張敏，付媛，王毅，袁鑫

（華北電力大學(xué)新能源電力系統(tǒng)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，河北保定071003）

0 引 言

直流微電網(wǎng)中包含多種類型的分布式發(fā)電、負(fù)載單元、儲(chǔ)能裝置和并網(wǎng)變流器［1-4］。微網(wǎng)在不同工況和電網(wǎng)擾動(dòng)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(yùn)行可靠性的保證。

近年來(lái)，對(duì)直流微電網(wǎng)的結(jié)構(gòu)、運(yùn)行模式、控制方法已有大量研究。文獻(xiàn)［5］提出一種適用于光伏直流微電網(wǎng)系統(tǒng)的能量管理與協(xié)調(diào)控制方法，該方法將系統(tǒng)劃分為4種工作模態(tài)，分析了各工作模態(tài)的轉(zhuǎn)換條件和控制方法，但只考慮了并網(wǎng)運(yùn)行和孤島運(yùn)行的情況，缺少對(duì)換流站限流、短時(shí)故障等多種工況的討論。文獻(xiàn)［6］研究了交直流混合微電網(wǎng)在并網(wǎng)運(yùn)行和孤島運(yùn)行時(shí)各換流站的控制策略，但忽略了孤島運(yùn)行時(shí)微網(wǎng)內(nèi)部功率不足，蓄電池出現(xiàn)深度放電情況的考慮。文獻(xiàn)［7-8］針對(duì)直流微電網(wǎng)的不同工況，提出了一種電壓分層的協(xié)調(diào)控制方法，但是控制相對(duì)復(fù)雜。文獻(xiàn)［9］將多端直流系統(tǒng)分為3種運(yùn)行模式，在系統(tǒng)負(fù)荷大幅突變后，采用虛擬慣性控制和調(diào)整槳距角的方法，達(dá)到改變風(fēng)機(jī)出力的目的。以上文獻(xiàn)均對(duì)直流微電網(wǎng)的穩(wěn)定運(yùn)行提出了有效的控制策略，但對(duì)于系統(tǒng)在多種運(yùn)行模式下，如何進(jìn)行平衡切換和功率協(xié)調(diào)未見文獻(xiàn)提及。

為此，文章首先考慮微網(wǎng)的運(yùn)行方式和換流站功率裕量，將直流微電網(wǎng)系統(tǒng)分為5種運(yùn)行模式，并給出每種模式的切換條件，進(jìn)而提出了一種基于多變量的功率協(xié)調(diào)控制策略，根據(jù)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自動(dòng)調(diào)節(jié)各端換流站的工作方式，保證微網(wǎng)的穩(wěn)定運(yùn)行。最后，在MATLAB/Simullink中建立模型，對(duì)風(fēng)電直流微電網(wǎng)在不同運(yùn)行模式下的情況進(jìn)行仿真，驗(yàn)證所提出功率協(xié)調(diào)控制策略的控制效果。

1 風(fēng)電直流微網(wǎng)的構(gòu)成和運(yùn)行模式

1.1 風(fēng)電直流微網(wǎng)的構(gòu)成

風(fēng)電直流微網(wǎng)的整體結(jié)構(gòu)如圖1所示，主要由分布式發(fā)電單元、儲(chǔ)能單元、負(fù)荷單元和并網(wǎng)變流器組成。

圖1 風(fēng)電直流微網(wǎng)結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of the wind turbine-based DCmicro-grid

分布式發(fā)電單元由全功率籠型異步風(fēng)電機(jī)組構(gòu)成，通過(guò)換流器W-VSC并入直流微電網(wǎng)。其主要功能是實(shí)現(xiàn)風(fēng)機(jī)側(cè)的有功無(wú)功解耦［10］和最大功率跟蹤跟蹤（Maximum Power Point Tracking，MPPT）。

