賴(lài)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(jiǎn)單、線路損耗小等優(yōu)點(diǎn)［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(dòng)的問(wèn)題。針對(duì)這一問(wèn)題，文獻(xiàn)［2］采用基于動(dòng)態(tài)一致性算法的分布式協(xié)同控制方法來(lái)實(shí)現(xiàn)電壓調(diào)節(jié)和功率分配，但是需要每個(gè)單元之間互聯(lián)通信。若通信出現(xiàn)故障，則無(wú)法實(shí)現(xiàn)整個(gè)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(hào)的能量管理和協(xié)調(diào)控制策略，無(wú)需單元間的互聯(lián)通信，但是沒(méi)有考慮電網(wǎng)電價(jià)，存在微電網(wǎng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性較低的問(wèn)題。文獻(xiàn)［5］通過(guò)比較蓄電池充放電成本和電網(wǎng)電價(jià)，采用低價(jià)購(gòu)電、高價(jià)售電的策略來(lái)降低系統(tǒng)的運(yùn)行成本，但其儲(chǔ)能單元只采用鋰電池來(lái)消納直流微電網(wǎng)產(chǎn)生的功率波動(dòng)，沒(méi)有考慮瞬時(shí)高頻功率對(duì)電池壽命的影響。文獻(xiàn)［6-7］采用蓄電池與超級(jí)電容混合儲(chǔ)能來(lái)消除直流微電網(wǎng)產(chǎn)生的功率波動(dòng)，但是沒(méi)有考慮多組蓄電池之間的荷電狀態(tài)（state of charge，SOC）均衡問(wèn)題。文獻(xiàn)［8］采用自適應(yīng)下垂控制來(lái)實(shí)現(xiàn)混合儲(chǔ)能和光伏單元功率分配，解決了SOC均衡問(wèn)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(duì)通信質(zhì)量有較高依賴(lài)性。

因此，為解決并網(wǎng)型風(fēng)光儲(chǔ)直流微電網(wǎng)的直流母線電壓波動(dòng)問(wèn)題，本文提出一種分層協(xié)調(diào)控制策略。第一層實(shí)現(xiàn)發(fā)電單元、混合儲(chǔ)能單元和并網(wǎng)變換器的模塊化控制，并采用下垂控制來(lái)實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電單元和混合儲(chǔ)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(wú)需單元間的互聯(lián)通信。第三層根據(jù)交流電網(wǎng)的實(shí)時(shí)電價(jià)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(jì)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(chǔ)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(guò)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(guò)DC（AC）/DC變換器接入直流母線，直流微電網(wǎng)通過(guò)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(jí)由高到低，而控制的時(shí)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(kāi)通與關(guān)斷。當(dāng)交流電網(wǎng)出現(xiàn)故障時(shí)，關(guān)斷GCC，直流微電網(wǎng)孤島運(yùn)行。若交流電網(wǎng)正常運(yùn)行，則根據(jù)交流電網(wǎng)實(shí)時(shí)電價(jià)進(jìn)行微電網(wǎng)運(yùn)行模式劃分：當(dāng)電價(jià)較高時(shí)，蓄電池優(yōu)先放電來(lái)維持直流母線電壓穩(wěn)定；當(dāng)電價(jià)較低時(shí)，交流電網(wǎng)通過(guò)GCC來(lái)維持直流母線電壓穩(wěn)定，同時(shí)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(jī)兩種模式，PV有最大功率點(diǎn)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(jī)3種模式，HES中的超級(jí)電容有恒壓下垂控制和停機(jī)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(yùn)行時(shí)，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(shí)，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(shí)，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(shí)，HES已無(wú)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(yùn)行時(shí)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(shí)，母線電壓小于額定電壓UN。當(dāng)電壓處于L1UN-UN時(shí)，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(shí)，HES已無(wú)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(shí)需要切除非重要負(fù)載。

直流微電網(wǎng)并網(wǎng)運(yùn)行時(shí)，PV和WT始終處于MPPT模式。當(dāng)交流電電網(wǎng)電價(jià)較高且直流母線電壓處于L1UN-H1UN時(shí)，由HES進(jìn)行穩(wěn)壓。當(dāng)HES無(wú)法穩(wěn)住電壓時(shí)，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(jià)較低時(shí)，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(jià)高時(shí)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(lái)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(dòng)觀察法實(shí)現(xiàn)MPPT控制［9］；二是加入前饋電壓補(bǔ)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(gè)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(shí)際電壓；ΔU為補(bǔ)償電壓；IPVout為光伏單元輸出電壓；Ri為第i個(gè)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(shí)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(shí)，漿矩角為0°，采用最優(yōu)葉尖速比對(duì)應(yīng)的轉(zhuǎn)速外環(huán)和零d軸電流內(nèi)環(huán)［10］控制來(lái)實(shí)現(xiàn)MPPT；當(dāng)風(fēng)速大于額定值時(shí)，通過(guò)控制漿矩角來(lái)維持風(fēng)力發(fā)電機(jī)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(jī)額定功率和實(shí)際輸出功率；β為槳距角；id*、id為d軸參考電流和實(shí)際電流；iq*、iq為q軸參考電流和實(shí)際電流；ω?、ω為轉(zhuǎn)子的旋轉(zhuǎn)角速度參考值和實(shí)際值；ωe為電角速度；Ld、Lq為定子繞組的d、q軸電感；φf(shuō)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(chǔ)能單元控制如圖8所示，混合儲(chǔ)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(shí)現(xiàn)超級(jí)電容與蓄電池之間高、低頻功率的分配，同時(shí)加入前饋電壓補(bǔ)償來(lái)解決直流母線電壓跌落的問(wèn)題；二是當(dāng)所要消納功率大于蓄電池最大充放電功率時(shí)，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(shí)，混合儲(chǔ)能停機(jī)。

