直流微电网并网运行协调控制策略研究

孟 明，原亚宁，郭明伟

(华北电力大学 电气与电子工程学院，河北 保定 071003)

随着新型负荷，如计算机、LED灯、变频器、电动汽车、通信设备以及各种电子设备的迅速发展，直流微电网有着更广阔的前景［1－2］。与交流微电网相比直流微电网的控制不需要考虑母线电压的相位和频率问题，控制更方便，而且直流微电网减少了整流逆变环节，没有无功损耗和祸流损耗，更节能［3－4］。

直流微电网具有系统电源的分布式特性、大量的控制数据、灵活多变的控制方式，运行时，需要考虑系统的可扩张性和设备的热插拔能力，因此直流微电网稳定性控制的研究则成为了直流微电网研究的重点。文献［5］提出在系统中增加一个中央控制器(Data Center)来实现微电源之间的协调控制，但该方法依据通讯总线实现对微电源的控制，对传输线路的可靠性依赖强，同时由控制中心统一判断、调度的集中式控制方式难以实现灵活、有效控制。文献［6］提出了分层控制方法，将系统分为若干层控制，每层控制采用各自的控制策略，但该方法不能实现新能源优先出力的最优控制模式。文献［7－8］提出了基于直流母线信号的分布式控制结构，但是没有实现同一个电压等级下多个微电源的功率分配以及系统与大电网间功率的双向流动。基于此，本文提出一种并网运行模式下的直流微电网协调控制策略。微电源、储能系统以及并网变换器采用分散式控制拓扑结构，太阳能光伏发电采用最大功率跟踪控制，提高新能源的利用效率，双向AC/DC并网变换器采用双闭环的PWM矢量解耦控制，实现与大电网功率的双向流动。

1 微电网结构及工作原理

1．1 微电网结构

直流微电网的拓扑结构如图1所示。系统主要由双向变流器、分布式电源、储能装置、直流母线和直流负荷构成。双向AC/DC变流器作为接口变换器与交流大电网相连。在直流微电网内部，光伏发电作为系统的分布式发电单元。储能单元作为稳定直流母线电压的功率补充，通过双向DC/DC变流器与直流母线相连。

图1 直流微电网拓扑结构图Fig．1 DC micro grid topology

1．2 运行原理

为了增加系统可靠性和灵活性，微电网通常采用分散式的控制方法，即赋予微电网中的分布式电源、储能单元以及并网接口控制上的自主性，在本地建立各自的控制策略。在直流微电网中，电压是反应系统功率是否平衡的最主要指标，因此在分散式控制的基础上利用电压的下垂特性控制具有良好的控制效果。下垂控制原则是以尽可能小的电压偏差在微源和负载之间，按下垂系数分配功率以达到微电网的功率平衡。为了更好地协调大电网、微源、储能以及负载之间的运行，设置每个变换器的控制阈值及下垂率，实现各微源、储能与并网接口的优先级及功率分配。

针对图1中各个接口变换器，设计了静态U－I特性曲线，如图2所示。其中:Ib为蓄电池输出电流，Ipv为太阳能模块输出电流，Ig为并网变换器输出电流。

从图2可以看出，该系统的额定电压为750 V，具有 ±5%的电压波动，选择设定的最高阈值为780 V，最低为720 V。为实现新能源的最大化利用，光伏作为可再生清洁能源系统，采用最大功率跟踪控制。储能单元存在损耗，优先权较低，当新能源提供功率不能满足负载需求时，直流侧电压平衡由并网变换器优先进行控制。并网变换器和储能变换器均采用母线电压信号控制策略，通过调节各自的下垂系数进行功率分配。当电网电压在730～770 V时，并网变换器采用下垂控制策略控制母线电压稳定。当直流母线电压大于750 V时，直流微电网向大电网输送能量，变换器输出电流Ig为负;当直流母线电压小于750 V时，直流微电网从大电网吸收功率，电流Ig为正。

图2 变换器接口静态U－I特性曲线Fig．2 Converter interface U－I static characteristic curve

蓄电池单元充电阈值设定为760 V，放电阈值设定为740 V。当母线电压高于760 V时，蓄电池采用下垂控制方式充电。为避免蓄电池频繁充放电，当母线电压在740～760 V时，蓄电池不工作。母线电压低于740 V时，采用下垂控制方式放电。如果充电过程中检测到蓄电池充电完成，则蓄电池应工作在关闭状态。

2 控制策略

2．1 光伏发电控制策略

为了实现清洁能源的有效利用，太阳能发电采用最大功率跟踪(Maximum power point tracking，MPPT)控制［9］。

光伏发电系统的控制框图如图3所示。光伏组件通过Boost升压电路提供直流电压，系统通过MPPT控制器小干扰法寻找光伏组件的最大功率点，发出控制信号，根据发出的PWM驱动信号调节Boost电路开关管T的占空比D和输入电压US，使光伏组件的最大电压维持在最大功率点附近。控制光伏组件始终工作在最佳状态，输出最大功率，达到能量最佳利用。

2．2 蓄电池控制策略

由于光伏发电是间歇性能源，不能提供稳定的功率输出，为了维持暂态功率平衡和母线直流电压稳定，引入蓄电池储能装置［10］，系统结构如图4所示。

选取Buck电路派生的非隔离性双向变换器，开关管的驱动采用互补PWM方式。为实现各并联变换器之间电流共享和减少环流，系统采取下垂控制策略进行并联蓄电池充放电。控制策略如图5所示，采用双闭环的控制方法。

