光储直流微网分散式协调控制运行策略
李显国++戴瑜兴++周稳+毕大强
摘 要： 针对光储直流微电网，提出一种完全分散式的协调控制运行策略。分析了系统内各个变流器接口控制及其协调控制方法、功率分配与能量管理原理。设计包含孤岛、并网两种工作运行模式，保障系统内新能源发电的充分利用、交流与直流重要负荷的可靠供电以及各工况下系统的稳定运行。采用Matlab/Simulink进行仿真研究，仿真结果表明了所提协调控制运行策略的正确性与可行性。
关键词： 直流微网； 分散式协调控制； 能量管理； Matlab
中图分类号： TN108+.4?34； TM712 文献标识码： A 文章编号： 1004?373X（2017）12?0001?05
Abstract： A fully decentralized coordination control operation strategy for DC microgrid of photovoltaic and energy storage system is put forward. The interface control， coordination control method， power distribution and energy management principle of each converter in the system are analyzed. The operation modes of island and grid connection are included in the strategy to guarantee the sufficient utilization of the new energy power generation in the system， reliable power supply for AC and DC important loads， and system stable operation under steady and transient conditions. The simulation research was performed with Matlab/Simulink. The simulation results show that the coordination control operation strategy is effective and feasible.
Keywords： DC microgrid； decentralized coordination control； energy management； Matlab
0 引 言
微電网因其很好地协调了分布式发电与大电网间的矛盾，近来得到了广泛的研究，微电网分为直流微电网、交流微电网与交直流混合微电网三种形式[1?3]。直流微网与交流微网相比，无相位同步、集肤效应、交流损耗、频率稳定性等问题，更便于光伏电池、蓄电池等直流电源和电动汽车、超级电容等直流负载的连接[4?5]。直流微网系统包括光伏接口变流器、储能系统接口变流器、交直流接口变流器等变流单元，因此如何协调管理各接口单元的能量控制方法成为研究热点[6?10]。
文献[6]采用双向DC?AC变流器作为集中控制器调节直流母线电压，而光伏单元与储能单元没有参与系统能量管理，故系统可靠性较低且动态响应慢。文献[7]针对光储直流微网系统，提出一种基于直流母线电压信息的能量管理方法，虽兼顾系统孤岛和并网工况下的稳定运行，但其未考虑交流本地负荷，难以满足实际应用。文献[8]将直流母线电压分层协同控制策略应用于风电直流微电网中，实现系统内各变流器无需相互通信的协调控制，但其在并网工况下，设计了削减风力发电出力的策略，不利于最大限度的利用新能源能量。文献[9]提出一种主从形式协调控制方法，实现交直流混合微电网在孤岛与并网工况下的功率平衡分配，但其需要通信线的集中控制，稳定性不高。
针对上述研究不足，本文结合当前供电方式，设计了一种光储直流微电网结构，针对所设计结构，基于直流母线电压信号分层策略，完全分散无需通信进行系统内的各能量源的协调控制，设计各个变流器的自治运行及其切换控制方法，维持直流母线平稳，保障直流与交流重要负荷的供电可靠性，实现新能源发电的最大化利用。
1 光储直流微网系统结构
所设计的直流微网系统如图1所示，光伏发电单元通过单向DC/DC变流器将能量送入直流母线。储能单元通过双向DC/DC 变流器与直流总线连接，实现能量的储存与调节。DC/AC双向变流器连接直流母线与大电网，实现能量的双向流动。
2 接口变流器控制策略
本文设计的光储直流微网系统结构内主要控制单元有光伏接口变流器、储能接口变流器和交直流接口变流器。
2.1 光伏接口变流器控制方法
