非重要负载连续可调的直流微电网离、并网统一协调控制方法

摘要

非重要负载连续可调的直流微电网离、并网统一协调控制方法，涉及直流微电网控制领域。解决了直流微电网系统中的可控单元较多且分散的问题。本发明提出的直流微电网协调控制方法通过不同等级的直流母线电压建立系统各单元运行模式的统一切换判据，目的是在不采用高速通讯线的前提下实现直流微电网的快速协调控制，并在加入非重要负载连续可调控制的基础上实现系统离、并网运行模式的统一控制；即使交流电网发生故障，系统也可自动切换到相应的离网运行模式，同时在系统内能量不足时通过非重要负载降功率操作使负载变换器参与到稳定直流母线电压的环节中，不仅增加了系统的灵活性，也提高了系统稳定运行区间。本发明适用于直流微电网的协调控制。

说明书

技术领域

本发明涉及直流微电网控制领域。

背景技术

微电网具有低碳环保、可控程度高等特点。一方面，微电网将分散的不同种类的分布式 发电组成供电系统并向本地负载进行供电，可以提高分布式发电的利用效率；另一方面，微 电网与大电网之间的能量交换可控，可以减少大量分布式发电分散接入电网产生的不利影响。 根据微电网系统中母线的类型，可以将微电网分为交流母线型、交直流混合母线型和直流母 线型微电网三类。

相对于交流微电网，直流微电网结构简单、能源利用效率高，并随着直流用电设备的日 益增多而受到关注。直流微电网运行过程中不存在交流微电网中频率、相位同步问题，控制 相对容易；没有无功功率流动，电能质量好；电力电子转换环节少，系统可靠性高。目前， 直流微电网的协调控制归纳起来主要有主从控制和对等控制两大类。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。采用对等控制方式 时，不需要各单元间的快速通信，系统各单元可实现“即插即用”，但各单元的运行模式需要 统一的切换判据。

鉴于直流微电网系统中的可控单元较多且分散，为确保其可靠和稳定运行，对不同工况 下以及电网扰动下各单元的协调控制策略还需深入探讨。

发明内容

本发明为了解决直流微电网系统中的可控单元较多且分散的问题，通过母线电压信息建 立系统各单元运行状态切换判据，同时为提高系统的稳定运行区间，提出了一种非重要负载 连续可调的直流微电网离、并网统一协调控制方法。

本发明提出的非重要负载连续可调的直流微电网离、并网统一协调控制方法是通过以下 步骤实现的：

步骤一、确定直流母线电压等级范围，将负载分为重要负载和非重要负载，由光伏发 电单元DGs、储能单元BEs、并网变换器GCC和非重要负载变换器NLC、负载组成低压直 流微电网系统，并根据上述各单元和变换器的特点确定各单元和变换器的运行状态；

步骤二、在确定系统内各单元和变换器的运行状态以及直流母线电压等级范围后，将 直流母线电压在设定值的基础上分为五个不同电压等级，分别对应五个系统运行模式，并在 每个电压等级下选定一个单元或变换器进行稳定母线电压调节；

所述的五个不同电压等级分别对应的五个系统运行模式为：模式I、模式II、模式III、 模式IV和模式V；

所述模式I中，光伏发电单元DGs工作在恒压下垂模式下，储能单元BEs工作在限流充 电或停机模式下，并网变换器GCC工作在限流或停机模式下，非重要负载变换器NLC工作 在正常模式下；

所述模式II中，光伏发电单元DGs工作在最大功率跟踪或停机模式下，储能单元BEs 工作在限流充电或停机模式下，并网变换器GCC工作在并网逆变模式下，非重要负载变换器 NLC工作在正常模式下；

所述模式III中，光伏发电单元DGs工作在最大功率跟踪或停机模式下，储能单元BEs 工作在恒压下垂模式下，并网变换器GCC工作在限流或停机模式下，非重要负载变换器NLC 工作在正常模式下；

所述模式IV中，光伏发电单元DGs工作在最大功率跟踪或停机模式下，储能单元BEs 工作在限流充电或停机模式下，并网变换器GCC工作在并网整流模式下，非重要负载变换器 NLC工作在正常模式下；

所述模式V中，光伏发电单元DGs工作在最大功率跟踪或停机模式下，储能单元BEs 工作在限流或停机模式下，并网变换器GCC工作在限流或停机模式下，非重要负载变换器 NLC工作在降功率模式下；