儲(chǔ)能單元采用蓄電池儲(chǔ)能（Battery Energy Storage，BES），通過(guò)雙向DC/DC換流器接入直流網(wǎng)絡(luò)并實(shí)現(xiàn)充放電功能，DC/DC換流器為Buck/Boost型變換器，采用電壓和電流環(huán)的雙閉環(huán)控制策略。

負(fù)載單元由交流負(fù)載和直流負(fù)載組成，直流負(fù)載直接連接在直流母線上，而交流負(fù)載通過(guò)換流器L-VSC并入直流網(wǎng)絡(luò)。

并網(wǎng)變流器（G-VSC）將直流網(wǎng)絡(luò)和交流主網(wǎng)連接，正常運(yùn)行時(shí)，并網(wǎng)換流器的作用就是實(shí)現(xiàn)主網(wǎng)和微電網(wǎng)能量的雙向流動(dòng)，保證直流母線電壓穩(wěn)定。

1.2 風(fēng)電直流微網(wǎng)的多種運(yùn)行模式及其切換條件

綜合考慮微網(wǎng)的運(yùn)行方式和換流站功率裕量，提出以下的5種運(yùn)行模式，各模式下具體的協(xié)調(diào)控制流程圖如圖2所示。

（1）并網(wǎng)運(yùn)行模式（Model 1）：該模式下，并網(wǎng)變流器G-VSC作為功率平衡節(jié)點(diǎn)，起到穩(wěn)定直流母線電壓的作用，籠型異步風(fēng)電機(jī)組工作在最大功率跟蹤狀態(tài)，蓄電池充電儲(chǔ)能；

（2）限流運(yùn)行模式（Model 2）：直流微電網(wǎng)并網(wǎng)運(yùn)行后，由于負(fù)載突增的原因，導(dǎo)致電網(wǎng)需要輸出的功率超過(guò)了網(wǎng)側(cè)換流器的額定功率，此時(shí)G-VSC飽和，輸出電流被限定在IG＿max，失去了穩(wěn)定直流母線電壓的作用，電壓跌落，此時(shí)蓄電池放電，補(bǔ)償功率的缺額，穩(wěn)定直流電壓；

（3）短時(shí)故障運(yùn)行模式（Model 3）：該模式主要應(yīng)對(duì)電網(wǎng)發(fā)生短時(shí)故障導(dǎo)致G-VSC功率交換受限制的情況，此時(shí)蓄電池放電，控制直流電壓，當(dāng)電網(wǎng)故障清除之后，電網(wǎng)電壓恢復(fù)，Model 3切換到Model 1；

（4）孤島減載運(yùn)行模式（Model 4）：該模式下，風(fēng)機(jī)、蓄電池和負(fù)載功率需要保持平衡以穩(wěn)定直流電壓。當(dāng)風(fēng)速較小且負(fù)載較大時(shí)，DC/DC換流器飽和，輸出電流嵌位在IB＿max，無(wú)法有效控制直流母線電壓。綜合考慮蓄電池的使用壽命，因此，當(dāng)IB≥IB＿max或蓄電池SOC≤40%時(shí)，需要切除部分次要負(fù)載；

（5）孤島降功率運(yùn)行模式（Model 5）：該模式下，風(fēng)機(jī)發(fā)電功率大于負(fù)載功率，蓄電池充電儲(chǔ)能。當(dāng)SOC＞80%時(shí)，蓄電池停止工作，電網(wǎng)內(nèi)部能量過(guò)剩，直流電壓升高，需要調(diào)整風(fēng)機(jī)的槳距角，降低捕獲的風(fēng)能。

