賴鈞杰，文小玲，張 淇

武漢工程大學(xué)電氣信息學(xué)院，湖北 武漢 430205

直流微電網(wǎng)可以提高可再生能源接入交流電網(wǎng)的穩(wěn)定性和可靠性，具有控制簡單、線路損耗小等優(yōu)點［1］。然而，直流微電網(wǎng)存在因源荷的不確定性導(dǎo)致系統(tǒng)功率不平衡、從而引發(fā)直流母線電壓波動的問題。針對這一問題，文獻(xiàn)［2］采用基于動態(tài)一致性算法的分布式協(xié)同控制方法來實現(xiàn)電壓調(diào)節(jié)和功率分配，但是需要每個單元之間互聯(lián)通信。若通信出現(xiàn)故障，則無法實現(xiàn)整個系統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制。文獻(xiàn)［3-4］提出基于直流母線電壓信號的能量管理和協(xié)調(diào)控制策略，無需單元間的互聯(lián)通信，但是沒有考慮電網(wǎng)電價，存在微電網(wǎng)運行經(jīng)濟性較低的問題。文獻(xiàn)［5］通過比較蓄電池充放電成本和電網(wǎng)電價，采用低價購電、高價售電的策略來降低系統(tǒng)的運行成本，但其儲能單元只采用鋰電池來消納直流微電網(wǎng)產(chǎn)生的功率波動，沒有考慮瞬時高頻功率對電池壽命的影響。文獻(xiàn)［6-7］采用蓄電池與超級電容混合儲能來消除直流微電網(wǎng)產(chǎn)生的功率波動，但是沒有考慮多組蓄電池之間的荷電狀態(tài)（state of charge，SOC）均衡問題。文獻(xiàn)［8］采用自適應(yīng)下垂控制來實現(xiàn)混合儲能和光伏單元功率分配，解決了SOC均衡問題，但是采用中央控制器進(jìn)行微電網(wǎng)系統(tǒng)的集中控制，不僅控制復(fù)雜，而且對通信質(zhì)量有較高依賴性。

因此，為解決并網(wǎng)型風(fēng)光儲直流微電網(wǎng)的直流母線電壓波動問題，本文提出一種分層協(xié)調(diào)控制策略。第一層實現(xiàn)發(fā)電單元、混合儲能單元和并網(wǎng)變換器的模塊化控制，并采用下垂控制來實現(xiàn)光伏發(fā)電單元和混合儲能單元的功率分配。第二層根據(jù)直流母線電壓進(jìn)行不同工作模式的切換，無需單元間的互聯(lián)通信。第三層根據(jù)交流電網(wǎng)的實時電價和電網(wǎng)故障情況進(jìn)行并、離網(wǎng)模式的切換，提高直流微電網(wǎng)的經(jīng)濟性和可靠性。

1 直流微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)

直流微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)如圖1所示，主要由風(fēng)力（wind turbine，WT）發(fā)電單元、光伏（photovoltaic，PV）發(fā)電單元、混合儲能（hybrid energy storage，HES）單元、并網(wǎng)變換器（grid connected converter，GCC）和負(fù)載組成。其中，WT、PV、HES分別通過三相橋式整流器、BOOST電路、雙向DC/DC變換器接入直流母線，負(fù)載通過DC（AC）/DC變換器接入直流母線，直流微電網(wǎng)通過GCC連接交流電網(wǎng)。

圖1 直流微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)Fig.1 DC microgrid structure

2 直流微電網(wǎng)分層協(xié)調(diào)控制策略

直流微電網(wǎng)的分層協(xié)調(diào)控制結(jié)構(gòu)如圖2所示，其中調(diào)度層、模式切換層和底層的控制優(yōu)先級由高到低，而控制的時間尺度由低到高。

圖2 分層協(xié)調(diào)控制結(jié)構(gòu)Fig.2 Hierarchical coordination control structure

