作者：张毅
目前，关于直流微电网的各种应用已有诸多报道，包括各种电气化船舶、数据中心、住宅大楼及电动汽车充电站等。对直流微电网的可行性和保护问题进行了评估。由于基于变流器的直流微电网与传统的交流电网有很大不同．对直流微电网的稳定性和动态特性进行了研究。关于对直流微电网的运行模式、控制方法及能量管理等已有初步的研究．在直流微网中．直流电压是反映系统内功率平衡的唯一指标。控制直流电压稳定．就可以控制各分布式单元的功率平衡，维持微电网系统的稳定运行。因此，一种基于直流母线电压信号(DBS)的控制策略被提出．这种控制策略使得微电网所有操作的切换无需通信而自动完成．但文中所提系统仅含有孤岛模式而不能并网运行。利用直流电压变化范围较宽的特点．根据直流电压变化量对微电网进行分层控制．按照变流器的优先级别依次对直流电压进行自动调节，简化了控制系统结构，提高了控制灵活性。采用基于DBS的协调控制策略．通过阈值电压和下垂控制的配合．实现了系统的运行目标和功率分配．以上控制策略和方法虽然很好地适应了微电网系统的分布式特性．能够完成对多个分布式电源的协调控制．但仍存在以下缺点：(1)系统结构较简单，无可控电源，孤岛运行时的持续供电能力不足；(2)功能不够完善，未考虑加入冷热负荷时的协调控制：(3)在孤岛运行时，储能单元既要尽可能多的存储能量，又要留置足够容量吸收功率，造成储能单元功能性矛盾，并使其使用寿命降低。
针对以上不足和缺陷，本文加入了微型燃气轮机发电单元．使系统更加完善．满足用户多种形式的能量需求；重新设计了各分布式电源的优先级别，在尽可能地利用可再生能源的基础上，保证用户体验：优化了储能单元的控制方式，由于微型燃气轮机等可控单元的加入，可避免储能单元容量的浪费。首先，分析了直流微电网的结构和运行模式。其次，阐述了DBS控制策略，分析各变流器的控制方式。最后为验证所提控制策略的可靠性，基于Matlab/Simulink建立了直流微电网的仿真模型．对系统的不同运行状态进行了仿真分析。
1 直流微电网结构和运行模式
1.1 直流微电网的结构
本文研究的直流微电网结构如图1所示，直流微电网通过双向AC/DC变流器与交流配网相连。系统内的分布式电源包括风力发电单元、太阳能发电单元和微型燃气轮机发电单元，均通过各自变流器与微网相连。
1.2直流微电网的运行模式根据直流微网的不同运行状态，可将其分为
3种运行模式。
(1)正常联网模式。此时并网变流器控制直流母线电压．确保系统功率平衡，当系统功率不足时．向直流微电网输送功率，当系统功率盈余时，向交流配电网输出功率。风力发电单元和太阳能发电单元运行在最大功率追踪( MPPT)模式，以尽可能多的吸收可再生能源。微型燃气轮机根据冷热负荷的需求作为功率源并人微电网。储能单元则根据荷电状态( state of charge．SOC)选择充电或放电，使其SOC保持在50%左右。
(2)故障孤岛模式。此时由于交流配网故障，并网变流器失去调节母线电压的能力。为维持系统稳定．储能单元因其较快的响应速度，首先改变运行方式控制母线电压，如储能单元仍不能使系统稳定．则风光发电单元放弃最大功率吸收，微型燃气轮机牺牲部分废热的利用参与功率的调节，平衡系统功率波动，以使系统达到新的稳定状态。
(3)电压超限模式。如果在故障孤岛模式仍不能使直流母线电压维持在允许范围内，导致直流母线电压持续降低或升高，此时需逐步切除次要负荷或使微型燃气轮机降功率运行，造成部分负荷断电或供冷供热不足，此时以牺牲用户体验为代价换取系统的可靠运行。
2基于DBS控制策略
由于直流微网中单元众多且位置比较分散，本文采用基于DBS的控制策略，简化控制结构，避免通信线路的建设。
2.1 DBS控制策略原理
简化的直流母线模型如图2所示，其中只为向直流母线提供的功率，Pm为系统总消耗的功率。则直流母线电容的充电功率为
直流母线电压为
式中：C为直流母线电容。
由式(2)可知，当向系统输入的功率大于系统消耗的功率时，直流母线电压上升：当向系统输入的功率小于系统消耗的功率时，直流母线电压下降．直流母线电压可以作为表征系统运行状态的公共信号控制各分布式电源的输出功率。因此，可以利用直流母线电压作为信号实现各分布式单元间的信息交流．通过设定变流器电压阈值，控制分布式电源的优先级，使其根据直流母线电压的变化改变运行方式，调节输入输出功率，维持系统功率平衡，使母线电压稳定在允许的范围内。各变流器仅需测量本地母线电压信号，无需相互通信，提高了系统的可靠性。
