直流微电网母线电压波动分层控制策略

工作。

文献[3—4]介绍了柴油机、燃气轮机以及储能系统在微电网中的综合协调机制。文献[5]研究了含光伏、蓄电池和燃料电池的直流微电网能量管理方法，该方法中蓄电池没有采用双向DC/DC变换器，结构较为简单，蓄电池充放电不可控。文献[6—8]针对母线电压波动的原因，比较了多种提高直流微电网特性的控制方法，采用不同控制方法达到预期效果，但没有考虑蓄电池荷电状态（SOC）这一关键特性。文献[9—10]针对含光伏或风力发电、储能装置的直流微电网，设计了多种系统运行模式，提出了系统运行控制策略，但未考虑加入制氢设备来缓解目前微电网存在的弃风弃光問题。

本文在直流微电网的基础上加入了制氢设备及燃料电池单元[11]，改善了弃风弃光和储能问题;针对直流母线电压的波动问题，在考虑蓄电池SOC的基础上，将系统运行划分为7个层区，提出了系统在不同层区下配合运行的控制策略，并且通过仿真和实验对控制策略进行了验证。

1 直流微电网系统结构

以光伏发电为背景，建立了由光伏发电单元、蓄电池储能单元、制氢负载单元、燃料电池单元和普通负载单元所组成的直流微电网系统，系统结构如图1所示。

1.1 光伏发电单元

该系统由光伏发电单元作为主要的发电单元，通过单向DC/DC变换器连接至直流母线[12]。对于稳定运行的直流微电网，光伏发电单元需要工作在3种模式下：最大功率跟踪（MPPT）模式、恒压（CVC）模式以及停机模式，通过3种模式的切换来使直流母线电压稳定，如图2所示。

1.2 蓄电池储能单元

蓄电池作为储能单元，通过双向DC/DC变换器连接至直流母线。本文所采用的充放电控制方法将蓄电池的充放电电流和蓄电池的SOC相结合，防止了因过充或过放对蓄电池造成损坏，延长了蓄电池的使用寿命[13]。

蓄电池的功率/电压下垂曲线如图3所示。当电压大于参考电压Vref时，蓄电池工作在A区域，为充电模式;当电压小于参考电压Vref时，蓄电池工作在B区域，为放电模式。当蓄电池正常运行时，按照曲线1的模式工作;当蓄电池的放电电流超过最大值或者蓄电池的SOC低于规定值时，按曲线2运行，蓄电池的输出功率减小;当蓄电池的充电电流超过最大值或者蓄电池的SOC超过规定值时，按曲线3运行，蓄电池吸收功率减小。

本文采用的下垂公式为

1.3 燃料电池单元

在蓄电池储能单元能够控制直流母线电压时，燃料电池（FC）通常运行在待机模式，当储能系统受到容量限制、直流母线电压无法得到有效控制时，需要投入FC进行放电，补偿蓄电池储能系统输出功率的不足，FC控制框图如图5所示。

从图5可以看出，FC发电系统控制策略存在2种模式：待机模式和恒功率模式。对于恒功率模式，设置参考功率为

1.4 负荷单元

该系统由2种负荷构成，制氢设备作为主要负荷，制得的氢气可供给加氢站及工业使用，并且在直流母线电压不足时，燃料电池可消耗氢气产生电能来维持直流母线电压稳定，燃烧后生成的水还可以继续用来制氢，反复循环使用[14-16]。另外，该系统中还存在一些次要负荷，在直流母线电压不足时，可以从该系统中切除次要负荷来维持直流母线电压稳定。

2 系统的能量管理及控制

2.1 直流微电网的能量管理系统

对于含光伏发电单元、储能单元、燃料电池单元、制氢设备单元及次要负荷的直流微电网而言，其功率流动情况与各子系统的运行状态紧密相连。因此，本文的能量管理系统是控制光伏发电单元、蓄电池储能单元，同时在需要时将燃料电池作为备用电源，使它们配合工作在各种模式下，实现能量变化时直流母线电压的稳定。其能量管理结构图如图6所示。

