交直流混合微網變流器多模式協調控制策略

劉桂英，桂永光，粟時平，明志勇，張 捷，鄧宇恩

（1.智能電網運行與控制湖南省重點實驗室，長沙理工大學，長沙 410004；2.貴州電網公司銅仁供電局，銅仁 554300；3.國網江西省電力公司九江供電分公司，九江 332000）

交直流混合微網變流器多模式協調控制策略

劉桂英1，桂永光1，粟時平1，明志勇2，張 捷3，鄧宇恩1

（1.智能電網運行與控制湖南省重點實驗室，長沙理工大學，長沙 410004；2.貴州電網公司銅仁供電局，銅仁 554300；3.國網江西省電力公司九江供電分公司，九江 332000）

交直流混合微網含有不同類型的微源，分別建立了各個微源的并網接口控制模型。對雙向變流器下垂控制曲線進行改進，當雙向變流器變換功率很小時，其仍然處于停機模式，減少了電力電子器件不必要動作帶來的諧波。在分析微源變流器不同運行模式的基礎上，提出了一種基于直流母線電壓與微網能量管理的協調運行控制策略。該控制策略綜合考慮了直流母線的電壓偏差、微網功率缺額、蓄電池的荷電狀態等因素，能夠實現交直流微網間的功率平衡，提高系統穩定性、可控性，適用于交直流微網的不同模式運行控制。仿真驗證了所提控制策略的有效性和可行性。

混合微網；變流器；能量管理；協調控制

Abstract:Considering that the AC/DC hybrid micro-grid contains different types of micro-sources，grid-connected in?terface control models are established for each micro-source.The droop control curve is further modified for a bi-direc?tional converter，i.e.，when the conversion power of the converter is very small，it is still kept in a shutdown mode，which reduces the harmonics brought by the unnecessary action of power electronic devices.Based on the analysis of dif?ferent operation modes of micro-source converter，a coordination control strategy based on DC bus voltage and microgrid energy management is proposed.By considering factors such as DC bus voltage deviation，micro-grid power short?age and battery's state of charge，the proposed strategy can achieve the power balance in AC/DC micro-grid，and im?prove the stability and controllability of the system，which is suitable for different operation modes of AC/DC microgrid.The effectiveness and feasibility of the proposed strategy are verified by simulation results.

Key words:hybrid micro-grid；converter；energy management；coordination control

近些年來，鑒于能源短缺與環境污染等問題，可再生能源發電系統以分布式發電或者微網的形式接入低壓配電網得到了廣泛應用。由于常規的交流微網或者直流微網已經不能很好地適應日益發展的電力系統要求。因此，交直流混合微網[1-2]兼容了交流微網和直流微網的很多優點，具有很好的通用性，如擴容與供電方便、逆變器與分布式電源DG（distributed generation）利用效率高、供電可靠性更強、系統穩定性更好、靈活性更高。

自交直流混合微網的結構被提出后，其運行與控制問題就受到了相關學者的廣泛關注[3-11]。文獻[4]基于直接電流控制的思想，提出了一種交直流混合微網中雙向功率變流器的新控制策略；文獻[5]研究了交直流微網的功率分配問題，指出了交流網和直流網中微源的潮流管理是研究的主要挑戰；文獻[6]提出了一種交直流微網運行時的協調控制策略，其有助于交直流微網中交流網與直流網的功率平滑交換以及交直流電壓的平衡；文獻[7]提出了一種交直流微網孤島模式下的光伏PV（photo voltaic）逆變器的并聯控制策略；文獻[8]提出了一種應用于微網孤島運行時的分層有功功率管理策略，DG逆變器采用比例諧振控制調整負荷電壓，而采用下垂控制策略維持各逆變器功率均分；文獻[9]基于智能電網和微網優化運行的能量管理系統，提出了一種DG逆變器聯網運行時的集中控制方法。

