基于DBS技术的直流微电网分层协调控制策略

赵中田，薛浩晨，邵选英，胡 健，李海涛

（1.山东理工大学电气与电子工程学院，山东 淄博 255049；2.北京东方华智石油工程有限公司，北京 100101）

·电网技术·

基于DBS技术的直流微电网分层协调控制策略

赵中田1，薛浩晨2，邵选英1，胡 健1，李海涛1

（1.山东理工大学电气与电子工程学院，山东 淄博 255049；2.北京东方华智石油工程有限公司，北京 100101）

新能源和新负荷在现代电力系统中的渗透率日益提高，直流微电网在整合新能源和新负荷方面具有诸多优势，是未来智能配用电系统的重要组成部分。直流微电网系统内不存在无功控制与频率稳定等问题，母线电压是衡量系统供需功率是否平衡的首要指标。依据母线电压信号将系统运行划分为四个层级，在不同层级下母线电压由不同的电源维持稳定。母线电压在第一层至第三层时，电压波动范围较小由分布式电源维持母线电压稳定；电压在第四层级时，系统供需功率严重不平衡由交流电网维持母线电压稳定。依据各个分布式电源的发电特性，采用不同的控制技术实现分布式电源的合理出力。最后，建立直流微电网的MATLAB／Simulink仿真模型，仿真结果表明所提出的策略具有有效性和可行性。

直流微电网；功率平衡；电压分层；协调控制；下垂控制

Abstract:In recent years，the penetration of new energy and new loads in modern power system is increasing.DC microgrid has many advantages in the integration of new energy and new loads and is an important component of the future intelligent power distribution system.There is no issue such as reactive power control or frequency stability in the DC microgrid system.The bus voltage is the principal criterion to estimate whether the active power of the system is balanced.According to the bus voltage signal，the operation of the system is divided into four layers and at different level，the bus voltage is maintained by different power supplies.The bus voltage is regulated by the distributed power supply in the case that the bus voltage is in the first layer to the third layer and with small voltage fluctuations.The adjustment of the DC bus voltage provided by the AC power grid is put into effect in the case that the bus voltage is in the fourth layer which means the DC bus voltage seriously deviates from the nominal value and the power supply and demand are serious imbalance.According to the characteristics of the distributed generation，different control technologies are adopted to realize reasonable output of the distributed power supply.Finally，the MATLAB／Simulink simulation model of the DC microgrid is established，and the simulation results verify that the proposed strategy is effective and feasible.

Key words:DC microgrid；power balance；voltage hierarchy；coordination control；droop control

0 引言

近年来，新能源发电在电力系统中所占的比例日益提高，微电网在整合新能源发电和配电网方面有着诸多优势，因此受到国内外的广泛关注［1-3］。微电网一般由分布式发电单元、储能单元、电力变换单元和负荷单元等组成。根据微电网系统中电流和电压的类型，微电网可分为直流微电网、交流微电网和交直流混合微电网。相较于交流微电网，直流微电网具有诸多优势［3］：1）部分直流负荷无需级联变换器可直接连于公共母线上，降低系统损耗、提高系统效率；2）灵活简便地整合多样的分布式电源，如光电、风电、燃气发电等；3）不需进行直流母线与配电网的同步控制。因此，直流微电网是未来智能配用电系统的重要组成部分。

直流微电网系统内不存在频率稳定和无功优化等问题，直流母线电压是唯一衡量系统有功功率是否平衡的依据［4］。因此，直流母线电压的稳定是直流微电网运行控制的首要目标。直流微电网运行控制技术可分为集中式控制、分布式控制和分散式控制。分散式控制依据本地信息，协调直流微电网系统内各个变换器的运行，具有控制方式简单且不受通信技术限制等优势［5］。 直流母线信号（DC Bus Signal，DBS）技术由 John Schönberger等人提出［6］，是实现分散式控制的一种主要方法。DBS技术依据母线电压状态确定直流微电网的运行层级，在不同运行层级各电源变流器工作在不同的控制模态，实现清洁能源高效利用和直流微电网可靠运行。文献［7］根据直流母线信号将直流微电网分为4个运行模式。在不同的模式下，母线电压由不同的主控单元控制，维持直流母线电压在允许偏差下运行，实现系统稳定工作和能量合理利用。为避免微电网运行模式在母线电压分层临界点频繁切换，文献［8］提出电压滞环控制策略，实现平滑切换母线电压在不同层级之间的运行模式。文献［9］中分布式发电、储能和配电网的变流器可在母线电压控制和自控制模态之间依据DBS自适应切换。依据DBS本地信息完成控制目标，具有不能实现全局能量优化控制的弊端。因此，文献［10］提出一种三层控制策略将DBS控制和高层能量管理系统相结合，实现孤岛直流微电的经济和可靠运行。

