CN105226632A

CN105226632A - 一种直流微电网系统的多模式切换协调控制方法

Info

Publication number: CN105226632A
Application number: CN201510727020.3A
Authority: CN
Inventors: 米阳; 吴彦伟; 韩云昊; 张寒; 符杨
Original assignee: Shanghai University of Electric Power
Current assignee: Shanghai University of Electric Power
Priority date: 2015-10-30
Filing date: 2015-10-30
Publication date: 2016-01-06
Anticipated expiration: 2035-10-30
Also published as: CN105226632B

Abstract

本发明涉及一种直流微电网系统的多模式切换协调控制方法，对微电网系统中各微网单元建立了具体模型，通过对系统运行划分工作模式并充分考虑各模式下多种扰动的影响，从而实现系统在并离网运行稳态及其相互切换和负荷、发电波动等多种扰动下的稳定运行。本发明依据负载母线电压及具体工况，合理调整控制策略，以实现不同工作模式和工况下系统均能够稳定运行。同时，以电压为控制主体控制各微网单元及微网单元间的协调控制方法，在确保系统稳定运行的基础上避免各微网单元间频繁的功率交换，从而降低了功率损耗。与现有技术相比，降低了变流器功率等级、提高了系统安全性、储能的可靠性并降低了储能系统引发的故障率。

Description

一种直流微电网系统的多模式切换协调控制方法

技术领域

本发明涉及一种微电网协调控制方法，尤其是涉及一种直流微电网系统的多模式切换协调控制方法。

背景技术

直流微电网作为连接分布式电源与主网的一种微电网形式，能高效地发挥分布式电源的价值与效益，具备比交流微电网更灵活的重构能力。此外，许多新能源单元具有直流输出形式，且直流系统不存在相位同步、谐波和无功功率损耗等方面的问题，因此近年来直流微电网逐渐得到了人们的重视，对直流微电网的结构、运行模式、控制方法等方面的研究已有突破性的进展。

但是由于微电网中的可控微电源较多，在不同工作模式及外界扰动下，协调各个换流器工作以实现直流微电网的能量管理还需要进行深入的研究。直流微电网功率平衡能够保证直流母线电压的稳定，电压的变化反映功率的波动。

“DistributedControlforAutonomousOperationofaThree-PortAC/DC/DSHybirdMicrogrid，PengWang，ChiJin，IEEETrans.onIndustrialElectronics，2014，62(2)：1279-1290”提出一种基于AC/DC/DS三端口功率交换的分层控制方法，较好的实现了微电网的可靠独立运行。然而未对微电网各运行模式及各种扰动下的微电网暂态稳定性做出具体分析，这些可能会对系统的稳定运行和平滑切换造成影响。“

“风电直流微电网的电压分层协调控制，王毅，张丽荣，李和明等，中国电机工程学报，2013，33(4)：16-24”提出风电直流微电网电压分层协调控制策略，各变流器无需相互通信，可简化控制系统结构。然而对变流器的功率等级和调节能力要求较高，这对系统稳定性和安全性是一种挑战。

“多代理系统在直流微电网稳定控制中的应用，郝雨辰，吴在军，都晓波等，中国电机工程学报，2012，32(25)：27-35”构建了层次化多代理系统框架来维持系统不同运行模式下的电压稳定，实现了直流微电网能量分层管理和系统稳定控制。然而系统稳定性严重依赖于通讯性能的好坏，一旦通讯失败，系统运行将会受到严重影响。

“新能源直流微电网的控制架构与层次划分，李武华，顾云杰，王宇翔等，电力系统自动化，2015，33(9)：156-162”融合集中控制和分散控制特点，提出一种直流微电网层次控制架构，能够实现直流微电网的分层次管理。

“PowerElectronicConvertersinDCMicrogrid，BiczelP，CompatibilityinPowerElectronics(CPE)，2007：1-6”提出两级控制方法，并对系统中各变流装置进行了分析，从而实现系统的稳定运行，然而未对微电网中各微源建立具体模型。

