0 引言
以微电网形式集成光伏、风机等可再生能源系统、储能单元和本地负荷，可有效提高配电网接纳分布式电源能力、增强负荷侧需求响应灵活性、改善电能质量[1-3]。相比于交流系统，直流微电网能更高效地接纳不同类型的分布式电源和负荷，减少转换的中间环节，利于系统稳定运行[4-6]，目前在居民住宅、数据中心等领域拥有广阔的应用前景[7-8]。
为保证直流微电网稳定运行，需要实时协调各单元输出功率。直流微电网的协调控制策略主要可以分为：集中式控制和分布式控制。其中，集中式控制结构需要依靠高速通讯实时收集各设备运行数据并下发控制指令。一旦某个环节出现故障就会导致直流微电网无法实现协调控制，严重时将导致系统崩溃，因此该控制结构会降低系统的供电可靠性和可扩展性[9-10]。
分布式控制结构通常无需依靠设备之间的通讯，只需要本地信息就能实现自我管理与控制。直流母线电压作为反映直流微电网功率平衡的唯一指标，常被作为系统的公共信号来实现不同单元间的协调控制[11-14]。文献[11-14]提出基于母线电压的直流微电网能量管理和协调策略，无需相互通信，使系统具备即插即用功能。文献[15]为防止电源在运行模式切换时引起直流母线电压波动，在控制系统中增加了缓冲区域，但使控制更为复杂。文献[16]中各单元的运行曲线已提前确定，系统运行的灵活性较低。文献[17]利用储能来平抑分布式电源的功率波动，增加了母线电压的平滑性。
上述文献中提出的基于公共直流母线电压的直流微电网运行模式切换控制方法，各单元控制系统需要在功率和电压控制模式之间进行切换，往往需要增加补偿才能保证平滑切换;而预先设置好下垂控制曲线，无法实时动态调整多个功率平衡单元之间的功率分配。为解决上述问题，本文提出一种基于无互联通信的直流微电网实时功率协调控制策略。在不同运行状态下，直流微电网中任一单元根据直流母线电压平滑切换其接口变流器的控制模式，不仅能保持其控制结构不变，而且能根据当前运行状态自适应地调整下垂曲线，在主动参与直流母线电压调节和系统功率平衡的同时，保证系统中多个功率平衡单元(尤其是储能单元)之间的功率合理分配。
1 直流微电网结构
本文研究的典型直流微电网结构示意图如图1所示，主要由4个部分组成：
1)RES(renewable energy sources)表示光伏、风机等分布式发电单元，一般通过DC-DC或AC-DC变流器接入直流母线，由于其输出具有间歇性，通常采用最大功率跟踪策略(maximum power point tracking，MPPT)以充分利用可再生能源。
2)直流微电网中的分布式储能单元(energy storage sources，ESS)主要是将蓄电池、超级电容等储能设备经过双向DC-DC变流器与直流母线相连。当并网运行时，储能单元处于备用状态，通过检测自身荷电状态(state of ge，SOC)或者根据上层调度决定具体工作状态。当直流微电网转为独立运行，或者交流电网传输功率受限时，储能单元能立即调整功率，维持母线电压恒定。
3)双向DC-AC变流器作为直流微电网与交流电网之间进行功率交换接口，在系统正常运行时采用下垂控制，维持直流母线电压稳定。
4)直流微电网中的交/直流负荷单元通过对应的变流器接入直流系统。
2 基于无互联通信的直流微电网实时功率协调控制策略
如图2所示，通常直流微电网利用DC-AC变流器控制直流母线电压。若发生交流电网故障、DC-AC变流器限流运行或故障退出等工况将导致直流微电网失去功率平衡单元，导致母线电压降低或升高。若此时系统中储能单元能及时响应，即可稳定直流母线电压。若储能因长时间运行而达到SOC限制条件，一旦系统中风/光等间歇性电源出力大于负荷需求，这类电源需进入限功率运行模式;反之，若直流微电网内负荷需求大于分布式电源输出，则系统可考虑切负荷控制策略。
