基于DBS 的直流微电网控制策略仿真

邢小文，张 辉，支 娜，郭龙舟，李 洋

（1.西安理工大学自动化学院，西安710048；2.西安交通大学电气设备电气绝缘国家重点实验室，西安710049）

全球范围几次大的停电事故暴露了大电网的弊端。为提高供电可靠性，微电网应运而生[1-2]。微电网分为交流微电网、直流微电网和混合微电网，其中直流微电网以可靠性高、效率高、便于控制等优点成为未来家庭及办公楼宇的主要供电架构[3-4]。

微电网中存在着多个微源，如何实现发电单元、储能装置及负载之间的协调控制，保证直流微电网母线电压的稳定，是直流微电网研究的一个重点。传统的直流微电网协调控制方法有集中控制和分散控制2 种，其中集中控制[5]是给微电网中增加一个数据中心来协调各微源间的出力，其优点是能够实时掌握各微源工作状态，易于实现各微源的优先控制，缺点是依赖于数据中心及通信线路，一旦数据中心或通信线路出现故障，整个直流微电网将瘫痪，可靠性较低；分散控制[6]是通过对各微源的独立控制来实现微电网功率平衡，其优点是能够保持微源模块化，实现微源的即插即用，可靠性较高，响应速度快，但在同一电压等级下不能够协调各微源的出力。为了对各微源的优先级及输出功率进行协调控制，将下垂控制与恒压控制相结合的DBS 控制策略[7-8]弥补了上述两种控制方法的不足。

本文采用基于DBS 的直流微电网协调控制策略进行能量管理研究，通过设定各微源的工作阈值解决其优先级分配问题；通过设计不同的下垂系数对同一电压阈值下的微源进行下垂控制，解决各微源的功率分配问题。

1 原理与设计

1.1 直流微电网的架构

图1 为直流微电网架构，其中包含2 个光伏发电单元、1 个燃料电池发电单元、1 个蓄电池储能装置、1 个并网变换器和直流负载。光伏发电单元与燃料电池发电单元通过Boost 变换器与直流微电网连接，蓄电池通过双向Buck-Boost 变换器与直流微电网连接。直流微电网由双向Buck-Boost 变换器及双向DC/AC 变换器[9]构成的两级并网变换器与电网连接。

图1 直流微电网架构Fig.1 Architecture of DC microgrid

1.2 直流微电网的DBS 控制

图2 为直流微电网控制框图，微电网额定电压Udc为400 V±5%。按照DBS 控制策略，可将电压分为5 个等级，分别为380 V、390 V、400 V、410 V和420 V。光伏发电单元属于再生能源，拥有最高优先级；蓄电池拥有次优先级；燃料电池成本较高，属于备用电源，优先级最低。

直流微电网具有并网和孤岛两种工作模式。并网模式运行时，直流侧母线电压平衡由大电网优先进行控制，当直流母线电压跌落，大电网输出能量，稳定直流母线电压，维持直流侧负载的功率需求；当直流母线电压升高，直流微电网向大电网输出能量，稳定直流母线电压。恒压控制两级变换器将直流母线电压稳定在额定电压，见图2（a）。

孤岛运行模式时，依照划分的5 个电压等级，当各微源的工作电压阈值为Udc≥410 V 时，光伏发电单元采用下重控制（droop control），光伏1 下垂率为0.72，光伏2 下垂率为0.4；当Udc＜410 V时，光伏发电单元采用最大功率跟踪MPPT（maxi mum power point tracking）控制，见图2（b）；当Udc≥400 V 时，蓄电池进行充电控制；当Udc≤390 V 时，蓄电池进行放电控制，蓄电池充放电控制均采用恒压控制，见图2（c）；当Udc≤380 V 时，燃料电池启动，进行恒压控制，并将直流母线电压稳定到380 V，见图2（d）；若燃料电池仍不能满足负载需求，则需将部分负载切除，以满足直流微电网的最低电压运行要求。直流微电网的工作状态及其随母线电压及负载变化的曲线见图3，描述了DBS 控制策略实现直流微电网协调控制的过程。

直流微电网协调控制过程的工作状态如表1所示。

状态1：轻载时，光伏发电单元提供的功率远大于负载功率，Udc≥410 V，接口变换器采用下垂控制，限制输出功率。此时若蓄电池未充满，则对其进行恒流充电，母线电压由光伏发电单元接口变换器控制。

