計及光儲荷特性的直流微網低壓穿越控制策略.pdf

計及光儲荷特性的直流微網低壓穿越控制策略李妍1,2，王展3，黃迅4，張慧媛4，何大瑞1,21. 國網江蘇省電力有限公司經濟技術研究院，江蘇 南京 210008；2. 國網江蘇電力設計咨詢有限公司，江蘇 南京 210008；3. 國網江蘇省電力有限公司，江蘇 南京 210008；4. 華北電力大學 電氣與電子工程學院，北京 102206摘 要針對并網運行的直流微網低電壓穿越問題，分析了光儲荷直流微網系統構成及運行原理，得出了直流母線電壓解析表達式?；诓煌妷旱浞燃白兞髌髯畲蟪休d電流限制，提出了一種計及光儲荷特性的母線電壓分層協調控制策略，依據母線電壓波動幅度和微網功率狀態，綜合調整各單元運行模式來實現系統低電壓穿越，提升了系統低電壓穿越期間功率平衡及直流母線電壓穩定水平。最后通過MATLAB/Simulink平臺搭建仿真實例，驗證了所提低電壓穿越控制策略的可行性和對直流母線電壓更好的控制效果。關鍵詞直流微網；直流母線電壓；電壓分層；低電壓穿越；功率狀態中圖分類號 TM743 文獻標志碼 A DOI 10.11930/j.issn.1004-9649.2019051070 引言微電網可以充分利用本地的分布式新能源發電系統，通過儲能系統的協同控制來降低運行成本[1-3]。從微網運行模式來分，主要包括直流微網和交流微網。交流微網要考慮交流系統的電壓頻率、相位和諧波問題，而直流微網只需控制直流母線電壓的穩定，運行可控性和可靠性與交流方式相比大幅提高[4-7]。網側電壓跌落是影響直流母線電壓穩定因素之一，研究直流微網低電壓穿越（low voltage ride through，LVRT）具有重要意義。直流微網LVRT是指在電網側發生電壓跌落時，需要直流微網繼續保持并網運行，并發出無功功率來支撐網側電壓[8-9]。其難點在于電壓跌落瞬間直流微網母線電壓波動控制，目前圍繞直流微網LVRT母線電壓控制已有一些研究。文獻[10-15]研究了直流微網電壓分層協調運行控制策略，在低電壓故障期間通過直流母線電壓波動信號來調整微網各單元運行模式，進而實現功率平衡穩定母線電壓。但是母線電壓波動是由網側電壓跌落引起，再作為故障穿越的控制信號具有一定的被動性。文獻[16]提出了一種光儲協調控制的LVRT技術，利用儲能和光伏單元恒壓控制將直流母線電壓穩定在允許范圍內，但只適應于直流微網無負荷結構。文獻[17]提出一種光儲荷協調控制方法，以電壓跌落后微網內部負荷為變量，根據微網功率狀態和負荷需求來調整各單元的運行模式，若負荷變動太快會影響整體控制的穩定性。綜上所述，對于目前直流微網LVRT策略研究，一方面是以基本的光儲或光儲荷組成結構來研究，不適用于有混合儲能系統或更復雜的直流微網系統；另一方面以單一的直流母線電壓監測控制具有一定的延時性，并且只根據微網功率狀態調整各單元運行模式會與直流微網基本的電壓運行控制分離。本文首先介紹了帶有混合儲能系統的光儲荷直流微網組成結構及運行原理，然后分析了并網變流器在LVRT期間的無功發出需求和限流方法，再依據網側電壓跌落深度和變流器最大有功電流限制，提出了計及光儲荷特性的母線電壓分層協調控制策略，結合母線電壓波動幅度和微網功率極限狀態調整微網各單元運行模式來實現直流微網LVRT。最后通過MATLAB/Simulink平臺搭建系統模型，仿真驗證所提光儲荷直流系統LVRT策略的可行性和優勢。收稿日期2019?05?22； 修回日期2019?06?06?；痦椖繃W江蘇電力設計咨詢有限公司科技項目JE201803。第 52 卷 第 7 期中國電力Vol. 52, No. 72019 年 7 月ELECTRIC POWER Jul. 2019471 光儲荷直流微網系統結構1.1 系統構成PpvPhyPload Pgrid光儲荷直流微網系統如圖1所示，主要由分布式光伏發電單元、混合儲能單元、本地負載和交直流變流器組成。圖1中為光伏發電單元輸出功率，可通過DC/DC直流變換器控制來實現光伏電池最大功率追蹤（MPPT）；為蓄電池和超級電容組成的混合儲能系統充放電功率之和，可通過雙向DC/DC直流變換器協調控制實現功率分配；為本地負載消耗功率；為直流微網和電網的交互功率，通過DC/AC并網變流器實現微網功率平衡。