圖8 混合儲(chǔ)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(gè)蓄電池的電壓；iob和iosc為蓄電池和超級(jí)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(jí)電容所連接雙向DC/DC變換電路中的電感電流。

為了實(shí)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?cái)?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(jià)較高時(shí)，并網(wǎng)變換器停機(jī)。

圖9中，igd*、igd為網(wǎng)側(cè)電流d軸分量的參考值和實(shí)際值；igq*、igq為網(wǎng)側(cè)電流q軸分量的參考值和實(shí)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(yàn)證所提控制策略的有效性，利用MATLAB/Simulink搭建風(fēng)光儲(chǔ)直流微電網(wǎng)仿真模型。針對(duì)并離網(wǎng)狀態(tài)、不平衡功率和電網(wǎng)電價(jià)情況，分別對(duì)離網(wǎng)且功率缺額時(shí)、離網(wǎng)且功率盈余時(shí)、并網(wǎng)且電價(jià)較高時(shí)和并網(wǎng)且電價(jià)較低時(shí)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(gè)電壓層級(jí)［14］；兩組光伏電池的最大功率分別為30 kW和40 kW，對(duì)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(jí)電容對(duì)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(qiáng)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(gè)蓄電池組的SOC為48%，5 s后并入10 kW負(fù)荷，到達(dá)10 s時(shí)光照強(qiáng)度下降至940 W/m2，在15 s時(shí)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(chǔ)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(shí)，混合儲(chǔ)能單元工作在恒壓下垂模式，超級(jí)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(bǔ)償控制作用下逐漸穩(wěn)定在380 V；10～15 s時(shí)，混合儲(chǔ)能單元進(jìn)行恒功率控制，此時(shí)光照強(qiáng)度下降導(dǎo)致光伏輸出功率減少，缺額功率無(wú)法補(bǔ)償，直流母線電壓下降，但還未低于370 V；15～20 s時(shí)，混合儲(chǔ)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(qiáng)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(guò)10 s后負(fù)荷降低至100 kW，到15 s時(shí)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(shí)，光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電單元工作在MPPT模式，混合儲(chǔ)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(shí)，混合儲(chǔ)能單元停機(jī)，此時(shí)系統(tǒng)盈余功率沒(méi)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(shí)，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(gè)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(lái)實(shí)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(bǔ)償控制作用下逐漸穩(wěn)定在392 V；15～20 s時(shí)，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(shí)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(jià)較高

設(shè)置初始溫度為25℃、光照強(qiáng)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(guò)5 s后切除10 kW負(fù)荷，10 s時(shí)光照強(qiáng)度升至1 000 W/m2，15 s時(shí)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(chǔ)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(shí)，混合儲(chǔ)能單元工作在恒壓下垂模式，此時(shí)SOC較小的蓄電池組1充電功率較大；10.724～15 s時(shí)，混合儲(chǔ)能單元工作在恒功率模式，此時(shí)光照強(qiáng)度升高導(dǎo)致光伏輸出功率增多，系統(tǒng)盈余功率無(wú)法完全消納，直流母線電壓上升，但還未高于390 V；15～20 s時(shí)，混合儲(chǔ)能單元工作在恒功率模式，此時(shí)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(jī)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(chǔ)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(jià)較低

設(shè)置初始溫度為25℃、光照強(qiáng)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(guò)5 s后風(fēng)速下降至9.2 m/s，10 s時(shí)切除10 kW負(fù)荷，15 s時(shí)光照強(qiáng)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(gè)仿真過(guò)程中，光照強(qiáng)度、風(fēng)速和負(fù)荷變化引起的系統(tǒng)功率波動(dòng)均由并網(wǎng)變換器來(lái)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(chǔ)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(duì)并網(wǎng)型風(fēng)光儲(chǔ)直流微電網(wǎng)的直流母線電壓波動(dòng)問(wèn)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(duì)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(chǔ)能單元能實(shí)現(xiàn)超級(jí)電容和蓄電池的高低頻功率分配，同時(shí)實(shí)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(shí)現(xiàn)不同光伏單元之間的功率分配；

（3）系統(tǒng)無(wú)需底層各單元之間相互通信，通過(guò)直流母線電壓信號(hào)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(shí)時(shí)電價(jià)及故障情況進(jìn)行直流微電網(wǎng)并、離網(wǎng)運(yùn)行模式的切換，提高直流微電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)性和可靠性。