“AhybridrenewableDCmicrogridvoltagecontrol，SunX，LianZ，WangB，6thPowerElectronicsandMotionControlConference，2009：725-729”利用直流母线电压实现了不同微源间功率的实时分配，并充分考虑了负载变化对系统造成的实际影响，从而维持系统稳定运行。然而对并网转离网运行等暂态过程未作具体分析。

发明内容

本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种在不同工作条件及外部干扰时可实现平滑切换的直流微电网的多模式切换协调控制方法。

本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：

一种直流微电网系统的多模式切换协调控制方法，所述的直流微电网系统包括直流微电网和多个储能单元，所述的直流微电网包括多个微电网单元，所述的多个微电网单元和多个储能单元分别与直流母线连接，各所述的微电网单元通过分布式电源DG发电，其特征在于，所述的直流微电网系统的多模式切换协调控制方法包括以下步骤：

S1，获取直流微电网运行状态，若为并网运行，则进入步骤S2，若为孤岛运行，则进入步骤S3；

S2，将直流母线负载功率与直流微电网输出功率之差作为缺额功率，若缺额功率非负，则进入步骤S21，若缺额功率为负，则进入步骤S22；

S21，判断各储能单元SOC，若SOC均已达到上限，则交流主网向直流母线提供缺额功率，若存在SOC未达到上限的储能单元，则交流主网给SOC未达到上限的储能单元充电，同时交流主网向直流母线提供缺额功率，维持直流母线电压稳定；

S22，判断各储能单元SOC，若SOC均已达到上限，则直流微电网向交流主网回馈缺额功率，若存在SOC未达到上限的储能单元，则直流微电网给相应储能单元充电，若充电时直流微电网功率仍有盈余，则直流微电网将盈余的功率回馈给交流主网，交流主网维持直流母线电压稳定；

S3，判断直流微电网是否正常运行，若是，则进入步骤S4，否则进入步骤S52；

S4，判断各储能单元是否均正常运行，若否，则进入步骤S52，若是，则将直流母线负载功率与直流微电网输出功率之差作为缺额功率，若缺额功率非负，则进入步骤S41，若缺额功率为负，则进入步骤S42；

S41，判断各储能单元SOC，若SOC均低于下限，则系统执行甩负荷操作，若存在SOC未低于下限的储能单元，则相应储能单元向直流母线提供缺额功率，维持直流母线电压稳定；

S42，判断各储能单元SOC，若SOC均已达到上限，则进入步骤S421，若存在未达到上限的储能单元，则进入步骤S422；

S421，直流微电网进行下垂控制发电；

S422，直流微电网给相应储能单元充电；

S5，判断是否所有的储能单元都退出运行，若是，则进入步骤S51，若否，则进入步骤S52；

S51，判断微电网单元DG是否出现故障，若是，则进入步骤S511，若否，则进入步骤S512；

S511，直流微网系统中剩余的正常微电网单元DG采用下垂控制提供负载所需功率，降功率运行维持负载正常用电；

S512，直流微网系统中的各微电网单元DG进行下垂控制发电，共同承担负载用电；

S52，故障储能单元退出运行，其余正常运行储能单元相应增大放电功率，承担直流微网系统所需缺额功率来维持直流母线电压稳定；

所述的步骤S21和S22中，直流微电网系统的工作模式为第一工作模式，所述的步骤S41和S422中，直流微电网系统的工作模式为第二工作模式，所述的步骤S421和S51中，直流微电网系统的工作模式为第三工作模式，所述的步骤S52中，直流微电网系统的工作模式为第四工作模式。

所述的第一工作模式和第二工作模式中，直流微电网中的DG进行MPPT控制发电。

所述的步骤S511和S512中，若直流微电网进行MPPT控制发电后功率仍小于直流母线负载功率，则直流母线进行次要负荷切除动作，再进行下垂控制。

所述的直流母线连接直流负荷，同时直流母线通过DC/AC变换器连接交流负荷。

所述的第二工作模式下，直流微电网进行下垂控制发电具体如下：

V_{d c_y} = V_{d c}^{*} + d_{y} P_{d c_y} + i_{d c_y} Z_{d c_y}

对上式进行改写，可得出：

V_{d c_y} - i_{d c_y} Z_{d c_y} - V_{d c}^{*} = V_{d c} - V_{d c}^{*} = d_{y} P_{d c_y}

