考虑电能管理的供电系统自治协调控制策略

张金鹏， 唐婷， 燕正家， 薛玉龙

(1. 国网宁夏电力有限公司，宁夏 银川 750001;2.国网宁夏电力有限公司中卫供电公司，宁夏 中卫 755000)

0 引 言

直流供电系统可实现分布式光伏和直流负荷的直流接入，无频率稳定性问题，有利于系统稳定运行[1-2]。如何实现直流供电系统中不同变换器之间的协调控制成为需解决难题之一。

直流供电系统协调控制模式包括集中通信和分布式控制。采用集中控制时需要依赖设备运行数据的实时采集对各控制器下发控制指令。某个节点的信号异常严重时会使系统崩溃，因此这种类型的控制结构供电可靠性较低[3]。分布式控制时采用母线电压作为协调控制信号，各控制单元可以实现独立控制，但是无法保证各装置输出功率动态均衡[4]。文献[5]介绍了以分布式风电为发电单元的协调控制策略，母线电压由每层中相应变换器控制。文献[6]研究了直流微电网的协调自治方案，根据预制方案实现并/离网模式切换，但是在切换过程中无法实现无缝对接，需要进行修正。

为解决上述问题，提升供电系统能效品质，本文提出了考虑电能管理的一种供电系统自治协调控制策略。并网装置通过判断微电网直流母线电压信息自适应选择控制模式并无缝切换，各并网设备采用自适应下垂控制，相互之间无需通信，具备“即插即用功能”。

1 供电系统拓扑结构

图1为典型的直流供电系统拓扑，包含以下4个部分。

图1 光储直流供电系统电路拓扑

(1) 光伏发电单元：光伏阵列通过DC/DC变换器并网，通常以最大功率跟踪模式运行，特殊情况下，按照调度指令降功率运行。

(2) 储能单元：储能电池通过双向DC/DC变换器并网，并网时处于热备用状态，依据母线信息确定工作模式；离网时采用电压控制模式，基于下垂控制策略维持母线电压稳定[7]。

(3) 并网变流器：光伏、储能等直流发电单元通过双向DC/AC变流器并入电网，实现直流微网和交流主网之间的功能交换，保障系统功率平衡及维持母线电压稳定。

(4) 负荷单元：直流负荷直接或通过DC/DC变流器接入供电系统。离网时需要根据负荷的重要程度进行切负荷控制，确保重要负荷的供电质量。

2 供电系统自适应协调控制策略

依据直流母线电压信息将直流供电系统分为电网主导、储能主导、分布式发电单元主导和切负荷四种运行模式，如图2所示。考虑系统的电能优化和管理，为避免采用集中控制，基于无互联通信的控制策略如图3所示。

图2 供电系统基于母线电压的切换控制方法

图3 不同运行模式供电系统控制策略

2.1 模式1(电网主导运行模式)

当与交流电网相连，本地分布式发电无法支撑负荷运行时，所缺功率由交流电网提供，确保系统的功率交互平衡，系统工作于电网主导模式。忽略供电系统的损耗，该模式下交流主网提供的功率为：

Pa=Pl-Pess-Pv

(1)

式中：Pa、Pess和Pv分别为交流主网、储能电池和光伏发电单元提供的功率；Pl为直流负荷消耗的功率。

此模式下，光伏采用最大功率跟踪控制，储能单元根据电池荷电状态来决定工作在充电还是备用状态。并网变流器采用下垂控制策略，控制如图4所示，假设其能向供电系统传输的最小、最大功率分别为Pa_min、Pa_max。变系数下垂特性曲线可表示为：

图4 并网变流器控制框图

(2)

(3)

式中:Vdc_ref为并网变流器直流侧电压给定值；Pa为变流器输出有功功率；ka为下垂系数;V1_l、V1_h为该模式下直流电压允许最小值和最大值。

2.2 模式2(储能主导运行模式)

交流电网发生故障或负荷波动时，可能导致并网变流器进入限流状态或故障停机，此时系统进入储能主导运行模式，储能单元需具备较大的能量裕度，可以充电或者放电，维持母线电压稳定。根据直流母线电压幅值将模式2分为2-1和2-2两种情况，对应储能系统充电和放电两种工作状态。

