摘要：针对直流微电网互联变换器提出一种能根据两端直流母线电压判断自身传输功率方向与大小的智能控制策略。该策略首先将两个直流微电网之间的互联变换器作为微电网潮流控制器(Microgrid Power Flow Controller, MPFC)来控制互联线路上的潮流。然后提出一种微网自适应功率下垂控制方法使MPCF与分布式储能协同控制直流母线电压。最后使用Matlab/Simulink仿真验证该控制方法能够有效提高系统的稳定性和效率，并且能够减小因不需要的功率流动所带来的功率损耗及储能的充放电次数。
关键词：直流微电网；微电网潮流控制器；分布式储能；智能控制；自适应下垂控制
0 引言
随着可再生能源发电技术、电力电子技术的不断发展和直流负荷的不断增多，直流微电网的概念被提出。直流微电网是由分布式发电系统、储能系统和电力电子变换器所构成的电网结构，相比于交流电网其在接入新能源发电系统、储能系统、直流负荷时减少了电压转换环节和损耗；受控量相对较少，可靠性更高；不需进行频率、无功功率控制和谐波补偿[1]。
直流微电网的发展必定会朝拓扑复杂化、线路冗余化方向发展，直流微电网潮流控制策略的研究也就变得十分必要。文献[2]提出用变流器控制层、母线控制层以及调度管理层的3层控制结构来控制母线电压，其有效增强直流微电网的稳定性但未考虑微电网互联的情况；文献[3]提出一种可以根据交直流混合微电网某一侧“占优”来控制另一侧母线电压的控制策略，但其没有给出“占优”的判断依据；文献[4]提出使用直流断路器或高频隔离双向DC/DC变换器互联直流微电网，前者成本低、损耗小但不可变换电压；后者可变换电压、电气隔离、控制潮流，但其没有进一步探讨互联时的控制策略。文献[5]提出用高低压直流母线电压标幺值之比s决定潮流控制器工作状态，但该方法降低了系统的稳定性。文献[6]提出现有直流潮流控制器主要有可变串联电阻器、串联电压源、直流变压器3种，前两者分别存在增加损耗和需要外部电源的缺点，故提出一种能够灵活调节功率的双有源桥拓扑的直流变压器，但其控制策略需要一条额外的直流线路。
本文在此基础上提出将直流微电网互联变换器作为潮流控制器，并给出一种智能自适应下垂控制策略，使潮流控制器能够与原分布式储能协同控制直流母线电压，最终提高整个微电网系统的稳定性。
1 直流微电网互联典型拓扑
图1给出了直流微电网互联拓扑图，每个直流微电网都有独立的发电单元、分布式储能单元和负荷单元，其中发电单元包括风力、光伏等，负荷单元包括直流负荷和交流负荷[7-9]，两直流微电网之间由高频隔离双向DC/DC变换器互联。PPV、PW分别为光伏电池和风力发电机输入直流母线的功率；PLoad1、PLoad2为直流母线端流向直流负荷和交流负荷的功率；Pb为储能单元的充放电功率，P为两微电网交换的功率，Pb与P以流入母线方向为正。
图1 带潮流控制器直流微电网结构图
Fig. 1 Structure of DC microgrid with power flow controller
2 系统控制策略
2.1 基于电容电压检测的功率控制原理分析
图2为左侧直流微电网母线等效电路图，母线电压与母线上传输功率关系如式(1)所示[10]。
图2 直流母线等效电路图
Fig. 2 Equivalent circuits of the DC microgrid
(1)
由此可以得到
(2)
式中：Δp为
时刻系统不平衡功率瞬时值；t0为常数量；C1为对地等效电容值；udc(t)为t时刻母线电压值。
由式(2)可知当t0足够小时，Δp与t和t-t0时刻的瞬时电压平方的变化斜率值成正比关系[11]。则可得负荷与发电单元之间不平衡功率的平均值
为
(3)
式中：pb11、pb12、p13分别为时刻储能单元、潮流控制器与母线交换功率瞬时值。
由式(2)、式(3)可知，负荷单元与发电单元之间不平衡功率的平均值等于t时刻平衡功率的瞬时值、储能与潮流控制器和母线交换功率瞬时值之和。在此采用一致平均法，通过测量所得的各储能点和潮流控制器的电压和输出功率构建一个稀疏的信息交流网络，再进行一致性计算获得全网的一致性响应，最终可得此时所需的总补偿功率ΔP和平均SOC。此方法可实现“即插即用”，且任意一条信息通道受阻，不会影响一致性结果和整个系统的稳定性[12-13]。
