柔性互联直流微网群一致性协调控制

林其友，袁 瑶，陈亮亮*，黄 晟，舒晓欣

(1.国网芜湖供电公司，芜湖 241027；2.南昌航空大学信息工程学院，南昌 330063)

微电网作为未来智能配电系统的重要组成部分，可将分布式能源、储能设备、负荷等有机整合，提高整个系统的可靠性和灵活性，对推进节能减排和能源可持续发展具有重要意义[1-3]。国际电工委员会在《2010—2030应对能源挑战白皮书》中明确将微电网技术列为未来能源链的关键技术之一[4]。国家能源局通过《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》《配电网建设改造行动计划(2015—2020 年)的通知》等文件，明确了发展微电网技术的重要意义[5]。

随着光伏等直流特性分布式可再生能源渗透率的提高，以及电动汽车充换电站、数据中心及通信设备等直流负荷的增加，基于柔性直流技术的直流微电网得到了极大关注[6-8]。相比交流微电网，直流微电网可高效灵活接纳直流特性的分布式可再生电源及直流负荷，减少中间交直流变换环节，节约成本，减小损耗，同时不存在无功功率、频率稳定等问题，控制结构相对简单[9-10]。当多个直流微网邻近时，可进一步互联形成一直流微网集群[11-12]。相比独立运行的直流微电网，直流微网集群可通过协调控制实现子微网间功率相互支撑，提高子微网随机性、间歇性可再生能源的接纳能力，增强子微电网发生功率扰动等紧急工况时的动态稳定性及可靠性[13-14]。

直流微网间可通过联络开关或隔离双向DC-DC(direct current-direct current)换流器实现互联。联络开关成本低，损耗小，但只能用于连接相同电压等级的子微网，且无法实现互联功率灵活控制。隔离双向DC-DC换流器可用于互联不同电压等级直流微网，实现互联功率灵活控制，有效实现电气隔离，提高供电可靠性[15-16]。

如何设计有效的控制策略实现多子系统间协调控制及功率互济，对于直流微网集群系统稳定可靠运行十分重要，这也是本文研究的主要目的。文献[17]研究了目前针对船舶直流微电网的分层控制方法，但所述方法仅仅针对单一直流微网，无法适用于多子网集群系统。文献[18]设计了多微网系统串、并联不同结构的两级分层控制，依据多微网联络线功率命令，通过微网中央控制器实现协调控制，然而所提控制方法针对的是多交流微网集群系统，交流微网间通过联络开关实现互联，难以适用于直流微网集群系统。文献[19]针对交直流混合微电网，提出一种分布式一致性控制方法，通过邻接智能体通信，对微电网群内各分布式设备实现就地分布式控制，节省通信时间，快速平抑并网联络线功率波动，但所研究的交直流混合微电网没有包含隔离性双向DC-DC换流器，且所提控制策略仍须依赖通信网络，系统的可靠性较低。文献[20]将一致性理论用于实现柔性直流互联孤岛微网群系统的分布式频率协同控制，实现各微网备用容量的合理分配，但所提方法针对的是多交流微网柔性互联系统，而非多直流微网集群，且仍需通过通信网络实现信息交互。文献[21]提出一种基于自适应下垂控制的直流微电网集群直分层协调控制策略，既满足各微网内部稳定运行，又可实现各微网间能量互济，但所提方法须依赖通信系统实时测量、搜集子微网信息传递给微网中央控制器，再由中央控制器下发控制指令，因此对通信系统依赖性较强，通信延时及通信故障等均会危机系统安全稳定运行，降低系统可靠性。

针对上述问题，对基于隔离双向DC-DC换流器柔性互联的直流微电网集群，提出一种不依赖通信系统的一致性协调式控制策略，在互联装置常规定功率基础上添加一致性控制环节，使得互联装置自动响应任意直流微网母线电压变化，进而自适应调整互联装置输出功率，无论哪一直流微电网发生功率扰动，可间接实现系统内所有平衡单元联动，为受扰微电网提供紧急功率支撑，改善受扰微网直流电压动态特性，减小受扰电网直流电压稳态偏差，且扰动功率由全系统平衡单元依据其等效功率分配系数比合理承担，使得微网集群形成一有机整体。此外，所提控制策略仅仅利用就地测量信息，无需子系统间相互通信，可靠性高，并且具有良好的可移植性，便于现有控制系统引入和改造。

