邢小文，張 輝，支 娜，郭龍舟，李 洋

（1.西安理工大學自動化學院，西安710048；2.西安交通大學電氣設備電氣絕緣國家重點實驗室，西安710049）

全球范圍幾次大的停電事故暴露了大電網的弊端。為提高供電可靠性，微電網應運而生[1-2]。微電網分為交流微電網、直流微電網和混合微電網，其中直流微電網以可靠性高、效率高、便于控制等優(yōu)點成為未來家庭及辦公樓宇的主要供電架構[3-4]。

微電網中存在著多個微源，如何實現發(fā)電單元、儲能裝置及負載之間的協調控制，保證直流微電網母線電壓的穩(wěn)定，是直流微電網研究的一個重點。傳統的直流微電網協調控制方法有集中控制和分散控制2 種，其中集中控制[5]是給微電網中增加一個數據中心來協調各微源間的出力，其優(yōu)點是能夠實時掌握各微源工作狀態(tài)，易于實現各微源的優(yōu)先控制，缺點是依賴于數據中心及通信線路，一旦數據中心或通信線路出現故障，整個直流微電網將癱瘓，可靠性較低；分散控制[6]是通過對各微源的獨立控制來實現微電網功率平衡，其優(yōu)點是能夠保持微源模塊化，實現微源的即插即用，可靠性較高，響應速度快，但在同一電壓等級下不能夠協調各微源的出力。為了對各微源的優(yōu)先級及輸出功率進行協調控制，將下垂控制與恒壓控制相結合的DBS 控制策略[7-8]彌補了上述兩種控制方法的不足。

本文采用基于DBS 的直流微電網協調控制策略進行能量管理研究，通過設定各微源的工作閾值解決其優(yōu)先級分配問題；通過設計不同的下垂系數對同一電壓閾值下的微源進行下垂控制，解決各微源的功率分配問題。

1 原理與設計

1.1 直流微電網的架構

圖1 為直流微電網架構，其中包含2 個光伏發(fā)電單元、1 個燃料電池發(fā)電單元、1 個蓄電池儲能裝置、1 個并網變換器和直流負載。光伏發(fā)電單元與燃料電池發(fā)電單元通過Boost 變換器與直流微電網連接，蓄電池通過雙向Buck-Boost 變換器與直流微電網連接。直流微電網由雙向Buck-Boost 變換器及雙向DC/AC 變換器[9]構成的兩級并網變換器與電網連接。

圖1 直流微電網架構Fig.1 Architecture of DC microgrid

1.2 直流微電網的DBS 控制

圖2 為直流微電網控制框圖，微電網額定電壓Udc為400 V±5%。按照DBS 控制策略，可將電壓分為5 個等級，分別為380 V、390 V、400 V、410 V和420 V。光伏發(fā)電單元屬于再生能源，擁有最高優(yōu)先級；蓄電池擁有次優(yōu)先級；燃料電池成本較高，屬于備用電源，優(yōu)先級最低。

直流微電網具有并網和孤島兩種工作模式。并網模式運行時，直流側母線電壓平衡由大電網優(yōu)先進行控制，當直流母線電壓跌落，大電網輸出能量，穩(wěn)定直流母線電壓，維持直流側負載的功率需求；當直流母線電壓升高，直流微電網向大電網輸出能量，穩(wěn)定直流母線電壓。恒壓控制兩級變換器將直流母線電壓穩(wěn)定在額定電壓，見圖2（a）。

孤島運行模式時，依照劃分的5 個電壓等級，當各微源的工作電壓閾值為Udc≥410 V 時，光伏發(fā)電單元采用下重控制（droop control），光伏1 下垂率為0.72，光伏2 下垂率為0.4；當Udc＜410 V時，光伏發(fā)電單元采用最大功率跟蹤MPPT（maxi mum power point tracking）控制，見圖2（b）；當Udc≥400 V 時，蓄電池進行充電控制；當Udc≤390 V 時，蓄電池進行放電控制，蓄電池充放電控制均采用恒壓控制，見圖2（c）；當Udc≤380 V 時，燃料電池啟動，進行恒壓控制，并將直流母線電壓穩(wěn)定到380 V，見圖2（d）；若燃料電池仍不能滿足負載需求，則需將部分負載切除，以滿足直流微電網的最低電壓運行要求。直流微電網的工作狀態(tài)及其隨母線電壓及負載變化的曲線見圖3，描述了DBS 控制策略實現直流微電網協調控制的過程。

直流微電網協調控制過程的工作狀態(tài)如表1所示。

狀態(tài)1：輕載時，光伏發(fā)電單元提供的功率遠大于負載功率，Udc≥410 V，接口變換器采用下垂控制，限制輸出功率。此時若蓄電池未充滿，則對其進行恒流充電，母線電壓由光伏發(fā)電單元接口變換器控制。

