主从结构的交直流混合微电网综合控制策略

汪 宝，匡洪海，郑丽平，丁晓薇

(湖南工业大学电气与信息工程学院，湖南 株洲 412007)

0 引言

微电网目前已具有交流微电网、直流微电网和交直流混合微电网3种具体形式[1-2]，兼顾交流微电网与直流微电网优势特征的交直流混合微电网近年来备受关注[3-6]。微电网通常包含多种新能源发电形式，具有显著地促进新能源发电利用与提高供电可靠性的特征。在微电网实际运行中，微电网可根据电网的工作状态通过相应的检测控制系统实现并网与孤岛运行模式切换以提高供电可靠性。

在交直流混合微电网的相关研究中，文献[7]针对交直流混合微电网进行了建模与控制仿真研究，通过对系统各单元的控制策略设计，实现了交直流混合微电网并/离网运行过程中的稳定；文献[8]从直流母线电压的角度出发，基于对直流母线电压的分层控制设计，采用下垂控制实现了直流子系统的功率分配，通过仿真与实验验证了所提方法；文献[9]针对交直流混合微电网中的联络变流器进行了控制策略研究，通过设计联络变流器的虚拟同步电机控制策略，实现了交直流混合微电网的稳定运行。文献[10-11]指出混合微电网主变流器采用并网PQ控制以实现新能源发电的充分利用，采用孤岛V/f控制以维持交流母线的电压与频率稳定，但没有考虑两种控制模式切换的暂态冲击问题，且切换后通常需要切除负荷以维持系统功率平衡。文献[12]基于滑模控制展开了混合微电网接口换流器的控制策略研究，通过滑模控制有效提高了接口换流器的鲁棒性和快速响应性，但滑模控制在实际工程应用中实现难度较大。文献[13]针对设计的一种混合微电网系统结构，基于蓄电池展开了系统的并网/孤岛切换研究，采用直接电流补偿的方法对交流侧储能变流器控制参量的补偿，实现了切换过程中控制参量的平滑，达到了混合微电网运行模式平滑切换的效果。

在目前有关交直流混合微电网的相关研究中，通常只在直流侧设置蓄电池等储能元件，通过对联络变流器的优化控制实现系统的稳定运行；但在系统孤岛时，如由于交流母线的断开导致交流侧有较大功率缺额时，难以保证交流负荷的可靠供电。因此，本文针对主从结构的交直流混合微电网，通过交流侧与直流侧分别设置储能系统，分别承担混合微电网中直流子系统与交流子系统的系统功率平抑，对混合微电网进行系统综合控制的研究，并通过电力系统暂态仿真软件PSCAD搭建了相应模型进行仿真验证。

1 主从结构的交直流混合微电网系统

主从结构的交直流混合微电网系统构架如图1所示。在该交直流混合微电网系统中，将连接交流侧蓄电池的储能变流器设置为主控单元，将连接直流侧直流子系统的联络变流器设置为从控单元。当混合微电网并网运行时，混合微电网交流侧的电压与频率由公共配电网支撑，此时主控单元与从控单元均采用恒功率(PQ)控制；当混合微电网孤岛运行时，混合微电网交流侧的电压与频率失去了公共配电网的支撑，此时主控单元由PQ控制切换为恒压恒频(V/f)控制，实现对交直流混合微电网交流侧电压与频率的支撑，而从控单元仍保持PQ控制，以实现直流侧富余功率向交流侧输送。

图1 主从结构的交直流混合微电网系统Fig.1 Hybrid AC/DC microgrid system with master-slave structure

在图1所示的交直流混合微电网系统中，直流母线侧的光伏发电、储能元件分别通过相应的电能变换装置接入直流母线，既减少DC/AC变换器的使用，又避免了直流微电源通过DC/AC接入交流母线所带来的频率控制与无功环流等问题。交流母线侧的储能元件通过相应电能变换装置接入交流母线，交直流负荷分别接在交直流母线上，交流母线与直流母线通过联络变流器连接。

在交直流混合微电网运行时，直流侧储能装置通过双向DC/DC变换器接入直流母线以平滑直流母线系统的功率波动，从而维持直流母线电压稳定。直流母线通过双向AC/DC变换器(联络变流器)与交流母线连接实现了直流侧富裕分布式发电功率向交流侧的传输，交流母线以静态开关的形式通过公共连接点(point of common coupling, PCC)与公共配电网连接，实现了电能在微电网与公共配电网之间的传递。