直流微网内部光伏电池可采取的控制策略有MPPT（最大功率点跟踪），CVT（恒压控制），图2为其控制原理。图中：，分别为光伏电池电压、电流；为直流母线电压；为恒压控制（CVT）模式下参考电压。
2.2 储能接口变流器控制方法
储能蓄电池采用双向DC/DC进行充放电控制，图3为其控制原理。根据直流母线电压的不同，分为限流控制和稳压控制模式。
图3中，分别为储能电池电流、电压，为电池限流控制参考电流。
2.3 网侧接口变流器控制方法
连接直流母线与大电网的双向AC/DC变流器控制原理如图4所示，并网时采用单位功率因素控制，孤岛时采用恒频恒压（V/f）控制。图中，，，分别为孤岛控制模式下的参考频率、参考电压分量和参考相位。，，，分别为变流器输出电压和电流经Park变流得到的有功与无功分量。为直流母线电压，为并网锁相环（SPLL）输出相位。
3 系统能量协调控制策略
3.1 直流母线电压的分层策略
本文提出的协调控制运行策略，将直流母线电压的变化作为系统控制的关键信息量。依据在允许波动范围内直流母线电压的变化，对直流母线电压划分区域分析，如图5所示。
图5中y轴S代表直流母线电压所处层次，y轴Udc为直流电压标幺值处理。以参考电压Ub为额定参照电压Un，允许电压在±10%内波动，将0.9Un～1.1Un内电压分为5层。依据微网系统的状态，在各个层级下，需要工作稳定在一个参考电压，分别为Ua～Uc。其中Ua，Ub，Uc分别为第1层及第2层，第3层，第4层及第5层的参考电压。图中U1～U4为电压分层切换的门槛电压。
3.2 并网工况控制策略
根据直流母线电压在并网模式下所处不同层次，系统各部分控制策略如表1所示。
表1 并网控制策略
由于微网内部负荷需求与微源之间能量供需会不断变化，会引起直流母线电压也发生相应变化。因此为充分利用光伏微源发电以及保障直流和交流重要负荷的持续稳定供电，根据直流母线电压所处不同层次设计如下能量协调控制策略。
第1层时，负载持续重载，使Udc<u1，系统内功率状态为：
式中：PPV为光伏接口提供功率；Pbat为储能接口交换功率；Pg为网侧变流器与大电网交换功率；Pload1为直流重要负荷；Pload2为直流可控负荷；Pload3为交流负荷。此时说明储能最大上限放电，网侧变流器整流输出达上限。采取由变流器恒功率向直流微网侧输入电能，光伏电池继续进行MPPT控制，卸载部分可控负荷，使直流母线上升，减少系统功率缺额，回到第2层稳定工作。
第2层时，直流母线电压U1<udc<u2，系统内负荷重载导致储能以最大上限放电，依然维持不了直流母线电压稳定，向下跌落。通过从大电网侧吸收能量，采用光伏持续mppt控制，网侧整流能稳定直流母线电压在ua处，系统内达到下式所示功率平衡：
第3层时，直流母线电压U2<udc<u3，系统内功率状态：
此时微网系统能自治运行，出于对大电网建立友好型微电网，希望与大电网的功率交换为Pg=0，储能能够维持系统内功率平衡。采用储能进行调节维持直流母线电压运行在额定电压Ub，控制网侧逆变供给交流负荷使与大电网交换能量为0。
第4层时，直流母线电压Ub<udc<u4，系统内功率状态：
此时，负荷持续轻载，光伏发电充足，储能吸收已达到上限，此时直流微网侧功率发电富余，储能无法维持直流母线电压，采用网侧逆变稳压控制向大电网输送富余能量，使直流母线电压维持在Uc稳定运行。
第5层时，直流母线电压Udc>U4，系统内功率状态：
此时，系统内负荷持续轻载，光伏发电充足，储能吸收已达到上限，且网侧变流器输出功率也达到上限，导致直流母线电压会持续上升。需要对光伏微源进行CVT控制，减少光伏发出功率来维持系统内功率供需平衡。
3.3 孤岛工况控制策略
孤岛模式下，无电网支撑，储能接口将起主要稳压作用，同时网侧变流器将采取恒频恒压（V/f）控制。基于直流母线电压所处不同层次，依然将直流母线电压分为5层，各层控制策略设计如表2所示。
表2 孤岛控制策略
第1层时，直流母线电压Udc<u1，系统内负荷重载，功率状态：
系统内光伏微源发电不足、储能放电达到输出上限等情况，功率缺额较大，导致直流母线电压下降，此时，为了保障系统正常运行，采取卸载可控直流负荷操作，储能上限放电，使直流母线电压回升至第2，3层工作。
第2层时，U1<udc<u2，系统内功率状态：
系統内能量供需能够维持平衡，但此时的功率负荷较重，导致直流母线电压还是会比较低，采取储能侧放电将直流母线电压稳定在Ua进行工作。
第3层时，U2<udc<u3，系统内功率情况也满足式（7），但是此时的情况是由于负载处于额定范围之内，母线电压在额定电压较小范围内波动，通过储能对直流母线进行稳压在ub额定电压控制。
第4，5层时，U3<udc，系统内功率状态为：