2.2 直流微电网的电压分层控制

系统母线电压的稳定与否反映了直流微电网各部分功率流动是否平衡。因此，本文根据直流母线电压波动大小，采用直流微电网电压分层控制策略[10]，将系统运行划分为7个层区，分别为第1层区：光伏单元DC/DC变换器控制;第2层区：储能设备充电控制;第3层区：切入次要负荷控制;第4层区：光伏单元控制;第5层区：储能设备放电控制;第6层区：切出次要负荷及减少制氢量控制;第7层区：储能设备放电及切出次要负荷控制。控制不同的运行层区都有作为平衡节点的变换器来调整直流母线电压，确保系统各部分功率流动平衡，且能够在不同运行条件下稳定、可靠工作。

图7为模式切换判断标准图，ΔUdc为母线电压实际值与参考值的差值。a1，a2，a3，b1，b2，b3为运行模式判断系数，其中a1>a2>a3为负值，b1

下面具体分析和介绍各层区光伏发电单元、蓄电池储能单元、燃料电池单元的运行策略。设定系统开始运行时，蓄电池储能等各单元均处于良性工作区。

第1层区：此范围内母线电压波动不大，主要利用光伏发电单元中的DC/DC变换器平衡母线电压。

第2层区：当系统母线电压持续增高，系统进入第2层区运行，此时光伏单元工作在MPPT模式下，储能单元开始充电。

第3层区：当蓄电池容量达到SOCmax时，即失去调节能力，直流母线电压会继续上升，系统进入第3层区运行。此时，为平衡系统内部能量流动，开始给次要负荷供电。

第4层区：当储能单元充满电，次要负荷供电，电解槽消纳系统剩余功率制氢，电压仍高于系统规定值时，光伏单元从MPPT模式切换至CVC模式，以保证直流母线电压的稳定。

第5层区：当直流母线电压减小，系统开始进入第5层区工作。该层区下，储能单元将投入工作，通过放电来调节直流母线电压，次要负荷不供电。

第6层区：由于天气原因，光伏产电量下降，此时蓄电池容量达到SOCmin。这时需要切断次要负荷，且减少制氢设备的用电。

第7层区：由于天气原因，没有光照，光伏单元无法正常工作。储能单元开始放电，并停止对次要负荷的供电。紧急时，可以启动燃料电池来维持直流母线电压的稳定。

3 直流微电网系统仿真分析及实验验证

3.1 仿真分析

根据《电能质量供电电压偏差》[17]国标规定，将直流母线电压设置为400 V，允许其上下波动范围为±5%，即380～420 V，本文中直流母线电压分层控制一共设置7个层区，每5 V设定1个层区，其中第1层区设定为±5 V。运行模式判断系数为a1=-5，a2=-10，a3=-15，b1=5，b2=10，b3=15。每一层区电压范围如表1所示。

基于PSCAD仿真软件，搭建本文所需的含制氢负载和燃料电池单元的直流微电网系统结构，系統参数如表2所示，根据前面所提出的控制策略得到了不同层区下的仿真波形。由于层区1的电压波动由光伏DC/DC变换器来控制，故本文只对后6个层区进行仿真分析。

图8为直流母线电压升高波动时的仿真结果。其中，Udc为直流母线电压，Ipv为光伏单元电流，SOC为蓄电池荷电状态，I2为次要负荷电流。由图8 a）可知，在1.2 s时电压波动在405～410 V，此时光伏单元工作在MPPT模式下，次要负荷不供电，利用蓄电池充电使电压降低恢复至额定值。由图8 b）可知，在3 s时，蓄电池SOC达到上限，不能再继续充电，电压升高至410～415 V，此时开始给次要负荷供电以吸收直流母线功率，使电压降低恢复至额定值。由图8 c）可知，次要负荷已经开始供电，3.5 s时蓄电池SOC达到上限，此时电压在415～420 V之间波动，光伏发电单元则从MPPT模式切换至CVC模式，使电压得到稳定。由图8可知，在直流母线电压升高时，本文控制策略可以使直流母线电压快速恢复至额定值。