1.2 直流母線電壓控制CUdcPgrid直流微網運行核心在于母線電壓穩定控制，依據圖1所示的光儲荷直流微網結構可簡化為如圖2所示電路模型[18]（圖2中為直流母線的支撐電容；為直流母線電壓）。根據圖2簡化的微網電路模型，設并網變流器交互功率以流出直流母線為正，流入為負，可得直流微網的功率方程為CUdc dUdcdt PpvPhy Pload Pgrid（1）則某一時刻的直流母線電壓可表示為8 Udcn1 √2dPC tn1 tnU2dcndP dPpvdPhy dPload dPgrid（2）Udcn1 Udcn tn1 tn式中和分別為和時刻的直流母線電壓值。由式（2）可知，直流微網直流母線電壓變化主要由微網各單元功率變化之和及持續時間決定。直流母線電壓為標量值，所以直流微網的穩定只需要保證直流母線電壓在參考運行值范圍之內。2 LVRT基本要求直流微網DC/AC并網變流器通常采用雙環并網控制策略，通過電壓外環穩定直流母線電壓，當直流母線電壓高于母線電壓參考運行值時，變流器處于逆變模式，低于參考運行值時變流器處于整流模式。電流內環可實時跟蹤電網的相位和幅值信息，實現并網控制。光儲荷直流微網是光伏系統結構拓展，光伏系統LVRT要求當電網故障或擾動引起的光伏發電系統并網點電壓波動時，在一定的范圍內，光伏電站能夠不間斷地并網運行，并能夠發出無功功率來支撐網側電壓。光儲荷直流微網是兩級式光伏系統結構拓展，所以LVRT的基本要求應該保持一致。一般并網變流器的限流和無功策略是通過電流內環的參考電流控制方式實現的，文獻[19]詳細規定了用于支撐電壓恢復的所需的無功電流和電壓跌落深度的關系，無功電流與網側電壓跌落深度的函數為8Iqref 0; U′Un＞09Iqref≥15 09 U′UnIn; 02≤U′Un≤09Iqref≥105In; 0≤U′Un＜02（3）Un U′IqrefIn式中為電網額定電壓；為網側跌落后電網電壓；為內環同步旋轉軸下q軸參考電流；為變流器輸出額定電流。一般變流器最大可承受的過載電流為1.1倍的額定電流，在并網點電壓跌落時，有功參考電流電網蓄電池超級電容DCDCDCDC直流母線DCACMPPT混合儲能控制DCDCPV本地負載PhyPloadPpvPgridUdc-n800 V圖 1 光儲荷直流微網單元組成Fig. 1 Composition diagram of optical, storage andcharge DC microgrid unitsUdcPCPpvPhy PloadPgrid?C圖 2 直流微網簡化電路模型Fig. 2 The simplified circuit model of a DC microgrid中國電力第 52 卷48限值為Id max 8√I2max I2qref Pgrid＞0√I2max I2qref Pgrid＜0（4）Imax式中為變流器最大可承受電流。PgridPgrid在并網變流器內環有功參考電流限制下，并網變流器最大可交互有功功率減小，微網和電網交互的有功功率可能因為網側電壓跌落而受限，由式（2）可知的突變會造成直流母線電壓的波動，波動幅度主要由電壓跌落深度、微網功率狀態和跌落時間決定。3 LVRT直流母線電壓穩定策略在電壓跌落期間，微網與電網之間的交互功率會受限，可能造成直流微網母線電壓的波動，根據母線電壓的波動幅度大小分為三層，采取相應的控制策略來穩定直流母線電壓，分層規則如圖3所示。3.1 第一層UdcUdc n第一層對應網側電壓跌落后并網變流器實時交互功率小于變流器可交互最大有功功率的工況，等同于正常工作狀態。若網側電壓跌落，直流母線電壓出現波動是由雙環并網控制中電壓外環來穩定直流線電壓，通過直流母線電壓與參考運行電壓的差值經過PI調節器來獲取電流內環的有功電流參考值，電壓外環方程為Idref kp kisUdc n Udc（5）Idref式中為電流內環同步旋轉軸系下d軸參考電kp ki流；和分別為電壓外環PI調節器的比例和積分調節增益系數。3.2 第二層第二層對應于電壓跌落后微網內部的功率冗余或缺額已經超過并網變流器限值，此時可以通過混合儲能下垂或恒壓控制調節充放電功率輸出來維持微電網功率平衡，穩定直流母線電壓[20]。