2.1 調(diào)度層

調(diào)度層主要負(fù)責(zé)控制GCC的開通與關(guān)斷。當(dāng)交流電網(wǎng)出現(xiàn)故障時，關(guān)斷GCC，直流微電網(wǎng)孤島運行。若交流電網(wǎng)正常運行，則根據(jù)交流電網(wǎng)實時電價進(jìn)行微電網(wǎng)運行模式劃分：當(dāng)電價較高時，蓄電池優(yōu)先放電來維持直流母線電壓穩(wěn)定；當(dāng)電價較低時，交流電網(wǎng)通過GCC來維持直流母線電壓穩(wěn)定，同時給蓄電池充電。

2.2 模式切換層

如圖3所示，系統(tǒng)根據(jù)直流母線電壓進(jìn)行底層單元不同控制模式的切換。其中，GCC有恒壓控制和停機兩種模式，PV有最大功率點跟蹤（maximum power point tracking，MPPT）和恒壓下垂控制兩種模式，WT有MPPT和變槳距控制兩種模式，HES中的蓄電池有恒功率控制、恒壓下垂控制和停機3種模式，HES中的超級電容有恒壓下垂控制和停機兩種模式，非重要負(fù)載有正常接入與切除兩種模式。

圖3 系統(tǒng)控制模式Fig.3 System control mode

當(dāng)直流微電網(wǎng)孤島運行時，考慮優(yōu)先利用可再生能源的原則，其電壓分層控制模式如圖4所示。當(dāng)系統(tǒng)功率盈余時，直流母線電壓大于額定電壓UN。當(dāng)母線電壓在UN-H1UN之間時，HES采用恒壓下垂控制模式，PV和WT采用MPPT控制模式；當(dāng)HES充電達(dá)SOC限值或系統(tǒng)盈余功率大于蓄電池最大充電功率時，HES已無法穩(wěn)定直流母線電壓，直流母線電壓繼續(xù)上升至H1UN-H2UN，PV由MPPT模式切換至恒壓下垂控制模式。

圖4 微電網(wǎng)孤島運行時的電壓分層控制模式Fig.4 Voltage hierarchical control mode of islanded microgrid

當(dāng)系統(tǒng)功率缺額時，母線電壓小于額定電壓UN。當(dāng)電壓處于L1UN-UN時，HES采用恒壓下垂控制模式，PV和WT采用MPPT模式；當(dāng)HES放電達(dá)SOC限值或系統(tǒng)功率缺額大于蓄電池最大放電功率時，HES已無法穩(wěn)定直流母線電壓，直流母線電壓繼續(xù)下降至L1UN-L2UN，此時需要切除非重要負(fù)載。

直流微電網(wǎng)并網(wǎng)運行時，PV和WT始終處于MPPT模式。當(dāng)交流電電網(wǎng)電價較高且直流母線電壓處于L1UN-H1UN時，由HES進(jìn)行穩(wěn)壓。當(dāng)HES無法穩(wěn)住電壓時，由GCC進(jìn)行穩(wěn)壓，其電壓分層協(xié)調(diào)控制模式如圖5所示；當(dāng)電網(wǎng)電價較低時，只由GCC進(jìn)行穩(wěn)壓，并且蓄電池以最大充電功率進(jìn)行充電。

圖5 電網(wǎng)電價高時的電壓分層控制模式Fig.5 Hierarchical voltage control mode at high grid electricity price

2.3 底層控制

根據(jù)上層控制指令控制底層各單元的輸入/輸出功率來維持微電網(wǎng)系統(tǒng)的功率平衡，達(dá)到穩(wěn)定直流母線電壓的目的。

2.3.1 光伏發(fā)電單元控制如圖6所示，光伏單元包含兩種控制模式：一是采用擾動觀察法實現(xiàn)MPPT控制［9］；二是加入前饋電壓補償?shù)暮銐合麓箍刂啤?/p>

下垂系數(shù)的取值范圍為：

式中，ΔUmax為允許電壓跌落的最大值；Imax為光伏單元輸出電流的最大值。

不同光伏電池組之間下垂系數(shù)與功率的關(guān)系：

式中，PNi為第i個光伏單元的最大輸出功率。

圖6中，UPV、IPV為光伏陣列輸出的電壓和電流；Uref、Udc為直流母線的參考電壓和實際電壓；ΔU為補償電壓；IPVout為光伏單元輸出電壓；Ri為第i個光伏單元的下垂系數(shù)；IL_ref和IL分別為BOOST電路中電感電流參考值和實際值。

