交直流混合微网变流器多模式协调控制策略

刘桂英，桂永光，粟时平，明志勇，张 捷，邓宇恩

（1.智能电网运行与控制湖南省重点实验室，长沙理工大学，长沙 410004；2.贵州电网公司铜仁供电局，铜仁 554300；3.国网江西省电力公司九江供电分公司，九江 332000）

交直流混合微网变流器多模式协调控制策略

刘桂英1，桂永光1，粟时平1，明志勇2，张 捷3，邓宇恩1

（1.智能电网运行与控制湖南省重点实验室，长沙理工大学，长沙 410004；2.贵州电网公司铜仁供电局，铜仁 554300；3.国网江西省电力公司九江供电分公司，九江 332000）

交直流混合微网含有不同类型的微源，分别建立了各个微源的并网接口控制模型。对双向变流器下垂控制曲线进行改进，当双向变流器变换功率很小时，其仍然处于停机模式，减少了电力电子器件不必要动作带来的谐波。在分析微源变流器不同运行模式的基础上，提出了一种基于直流母线电压与微网能量管理的协调运行控制策略。该控制策略综合考虑了直流母线的电压偏差、微网功率缺额、蓄电池的荷电状态等因素，能够实现交直流微网间的功率平衡，提高系统稳定性、可控性，适用于交直流微网的不同模式运行控制。仿真验证了所提控制策略的有效性和可行性。

混合微网；变流器；能量管理；协调控制

Abstract:Considering that the AC/DC hybrid micro-grid contains different types of micro-sources，grid-connected in⁃terface control models are established for each micro-source.The droop control curve is further modified for a bi-direc⁃tional converter，i.e.，when the conversion power of the converter is very small，it is still kept in a shutdown mode，which reduces the harmonics brought by the unnecessary action of power electronic devices.Based on the analysis of dif⁃ferent operation modes of micro-source converter，a coordination control strategy based on DC bus voltage and microgrid energy management is proposed.By considering factors such as DC bus voltage deviation，micro-grid power short⁃age and battery's state of charge，the proposed strategy can achieve the power balance in AC/DC micro-grid，and im⁃prove the stability and controllability of the system，which is suitable for different operation modes of AC/DC microgrid.The effectiveness and feasibility of the proposed strategy are verified by simulation results.

Key words:hybrid micro-grid；converter；energy management；coordination control

近些年来，鉴于能源短缺与环境污染等问题，可再生能源发电系统以分布式发电或者微网的形式接入低压配电网得到了广泛应用。由于常规的交流微网或者直流微网已经不能很好地适应日益发展的电力系统要求。因此，交直流混合微网[1-2]兼容了交流微网和直流微网的很多优点，具有很好的通用性，如扩容与供电方便、逆变器与分布式电源DG（distributed generation）利用效率高、供电可靠性更强、系统稳定性更好、灵活性更高。

自交直流混合微网的结构被提出后，其运行与控制问题就受到了相关学者的广泛关注[3-11]。文献[4]基于直接电流控制的思想，提出了一种交直流混合微网中双向功率变流器的新控制策略；文献[5]研究了交直流微网的功率分配问题，指出了交流网和直流网中微源的潮流管理是研究的主要挑战；文献[6]提出了一种交直流微网运行时的协调控制策略，其有助于交直流微网中交流网与直流网的功率平滑交换以及交直流电压的平衡；文献[7]提出了一种交直流微网孤岛模式下的光伏PV（photo voltaic）逆变器的并联控制策略；文献[8]提出了一种应用于微网孤岛运行时的分层有功功率管理策略，DG逆变器采用比例谐振控制调整负荷电压，而采用下垂控制策略维持各逆变器功率均分；文献[9]基于智能电网和微网优化运行的能量管理系统，提出了一种DG逆变器联网运行时的集中控制方法。