由于交直流混合微網的能量管理、運行與控制比單純的交流微網或直流微網要復雜得多，本文重點研究了交直流混合微網聯網與孤島運行模式下的協調控制問題。所提出的協調控制策略可以充分發揮新能源發電的潛能，最小化交流網絡與直流網絡之間的功率交換，維持系統在不同工況下的穩定運行。

1 交直流混合微網結構與運行

1.1 系統結構

交直流微網主要包括各類DG、交直流母線、交直流負荷、儲能裝置以及聯接交直流母線的AC/DC雙向變流器。為了就地平衡微源和負荷，減少交直流微網間功率的雙向流動，交流母線和直流母線都通過變流器接入各種類型微源，以消除光照和風速波動的影響，交流母線通過并網開關與主電網相連。典型的交直流微網拓撲結構如圖1所示。

圖1 交直流混合微網拓撲結構Fig.1 Topological structure of AC/DC hybrid micro-grid

1.2 系統運行

交直流混合微網有兩種運行模式包括聯網運行和孤島運行。

當聯網運行時，交流微網的電壓和頻率都可以由主電網維持，為了提高新能源發電的利用率，接入交直流母線的PV發電單元和風力發電單元都實施最大功率點跟蹤MPPT（maximum power point tracking）控制[10]，負荷的電能優先由微網系統供給，不足部分由主電網供給；反過來，若微網提供的功率大于負荷需求，則可將剩余的電量送入電網。

當孤島運行時，其控制目標是通過協調控制各種微源變流器接口，在保證供電質量的前提下實現供電和用電的功率平衡。當所有微源的額定發電功率不大于負荷所需時，此時PV電池和風力發電機組WTGS（wind turbine generator system）可以依舊采用MPPT控制策略輸出最大功率；當所有微源的額定發電功率大于負荷所需時，PV發電和WTGS降功率運行，實現系統潮流平衡。

AC/DC雙向功率變流器主要起到平衡交流微網和直流微網間的能量平衡作用。當直流側微源的發電功率大于直流負荷所需時，直流母線電壓高于預設值，其逆向運行，除了可以為主電網提供必要的無功補償外，還可以向交流微網輸出一定的有功功率。輸出的有功功率按照變流器對直流側電壓的下垂特性確定，當直流電壓高時，輸出有功功率多；當直流側微源的額定發電功率小于直流負荷所需，直流母線電壓小于設定值時，雙向功率變流器變為整流模式，吸收有功功率，為直流微網提供電能或者為儲能裝置充電。

2 交直流微網接入功率變流器拓撲與控制

2.1 PV并網變流器

PV發電單元接入交流微網示意如圖2所示。由于Boost電路能量轉化效率高直流側輸入電壓范圍廣，故前級采用Boost變流器完成PV陣列輸出電壓的升壓功能以及實現并網系統的MPPT控制，本文不做討論。后級采用帶L型濾波器的三相電壓型并網變流器，主要實現能量變換和功率調節功能。

圖2 PV發電單元接入交流微網示意Fig.2 Schematic of PV power generation unit connected to AC micro-grid

2.2 風電三相PWM整流器

直驅永磁風力發電機通過三相脈沖寬度調制PWM（pulse width modulation）整流器接入直流微網。

（1）風力發電機組處于聯網正常運行時，三相PWM整流器實行MPPT控制。在忽略鐵耗和機械損耗的情況下，通過控制定子電流的d軸分量和q軸分量可分別控制永磁同步發電系統PMSG（per?manent magnetic synchronous generator）的無功和有功。三相PWM整流器采用了d軸電流為0的雙環控制策略[11]，外環采用轉速wr控制來實現最大功率輸出。

（2）WTGS處于限流運行或孤島模式時，為了避免直流母線過高導致系統失穩而采取的緊急運行方式，此時PMSG不再輸出最大功率。本文采用一種基于電壓-功率下垂特性的降功率控制策略。電壓-下垂特性可以表示為

式中：udc為直流側電壓；下垂系數kw= 0.05/(-ΔPe_max)，ΔPe_max為風電機組減少的最大功率。將式（1）中的降功率與MPPT控制所得的Pe疊加，作為PMSG的有功功率參考值。