1 柔性互联直流微网群拓扑及运行控制目标

1.1 系统拓扑

所用基于柔性直流互联的直流微电网集群结构如图1所示，包含两个直流微电网，通过互联装置实现两直流微网柔性互联。按照实现控制功能，可将每个直流微电网内设备分为两类:一类用于维持直流微电网母线电压稳定以及功率平衡，称之为平衡单元，一般采用下垂控制；另一类称之为功率单元，泛指采用定功率控制的电力电子装置，直流负荷以及具有恒功率运行特性的新能源等。udc1和udc2分别为直流微电网#1和#2的直流母线电压；Ps1和Pp1分别为直流微电网#1平衡单元及功率单元注入直流母线的功率；Ps2和Pp2分别为直流微电网#2平衡单元及功率单元注入直流母线的功率；各个微电网内平衡单元及功率单元功率均以流向其相应直流母线为正。PIC表示互联装置输出功率，由微电网#1流向微电网#2为正。

1.2 运行控制目标

在图1所示基于柔性直流互联的直流微电网集群中，当互联装置采用常规定有功控制策略时，任意直流微网发生功率扰动，互联装置输出功率为定值，互联微电网无法为其提供紧急功率支撑，因此受扰功率将由受扰微网内平衡单元独立承担，会造成受扰电网较大的直流电压偏差，威胁受扰电网稳定可靠运行。为此，提出了适用于基于柔性直流互联的直流微电网集群的一致性协调控制策略，期望实现如下主要目标。

(1)无论哪一直流微电网发生功率扰动，互联装置可对受扰电网自动响应，灵活调整互联装置传输功率，间接实现系统内所有平衡单元联动，为受扰微电网提供紧急功率支撑，减小受扰微电网直流电压稳态偏差，且扰动功率由全系统平衡单元合理承担，使得微网集群系统形成一有机整体。

(2)所提控制策略仅仅依赖就地测量信息，无需通信，提高系统可靠性，且具有良好的可移植性，便于在现有系统基础上引入和改造。

2 一致性协调控制

针对如图1所示基于柔性互联的直流微电网群系统，从系统全局把握，充分考虑各直流微网内平衡单元、功率单元以及互联装置的运行特性，提出一种系统级一致性协调控制方法，具体包含直流微网平衡单元、功率单元及互联装置控制。值得指出的是，本文旨在研究直流微网集群系统级控制策略，且为便于后文详细描述，各个直流微网分别由一个平衡单元和一个功率单元组成，且每个平衡单元以及功率单元分别由恒定直流电压源以及双向buck-boost换流器构成。其中，各直流微电网中功率单元采用恒功率控制策略，通过在线调整其功率参考模拟可再生能源或直流负荷波动。接下来将分别论述针对直流微电网内平衡单元、功率单元以及互联装置的控制策略。

2.1 平衡单元控制策略

直流微电网#i(i=1，2)内平衡单元拓扑及其控制策略如图2所示。平衡单元采用经典的下垂双环控制策略，由下垂控制和电压/电流控制环节组成[22]。平衡单元由恒定直流电压源及双向buck-boost换流器组成。usi和iLsi分别为恒定直流源电压和电感电流，Lsi为直流源侧电感，Csi为直流母线侧电容。平衡单元控制系统包含下垂控制以及电压/电流双环控制环节构成。下垂控制环节表达式为

图2 平衡单元拓扑及其控制策略

urefi=useti-Psi/Rdi

(1)

式(1)中：useti和Psi分别表示直流微电网#i母线电压设定值及平衡单元输出功率；urefi和Rdi分别为下垂控制环节直流电压输出参考及下垂系数。

电压/电流控制环节中，电流内环用于实现电流快速跟踪，外环用于实现直流电压稳定控制。由于PI控制器稳定可靠，便于参数整定，广泛用于实际微电网系统，因此电压/电流控制通常采用PI控制器，具体表达式为

(2)

式(2)中：s是复变量；Gui(s)表示直流电压控制器；kpui和kiui分别为直流电压控制器Gui(s)的比例系数和积分系数；isrefi为直流电压控制器Gui(s)输出电流参考，Gii(s)表示电流内环控制器；kpii和kiii分别表示电流内环控制器的比例系数和积分系数；dsi为电流内环控制器Gii(s)输出占空比。

2.2 功率单元控制策略

直流微电网#i内功率单元拓扑及其控制策略如图3所示。平衡单元由恒定直流电压源以及双向buck-boost 换流器构成。upi和iLpi分别为恒定直流源电压和电感电流；Lpi为直流源侧电感；Cpi为直流母线侧电容。功率单元采用定有功功率控制策略，首先通过数学运算将有功功率设定值Pseti转化为内环电流参考值iprefi，进而通过内环电流PI控制实现电流快速跟踪控制，具体数学表达式为

