孤島交直流混合微電網功率互助策略

王植，馬振，胡鵬濤，朱永強

(新能源電力系統國家重點實驗室(華北電力大學)，北京市102206)

0 引 言

隨著直流型分布式電源和負荷日益增多，能夠同時向交直流負荷供電，從而減少電力電子變換環節，降低能量損耗的交直流混合微電網引起了人們的注意[1-4]。

相比于單純的交流微電網或直流微電網而言，交直流混合微電網可以通過子微網之間的互助互濟來抑制系統功率波動，這也是交直流混合微電網所特有的調節手段[5-6]。在孤島交直流混合微電網中，母線電壓由于沒有大電網的支撐而易受到微源出力波動性和間歇性的影響，而交、直流微電網間合理的互助能夠充分利用交直流混合微網中的可控微源，平抑功率波動，提高間歇式能源的消納能力。然而不合理的互助不僅無法平抑功率波動，甚至會影響交直流混合微電網的穩定性。因此如何實現交、直流微電網間合理的功率互助成為了交直流混合微電網能量管理的研究重點。

交、直流微電網間合理的功率互助依靠對雙向DC/AC互聯變流器(inter-linking converter, ILC)的合理控制來實現。針對孤島狀態下的混合微電網：文獻[7]分析了當交直流混合微電網中只有直流微網裝設可控分布式電源時的功率協調控制策略，在孤島時互聯變流器工作于v/f模式以穩定交流側母線電壓；文獻[8]將整個交直流混合微電網看成一個整體，互聯變流器根據瞬時功率平衡方程來傳輸互助功率，但未設置互聯變流器的動作閾值，導致互聯變流器頻繁動作，造成不必要的功率損耗；文獻[9]提出了避免互聯變流器運行模式頻繁切換的分段控制策略，但未考慮頻率與電壓的暫態波動過程；文獻[10]基于正則化的交流頻率和直流電壓，研究了交直流混合微電網中互聯變流器的控制策略以實現混合微電網的互助互濟，但強制性地讓2個子微網的交流頻率與直流電壓相對變化量相同，交、直流微電網未能根據自身的條件來承擔功率波動；文獻[11]提出了考慮子微網自身條件的多時間尺度功率協同控制策略，但直流微網母線電壓由互聯變流器支撐，對互聯變流器可靠性要求較高；文獻[12]提出了基于全網功率成比例分配原則的雙向AC/DC 換流器外環功率控制策略，但未考慮蓄電池荷電狀態(state of charge, SOC)的影響。

針對上述問題，本文提出一種考慮交、直流子微網自身條件以及蓄電池荷電狀態的孤島交直流混合微電網互助策略，實現交、直流子微網間合理的功率互助。首先，為了避免互聯變流器頻繁動作帶來功率損耗，提出分層控制策略，該策略包括功率自治層與互助層，并對互助層的啟停策略進行合理設計；其次，提出基于子微網自身條件以及蓄電池荷電狀態的功率互助目標，并設計基于交流頻率和直流電壓反饋的功率協同控制算法以實現功率互助目標。最后，通過仿真驗證所提互助策略的有效性。

1 孤島混合微電網結構

本文所研究的交直流混合微電網典型拓撲如圖1所示，由交流微網、直流微網和互聯變流器構成。交流微網中包含風電機組、微型燃氣輪機以及交流負荷，直流微網中包含光伏、蓄電池以及直流負荷。交流微網與直流微網通過ILC與固態切換開關(solid-state transfer switch,SSTS)連接，實現兩側功率互助。

風機與光伏屬于間歇型分布式微源(intermittent distribution generation, IMDG)，通常采用最大功率點跟蹤(maximum power point tracking, MPPT)控制[13-14]，以充分利用間歇式電源發出的電能。微型燃氣輪機(microturbine, MT)與蓄電池屬于可控型分布式微源(dispatchable distribution generation, DPDG)，具備一定可調容量，采用下垂控制[15-16]作為平衡節點來穩定微電網頻率和電壓，以確保系統的穩定運行。

圖1 孤島交直流混合微電網結構Fig.1 Structure of a hybrid microgrid in island operation mode

2 混合微電網分層控制

由于ILC在傳輸功率的過程中存在一定的損耗，為了避免微弱的功率波動導致ILC頻繁動作而引起不必要的功率損耗，本文根據ILC是否傳輸功率，將混合微電網的運行狀態分為功率自治模式和功率互助模式，如表1所示。并在2.2節詳細說明系統運行模式如何切換。

表1 系統工作模式Table 1 System operation modes

2.1 功率自治模式

在功率自治模式中互聯變流器不傳輸功率，交、直流微網間無功率交換。本節主要說明交、直流微網如何通過對DPDG的控制實現功率自治。在直流微網中蓄電池側換流器B-DC作為直流微網的有功功率平衡節點，控制直流電壓的穩定。B-DC采用雙閉環控制，內環為電流環，電壓外環采用下垂控制，其下垂特性為：