图9为直流母线电压降低波动时的仿真结果。直流母线电压降低时，便不给次要负荷供电。由图9 a）可知，在2 s时电压波动在390～395 V，光伏发电单元依旧处于MPPT模式下，储能单元将通过放电使电压升高至额定值。由图9 b）可知，由于天气原因光伏产电量下降，在3 s时蓄电池SOC达到最低值不能再继续放电，电压波动在385～390 V，此时通过减少制氢设备用电量来维持直流母线电压稳定。由图9 c）可知，因为天气原因没有光照，光伏单元无法正常工作，电压波动在380～385 V，此时储能单元开始进行放电，紧急时，还可启动燃料电池使直流母线电压稳定。由图9可知，直流母线电压降低时，本文控制策略可以使直流母线电压快速恢复至额定值。

3.2 实验验证

在新能源发电实验平台上搭建如图1所示的直流微电网系统，如图10所示。

图11 a）和b）分别为b1<ΔUdc≤b2，a2≤ΔUdc

上述仿真和实验结果表明，本文提出的直流母线电压波动分层控制策略合理可行，能够较好地稳定母线电压波动，保证电能质量。

4 结 语

本文提出含制氢负载和燃料电池的直流微电网母线电压波动分层控制策略，按照母线电压波动区间划分为7个层区，在不同层区中依据各单元优先级、蓄电池荷电状态采取不同的控制策略。仿真分析和实验验证了所提控制策略的正确性，达到了抑制母线电压波动的目的，满足电压波动的电能质量要求。本文采用的控制方法简单有效，具有一定的工程应用价值。

利用本文的控制策略，虽然在抑制母线电压波动方面取得了一定成果，但控制策略在各层区间的切换速度还有待提高，在下一步工作中，将把层区间切换速度作为研究重点，使本文控制策略在直流微电网中得到更好的发展。

参考文献/References：

[1]瞿吉，安允展，董学育.直流微电网协调控制策略研究[J].电工技术，2018（24）： 115-116.

QU Ji， AN Yunzhan， DONG Xueyu. Research on coordination control strategy of DC microgrid[J]. Electric Engineering， 2018（24）： 115-116.

[2]郭莉，付立思.含分布式发电配电网企业综合效益分析[J].河北工业科技，2014，31（6）： 463-468.

GUO Li， FU Lisi. Comprehensive benefits analysis of power grid enterprises with distributed generation network[J]. Hebei Journal of Industrial Science and Technology， 2014， 31（6）： 463-468.

[3]YIN C， WU H， LOCMENT F， et al. Energy management of DC microgrid based on photovoltaic combined with diesel generator and supercapacitor[J]. Energy Conversion and Management， 2017， 132： 14-27.

[4]王帅，段建东，孙力，等.基于超级电容储能的微型燃气轮机发电系统功率平衡控制[J].电力自动化设备，2017，37（2）： 126-133.

WANG Shuai， DUAN Jiandong， SUN Li， et al. Power balance control based on super-capacitor energy storage for micro-turbine power generation system[J]. Electric Power Automation Equipment， 2017， 37（2）： 126-133.

[5]趙晶晶，吕雪，符杨，等.基于可变系数的双馈风机虚拟惯量与超速控制协调的风光柴微电网频率调节技术[J].电工技术学报， 2015，30（5）：59-68.

ZHAO Jingjing， LV Xue， FU Yang， et al. Frequency regulation of the wind/photovoltaic/diesel microgrid based on DFIG cooperative strategy with variable coeffcients between virtual inertia and over-speed control[J]. Transaction of China Electrotechnical Society， 2015， 30（5）： 59-68.