2 風(fēng)電直流微網(wǎng)的功率協(xié)調(diào)控制策略

微網(wǎng)并網(wǎng)運(yùn)行時(shí)，風(fēng)機(jī)進(jìn)行MPPT控制，輸送捕獲風(fēng)能，蓄電池恒流充電，直至SOC達(dá)到限值80%。并網(wǎng)換流器G-VSC采用下垂控制將直流電壓穩(wěn)定在0.98 pu～1.02 pu。當(dāng)負(fù)載突增過(guò)大或者交流側(cè)出現(xiàn)故障時(shí)，微網(wǎng)切換到限流和短時(shí)故障的模式，此時(shí)G-VSC由于飽和或者故障退出，失去對(duì)直流電壓的控制作用，當(dāng)｜ΔUdc｜＞0.02 pu時(shí)，蓄電池采用電壓下垂控制，重新穩(wěn)定直流電壓。當(dāng)微網(wǎng)孤島運(yùn)行時(shí)，就要根據(jù)風(fēng)電輸入功率和負(fù)載功率的大小，選擇是要切除次要負(fù)載還是風(fēng)機(jī)降功率運(yùn)行。

圖2 直流微網(wǎng)協(xié)調(diào)控制流程圖Fig.2 Coordinated control flow char of DCmicro-grid

（1）W-VSC的協(xié)調(diào)控制策略：風(fēng)電機(jī)側(cè)的換流站在Model 1～Model 4中都運(yùn)行在最大功率跟蹤的工作狀態(tài)下。但是在Model5中，蓄電池SOC達(dá)到80%之后就退出運(yùn)行，此時(shí)風(fēng)電功率大于負(fù)載功率，可以通過(guò)開環(huán)槳距角控制，減小風(fēng)電機(jī)組出力，使得微電網(wǎng)內(nèi)部功率重新平衡。

（2）G-VSC的協(xié)調(diào)控制策略：G-VSC在 Model 1和Model 2中起到穩(wěn)定直流電壓的作用，它采用雙閉環(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-電流的下垂特性曲線可表示為：

式中 kG為下垂系數(shù)，kG＝0.02/IG＿max，IG＿max為直流側(cè)電流的最大值，和 Udc＿G分別為直流電壓的參考值和實(shí)際值。

G-VSC采用電網(wǎng)電壓定向的矢量控制策略，在dq同步旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)系下，并網(wǎng)側(cè)和直流側(cè)的有功功率可表示為：

式中Pg為換流站交流側(cè)輸入的有功功率，Ugd、Igd分別為G-VSC交流側(cè)電壓和電流矢量的d軸分量。Pdc＿G、Udc＿G、Idc＿G分別為 G-VSC直流側(cè)的功率、電壓和電流。

根據(jù)功率守恒，由式（1）～式（3）可知G-VSC采用下垂控制時(shí)的內(nèi)環(huán)電流參考值為：

本文只考慮有功功率的傳輸，故無(wú)功電流指令都給定零。G-VSC下垂控制的實(shí)現(xiàn)框圖如圖3所示。

圖3 G-VSC的控制策略Fig.3 Control strategy of G-VSC

（3）Bi-VSC的協(xié)調(diào)控制策略：蓄電池側(cè) DC/DC換流站采用雙閉環(huán)控制，一旦G-VSC因故失去對(duì)直流電壓的控制作用，BES就通過(guò)充放電來(lái)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為下垂系數(shù)；和 Udc＿B分別為 DC/DC直流母線側(cè)電壓的參考值和實(shí)際值。

由功率守恒可知，DC/DC在下垂控制策略下內(nèi)環(huán)電流的參考值為：

式中UB為蓄電池的電壓，BES單元下垂控制的實(shí)現(xiàn)框圖如圖4所示。

圖4 BES控制策略Fig.4 Control strategy of BES

（4）L-VSC的協(xié)調(diào)控制策略：L-VSC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(shí)現(xiàn)上述目標(biāo)。交流電壓us經(jīng)過(guò)PI調(diào)節(jié)器與指令值us＿ref的自動(dòng)跟蹤，保證電壓幅值恒定。具體的控制策略如圖5所示。