各微电网单元的发电功率P_{dc_y}按下式计算：

\frac{P_{d c_1}}{P_{d c_1}^{\max}} = \frac{P_{d c_2}}{P_{d c_2}^{\max}} = ...... = \frac{P_{d c_n}}{P_{d c_n}^{\max}} = (\frac{V_{d c} - V_{d c}^{*}}{V_{d c}^{\min} - V_{d c}^{\max}})

其中，为直流母线参考电压，并取为其最大允许电压值，y＝1,2，…n，n为微电网单元个数，V_{dc_y}为第y个微电网单元中DG的端电压，为第y个微电网单元中DG的最大输出功率，为微电网单元的最小允许输出电压，为微电网单元的最大允许输出电压，i_{dc_y}为输出电流，Z_{dc_y}为输出阻抗。可见，各微电网单元在该控制下可按照各自最大发电功率成相同比例进行发电控制。

各所述的储能单元通过双向变流器与直流母线连接，进行充放电，储能单元充放电功率与其储能最大容量呈正比。

通过对各微电网单元进行协调控制，可以使系统运行时对不同工作模式和各种外部干扰都可以实现平滑切换，并能维持系统内部有功功率供需平衡和平滑母线电压稳定，为负载提供稳定的高质量电能。

与现有技术相比，本发明具有以下优点：

(1)对并网运行和孤岛运行有不同的工作模式，并网运行时，直流微电网中各微电网单元的DG(分布式电源)进行MPPT(最大功率跟踪)控制发电，盈余的功率可对储能单元充电，或向交流主网回馈；孤岛运行时，根据储能单元运行状态来调整DG进行MPPT控制或下垂控制，同时储能单元充放电，从而维持直流母线电压稳定和系统功率供需平衡。

(2)孤岛运行时，若储能单元均断开，而直流微电网进行MPPT控制发电后功率仍小于直流母线负载功率，则直流母线进行次要负荷切除动作，再进行下垂控制，从而维持直流母线电压稳定。

(3)各储能单元通过双向变流器与直流母线连接，进行充放电，储能单元充放电功率与其储能最大容量呈正比，并考虑了储能荷电状态SOC，既提高了单个储能单元的供电能力，又提高了系统的安全性和可靠性。

附图说明

图1为本实施例直流微电网系统的结构示意图；

图2为本实施例直流微电网系统协调控制方法逻辑图；

图3(a)-(f)分别为本实施例系统在并网运行时光强、光伏单元总功率、交流负荷功率、直流负荷功率、储能单元充放电总功率和交流主网功率变化图；

图4(a)、(b)分别为本实施例系统在并网运行时负载母线、700v母线电压变化图；

图5(a)-(e)分别为本实施例系统在孤岛运行时光伏单元总功率、交流主网功率、直流负载功率、储能单元充放电总功率和光强变化图；

图6为本实施例系统在孤岛运行时直流母线电压变化图；

图7(a)-(c)分别为本实施例系统在孤岛运行且光伏单元故障时光伏单元总功率、直流负载功率、储能单元充放电总功率变化图；

图8为本实施例系统在孤岛运行且光伏单元故障时直流母线电压变化图；

图9(a)-(d)分别为本实施例系统在孤岛运行且各储能单元满充退出运行时光强、光伏单元总功率、储能单元充放电总功率和直流负载功率变化图；

图10为本实施例系统在孤岛运行且各储能单元满充退出运行时各光伏单元功率分配图；

图11为本实施例系统在孤岛运行且各储能单元满充退出运行时直流母线电压变化图；

图12(a)-(c)分别为本实施例光伏单元和部分储能单元退出运行时的光伏单元总功率、储能单元充放电总功率和直流负载功率变化图；

图13为本实施例光伏单元和部分储能单元退出运行时各储能单元功率分配图；

图14为本实施例光伏单元和部分储能单元退出运行时直流母线电压变化图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。本实施例以本发明技术方案为前提进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，但本发明的保护范围不限于下述的实施例。

