直流微電網并網運行協調控制策略研究

孟 明，原亞寧，郭明偉

(華北電力大學 電氣與電子工程學院，河北 保定 071003)

隨著新型負荷，如計算機、LED燈、變頻器、電動汽車、通信設備以及各種電子設備的迅速發展，直流微電網有著更廣闊的前景［1－2］。與交流微電網相比直流微電網的控制不需要考慮母線電壓的相位和頻率問題，控制更方便，而且直流微電網減少了整流逆變環節，沒有無功損耗和禍流損耗，更節能［3－4］。

直流微電網具有系統電源的分布式特性、大量的控制數據、靈活多變的控制方式，運行時，需要考慮系統的可擴張性和設備的熱插拔能力，因此直流微電網穩定性控制的研究則成為了直流微電網研究的重點。文獻［5］提出在系統中增加一個中央控制器(Data Center)來實現微電源之間的協調控制，但該方法依據通訊總線實現對微電源的控制，對傳輸線路的可靠性依賴強，同時由控制中心統一判斷、調度的集中式控制方式難以實現靈活、有效控制。文獻［6］提出了分層控制方法，將系統分為若干層控制，每層控制采用各自的控制策略，但該方法不能實現新能源優先出力的最優控制模式。文獻［7－8］提出了基于直流母線信號的分布式控制結構，但是沒有實現同一個電壓等級下多個微電源的功率分配以及系統與大電網間功率的雙向流動?；诖?，本文提出一種并網運行模式下的直流微電網協調控制策略。微電源、儲能系統以及并網變換器采用分散式控制拓撲結構，太陽能光伏發電采用最大功率跟蹤控制，提高新能源的利用效率，雙向AC/DC并網變換器采用雙閉環的PWM矢量解耦控制，實現與大電網功率的雙向流動。

1 微電網結構及工作原理

1．1 微電網結構

直流微電網的拓撲結構如圖1所示。系統主要由雙向變流器、分布式電源、儲能裝置、直流母線和直流負荷構成。雙向AC/DC變流器作為接口變換器與交流大電網相連。在直流微電網內部，光伏發電作為系統的分布式發電單元。儲能單元作為穩定直流母線電壓的功率補充，通過雙向DC/DC變流器與直流母線相連。

圖1 直流微電網拓撲結構圖Fig．1 DC micro grid topology

1．2 運行原理

為了增加系統可靠性和靈活性，微電網通常采用分散式的控制方法，即賦予微電網中的分布式電源、儲能單元以及并網接口控制上的自主性，在本地建立各自的控制策略。在直流微電網中，電壓是反應系統功率是否平衡的最主要指標，因此在分散式控制的基礎上利用電壓的下垂特性控制具有良好的控制效果。下垂控制原則是以盡可能小的電壓偏差在微源和負載之間，按下垂系數分配功率以達到微電網的功率平衡。為了更好地協調大電網、微源、儲能以及負載之間的運行，設置每個變換器的控制閾值及下垂率，實現各微源、儲能與并網接口的優先級及功率分配。

針對圖1中各個接口變換器，設計了靜態U－I特性曲線，如圖2所示。其中:Ib為蓄電池輸出電流，Ipv為太陽能模塊輸出電流，Ig為并網變換器輸出電流。

從圖2可以看出，該系統的額定電壓為750 V，具有 ±5%的電壓波動，選擇設定的最高閾值為780 V，最低為720 V。為實現新能源的最大化利用，光伏作為可再生清潔能源系統，采用最大功率跟蹤控制。儲能單元存在損耗，優先權較低，當新能源提供功率不能滿足負載需求時，直流側電壓平衡由并網變換器優先進行控制。并網變換器和儲能變換器均采用母線電壓信號控制策略，通過調節各自的下垂系數進行功率分配。當電網電壓在730～770 V時，并網變換器采用下垂控制策略控制母線電壓穩定。當直流母線電壓大于750 V時，直流微電網向大電網輸送能量，變換器輸出電流Ig為負;當直流母線電壓小于750 V時，直流微電網從大電網吸收功率，電流Ig為正。

圖2 變換器接口靜態U－I特性曲線Fig．2 Converter interface U－I static characteristic curve

蓄電池單元充電閾值設定為760 V，放電閾值設定為740 V。當母線電壓高于760 V時，蓄電池采用下垂控制方式充電。為避免蓄電池頻繁充放電，當母線電壓在740～760 V時，蓄電池不工作。母線電壓低于740 V時，采用下垂控制方式放電。如果充電過程中檢測到蓄電池充電完成，則蓄電池應工作在關閉狀態。

2 控制策略

2．1 光伏發電控制策略

為了實現清潔能源的有效利用，太陽能發電采用最大功率跟蹤(Maximum power point tracking，MPPT)控制［9］。

光伏發電系統的控制框圖如圖3所示。光伏組件通過Boost升壓電路提供直流電壓，系統通過MPPT控制器小干擾法尋找光伏組件的最大功率點，發出控制信號，根據發出的PWM驅動信號調節Boost電路開關管T的占空比D和輸入電壓US，使光伏組件的最大電壓維持在最大功率點附近?？刂乒夥M件始終工作在最佳狀態，輸出最大功率，達到能量最佳利用。

2．2 蓄電池控制策略

由于光伏發電是間歇性能源，不能提供穩定的功率輸出，為了維持暫態功率平衡和母線直流電壓穩定，引入蓄電池儲能裝置［10］，系統結構如圖4所示。

選取Buck電路派生的非隔離性雙向變換器，開關管的驅動采用互補PWM方式。為實現各并聯變換器之間電流共享和減少環流，系統采取下垂控制策略進行并聯蓄電池充放電。控制策略如圖5所示，采用雙閉環的控制方法。

