2.4 微电网的控制与运行

微电网的控制与运行是保证微电网稳定运行的重要内容，与电网主干线相比微电网在分布式电网类型、负荷特性及控制策略等方面存在差异，因此在微电网运行控制过程中需要采取一套科学的运行控制方案来实现微电网内部各个分布式单元的协调控制。根据接入主网的不同，微电网分为两种：一种是独立微电网，另一种是接入大电网的微电网，即并网型微电网。独立微电网控制起来复杂，需要稳态、动态、暂态的三态控制，接入大电网的并网型微电网仅需稳态控制即可。

2.4.1 独立微电网三态控制

独立微电网，主要是指常规电网辐射不到的地方，包括海岛、边远山区、农村等，采用柴油发电机组或燃气轮机构成主电网，DG接入容量接近或超过主网配电系统，即高渗透率独立微电网。

由于独立微电网主网配电系统容量小，DG接入渗透率高，不容易控制，为了使高渗透率独立微电网能稳定运行，对其采用稳态恒频恒压控制、动态切机减载控制、暂态故障保护控制的三态控制，并在控制系统图中每个节点处设置智能采集终端，把节点电流电压信息通过网络送到微电网控制中心（Micro-Grid Control Center, UGCC）。微电网控制中心由三态稳定控制系统构成，包括集中保护控制装置、动态稳定控制装置和稳态能量管理系统。三态稳定控制系统根据电压动态特性及频率动态特性，对电压及频率稳定区域按照一定级别划为一定区域。

1．微电网稳态恒频恒压控制

恒频恒压控制的目的是在微电网离网运行时为系统中的其他微电源提供电压和频率支撑。同时，要求其输出功率能够跟踪负荷变化，动态响应更好。独立微电网稳态运行时，没有受到大的干扰，负荷变化不大，柴油发电机组发电及各DG发电与负荷用电处于稳态平衡，电压、电流、功率等持续在某一平均值附近变化或变化很小，电压、频率偏差在电能质量要求范围内，属正常的波动。由稳态能量管理系统采用稳态恒频恒压控制使储能平滑DG出力。实时监视分析系统当前的电压U、频率f、功率P。若负荷变化不大，U、f、P在正常范围内，检查各DG发电状况，对储能进行充放电控制，平滑DG发电出力。

通过对储能充放电控制、DG发电控制、负荷控制，达到平滑间歇性DG出力，实现发电与负荷用电处于稳态平衡，独立微电网稳态运行。

1）DG发电盈余，判断储能的荷电状态（State Of Charge, SOC）。若储能到SOC规定上限，充电已满，不能再对储能进行充电，限制DG出力；若储能未到SOC规定上限，对储能进行充电，把多余的电力储存起来。

2）DG发电缺额，判断储能的荷电状态。若储能到SOC规定下限，不能再放电，切除不重要负荷；若储能未到SOC规定下限，让储能放电，补充缺额部分的电力。

3）若DG发电不盈余也不缺额，不对储能、DG、负荷进行控制调节。

2．微电网动态切机减载控制

由于系统频率是电能质量最重要的指标之一，因此系统正常运行时，必须维持在大约50Hz的偏差范围内。系统频率偏移过大时，发电设备和用电设备都会受到不良影响，甚至引起系统的“频率崩溃”。用电负荷的变化会引起电网频率变化，用电负荷由3种不同变化规律的变动负荷所组成：①变化幅度较小，变化周期较短（一般为10s以内）的随机负荷分量；②变化幅度较大，变化周期较长（一般为10s～30min）的负荷分量，属于这类负荷的主要有电炉、电动机等；③变化缓慢的持续变动负荷，引起负荷变化的主要原因是生产生活规律、作息制度等。系统受到负荷变化造成的动态扰动后，系统应具备进入新的稳定状态并重新保持稳定运行的能力。

常规的大电网主网系统，负荷变化引起的频率偏移将由电力系统的频率调整来限制。对于负荷变化幅度小、变化周期短（一般为10s以内）所引起的频率偏移，一般由发电机的调速器进行调整，这就是电力系统频率的一次调整。对于负荷变化幅度大，变化周期长（一般在10s～30min）所引起的频率偏移，单靠调速器的作用不能把频率偏移限制在规定的范围内，必须有调频器参加调频，这种有调频器参与的频率调整称为频率的二次调整。