基于上述思路，为避免采用上层能量管理和集中控制系统，本文提出一种基于无互联通信的直流微电网实时功率协调控制策略，使系统中各单元具备即插即用功能，以快速实现系统内的功率平衡及协调控制，具体控制策略如图3所示。
2.1 模式1(DC-AC变流器单元控制模式)
模式1中，直流微电网由DC-AC变流器控制直流母线电压。直流电压Udc的允许变化范围为U1_H到U1_L。系统中其余单元如储能单元根据自身SOC状态或者上层调度指令决定是工作在充电还是放电状态;分布式发电单元采用最大功率跟踪控制。此时系统中的功率平衡关系为
(1)
式中：Pac、Pres_MPPT、Pess分别为并网变流器、分布式发电单元和储能单元向微电网输送的功率;PLoad
为负载所消耗的功率。
并网变流器采用下垂控制，假设其能向微电网传输的最大、最小功率为Pac_max、Pac_min，则下垂特性曲线表示为
(2)
式中：Udc_ref和Pac分别代表并网变流器直流侧电压给定和输出功率值;kac为下垂系数，定义为
(3)
则并网变流器控制框图如图4所示。
2.2 模式2(储能单元控制模式)
实际运行中，若分布式发电单元、负荷输出功率出现波动，交流电网发生故障等，都有可能导致并网变流器进入限流运行状态或者无法正常工作，失去对直流母线电压的调节能力，此时直流微电网系统将由储能单元维持母线电压恒定，其实际充放电状态由系统功率决定。根据母线电压的幅值区间可以将模式2分为模式2-1和模式2-2 2种。
当分布式发电单元输出功率较大或者负载较轻时，并网变流器输出功率限制在Pac_min(交流电网故障时Pac_min=0)。此时，系统中的功率平衡关系变为
(4)
可得，系统内出现功率剩余，直流母线电压上升至模式2-1的电压区间(从U2_H变化到U1_H)。此时，直流系统需要储能单元来吸收多余的功率。储能系统自动切换为功率下垂控制，根据电压幅值变化来调节输出功率。在模式2-1中，储能下垂控制的特性曲线表示为
(5)
式中：Pess_ref为根据系统调度或者储能SOC状态给定的充/放电功率;kess1为下垂系数，定义为
(6)
式中Pess_min表示为该储能单元的最大充电功率。
同理，模式2-2中(电压区间U1_L到U2_L)，直流系统内的功率平衡关系变为
(7)
与模式2-1类似，此时，直流系统需要储能单元弥补功率缺额，储能系统转变为功率下垂控制，其特性曲线表示为
(8)
其中下垂系数kess2定义为
(9)
式中Pess_max为储能单元的最大放电功率。
综上所述，储能单元存在3种不同控制模式，并能根据直流母线电压幅值进行平滑切换。
(10)
储能单元的控制框图如图5所示。
由上述分析可知，储能单元在进行模式切换时，不仅可以实现控制模式和输出功率的平滑切
换，而且当直流系统中存在多台储能时，各单元均能根据自身SOC状态自动进行功率合理分配。
对于模式2-1来说，储能单元可能因为长时间充电导致SOC过高而进入限流运行状态。直流母线电压会进一步上升进入模式3的电压区间;同理可得，模式2-2中，直流母线电压可能继续下降进入模式4的区间内。
2.3 模式3(分布式发电单元控制模式)
模式3中，直流微电网系统内功率平衡关系为
(11)
说明分布式发电单元的出力大于负荷总需求。此时，直流母线电压高于U2_H。为防止母线电压超过U3_H，分布式发电单元需要限功率运行。为保证其能在最大功率跟踪模式与限功率模式之间平滑切换，与储能单元类似，本文将采用功率下垂的控制策略。其特性曲线表示为
(12)
其中下垂系数kres定义为
(13)
分布式发电单元的控制框图如图6所示。
2.4 模式4(切负荷控制模式)
模式4中，直流微电网内的功率平衡关系为
(14)
此时系统中所能提供的最大功率小于负荷需求。因此，为防止系统电压崩溃，直流微电网需要根据负荷的优先级，依次切除优先级较低的负荷，以保证重要负荷的供电安全。
3 仿真验证
