CN111900710B - 一种并网型直流微电网协调控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种并网型直流微电网协调控制方法，直流微电网包括光伏发电单元、与交流主网连接的联网单元、储能单元、交直流负荷单元和工作模式控制器，工作模式控制器设置多个电压等级将直流母线电压分为多个电压层，电压层执行相应的工作模式，工作模式下光伏发电单元、联网单元、储能单元和交直流负荷单元执行相应的控制模式，单元之间互不干扰，工作模式控制器根据本地采集的直流母线电压的电压值判断所处的电压层，并控制光伏发电单元、联网单元、储能单元和交直流负荷单元调整至相应的控制模式。与现有技术相比，本发明具有避免微源出力波动或负荷变化对母线电压造成影响、具有良好的系统扩展性等优点。

Description

一种并网型直流微电网协调控制方法

技术领域

本发明涉及直流微电网的能量管理与协调控制技术领域，尤其是涉及一种并网型直流微电网协调控制方法。

背景技术

太阳能作为一种分布广泛、无污染的可再生能源，使得光伏成为了倍受世界各国青睐的发电方案，但是光伏本身具有惯性小、出力随机性大、易受光照强度和温度等因素影响的特点，不适宜采用集中式发电方案，而分布式发电显然可以更好地利用这种清洁能源，使其能量利用率得到大幅提升。在此背景下，微电网的概念应运而生。由于光伏发电单元输出的是直流电，电动汽车等直流负荷愈来愈多，且直流微电网中无需考虑频率与相位的问题，因此直流微电网相较于交流微电网具有其独特的应用优势。

由于大量的电力电子装置接入微电网中，造成其系统惯性较低，当微源出力波动或负荷变化时，母线电压可能会发生严重波动，进而影响直流微电网的稳定运行，因此关于直流微电网的能量协调与电压控制的研究成为影响直流微网发展的关键技术驱动。

发明内容

本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的微源出力波动或负荷变化造成母线电压发生严重波动的缺陷而提供一种并网型直流微电网协调控制方法。

本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：

一种并网型直流微电网协调控制方法，所述直流微电网包括光伏发电单元、与交流主网连接的联网单元、储能单元、交直流负荷单元和工作模式控制器，所述工作模式控制器设置多个电压等级将直流母线电压分为多个电压层，所述电压层执行相应的工作模式，所述工作模式下光伏发电单元、联网单元、储能单元和交直流负荷单元执行相应的控制模式，单元之间互不干扰，工作模式控制器根据本地采集的直流母线电压的电压值判断所处的电压层，并控制光伏发电单元、联网单元、储能单元和交直流负荷单元调整至相应的控制模式。

所述电压等级的数量为6个，具体包括第三低压、第二低压、第一低压、第一高压、第二高压和第三高压。

进一步地，所述6个电压等级按电压值的大小进行排序，从小到大依次为第三低压、第二低压、第一低压、第一高压、第二高压和第三高压。

进一步地，所述工作模式的数量为4个，具体包括第一工作模式、第二工作模式、第三工作模式和第四工作模块。

进一步地，所述直流母线电压的电压值在第一低压和第一高压之间时，相应的工作模式为第一工作模式，所述联网单元控制平衡系统内的功率波动和控制母线电压，光伏发电单元运行在最大功率点跟踪控制模式，储能单元处于充电状态，若储能单元的电量充满则保持为满电备用状态，蓄电池不进行放电，交直流负荷单元处于正常运行状态。

进一步地，所述直流母线电压的电压值在第二低压和第一低压之间或第一高压和第二高压之间时，相应的工作模式为第二工作模式，所述联网单元的功率传输量达到极限容量或处于断开状态，光伏发电单元运行在最大功率点跟踪控制模式，储能单元调节不平衡功率和控制母线电压，交直流负荷单元处于正常运行状态。

进一步地，所述直流母线电压的电压值在第二高压和第三高压之间时，相应的工作模式为第三工作模式，所述联网单元以极限功率容量从直流微电网中吸收电能或处于断开状态，光伏发电单元切换到电压下垂控制模式，储能单元按照最大功率进行充电，若储能单元的电量已充满则保持满电备用状态，蓄电池不进行放电，交直流负荷单元处于正常运行状态。