独立微电网系统没有可参与一次调整的调速器、二次调整的调频器，系统因负荷变化造成动态的扰动，系统不具备进入新的稳定状态并重新保持稳定运行的能力，因此采用动态切机减载控制，由动态稳定控制装置实现独立微电网系统动态稳定控制。基于分层控制思路的离网情况下微电网频率控制算法，根据频率动态特性将系统频率进行分区，针对不同频率区域通过储能或光伏发电系统的主动调节作用、低频减载和高频切机等控制措施实现频率的稳定控制，可对微电网中多类型微电源进行协调控制，以满足微电网功率平衡要求，维持系统频率稳定。

动态稳定控制装置实时监视分析系统当前的电压U、频率f、功率P。若负荷变化大，U、f、P超出正常范围，则检查各DG发电状况，对储能、DG、负荷、无功补偿设备进行联合控制。

通过对储能充放电控制、DG发电控制、负荷控制，达到平滑负荷扰动，实现微电网电压频率动态平衡，独立微电网稳定运行。

1）负荷突然增加，引起功率缺额、电压下降、频率降低，储能放电，补充功率缺额，若扰动小于30min，依靠储能补充功率缺额，若扰动大于30min，为保护储能，切除不重要负荷；频率波动较大，直接切除不重要负荷。若U稍微超出额定电压波动范围，通过无功补偿装置，增加无功，补充缺额；若U严重超出波动范围，切除不重要负荷。

2）负荷突然减少，引起功率盈余、电压上升、频率升高，f稍微超出波动范围，储能充电，多余的电力储存起来，若扰动小于30min，依靠储能调节功率盈余，若扰动大于30min，限制DG出力；f严重超出波动范围，直接限制DG出力。U稍微超出额定电压波动范围，减少无功，调节电压；U严重超出波动范围，切除不重要负荷。扰动大于30min，不靠储能调节，主要是为了让储能用于调节变化幅度小、变化周期不长的负荷，平时让储能工作在30%～70%荷电状态，方便动态调节。

3）故障扰动：引起电压、频率异常，依靠切机、减载无法恢复到稳定状态，采用保护故障隔离措施，即下面介绍的暂态故障保护。

3．微电网暂态故障保护控制

独立微电网系统暂态稳定是指系统在某个运行情况下突然受到短路故障、突然断线等大的扰动后，能否经过暂态过程达到新的稳态运行状态或恢复到原来的状态。独立微电网系统发生故障，若不快速切除，将不能继续向负荷正常供电，不能继续稳定运行，失去频率稳定性，发生频率崩溃，从而引起整个系统全停电。因此，对于微电网内部发生故障时的暂态过程，需采用有效方法进行抑制，以减小故障对整个微电网的影响。

对独立微电网系统保持暂态稳定的要求：主网配电系统故障，如主网配电系统的线路、母线、升压变压器、降压变压器等故障，由继电保护装置快速切除。

根据独立微电网故障发生时的特点，采用快速的分散采集和集中处理相结合的方式，由集中保护控制装置实现故障后的快速自愈，取代目前常规配电网保护，提升电网自愈能力。独立微电网的暂态故障保护控制大大提高了故障判断速度，减少了停电时间，提高了系统稳定性。其主要功能包括：

1）当微电网发电故障时，综合配电网系统各节点电压、电流等电量信息，自动进行电网开关分合，实现电网故障隔离、网络重构和供电恢复，提高用户供电可靠性。

2）对多路供电路径进行快速寻优，消除和减少负载越限，实现设备负载基本均衡。

3）采用区域差动保护原理，在保护区域内任意节点接入分布式电源，其保护效果和保护定值不受影响。

4）对故障直接定位，取消上下级备自投的配合延时，实现快速的负荷供电恢复，提高供电质量。

由于采用快速的故障切除和恢复手段实现微电网暂态故障保护控制，配合微电网稳态恒频恒压控制和微电网动态切机减载控制，实现独立微电网系统三态能量平衡控制，保证了微电网系统安全稳定的运行。

在微电源的出口处安装电感型故障限流器（Fault Current Limiter, FCL），对其故障暂态都能起到很好的抑制作用。当采用U/f控制方式的微电网在并网情况下发生外部故障时，因U/f控制方式能够为微电源提供参考电压和参考频率，故在故障暂态恢复过程中电压和电流都不会出现振荡现象；而当微电网中有微电源采用P/Q控制方式时，若发生短路故障，则可能会出现一定的振荡现象，而安装电感型FCL可对此振荡现象起到了很好的抑制作用，保证系统的稳定性。