模式2-1(电压区间V1_l到V2_l)：光伏单元发电功率大或负荷小时，并网变流器输出功率受限为Pa_min，此时储能单元处于充电状态。功率为：

Pess=Pv-Pa_min-Pl

(4)

储能系统根据母线电压Vdc自动调整为变系数下垂控制模式，向供电系统传输的最小、最大功率分别为Pess_min、Pess_max。自适应下垂控制曲线为：

Pess=Pess_ref-k1δ1(Vdc-V1_h)

(5)

(6)

式中：Pess_ref为根据调度指令或电池SOC状态给定的充/放电功率;δ1为下垂系数变化量加权值；k1为下垂系数。

模式2-2中(电压区间V1_l到V2_l)储能系统放电弥补功率缺额，采用变系数下垂控制策略，下垂特性曲线表示为:

Pess=Pess_ref-k2δ2(Vdc-V1_l)

(7)

下垂系数k2定义为：

(8)

因此，储能单元存在三种不同运行模式，并可以根据直流母线电压进行平滑切换。

(9)

蓄电池和超级电容系统均能根据自身SOC状态自适应合理分配功率，储能单元输出功率均衡，控制模式切换平滑。

2.3 模式3(光伏发电单元主导运行模式)

当分布式光伏发电的输出功率过大，超过了并网变流器的容量及本地负荷的用电需求，此时储能电池的SOC达到最高限值，或储能单元以最大功率充电，系统仍然无法正常运行，此时限制分布式发电的出力，用来稳定直流母线电压。

2.4 模式4(切负荷模式)

此运行模式下，系统提供的最大功率小于负荷需求。为保障供电系统安全，需要根据负荷的重要层次，依次切除次要负荷，实现供电系统安全稳定运行。

3 仿真验证

为验证所提控制策略，基于PSCAD软件搭建直流供电系统仿真模型，系统包含铁锂电池、超级电容、光伏、直流负荷以及并网变流器5种功率交互装置。

3.1 仿真场景1

直流供电系统由模式1切换至模式2-2仿真波形如图5所示。可以发现：

图5 场景1下仿真波形

0～0.5 s：供电系统并网运行，储能处于备用状态，光伏输出功率30 kW，负荷30 kW，本地功率基本平衡，DC/AC变流器输出功率很小，由DC/AC变流器控制母线电压。

0.5～1 s：投入储能进行恒功率充电，根据下垂特性，母线电压有所降低。

1～1.5 s：储能逐渐充电完成，负荷功率增大，DC/AC变流器输出功率增大，母线电压继续降低。

1.5～2 s：光伏输出出现波动，功率降为15 kW，储能输出功率维持功率平衡。此时并网变流器会出现限功率运行，进入模式2-2电压变化区间，检测到母线电压变化后储能电池自适应进入变系数下垂控制模式，为维持供电系统稳定需增加储能出力。

3.2 仿真场景2

直流供电系统由模式2-1切换至模式4再恢复至模式1，仿真波形如图6所示。可以发现：

图6 场景2下仿真波形

0～0.5 s：供电系统独立运行，储能维持母线电压恒定，光伏输出功率30 kW，负荷30 kW，DC/AC变流器处于并网待机模式。

0.5～1 s：光伏输出功率减小，为了维持网内功率平衡，储能增大输出功率，母线电压有一定的降低。

1～1.5 s：光伏输出进一步减小，储能无法提供更多的功率，切除部分次要负荷，以维持母线电压在正常运行范围内。

1.5～2 s：供电系统切换为并网运行，母线电压恢复额定值，之前切除的负荷重新投入，储能暂时退出运行，在有功率剩余时再进行充电。

4 结束语

本文提出一种考虑电能管理的供电系统自治协调控制策略。仿真结果表明:微网供电系统中各并网装置通过判断微网直流母线电压信息即可自适应选择控制模式并无缝切换，能够保证直流母线电压稳定；同时，各并网设备之间无需相互通信，采用自适应变系数下垂控制，以保证微网中各并网设备输出功率均衡、合理，快速实现系统内各变流器的功率平衡及协调控制。在不增加硬件成本的情况下，仅通过控制实现供电系统内部的自治与协调运行。