依據蓄電池和超級電容的物理特性，蓄電池的使用壽命取決于它的充放電次數，故采取先讓超級電容器到達最大充放電功率再根據母線電壓變化狀態將蓄電池切換為恒壓控制來調節蓄電池輸出功率的策略，可以盡量減少蓄電池的充放電次數?；谝陨匣旌蟽δ軈f調控制思路，蓄電池切換恒壓控制條件為{ T1 Isc≥Isc maxT2 PpvPbatPsc max Pload Pgrid max＞0（6）Isc Isc maxPbatPsc maxPgrid max式中T1和T2為蓄電池切換為恒壓控制需滿足的條件1和條件2；和分別為超級電容器充放電電流和最大充放電電流；為蓄電池參考功率指令；為超級電容的最大充放電功率；為并網變流器最大可交互有功功率。正常狀態下混合儲能的參考功率控制過程是根據給定的參考功率與儲能單元端電壓來計算儲能輸出的參考電流，再和實際輸出電流作差，經過PI調節器和控制開關的PWM調制驅動DC/DC變換器開關器件工作。微電網因電壓跌落進入第二層工作時，先將超級電容器切換至恒壓控制，蓄電池依據式（6）切換條件判斷結果進行控制模式切換。恒壓控制過程計算DC/DC換流器輸出電壓和參考電壓差值，通過PI調節之后，可獲取儲能輸出電流參考值，再和實際的儲能輸出電流作差，經過PI調節和控制開關的PWM調制驅動DC/DC變換器開關器件工作?；旌蟽δ芘浜峡刂撇呗匀鐖D4所示。3.3 第三層第三層對應于網側電壓跌落造成微網功率冗余或缺額程度較高，通過調節混合儲能系統充放電功率也無法滿足微網功率平衡時，直流母線電壓在并網變流器電壓外環控制作用下會上升或下降到允許運行范圍外的某一值而達到穩定狀態甚至發生失穩，影響直流微網的電能質量和穩定狀1.021.000.950.981.05第一層第二層第三層Udc/Udc-n圖 3 電壓分層模式Fig. 3 Voltage hierarchical mode第 7 期 李妍等計及光儲荷特性的直流微網低壓穿越控制策略49態。正?？刂撇呗允且灾绷髂妇€電壓波動大小超過參考運行值的5為控制指令，對于功率冗余狀態是通過光伏發電單元的恒壓控制來減少發電單元輸出功率，對于功率缺額狀態是通過切負荷措施來減少微網負荷，以實現網側電壓跌落后的功率平衡而穩定直流母線電壓。但以上控制過程是基于直流母線電壓的波動信號來發出控制指令，具有一定的延時性和被動性。針對電壓監測控制的延遲性，結合微網光儲荷特性和各單元功率狀態可以直接通過網側電壓跌落后微網各單元功率極限值來判斷母線電壓的變化趨勢，提前調整各單元運行模式來實現功率平衡穩定母線電壓。將式（1）微網功率方程轉化為微網的功率極限狀態方程為?P PpvPhy max Pload Pgrid max（7）?PPhy max式中為微網電壓跌落后功率冗余或缺額量；為混合儲能的最大充放電功率。Pgrid max并網變流器可交互的最大有功功率可由式（4）和電壓跌落幅度確定為Pgrid max Un ?UId max（8）Un ?U式中為變流器交流出口額定電壓；為網側電壓跌落幅度。Phy max根據蓄電池和超級電容自身參數要求可計算出混合儲能充放電功率極限為Phy max Ubat maxIbat maxUsc maxIsc max（9）Ubat max Usc maxIbat max Isc max式中和分別為蓄電池和超級電容器最大充放電電壓，由蓄電池和超級電容器荷電狀態和額定電壓決定；和分別為蓄電池和超級電容器最大充放電電流。若網側電壓跌落造成微網功率冗余且根據式?P（7）計算出大于零，可將光伏發電單元由原MPPT運行模式調整為恒壓控制，減少光伏電池輸出功率，同時混合儲能系統也調整為恒壓控制，通過充電來減少微網功率冗余程度。光伏單元DC/DC控制控制策略如圖5所示。?P若網側電壓跌落造成微網功率缺額且根據式（7）計算出小于零，將混合儲能系統調整為恒壓控制，并通過切負荷減少微網負荷來達到功率平衡，按照微網負荷重要度來分，是先切除重要度較低的負荷，切除負荷大小可依據式（7）得?Pload Pload Pgrid max Ppv Phy max（10）3.4 基于變流器功率限值LVRT流程光儲荷直流微網系統LVRT控制目標是并網變流器限流、發出無功功率和穩定直流母線電壓，前兩個目標依據式（4）和式（5），通過并網變流器電流內環提供參考值和限值可以發出無功功率和防止變流器過流。