微电网应用场景及应用模式

1) 并网运行模式

并网模式是指微电网与大电网并列运行，通过对微电网内部分布式能源的合理调度，协调微电网和外网之间的关系，达到合理化利用微电网内部的资源设备，同时满足上层电网对微电网的某些辅助服务的需求目的。此状态下，对大电网来说，微电网可看做一个可控的电源或负荷，电网调度中心对微电网有一定的负荷或发电曲线调节需求。

2) 离网运行模式

离网运行模式是指微电网与大电网解裂运行，微电网依靠自身的主电源建立自身电压和频率。微电网能量管理系统通过对储能系统的充放电管理，调节分布式电源如燃料电池、柴油发电机的出力调度、负荷侧的控制等，确保微电网内发电与需求的实时功率平衡，防止储能电池的过充与过放，保证微电网的长期稳定运行。微网离网运行模式主要应用于偏远无电地区、海岛、关键军事区供电领域，也可作为后备电源，实现大电网停电后的短时供电。

3) 并离网切换过程

当外部电网发生故障或微网需要主动离网运行时，微网可以迅速断开并网开关与外部电网脱离，转入离网运行模式；当外部电网恢复正常或微网需要主动并网时，微网应重新并入外部电网。这一过程，称为微电网的并离网切换过程。微电网并离网切换过程是保证微网稳定运行和供电可靠性的关键。微电网并离网切换根据是否停电可划分为短时停电的有缝切换和不停电的无缝切换。

微电网主要应用技术

1) 微网优化规划技术

微电网的优化规划技术主要包括系统网络结构优化设计以及分布式发电单元类型、容量、位置的选择与确定。根据微电网系统的负荷和可利用能源情况，综合考虑设备的运行特性、初期投资与运行维护费用、能源利用效率、环境友好程度及系统控制策略等因素，通过优化计算确定微电网的网络结构和分布式发电单元的配置信息，实现整个微电网系统的可靠性、安全性、经济性化。

2) 微电网的协调控制技术

协调控制技术是微电网安全稳定运行的基础和保障，是构建微电网的重要技术环节，同时也是协调网内软硬件系统实现既定控制目标的关键支撑技术。与此同时，微电网本身具有网架结构灵活、电源类型多样、控制方式复杂、运行模态多的特点，其运行控制更具难度。具体体现为微电网中分布式电源种类丰富，既含有传统的电机等旋转设备，又包含新型的光伏蓄电池等直流型设备；既含有燃气轮机等动态响应较慢的原动装置，也含有快速动作的电力电子装置。外部环境的光照、温度等变量甚至跨越了秒级、分钟级、小时级等不同的时间尺度，既包括并网、离网运行稳态运行过程，也包括并离网转换、短路故障等暂态运行过程，因此系统的运行控制需要综合考虑不同设备、不同控制目标的时间响应差异性和相关性，针对系统运行工况，合理制定运行控制策略。

 3) 微电网的能量管理技术

微电网能量管理的作用是根据微电网运行监控系统中存储的包括各种微电源出力、负荷功率、气象资料在内的各种历史数据以及未来一段时间的气象数据和负荷信息，进行风电、光伏出力预测和负荷预测，并根据预测结果和优化控制目标编制风机、光伏、负荷的投切计划、储能系统的充放电计划以及各种设备的检修计划，从而实现微电网实时功率分配和运行优化，并通过系统分析提高微电网运行的安全性、可靠性和经济性。能量管理可以依据市场信息、负荷需求、分布式电源或储能的运行约束、可再生资源状况等条件，通过对分布式电源、储能单元、负荷等的优化调度或协调控制实现系统的经济、环保、可靠运行。

4) 直流及交直流混合微电网构建技术

直流微电网的特性是系统中的分布式电源、储能装置、负荷等均连接至直流母线，直流网络再通过电力电子逆变装置连接至外部交流电网的结构形式。直流微电网通过电力电子变换装置可以向不同电压等级的交流、直流负载提供电能，分布式电源和负荷的波动可由储能装置在直流侧调节。