圖5 L-VSC控制策略Fig.5 Control strategy of L-VSC

3 仿真分析

3.1 系統(tǒng)簡(jiǎn)介

本文利用Matlab/Simulink仿真軟件搭建了如圖1所示的直流微網(wǎng)系統(tǒng)，系統(tǒng)包含5臺(tái)20 kW的全功率籠型異步風(fēng)力發(fā)電機(jī)組，直流微電網(wǎng)直流母線電壓為1 200 V，并網(wǎng)變流器G-VSC額定容量為60 kW，仿真時(shí)風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)視為等值機(jī)組。儲(chǔ)能系統(tǒng)采用容量為20 kWh的蓄電池，額定電壓400 V。直流微電網(wǎng)含有兩個(gè)直流負(fù)載L1、L2以及兩個(gè)交流負(fù)載L3、L4，其中 L1、L2為電阻性負(fù)載，L3、L4為額定電壓 220 V、頻率50 Hz的恒功率型負(fù)載，L1～L4重要性依次降低。

仿真中規(guī)定G-VSC、DC-DC的功率以流向變流器為正方向，風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)速以及直流母線電壓均采用標(biāo)幺值。下面分別對(duì)并網(wǎng)、變流器限流、短時(shí)故障和孤島減載以及風(fēng)機(jī)降功率運(yùn)行的模式進(jìn)行仿真。

3.2 仿真算例1

風(fēng)電直流微電網(wǎng)在并網(wǎng)運(yùn)行（Model 1）的仿真結(jié)果如圖6所示。仿真開始時(shí)，風(fēng)速為 8 m/s，風(fēng)電機(jī)組在MPPT狀態(tài)下運(yùn)行，輸出功率約為34.6 kW。負(fù)荷 L4（20 kW）和 L2（10 kW）接入微網(wǎng)，負(fù)載總功率30 kW。蓄電池SOC初始值為79.4%，并網(wǎng)后開始充電，充電功率約4.5 kW，此時(shí)交流主網(wǎng)與直流微電網(wǎng)幾乎沒(méi)有功率交換，直流母線電壓也被G-VSC控制在1.002 pu。第4 s時(shí)風(fēng)速階躍變化到11 m/s，風(fēng)機(jī)發(fā)出的功率增加到75 kW，而負(fù)載和蓄電池充電功率恒定，多余的功率流向交流主網(wǎng)。第6 s時(shí) L1（10 kW）接入網(wǎng)，且SOC達(dá)到設(shè)定的上限值80%，停止充電。第10 s時(shí)L3（20 kW）接入微網(wǎng)，12 s時(shí)風(fēng)速減小至9 m/s，14 s時(shí)L3又與微網(wǎng)斷開。到16 s時(shí)，風(fēng)機(jī)輸出功率48 kW，負(fù)載功率40 kW，電網(wǎng)吸收功率約為8 kW，功率守恒。

由圖6可以看出，并網(wǎng)運(yùn)行時(shí)，G-VSC能夠根據(jù)風(fēng)速和負(fù)荷的變化，利用下垂控制調(diào)節(jié)直流微網(wǎng)與交流主網(wǎng)的不平衡功率，維持直流母線電壓穩(wěn)定。

圖6 并網(wǎng)運(yùn)行模式下的仿真結(jié)果Fig.6 Simulation result under grid-connected operation mode

