含光伏直流微电网的功率分散协同控制技术研究

黑 阳，张紫光，李春来，景世良，张海宁，王东方，付 媛（．新能源电力系统国家重点实验室（华北电力大学），河北保定07003；．青海省光伏发电并网技术重点实验室，青海西宁80000）



含光伏直流微电网的功率分散协同控制技术研究

黑 阳1，张紫光1，李春来2，景世良1，张海宁2，王东方2，付 媛1
（1．新能源电力系统国家重点实验室（华北电力大学），河北保定071003；2．青海省光伏发电并网技术重点实验室，青海西宁810000）

摘要：为了提高含光伏直流微电网系统的运行稳定性，提出了一种适用于光伏直流微电网的功率分散协同控制技术。该控制策略根据并网换流器的状态、直流电压的变化量以及蓄电池的荷电状态自动调节各端换流站的工作方式，同时开发了光伏发电单元的有功功率控制潜力，使其参与到微电网的多端功率协调控制中，不仅分担了系统的功率调节压力，还实现了光伏能量的优化利用。所提控制策略保证直流微电网系统在不同工况以及电网扰动下，能协调各端电力电子变流器及光伏电源共同维持系统的稳定运行。最后，在MATLAB／Simullink中建立模型，对光伏直流微电网在不同运行工况下进行仿真，验证所提出功率协调控制策略的有效性和可行性。

关键词：光伏发电；直流微网；优化控制；有功协调

0 引言

直流微电网是分布式能源接入大电网的一种有效形式，极大地便利了光伏发电、蓄电池等新能源装置的接入，其运行模式更加灵活［1－6］。直流微电网在不同工况和电网扰动下，各单元换流站的功率平衡是提高能源利用率和系统运行可靠性的保证［7］。

近年来，对直流微电网的结构、运行模式、控制方法已有大量研究。文献［8］将多端直流系统分为自由运行、下垂运行、和限流运行三种模式，制定了相应的协调控制策略，但并未对系统的孤岛运行情况进行分析。文献［9］提出了风电直流微网的电压分层协调控制，但是并没有开发光伏发电单元的网源协调能力，发挥其有功功率控制潜力，使其参与微电网的多端功率协调。文献［10］研究了交直流混合微电网在并网运行和孤岛运行时各换流站的控制策略，但是对微网系统受到较大功率扰动以及系统孤岛运行蓄电池深度充放电等极端条件下的协调控制策略并未做深入研究。文献［11］针对直流微电网的不同工况，构建了层次化多代理系统框架，对直流微电网进行能量分层管理，但需要在各微电源之间进行通信，对通信的要求较高。以上文献均对多端直流系统的稳定运行提出了有效的控制策略，但对于含光伏的直流微电网的协调控制策略，以及光伏电源参与微电网功率协调的控制策略还需要深入讨论。

为此，本文提出了一种含光伏直流微电网的协调控制策略，给出了直流微电网系统在不同工况以及电网扰动下各端换流站的控制方式及切换条件，并且开发了光伏发电单元的控制潜力，通过直流电压－有功功率进行网源协调，为系统提供动态功率支持，在保证系统稳定运行的前提下，合理的优化利用光伏发电能量。最后，在MAT⁃LAB／Simullink中建立模型，对光伏直流微电网在不同运行情况下进行仿真，验证了所提功率分散协同控制策略的控制效果。

1 光伏直流微电网的构成

光伏直流微电网的整体结构如图1所示。主要由光伏发电（PV）单元、储能（Battery Energy Storage，BES）单元、负荷单元和交流主网组成。

图1　光伏直流微电网结构

并网侧通过电压源型并网换流器G⁃VSC将直流网络和交流主网连接，当直流线路上的功率过剩时，多余的能量通过G⁃VSC流向交流网络，反之，不足的能量由交流主网提供，通过能量的双向流动，保证直流母线电压的稳定。

光伏发电单元通过升压式DC⁃DC转换电路并入直流微电网。其主要功能就是控制光伏电池的工作点，调整其输出功率，发挥其网源协调能力，合理的利用光伏发电能源，有效参与系统的功率协调。