步骤三、将光伏发电单元DGs稳定直流母线电压应用在系统运行模式I中，将并网变 换器GCC稳定直流母线电压应用在系统运行模式II和模式IV中，将储能单元BEs稳定直流 母线电压安排在系统运行模式III中，将非重要负载变换器NLC稳定直流母线电压应用在系 统运行模式V中；

步骤四、确定系统五个运行模式的离、并网状态，在系统并网模式中，并网变换器GCC 在系统运行模式I、模式II和模式III进行并网逆变，在系统运行模式III、模式IV和模式V 进行并网整流，系统离网模式则包括模式I、模式III和模式V；

步骤五、确定系统五个运行模式的切换关系，其中，系统运行模式I与模式II相互切 换，模式III分别与模式I、模式II、模式IV和模式V相互切换，模式V与模式IV相互切换；

步骤六、根据步骤二中确定的各单元和变换器的运行状态，分别对光伏发电单元DGs、 储能单元BEs、并网变换器GCC和非重要负载变换器NLC的工作状态进行控制；

步骤七、将步骤六中对光伏发电单元DGs、储能单元BEs、并网变换器GCC和非重要 负载变换器NLC的工作状态进行控制的方法按照步骤四所述的五个运行模式的离、并网状态 以及步骤五所述的五个运行模式的切换关系应用到直流微电网系统中。

有益效果：本发明提出的直流微电网协调控制方法通过不同等级的直流母线电压建立系 统各单元运行模式的统一切换判据，其目的是在不采用高速通讯线的前提下实现直流微电网 的快速协调控制，并在加入非重要负载连续可调控制的基础上实现系统离、并网运行模式的 统一控制；即使交流电网发生故障，系统也可自动切换到相应的离网运行模式，同时，在系 统内能量不足时通过非重要负载降功率操作使负载变换器参与到稳定直流母线电压的环节 中，不仅增加了系统的灵活性，也提高了系统稳定运行区间。

附图说明

图1为具体实施方式一中步骤二和步骤四所述的将直流母线电压在设定值的基础上分为 五个不同电压等级的系统母线电压及系统离、并网运行模式示意图；

图2为具体实施方式一中步骤五所述的五个系统运行模式切换关系示意图；

图3为具体实施方式二所述的光伏发电单元DGs的工作状态控制方法框图；其中，U_PV和I_PV分别为光伏阵列的输出电压和电流，U^*_PV为MPPT控制器产生的光伏阵列参考给定电 压，U_DC和I_DCD分别为直流母线电压和光伏发电单元变换器输出电流，U^*_DC和I^*_DCD分别为 光伏发电单元变换器给定参考电压和给定参考电流，K为下垂控制系数，CVD表示恒压下垂 模式。

图4为具体实施方式三所述的储能单元BEs的工作状态控制方法框图；其中，U_DC和I_DCB分别为直流母线电压和储能单元变换器母线侧输出/输入电流，I_BES和I^*_BES分别为储能单元中 蓄电池侧输出/输入电流和给定参考电流值，U^*_DC为储能单元变换器给定参考电压，K为下垂 控制系数。

图5为具体实施方式四所述的并网变换器GCC的工作状态控制方法框图；其中，U_DC为 直流母线电压，U^*_DCH和U^*_DCL分别为直流母线电压参考上限和下限值，Sinθ为PLL同步正 弦信号，I^*_ac为并网变换器电压外环产生的电流内环幅值参考信号，i^*_ac为经过PLL同步后的 正弦电流给定参考信号，i_ac为并网变换器交流电网侧电流，u_ac为交流电网电压，PLL为电网 电压锁相环。

图6为具体实施方式五所述的非重要负载变换器NLC的工作状态控制方法框图；其中， U_DC为直流母线电压，U_o和U^*_o分别为非重要负载变换器输出电压和输出电压参考给定值， I_o和I^*_o分别为非重要负载变换器输出电流和输出电流参考给定值，U^*_NLC为非重要负载变换 器母线侧输入电压给定参考值。

图7-图9均为本发明所述的非重要负载连续可调的直流微电网离、并网统一协调控制方 法的仿真验证结果；U_DC为直流母线电压，P_DG1为第一台光伏发电单元发出的功率，P_DG2为 第二台光伏发电单元发出的功率，P_BES为储能单元发出或吸收的功率，P_GCC为并网变换器发 出或吸收的功率，P_Load为负载消耗功率，其中，图7中模拟仿真了模式I、模式II和模式III 的运行状态，图8中模拟仿真了模式III、模式IV和模式V的运行状态，图9中模拟仿真了 模式I、模式III和模式V的运行状态。

