基于自适应下垂控制的直流微电网群分层协调控制

张金星，于艾清，黄敏丽

(上海电力学院电气工程学院，上海 200090)

0 引 言

直流微电网因其易于实现协调控制、线路成本低和无无功功率损耗的优点而成为微网重要的发展方向[1]。由于微电网规模一般相对较小，当负荷波动及外部干扰频繁时[2]，为了方便来对一个区域内的各分布式电源(distributed generation, DG)、储能系统(energy storage system, ESS)和负荷进行管理及控制，可将毗邻的微电网互联集群[3-4]。群内各子微网之间互为备用电源，在满足本地负荷供电需求的同时，实现子微网间的功率补给，提升了微电网供电稳定性。

结构和运行控制对于微电网群稳定运行至关重要[5]。文献[6]采用最优拉格朗日因子调节各微源出力来实现子微网之间的协调控制。但是该方法没有对两个以上的多子微网之间的协调控制进行分析，且未考虑多子微网并列运行时的功率分配。文献[7]提出了可有效实现多微网并联/独立的稳定运行，但未对两个以上子微网之间的能量协调控制做出具体分析。文献[8]对配电网故障时各微电网的互联能力进行分析，并提出考虑低频风险和储能调节能力的多微电网稳定互联判据。但是，未对并列运行时储能单元之间的负荷功率分配展开研究。文献[9]对多微网能量协调控制进行研究，提出了一种多微电网的分层控制方法实现多微网能量协调，但未涉及微网群不同运行状态下功率分配的分析。文献[10]根据多微网联络线功率指令，设计了多微网系统串、并联不同结构的两级分层控制，该双层控制通过微网中央控制器进行协调控制。但是，文中未对两个以上独立微网间储能系统控制及负荷功率分配进行分析。

基于以上研究，本文提出一种基于自适应下垂控制的直流微电网群分层协调控制策略。该控制策略通过分析直流微电网群的不同运行工况，划分了不同工作模式并制定了相应的切换控制策略，通过微网中央控制器(MGCC)实时检测母线电压波动范围控制各子微网并联或独立运行，既满足各微网内部稳定运行， 又可实现各微网间能量互济。同时，根据各储能单元的荷电状态(SOC)和最大输出功率来自动调节储能单元之间的负荷功率分配及母线电压稳定。最后，利用MATLAB/Simulink搭建仿真模型，仿真结果表明该分层控制策略可控制直流微电网群稳定运行和母线电压的稳定。

1 直流微网群运行特性

1.1 直流微网群结构

本文所采用的直流微电网群结构如图1所示，3个可独立运行的直流子微网并联在公共母线，可通过联络线开关Mswitch1～Mswitch3实现并联和独立两种运行状态间的切换，其中各个子微网分别配置DG、储能单元和负载，其通过相应的接口变换器接入直流母线。

图1 直流微电网群结构Fig.1 Configuration of the DC microgrid clusters

① 分布式发电单元：光伏机组通过DC/DC变流器接入直流微电网。为了更充分地利用分布式能源，本文光伏机组始终工作在最大功率跟踪(maximum power point tracking，MPPT)方式。

② 储能单元：本文中ESS通过双向DC/DC变流器接入微网。群内子微网独立运行时，ESS作为备用源控制子微网内母线电压稳定。并联运行时，ESS可从母线电压升高或者降低的子微网中吸收或者释放电量，在满足本地负荷基础上作为其它子微网的备用电源。

③ 负荷单元：直流负荷可以直接接入或通过相应的变流器接入直流系统。

1.2 直流微网群运行模式

基于MGCC的微网群控制系统如图2所示，区域内各子微网之间通过MGCC建立通信连接，各直流子微网可通过联络线开关(Mswitch1～Mswitch3)的快速闭合或断开来实现并联/孤立运行。因此，可将一个区域内的各子微网运行模式分为独立运行和并联运行模式。

图2 基于MGCC的微网群控制系统Fig.2 Multi-microgrids control system based on MGCC

1.2.1独立运行模式

此模式是区域内各子微网独立运行，各子微网中的DG进行最大功率跟踪，储能单元可根据母线电压波动工作在恒流模式或者在自适应下垂控制模式以实现稳压，可通过快速调节储能出力平衡子微网内功率差额：

PB=PL-PDG

(1)

式中：PB、PL、PDG分别表示ESS提供的功率，负荷所需总功率和DG提供的功率。

1.2.2并联运行模式

子微网独立运行时，失去主网支持，光照波动或者负荷波动较大时，ESS可能会因充放电功率超过ESS的限制功率，使子微网内有功功率不平衡，导致直流母线电压波动过大。为了保证直流微网正常运行，补偿系统的功率缺额，将母线电压升高或者降低的子微网通过联络线开关快速闭合进行能量调度，并联运行的子微网之间可进行功率交换，从而满足互联子微网系统内有功平衡：

(2)