由于交直流混合微网的能量管理、运行与控制比单纯的交流微网或直流微网要复杂得多，本文重点研究了交直流混合微网联网与孤岛运行模式下的协调控制问题。所提出的协调控制策略可以充分发挥新能源发电的潜能，最小化交流网络与直流网络之间的功率交换，维持系统在不同工况下的稳定运行。

1 交直流混合微网结构与运行

1.1 系统结构

交直流微网主要包括各类DG、交直流母线、交直流负荷、储能装置以及联接交直流母线的AC/DC双向变流器。为了就地平衡微源和负荷，减少交直流微网间功率的双向流动，交流母线和直流母线都通过变流器接入各种类型微源，以消除光照和风速波动的影响，交流母线通过并网开关与主电网相连。典型的交直流微网拓扑结构如图1所示。

图1 交直流混合微网拓扑结构Fig.1 Topological structure of AC/DC hybrid micro-grid

1.2 系统运行

交直流混合微网有两种运行模式包括联网运行和孤岛运行。

当联网运行时，交流微网的电压和频率都可以由主电网维持，为了提高新能源发电的利用率，接入交直流母线的PV发电单元和风力发电单元都实施最大功率点跟踪MPPT（maximum power point tracking）控制[10]，负荷的电能优先由微网系统供给，不足部分由主电网供给；反过来，若微网提供的功率大于负荷需求，则可将剩余的电量送入电网。

当孤岛运行时，其控制目标是通过协调控制各种微源变流器接口，在保证供电质量的前提下实现供电和用电的功率平衡。当所有微源的额定发电功率不大于负荷所需时，此时PV电池和风力发电机组WTGS（wind turbine generator system）可以依旧采用MPPT控制策略输出最大功率；当所有微源的额定发电功率大于负荷所需时，PV发电和WTGS降功率运行，实现系统潮流平衡。

AC/DC双向功率变流器主要起到平衡交流微网和直流微网间的能量平衡作用。当直流侧微源的发电功率大于直流负荷所需时，直流母线电压高于预设值，其逆向运行，除了可以为主电网提供必要的无功补偿外，还可以向交流微网输出一定的有功功率。输出的有功功率按照变流器对直流侧电压的下垂特性确定，当直流电压高时，输出有功功率多；当直流侧微源的额定发电功率小于直流负荷所需，直流母线电压小于设定值时，双向功率变流器变为整流模式，吸收有功功率，为直流微网提供电能或者为储能装置充电。

2 交直流微网接入功率变流器拓扑与控制

2.1 PV并网变流器

PV发电单元接入交流微网示意如图2所示。由于Boost电路能量转化效率高直流侧输入电压范围广，故前级采用Boost变流器完成PV阵列输出电压的升压功能以及实现并网系统的MPPT控制，本文不做讨论。后级采用带L型滤波器的三相电压型并网变流器，主要实现能量变换和功率调节功能。

图2 PV发电单元接入交流微网示意Fig.2 Schematic of PV power generation unit connected to AC micro-grid

2.2 风电三相PWM整流器

直驱永磁风力发电机通过三相脉冲宽度调制PWM（pulse width modulation）整流器接入直流微网。

（1）风力发电机组处于联网正常运行时，三相PWM整流器实行MPPT控制。在忽略铁耗和机械损耗的情况下，通过控制定子电流的d轴分量和q轴分量可分别控制永磁同步发电系统PMSG（per⁃manent magnetic synchronous generator）的无功和有功。三相PWM整流器采用了d轴电流为0的双环控制策略[11]，外环采用转速wr控制来实现最大功率输出。

（2）WTGS处于限流运行或孤岛模式时，为了避免直流母线过高导致系统失稳而采取的紧急运行方式，此时PMSG不再输出最大功率。本文采用一种基于电压-功率下垂特性的降功率控制策略。电压-下垂特性可以表示为

式中：udc为直流侧电压；下垂系数kw= 0.05/(-ΔPe_max)，ΔPe_max为风电机组减少的最大功率。将式（1）中的降功率与MPPT控制所得的Pe叠加，作为PMSG的有功功率参考值。

