能源危機(jī)和環(huán)境污染問題已經(jīng)引起了世界各國(guó)的廣泛關(guān)注，大力開發(fā)和利用可再生能源進(jìn)行并網(wǎng)發(fā)電是解決上述問題的主要措施,。在目前配電網(wǎng)中,，交流配電網(wǎng)仍然為主流形式，其更加適合交流分布式電源接入,，而接入直流分布式電源和儲(chǔ)能單元時(shí)需要電力電子裝置實(shí)現(xiàn)能量轉(zhuǎn)換,，增加了能量轉(zhuǎn)換次數(shù)和投資成本，降低了工作效率,。隨著直流負(fù)荷的不斷增加,，直流配電網(wǎng)的研究得到了快速發(fā)展，與傳統(tǒng)交流配電網(wǎng)相比,，直流配電網(wǎng)具有轉(zhuǎn)換次數(shù)少,、效率高、成本低,、控制結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單,、無需考慮頻率和相位以及無功補(bǔ)償設(shè)備等優(yōu)勢(shì)。

盡管直流配電網(wǎng)具有特有的優(yōu)勢(shì),，然而由于交流配電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施完善,、交流電源和負(fù)載的長(zhǎng)期存在，直流配電網(wǎng)難以取代交流配電網(wǎng),；此外,，在交流配電網(wǎng)和直流配電網(wǎng)中，直流負(fù)載和交流負(fù)載的供電需要經(jīng)過AC/DC和DC/AC變換器進(jìn)行能量轉(zhuǎn)換,。而采用交直流混合配電網(wǎng),，交流負(fù)載和直流負(fù)載可以分別接入交流母線和直流母線，減小能量轉(zhuǎn)換環(huán)節(jié),，降低成本,，使得交直流負(fù)載更易于接入系統(tǒng)，因此交直流混合配電網(wǎng)是未來配電網(wǎng)的發(fā)展趨勢(shì),。

交直流混合配電網(wǎng)中通常集成了多個(gè)柔性互聯(lián)裝置,、分布式發(fā)電單元、負(fù)載單元以及儲(chǔ)能單元,，如何實(shí)現(xiàn)多個(gè)單元之間的協(xié)調(diào)控制以確保整個(gè)系統(tǒng)安全可靠運(yùn)行是交直流混合配電網(wǎng)發(fā)展的主要技術(shù)挑戰(zhàn),。針對(duì)這一問題，提出了交直流混合配電網(wǎng)的協(xié)調(diào)控制方法,，考慮了交直流混合配電網(wǎng)的正常運(yùn)行和交流側(cè)發(fā)生短路故障2種情況,，給出了2種不同運(yùn)行模式下不同單元的控制策略,，并且通過仿真軟件對(duì)所提出的控制策略進(jìn)行了仿真研究。

交直流混合配電網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)見圖1,，內(nèi)部含有3個(gè)柔性互聯(lián)裝置,，其直接通過直流母線進(jìn)行互聯(lián)，交流側(cè)接有交流本地負(fù)載,，直流側(cè)集成了光伏發(fā)電單元,，蓄電池儲(chǔ)能系統(tǒng)以及直流負(fù)載，當(dāng)直流負(fù)載電壓等級(jí)與母線電壓等級(jí)不匹配時(shí)可以通過DC/DC變換器進(jìn)行轉(zhuǎn)換,。

圖1 交直流混合配電網(wǎng)的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

交直流混合配電網(wǎng)通過采用柔性互聯(lián)裝置實(shí)現(xiàn)交流網(wǎng)絡(luò)和直流網(wǎng)絡(luò)互聯(lián),，通過對(duì)互聯(lián)裝置的控制能夠?qū)崿F(xiàn)能量雙向流動(dòng)、功率因數(shù)可控和不間斷供電等功能,。光伏發(fā)電單元由光伏電池板和Boost變換器構(gòu)成,，主要控制目標(biāo)是實(shí)現(xiàn)最大功率跟蹤。儲(chǔ)能單元采用蓄電池和雙向buck-boost變換器構(gòu)成,。采用交直流混合配電網(wǎng),，可以將直流負(fù)載直接接入或者通過DC/DC變換器接入直流母線中減少能量轉(zhuǎn)換次數(shù)，提升效率,。交流母線可以接入交流分布式發(fā)電單元和交流負(fù)載,，在運(yùn)行過程中，當(dāng)直流網(wǎng)絡(luò)內(nèi)部功率出現(xiàn)缺額時(shí)可以通過交流網(wǎng)絡(luò)提供支持,，反之可以通過直流網(wǎng)絡(luò)向交流網(wǎng)絡(luò)提供功率支持。在三端互聯(lián)裝置交流側(cè)出現(xiàn)短路故障時(shí),，保護(hù)裝置將會(huì)對(duì)故障區(qū)域進(jìn)行隔離,，可以改變互聯(lián)裝置的控制策略實(shí)現(xiàn)重要負(fù)載的不間斷供電，提高系統(tǒng)可靠性,。