圖6 光伏單元控制框圖Fig.6 Control block diagram of PV unit

2.3.2 風(fēng)力發(fā)電單元控制風(fēng)力發(fā)電單元控制框圖如圖7所示。當(dāng)風(fēng)速較低時，漿矩角為0°，采用最優(yōu)葉尖速比對應(yīng)的轉(zhuǎn)速外環(huán)和零d軸電流內(nèi)環(huán)［10］控制來實現(xiàn)MPPT；當(dāng)風(fēng)速大于額定值時，通過控制漿矩角來維持風(fēng)力發(fā)電機輸出額定功率，且轉(zhuǎn)速外環(huán)參考值為額定轉(zhuǎn)速［11］。

圖7中，PmN、Pm為風(fēng)力機額定功率和實際輸出功率；β為槳距角；id*、id為d軸參考電流和實際電流；iq*、iq為q軸參考電流和實際電流；ω?、ω為轉(zhuǎn)子的旋轉(zhuǎn)角速度參考值和實際值；ωe為電角速度；Ld、Lq為定子繞組的d、q軸電感；φf為永磁轉(zhuǎn)子磁鏈；ud、uq為d、q軸電壓；ua、ub、uc為a、b、c三相電壓。

圖7 風(fēng)力發(fā)電單元控制框圖Fig.7 Control block diagram of WT unit

2.3.3 混合儲能單元控制如圖8所示，混合儲能單元包含3種控制模式：一是采用虛擬阻容的下垂控制實現(xiàn)超級電容與蓄電池之間高、低頻功率的分配，同時加入前饋電壓補償來解決直流母線電壓跌落的問題；二是當(dāng)所要消納功率大于蓄電池最大充放電功率時，蓄電池以最大充放電功率進(jìn)行充放電；三是當(dāng)蓄電池SOC達(dá)限值時，混合儲能停機。

圖8 混合儲能單元控制框圖Fig.8 Control block diagram of HES unit

圖8中，Phmax為蓄電池最大充放電功率；Ubati為第i個蓄電池的電壓；iob和iosc為蓄電池和超級電容輸出電流；Rb和C為虛擬電阻值和虛擬電容值；di為SOC調(diào)節(jié)因子；iL1和iL2為蓄電池和超級電容所連接雙向DC/DC變換電路中的電感電流。

為了實現(xiàn)蓄電池組之間SOC的均衡控制，采用冪指數(shù)自適應(yīng)調(diào)節(jié)的虛擬電阻［12］，其公式如下：

式中，R0為初始虛擬電阻；di為調(diào)節(jié)因子；Soca為蓄電池組的平均荷電狀態(tài)；Soci為第i組蓄電池的荷電狀態(tài)；n為冪指數(shù)；N為蓄電池數(shù)量。

2.3.4 并網(wǎng)變換器控制并網(wǎng)變換器的控制框圖如圖9所示，包含兩種控制模式：一是基于電網(wǎng)電壓定向矢量［13］的恒壓控制模式；二是當(dāng)電網(wǎng)故障或電價較高時，并網(wǎng)變換器停機。

圖9中，igd*、igd為網(wǎng)側(cè)電流d軸分量的參考值和實際值；igq*、igq為網(wǎng)側(cè)電流q軸分量的參考值和實際值；egd、egq為電網(wǎng)電壓的d、q軸分量；ω為電網(wǎng)角頻率；L為網(wǎng)側(cè)濾波電感；ugd、ugq為并網(wǎng)變換器d、q軸控制電壓分量；ua、ub、uc為并網(wǎng)變換器a、b、c三相電壓。

3 仿真結(jié)果與分析

為了驗證所提控制策略的有效性，利用MATLAB/Simulink搭建風(fēng)光儲直流微電網(wǎng)仿真模型。針對并離網(wǎng)狀態(tài)、不平衡功率和電網(wǎng)電價情況，分別對離網(wǎng)且功率缺額時、離網(wǎng)且功率盈余時、并網(wǎng)且電價較高時和并網(wǎng)且電價較低時的4種工況進(jìn)行仿真分析。

