发电、储能装置和负荷能量进行优化控制，实现微电网的安全稳定运行，提高微电网的能源利用率。
交直流混合微电网监控
交直流混合微电网的监控系统由交流光伏发电监控、风力发电机组发电监控、模拟柴油发电机监控、交流负荷监控、直流光伏发电监控、直流负荷监控、混合储能监控、微电网综合监控组成。
交流光伏发电监控
交流光伏发电系监控，包括对交流母线上的10kW单晶硅发电、10kW多晶硅发电、3kW非晶硅发电的监控。对光伏发电系统的实时运行信息和报警信息进行全面的监视，并对光伏发电进行多方面的统计和分析，实现对光伏发电的全面掌控。
光伏发电监控主要提供以下功能：
(1)实时显示光伏的当前发电量总功率、日总发电量、累计总发电量、累计CO2总减排量，以及每日发电功率曲线图。
(2)查看各光伏逆变器的运行参数，主要包括直流电压、直流电流、直流功率、交流电压、交流电流、频率、当前发电功率、功率因数、日发电量、累计发电量、累计CO2减排量、逆变器机内温度以及24h内的功率输出曲线图等。
(3)监视逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，查看故障原因及故障时间，故障信息包括：电网电压过高、电网电压过低、电网频率过高、电网频率过低、直流电压过高、直流电压过低、逆变器过载、逆变器过热、逆变器短路、逆变器孤岛、通信失败等。
(4)预测光伏发电的短期和超短期发电功率，为微电网能量优化提供依据。
(5)调节光伏发电功率，控制光伏逆变器的启停。
风力发电监控
风力发电监控，包括对5台风机、风机瞬时储能的实时监控，对风力发电的实时运行信息、报警信息进行全面监视，并对风力发电机进行多方面的统计分析，实现对风力发电的全方面掌控。
模拟柴油发电机监控
对模拟柴油发电机的实时运行信息和报警信息进行全面监控，并对模拟柴油发电机发电机进行多方面的统计分析，实现对模拟柴油发电机的全面监控。
模拟柴油发电机发电监控主要提供以下功能：
(1)监测模拟柴油发电机主要的工作参数，主要包括实时输出功率、电压、电流、频率以及累计输出功率、输出功率曲线、并网功率曲线。
(2)监测并网前后电压、电流、频率、相位和功率因数。
(3)实现对模拟柴油发电机工作状态分析、管理和工作状态调节。
负荷监控
负荷的监控包括交流用户负荷、直流用户负荷、交流模拟负荷、直流模拟负荷的监控。
对负荷运行信息和报警信息进行全面监控，并对负荷进行多方面的统计分析，实现对负荷的全面监控。
负荷监控的主要功能如下：
(1)监测负荷电压、电流、有功功率、无功功率、视在功率。
(2)记录负荷最大功率计出现时间、最大三相电压计出现时间、最大三相功率因数及出现时间，统计监测电压合格率、停电时间等。
(3)提供负荷超限报警、历史曲线、报表、事前查询。
直流光伏发电监控
直流光伏发电系监控，包括对直流流母线上的4kW单晶硅发电、4kW多晶硅发电。对光伏发电系统的实时运行信息和报警信息进行全面的监视，并对光伏发电进行多方面的统计和分析，实现对光伏发电的全面掌控，光伏发电监控主要提供以下功能：
(1)实时显示光伏的当前发电量总功率、日总发电量、累计总发电量、累计CO2总减排量，以及每日发电功率曲线图。
(2)查看各光伏逆变器的运行参数，主要包括直流电压、直流电流、直流功率、交流电压、交流电流、频率、当前发电功率、功率因数、日发电量、累计发电量、累计CO2减排量、逆变器机内温度以及24h内的功率输出曲线图等。
(3)监视逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，查看故障原因及故障时间，故障信息包括：电网电压过高、电网电压过低、电网频率过高、电网频率过低、直流电压过高、直流电压过低、逆变器过载、逆变器过热、逆变器短路、逆变器孤岛、通信失败等。
(4)预测光伏发电的短期和超短期发电功率，为微电网能量优化提供依据。
(5)调节光伏发电功率，控制光伏逆变器的启停。
混合储能监控