[6]史君海，朱新坚，隋生，等.燃料电池光伏混合发电系统建模与仿真[J].电源技术，2007，31（9）：728-731.

SHI Junhai， ZHU Xinjian， SUI Sheng， et al. Model and simulation of PV fuel cell hybrid power system[J]. Chinese Journal of Power Sources， 2007， 31（9）： 728-731.

[7]赵卓立，杨苹，郑成立，等.微电网动态稳定性研究述评[J].电工技术学报，2017，32（10）：111-122.

ZHAO Zhuoli， YANG Ping， ZHENG Chengli， et al.Review on dynamic stability research of microgrid[J]. Transaction of China Electrotechnical Society， 2017， 32（10）： 111-122.

[8]王成山，李微，王议锋，等.直流微电网母线电压波动分类及抑制方法综述[J].中国电机工程学报，2017，37（1）： 84-97.

WANG Chengshan， LI Wei， WANG Yifeng， et al. DC bus voltage fluctuation classification and restraint methods review for DC microgrid[J]. Proceedings of the CSEE， 2017， 37（1）： 84-97.

[9]支娜，张辉，肖曦.提高直流微电网动态特性的改进下垂控制策略研究[J].电工技术学报，2016，31（3）： 31-39.

ZHI Na， ZHANG Hui， XIAO Xi. Research on the improved droop control strategy for improving the dynamic characteristics of DC microgrid[J]. Transaction of China Electrotechnical Society， 2016， 31（3）： 31-39.

[10]刘家赢，韩肖清，王磊，等.直流微电网运行控制策略[J].电网技术，2014，38（9）： 2356-2362.

LIU Jiaying， HAN Xiaoqing， WANG Lei， et al. Operation and control strategy of DC microgrid[J]. Power System Technology， 2014， 38（9）： 2356-2362.

[11]CHEN D， XU L， YAO L Z. DC voltage variation based autonomous control of DC microgrids[J]. IEEE Transactions on Power Delivery， 2013， 28（2）： 637-648.

[12]孙会琴，薛智宏，郭英军，等.基于关键技术合理规划地方新能源电动汽车产业发展[J].河北工业科技，2014，31（5）： 447-451.

SUN Huiqin， XUE Zhihong， GUO Yingjun， et al. Planning of local new energy electric vehicle industry development based on the core technology[J]. Hebei Journal of Industrial Science and Technology， 2014，31 （5）： 447-451.

[13]王国智，李忠良，刘芳，等.某光伏电站接入电网对电压潮流的影响[J].河北工业科技，2015，32（1）： 45-49.

WANG Guozhi， LI Zhongliang， LIU Fang， et al. Impact of a photovoltaic power station connected to power grid on voltage and power flow[J]. Hebei Journal of Industrial Science and Technology， 2015， 32（1）： 45-49.

[14]李爭，智若东，孙宏旺，等.基于开路电压预测的SOC估算方法[J].河北工业科技，2017，34（1）： 36-40.

LI Zheng， ZHI Ruodong， SUN Hongwang， et al. SOC estimation method based on the prediction of open-circuit voltage[J]. Hebei Journal of Industrial Science and Technology， 2017， 34（1）： 36-40.

[15]罗承先.世界可再生能源电力制氢现状[J].中外能源，2017，22（8）： 25-32.

LUO Chengxian. The status quo of hydrogen production from renewable electricity in the world[J]. SINO-Global Energy， 2017， 22（8）： 25-32.

[16]黄金昭，徐征，李海玲，等.太阳能制氢技术研究进展[J].太阳能学报，2006，27（9）： 947-954.

HUANG Jinzhao， XU Zheng， LI Hailing， et al. Research progress of solar hydrogen production technology[J]. Acta Energiae Solaris Sinica， 2006， 27（9）： 947-954.

[17]GB/T 12325—2008，电能质量供电电压偏差[S].

推荐访问:分层 电网 电压 波动