2.1 運(yùn)行模式

交直流混合配電網(wǎng)存在2種運(yùn)行情況：正常運(yùn)行和交流側(cè)發(fā)生短路故障,。下面分別對(duì)2種運(yùn)行模式進(jìn)行分析。

1）當(dāng)正常運(yùn)行時(shí),，光伏發(fā)電單元采用最大功率點(diǎn)跟蹤（maximum power point tracking,，MPPT）控制策略實(shí)現(xiàn)太陽能最大化利用，為了避免蓄電池出現(xiàn)頻繁充放電現(xiàn)象,，設(shè)置正常運(yùn)行情況下蓄電池儲(chǔ)能系統(tǒng)工作在待機(jī)模式,。多個(gè)柔性互聯(lián)裝置采用直流下垂控制對(duì)直流網(wǎng)絡(luò)負(fù)載功率進(jìn)行均分，而交流負(fù)載功率主要由大電網(wǎng)提供,。

2）當(dāng)交流側(cè)出現(xiàn)三相短路等故障時(shí),，保護(hù)裝置會(huì)跳閘，同時(shí)使得互聯(lián)裝置的控制策略由直流下垂控制切換至恒壓恒頻（constant voltage constant frequency,，CVCF）控制策略,，以維持交流本地負(fù)載的電壓和頻率恒定,，實(shí)現(xiàn)重要負(fù)載的不間斷供電，而非故障側(cè)互聯(lián)裝置仍然采用直流下垂控制維持直流電壓在允許運(yùn)行范圍內(nèi),。在極端情況下,，3個(gè)交流源均出現(xiàn)短路故障時(shí)，為了保證交流網(wǎng)絡(luò)和直流網(wǎng)絡(luò)的穩(wěn)定運(yùn)行,，不僅需要切換互聯(lián)裝置的控制策略,，同時(shí)需要啟動(dòng)蓄電池儲(chǔ)能系統(tǒng)由待機(jī)模式轉(zhuǎn)為直流下垂控制策略，保證直流系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行,。

2.2 控制模式

為了保證交直流混合配電網(wǎng)在正常運(yùn)行和交流側(cè)發(fā)生短路故障情況下能夠安全穩(wěn)定運(yùn)行,，需要對(duì)不同單元的電力電子裝置控制策略進(jìn)行深入研究，下面分別對(duì)互聯(lián)裝置,、儲(chǔ)能單元和光伏單元的控制策略進(jìn)行詳細(xì)分析,。

2.2.1 互聯(lián)裝置的控制策略

互聯(lián)裝置的控制框圖見圖2，主要包括直流下垂控制和CVCF控制策略,。圖中：和U_dc分別為互聯(lián)裝置直流電壓參考值和實(shí)際值,；i_dc為直流電流；為內(nèi)環(huán)電流指令,；為電感電流,；和分別為交流電壓參考值和實(shí)際值；I_max和I_min分別為電流最大值和最小值,；g_vsc為互聯(lián)裝置驅(qū)動(dòng)信號(hào),。

圖2 互聯(lián)直流裝置的控制框圖

在正常運(yùn)行情況，為了使多個(gè)換流站均分直流網(wǎng)絡(luò)負(fù)載功率并且維持直流電壓恒定,，采用直流下垂控制策略,。直流下垂控制存在2種形式：直流電流和電壓下垂法、功率和直流電壓下垂法,，在此選用前者,，直流下垂控制等式可以表示為：

                                  （1）

式中：U_dc(n) 為第n臺(tái)互聯(lián)裝置的直流電壓，V,；為直流電壓參考值,，V；k(n) 為第n臺(tái)互聯(lián)裝置的下垂系數(shù),，V/A,；i_dc(n) 為第n臺(tái)互聯(lián)裝置變換器的直流電流，A,。

由于線路阻抗的不一致導(dǎo)致多臺(tái)互聯(lián)裝置輸出直流電壓不同,，因此無法按照容量比例進(jìn)行功率均分，為了抑制線路阻抗的影響,，通常采用虛擬阻抗技術(shù),，增加虛擬阻抗來減小各支路阻抗的差異提高功率均分精度,，通過合理的選取虛擬阻抗能夠?qū)崿F(xiàn)功率按照容量比例分配。