圖3 光伏發電系統控制框圖Fig．3 Photovoltaic power system control diagram

圖4 儲能系統結構框圖Fig．4 Energy storage system structure diagram

圖5 下垂控制策略框圖Fig．5 Droop control strategy frame

式中:Uref為空載電壓參考值;Ib為蓄電池的實際工作電流;K為虛擬輸出阻抗。K由下式得到:

式中:imax為最大輸出電流;ev為最大電壓允許偏差［11］。

外環采用電壓控制環，通過直流母線電壓的測量值Ud與額定電壓比較所得的誤差經由PI調節器后得到電池的參考電流。內環是電流控制環，通過對蓄電池的實際工作電流Ib的檢測來跟蹤外環所給定的參考電流值。實際工作電流Ib與參考電流值比較后，經PI調節器和PWM后輸出控制雙向DC/DC變換器信號。

2．3 并網變換器控制策略

并網接口變換器連接直流微電網和大電網，目的是控制變換器輸出端電壓和電流的穩定，并且滿足單位功率因數輸出，同時保證并網電流電能質量滿足并網標準［12］。采取AC/DC雙向變流器的方式來解決微電網的并網問題并實現功率的雙向流動。雙向AC/DC變流器控制原理如圖6所示。

圖6 雙向AC/DC變流器控制原理圖Fig．6 Bidirectional AC/DC converter control principle diagram

為維持直流母線電壓穩定、平衡功率流動，采用了完全可控的三相換流器來實現交、直流母線的連接耦合。雙向AC/DC變流器采用矢量解耦控制。從三相靜止坐標系到兩相靜止坐標系采用Park等量變換，同時選擇d－q旋轉坐標系中的q軸與電壓矢量重合。在d－q坐標系中，irefq為q軸電流參考值，iDC為直流側電流，u*DC為直流母線電壓參考值(由下垂控制得到)，urefDC設為750 V，θ由交流側同步鎖相環得到。經過電壓電流雙閉環PI控制，由PWM輸出信號控制雙向AC/DC變流器。

在d－q坐標系中，有功功率只與id有關，稱為有功電流;無功功率只與iq有關，稱為無功電流。直流電壓可由有功電流控制，而功率因數可由無功電流控制。因此，PWM變流器采用d－q坐標系下的電壓電流雙閉環控制，可以高效穩定地實現功率在直流側和交流側的快速流動。

3 仿真驗證

為驗證控制策略的可行性，在 Matlab/simulink仿真軟件中建立圖1所示直流微電網模型，在并網運行模式下進行仿真。

光伏發電MPPT控制仿真所用太陽能電池組件的參數為Vm=28.8 V，Im=6.94 A，Isc=7.44 A，Voc=35.4 V。為模擬太陽能電池陣列的輸出特性，采用并聯方式將7個太陽能電池并聯，Boost電路電感工作在連續模式。仿真時，系統選用的外界條件為S=1000 W/m2，T=28℃。為了模擬外界條件改變時系統的控制狀態，光強曲線S在3.5～4 s和6.5～7 s時分別加以±300 W/m2的變化。在光照強度變化時光伏陣列的輸出功率變化曲線如圖7所示。從圖7可以看出，光伏陣列在光強變化時能實現最大功率跟蹤。

圖7 光伏陣列的輸出功率Fig．7 Output power of photovoltaic array

在系統仿真時，根據圖2特性曲線，太陽能電池作為新能源發電單元，采用最大功率跟蹤控制，不再設置光強變化。從0 s開始，系統低負荷啟動，為驗證在直流母線電壓不同階段各個控制器動作情況，在1 s系統穩定后，增加負荷350 kW，在1．5 s時，增加負荷800 kW。直流母線電壓變化曲線、蓄電池輸出電流曲線以及并網接口雙向AC/DC變流器直流側電流曲線分別如圖8—圖10所示。

圖8 直流母線電壓曲線Fig．8 DC bus voltage curve

圖9 蓄電池充放電電流曲線Fig．9 Battery charging and discharging current curve

圖10 雙向AC/DC變流器直流側電流曲線Fig．10 Bidirectional AC/DC converter DC side current curve

由仿真結果圖8可知:當低負荷運行時，直流母線電壓穩定在770 V左右;在1 s時，系統增加350 kW負荷，母線電壓維持在755 V左右;在1．5 s時，系統繼續增加負荷800 kW，母線電壓跌落至720 V左右。

規定蓄電池放電電流方向為正，由仿真結果圖9可知:當母線電壓大于760 V時，蓄電池采用下垂控制方式充電，電流為負值;當母線電壓在 740～760 V時，蓄電池不工作，充放電電流為零;當母線電壓低于740 V時，采用下垂控制方式放電，電流為正值。

規定并網接口雙向AC/DC變流器中電流流向直流側方向為正，由仿真結果圖10可知:當直流母線電壓大于750 V時，直流微電網向大電網輸送能量，直流側電流為負值;當直流母線電壓小于750 V時，直流微電網從大電網吸收功率，直流側電流為正值。

由仿真結果圖9、圖10可知，當母線電壓在740～760 V時，蓄電池變換器優先級低于并網變換器，蓄電池不工作，由雙向AC/DC并網變換器實現與大電網的功率雙向流動。

4 結語

針對直流微電網并網運行模式，提出一種協調控制策略。通過仿真分析證明，該控制策略可以實現直流微電網的靈活控制，并保持直流微電網系統的高效、節能、穩定運行，即合理設置各變換器的分段閾值電壓，實現分布式發電單元、并網變換器以及儲能單元按照優先級順序控制，采用下垂控制實現各變換器功率分配和電壓控制。

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