混合储能监控包括超级电容监控、磷酸铁锂电池电池监控和PCS的实时运行信息、报警信息进行全面的监视，并对混合储能进行多方面的统计和分析，实现对混合储能的全方面掌控。
储能监控主要提供以下功能：
(1)实时显示超级电容和锂电池组储能的当前工作状态、可放电量、可充电量、最大放电功率、当前放电功率、可放电时间、总充电量、总充电时间。
(2)遥信：交直流双向逆变器的运行状态、保护信息、告警信息。其中保护信息包括低压保护、过电压保护、缺相保护、低频率保护、过频率保护、过电流保护、器件异常保护、电池组异常工控保护、过温保护。
(3)遥测：交直流双向变流器的电池组电压、电池组充放电电流、交流电压、输出功率等。
(4)遥调：对电池充放电时间、充放电电流、电池保护电压进行遥调，实现远端对交直流双向变流器相关参数调节。
(5)遥控：对交直流双向逆变器进行远端遥控电容电池冲电、电容电池放电。
微电网综合监控组成
监视微电网系统系统的综合信息，包括微电网系统频率、公共连接点的电压、配电交换功率。并实时统计微电网总发电出力、储能剩余容量、微电网总有功负荷、总无功负荷、敏感负荷总有功、可控负荷总有功、完全切除负荷总有功，并监视微电网内部各断路器开关状态、各支路有功功率、各支路无功功率、各设备的报警等实时信息，完成整个微电网的实时监控和统计。
交直流混合微电网能量管理
微电网能量管理对微电网内部负荷分布式发电、混合储能和负荷进行预测，在微电网并网运行、离网运行、状态切换过程中，根据分布式电源和负荷特性，对内部的分布式发电、储能装置、负荷进行优化控制，保证微电网的安全稳定运行，提高微电网的能源利用率。
微电网的功率平衡
微电网的功率平衡控制包括微电网在不同运行状态的功率平衡控制，并网运行功率平衡控制、并网转入孤岛运行功率平衡控制、离网功率平衡控制、从孤岛转入并网运行功率平衡控制。
(1)并网运行功率平衡控制
微电网并网运行时，由大电网提供刚性的电压和频率支持。所有DG工作在P/Q模式下。当微电网与大电网的交换功率根据给定的计划值来确定时，需要对流过公共连接点(PCC)的功率进行监视。通过MGCC来调节交换功率，使实际的交换功率与交换功率相同。实际交换功率与计划值的偏差计算公式如下
△P(t)＝Ppcc(t)-Pplan(t)
式中：Pplan(t)表示t时刻由大电网与微电网交换的有功功率计划值，Ppcc(t)表示t时刻公共连接点(PCC)的有功功率。
当△P(t)＞0时，表示微电网内部存在功率缺额，需要MGCC增加DG的发电功率，或者切除微电网内部部分非重要负荷；
当△P(t)＞0时，表示微电网内部存在功率盈余，需要MGCC降低DG的发电功率，或者增加微电网内部负荷。或者根据大电网电价与分布式发电的电价比较切除一部分电价的高的分布式电源。
(2)从并网转入孤岛运行功率平衡控制
微电网由并网转入孤岛瞬间PCS的控制模式有P/Q转换为U/f控制模式。微电网从并网转入孤岛运行瞬间，流过公共连接点(PCC)的功率被突然切断，切断前通过PCC处的功率如果是流入微电网的，孤岛后微电网功率缺额；切断前通过PCC处的功率如果是流出微电网，孤岛后微电网功率盈余。在微电网离网瞬间，如果不启用紧急控制措施，微电网内部频率将急剧下降，导致一些分布式电源采取保护性的断电措施，使得有功功率缺额变大，加剧了频率的下降，引起连锁反应，使其他分布式电源相继相继进行保护性跳闸，最终使得微电网崩溃。因此，在微电网离网瞬间立即采取措施，是微电网重新达到功率平衡状态。
微电网瞬间如果存在功率缺额，则需要立即切除全部或部分非重要负荷、调整储能装置的出力，甚至切除小部分重要负荷；如果存在功率盈余，则需要迅速减少储能装置的出力，甚至切除一部分分布式电源。这样，使得微电网快速达到新的功率平衡状态。
微电网离网瞬间内部的功率缺额或盈余的计算方法：就是把切断PCC之前通过PCC流入微电网的功率，作为微电网离网瞬间内部的功率缺额，即：
Pqe＝Ppcc
