孤島運(yùn)行模式下的低壓微電網(wǎng)控制策略

2018-02-26 10:56:06 分布式發(fā)電與微電網(wǎng) 　點(diǎn)擊量：評(píng)論 (0)

并網(wǎng)運(yùn)行模式下，微電網(wǎng)系統(tǒng)對(duì)微源的可靠性要求不高；孤島運(yùn)行模式下，則需要依靠可靠的DG和儲(chǔ)能系統(tǒng)來(lái)保證微電網(wǎng)平穩(wěn)運(yùn)行。為此，本文以風(fēng)

3.算例仿真

基于上述微電網(wǎng)運(yùn)行方案和控制策略，搭建了含光伏、風(fēng)機(jī)、儲(chǔ)能及負(fù)荷的微電網(wǎng)MATLAB電磁暫態(tài)模型。微電網(wǎng)仿真模型系統(tǒng)如圖5所示：

圖5微電網(wǎng)系統(tǒng)仿真示意圖

仿真模型中，光伏最大功率設(shè)為45kW，風(fēng)機(jī)為5kW，主儲(chǔ)能采用鋰電池組，容量為14000Ah，PCS額定容量為50kW；從儲(chǔ)能鋰電池容量為100000Ah，PCS額定容量為50kW；重要負(fù)荷30kW，可控負(fù)荷1為50kW，可控負(fù)荷2為20kW。仿真參數(shù)為：求解器ode23tb，求解步長(zhǎng)：50us。

測(cè)試步驟：

1）初始狀態(tài)下，光伏、風(fēng)機(jī)滿發(fā)，從儲(chǔ)能浮充，主儲(chǔ)能作為主電源提供穩(wěn)定的電壓及頻率，敏感負(fù)荷投入30kW，可控負(fù)荷1投入，共80kW；

2）0.06s后啟動(dòng)MGCC，從儲(chǔ)能運(yùn)行于PQ控制，按照上層EMS的指令放電（5kW）；

3）0.16s后敏感負(fù)荷增加35kW，整體仿真波形如圖6所示：

圖6微電網(wǎng)仿真波形

從圖6中可以看出，0.16s突增負(fù)荷后，由于主電源的輸出功率接近額定容量，影響了孤島微電網(wǎng)運(yùn)行的可靠性，因此MGCC采取切負(fù)荷的策略，切負(fù)荷數(shù)量及從儲(chǔ)能的功率支持如圖7所示，從這兩張圖可知，整個(gè)控制過(guò)程較為平穩(wěn)，可控負(fù)荷總量少了10kW，從儲(chǔ)能盡可能輸出最大功率以支持主電源，最終保持孤島微電網(wǎng)的穩(wěn)定運(yùn)行。

圖7切負(fù)荷過(guò)程

4.結(jié)論

對(duì)微電網(wǎng)內(nèi)的發(fā)電側(cè)與用電側(cè)特性進(jìn)行分析，風(fēng)光發(fā)電由于其自身出力的隨機(jī)性與間歇性，增加了微電網(wǎng)運(yùn)行的復(fù)雜度，降低了微電網(wǎng)運(yùn)行的可靠性。同時(shí)，對(duì)于用電側(cè)而言，負(fù)荷的動(dòng)態(tài)特性各異和重要程度有別，減少微電網(wǎng)用戶停電損失的難度較大。

針對(duì)這些問(wèn)題，提出儲(chǔ)能系統(tǒng)充放電策略以及微電網(wǎng)源荷協(xié)調(diào)控制策略，以儲(chǔ)能系統(tǒng)為主電源，采用V/f方式控制，其余各微源全部采用PQ控制，實(shí)現(xiàn)微電網(wǎng)中的源源互動(dòng)、源荷互動(dòng)，完成DG、負(fù)荷、儲(chǔ)能的全局優(yōu)化分配及安全可靠運(yùn)行。

本文使用MATLAB搭建了低壓微電網(wǎng)模型，并對(duì)其進(jìn)行仿真分析，仿真結(jié)果表明，微電網(wǎng)系統(tǒng)能夠有序地進(jìn)行增減儲(chǔ)能系統(tǒng)出力以及投切負(fù)荷。在微電網(wǎng)孤島運(yùn)行過(guò)程中，系統(tǒng)的電壓和頻率始終處于合格范圍內(nèi)并保持較小波動(dòng)。對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)充放電策略和微電網(wǎng)源荷協(xié)調(diào)控制策略提高了低壓微電網(wǎng)在孤島模式下的穩(wěn)定性與可靠性進(jìn)行了有效驗(yàn)證。

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