(1)

交流微網中微型燃氣輪機側換流器M-AC作為交流微網的功率平衡節點，同樣采用下垂控制，其下垂特性為：

(2)

2.2 系統運行模式切換

ILC通過檢測本地信號交流頻率f與直流母線電壓Udc，實現對系統工作模式的判斷。

當UL≤Udc≤UH，fL≤f≤fH時，交流微網的頻率與直流微網的電壓均在額定值附近，即可認為子微網能夠通過自身可控微源的動作保證功率平衡。此時系統應工作于功率自治模式，不需要功率互助。其中UH、UL、fH和fL均為ILC動作閾值。當事件A:UH

綜上可知，系統運行模式切換策略為：系統首先運行于功率自治模式，只有當事件A或事件B成立，即A∪B=1時，系統才切換到功率互助模式；當系統運行在功率互助模式后，只有當A∪B=0時，系統切換至功率自治模式。但需要注意以下2種情況：

1)當系統進入功率互助模式時，交、直流微網間發生功率交換。經功率交換后，事件A和B可能均不成立，但并不代表交、直流微網間不需要互助互濟。據此設計事件A*和B*，以判斷系統何時退出功率互助模式。

A*:UH<(Udc-k1PILC)∪(Udc-k1PILC)

(3)

B*:fH<(f+k2PILC)∪(f+k2PILC)

(4)

式中：PILC為ILC的輸出功率，規定以直流微網傳輸到交流微網為正方向(PILC>0)；Udc-k1PILC表示若ILC停止傳輸功率，直流微網的預期電壓；f+k2PILC表示若ILC停止傳輸功率，交流微網的預期頻率。

由式(3)與式(4)可知，A*∪B*=1表示若ILC停止傳輸功率，系統會重新進入功率互助模式。所以為避免系統運行模式的頻繁切換，當A*∪B*=1時，ILC應保持動作，即系統應保持運行于功率互助模式。只有當A*∪B*=0時，系統切換至功率自治模式。

當交、直流微網間無功率交換時，PILC=0，這時A*=A，B*=B，所以系統運行模式切換策略改進為：系統首先運行于功率自治模式，只有當事件A*或事件B*成立，即A*∪B*=1時，系統才切換到功率互助模式；當系統運行在功率互助模式后，只有當A*∪B*=0時，系統切換至功率自治模式。

2)考慮頻率與電壓的暫態波動過程。當混合微電網系統發生短期功率波動時，交流頻率或直流母線電壓會出現暫態波動，造成事件A*或B*在成立與不成立間快速切換，進而導致系統運行模式切換頻繁。為避免上述情況，將系統運行模式切換策略改進為：系統首先運行于功率自治模式，只有當事件A*或事件B*成立，且持續時間大于T時，系統才切換到功率互助模式；當系統運行在功率互助模式后，只有當A*∪B*=0，且持續時間大于T時，系統切換至功率自治模式。

綜上，本文采取如圖2所示的運行模式切換示意圖。

圖2 系統運行模式切換示意圖Fig.2 Changing between system operating models

圖2中：T0表示采樣時間步長；t表示累計時間；T表示判斷持續時間。本文中T0=50s，T=0.05 s。

2.3 功率互助模式

在功率互助模式中，通過對ILC的控制實現交、直流微網間功率互助互濟，互助策略是本文的研究重點。由于直流微網中不存在無功功率的平衡問題，并且為了降低ILC承擔的功率負擔，本文所提的功率互助策略僅針對有功功率的互助，ILC以單位功率因數運行，無功功率參考值設置為0。

2.3.1功率互助目標

考慮到混合微電網中，交、直流子微網承擔功率波動的能力存在一定差別以及蓄電池充放電深度的限制，本文提出交、直流微電網間功率互助的目標為：無論功率波動出現在交流微網還是直流微網，2個子微網都能夠根據自身條件(包括可控微源功率調節范圍的大小以及對電能質量要求)共同承擔系統功率波動，并維持蓄電池荷電狀態在合理范圍內。詳細說明如下：

2)當交、直流微電網中對交流頻率或者直流電壓等電氣參數比較敏感的關鍵負荷占比不同時，應優先保證關鍵負荷占比較大的一方的電能質量，即關鍵負荷占比較大的微網應以較小幅度改變其頻率或電壓。

3)蓄電池深度充放電會對其使用壽命造成損害[17-19]，再者，蓄電池會因過度充放電停止工作而失去控制直流母線電壓的能力，導致電壓崩潰，因此在設計互助策略時應充分考慮蓄電池的荷電狀態。如圖3所示，本文將蓄電池的SOC分為4種狀態，當S1

