多模式下風電直流微網功率協調控制策略研究*

張敏，付媛，王毅，袁鑫

（華北電力大學新能源電力系統國家重點實驗室，河北保定071003）

0 引 言

直流微電網中包含多種類型的分布式發電、負載單元、儲能裝置和并網變流器［1-4］。微網在不同工況和電網擾動下，各單元換流站的功率平衡是提高能源利用率和系統運行可靠性的保證。

近年來，對直流微電網的結構、運行模式、控制方法已有大量研究。文獻［5］提出一種適用于光伏直流微電網系統的能量管理與協調控制方法，該方法將系統劃分為4種工作模態，分析了各工作模態的轉換條件和控制方法，但只考慮了并網運行和孤島運行的情況，缺少對換流站限流、短時故障等多種工況的討論。文獻［6］研究了交直流混合微電網在并網運行和孤島運行時各換流站的控制策略，但忽略了孤島運行時微網內部功率不足，蓄電池出現深度放電情況的考慮。文獻［7-8］針對直流微電網的不同工況，提出了一種電壓分層的協調控制方法，但是控制相對復雜。文獻［9］將多端直流系統分為3種運行模式，在系統負荷大幅突變后，采用虛擬慣性控制和調整槳距角的方法，達到改變風機出力的目的。以上文獻均對直流微電網的穩定運行提出了有效的控制策略，但對于系統在多種運行模式下，如何進行平衡切換和功率協調未見文獻提及。

為此，文章首先考慮微網的運行方式和換流站功率裕量，將直流微電網系統分為5種運行模式，并給出每種模式的切換條件，進而提出了一種基于多變量的功率協調控制策略，根據并網變流器電流、蓄電池荷電狀態以及直流電壓的變化量自動調節各端換流站的工作方式，保證微網的穩定運行。最后，在MATLAB/Simullink中建立模型，對風電直流微電網在不同運行模式下的情況進行仿真，驗證所提出功率協調控制策略的控制效果。

1 風電直流微網的構成和運行模式

1.1 風電直流微網的構成

風電直流微網的整體結構如圖1所示，主要由分布式發電單元、儲能單元、負荷單元和并網變流器組成。

圖1 風電直流微網結構Fig.1 Structure of the wind turbine-based DCmicro-grid

分布式發電單元由全功率籠型異步風電機組構成，通過換流器W-VSC并入直流微電網。其主要功能是實現風機側的有功無功解耦［10］和最大功率跟蹤跟蹤（Maximum Power Point Tracking，MPPT）。

儲能單元采用蓄電池儲能（Battery Energy Storage，BES），通過雙向DC/DC換流器接入直流網絡并實現充放電功能，DC/DC換流器為Buck/Boost型變換器，采用電壓和電流環的雙閉環控制策略。

負載單元由交流負載和直流負載組成，直流負載直接連接在直流母線上，而交流負載通過換流器L-VSC并入直流網絡。

并網變流器（G-VSC）將直流網絡和交流主網連接，正常運行時，并網換流器的作用就是實現主網和微電網能量的雙向流動，保證直流母線電壓穩定。

1.2 風電直流微網的多種運行模式及其切換條件

綜合考慮微網的運行方式和換流站功率裕量，提出以下的5種運行模式，各模式下具體的協調控制流程圖如圖2所示。

（1）并網運行模式（Model 1）：該模式下，并網變流器G-VSC作為功率平衡節點，起到穩定直流母線電壓的作用，籠型異步風電機組工作在最大功率跟蹤狀態，蓄電池充電儲能；

（2）限流運行模式（Model 2）：直流微電網并網運行后，由于負載突增的原因，導致電網需要輸出的功率超過了網側換流器的額定功率，此時G-VSC飽和，輸出電流被限定在IG＿max，失去了穩定直流母線電壓的作用，電壓跌落，此時蓄電池放電，補償功率的缺額，穩定直流電壓；

（3）短時故障運行模式（Model 3）：該模式主要應對電網發生短時故障導致G-VSC功率交換受限制的情況，此時蓄電池放電，控制直流電壓，當電網故障清除之后，電網電壓恢復，Model 3切換到Model 1；

（4）孤島減載運行模式（Model 4）：該模式下，風機、蓄電池和負載功率需要保持平衡以穩定直流電壓。當風速較小且負載較大時，DC/DC換流器飽和，輸出電流嵌位在IB＿max，無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IB≥IB＿max或蓄電池SOC≤40%時，需要切除部分次要負載；

（5）孤島降功率運行模式（Model 5）：該模式下，風機發電功率大于負載功率，蓄電池充電儲能。當SOC＞80%時，蓄電池停止工作，電網內部能量過剩，直流電壓升高，需要調整風機的槳距角，降低捕獲的風能。

