杜少飛， 謝文超， 朱永強(qiáng)， 文 俊， 夏瑞華

(新能源電力系統(tǒng)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 華北電力大學(xué)， 北京 102206)

并網(wǎng)型直流微電網(wǎng)主動協(xié)調(diào)控制方法研究

杜少飛， 謝文超， 朱永強(qiáng)， 文 俊， 夏瑞華

(新能源電力系統(tǒng)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 華北電力大學(xué)， 北京 102206)

本文設(shè)計(jì)了一種應(yīng)用于并網(wǎng)型直流微電網(wǎng)的主動協(xié)調(diào)控制方法。該方法將并網(wǎng)型直流微電網(wǎng)中的微源分為三類基本控制節(jié)點(diǎn)，設(shè)定了各類節(jié)點(diǎn)的控制目標(biāo)。在運(yùn)行模式切換時，各節(jié)點(diǎn)能夠根據(jù)事先約定的控制規(guī)則和控制目標(biāo)主動調(diào)整自身的控制模式，以維護(hù)直流微電網(wǎng)系統(tǒng)的運(yùn)行特性。在PSCAD/EMTDC上，搭建了典型的直流微電網(wǎng)仿真模型，并對該控制方法進(jìn)行仿真分析。結(jié)果表明，在分布式電源或負(fù)荷功率波動以及儲能達(dá)到容量限定值等各種工作狀態(tài)下，各微源換流器均可做出快速響應(yīng)，保證了并網(wǎng)型直流微電網(wǎng)供電的可靠性和穩(wěn)定性。

并網(wǎng)型直流微電網(wǎng)； 主動協(xié)調(diào)控制； 節(jié)點(diǎn)劃分

1 引言

隨著清潔能源發(fā)電技術(shù)的不斷完善，如何將存在波動性、間歇性的分布式電源高效安全地并入交流主網(wǎng)成為了一個亟待解決的問題。微電網(wǎng)的出現(xiàn)為這個問題提供了一個很好的解決方案[1,2]。

微電網(wǎng)可以孤網(wǎng)運(yùn)行，也可以與交流主網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行，在滿足分布式電源接入需求的同時，極大地減少了對交流主網(wǎng)的影響。按照供電類型，微電網(wǎng)可分為交流微電網(wǎng)和直流微電網(wǎng)兩類。其中直流微電網(wǎng)具有逆變器利用率高、功率潮流易控制等優(yōu)點(diǎn)，這些因素使得國內(nèi)外學(xué)者對于直流微電網(wǎng)以及控制技術(shù)的研究方興未艾[3-5]。

目前相關(guān)文獻(xiàn)對直流微電網(wǎng)的結(jié)構(gòu)、運(yùn)行模式以及控制策略等都已有初步的研究。但是由于直流微電網(wǎng)中各微源數(shù)量眾多、位置分散，為了確保系統(tǒng)的高效穩(wěn)定運(yùn)行，還需要對不同工況下各變流器協(xié)調(diào)控制進(jìn)行深入探討[6]。在現(xiàn)有的直流微電網(wǎng)控制策略中，無論是帶通信系統(tǒng)的主從控制[7]和分層控制還是無需通信系統(tǒng)的對等控制[8-12]，微源實(shí)質(zhì)上都是在被動地接受控制信息(主從和分層控制中，下級控制接收上級的指令信息；對等控制中，變流器被動地跟隨電壓波動)，改變自身的運(yùn)行模式，維持系統(tǒng)的穩(wěn)定。

本文以并網(wǎng)型直流微電網(wǎng)為例，設(shè)計(jì)了應(yīng)用于并網(wǎng)型直流微電網(wǎng)微源的主動協(xié)調(diào)控制(Active Coordination Control, ACC)方法。各主動控制節(jié)點(diǎn)根據(jù)事先約定的控制規(guī)則和控制目標(biāo)主動調(diào)整自身的控制模式來維護(hù)直流微電網(wǎng)系統(tǒng)的運(yùn)行特性，可在實(shí)現(xiàn)直流微電網(wǎng)“即插即用”功能的同時，確保系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行。