图3给出了直流微电网中各单元的输出特性图及阈值电压，由图3可知，当母线电压升高时，由于不能影响用户对供冷供热的需求，微型燃气轮机的优先级最高．其次是风光发电单元，由于储能单元响应时间短，速度快，其优先级最低：当母线电压降低时，为尽量保证对所有负荷的供电，负荷的优先级最高，其次为微型燃气轮机．最后是储能单元，为了防止母线电压在额定值或阈值点处波动时变流器运行方式的频繁切换．本文将电压额定值及阈值点处各单元变流器的输出特性断开，使其偏移一个δU,在δU的范同内，各变流器均不动作．功率平衡由母线电容通过电压的小幅调整自行完成。
系统的控制流程如图4所示，各单元分别计算实际电压与额定电压的差值，根据电压变化量和阈值电压确定各自的运行状态。由于8U数值不大，且仅影响额定电压及阈值端点处的特性．各变流器作用范围用开区间表示，为了叙述方便．下文忽略au的存在。
2.2 基于DBS的控制策略
2.2.1 正常联网模式控制
正常联网模式下，由于并网变流器调节能力较强．直流母线电压的变化范围为0<∣△U∣＜l%,系统的功率平衡由并网变流器负责。
并网变流器采用电网电压定向的矢量控制策略，采用双闭环控制，内环为电流环，外环为电压控制环．其控制框图如图5所示。通过控制电网电流的d轴分量即可实现对并网变流器输出有功功率的控制，同时实现单位功率因数控制。
其下垂特性曲线如图3 a）所示，均可表示为：
式中：kG为下垂系数；Udc-C为输出电压参考值；U*c为直流母线额定电压值。
对风力发电单元进行MMPT控制．并网变流器同样采用双闭环控制，内环为电流控制环，外环为MMPT控制环，通过转速反馈信号计算有功输出参考值P*opt得到定子电流有功分量参考值。
储能单元根据SOC值确定充放电状态，为使储能单元在孤岛时能更充分的调节系统功率，将储能单元在正常联网时的SOC设定为50%,既能提供较大的调节空间．又有效延长蓄电池的使用寿命。充放电时均采用恒定电流．当SOC达到50%时电流为零。
微型燃气轮机此时优先满足用户对供冷供热的要求，能量管理系统根据冷热负荷的需求调节燃料输入量，因此其输出功率PM由冷热负荷决定。
2.2.2故障孤岛模式控制
故障孤岛模式下．允许直流母线电压在较大范围内波动，其变化范围为1%<∣△U∣＜5%．此时并网变流器不再具有调节电压的能力，其作为功率源或被直接切除。该模式又分2个阶段，当母线电压超过额定电压的±1%时，达到储能单元变流器的阈值，储能单元改变运行方式，调节母线电压。当母线电压超过额定电压的+3%时．则进入第二阶段，此时风光发电单元和微型燃气轮机开始参与功率的调节。
储能单元变流器同样采用双闭环控制，其控制框图如图6所示．根据图3 b）所示的U-I下垂特性，调节充放电电流维持系统功率平衡．其下垂特性可表示为
式中：kB为下垂系数;UB为输出电压参考值；UR为储能单元的阈值电压。
对式(5)进一步变换可得
式中：△U为允许的电压变化量；Uk-min为输出电压最小值：PN为该电源的额定功率。
由式(6)可知，当多个储能单元并联时，额定功率大的下垂系数小，对直流电压的调节能力强，额定功率小的下垂系数大，对直流电压的调节能力弱．
当储能单元吸收功率达到最大值仍不能使系统功率平衡．致使△U>3%，风力发电单元不再输出最大功率，而是根据图3 d）所示的电压一功率特性降功率运行，其在最大功率基础上加上一个降功率值ΔPw作为风力发电单元的功率参考值，其控制框图如图7所示。风力发电机采用变桨距控制减少风能捕获，其电压一功率特性可表示为
式中：kw为下垂系数；U*w为风力发电单元阈值电压。
对式(7)进一步变换可得
式中：△U为允许的功率变化量，当多个风力发电单元并联运行时，风力发电机可调功率大的，下垂系数小，对直流电压的调节能力强，风力发电机可调功率小的，下垂系数大，对直流电压的调节能力弱。
由于太阳能发电单元与风力发电单元类似，此处不再赘述。
当△U<-3%时，微型燃气轮机改变运行方式，其输出特性如图3c）所示，不再根据冷热负荷需求输出功率．而是在原功率基础上加上一个增功率值APm作为燃气轮机功率参考值，微型燃气轮机能量管理系统增加燃料输入量，提高输出功率。其电压一功率特可表示为
式中：kM为下垂系数；U*M为微型燃气轮机发电单元的阈值电压。
2.2.3 电压超限模式控制
电压超限模式下，母线电压的变化范围为∣△U∣>5%。此时电网进入紧急状态，控制的首要任务是采取各种措施避免系统崩溃。当△U>5%时．系统功率大规模超出需求，微型燃气轮机需在原有功率的基础上加上一个降功率值ΔPM,作为输出功率参考值，其电压一功率特性与式(9)类似，其控制框图如图8所示。