2 風電直流微網的功率協調控制策略

微網并網運行時，風機進行MPPT控制，輸送捕獲風能，蓄電池恒流充電，直至SOC達到限值80%。并網換流器G-VSC采用下垂控制將直流電壓穩定在0.98 pu～1.02 pu。當負載突增過大或者交流側出現故障時，微網切換到限流和短時故障的模式，此時G-VSC由于飽和或者故障退出，失去對直流電壓的控制作用，當｜ΔUdc｜＞0.02 pu時，蓄電池采用電壓下垂控制，重新穩定直流電壓。當微網孤島運行時，就要根據風電輸入功率和負載功率的大小，選擇是要切除次要負載還是風機降功率運行。

圖2 直流微網協調控制流程圖Fig.2 Coordinated control flow char of DCmicro-grid

（1）W-VSC的協調控制策略：風電機側的換流站在Model 1～Model 4中都運行在最大功率跟蹤的工作狀態下。但是在Model5中，蓄電池SOC達到80%之后就退出運行，此時風電功率大于負載功率，可以通過開環槳距角控制，減小風電機組出力，使得微電網內部功率重新平衡。

（2）G-VSC的協調控制策略：G-VSC在 Model 1和Model 2中起到穩定直流電壓的作用，它采用雙閉環矢量控制，內環是電流控制環，外環采用電壓下垂控制，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，kG＝0.02/IG＿max，IG＿max為直流側電流的最大值，和 Udc＿G分別為直流電壓的參考值和實際值。

G-VSC采用電網電壓定向的矢量控制策略，在dq同步旋轉坐標系下，并網側和直流側的有功功率可表示為：

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

根據功率守恒，由式（1）～式（3）可知G-VSC采用下垂控制時的內環電流參考值為：

本文只考慮有功功率的傳輸，故無功電流指令都給定零。G-VSC下垂控制的實現框圖如圖3所示。

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

（3）Bi-VSC的協調控制策略：蓄電池側 DC/DC換流站采用雙閉環控制，一旦G-VSC因故失去對直流電壓的控制作用，BES就通過充放電來維持微網內的功率平衡。其 Udc＿B-Idc＿B下垂特性可表示為：

式中kB為下垂系數；和 Udc＿B分別為 DC/DC直流母線側電壓的參考值和實際值。

由功率守恒可知，DC/DC在下垂控制策略下內環電流的參考值為：

式中UB為蓄電池的電壓，BES單元下垂控制的實現框圖如圖4所示。

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

（4）L-VSC的協調控制策略：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現上述目標。交流電壓us經過PI調節器與指令值us＿ref的自動跟蹤，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 系統簡介

本文利用Matlab/Simulink仿真軟件搭建了如圖1所示的直流微網系統，系統包含5臺20 kW的全功率籠型異步風力發電機組，直流微電網直流母線電壓為1 200 V，并網變流器G-VSC額定容量為60 kW，仿真時風力發電系統視為等值機組。儲能系統采用容量為20 kWh的蓄電池，額定電壓400 V。直流微電網含有兩個直流負載L1、L2以及兩個交流負載L3、L4，其中 L1、L2為電阻性負載，L3、L4為額定電壓 220 V、頻率50 Hz的恒功率型負載，L1～L4重要性依次降低。

仿真中規定G-VSC、DC-DC的功率以流向變流器為正方向，風機轉速以及直流母線電壓均采用標幺值。下面分別對并網、變流器限流、短時故障和孤島減載以及風機降功率運行的模式進行仿真。

3.2 仿真算例1

風電直流微電網在并網運行（Model 1）的仿真結果如圖6所示。仿真開始時，風速為 8 m/s，風電機組在MPPT狀態下運行，輸出功率約為34.6 kW。負荷 L4（20 kW）和 L2（10 kW）接入微網，負載總功率30 kW。蓄電池SOC初始值為79.4%，并網后開始充電，充電功率約4.5 kW，此時交流主網與直流微電網幾乎沒有功率交換，直流母線電壓也被G-VSC控制在1.002 pu。第4 s時風速階躍變化到11 m/s，風機發出的功率增加到75 kW，而負載和蓄電池充電功率恒定，多余的功率流向交流主網。第6 s時 L1（10 kW）接入網，且SOC達到設定的上限值80%，停止充電。第10 s時L3（20 kW）接入微網，12 s時風速減小至9 m/s，14 s時L3又與微網斷開。到16 s時，風機輸出功率48 kW，負載功率40 kW，電網吸收功率約為8 kW，功率守恒。

由圖6可以看出，并網運行時，G-VSC能夠根據風速和負荷的變化，利用下垂控制調節直流微網與交流主網的不平衡功率，維持直流母線電壓穩定。

圖6 并網運行模式下的仿真結果Fig.6 Simulation result under grid-connected operation mode

3.3 仿真算例2

風電直流微網在限流運行（Model 2）模式下，仿真結果如圖7所示。算例中風電機組輸出功率始終為34.6 kW，負載功率50 kW，蓄電池以4.5 kW的功率放電，此時G-VSC向直流微電網提供12 kW的功率，直流母線電壓穩定。第6 s時，負載突增至108 kW，G-VSC提供的功率很快達到上限值60 kW，PI調節器飽和，G-VSC失去了對直流母線電壓的控制作用，直流電壓迅速下降，不過很快BES單元做出響應，切換到電壓控制模式，相應地增大放電功率至15 kW，補償微電網的功率缺額，將直流電壓穩定在0.98 pu左右。第10 s時，切除20 kW的負載，G-VSC輸入到微電網的功率下降，控制器退飽和，重新恢復對直流母線電壓的控制作用，直流電壓上升。第14 s時，又切除了50 kW的負載，BES單元和G-VSC輸入的功率都減小，恢復到剛開始仿真時的功率補給狀態，直流電壓重新穩定。