2 主動協(xié)調(diào)控制方法

2.1 基本概念

(1)節(jié)點(diǎn)

根據(jù)與微電網(wǎng)的功率交換關(guān)系，可以將微源分為以下三類自律節(jié)點(diǎn)。

1)平衡節(jié)點(diǎn)：該類節(jié)點(diǎn)既可以輸出功率也可以吸收功率，具有維持微電網(wǎng)功率平衡的作用。在并網(wǎng)型直流微電網(wǎng)中，根據(jù)直流微電網(wǎng)運(yùn)行模式的不同，此類節(jié)點(diǎn)分別由并網(wǎng)逆變器和儲能設(shè)備構(gòu)成，其控制目標(biāo)是保證直流母線上的電壓穩(wěn)定。并網(wǎng)逆變器(G-VSC)的輸出功率記為PG，蓄電池的輸出功率記為PB。

2)電源節(jié)點(diǎn)：該類節(jié)點(diǎn)只向微電網(wǎng)輸出功率，由分布式電源構(gòu)成?？刂颇繕?biāo)為最大限度地輸出功率；當(dāng)平衡節(jié)點(diǎn)的輸出功率達(dá)到上限時，降功率運(yùn)行以穩(wěn)定直流母線電壓。電源節(jié)點(diǎn)的輸出功率記為PT。

3)負(fù)荷節(jié)點(diǎn)：該類節(jié)點(diǎn)只從微電網(wǎng)吸收功率，由各種交直流負(fù)荷構(gòu)成，其控制目標(biāo)是盡可能保證負(fù)荷的供電質(zhì)量和連續(xù)性。負(fù)荷節(jié)點(diǎn)吸收的功率記為PL。

(2)數(shù)據(jù)域

數(shù)據(jù)域在物理上對應(yīng)于系統(tǒng)中的數(shù)據(jù)傳輸網(wǎng)絡(luò)或寄存器，各控制節(jié)點(diǎn)以廣播的方式與數(shù)據(jù)域通信或從數(shù)據(jù)域中接受所需的信息，節(jié)點(diǎn)與節(jié)點(diǎn)之間并不存在直接耦合關(guān)系。它們只對數(shù)據(jù)域中的信息內(nèi)容感興趣而不必知道此信息來自何處。因此，數(shù)據(jù)域中流動的信息都包含一個內(nèi)容碼以標(biāo)志其屬性，各個控制節(jié)點(diǎn)通過識別內(nèi)容碼來決定自己是否需要此信息。本文所設(shè)定的內(nèi)容碼信號及意義見表1。

表1 內(nèi)容碼信號及意義Tab.1 Status signal and meaning

(3)協(xié)調(diào)關(guān)系

數(shù)據(jù)域以及各節(jié)點(diǎn)之間的協(xié)調(diào)關(guān)系如圖1所示?？梢钥闯?，每一類節(jié)點(diǎn)都要與數(shù)據(jù)域之間進(jìn)行數(shù)據(jù)交互以獲知系統(tǒng)中其他節(jié)點(diǎn)的運(yùn)行狀態(tài)，進(jìn)而調(diào)整自身的運(yùn)行控制方式來滿足整個系統(tǒng)的控制目標(biāo)。這個過程從單一節(jié)點(diǎn)角度來看實(shí)現(xiàn)了自身的主動控制，從整個系統(tǒng)來看，各節(jié)點(diǎn)根據(jù)一致的控制目標(biāo)，主動地調(diào)整自身控制方式以維持系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行，從而實(shí)現(xiàn)了整個系統(tǒng)各節(jié)點(diǎn)之間的協(xié)調(diào)策略。

