直流微网系统的多模态运行控制

孟　明，贺海博

(华北电力大学电力工程系,河北保定　071003)



直流微网系统的多模态运行控制

孟明，贺海博

(华北电力大学电力工程系,河北保定071003)

0引言

微网是一种将分布式发电(distributed generation，DG)单元、负荷和储能装置整合在一起的电网形式[1]，能够实现可再生能源的高效利用，同时可以解决DG单元单机并入主网所造成的不良影响。目前微网结构主要包括交流微网，直流微网和混合微网。以往的研究主要以交流微网为主，直流微网的研究与应用相对较少，直流微网与交流微网相比，具有高效率、低成本优势，不需要对频率、相位和无功功率等进行控制[2-4]，可方便接入直流性质的微电源(如光伏、燃料电池等)和直流负荷。

直流微网中不同单元之间的协调控制和系统的运行模态是直流微网的研究热点[5]，相关学者对此进行了研究。文献[6-7]提出以直流母线电压为控制信号的直流微网能量管理策略，分析了系统孤岛状态下多种运行模态及各单元协调参与母线电压调节的作用。文献[8]整合光伏发电和储能控制技术，设计了4种不同的工作模式，研究了每一种模式下的运行控制策略，并提出储能系统的自适应调节下垂系数的控制策略，提高了电池和系统的运行效率。文献[9-10]将直流微网中的各单元接口变换器进行模块化控制，提出了4种工作模态，以直流总线电压作为信息载体决定各模态间的自由切换。文献[11]提出一种基于储能的孤立直流微网系统，分析了直流微网的构成及各部分控制策略，通过蓄电池充放电控制抑制和消除直流母线电压波动，以实现电压暂态稳定。文献[12]提出一种基于直流微网母线电压变化的自适应分级控制方法，依据母线电压将系统控制分为三级，分别对每级控制所对应的系统运行模式和切换条件进行分析，并给出相应的控制方法。

现有文献大多单独讨论并网或是孤岛方式下直流微网的运行与控制，且运行模式的设置基本集中在几种常见的工作状态。本文在此基础上，考虑到系统在运行过程中出现的瞬时功率波动造成直流母线电压波动或突变，影响对电压变化敏感的重要负荷(如恒功率负载)的稳定运行这一问题[5]，详细分析了系统处于并网和孤岛模式的运行情况，归纳设计出系统的9种工作模态，且在每种模态中母线电压均能维持恒定。根据电网状态、分布式电源输出功率与负载需求关系、蓄电池荷电状态等本地信息决定系统的工作模态及模态间切换，同时协调光伏接口、储能接口及网侧接口的工作方式，来抑制和缓冲直流母线电压的波动，提高供电质量，从而确保系统的能量平衡及稳定运行。本文所提控制策略有效维持了直流母线电压恒定，实现了直流微网系统的运营可靠性。

1系统结构

本文研究的直流微网系统结构如图1所示，该系统主要包含光伏发电(PV)单元，蓄电池储能(battery energy storage，BES)装置，并网变流器(grid-connected converter，GCC)和负载(恒功率负载(constant power load ，CPL)和本地负载)。

图1　直流微网结构

图中，PPV表示PV发电总功率；PBat表示储能装置充放电功率；Pload表示负载消耗功率；Pgrid表示直流微网和交流电网的交换功率。2组PV分别通过DC/DC变换器将其发电功率馈入直流母线；蓄电池通过双向DC/DC变换器与直流母线连接，在系统不同运行模态下可以实现充放电控制；直流微网通过双向DC/AC变换器经隔离变压器与交流电网相连，可实现能量的双向流动。

2系统工作模态及能量管理

2.1系统控制目标

计及能量变化影响的直流母线简化等效电路[13]如图2所示。图中，Udc为直流母线电压值;C为直流母线等效电容值;PC为直流母线电容充电功率。

图2　直流母线等效简化电路

由图2得到直流母线电容充电功率PC为

(1)

进而得到直流母线电容电压Udc与功率关系为

(2)

