光储直流微网电压稳定控制

光储直流微网电压稳定控制

微网是一个可控的系统，它由多种分布式电源、储能设备和本地负荷构成，既可作为一个整体接入交流主网联网运行，也可独立运行，具有更强的灵活性与交互性。微网可大体上分为直流微网和交流微网两种。虽然目前较为广泛应用的是交流微网，但与之相比，直流微网有更多的优点，如可避免交-直-交多级变换、系统转换效率高、线路损耗低、不需考虑电压的频率和相角等。因此，直流微网更适用于分布式电源的接入。

直流电压是反映直流微网运行稳定性的唯一指标，一旦电压失稳就会危及直流微网的正常运行。电源输出功率的突变，大规模的负荷投切，以及微网本身运行方式的改变都有可能造成直流母线电压的波动甚至电压崩溃，因此需要采用一定手段维持直流母线电压稳定。

本文针对光储直流微网提出了维持直流电压稳定的控制方法，分别介绍了并网和孤岛两种运行方式下直流微网各单元控制策略，对应不同的运行方式选择不同单元作为稳压单元，并在Matlab/Simulink中对光储直流微网负荷功率波动进行建模，验证了所提控制方法对维持直流电压稳定的有效性。

图1 光储直流微网典型拓扑结构

光储直流微网拓扑结构

光储直流微网典型结构如图1所示，包括光伏电池、蓄电池组、负荷单元，均通

过电力电子变流器接入直流母线构成直流微网，并通过并网变流器将直流微网接入交流主网。

并网运行控制策略

并网运行状态下，光储直流微网通过DC/AC并网变流器并入交流主网，由并网变流器控制直流微网电压稳定。各单元控制策略如下：

交流主网

DC/AC并网变流器采用电压下垂控制，使并网后的直流微网电压保持稳定。如图2（a）所示，并网变流器通过双闭环矢量控制实现对直流电压的控制，内环为电流控制环，外环采用直流电压下垂控制，下垂系数为kG。直流电压参考值为1pu，将直流电压实际值Udc和参考值比较做差，差值经过电压下垂控制环得到直流电压参考值再通过电流控制环和PWM调制得到合理脉冲信号输入并网变流器。当直流微网联网正常运行时，并网变流器通过控制直流电压的稳定来确保直流微网内部有功功率平衡。

光伏电池

图2 并网运行时各单元控制策略

并网状态下，光伏电池侧单向变流器DC/DC采用MPPT最大功率点跟踪控制策略，使光伏电池的输出能力尽可能大，实现新能源的最大化利用。光伏电池MPPT控制策略如图2（b）所示。将采样得到的太阳能电池阵列的输出电压Upv和电流Ipv与前一次电压和电流的采样值进行比较，根据MPPT控制算法得到光伏输出电压参考值将该参考值与实际输出电压Upv对比做差值，差值经过内环电流控制器作用后，生成PWM控制信号输入单向DC/DC变流器。

蓄电池

在光储直流微网并网运行的情况下，蓄电池侧双向DC/ DC变流器采用恒流充电控制策略，通过给定充电参考值I*

B对蓄电池进行充电控制，以便系统切换到孤岛状态运行时作为主电源对系统供电。控制策略如图2（c）所示。

孤岛运行控制策略

孤岛运行是指联网断路器断开后，直流微网失去交流主网的支撑，成为一个独立系统时的运行情况。为继续保证直流电压稳定，需要重新选取稳压单元。通常此时蓄电池作为稳压单元维持直流电压稳定。孤岛运行时各单元控制策略如下：

光伏电池

光伏电池侧单向变流器DC/DC仍然采用MPPT最大功率点跟踪控制策略，保证新能源的最大利用。控制原理同图2（b）所示。

蓄电池

孤岛状态下，蓄电池起稳定直流母线电压的作用。蓄电池侧双向DC/DC采用电压下垂控制模式维持直流微网电压稳定，同样利用双闭环控制实现，内环为电流控制环，外环为电压下垂控制，下垂系数为kB，控制流程图如图3所示。