实施例

一种直流微电网系统的多模式切换协调控制方法，所述的直流微电网系统包括直流微电网和多个储能单元，所述的直流微电网包括多个微电网单元，所述的多个微电网单元和多个储能单元分别与直流母线连接，各所述的微电网单元通过分布式电源DG发电，所述的直流微电网系统的多模式切换协调控制方法包括以下步骤：

S3，判断直流微电网是否正常运行，若是，则进入步骤S4，否则进入步骤S5；

S421，直流微电网进行下垂控制发电；

S422，直流微电网给相应储能单元充电；

所述的步骤S21和S22中，直流微电网系统的工作模式为第一工作模式，所述的步骤S41和S422中，直流微电网系统的工作模式为第二工作模式，所述的步骤S421和S51中，直流微电网系统的工作模式为第三工作模式，所述的步骤S52中，直流微电网系统的工作模式为第四工作模式。所述的第一工作模式和第二工作模式中，直流微电网中的DG进行MPPT控制发电。

V_{d c_y} = V_{d c}^{*} + d_{y} P_{d c_y} + i_{d c_y} Z_{d c_y}

对上式进行改写，可得出：

V_{d c_y} - i_{d c_y} Z_{d c_y} - V_{d c}^{*} = V_{d c} - V_{d c}^{*} = d_{y} P_{d c_y}

各微电网单元的发电功率P_{dc_y}按下式计算：

\frac{P_{d c_1}}{P_{d c_1}^{\max}} = \frac{P_{d c_2}}{P_{d c_2}^{\max}} = ...... = \frac{P_{d c_n}}{P_{d c_n}^{\max}} = (\frac{V_{d c} - V_{d c}^{*}}{V_{d c}^{\min} - V_{d c}^{\max}})

孤岛运行时，根据直流母线电压波动值，当波动值较小时，直流微电网和储能单元不进行功率交换，以减少不必要的损耗；当波动值超过设定值时，储能单元充放电来平滑直流母线电压。从而在保证直流母线电压稳定的情况下，有效节省直流微电网系统运行成本。

以光伏单元为代表的微电网单元为例，从工作模式、设计原理、设计方法、有效性验证等几个方面对本发明的控制方法做进一步说明。

(1)系统各种不同工作模式的划分

通常情况下，微电网单元可运行在并网和离网两种状态，根据并离网状态下不同的外部干扰(如光强变化、负荷变化、光伏故障、储能部分故障等)将系统运行划分为4个工作模式：

工作模式1：并网运行，交流主网维持直流母线电压稳定；

工作模式2：孤岛运行，储能单元稳压；

工作模式3：孤岛运行，光伏单元稳压；

工作模式4：孤岛运行，部分光伏单元和部分储能单元故障退出运行。

各运行状态中，P_pv为光伏系统发电功率，P_{ac_load}和P_{dc_load}为交流和直流负荷功率，P_load＝P_{ac_load}+P_{dc_load}，U_dc为直流母线电压，P_storage为储能单元充放电总功率，P_grid为交流主网功率，即交流主网与微电网的交换功率，SOC为储能系统的荷电状态，表示电池剩余容量与充电状态容量的比值。

1)工作模式1

此时光伏单元并网运行，光伏单元通过G-VSC与交流主网相连接，交流主网作为平衡节点维持直流母线电压稳定，确保直流微电网系统内部功率供需平衡。在该模式下，光伏单元进行最大功率跟踪(MPPT)控制发电，若储能单元若未进入安全限制容量则处于充电状态；若储能单元处于充电状态或满充退出运行，则交流主网向直流母线负荷提供短缺的功率，或吸收光伏单元发出的过剩的功率。

2)工作模式2

在该工作模式下，储能单元通过双向变流器(DC-DC)进行充放电控制来平滑母线电压和满足系统内功率供需平衡。此时，光伏单元按照MPPT控制发电，当光伏单元发出电能多于直流母线交直流负载所需电能，且储能单元尚未达到安全限制容量(取90％)时，对储能单元电池进行充电。相应的，当光伏单元最大发电功率不能满足负荷用电时，需要储能单元电池放电来维持系统功率供需平衡。因此，该模式下储能单元对维持母线电压稳定起到了关键性作用。