2.4.2 微电网的逆变器控制

1．DG并网逆变器控制

并网逆变器是一种特殊的逆变器，除了可以将直流电转换成交流电外，其输出的交流电可以与市电的频率及相位同步，因此输出的交流电可以回到市电。并网逆变器的作用是实现DG与电网的能量交换，能量交换是单向的，由DG到电网。微电网中并网逆变器并网运行时，从电网得到电压和频率做参考；离网运行时作为从控制电源，从主电源得到电压和频率做参考，并网逆变器采用P/Q控制模式，根据微电网控制中心下发的指令控制其有功功率和无功功率的输出。

2．储能变流器控制

储能变流器（Power Converter System, PCS）是用于连接储能装置与电网之间的双向逆变器，可以把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。具备对储能装置的P/Q控制，实现微电网的DG功率平滑调节，同时还具备做主电源的控制功能，即U/f模式，在离网运行时其做主电源，提供离网运行的电压参考源，实现微电网的“黑启动”。PCS原理框图如图2-10所示。

（1）P/Q控制模式

并网运行策略即P/Q运行模式，在与电网并网模式下，储能换流器依靠电网所提供电压和频率的刚性支撑，这时电网中的负荷波动、电压和频率的扰动都由大电网承担；分布式电源不需考虑电压和频率调节，即P/Q控制模式。当储能换流器在并网的状态时，采用交流电网电压的有功无功解耦的控制策略，采取双闭环控制方式，外环采取功率控制，内环采用电流控制方式。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功能。

（2）U/f控制模式

独立运行策略即U/f控制，大电网发生故障时，为了保证微网系统中的关键负荷不断电，智能微电网系统可根据需要进行独立运行。独立运行时，储能变流器相当于系统中的一个电源，为微网系统提供合适的电压和频率。将逆变后所生成的正弦电压频率通过锁相技术进行调节。PCS系统可根据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。

（3）电池管理系统

电池管理系统（Battery Management System, BMS），主要用于监控电池状态，对电池组的电池电量估算，防止电池出现过充电和过放电，提高使用安全性，延长电池的使用寿命，提高电池的利用率。其主要功能如下：

1）检测储能电池的荷电状态（State of Charge, SOC），即电池剩余电量，保证SOC维持在合理的范围内，防止由于过充电或过放电对电池的损伤。

2）动态监测储能电池的工作状态，在电池充放电过程中，实时采集电池组中的每块电池的端电压、充放电电流、温度及电池组总电压，防止电池发生过充电或过放电现象。同时能够判断出有问题的电池，保持整组电池运行的可靠性和高效性，使剩余电量估计模型的实现成为可能。

3）单体电池间的均衡，为单体电池均衡充电，使电池组中各个电池都达到均衡一致的状态。

2.4.3 微电网的并、离网控制

微电网有并网和离网两种运行模式，它们之间存在一个过渡状态。过渡状态包括微电网由并网转离网（孤岛）的解列过渡状态、微电网由离网（孤岛）转并网过渡状态和微电网停运过渡状态。

在并网运行时，微电网由外部电网提供负荷功率缺额或者吸收DG发出多余的电能，达到运行能量平衡。此时，要进行优化协调控制，控制目标是使微电网系统能源利用效率最大化，即在运行条件约束下，最大限度利用DG发电，保证整个微电网的经济性。

1．解列过渡状态

配电网出现故障或微电网计划进入孤岛状态时，微电网进入解列过渡状态。首先要断开PCC断路器，DG逆变器的自身保护作用（孤岛保护）可能退出运行，进入暂时停电状态。此时要切除多余的负荷，将主电源从P/Q控制切换至U/f控制模式，为不可断电的重要负荷供电，等待DG恢复供电，根据DG发电功率，恢复对一部分负荷供电，由此转入了微电网离网（孤岛）运行状态。微电网离网（孤岛）运行时，通过控制实现微电网内部能量平衡、电压和频率的稳定，在此前提下提高供电质量，最大限度地利用DG发电。

2．并网过渡状态

微电网离网（孤岛）运行状态时，监测配电网供电恢复或接收到微电网能量管理系统结束计划孤岛命令后，准备并网，同时准备为切除的负荷重新供电。此时若微电网满足并网的电压和频率条件，则进入微电网并网过渡状态。闭合已断开的PCC断路器，重新为负荷供电。然后调整微电网内主电源U/f工作模式，转换为并网时的P/Q工作模式，进入并网运行状态。

