计及光储荷特性的直流微网低压穿越控制策略李妍1,2，王展3，黄迅4，张慧媛4，何大瑞1,21. 国网江苏省电力有限公司经济技术研究院，江苏 南京 210008；2. 国网江苏电力设计咨询有限公司，江苏 南京 210008；3. 国网江苏省电力有限公司，江苏 南京 210008；4. 华北电力大学 电气与电子工程学院，北京 102206摘 要针对并网运行的直流微网低电压穿越问题，分析了光储荷直流微网系统构成及运行原理，得出了直流母线电压解析表达式。基于不同电压跌落幅度及变流器最大承载电流限制，提出了一种计及光储荷特性的母线电压分层协调控制策略，依据母线电压波动幅度和微网功率状态，综合调整各单元运行模式来实现系统低电压穿越，提升了系统低电压穿越期间功率平衡及直流母线电压稳定水平。最后通过MATLAB/Simulink平台搭建仿真实例，验证了所提低电压穿越控制策略的可行性和对直流母线电压更好的控制效果。关键词直流微网；直流母线电压；电压分层；低电压穿越；功率状态中图分类号 TM743 文献标志码 A DOI 10.11930/j.issn.1004-9649.2019051070 引言微电网可以充分利用本地的分布式新能源发电系统，通过储能系统的协同控制来降低运行成本[1-3]。从微网运行模式来分，主要包括直流微网和交流微网。交流微网要考虑交流系统的电压频率、相位和谐波问题，而直流微网只需控制直流母线电压的稳定，运行可控性和可靠性与交流方式相比大幅提高[4-7]。网侧电压跌落是影响直流母线电压稳定因素之一，研究直流微网低电压穿越（low voltage ride through，LVRT）具有重要意义。直流微网LVRT是指在电网侧发生电压跌落时，需要直流微网继续保持并网运行，并发出无功功率来支撑网侧电压[8-9]。其难点在于电压跌落瞬间直流微网母线电压波动控制，目前围绕直流微网LVRT母线电压控制已有一些研究。文献[10-15]研究了直流微网电压分层协调运行控制策略，在低电压故障期间通过直流母线电压波动信号来调整微网各单元运行模式，进而实现功率平衡稳定母线电压。但是母线电压波动是由网侧电压跌落引起，再作为故障穿越的控制信号具有一定的被动性。文献[16]提出了一种光储协调控制的LVRT技术，利用储能和光伏单元恒压控制将直流母线电压稳定在允许范围内，但只适应于直流微网无负荷结构。文献[17]提出一种光储荷协调控制方法，以电压跌落后微网内部负荷为变量，根据微网功率状态和负荷需求来调整各单元的运行模式，若负荷变动太快会影响整体控制的稳定性。综上所述，对于目前直流微网LVRT策略研究，一方面是以基本的光储或光储荷组成结构来研究，不适用于有混合储能系统或更复杂的直流微网系统；另一方面以单一的直流母线电压监测控制具有一定的延时性，并且只根据微网功率状态调整各单元运行模式会与直流微网基本的电压运行控制分离。本文首先介绍了带有混合储能系统的光储荷直流微网组成结构及运行原理，然后分析了并网变流器在LVRT期间的无功发出需求和限流方法，再依据网侧电压跌落深度和变流器最大有功电流限制，提出了计及光储荷特性的母线电压分层协调控制策略，结合母线电压波动幅度和微网功率极限状态调整微网各单元运行模式来实现直流微网LVRT。最后通过MATLAB/Simulink平台搭建系统模型，仿真验证所提光储荷直流系统LVRT策略的可行性和优势。收稿日期2019−05−22； 修回日期2019−06−06。基金项目国网江苏电力设计咨询有限公司科技项目JE201803。第 52 卷 第 7 期中国电力Vol. 52, No. 72019 年 7 月ELECTRIC POWER Jul. 2019471 光储荷直流微网系统结构1.1 系统构成PpvPhyPload Pgrid光储荷直流微网系统如图1所示，主要由分布式光伏发电单元、混合储能单元、本地负载和交直流变流器组成。图1中为光伏发电单元输出功率，可通过DC/DC直流变换器控制来实现光伏电池最大功率追踪（MPPT）；为蓄电池和超级电容组成的混合储能系统充放电功率之和，可通过双向DC/DC直流变换器协调控制实现功率分配；为本地负载消耗功率；为直流微网和电网的交互功率，通过DC/AC并网变流器实现微网功率平衡。1.2 直流母线电压控制CUdcPgrid直流微网运行核心在于母线电压稳定控制，依据图1所示的光储荷直流微网结构可简化为如图2所示电路模型[18]（图2中为直流母线的支撑电容；为直流母线电压）。根据图2简化的微网电路模型，设并网变流器交互功率以流出直流母线为正，流入为负，可得直流微网的功率方程为CUdc dUdcdt PpvPhy Pload Pgrid（1）则某一时刻的直流母线电压可表示为8 Udcn1 √2dPC tn1 tnU2dcndP dPpvdPhy dPload dPgrid（2）Udcn1 Udcn tn1 tn式中和分别为和时刻的直流母线电压值。