3)工作模式3

在该工作模式下，储能单元蓄电池因满充或故障等原因与微电网断开，这时光伏单元发电量直接影响到直流母线电压的稳定，因此光伏单元由MPPT切换为下垂控制：若光伏单元最大功率大于直流母线负载所需电能，则切换为下垂控制来控制光伏单元发电量，相反，若光伏单元最大发电量不能满足直流母线负载用电，则考虑切除次要负荷后，采用下垂控制。

4)工作模式4

该模式控制策略降低了单个储能单元和光伏单元的供电压力，同时也提高了系统的可靠性和安全性。在该工作模式下，系统的某些单元故障等原因退出运行，此时控制系统切换为剩余单元供电。这样，尽可能的避免了因储能单元或光伏单元发生故障造成的系统无法正常运行的情况。

各单元工作模式切换条件：通过检测直流母线电压变化量和系统功率的供需平衡，经判断后给各单元发送响应的模式切换信号来平滑母线电压稳定和功率供需平衡。各工作模式下至少有一个变流器用于维持直流母线电压稳定，故不同模式直流母线电压波动比较小，电能质量高。

(2)各单元运行控制方法

1)光伏系统的下垂控制方法

对文献“DistributedControlforAytonomousOperationofaThree-PortAC/DC/DSHybridMicrogrid，PengWang，ChiJin，DexuanZhu，IEEETrans.onindustrialelectronics，2014，62(2)：1279-1290.”的下垂控制方法改进后如下：

V_{d c_y} = V_{d c}^{*} + d_{y} P_{d c_y} + i_{d c_y} Z_{d c_y}

对上式进行改写，可得出：

V_{d c_y} - i_{d c_y} Z_{d c_y} - V_{d c}^{*} = V_{d c} - V_{d c}^{*} = d_{y} P_{d c_y}

各微电网单元的发电功率P_{dc_y}按下式计算：

\frac{P_{d c_1}}{P_{d c_1}^{\max}} = \frac{P_{d c_2}}{P_{d c_2}^{\max}} = ...... = \frac{P_{d c_n}}{P_{d c_n}^{\max}} = (\frac{V_{d c} - V_{d c}^{*}}{V_{d c}^{\min} - V_{d c}^{\max}})

其中，为直流母线参考电压，并取为其最大允许电压值，y＝1,2，…n，n为微电网单元个数，V_{dc_y}为第y个微电网单元中DG的端电压，为第y个微电网单元中DG的最大输出功率，为微电网单元的最小允许输出电压，为微电网单元的最大允许输出电压，i_{dc_y}为输出电流，Z_{dc_y}为输出阻抗。

可见，各光伏单元在该控制下可按照各自最大发电功率成相同比例进行发电控制。

2)各储能单元的发电功率控制内环采用电流环控制以加快系统的响应速度和改善控制效果，外环采用等式：

ζ＝(b_z)′P_{sto_z}

b_{z} = \frac{1}{P_{s t o_z}^{\max}}

其中P_{sto_z}代表第z个储能单元的充放电功率，正值表示放电，负值表示充电。b_z为第z个储能单元的下垂系数。

这样，可得出各储能单元的供电功率可按照下式进行分配：

即各储能单元可按照各自储能最大容量成相同的比例进行充放电控制，这样既提高了单个储能单元的供电压力，又提高了系统的安全性和可靠性。

(3)系统协调运行控制方法

定义：

| (V_{d c} - ϵ_{V_{d c}}) | < | {ΔV}_{d c} |_{s}

其中，为直流母线实际电压与参考电压的偏差值，取|ΔV_dc|_s＝20V，光伏单元离网运行且直流母线电压波动在此范围内时，光伏单元和储能单元间不进行功率交换，以减少不必要的损耗。而当直流母线电压波动超过该范围时，需要储能单元充放电来平滑直流母线电压和维持系统内功率的供需平衡。通过检测上式，给光伏单元发送脉冲触发信号，以完成不同情况下各单元的模式切换。

(4)算例分析

为了验证本发明的有效性，在Matlab/Simulink中搭建了如图1所示的直流微电网的并离网仿真实验图。建立了光储直流微电网的系统拓扑结构，设计了380V和700V两条直流母线分别用于接负载和光伏微电网单元间的串联并列运行，且该700V直流母线可作为光伏微电网单元的多母线接入点。

