针对离网转并网模式切换带来的合闸冲击问题，文献［11］借鉴传统同步发电机准同期并列装置工作原理，实时监测PCC并网开关两侧电压差，当电压差有效值小于阀值（文中给出10%）并网，具有与传统同步发电机的同期并列装置一致的特性。文献［14］提出的同步电压源（synonousvoltagesource，SVS）的微电网分层控制，参照电力系统一次调频有差控制原理，同步电压源控制通过对逆变器输出功率和输出电压幅值/相角之间的下垂控制，使各逆变器共同承担系统的负荷功率波动，参与系统调频调压，在离网转并网时，启动预同步控制，通过多次平移下垂曲线，使PCC并网开关两侧电压同步。文献［15-16］提出了采用一种基于幅值和相位逐步逼近的预同步并网技术，如图7所示，从离网转并网指令接收时刻起，实时监测PCC并网开关电网侧的电压相位信息，按照设定的相位调节步长来调节储能变流器的电压相位值，直至两侧电压相位同步并保持同步，发PCC合闸命令，进行并网，实现离网转并网无冲击合闸。
图7预同步并网
2.5 电池充放电管理
并网运行时配电网调度端对储能进行功率调节，控制储能的充放电，保持合理的SOC状态。离网运行时，尽量少的依赖储能维持负荷供电，尽量多的以DG给负荷供电，同时DG多余的电能充分利用，储存在电池中，这样可以让离网运行保持时间最长。为此，储能SOC上限门槛设置80%–90%，下限门槛20%–30%。并网运行时，储能维持在上限80%–90%，这样离网运行时储能能保持长时间的电量供给。
离网运行，在SOC高于上限门槛时，储能工作在图4的折线2，充电时为fH区域，发送的是禁止充电信号；SOC在正常范围内，储能工作在图4的折线1，发送的是允许充放电信号；储能可能随负载消耗SOC降低，在SOC小于下限门槛时，储能工作在图4的折线3，放电时为fL区域，发送的是禁止放电信号。SOC与电池充放电的关系如图8所示，表示SOC与电池充放电关系。
图8SOC与电池充放电的关系
3.实验验证
3.1 实验系统介绍
为验证本文提出采用移频控制技术，利用频率信号作为通信手段，实现无通信线互联微电网控制，搭建了如图9所示的微电网实验系统，实验系统由20kW储能，20kW负荷，20kW光伏发电构成，储能电池采用锂离子电池，储能变流器采用虚拟同步发电机技术，具有电压源外特性，下垂折线采用本文提出的移频控制技术，并网采用预同步并网技术，光伏逆变器采用f-P折线控制技术，负荷1功率12kW，负荷2功率8kW，实验系统接入电压400V，实验系统没有MGCC，实验内容主要有并网转离网实验、离网运行负荷突减实验、离网转并网实验等，验证不同工况下无通信互联微电网控制。
图9无通信线微电网实验系统
3.2 实验验证1：并网转离网
微电网在并网转离网时，验证解决目前运行的微电网可能出现的离网瞬间过电压及“有缝”切换问题。并网转离网实验如图10所示，实验按照交换功率最大，由微电网向配电网送电，光伏发电20kW，负荷为0，并网运行时光伏发电20kW全部通过PCC输送配电网，储能出力为0，此时发生非计划孤岛，光伏发电20kW转为储能全部吸收。图中线 为微电网母线线电压（390V），并网转离网时没有缝隙，没有发生过电压，实现了非计划孤岛的无缝切换，线 为储能变流器相电流，孤岛发生后储能出力为0到充电电流29.8A。
图10并网转离网实验