综上所述，WTGS在联网与孤岛运行模式下接入的控制策略如图3所示。

图3 风力发电机组PWM整流器控制策略Fig.3 Control strategy for PWM rectifier in WTGS

2.3 蓄电池双向DC/DC变流器

双向DC/DC变流器采用双向buck-boost电路，可以实现功率的双向流动。实际上，这是DC/DC变流器的双象限运行，蓄电池双向DC/DC变流器的拓扑结构如图4所示。其中，UC为蓄电池等效电源，CSC为蓄电池内部等效电容，USC为蓄电池短路电压，RSC为短路电阻，ISC为短路电流，LDC为滤波电感，UPWM为功率开关器件上的电压，IPWM为流过开关器件的电流，UDC为直流高压侧输出电压，CDC为滤波电容，IDC为直流高压侧输出电流。

图4 双向DC/DC变流器控制框Fig.4 Control block of bidirectional DC/DC converter

蓄电池主要依据交直流微网的直流母线电压情况来选择控制模式。

（1）交直流微网处于联网正常运行时，蓄电池蓄电池处于充电状态或者备用状态。当蓄电池进入恒流充电模式，蓄电池能量管理系统负责将蓄电池的充放电功率和容量限制在一定的范围内，该方法利用荷电状态SOC（state of charge）来决策恒流充电与停止充电模式之间的切换[12-13]。本文选取的恒流充电SOC的额定范围是40%～80%，当SOC达到80%时，停止充电。

（2）交直流微网处于孤岛运行模式，或者出现故障扰动而直流电压越限时，蓄电池进入电压电流双环控制模式，通过调节蓄电池电流维持直流高压侧电压的恒定。在图4中，直流母线电压实测值UDC与参考值的偏差通过PI调节得到电流控制量IDC，从而达到维持直流微网内的功率平衡的目的，即

式中，kpw和kiw分别为PI调节器的比例与积分系数。

忽略双向DC-DC变流器的开关损耗，由功率守恒定律可知，变流器两侧直流电压、电流的关系为

2.4 AC/DC双向功率变流器

当AC/DC双向功率变流器工作于逆变模式时，直流输出通过变流器PWM转变为交流输出，再经过LC滤波器滤除高次谐波，向交流母线输送电能。当AC/DC双向功率变流器工作于整流模式时，交流输出经过变流器整流成直流输出，通过直流侧滤波电容接入直流母线。

交直流微网处于联网正常运行时，DG按照最大功率输出，采用恒电压控制的DC/AC双向功率变流器使得直流微网的输出功率不可控，不利于直流母线的电压平衡，甚至会导致系统失稳。对此，本文采用有功功率自适应调节的下垂控制策略[14]，AC/DC双向功率变流器的传输功率与直流母线电压的对应下垂关系可以描述为

式中：U为直流母线电压参考值；Udc为直流母线侧的电压；k为双向功率变流器的传输功率对直流母线电压的下垂系数；Pt为AC/DC双向功率变流器的传输功率。

在文献[15]中，为了减少电压电流波动对双向逆变器运行模式的影响，对下垂控制曲线进行修正，使电压在允许的波动范围内双向功率变换器处于停机模式，但没有考虑到双向功率变换器在输出功率小于一定值时，其产生的谐波很严重，此时输出功率对系统稳定意义不大，但产生的大量谐波严重影响系统的电能质量。因此本文对下垂控制曲线进一步修正，对双向逆变器输出功率设定最小值Ps_min，当需求功率很小且对系统运行没有影响时，双向逆变器仍然处于停机模式，这样进一步减少了双向逆变器工作模式的切换次数，减少了电力电子器件不必要动作带来的谐波。改进的双向功率变流器的功率下垂特性如图5所示。

