光儲直流微網電壓穩定控制

光儲直流微網電壓穩定控制

微網是一個可控的系統，它由多種分布式電源、儲能設備和本地負荷構成，既可作為一個整體接入交流主網聯網運行，也可獨立運行，具有更強的靈活性與交互性。微網可大體上分為直流微網和交流微網兩種。雖然目前較為廣泛應用的是交流微網，但與之相比，直流微網有更多的優點，如可避免交-直-交多級變換、系統轉換效率高、線路損耗低、不需考慮電壓的頻率和相角等。因此，直流微網更適用于分布式電源的接入。

直流電壓是反映直流微網運行穩定性的唯一指標，一旦電壓失穩就會危及直流微網的正常運行。電源輸出功率的突變，大規模的負荷投切，以及微網本身運行方式的改變都有可能造成直流母線電壓的波動甚至電壓崩潰，因此需要采用一定手段維持直流母線電壓穩定。

本文針對光儲直流微網提出了維持直流電壓穩定的控制方法，分別介紹了并網和孤島兩種運行方式下直流微網各單元控制策略，對應不同的運行方式選擇不同單元作為穩壓單元，并在Matlab/Simulink中對光儲直流微網負荷功率波動進行建模，驗證了所提控制方法對維持直流電壓穩定的有效性。

圖1 光儲直流微網典型拓撲結構

光儲直流微網拓撲結構

光儲直流微網典型結構如圖1所示，包括光伏電池、蓄電池組、負荷單元，均通

過電力電子變流器接入直流母線構成直流微網，并通過并網變流器將直流微網接入交流主網。

并網運行控制策略

并網運行狀態下，光儲直流微網通過DC/AC并網變流器并入交流主網，由并網變流器控制直流微網電壓穩定。各單元控制策略如下：

交流主網

DC/AC并網變流器采用電壓下垂控制，使并網后的直流微網電壓保持穩定。如圖2（a）所示，并網變流器通過雙閉環矢量控制實現對直流電壓的控制，內環為電流控制環，外環采用直流電壓下垂控制，下垂系數為kG。直流電壓參考值為1pu，將直流電壓實際值Udc和參考值比較做差，差值經過電壓下垂控制環得到直流電壓參考值再通過電流控制環和PWM調制得到合理脈沖信號輸入并網變流器。當直流微網聯網正常運行時，并網變流器通過控制直流電壓的穩定來確保直流微網內部有功功率平衡。

光伏電池

圖2 并網運行時各單元控制策略

并網狀態下，光伏電池側單向變流器DC/DC采用MPPT最大功率點跟蹤控制策略，使光伏電池的輸出能力盡可能大，實現新能源的最大化利用。光伏電池MPPT控制策略如圖2（b）所示。將采樣得到的太陽能電池陣列的輸出電壓Upv和電流Ipv與前一次電壓和電流的采樣值進行比較，根據MPPT控制算法得到光伏輸出電壓參考值將該參考值與實際輸出電壓Upv對比做差值，差值經過內環電流控制器作用后，生成PWM控制信號輸入單向DC/DC變流器。

蓄電池

在光儲直流微網并網運行的情況下，蓄電池側雙向DC/ DC變流器采用恒流充電控制策略，通過給定充電參考值I*

B對蓄電池進行充電控制，以便系統切換到孤島狀態運行時作為主電源對系統供電。控制策略如圖2（c）所示。

孤島運行控制策略

孤島運行是指聯網斷路器斷開后，直流微網失去交流主網的支撐，成為一個獨立系統時的運行情況。為繼續保證直流電壓穩定，需要重新選取穩壓單元。通常此時蓄電池作為穩壓單元維持直流電壓穩定。孤島運行時各單元控制策略如下：

光伏電池

光伏電池側單向變流器DC/DC仍然采用MPPT最大功率點跟蹤控制策略，保證新能源的最大利用。控制原理同圖2（b）所示。

蓄電池

孤島狀態下，蓄電池起穩定直流母線電壓的作用。蓄電池側雙向DC/DC采用電壓下垂控制模式維持直流微網電壓穩定，同樣利用雙閉環控制實現，內環為電流控制環，外環為電壓下垂控制，下垂系數為kB，控制流程圖如圖3所示。

