含光伏直流微電網(wǎng)的功率分散協(xié)同控制技術(shù)研究

黑 陽，張紫光，李春來，景世良，張海寧，王東方，付 媛（．新能源電力系統(tǒng)國家重點實驗室（華北電力大學(xué)），河北保定07003；．青海省光伏發(fā)電并網(wǎng)技術(shù)重點實驗室，青海西寧80000）

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含光伏直流微電網(wǎng)的功率分散協(xié)同控制技術(shù)研究

黑 陽1，張紫光1，李春來2，景世良1，張海寧2，王東方2，付 媛1
（1．新能源電力系統(tǒng)國家重點實驗室（華北電力大學(xué)），河北保定071003；2．青海省光伏發(fā)電并網(wǎng)技術(shù)重點實驗室，青海西寧810000）

摘要：為了提高含光伏直流微電網(wǎng)系統(tǒng)的運行穩(wěn)定性，提出了一種適用于光伏直流微電網(wǎng)的功率分散協(xié)同控制技術(shù)。該控制策略根據(jù)并網(wǎng)換流器的狀態(tài)、直流電壓的變化量以及蓄電池的荷電狀態(tài)自動調(diào)節(jié)各端換流站的工作方式，同時開發(fā)了光伏發(fā)電單元的有功功率控制潛力，使其參與到微電網(wǎng)的多端功率協(xié)調(diào)控制中，不僅分擔(dān)了系統(tǒng)的功率調(diào)節(jié)壓力，還實現(xiàn)了光伏能量的優(yōu)化利用。所提控制策略保證直流微電網(wǎng)系統(tǒng)在不同工況以及電網(wǎng)擾動下，能協(xié)調(diào)各端電力電子變流器及光伏電源共同維持系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。最后，在MATLAB／Simullink中建立模型，對光伏直流微電網(wǎng)在不同運行工況下進行仿真，驗證所提出功率協(xié)調(diào)控制策略的有效性和可行性。

關(guān)鍵詞：光伏發(fā)電；直流微網(wǎng)；優(yōu)化控制；有功協(xié)調(diào)

0 引言

直流微電網(wǎng)是分布式能源接入大電網(wǎng)的一種有效形式，極大地便利了光伏發(fā)電、蓄電池等新能源裝置的接入，其運行模式更加靈活［1－6］。直流微電網(wǎng)在不同工況和電網(wǎng)擾動下，各單元換流站的功率平衡是提高能源利用率和系統(tǒng)運行可靠性的保證［7］。

近年來，對直流微電網(wǎng)的結(jié)構(gòu)、運行模式、控制方法已有大量研究。文獻［8］將多端直流系統(tǒng)分為自由運行、下垂運行、和限流運行三種模式，制定了相應(yīng)的協(xié)調(diào)控制策略，但并未對系統(tǒng)的孤島運行情況進行分析。文獻［9］提出了風(fēng)電直流微網(wǎng)的電壓分層協(xié)調(diào)控制，但是并沒有開發(fā)光伏發(fā)電單元的網(wǎng)源協(xié)調(diào)能力，發(fā)揮其有功功率控制潛力，使其參與微電網(wǎng)的多端功率協(xié)調(diào)。文獻［10］研究了交直流混合微電網(wǎng)在并網(wǎng)運行和孤島運行時各換流站的控制策略，但是對微網(wǎng)系統(tǒng)受到較大功率擾動以及系統(tǒng)孤島運行蓄電池深度充放電等極端條件下的協(xié)調(diào)控制策略并未做深入研究。文獻［11］針對直流微電網(wǎng)的不同工況，構(gòu)建了層次化多代理系統(tǒng)框架，對直流微電網(wǎng)進行能量分層管理，但需要在各微電源之間進行通信，對通信的要求較高。以上文獻均對多端直流系統(tǒng)的穩(wěn)定運行提出了有效的控制策略，但對于含光伏的直流微電網(wǎng)的協(xié)調(diào)控制策略，以及光伏電源參與微電網(wǎng)功率協(xié)調(diào)的控制策略還需要深入討論。