圖7 限流運行模式下的仿真結果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因為限流飽和失去穩定直流電壓的作用時，BES單元也能切換到電壓控制模式重新穩定直流電壓，實現了Model 1與Model 2之間的平滑切換。

3.4 仿真算例3

直流微電網出現短時故障（Model 3），參數設置與3.3相同，仿真結果如圖8所示。負載功率始終為55 kW，開始時蓄電池以8 kW左右的恒定功率充電，G-VSC向微電網提供約為28 kW的功率，直流母線穩定在0.994 pu。在4 s時電網發生持續時間為500 ms的三相短路故障，使G-VSC工作在限流模式而無法穩定直流母線電壓，Udc＿G迅速跌落。到4.4 s時，Udc＿G數值已經下降到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恢復到正常工作狀態。

圖8 短時故障運行模式下的仿真結果Fig.8 Simulation result under short-time failure operation mode

由圖8可以看出，在微電網發生短時故障，通過BES單元的控制模式轉換，能夠使系統恢復到正常的工作模式，實現Mode l～Model 3之間的平滑切換。

3.5 仿真算例4

直流微電網運行在孤島減載模式下，仿真結果如圖9所示。直流微電網最初穩定運行在孤島模式，風速為9 m/s，輸出功率47.8 kW，負載功率65 kW，蓄電池約以9 kW的功率充電，SOC初始值為40.3%，G-VSC向微電網提供功率為27.5 kW，直流母線電壓穩定在1 pu。

第6 s時，直流微電網切換到孤島運行模式，GVSC輸入功率瞬間變為零，BES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補償功率缺額，由于｜ΔPB｜≈｜ΔPG｜，直流電壓基本還能保持穩定。第8 s時，風速降低到8 m/s，風機輸出功率降低，微電網內部功率不平衡，直流母線電壓開始下降，到10 s時 Udc＿B數值為0.96 pu，需要切除負載，保證微網穩定運行，此時L4（20 kW）被切除。負載切除后，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時其SOC數值降到了40.1%，為了避免蓄電池深度放電，此時又切除了負荷L3（20 kW）。由于風電輸送功率PW（34.6 kW）＞PL（25 kW），BES單元重新開始充電，SOC上升，到18 s時直流母線電壓穩定在1.002 pu。

圖9 孤島減載運行模式下的仿真結果Fig.9 Simulation result under islanded load-off operation mode

3.6 仿真算例5

直流微電網在孤島降功率模式下運行，仿真結果如圖10所示。風速恒定為8 m/s，輸出功率34.6 kW，負載功率26 kW，蓄電池以8 kW的功率充電，直流電壓保持穩定。4.3 s時，SOC達到上限值80%，蓄電池停止充電。由于PW＞PL，直流電壓不斷上升，當Udc＿B＞1.02 pu時，采用調整槳距角的策略降低風機輸入功率。槳距角β從0°上升到9°，風電功率PW也降低到了19.3 kW，此時PW＜PL，直流電壓又逐漸降低。第 14 s時，Udc＿B＜0.99 pu，為了遏制直流電壓下降趨勢，保證微電網功率平衡，BES單元重新投入電網，并切換到電壓控制模式，此時蓄電池以8 kW的功率放電，補充風電機組與負載單元的功率差額，直流電壓重新上升，到18 s時，基本穩定在1.0 pu。

圖10 孤島降功率運行模式下的仿真結果Fig.10 Simulation result under islanded power-down operation mode

通過Model 4和Model 5的仿真可以看出，直流微電網孤島運行模式下，當出現負載或者風電機組輸出功率過大而導致BES不能穩定直流電壓時，可以通過切除負載和風機減載運行解決上述問題，實現孤島運行模式和并網運行模式的平滑切換。

4 結束語

在對風電直流微電網的多種運行模式進行研究的基礎上，提出了一種在基于多變量的功率協調控制策略，實現了風電直流微電網系統在多種運行模式下的功率平衡。綜合考慮了微網的運行方式和換流站功率裕量，提出了風電直流微電網的五種運行模式及其切換條件，避免了多換流站過載，同時保證了多種模式的平滑切換，也為進一步提出功率協調控制方案奠定了基礎。提出了基于并網換流器電流、蓄電池SOC以及直流母線電壓變化量等多變量的功率協調控制策略，既提高了各端換流站的功率協調能力，又維持了多種運行模式下直流電壓的恒定，從而保證了風電直流微電網系統的運行穩定性。