3.3 仿真算例2

風(fēng)電直流微網(wǎng)在限流運(yùn)行（Model 2）模式下，仿真結(jié)果如圖7所示。算例中風(fēng)電機(jī)組輸出功率始終為34.6 kW，負(fù)載功率50 kW，蓄電池以4.5 kW的功率放電，此時(shí)G-VSC向直流微電網(wǎng)提供12 kW的功率，直流母線電壓穩(wěn)定。第6 s時(shí)，負(fù)載突增至108 kW，G-VSC提供的功率很快達(dá)到上限值60 kW，PI調(diào)節(jié)器飽和，G-VSC失去了對(duì)直流母線電壓的控制作用，直流電壓迅速下降，不過(guò)很快BES單元做出響應(yīng)，切換到電壓控制模式，相應(yīng)地增大放電功率至15 kW，補(bǔ)償微電網(wǎng)的功率缺額，將直流電壓穩(wěn)定在0.98 pu左右。第10 s時(shí)，切除20 kW的負(fù)載，G-VSC輸入到微電網(wǎng)的功率下降，控制器退飽和，重新恢復(fù)對(duì)直流母線電壓的控制作用，直流電壓上升。第14 s時(shí)，又切除了50 kW的負(fù)載，BES單元和G-VSC輸入的功率都減小，恢復(fù)到剛開始仿真時(shí)的功率補(bǔ)給狀態(tài)，直流電壓重新穩(wěn)定。

圖7 限流運(yùn)行模式下的仿真結(jié)果Fig.7 Simulation result under current-limited operation mode

由圖7可以看出，在6 s～10 s期間，即使G-VSC因?yàn)橄蘖黠柡褪シ€(wěn)定直流電壓的作用時(shí)，BES單元也能切換到電壓控制模式重新穩(wěn)定直流電壓，實(shí)現(xiàn)了Model 1與Model 2之間的平滑切換。

3.4 仿真算例3

直流微電網(wǎng)出現(xiàn)短時(shí)故障（Model 3），參數(shù)設(shè)置與3.3相同，仿真結(jié)果如圖8所示。負(fù)載功率始終為55 kW，開始時(shí)蓄電池以8 kW左右的恒定功率充電，G-VSC向微電網(wǎng)提供約為28 kW的功率，直流母線穩(wěn)定在0.994 pu。在4 s時(shí)電網(wǎng)發(fā)生持續(xù)時(shí)間為500 ms的三相短路故障，使G-VSC工作在限流模式而無(wú)法穩(wěn)定直流母線電壓，Udc＿G迅速跌落。到4.4 s時(shí)，Udc＿G數(shù)值已經(jīng)下降到0.975 pu，BES單元迅速切換到電壓控制模式，以15 kW的功率放電，Udc＿G開始回升。4.5 s后故障切除，G-VSC恢復(fù)到正常工作狀態(tài)。

圖8 短時(shí)故障運(yùn)行模式下的仿真結(jié)果Fig.8 Simulation result under short-time failure operation mode

由圖8可以看出，在微電網(wǎng)發(fā)生短時(shí)故障，通過(guò)BES單元的控制模式轉(zhuǎn)換，能夠使系統(tǒng)恢復(fù)到正常的工作模式，實(shí)現(xiàn)Mode l～Model 3之間的平滑切換。

3.5 仿真算例4

直流微電網(wǎng)運(yùn)行在孤島減載模式下，仿真結(jié)果如圖9所示。直流微電網(wǎng)最初穩(wěn)定運(yùn)行在孤島模式，風(fēng)速為9 m/s，輸出功率47.8 kW，負(fù)載功率65 kW，蓄電池約以9 kW的功率充電，SOC初始值為40.3%，G-VSC向微電網(wǎng)提供功率為27.5 kW，直流母線電壓穩(wěn)定在1 pu。

第6 s時(shí)，直流微電網(wǎng)切換到孤島運(yùn)行模式，GVSC輸入功率瞬間變?yōu)榱悖珺ES單元由充電模式切換到電壓控制模式，以19 kW的最大放電功率向微電網(wǎng)補(bǔ)償功率缺額，由于｜ΔPB｜≈｜ΔPG｜，直流電壓基本還能保持穩(wěn)定。第8 s時(shí)，風(fēng)速降低到8 m/s，風(fēng)機(jī)輸出功率降低，微電網(wǎng)內(nèi)部功率不平衡，直流母線電壓開始下降，到10 s時(shí) Udc＿B數(shù)值為0.96 pu，需要切除負(fù)載，保證微網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行，此時(shí)L4（20 kW）被切除。負(fù)載切除后，直流母線電壓開始上升，但是BES單元保持最大功率放電，在12 s時(shí)其SOC數(shù)值降到了40.1%，為了避免蓄電池深度放電，此時(shí)又切除了負(fù)荷L3（20 kW）。由于風(fēng)電輸送功率PW（34.6 kW）＞PL（25 kW），BES單元重新開始充電，SOC上升，到18 s時(shí)直流母線電壓穩(wěn)定在1.002 pu。