圖1 節(jié)點(diǎn)協(xié)調(diào)關(guān)系圖Fig.1 Nodes coordination diagram

直流微電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行的首要條件即直流電壓穩(wěn)定，因此本文以穩(wěn)定直流電壓為目標(biāo)設(shè)定各節(jié)點(diǎn)的控制策略。

(4)故障判據(jù)

各控制節(jié)點(diǎn)從數(shù)據(jù)域中獲得系統(tǒng)狀態(tài)信息后，首先判定信息的可靠性。當(dāng)通信系統(tǒng)出現(xiàn)故障時，各節(jié)點(diǎn)從數(shù)據(jù)域中得到的狀態(tài)信息不能反映系統(tǒng)運(yùn)行的真實(shí)情況，從而引起直流母線電壓波動。為此，以直流母線電壓相對于額定電壓的偏移量ΔU為判斷標(biāo)準(zhǔn)，設(shè)定判斷系統(tǒng)是否正常工作的閾值α。當(dāng)|ΔU|>α?xí)r，各節(jié)點(diǎn)判定出現(xiàn)系統(tǒng)故障，從數(shù)據(jù)域中獲取的信息不作為自身控制的依據(jù)；當(dāng)|ΔU|≤α?xí)r，各節(jié)點(diǎn)判定系統(tǒng)正常工作，從數(shù)據(jù)域中獲取的信息作為自身控制的依據(jù)。

本文將判定系統(tǒng)是否正常工作的閾值α設(shè)定為0.05pu。為了避免在特定的運(yùn)行點(diǎn)附近發(fā)生頻繁的往復(fù)切換，采用“滯環(huán)”控制。

2.2 平衡節(jié)點(diǎn)控制策略

2.2.1 并網(wǎng)逆變器控制策略

圖2 并網(wǎng)逆變器的ACC控制流程圖Fig.2 ACC control flow chart of G-VSC

并網(wǎng)變流器的ACC控制流程如圖2所示?？芍⒕W(wǎng)逆變器的ACC控制環(huán)節(jié)首先進(jìn)行孤島監(jiān)測和輸出功率檢測，然后對兩個監(jiān)測結(jié)果進(jìn)行判斷，根據(jù)判斷結(jié)果的不同，確定本身狀態(tài)信息G的值和控制模式。最后返回?cái)?shù)據(jù)采集步驟,開始新的控制循環(huán)。

并網(wǎng)逆變器的控制策略如圖3所示，包括恒壓控制和主動協(xié)調(diào)控制模塊(Active Coordination Control Module，ACCM)，Iac_Gmax、Iac_Gmin分別為G_VSC輸出功率達(dá)到上、下限時對應(yīng)的內(nèi)環(huán)控制電流值。

圖3 G-VSC 控制策略Fig.3 Control diagram for G-VSC

在閉鎖控制中，通過閉鎖脈沖來封鎖并網(wǎng)逆變器的開關(guān)信號。

2.2.2 儲能控制策略

儲能系統(tǒng)的ACC控制流程如圖4所示。由圖4可知，系統(tǒng)初始時，平衡節(jié)點(diǎn)進(jìn)入充電模式，為儲能設(shè)備充電；然后根據(jù)各項(xiàng)采集值做出判斷，指揮操作機(jī)構(gòu)完成控制；最后返回信號采集步驟開始新的控制循環(huán)。

圖4 儲能系統(tǒng)的ACC控制流程圖Fig.4 ACC control flow chart of storage system

這里有兩點(diǎn)需要說明，其一，作為系統(tǒng)平衡節(jié)點(diǎn)的儲能設(shè)備是系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行的關(guān)鍵，應(yīng)該盡可能地連接在微電網(wǎng)中，所以從儲能設(shè)備安全的角度出發(fā)設(shè)定了儲能的上下極值，當(dāng)儲能達(dá)到極值時，就必須從微電網(wǎng)中切除以保證儲能設(shè)備本身的安全。其二，過量充電和過量放電都會嚴(yán)重影響儲能設(shè)備的使用壽命，所以從延長儲能設(shè)備使用壽命、提高投資效益角度出發(fā)設(shè)定儲能設(shè)備儲能的上下限值，當(dāng)儲能超越上下限時，僅改變自身的狀態(tài)信息，而不進(jìn)行控制模式切換操作。本文設(shè)定上下極/限值見表2。

