多能互補直流微網(wǎng)電壓與能量分層協(xié)調(diào)控制策略

蔣東榮，顏瑞凡，申丹偉，蔣　偉，李海龍（重慶理工大學(xué)電子信息與自動化學(xué)院，重慶400054）

多能互補直流微網(wǎng)電壓與能量分層協(xié)調(diào)控制策略

蔣東榮，顏瑞凡，申丹偉，蔣偉，李海龍
（重慶理工大學(xué)電子信息與自動化學(xué)院，重慶400054）

直流微網(wǎng)內(nèi)部的能量協(xié)調(diào)控制對電能質(zhì)量和供電可靠性具有重要影響。尤其在孤島狀態(tài)下，當(dāng)缺少交流主網(wǎng)支撐時，網(wǎng)內(nèi)功率不平衡會引起直流母線電壓失穩(wěn)越限，造成供電質(zhì)量嚴(yán)重下降，甚至導(dǎo)致系統(tǒng)崩潰。鑒于此，構(gòu)建了多能互補直流微網(wǎng)模型，通過改進分層控制策略，利用直流母線電壓變化因子決定不同控制層下各端變換器的工作狀態(tài)，解決直流微網(wǎng)母線的電壓穩(wěn)定及能量優(yōu)化協(xié)調(diào)控制問題，達到提高系統(tǒng)電能質(zhì)量和供電可靠性的目的。最后，通過對各運行模式下直流母線電壓與功率交換特性的關(guān)聯(lián)例證分析，驗證了控制策略在直流微網(wǎng)運行控制中的可行性與正確性。

直流微網(wǎng)；分布式發(fā)電；儲能系統(tǒng)；母線電壓

隨著新能源技術(shù)的不斷發(fā)展及負(fù)荷形式的轉(zhuǎn)變，直流微網(wǎng)已成為研究的熱點［1-3］。直流微網(wǎng)并網(wǎng)運行時可與大電網(wǎng)進行電力互補，起到削峰調(diào)谷的作用，當(dāng)大電網(wǎng)發(fā)生故障時，可立即與其斷開獨立運行，保證本地負(fù)荷供電的連續(xù)性和可靠性。此外，直流微網(wǎng)電能質(zhì)量高，不用考慮頻率和相位同步，無需無功補償，有利于各類分布式電源和負(fù)荷的接入［4-10］。

直流微網(wǎng)中，分布式發(fā)電（distributed generation，DG）和儲能設(shè)備通過電力電子變換器接入電網(wǎng)，但DG輸出突變、負(fù)荷突變、并網(wǎng)或脫網(wǎng)會造成網(wǎng)內(nèi)功率不平衡，引起直流母線電壓的大范圍波動，使電能質(zhì)量嚴(yán)重下降，甚至導(dǎo)致系統(tǒng)崩潰。為確保電網(wǎng)可靠、穩(wěn)定運行，在不同工況及電網(wǎng)擾動下，網(wǎng)內(nèi)各單元并網(wǎng)變換器的協(xié)調(diào)控制將在直流母線電壓穩(wěn)定控制和能量優(yōu)化協(xié)調(diào)中發(fā)揮重要作用［11-14］。

在目前已有的研究中，針對直流微網(wǎng)的能量優(yōu)化協(xié)調(diào)控制主要采用集中控制［15］和主從控制［16］，但都強烈依賴各單元間的通信聯(lián)系，極有可能降低直流微網(wǎng)運行的可靠性。