图3 直流微电网中功率单元拓扑及其控制策略

(3)

式(3)中：iprefi为内环电流参考；Pseti为功率设定值；upi为恒定直流源电压；Gpi(s)表示功率控制器；kppi和kipi分别为功率控制器Gpi(s)的比例系数和积分系数；dpi为功率控制器Gpi(s)输出占空比。

2.3 互联装置控制策略

互联装置的控制策略是实现1.2节直流微电网群一致性协调控制目标的关键。基于前文所述直流微电网群中平衡单元下垂特性，提出一种新颖的互联装置控制方法，具体拓扑及控制如图4所示。

图4 互联装置拓扑及其控制策略

互联装置采用隔离双向DC-DC换流器，主要由两个全桥变换器、两个直流电容C1和C2、一个储能电感L和一个高频隔离变压器T组成。高频隔离变压器T可有效实现互联的子系统间电气隔离及电压匹配，电感L用于瞬时能量储存，n为高频隔离变压器T变比，由互联微电网电压等级决定。

互联装置采用常规定功率控制时，其控制系统仅包含图4中内环移相控制环节，将互联装置传输功率设定值PICset作为移相控制参考输入，通常采用PI控制器实现定有功功率控制。因此，当任意直流微网发生功率扰动时，互联装置功率输出恒定为参考值PICset，无法为受扰微网提供功率支撑。为使互联装置可根据直流微网运行状态灵活调整其功率输出，本文在互联装置移相控制基础上引入一致性控制环节，此时互联装置完整控制策略表述为

(4)

式(4)中：Udc1B和Udc2B分别为直流微电网#1和#2的额定直流母线电压；Gcon(s)表示互联装置一致性控制器；PIC为互联装置实际传输功率；Gic(s)表示移相控制器；dic为移相控制器Gic(s)输出占空比。一致性控制器Gcon(s)和移相控制器Gic(s)具体表达式为

(5)

式(5)中：kpcon和kicon分别为一致性控制器Gcon(s)的比例系数和积分系数；kpic和kiic分别为移相控制器Gic(s)的比例系数和积分系数。

由图4可知，所提互联装置控制策略，在定有功控制环节(移相控制)基础上添加了一致性控制环节，利用互联两直流微网的直流电压作为参考输入，因此使得互联装置可对互联两直流微电网直流电压波动做出响应，灵活调整互联功率参考值，进而为受扰电网提供紧急功率支撑。

3 原理分析

互联装置通过本文所提控制策略实现互联两直流微电网直流电压耦合，使得两直流电网形成一有机整体，进而可通过互联装置为受扰电网提供紧急功率支撑，实现全系统一致性协调控制。由于不同直流微电网受扰时，互联装置的响应可能不同，其控制效果可能存在差异。因此，接下来将分别针对直流微电网#1和#2发生功率扰动，分析本文所提一致性协调控制策略的工作原理。

3.1 场景一:直流微电网#1发生功率扰动

以直流微电网#1功率单元输出功率增加ΔPp1为例进行分析。当互联装置采用常规定功率控制(即ΔPIC=0)时，直流微电网#1扰动功率将由直流微网#1平衡单元全部承担，依据图2所示平衡单元下垂特性可知，直流微电网#1平衡单元输出功率增量以及母线直流电压稳态增量为

(6)

当采用本文所提一致性协调控制时，由于直流微电网#1功率单元输出功率增加ΔPp1导致直流微网#1母线电压udc1升高，由图4可知，由于一致性控制环节PI控制器作用，直流微网#2母线电压udc2也将升高，且由式(4)可知，互联装置内环功率参考值PICref将增大，进而导致互联装置流入直流微网#2的有功功率增加，避免因直流微网#1功率增加引起的直流电压过高。

假定直流微网#1发生功率扰动前，两直流微电网母线电压均稳定在额定电压，直流微电网#1功率单元输出功率增加ΔPp1后，由于互联装置一致性控制作用，两直流微电网母线电压稳态偏差将满足

Δudc1/Udc1B=Δudc2/Udc2B

(7)

由图1及式(1)、式(2)可得，两直流微网母线电压偏差分别满足关系

(8)

结合式(7)及式(8)，两直流微网母线电压变化量以及互联装置传输功率变化量分别为

(9)

式(9)中：k1和k2分别为直流微电网#1和#2的等效功率分配系数，具体形式为

(10)

两直流微电网内平衡单元输出功率增量为

(11)