表2 儲能設(shè)定值Tab.2 Energy storage set value

圖5 Bi-DC控制策略框圖Fig.5 Control strategy diagram for Bi-DC

2.3 電源節(jié)點(diǎn)控制策略

電源節(jié)點(diǎn)ACC控制流程如圖6所示。由圖6可知，電源節(jié)點(diǎn)實(shí)時檢測并網(wǎng)逆變器狀態(tài)信息G、儲能狀態(tài)信息B、負(fù)荷節(jié)點(diǎn)狀態(tài)C及電源節(jié)點(diǎn)接口電壓Udc_T，然后根據(jù)各項(xiàng)采集值做出判斷，指揮操作機(jī)構(gòu)完成控制，最后返回信號采集步驟開始新的控制循環(huán)。

圖6 電源節(jié)點(diǎn)的ACC控制流程圖Fig.6 ACC control flow chart of power bus

圖7 W-VSC控制框圖Fig.7 Control strategy diagram for W-VSC

2.4 負(fù)荷節(jié)點(diǎn)控制策略

負(fù)荷節(jié)點(diǎn)ACC控制流程如圖8所示。根據(jù)圖8可知，負(fù)荷節(jié)點(diǎn)ACC需要采集的信息有G、B、C以及負(fù)荷節(jié)點(diǎn)接口電壓Udc_C，然后根據(jù)各項(xiàng)采集值做出判斷，指揮操作機(jī)構(gòu)完成控制，最后返回信號采集步驟開始新的控制循環(huán)。

圖8 負(fù)荷節(jié)點(diǎn)的ACC控制流程圖Fig.8 ACC control flow chart of load bus

圖9 L-DC控制策略框圖Fig.9 Control strategy diagram for L-DC

為了盡量減少負(fù)荷丟失以及保障直流微電網(wǎng)穩(wěn)定，投/切負(fù)荷控制策略如下。

(1) 切負(fù)荷控制策略：首先根據(jù)負(fù)荷的優(yōu)先級由低到高依次切出，當(dāng)負(fù)荷優(yōu)先級相同時，按負(fù)荷大小順序先小后大依次切除。

(2)投負(fù)荷控制策略：首先根據(jù)已切負(fù)荷的優(yōu)先級由高到低依次上電，當(dāng)負(fù)荷優(yōu)先級相同時，按負(fù)荷大小順序先小后大依次上電。

綜上可知，各節(jié)點(diǎn)既可以根據(jù)各自的控制策略實(shí)現(xiàn)自主控制，同時各節(jié)點(diǎn)之間又通過一致的控制目標(biāo)實(shí)現(xiàn)了協(xié)調(diào)控制，維持了離網(wǎng)直流微電網(wǎng)電壓穩(wěn)定。

3 直流微電網(wǎng)的構(gòu)成和運(yùn)行模式

3.1 構(gòu)成

直流微電網(wǎng)的典型結(jié)構(gòu)如圖10所示。主要包括并網(wǎng)逆變器、分布式電源、儲能單元以及交直流負(fù)荷。

圖10 直流微電網(wǎng)的典型結(jié)構(gòu)Fig.10 Diagram of traditional DC microgrid

3.2 運(yùn)行模式

根據(jù)直流微網(wǎng)與交流主網(wǎng)間的功率交換形式，將直流微網(wǎng)的運(yùn)行模式分為聯(lián)網(wǎng)自由模式、聯(lián)網(wǎng)限流模式和孤島模式3類，見表3。