根据DBS控制技术理论并计及各分布式电源的特点，提出基于母线电压信号技术的分层协调控制策略。根据直流微电网系统的DBS信息，将母线电压波动范围分为四个层级。母线电压运行在不同的层级时，其稳定由分布式电源或交流电网维持。当某电源采用恒压控制维持母线电压稳定时，其余电源根据自身特性运行在功率控制模式或停机模式，实现清洁能源的最大化利用。为降低直流微电网对交流配电网的依靠程度，提高直流微电网运行的独立性和高效利用清洁能源，当电源供给功率短时小于负荷需求功率时，小容量燃气轮机启用保障供电可靠性。同时，为避免系统功率波动过大所导致的切负荷和燃气轮机长时间工作带来的经济性降低问题或分布式电源限功率运行等弊端，在母线电压处于严重偏离额定值条件下将直流微电网与交流配电网互联，保障直流微电网供电可靠性。最后，建立了直流微电网的MATLAB／Simulink仿真模型。仿真结果表明本文提出的协调运行策略具有有效性和可行性。

1 直流微电网系统结构

研究的直流微电网系统仅有一条公共母线并含有燃气轮机非间歇性能源，如图1所示。光伏单元通过DC／DC变换器接入直流母线。储能系统由蓄电池和双向DC／DC变换器构成，实现功率双向流动。本地负载通过DC／DC与DC／AC变换器和直流母线相连。直流微电网和交流大电网通过双向DC／AC变换器相连。图中，Ppv是光伏单元的输出功率，PESS是储能系统的充放电功率，PFC为燃气轮机向直流微电网系统输入的功率，PL是本地直流负载消耗的功率，直流微电网和配电网的交换功率为PG。

图1 直流微电网系统结构

2 分层协调控制策略与变换器控制

直流微电网中系统功率的波动由母线电压唯一反映，因此保障系统内瞬时功率平衡是维持直流母线电压恒定的关键。光电和风电等分布式发电易受环境影响，其输出功率具有随机性和间歇性。分布式发电的功率波动、负荷需求功率的波动以及直流微电网与配电网交换功率的波动均会影响系统的功率平衡，从而导致母线电压发生波动。依据直流微电网内功率供需的关系设定母线电压层级，在不同层级内母线电压的稳定由不同的电源维持。

2.1 电压分层协调控制

2.1.1 第一层控制

研究的直流微电网母线电压额定值为400 V，即母线电压 Udcn=400 V。 当 0.95Udcn＜Udc＜1.05Udcn时，母线电压偏离额定值较小，母线电压由储能电池维持稳定。为提高储能电池的使用寿命，当储能电池的荷电状态（State of Charge，SOC）达到临界设定值后，储能电池不再作为母线电压的控制单元。在此控制层级下，系统运行在离网模式下，光伏发电单元采用最大功率追踪控制（Maximum Power Point Tracking，MPPT），可以最大效率地利用可再生清洁能源，同时燃气轮机不工作。

当 Udcn＜Udc＜1.05Udcn时，直流母线电压高于额定值。因此储能电池工作于充电模式下吸收额外功率，功率平衡条件如式（1）所示。如果储能电池的荷电状态高于90%，则系统切换到第二层控制。

当 0.95Udcn＜Udc＜Udcn时，系统供给功率小于负荷需求功率，母线电压低于额定值。此时储能电池工作于放电模式下保证电压稳定和功率平衡，功率平衡条件如式 （2）所示。若储能电池的荷电状态低于10%，系统切换至第三层运行。

2.1.2 第二层控制

当 1.05Udcn＜Udc＜1.08Udcn时， 负荷功率小于系统的供给功率，母线电压持续上升。同时由于储能电池在第一控制层的连续充电，其荷电状态大于90%，为防止储能电池充电过度，储能电池停止工作。此时系统工作在离网模式下，母线电压由光伏单元维持，燃气轮机不工作。在此控制层下，系统功率平衡条件为

2.1.3 第三层控制

由于储能电池在第一层控制中连续放电使得荷电状态低于10%。为防止储能电池深度放电，损伤储能电池性能，储能电池停止工作。直流母线电压Udc持续跌落。 当0.92Udcn＜Udc＜0.95Udcn时， 燃气轮机启动，短时维持直流母线电压稳定。在此控制层级下，直流微电网仍然离网运行，光伏单元运行在MPPT模式下。在此控制层级下，系统功率平衡条件为