仿真條件如下：直流母線額定電壓為380 V，每10 V的電壓差為一個電壓層級［14］；兩組光伏電池的最大功率分別為30 kW和40 kW，對應(yīng)的下垂系數(shù)為0.12和0.09；風(fēng)力發(fā)電單元的額定功率為50 kW，額定風(fēng)速為10 m/s；兩組蓄電池的額定功率為10 kW，SOC上下限為90%和10%，虛擬電阻R0為0.8，調(diào)節(jié)因子的冪指數(shù)n為10；超級電容對應(yīng)的虛擬電容為0.758 7［15］。

3.1 直流微電網(wǎng)離網(wǎng)且系統(tǒng)功率缺額

設(shè)置初始溫度為25℃、光照強度為1 000 W/m2，風(fēng)速為10 m/s，負(fù)荷為130 kW，蓄電池組1的SOC為50%、第2個蓄電池組的SOC為48%，5 s后并入10 kW負(fù)荷，到達(dá)10 s時光照強度下降至940 W/m2，在15 s時風(fēng)速下降至9.2 m/s。仿真結(jié)果如圖10所示。

圖10工況1仿真結(jié)果：（a）直流母線電壓，（b）源荷功率，（c）混合儲能電流Fig.10 Simulation results in condition 1：（a）DC bus voltage，（b）source and load power，（c）HES current

圖10 中，光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電單元始終工作在MPPT模式；0～10 s時，混合儲能單元工作在恒壓下垂模式，超級電容快速響應(yīng)輸出高頻功率而蓄電池慢速響應(yīng)輸出低頻功率。雖然直流母線電壓因下垂控制存在一段電壓跌落，但在前饋電壓補償控制作用下逐漸穩(wěn)定在380 V；10～15 s時，混合儲能單元進(jìn)行恒功率控制，此時光照強度下降導(dǎo)致光伏輸出功率減少，缺額功率無法補償，直流母線電壓下降，但還未低于370 V；15～20 s時，混合儲能單元進(jìn)行恒功率控制，風(fēng)速變小導(dǎo)致風(fēng)力發(fā)電單元輸出功率下降，缺額功率繼續(xù)增大，母線電壓低于370 V，切除8 kW非重要負(fù)荷，直流母線電壓穩(wěn)定在360～370 V之間。

3.2 直流微電網(wǎng)離網(wǎng)且系統(tǒng)功率盈余

設(shè)置初始溫度為25℃、光照強度為1 000 W/m2，風(fēng)速為9.5 m/s，負(fù)荷為108 kW，為了考慮蓄電池充電達(dá)SOC限值的情況、設(shè)置兩組蓄電池的SOC均為89.99%，經(jīng)過10 s后負(fù)荷降低至100 kW，到15 s時風(fēng)速增大至12 m/s。仿真結(jié)果如圖11所示。

圖11中，0～10 s時，光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電單元工作在MPPT模式，混合儲能單元工作在恒壓下垂模式，當(dāng)蓄電池的SOC達(dá)限值90%時，混合儲能單元停機，此時系統(tǒng)盈余功率沒有完全被消耗，直流母線電壓上升，但還未高于390 V；10～15 s時，因負(fù)荷功率繼續(xù)降低，系統(tǒng)功率盈余繼續(xù)增大，母線電壓高于390 V，光伏發(fā)電單元由MPPT切換至恒壓下垂模式，兩個光伏發(fā)電單元根據(jù)其最大輸出功率進(jìn)行功率分配來實現(xiàn)穩(wěn)壓，雖然直流母線電壓因下垂控制存在一段電壓跌落，但在前饋電壓補償控制作用下逐漸穩(wěn)定在392 V；15～20 s時，風(fēng)速增大導(dǎo)致風(fēng)力發(fā)電單元輸出功率增多，并且此時風(fēng)速大于額定風(fēng)速10 m/s，風(fēng)力發(fā)電單元由MPPT切換至變槳距模式，槳距角增大，輸出功率穩(wěn)定在額定功率50 kW。