3．微电网停运过渡状态

微电网停运过渡状态是指微电网内部发生故障，DG或者其他设备故障等造成微电网不能控制和协调发电量等问题时，微电网要进入停运状态，进行检修。微电网是在几种工作状态之间不断转换的，其中转换频率较高的是并网运行和离网（孤岛）运行之间的转换。

（1）微电网的并网控制

1）并网条件。

微电网与大电网并网的条件有：二者频率相等、相序相同、电压幅值相等和相角相等。当然这些都是理想条件，也不要求完全相等，在相应的允许范围内即可。我国制定了一些具体并网标准：为保证并网安全，需要满足并网前电压差值不应超过额定电压的10%，相角差不应超过10°，频率差值不应超过额定频率的0.5%，即不能超过0.25Hz。这里经过仿真比较，选择相角超前微电网2°，幅值低于微电网0.05p.u.，频率高于微电网0.2Hz。图2-11所示为微电网并入配电网系统及相量图。

U_X为配电网侧电压，U_DG为微电网离网运行电压，微电网并入配电网的理想条件为

与间的相角差δ为零，即=0。

满足式（2-1）和式（2-2）时，并网合闸的冲击电流为零，且并网后DG与配电网同步运行。实际并网操作很难满足式（2-1）和式（2-2）的理想条件，也没有必要如此苛求，只需要并网合闸时冲击电流较小即可，不致引起不良后果。实际同期条件判据为

式中，f_set为两侧频率差定值；U_set为两侧电压差定值。

2）并网逻辑。

并网分为检无压并网和检同期并网两种。

① 检无压并网。

检无压并网是在微电网停运，储能及DG没有开始工作，由配电网给负荷供电时，PCC断路器应能满足无压并网，检无压并网逻辑如图2-12所示。检无压并网一般采用手动合闸或遥控合闸，图中，“U_X＜”表示U_X无压，“U_DG＜”表示U_DG无压。

② 检同期并网。

检同期并网检测到外部电网恢复供电，或接收到微电网能量管理系统结束计划孤岛命令后，先进行微电网内外部两个系统的同期检查。当满足同期条件时，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。

检同期并网逻辑如图2-13所示。图中，“U_X＞”表示U_X有压，“U_DG＞”表示U_DG有压，延时4s是为了确保有压稳定。

微电网并网后，逐步恢复被切除的负荷及分布式电源，完成微电网从离网到并网的切换。离网转并网控制流程图如图2-14所示。

微电网由离网运行模式向并网运行模式的切换相对简单，就地控制公共连接点PCC控制器对主电网的电压和频率值进行采集，根据数据反馈结果，调相器对微电网进行调节，使得微电网与主电网之间的电压和频率等数值差稳定在电网运行允许的范围之内，并将PCC开关闭合，将储能单元运行模式调节为P/Q工作模式，闭合并网开关即进入并网运行模式。

（2）微电网的离网控制

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检测。目前，孤岛检测方法有很多，要根据具体情况选择合适的方法。针对不同微电网系统内是否含有不能间断供电负荷的情况，并网模式切换至离网模式有两种方法，即短时有缝切换和无缝切换。

1）微电网的孤岛现象。

微电网解决DG接入配电网问题，改变了传统配电网的架构，由单向潮流变为双向潮流，传统配电网在主配电系统断电时负荷失去供电。微电网需要考虑主配电系统断电后，DG继续给负荷供电，组成局部的孤网，即孤岛现象（Islanding），如图2-15所示。孤岛现象分为计划性孤岛现象（Intentional Islanding）和非计划性孤岛现象（Unintentional Islanding）。计划性孤岛现象是预先配置控制策略，有计划地发生孤岛现象，非计划性孤岛为非计划不受控地发生孤岛现象，微电网中要禁止非计划孤岛现象的发生。

形成孤岛的原因主要有：上级并网线故障，频率/电压越限和振荡失步等。孤岛中负荷与微电源输出功率的匹配程度不同，与主系统断开后，孤岛可能稳定运行，也可能崩溃。一般来说，与主系统断开后，孤岛内的功率是不平衡的。如果孤岛中的电源总容量远小于总负荷，即使减载也很难满足，在这种情况下孤岛是不可能稳定运行的，经过较短时间后孤岛崩溃。若是孤岛中的电源总容量大于或等于本地最小负荷，就可能出现长时间的孤岛稳定运行。如果事先规划好解列点，构造一个功率基本平衡的区域，则孤岛可以持续运行。