由式（2）可知，直流微网直流母线电压变化主要由微网各单元功率变化之和及持续时间决定。直流母线电压为标量值，所以直流微网的稳定只需要保证直流母线电压在参考运行值范围之内。2 LVRT基本要求直流微网DC/AC并网变流器通常采用双环并网控制策略，通过电压外环稳定直流母线电压，当直流母线电压高于母线电压参考运行值时，变流器处于逆变模式，低于参考运行值时变流器处于整流模式。电流内环可实时跟踪电网的相位和幅值信息，实现并网控制。光储荷直流微网是光伏系统结构拓展，光伏系统LVRT要求当电网故障或扰动引起的光伏发电系统并网点电压波动时，在一定的范围内，光伏电站能够不间断地并网运行，并能够发出无功功率来支撑网侧电压。光储荷直流微网是两级式光伏系统结构拓展，所以LVRT的基本要求应该保持一致。一般并网变流器的限流和无功策略是通过电流内环的参考电流控制方式实现的，文献[19]详细规定了用于支撑电压恢复的所需的无功电流和电压跌落深度的关系，无功电流与网侧电压跌落深度的函数为8Iqref 0; U′Un＞09Iqref≥15 09 U′UnIn; 02≤U′Un≤09Iqref≥105In; 0≤U′Un＜02（3）Un U′IqrefIn式中为电网额定电压；为网侧跌落后电网电压；为内环同步旋转轴下q轴参考电流；为变流器输出额定电流。一般变流器最大可承受的过载电流为1.1倍的额定电流，在并网点电压跌落时，有功参考电流电网蓄电池超级电容DCDCDCDC直流母线DCACMPPT混合储能控制DCDCPV本地负载PhyPloadPpvPgridUdc-n800 V图 1 光储荷直流微网单元组成Fig. 1 Composition diagram of optical, storage andcharge DC microgrid unitsUdcPCPpvPhy PloadPgrid−C图 2 直流微网简化电路模型Fig. 2 The simplified circuit model of a DC microgrid中国电力第 52 卷48限值为Id max 8√I2max I2qref Pgrid＞0√I2max I2qref Pgrid＜0（4）Imax式中为变流器最大可承受电流。PgridPgrid在并网变流器内环有功参考电流限制下，并网变流器最大可交互有功功率减小，微网和电网交互的有功功率可能因为网侧电压跌落而受限，由式（2）可知的突变会造成直流母线电压的波动，波动幅度主要由电压跌落深度、微网功率状态和跌落时间决定。3 LVRT直流母线电压稳定策略在电压跌落期间，微网与电网之间的交互功率会受限，可能造成直流微网母线电压的波动，根据母线电压的波动幅度大小分为三层，采取相应的控制策略来稳定直流母线电压，分层规则如图3所示。3.1 第一层UdcUdc n第一层对应网侧电压跌落后并网变流器实时交互功率小于变流器可交互最大有功功率的工况，等同于正常工作状态。若网侧电压跌落，直流母线电压出现波动是由双环并网控制中电压外环来稳定直流线电压，通过直流母线电压与参考运行电压的差值经过PI调节器来获取电流内环的有功电流参考值，电压外环方程为Idref kp kisUdc n Udc（5）Idref式中为电流内环同步旋转轴系下d轴参考电kp ki流；和分别为电压外环PI调节器的比例和积分调节增益系数。3.2 第二层第二层对应于电压跌落后微网内部的功率冗余或缺额已经超过并网变流器限值，此时可以通过混合储能下垂或恒压控制调节充放电功率输出来维持微电网功率平衡，稳定直流母线电压[20]。依据蓄电池和超级电容的物理特性，蓄电池的使用寿命取决于它的充放电次数，故采取先让超级电容器到达最大充放电功率再根据母线电压变化状态将蓄电池切换为恒压控制来调节蓄电池输出功率的策略，可以尽量减少蓄电池的充放电次数。基于以上混合储能协调控制思路，蓄电池切换恒压控制条件为{ T1 Isc≥Isc maxT2 PpvPbatPsc max Pload Pgrid max＞0（6）Isc Isc maxPbatPsc maxPgrid max式中T1和T2为蓄电池切换为恒压控制需满足的条件1和条件2；和分别为超级电容器充放电电流和最大充放电电流；为蓄电池参考功率指令；为超级电容的最大充放电功率；为并网变流器最大可交互有功功率。正常状态下混合储能的参考功率控制过程是根据给定的参考功率与储能单元端电压来计算储能输出的参考电流，再和实际输出电流作差，经过PI调节器和控制开关的PWM调制驱动DC/DC变换器开关器件工作。