圖3 孤島運行蓄電池側Bi-DC控制策略

仿真分析

為驗證所提光儲直流微網功率波動時電壓控制策略的有效性，進一步在MATLAB/SIMULINK仿真平臺上搭建系統的仿真模型。仿真模型主要包括光伏電池、蓄電池、多級交流負荷，各單元均通過變流器接入直流母線，構成直流微網。光伏電池最大輸出功率為30kW、蓄電池額定電壓為120V，雙向DC/DC變流器額定容量為30kW，直流母線額定電壓400V。由斷路器控制直流微網與交流主網的連接，切換直流微網的聯網/孤島運行狀態。

下面給出兩種不同模式下（并網模式和孤島模式），直流微網仿真模型的波形圖，用負荷投切來模擬直流微網功率波動，光伏輸出功率波動同理。

（1）并網模式仿真分析

為模擬并網運行時的功率波動，在前5秒內只投入一個30kW的交流負載，t=5s時，再投入一個15kW交流負載，圖4依次是光伏電池的輸出功率、負荷功率、交流主網輸出功率、儲能蓄電池輸出功率、蓄電池荷電狀態（State of charge， SOC）以及系統直流電壓（輸出功率用正值表示）的仿真結果。

在并網模式下，交流主網來維持電壓穩定，光伏電池輸出功率在MPPT控制下大約穩定在20.8kW附近，t=5s時再投入一個15kW的負荷，負荷側功率由30kW變為45kW；交流主網輸出功率由原先的16.8kW變為31.5kW，幾乎與負荷的功率增加相等；蓄電池處于恒流充電狀態，因此輸出功率為負值，SOC在充電過程中逐漸增加，充電功率約6.8kW，完成充電后進入備用狀態；系統直流電壓能控制在在0.98-0.99pu之間，處于穩定狀態，說明并網運行狀態負載投切引起的功率波動可以通過所提控制策略得到有效平抑，直流母線電壓在并網變流器的作用下能維持在合理范圍內。

（2）孤島模式仿真分析

孤島模式下，交流主網與直流微網不進行功率交換，圖5依次是光伏電池的輸出功率、負荷功率、蓄電池的輸出功率、蓄電池SOC以及系統直流電壓（輸出功率用正值表示）的仿真波形。

在孤島模式下，蓄電池起維持電壓穩定的作用，光伏電池輸出功率在MPPT控制下大約穩定在20.8kW附近。初始運行時，光伏電池輸出功率約20.8kW，系統帶30kW負載，蓄電池處于放電狀態，SOC持續下降，輸出功率約為10.8kW，系統直流電壓穩定在1.01pu。5s時再向系統投入一個15kW的負載，光伏電池輸出功率在MPPT控制下保持不變，系統負載功率變為45kW，蓄電池仍處于放電狀態。由于負載功率變大，蓄電池SOC下降速度變快，放電功率增加到25.31，幾乎能平抑系統負載的功率增加。系統直流電壓降為0.99pu，仍在標幺值附近，說明了孤島運行模式下直流母線電壓通過蓄電池側變流器得到穩定。

從以上兩個仿真結果可以看出，并網和孤島模式時，負荷投切帶來的功率波動可通過所提的協調控制策略得到平抑，使系統直流電壓維持在1pu左右的穩定狀態，在經受功率波動時不會引起電壓的大幅波動，直流微網維持正常的穩定運行狀態。

圖4 并網模式下仿真結果

圖5 孤島模式下仿真結果

結語

光儲直流微網中，光伏出力的間歇性以及負荷投切帶來的功率波動易造成直流母線電壓的波動，甚至失穩崩潰。采用所提控制策略，將光儲直流微網分為并網運行和孤島運行兩種模式分別討論。并網運行時并網變流器采用電壓下垂控制，交流主網作為穩壓單元，光伏電池和蓄電池分別進行MPPT控制和恒流充電控制；孤島運行時蓄電池擔任穩壓單元，該側變流器采用電壓下垂控制，光伏電池仍采用MPPT控制保持新能源出力最大。該控制策略可以有效維持直流電壓穩定，保證直流微網安全穩定運行。

10.3969/j.issn.1001- 8972.2016.21.004