非计划性孤岛现象发生是不符合电力公司对电网的管理要求的，由于孤岛状态系统供电状态未知，脱离了电力管理部门的监控而独立运行，是不可控和高隐患的操作，将造成以下不利影响：

① 可能使一些被认为已经与所有电源断开的线路带电，危及电网线路维护人员和用户的生命安全。

② 干扰电网的正常合闸。孤岛状态的DG被重新接入电网时，重合时孤岛运行系统可能与电网不同步，可能使断路器受到损坏，并且可能产生很高的冲击电流，损害孤岛下微电网中的分布式发电装置，甚至会导致大电网重新跳闸。

③ 电网不能控制孤岛中的电压和频率，损坏配电设备和用户设备。如果离网的DG没有电压和频率的调节能力且没有安装电压和频率保护继电器来限制电压和频率的偏移，孤岛后DG的电压和频率将会发生较大的波动，从而损坏配电设备和用户设备。

从微电网角度而言，随着微电网的发展以及DG渗透率的提高，必须考虑防孤岛（Anti-islanding）。防孤岛就是禁止非计划性孤岛现象发生，防孤岛的重点在于孤岛检测。孤岛检测是微电网孤岛运行的前提。

2）微电网并网转离网。

微电网系统协调控制是微电网研究的核心内容，其主要控制目标为：①在并网运行时，实现并网点潮流可控和分布式电源利用最大化；②在离网运行时，实现系统的稳定运行；③在外电网故障或计划孤岛时，实现并网与离网运行模式的快速平滑切换。其中，微电网运行模式的平滑切换是协调控制系统功能实现的重点和难点。

微电网运行模式已经由原来的单一并网运行模式变为离网运行模式和并网运行模式灵活切换。和传统的并网运行模式相比，离网运行模式具有极大的优势，这种优势主要体现在微电网系统供电的稳定性和持续性方面。微电网由并网转为离网运行模式通常由两种事件触发：①运行调度根据系统运行情况（包括外部电网检修停电、内部新能源及储能充足等）主动触发，对切换时间要求不高，但要求成功率高；②由于外部电网非计划性停电或发生故障，微电网通过孤岛检测或故障检测机制被动触发，分别称为主动离网和被动离网。主动离网由微电网系统控制器和运行模式控制器共同完成，被动离网由于时限问题仅由运行模式控制器完成。

① 有缝切换。

由于公共连接点的低压断路器动作时间较长，因此并网转离网过程中会出现电源短时间的消失，也就是所谓的有缝切换。

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，或接收到上层能量管理系统发出的计划孤岛命令时，由并离网控制器快速断开公共连接点断路器，并切除多余负荷后（也可以根据项目实际情况切除多余分布式电源），启动主控电源控制模式切换。由并网模式切换为离网模式，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，并且由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出力的过程中，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。图2-16所示为有缝并网转离网切换流程图。

② 无缝切换。

对供电可靠性有更高要求的微电网，可采用无缝切换方式。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，同时需要优化微电网的结构。

如图2-17所示，将重要负荷、适量的DG、储能装置（主控电源）连接于一段母线，该段母线通过一个固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。

微电网离网模式和并网模式之间的无缝切换需要通过控制微电网内部的微电源来实现，所以为了实现微电网系统的无缝切换，必须首先实现微电网内微电源的无缝切换。目前，对于微电网的研究很多都是针对微电网并网运行控制或者微电网离网运行控制，仅仅局限在一个方面而并不能兼顾两者。

在微电网并网模式下，微电网内的微电源主要是以局部电压支撑形式对电压进行适当的控制，充当辅助服务的角色。由于电压控制需要微电网内的微电源之间不能存在较大的无功电流，因此和有功频率下垂控制方法一样，可以釆用无功电压下垂控制方法，来控制微电网内的微电源的电压。微电网运行在离网模式下时对于控制微电网的频率具有一定的难度。由于大电网系统具有惯性，而微电网系统的微电源和大电网系统发电装置截然不同，微电网系统并没有惯性，因此在离网模式运行了下对负荷的跟踪问题也存在很大的难度。离网模式下的微电网系统的频率控制可通过下垂控制、储能设备控制和负荷控制等集成式控制方式控制，根据微电网内微电源的输出容量来决定它们输出的有功和无功功率。