對于直流微網(wǎng)，考慮能量優(yōu)化協(xié)調(diào)控制將使直流母線電壓充分維持在有限變化區(qū)間內(nèi)，實現(xiàn)各運行狀態(tài)下系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。因此，在不進行通信的前提下，各端變換器需要統(tǒng)一切換判據(jù)，以實現(xiàn)其工作狀態(tài)的快速、平滑切換。直流微網(wǎng)內(nèi)，功率波動將嚴(yán)重影響直流母線電壓穩(wěn)定性，而直流母線電壓是反映網(wǎng)內(nèi)功率平衡的唯一指標(biāo)，因此可基于直流母線電壓變化量確定網(wǎng)內(nèi)各單元的工作狀態(tài)，這是直流微網(wǎng)運行的理想控制方案。文獻［17］提出一種直流微網(wǎng)在并網(wǎng)和孤島狀態(tài)下的單元控制策略，但未考慮網(wǎng)內(nèi)備用能源。文獻［18］基于光伏發(fā)電直流微網(wǎng)系統(tǒng)，以直流總線電壓作為控制信號確定系統(tǒng)模態(tài)和模態(tài)切換，但僅研究了網(wǎng)內(nèi)能量過剩的極限運行狀態(tài)，未考慮能量不足時的系統(tǒng)運行狀態(tài)。文獻［19］提出一種分層協(xié)調(diào)控制策略，對各變換器在不同控制層下的控制方法進行了研究，但其能源類型相對單一。文獻［20］提出一種基于直流母線電壓的分層控制策略，最大限度地利用可再生能源，具備實時電壓調(diào)節(jié)能力，蓄電池充放電考慮了不同荷電狀態(tài)（state of charge，SoC），但該方法僅考慮孤島運行時的運行模式及相應(yīng)的一些極限情況，未對并網(wǎng)運行下的直流微網(wǎng)運行模式進行研究，且光伏單元為唯一的發(fā)電單元。總的來說，現(xiàn)有研究大多僅討論直流微網(wǎng)并網(wǎng)運行下的運行與控制，但由于無窮大電網(wǎng)的支撐，忽略了微源和儲能間的協(xié)調(diào)控制，或僅研究孤島運行方式下直流微網(wǎng)運行狀況，缺乏備用能源，當(dāng)網(wǎng)內(nèi)能量過剩或嚴(yán)重不足時，將對直流微網(wǎng)穩(wěn)定運行產(chǎn)生嚴(yán)重影響。

針對上述問題，本文以大電網(wǎng)作為支撐，燃料電池作為網(wǎng)內(nèi)備用電源，建立多能互補直流微網(wǎng)模型，利用所構(gòu)建的改進分層協(xié)調(diào)控制策略，對不同運行模式及模式間的切換進行研究，驗證所構(gòu)建的控制策略是否能夠保證系統(tǒng)在各運行模式間平滑切換，從而實現(xiàn)直流微網(wǎng)的可靠穩(wěn)定運行和能量的最優(yōu)利用。

1　多能互補直流微網(wǎng)構(gòu)成

本文設(shè)計的多能互補直流微網(wǎng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。光伏分布式發(fā)電單元為主電源，進行功率輸出；蓄電池為儲能單元，通過充放電調(diào)整直流母線電壓的大小；負(fù)荷單元由不同電壓等級的直流負(fù)荷組成；并網(wǎng)雙向DC/AC變換器作為直流微網(wǎng)與大電網(wǎng)的接口變換器，可工作在逆變、整流和空閑3種狀態(tài)下，根據(jù)直流微網(wǎng)運行的動態(tài)特性自動切換，與大電網(wǎng)進行能量交換。

為提高本地負(fù)荷的供電可靠性，以燃料電池作為網(wǎng)內(nèi)輔助電源，僅在孤島運行且分布式電源及儲能發(fā)出功率無法滿足負(fù)荷需求時投入使用，避免直流母線電壓過度跌落造成供電質(zhì)量下降，甚至影響系統(tǒng)正常運行的情況發(fā)生。

圖1　多能互補直流微網(wǎng)結(jié)構(gòu)示意圖

2　變換器控制策略的實現(xiàn)

2.1光伏單元接口變換器控制

光伏單元通過boost變換器與直流母線相連，該變換器工作于MPPT狀態(tài)和恒壓狀態(tài)。并網(wǎng)狀態(tài)下，光伏單元始終工作在MPPT狀態(tài)；孤島狀態(tài)下，根據(jù)直流母線電壓偏差確定工作狀態(tài)。

采用電導(dǎo)增量法實現(xiàn)最大功率的跟蹤，仿真模型中將電壓擾動改為占空比操作，并建立標(biāo)準(zhǔn)條件下的光伏單元模型。

控制框圖如圖2所示。Upv，Ipv為光伏單元輸出電壓和電流；Udc，Urefdc，IL為直流母線電壓的實際值、參考值和變換器的電感電流。

圖2　光伏接口變換器控制框圖

2.2蓄電池單元雙向DC/DC變換器充放電控制

蓄電池存在恒流充電、恒壓充電、下垂控制和空閑備用4種工作狀態(tài)。并網(wǎng)運行時，蓄電池充電初始采取恒流充電，當(dāng)蓄電池電壓到達參考值后切換為恒壓充電，直到其SoC到達預(yù)定上限后停止充電，進入空閑備用。