為此，本文提出了一種含光伏直流微電網(wǎng)的協(xié)調(diào)控制策略，給出了直流微電網(wǎng)系統(tǒng)在不同工況以及電網(wǎng)擾動下各端換流站的控制方式及切換條件，并且開發(fā)了光伏發(fā)電單元的控制潛力，通過直流電壓－有功功率進行網(wǎng)源協(xié)調(diào)，為系統(tǒng)提供動態(tài)功率支持，在保證系統(tǒng)穩(wěn)定運行的前提下，合理的優(yōu)化利用光伏發(fā)電能量。最后，在MAT?LAB／Simullink中建立模型，對光伏直流微電網(wǎng)在不同運行情況下進行仿真，驗證了所提功率分散協(xié)同控制策略的控制效果。

1 光伏直流微電網(wǎng)的構(gòu)成

光伏直流微電網(wǎng)的整體結(jié)構(gòu)如圖1所示。主要由光伏發(fā)電（PV）單元、儲能（Battery Energy Storage，BES）單元、負荷單元和交流主網(wǎng)組成。

圖1　光伏直流微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)

并網(wǎng)側(cè)通過電壓源型并網(wǎng)換流器G?VSC將直流網(wǎng)絡(luò)和交流主網(wǎng)連接，當(dāng)直流線路上的功率過剩時，多余的能量通過G?VSC流向交流網(wǎng)絡(luò)，反之，不足的能量由交流主網(wǎng)提供，通過能量的雙向流動，保證直流母線電壓的穩(wěn)定。

光伏發(fā)電單元通過升壓式DC?DC轉(zhuǎn)換電路并入直流微電網(wǎng)。其主要功能就是控制光伏電池的工作點，調(diào)整其輸出功率，發(fā)揮其網(wǎng)源協(xié)調(diào)能力，合理的利用光伏發(fā)電能源，有效參與系統(tǒng)的功率協(xié)調(diào)。

系統(tǒng)采用蓄電池儲能（Battery Energy Storage，BES），通過控制蓄電池的充放電來實現(xiàn)直流微網(wǎng)的功率協(xié)調(diào)。蓄電池通過雙向DC／DC換流站接入直流網(wǎng)絡(luò)，其拓撲結(jié)構(gòu)如圖2所示。當(dāng)K1導(dǎo)通，K2斷開，蓄電池放電，而當(dāng)K1關(guān)斷，K2導(dǎo)通，蓄電池充電。DC／DC換流站采用的是雙閉環(huán)控制策略，其中電壓外環(huán)控制直流母線電壓，電流內(nèi)環(huán)控制蓄電池充放電電流。為了防止蓄電池過度充放電，保護其使用壽命，設(shè)置其荷電狀態(tài)（SOC）的上下限值為80%和40%，當(dāng)SOC越限時，蓄電池便退出運行。

負載單元由交流負載和直流負載組成，直流負載直接或通過DC／DC換流器連接在直流母線上，而交流負載通過電壓型換流器L?VSC并入直流網(wǎng)絡(luò)，該換流器采用的是定交流電壓控制，保證交流負荷母線電壓幅值的恒定。

圖2　蓄電池充放電控制拓撲結(jié)構(gòu)

2 光伏直流微網(wǎng)的功率協(xié)調(diào)控制策略

2. 1 微網(wǎng)的協(xié)調(diào)控制策略

對于直流微電網(wǎng)，直流電壓的穩(wěn)定是系統(tǒng)穩(wěn)定運行的關(guān)鍵，本文提出的協(xié)調(diào)控制策略綜合考慮了微網(wǎng)的并網(wǎng)變流器電流、蓄電池荷電狀態(tài)以及直流電壓的變化量，當(dāng)系統(tǒng)功率出現(xiàn)不平衡后，合理的調(diào)節(jié)各端變流器的工作方式，從而使系統(tǒng)在不同工況和負荷波動的情況下均能穩(wěn)定運行。

在正常穩(wěn)定運行的情況下，并網(wǎng)換流站G?VSC作為系統(tǒng)的平衡節(jié)點，通過直流電壓－直流電流下垂控制，調(diào)節(jié)交流電網(wǎng)與微電網(wǎng)之間交換的功率，將直流電壓穩(wěn)定在0. 98～1. 02 p. u.之間。在此運行狀態(tài)下，其他換流站無需參與有功協(xié)調(diào)，光伏發(fā)電系統(tǒng)采用最大功率跟蹤（MPPT）控制，最大限度的利用光能，蓄電池充電，直至荷電狀態(tài)SOC達到80%。直流微網(wǎng)上多余的能量或缺額，均由交流主網(wǎng)通過G?VSC承擔(dān)。

