风光储直流微电网分层协调控制策略

赖钧杰，文小玲，张 淇

武汉工程大学电气信息学院，湖北 武汉 430205

直流微电网可以提高可再生能源接入交流电网的稳定性和可靠性，具有控制简单、线路损耗小等优点［1］。然而，直流微电网存在因源荷的不确定性导致系统功率不平衡、从而引发直流母线电压波动的问题。针对这一问题，文献［2］采用基于动态一致性算法的分布式协同控制方法来实现电压调节和功率分配，但是需要每个单元之间互联通信。若通信出现故障，则无法实现整个系统的协调控制。文献［3-4］提出基于直流母线电压信号的能量管理和协调控制策略，无需单元间的互联通信，但是没有考虑电网电价，存在微电网运行经济性较低的问题。文献［5］通过比较蓄电池充放电成本和电网电价，采用低价购电、高价售电的策略来降低系统的运行成本，但其储能单元只采用锂电池来消纳直流微电网产生的功率波动，没有考虑瞬时高频功率对电池寿命的影响。文献［6-7］采用蓄电池与超级电容混合储能来消除直流微电网产生的功率波动，但是没有考虑多组蓄电池之间的荷电状态（state of charge，SOC）均衡问题。文献［8］采用自适应下垂控制来实现混合储能和光伏单元功率分配，解决了SOC均衡问题，但是采用中央控制器进行微电网系统的集中控制，不仅控制复杂，而且对通信质量有较高依赖性。

因此，为解决并网型风光储直流微电网的直流母线电压波动问题，本文提出一种分层协调控制策略。第一层实现发电单元、混合储能单元和并网变换器的模块化控制，并采用下垂控制来实现光伏发电单元和混合储能单元的功率分配。第二层根据直流母线电压进行不同工作模式的切换，无需单元间的互联通信。第三层根据交流电网的实时电价和电网故障情况进行并、离网模式的切换，提高直流微电网的经济性和可靠性。

1 直流微电网结构

直流微电网结构如图1所示，主要由风力（wind turbine，WT）发电单元、光伏（photovoltaic，PV）发电单元、混合储能（hybrid energy storage，HES）单元、并网变换器（grid connected converter，GCC）和负载组成。其中，WT、PV、HES分别通过三相桥式整流器、BOOST电路、双向DC/DC变换器接入直流母线，负载通过DC（AC）/DC变换器接入直流母线，直流微电网通过GCC连接交流电网。

图1 直流微电网结构Fig.1 DC microgrid structure

2 直流微电网分层协调控制策略

直流微电网的分层协调控制结构如图2所示，其中调度层、模式切换层和底层的控制优先级由高到低，而控制的时间尺度由低到高。

图2 分层协调控制结构Fig.2 Hierarchical coordination control structure

2.1 调度层

调度层主要负责控制GCC的开通与关断。当交流电网出现故障时，关断GCC，直流微电网孤岛运行。若交流电网正常运行，则根据交流电网实时电价进行微电网运行模式划分：当电价较高时，蓄电池优先放电来维持直流母线电压稳定；当电价较低时，交流电网通过GCC来维持直流母线电压稳定，同时给蓄电池充电。

2.2 模式切换层

如图3所示，系统根据直流母线电压进行底层单元不同控制模式的切换。其中，GCC有恒压控制和停机两种模式，PV有最大功率点跟踪（maximum power point tracking，MPPT）和恒压下垂控制两种模式，WT有MPPT和变桨距控制两种模式，HES中的蓄电池有恒功率控制、恒压下垂控制和停机3种模式，HES中的超级电容有恒压下垂控制和停机两种模式，非重要负载有正常接入与切除两种模式。