式中:n表示子微网并联的个数；PL_i、PB_i和PDG_i分别为第i个子微网内负荷所需总功率、ESS提供的功率和DG提供的功率。

2 直流微网群控制策略

2.1 电压分层控制

子微网在独立运行模式或者并联运行模式中，母线电压直接反映系统内有功功率供需平衡[11]，直流母线的等效简化电路[12]如图3所示。

图3 直流微电网功率流Fig.3 DC microgrid power flow

图中:C、Udc分别为微网内直流母线的等效电容和电压。

从图中可得直流电压与功率的关系为

(3)

由式(3)可知，系统内功率不平衡时会引起母线电压的波动，母线电压过高说明系统内有功功率过剩，反之，则系统内功率不足。本文通过设定电压阈值控制各联络线开关的关断，如图2所示，当MGCC检测到某子微网母线电压波动值超设定值时，可发送闭锁信号通过Mswitch1～Mswitch3控制子微网并联运行。

根据低压微电网中允许电压偏差的大小[13-14]，以直流母线电压的变化量ΔU划分为三层控制。其中UN为额定电压，UL1、UH2分别为允许的直流母线电压最小和最大临界值，UH1、UL2为电压分层处的临界值。本文取UH1=390V，UH2=400V，UL1=370V和UL2=360V。

2.1.1第1层控制

当母线电压在UN～UH1，UL1～UN之间，|ΔU|<10V各子微网独立运行，储能为主控源维持系统功率和能量平衡，ESS进行恒流充电。

2.1.2第2层控制

当母线电压在UH1～UH2或UL2～UL1之间，波动范围为10V<|ΔU|<20V时，DG仍采用MPPT控制，ESS作为各子微网主控源，变换工作方式，根据下垂控制调节充放电维持子微网内功率平衡。当某一微网中负荷与DG出力不匹配，且本地ESS不能有效进行功率平抑时，联络线开关闭合，子微网互并联互济。图4是以两个子微网为例的并联控制流程。此时，MGCC通过对各子微网电压、电流、储能单元的SOC的采集、计算和分析，检测各子微网当前的运行情况，据子微网运行状况闭合开关，逐步将控制模式转换为以实时的SOC为初始值的下垂优化控制，同时MGCC对各子微网变流器控制器下发调整指令，使得并联的子微网电压同步以减少对联络线开关的冲击。子微网由独立运行模式切换到并联运行模式后，根据本文如下提出的自适应下垂控制自动分配不同子微网之间的负荷功率，使系统在新的运行状态下稳定运行，至此微网并联运行过渡控制完成。

图4 子微网并联运行流程图Fig.4 Flow chart of double microgrid connect

2.1.3第3层控制

当母线电压波动大于20V时，子微网直接互联。为避免子微网独立运行时母线电压过高或过低导致系统崩溃，采用该紧急模式。该模式将电压升高或降低的子微网直接并联运行，使系统在新的运行状态下稳定。

2.2 自适应下垂控制

孤岛子微网运行时，DG出现较大功率跌落甚至退出运行时，只有ESS能够达到快速补偿功率缺额的要求，将直接影响微网的稳定运行。同时，为了防止储能电池过充过放而影响储能电池的使用寿命，其SOC需限制在一定的范围之内[15]，文中选取SOC的范围为20%～90%，即SOCmin=20%，SOCmax=90%。当储能的SOC到达下限SOCmin或者到达上限SOCmax时，储能无法继续充放电。

直流子微网中下垂控制表达为

(4)

(5)

式中:Pmaxi为第i台储能单元的最大充放电功率；Udc为直流母线电压；UH为直流母线最大偏移电压。

由于传统的下垂控制不能根据各储能单元的输出能力有效实现负荷功率在不同变流器之间的合理分配，本文通过改进下垂控制实现其合理分配。图5为本文采用基于SOC的双象限下垂曲线，第一象限为放电模式，第二象限为充电模式。

图5 双象限下垂曲线Fig.5 Curve of the double-quadrant droop control

放电模式中，修正后的下垂系数为

(6)

其中修正系数

(7)

改进下垂控制特性曲线为

(8)

由于各个子微电网系统的物理尺度不会很大，线性阻抗会随着电缆的长度增加而相应减少，因此，对于接入同样电压等级系统的变换近似得

Udc1≈Udc2≈Udc3≈Udci≈…≈UL

(9)

式中：UL为公共连接点处的直流母线电压。联立式(4)～(9)，可得

(10)

由式(10)可看出，如果SOCi>SOCj，Pi>Pj即SOC较大的放电速度快，SOC小的相反。

充电模式中与放电模式的推导类似，可得改进下垂曲线为

(11)

其中

(12)

仍然可得

P1∶P2∶P3……∶Pi=

(13)

即SOC大的储能单元充电功率小，而SOC较小的相反。各子微网中控制系统的整体结构如图6。其中UPV、IPV分别为光伏端的电压和电流；Is、Ii为流经储能单元变流器的输入电流和输出电流。

图6 变流器控制策略Fig.6 Control diagrams of converters

因此，改进后的储能单元下垂控制为

(14)

3 仿真分析

为验证直流微网群分层协调控制策略的有效性，本文基于Matlab/Simulink 搭建如图1所示的仿真模型。每个子微网分别包含DG、ESS和直流负荷，直流母线电压均为380V，各储能单元的额定电压为300V，初始SOC分别为70%、65%和60%，负载为可变负载。