Ppcc以从大电网流入微电网的功率为正，流出为负。当Pqe为正值是，表示离网瞬间微电网内部存在功率缺额；为负值时，表示离网瞬间微电网内部存在功率盈余。
(3)离网功率平衡控制
离网运行时PCS的控制模式采用U/f控制模式。当大电网由于故障造成微电网独立运行时，能够通过离网能量平衡控制实现微电网的稳定运行。微电网离网后，离网能量平衡控制通过调节分布式发电出力、储能出力、负荷用电，实现离网后整个微电网的稳定运行，在充分利用分布式发电的同时保重要负荷的持续供电，同时提供分布式发电的出力和负荷供电可靠性。
离网功率缺额控制策略，首先计算储能装置当前的有功功率出力和最大有功出力，然后确定储能装置处于充电状态还是放电状态，在功率缺额时则减少储能装置的充电功率。再计算切除非重要负荷量的范围，并切除非重要负荷，先切除重要等级低的负荷，再切除重要等级高的负荷，对于同一重要等级的负荷，按照功率从大到小次序切除负荷。最后通过在MGCC协调下，调节储能出力来补充切除所有合适的负荷之后的功率缺额。
离网功率盈余控制策略，首先计算储能装置当前的有功率出力和最大有功出力，确定存在的盈余量，通过调节储能出力来补充切除后的功率盈余。再计算在允许频率上下限范围内允许的功率盈余正反向偏差，计算切除发电量的范围，按照功率从大到小排列，先切除功率大的电源，再切除功率小的电源，最后通过调节储能出力来补充切除所有合适的电源后功率盈余。
(4)从孤岛转入并网运行功率平衡控制
微电网从孤岛转入并网运行后，微电网内所有的分布式电源均转为P/Q控制模式，它们的输出功率大小根据配电网调度计划决定，MGCC所要做的工作时将先前因维持微电网安全稳定运行而自动切除的负荷或发电单元逐步投入运行中。
运行控制策略设计
微电网的运行分并网运行及离网运行两种模式，在两种运行模式外，还有微电网过渡状态。过渡状态包括微电网由并网转为离网、微电网由离网转并网。
微电网的并网运行
并网运行方式值微电网通过公共连接点(PCC)与配电网相连、并与配电网进行功率交换。当负荷大于DG发电时，微电网从配电网吸收部分电能，当负荷小于DG发电时，微电网从配电网输送多余的电能。微电网并网运行，其主要功能是实现经济优化调度、配电网联合调度、自动电压无功控制、间歇性分布式发电预测、负荷预测、交互功率预测。具体控制如下：
(1)经济优化调度
微电网在并网运行时，在保证微电网安全运行的前提下，以全系统能量利用效率最大为目标(最大限度利用可再生能源)，同时结合储能的充放电、分时电价等实现用电负荷的削峰填谷，提高整个配电网设备利用率及配电网的经济运行。
(2)配电网联合调度
微电网集中控制层与配电网调度层实时交互信息，将微电网公共连接点处并离网状态、交换功率上送调度中心，并接受调度中心对微电网的并离网状态的控制以及交换功率的设置。当微电网集中控制层收到调度中心的设置命令时，通过综合调节分布式发电。储能和负荷，实现有功功率、无功功率的平衡。配电网联合调度可以通过交换功率曲线设置来完成，交换功率曲线可以在微电网管理系统中设置，也可以通过配电网调度自动化系统命令下发进行设置。
(3)自动电压无功控制
微电网对于大电网表现为一个可控的负荷，在并网模式下微电网不允许进行电网电压管理，需要微电网运行在统一的功率因数下进行功率因数管理，通过调度无功补偿装置。各分布式发电无功出力以实现在一定范围内对微电网内部的母线电压的管理。
(4)间歇性分布式发电预测
通过气象局的天气预报信息以及历史气象信息和历史发电情况，预测短期内DG发电量，实现短期DG发电预测。
(5)负荷预测
根据用电历史情况，预测超短期内个负荷包括总负荷、敏感负荷、可控负荷、可切除负荷的用电情况。
(6)交换功率预测
根据分布式发电的发电预测、负荷预测、储能预设置的充放电曲线等因素，预测公共连接点支路上交换功率的大小。
微电网的离网运行
微电网离网运行，其主要功能保证离网期间微电网的稳定运行，最大限度的给更多负荷供电。离网运行时微电网的主电源采用U/f控制模式，为微电网做交流母线电压和频率支撑。其余的从电源一样采用P/Q控制策略。微电网在MGCC的协调控制下实现微电网的稳定安全离网运行。微电网离网运行流程图如图16所示。