图3 系统控制模式Fig.3 System control mode

当直流微电网孤岛运行时，考虑优先利用可再生能源的原则，其电压分层控制模式如图4所示。当系统功率盈余时，直流母线电压大于额定电压UN。当母线电压在UN-H1UN之间时，HES采用恒压下垂控制模式，PV和WT采用MPPT控制模式；当HES充电达SOC限值或系统盈余功率大于蓄电池最大充电功率时，HES已无法稳定直流母线电压，直流母线电压继续上升至H1UN-H2UN，PV由MPPT模式切换至恒压下垂控制模式。

图4 微电网孤岛运行时的电压分层控制模式Fig.4 Voltage hierarchical control mode of islanded microgrid

当系统功率缺额时，母线电压小于额定电压UN。当电压处于L1UN-UN时，HES采用恒压下垂控制模式，PV和WT采用MPPT模式；当HES放电达SOC限值或系统功率缺额大于蓄电池最大放电功率时，HES已无法稳定直流母线电压，直流母线电压继续下降至L1UN-L2UN，此时需要切除非重要负载。

直流微电网并网运行时，PV和WT始终处于MPPT模式。当交流电电网电价较高且直流母线电压处于L1UN-H1UN时，由HES进行稳压。当HES无法稳住电压时，由GCC进行稳压，其电压分层协调控制模式如图5所示；当电网电价较低时，只由GCC进行稳压，并且蓄电池以最大充电功率进行充电。

图5 电网电价高时的电压分层控制模式Fig.5 Hierarchical voltage control mode at high grid electricity price

2.3 底层控制

根据上层控制指令控制底层各单元的输入/输出功率来维持微电网系统的功率平衡，达到稳定直流母线电压的目的。

2.3.1 光伏发电单元控制如图6所示，光伏单元包含两种控制模式：一是采用扰动观察法实现MPPT控制［9］；二是加入前馈电压补偿的恒压下垂控制。

下垂系数的取值范围为：

式中，ΔUmax为允许电压跌落的最大值；Imax为光伏单元输出电流的最大值。

不同光伏电池组之间下垂系数与功率的关系：

式中，PNi为第i个光伏单元的最大输出功率。

图6中，UPV、IPV为光伏阵列输出的电压和电流；Uref、Udc为直流母线的参考电压和实际电压；ΔU为补偿电压；IPVout为光伏单元输出电压；Ri为第i个光伏单元的下垂系数；IL_ref和IL分别为BOOST电路中电感电流参考值和实际值。

图6 光伏单元控制框图Fig.6 Control block diagram of PV unit

2.3.2 风力发电单元控制风力发电单元控制框图如图7所示。当风速较低时，浆矩角为0°，采用最优叶尖速比对应的转速外环和零d轴电流内环［10］控制来实现MPPT；当风速大于额定值时，通过控制浆矩角来维持风力发电机输出额定功率，且转速外环参考值为额定转速［11］。

图7中，PmN、Pm为风力机额定功率和实际输出功率；β为桨距角；id*、id为d轴参考电流和实际电流；iq*、iq为q轴参考电流和实际电流；ω∗、ω为转子的旋转角速度参考值和实际值；ωe为电角速度；Ld、Lq为定子绕组的d、q轴电感；φf为永磁转子磁链；ud、uq为d、q轴电压；ua、ub、uc为a、b、c三相电压。

图7 风力发电单元控制框图Fig.7 Control block diagram of WT unit

2.3.3 混合储能单元控制如图8所示，混合储能单元包含3种控制模式：一是采用虚拟阻容的下垂控制实现超级电容与蓄电池之间高、低频功率的分配，同时加入前馈电压补偿来解决直流母线电压跌落的问题；二是当所要消纳功率大于蓄电池最大充放电功率时，蓄电池以最大充放电功率进行充放电；三是当蓄电池SOC达限值时，混合储能停机。

图8 混合储能单元控制框图Fig.8 Control block diagram of HES unit

图8中，Phmax为蓄电池最大充放电功率；Ubati为第i个蓄电池的电压；iob和iosc为蓄电池和超级电容输出电流；Rb和C为虚拟电阻值和虚拟电容值；di为SOC调节因子；iL1和iL2为蓄电池和超级电容所连接双向DC/DC变换电路中的电感电流。

