黄 莉， 孙淑莲

（1.浙江同济科技职业学院机电系，杭州 311231；2.国网浙江省电力公司杭州供电公司，杭州 310000）

基于电压偏移量的直流微电网分层控制策略仿真研究

黄 莉1， 孙淑莲2

（1.浙江同济科技职业学院机电系，杭州 311231；2.国网浙江省电力公司杭州供电公司，杭州 310000）

对直流微电网母线电压稳定进行了控制策略的探讨和仿真研究。对微电网的结构进行建模，在此基础上进行关键设备变换器的设计，并采取合适的控制策略。根据直流微电网电压和功率之间的关系，提出了一种基于电压偏移量的分层控制策略，通过检测电压偏移量决定系统的运行层区及采取相应的稳压措施。最后利用matlab/simulink软件对控制策略的效果进行仿真分析。结果表明，系统能承受负载投切冲击、光伏功率突卸和运行模式切换等干扰，维持母线电压稳定和系统的安全运行。

直流微电网；电压稳定；变换器；分层控制策略；仿真分析

0 引言

微电网技术[1-2]是目前电网技术发展的新方向，它的出现为解决大电网的诸多问题提供了契机，同时还为各种分布式电源的利用和开发提供了新的思路。作为微电网技术的分支，直流微电网技术以其可靠性高、效率高、便于控制以及节省成本等优点在很多需要高供电可靠性的用电场合广为应用[3-5]。

与交流微电网相比，直流微电网的发展起步较晚，国内外学者对直流微电网的控制策略已做了一些初步探索。文献[6]通过简化，构建了电压和功率的传递函数模型，描述了2种运行模式，并以电压变化作为工况的切换标准。文献[7]研究了下垂控制理论在直流微电网中的应用，并对系统进行了动态稳定性分析。文献[8]采用多代理系统方法研究了直流微电网的稳定性控制问题。文献[9]研究了直流微电网中多种变流装置的平均模型，进行了状态空间建模，并基于时域仿真结果，采用小扰动分析法研究了直流微电网的电压稳定性问题。鉴于直流微电网母线电压稳定控制的重要性，为确保其可靠、稳定运行，对电压控制策略还需深入探讨。

在直流微电网中系统中不考虑无功功率的流动，直流母线电压是反映系统功率平衡的唯一指标，控制直流母线电压稳定则可保证直流微电网稳定运行[10]。直流微电网内大量分散式的可再生能源发电单元及负荷等具有明显的随机波动性，这类波动功率尤其是短时功率冲击将可能对直流母线电压造成冲击。在系统遭遇大扰动冲击下，有可能导致电压失去稳定进而引起继电保护动作或甩负荷，甚至还会危及配电网的安全运行。因此具备强鲁棒性和抗扰能力的直流母线电压控制策略对于直流微电网的稳定运行及直流负载供电质量的保证十分关键。在上述研究的基础上，本文以稳定电压水平为目标，设计了直流微电网中变换器这一关键设备的主电路及相应控制策略，提出了一种基于电压偏移量的分层控制策略，根据检测电压偏移量决定系统所处的控制层，通过设计不同松弛端口达到稳压的目的，并给出直流微电网电压在各种干扰条件下的仿真结果。

1 直流微电网结构与关键设备

设计的直流微电网采用400 V直流母线，并网侧采用三相两电平桥式DC/AC变换器；储能通过双向交错并联DC/DC降压变换器接入400 V直流母线，光伏发电单元通过DC/DC变换器与直流母线连接。另外，系统中还包括220 V交流负载、220 V直流电源负载、110 V直流电源负载以及48 V直流负载，其构架如图1所示。

图1 直流微电网结构

2 变换器模型及其控制策略

2.1 交流侧并网变换器

并网变换器的作用是实现直流母线与公共交流电网之间的电能交换。变换器主电路采用平均模型，交直流解耦建模，如图2所示。

图2 并网变换器的主电路

考虑到交流侧并网变换器采用两电平桥式电路电压源型变换器，系统中采用基于交流电压矢量定向的矢量闭环控制策略。三相电压输入数字锁相环模块获得dq轴电压Udq以及频率ω和电压相位角θ。三相电流输入经abc/dq变换后得到dq轴电流Idq。电流Idq与Idq_ref命令比较后，通过电流环比例积分调节器得到电压调整分量，再与旋转电动势补偿分量以及dq轴电压相加后得到电压命令输出Vdq_ref，其控制策略模型如图3所示。