(1)低频低压减载
负荷波动，分布式发电出力波动，如果超出了储能设备的补偿能力，可能会导致系统频率和电压的跌落。当跌落超过定值时，切除不重要负荷，以保证系统不出现频率崩溃和电压崩溃。
(2)过频过压切机
如果负荷波动。分布式发电出力波动超出储能设备的补偿能力导致系统频率和电压的上升，当上升超过定值时，限制部分分布式发电出力，以保证系统电压和频率恢复到正常范围内。
(3)分布式发电角度控制
分布式发电出力较大时可恢复部分已切除的供电负荷，恢复与DG多余电力匹配的负荷供电。
(4)如果分布式发电过大，此时所有的负荷均未断电。储能也慢充，但系统频率、电压任过高，分布式发电退出，由储能来供电，储能供电到一定程度后，再恢复分布式发电投入。
(5)发电容量不足控制
如果发电出力可调节的分布式发电已最大化出力，储能当前剩余容量小于放电容量时，切除次重要负荷，以保证重要负荷有更长时间的供电。
微电网并网转离网
微电网由并网模式切换至离网模式，需要先进行快速准确的孤岛监测。针对不同的微电网系统内是否含有不能间断供电负荷的情况，并离网模式切换切换有两种方法，即短时有缝切换和无缝切换。此交直流混合微电网可实现两种方法的切换。
孤岛现象分为计划性孤岛和非计划性孤岛，计划性孤岛时预先配置控制策略，有计划的发生孤岛现象，非计划孤岛为非计划不受控的发生孤岛现象，微电网中需要禁止非计划孤岛现象的发生。非计划孤岛不符合电力公司对电网的管理要求，其是不可控和高隐患的，将造成一系列不利影响。防孤岛就是防止非计划孤岛的发生，防孤岛重点在于孤岛检测，孤岛检测是微电网防孤岛的前提。
有缝切换
由于公共连接点的低压断路器动作时间较长，并网转离网出现电源短时间的消失，也就是所谓的有缝转换。在外部电网故障、外部停电，检测到并网母线电压、频率超出正常范围，或接受到上层能量管理系统发出的计划孤岛命令时，由并网控制器快速断开公共连接点断路器，并切除多余负荷或DG后，启动主控电源控制模式切换。有P/Q模式切换为U/f模式，以恒频恒压输出，保持微电网电压和频率的稳定。
在此过程中，DG的孤岛保护动作，退出运行。主控电源启动离网运行、恢复重要负荷供电后，DG将自动并入系统运行。为了防止所有DG同时启动对离网系统造成巨大冲击，各DG启动应错开，并且有能量管理系统控制启动后的DG逐步增加出力，直到其最大出力，在逐步增加DG出力过程中，逐步投入被切除的负荷，直到负荷或DG出力不可调，发电和用电在离网期间达到新的平衡，实现微电网从并网到离网的快速切换。如图17为有缝并网转离网切换流程图。
无缝切换
对供电可靠性有更高要求的微电网，采用无缝切换方式。无缝切换方式需要采用大功率固态开关(导通或关断时间小于10ms)来弥补机械断路器开断较慢的缺点。将重要负荷、适量DG、主控电源连接于一段母线，该母线通过一个静态开关连接于微电网总母线中，形成一个离网瞬间可以实现能量平衡的子供电区域。其他的非重要负荷直接通过公共连接点断路器与主网连接。在外部电网故障、外部供电，系统检测到并网母线电压或频率超出正常范围，或接受到上层能量管理系统发出的计划孤岛命令时，由并网控制器快速断开公共连接点断路器开关。由于固态开关开断速度很快，固态开关关断后主电源可以直接启动并为重要负荷供电，先实现重要负荷的持续供电。待公共连接点处的低压断路器、非重要负荷断路器断开后，闭合静态开关，随着大容量分布式发电的恢复发电，逐步恢复非重要负荷的供电。无缝并网转离网切换流程图如图18所示。
微电网离网转并网
微电网由离网状转换为并网状态，并网的逻辑采用检测同期并网，检测同期并网检测到外部电网恢复供电，或接收微电网的能量管理系统结束计划孤岛命令后，先进行微电网内外两个系统的同期检查，当满足同期条件是，闭合公共连接点处的断路器，并同时发出并网模式切换指令，储能停止功率输出，并由U/f模式切换为P/Q模式，公共连接点断路器闭合后，系统恢复并网运行。离网转并网控制流程图如图19。