2.1.4 第四层控制

第四层控制中，直流母线电压Udc偏离额定值较大，Udc＞1.08Udcn或 Udc＜0.92Udcn。 此时，直流母线电压波动范围较大，分布式电源输出功率和负荷需求功率不平衡，直流微电网的功率流动不能自平衡。为保障直流微电网系统的供电可靠性，直流微电网与配电网互联，网侧变换器启用，维持直流母线电压稳定。在该控制层下，光伏发电采用MPPT模式以实现最大功率输出，燃气轮机停止工作。

当直流母线电压Udc＞1.08Udcn时，分布式电源发出功率大于负荷需求功率，并且储能电池SOC大于90%，储能电池停止工作。因此，网侧变换器工作在逆变状态下维持母线电压稳定。当直流母线电压Udc＜0.92Udcn时，分布式电源发出功率小于负荷需求功率，母线电压下降。网侧变换器工作在整流状态，向直流微电网输入功率。此时，储能电池SOC低于10%，储能电池工作在充电模式下。在该控制层下，系统功率平衡条件为

2.2 变换器控制

2.2.1 储能单元变换器控制

直流母线电压在第一控制层下，母线电压由储能电池维持恒定。为防止储能电池频繁充放电对电池性能的损害，电压在0.98Udcn～1.02Udcn之间时，储能单元不工作，允许母线电压在此范围内自由波动。若母线电压超出该范围后，储能电池则通过吸收或输出功率维持源荷功率平衡。储能电池变换器采用自适应下垂控制，相关下垂特性曲线如图2所示。自适应下垂系数为mi；Ibmax和Ibmin分别为储能电池最大放电电流和最小充电电流；UH2、UH1分别为在母线电压Udc高于额定值Udcn时储能电池自适应下垂控制的上限值和下限值；UL1、UL2分别为在母线电压Udc低于额定值Udcn时储能电池自适应下垂控的上限值和 下 限 值 。 本 文 分 别 设 定 UH2、UH1、UL1、UL2为1.05Udcn、1.02Udcn、0.98Udcn、0.95Udcn。

图2 储能电池下垂特性曲线

由图2可知，储能电池充放电电流与母线电压之间关系为

自适应充放电下垂系数mi根据电池的实时荷电状态而自调整。下垂系数mi由式（7）确定。

式中：mb为储能电池的初始下垂系数；λ为第i个电池的荷电状态SOCi和所有电池SOC的平均值的比值，即为

因此，根据储能电池SOC计算得到储能电池的自适应下垂系数。本文储能电池变换器采用双PI控制，将自适应下垂控制引入变换器的电压外环控制中，其控制方式如图3所示。

图3 储能电池变换器控制

2.2.2 光伏单元变换器控制

光伏单元通过DC／DC变换器接入直流母线，变换器可在最大功率追踪和母线电压控制两种模式之间切换。当母线电压在第二控制层级时，分布式发电输出功率大于负荷需求功率，光伏单元采用母线电压控制模式维持母线电压稳定；当母线电压在第三控制层，分布式发电输出功率小于负荷侧需求功率，光伏单元采用MPPT控制输出最大功率，母线电压由其余单元维持。光伏单元变换器的控制方式如图4所示。

图4 光伏变换器控制

光伏单元的母线电压控制与MPPT控制均采用双PI控制。最大功率追踪控制采用增量电导法计算得到电压外环的参考电压，母线电压控制环节依据下垂特性计算得到电压外环的参考电压。IL为光伏变换器的输出电流。

2.2.3 燃气轮机变换器控制

直流微电网中的燃气轮机可在恒压和空闲两种模式之间切换。燃气轮机仅在电压下降较大时启用以提高直流微电网的清洁能源利用率。燃气轮机亦采用双PI控制，电压外环的参考电压Uref取值为0.94Udcn。燃气轮机控制如图5所示。其中，IL为燃气轮机变换器的输出电流。

图5 燃气轮机变换器控制

2.2.4 网侧变换器控制

配电网通过AC／DC变换器接入直流母线上，如果直流微电网系统功率波动范围很大，网侧变换器则启用维持直流母线电压恒定。AC／DC变换器采用双闭环解耦控制，如图6所示，其中外环为电压控制和无功功率控制，内环为电流环控制。根据直流母线电压所在的控制层确定直流母线电压的参考值。当直流母线电压Udc＞1.08Udcn时，设定母线电压参考值为 1.09Udcn；当 Udc＜0.92Udcn时，设定直流母线参考电压为0.91Udcn。无功功率参考值Qref由AC／DC变换器输出无功功率的控制目标获得，本文设定为零。网侧变换器的控制如图6所示。