綜上所述，WTGS在聯網與孤島運行模式下接入的控制策略如圖3所示。

圖3 風力發電機組PWM整流器控制策略Fig.3 Control strategy for PWM rectifier in WTGS

2.3 蓄電池雙向DC/DC變流器

雙向DC/DC變流器采用雙向buck-boost電路，可以實現功率的雙向流動。實際上，這是DC/DC變流器的雙象限運行，蓄電池雙向DC/DC變流器的拓撲結構如圖4所示。其中，UC為蓄電池等效電源，CSC為蓄電池內部等效電容，USC為蓄電池短路電壓，RSC為短路電阻，ISC為短路電流，LDC為濾波電感，UPWM為功率開關器件上的電壓，IPWM為流過開關器件的電流，UDC為直流高壓側輸出電壓，CDC為濾波電容，IDC為直流高壓側輸出電流。

圖4 雙向DC/DC變流器控制框Fig.4 Control block of bidirectional DC/DC converter

蓄電池主要依據交直流微網的直流母線電壓情況來選擇控制模式。

（1）交直流微網處于聯網正常運行時，蓄電池蓄電池處于充電狀態或者備用狀態。當蓄電池進入恒流充電模式，蓄電池能量管理系統負責將蓄電池的充放電功率和容量限制在一定的范圍內，該方法利用荷電狀態SOC（state of charge）來決策恒流充電與停止充電模式之間的切換[12-13]。本文選取的恒流充電SOC的額定范圍是40%～80%，當SOC達到80%時，停止充電。

（2）交直流微網處于孤島運行模式，或者出現故障擾動而直流電壓越限時，蓄電池進入電壓電流雙環控制模式，通過調節蓄電池電流維持直流高壓側電壓的恒定。在圖4中，直流母線電壓實測值UDC與參考值的偏差通過PI調節得到電流控制量IDC，從而達到維持直流微網內的功率平衡的目的，即

式中，kpw和kiw分別為PI調節器的比例與積分系數。

忽略雙向DC-DC變流器的開關損耗，由功率守恒定律可知，變流器兩側直流電壓、電流的關系為

2.4 AC/DC雙向功率變流器

當AC/DC雙向功率變流器工作于逆變模式時，直流輸出通過變流器PWM轉變為交流輸出，再經過LC濾波器濾除高次諧波，向交流母線輸送電能。當AC/DC雙向功率變流器工作于整流模式時，交流輸出經過變流器整流成直流輸出，通過直流側濾波電容接入直流母線。

交直流微網處于聯網正常運行時，DG按照最大功率輸出，采用恒電壓控制的DC/AC雙向功率變流器使得直流微網的輸出功率不可控，不利于直流母線的電壓平衡，甚至會導致系統失穩。對此，本文采用有功功率自適應調節的下垂控制策略[14]，AC/DC雙向功率變流器的傳輸功率與直流母線電壓的對應下垂關系可以描述為

式中：U為直流母線電壓參考值；Udc為直流母線側的電壓；k為雙向功率變流器的傳輸功率對直流母線電壓的下垂系數；Pt為AC/DC雙向功率變流器的傳輸功率。

在文獻[15]中，為了減少電壓電流波動對雙向逆變器運行模式的影響，對下垂控制曲線進行修正，使電壓在允許的波動范圍內雙向功率變換器處于停機模式，但沒有考慮到雙向功率變換器在輸出功率小于一定值時，其產生的諧波很嚴重，此時輸出功率對系統穩定意義不大，但產生的大量諧波嚴重影響系統的電能質量。因此本文對下垂控制曲線進一步修正，對雙向逆變器輸出功率設定最小值Ps_min，當需求功率很小且對系統運行沒有影響時，雙向逆變器仍然處于停機模式，這樣進一步減少了雙向逆變器工作模式的切換次數，減少了電力電子器件不必要動作帶來的諧波。改進的雙向功率變流器的功率下垂特性如圖5所示。