进一步地，所述直流母线电压的电压值在第三低压和第二低压之间时，相应的工作模式为第四工作模式，所述联网单元以极限功率容量向直流微电网输送电能或处于断开状态，光伏发电单元运行在MPPT控制模式，储能单元以最大功率进行放电，若储能单元的电量已放完则保持空电待机状态，蓄电池不进行充电，交直流负荷单元按照比例切除内部负荷。

所述联网单元内设有双向DC/AC变流器，所述双向DC/AC变流器采用双闭环结构，所述双闭环结构具体为电压外环和电流内环，电压外环维持直流母线电压稳定，电流内环控制网侧电流。

所述光伏发电单元采用三段式最大功率点跟踪控制结合基于工作点的电压下垂控制模式，所述储能单元采用基于SOC的下垂系数自修正电压下垂控制模式。

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

本发明通过设置多个电压等级将直流母线电压分为多个电压层，所述电压层执行相应的工作模式，仅利用直流母线电压作为唯一的信号，完成对各微源和负荷的控制以及工作模式的切换，同时选用对等控制实现光伏发电单元、联网单元、储能单元和交直流负荷单元的无通信配合，各个单元“即插即用”，互不影响，具有良好的系统扩展性。

附图说明

图1为本发明的结构示意图；

图2为本发明光伏发电单元输出特性的曲线分段图；

图3为本发明光伏发电单元的三段式最大功率点跟踪控制的流程示意图；

图4为本发明光伏发电单元的工作点稳定性分析的示意图；

图5为本发明光伏发电单元降额稳压控制的结构示意图；

图6为本发明储能单元下垂特性曲线的示意图；

图7为本发明联网变流器控制的结构示意图；

图8为本发明直流母线电压分层的示意图；

图9为本发明直流微电网联网调节模式的仿真效果图，其中图9(a)为光照强度变化的曲线图，图9(b)为联网单元输出功率变化的曲线图，图9(c)为直流母线电压变化的曲线图；

图10为本发明直流微电网储能调节模式的仿真效果图，其中图10(a)为光照强度变化的曲线图，图10(b)为储能单元蓄电池放电功率变化的曲线图，图10(c)为直流母线电压变化的曲线图；

图11为本发明直流微电网光伏降额运行模式的仿真效果图，其中图11(a)为光照强度变化的曲线图，图11(b)为光伏发电单元功率变化的曲线图，图11(c)为直流母线电压变化的曲线图；

图12为本发明直流微电网主动切负荷模式的仿真效果图，其中图12(a)为光照强度变化的曲线图，图12(b)为交直流负荷单元功率变化的曲线图，图12(c)为直流母线电压变化的曲线图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。本实施例以本发明技术方案为前提进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，但本发明的保护范围不限于下述的实施例。

如图1所示，一种并网型直流微电网协调控制方法，直流微电网包括光伏发电单元、与交流主网连接的联网单元、储能单元、交直流负荷单元和工作模式控制器，工作模式控制器设置多个电压等级将直流母线电压分为多个电压层，电压层执行相应的工作模式，工作模式下光伏发电单元、联网单元、储能单元和交直流负荷单元执行相应的控制模式，单元之间互不干扰，工作模式控制器根据本地采集的直流母线电压的电压值判断所处的电压层，并控制光伏发电单元、联网单元、储能单元和交直流负荷单元调整至相应的控制模式。

直流母线电压额定值U_{dc_n}为380V，直流母线电压的变化量为ΔU。

电压等级的数量为6个，具体包括第三低压、第二低压、第一低压、第一高压、第二高压和第三高压。

6个电压等级按电压值的大小进行排序，从小到大依次为第三低压、第二低压、第一低压、第一高压、第二高压和第三高压。

工作模式的数量为4个，具体包括第一工作模式、第二工作模式、第三工作模式和第四工作模块。

当直流母线电压波动的范围|ΔU|＜7.6V时，即直流母线电压满足U_L1＜U_dc＜U_H1，相应的工作模式为第一工作模式，联网单元控制平衡系统内的功率波动和控制母线电压，光伏发电单元运行在最大功率点跟踪控制模式，储能单元处于充电状态，若储能单元的电量充满则保持为满电备用状态，交直流负荷单元处于正常运行状态，微网和主网的出力除满足负荷需求外还有功率剩余时，优先对蓄电池充电，再通过联网单元输送给交流主网，蓄电池只充不放，若蓄电池已充满的情况下发生电压下降，蓄电池也保持不放电的状态，以保证其调节能力。