微电网因电压跌落进入第二层工作时，先将超级电容器切换至恒压控制，蓄电池依据式（6）切换条件判断结果进行控制模式切换。恒压控制过程计算DC/DC换流器输出电压和参考电压差值，通过PI调节之后，可获取储能输出电流参考值，再和实际的储能输出电流作差，经过PI调节和控制开关的PWM调制驱动DC/DC变换器开关器件工作。混合储能配合控制策略如图4所示。3.3 第三层第三层对应于网侧电压跌落造成微网功率冗余或缺额程度较高，通过调节混合储能系统充放电功率也无法满足微网功率平衡时，直流母线电压在并网变流器电压外环控制作用下会上升或下降到允许运行范围外的某一值而达到稳定状态甚至发生失稳，影响直流微网的电能质量和稳定状1.021.000.950.981.05第一层第二层第三层Udc/Udc-n图 3 电压分层模式Fig. 3 Voltage hierarchical mode第 7 期 李妍等计及光储荷特性的直流微网低压穿越控制策略49态。正常控制策略是以直流母线电压波动大小超过参考运行值的5为控制指令，对于功率冗余状态是通过光伏发电单元的恒压控制来减少发电单元输出功率，对于功率缺额状态是通过切负荷措施来减少微网负荷，以实现网侧电压跌落后的功率平衡而稳定直流母线电压。但以上控制过程是基于直流母线电压的波动信号来发出控制指令，具有一定的延时性和被动性。针对电压监测控制的延迟性，结合微网光储荷特性和各单元功率状态可以直接通过网侧电压跌落后微网各单元功率极限值来判断母线电压的变化趋势，提前调整各单元运行模式来实现功率平衡稳定母线电压。将式（1）微网功率方程转化为微网的功率极限状态方程为∆P PpvPhy max Pload Pgrid max（7）∆PPhy max式中为微网电压跌落后功率冗余或缺额量；为混合储能的最大充放电功率。Pgrid max并网变流器可交互的最大有功功率可由式（4）和电压跌落幅度确定为Pgrid max Un ∆UId max（8）Un ∆U式中为变流器交流出口额定电压；为网侧电压跌落幅度。Phy max根据蓄电池和超级电容自身参数要求可计算出混合储能充放电功率极限为Phy max Ubat maxIbat maxUsc maxIsc max（9）Ubat max Usc maxIbat max Isc max式中和分别为蓄电池和超级电容器最大充放电电压，由蓄电池和超级电容器荷电状态和额定电压决定；和分别为蓄电池和超级电容器最大充放电电流。若网侧电压跌落造成微网功率冗余且根据式∆P（7）计算出大于零，可将光伏发电单元由原MPPT运行模式调整为恒压控制，减少光伏电池输出功率，同时混合储能系统也调整为恒压控制，通过充电来减少微网功率冗余程度。光伏单元DC/DC控制控制策略如图5所示。∆P若网侧电压跌落造成微网功率缺额且根据式（7）计算出小于零，将混合储能系统调整为恒压控制，并通过切负荷减少微网负荷来达到功率平衡，按照微网负荷重要度来分，是先切除重要度较低的负荷，切除负荷大小可依据式（7）得∆Pload Pload Pgrid max Ppv Phy max（10）3.4 基于变流器功率限值LVRT流程光储荷直流微网系统LVRT控制目标是并网变流器限流、发出无功功率和稳定直流母线电压，前两个目标依据式（4）和式（5），通过并网变流器电流内环提供参考值和限值可以发出无功功率和防止变流器过流。在直流母线电压控制方面，结合电压分层规则和微网功率极限方程对应调整各单元运行控制模式来实现功率平衡稳定直流母线电压。综上研究内容可确定光储荷直流微网系统LVRT控制流程如图6所示。4 系统仿真4.1 仿真参数设置为验证上述光储荷直流微网LVRT控制策略的有效性和优势，依据以上策略研究分析，因第一层运行状态和正常运行状态一致，不需要分析仿真结果，第二层需仿真验证混合储能控制策略可行性和优势，第三层需仿真验证结合微网功率极限状态来抑制母线电压波动的效果。利用MATLAB/Simulink仿真平台搭建如图1所示光储荷直流微网系统模型，混合储能选用锂电池和超级电压PWM DC DCPWM DC DCPIIsc-refIscUscIbatUbatPIIbat-refPIPIIbatIbat-refPIPIIscIsc-refUdcUdc-n恒压控制参考功率控制参考功率控制PscPbatSC switchBat switch −−−−−图 4 混合储能控制策略Fig. 4 Control strategy of hybrid energy storagePWMMPPTDC DCPIPI恒压控制模式MPPT 控制模式Upv DmppUdc Idc-refIpvUdc-nPV switchIpv −−图 5 光伏发电单元控制策略Fig. 