图3 并网变换器的电流闭环控制策略

2.2 储能变换器

储能变换器主电路为双向DC/DC变换器，如图4所示。低压侧为受控电压源模型，通过集中直流电感（将3个并联电感看作一个整体）接入直流微电网母线电容侧。低压侧为受控直流电流源模型通过并联电容接入电池模型，电流源参考方向为电池放电电流方向。

图4 储能双向变换器主电路

储能变换器电流环控制目标为低压侧并联电感总电流Idc_L，控制器输入为直流母线侧电压Vdc、低压侧并联电感总电流Idc_L和电流命令参考值Idc_L_ref，输出为双向变换器低压侧电压命令Vdc_conv。其控制框图如图5所示。

图5 储能双向变换器电流闭环控制策略

3 基于电压偏移量的分层控制策略

3.1 基于电压波动的控制原理

直流系统的母线简化模型如图6所示，图中电压和功率可由公式（1）和（2）表达：

式中：Vdc为直流母线功率；C为母线电容；PS为母线输入功率；PP为母线输出功率。

图6 简化的直流母线模型

式（2）表明，当母线输入功率等于输出功率时，系统功率平衡，电压的微分即电压的变化率为零。当输入功率PS大于输出功率PP时，系统电压上升，其上升速率与功率差值成线性关系；反之，当输入功率PS小于输出功率PP时，系统电压下降，其下降速率与功率差值成线性关系。这说明，对于某一特定直流系统，系统潮流信息与直流电压的变化率具有一一对应关系，系统直流电压稳定也就意味着系统潮流的平衡与稳定。

3.2 直流端口的定义

按照对直流微电网系统功率平衡的影响不同，直流系统中的端口可以分为功率端口和松弛端口，这两类端口之间可以相互转化。

功率端口是指直流系统中，完全根据自身需求获取或发出功率的端口，典型的功率端口是处于“即插即用”状态的负载端口和处于“最大功率点跟踪”状态的光伏端口。功率端口是直流微电网中产生功率扰动的源头，不能主动平衡直流微电网系统中的功率。

与之相对，松弛端口是指在运行中承担平衡功率、稳定直流电压功能的端口。典型例子为并网状态下处于调压状态的交流并网变换器端口和孤岛状态下处于调压状态的储能端口。松弛端口可以主动实时平衡直流微电网内的瞬时功率潮流，维持直流微电网电压的稳定，使流入微电网的功率等于流出微电网的功率。

3.3 基于电压波动的分层控制策略及运行模式切换

为保证直流微电网的实时功率平衡，系统中应至少存在一个松弛端口。为此，需采用基于电压偏移量的分层控制策略（如图7所示），根据母线电压偏移量ΔVdc=Vdc-VN（Vdc为各端口本地采集的直流母线电压，VN为微网额定直流电压）的大小，将系统分为1，2+，2-，3+，3-共5个层级，并为每个层级对应设计不同松弛端口。

图7 基于电压偏移量的分层控制策略

Level 1对应直流微电网并网运行状态，松弛端口可以为交流侧并网变换器VSC和储能端口。当交流侧发生故障，交流侧并网变换器闭锁，由松弛端口转化为功率端口。系统进入孤岛运行状态，此时系统电压将偏离Level 1。若此时系统输入净功率为正，电压将进入Level 2+区域；若此时系统输入净功率为负，电压将进入Level 2-区域。

当电压进入Level 2+区域时，储能系统成为系统唯一松弛端口。当电压进入Level 2-区域时，储能系统和可控发电系统（例如带整流器的柴油发电机）成为系统松弛端口。