当直流母线电压波动范围|ΔU|＜19V时，即母线电压满足U_H1＜U_dc＜U_H2或U_L2＜U_dc＜U_L1，相应的工作模式为第二工作模式，联网单元的功率传输量达到极限容量或处于断开状态，光伏发电单元运行在最大功率点跟踪控制模式，储能单元调节不平衡功率和控制母线电压，交直流负荷单元处于正常运行状态。

当直流母线电压满足U_dc＞U_H2时，相应的工作模式为第三工作模式，联网单元以极限功率容量从直流微电网中吸收电能或处于断开状态，光伏发电单元切换到电压下垂控制模式，储能单元按照最大功率进行充电，若储能单元的电量已充满则保持满电备用状态，蓄电池不进行放电，交直流负荷单元处于正常运行状态。

当直流母线电压值满足U_dc＜U_L2时，相应的工作模式为第四工作模式，联网单元以极限功率容量向直流微电网输送电能或处于断开状态，光伏发电单元运行在MPPT控制模式，储能单元以最大功率进行放电，若储能单元的电量已放完则保持空电待机状态，蓄电池不进行充电，交直流负荷单元按照比例切除内部负荷。

光伏发电单元以单向DC/DC变流器连接，在系统功率波动时平衡功率的储能单元以双向DC/DC变流器连接，交直流负荷单元通过对应的单向DC/AC或DC/DC连接在直流母线电压上。

如图2所示，光伏发电单元采用三段式最大功率点跟踪(MPPT)控制结合基于工作点的电压下垂控制模式，根据光伏发电单元的输出特性曲线的斜率将其分为非MPP、类MPP与MPP共三段，分别采用相应的MPPT策略，以加快跟踪速度，提高寻优精度，MPPT策略的流程如图3所示。

图2的A-B段和E-F段为非MPP段，两段曲线的斜率绝对值较大，且离最大功率点较远，采用固定电压法(constant voltage tracking，CVT)跳过这两部分，以提高跟踪速度，其中U_n1、U_n2可以分别取为0.65U_oc、0.9U_oc；

图2的B-C段和D-E段为类MPP段，两段曲线的斜率绝对值较小，且离最大功率点较近，采用变步长的扰动观察法(Perturbation and Observation Method，P&O)以进一步逼近最大功率点，且不易发生扰动振荡，判定条件具体为：

其中，为曲线斜率的绝对值，ε为进入CD段的临界斜率；

图2的C-D段为MPP段，斜率接近0，且斜率满足长度较短，而最大功率点就在这段曲线上，因此采用粒子群算法(Partical Swarm Optimization，PSO)进行寻优，不仅提高了跟踪精度，且不会像传统算法那样产生最大功率点左右的振荡。

基于光伏发电单元的输出特性曲线，采用基于稳定工作点的电压下垂控制。由光伏电池的P-U特性曲线可知，当光伏发电单元降低发电功率运行时，满足功率条件的工作点有两个，分别位于最大功率点的左侧和右侧，如图4中的B点和C点。

若光伏电池当前工作在B点并保持光伏发电单元的电压U_pv稳定，当光照强度突然降低，导致光伏发电单元的电流I_pv瞬间减小，光伏电池输出功率小于负载所需功率，但U_pv随之减小，进而光伏电池输出功率逐渐增大，形成负反馈，使得光伏电池最终达到新的稳定工作点。因此位于最大功率点右侧区域的点是稳定的工作点，而由于U_pv的减小会使得光伏电池输出功率进一步减小，形成正反馈，使得系统无法稳定，因此C点则是不稳定的工作点。

光伏发电单元稳定直流母线电压的控制框图如图5所示：采用直流母线电压外环、电感电流内环的双环控制，内环和外环均使用PI调节器。为了满足光伏电池工作于最大功率点右侧区域的要求，在外环的PI调节器输出之后加一限幅环节，限制电感电流不超过光伏电池最大功率点对应的电流I_m，保证工作点的稳定性。