4 仿真分析

4.1 系統(tǒng)簡介

為了驗(yàn)證本文所提出的并網(wǎng)型直流微電網(wǎng)主動協(xié)調(diào)控制的有效性，在EMTDC/PSCAD中搭建仿真系統(tǒng)，如圖11所示。該系統(tǒng)包含一臺永磁同步風(fēng)力發(fā)電機(jī)組和一組光伏電池，總功率為30kW，W-VSC和光伏電池組變流器(P-DC)的額定容量均為15kW。

表3 直流微電網(wǎng)的運(yùn)行模式Tab.3 Operation mode of DC microgrid

圖11 直流微電網(wǎng)仿真系統(tǒng)結(jié)構(gòu)Fig.11 Simulated system diagram of DC microgrid

負(fù)荷L1、L2、L3均恒功率負(fù)荷，容量分別為6kW、6kW、3kW。其中L1的優(yōu)先級要高于L2和L3，L2和L3優(yōu)先級相同，系統(tǒng)運(yùn)行過程中至少要保證L1的供電。G-VSC的額定容量為10kW。選取鉛酸蓄電池作為儲能元件，蓄電池的額定電壓為200V，額定容量為50A·h，Bi-DC額定容量為15kW。直流母線額定電壓為UN=400V。

下面分別給出三種運(yùn)行模式下，直流微電網(wǎng)采用自主協(xié)調(diào)控制的運(yùn)行特性對比仿真結(jié)果。仿真結(jié)果中G-VSC、Bi-DC的輸出功率為正表示變流器向直流微電網(wǎng)輸入功率，電壓均采用標(biāo)幺值，選取直流母線電壓為電壓基準(zhǔn)值。

4.2 聯(lián)網(wǎng)自由運(yùn)行時的仿真分析

如圖12所示，仿真開始時，電源節(jié)點(diǎn)輸出功率PT約為15kW。負(fù)荷L1和L2接入微電網(wǎng)，總功率約為12kW。蓄電池處于充電狀態(tài)，充電功率為5kW，SOC初始值為79.96%并隨著蓄電池的充電增加，主網(wǎng)通過G-VSC向直流微電網(wǎng)提供功率缺額約3kW，直流電壓Udc_G被控制在1.0pu左右。1s時負(fù)荷L3接入微電網(wǎng)，負(fù)荷總功率上升為15kW，電源節(jié)點(diǎn)輸出功率等于負(fù)荷節(jié)點(diǎn)消耗的功率，G-VSC提供蓄電池充電所需的5kW功率，SOC繼續(xù)上升，如SOC曲線所示。2s時SOC達(dá)到80%，蓄電池轉(zhuǎn)入備用狀態(tài)，充電功率為零，G-VSC輸出功率也變?yōu)榱悖鏟G、SOC曲線所示。3s時電源節(jié)點(diǎn)輸出功率增加為20kW，G-VSC吸收5kW的功率，如PT、PG曲線所示。各節(jié)點(diǎn)信號實(shí)時反映自身的狀態(tài)信息如G、B、C、T曲線所示。

圖12 聯(lián)網(wǎng)自由模式下系統(tǒng)的運(yùn)行特性Fig.12 System operation performances during grid integration-free mode

聯(lián)網(wǎng)自由模式下，隨著電源節(jié)點(diǎn)、負(fù)荷節(jié)點(diǎn)以及蓄電池的功率波動，G-VSC電壓控制特性調(diào)節(jié)直流微電網(wǎng)與交流主網(wǎng)的功率交換量，維持系統(tǒng)直流電壓在0.98～1.01pu之間。