狀態(tài)2：負載增加時，Udc＜410 V，光伏發(fā)電單元輸出功率達到最大，下垂控制切換為MPPT 控制。根據蓄電池不同的工作方式，將狀態(tài)2 分為3個子狀態(tài)。

狀態(tài)2.1：負載較輕時，光伏發(fā)電單元輸出功率大于負載功率，400 V≤Udc＜410 V，蓄電池恒壓充電，燃料電池不工作，母線電壓由蓄電池控制；

狀態(tài)2.2：負載增加，光伏發(fā)電單元輸出功率剛好滿足負載功率，390 V ＜Udc＜400 V，蓄電池和燃料電池均不工作；

狀態(tài)2.3：負載繼續(xù)增加，光伏發(fā)電單元輸出功率不能支持負載功率，380 V ＜Udc≤390 V，蓄電池放電，母線電壓由蓄電池控制。

狀態(tài)3：當光伏發(fā)電單元和蓄電池都不能滿足負載功率時，Udc≤380 V，達到燃料電池的放電閾值，燃料電池工作，并將母線電壓穩(wěn)定到燃料電池的放電閾值。

2.3 仿真驗證

圖2 直流微電網控制框圖Fig.2 Control block of DC microgrid

圖3 孤島模式下直流母線電壓外特性曲線Fig.3 External characteristic of DC bus voltage in island mode

在Matlab/Simulink 下構建直流微電網的仿真模型，主要參數如下：直流母線額定電壓為400 V±5%，光伏發(fā)電單元1 輸出功率5 kW，光伏發(fā)電單元2 輸出功率10 kW，蓄電池容量480 A·h，燃料電池功率10 kW。

孤島模式運行時，微電網仿真結果見圖4。0～0.5 s，負載較輕時，直流母線電壓Udc≥410 V，2 個光伏發(fā)電單元均采用下垂控制，此階段內光伏1的輸出電流為3.7 A，光伏2 的輸出電流為8.4 A，多余能量提供給蓄電池充電；0.5～1 s，負載增加，母線電壓Udc＜410 V，2 個光伏發(fā)電單元從下垂控制切換為MPPT 控制，輸出電流達到最大值，光伏1為12 A，光伏2 為24 A，前兩個階段直流微電網的母線電壓高于蓄電池的充電閾值，因此1 s 前均向蓄電池充電；1～1.5 s，負載繼續(xù)增加，母線電壓降至390 V ＜Udc＜400 V，2 個光伏發(fā)電單元仍采用MPPT 控制，此時母線電壓低于蓄電池的放電閾值，高于蓄電池的充電閾值，因此蓄電池不工作；1.5～2 s，負載繼續(xù)增加，母線電壓降至380 V ＜Udc≤390 V，2 個光伏發(fā)電單元仍然采用MPPT 控制，由于母線電壓低于蓄電池的放電閾值，蓄電池放電；2 s 以后，負載繼續(xù)增加，母線電壓Udc≤380V，達到燃料電池的放電閾值，燃料電池開始放電，向負載提供能量，并將直流母線電壓穩(wěn)定到380 V，光伏發(fā)電單元工作在MPPT 狀態(tài)，蓄電池處于放電狀態(tài)。

表1 孤島模式下系統的工作狀態(tài)Tab.1 Working states of island mode system

圖4 孤島模式下直流微電網仿真結果Fig.4 Simulation results of DC microgrid in island mode

并網模式運行時，采用直流受控電壓源模擬直流微電網，直流微電網母線電壓和電流波形見圖5 和圖6。1 s 前受控電壓源的給定電壓高于400 V，因此并網變換器向大電網輸出能量，并將直流母線電壓穩(wěn)定在400 V；1 s 后，受控電壓源的給定電壓低于400 V，需要從大電網吸收能量，保持直流母線電壓為400 V，隨著受控電壓給定值的不斷降低，變換器的端口電流不斷增大，微電網從大電網吸收的功率越多。

圖5 直流微電網母線電壓Fig.5 Bus voltage of DC microgrid

圖7為網側功率的變化情況，1 s 前，直流微電網向電網輸出能量，1 s 后，電網向直流微電網輸出能量。

圖7 網側功率波形Fig.7 Power wave of AC side

3 結論

對已有控制策略進行對比分析，選擇DBS 控制策略用于微電網中微源的協調控制。

（1）依據各微源特性，進行優(yōu)先級劃分，通過設置不同的工作電壓閾值，采用DBS 控制策略實現微源的優(yōu)化利用。

（2）在Matlab/Simulink 中構建仿真模型，結果表明：利用DBS 控制策略能夠在允許的工作范圍內穩(wěn)定直流母線電壓，同時保證直流微電網對負載的可靠供電。

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