5 Control strategy of photovoltaic generation unit中国电力第 52 卷50器，具体仿真参数如表1所示。4.2 第二层策略仿真验证1 kWm25 kW网侧电压跌落后，光储荷直流微网进入第二层运行状态，验证通过混合储能次序和条件控制策略来完成直流母线的恒压作用，可以充分发挥超级电容器充放电能力。仿真设置在2 s时网侧电压跌落20，此时光照强度为，负载为，LVRT仿真结果如图7所示。图7a）中红色和蓝色实线分别代表网侧电压跌落后并网变流器输出A相电压和电流，A相电流波形表明通过内环参考电流控制实现了变流器限流。图7b）中蓝色和红色实线分别代表网侧电压跌落时混合储能有无次序条件控制下直流母线电压变化情况。图7c）中蓝色和红色实线分别代表了混合有无次序条件储能控制下超级电容器的充放电功率变化。图7d）中蓝色和红色实线分别代表了混合储能有无次序条件控制下蓄电池充放电功率变化。由以上仿真结果分析可知，无次序条件的混合储能控制对直流母线电压波动控制影响较小，但对于蓄电池充放电功率影响较大，在超级电容器最大充放电功率可满足微网功率平衡需求下，可以有效地减少蓄电池的充放电次数。4.3 第三层策略仿真验证1 kWm2 5 kW第三层工作状态对应于网侧电压跌落后直流微网功率冗余和缺额极限大于变流器功率限值两种状态，本文通过微网功率状态方程可提前调整单元运行控制模式来实现微网功率平衡稳定直流母线电压。首先针对微网功率冗余状态，仿真设置在2 s时网侧三相电压跌落75，持续时间0.3 s，此时光照强度为，负载为，仿真结果如图8所示。图8a）中橙色、蓝色、红色、绿色和黑色曲线分别代表变流器输出有功功率、无功功率、光伏、蓄电池和超级电容器输出功率变化过程。在2 s时网侧电压跌落75，由微网功率极限方程计算出当下微网功率冗余超过并网变流器功率限值，将光伏及混合储能单元都切换至恒压控制，在恒压控制的作用下光伏输出功率减小，混合储能通过充电减小微网的功率冗余。由并网变流器输出无功变化曲线可知，在无功参考电流控制下可以发出相应的无功功率来支撑网侧电压。图8b）中红色和蓝色曲线分别代表网侧电压跌落75时电压分层控制策略和基于微网功率极限方程的直表 1 直流微网LVRT仿真参数Table 1 DC microgrid LVRT simulation parameters系统参数设定值直流母线电压/V 800光伏额定输出功率/kW 30容量/Ah 10电压/V 3.8锂电池最大充放电流/A 2.5锂电池组排列方式串并 1004超级电容器电容/电压 5 F/40 V超级电容器最大充放电流/A 1.2超级电容器组排列方式串并 104负荷总功率/kW 030负荷级数重要度 3级并网变流器输出交流电压/V 480并网变流器输出额定电流/A 40开始结束计算无功参考电流计算有功参考电流限值通过参考电流控制发出无功功率不改变微网络单元运行模式返回电压分层第二层控制变流器限流措施YNYYN混合储能系统控制切换指令流程PV switch切换至恒压控制NY微网切负荷策略YNNU0.02Udc/Udc-n−1 0.05ΔP0Pgrid0图 6 光储荷系统低电压穿越控制流程Fig. 6 LVRT control flow of DC micro-grid第 7 期 李妍等计及光储荷特性的直流微网低压穿越控制策略51流母线电压变化过程，两种策略下母线电压波动对比可知基于微网功率极限方程可以更快地稳住微网直流母线电压且将波动幅度降到最低。025 kWm2 30 kW对于微网功率缺额状态，仿真设置在2 s时网侧三相电压跌落75，持续时间0.3 s，此时光照强度为，负载为，仿真结果如图9所示。图9a）中各条曲线对应各单元输出功率与图8a）一致，在2 s时网侧电压跌落75，由微网功率极限方程计算出当下微网功率缺额超过并网变流器功率限值，光伏单元保持MPPT模式运行，混合储能装置切换为恒压控制，增加放电功率来减小微网功率缺额，再依据切负荷措施来减小微网负荷以保证微网功率平衡，稳定母线电压。图9b）1.90 1.95 2.00 2.05 2.10 2.15 2.20 2.25 2.30 2.35 2.40t/s −400 −400−300−200−1000 0100200300−300−200−100100200300400 400Va；IaU/Va 并网变流器输出 A 相电压电流1.5 2.0 2.5 3.0t/s750800850U dc/VUdc1 有次序控制；Udc2 无次序控制b 直流母线电压波动对比c 超电容器充放电功率变化对比d 蓄电池充放电功率变化对比I/A1.5 2.0 2.5 3.0t/s−4−3−2−101234P/kWPsc1 有次序控制Psc2 无次序控制1.5 2.0 2.5 3.0t/s−10−50510P/kWPbat1 有次序控制Pbat2 无次序控制图 7 基于混合储能协调控制的LVRT仿真结果Fig. 