圖5 改進的雙向功率變流器的功率下垂特性Fig.5 Improved droop characteristics of interlink-converter

3 功率變流器的協調控制策略

由上述分析可知，交直流微網共有4種類型的變流器，且可以在多種模式下運行。當交直流微網系統所處的光照強度、風速波動變化時，只有對這些變流器協調控制，才能聯合主電網在微源的各種運行模式下為交直流負荷提供安全可靠的電能。因此本文提出了一種基于直流電壓與能量管理的協調控制策略，其綜合考慮了直流母線電壓偏差、系統的網絡功率差額Pnet、能量傳輸約束以及蓄電池的充放電容量等因素，交直流微網系統的控制邏輯框圖如圖6所示。

圖6 基于直流母線電壓和能量管理的邏輯框圖Fig.6 Logic based on DC bus voltage and energy management

當交直流微網聯網運行時，由于交流微網直接與主網聯接，主網可以提供電壓和頻率支撐，因此控制直流微網的直流母線電壓穩定成了系統穩定的關鍵。PV發電單元、風力發電單元都采用MPPT控制，AC/DC雙向功率變流器采用有功功率自適應調節的下垂控制策略[11]。蓄電池根據直流母線電壓進行充放電控制。

當交直流微網處于孤島運行時，考慮到微網系統的功率平衡與能量約束，PV發電單元和風力發電單元可能最大功率運行，也可能降功率運行。AC/DC雙向功率變流器可以看做1個電壓源來為交流微網提供電壓和頻率支撐，并使直流微網與交流微網的功率平滑交換。蓄電池雙向DC-DC變流器根據功率平衡狀況，運行于充電、放電、停機狀態。若電力供應小于負荷所需，且蓄電池的SOC低于最小值，適當延時后及時進行切負荷操作。

為了便于系統控制，本文將風力發電單元、儲能蓄電池單元、直流負荷、DC/AC雙向功率變流器等直流母線側的電壓都統一記為Udc。儲能蓄電池與AC/DC雙向功率變流器協同維持直流母線電壓的穩定，共同確保系統功率平衡。根據直流母線電壓的變化范圍（ΔUdc），分別選取Uk1與Uk2為分層切換時的門檻電壓，按標幺值計算，其中Uk1=0.02 p.u.，Uk2=0.05 p.u.。為了減少系統控制的切換次數，運用了電壓滯環控制進行切換。

當ΔUdc≥Umax或ΔUdc≤Umin時，聯網運行模式向孤島運行模式切換，或者系統直接崩潰解列。其中Umax和Umin為系統預先設置的直流母線電壓最大、最小約束。在聯網運行時，在負荷和供電波動情況下，應維持微網并網系統的功率平衡，即

式中：Ppv和Pwg分別為PV和風力發電機組的發電功率；PdcL和PacL分別為直流負荷和交流負荷所需功率；Ploss為網絡總損耗功率；Pb為蓄電池充放電功率；Pg為主網與微網的交換功率。

此時，系統的網絡功率差額Pnet為PV、風力發電機組的總發電功率加上主網與微網的交換功率再減去交直流負荷所需功率和網絡總功率損耗。

而在孤島運行時，在負荷和供電波動情況下，應維持微網孤島系統的功率平衡，即

此時，系統的網絡功率差額Pnet為PV、風電的總發電功率減去交直流負荷所需功率和網絡總損耗。

4 仿真分析

為了驗證本文提出的協調控制策略的有效性，檢驗交直流微網系統的運行性能，將利用Matlab/Simulink軟件平臺搭建仿真模型對不同的微源和負載情況進行仿真驗證。為了便于仿真，本文采用兩臺參數相同的PV陣列通過兩級式并網變流器接入交流母線，1臺直驅永磁風電機組通過三相PWM整流器接入直流母線，1個蓄電池通過雙向DC/DC變流器接入直流母線，可變直流負荷和交流負荷接入相應的直流母線和交流母線。系統的仿真參數如表1所示。