孤島運行時，蓄電池處于下垂控制狀態(tài)，通過電壓電流雙環(huán)控制調(diào)節(jié)變換器輸出電壓，使其穩(wěn)定在電壓參考值附近。

蓄電池單元變換器控制框圖如圖3所示。UB，IB為蓄電池電壓、電流；ImaxB，IminB為蓄電池電流上下限；Udc，Urefdc為直流母線的實際值和電壓參考值。

圖3　蓄電池單元變換器控制框圖

2.3并網(wǎng)雙向DC/AC變換器控制

當(dāng)并網(wǎng)雙向DC/AC變換器用于并網(wǎng)運行時，實現(xiàn)直流微網(wǎng)與交流主網(wǎng)的功率交換。當(dāng)DG輸出功率小于網(wǎng)內(nèi)負(fù)荷及蓄電池充電所需功率時，變換器切換到整流狀態(tài)，交流主網(wǎng)補償網(wǎng)內(nèi)功率缺額；當(dāng)DG輸出功率大于網(wǎng)內(nèi)負(fù)荷及蓄電池充電所需功率時，變換器切換到逆變狀態(tài)，直流微網(wǎng)向主網(wǎng)輸送剩余電能，實現(xiàn)能量雙向流動，維持直流母線電壓穩(wěn)定。

雙向DC/AC變換器控制框圖如圖4所示。該變換器采用基于前饋解耦的雙閉環(huán)控制策略［21］。圖4中：直流側(cè)無功為0，即令=0；uabc，iabc為交流側(cè)相電壓和相電流；isd，isq為交流側(cè)相電流經(jīng)坐標(biāo)變換后的d軸和q軸分量；Ed，Eq為大電網(wǎng)三相電動勢d軸和q軸分量，為計算得出的交流側(cè)相電壓和相電流的d軸和q軸分量參考值；usd，usq為交流側(cè)相電壓d軸和q軸分量；為直流電壓參考值；LS為交流側(cè)電感；ω為大電網(wǎng)角頻率。

圖4　雙向DC/AC變換器控制框圖

2.4燃料電池變換器控制

燃料電池通過boost變換器接入直流母線作為輔助電源，通常處于空閑狀態(tài)，當(dāng)且僅當(dāng)DG和儲能無法滿足負(fù)荷需求時接入電網(wǎng)。燃料電池變換器采用恒壓控制，控制框圖如圖5所示，其中：UL2為電壓參考值；IL為變換器電感電流；Udc為直流母線電壓。

圖5　燃料電池變換器控制框圖

3　基于電壓變化量的分層控制

為增加直流微網(wǎng)運行可靠性和靈活性，利用分散式和統(tǒng)一式相結(jié)合的控制方法，在賦予各微源控制上的自主性的同時為其提供統(tǒng)一的切換判據(jù)。在下垂特性［22-23］的基礎(chǔ)上引入電壓偏差，設(shè)定直流微網(wǎng)母線電壓閾值，將母線電壓變化分成若干階段，以此確定各變換器的工作狀態(tài)，可實現(xiàn)可再生能源的最大利用限度和最優(yōu)儲能充放電控制，以解決網(wǎng)內(nèi)不平衡功率引起的直流母線電壓大范圍波動問題，提升直流微網(wǎng)的動態(tài)穩(wěn)定性。

根據(jù)直流母線電壓的變化量ΔUdc，控制策略可分成不同的控制層，在每個控制層下對應(yīng)調(diào)節(jié)各變換器的工作方式，確保網(wǎng)內(nèi)功率平衡。理論上，每個控制層至少有一端變換器作為平衡節(jié)點負(fù)責(zé)直流母線電壓的控制。電壓閾值滿足：

式（1）中：Udcn為直流母線額定電壓；UL3和UH3為直流微網(wǎng)穩(wěn)定運行允許的電壓邊界；UL1，UL2，UH1和 UH2為啟動儲能充放電和各變換器工作狀態(tài)切換的閾值。