7 LVRT simulation results based on hybrid energystorage coordination control1.5 2 2.5 3t/s−2 0 −2 0−1 00 01 02 03 04 0−1 01 02 03 04 05 0 5 0P /kWPgrid；Qgrid；Ppv；Pbat；Psca 微网各单元输出功率1.6 1.8 2.0 2.2 2.4 2.6 2.8 3.0t/s750800850900U dc/V电压分层模式；基于微网功率极限状态方程b 直流母线电压波动对比Q/kVA图 8 功率冗余大于变流功率限值LVRT仿真结果Fig. 8 Simulation results of LVRT with powerredundancy greater than converter power limita 变流器功率限值策略下微网各单元输出功率b 直流母线电压波动对比1.5 2.0 2.5 3.0t/s−40−30−20−1001020−30−20−10102030−40030P/kWVmean1.6 1.8 2.0 2.2 2.4 2.6 2.8t/s700750800850900950U dc/V电压分层模式；基于微网功率极限状态方程Pgrid；Qgrid；Ppv；Pbat；PscQ/kVA图 9 功率缺额大于变流功率限值LVRT仿真结果Fig. 9 Simulation results of LVRT with power gapgreater than converter power limit中国电力第 52 卷52中红色和蓝色曲线分别代表网侧电压跌落75下电压分层控制策略和基于微网功率极限状态方程的直流母线电压变化过程，通过仿真波形对比验证了基于变流器功率极限状态方程在功率缺额极限大于变流器功率限值工况下对直流母线电压波动有更好的控制效果。5 结论本文提出了一种计及光储荷特性的光储荷直流微网系统LVRT控制策略，得出如下结论（1）在混合储能控制方面建立了超级电容器和蓄电池运行模式切换次序和条件，最大化利用超级电容器充放电的能力，增加了蓄电池运行模式切换条件，有利于提高微网的经济性。（2）网侧电压跌落导致微网功率冗余或缺额极限大于变流器功率限值工况下，通过微网功率极限状态方程来提前调整各单元运行模式比电压分层控制对直流母线电压稳定速度更快且波动幅度更小，提高了直流微网的稳定性。（3）考虑混合储能和微网功率极限状态的LVRT控制策略不会影响直流微网正常运行控制方式，且对微网混合储能容量优化配置有一定的参考作用，但还需要进一步通过硬件试验或示范工程验证。参考文献丁明, 张颖媛, 茆美琴. 微网研究中的关键技术[J]. 电网技术,2009, 3311 6–11.DING Ming, ZHANG Yingyuan, MAO Meiqin. 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School of Electrical and Electronic Engineering, North China Electric Power University, Beijing 102206, ChinaAbstract Low voltage ride-through LVRT of grid-connected DC microgrid has been driving academic attentions. Firstly, thestructure and operation principle of DC microgrids are developed to obtain the analytical expression of DC bus voltage. Secondly,based on different voltage sags and the maximum current limitation of the converter, a hierarchical coordinated control strategy ofbus voltage is proposed considering the characteristics of PV/st