状态2：负载增加时，Udc＜410 V，光伏发电单元输出功率达到最大，下垂控制切换为MPPT 控制。根据蓄电池不同的工作方式，将状态2 分为3个子状态。

状态2.1：负载较轻时，光伏发电单元输出功率大于负载功率，400 V≤Udc＜410 V，蓄电池恒压充电，燃料电池不工作，母线电压由蓄电池控制；

状态2.2：负载增加，光伏发电单元输出功率刚好满足负载功率，390 V ＜Udc＜400 V，蓄电池和燃料电池均不工作；

状态2.3：负载继续增加，光伏发电单元输出功率不能支持负载功率，380 V ＜Udc≤390 V，蓄电池放电，母线电压由蓄电池控制。

状态3：当光伏发电单元和蓄电池都不能满足负载功率时，Udc≤380 V，达到燃料电池的放电阈值，燃料电池工作，并将母线电压稳定到燃料电池的放电阈值。

2.3 仿真验证

图2 直流微电网控制框图Fig.2 Control block of DC microgrid

图3 孤岛模式下直流母线电压外特性曲线Fig.3 External characteristic of DC bus voltage in island mode

在Matlab/Simulink 下构建直流微电网的仿真模型，主要参数如下：直流母线额定电压为400 V±5%，光伏发电单元1 输出功率5 kW，光伏发电单元2 输出功率10 kW，蓄电池容量480 A·h，燃料电池功率10 kW。

孤岛模式运行时，微电网仿真结果见图4。0～0.5 s，负载较轻时，直流母线电压Udc≥410 V，2 个光伏发电单元均采用下垂控制，此阶段内光伏1的输出电流为3.7 A，光伏2 的输出电流为8.4 A，多余能量提供给蓄电池充电；0.5～1 s，负载增加，母线电压Udc＜410 V，2 个光伏发电单元从下垂控制切换为MPPT 控制，输出电流达到最大值，光伏1为12 A，光伏2 为24 A，前两个阶段直流微电网的母线电压高于蓄电池的充电阈值，因此1 s 前均向蓄电池充电；1～1.5 s，负载继续增加，母线电压降至390 V ＜Udc＜400 V，2 个光伏发电单元仍采用MPPT 控制，此时母线电压低于蓄电池的放电阈值，高于蓄电池的充电阈值，因此蓄电池不工作；1.5～2 s，负载继续增加，母线电压降至380 V ＜Udc≤390 V，2 个光伏发电单元仍然采用MPPT 控制，由于母线电压低于蓄电池的放电阈值，蓄电池放电；2 s 以后，负载继续增加，母线电压Udc≤380V，达到燃料电池的放电阈值，燃料电池开始放电，向负载提供能量，并将直流母线电压稳定到380 V，光伏发电单元工作在MPPT 状态，蓄电池处于放电状态。

表1 孤岛模式下系统的工作状态Tab.1 Working states of island mode system

图4 孤岛模式下直流微电网仿真结果Fig.4 Simulation results of DC microgrid in island mode

并网模式运行时，采用直流受控电压源模拟直流微电网，直流微电网母线电压和电流波形见图5 和图6。1 s 前受控电压源的给定电压高于400 V，因此并网变换器向大电网输出能量，并将直流母线电压稳定在400 V；1 s 后，受控电压源的给定电压低于400 V，需要从大电网吸收能量，保持直流母线电压为400 V，随着受控电压给定值的不断降低，变换器的端口电流不断增大，微电网从大电网吸收的功率越多。

图5 直流微电网母线电压Fig.5 Bus voltage of DC microgrid

图7为网侧功率的变化情况，1 s 前，直流微电网向电网输出能量，1 s 后，电网向直流微电网输出能量。

图7 网侧功率波形Fig.7 Power wave of AC side

3 结论

对已有控制策略进行对比分析，选择DBS 控制策略用于微电网中微源的协调控制。

（1）依据各微源特性，进行优先级划分，通过设置不同的工作电压阈值，采用DBS 控制策略实现微源的优化利用。

（2）在Matlab/Simulink 中构建仿真模型，结果表明：利用DBS 控制策略能够在允许的工作范围内稳定直流母线电压，同时保证直流微电网对负载的可靠供电。

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