图3 光伏发电系统控制框图Fig．3 Photovoltaic power system control diagram

图4 储能系统结构框图Fig．4 Energy storage system structure diagram

图5 下垂控制策略框图Fig．5 Droop control strategy frame

式中:Uref为空载电压参考值;Ib为蓄电池的实际工作电流;K为虚拟输出阻抗。K由下式得到:

式中:imax为最大输出电流;ev为最大电压允许偏差［11］。

外环采用电压控制环，通过直流母线电压的测量值Ud与额定电压比较所得的误差经由PI调节器后得到电池的参考电流。内环是电流控制环，通过对蓄电池的实际工作电流Ib的检测来跟踪外环所给定的参考电流值。实际工作电流Ib与参考电流值比较后，经PI调节器和PWM后输出控制双向DC/DC变换器信号。

2．3 并网变换器控制策略

并网接口变换器连接直流微电网和大电网，目的是控制变换器输出端电压和电流的稳定，并且满足单位功率因数输出，同时保证并网电流电能质量满足并网标准［12］。采取AC/DC双向变流器的方式来解决微电网的并网问题并实现功率的双向流动。双向AC/DC变流器控制原理如图6所示。

图6 双向AC/DC变流器控制原理图Fig．6 Bidirectional AC/DC converter control principle diagram

为维持直流母线电压稳定、平衡功率流动，采用了完全可控的三相换流器来实现交、直流母线的连接耦合。双向AC/DC变流器采用矢量解耦控制。从三相静止坐标系到两相静止坐标系采用Park等量变换，同时选择d－q旋转坐标系中的q轴与电压矢量重合。在d－q坐标系中，irefq为q轴电流参考值，iDC为直流侧电流，u*DC为直流母线电压参考值(由下垂控制得到)，urefDC设为750 V，θ由交流侧同步锁相环得到。经过电压电流双闭环PI控制，由PWM输出信号控制双向AC/DC变流器。

在d－q坐标系中，有功功率只与id有关，称为有功电流;无功功率只与iq有关，称为无功电流。直流电压可由有功电流控制，而功率因数可由无功电流控制。因此，PWM变流器采用d－q坐标系下的电压电流双闭环控制，可以高效稳定地实现功率在直流侧和交流侧的快速流动。

3 仿真验证

为验证控制策略的可行性，在 Matlab/simulink仿真软件中建立图1所示直流微电网模型，在并网运行模式下进行仿真。

光伏发电MPPT控制仿真所用太阳能电池组件的参数为Vm=28.8 V，Im=6.94 A，Isc=7.44 A，Voc=35.4 V。为模拟太阳能电池阵列的输出特性，采用并联方式将7个太阳能电池并联，Boost电路电感工作在连续模式。仿真时，系统选用的外界条件为S=1000 W/m2，T=28℃。为了模拟外界条件改变时系统的控制状态，光强曲线S在3.5～4 s和6.5～7 s时分别加以±300 W/m2的变化。在光照强度变化时光伏阵列的输出功率变化曲线如图7所示。从图7可以看出，光伏阵列在光强变化时能实现最大功率跟踪。

图7 光伏阵列的输出功率Fig．7 Output power of photovoltaic array

在系统仿真时，根据图2特性曲线，太阳能电池作为新能源发电单元，采用最大功率跟踪控制，不再设置光强变化。从0 s开始，系统低负荷启动，为验证在直流母线电压不同阶段各个控制器动作情况，在1 s系统稳定后，增加负荷350 kW，在1．5 s时，增加负荷800 kW。直流母线电压变化曲线、蓄电池输出电流曲线以及并网接口双向AC/DC变流器直流侧电流曲线分别如图8—图10所示。

图8 直流母线电压曲线Fig．8 DC bus voltage curve

图9 蓄电池充放电电流曲线Fig．9 Battery charging and discharging current curve

图10 双向AC/DC变流器直流侧电流曲线Fig．10 Bidirectional AC/DC converter DC side current curve

由仿真结果图8可知:当低负荷运行时，直流母线电压稳定在770 V左右;在1 s时，系统增加350 kW负荷，母线电压维持在755 V左右;在1．5 s时，系统继续增加负荷800 kW，母线电压跌落至720 V左右。

规定蓄电池放电电流方向为正，由仿真结果图9可知:当母线电压大于760 V时，蓄电池采用下垂控制方式充电，电流为负值;当母线电压在 740～760 V时，蓄电池不工作，充放电电流为零;当母线电压低于740 V时，采用下垂控制方式放电，电流为正值。

规定并网接口双向AC/DC变流器中电流流向直流侧方向为正，由仿真结果图10可知:当直流母线电压大于750 V时，直流微电网向大电网输送能量，直流侧电流为负值;当直流母线电压小于750 V时，直流微电网从大电网吸收功率，直流侧电流为正值。

由仿真结果图9、图10可知，当母线电压在740～760 V时，蓄电池变换器优先级低于并网变换器，蓄电池不工作，由双向AC/DC并网变换器实现与大电网的功率双向流动。

4 结语

针对直流微电网并网运行模式，提出一种协调控制策略。通过仿真分析证明，该控制策略可以实现直流微电网的灵活控制，并保持直流微电网系统的高效、节能、稳定运行，即合理设置各变换器的分段阈值电压，实现分布式发电单元、并网变换器以及储能单元按照优先级顺序控制，采用下垂控制实现各变换器功率分配和电压控制。

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