目前交流微电网仍然是微电网的主要形式。在交流微电网中，分布式电源、储能装置等均通过电力电子装置连接至交流母线，通过对PCC处开关的控制，可实现微电网并网运行与孤岛运行的切换。

交直流混合微电网中既含有交流母线又含有直流母线，既可以直接向交流负荷供电又可以直流向直流负荷供电。

5) 微电网群的运行管理技术

微网群控制系统按功能可划分为三层。

层是单元层，包括风力、光伏、储能和负荷测控终端。风力、光伏电源/储能的测控终端完成分布式电源/储能对频率和电压的调节；负荷测控终端根据电网的要求，按优先级和容量匹配原则切除负荷，同时监控负荷功率变化及开断情况，保证系统安全运行。

第二层是微电网层，包括微电网控制器和微电网能量管理系统。微电网能量管理系统在风力、光伏、负荷预测的基础上，完成微电网内分布式电源/储能的发电计划制定，并将发电计划下发到微电网控制器。微电网控制器负责执行微电网能量管理系统下达的发电计划，实现离并网平滑切换、分布式电源控制、储能控制、分级负荷控制、微电网的电压、频率控制等功能。

第三层是微网群层，包括微网群控制器和微网群能量管理系统。微网群能量管理系统在群内风力、光伏、负荷预测的基础上，完成微网群内的微电网发电计划制定，并将计划下发到微网群控制器。微网群控制器负责执行微网群能量管理系统下达的发电计划，按群目标制定控制方法，实现微网群的离并网切换，微电网间联络线功率控制。为了维持微网群内电压频率稳定，在单元层、网控层及群控层分层实施电压、频率调整，各层采用不同的时间尺度，保证功率平衡并维持电压、频率在允许的范围内。

微电网运行控制架构

在控制方面，微电网内光伏、风机等分布式电源出力具有随机性和波动性，而且使用大量电力电子装置的逆变电源不具有大电网的电源自同步性和惯性，微电网中负荷波动对系统电压频率影响更大、变化更快，而大电网中负荷波动相对冲击小。因此整个微电网系统架构需要考虑到微电网的快速稳定控制。

在监视方面，系统信息量大。由于微电网中使用储能，储能管理单元BMS需要大量上传电池信息(单体电池电压、端电压、充放电电流、SOC、模块箱温度、蓄电池相关充放电控制参数、告警信息等必要信息)至监控系统。根据目前项目实施的结果来看，储能管理单元BMS通信信息量大，有庞大的信息点进入监控数据库处理。

在保护方面，独立供电系统相对于大电网而言，缺乏大容量的电源作为系统频率电压的有力支撑，因此在主网任一点发生故障，都可能引起全网系统电压下降，如果不能及时切除故障，将可能扩大故障范围，引起连锁反应，甚至造成主网电压崩溃的严重后果。

因此微电网系统架构设计既需要处理大容量的信息接入，又要保证紧急情况控制和保护的快速性。

基于以上原因，国内微电网项目的运行控制构架中一些厂家和科研院所提出了监视网和控制网分离的微电网三层两网的自动化与保护系统架构。

优化控制与监视层具备传统SCADA以及系统经济运行功能，根据系统的预测与运行信息，做出系统决策。优化控制与监视层通过监视网IEC61850 MMS与各层设备进行数据交互，保证监控数据的完整性。

协调控制与保护层进行微电网的区域保护以及整个微电网的快速稳定控制。协调控制与保护层的中央控制器通过控制网IEC61850 GOOSE与就地控制设备交互必要的可定制的GOOSE信息，减少冗余信息在控制网的传输，保证数据获取和控制的快速性。协调控制与保护层的微电网区域保护装置通过SV与就地保护装置交互，获取全网的电压电流及状态信息，通过GOOSE协议将命令下发到终端，实现微电网的快速保护。

　　就地控制与保护层实现就地微源的测量与控制，以及微电网的后备保护。