当系统处于Level 2运行状态时，如果对应的松弛端口不能继续维持运行，系统将进入Level 3区域。当微电网输入净功率为正时，系统进入Level 3+区域，系统由非可控发电系统作为松弛端口维持平衡，如光伏或风力发电机切除或限功率运行；当微电网输入净功率为负时，系统进入Level 3-区域，系统由负载作为松弛端口，维持系统平衡，如负载切除或限功率运行。

系统基于电压偏移量的就地分层控制策略需预先植入各直流端口中，由各直流端口根据本地检测到的电压偏移量就地自主执行。各端口之间的切换点和不同模式下的运行参数可由中央控制器一次性下发后，在线调整优化。

4 仿真分析

基于工程实际，建立了基于matlab/simulink的时域仿真模型用以测试系统的微观稳定运行状态。直流微电网仿真模型由直流网络、30 kW交流并网变换器端口、550 V 30 kW储能端口、30 kW负载端口和30 kW光伏发电端口组成。考虑到系统的仿真效率，以及系统采用了较大的直流滤波元件，并网变换器和储能端口的建模均采用平均模型，直流网络的配电线缆也采用集中型阻抗模型。由于恒阻抗负载在小信号特征上对系统的稳定有促进作用，恒电流负载对直流微电网的稳定性影响较小，而恒功率负载是直流微电网中最为常见也是最易导致系统失去稳定的负载类型，因此负载采用集中型的恒功率模型，即采用集中型功率受控的电流源模型接入直流母线。光伏发电系统采用集中型恒功率模型即功率受控的电流源模型接入直流母线。仿真实验主要测试系统在并网运行条件下不同负载投切、电源投切和储能充放电对并网系统稳定性和电能质量的影响。

4.1 Level1恒功率负载瞬时投切仿真

并网条件下，在运行时间为3 s和6 s时分别投入和切除一定大小的恒功率负载，观察负载的瞬时投切引发的直流母线电压波动情况，选择的负载大小以及引起的电压波动数值如表1所示。

表1 投切不同大小负载所产生的电压偏移量

从表1中的数据可以看出，瞬时投入或切除的负载越大，电压瞬时波动就越大。极端情况下，投切系统额定功率的负载将会产生接近20%额定电压的电压波动。

图8所示为直流微电网系统在并网条件下，30 kW恒功率负载瞬时投切引发的系统阶跃响应仿真实验。在运行时间为3 s和6 s时，系统分别投入和切除30 kW恒功率型负载，响应功率完全由并网侧变换器平衡。此时直流电压分别产生-80 V和80 V左右的瞬时电压波动，并在10～20 ms内回到额定电压。该仿真实验说明直流微电网系统可以承受额定功率的负载投切冲击，并维持稳定运行。

图8 30 kW恒功率负载阶跃响应

4.2 Level2-并网-孤岛-并网运行切换仿真

图9所示为直流微电网净功率（即发电功率减去总负载功率）为30 kW时由并网切换至孤岛运行，再切换回并网运行的系统运行仿真实验。初始状态下，各端口功率交换均为零；在系统仿真时刻为0.5 s时，30 kW恒功率型负载投入，直流母线在经历瞬间跌落后，由交流并网端口补偿该负载功率，电压迅速恢复至额定值；在系统仿真时刻为5 s时，交流侧电网出现故障，交流并网端口功率降为零，此时直流电压出现偏移，储能端口检测到直流系统的偏移后，切换至松弛端口模式，完全补偿直流微电网净功率缺口，使电压维持在304.6 V左右，系统完全稳定在孤岛运行模式；在仿真时刻为7 s时，交流并网端口检测到交流侧故障排除，恢复至松弛端口模式，电压被并网端口重新拉回到额定电压400 V，储能端口退出松弛端口模式，系统恢复至并网运行状态。仿真实验表明，当负载与发电净功率为-30 kW时，直流微电网系统具备由并网快速切换至孤岛运行、再重新平滑并网的能力。