在直流母線電壓控制方面，結合電壓分層規則和微網功率極限方程對應調整各單元運行控制模式來實現功率平衡穩定直流母線電壓。綜上研究內容可確定光儲荷直流微網系統LVRT控制流程如圖6所示。4 系統仿真4.1 仿真參數設置為驗證上述光儲荷直流微網LVRT控制策略的有效性和優勢，依據以上策略研究分析，因第一層運行狀態和正常運行狀態一致，不需要分析仿真結果，第二層需仿真驗證混合儲能控制策略可行性和優勢，第三層需仿真驗證結合微網功率極限狀態來抑制母線電壓波動的效果。利用MATLAB/Simulink仿真平臺搭建如圖1所示光儲荷直流微網系統模型，混合儲能選用鋰電池和超級電壓PWM DC DCPWM DC DCPIIsc-refIscUscIbatUbatPIIbat-refPIPIIbatIbat-refPIPIIscIsc-refUdcUdc-n恒壓控制參考功率控制參考功率控制PscPbatSC switchBat switch ?????圖 4 混合儲能控制策略Fig. 4 Control strategy of hybrid energy storagePWMMPPTDC DCPIPI恒壓控制模式MPPT 控制模式Upv DmppUdc Idc-refIpvUdc-nPV switchIpv ??圖 5 光伏發電單元控制策略Fig. 5 Control strategy of photovoltaic generation unit中國電力第 52 卷50器，具體仿真參數如表1所示。4.2 第二層策略仿真驗證1 kWm25 kW網側電壓跌落后，光儲荷直流微網進入第二層運行狀態，驗證通過混合儲能次序和條件控制策略來完成直流母線的恒壓作用，可以充分發揮超級電容器充放電能力。仿真設置在2 s時網側電壓跌落20，此時光照強度為，負載為，LVRT仿真結果如圖7所示。圖7a）中紅色和藍色實線分別代表網側電壓跌落后并網變流器輸出A相電壓和電流，A相電流波形表明通過內環參考電流控制實現了變流器限流。圖7b）中藍色和紅色實線分別代表網側電壓跌落時混合儲能有無次序條件控制下直流母線電壓變化情況。圖7c）中藍色和紅色實線分別代表了混合有無次序條件儲能控制下超級電容器的充放電功率變化。圖7d）中藍色和紅色實線分別代表了混合儲能有無次序條件控制下蓄電池充放電功率變化。由以上仿真結果分析可知，無次序條件的混合儲能控制對直流母線電壓波動控制影響較小，但對于蓄電池充放電功率影響較大，在超級電容器最大充放電功率可滿足微網功率平衡需求下，可以有效地減少蓄電池的充放電次數。4.3 第三層策略仿真驗證1 kWm2 5 kW第三層工作狀態對應于網側電壓跌落后直流微網功率冗余和缺額極限大于變流器功率限值兩種狀態，本文通過微網功率狀態方程可提前調整單元運行控制模式來實現微網功率平衡穩定直流母線電壓。首先針對微網功率冗余狀態，仿真設置在2 s時網側三相電壓跌落75，持續時間0.3 s，此時光照強度為，負載為，仿真結果如圖8所示。圖8a）中橙色、藍色、紅色、綠色和黑色曲線分別代表變流器輸出有功功率、無功功率、光伏、蓄電池和超級電容器輸出功率變化過程。在2 s時網側電壓跌落75，由微網功率極限方程計算出當下微網功率冗余超過并網變流器功率限值，將光伏及混合儲能單元都切換至恒壓控制，在恒壓控制的作用下光伏輸出功率減小，混合儲能通過充電減小微網的功率冗余。由并網變流器輸出無功變化曲線可知，在無功參考電流控制下可以發出相應的無功功率來支撐網側電壓。圖8b）中紅色和藍色曲線分別代表網側電壓跌落75時電壓分層控制策略和基于微網功率極限方程的直表 1 直流微網LVRT仿真參數Table 1 DC microgrid LVRT simulation parameters系統參數設定值直流母線電壓/V 800光伏額定輸出功率/kW 30容量/A·h 10電壓/V 3.8鋰電池最大充放電流/A 2.5鋰電池組排列方式串并 1004超級電容器電容/電壓 5 F/40 V超級電容器最大充放電流/A 1.2超級電容器組排列方式串并 104負荷總功率/kW 030負荷級數重要度 3級并網變流器輸出交流電壓/V 480并網變流器輸出額定電流/A 40開始結束計算無功參考電流計算有功參考電流限值通過參考電流控制發出無功功率不改變微網絡單元運行模式返回電壓分層第二層控制變流器限流措施YNYYN混合儲能系統控制切換指令流程PV switch切換至恒壓控制NY微網切負荷策略YNNU0.02Udc/Udc-n?1 0.05ΔP0Pgrid0圖 6 光儲荷系統低電壓穿越控制流程Fig. 