摘 要：為解決直流微電網母線電壓波動問題，在考慮蓄電池荷電狀態的基礎上，依據直流母線電壓波動幅值進行抑制，提出一種含制氫負載和燃料電池的直流微電網母線電壓分層控制策略。建立了光伏電池、蓄電池以及燃料電池的控制模型，給出了直流微電網的運行模式以及各運行模式下的控制策略。主要利用各單元間的配合，將系統運行分為7個層區，每個層區采取不同的控制策略來平抑直流母線電壓波動。最后在PSCAD/EMTDC仿真軟件與新能源發電實驗平臺上搭建模型。仿真和實驗結果表明：所提控制策略合理可行，達到了抑制母線電壓波動的目的，提高了直流微電網運行的穩定性，對深入研究直流微電網控制策略具有一定的參考價值。

　　關鍵詞：電池;直流微電網;電壓波動;分層控制;控制策略

　　微電網是一種能夠自我控制和管理的小型供配電系統，相比于交流微電網，直流微電網具有控制簡單、運行成本低和效率高等顯著特點，是近年來的研究熱點[1-2]。針對直流微電網中存在的母線電壓波動問題，國內外學者開展了卓有成效的研究工作。

　　文獻[3—4]介紹了柴油機、燃氣輪機以及儲能系統在微電網中的綜合協調機制。文獻[5]研究了含光伏、蓄電池和燃料電池的直流微電網能量管理方法，該方法中蓄電池沒有采用雙向DC/DC變換器，結構較為簡單，蓄電池充放電不可控。文獻[6—8]針對母線電壓波動的原因，比較了多種提高直流微電網特性的控制方法，采用不同控制方法達到預期效果，但沒有考慮蓄電池荷電狀態(SOC)這一關鍵特性。文獻[9—10]針對含光伏或風力發電、儲能裝置的直流微電網，設計了多種系統運行模式，提出了系統運行控制策略，但未考慮加入制氫設備來緩解目前微電網存在的棄風棄光問題。

　　本文在直流微電網的基礎上加入了制氫設備及燃料電池單元[11]，改善了棄風棄光和儲能問題;針對直流母線電壓的波動問題，在考慮蓄電池SOC的基礎上，將系統運行劃分為7個層區，提出了系統在不同層區下配合運行的控制策略，并且通過仿真和實驗對控制策略進行了驗證。

　　1 直流微電網系統結構

　　以光伏發電為背景，建立了由光伏發電單元、蓄電池儲能單元、制氫負載單元、燃料電池單元和普通負載單元所組成的直流微電網系統，系統結構如圖1所示。

　　1.1 光伏發電單元

　　該系統由光伏發電單元作為主要的發電單元，通過單向DC/DC變換器連接至直流母線[12]。對于穩定運行的直流微電網，光伏發電單元需要工作在3種模式下：最大功率跟蹤(MPPT)模式、恒壓(CVC)模式以及停機模式，通過3種模式的切換來使直流母線電壓穩定，如圖2所示。

　　1.2 蓄電池儲能單元

　　蓄電池作為儲能單元，通過雙向DC/DC變換器連接至直流母線。本文所采用的充放電控制方法將蓄電池的充放電電流和蓄電池的SOC相結合，防止了因過充或過放對蓄電池造成損壞，延長了蓄電池的使用壽命[13]。

　　蓄電池的功率/電壓下垂曲線如圖3所示。當電壓大于參考電壓Vref時，蓄電池工作在A區域，為充電模式;當電壓小于參考電壓Vref時，蓄電池工作在B區域，為放電模式。當蓄電池正常運行時，按照曲線1的模式工作;當蓄電池的放電電流超過最大值或者蓄電池的SOC低于規定值時，按曲線2運行，蓄電池的輸出功率減小;當蓄電池的充電電流超過最大值或者蓄電池的SOC超過規定值時，按曲線3運行，蓄電池吸收功率減小。

　　本文采用的下垂公式為

　　1.3 燃料電池單元

　　在蓄電池儲能單元能夠控制直流母線電壓時，燃料電池(FC)通常運行在待機模式，當儲能系統受到容量限制、直流母線電壓無法得到有效控制時，需要投入FC進行放電，補償蓄電池儲能系統輸出功率的不足，FC控制框圖如圖5所示。

　　從圖5可以看出，FC發電系統控制策略存在2種模式：待機模式和恒功率模式。對于恒功率模式，設置參考功率為

　　1.4 負荷單元

　　該系統由2種負荷構成，制氫設備作為主要負荷，制得的氫氣可供給加氫站及工業使用，并且在直流母線電壓不足時，燃料電池可消耗氫氣產生電能來維持直流母線電壓穩定，燃燒后生成的水還可以繼續用來制氫，反復循環使用[14-16]。另外，該系統中還存在一些次要負荷，在直流母線電壓不足時，可以從該系統中切除次要負荷來維持直流母線電壓穩定。