系统负荷轻载，大量功率富余，此时储能系统工作方式为满上限限流充电，促使直流母线电压下降，同时通过调整光伏微源为恒压控制（CVT）模式，降低光伏输出功率，将电压稳定在Uc工作。
4 仿真验证
本文采用Matlab/Simulink进行了系统仿真研究，搭建了如图1所示的直流微电网系统。光伏发电单元最大额定发电，输出有功功率为30 kW，储能蓄电池提供20 kW充放电支撑，充分保障孤岛极端情况对重要负荷的供电，直流额定重要负荷为10 kW，交流额定负荷有功功率为10 kW，直流母线额定电压为600 V。
4.1 并网运行
仿真为验证在并网情况下第3.2节所设计的控制策略的正确性，通过变动直流负荷，造成功率波动，从而改变直流母线电压，来验证不同层的协调控制情况。设计每0.1 s改变直流母线电压，仿真结果如图6所示。
t=0～0.1 s时，图6（a）中此时直流母线电压分层处于第3层工作状态，此时直流负荷处于额定负荷范围内，光伏电池与储能可以向直流负荷与交流负荷稳定供电。由图6（b）可知储能进行放电稳压，由于交流负荷一直是满载有功功率10 kW。由图6（c）可知，网侧变流器能够逆变稳定提供。由图6（d）可知，电网侧无能量输入，启动有部分输送是电网对交流负荷与直流微电网进行支撑，过0.02 s一个工频周期后，开始正常工作。
t=0.1～0.2 s时，通过大量减少直流负荷造成直流微网系统内能量剩余，这种情况出现的可能性比较小，一般处于直流微网内空载，且微源全力发电，储能限流吸收时。图6（b）储能以设定功率大量充电，此时如图6（c）所示网侧变流器逆变输出功率大幅增加，而电网侧如图6（d）所示还能有交流负荷满额消耗后多余能量输入。
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</udc</udc
t=0.2～0.3 s时，通过调节直流负荷至轻载，直流母线电压如图6（a）回落至第4层。如图6（b）中可知储能侧以输入上限充电，此时直流母线电压由图6（c）所示网侧逆变调节稳压，如图6（d）中反应大电网一直吸收富余能量。
t=0.3～0.4 s时，采取额定直流负荷稍微减小，使光伏微源完全独立供给额定直流负荷与交流负荷，且有富余由储能稳压吸收。
t=0.4～0.5 s时，为系统内直流负荷满载至重载情况，微源出力不足。母线电压如图6（a）跌至第1层，储能需要如图6（b）所示快速上限大电流放电，同时大电网侧如图6（d）所示大量整流输出提供支撑，同时卸载部分可控负荷，使直流母线回升稳定至图6（a）所示第2层工作，由图6（b）所示储能侧进行非输出上限限流放电，交流主网如图6（c）、（d）所示通过网侧接口进行整流输出来达到稳压控制及给交流负载供电。
4.2 孤岛工况
搭建的仿真模型与并网工况一样，但是断开大电网。对第3.3节中所设计策略进行验证，仿真结果如图7所示。
t=0～0.1 s时，如图7（a）所示直流母线电压维持在第3层，通过图7（b）所示储能维持在额定电压，交流重要负荷设定为10 kW，如图7（c）中所示一直持续采用V/f对其稳定供电。光伏微源由图7（d）可知一直做MPPT控制。
t=0.1～0.2 s时，如图7（d）可知此时仿真光伏停止工作，由储能满载运行，孤岛运行存在设计额定储能最大输出功率，光伏微源不出力情况下且无大电网支撑，无法满足内部负荷满载。需要进行卸荷保证重要负荷的持续供电。
当负荷过重如图7（a）中所示电压跌落至第1层，马上通过卸荷操作，使负荷减压回升至第2层，由图7（b）、图7（c）所示可知储能能够大量放电稳压的同时也保障了直流与交流重要负荷持续供电。
t=0.2～0.4 s时，每0.1 s减轻加入的可控直流负荷Pload2，如图7（d）所示光伏微源做MPPT控制，供给负荷之外的余量如图7（b）储能侧吸收充电调节稳压，直流母线电压如图7（a）所示，通过储能维持在额定电压。
t=0.4～0.5 s时，模拟轻载且光伏发电充足情况下，微网内部将有大量富余能量，如图7（a）所示电压将抬升至第4层，此时通过如图7（b）所示储能大量吸收，以及如图7（c）保障交流负荷持续供电时，光伏侧出力进行调整，如图7（d）采用CVT控制，使直流微网内部直流母线电压稳定。
5 结 语
本文针对光储直流微电网系统，设计一种直流微电网结构，理论分析了相关接口变流器之间的协调控制原理和孤岛、并网两种工况的运行原理。仿真结果表明，微电网系统实现了各工况下无需通信线的分散控制和自治运行；充分利用了新能源发电，实现了就地消纳；保障了光储直流微电网中直流母线电压稳定、系统内重要负荷的供电可靠性。
参考文献
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[10] 王鹤，李国庆.含多种分布式电源的微电网控制策略[J].电力自动化设备，2012，32（5）：19?23.