4.3 聯(lián)網(wǎng)限流運(yùn)行時的仿真分析

4.3.1 并網(wǎng)變流器輸出功率達(dá)上限時仿真分析

如圖13所示,仿真開始時電源節(jié)點(diǎn)的輸出功率約為15kW。負(fù)荷全部接入微電網(wǎng)，總功率為15kW。蓄電池處于充電狀態(tài)，充電功率約為5kW，SOC的初始值約為40.03%。系統(tǒng)處于聯(lián)網(wǎng)自由模式，主網(wǎng)通過G-VSC向直流微電網(wǎng)提供功率缺額約為5kW。約1s時電源節(jié)點(diǎn)輸出下降為2kW,G-VSC輸出功率達(dá)到上限值10kW,蓄電池由充電狀態(tài)切換為恒壓控制模式,輸出功率約為3kW，SOC開始下降, 如PT、PG、PB曲線所示。系統(tǒng)進(jìn)入聯(lián)網(wǎng)限流模式。5s時蓄電池的SOC減小到40%，此時蓄電池繼續(xù)放電以保障負(fù)荷供電。同時為保護(hù)蓄電池，當(dāng)SOC低于40%時，L3切除，這時L1和L2仍接于直流微網(wǎng)，SOC仍低于40%，如PL、SOC曲線所示。約6s時SOC低于40%， L2切除，只留下最重要負(fù)荷L1，G-VSC的輸出功率降為9kW，系統(tǒng)恢復(fù)到聯(lián)網(wǎng)自由模式，蓄電池進(jìn)入充電模式，充電功率為5kW，SOC開始上升，如PL、PG、PB、SOC曲線所示。各節(jié)點(diǎn)信號跟蹤反映自身的狀態(tài)信息如G、B、C、T曲線所示。

圖13 G-VSC輸出功率達(dá)到上限時系統(tǒng)的運(yùn)行特性Fig.13 System operation performance during output power of G-VSC at upper limit

由圖13可以看出，聯(lián)網(wǎng)限流模式下，系統(tǒng)功率波動時，蓄電池進(jìn)入恒壓模式調(diào)節(jié)直流微電網(wǎng)與交流主網(wǎng)的功率交換量，維持系統(tǒng)電壓在0.96～1.04pu之間。

4.3.2 并網(wǎng)變流器輸出功率達(dá)下限時仿真分析

如圖14所示,仿真開始時,L1接入直流微電網(wǎng),負(fù)荷總功率為6kW。電源節(jié)點(diǎn)輸出功率約為15kW。蓄電池處于充電狀態(tài)，充電功率為5kW，SOC初始值約為79.5%。系統(tǒng)處于聯(lián)網(wǎng)自由模式，主網(wǎng)通過G-VSC向直流微電網(wǎng)提供功率缺額約為-4kW。1s時電源節(jié)點(diǎn)輸出功率增加為25kW,G-VSC功率達(dá)到下限值10kW,系統(tǒng)進(jìn)入聯(lián)網(wǎng)限流模式，蓄電池由充電模式轉(zhuǎn)為恒壓模式，吸收功率約為9kW，SOC繼續(xù)上升，如PL、PG、PB、SOC曲線所示。3s時L2接入電網(wǎng),負(fù)荷總功率約為12kW，G-VSC吸收功率約為8kW，系統(tǒng)恢復(fù)到聯(lián)網(wǎng)自由模式，蓄電池恢復(fù)到充電模式，充電功率為5kW，如PT、PG、PB曲線所示。4s時L3接入微電網(wǎng),負(fù)荷總功率為15kW,G-VSC吸收功率約為5kW。各節(jié)點(diǎn)信號跟蹤反映自身的狀態(tài)信息如G、B、C、T曲線所示。

圖14 G-VSC輸出功率達(dá)到下限時系統(tǒng)的運(yùn)行特性Fig.14 System operation performance during output power of G-VSC at lower limit

由圖14可以看出，聯(lián)網(wǎng)限流模式下，系統(tǒng)功率波動時，蓄電池進(jìn)入恒壓模式調(diào)節(jié)直流微電網(wǎng)與交流主網(wǎng)的功率交換量，維持系統(tǒng)電壓在0.98～1.02pu之間。