微电网保护系统设计
微电网的目标之一就是提高供电可靠性以及电能质量，快速的故障隔离是保证供电可靠性的重要措施。微电网为了满足安全稳定运行的要求其继电器保护原则要满足可靠性、速动性、灵敏性、选择性。微电网的运行保护策略要解决微电网接入对传统配电网系统保护带来的影响，又要满足含微电网离网运行对保护提出的要求。
微电网运行保护
1.微电网运行保护策略
微电网既能并网运行又能离网运行，其保护策略既要考虑并网时的情况也要考虑离网情况下的保护措施，其基本要求是：
(1)在并网运行时，微电网内部若发生故障，微电网保护应可切除故障。
(2)微电网外部的配电网失去电源，微电网的孤岛保护动作，确保微电网与配电网断开，微电网离网运行。
(3)离网运行时微电网内部故障，微电网保护应可靠切除故障，离网运行的微电网继续安全稳定地离网运行。
(4)微电网外部的配电网电源恢复，微电网恢复并网运行。
2.微电网运行保护方案
交直流混合微电网的的架构是采用多代理分层架构，因此采用高压系统中成熟的区域差动保护方案，如图20所示，为基于三层控制区域差动保护系统图，分别是就地控制层和智能采集单元、集中控制层的区域差动保护和配电网调度层的配电网调度系统，与微电网的三层网络网络架构保持一致。
就地控制层的智能采集单元具有以下功能：
(1)采集安装点的电压、电流信息以及开关位置等状态信息。
(2)接收集中控制层区域差动保护的跳合闸命令并执行此命令。
(3)完成就地控制层设备的后备保护功能。
(4)上送故障信息及其他运行信息。
(5)后备保护功能
集中控制层的区域差动保护具有以下功能：
(1)接收智能采集单元上送的电流采样值和状态信息。
(2)根据电流采样值进行区域差动判别。
(3)失灵后备保护功能。
(4)判别故障区域，输出跳闸指令。
(5)向配电网调度层上送故障信息。
由于集中层的区域差动保护采集到主配电网系统各节点的电流和状态信息，其本质是网路化的差动保护，能够快速实现故障自动定位和隔离。区域差动保护采用双重化冗余配置，以防止区域差动保护因硬件故障退出运行导致全系统失去保护的情形发生。双套保护正常运行时均投入，任意一套保护因故障退出运行时闭锁器逻辑判别和跳闸开出，不影响另一套的安全运行。
微电网运行保护措施
(1)公共连接点(PCC)的保护
公共连接点(PCC)主要配置孤岛保护、过流保护、同期并网合闸。孤岛保护用于在并网运行时，检测配电网失电后快速跳开PCC的断路器，进入离网运行状态。过流保护用于在并网运行时，低压进线或低压母线故障跳开PCC的断路器。同期并网合闸用于在离网运行时，配电网电源恢复由离网状态自动转换为并网运行状态。
(2)继电器保护
微电网的分布式电源都安装了断路器、保险丝、手动开关，就地控制器实时检测各节点电压、电流等电量信息，并能实现智能化保护策略控制，能自动进行电网开关分合，实现电网故障隔离，并参与供电恢复，提高用户供电可靠性。
(3)设备保护
微电网交流母线、直流母线上逆变器、变流器、变换器、控制器等设备自带短路、过流、过压等保护，确保设备的安全。在微电网局部故障出现时及时进入设备保护模式，同继电器保护一起对微电网局部起到双重保护，当故障排除时可实现自动恢复。
微电网防雷设计
1、在逆变器的每路直流输入端装设浪涌保护装置。
2、在并网接入控制柜中安装浪涌保护器，以防护沿连接电缆侵入的雷电波。为防止浪涌保护器失效时引起电路短路，必须在浪涌保护器前端串联一个断路器或熔断器，过电流保护器的额定电流不能大于浪涌保护器产品说明书推荐的过电流保护器的最大额定值。
子模型预测控制器设计
智能区域微电网系统多方向(定义为前后左右方向)滑移率表示系统的稳定性，本发明以纵向和横向滑移率为研究对象。
子模型控制器采用模型预测控制算法实现。状态矩阵定义为x，控制矩阵定义为u，输出矩阵定义为y。
由于模型预测控制控制属于不连续控制，因此需要将状态空间方程离散化得到差分方程。选择用差分方程来构架预测模型，得到其预测模型如下所示：