2 交直流混合微电网综合控制策略

2.1 光伏系统控制策略

光伏发电通过单向DC/DC升压变换器并入直流母线，其并入直流母线的拓扑结构如图2(a)所示。光伏发电可采用最大功率点跟踪(maximum power point tracking, MPPT)控制和恒压控制两种并网控制模式，交直流混合微电网中，为了充分利用光伏发电而采用MPPT控制模式，常用的MPPT控制策略有牛顿-拉夫逊迭代法、扰动观察法和增量导纳法。由于增量导纳法在光照变化时具备良好的最大功率跟踪性能且功率波动较小，因此光伏电池的MPPT控制采用增量导纳法。

图2 光伏发电并网系统结构与控制框图Fig.2 Structure and control diagram of photovoltaic grid-connected system

光伏发电采用MPPT控制并入交直流混合微电网的直流母线，其控制框图如图2(b)所示。由MPPT得到光伏电池的最大功率点电压，将最大功率点电压Uref作为光伏输出电压的参考电压，再将其与光伏输出电压比较后通过PI控制器调节后输入脉宽调制(pulse width modulation, PWM)信号发生器，产生PWM信号驱动绝缘栅双极型晶体管(insulated gate bipolar transistor, IGBT)，实现了光伏电池的最大功率并网，从而实现光伏发电的充分利用。

2.2 储能系统控制策略

在交直流混合微电网中，由于在直流子系统中不需要涉及频率及无功功率的控制，系统的功率平衡仅需通过保持直流母线电压稳定来实现。因此，直流侧蓄电池采用恒压控制策略以实现直流母线电压的平稳控制；在交流子系统中，交流侧蓄电池需快速维持交流子系统功率平衡，尤其在混合微电网由并网向孤岛运行模式切换时，交流侧蓄电池需要迅速响应系统功率需求，通过放电来维持交流子系统的功率平衡。因此，本文的直流侧蓄电池采用恒压充放电控制，交流侧蓄电池采用恒流充放电控制。

在直流子系统中，直流侧蓄电池并入直流母线的拓扑结构如图3(a)所示，其控制框图如图3(b)所示。比较直流母线参考电压Uref与实际电压Udc，将经过PI控制器调节后的输出作为电流内环中蓄电池输出电流的参考值；再与蓄电池实际输出电流Ibattery比较后经PI控制器调节后输入PWM信号发生器,产生PWM信号从而驱动IGBT，实现了蓄电池的充放电控制。

图3 直流侧蓄电池并入直流母线结构与控制策略Fig.3 Battery incorporated DC bus structure and control strategy of DC side

在交流子系统中，交流侧蓄电池通过双向DC/DC变换器与储能变流器连接。当交流子系统功率富余时，储能变流器工作在整流状态下，通过双向DC/DC变换器工作于Buck模式对蓄电池进行充电储能；当交流子系统功率不足时，双向DC/DC换流器工作在Boost模式释放存储的电能，通过储能变流器馈入交流子系统以维持系统的功率平衡。交流侧蓄电池并网系统拓扑结构如图4(a)所示，其控制框图如图4(b)所示。

图4 交流侧蓄电池并入交流母线结构与控制策略Fig.4 Battery incorporated AC bus structure and control strategy of AC side

在图4所示的蓄电池恒流充放电控制框图中，通过PI控制器实现蓄电池实际电流Ibattery对给定参考充放电电流Iref的跟踪控制，将PI控制器输出信号作为输入PWM信号发生器的参考调制信号，产生PWM信号以驱动IGBT，从而实现蓄电池的充放电控制。

2.3 联络变流器控制策略

在图1所示的交直流混合微电网中，系统采用主从控制模式。将连接交流侧混合储能系统的储能变流器设置为主控单元，连接交流母线与直流母线的联络变流器作为从控单元；并根据系统的并网运行与孤岛运行模式的不同，分别对主控单元与从控单元设计恰当的控制策略。交直流混合微电网考虑新能源发电充分利用这一需求，在交直流混合微电网时，无论交直流混合微电网工作在并网模式还是孤岛模式，联络变流器均采用恒功率控制，将直流侧光伏发电带来的富余功率恒定地送至交流侧，以实现光伏发电效益的最大化。