系统采用蓄电池储能（Battery Energy Storage，BES），通过控制蓄电池的充放电来实现直流微网的功率协调。蓄电池通过双向DC／DC换流站接入直流网络，其拓扑结构如图2所示。当K1导通，K2断开，蓄电池放电，而当K1关断，K2导通，蓄电池充电。DC／DC换流站采用的是双闭环控制策略，其中电压外环控制直流母线电压，电流内环控制蓄电池充放电电流。为了防止蓄电池过度充放电，保护其使用寿命，设置其荷电状态（SOC）的上下限值为80%和40%，当SOC越限时，蓄电池便退出运行。

负载单元由交流负载和直流负载组成，直流负载直接或通过DC／DC换流器连接在直流母线上，而交流负载通过电压型换流器L⁃VSC并入直流网络，该换流器采用的是定交流电压控制，保证交流负荷母线电压幅值的恒定。

图2　蓄电池充放电控制拓扑结构

2 光伏直流微网的功率协调控制策略

2. 1 微网的协调控制策略

对于直流微电网，直流电压的稳定是系统稳定运行的关键，本文提出的协调控制策略综合考虑了微网的并网变流器电流、蓄电池荷电状态以及直流电压的变化量，当系统功率出现不平衡后，合理的调节各端变流器的工作方式，从而使系统在不同工况和负荷波动的情况下均能稳定运行。

在正常稳定运行的情况下，并网换流站G⁃VSC作为系统的平衡节点，通过直流电压－直流电流下垂控制，调节交流电网与微电网之间交换的功率，将直流电压稳定在0. 98～1. 02 p. u.之间。在此运行状态下，其他换流站无需参与有功协调，光伏发电系统采用最大功率跟踪（MPPT）控制，最大限度的利用光能，蓄电池充电，直至荷电状态SOC达到80%。直流微网上多余的能量或缺额，均由交流主网通过G⁃VSC承担。

但交流主网与微电网之间交换的功率过大，直流电压的质量便得不到保障，当｜ΔUdc｜＞0. 02 p. u.时，考虑到并网换流器的容量限制以及直流电压质量，需要系统根据直流电压的变化量，调节其他各端换流站的工作方式，共同维持系统的功率平衡。系统的协调控制流程图如图3所示。

当系统的负荷突然增加时，在G⁃VSC直流电压－直流电流下垂控制的作用下，直流电压开始跌落。当检测到Udc＜0. 98时，蓄电池端的控制策略便由自由充放电控制切换为直流电压－直流电流下垂控制，通过放电向系统提供功率支持，进而分担交流主网端换流站的功率调节压力，增强系统的抗扰动能力。光伏端仍采用MPPT控制，保持最大功率输出。

图3　系统的协调控制流程图

当系统负荷突然减小，光伏发电单元提供的功率大于负载功率和蓄电池充电功率总和时，多余的能量通过G⁃VSC流向交流主网。但当G⁃VSC从直流电网上吸收的能量过多时，直流电压便会升高，Udc＞1. 02时，蓄电池便切换到直流电压－直流电流下垂控制模式，根据直流电压的变化调节充电功率，承担系统的不平衡功率。蓄电池在启动直流电压下垂控制保证微电网安全运行的同时，还应检测自身SOC和电流的大小，防止蓄电池过度充放电，延长其使用寿命，当SOC≥80%或者IB≥IB＿max时，蓄电池退出运行。此时便需要发挥光伏端的功率调节潜力，使其由最大功率跟踪控制切换到降功率运行模式，进行网源协调控制。光伏端根据直流电压的升高，通过直流电压／有功功率下垂控制降低输出功率的参考值，防止直流电压过多的抬升，保证直流电压稳定。

2. 2 各端换流站的工作方式

（1）G⁃VSC的协调控制策略：G⁃VSC作为功率平衡节点起到稳定直流电压的作用，采用双闭环矢量控制，内环是电流控制环，外环采用电压下垂控制，其直流电压－电流（Udc＿G⁃Idc＿G）的下垂特性曲线可表示为：

式中：U∗dc＿G和Udc＿G分别为直流电压的参考值和实际值；Idc＿G为直流侧电流实际值；kG为G⁃VSC采用的Udc＿G⁃Idc＿G下垂特性曲线的下垂系数；kG＝0. 02Idc＿G＿max；Idc＿G＿max为直流侧电流的最大值。