表1 系統相關參數Tab.1 System-related parameters

4.1 聯網運行時的仿真分析

聯網運行時，風速和光照強度的波形如圖7所示，交流負荷與直流負荷的功率波形如圖8所示，DG的功率波形如圖9所示，電壓和電流波形如圖10所示。仿真開始時，交直流混合微網進入聯網運行模式。此時，風速v=8 m/s，風力發電單元的輸出功率Pwg≈40 kW；光照強度S=600 W/m2，單臺PV發電單元的輸出功率約為Ppv≈55 kW；直流負荷PdcL=60 kW，交流負荷PacL=120 kW；蓄電池處于充電狀態，充電功率Pb=20 kW，主網向交直流微網提供的功率Pg≈40 kW，AC/DC雙向功率變流器傳遞功率Pda≈40 kW。

圖7 聯網運行時風速和光照強度的波形Fig.7 Waveforms of wind speed and illumination intensity in networking operation

圖8 聯網運行時交流和直流負荷功率的波形Fig.8 Waveforms of AC and DC load powers in networking operation

圖9 DG功率波形Fig.9 Waveforms of DG power

第3 s時，光照強度突然升至S=1 000 W/m2，交流負荷突然降至PacL=80 kW。第6 s時，風速突然升至v=11 m/s，直流負荷突然降至PdcL=40 kW。第9 s時，主電網發生500 ms的電壓跌落故障，交流母線電壓跌落，使得AC/DC雙向功率變流器傳遞功率受限；儲能單元控制器檢測到直流母線電壓降低到0.98 p.u.后，立刻轉變控制方式，AC/DC雙向功率變流器調整有功輸出，蓄電池放電來補償功率缺額。第9.5 s時，故障清除恢復正常運行，交流電壓迅速恢復，直流電壓迅速升高，AC/DC雙向功率變流器恢復正常運行，蓄電池回到充電狀態，大約第11 s時，蓄電池充滿，停止充電。

圖10 聯網運行電壓和電流波形Fig.10 Waveforms of voltage and current in networking operation

4.2 孤島運行時的仿真分析

在孤島模式下，首先對系統的減載運行進行仿真，其風速和關照強度的波形如圖11所示，交流負荷與直流負荷的功率的波形如圖12所示，功率波形如圖13所示，SOC和直流電壓波形如圖14所示。仿真開始時，交直流混合微網處于入聯網運行模式，此時風速v=8 m/s維持不變，風力發電單元的輸出功率Pwg≈40 kW；單臺PV發電單元的輸出功率約為Ppv≈55 kW；直流負荷PdcL=60 kW，交流負荷PacL=120 kW；蓄電池處于充電狀態，充電功率Pb=20 kW，荷電狀態初始值SOC=40.1%；主網向交直流微網提供的功率差額Pnet≈40 kW，AC/ DC雙向功率變流器傳遞功率Pda≈40 kW。第1 s時，系統切入到孤島運行模式，AC/DC雙向功率變流器傳遞功率受限，直流母線電壓下降，網絡功率差額，蓄電池切換到電壓電流雙環控制狀態，蓄電池放電維持系統功率平衡。

圖11 孤島減載運行時風速和光照強度的波形Fig.11 Waveforms of wind speed and illumination intensity in islanded load-off operation

圖12 孤島減載運行時交流和直流負荷功率的波形Fig.12 Waveforms of AC and DC load powers in islanded load-off operation

圖13 孤島減載運行功率波形Fig.13 Waveforms of power in islanded load-off operation

第5 s時，光照強度S由600 W/m2突然降低，為500 W/m2，PV發電輸出功率降低，直流母線電壓下降，蓄電池放電功率達到最大值，系統功率出現不平衡，進入工況1，此時被系統的減載裝置檢測到。第10 s后發出命令切除部分交流負荷，交流負荷降至PacL=80 kW，此時| |Pnet＜Pb=20 kW，如圖13所示。第10 s時，蓄電池增加出力來補償功率缺額，繼續放電導致SOC繼續下降40%，進入工況1。第5 s后繼續發出命令切除部分交流負荷，交流負荷降至PacL=60 kW，此時Pnet＞0，蓄電池開始充電，SOC升高，直流母線電壓恢復，如圖14所示。