4.4 孤島運(yùn)行時的仿真分析

如圖15所示,仿真開始時直流微電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行,L1、L2、L3都接入直流微電網(wǎng)，負(fù)荷總功率為15kW，電源節(jié)點(diǎn)輸出功率約為13kW，蓄電池處于充電狀態(tài)，充電功率為5kW，SOC初始值約為40.01%，G-VSC控制直流電壓，輸出功率約為7kW。1s時,直流微電網(wǎng)切換到孤網(wǎng)模式,G-VSC輸出功率減為零,蓄電池接替G-VSC控制直流電壓,進(jìn)入恒壓模式,輸出功率為2kW，SOC開始下降, 如PG、PB、SOC曲線所示。4s時蓄電池SOC下降到下限值40%,此時,蓄電池繼續(xù)放電以保證負(fù)荷供電。同時，為保護(hù)蓄電池，當(dāng)SOC低于40% 1s后,約5s時L3切除。這時，L1和L2仍接于直流微電網(wǎng)，SOC仍低于40%。SOC低于40%約2s后,大約6s時L2切除,只留下最重要負(fù)荷L1。此時電源節(jié)點(diǎn)輸出功率大于負(fù)荷需要，蓄電池開始充電，SOC增加，如PL、PB、SOC曲線所示。7s時直流微電網(wǎng)恢復(fù)聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行,G-VSC接替蓄電池控制直流母線電壓,吸收功率為2kW,蓄電池恢復(fù)充電狀態(tài)，如PG、PB曲線所示。8s時L2接入直流微電網(wǎng)，G-VSC輸出功率為4kW，如PL、PG曲線所示。各節(jié)點(diǎn)信號跟蹤反映自身的狀態(tài)信息如G、B、C、T曲線所示。

圖15 孤網(wǎng)模式下系統(tǒng)減載運(yùn)行特性Fig.15 System operation performance during islanding mode with load shedding

由圖15可以看出，孤網(wǎng)模式下，系統(tǒng)功率波動時，蓄電池進(jìn)入恒壓模式調(diào)節(jié)直流微電網(wǎng)與交流主網(wǎng)的功率交換量，維持系統(tǒng)電壓在0.96～1.03pu之間。

下面對孤島模式下電源節(jié)點(diǎn)恒壓降功率運(yùn)行模式進(jìn)行仿真研究。仿真結(jié)果如圖16所示。

圖16 孤網(wǎng)模式下降功率運(yùn)行時系統(tǒng)特性Fig.16 System operation performance during islanding mode with power reduction

仿真開始時，系統(tǒng)處于聯(lián)網(wǎng)自由模式，負(fù)荷全部接入直流微電網(wǎng)，總功率約為15kW，電源節(jié)點(diǎn)最大功率跟蹤控制，輸出功率為15kW，蓄電池充電，SOC的初值約為79.96%，G-VSC的輸出功率為5kW。1s時直流微電網(wǎng)切換到孤網(wǎng)模式，G-VSC輸出功率為零,蓄電池停止充電, 如PG、PB曲線所示。2s時,電源節(jié)點(diǎn)輸出功率增加為20kW,蓄電池為穩(wěn)定電壓,恢復(fù)充電,充電功率約為5kW，如PT、PB曲線所示。約6s時SOC達(dá)到80%,蓄電池停止充電，不能再調(diào)節(jié)直流電壓，電源節(jié)點(diǎn)進(jìn)入恒壓降功率控制模式，輸出功率下降為15kW，以維持系統(tǒng)功率穩(wěn)定，如PT、PB、SOC曲線所示。7s時直流微電網(wǎng)恢復(fù)到聯(lián)網(wǎng)自由模式，電源節(jié)點(diǎn)恢復(fù)到最大功率輸出模式，輸出功率20kW，G-VSC維持電壓穩(wěn)定，吸收系統(tǒng)多余的5kW功率，蓄電池處于備用狀態(tài)，如PT、PG、PB、SOC曲線所示。各節(jié)點(diǎn)信號跟蹤反映自身的狀態(tài)信息如G、B、C、T曲線所示。