当△U<-5%．微型燃气轮机输出功达到最大时．系统功率仍持续不足，为保证系统不崩溃，需要立即进行减载操作，如图3 d）所示。根据负荷的重要程度设定其优先级别和阈值电压，当功率严重缺额时，系统根据预先设定的优先级别依次切除次要负荷，保证对重要负荷的持续不间断供电。
3仿真分析
为验证本文所提基于DBS控制策略的正确性和有效性，本文利用M atlab/Simulink仿真平台搭建了如图1所示的仿真系统，系统包含一台10 kW的永磁直驱风力发电机，一台20 kW的微型燃气轮机．仿真时均采用等值机组代替。储能单元采用额定容量为100 Ah的铅酸蓄电池,其变流器的额定容量为10 kW。负荷Ll、L2容量为10 kW.负荷L3、L4的容量为8 kW，负荷Ll，L2. L3，LA的优先级别依次降低，其中Ll为不可中断负荷。并网变流器的额定容量为20 kW，直流母线额定电压为400 V。
3.1 正常联网仿真
正常联网时的仿真结果如图9所示。图9中曲线由上至下依次为风力发电单元、微型燃气轮机、储能单元、并网变流器的输出功率及直流母线电压随时间变化情况。开始时．风力发电机的输出功率为4 kW，微型燃气轮机根据冷热负荷的需求输出12 kW的电功率，储能单元既不吸收也不发出功率，负荷Ll，L3, L4接入电网．并网变流器提供10 kW的功率缺额，直流母线电压维持在398 V左右。0.2 s时，风力发电单元的输出功率提高至8 kW，并网变流器的吸收功率降低至6 kW,同时，母线电压升高至398.8 V左右：0.4 s时，负荷LA与电网断开，并网变流器向电网输出约2 kW的功率，母线电压升高至400.2 V左右：0.6 s日寸负荷L2接入电网，并网变流器从配电网吸收约8 kW的功率，母线电压降低至398.4 V左右。
3.2故障孤岛仿真
故障孤岛时的仿真结果如图10所示．其初始状态与正常联网仿真的最后状态相同：0.2 s时．并网变流器断开，系统进入孤岛运行，此时储能单元投入运行，提供约8 kW的功率缺额．母线电压降低至389.6 V; 0.4 s时，负荷L4接入电网，储能单元达到输出最大功率10 kW后．微型燃气轮机改变运行方式提高功率输出，提供剩余的6 kW功率，母线电压降低至382 V左右：0.6 s时，负荷L2, L3与电网断开，造成功率盈余．母线电压升高至405.6 V，微型燃气轮机输出功率降低至初始的12 kW,储能单元吸收约2 kW的功率。
3.3 电压超限模式仿真
电压超限模式的仿真结果如图11所示．开始时，风力发电单元输出6 kW的功率，微型燃气轮机发出的电功率为12 kW，负荷L1．L2, IA接入电压，储能单元提供10 kW的功率缺额，母线电压约为388 V; 0.2 s时，负荷L3接入电网，微型燃气轮机输出电功率升高至20 kW，母线电压降低至380 V; 0.4 s时，风力发电单元输出功率突然降低至0 kW,此时由于功率不平衡造成电压急剧下降，进入电压超限模式，根据预先设定的优先级．负荷IA被切除，系统返回至故障孤岛模式．母线电压升高至382 V．微型燃气轮机输出功率降低至18 kW; 0.6 s时，风力发电单元输H{功率突然升高至10 kW,微型燃气轮机输出功率降至初始值，储能单元输出功率为6 kW，母线电压升高至391.2 V左右：0.8 s时，负荷L2，L3，LA与电网断开．储能单元吸收功率达最大值10 kW时．功率仍有盈余，风力发电单元不再运行在最大功率跟踪模式而降低2 kW的输出功率，维持系统稳定．母线电压升高至418.4 V。
4结论
本文针对直流微电网控制的不足和缺点，采用基于DBS的控制策略，实现了对多个分布式电源的协调控制，保证了系统的稳定运行，得出以下结论：
(1)基于DBS的控制策略可以根据直流母线电压的变化量实现对多个分布式电源的协调控制，在简化控制结构的基础上，避免了通信线路的建设。
(2)各变流器采用下垂控制，能有效抑制系统工作状态转变引起的电压冲击，实现各运行模式间的平滑切换。
(3)微型燃气轮机能适应基于DBS的控制策略，在优先保证用户对供冷供热需求的前提下，有效参与功率的调节。
5摘要：对于以可再生能源发电为主的微电网系统，直流微电网以显著优势成为新的研究热点。针对目前已有直流微电网控制的不足，采用了基于直流母线电压信号(DBS)的协调控制策略，简化了控制结构，避免了通信线路的建设：完善了系统结构，加入对微型燃气轮机的控制；对直流微电网的运行模式进行了分析，设计了各分布式电源的优先级别和输出特性．实现了运行模式之间的平滑切换：最后在Madab/Simulink中搭建了直流微电网仿真模型．对其在各种运行状态进行了仿真验证，结果表明所采用的控制方法能够实现直流微电网的协调控制。