圖14 孤島減載運行SOC和Udc波形Fig.14 Waveforms of SOC andUdcin islanded load-off operation

圖15 孤島降載運行時風速和光照強度的波形Fig.15 Waveforms of wind speed and illumination intensity in islanded load-off operation

圖16 孤島降載運行時交流、直流負荷功率和蓄電池充電功率的波形Fig.16 Waveforms of AC，DC load powers and battery's charging power in islanded load-off operation

圖17 孤島降功率運行時微電網功率差額、蓄電池荷電狀態和直流母線電壓的波形Fig.17 Waveforms of micro-grid power shortage，battery SOC and DC bus voltage in islanded power-down operation

在孤島運行模式下，在對系統的減載運行進行仿真，其風速和關照強度的波形如圖15所示，交流負荷與直流負荷以及蓄電池充電功率的波形如圖16所示，微電網功率差額、蓄電池何電狀態和直流母線電壓的波形如圖17所示。仿真開始時，風速v=11 m/s維持不變，光照強度S=600 W/m2，風電、PV都實行MPPT控制；直流負荷PdcL=60 kW，交流負荷PacL=120 kW；蓄電池處于充電狀態，充電功率Pb=20 kW，荷電狀態初始值SOC=79.9%，此時Pnet＞0且Pnet＜Pb。第3 s時，光照強度突然升至S=700 W/m2，儲能單元繼續充電，直流母線電壓升高，此時Pnet＞Pb，進入工況3。第3 s后風電單元轉為降功率輸出，AC/DC雙向功率變流器提供電壓與頻率支撐，PV單元依舊MPPT控制。第9 s后，SOC升至80%，蓄電池轉為停機狀態，功率失衡導致電壓迅速升高，PV單元并網變流器也轉為下垂控制，降功率輸出，進入工況4，如圖17所示。

由圖11～圖17的仿真結果可以看出，孤島運行模式下，利用本文提出的協調控制方法，隨著不同工況的出現，根據系統的網絡功率差額Pnet以及儲能蓄電池單元的荷電狀態SOC，可以通過減載運行或者降功率運行來維持系統的功率平衡以及穩定工作。

5 結語

針對交直流微網中微源變流器的多種運行模式，給出了各種微源接口的控制模型，提出了一種基于直流母線電壓與能量管理的協調控制策略。在光照、風速、負荷變化或主網擾動的情況下，該控制策略根據直流電壓偏差、系統的網絡功率差額Pnet以及儲能蓄電池單元的荷電狀態SOC的變化情況對此做出快速響應。對交直流微網內的微源及負荷進行協調控制，通過減載、降功率和蓄電池的充放電等操作，可以很好地維持了微網系統的能量平衡以及穩定工作。仿真結果驗證了此協調控制策略可以保證微網內部各個微源協調運行，以及提高應對負荷突變、DG出力波動的響應能力。

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Multi-mode Coordination Control Strategy for AC/DC Hybrid Micro-grid Converter

LIU Guiying1，GUI Yongguang1，SU Shiping1，MING Zhiyong2，ZHANG Jie3，DENG Yu'en1
（1.Hunan Province Key Laboratory of Smart Grids Operation and Control，Changsha University of Science and Technology，Changsha 410114，China；2.Tongren Power Supply Bureau，Guizhou Power Grid Corp，Tongren 554300，China；3.Jiujiang Power Supply Branch，State Grid Jiangxi Electric Power Company，Jiujiang 332000，China）

TM732

A

1003-8930（2017）09-0114-08

10.3969/j.issn.1003-8930.2017.09.019

2015-03-20；

2017-04-21

劉桂英（1964—），女，碩士，副教授，研究方向為微電網技術與電能質量。Email：Liugui-ying@163.com

桂永光（1988—），男，碩士研究生，研究方向為微電網運行與新能源發電技術。Email：guiyongguang@126.com

粟時平（1963—），男，博士，教授，研究方向為電力系統運行與新能源發電。Email：Suship@126.com