從圖15、圖16的仿真結(jié)果可以看出，孤島運(yùn)行模式下，當(dāng)蓄電池?zé)o法調(diào)整電壓時，可以通過負(fù)荷減載或者電源節(jié)點(diǎn)恒壓降功率的控制方式來維持系統(tǒng)功率平衡。同時也實(shí)現(xiàn)了聯(lián)網(wǎng)與孤網(wǎng)模式的切換，維持系統(tǒng)電壓在0.96～1.03pu之間。

綜上可知，通過主動協(xié)調(diào)控制直流微電網(wǎng)的電壓在各微源的配合下一直保持在1pu左右，僅在分布式電源功率波動或者負(fù)荷投切時刻會產(chǎn)生0.03pu左右的震蕩，并且可以迅速恢復(fù)。因此主動協(xié)調(diào)控制的系統(tǒng)電壓運(yùn)行特性要優(yōu)于基于電壓波動而采取的“被動”控制策略。

5 結(jié)論

本文分析了并網(wǎng)型直流微電網(wǎng)的構(gòu)成以及運(yùn)行模式，給出了并網(wǎng)狀態(tài)下各類節(jié)點(diǎn)的控制策略，并在PSCAD/EMTDC環(huán)境下搭建了仿真模型，并對仿真結(jié)果進(jìn)行了分析。得到以下結(jié)論：

(1)將并網(wǎng)型直流微網(wǎng)中的微源劃分為不同的節(jié)點(diǎn)，給定每類節(jié)點(diǎn)特定的控制規(guī)則和控制目標(biāo)。各微源之間保持相互獨(dú)立，根據(jù)自身的控制規(guī)則和目標(biāo)主動切換自身的控制模式，在保證系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行同時，實(shí)現(xiàn)了“即插即用”功能。

(2)微源通過從數(shù)據(jù)域中獲取直流微電網(wǎng)中其他微源的狀態(tài)信息，可以預(yù)判自身操作會對整個系統(tǒng)造成的影響，從而采取最優(yōu)操作來降低對系統(tǒng)造成的影響。

本文提出的并網(wǎng)型直流微電網(wǎng)主動協(xié)調(diào)控制策略，有利于直流微電網(wǎng)的結(jié)構(gòu)擴(kuò)展，對于直流微電網(wǎng)發(fā)展具有一定的意義和工程實(shí)踐價(jià)值。

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Research on active coordination control method for grid-connected DC microgrid

DU Shao-fei， XIE Wen-chao， ZHU Yong-qiang， WEN Jun， XIA Rui-hua

(State Key Laboratory of Alternate Electrical Power System with Renewable Energy Sources, North China Electric Power University, Beijing 102206, China)

This paper designs an active coordination control method for grid-connected DC micro grid. This method divides microsources of grid-connected DC micro-grid into three kinds of basic control node, and gives each node a specific control target. In accordance with the prior agreement of the rules, each node actively involves in coordination control for the common goal. On PSCAD/EMTDC, this method builds a typical DC micro-grid simulation model and does a simulation analysis on it. The results show that at different working conditions, such as the distributed power or load power fluctuation and storage capacity reaching the limit values, et al, each inverter can respond quickly to improve the performance of the system power supply.

grid-connected DC microgrid; active coordination control; node division

2016-05-25

國家高技術(shù)研究發(fā)展計(jì)劃(863計(jì)劃) 項(xiàng)目(2015AA050102)

杜少飛(1989-)， 男， 河北籍， 碩士研究生， 研究方向?yàn)橹悄芪㈦娋W(wǎng)技術(shù)、 新能源發(fā)電技術(shù)； 謝文超(1991-)， 男， 江西籍， 碩士研究生， 研究方向?yàn)榛旌衔㈦娋W(wǎng)技術(shù)、 新能源發(fā)電技術(shù)。

TM727

A

1003-3076(2017)06-0030-09