G⁃VSC下垂控制的实现框图如图4所示。

图4　G⁃VSC的控制策略

（2）Bi⁃DC的协调控制策略：蓄电池侧的双向DC／DC换流站采用双闭环控制，一旦G⁃VSC不能将直流电压稳定在0. 98～1. 02之间，电压越限，BES便由自由充放电模式切换到直流电压－直流电流下垂控制，通过调节充放电来维持微网内的功率平衡。其Udc＿B⁃Idc＿B下垂特性可表示为：

式中：kB为Bi⁃DC采用的Udc＿B⁃Idc＿B下垂特性下垂系数；U∗dc＿B和Udc＿B分别为DC／DC直流母线侧电压的参考值和实际值；Idc＿B为蓄电池直流侧电流参考值。

BES单元下垂控制的实现框图如图5所示。

图5　BES控制策略

（3）光伏端的协调控制策略：在一般情况下，光伏侧DC／DC换流站采用最大功率跟踪控制，尽可能多的利用光能。但是当光伏发电功率大于负载功率，蓄电池SOC达到80%或者充电电流越限之后就退出运行，此时为了分担G⁃VSC的功率调节压力，需要光伏发电单元由最大功率跟踪控制切换到直流电压／有功功率下垂控制，减小光伏出力，使得微电网内部功率重新平衡。其直流电压／有功功率下垂特性可表示为：

式中：kPV为Udc／P的下垂系数；kPV＝0. 1／PPV＿max；PPV＿max为光伏端的最大功率调节量；U∗dc＿PV为光伏端直流电压Udc＿PV的参考值。其下垂控制的实现框图如图6所示。

（4）L⁃VSC在向无源网络或弱交流电网供电时，需要保证供电电压幅值恒定，换流站采用定交流电压的控制方式可以实现上述目标。通过PI调节器，交流电压Us自动跟踪指令值Us＿ref，保证电压幅值恒定。具体的控制策略如图7所示。

图6　光伏端控制策略

图7　L⁃VSC控制策略

3 仿真分析

3. 1 系统简介

本文利用Matlab／Simulink仿真软件搭建了如图8所示的光伏直流微网系统，系统包含5个功率为20 kW的光伏发电单元，交流主网侧并网换流器G⁃VSC的容量为60 kW，蓄电池的容量为20 kW，L1和L2分别是直流微网的直流负载以及交流负载。系统的直流电压为1 200 V。

仿真中规定功率以流向直流微网方向为正方向，直流母线电压采用标幺值，下面分别对负荷突增以及负荷突减等功率不平衡的情况进行仿真，结果如下。几条曲线分别表示微网直流电压、光伏侧有功功率、负载功率、并网侧换流器有功功率、蓄电池侧换流站充放电功率。

图8　直流微网仿真结构图

3. 2 负荷突增情况下的仿真

在负荷突增的情况下，光伏微网在所提控制策略下的仿真结果如图9所示。

图9　负荷突增情况下的系统运行特性

仿真开始时，光伏发电单元在MPPT状态下输出功率约为35 kW，负载需要的总功率为30 kW，蓄电池工作在充电状态，充电功率约为5 kW，此时交流主网与直流微电网几乎没有功率交换，直流母线电压在G⁃VSC的控制下维持在1 p. u.。在1 s时刻，负荷突然增加20 kW，系统的不平衡功率首先由交流主网端换流站G⁃VSC承担，在G⁃VSC直流电压下垂控制的作用下，微网的直流电压下降至0. 99 p. u.。在2 s时刻，系统的负荷又突然增加50 kW，在G⁃VSC直流电压下垂控制下已无法将直流电压稳定在0. 98－1. 02 p. u.之间，此时需要蓄电池切换至直流电压下垂控制，以10 kW的功率进行放电，缓解了G⁃VSC的功率调节压力，并将直流电压稳定在0. 975 p. u.，防止了直流电压的大幅度跌落。在3 s时刻，光伏发电单元发出的功率增加至70 kW，直流电压回升至0. 98 p. u.以上，蓄电池退出下垂控制，以5 kW的功率充电储能，系统稳定运行。