图5 改进的双向功率变流器的功率下垂特性Fig.5 Improved droop characteristics of interlink-converter

3 功率变流器的协调控制策略

由上述分析可知，交直流微网共有4种类型的变流器，且可以在多种模式下运行。当交直流微网系统所处的光照强度、风速波动变化时，只有对这些变流器协调控制，才能联合主电网在微源的各种运行模式下为交直流负荷提供安全可靠的电能。因此本文提出了一种基于直流电压与能量管理的协调控制策略，其综合考虑了直流母线电压偏差、系统的网络功率差额Pnet、能量传输约束以及蓄电池的充放电容量等因素，交直流微网系统的控制逻辑框图如图6所示。

图6 基于直流母线电压和能量管理的逻辑框图Fig.6 Logic based on DC bus voltage and energy management

当交直流微网联网运行时，由于交流微网直接与主网联接，主网可以提供电压和频率支撑，因此控制直流微网的直流母线电压稳定成了系统稳定的关键。PV发电单元、风力发电单元都采用MPPT控制，AC/DC双向功率变流器采用有功功率自适应调节的下垂控制策略[11]。蓄电池根据直流母线电压进行充放电控制。

当交直流微网处于孤岛运行时，考虑到微网系统的功率平衡与能量约束，PV发电单元和风力发电单元可能最大功率运行，也可能降功率运行。AC/DC双向功率变流器可以看做1个电压源来为交流微网提供电压和频率支撑，并使直流微网与交流微网的功率平滑交换。蓄电池双向DC-DC变流器根据功率平衡状况，运行于充电、放电、停机状态。若电力供应小于负荷所需，且蓄电池的SOC低于最小值，适当延时后及时进行切负荷操作。

为了便于系统控制，本文将风力发电单元、储能蓄电池单元、直流负荷、DC/AC双向功率变流器等直流母线侧的电压都统一记为Udc。储能蓄电池与AC/DC双向功率变流器协同维持直流母线电压的稳定，共同确保系统功率平衡。根据直流母线电压的变化范围（ΔUdc），分别选取Uk1与Uk2为分层切换时的门槛电压，按标幺值计算，其中Uk1=0.02 p.u.，Uk2=0.05 p.u.。为了减少系统控制的切换次数，运用了电压滞环控制进行切换。

当ΔUdc≥Umax或ΔUdc≤Umin时，联网运行模式向孤岛运行模式切换，或者系统直接崩溃解列。其中Umax和Umin为系统预先设置的直流母线电压最大、最小约束。在联网运行时，在负荷和供电波动情况下，应维持微网并网系统的功率平衡，即

式中：Ppv和Pwg分别为PV和风力发电机组的发电功率；PdcL和PacL分别为直流负荷和交流负荷所需功率；Ploss为网络总损耗功率；Pb为蓄电池充放电功率；Pg为主网与微网的交换功率。

此时，系统的网络功率差额Pnet为PV、风力发电机组的总发电功率加上主网与微网的交换功率再减去交直流负荷所需功率和网络总功率损耗。

而在孤岛运行时，在负荷和供电波动情况下，应维持微网孤岛系统的功率平衡，即

此时，系统的网络功率差额Pnet为PV、风电的总发电功率减去交直流负荷所需功率和网络总损耗。

4 仿真分析

为了验证本文提出的协调控制策略的有效性，检验交直流微网系统的运行性能，将利用Matlab/Simulink软件平台搭建仿真模型对不同的微源和负载情况进行仿真验证。为了便于仿真，本文采用两台参数相同的PV阵列通过两级式并网变流器接入交流母线，1台直驱永磁风电机组通过三相PWM整流器接入直流母线，1个蓄电池通过双向DC/DC变流器接入直流母线，可变直流负荷和交流负荷接入相应的直流母线和交流母线。系统的仿真参数如表1所示。

