交直流微网PCC无缝切换控制策略研究
杨成海++张丽荣
[摘 要]对于以新能源发电为主的微网系统，直流微网以其显著优势成为微网技术新的研究方向。本文以风电直流微网为例，在分析直流微网构成的基础上，提出电压协调控制策略。该控制策略通过联网变流器确保在不同工况下微网内的有功功率平衡。通过对含永磁风电机组、储能蓄电池的直流微网的仿真分析，验证所提控制策略对直流微网的有效控制。
[关键词]直流微网 永磁同步风力发电 电压控制
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）24-0119-02
引言
由小型分布式电源与负荷构建的微网（Microgrid），在满足本地用户对电能质量和供电安全要求的同时，可减小大量分布式电源渗入对电力系统的影响[1-2]。在微网的各种微电源和储能系统中，除本身为直流电源的太阳能电池、燃料电池和蓄电池外，风力发电机、微型燃气轮机等电压或频率不稳定的交流电源联网时也需经过直流环节的转换。在微网中建立直流传输线，连接各微电源及储能系统而形成的直流微网，有利于各微电源间的优势互补与协调控制，从而提高供电质量、减小对主网的影响，已成为微网技术新的研究方向。
目前，对直流微网的结构、运行模式、控制方法等已有初步的理论研究。在微网的变流器协调控制方案中，采用主从控制方式时，一般需要主从控制器间的通信联系，整个系统对主单元有很强的依赖性，一旦通信失败，微网将无法正常工作。采用对等控制方式时，不需要通信，工作模式切换速度快，但各变流器需要统一的切换判据。而在直流微网中，直流电压是反映系统内功率平衡的唯一指标。控制直流电压稳定，就可以控制微电源、储能设备、负荷间的功率平衡，维持系统的稳定运行。
本文以风电直流微网为例，研究直流电压控制策略。首先，分析风电直流微网的结构;其次，分析各端电力电子变流器的控制方式。最后，为验证所提控制策略对直流微网系统的有效控制，基于MATLAB/ Simulink建立风电直流微网的系统模型，并在风速或负荷发生变化、蓄电池储能达到限定值等各种情况进行仿真研究。
1 风电直流微网的构成
联网型直流微网的典型结构如图1所示，主要由以下四部分组成：
（1）分布式发电单元：本文采用永磁直驱风力发电机组（PMSG），通过电压型PWM变流器W-VSC并入直流微网。W-VSC正常运行时工作于最大功率跟踪MPPT方式。
（2）储能单元：本文采用蓄电池储能（battery energy storage，BES），通过双向DC/DC变流器Bi-DC并入直流微网。微网正常联网运行时，蓄电池工作于充电状态或作为备用电源。
（3）负荷单元：直流负荷直接或通过DC/DC变流器接入直流微网，交流负荷通过电压型变流器L-VSC并入直流网络。
（4）并网变流器：直流微网通过电压型PWM变流器G-VSC并入交流主网。当直流微网联网正常运行时，G-VSC通过控制直流电压的稳定来确保直流微网内部有功功率平衡。但交流主网因短路故障造成交流电压跌落时，G-VSC将进入限流模式而失去直流电压的控制能力。
2 直流微网的电压控制策略
对于上述直流微网，控制系统的直流电压稳定是其稳定运行的关键。本文根据电压下垂特性利用联网变流器来控制直流电压以确保系统内的功率平衡，如图2所示，设定G-VSC控制直流电压的变化范围是0.98-1.02，风电机组进行最大风能捕获，蓄电池进行充电储能。各变流器独立工作，无需相互通信，从而简化了控制系统的复杂程度，提高了控制的实时性。图1中所示直流变量Vdc_G、Vdc_B、Vdc_WT及Vdc_L分别为G-VSC、Bi-DC、W-VSC及负荷侧直流电压。电流为正表示G-VSC向直流微网输入功率。下面具体介绍各直流端电力电子变流器的控制方式。
W-VSC进行MPPT控制。当将同步坐标系的d轴定向在定子磁链矢量上，并且忽略磁链的变化及定子电阻时，通过控制定子电流的d轴分量和q轴分量可分别控制PMSG的无功功率和有功功率。W-VSC采用双闭环控制结构，如图3所示内环为电流控制环，外环采用MPPT控制，通过转速反馈信号ωr来计算机组的有功输出参考指令P*opt，从而可得定子电流有功分量参考值。因采用定子磁链定向，所以定子电流无功分量参考值为零。