具体实施方式

具体实施方式一、结合图1和图2说明本具体实施方式，本具体实施方式所述的非重要 负载连续可调的直流微电网离、并网统一协调控制方法是通过以下步骤实现的：

步骤一、确定直流母线电压等级范围，将负载分为重要负载和非重要负载，由光伏发 电单元DGs、储能单元BEs、并网变换器GCC和非重要负载变换器NLC、负载组成低压直 流微电网系统，并根据上述各单元和变换器的特点确定各单元和变换器的运行状态；

步骤二、在确定系统内各单元和变换器的运行状态以及直流母线电压等级范围后，将 直流母线电压在设定值的基础上分为五个不同电压等级，分别对应五个系统运行模式，并在 每个电压等级下选定一个单元或变换器进行稳定母线电压调节；

所述的五个不同电压等级分别对应的五个系统运行模式为：模式I、模式II、模式III、模 式IV和模式V；

所述模式I中，光伏发电单元DGs工作在恒压下垂模式下，储能单元BEs工作在限流充 电或停机模式下，并网变换器GCC工作在限流或停机模式下，非重要负载变换器NLC工作 在正常模式下；

所述模式II中，光伏发电单元DGs工作在最大功率跟踪或停机模式下，储能单元BEs 工作在限流充电或停机模式下，并网变换器GCC工作在并网逆变模式下，非重要负载变换器 NLC工作在正常模式下；

所述模式III中，光伏发电单元DGs工作在最大功率跟踪或停机模式下，储能单元BEs 工作在恒压下垂模式下，并网变换器GCC工作在限流或停机模式下，非重要负载变换器NLC 工作在正常模式下；

所述模式IV中，光伏发电单元DGs工作在最大功率跟踪或停机模式下，储能单元BEs 工作在限流充电或停机模式下，并网变换器GCC工作在并网整流模式下，非重要负载变换器 NLC工作在正常模式下；

所述模式V中，光伏发电单元DGs工作在最大功率跟踪或停机模式下，储能单元BEs 工作在限流或停机模式下，并网变换器GCC工作在限流或停机模式下，非重要负载变换器 NLC工作在降功率模式下；

步骤三、将光伏发电单元DGs稳定直流母线电压应用在系统运行模式I中，将并网变 换器GCC稳定直流母线电压应用在系统运行模式II和模式IV中，将储能单元BEs稳定直流 母线电压安排在系统运行模式III中，将非重要负载变换器NLC稳定直流母线电压应用在系 统运行模式V中；

步骤四、确定系统五个运行模式的离、并网状态，在系统并网模式中，并网变换器GCC 在系统运行模式I、模式II和模式III进行并网逆变，在系统运行模式III、模式IV和模式V 进行并网整流，系统离网模式则包括模式I、模式III和模式V；

步骤五、确定系统五个运行模式的切换关系，其中，系统运行模式I与模式II相互切 换，模式III分别与模式I、模式II、模式IV和模式V相互切换，模式V与模式IV相互切换；

步骤六、根据步骤二中确定的各单元和变换器的运行状态，分别对光伏发电单元DGs、 储能单元BEs、并网变换器GCC和非重要负载变换器NLC的工作状态进行控制；

步骤七、将步骤六中对光伏发电单元DGs、储能单元BEs、并网变换器GCC和非重要 负载变换器NLC的工作状态进行控制的方法按照步骤四所述的五个运行模式的离、并网状态 以及步骤五所述的五个运行模式的切换关系应用到直流微电网系统中。

本实施方式所述的直流微电网协调控制方法通过不同等级的直流母线电压建立系统各单 元运行模式的统一切换判据，其目的是在不采用高速通讯线的前提下实现直流微电网的快速 协调控制，并在加入非重要负载连续可调的基础上实现系统离、并网运行模式的统一控制。

本实施方式中，直流微电网系统中各单元的运行状态具体为：光伏发电单元DGs可工作 在最大功率跟踪和恒压下垂两个模式，并网变换器GCC可工作在并网逆变和并网整流及限流 模式，储能单元BEs可工作在充电、放电及限流模式，非重要负载变换器NLC可工作在额定 功率和降功率两个模式。