表1 系统相关参数Tab.1 System-related parameters

4.1 联网运行时的仿真分析

联网运行时，风速和光照强度的波形如图7所示，交流负荷与直流负荷的功率波形如图8所示，DG的功率波形如图9所示，电压和电流波形如图10所示。仿真开始时，交直流混合微网进入联网运行模式。此时，风速v=8 m/s，风力发电单元的输出功率Pwg≈40 kW；光照强度S=600 W/m2，单台PV发电单元的输出功率约为Ppv≈55 kW；直流负荷PdcL=60 kW，交流负荷PacL=120 kW；蓄电池处于充电状态，充电功率Pb=20 kW，主网向交直流微网提供的功率Pg≈40 kW，AC/DC双向功率变流器传递功率Pda≈40 kW。

图7 联网运行时风速和光照强度的波形Fig.7 Waveforms of wind speed and illumination intensity in networking operation

图8 联网运行时交流和直流负荷功率的波形Fig.8 Waveforms of AC and DC load powers in networking operation

图9 DG功率波形Fig.9 Waveforms of DG power

第3 s时，光照强度突然升至S=1 000 W/m2，交流负荷突然降至PacL=80 kW。第6 s时，风速突然升至v=11 m/s，直流负荷突然降至PdcL=40 kW。第9 s时，主电网发生500 ms的电压跌落故障，交流母线电压跌落，使得AC/DC双向功率变流器传递功率受限；储能单元控制器检测到直流母线电压降低到0.98 p.u.后，立刻转变控制方式，AC/DC双向功率变流器调整有功输出，蓄电池放电来补偿功率缺额。第9.5 s时，故障清除恢复正常运行，交流电压迅速恢复，直流电压迅速升高，AC/DC双向功率变流器恢复正常运行，蓄电池回到充电状态，大约第11 s时，蓄电池充满，停止充电。

图10 联网运行电压和电流波形Fig.10 Waveforms of voltage and current in networking operation

4.2 孤岛运行时的仿真分析

在孤岛模式下，首先对系统的减载运行进行仿真，其风速和关照强度的波形如图11所示，交流负荷与直流负荷的功率的波形如图12所示，功率波形如图13所示，SOC和直流电压波形如图14所示。仿真开始时，交直流混合微网处于入联网运行模式，此时风速v=8 m/s维持不变，风力发电单元的输出功率Pwg≈40 kW；单台PV发电单元的输出功率约为Ppv≈55 kW；直流负荷PdcL=60 kW，交流负荷PacL=120 kW；蓄电池处于充电状态，充电功率Pb=20 kW，荷电状态初始值SOC=40.1%；主网向交直流微网提供的功率差额Pnet≈40 kW，AC/ DC双向功率变流器传递功率Pda≈40 kW。第1 s时，系统切入到孤岛运行模式，AC/DC双向功率变流器传递功率受限，直流母线电压下降，网络功率差额，蓄电池切换到电压电流双环控制状态，蓄电池放电维持系统功率平衡。

图11 孤岛减载运行时风速和光照强度的波形Fig.11 Waveforms of wind speed and illumination intensity in islanded load-off operation

图12 孤岛减载运行时交流和直流负荷功率的波形Fig.12 Waveforms of AC and DC load powers in islanded load-off operation

图13 孤岛减载运行功率波形Fig.13 Waveforms of power in islanded load-off operation

第5 s时，光照强度S由600 W/m2突然降低，为500 W/m2，PV发电输出功率降低，直流母线电压下降，蓄电池放电功率达到最大值，系统功率出现不平衡，进入工况1，此时被系统的减载装置检测到。第10 s后发出命令切除部分交流负荷，交流负荷降至PacL=80 kW，此时| |Pnet＜Pb=20 kW，如图13所示。第10 s时，蓄电池增加出力来补偿功率缺额，继续放电导致SOC继续下降40%，进入工况1。第5 s后继续发出命令切除部分交流负荷，交流负荷降至PacL=60 kW，此时Pnet＞0，蓄电池开始充电，SOC升高，直流母线电压恢复，如图14所示。