为验证本文所提出的基于无互联通信的直流微电网功率协调控制策略的有效性，在Matlab仿真软件中搭建了如图7所示的直流微电网系统结构，其中包含1组光伏发电单元、2组锂电池储能单元、1组直流负荷，最后直流微电网通过双向DC-AC变流器接入交流电网。光伏发电单元、锂电池储能单元和DC-AC双向变流器的控制均采用本文第2节中所提出的控制方法;直流负荷通过DC-DC接入直流母线，通过在线调整输出电压参考值，模拟负荷功率变化工况。
系统中各单元额定功率由图7可得。4种运行模式所对应的电压区间如表1所示。
3.1 场景1(模式1切换至模式2-2)
工况：直流微电网正常运行时，光伏出力4 kW，直流负荷功率为3 kW，储能单元1和2处于待机状态，DC-AC变流器控制直流母线电压稳定;考虑到系统中光伏出力大于负荷消耗，并且假定储能2的SOC状态正常，储能1可以允许充电，t=0.5 s时刻，启动储能单元1充电，充电功率为1.5 kW;t=1 s时刻，模拟负荷突增工况，直流负荷增加至额定功率8 kW;t=1.5 s时刻，模拟光伏出力波动，光伏输出从4 kW减小至2 kW。
图8为直流微电网在上述工况下各单元运行状态波形，从上至下分别为直流母线电压、DC-AC变流器注入直流母线功率、光伏输出功率、储能1输出功率、储能2输出功率、负荷功率波形。
从图8可知，0.5 s时刻之前，直流微电网由DC-AC变流器控制直流母线电压，根据本文所提出的下垂控制方法和系统运行状态，直流电压稳定在382 V左右，处于模式1(370~390 V)范围内。
0.5 s时刻，储能单元1受上层调度指令需要给锂电池充电来提高电池的SOC状态。为维持系统功率平衡，此时并网变流器由逆变状态转变为整流状态，直流电压由于下垂控制而下降，稳定在378 V
左右，仍然处于模式1工作状态。1 s时刻，负荷功率突增至8 kW，DC-AC变流器进入限幅状态，系统出现功率缺额导致直流母线电压下降至模式2-2的区间内，2个储能单元检测到直流母线电压处于模式2-2的区间后，自动进入下垂控制模式，增加出力维持直流母线电压稳定和系统功率平衡，直流母线电压稳定在368 V左右。从图8可知，由于切换前储能单元1处于充电状态，因此在直流微电网进入模式2-2后，储能单元1输出功率小于储能单元2的输出功率，在无互联通信条件下自动实现了功率合理分配。1.5 s时刻，光伏出力减少到2 kW，2个储能单元输出的功率进一步增加，直流母线电压稳定住364 V左右。
3.2 场景2(模式2-1到模式3再恢复至模式1)
工况：0.5 s之前直流微电网独立运行，双向DC-AC变流器停止运行，光伏出力3 kW，直流负荷功率为2 kW，由储能单元控制直流母线电压，储能单元1和2输出功率均为0.5 kW;t=0.5 s时刻，光伏出力增加至额定6 kW;1 s时刻，模拟储能单元1充电完成，退出运行;1.5 s时刻，直流微电网通过DC-AC并入交流系统。
图9为直流微电网在上述工况下各单元运行状
态波形。由图9可得，0.5 s之前，直流电压稳定在395 V左右，处于模式2-1(370~390 V)范围内。
0.5 s时刻，光伏出力突增至6 kW，超过负荷和储能单元所能消耗的最大功率，储能单元从下垂控制模式进入限流运行状态，此时系统中出现功率剩余，导致直流母线电压上升至模式3的电压区间，光伏单元为保证直流系统功率平衡不再采用最大功率跟踪控制，通过限功率保持系统内的功率平衡，直流微电网进入运行模式3，直流母线电压稳定在402 V左右。1 s时刻，储能单元1充电完成退出运行，光伏发电单元输出功率进一步减小，直流母线电压上升至404 V左右。1.5 s时刻，双向DC-AC变流器投入运行。从图9可以看出，DC-AC变流器向电网输出功率4 kW，直流微电网进入模式1运行状态，光伏发电单元自动退出限功率运行，以最大功率6 kW向系统输出电能，极大地提高了可再生能源发电效率。