3. 3 负荷突减情况下的仿真

在负荷突减的情况下，光伏微网在所提控制策略下的仿真结果如图10所示。

图10　负荷突增情况下的系统运行特性

仿真开始时，光伏发电单元在MPPT状态下输出功率约为40 kW，负载需要消耗的总功率为30 kW，蓄电池工作在充电状态，充电功率约为10 kW，此时交流主网与直流微电网几乎没有功率交换，直流母线电压在G⁃VSC控制下维持在1 p. u.。在1 s时刻，负荷突然减小至20 kW，系统内的功率缺额将由交流主网承担，在G⁃VSC直流电压下垂控制作用下，微网的直流电压抬升至1. 01 p. u.。在2 s时刻，蓄电池充电饱和退出运行，此时直流电压升高至1. 016 p. u.。在3 s时，系统的负荷突然减小至10 kW，光伏发电单元仍以最大功率输出，网侧换流器G⁃VSC将从直流电网上吸收更多有功功率，导致其功率调节压力过大，直流电压波动增大。为防止直流电压出现过多抬升，需要光伏发电单元切换至直流电压－有功功率下垂控制，进行网源协调控制，降低发出的功率，分担G⁃VSC的功率调节压力。如图所述，光伏单元通过下垂控制减少5 kW的功率输出，系统直流电压稳定在1. 02 p. u.。

由以上仿真可以看出，在不同工况以及电网扰动下，系统根据直流电压的变化量、蓄电池荷电状态，自动调节各端换流站以及光伏电源的工作方式，保证了直流电压的相对稳定，实现了系统的稳定运行，验证了所提控制策略的有效性与可行性。

4 结论

本文提出一种含光伏直流微电网的功率分散协同控制策略，综合考虑了并网换流器的状态、直流电压的变化量以及蓄电池的荷电状态，使系统无需通信便可在不同工况以及电网扰动下，自动协调各端电力电子变流器及光伏电源共同维持系统的稳定运行。所提控制策略可以实现各种工作方式的平滑切换，并且避免了蓄电池的过度充放电。开发了光伏发电系统的功率控制潜力，进行网源协调，即增强了系统承受功率不平衡的能力，又充分利用了光能，实现了能量的优化利用和系统的稳定工作。

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Research on Power Decentralized Cooperative Control Strategy for Photovoltaic DC Microgrid

HEI Yang1，ZHANG Ziguang1，LI Chunlai2，JING Shiliang1，ZHANG Haining2，WANG Dongfang2，FU Yuan1
（1．State Key Laboratory of Alternate Electrical Power System with Renewable Energy Sources，North China Electric Power University，Baoding 071003，China；2．Qinghai Province Key Laboratory of Photovoltaic Grid Connected Power Generation Technology，Xining 810000，China）

Abstract：In order to improve the operating stability of DC microgrid based on photovoltaic generation，a strategy of power coordinated control for photovoltaic DC micro grid is proposed in this paper．The proposed power coordina⁃ted control strategy can automatically coordinate the operation mode of each converter according to the DC voltage variation，the state of charge of battery and the current of grid connected converter．The active power regulation a⁃bility of photovoltaic system is also exploited，and is applied to the multi⁃terminal power coordinated control of mi⁃cro grid．The participation in power coordinated control of photovoltaic system can not only alleviate the pressure of active power regulation，but also realize the optimization of photovoltaic energy．Under the proposed power coordi⁃nated control strategy，the active power within DC micro grid under any working condition can be balanced to main⁃tain the voltage stability of DC bus．Finally，the simulation experiments are carried out in the MATLAB／Simulink simulation platform to verify the effectiveness and feasibility of the proposed power coordinated control method．

Keywords：photovoltaic power generation；DC microgrid；optimal control；active power coordination

作者简介：黑阳（1991－），男，硕士研究生，主要从事新能源发电并网控制技术研究，E⁃mail：heiyang2001＠qq. com。

基金项目：青海省光伏发电并网技术重点实验室资助项目（2014⁃Z⁃Y34A）。

收稿日期：2015－11－09。

中图分类号：TM919

文献标识码：A

DOI：10. 3969／j. issn. 1672-0792. 2016. 01. 009