图14 孤岛减载运行SOC和Udc波形Fig.14 Waveforms of SOC andUdcin islanded load-off operation

图15 孤岛降载运行时风速和光照强度的波形Fig.15 Waveforms of wind speed and illumination intensity in islanded load-off operation

图16 孤岛降载运行时交流、直流负荷功率和蓄电池充电功率的波形Fig.16 Waveforms of AC，DC load powers and battery's charging power in islanded load-off operation

图17 孤岛降功率运行时微电网功率差额、蓄电池荷电状态和直流母线电压的波形Fig.17 Waveforms of micro-grid power shortage，battery SOC and DC bus voltage in islanded power-down operation

在孤岛运行模式下，在对系统的减载运行进行仿真，其风速和关照强度的波形如图15所示，交流负荷与直流负荷以及蓄电池充电功率的波形如图16所示，微电网功率差额、蓄电池何电状态和直流母线电压的波形如图17所示。仿真开始时，风速v=11 m/s维持不变，光照强度S=600 W/m2，风电、PV都实行MPPT控制；直流负荷PdcL=60 kW，交流负荷PacL=120 kW；蓄电池处于充电状态，充电功率Pb=20 kW，荷电状态初始值SOC=79.9%，此时Pnet＞0且Pnet＜Pb。第3 s时，光照强度突然升至S=700 W/m2，储能单元继续充电，直流母线电压升高，此时Pnet＞Pb，进入工况3。第3 s后风电单元转为降功率输出，AC/DC双向功率变流器提供电压与频率支撑，PV单元依旧MPPT控制。第9 s后，SOC升至80%，蓄电池转为停机状态，功率失衡导致电压迅速升高，PV单元并网变流器也转为下垂控制，降功率输出，进入工况4，如图17所示。

由图11～图17的仿真结果可以看出，孤岛运行模式下，利用本文提出的协调控制方法，随着不同工况的出现，根据系统的网络功率差额Pnet以及储能蓄电池单元的荷电状态SOC，可以通过减载运行或者降功率运行来维持系统的功率平衡以及稳定工作。

5 结语

针对交直流微网中微源变流器的多种运行模式，给出了各种微源接口的控制模型，提出了一种基于直流母线电压与能量管理的协调控制策略。在光照、风速、负荷变化或主网扰动的情况下，该控制策略根据直流电压偏差、系统的网络功率差额Pnet以及储能蓄电池单元的荷电状态SOC的变化情况对此做出快速响应。对交直流微网内的微源及负荷进行协调控制，通过减载、降功率和蓄电池的充放电等操作，可以很好地维持了微网系统的能量平衡以及稳定工作。仿真结果验证了此协调控制策略可以保证微网内部各个微源协调运行，以及提高应对负荷突变、DG出力波动的响应能力。

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Multi-mode Coordination Control Strategy for AC/DC Hybrid Micro-grid Converter

LIU Guiying1，GUI Yongguang1，SU Shiping1，MING Zhiyong2，ZHANG Jie3，DENG Yu'en1
（1.Hunan Province Key Laboratory of Smart Grids Operation and Control，Changsha University of Science and Technology，Changsha 410114，China；2.Tongren Power Supply Bureau，Guizhou Power Grid Corp，Tongren 554300，China；3.Jiujiang Power Supply Branch，State Grid Jiangxi Electric Power Company，Jiujiang 332000，China）

TM732

A

1003-8930（2017）09-0114-08

10.3969/j.issn.1003-8930.2017.09.019

2015-03-20；

2017-04-21

刘桂英（1964—），女，硕士，副教授，研究方向为微电网技术与电能质量。Email：Liugui-ying@163.com

桂永光（1988—），男，硕士研究生，研究方向为微电网运行与新能源发电技术。Email：guiyongguang@126.com

粟时平（1963—），男，博士，教授，研究方向为电力系统运行与新能源发电。Email：Suship@126.com