由于微电网在并网运行时常常与配电网有较大的功率交换，尤其是分布式电源较小的微电网系统，其功率来源主要依靠配电网，当微电网从并网切换到离网时，将存在一个较大的功率差额，因此安装固态开关的回路应该保证离网后在很短的时间内重要负荷和分布式电源的功率能够快速平衡。在微电网离网后，储能或具有自动调节能力的微燃气轮机等承担系统频率和电压的稳定需求，因此其容量的配置需要充分考虑其出力、重要负荷的大小、分布式电源的最大可能出力和最小可能出力等因素。使用固态开关实现微电网并离网的无缝切换，并使微电网离网后的管理范围缩小。

在外部电网故障、外部停电，系统检测到并网母线电压或者频率超出正常范围，或接收到上层能量管理系统发出的计划孤岛命令时，由并离网控制器快速断开公共连接点断路器和固态开关。由于固态开关开断速度很快，固态开关断开后主控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，闭合固态开关，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2-18所示。

正常情况下，配电网通过PCC和微电网连接，当配电网出现故障时，快速断开微电网与配电网的连接，由微电网单独为负荷提供所需功率且保持系统中的重要负荷正常工作，在故障修复之后，微电网重新并网。因此，在并离网模式转换过程中实现微电网并离网的平滑切换，成为微电网安全稳定运行的关键。

2.4.4 微电网的运行

当微电网处于并网模式时，其电压和频率的参考值都由主电网来提供。逆变器只要跟随这个电压基准值便可。当微电网处于离网模式时，它失去了外部提供的电压频率参考，所以需要某个逆变器运行于U/f模式下，为整个微电网提供电压频率参考。

1．微电网并网运行

微电网的并网是微电网和大电网联结运行并向外送电。微电网主要运行作用是就地供电，但在大电网高峰期和缺电时，微电网如果能够向大电网提供电能便能够缓解大电网的高峰期压力，有助于大电网的稳定运行，但是当微电网并网时如果条件不符合标准会影响大电网和微电网双方的稳定，甚至造成严重危害。微电网与大电网并网运行，无论是运用传统并网方式还是用并网逆变器进行并网，其核心都是要使微电网与大电网在一定条件下稳定并网运行。

当微电网处于并网模式时，只要控制各个逆变器的输出功率即可，控制输出功率通常采用P/Q控制方式。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、交换功率预测，流程图如图2-19所示。

（1）经济优化调度

在保证微电网安全运行的前提下，微电网在并网运行时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），并结合储能的充放电、分时电价等实现用电负荷的削峰填谷，从而提高整个配电网设备的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现实时信息交互，将其公共连接点处的并离网状态、交换功率上送至调度中心，同时调度中心对微电网的并离网状态的控制和交换功率进行设置。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。设置交换功率曲线通常有两种方法：在微电网管理系统中设置和远动由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

对于大电网，微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，而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来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，预测短期内的DG发电量，从而实现DG发电预测。

（5）负荷预测

根据用电历史情况，预测超短期内各种负荷（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，预测公共连接支路上交换功率的大小。

2．微电网离网运行

当微电网处于孤岛模式时，需要一个逆变器运行于U/f模式下，为其他逆变器提供电压频率参考，这个逆变器称为主逆变器。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，最大限度地给更多负荷供电。微电网离网运行流程图如图2-20所示。

（1）低频低压减载

如果负荷波动、分布式发电出力波动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。当它们跌落超过定值时，将切除不重要负荷或次重要负荷，以保证系统不发生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，则会导致系统频率和电压的上升，当它们上升超过定值时，将限制部分分布式发电出力，以保证系统频率和电压恢复到正常范围。

（3）分布式发电较大控制

分布式发电出力较大时可恢复部分已切负荷的供电，以恢复与DG多余电力匹配的负荷供电。

（4）分布式发电过大控制

如果分布式发电过大，此时所有的负荷均未断电、储能也充满，但系统频率、电压仍过高，分布式发电退出，由储能来供电，等储能供电到一定程度后，再恢复分布式发电投入。

（5）分布式发电不足控制

如果分布式发电出力可调节的部分已最大化出力，储能当前剩余容量小于可放电容量时，切除次重要负荷，以保证重要负荷有更长时间的供电。