由式(2)可知，直流母线电压的稳定与否和系统的能量是否平衡直接相关，不平衡的能量流动会造成母线电压产生偏差。因此，通过控制直流母线电压的恒定来保证系统的能量平衡，从而确保系统正常运行。

2.2工作模态及能量管理

直流母线电压是衡量系统稳定与否的重要指标。控制直流母线电压的稳定，便可以维持系统的稳定运行。因此，在系统的任意运行时刻，都需要有一端变流器以电压源工作并控制直流母线电压，确保直流微网在各种工作模态下都能够稳定运行。本文通过详细分析系统处于并网和孤岛模式的运行情况，考虑电网状态、分布式电源输出功率与负载需求关系、蓄电池荷电状态等本地信息，依据直流母线稳压变换器的不同，将系统分为4种稳压状态，9种不同工作模态。具体描述如下。

2.2.1网侧接口变换器稳压状态

①工作模态1-1：系统并网运行，PPV等于Pload，2组PV单元均以最大功率跟踪模式(maximum power point tracking，MPPT)运行。若蓄电池SOC<90%，储能装置充电，否则待机。

② 工作模态1-2：系统并网运行，PPV大于Pload，2组PV单元均以MPPT模式运行。若蓄电池SOC<90%，储能装置充电，否则待机。

③ 工作模态1-3：系统并网运行，PPV小于Pload，2组PV单元均以MPPT模式运行。若蓄电池SOC<90%，储能装置充电，否则待机。

2.2.2储能接口变换器稳压状态

① 工作模态2-1：系统孤岛运行，PPV等于Pload，2组PV单元均以MPPT模式运行。储能装置稳压，既不充电也不放电。

② 工作模态2-2：系统孤岛运行，PPV大于Pload，2组PV单元均以MPPT模式运行。蓄电池SOC<90%，储能装置充电稳压。

③ 工作模态2-3：系统孤岛运行，PPV小于Pload，2组PV单元均以MPPT模式运行。蓄电池SOC>40%，储能装置放电稳压。

④ 工作模态2-4：系统并网运行且网侧需要输出功率超过并网变流器额定容量Pgr，2组PV单元均以MPPT模式运行，并网变流器工作在限流控制模式，输出电流钳位于Igmax，储能装置放电稳压。

2.2.3PV接口变换器稳压状态

工作模态3：系统孤岛运行，PPV大于Pload，蓄电池SOC≥90%，蓄电池停止工作。PV1以MPPT模式运行，PV2由MPPT控制切换为恒压控制稳压。

2.2.4切负荷稳压状态

工作模态4：系统孤岛运行，PPV小于Pload，蓄电池SOC<40%，蓄电池停止工作。2组PV单元均以MPPT模式运行，切除不重要负荷稳压。

图3　运行模态管理流程图

可以看出，在不同的工作模态下，直流微网母线电压的稳定需要系统各部分协调参与控制来保证。各接口变换器的协调合理控制，实现了能量的最优利用和系统的稳定运行。为了更直观地描述上述各工作模态的运行情况，在此给出工作模态选择、运行整体流程图，如图3所示。

3运行控制策略

3.1总体运行控制策略

本文提出的直流微网系统运行控制总体结构图如图4所示，图中开关均采用滞环控制。

图4　运行控制总体结构图

3.2变换器运行方式

3.2.1工作方式

各接口变换器在系统不同工作模态下的工作方式如表1所示。

表1　各接口变换器工作方式

3.2.2具体控制方式

3.2.2.1光伏接口变换器

光伏接口变换器包括MPPT和恒压两种控制模式，如图5所示。其中，MPPT模式采用占空比扰动法实现，恒压控制模式可以维持直流母线电压恒定。当直流微网并网运行时，光伏阵列始终工作在MPPT模式，以充分利用光伏发电能量；孤岛运行时，根据系统内能量情况存在MPPT运行模式和恒压控制模式。

图5　光伏接口变换器控制框图

图6　储能接口变换器控制框图

3.2.2.2储能接口变换器

储能接口变换器控制可以在恒流、稳压和停止工作3种模式间进行切换来参与系统的协调控制，如图6所示。恒流控制实现对储能系统进行恒流充电控制，缓冲和平抑PV单元输出的间歇性功率，提高电能质量。稳压控制实现母线电压维持恒定。停止工作是为了避免蓄电池深度充(放)电，当其SOC达到上限值90%(或下限值40%)时对蓄电池实现保护而设定的一种工作模式。