摘 要： 针对光储直流微电网，提出一种完全分散式的协调控制运行策略。分析了系统内各个变流器接口控制及其协调控制方法、功率分配与能量管理原理。设计包含孤岛、并网两种工作运行模式，保障系统内新能源发电的充分利用、交流与直流重要负荷的可靠供电以及各工况下系统的稳定运行。采用Matlab/Simulink进行仿真研究，仿真结果表明了所提协调控制运行策略的正确性与可行性。
关键词： 直流微网； 分散式协调控制； 能量管理； Matlab
中图分类号： TN108+.4?34； TM712 文献标识码： A 文章编号： 1004?373X（2017）12?0001?05
Abstract： A fully decentralized coordination control operation strategy for DC microgrid of photovoltaic and energy storage system is put forward. The interface control， coordination control method， power distribution and energy management principle of each converter in the system are analyzed. The operation modes of island and grid connection are included in the strategy to guarantee the sufficient utilization of the new energy power generation in the system， reliable power supply for AC and DC important loads， and system stable operation under steady and transient conditions. The simulation research was performed with Matlab/Simulink. The simulation results show that the coordination control operation strategy is effective and feasible.
Keywords： DC microgrid； decentralized coordination control； energy management； Matlab
0 引 言
微電网因其很好地协调了分布式发电与大电网间的矛盾，近来得到了广泛的研究，微电网分为直流微电网、交流微电网与交直流混合微电网三种形式[1?3]。直流微网与交流微网相比，无相位同步、集肤效应、交流损耗、频率稳定性等问题，更便于光伏电池、蓄电池等直流电源和电动汽车、超级电容等直流负载的连接[4?5]。直流微网系统包括光伏接口变流器、储能系统接口变流器、交直流接口变流器等变流单元，因此如何协调管理各接口单元的能量控制方法成为研究热点[6?10]。
文献[6]采用双向DC?AC变流器作为集中控制器调节直流母线电压，而光伏单元与储能单元没有参与系统能量管理，故系统可靠性较低且动态响应慢。文献[7]针对光储直流微网系统，提出一种基于直流母线电压信息的能量管理方法，虽兼顾系统孤岛和并网工况下的稳定运行，但其未考虑交流本地负荷，难以满足实际应用。文献[8]将直流母线电压分层协同控制策略应用于风电直流微电网中，实现系统内各变流器无需相互通信的协调控制，但其在并网工况下，设计了削减风力发电出力的策略，不利于最大限度的利用新能源能量。文献[9]提出一种主从形式协调控制方法，实现交直流混合微电网在孤岛与并网工况下的功率平衡分配，但其需要通信线的集中控制，稳定性不高。
针对上述研究不足，本文结合当前供电方式，设计了一种光储直流微电网结构，针对所设计结构，基于直流母线电压信号分层策略，完全分散无需通信进行系统内的各能量源的协调控制，设计各个变流器的自治运行及其切换控制方法，维持直流母线平稳，保障直流与交流重要负荷的供电可靠性，实现新能源发电的最大化利用。
1 光储直流微网系统结构
所设计的直流微网系统如图1所示，光伏发电单元通过单向DC/DC变流器将能量送入直流母线。储能单元通过双向DC/DC 变流器与直流总线连接，实现能量的储存与调节。DC/AC双向变流器连接直流母线与大电网，实现能量的双向流动。
2 接口变流器控制策略
本文设计的光储直流微网系统结构内主要控制单元有光伏接口变流器、储能接口变流器和交直流接口变流器。