應(yīng)適當(dāng)設(shè)置電壓閾值之間的差值。設(shè)置過大可能會使單個區(qū)間電壓允許波動范圍太大，引起嚴(yán)重的母線電壓波動，影響負(fù)荷正常供應(yīng)；設(shè)置過小會因測量誤差或電網(wǎng)擾動導(dǎo)致系統(tǒng)運行模式的誤切換。目前，直流微網(wǎng)的標(biāo)準(zhǔn)化規(guī)范尚未普遍確立，例如母線電壓等級和容差范圍等，文獻［24］提出了低壓微網(wǎng)的電壓偏差允許值。綜上所述，本研究設(shè)置Udcn為400 V；UH1，UH2，UH3分別設(shè)定為高于Udcn的2%，5%，10%；UL1，UL2，UL3分別設(shè)定為低于Udcn的2%，5%，10%。

3.1第1層控制——能量最優(yōu)協(xié)調(diào)化

第1層控制目標(biāo)主要是最大限度利用可再生能源，DG并網(wǎng)變換器工作在最大功率點跟蹤（maximum power point tracking，MPPT）狀態(tài)，蓄電池處于充電或空閑狀態(tài)，直流母線電壓允許變化范圍是|ΔUdc|＜2%，由下面兩種運行模式?jīng)Q定：

1）自由并網(wǎng)運行模式（以下簡稱模式1）。在此模式下，直流微網(wǎng)并網(wǎng)運行，雙向DC/AC變換器工作狀態(tài)由實時運行狀態(tài)自動切換。DG輸出大于負(fù)荷功率與儲能充電功率總和時，剩余功率送入交流主網(wǎng)，PG，PBm為負(fù)；當(dāng)DG輸出小于負(fù)荷功率與儲能充電功率總和時，由大電網(wǎng)補償網(wǎng)內(nèi)功率缺額，PG為正，PBm為負(fù)，如式（2）所示。

式（2）中：m，n代表蓄電池單元和光伏單元的個數(shù)；PPVi和PG代表光伏單元的輸出功率和微網(wǎng)與主網(wǎng)的交換功率；PBm和PL1，PL2代表蓄電池單元充放電功率和直流負(fù)荷功率。

蓄電池采取兩階段充電法，充電特性曲線如圖6所示，對其充放電剩余儲能容量進行限制，避免過充或過放，延長其使用壽命。蓄電池的剩余儲能容量一般用SoC狀態(tài)表示，取SoC上下限分別為90%和40%。此模式中，充電初始階段采取恒流充電方式，蓄電池端電壓達到參考值后轉(zhuǎn)為恒壓充電，直到其SoC達上限時充電電流為0，蓄電池進入空閑狀態(tài)，避免過充。任意控制層中PBm為負(fù)，表示蓄電池充電，放電時PBm為正。

圖6　蓄電池充電特性曲線

2）孤島平衡運行模式（以下簡稱模式2）。在此模式下，當(dāng)大電網(wǎng)發(fā)生故障時，直流微網(wǎng)進入孤島運行狀態(tài)。直流母線電壓在此區(qū)間表明DG輸出總功率與負(fù)荷功率滿足功率平衡，可用式（3）表示。

該狀態(tài)下，負(fù)荷和DG輸出功率發(fā)生的微小變化可能導(dǎo)致直流電壓在該區(qū)間內(nèi)發(fā)生波動，為避免蓄電池的頻繁充放電，使其處于空閑狀態(tài)。在此模式下，DG變換器仍工作在MPPT狀態(tài)，網(wǎng)內(nèi)缺少平衡節(jié)點，但直流母線電壓允許在小范圍內(nèi)波動。

3.2第2層控制——儲能充放電

此層控制下，直流微網(wǎng)處于孤島運行狀態(tài)，DG并網(wǎng)變換器仍按MPPT狀態(tài)工作，蓄電池通過充放電控制直流母線電壓穩(wěn)定，直流微網(wǎng)處于儲能充電調(diào)節(jié)模式（以下簡稱模式3）或儲能放電調(diào)節(jié)模式（以下簡稱模式4），直流電壓變化范圍為2%≤|ΔUdc|＜5%。

蓄電池充放電采用圖7所示下垂控制方法。第i個蓄電池單元Bi的電壓調(diào)節(jié)能力分配采用如下線性下垂方法：

式（4）中：Urdecf為輸出電壓參考值；KBi和IBi為第i個蓄電池單元的初始下垂系數(shù)和直流母線側(cè)電流。當(dāng)蓄電池單元充電時，IBi＜0；當(dāng)蓄電池單元放電時，IBi＞0。