3.2.2.3并网接口变换器GCC

直流微网通过并网接口变换器与大电网相连，实现功率的双向流动。根据系统不同工作模态的运行要求，将GCC设置为两种控制模式——限流控制和稳压控制，如图7所示。限流控制采用电流跟踪PWM控制方法中的滞环比较方式实现，当电网需要输出功率超过并网变流器额定容量时，为了保护并网变流器而使其工作在限流控制模式，输出电流钳位在Igmax。稳压控制采用基于前馈解耦的双闭环控制，维持直流母线电压恒定并控制功率流动方向和功率因数。

图7　并网接口变换器GCC控制框图

4仿真验证

在Matlab/Simulink仿真平台下构建如图1所示的仿真模型，对各种工作模态及模态间切换进行仿真研究。其中，直流母线电压设定为500V，网侧接口单元采用容量为3kW的并网变流器。PV1和PV2在标准条件下(光照强度为1kW/m2，温度为25℃)最大跟踪功率分别为3.5kW和2.1kW。储能系统采用4kW的蓄电池，其SOC上下限值分别为90%和40%。负载包括2个2.5kW直流恒功率负载和2个由电阻模拟的本地负载，阻值分别为250Ω和83.3Ω，分别记为L1、L2、L3、L4，优先级依次降低。

由于所有工作模态都是基于系统处于并网或孤岛运行情况，为了方便而直观地呈现仿真研究结果，对系统在并网和孤岛运行情况下进行仿真。

4.1并网运行

并网运行情况下工作模态及模态间切换仿真结果如图8所示。

图8　并网运行仿真结果

仿真开始时设定PV1光照强度为1kW/m2，PV2光照强度为0.75kW/m2，蓄电池处于满荷电状态(SOC=90%)，L1接入系统，此时由于PPV大于Pload，系统工作在模态1-2，GCC逆变稳压。

在0.4s时，PV1光强由1kW/m2阶跃变化到0.4kW/m2，由于光强突减，PV出力减少，使得PPV等于Pload，系统自然切换为工作模态1-1运行，GCC稳压，直流微网与交流电网之间不存在能量交换。

在0.7s时，PV1光强恢复到1kW/m2，同时L2和L3接入系统，此时PPV小于Pload，系统切换为工作模态1-3运行，GCC整流稳压。

在1s时，L4接入系统，此时需要电网输出功率超过并网变流器额定容量，系统进入工作模态2-4运行，GCC工作在限流模式，蓄电池放电稳压。

在1.4s时，PV2光强由0.75kW/m2阶跃变化到1.2kW/m2，同时将L2和L4切除，此时PPV大于Pload，系统重新切换为模态1-2运行，由于在前一工作模态中蓄电池放电维持系统能量平衡，在当前工作模态蓄电池进行恒流充电补充能量。

4.2孤岛运行

孤岛运行情况下工作模态及模态间切换仿真结果如图9所示。

图9　孤岛运行仿真结果

初始时刻设定PV2光照强度为0.75kW/m2，将PV1光照强度始终设定为1.2kW/m2，蓄电池SOC初始值是89.999 85%(为了模拟蓄电池深度充电状态)，L1和L2接入系统，此时PPV等于Pload，系统工作在模态2-1，蓄电池控制母线电压，由于此时系统能量已达平衡，蓄电池既不充电也不放电。

在0.5s时，切除L1和L2，同时将L3和L4接入系统，此时PPV大于Pload，系统切换为工作模态2-2运行，蓄电池充电稳压。

在0.7s时，PV2光照强度由0.75kW/m2阶跃变化到1kW/m2，PV单元输出功率继续增加，系统继续工作在模态2-2，蓄电池持续充电。

在1s时，蓄电池SOC达到90%，为了避免其深度充电，将蓄电池切换为停止工作模式，无法控制母线电压稳定，此时PV2由MPPT模式切换到恒压控制模式稳压，系统切换为模态3运行。