但交流主網(wǎng)與微電網(wǎng)之間交換的功率過大，直流電壓的質(zhì)量便得不到保障，當(dāng)｜ΔUdc｜＞0. 02 p. u.時，考慮到并網(wǎng)換流器的容量限制以及直流電壓質(zhì)量，需要系統(tǒng)根據(jù)直流電壓的變化量，調(diào)節(jié)其他各端換流站的工作方式，共同維持系統(tǒng)的功率平衡。系統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制流程圖如圖3所示。

當(dāng)系統(tǒng)的負荷突然增加時，在G?VSC直流電壓－直流電流下垂控制的作用下，直流電壓開始跌落。當(dāng)檢測到Udc＜0. 98時，蓄電池端的控制策略便由自由充放電控制切換為直流電壓－直流電流下垂控制，通過放電向系統(tǒng)提供功率支持，進而分擔(dān)交流主網(wǎng)端換流站的功率調(diào)節(jié)壓力，增強系統(tǒng)的抗擾動能力。光伏端仍采用MPPT控制，保持最大功率輸出。

圖3　系統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制流程圖

當(dāng)系統(tǒng)負荷突然減小，光伏發(fā)電單元提供的功率大于負載功率和蓄電池充電功率總和時，多余的能量通過G?VSC流向交流主網(wǎng)。但當(dāng)G?VSC從直流電網(wǎng)上吸收的能量過多時，直流電壓便會升高，Udc＞1. 02時，蓄電池便切換到直流電壓－直流電流下垂控制模式，根據(jù)直流電壓的變化調(diào)節(jié)充電功率，承擔(dān)系統(tǒng)的不平衡功率。蓄電池在啟動直流電壓下垂控制保證微電網(wǎng)安全運行的同時，還應(yīng)檢測自身SOC和電流的大小，防止蓄電池過度充放電，延長其使用壽命，當(dāng)SOC≥80%或者IB≥IB＿max時，蓄電池退出運行。此時便需要發(fā)揮光伏端的功率調(diào)節(jié)潛力，使其由最大功率跟蹤控制切換到降功率運行模式，進行網(wǎng)源協(xié)調(diào)控制。光伏端根據(jù)直流電壓的升高，通過直流電壓／有功功率下垂控制降低輸出功率的參考值，防止直流電壓過多的抬升，保證直流電壓穩(wěn)定。

2. 2 各端換流站的工作方式

（1）G?VSC的協(xié)調(diào)控制策略：G?VSC作為功率平衡節(jié)點起到穩(wěn)定直流電壓的作用，采用雙閉環(huán)矢量控制，內(nèi)環(huán)是電流控制環(huán)，外環(huán)采用電壓下垂控制，其直流電壓－電流（Udc＿G?Idc＿G）的下垂特性曲線可表示為：

式中：U?dc＿G和Udc＿G分別為直流電壓的參考值和實際值；Idc＿G為直流側(cè)電流實際值；kG為G?VSC采用的Udc＿G?Idc＿G下垂特性曲線的下垂系數(shù)；kG＝0. 02Idc＿G＿max；Idc＿G＿max為直流側(cè)電流的最大值。

G?VSC下垂控制的實現(xiàn)框圖如圖4所示。

圖4　G?VSC的控制策略

（2）Bi?DC的協(xié)調(diào)控制策略：蓄電池側(cè)的雙向DC／DC換流站采用雙閉環(huán)控制，一旦G?VSC不能將直流電壓穩(wěn)定在0. 98～1. 02之間，電壓越限，BES便由自由充放電模式切換到直流電壓－直流電流下垂控制，通過調(diào)節(jié)充放電來維持微網(wǎng)內(nèi)的功率平衡。其Udc＿B?Idc＿B下垂特性可表示為：

式中：kB為Bi?DC采用的Udc＿B?Idc＿B下垂特性下垂系數(shù)；U?dc＿B和Udc＿B分別為DC／DC直流母線側(cè)電壓的參考值和實際值；Idc＿B為蓄電池直流側(cè)電流參考值。

BES單元下垂控制的實現(xiàn)框圖如圖5所示。

圖5　BES控制策略

（3）光伏端的協(xié)調(diào)控制策略：在一般情況下，光伏側(cè)DC／DC換流站采用最大功率跟蹤控制，盡可能多的利用光能。但是當(dāng)光伏發(fā)電功率大于負載功率，蓄電池SOC達到80%或者充電電流越限之后就退出運行，此時為了分擔(dān)G?VSC的功率調(diào)節(jié)壓力，需要光伏發(fā)電單元由最大功率跟蹤控制切換到直流電壓／有功功率下垂控制，減小光伏出力，使得微電網(wǎng)內(nèi)部功率重新平衡。其直流電壓／有功功率下垂特性可表示為：