为了实现蓄电池组之间SOC的均衡控制，采用幂指数自适应调节的虚拟电阻［12］，其公式如下：

式中，R0为初始虚拟电阻；di为调节因子；Soca为蓄电池组的平均荷电状态；Soci为第i组蓄电池的荷电状态；n为幂指数；N为蓄电池数量。

2.3.4 并网变换器控制并网变换器的控制框图如图9所示，包含两种控制模式：一是基于电网电压定向矢量［13］的恒压控制模式；二是当电网故障或电价较高时，并网变换器停机。

图9中，igd*、igd为网侧电流d轴分量的参考值和实际值；igq*、igq为网侧电流q轴分量的参考值和实际值；egd、egq为电网电压的d、q轴分量；ω为电网角频率；L为网侧滤波电感；ugd、ugq为并网变换器d、q轴控制电压分量；ua、ub、uc为并网变换器a、b、c三相电压。

3 仿真结果与分析

为了验证所提控制策略的有效性，利用MATLAB/Simulink搭建风光储直流微电网仿真模型。针对并离网状态、不平衡功率和电网电价情况，分别对离网且功率缺额时、离网且功率盈余时、并网且电价较高时和并网且电价较低时的4种工况进行仿真分析。

仿真条件如下：直流母线额定电压为380 V，每10 V的电压差为一个电压层级［14］；两组光伏电池的最大功率分别为30 kW和40 kW，对应的下垂系数为0.12和0.09；风力发电单元的额定功率为50 kW，额定风速为10 m/s；两组蓄电池的额定功率为10 kW，SOC上下限为90%和10%，虚拟电阻R0为0.8，调节因子的幂指数n为10；超级电容对应的虚拟电容为0.758 7［15］。

3.1 直流微电网离网且系统功率缺额

设置初始温度为25℃、光照强度为1 000 W/m2，风速为10 m/s，负荷为130 kW，蓄电池组1的SOC为50%、第2个蓄电池组的SOC为48%，5 s后并入10 kW负荷，到达10 s时光照强度下降至940 W/m2，在15 s时风速下降至9.2 m/s。仿真结果如图10所示。

图10工况1仿真结果：（a）直流母线电压，（b）源荷功率，（c）混合储能电流Fig.10 Simulation results in condition 1：（a）DC bus voltage，（b）source and load power，（c）HES current

图10 中，光伏发电和风力发电单元始终工作在MPPT模式；0～10 s时，混合储能单元工作在恒压下垂模式，超级电容快速响应输出高频功率而蓄电池慢速响应输出低频功率。虽然直流母线电压因下垂控制存在一段电压跌落，但在前馈电压补偿控制作用下逐渐稳定在380 V；10～15 s时，混合储能单元进行恒功率控制，此时光照强度下降导致光伏输出功率减少，缺额功率无法补偿，直流母线电压下降，但还未低于370 V；15～20 s时，混合储能单元进行恒功率控制，风速变小导致风力发电单元输出功率下降，缺额功率继续增大，母线电压低于370 V，切除8 kW非重要负荷，直流母线电压稳定在360～370 V之间。

3.2 直流微电网离网且系统功率盈余

设置初始温度为25℃、光照强度为1 000 W/m2，风速为9.5 m/s，负荷为108 kW，为了考虑蓄电池充电达SOC限值的情况、设置两组蓄电池的SOC均为89.99%，经过10 s后负荷降低至100 kW，到15 s时风速增大至12 m/s。仿真结果如图11所示。