6 LVRT control flow of DC micro-grid第 7 期 李妍等計及光儲荷特性的直流微網低壓穿越控制策略51流母線電壓變化過程，兩種策略下母線電壓波動對比可知基于微網功率極限方程可以更快地穩住微網直流母線電壓且將波動幅度降到最低。025 kWm2 30 kW對于微網功率缺額狀態，仿真設置在2 s時網側三相電壓跌落75，持續時間0.3 s，此時光照強度為，負載為，仿真結果如圖9所示。圖9a）中各條曲線對應各單元輸出功率與圖8a）一致，在2 s時網側電壓跌落75，由微網功率極限方程計算出當下微網功率缺額超過并網變流器功率限值，光伏單元保持MPPT模式運行，混合儲能裝置切換為恒壓控制，增加放電功率來減小微網功率缺額，再依據切負荷措施來減小微網負荷以保證微網功率平衡，穩定母線電壓。圖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 并網變流器輸出 A 相電壓電流1.5 2.0 2.5 3.0t/s750800850U dc/VUdc1 有次序控制；Udc2 無次序控制b 直流母線電壓波動對比c 超電容器充放電功率變化對比d 蓄電池充放電功率變化對比I/A1.5 2.0 2.5 3.0t/s?4?3?2?101234P/kWPsc1 有次序控制Psc2 無次序控制1.5 2.0 2.5 3.0t/s?10?50510P/kWPbat1 有次序控制Pbat2 無次序控制圖 7 基于混合儲能協調控制的LVRT仿真結果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 微網各單元輸出功率1.6 1.8 2.0 2.2 2.4 2.6 2.8 3.0t/s750800850900U dc/V電壓分層模式；基于微網功率極限狀態方程b 直流母線電壓波動對比Q/kVA圖 8 功率冗余大于變流功率限值LVRT仿真結果Fig. 8 Simulation results of LVRT with powerredundancy greater than converter power limita 變流器功率限值策略下微網各單元輸出功率b 直流母線電壓波動對比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電壓分層模式；基于微網功率極限狀態方程Pgrid；Qgrid；Ppv；Pbat；PscQ/kVA圖 9 功率缺額大于變流功率限值LVRT仿真結果Fig. 9 Simulation results of LVRT with power gapgreater than converter power limit中國電力第 52 卷52中紅色和藍色曲線分別代表網側電壓跌落75下電壓分層控制策略和基于微網功率極限狀態方程的直流母線電壓變化過程，通過仿真波形對比驗證了基于變流器功率極限狀態方程在功率缺額極限大于變流器功率限值工況下對直流母線電壓波動有更好的控制效果。5 結論本文提出了一種計及光儲荷特性的光儲荷直流微網系統LVRT控制策略，得出如下結論（1）在混合儲能控制方面建立了超級電容器和蓄電池運行模式切換次序和條件，最大化利用超級電容器充放電的能力，增加了蓄電池運行模式切換條件，有利于提高微網的經濟性。（2）網側電壓跌落導致微網功率冗余或缺額極限大于變流器功率限值工況下，通過微網功率極限狀態方程來提前調整各單元運行模式比電壓分層控制對直流母線電壓穩定速度更快且波動幅度更小，提高了直流微網的穩定性。（3）考慮混合儲能和微網功率極限狀態的LVRT控制策略不會影響直流微網正常運行控制方式，且對微網混合儲能容量優化配置有一定的參考作用，但還需要進一步通過硬件試驗或示范工程驗證。參考文獻丁明, 張穎媛, 茆美琴. 微網研究中的關鍵技術[J]. 電網技術,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