系统包含额定电压为4kW的光伏单元两组；为了验证控制方法的有效性，采用了两组容量均为4.5KWh的储能单元，额定电压分别为200V和100V，并且在本仿真中设置了充放电安全限制，即储能单元SoC>90％停止充电，SoC<10％停止放电；仿真中交流负荷工作电压380V/50HZ，交直流负荷均为可变负荷，以验证系统应对负荷突变等干扰情况下的稳定性和安全性，且负荷按照重要等级划分为三个优先级；直流母线额定电压380V，光伏单元串联备用母线电压700V。

本发明的模式切换策略逻辑如图2所示，在不同的运行条件下，通过切换不同工作模式来平滑母线电压和满足功率供需平衡。图3(a)-(f)分别为本实施例系统在并网运行时光强、光伏单元总功率、交流负荷功率、直流负荷功率、储能单元充放电总功率和交流主网功率变化图，图4(a)、(b)分别为本实施例系统在并网运行时负载母线、700V母线电压变化图，0.5s时光强减弱，1s时直流负荷增加，1.5s时大电网由于故障等原因断开连接且此时交流负荷断开，从图3(a)-(f)可以看出在外部干扰发生时，系统能够很快的做出响应，迅速调整各单元功率分配，以满足功率的供需平衡和维持母线电压稳定。从图4(a)、(b)可以看出，两母线电压响应速度快，波动范围小，实现了平滑切换。

图5(a)-(e)分别为本实施例系统在孤岛运行时光伏单元总功率、交流主网功率、直流负载功率、储能单元充放电总功率和光强变化图，图7为本实施例系统在孤岛运行时直流母线电压变化图，系统在0.5s时光强增加且此时大电网断开连接，1s时负载增加，1.5s时系统减载运行，从图中可以看出各单元模式切换平滑波动小，较好的维持负载稳定运行，且从图6可以看出在稳定运行时直流母线电压波动小，能够平滑切换，较好的为负载提供稳定电压。

图7(a)-(c)分别为本实施例系统在孤岛运行且光伏单元故障时光伏单元总功率、直流负载功率、储能单元充放电总功率变化图；图8为本实施例系统在孤岛运行且光伏单元故障时直流母线电压变化图。0.5s时光伏单元故障，发电为零，0.6s时负荷增加，1.2s甩负荷。从图8可以看出，直流母线电压波动小，较稳定的为负载供电。

图9(a)-(d)分别为本实施例系统在孤岛运行且各储能单元满充退出运行时光强、光伏单元总功率、储能单元充放电总功率和直流负载功率变化图；图10为本实施例系统在孤岛运行且各储能单元满充退出运行时各光伏单元功率分配图；图11为本实施例系统在孤岛运行且各储能单元满充退出运行时直流母线电压变化图。0.5s时光强增加，且此时储能单元满充等原因退出运行，1s时负荷减载运行，1.5s时负荷增加。从图10可以看出，光伏单元由MPPT运行方式切换到下垂控制时，切换平滑波动小，且此后随着负载的变化，各光伏单元严格按照各自容量成比例调整光伏发电出力。图11所示的直流母线电压可以看出，直流母线电压很好的维持稳定，控制效果较好。

图12(a)-(c)分别为本实施例光伏单元和部分储能单元退出运行时的光伏单元总功率、储能单元充放电总功率和直流负载功率变化图；图13为本实施例光伏单元和部分储能单元退出运行时各储能单元功率分配图；图14为本实施例光伏单元和部分储能单元退出运行时直流母线电压变化图。0.5s时光伏单元故障，发电量锐减近零，1s时部分储能单元故障，1.5s时系统减载运行。从图13可以看出，部分单元故障时，系统迅速调整其余储能单元放电功率以满足负载正常供电，各储能单元间能够按照各自容量成相同比例进行充放电，有效降低了单个储能单元的供电压力，可减少单个储能单元的容量，提高了储能单元的可靠性和安全供电，进而维持如图14所示的直流母线电压稳定。综上，可以看出本发明控制方法的有效性。本实施例结合具体微网单元特性进行建模，充分考虑了各种运行模式及多种扰动下系统的暂态和稳态运行控制，且本实施例采用的储能及DG控制方法，降低了单组储能及微网单元变流器的功率等级并提高了系统的安全性和可靠性，同时在一定程度上降低了系统的故障率。