圖3 蓄電池SOC狀態劃分示意圖Fig.3 State division of battery’s SOC

為了實現上述互助目標，則互助功率的大小需要同時兼顧交、直流微網的功率平衡狀況。根據2.1節中的下垂控制可知，在直流微網中，直流母線電壓是有功功率平衡的唯一指標。而在交流微網中，交流頻率的高低可以表征交流微網有功功率的盈虧。因此可以通過控制交流頻率和直流電壓的相對變化，控制ILC傳輸適當的功率，實現交、直流子微網之間合理的功率互助目標。

令直流電壓偏差ΔU與交流頻率偏差Δf分別由式(5)—(6)表示：

ΔU=Udc-UN

(5)

Δf=f-fN

(6)

綜上，互聯變流器的控制目標可通過式(7)來表示:

ΔU=mΔf，(m≥0)

(7)

式中：m為互助系數。

m決定了互助功率的多少，影響最終交、直流子微網的穩定狀態。因此可以通過對m的設計來實現以上功率互助目標，值得注意的一點是由于直流電壓與交流頻率2個量相異，量綱不同，不利于控制，故需進行標幺化處理。

當蓄電池的SOC處于正常狀態時，為實現互助目標有：

(8)

把式(7)代入式(8)，可得此時互助系數為m0：

(9)

當蓄電池的SOC進入異常狀態時，為了避免蓄電池的SOC進入極限狀態，可分2種工況進行討論。

1)工況1。當SOC≤S1且系統出現功率缺額時，蓄電池應減小放電功率，直流微網應減小承擔系統功率缺額，減小直流電壓相對下降幅度。此時通過式(10)將互助系數設置為m1：

(10)

由式(10)可見，m1與蓄電池的SOC成正比，當蓄電池SOC=S1時，m1=m0；當SOC

2)工況2。當SOC≥S2且系統出現功率盈余時，蓄電池應減小充電功率，直流微網應減小承擔系統功率盈余，減小直流電壓相對上升幅度。此時通過式(11)將互助系數設置為m2：

(11)

由式(11)可見，m2與蓄電池的SOC成反比，當蓄電池SOC=S2時，m2=m0；當SOC≥Smax時，m2=0，直流電壓偏差ΔU=0，蓄電池停止工作，由交流微網獨自承擔系統功率盈余。

根據所提互助策略，交、直流子網將共同承擔功率波動，所以當蓄電池放電，即PB>0時，說明交直流混合微網系統出現功率缺額；當蓄電池充電，即PB<0時，說明系統出現功率盈余；當PB=0時，說明系統供需平衡。

綜上可得互助系數的計算公式為：

(12)

2.3.2ILC控制策略

為了實現ΔU=mΔf的控制目標，ILC傳輸功率參考值通過“功率-電流”雙環控制作用于ILC，圖4給出了ILC的有功功率參考值的獲取原理。

圖4 ILC有功功率控制Fig.4 Active power control of ILC

(13)

式中：kp和ki為PI控制器的參數，本文采用文獻[20]中的方法對它們進行設計。

基于式(7)的互助策略具有以下優點：

1)由式(7)可以直觀地看出交流頻率和直流電壓的變化是同步的，即互聯變流器的動作同時兼顧直流電壓與交流頻率；

2)可以通過對互助系數的設計來實現交、直流微網根據自身條件分擔系統功率波動，并維持蓄電池處于合理荷電狀態的互助目標。

3 仿真驗證

為了驗證本文所提互助策略的有效性，在PSCAD/EMTDC中搭建如圖1所示的仿真模型。仿真中交流微網模擬可控微源功率調節范圍較大且關鍵負荷占比較小的微網，直流微網模擬可控微源功率調節范圍較小且關鍵負荷占比較大的微網。為了使蓄電池的SOC在較短時間內有明顯變化，蓄電池的額定容量選為1 A·h，其他具體仿真參數如表2所示。

表2 系統仿真參數Table 2 Simulation parameters

3.1 系統運行模式切換策略驗證

工況1：仿真開始時，交流負荷30 kW，風機出力20 kW，微型燃氣輪機輸出額定功率10 kW，直流負荷10 kW，光伏出力10 kW。0.5 s時直流子微網發生脈沖型波動；1.0 s時，直流側負荷增加1.5 kW；2.0 s時，直流側負荷增加3.5 kW；3.0 s時光伏出力增加4 kW。蓄電池SOC的初始值為70%。仿真結果如圖5所示。