式中：kPV為Udc／P的下垂系數(shù)；kPV＝0. 1／PPV＿max；PPV＿max為光伏端的最大功率調(diào)節(jié)量；U?dc＿PV為光伏端直流電壓Udc＿PV的參考值。其下垂控制的實現(xiàn)框圖如圖6所示。

（4）L?VSC在向無源網(wǎng)絡(luò)或弱交流電網(wǎng)供電時，需要保證供電電壓幅值恒定，換流站采用定交流電壓的控制方式可以實現(xiàn)上述目標(biāo)。通過PI調(diào)節(jié)器，交流電壓Us自動跟蹤指令值Us＿ref，保證電壓幅值恒定。具體的控制策略如圖7所示。

圖6　光伏端控制策略

圖7　L?VSC控制策略

3 仿真分析

3. 1 系統(tǒng)簡介

本文利用Matlab／Simulink仿真軟件搭建了如圖8所示的光伏直流微網(wǎng)系統(tǒng)，系統(tǒng)包含5個功率為20 kW的光伏發(fā)電單元，交流主網(wǎng)側(cè)并網(wǎng)換流器G?VSC的容量為60 kW，蓄電池的容量為20 kW，L1和L2分別是直流微網(wǎng)的直流負載以及交流負載。系統(tǒng)的直流電壓為1 200 V。

仿真中規(guī)定功率以流向直流微網(wǎng)方向為正方向，直流母線電壓采用標(biāo)幺值，下面分別對負荷突增以及負荷突減等功率不平衡的情況進行仿真，結(jié)果如下。幾條曲線分別表示微網(wǎng)直流電壓、光伏側(cè)有功功率、負載功率、并網(wǎng)側(cè)換流器有功功率、蓄電池側(cè)換流站充放電功率。

圖8　直流微網(wǎng)仿真結(jié)構(gòu)圖

3. 2 負荷突增情況下的仿真

在負荷突增的情況下，光伏微網(wǎng)在所提控制策略下的仿真結(jié)果如圖9所示。

圖9　負荷突增情況下的系統(tǒng)運行特性

仿真開始時，光伏發(fā)電單元在MPPT狀態(tài)下輸出功率約為35 kW，負載需要的總功率為30 kW，蓄電池工作在充電狀態(tài)，充電功率約為5 kW，此時交流主網(wǎng)與直流微電網(wǎng)幾乎沒有功率交換，直流母線電壓在G?VSC的控制下維持在1 p. u.。在1 s時刻，負荷突然增加20 kW，系統(tǒng)的不平衡功率首先由交流主網(wǎng)端換流站G?VSC承擔(dān)，在G?VSC直流電壓下垂控制的作用下，微網(wǎng)的直流電壓下降至0. 99 p. u.。在2 s時刻，系統(tǒng)的負荷又突然增加50 kW，在G?VSC直流電壓下垂控制下已無法將直流電壓穩(wěn)定在0. 98－1. 02 p. u.之間，此時需要蓄電池切換至直流電壓下垂控制，以10 kW的功率進行放電，緩解了G?VSC的功率調(diào)節(jié)壓力，并將直流電壓穩(wěn)定在0. 975 p. u.，防止了直流電壓的大幅度跌落。在3 s時刻，光伏發(fā)電單元發(fā)出的功率增加至70 kW，直流電壓回升至0. 98 p. u.以上，蓄電池退出下垂控制，以5 kW的功率充電儲能，系統(tǒng)穩(wěn)定運行。