采用下垂控制方法对光伏发电单元稳压控制进行改进，下垂控制表达式为：

其中，为闭环控制中直流母线电压的参考值，K_pv、I_{dc_pv}为光伏发电单元的下垂系数和变流器母线侧电流，U_H3为第三高压。

根据下垂控制法确定直流母线电压的参考值，采用直流母线电压外环、电感电流内环的双环控制系统对直流母线电压进行闭环控制。电压外环用于调节并稳定直流母线电压，采用PI调节器实现无静差控制，同时引入电流内环，一方面提高动态性能，另一方面控制电流不损坏电力电子器件，电流内环同样使用PI调节器，具体控制结构如图5所示。

如图6所示，储能单元采用基于SOC的下垂系数自修正电压下垂控制模式，采用充放电电流-母线电压下垂控制的方法对双向储能变流器进行控制，实现储能单元多组设备并联运行时的均流效果。

如图6所示，U_H1、U_H2、U_L1和U_L2为工作模式切换的临界电压，分别为第一高压、第二高压、第一低压和第二低压，U_dcn为直流母线基准电压，I_B为蓄电池充放电电流，I_B>0对应蓄电池放电，I_B<0对应蓄电池充电。

应用下式的下垂控制方法分配蓄电池的电压调节能力，具体如下：

其中，为待控制的直流母线电压的参考值，K_Bi、I_{dc_Bi}为蓄电池B_i的下垂系数和变流器母线侧电流。

通常储能单元的下垂控制系数仅考虑储能设备的容量，而蓄电池的荷电状态(SOC)是蓄电池工作的关键参数，由于蓄电池工作时SOC一直在变化，设备的SOC数值也不尽相同，因此在蓄电池并联储能系统中，通过控制策略使得各蓄电池的SOC趋于一致，保证并联工作状态一致性。为此定义α_i为蓄电池的SOC与所有设备平均SOC的比例，具体如下：

根据α_i对蓄电池原有的下垂系数K_Bi进行修正，具体如下：

其中，K′_Bi为蓄电池Bi修正后的下垂系数，若蓄电池Bi的SOC较平均值高，应用修正后的下垂系数将导致其充电电流减小，放缓其充电速度，或者导致其放电电流增大，加快其放电速度。因此，根据修正系数进行下垂控制，使得各蓄电池最终的荷电状态趋于一致。

蓄电池工作时频繁地过充过放对其安全运行极为不利，为了保护蓄电池，蓄电池荷电状态须满足40％＜SOC＜90％，超出范围蓄电池将进入空闲备用状态。

如图7所示，联网单元内设有双向DC/AC变流器，双向DC/AC变流器采用双闭环结构，双闭环结构具体为电压外环和电流内环，其中：

电压外环维持直流母线电压稳定，引入反馈U_dc并将结果送入PI调节器，并将其输出设置为有功电流内环的参考值i_d ^*，实现对U_dc的无静差控制；

电流内环控制网侧电流，设置无功电流内环的参考值i_q ^*＝0，主网三相电流经过abc/dq变换得到有功电流i_d和无功电流i_q，作为电流内环的对应反馈，其加法器结果送入PI调节器后，输出u_dr ^*和u_qr ^*结合解耦补偿量得到控制量ud*和uq*，控制量经过SVPWM调制产生PWM驱动信号，实现对变流器的控制。

实施例一

直流微电网包括光伏发电单元、联网单元、储能单元和交直流负荷单元，第三低压、第二低压、第一低压、第一高压、第二高压和第三高压具体如表1所示：

表1直流母线电压分层区间表

如图8所示，第一工作模式为联网调节模式，第二工作模式为储能调节模式，第三工作模式为光伏降额模式，第四工作模式为主动切负荷模式。

按照表2所示的仿真条件进行系统仿真，验证联网调节模式下系统的工作状况，仿真结果如图9所示，表2具体如下：

表2联网调节模式仿真条件表

如图9(a)、图9(b)和图9(c)所示，在联网调节模式下，随着环境和负荷使用情况的变化，系统对功率的需求发生变化，由联网单元满足系统对功率的需求，直流母线电压按照下垂控制稳定在0.98到1.02标幺值之间；光伏发电单元运行MPPT控制模式，交直流负荷单元处于正常运行状态，若储能单元电量未饱和且联网变流器有剩余功率，则对储能设备充电。