直流下垂控制策略通過下垂特性曲線生成直流電壓參考值,，然后采用直流電壓外環(huán)和電流內(nèi)環(huán)控制,，其中電流內(nèi)環(huán)采用靜止坐標(biāo)系下的控制策略，運(yùn)用比例諧振調(diào)節(jié)器實(shí)現(xiàn)對(duì)交流電壓誤差信號(hào)的零穩(wěn)態(tài)誤差調(diào)節(jié),。CVCF控制策略同樣采用靜止坐標(biāo)系下控制,，通過交流電壓外環(huán)和輸出電流內(nèi)環(huán)控制實(shí)現(xiàn)交流側(cè)電壓和頻率控制。

2.2.2 蓄電池儲(chǔ)能系統(tǒng)的控制策略

蓄電池儲(chǔ)能系統(tǒng)（battery energy storage system,，BESS）的控制框圖見圖3,。圖中：和U_dcb分別為BESS輸出端直流電壓參考值和實(shí)際值；k_pb為下垂系數(shù),；i_dcb為儲(chǔ)能系統(tǒng)輸出直流電流,；和I_b分別為蓄電池內(nèi)環(huán)電流指令值和實(shí)際值；P_bmax和P_bmin分別為儲(chǔ)能系統(tǒng)輸出功率最大值和最小值,；g_b為儲(chǔ)能系統(tǒng)的驅(qū)動(dòng)信號(hào),。

圖3 蓄電池儲(chǔ)能系統(tǒng)的控制結(jié)構(gòu)

儲(chǔ)能系統(tǒng)包括直流下垂控制和停止控制。在正常運(yùn)行情況下,，多端互聯(lián)變換器負(fù)責(zé)控制直流母線電壓,，而儲(chǔ)能系統(tǒng)此時(shí)處于停止模式，設(shè)置電流指令值為0,，通過閉環(huán)控制使得實(shí)際輸出電流為零,。在交流側(cè)發(fā)生三相短路故障時(shí)，保護(hù)裝置跳閘隔離故障區(qū)域,，由于互聯(lián)裝置的交流側(cè)失去外部電網(wǎng)的電壓和頻率支撐,，因此需要調(diào)整互聯(lián)裝置的控制策略使其切換到CVCF控制，此時(shí)需要通過直流網(wǎng)絡(luò)向交流網(wǎng)絡(luò)提供功率支持,，蓄電池儲(chǔ)能系統(tǒng)由停止模式切換到直流下垂控制模式，維持直流電壓在允許范圍內(nèi),。

2.2.3 光伏發(fā)電系統(tǒng)控制策略

光伏發(fā)電系統(tǒng)的控制框圖見圖4,，圖中：和U_dcv分別為光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出端直流電壓參考值和實(shí)際值；k_pv為下垂系數(shù),；i_dcv為光伏系統(tǒng)輸出直流電流,；和I_v分別為內(nèi)環(huán)電流指令值和實(shí)際值；I_vmax和I_vmin分別為輸出電流最大值和最小值,；U_pv和I_pv分別為光伏電池板輸出電壓和電流,；g_pv為光伏發(fā)電系統(tǒng)的驅(qū)動(dòng)信號(hào)。

圖4 光伏發(fā)電系統(tǒng)的控制框圖

光伏發(fā)電系統(tǒng)主要包括MPPT控制和直流下垂控制,。MPPT方法采用擾動(dòng)觀察法,，通過檢測(cè)電池電壓和電流送入MPPT模塊得到占空比,，直接控制升壓變換器開關(guān)管，實(shí)現(xiàn)最大功率跟蹤,。直流下垂控制主要應(yīng)用于蓄電池SOC達(dá)到上限時(shí),，將光伏發(fā)電單元切換到直流下垂控制，實(shí)現(xiàn)降功率運(yùn)行,。

為了驗(yàn)證所提出控制算法的有效性,，采用Maltab/Simulink仿真軟件進(jìn)行仿真研究，系統(tǒng)結(jié)構(gòu)見圖1,。設(shè)置三端互聯(lián)變換器額定功率為60kW,；交流電壓為380V/50Hz；直流母線電壓為800V,；三端柔性互聯(lián)裝置的交流側(cè)負(fù)載之和為90kW,，其中重要負(fù)荷為30kW、非重要負(fù)荷為60kW,，且分布對(duì)稱,；直流負(fù)載為45kW，其中重要負(fù)荷為15kW,、非重要負(fù)荷為30kW,；2個(gè)光伏發(fā)電系統(tǒng)的額定功率為30kW；為了保證重要負(fù)荷不間斷供電,，儲(chǔ)能系統(tǒng)額定功率為60kW,，蓄電池容量為40Ah。