3. 3 負荷突減情況下的仿真

在負荷突減的情況下，光伏微網(wǎng)在所提控制策略下的仿真結(jié)果如圖10所示。

圖10　負荷突增情況下的系統(tǒng)運行特性

仿真開始時，光伏發(fā)電單元在MPPT狀態(tài)下輸出功率約為40 kW，負載需要消耗的總功率為30 kW，蓄電池工作在充電狀態(tài)，充電功率約為10 kW，此時交流主網(wǎng)與直流微電網(wǎng)幾乎沒有功率交換，直流母線電壓在G?VSC控制下維持在1 p. u.。在1 s時刻，負荷突然減小至20 kW，系統(tǒng)內(nèi)的功率缺額將由交流主網(wǎng)承擔(dān)，在G?VSC直流電壓下垂控制作用下，微網(wǎng)的直流電壓抬升至1. 01 p. u.。在2 s時刻，蓄電池充電飽和退出運行，此時直流電壓升高至1. 016 p. u.。在3 s時，系統(tǒng)的負荷突然減小至10 kW，光伏發(fā)電單元仍以最大功率輸出，網(wǎng)側(cè)換流器G?VSC將從直流電網(wǎng)上吸收更多有功功率，導(dǎo)致其功率調(diào)節(jié)壓力過大，直流電壓波動增大。為防止直流電壓出現(xiàn)過多抬升，需要光伏發(fā)電單元切換至直流電壓－有功功率下垂控制，進行網(wǎng)源協(xié)調(diào)控制，降低發(fā)出的功率，分擔(dān)G?VSC的功率調(diào)節(jié)壓力。如圖所述，光伏單元通過下垂控制減少5 kW的功率輸出，系統(tǒng)直流電壓穩(wěn)定在1. 02 p. u.。

由以上仿真可以看出，在不同工況以及電網(wǎng)擾動下，系統(tǒng)根據(jù)直流電壓的變化量、蓄電池荷電狀態(tài)，自動調(diào)節(jié)各端換流站以及光伏電源的工作方式，保證了直流電壓的相對穩(wěn)定，實現(xiàn)了系統(tǒng)的穩(wěn)定運行，驗證了所提控制策略的有效性與可行性。

4 結(jié)論

本文提出一種含光伏直流微電網(wǎng)的功率分散協(xié)同控制策略，綜合考慮了并網(wǎng)換流器的狀態(tài)、直流電壓的變化量以及蓄電池的荷電狀態(tài)，使系統(tǒng)無需通信便可在不同工況以及電網(wǎng)擾動下，自動協(xié)調(diào)各端電力電子變流器及光伏電源共同維持系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。所提控制策略可以實現(xiàn)各種工作方式的平滑切換，并且避免了蓄電池的過度充放電。開發(fā)了光伏發(fā)電系統(tǒng)的功率控制潛力，進行網(wǎng)源協(xié)調(diào)，即增強了系統(tǒng)承受功率不平衡的能力，又充分利用了光能，實現(xiàn)了能量的優(yōu)化利用和系統(tǒng)的穩(wěn)定工作。

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Research on Power Decentralized Cooperative Control Strategy for Photovoltaic DC Microgrid

HEI Yang1，ZHANG Ziguang1，LI Chunlai2，JING Shiliang1，ZHANG Haining2，WANG Dongfang2，F(xiàn)U Yuan1
（1．State Key Laboratory of Alternate Electrical Power System with Renewable Energy Sources，North China Electric Power University，Baoding 071003，China；2．Qinghai Province Key Laboratory of Photovoltaic Grid Connected Power Generation Technology，Xining 810000，China）

Abstract：In order to improve the operating stability of DC microgrid based on photovoltaic generation，a strategy of power coordinated control for photovoltaic DC micro grid is proposed in this paper．The proposed power coordina?ted control strategy can automatically coordinate the operation mode of each converter according to the DC voltage variation，the state of charge of battery and the current of grid connected converter．The active power regulation a?bility of photovoltaic system is also exploited，and is applied to the multi?terminal power coordinated control of mi?cro grid．The participation in power coordinated control of photovoltaic system can not only alleviate the pressure of active power regulation，but also realize the optimization of photovoltaic energy．Under the proposed power coordi?nated control strategy，the active power within DC micro grid under any working condition can be balanced to main?tain the voltage stability of DC bus．Finally，the simulation experiments are carried out in the MATLAB／Simulink simulation platform to verify the effectiveness and feasibility of the proposed power coordinated control method．

Keywords：photovoltaic power generation；DC microgrid；optimal control；active power coordination

作者簡介：黑陽（1991－），男，碩士研究生，主要從事新能源發(fā)電并網(wǎng)控制技術(shù)研究，E?mail：heiyang2001＠qq. com。

基金項目：青海省光伏發(fā)電并網(wǎng)技術(shù)重點實驗室資助項目（2014?Z?Y34A）。

收稿日期：2015－11－09。

中圖分類號：TM919

文獻標(biāo)識碼：A

DOI：10. 3969／j. issn. 1672-0792. 2016. 01. 009