按照表3所示的仿真条件进行系统仿真，验证储能调节模式下系统的工作状况，仿真结果如图10所示，表3具体如下：

表3储能调节模式仿真条件表

如图10(a)、图10(b)和图10(c)所示，当因交流主网故障或联网变流器功率达到限制时，联网单元失去平衡系统功率的能力，直流母线电压发生变化，转而由储能单元承担功率平衡节点，实现了联网调节模式到储能调节模式的切换。储能单元作为功率平衡节点，直流母线电压在下垂控制下稳定在0.95至0.98标幺值或1.02至1.05标幺值，在0.95至0.98标幺值时储能单元放电，在1.02至1.05标幺值时储能单元充电。

按照表4所示的仿真条件进行系统仿真，验证光伏发电单元降额模式下系统的工作状况，仿真结果如图11所示，表4具体如下：

表4光伏降额模式仿真条件表

如图11(a)、图11(b)和图11(c)所示，当分布式电源的功率大于负荷功率，且联网单元和储能单元不能吸收剩余功率时，直流母线电压上升进入分布式电源降额运行模式，实现储能调节模式到光伏降额模式的切换。光伏发电单元降低发电功率，满足负荷需求。在光伏发电单元的下垂控制下，直流母线电压稳定在1.05至1.1标幺值。当光伏发电功率小于负荷功率时，直流母线电压发生变化，直流微电网系统由光伏降额模式切换到储能调节模式。

按照表5所示的仿真条件进行系统仿真，验证主动切负荷模式下系统的工作状况，仿真结果如图12所示，表5具体如下：

表5主动切负荷模式仿真条件表

如图12(a)、图12(b)和图12(c)所示，当电源功率小于负荷功率，且储能单元和联网单元不能提供缺额功率时，直流母线电压降低，当交直流负荷单元捕捉到母线电压降低到0.95标幺值以下时，主动切除优先级低的负荷，保证优先级高的负荷的可靠供电。母线电压上升后，负荷控制单元计算到直流微电网系统能够提供的功率满足切除的负荷需求时，则将切除的负荷重新自主投入使用。

此外，需要说明的是，本说明书中所描述的具体实施例，所取名称可以不同，本说明书中所描述的以上内容仅仅是对本发明结构所做的举例说明。凡依据本发明构思的构造、特征及原理所做的等效变化或者简单变化，均包括于本发明的保护范围内。本发明所属技术领域的技术人员可以对所描述的具体实例做各种各样的修改或补充或采用类似的方法，只要不偏离本发明的结构或者超越本权利要求书所定义的范围，均应属于本发明的保护范围。

Claims (9)

1.一种并网型直流微电网协调控制方法，其特征在于，所述直流微电网包括光伏发电单元、与交流主网连接的联网单元、储能单元、交直流负荷单元和工作模式控制器，所述工作模式控制器设置多个电压等级将直流母线电压分为多个电压层，所述电压层执行相应的工作模式，所述工作模式下光伏发电单元、联网单元、储能单元和交直流负荷单元执行相应的控制模式，单元之间互不干扰，工作模式控制器根据本地采集的直流母线电压的电压值判断所处的电压层，并控制光伏发电单元、联网单元、储能单元和交直流负荷单元调整至相应的控制模式；

其中，所述电压等级的数量为6个，具体包括第三低压、第二低压、第一低压、第一高压、第二高压和第三高压；所述光伏发电单元基于电压值判断所处的电压层，选择采用三段式最大功率点跟踪控制或基于工作点的电压下垂控制模式；

所述的光伏发电单元采用三段式最大功率点跟踪控制结合基于工作点的电压下垂控制模式；

所述的三段式最大功率点跟踪控制根据光伏发电单元的输出特性曲线的斜率将其分为非MPP、类MPP与MPP三段；所述的非MPP段采用固定电压法跳过，所述的类MPP段采用变步长的扰动观察法以进一步逼近最大功率点，所述的MPP段采用粒子群算法进行寻优；