图11中，0～10 s时，光伏发电和风力发电单元工作在MPPT模式，混合储能单元工作在恒压下垂模式，当蓄电池的SOC达限值90%时，混合储能单元停机，此时系统盈余功率没有完全被消耗，直流母线电压上升，但还未高于390 V；10～15 s时，因负荷功率继续降低，系统功率盈余继续增大，母线电压高于390 V，光伏发电单元由MPPT切换至恒压下垂模式，两个光伏发电单元根据其最大输出功率进行功率分配来实现稳压，虽然直流母线电压因下垂控制存在一段电压跌落，但在前馈电压补偿控制作用下逐渐稳定在392 V；15～20 s时，风速增大导致风力发电单元输出功率增多，并且此时风速大于额定风速10 m/s，风力发电单元由MPPT切换至变桨距模式，桨距角增大，输出功率稳定在额定功率50 kW。

3.3 直流微电网并网且电网电价较高

设置初始温度为25℃、光照强度为900 W/m2，风速为9.5 m/s，负荷为100 kW，设置蓄电池组1的SOC为48%、蓄电池组2的SOC为50%。经过5 s后切除10 kW负荷，10 s时光照强度升至1 000 W/m2，15 s时风速增大到10 m/s。仿真结果如图12所示。

图11工况2仿真结果：（a）直流母线电压，（b）源荷功率，（c）浆矩角，（d）混合储能电流（e）蓄电池荷电状态Fig.11 Simulation results in condition 2：（a）DC bus voltage，（b）source and load power，（c）pitch angle，（d）HES current，（e）battery SOC

图12 中，光伏发电和风力发电单元始终工作在MPPT模式；0～10.724 s时，混合储能单元工作在恒压下垂模式，此时SOC较小的蓄电池组1充电功率较大；10.724～15 s时，混合储能单元工作在恒功率模式，此时光照强度升高导致光伏输出功率增多，系统盈余功率无法完全消纳，直流母线电压上升，但还未高于390 V；15～20 s时，混合储能单元工作在恒功率模式，此时风速增大导致风力发电单元输出功率增多，系统盈余功率继续增大，直流母线电压高于390 V，并网变换器由停机切换到恒压模式，盈余功率以单位功率因素并入交流电网，母线电压稳定在392 V。

图12 工况3仿真结果：（a）直流母线电压，（b）源荷功率，（c）混合储能电流，（d）并网变换器交换功率Fig.12 Simulation results in condition 3：（a）DC bus voltage，（b）source and load power，（c）HES current，（d）GCC exchange power

3.4 直流微电网并网且电网电价较低

设置初始温度为25℃、光照强度为800 W/m2，风速为10 m/s，负荷为90 kW，设置两组蓄电池均为20%。经过5 s后风速下降至9.2 m/s，10 s时切除10 kW负荷，15 s时光照强度升至900 W/m2。仿真结果如图13所示。

图13中，光伏发电系统和风力发电系统始终工作在MPPT模式，蓄电池始终以最大充电功率进行充电。整个仿真过程中，光照强度、风速和负荷变化引起的系统功率波动均由并网变换器来平衡，母线电压始终稳定在380 V。

图13 工况4仿真结果：（a）直流母线电压，（b）源荷功率，（c）混合储能电流，（d）并网变换器交换功率Fig.13 Simulation results in condition 3：（a）DC bus voltage，（b）source and load power，（c）HES current，（d）GCC exchange power

4 结论

针对并网型风光储直流微电网的直流母线电压波动问题，本文提出一种分层协调控制策略，采用MATLAB/Simulink搭建直流微电网的仿真模型，对所提控制策略的有效性进行了仿真分析，得出结论如下：

（1）混合储能单元能实现超级电容和蓄电池的高低频功率分配，同时实现蓄电池组之间的SOC均衡；

（2）光伏单元能根据最大输出功率实现不同光伏单元之间的功率分配；

（3）系统无需底层各单元之间相互通信，通过直流母线电压信号控制不同模式的切换即可维持直流母线电压的稳定；

（4）能根据交流电网的实时电价及故障情况进行直流微电网并、离网运行模式的切换，提高直流微电网的经济性和可靠性。