与现有技术相比，本发明对微电网系统中各微网单元建立了具体模型，通过对系统运行划分工作模式并充分考虑各模式下多种扰动的影响，从而实现系统在并离网运行稳态及其相互切换和负荷、发电波动等多种扰动下的稳定运行。本发明依据负载母线电压及具体工况，如附图所示，合理调整控制策略，以实现不同工作模式和工况下系统均能够稳定运行。同时，以电压为控制主体控制各微网单元及微网单元间的协调控制方法，在确保系统稳定运行的基础上避免各微网单元间频繁的功率交换，从而降低了功率损耗。所设计的储能控制方法，除降低了变流器功率等级，提高了系统安全性外，当某一储能单元故障时，其他正常工作的储能单元可以实时调整功率分配，承担负载用电，从而提高了系统的储能的可靠性并降低了储能系统引发的故障率。所设计的光伏等微网单元的下垂控制方法，在必要情况下可以根据负载供电需求实时调整功率分配，且当某个微网单元退出运行时可由其余正常运行的微网单元共同承担负载用电。

Claims

1.一种直流微电网系统的多模式切换协调控制方法，所述的直流微电网系统包括直流微电网和多个储能单元，所述的直流微电网包括多个微电网单元，所述的多个微电网单元和多个储能单元分别与直流母线连接，各所述的微电网单元通过分布式电源DG发电，其特征在于，所述的直流微电网系统的多模式切换协调控制方法包括以下步骤：

S421，直流微电网进行下垂控制发电；

S422，直流微电网给相应储能单元充电；

所述的直流微电网系统在步骤S21和S22中的工作模式为第一工作模式，在步骤S41和S422中的工作模式为第二工作模式，在步骤S421和S51中的工作模式为第三工作模式，在步骤S52中的工作模式为第四工作模式。

2.根据权利要求1所述的一种直流微电网系统的多模式切换协调控制方法，其特征在于，所述的第一工作模式和第二工作模式中，直流微电网中的DG进行MPPT控制发电。

3.根据权利要求1所述的一种直流微电网系统的多模式切换协调控制方法，其特征在于，所述的步骤S511和S512中，若直流微电网进行MPPT控制发电后功率仍小于直流母线负载功率，则直流母线进行次要负荷切除动作，再进行下垂控制。

4.根据权利要求1所述的一种直流微电网系统的多模式切换协调控制方法，其特征在于，所述的直流母线连接直流负荷，同时直流母线通过DC/AC变换器连接交流负荷。

5.根据权利要求1所述的一种直流微电网系统的多模式切换协调控制方法，其特征在于，所述的第二工作模式下，直流微电网进行下垂控制发电具体如下：

V_{d c_y} - i_{d c_y} Z_{d c_y} - V_{d c}^{*} = V_{d c} - V_{d c}^{*} = d_{y} P_{d c_y}

各微电网单元的发电功率P_{dc_y}按下式计算：

\frac{P_{d c_1}}{P_{d c_1}^{\max}} = \frac{P_{d c_2}}{P_{d c_2}^{\max}} = ... ... = \frac{P_{d c_n}}{P_{d c_n}^{\max}} = (\frac{V_{d c} - V_{d c}^{*}}{V_{d c}^{\min} - V_{d c}^{\max}})

其中，为直流母线参考电压，y＝1,2，…n，n为微电网单元个数，V_{dc_y}为第y个微电网单元中DG的端电压，为第y个微电网单元中DG的最大输出功率，为微电网单元的最小允许输出电压，为微电网单元的最大允许输出电压，i_{dc_y}为输出电流，Z_{dc_y}为输出阻抗。

6.根据权利要求1所述的一种直流微电网系统的多模式切换协调控制方法，其特征在于，各所述的储能单元充放电功率与其储能最大容量呈正比。