2.2 直流微电网分层控制策略
为保证直流母线电压稳定、提高新能源发电的功率利用率、减少多余功率调度带来的损耗。故采用潮流控制器和本侧储能协同控制本侧直流母线电压，潮流控制器调度对侧储能来控制本侧直流母线电压，发电单元稳压控制或按优先级依次切除负载的多重后备电压分层控制策略[14-17]。设定直流母线上允许电压波动范围为0.95Udc_ref到1.05Udc_ref，储能双向DC/DC变换器和潮流控制器的工作阀值电压分别为0.98Udc_ref和1.02Udc_ref [18]，图3给出了分层控制策略与直流微电网电压的关系图。
图3 直流微电网分层控制示意图
Fig. 3 Schematic of hierarchical control of the DC microgrid
第I层区：储能和潮流控制器工作于充电模式吸收多余功率，调节直流母线电压；第II层区：闭锁储能和潮流控制器；第III层区：储能和潮流控制器工作于放电模式补偿缺额功率，调节直流母线电压；第IV层区：ΔP<0且储能与潮流控制器因充电饱和退出运行，发电单元由MPPT模式变为稳压模式运行；第V层区：ΔP>0且储能与潮流控制器因储存容量不足退出运行，此时按优先级切除负载。
2.3 潮流控制器智能控制策略
2.3.1潮流控制器工况
为实现潮流控制器与储能协同控制电压，同时优先进行本地储能调度以提高系统的效率，减小微电网间多余功率交换所带来的功率损耗，则设置其阀值电压也为0.98Udc1_ref、0.98Udc2_ref、1.02Udc1_ref和1.02Udc2_ref，故其有如表1所示的9个工况。
工况1：当左侧(右侧)出现ΔP1<0(ΔP2<0)进入第I层区且储能裕度不足时，潮流控制器调度右侧(左侧)分布式储能储存功率稳定左侧(右侧)直流母线电压，则右侧(左侧)也进入第I层区。
工况2：左侧ΔP1<0位于第I层区且储能仍有裕度工作于充电模式，右侧处于第II层区。此时潮流控制器可将右侧作为等效储能与左侧分布式储能共同控制左侧直流母线电压，同时保证右侧直流母线电压始终保持在0.98Udc2_ref<Udc2<1.02Udc2_ref。即左侧储能仍有裕度的情况下，潮流控制器只对右侧直流母线对地电容储存功率和负荷与发电单元之间不平衡功率进行调度而不调度右侧储能储存功率。
表1 潮流控制器工况
Table 1 Working condition of power flow controller
工况3：左侧ΔP1<0处于第I层区且储能工作于充电模式，右侧ΔP2>0处于第III层区且储能工作于放电模式。当微电网处于第I层区时，即使母线电压继续升高仍有发电单元稳压控制这一后备级电压控制方式，而工作于第III层区时，如果电压持续跌落只能够切除负载。综合考虑，为减小对负载的影响，提高系统稳定性，故定义潮流控制器控制优先级为第III层区>第I层区>第II层区。故此时潮流控制器将左侧等效为储能与右侧储能协同控制右侧电压，同时保证0.98Udc1_ref<Udc1<1.05Udc1_ref。因未对左侧电压进行控制，当|ΔP1|<|ΔP2|时，其会进入工况6，左侧储能退出运行，当|ΔP1|>|ΔP2|则会保持在工况3，即右侧分布式储能仍有裕度的情况下，左侧分布式储能始终不参与补偿右侧不平衡功率。
工况5：左右侧都处于第II层区，储能与潮流控制器闭锁。
工况6：左侧处于第II层区，右侧ΔP2>0处于第III层区且储能工作于放电模式。此时潮流控制器将左侧等效为储能与右侧储能共同调控右侧直流母线电压，同时保证0.98Udc1_ref<Udc1<1.02Udc1_ref。
工况9：左侧(右侧)出现ΔP1>0(ΔP2>0)且左侧(右侧)分布式储能裕度不足，此时潮流控制器调度右侧(左侧)储能储存功率稳定左侧(右侧)直流母线电压，使右侧(左侧)也进入第III层区。
工况4、7、8分别与工况2、3、6相同。可以看出，潮流控制器可根据两侧状态智能选择一侧等效为储能，并与另一侧实际储能协同控制另一侧电压，故潮流控制器与储能系统的控制策略基本近似。