x(k+i|k)＝fk(x(k+i-1|k),u(k+i-1|k))Ts+x(k+i-1|k)
其中，k是采样时刻，
其中Ts是采样间隔时间，t为仿真运行时间，i∈[0,M-1]，fk代表系统状态随时间变化的梯度。
基于状态方程离散原理，可将状态方程(3.1)离散化如公式(3.4)所示和状态方程(3.2)离散化为公式(3.5)所示：
在k时刻进行采样经过模型预测控制后，我们可以得到未来的控制输入序列U(k)，这也是整个系统的控制变量。相应的预测控制输出向量定义为Y(k)，其为在当前输出y(k)的采样点时，预测到的k+i步的输出值。定义序列如下：
同时定义输出的参考轨迹序列为R(k)，它包含即将输出的κfl,κfr,κrl,κrr，它们可以在每个预测域中保持相同。并定义增量矩阵Δu(k)＝u(k)-u(k-1)计算控制输入变化情况，在控制域外均为零。
建立关于智能区域微电网系统模型滑移率的差分方程后，我们可以通过模型预测控制的规律来根据模型当前的运行状态来预测下一时刻可能的状态。通过滚动优化，多步预测机制，获得未来最佳的控制输出。将控制域定义为M和将预测域定义为P，其中设定M＝P＝4。
目标函数设立
为了实现模型多工况条件下的切换稳定性，设立了四个目标函数来保证切换的稳定性，通过这四个目标函数的整合得到最终的目标函数。
1、为了保证控制系统在工况切换控制过程中良好的跟踪性，即实际的滑移率κ能够实时快速跟踪期望滑移率κop，两者之间的误差尽可能的小，对此建立了一个跟踪误差的目标函数：
2、为了实现模型运行过程中的节能控制，不仅需要实现单一工况下的节能，同时也应保证在切换过程中的节能控制，因此需要使得控制转矩在保证模型稳定性的条件下尽可能小，以此来实现电能的节约。因此建立了一个基于节能的目标函数为：
3、为了实现模型运行过程中的稳定性，需要保证模型的滑移率κ控制在稳定滑移率κp的范围内。因此，建立了一个基于滑移率稳定的目标函数：
4、模型的转矩无论是加速、减速还是匀速，其输出转矩的总具有一个最大值。因而在模型输出转矩控制中需要保证所有的控制转矩都在输出转矩范围内。因此，建立了一个基于模型输出转矩的目标函数：
Q,R,F,S分别为各子目标函数在总的优化目标函数中所占的权重值，具体的参数跟随系统的控制优化发生变化，最优的权重系数将在后文中给出。通过并行混沌优化算法实现对控制量优化，使控制系统实现最优控制。
综上所述，基于模型预测控制的模型工况切换控制目标函数如下：
多模型预测控制器控制率计算
将系统运行工况分为三种：(1)工况1：当系统滑移率持续减少的时候，系统运行于加速状态。(2)工况2：当系统纵向滑移率保持不变的时候，系统运行于匀速状态。(3)工况3：当系统滑移率持续增加的时候，系统运行于减速状态。
各子模型控制器当前运行条件下的输出已经通过模型预测控制得到。当前运行工况与3种典型工况之间的权值系数将通过改进的贝叶斯递归算法得到。基于多模型预测控制软切换控制原理，选择多模型预测控制器的输出由每个子模型控制器的输出与所对应的工况权值系数的加权叠加组成，以此来实现模型多工况条件下的平滑切换。其计算过程如下：
其中，ui(k)表示第i种子模型预测控制器的输出，ξi代表当前运行工况与第i种参考工况之间的匹配系数。
纵横向工况切换方法
多模型切换方法主要有软切换和硬切换，其中软切换可分为交互式和加权式切换。
纵横向工况的多模型切换方法
1)加权式切换控制
加权式切换控制是通过求解子模型控制器的概率，通过加权的方式来得到总控制器的输出，这种方法是建立在＂分割定理＂的基础上。加权的算法主要有基于性能指标的算法、基于相对残差的算法等。权值系数的计算方法主要有改进的递归Bayes方法、高斯函数等。
2)硬切换控制
硬切换控制指从一种控制方式切换到另外一种控制方式是由系统直接决定，系统通过跳变的方式将一种控制器切换到另外一种控制器。对于某些复杂系统，可以选择性能函数作为指标来切换控制器。选择切换函数的标准是用最少的先验知识来改善系统的稳定性和精确性。