所述的光伏发电单元采用下垂控制方法对光伏发电单元稳压控制，获得闭环控制中直流母线电压的参考值

其中，K_pv、I_{dc_pv}为光伏发电单元的下垂系数和变流器母线侧电流，U_H3为第三高压；

根据下垂控制法确定的闭环控制中直流母线电压的参考值，采用直流母线电压外环、电感电流内环的双环控制系统对直流母线电压进行闭环控制；所述的电压外环用于调节并稳定直流母线电压，采用PI调节器实现无静差控制；所述的电流内环，采用PI调节器控制电流不损坏电力电子器件；在外环的输出之后设置限幅环节，限制电感电流不超过光伏电池最大功率点对应的电流；

所述的储能单元采用基于SOC的下垂系数自修正电压下垂控制模式，分配蓄电池的电压调节能力，具体如下：

其中，为待控制的直流母线电压的参考值，U_H1为第一高压，U_L1为第一低压，I_{dc_Bi}为变流器母线侧电流，I_Bi为蓄电池Bi的充放电电流，K_Bi为蓄电池Bi的下垂系数，其根据蓄电池的SOC与所有设备平均SOC的比例α_i对蓄电池原有的下垂系数K_Bi进行修正：

其中，K′_Bi为蓄电池Bi修正后的下垂系数。

2.根据权利要求1所述的一种并网型直流微电网协调控制方法，其特征在于，所述6个电压等级按电压值的大小进行排序，从小到大依次为第三低压、第二低压、第一低压、第一高压、第二高压和第三高压。

3.根据权利要求2所述的一种并网型直流微电网协调控制方法，其特征在于，所述工作模式的数量为4个，具体包括第一工作模式、第二工作模式、第三工作模式和第四工作模块。

4.根据权利要求3所述的一种并网型直流微电网协调控制方法，其特征在于，所述直流母线电压的电压值在第一低压和第一高压之间时，相应的工作模式为第一工作模式，所述联网单元控制平衡系统内的功率波动和控制母线电压，光伏发电单元运行在最大功率点跟踪控制模式，储能单元处于充电状态，若储能单元的电量充满则保持为满电备用状态，蓄电池不进行放电，交直流负荷单元处于正常运行状态。

5.根据权利要求3所述的一种并网型直流微电网协调控制方法，其特征在于，所述直流母线电压的电压值在第二低压和第一低压之间或第一高压和第二高压之间时，相应的工作模式为第二工作模式，所述联网单元的功率传输量达到极限容量或处于断开状态，光伏发电单元运行在最大功率点跟踪控制模式，储能单元调节不平衡功率和控制母线电压，交直流负荷单元处于正常运行状态。

6.根据权利要求3所述的一种并网型直流微电网协调控制方法，其特征在于，所述直流母线电压的电压值在第二高压和第三高压之间时，相应的工作模式为第三工作模式，所述联网单元以极限功率容量从直流微电网中吸收电能或处于断开状态，光伏发电单元切换到电压下垂控制模式，储能单元按照最大功率进行充电，若储能单元的电量已充满则保持满电备用状态，蓄电池不进行放电，交直流负荷单元处于正常运行状态。

7.根据权利要求3所述的一种并网型直流微电网协调控制方法，其特征在于，所述直流母线电压的电压值在第三低压和第二低压之间时，相应的工作模式为第四工作模式，所述联网单元以极限功率容量向直流微电网输送电能或处于断开状态，光伏发电单元运行在MPPT控制模式，储能单元以最大功率进行放电，若储能单元的电量已放完则保持空电待机状态，蓄电池不进行充电，交直流负荷单元按照比例切除内部负荷。

8.根据权利要求1所述的一种并网型直流微电网协调控制方法，其特征在于，所述联网单元内设有双向DC/AC变流器，所述双向DC/AC变流器采用双闭环结构，所述双闭环结构具体为电压外环和电流内环。

9.根据权利要求1所述的一种并网型直流微电网协调控制方法，其特征在于，所述储能单元采用基于SOC的下垂系数自修正电压下垂控制模式。