2.3.2 潮流控制器等效储能控制策略
对于一般储能的储存容量与其SOC正相关，超级电容的SOC可表示为
(4)
式中：Usc_max和Usc_min分别为超级电容工作电压的最大值和最小值。
由式(1)可知直流母线电压值与其不平衡功率直接相关。故由表2所给出的各工况下非受控端电压的上下限要求，可得在某一时刻在将非受控端直流微电网等效为超级电容的等效SOC为
(5)
式中：udc_nc为非控制侧实际工作电压；USOC_min为非控制侧允许工作下限电压；USOC_max为非控制侧允许工作上限电压。
2.4 基于SOC的潮流控制器与储能的自适应下垂系数协同控制策略
2.4.1直流微电网等效储能
在多储能直流微电网中采用下垂控制，同时为防止过充和过放，要求0.2<SOC<0.8[19]。将其推广至等效储能中，式(6)给出了右侧直流微电网作为等效储能的SOC。当左侧分布式储能仍有裕度补偿不平衡功率，为减小远距离功率调度所带来的损耗，优先进行本地功率平衡，故此时右侧分布式储能不参与功率补偿，右侧的等效储能SOC13只与udc2有关，其值为SOCe。而当左侧储能退出运行，为提高系统稳定性，右侧储能仍有裕度时潮流控制器要调度右侧储能承担左侧不平衡功率，则设置此时的右侧等效储能SOC为右侧分布式储能SOC的平均值ASOC2，使右侧微电网能进入第I或III层区。
(6)
式中：ASOC1和ASOC2分别为左和右侧分布式储能SOC的平均值。
2.4.2多储能基于SOC自适应功率协同控制策略
考虑阀值电压，常规下垂控制应该满足
(7)
式中：mz为所有储能等效总储能的下垂系数；Ibz为等效总储能输出电流。
mz设定要求为最大功率输出时电压偏差不超过允许值的常数，而在直流微电网互联时，其传输功率变化范围较大，则其可能导致输出功率较小时母线电压偏差过小而在阀值电压附近波动，故在此提出一种自适应于输出功率和工作储能个数的下垂系数控制方法。同时采用基于SOC的改进下垂控制来防止储能过充或过放及减小突然退出对母线电压造成的冲击，下垂系数如式(8)所示。
(8)
式中：m0为均一化下垂系数；p和n为影响SOC均衡速率的常数量。
此时下垂系数值与SOC的幂指数值有关，其在保证系统稳定性的同时，可以使在SOC全变化范围内的均衡速度相较于常规SOC下垂控制更快[20]。由式(3)所得的所需补偿ΔP的大小和Udc允许工作电压取值为0.95~0.98Udc_ref和1.02~1.05Udc_ref，可以得到的此时下垂系数值mz的最大值为
(9)
式(10)给出了总储能下垂系数mz与各分布式储能和等效储能的下垂系数mj的关系。
(10)
式中，z为工作中的储能和等效储能个数。
取
的边界值可得的电压工作于允许范围内mz最大值为
(11)
此时m0范围为
(12)
将式(12)的最大值直接代入式(8)即可得到每一个储能的下垂系数值，此时求得的下垂系数既可以保证电压波动不会偏大超过允许范围，也不会过小导致其波动值不断穿越阀值电压，还可以保证其功率分配按照储能SOC值分配。
3 仿真验证及分析
为了验证所提出的智能下垂控制策略，使用Matlab按图1微电网结构图搭建了仿真模型，具体仿真参数如表2所示。图4给出了两直流微电网在不同工况下的不平衡功率值。
1) 潮流控制器工况
工况2(0~0.04 s)：由图5给出的直流微电网的电压波形可知，0时刻左侧电压为405 V，右侧为750 V，两侧都为工作第II层区，由图2知，左侧直流微电网在0时刻突增ΔP1=-1.5 kW，左侧电压开始上升至408 V进入第I层区，左侧储能和潮流控制器同时动作。如图6(a)所示，0时刻ib11、ib12和i13上升，其电流分配按SOCb11=70%，SOCb12=30%和式(5)给出的SOC13=50%代入式(8)所得到mb11、mb12和m13。同时由图5可以看出，udc2因吸收功率而上升，SOC13同时上升，i13不断减小，在0.01 s左右时SOC13达到限定最大值80%，即右侧电压上升至759 V，潮流控制器退出运行，i13也迅速减少到0，而ib11和ib12会迅速上升，即ΔP1由b11和b12共同承担。0.01~0.04 s左侧电压始终保持在第I层区范围，而右侧母线电压为759 V不变，其电压始终保持在第II层区范围，右侧储能不动作。