当交直流混合微电网并网运行时，PCC处静态开关闭合，联络变换器采用PQ控制将直流子系统富余的光伏发电产生的富余电能以恒定功率的形式输送至交流子系统；直流侧混合储能系统负责直流子系统功率波动的平滑调节，保证直流母线电压的稳定；由于并网运行时交流母线的电压和频率可由配电网支撑，对交流侧储能变换器也采用PQ控制进行充电储能以备不时之需。通过给定有功与无功功率参考值，采用PI控制器实现功率的跟踪控制，联络变流器实现了直流子系统向交流侧定向输送恒定功率。其系统结构控制框图如图5所示。

2.4 储能变流器控制策略

当公共配电网由于故障等原因导致电压跌落时，PCC处静态开关断开使混合微电网系统成为孤岛，交流母线的电压与频率失去了公共配电网的支撑。此时为了保证系统的正常运行，需要储能变换器由PQ切换为恒压恒频V/f控制以维持交流母线的电压与频率稳定，储能变流器的PQ与V/f控制框图如图6所示。

图5 联络变流器PQ控制框图Fig.5 PQ control diagram of contact converter

图6 储能变流器的PQ与V/f控制框图Fig.6 PQ and V/f control block diagram of energy storage converter

储能变流器采用V/f控制时，频率由标准交流参考信号给定，通过交流侧储能系统放电补充系统的功率缺额。当公共配电网恢复正常后，根据并网信号经过预同步调整后将储能变换器由V/f控制平滑切换为PQ控制，为混合储能系统进行充电储备电能。通常情况下，交直流混合微电网倾向于工作在并网模式中，当系统再次检测到配电网恢复正常时，经过并网预同步控制后再将储能变流器由PQ控制切换为V/f控制。在储能变流器PQ控制与V/f控制切换时，为避免切换时产生剧烈的电压电流冲击，在切换时采用控制参数平滑策略[14-15]。

2.5 系统的功率控制策略

为实现混合微电网系统的功率分配控制，需要进行交直流混合微电网系统在运行过程中对储能系统的功率需求分析，因此，首先分别针对直流侧储能系统与交流侧储能系统进行系统功率流动分析。在交直流混合微电网系统中，直流子系统与交流子系统的系统结构与各单元功率情况如图7所示。

图7 交/直流子系统与功率分布Fig.7 AC/DC subsystem and power distribution

由图7(a)所示的直流侧储能系统接入直流母线系统结构可知，为充分利用光伏发电功率，在系统运行时始终将光伏发电置于MPPT控制模式，通过联络变流器将直流侧富余功率输送至交流侧以实现光伏发电输出功率的充分利用。在交直流混合微电网运行时，记光伏发电系统注入直流母线功率为Ppv，直流负荷需求功率为Pdc_load，通过联络变流器输送至交流侧的功为Pinv，直流子系统对直流侧储能系统需求功率即直流侧储能系统与直流母线交换功率为Pdc_st，不计系统功率损耗，根据功率平衡关系可知

Pdc_st+Ppv=Pdc_load+Pinv

(1)

即有

Pdc_st=Pdc_load+Pinv-Ppv

(2)

式中：当Pdc_st>0时，表示直流侧储能系统向直流母线输出功率；当Pdc_st<0时，表示直流侧储能系统从直流母线吸收功率。

类似的，可分析交直流混合微电网运行时交流子系统对交流侧混合储能系统的功率需求。结合图7(b)所示的交流侧储能系统接入交流母线系统结构，记交流负荷需求为Pac_load，交流母线与公共配电网交换功率为Pgrid，交流子系统对交流侧储能系统需求功率即交流侧储能系统与交流母线交换功率为Pac_st，根据系统功率平衡关系可知

Pac_st+Pinv=Pac_load+Pgrid

(3)

即有

Pac_st=Pac_load+Pgrid-Pinv

(4)