图6 网侧变换器控制

3 仿真分析

为验证所提电压分层协调控制策略的有效性，搭建如图1所示的直流微电网MATLAB／Simulink仿真模型。光伏单元与风机单元采用Simulink元件库中的已有模型；燃气轮机用直流电压源代替；交流电网采用三相电源模型模拟；设定直流微电网中的负荷仅为电阻性负荷。因此，根据提出的电压分层协调控制策略，可得仿真波形如图7所示。

图7 分层协调控制策略仿真波形

设定直流母线额定电压为400 V，图7（a）为根据控制策略得到的直流母线的仿真波形；图7（b）表示光伏单元的输出功率；图7（c）为储能电池与直流微电网的交换功率，放电时功率为负，充电时功率为正；图 7（d）为燃气轮机的输出功率；图 7（e）为交流电网与直流微电网的交换功率，功率为负值时直流微电网向交流电网输送功率，功率为正时则反之；图7（f）为负载消耗的功率。

0≤t＜2 s：母线电压在第一控制层，储能电池作为电压控制单元，母线电压被维持在额定值400 V。本地负荷的需求功率为1000W。光伏工作在MPPT模式，其输出功率为1 500 W，大于负载的需求功率。储能电池工作在充电模式，充电功率为500W。

2 s≤t＜4 s：在 t=2 s时，储能电池的荷电状态大于90%，此时储能电池停止工作。光伏单元从最大功率追踪控制切换到恒压控制模式，母线电压维持在424 V。光伏的输出功率限制在1 000 W，等于负载功率。

4 s≤t＜6 s：当 t=4 s时，负载减少至 800 W，导致母线电压上升。此时系统功率波动较大，网侧变换器投入工作，调整母线电压，母线电压控制在436V。光伏切换到MPPT工作模式，输出功率为1 500 W。在此层控制中，直流微电网中的700 W剩余功率输入到交流电网。

6 s≤t＜8 s：在 t=6 s时，光伏的输出功率减小到300 W，负载功率仍然是800 W。储能电池工作在放电模式下调节母线电压，网侧变换器停止工作。放电功率为500W，母线电压稳定在400V。

8s≤t＜10s：当t=8s时，储能电池的SOC小于10%，为防止储能电池深度放电对电池造成的损伤，储能电池停止工作。光伏的输出功率300W小于本地负载需求功率800W。因此，燃气轮机开始输出1000 W功率，母线电压控制在376V。为提高微电网供电可靠性，储能电池进行充电储能，充电功率为500W。

10 s≤t＜12 s：在 t=10 s 时，负载功率增加到1500W，光伏输出功率为300W。此时系统功率波动较大，网侧变换器投入工作，其输出功率为1 200 W。网侧变换器维持母线电压在364 V。此时，储能电池和燃气轮机不工作。

12 s≤t＜14 s：当 t=12 s时，直流微电网中的负荷为0W，此时直流微电网不带负荷。网侧变换器停止工作，母线电压由储能电池维持在400 V。由于负荷需求功率为0，并且储能电池SOC大于90%，所以各个微源停止工作，其输出功率为0W。

4 结语

分散式控制可根据本地局部信息在无通信互联的基础上，实现不同电源出力的合理分配。根据DBS控制技术所提出的母线电压分层控制策略可协调直流微电网内不同的电源，确保各个电源之间功率的合理分配，实现直流微电网能量平滑流动并保证母线电压恒定。设定母线电压包含四个层级，在每层级下母线电压可由不同的电源维持稳定。当系统内有功供需严重不平衡时，母线电压由网侧变换器维持，依靠配电网容量大的优势维持母线电压稳定。最后，仿真结果验证了所提出策略的有效性和可行性。

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Hierarchical Coordinated Control Strategy Based on DBS Technology for DC Microgrid

ZHAO Zhongtian1，XUE Haochen2，SHAO Xuanying1，HU Jian1，LI Haitao1
（1.Shandong University of Technology，College of electrical and electronic engineering，Zibo 255049，China；2.Beijing Orient Huazhi Petroleum Engineering Co.，Ltd.，Beijing 100101，China）

TM721

A

1007－9904（2017）09－0001－05

国家自然科学基金项目（51407112）

2017-06-20

赵中田（1990），男，硕士研究生，研究方向为直流微电网运行控制和稳定性分析。