表2 仿真参数表
Table 2 Table of simulation parameters
工况6(0.04~0.08 s)：0.04 s时突增ΔP2=5 kW，图5可以看出，udc2由759 V开始下降至735 V，其由第II层区进入由第III层区，右侧储能动作，同时潮流控制器经过工况2和工况3最后稳定于工况6，udc1则最后稳定于400 V左右，处于工作第II层区，此时充分利用ΔP1补偿ΔP2，实现左侧储能不动作的同时减小右侧储能放电功率。0.08 s时左侧ΔP1由-1.5 kW突变为0，由图6(b)可以看出，因P23存在左侧直流母线电压下降，当SOC23=20%即电压下降至395.2 V时潮流控制器退出运行，i23为0，ib11和ib12上升承担ΔP2，右侧始终由储能b21、b22保持在第III层区，而左侧母线电压为395.2 V不变，左侧储能不动作。
图4 负荷与发电单元之间功率不平衡波形图
Fig. 4 Waveforms of the unequal power between generators and loads
图5 两直流微电网直流母线电压
Fig. 5 Bus voltage of two DC microgrids
图6 各工况下储能输出电流
Fig. 6 Output of battery current under different conditions
工况9(0.105~0.2 s)：0.105 s右侧储能SOCb21和SOCb22因达到限定最小值20%退出运行，潮流控制器承担所有右侧不平衡功率，udc2持续下降进入第III层区，左侧储能动作维持左侧直流母线电压稳定，潮流控制器稳定在工况9。0.15 s时，ΔP2由5 kW突变为2.5 kW，i23减小，udc2仍能保持稳定，此时始终由左侧储能承担右侧ΔP2。
2) 自适应下垂控制
图7(a)给出了右侧直流微电网工作中的分布式储能与等效储能的总个数z。0.06~0.082 s时由式(5)可知，SOC23=50%且SOCb21=SOCb22=20.1%，此时z=3而右侧不平衡功率为ΔP2=5 kW，将其代入式(12)得到m0≈1.37，由式(8)可得mb11=mb12=1.52，m13=0.995，m越小其承担功率越大，可以看到图6中各储能电流比值与的m比值相同。0.082~0.108 s因潮流控制器退出运行z=2，则mb11=mb12= m0≈0.914。0.108~0.15 s因右侧分布式储能达到限值退出运行，潮流控制器重新投入z=1，则m13=m0≈0.457。0.15 s时，ΔP2突变为2.5 kW，z=1，则m0≈0.914。综上所述，由图5可以看出，在工作储能数z和ΔP2不断变化情况下，自适应下垂控制可以始终保持udc2在允许范围内同时减小波动。
图7 自适应下垂控制的下垂系数波形
Fig. 7 Waveforms of droop coefficient in self-adaptive droop control strategy
4 结论
1) 本文将直流微电网互联变换器作为潮流控制器，并针对其提出了一种智能控制策略，实现潮流控制器在两微电网电压稳定运行时闭锁；在某一侧出现不平衡功率时，若该侧储能仍有裕度时只调度对侧负载与发电之间的不平衡功率，若该侧储能没有裕度则调度对侧储能功率，该方法有效提高了整个直流微电网系统的稳定性、能源的利用率，减少了储能充放电次数。
2) 提出一种基于SOC自适应下垂系数协同控制策略，使均一化下垂系数m0根据微电网不平衡功率的大小和实时工作储能个数进行调节以减小电压稳态偏差。同时每一个分布式储能与潮流控制器承担的功率按其SOC分配，以防止某一储能因过充或过放而突然退出运行对直流母线电压产生冲击。
最后使用Matlab/Simulink搭建仿真模型，仿真结果表明，本文提出的控制策略能够在两直流微电网稳定运行的前提下有效减小电压波动和储能充放电次数。