式中：当Pac_st>0时，表示交流侧储能系统向交流母线输出功率；当Pac_st<0时，表示交流侧储能系统从交流母线吸收功率。

3 仿真分析

3.1 系统仿真模型及参数

为验证本文所述的交直流混合微电网系统控制策略的可靠性，在PSCAD/EMTDC仿真软件中，搭建了图1所示的系统仿真模型进行了系统的运行与控制仿真验证。系统基本仿真参数设置如表1所示。

3.2 仿真分析

3.2.1 交直流混合微电网并网运行仿真

在公共配电网正常的状态下，交直流混合微电网通常工作在并网模式，针对并网模式下的交直流混合微电网仿真，仿真初始条件为：交流负荷250 kW，直流负荷55 kW，假设仿真过程中光照及温度等条件保持恒定，光伏发电系统额定输出200 kW。仿真过程设计如下：

表1 系统基本仿真参数Table 1 Basic simulation parameters of system

(1) 0～2 s混合微电网系统并网稳定运行：

(2) 2 s时系统直流侧负荷由55 kW突变为85 kW；

(3) 2～4 s混合微电网系统保持并网稳定运行；

(4) 4 s时交流侧负荷由250 kW突变为200 kW；

(5) 4～6 s混合微电网系统保持并网稳定运行。

由上述仿真过程，得到并网模式下的交直流混合微电网系统仿真波形如图8所示。

图8 并网运行交直流混合微电网仿真波形Fig.8 Simulation waveform of grid-connected hybrid AC/DC microgrid

由图8(a)、(b)可知：光伏发电系统相对平稳的输出功率200 kW，其中150 kW由联络变流器传输至交流子系统侧，0～2 s期间直流负荷消耗功率55 kW，导致直流子系统出现功率缺额5 kW，该缺额由直流侧蓄电池通过双向DC/DC变换器放电5 kW补充；在2 s时，直流负荷由55 kW突变为85 kW，由于光伏发电一直处于最大功率发电状态，无法为负荷突增需求的功率需求，此时的功率缺额35 kW由蓄电池补充，整个直流子系统保持功率平衡，直流母线电压保持相对稳定。

由图8(c)、(d)可知：交流侧负荷功率需求为250 kW，联络变流器向交流子系统输送功率150 kW，储能变流器控制交流侧储能系统以50 kW进行恒功率充电储能，此时的功率缺额由公共配电网向系统补充150 kW，系统功率保持平衡；在4 s时，交流负荷由250 kW突变为200 kW，系统维持其他单元功率不变，由公共配电网向系统补充的功率相应减少50 kW，整个系统功率依旧保持稳定。系统的电压与频率由公共配电网支撑，交流母线电压保持正常输出。

3.2.2 交直流混合微电网孤岛运行仿真

在公共配电网由于故障导致电压跌落时，交直流混合微电网必须孤岛运行以保证系统内重要负荷的不间断供电，提高供电可靠性。针对孤岛模式下的交直流混合微电网仿真，仿真初始条件为：交流负荷200 kW，直流负荷85 kW，假设仿真过程中光照及温度等条件保持恒定，光伏发电系统额定输出200 kW。仿真过程设计如下：

(1) 0～2 s混合微电网系统孤岛稳定运行；

(2) 2 s时系统直流侧负荷由85 kW突变为55 kW；

(3) 2～4 s混合微电网系统保持并网稳定运行；

(4) 4 s时交流侧负荷由200 kW突变为250 kW；

(5) 4～6 s混合微电网系统保持并网稳定运行。

由上述仿真过程，得到孤岛模式下的交直流混合微电网系统仿真波形如图9所示。

图9 孤岛运行交直流混合微电网仿真波形Fig.9 Simulation waveform of islands running hybrid AC/DC microgrid

由图9(a)、(b)可知：光伏发电系统相对平稳的输出功率200 kW，其中150 kW由联络变流器传输至交流子系统侧，0～2 s期间直流负荷消耗功率85 kW，导致直流子系统出现功率缺额35 kW，该缺额由直流侧蓄电池通过双向DC/DC变换器放电补充；在2 s时，直流负荷由85 kW突变为55 kW，此时系统功率缺额由35 kW改变为5 kW，由蓄电池向系统补充的功率也随之由35 kW改变为5 kW，整个直流子系统保持功率平衡，直流母线电压保持相对稳定。