图9 净功率-30 kW并网-孤岛-并网切换运行

4.3 Level3+光伏发电系统功率突卸仿真

实际系统中，一般不存在光伏发电系统瞬时投入的情况，但由于环境剧烈变化或者系统故障，存在光伏系统电源瞬时下降的可能。本仿真实验主要用于模拟测试系统出现此类情况时的运行特性。

图10为光伏发电系统25 kW功率突卸仿真实验。系统自0.5 s起以7.5 kW/s的恒定速率投入光伏发电功率。在仿真时间到达5.5 s时，25 kW光伏功率瞬时切除，此时直流电压产生80 V左右的跌落，虽在此过程中产生较大振荡，但在200 ms内由并网变换器迅速补偿回到额定电压。此外，分别将光伏发电系统的功率设为20 kW，15 kW，10 kW以及5 kW，研究恒功率型光伏发电功率瞬时卸除对直流电压稳定性的影响。实验发现：瞬时切除的发电功率越大，电压瞬时波动就越大；极端情况下，投切系统额定功率的负载将会产生接近20%额定电压的电压波动，并在约200 ms以内产生一定程度的振荡，但是直流电压能迅速恢复到额定值。该实验表明，系统具备该功率等级光伏功率突卸后维持稳定运行的能力。

图10 25 kW光伏发电功率突卸阶跃响应

4.4 Level3-负荷切除仿真

图11所示为孤岛状态下30 kW恒功率负载以恒定速率切除再以恒定速率投入的仿真实验，用以遍历孤岛条件下系统净功率为负时的运行状态。初始状态下，各端口功率交换均为零；在系统仿真时刻为0.5 s时，30 kW恒功率负载投入，由交流并网端口平衡该发电功率，电压基本稳定在额定值；在系统仿真时刻为3 s时，交流侧电网出现故障，交流并网端口功率降为零，此时直流电压出现偏移，储能端口检测到直流系统的偏移后，切换至松弛端口模式，完全补偿直流微电网净功率缺口，系统完全稳定在孤岛运行模式；在仿真时刻为4 s时，30 kW负载以15 kW/s速率逐步切除至0；在仿真时刻为7 s时，负载以15 kW/s速率逐步投入直至达到30 kW。本仿真实验表明，当净功率为负值时，直流微电网系统具备在额定负载范围内所有工作点稳定运行的能力。

图11 孤岛30 kW负载斜坡响应

5 结语

直流微电网作为一种新型电网，凭借其特有的显著优势得到越来越多的应用。针对直流微电网的母线电压稳定性问题，构建了包含光伏、储能系统和负载的典型直流微电网构架，并对各种类型变换器进行建模，以及对直流电压控制策略进行研究，最后利用Matlab/simulink对系统在不同层次运行模式下各种干扰对电压稳定性及电能质量的影响进行仿真。实验表明，系统基于电压偏移量的就地分层控制策略可以使系统在负载投切、电源功率卸载、并离网模式切换过程中维持电压稳定，从而保证系统安全可靠运行。

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（本文编辑：方明霞）

Simulation of DC Microgrid Hierarchical Control Strategy Based on Voltage Deviation

HUANG Li1，SUN Shulian2
（1.Zhejiang Tongji Vocational College of Science&Technology，Hangzhou 311231，China；2.State Grid Hangzhou Power Supply Company，Hangzhou 310000，China）

The control strategy of bus voltage stability in DC microgrid is investigated and simulated.The structure of the microgrid is modeled；besides，key device converters are designed and the appropriate control strategy is adopted.According to the relationship between voltage and power of DC microgrid，a hierarchical control strategy based on voltage deviation is proposed，which determines the system operating layer and takes the corresponding voltage stabilization measures by detecting the voltage deviation.At last，the effect of the control strategy is simulated and analyzed by using Matlab/Simulink.The result shows that the system can withstand disturbances such as load switching impulse，sudden photovoltaic power discharge and operation mode switching so as to maintain the stability of the bus voltage and the operation safety of the system.

DC microgrid；voltage stability；converter；hierarchical control strategy；simulation analysis

TM712

：A

：1007-1881（2016）05-0007-06

2016-03-21

黄 莉（1978），女，副教授，从事电力系统自动化研究工作。