根据负载的重要性，将负载分为重要负载和非重要负载，如加热、照明等非紧急供电设 备可作为非重要负载；

由于直流微电网通过公共直流母线连接至各发电单元和用电单元，那么，直流母线电压 可作为系统运行模式切换的统一判据，当系统运行在不同模式下时，内部各单元可依照对应 控制方法发出或吸收能量，本发明根据系统中的发电单元种类、运行模式特点及非重要负载， 提出带有五种母线电压等级区分度的直流微电网离、并网统一协调控制方法，下式给出了系 统内各单元在不同时段稳态运行时的能量供需关系：

      ${\int }_{t_0}^{t_5}{P}_{\mathrm{Load}1}\left(t\right)\mathrm{dt}+{\int }_{t_0}^{t_5}{P}_{\mathrm{Load}2}\left(t\right)\mathrm{dt}={\int }_{t_0}^{t_5}{P}_{\mathrm{DGs}}\left(t\right)\mathrm{dt}+{\int }_{t_0}^{t_5}{P}_{\mathrm{BES}}\left(t\right)\mathrm{dt}+{\int }_{t_0}^{t_2}{P}_{\mathrm{GCC}}\left(t\right)\mathrm{dt}+{\int }_{t_3}^{t_5}{P}_{\mathrm{GCC}}\left(t\right)\mathrm{dt}---\left(1\right)$      

其中，P_Load1(t)、P_Load2(t)分别为重要和非重要负载消耗功率，P_DGs(t)为光伏发电单元发 出功率，P_BES(t)、P_GCC(t)分别为储能单元和并网变换器发出或消耗功率，t₀～t₅为五种不同母线 电压等级对应的系统五个模式对应的运行时间。

在以上分析的基础上，所提出的基于五种不同母线电压等级的系统协调控制方法如图1 所示，依照系统母线电压五种不同电压等级将系统运行划分为五种模式，系统中光伏发电单 元、储能单元、并网变换器和非重要负载变换器可在各模式中以设定电压值分别担任稳定直 流母线电压的任务。当参与稳压的单元进入电流型状态或发生故障时，母线电压将发生下降 或上升，从而进入另一个电压等级，此时母线电压由下一个单元稳定。

从公式1和图1系统运行模式的分类可以看出，系统内各单元的能量变化会打破系统稳 态运行时能量平衡关系，主要表现在负载消耗能量发生变化、光伏发电单元发出能量因光照 大或温度变化改变、蓄电池因荷电状态导致充放电功率发生变化以及并网变换器达到容量极 限或交流电网发生故障等。母线电压会因此上升或下降，各单元则根据预设状态改变控制策 略，使系统进入下一个运行模式。

本具体实施方式详细说明了系统五种运行模式中各单元的工作状态，充分考虑了不同单 元的工作特点，当并网变换器侧发生故障时，系统能平稳切换至下一离网状态，考虑到极端 运行情况，在电网故障、蓄电池电能不足、光伏阵列发出能量不足同时出现时，非重要负载 变换器实施降功率运行，保证系统可为重要负载持续供电。

具体实施方式二、结合图3说明本具体实施方式，本具体实施方式与具体实施方式一所 述的非重要负载连续可调的直流微电网离、并网统一协调控制方法的区别在于，步骤六中所 述的对光伏发电单元DGs的工作状态进行控制的方法具体为：

当光伏发电单元DGs工作在最大功率跟踪模式时，最大功率跟踪控制器MPPT获取当前 光伏阵列的电压、电流值后，得到光伏阵列的给定参考电压U^*_PV，并与其采样值U_PV作差后 送入电压PI调节器进而得到相应PWM信号驱动变换器开关管工作；

当光伏发电单元DGs工作在恒压下垂模式时，此时直流母线电压由多个光伏发电单元共 同稳定；在电压闭环控制中加入下垂控制后经过电流限幅后可得到变换器的电流给定信号。 光伏发电单元DGs的两种工作状态的切换由当前直流母线电压决定。

具体实施方式三、结合图4说明本具体实施方式，本具体实施方式与具体实施方式一所 述的非重要负载连续可调的直流微电网离、并网统一协调控制方法的区别在于，步骤六中所 述的对储能单元BEs的工作状态进行控制的方法具体为：