在蓄電池單元充放電的過程中，單元間的協(xié)調(diào)控制必不可少，其SoC不斷變化。基于蓄電池單元的實時SoC自主調(diào)節(jié)充放電下垂系數(shù)，通過單元間的均衡充放電可有效平衡蓄電池SoC。第i個蓄電池單元SoC與所有蓄電池單元平均SoC間的比率αi定義為：

比率αi用于調(diào)節(jié)第i個儲能單元并網(wǎng)變流器的下垂系數(shù)，自主修正調(diào)節(jié)后的下垂系數(shù)為：

式中：K'Bi為第i個儲能單元變換器修正后的下垂系數(shù)，其對儲能充放電率的影響如表1所示。

圖7　蓄電池下垂特性曲線

表1　基于SoC的下垂系數(shù)自主修正

修正后的下垂系數(shù)與初始下垂系數(shù)和蓄電池單元SoC有關(guān)。充電過程中，第i個蓄電池單元的SoC高于平均SoC時，其下垂系數(shù)應(yīng)逐漸變大，充電電流也隨之減小。相反，放電過程中，第i個蓄電池單元的SoC低于平均SoC時，其下垂系數(shù)應(yīng)逐漸變大，放電電流也隨之減小。

3.3第3層控制——極限運行狀態(tài)

第3層控制對應(yīng)系統(tǒng)孤島運行時網(wǎng)內(nèi)功率嚴(yán)重不平衡的狀態(tài)，為避免因直流母線電壓過高或過低導(dǎo)致直流微網(wǎng)崩潰，采取相應(yīng)的運行模式切換。在該層控制下，直流電壓變化范圍為5%≤|ΔUdc|＜10%，由以下兩種運行模式?jīng)Q定：

1）能量過剩運行模式（以下簡稱模式5），即5%≤ΔUdc＜10%。當(dāng)直流母線電壓變化量處于該區(qū)間時，DG輸出功率過剩，其中一個DG并網(wǎng)變換器不再工作在MPPT狀態(tài)。而處于恒壓輸出時，通過下垂控制調(diào)節(jié)Udc使蓄電池恒流充電。DG并網(wǎng)變換器下垂特性表達式為

式中：Urdecf，KPV和Idc為輸出電壓參考值、DG單元下垂系數(shù)和直流母線側(cè)電流。

2）能量不足運行模式（以下簡稱模式6），即-10%＜ΔUdc≤-5%。當(dāng)直流母線電壓變化量位于該區(qū)間時直流微網(wǎng)處于重載狀態(tài)，DG并網(wǎng)變換器工作于MPPT狀態(tài)，蓄電池通過放電控制直流母線電壓，控制方法與第2層控制類似，如式（8）所示。

當(dāng)蓄電池SoC達到下限40%時，為避免直流母線電壓崩潰，燃料電池投入使用，補償因DG和儲能發(fā)出功率不足造成的功率缺額。燃料電池輔助電源僅在DG最大功率輸出且儲能容量到達下限時投入運行，避免因過早啟動造成浪費。

4　仿真分析

為判定所建立的控制策略在直流微網(wǎng)母線電壓控制及能量協(xié)調(diào)控制中的有效性，本研究通過Matlab/Simulink建立仿真模型，對各種運行模式進行仿真驗證分析。仿真模型主要包括：光伏單元10組，在標(biāo)準(zhǔn)條件（溫度T=25℃，輻照度S= 1 000W/m2）下工作；儲能單元選用鉛酸蓄電池2組，額定電壓為120 V，標(biāo)稱容量為100 Ah；燃料電池額定功率為6 kW，額定電壓為45 V；直流母線額定電壓為400 V。在運行狀態(tài)1～5中，蓄電池1和2的初始SoC分別為89.8%和89.85%；在運行狀態(tài)6中，蓄電池1和2的初始SoC分別為40.01%和40.02%。