3.1 單臺(tái)換流站交流側(cè)短路故障情況

首先對(duì)單臺(tái)換流站交流側(cè)發(fā)生短路故障情況進(jìn)行仿真研究,，仿真結(jié)果見圖5,。

圖5  單臺(tái)換流站交流側(cè)短路故障情況的仿真結(jié)果

圖5中初始條件光照強(qiáng)度為800W/m²，直流網(wǎng)絡(luò)負(fù)載為45kW,，直流電壓由三端柔性互聯(lián)裝置進(jìn)行控制,，直流電壓在允許運(yùn)行范圍內(nèi)，為了減小蓄電池頻繁充電和放電次數(shù),，儲(chǔ)能系統(tǒng)處于待機(jī)狀態(tài),。在0.5s時(shí)，光照強(qiáng)度由800W/m²突變到1000W/m²,，光伏輸出功率增加且大于直流負(fù)載功率,，因此多余的功率可以通過柔性互聯(lián)裝置傳輸給電網(wǎng)。在1s時(shí),，換流站3交流側(cè)出現(xiàn)短路故障,，斷路器跳閘隔離故障區(qū)域，換流站3由直流下垂切換到CVCF控制維持交流電壓和頻率不變，輸出功率為10kW提供給重要負(fù)載,，換流站1和2仍然采用直流下垂控制維持直流電壓在允許運(yùn)行范圍內(nèi),。在1.5s時(shí)，直流網(wǎng)絡(luò)內(nèi)部非重要負(fù)載由30kW減小到20kW,，經(jīng)過調(diào)整直流電壓能夠保持穩(wěn)定,。在2s時(shí)，電網(wǎng)故障清除,，換流站3由CVCF控制切換到直流下垂控制,，三端換流站同時(shí)控制直流電壓且實(shí)現(xiàn)功率均分。

3.2 三臺(tái)換流站交流側(cè)短路故障情況

對(duì)三臺(tái)換流站交流側(cè)發(fā)生短路故障情況進(jìn)行仿真研究,，仿真結(jié)果見圖6,。

圖6 3臺(tái)換流站交流側(cè)短路故障情況的仿真結(jié)果

圖6給出了三臺(tái)換流站交流側(cè)短路故障情況下的仿真結(jié)果。在初始條件下,，光照強(qiáng)度為800W/m²,，直流網(wǎng)絡(luò)負(fù)載為15kW重要負(fù)荷，交流側(cè)接入30kW的重要負(fù)荷,。在0.5s時(shí),，三臺(tái)換流站交流側(cè)均發(fā)生短路故障，為了保證重要負(fù)荷不間斷供電,，三臺(tái)換流站由直流下垂控制切換為CVCF控制保證交流本地電壓幅值和頻率恒定,，并且啟動(dòng)直流網(wǎng)絡(luò)內(nèi)部蓄電池儲(chǔ)能系統(tǒng)由待機(jī)模式切換至直流下垂控制維持直流電壓在允許范圍內(nèi)。在1s時(shí)光照強(qiáng)度突變至1000W/m²,，光伏發(fā)電單元輸出功率增加,，儲(chǔ)能吸收功率增加。在1.5s時(shí),，直流負(fù)荷增加了20kW,，此時(shí)分布式發(fā)電單元輸出功率小于負(fù)載需求功率，因此儲(chǔ)能系統(tǒng)放電運(yùn)行補(bǔ)償功率的不足,；在2s時(shí),，直流負(fù)荷減小了20kW，此時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)充電運(yùn)行,，因此可以看出在光照強(qiáng)度變化和負(fù)載投切情況下儲(chǔ)能變換器都能夠保證直流電壓在允許運(yùn)行范圍內(nèi),，系統(tǒng)動(dòng)態(tài)和穩(wěn)態(tài)性能良好。

本文提出了含柔性互聯(lián)裝置的交直流混合配電網(wǎng)協(xié)調(diào)控制方法,。分析了正常運(yùn)行和交流側(cè)發(fā)生短路故障情況下互聯(lián)裝置、光伏發(fā)電單元以及儲(chǔ)能單元的運(yùn)行模式,，并且給出了相應(yīng)的控制策略,。為了驗(yàn)證所提出控制策略的有效性和可行性，通過Matlab/Simulink仿真軟件搭建了含三端柔性互聯(lián)裝置的交直流混合配電網(wǎng)仿真平臺(tái)進(jìn)行仿真研究,，仿真結(jié)果表明所提出的控制策略能夠在光照強(qiáng)度變化和負(fù)載投切情況下保證系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行,，而且在一端或者三端換流站交流側(cè)發(fā)生短路故障時(shí),，通過切換柔性互聯(lián)裝置和儲(chǔ)能裝置的控制策略不僅可以保證直流電壓運(yùn)行在允許范圍內(nèi)，而且可以對(duì)交流側(cè)電壓和頻率進(jìn)行控制,，維持重要負(fù)荷不間斷供電,。