　　2 系統的能量管理及控制

　　2.1 直流微電網的能量管理系統

　　對于含光伏發電單元、儲能單元、燃料電池單元、制氫設備單元及次要負荷的直流微電網而言，其功率流動情況與各子系統的運行狀態緊密相連。因此，本文的能量管理系統是控制光伏發電單元、蓄電池儲能單元，同時在需要時將燃料電池作為備用電源，使它們配合工作在各種模式下，實現能量變化時直流母線電壓的穩定。其能量管理結構圖如圖6所示。

　　2.2 直流微電網的電壓分層控制

　　系統母線電壓的穩定與否反映了直流微電網各部分功率流動是否平衡。因此，本文根據直流母線電壓波動大小，采用直流微電網電壓分層控制策略[10]，將系統運行劃分為7個層區，分別為第1層區：光伏單元DC/DC變換器控制;第2層區：儲能設備充電控制;第3層區：切入次要負荷控制;第4層區：光伏單元控制;第5層區：儲能設備放電控制;第6層區：切出次要負荷及減少制氫量控制;第7層區：儲能設備放電及切出次要負荷控制。控制不同的運行層區都有作為平衡節點的變換器來調整直流母線電壓，確保系統各部分功率流動平衡，且能夠在不同運行條件下穩定、可靠工作。

　　圖7為模式切換判斷標準圖，ΔUdc為母線電壓實際值與參考值的差值。a1，a2，a3，b1，b2，b3為運行模式判斷系數，其中a1>a2>a3為負值，b1　　下面具體分析和介紹各層區光伏發電單元、蓄電池儲能單元、燃料電池單元的運行策略。設定系統開始運行時，蓄電池儲能等各單元均處于良性工作區。

　　第1層區：此范圍內母線電壓波動不大，主要利用光伏發電單元中的DC/DC變換器平衡母線電壓。

　　第2層區：當系統母線電壓持續增高，系統進入第2層區運行，此時光伏單元工作在MPPT模式下，儲能單元開始充電。

　　第3層區：當蓄電池容量達到SOCmax時，即失去調節能力，直流母線電壓會繼續上升，系統進入第3層區運行。此時，為平衡系統內部能量流動，開始給次要負荷供電。

　　第4層區：當儲能單元充滿電，次要負荷供電，電解槽消納系統剩余功率制氫，電壓仍高于系統規定值時，光伏單元從MPPT模式切換至CVC模式，以保證直流母線電壓的穩定。

　　第5層區：當直流母線電壓減小，系統開始進入第5層區工作。該層區下，儲能單元將投入工作，通過放電來調節直流母線電壓，次要負荷不供電。

　　第6層區：由于天氣原因，光伏產電量下降，此時蓄電池容量達到SOCmin。這時需要切斷次要負荷，且減少制氫設備的用電。

　　第7層區：由于天氣原因，沒有光照，光伏單元無法正常工作。儲能單元開始放電，并停止對次要負荷的供電。緊急時，可以啟動燃料電池來維持直流母線電壓的穩定。

　　3 直流微電網系統仿真分析及實驗驗證

　　3.1 仿真分析

　　根據《電能質量供電電壓偏差》[17]國標規定，將直流母線電壓設置為400 V，允許其上下波動范圍為±5%，即380～420 V，本文中直流母線電壓分層控制一共設置7個層區，每5 V設定1個層區，其中第1層區設定為±5 V。運行模式判斷系數為a1=-5，a2=-10，a3=-15，b1=5，b2=10，b3=15。每一層區電壓范圍如表1所示。

　　基于PSCAD仿真軟件，搭建本文所需的含制氫負載和燃料電池單元的直流微電網系統結構，系統參數如表2所示，根據前面所提出的控制策略得到了不同層區下的仿真波形。由于層區1的電壓波動由光伏DC/DC變換器來控制，故本文只對后6個層區進行仿真分析。

　　圖8為直流母線電壓升高波動時的仿真結果。其中，Udc為直流母線電壓，Ipv為光伏單元電流，SOC為蓄電池荷電狀態，I2為次要負荷電流。由圖8 a)可知，在1.2 s時電壓波動在405～410 V，此時光伏單元工作在MPPT模式下，次要負荷不供電，利用蓄電池充電使電壓降低恢復至額定值。由圖8 b)可知，在3 s時，蓄電池SOC達到上限，不能再繼續充電，電壓升高至410～415 V，此時開始給次要負荷供電以吸收直流母線功率，使電壓降低恢復至額定值。由圖8 c)可知，次要負荷已經開始供電，3.5 s時蓄電池SOC達到上限，此時電壓在415～420 V之間波動，光伏發電單元則從MPPT模式切換至CVC模式，使電壓得到穩定。由圖8可知，在直流母線電壓升高時，本文控制策略可以使直流母線電壓快速恢復至額定值。

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