对比式(6)和式(9)可知，当直流微电网#1功率单元输出功率增加ΔPp1时，采用本文所提一致性协调控制方法，互联装置可对直流微网#1电压波动做出响应，灵活调整互联装置输出功率，为受扰微网#1提供紧急功率支撑，减小直流微网#1直流电压偏差。此外，由式(11)可知，直流微电网#1发生功率扰动时，互联装置输出功率变化量与直流微电网#2内平衡单元输出功率变化量相同，且两直流微网平衡单元将按照其等效功率分配系数比(k1∶k2)合理承担扰动功率。

3.2 场景二:直流微电网#2发生功率扰动

以直流微电网#2功率单元输出功率增加ΔPp2为例进行分析。当互联装置采用常规定功率控制(即ΔPIC=0)时，直流微电网#2扰动功率将由直流微网#2平衡单元全部承担，依据图2所示平衡单元下垂特性可知，直流微电网#2平衡单元输出功率增量以及母线直流电压稳态增量为

(12)

当采用本文所提一致性协调控制时，由于直流微电网#2功率单元输出功率增加ΔPp2为导致直流微网#2母线电压udc2升高，由图4可知，由于一致性控制环节PI控制器作用，直流微网#1母线电压udc1也将升高，且由式(4)可知，互联装置内环功率参考值PICref将减小，进而使得互联装置流入直流微网#2的有功功率减小，避免因直流微网#2功率增加引起的母线直流电压过高。此时，由于互联装置一致性控制作用，两直流微电网母线电压稳态偏差将满足式(7)。两直流微网母线电压变化量以及互联装置传输功率变化量可进一步表示为

(13)

直流微电网#2功率单元输出功率变化后，两直流微电网内平衡单元输出功率增量分别为

(14)

对比式(12)和式(13)可知，当直流微电网#2功率单元输出功率增加时，采用本文所提一致性协调控制方法，互联装置可对直流微网#2电压波动做出响应，灵活调整互联装置输出功率，为受扰微网#2提供紧急功率支撑，减小直流微网#2直流电压偏差。此外，由式(14)可知，直流微电网#2发生功率扰动时，互联装置输出功率变化量与直流微电网#1内平衡单元输出功率变化量相同，且两直流微网平衡单元将按照其等效功率分配系数比(k1∶k2)合理承担扰动功率。

综上可知，两直流微网中平衡单元等效功率分配系数不同，当不同微电网发生扰动时，互联装置输出功率响应及变化量可能不同。例如，当直流微电网#1内功率增加时，则希望增加互联装置流出直流微电网#1的功率，避免直流微电网#1母线电压过高；而当直流微电网#2内功率增加时，则希望增加互联装置流出直流微电网#2的功率，避免直流微电网#2母线电压过高。因此不同微电网发生扰动可能导致互联装置功率响应存在差异，系统的控制效果可能不同。

4 仿真验证

4.1 仿真系统

为验证所提直流微电网群一致性协调控制方法的有效性，在PSCAD/EMTDC中搭建了图1所示基于柔性互联的直流微电网群仿真模型。两直流微电网及互联装置的主要参数分别如表1、表2所示。接下来分别在直流微电网#1、#2以及两直流微电网等效功率分配系数比为2∶1三种工况分别验证所提控制策略的有效性。

表1 直流微电网#1参数

表2 互联装置参数

4.2 工况I:直流微网#1发生功率扰动

此工况用于验证当直流微电网#1发生功率扰动时，本文所提一致性协调控制的有效性。为模拟直流微电网#1负荷扰动，第8秒，直流微电网#1功率单元功率由100 kW减小到40 kW。采用常规控制及本文所提一致性协调控制时系统仿真结果分别如图5和图6所示。

图5 采用常规控制直流微电网#1发生功率扰动仿真结果

由图5可知，采用常规控制策略时，当直流微电网#1发生负荷扰动，互联装置传输功率维持在其额定传输功率100 kW，直流微电网#1直流母线电压波动变化量最大约为13 V，稳态电压变化量约为9 V，直流微电网#2不受微电网#2负荷扰动的影响，直流母线电压仍然维持在750 V。由此可知，采用常规控制策略，直流微电网#1发生负荷扰动后，互联装置将对其不做出响应，其直流传输功率仍然维持在额定值，负荷扰动变化量全部由受扰微电网#1全部承担，导致其直流母线电压动态波动及稳态偏差较大。