對前述6種運行模式的穩(wěn)態(tài)、模式內(nèi)和模式間的動態(tài)切換均進行了仿真驗證，具體內(nèi)容如下：

1）運行狀態(tài)1（模式1內(nèi)運行變化）。該運行狀態(tài)下，直流微網(wǎng)處于模式1。光伏變換器工作在MPPT狀態(tài)，輸出功率為20 kW，蓄電池充電功率為5 kW，直流微網(wǎng)通過雙向DC/AC變換器的工作狀態(tài)切換來實現(xiàn)直流母線電壓的穩(wěn)定控制。仿真初始總負(fù)荷功率為5 kW，網(wǎng)內(nèi)剩余功率10 kW送入主網(wǎng)。5 s時，負(fù)荷功率增大，網(wǎng)內(nèi)出現(xiàn)功率缺額，雙向DC/AC變換器切換至整流狀態(tài)，由交流主網(wǎng)為直流微網(wǎng)提供功率缺額。仿真波形如圖8所示，其中PPV，PB，PG，PL，Udc分別為光伏單元輸出總功率、儲能單元充放電功率、直流微網(wǎng)與大電網(wǎng)的交換功率、負(fù)荷總功率以及直流母線電壓。

圖8　運行狀態(tài)1下的直流微網(wǎng)工作特性

該控制層中，蓄電池組采取兩階段充電，僅工作在充電或空閑狀態(tài)。如圖9所示，其中：Ibat1，Ibat2分別為蓄電池1和2的充放電電流；Ubat1，Ubat2分別為蓄電池1和2的端電壓；SoC1，SoC2分別為蓄電池1和2的剩余容量。蓄電池1和2初始恒流充電，電壓逐步上升，當(dāng)端電壓到達參考值后轉(zhuǎn)為恒壓充電，充電電流逐步下降。為延長使用壽命，當(dāng)蓄電池SoC到達90%時充電完成，充電電流降為0，蓄電池組進入空閑狀態(tài)。

2）運行狀態(tài)2（模式1切換至模式2）。對模式1內(nèi)的動態(tài)切換，以及模式1和模式2間的動態(tài)切換進行了仿真驗證，仿真波形如圖10所示。系統(tǒng)在0～4 s內(nèi)處于并網(wǎng)運行狀態(tài)，運行特性同運行狀態(tài)1類似。在4 s時，系統(tǒng)由并網(wǎng)運行切換為孤島運行，蓄電池停止充電，此時，光伏單元輸出功率與負(fù)荷總功率滿足平衡，直流母線電壓穩(wěn)定在額定值400 V。

圖9　運行狀態(tài)1下的蓄電池工作特性

圖10　運行狀態(tài)2下的直流微網(wǎng)工作特性

3）運行狀態(tài)3（模式2切換至模式3）。該運行狀態(tài)對應(yīng)模式2向模式3的切換。網(wǎng)內(nèi)初始滿足功率平衡，蓄電池處于空閑狀態(tài)，直流母線電壓處于額定值400 V。2 s時，負(fù)荷減小，直流母線電壓驟升，為維持直流母線電壓穩(wěn)定，直流微網(wǎng)進入第2層控制。蓄電池通過自主調(diào)節(jié)下垂系數(shù)穩(wěn)定直流母線電壓。如圖11所示，2 s后，通過蓄電池的充電調(diào)節(jié)，直流母線電壓穩(wěn)定在該層控制的電壓區(qū)間內(nèi)。

圖11　運行狀態(tài)3下的直流微網(wǎng)工作特性

4）運行狀態(tài)4（模式2切換至模式4）。對模式2向模式4的切換進行了仿真驗證，直流微網(wǎng)同樣處于第2層控制，仿真波形如圖12所示。初始工作特性與運行狀態(tài)3相同。在2 s時，負(fù)荷功率增加，直流母線電壓驟降，此時，蓄電池同樣采用第2層控制的自主調(diào)節(jié)下垂系數(shù)放電方法，將直流母線電壓穩(wěn)定在該層控制允許的電壓區(qū)間內(nèi)。

圖12　運行狀態(tài)4下的直流微網(wǎng)工作特性

5）運行狀態(tài)5（模式3切換至模式5）。該運行狀態(tài)對應(yīng)網(wǎng)內(nèi)負(fù)荷功率持續(xù)降低，直流微網(wǎng)進入輕載的狀態(tài)，此時直流母線電壓繼續(xù)升高，直流微網(wǎng)由模式3切換至模式5，仿真波形如圖12所示。直流微網(wǎng)初始處于模式3，采取第2層控制，直流母線電壓穩(wěn)定在該控制層允許電壓區(qū)間。2 s時，負(fù)荷功率降低，直流母線電壓繼續(xù)升高，進入第3層控制電壓區(qū)間。通過蓄電池及光伏單元工作狀態(tài)的切換，直流母線電壓穩(wěn)定在第3層控制允許電壓區(qū)間內(nèi)。