3.1 模式切换工况下微网运行分析

初始状态各子微网独立运行，储能平抑微源和负载波动并控制公共母线电压稳定。某一时刻调节可变电阻，使母线电压升高到储能无法调节的模式，观察改进下垂控制下子微网的运行模式。

并联微网群运行特性如图7所示，从图中(c)看，各子微网母线电压稳定在380.1V，处于独立运行模式下。在0.3s时刻，由于储能调节能力的限制，子微网1和子微网2直流母线电压分别升高400V和降低至360V左右，电压波动范围超过设定值，并持续升高。在0.6s时，子微网1和子微网2通过联络线开关闭合并联运行，母线电压在改进的控制策略下稳定在379.8V左右，恢复负载可靠性供电，系统从独立运行模式切换到并联运行模式。此时，子微网3由于光伏功率波动，母线电压升高至388V左右，电压波动范围在10V以内，ESS转变控制模式，由于储能调节能力的限制，母线电压持续上升。在0.9s时刻，子微网3并入微网群，微网群中子微网之间的相互协调，各组储能装置根据负荷需求及其剩余容量自动充放电，恢复本地负载供电可靠性且母线电压稳定在382V左右。图7中的(d)和(e)分别为传统下垂控制方法和改进下垂控制方法时各子微网中的负荷功率分配情况。从图中可看出采用本文改进下垂控制方法可根据各储能单元的最大功率和SOC自动调整输出功率，而传统的下垂控制不能有效地进行功率分配。

图7 并联微网群运行特性Fig.7 Operation characteristic of parallel microgrid clusters

3.2 各种故障工况下子微网并联运行分析

该部分主要探究直流微网群运行时源荷功率波动、储能系统故障时的负荷功率自动分配情况。初始状态下，子微网并联稳定运行，负荷功率自动分配，储能单元根据各自的SOC进行充放电。

3.2.1储能故障及负载波动工况下微网运行分析

储能故障及负载波动工况下，子微网间运行特性分析，仿真波形如图8所示。图中(e)为改进下垂控制方法时各子微网中的ESS负荷功率自动分配情况，从图中可看出，储能故障时在0.3s时刻，子微网2中储能故障，储能充电功率变为0，子微网1和子微网3快速进行能量调度维持子微网2负载可靠供电，维持其系统稳定运行。图(d)为传统的下垂控制，并不能有效地进行功率分配。0.6s时刻，子微网2中储能装置恢复正常，子网1和子微网3负荷功率增加，从图中(e)可看出，在改进下垂控制方法的作用下，功率重新分配，而从图中(c)为母线电压的波动图，可看出系统在新的状态下仍稳定运行。

图8 并联微网群储能单元故障运行特性Fig.8 Operation characteristic of parallel microgrid clusters with storage unit fault

3.2.2光伏出力波动工况下微网运行分析

并联微网群光伏故障运行特性仿真波形如图9所示，0.4s时刻，子微网1和子微网2中光伏出力分别突减3000W和1000W，图中(e)可看出在改进下垂控制方法下，子微网1、子微网2和子微网3之间能量互济，保证供电可靠性。而图中(d)为传统下垂控制方法并不能够实现合理功率分配。图中(c)为母线电压的波动图，可看出母线电压波动小、响应快。0.8s时刻，子微网1光伏出力恢复正常，微电网群之间功率重新进行分配，稳定母线电压在380V左右，在该控制策略下，均满足设计要求。

图9 并联微网群光伏故障运行特性Fig.9 Operation characteristic of parallel microgrid clusters with PV fault

3.2.3微网群并联运行下子微网被动切除运行工况

并联微网群子微网退出运行特性如图10所示，初始状态下，各子微网光伏出力相同，0.4s时刻，子微网1被动切除，子微网1进行自治管理，图10中(e)表示在改进下垂控制方法下，子微网2、子微网3之间能量互济，系统稳定运行。图10(d)采用传统下垂控制并不能合理实现负荷功率分配的要求。0.8s时刻，子微网2被动切除，各子微网独立运行。在该控制策略下，各子微网既能够独立运行又能并联运行，均满足设计要求。

图10 并联微网群子微网退出运行特性Fig.10 Operation characteristic of parallel microgrid clusters with sub-micro quit operation

4 结束语

本文提出了一种基于储能自适应下垂控制的协调控制策略，相对于传统下垂控制，可有效解决微电网并联运行时，微网群内储能单元间负荷分配问题。同时分析了多个子微网的运行状态和不同工况下的模式切换时该控制方法的可行性，即通过MGCC检测公共直流母线电压波动范围，控制子微网并联协调运行，根据各子微网内储能单元的SOC和最大输出功率来自动调节负荷功率分配，维持了母线电压稳定，保证了微网群内各子微网的协调稳定运行。最后，仿真结果表明了该控制策略在应对子微网间的功率波动时具有较好的控制效果。后续将从负荷等级分类和微网群内各子微网间互联能力分析及优化运行等方面进一步深入研究。