如图6所示，当采用本文所提一致性协调控制时，直流微电网#1发生负荷扰动后，互联装置传输功率减小约30 kW，直流微电网#1直流母线电压波动最大变化量及稳态变化量分别约为8 V和4.5 V，相比采用常规控制策略，直流微电网#1直流母线电压波动最大变化量及稳态变化量分别减小约5 V和4.5 V，且由于两直流微电网等效功率分配系数比为1∶1，两直流微电网中平衡单元输出功率分别增加30 kW。

图6 采用一致性协调控制直流微电网#1发生功率扰动时仿真结果

由上可知，采用本文所提一致性协调控制，当直流微电网#1发生负荷扰动后，在无需通信的情况下，互联装置可对受扰微电网母线电压自动做出响应，为其提供紧急功率支撑，两互联直流微电网形成一有机整体，共同承担负荷扰动增量，且两微电网中平衡单元按照其等效功率分配系数比合理承担负荷扰动，仿真结果与前文理论分析一致。

4.3 工况II:直流微网#2发生功率扰动

此工况用于验证当直流微电网#2发生功率扰动时，本文所提一致性协调控制的有效性。为模拟直流微电网#2负荷扰动，第8秒，直流微电网#2功率单元功率由-100 kW变化为-60 kW。采用常规控制及本文所提一致性协调控制时系统仿真结果分别如图7和图8所示。

图7 采用常规控制直流微电网#2发生功率扰动仿真结果

图8 采用一致性协调控制直流微电网#2发生功率扰动时仿真结果

由图7可知，采用常规控制策略时，当直流微电网#1发生负荷扰动，互联装置传输功率维持在其额定传输功率100 kW，直流微电网#2直流母线电压波动变化量最大约为11 V，稳态电压变化量约为6 V，直流微电网#1不受微电网#2负荷扰动的影响，直流母线电压仍然维持在750 V。由此可知，采用常规控制策略，直流微电网#2发生负荷扰动后，互联装置将对其不做相应，其直流传输功率仍然维持在额定值，负荷扰动变化量全部由受扰微电网#2全部承担，导致其直流母线电压动态波动及稳态偏差较大。

由图8可知，采用本文所提一致性协调控制时，直流微电网#2发生负荷扰动后，互联装置传输功率减小约20 kW，直流微电网#2直流母线电压波动最大变化量及稳态变化量分别约为7.5 V和3 V，相比采用常规控制策略，直流微电网#2直流母线电压波动最大变化量及稳态变化量分别减小约3.5 V和3 V，且由于两直流微电网等效功率分配系数比为1∶1，两直流微电网中平衡单元输出功率分别减小20 kW。

由上可知，采用本文所提一致性协调控制，当直流微电网#2发生负荷扰动后，在无需通信的情况下，互联装置可对受扰微电网母线电压自动做出响应，为其提供紧急功率支撑，两互联直流微电网形成一有机整体，共同承担负荷扰动增量，且两微电网中平衡单元按照其等效功率分配系数比合理承担负荷扰动，仿真结果与前文理论分析一致。

4.4 工况III:等效功率分配系数比为2∶1

此工况用于验证当两直流微电网平衡单元等效下垂系数比为2∶1时，本文所提一致性协调控制策略的有效性。第8秒两直流微电网发生负荷扰动后的仿真结果分别如图9和图10所示。其中，直流微电网#1功率单元功率由100 kW减小到60 kW，直流微电网#2功率单元功率由-100 kW变化为-60 kW。

图9 等效功率分配系数比为2∶1时直流微电网#1发生功率扰动结果

图10 等效功率分配系数比为2∶1时直流微电网#2发生功率扰动结果

由图9和图10可知，无论直流微电网#1还是直流微电网#2发生负荷扰动，采用本文所提一致性协调控制策略，互联装置均能对受扰微电网提供紧急功率支撑，且两直流电网中平衡单元将按照其等效功率分配系数比(2∶1)合理承担负荷扰动，改善受扰微电网母线电压动态，减小受扰微电网母线电压稳态偏差，仿真结果与前文理论分析一致。

5 结论

针对基于柔性互联的直流微网群，提出一种仅仅利用就地测量信息的一致性协调式控制策略，互联装置可根据互联直流微电网母线电压动态灵活调整其输出功率，间接实现全系统内所有平衡单元联动，对扰动功率做出响应，为受扰微网提供紧急功率支撑，改善受扰电网母线电压动态及稳态特性，且扰动功率依据各微网等效功率分配系数比进行合理承担，使得微网集群形成一有机整体。最后通过PSCAD/EMTDC仿真验证了所提控制策略的有效性。