在1.3s时，L1接入系统，此时PPV小于Pload，蓄电池转为稳压控制，进行放电，同时PV2由恒压控制切换为MPPT模式，系统切换为模态2-3运行。

在1.6s时，L2接入系统，蓄电池继续放电稳压，系统仍处于模态2-3运行。

图10对工作模态4进行仿真验证。为了模拟蓄电池深度放电状态，设定初始SOC为40.000 6%，L1、L2和L4接入系统，此时PPV小于Pload，工作在模态2-3，蓄电池放电稳压，当SOC下降到40%时，蓄电池停止工作，为了维持直流母线电压稳定需切除优先级最低的负载L4，系统进入模态4运行，此后由于PPV大于Pload，直流母线电压升高，一段时间后投入蓄电池，系统切换为模态2-2运行，蓄电池充电稳压，最终将母线电压稳定在设定值。

图10　切负荷仿真结果

5结论

本文在构建光伏直流微网结构的基础上，考虑到系统运行过程中出现的瞬时功率波动造成直流母线电压波动或突变，影响对供电质量要求较高的恒功率负载的稳定运行这一问题，对系统并网和孤岛模式的运行情况进行合理详细的分析，归纳设计出系统的9种工作模态。针对每种模态提出基于本地信息的整体协调控制方法，并进行仿真验证，结果表明：系统在不同工作模态以及模态发生切换时，利用本文所提控制策略能够协调各变流器控制来缓冲和抑制系统瞬时功率的波动，从而在允许的工作范围内有效控制直流母线电压稳定，保证恒功率负荷的供电质量和可靠工作，进而保障系统的能量平衡和稳定运行。

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孟明(1967-)，男，博士，副教授，研究方向为新能源发电、智能微电网、电机与控制等， E-mail:mmwxp@126.com；

贺海博(1988-)，男，硕士研究生，研究方向为新能源发电、智能微电网等, E-mail:hhb_0913@163.com。

(责任编辑：杨秋霞)

Multi-mode Operation Control of DC Microgrid SystemMENG Ming，HE Haibo

(School of Electrical Engineering, North China Electric Power University, Baoding 071003, China)

摘要：详细分析了系统处于并网和孤岛模式的运行情况，归纳设计了系统的9种工作模态，并针对每一种工作模态提出基于本地信息的系统整体协调控制策略，来协调光伏接口、储能接口及网侧接口的工作方式，旨在保证直流母线电压维持恒定，确保对电压变化敏感的重要负荷(如恒功率负载)的可靠供电和系统的能量平衡及稳定运行。根据电网状态、分布式电源输出功率与负载需求关系、蓄电池荷电状态等本地信息，决定系统的工作模态及模态间切换，所提控制策略有效维持了直流母线电压的恒定，实现了直流微网系统的运营可靠性。最后利用Matlab/Simulink进行仿真研究，结果验证了所提方案的有效性。

关键词：直流微网；光伏发电；协调控制；运行模态；电压控制

Abstract：9 kinds of operation modes are designed after detailed analyzing the grid-connected and islanded operation condition. For each operation mode, a coordinated control scheme for whole system based on local information is proposed to coordinate working modes between PV interface, battery energy storage interface and the netside interface, which can guarantee the DC bus voltage maintain constant, thus to ensure reliable power supply for critical loads that are sensitive to voltage changes (such as constant power load (CPL)) and the operation stability and power balance of system. Such local information as the state of power grid, the relationship between DG power output and loads demand and the SOC of battery decides the operation modes and conversion between different modes of the system. The proposed control scheme can maintain the DC bus voltage constant effectively, which realizes reliable operation of the DC microgrid system. In the end, simulations are carried out in Matlab/Simulink simulation environment, and the results verify the effectiveness of proposed scheme.

Keywords：DC microgrid；photovoltaic generation；coordinated control；operation modes；voltage control

作者简介：

收稿日期：2015-04-20

中图分类号：TM71

文献标志码：A

文章编号：1007-2322(2016)02-0006-07