6）運行狀態(tài)6（模式4切換至模式6）。圖14給出直流微網(wǎng)運行狀態(tài)6下的仿真波形，其中Pnon為燃料電池輸出功率。該狀態(tài)下，系統(tǒng)處于重載狀態(tài)，5 s時，負(fù)荷功率繼續(xù)增大，直流母線電壓驟降，直流微網(wǎng)由模式4切換至模式6，進入第3層控制，蓄電池通過下垂放電使直流母線電壓穩(wěn)定在該層控制允許電壓區(qū)間內(nèi)。為避免蓄電池過放，當(dāng)其SoC到達下限40%時，蓄電池停止放電，如圖14所示，蓄電池1和2分別在14 s和23 s時退出運行。23 s后，燃料電池作為直流微網(wǎng)的輔助電源投入運行，作為網(wǎng)內(nèi)的平衡節(jié)點補償網(wǎng)內(nèi)功率缺額，直流母線電壓依舊穩(wěn)定在該區(qū)間內(nèi)。

圖14　運行狀態(tài)6下的直流微網(wǎng)工作特性

5　結(jié)論

1）網(wǎng)內(nèi)各單元變換器能有效協(xié)調(diào)控制，建立的模型可在2種不同運行方式及6種運行模式間實現(xiàn)快速、平滑的切換。

2）優(yōu)化了蓄電池工作特性，避免了頻繁充放電切換，延長了蓄電池的使用壽命。

3）在任何運行模式下，直流母線電壓都能有效維持在穩(wěn)定范圍內(nèi)，各類微源得到了最優(yōu)利用，提高了網(wǎng)內(nèi)電能質(zhì)量。

該控制策略能實現(xiàn)網(wǎng)內(nèi)能量動態(tài)平衡，維持直流母線電壓穩(wěn)定，保證直流微網(wǎng)的運行可靠性，可為包含其他分布式電源和儲能系統(tǒng)（例如風(fēng)力發(fā)電、超級電容等）的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)的控制研究及多直流微網(wǎng)組網(wǎng)運行研究提供依據(jù)，具有較廣闊的應(yīng)用前景。

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（責(zé)任編輯楊黎麗）

Research on Hierarchical Coordinated Control Strategy of Voltage and Energy for M ulti-Energy Com p lementary DC M icrogrid

JIANG Dong-rong，YAN Rui-fan，SHEN Dan-wei，JIANGWei，LIHai-long
（College of Electronic Engineering and Automation，Chongqing University of Technology，Chongqing 400054，China）

Energy coordination control of DC microgrid would significantly impact the power quality and power supply reliability.Because of the islanding DC microgrid lacking support with the main grid，an abnormal DC voltage with power imbalance could seriously affect power supply quality，or even cause the whole system collapse.Therefore，amulti-energy complementary DCmicrogrid model was built for resolving the voltage stability and energy optimal coordination control.Meanwhile，an improved hierarchical control strategy using the DC voltage variation range was utilized.Under anycontrol level，the corresponding operation condition of converterswould be autonomously chosen.So，DCmicrogrid power quality and supply reliability was improved.Finally，the characteristics of DC bus voltage and powerexchange were analyzed in the simulations on a DCmicrogrid in differentoperation modes.The simulations demonstrate the feasibility and validity of the proposed control strategies.

DCmicrogrid；distributed generation；energy storage system；bus voltage

TM711

A

1674-8425（2015）05-0103-09

10.3969/j.issn.1674-8425（z）.2015.05.019

2014-12-31

重慶市教委科研項目（KJ120803）

蔣東榮（1970—），男，重慶忠縣人，博士，副教授，主要從事電力系統(tǒng)運行與控制、智能電網(wǎng)、電力市場方面的研究。

蔣東榮，顏瑞凡，申丹偉，等.多能互補直流微網(wǎng)電壓與能量分層協(xié)調(diào)控制策略［J］.重慶理工大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2015（5）：103-111.

format：JIANG Dong-rong，YAN Rui-fan，SHEN Dan-wei，et al.Research on Hierarchical Coordinated Control Strategy of Voltage and Energy for Multi-Energy Complementary DCMicrogrid［J］.Journal of Chongqing U-niversity of Technology：Natural Science，2015（5）：103-111.