3.3 直流微電網(wǎng)并網(wǎng)且電網(wǎng)電價較高

設(shè)置初始溫度為25℃、光照強度為900 W/m2，風(fēng)速為9.5 m/s，負(fù)荷為100 kW，設(shè)置蓄電池組1的SOC為48%、蓄電池組2的SOC為50%。經(jīng)過5 s后切除10 kW負(fù)荷，10 s時光照強度升至1 000 W/m2，15 s時風(fēng)速增大到10 m/s。仿真結(jié)果如圖12所示。

圖11工況2仿真結(jié)果：（a）直流母線電壓，（b）源荷功率，（c）漿矩角，（d）混合儲能電流（e）蓄電池荷電狀態(tài)Fig.11 Simulation results in condition 2：（a）DC bus voltage，（b）source and load power，（c）pitch angle，（d）HES current，（e）battery SOC

圖12 中，光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電單元始終工作在MPPT模式；0～10.724 s時，混合儲能單元工作在恒壓下垂模式，此時SOC較小的蓄電池組1充電功率較大；10.724～15 s時，混合儲能單元工作在恒功率模式，此時光照強度升高導(dǎo)致光伏輸出功率增多，系統(tǒng)盈余功率無法完全消納，直流母線電壓上升，但還未高于390 V；15～20 s時，混合儲能單元工作在恒功率模式，此時風(fēng)速增大導(dǎo)致風(fēng)力發(fā)電單元輸出功率增多，系統(tǒng)盈余功率繼續(xù)增大，直流母線電壓高于390 V，并網(wǎng)變換器由停機切換到恒壓模式，盈余功率以單位功率因素并入交流電網(wǎng)，母線電壓穩(wěn)定在392 V。

圖12 工況3仿真結(jié)果：（a）直流母線電壓，（b）源荷功率，（c）混合儲能電流，（d）并網(wǎng)變換器交換功率Fig.12 Simulation results in condition 3：（a）DC bus voltage，（b）source and load power，（c）HES current，（d）GCC exchange power

3.4 直流微電網(wǎng)并網(wǎng)且電網(wǎng)電價較低

設(shè)置初始溫度為25℃、光照強度為800 W/m2，風(fēng)速為10 m/s，負(fù)荷為90 kW，設(shè)置兩組蓄電池均為20%。經(jīng)過5 s后風(fēng)速下降至9.2 m/s，10 s時切除10 kW負(fù)荷，15 s時光照強度升至900 W/m2。仿真結(jié)果如圖13所示。

圖13中，光伏發(fā)電系統(tǒng)和風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)始終工作在MPPT模式，蓄電池始終以最大充電功率進(jìn)行充電。整個仿真過程中，光照強度、風(fēng)速和負(fù)荷變化引起的系統(tǒng)功率波動均由并網(wǎng)變換器來平衡，母線電壓始終穩(wěn)定在380 V。

圖13 工況4仿真結(jié)果：（a）直流母線電壓，（b）源荷功率，（c）混合儲能電流，（d）并網(wǎng)變換器交換功率Fig.13 Simulation results in condition 3：（a）DC bus voltage，（b）source and load power，（c）HES current，（d）GCC exchange power

4 結(jié)論

針對并網(wǎng)型風(fēng)光儲直流微電網(wǎng)的直流母線電壓波動問題，本文提出一種分層協(xié)調(diào)控制策略，采用MATLAB/Simulink搭建直流微電網(wǎng)的仿真模型，對所提控制策略的有效性進(jìn)行了仿真分析，得出結(jié)論如下：

（1）混合儲能單元能實現(xiàn)超級電容和蓄電池的高低頻功率分配，同時實現(xiàn)蓄電池組之間的SOC均衡；

（2）光伏單元能根據(jù)最大輸出功率實現(xiàn)不同光伏單元之間的功率分配；

（3）系統(tǒng)無需底層各單元之間相互通信，通過直流母線電壓信號控制不同模式的切換即可維持直流母線電壓的穩(wěn)定；

（4）能根據(jù)交流電網(wǎng)的實時電價及故障情況進(jìn)行直流微電網(wǎng)并、離網(wǎng)運行模式的切換，提高直流微電網(wǎng)的經(jīng)濟性和可靠性。