圖5 工況1仿真結果 Fig.5 Simulation results in case 1

由圖5可見，0.50 s時的脈沖型負荷波動引起直流母線電壓低于780 V的持續時間小于T=0.05 s，所以系統保持運行在功率自治模式，ILC不動作。1.00 s時的負荷增加量較少，直流母線電壓降低，但未進入ILC動作區域，ILC不動作。2.00 s時負荷再次增加，直流母線電壓進入ILC動作區域，經過0.05 s的延時后，系統切換至功率互助模式，ILC將功率從交流側傳輸到直流側，直流母線電壓回升。大約在2.30 s后直流母線電壓大于780 V，但此時A*∪B*=1，所以系統保持運行在功率互助模式。3.00 s時的光伏出力增加導致A*∪B*=0，系統切換至功率自治模式。綜上分析可知，本文所提的系統運行模式切換策略能夠避免微弱的功率波動以及脈沖型功率波動導致的系統運行模式頻繁切換。

3.2 蓄電池SOC正常時的互助策略驗證

工況2：仿真開始時，系統供需情況與工況1初始情況一致。在1.00 s時，直流側負荷增加5 kW，蓄電池SOC的初始值為70%，仿真結果如圖6所示。

圖6 工況2仿真結果Fig.6 Simulation results in case 2

由圖6可以看出，在1.00 s時由于直流側負荷突增，直流母線電壓開始下降。當電壓低于互助層啟動閾值780 V，并經過一定的延時后，系統切換至功率互助模式。大約在1.05 s時，ILC開始動作，將互助功率從交流微網傳輸到直流微網，直流母線電壓開始回升，而交流微網因承擔部分負荷缺額，頻率逐漸下降。大約在1.50 s后直流母線電壓與交流頻率趨于平穩，兩子微網按照式(7)共同承擔功率波動。由于交流微網承擔負荷波動能力較強，互助層啟動后，直流電壓回升效果明顯。

工況3：仿真開始時，系統供需情況與工況1初始情況一致。在1.00 s時，交流側負荷增加5 kW。蓄電池SOC的初始值為70%。仿真結果如圖7所示。

圖7 工況3仿真結果Fig.7 Simulation results in case 3

由圖7可以看出，在1.00 s時，由于交流側負荷突增，交流頻率開始下降。當頻率低于互助層啟動閾值49.8 Hz，并經過一定的延時后，系統進入功率互助模式。大約在1.06 s時，ILC開始動作，將互助功率從直流微網傳輸到交流微網，交流頻率開始回升，而直流微網因承擔部分負荷缺額，直流母線電壓逐漸下降。大約在1.50 s后直流母線電壓與交流頻率趨于平穩，兩子微網按照式(7)共同承擔功率波動。與工況1仿真結果對比可知，由于直流微網承擔功率波動能力較弱，ILC動作后，交流頻率回升效果微弱。

由工況2、3的仿真結果可知，當蓄電池的SOC正常時，無論負荷波動出現在直流側還是交流側，兩子微網能夠根據自身條件共同承擔功率波動，實現功率互助目標式(7)。由于工況2、3在互助過程中蓄電池SOC均處于正常狀態，所以互助系數m=m0=40 V/Hz。

3.3 蓄電池SOC異常時的互助策略驗證

工況4：仿真開始時，系統供需情況與工況1初始情況一致。1.00 s時交流側、直流側負荷各增加5 kW，蓄電池SOC的初始值為20.3%，仿真結果如圖8所示。

圖8 工況4仿真結果Fig.8 Simulation results in case 4

由圖8可見，在負荷突增后，交流頻率與直流母線電壓均下降并進入ILC動作區域，大約在1.05 s后系統進入功率互助模式，兩子微網共同承擔功率波動。大約在2.50 s后蓄電池的SOC開始低于S1，蓄電池SOC進入異常偏低狀態。由圖8(e)可見，大約在2.50 s后，互助系數m開始按照式(10)的設計，隨著SOC的減小而減小，ILC從交流微網傳輸到直流微網的功率逐漸增加，交流微網逐漸承擔更多的負荷，以減小蓄電池的放電壓力，實現維持蓄電池處于合理荷電狀態的互助目標。

4 結 論

本文針對孤島交直流混合微電網提出一種考慮交、直流子微網自身條件以及蓄電池SOC的功率互助策略，通過理論分析和仿真驗證得出如下結論：

1)本文提出的分層控制策略，以及對系統運行模式切換策略的合理設計能夠避免互聯變流器的頻繁動作，減少了功率損耗。

2)本文提出的混合微電網功率互助策略能夠兼顧交流頻率和直流電壓，無論功率波動發生在混合微電網的直流側還是交流側，交、直流子微網都能夠互助互濟，根據自身條件承擔功率波動。可控微源功率調節范圍較大與關鍵負荷占比較小的一側的子微網將以相對較大的幅度來改變其頻率或電壓，承擔更多的功率波動。

3)本文提出的混合微電網功率互助策略能夠維持蓄電池處于合理的SOC。當蓄電池SOC異常時，互助系數能夠隨著蓄電池SOC的變化而變化，從而改變蓄電池充放電功率的大小，以維持蓄電池處于合理的SOC。