圖9 孤島減載運(yùn)行模式下的仿真結(jié)果Fig.9 Simulation result under islanded load-off operation mode

3.6 仿真算例5

直流微電網(wǎng)在孤島降功率模式下運(yùn)行，仿真結(jié)果如圖10所示。風(fēng)速恒定為8 m/s，輸出功率34.6 kW，負(fù)載功率26 kW，蓄電池以8 kW的功率充電，直流電壓保持穩(wěn)定。4.3 s時(shí)，SOC達(dá)到上限值80%，蓄電池停止充電。由于PW＞PL，直流電壓不斷上升，當(dāng)Udc＿B＞1.02 pu時(shí)，采用調(diào)整槳距角的策略降低風(fēng)機(jī)輸入功率。槳距角β從0°上升到9°，風(fēng)電功率PW也降低到了19.3 kW，此時(shí)PW＜PL，直流電壓又逐漸降低。第 14 s時(shí)，Udc＿B＜0.99 pu，為了遏制直流電壓下降趨勢(shì)，保證微電網(wǎng)功率平衡，BES單元重新投入電網(wǎng)，并切換到電壓控制模式，此時(shí)蓄電池以8 kW的功率放電，補(bǔ)充風(fēng)電機(jī)組與負(fù)載單元的功率差額，直流電壓重新上升，到18 s時(shí)，基本穩(wěn)定在1.0 pu。

圖10 孤島降功率運(yùn)行模式下的仿真結(jié)果Fig.10 Simulation result under islanded power-down operation mode

通過(guò)Model 4和Model 5的仿真可以看出，直流微電網(wǎng)孤島運(yùn)行模式下，當(dāng)出現(xiàn)負(fù)載或者風(fēng)電機(jī)組輸出功率過(guò)大而導(dǎo)致BES不能穩(wěn)定直流電壓時(shí)，可以通過(guò)切除負(fù)載和風(fēng)機(jī)減載運(yùn)行解決上述問(wèn)題，實(shí)現(xiàn)孤島運(yùn)行模式和并網(wǎng)運(yùn)行模式的平滑切換。

4 結(jié)束語(yǔ)

在對(duì)風(fēng)電直流微電網(wǎng)的多種運(yùn)行模式進(jìn)行研究的基礎(chǔ)上，提出了一種在基于多變量的功率協(xié)調(diào)控制策略，實(shí)現(xiàn)了風(fēng)電直流微電網(wǎng)系統(tǒng)在多種運(yùn)行模式下的功率平衡。綜合考慮了微網(wǎng)的運(yùn)行方式和換流站功率裕量，提出了風(fēng)電直流微電網(wǎng)的五種運(yùn)行模式及其切換條件，避免了多換流站過(guò)載，同時(shí)保證了多種模式的平滑切換，也為進(jìn)一步提出功率協(xié)調(diào)控制方案奠定了基礎(chǔ)。提出了基于并網(wǎng)換流器電流、蓄電池SOC以及直流母線電壓變化量等多變量的功率協(xié)調(diào)控制策略，既提高了各端換流站的功率協(xié)調(diào)能力，又維持了多種運(yùn)行模式下直流電壓的恒定，從而保證了風(fēng)電直流微電網(wǎng)系統(tǒng)的運(yùn)行穩(wěn)定性。