图3 孤岛运行蓄电池侧Bi-DC控制策略

仿真分析

为验证所提光储直流微网功率波动时电压控制策略的有效性，进一步在MATLAB/SIMULINK仿真平台上搭建系统的仿真模型。仿真模型主要包括光伏电池、蓄电池、多级交流负荷，各单元均通过变流器接入直流母线，构成直流微网。光伏电池最大输出功率为30kW、蓄电池额定电压为120V，双向DC/DC变流器额定容量为30kW，直流母线额定电压400V。由断路器控制直流微网与交流主网的连接，切换直流微网的联网/孤岛运行状态。

下面给出两种不同模式下（并网模式和孤岛模式），直流微网仿真模型的波形图，用负荷投切来模拟直流微网功率波动，光伏输出功率波动同理。

（1）并网模式仿真分析

为模拟并网运行时的功率波动，在前5秒内只投入一个30kW的交流负载，t=5s时，再投入一个15kW交流负载，图4依次是光伏电池的输出功率、负荷功率、交流主网输出功率、储能蓄电池输出功率、蓄电池荷电状态（State of charge， SOC）以及系统直流电压（输出功率用正值表示）的仿真结果。

在并网模式下，交流主网来维持电压稳定，光伏电池输出功率在MPPT控制下大约稳定在20.8kW附近，t=5s时再投入一个15kW的负荷，负荷侧功率由30kW变为45kW；交流主网输出功率由原先的16.8kW变为31.5kW，几乎与负荷的功率增加相等；蓄电池处于恒流充电状态，因此输出功率为负值，SOC在充电过程中逐渐增加，充电功率约6.8kW，完成充电后进入备用状态；系统直流电压能控制在在0.98-0.99pu之间，处于稳定状态，说明并网运行状态负载投切引起的功率波动可以通过所提控制策略得到有效平抑，直流母线电压在并网变流器的作用下能维持在合理范围内。

（2）孤岛模式仿真分析

孤岛模式下，交流主网与直流微网不进行功率交换，图5依次是光伏电池的输出功率、负荷功率、蓄电池的输出功率、蓄电池SOC以及系统直流电压（输出功率用正值表示）的仿真波形。

在孤岛模式下，蓄电池起维持电压稳定的作用，光伏电池输出功率在MPPT控制下大约稳定在20.8kW附近。初始运行时，光伏电池输出功率约20.8kW，系统带30kW负载，蓄电池处于放电状态，SOC持续下降，输出功率约为10.8kW，系统直流电压稳定在1.01pu。5s时再向系统投入一个15kW的负载，光伏电池输出功率在MPPT控制下保持不变，系统负载功率变为45kW，蓄电池仍处于放电状态。由于负载功率变大，蓄电池SOC下降速度变快，放电功率增加到25.31，几乎能平抑系统负载的功率增加。系统直流电压降为0.99pu，仍在标幺值附近，说明了孤岛运行模式下直流母线电压通过蓄电池侧变流器得到稳定。

从以上两个仿真结果可以看出，并网和孤岛模式时，负荷投切带来的功率波动可通过所提的协调控制策略得到平抑，使系统直流电压维持在1pu左右的稳定状态，在经受功率波动时不会引起电压的大幅波动，直流微网维持正常的稳定运行状态。

图4 并网模式下仿真结果

图5 孤岛模式下仿真结果

结语

光储直流微网中，光伏出力的间歇性以及负荷投切带来的功率波动易造成直流母线电压的波动，甚至失稳崩溃。采用所提控制策略，将光储直流微网分为并网运行和孤岛运行两种模式分别讨论。并网运行时并网变流器采用电压下垂控制，交流主网作为稳压单元，光伏电池和蓄电池分别进行MPPT控制和恒流充电控制；孤岛运行时蓄电池担任稳压单元，该侧变流器采用电压下垂控制，光伏电池仍采用MPPT控制保持新能源出力最大。该控制策略可以有效维持直流电压稳定，保证直流微网安全稳定运行。

10.3969/j.issn.1001- 8972.2016.21.004