基于改进贝叶斯递归算法的加权系数计算
选择改进的贝叶斯递归算法来计算实际运行工况与参考运行工况之间的权值系数。其中选择实际运行得到的滑移率与各参考模型在同等控制条件下得到滑移率通过改进的递归贝叶斯算法进行权值系数计算，将得到的当前运行工况与各参考工况的权值系数作为多模型预测控制器的输入。关于改进的递归贝叶斯算法具体实施过程如下所示：改进的递归贝叶斯方法通过每种参考模型的历史误差来计算切换系数，系数连续性好，满足控制要求。其中第j中模型在第k次递归后得到的概率计算如下：
其中，
表示参考子模型ym(k)与第j个实际路面状态yj(k)在第k个采样时刻的相对误差。Pj,k表示第j个预测模型在第k采样时刻的后验概率。
表示j和k之间的权重系数。ho(o＝1,2,3,4)是yj(k)每个状态数据的影响因子，通过调整hi可以提高控制性能。G表示时间不变的权重收敛矩阵，一般选择一个对角阵。G中较大的参数表示残差方差小，参数越大，所对应的模型置信度越高。G中元素越大，则该模型对于其他模型的拒绝速度越快。工况权重系数计算如下：
其中，ξi的值在0-1之间，ξi的总和为1。
Claims (7)
1.一种智能区域微电网系统，其特征在于：所述的微电网系统包括380V三相交流微网、600V直流微网和隔离变压器；
380V三相交流微网中的380V交流母线依次通过电气开关、隔离变压器与配电网相连；
600V直流微网通过50KW双向AC/DC设备与380V交流母线相接；
380V三相交流微网包括单晶硅太阳能设备、多晶硅太阳能设备、非晶硅太阳能设备、微型风力发电机和柴油发电机；单晶硅太阳能设备、多晶硅太阳能设备和非晶硅太阳能设备分别通过各自对应的DC/AC设备与380V交流母线连接；微型风力发电机和柴油发电机分别通过各自对应的AC/AC设备与380V交流母线连接；
600V直流微网包括单晶硅太阳能设备、多晶硅太阳能设备、铁锂电池和超级电容；单晶硅太阳能设备、多晶硅太阳能设备、铁锂电池和超级电容分别通过各自对应的DC/DC设备与600V直流母线相连。
2.根据权利要求1所述的智能区域微电网系统，其特征在于：所述的智能区域微电网系统还包括环境监测装置，环境监测装置包括设置在各设备处的温度传感器和用于汇总各温度传感器采集数据的MCU(MCU(Micro Controller Unit，单片微型计算机)，所有的温度传感器均与MCU相连。
3.根据权利要求1所述的智能区域微电网系统，其特征在于：所述的电气开关为接触器或断路器。
4.根据权利要求1所述的智能区域微电网系统，其特征在于：所述的智能区域微电网系统还包括监控装置；监控装置包括设备状态采集模块、交换机和服务器；状态采集模块用于采集各设备的工作状态和开关设备的开关状态；
设备状态采集模块通过交换机与服务器相连；工程师站与操作员站与交换机相连。
5.根据权利要求4所述的智能区域微电网系统，其特征在于：所述的交换机为WiFi交换机。
6.根据权利要求1所述的智能区域微电网系统，其特征在于：所述的DC/DC设备和AC/AC设备设有电控开关，电控开关的控制端与交换机相连。
7.根据权利要求1所述的智能区域微电网系统，其特征在于：所述的智能区域微电网系统采用多代理分层控制策略：
最上层根据市场和调度需求管理一个或多个微电网，实现微电网与大电网间及多个微电网间的远程调度和经济化运行；
中间层负责微电网在并网运行模式、离网运行模式、并离网转换模式下发电单元、储能单元、负荷单元间的功率平衡；
下层负责微电网中电力设备运行数据的实时监控及信息传输，执行上级下达的控制命令，维持微网的暂态功率平衡和负荷管理。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
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