综上所述，采用本文所提出的基于无互联通信的直流微电网功率协调控制策略，不但能够保证直流微电网在不同工况下的稳定运行和控制模式平滑切换，而且由于下垂曲线的自适应调整，还能实现不同储能单元之间功率的合理分配。
4 实验验证
4.1 实验系统
为验证本文提出的基于无互联通信的直流微电网功率协调控制方法的有效性，搭建了结构如
图10所示的直流微电网系统，对应硬件实验平台如图11所示，实验系统参数和相关控制器参数如表2所示。该实验平台中，DC-AC变流器经380/
220 V隔离变接入交流母线，然后该母线经调压器接入本地380 V交流系统，实验中，交流母线线电压有效值调节为120 V;直流负荷通过DC-DC接入，电阻20 W，该DC-DC变流器控制直流负荷端电压恒定;直流模拟电源通过DC-DC接入，用来模拟储能单元。
4.2 实验验证
4.2.1 实验工况1
场景1：直流微电网正常运行时，由双向DC-AC变流器控制直流母线电压，直流负荷消耗0.5 kW (端电压100 V)，模拟电源端电压160 V，输出电流为1.2 A;暂态工况为模拟交流电网故障，DC-AC退出运行。
图12为直流微电网在上述工况下各单元运行状态波形，包括直流母线电压、直流负荷端电压、模拟电源输出电流和双向DC-AC变流器A相电压/电流波形。由图12可以看出，DC-AC退出运行前其向直流母线注入一定功率，退出运行后直流微电网将出现功率缺额，导致直流母线电压跌落。超过切换阀值后，模拟电源通过DC-DC自动切换为功率/下垂控制方式，增大输出功率以维持系统功率平衡。
场景2：在上述场景1稳定运行一段时间后，暂态工况为模拟交流电网恢复正常，双向DC-AC变流器重新投入运行以控制直流母线电压。
图13为直流微电网在上述工况下各单元运行状态波形。从图13可以看出，DC-AC重新投入运行后，直流母线电压将由DC-AC变流器控制，直流微电网内模拟电源将自动退出功率/下垂控制模式，重新恢复至其模式切换前的输出功率状态。
4.2.2 实验工况2
场景1：直流微电网正常运行时，由双向DC-AC变流器控制直流母线电压，直流负荷消耗0.5 kW (端电压100 V)，模拟电源端电压160 V，输出电流为1.6 A;暂态工况为模拟直流负荷变化，直流负荷端电压从100 V增加到150 V，即直流负荷功率从0.5 kW增加至1.125 kW。
图14为直流微电网在上述工况下各单元运行状态波形。从图14可以看出，直流负荷增加后，DC-AC变流器输出功率逐渐增大并进入限流环节(本实验中，为模拟实验效果，DC-AC最大允许输出电流限制为线电流幅值5 A)。DC-AC进入限流运行后，直流微电网将出现功率缺额，导致直流母线电压降落;超过切换阀值后，模拟电源通过DC-DC自动切换为功率/下垂控制方式，增大输出功率以维持系统功率平衡。
场景2：在上述场景1稳定运行一段时间后，暂态工况为模拟直流负荷端电压从150 V重新控制到100 V，双向DC-AC变流器退出限流运行状态，重新控制直流母线电压。
图15为直流微电网在上述工况下各单元运行状态波形。从图15可以看出，直流负荷端电压恢复到100 V后，DC-AC重新恢复至功率/下垂控制模式，直流母线电压将由DC-AC变流器控制，直流微电网内模拟电源将自动退出功率/下垂控制模式，重新恢复至其模式切换前的输出功率状态。
5 结论
针对直流微电网，本文提一种基于无互联通信的直流微电网实时功率协调控制策略，使系统中各单元具备即插即用功能。仿真和实验结果均表明，该方法在不依赖上层能量管理和集中控制系统的情况下，仅依靠公共直流母线电压信号即可实现直流微电网内实时功率协调控制，自动切换系统内各单元控制模式，以有效保证直流微电网各种运行工况下的功率平衡和稳定运行。
原标题：无需互联通信的直流微电网实时功率协调控制策略