由图9(c)、(d)可知：交流侧负荷功率需求为200 kW，联络变流器向交流子系统输送功率150 kW，由于断开了与公共配电网的连接，系统功率出现了50 kW的缺额，储能变流器控制交流侧储能系统以50 kW进行恒功率放电，补充系统的功率缺额，系统功率保持平衡；在4 s时，交流负荷由200 kW突变为250 kW，系统维持其他单元功率不变，由交流侧储能系统向系统补充的功率相应增加50～100 kW，整个系统功率依旧保持稳定。在储能变流器的控制调节下，交流母线电压与频率维持相对稳定输出。

3.2.3 并网运行与孤岛运行切换仿真

当公共配电网正常时，交直流混合微电网并网运行，而当公共配电网由于故障导致电压跌落时，交直流混合微电网必须由并网运行切换为孤岛运行以保证系统内重要负荷的不间断供电，提高供电可靠性；当公共配电网故障解除后，又需要将交直流混合微电网由孤岛运行切换为并网运行，这里就涉及到交直流混合微电网运行模式的切换问题。基于前文分析，混合微电网运行模式的切换由储能变流器的协调控制实现，下文将针对交直流混合微电网进行并网与孤岛运行模式切换的仿真分析。仿真初始条件为：直流子系统保持相对稳定，光伏发电系统额定输出200 kW，直流负荷为45 kW，联络变流器参考功率为150 kW。仿真过程设计如下：

(1) 0～2 s混合微电网系统并网稳定运行；

(2) 2 s时设置公共配电网故障，混合微电网系统检测到故障后进行运行模式切换；

(3) 2～4 s混合微电网系统保持孤岛稳定运行；

(4) 4 s时检测设置公共配电网故障消除，混合微电网系统检测到故障恢复后进行并网预同步控制，4.075 s左右实现由孤岛向并网运行的切换；

(5) 4.075～6 s混合微电网系统保持并网稳定运行。

由上述仿真过程，得到孤岛模式下的交直流混合微电网系统仿真波形如图10所示。

图10 并/离网运行交直流混合微电网仿真波形Fig.10 Simulation waveform with grid-connected/islands operation of AC/DC hybrid microgrid

0～2 s期间，在混合微电网的直流侧，保持光照、温度条件不变的情况下光伏发电系统较为稳定的输出功率200 kW，供给直流负荷45 kW，由联络变流器传输50 kW至交流子系统侧，富余的5 kW对直流侧蓄电池进行充电储能；在混合微电网的交流侧，交流负荷为250 kW，储能变流器控制交流侧蓄电池以50 kW的功率进行充电储能，系统从配电网吸收150 kW补充系统的功率缺额。

2 s时设置公共配电网故障，为保持混合微电网交流母线的电压与频率稳定，将储能变流器由PQ平滑切换为V/f控制。切换后直流侧系统各单元功率保持不变，交流侧的交流母线由于与公共配电网断开导致系统出现了100 kW的功率缺额，此时交流侧储能蓄电池迅速响应，通过双向DC/DC变换器以100 kW的恒定功率向交流子系统放电，系统功率平衡。

2～4 s期间，交直流混合微电网系统保持孤岛稳定运行。由图10(c)可知，在孤岛运行期间交直流混合微电网交流侧的电压保持相对稳定。

4 s时设置公共配电网故障恢复，为防止蓄电池放电过度，需要将混合微电网由孤岛运行模式切换为并网运行模式。在系统检测到公共配电网电压恢复正常后，启动并网预同步动作，预同步结束发出指令进行PCC的合闸并网操作，混合微电网恢复并网运行，混合微网系统各单元重新进入0～2 s期间的混合微电网并网运行状态。

4 结论

交直流混合微电网综合了单纯交/直流微电网在新能源发电利用和高可靠的交直流负荷供电等方面的突出优势，是未来微电网发展的重要方向之一。基于主从结构的交直流混合微电网综合控制策略展开研究，分别采用直流侧储能系统与交流侧储能系统平抑系统的功率波动，通过对从控单元联络变流器与主控单元储能变流器的恰当控制，实现了系统并/离网的平稳运行。仿真结果验证了本文所述综合控制策略的正确性与有效性。