G-VSC控制直流电压稳定。G-VSC也采用双闭环矢量控制，内环为电流控制环，外环采用直流电压下垂控制。图2所示的直流电压-电流（V-I）下垂特性曲线表示为
（1）
式中，kG为下垂系数，kG=0.02/IG_max，IG_max为G-VSC直流侧电流最大值，直流电压参考值V*dc_G为1pu。
采用电网电压定向的矢量控制策略时，G-VSC在dq同步旋转坐标系下的有功功率以及直流侧功率可分别表示为
（2）
（3）
式中，Pg为G-VSC输出的有功功率，Vg、Igd分别为电网电压矢量、电网电流矢量的d轴分量，Pdc_G、Vdc_G和Idc_G分别为G-VSC直流侧功率、电压和电流。
根据功率守恒，联合式（2）和式（3）可知G-VSC交流侧电流和直流侧电流的关系为
（4）
由式（2）可知，通过控制电网电流的d轴分量可实现对G-VSC输出有功功率的控制，根据式（4）即可计算有功电流分量的给定值。本文采用单位功率因数控制，所以无功电流分量给定值为零。
BES单元进行恒流充电。为提高蓄电池的寿命，蓄电池能量管理系统负责将蓄电池的充放电功率和容量限制在一定的范围内。蓄电池储能容量的多少用荷电状态（state of charge，SOC）表示，本文选取SOC的额定范围为40%-80%。当SOC达到80%时，充电电流为零。
L-VSC要保证交流负荷的供电电压幅值和频率恒定。采用基于交流电压dq分量的定交流电压控制策略。对于无源负荷，没有电网电压进行矢量定向，L-VSC直接控制交流电压的幅值和频率，用于坐标变换的电压角度θs由恒定频率值ws给定，不再需要传统的锁相环。
3 仿真分析
为验证本文提出的电压分层协调控制策略的有效性，利用MATLAB/ Simulink仿真软件搭建了如图7所示的仿真系统，该系统包含2台30kW的永磁直驱风力发电机组，额定风速为12m/s，额定转速为75r/min，W-VSC的额定容量为60kW，仿真时风力发电系统视为等值机组。负荷L1、L2、L3、L4的平均容量为15kW，其中L1、L2为电阻型负荷，L3、L4为恒功率型交流负荷，均为380V/50Hz。L1、L2、L3、L4的优先级别依次升高。G-VSC额定容量为30kW。选择铅酸蓄电池作为储能元件，蓄电池额定电压为120V，额定容量为100A？h，Bi-DC额定容量为30kW。直流母线额定电压为400V。仿真结果中机组转速和电压均采用标幺值，选取直流母线电压为电压基值，转速基值为PMSG的额定转速。
如图8所示，仿真开始时，风速为8m/s，风机转速为0.98pu，风电机组的功率约为20kW。负荷L4和L2接入微网，总功率约为30kW。蓄电池处于充电状态，充电功率约为10kW，SOC初始值为79.8%并随着蓄电池充电增加。由于系统处于联网自由模式，主网向直流微网提供功率缺额约20kW，直流电压Vdc_G被G-VSC控制在约为0.99pu。第4s时风速突增至11m/s，永磁风电机组的发电功率从20kW增至约48kW，并且多于负荷和蓄电池的总需求，多余的8kW功率流向电网，如图8（e）所示。第6s时L3接入微网，10s时L1接入微网，12s时风速却减小至9m/s，14s时L2与微网断开，由图8（e、h）可以看出，G-VSC的输出功率做出相应的调整以满足网内功率平衡的需要。接近10s时，SOC达到了80%，蓄电池停止充电。
由图8可以看出，联网模式下随着风速和负荷的变化，G-VSC根据下垂特性调节直流微网与交流主网的功率交换量，维持系统直流电压在0.98-1.02之间，而储能系统完成充电后处于备用状态。
4 结论
本文首先给出了风电直流微网的组成结构，然后提出了适用于联网型直流微网的电压协调控制策略，最后在MATLAB/Simulink环境下搭建了风电直流微网仿真模型。直流电压作为系统稳定运行的重要判据，当风速或负荷变化等情形导致微网内功率失衡时，根据直流电压的变化，联网变流器自动对直流电压进行调节，控制效果好。
参考文献
[1]钱科军，袁越，石晓丹，等.分布式发电的环境效益分析[J].中国电机工程学报，2008，28（29）：11-15.
[2]Hatziargyriou N，Asano H，Iravani R，et al.Microgrids[J].IEEE power and energy magazine，2007，5（4）：78-94.