当蓄电池单元工作在充放电状态时，其控制方法中的电压外环发挥作用，并类似于光伏 发电单元的恒压控制，同样加入了下垂控制，SOC管理模块用于防止蓄电池过充、过放并参 考蓄电池最大充放电功率设定限流环最大值，SOC管理模块可依照蓄电池SOC状态对充放电 进行管理，并在蓄电池单元运行在限流充放电状态时产生一个电流指令作为电流环给定，同 时设置限流环为零，使电压外环失效。

具体实施方式四、结合图5说明本具体实施方式，本具体实施方式与具体实施方式一所 述的非重要负载连续可调的直流微电网离、并网统一协调控制方法的其别在于，步骤六中所 述的对并网变换器GCC的工作状态进行控制的方法具体为：

根据直流母线电压与电压给定值使并网变换器GCC工作在逆变和整流两个状态，包括外 环控制和内环控制，外环控制用于稳定直流母线电压，在母线电压高于设定值U^*_DCH时，两 者的差值大于0，并网变换器GCC工作在逆变模式；在母线电压低于设定值U^*_DCL时，两者 的差值小于0，并网变换器GCC工作在整流模式；内环为并网电流环，电网电压锁相环PLL 可实时跟踪电网相位、频率，其中限流环可根据变换器的实际容量限制并网变换器单元并网 最大电流并可接收直流微电网系统的限流指令进行限流运行。

具体实施方式五、结合图6说明本具体实施方式，本具体实施方式与具体实施方式一所 述的非重要负载连续可调的直流微电网离、并网统一协调控制方法的区别在于，步骤六中所 述的对非重要负载变换器NLC的工作状态进行控制的方法具体为：

系统运行在模式I至IV时，母线电压高于设定值U^*_NLC，图6中的下侧控制环路无输出， 非重要负载变换器NLC输出电压稳定在设定值U^*_o，非重要负载以额定功率运行；当光伏发 电单元DGs、储能单元BEs和并网变换器GCC发出的能量均不足时，直流母线电压降低， 此时下侧控制环路发生作用，促使非重要负载变换器NLC输出功率下降，进而达到维持系统 能量平衡的目的，并可将母线电压维持在U^*_NLC，同时，通过限幅器使降功率运行工作点控制 在非重要负载允许的最低工作电压点上，非重要负载的降功率运行在提高系统的运行空间的 同时，实现了平滑连续的减载操作。

图7为本发明所提的直流微电网离、并网统一运行协调控制策略中并网运行仿真结果， 其中包含了运行模式I、II、III。开始时，两个光伏发电单元运行在MPPT模式，储能单元运 行在放电模式，并将母线电压稳定在400V，系统处于模式III。之后，光伏发电单元发出能 量增加，储能单元限流充电，在母线电压达到410V时，并网变换器稳定母线电压并将多余 能量馈入电网，系统进入模式II。当负载消耗功率下降，并网变换器进入限流逆变状态时， 母线电压继续上升，达到420V时，光伏发电单元进入恒压下垂模式稳定直流母线电压，系 统进入模式I。

图8为本发明所提的直流微电网离、并网统一运行协调控制策略中并网运行仿真结果， 其中包含了运行模式III、IV、V。开始时，储能单元工作恒压下垂状态，吸收多余能量充电， 并将母线电压稳定在400V，系统处于模式III。在光伏发电单元和储能单元发出的能量之和 不足以供给负载时，母线电压开始发生下降，在达到390V时，并网单元开始工作，系统进 入模式IV。在光伏发电单元发电继续减少，储能单元停机、并网单元达到容量极限时，母线 电压进一步发生下降，在达到380V时，非重要负载变换器稳定母线电压，相应的，系统进 入模式V。

图9为本发明所提的直流微电网离、并网统一运行协调控制策略中离网运行仿真结果， 其中包含了运行模式I、III、V。开始时，母线电压由光伏发电单元稳定，系统处于模式I。 之后重要负载消耗功率增加，光伏发电单元发出能量不足，进入MPPT状态，储能单元开始 放电并稳定直流母线电压在400V左右，系统进入模式III。当重要负载消耗能量继续增加， 储能发出能量达到最大放电功率限制进入限流放电状态时，母线电压发生下降，达到380V 后，非重要负载进入降功率运行并稳定直流母线电压，系统进入模式V。在该运行过程中， 由于没有并网变换器的参与，系统可自动跳过模式II和IV。