2.1 光伏接口变流器控制方法
直流微网内部光伏电池可采取的控制策略有MPPT（最大功率点跟踪），CVT（恒压控制），图2为其控制原理。图中：，分别为光伏电池电压、电流；为直流母线电压；为恒压控制（CVT）模式下参考电压。
2.2 储能接口变流器控制方法
储能蓄电池采用双向DC/DC进行充放电控制，图3为其控制原理。根据直流母线电压的不同，分为限流控制和稳压控制模式。
图3中，分别为储能电池电流、电压，为电池限流控制参考电流。
2.3 网侧接口变流器控制方法
连接直流母线与大电网的双向AC/DC变流器控制原理如图4所示，并网时采用单位功率因素控制，孤岛时采用恒频恒压（V/f）控制。图中，，，分别为孤岛控制模式下的参考频率、参考电压分量和参考相位。，，，分别为变流器输出电压和电流经Park变流得到的有功与无功分量。为直流母线电压，为并网锁相环（SPLL）输出相位。
3 系统能量协调控制策略
3.1 直流母线电压的分层策略
本文提出的协调控制运行策略，将直流母线电压的变化作为系统控制的关键信息量。依据在允许波动范围内直流母线电压的变化，对直流母线电压划分区域分析，如图5所示。
图5中y轴S代表直流母线电压所处层次，y轴Udc为直流电压标幺值处理。以参考电压Ub为额定参照电压Un，允许电压在±10%内波动，将0.9Un～1.1Un内电压分为5层。依据微网系统的状态，在各个层级下，需要工作稳定在一个参考电压，分别为Ua～Uc。其中Ua，Ub，Uc分别为第1层及第2层，第3层，第4层及第5层的参考电压。图中U1～U4为电压分层切换的门槛电压。
3.2 并网工况控制策略
根据直流母线电压在并网模式下所处不同层次，系统各部分控制策略如表1所示。
表1 并网控制策略
由于微网内部负荷需求与微源之间能量供需会不断变化，会引起直流母线电压也发生相应变化。因此为充分利用光伏微源发电以及保障直流和交流重要负荷的持续稳定供电，根据直流母线电压所处不同层次设计如下能量协调控制策略。
第1层时，负载持续重载，使Udc<u1，系统内功率状态为：
式中：PPV为光伏接口提供功率；Pbat为储能接口交换功率；Pg为网侧变流器与大电网交换功率；Pload1为直流重要负荷；Pload2为直流可控负荷；Pload3为交流负荷。此时说明储能最大上限放电，网侧变流器整流输出达上限。采取由变流器恒功率向直流微网侧输入电能，光伏电池继续进行MPPT控制，卸载部分可控负荷，使直流母线上升，减少系统功率缺额，回到第2层稳定工作。
第2层时，直流母线电压U1<udc<u2，系统内负荷重载导致储能以最大上限放电，依然维持不了直流母线电压稳定，向下跌落。通过从大电网侧吸收能量，采用光伏持续mppt控制，网侧整流能稳定直流母线电压在ua处，系统内达到下式所示功率平衡：
第3层时，直流母线电压U2<udc<u3，系统内功率状态：
此时微网系统能自治运行，出于对大电网建立友好型微电网，希望与大电网的功率交换为Pg=0，储能能够维持系统内功率平衡。采用储能进行调节维持直流母线电压运行在额定电压Ub，控制网侧逆变供给交流负荷使与大电网交换能量为0。
第4层时，直流母线电压Ub<udc<u4，系统内功率状态：
此时，负荷持续轻载，光伏发电充足，储能吸收已达到上限，此时直流微网侧功率发电富余，储能无法维持直流母线电压，采用网侧逆变稳压控制向大电网输送富余能量，使直流母线电压维持在Uc稳定运行。
第5层时，直流母线电压Udc>U4，系统内功率状态：
此时，系统内负荷持续轻载，光伏发电充足，储能吸收已达到上限，且网侧变流器输出功率也达到上限，导致直流母线电压会持续上升。需要对光伏微源进行CVT控制，减少光伏发出功率来维持系统内功率供需平衡。
3.3 孤岛工况控制策略
孤岛模式下，无电网支撑，储能接口将起主要稳压作用，同时网侧变流器将采取恒频恒压（V/f）控制。基于直流母线电压所处不同层次，依然将直流母线电压分为5层，各层控制策略设计如表2所示。
表2 孤岛控制策略
第1层时，直流母线电压Udc<u1，系统内负荷重载，功率状态：
系统内光伏微源发电不足、储能放电达到输出上限等情况，功率缺额较大，导致直流母线电压下降，此时，为了保障系统正常运行，采取卸载可控直流负荷操作，储能上限放电，使直流母线电压回升至第2，3层工作。
第2层时，U1<udc<u2，系统内功率状态：
系統内能量供需能够维持平衡，但此时的功率负荷较重，导致直流母线电压还是会比较低，采取储能侧放电将直流母线电压稳定在Ua进行工作。
第3层时，U2<udc<u3，系统内功率情况也满足式（7），但是此时的情况是由于负载处于额定范围之内，母线电压在额定电压较小范围内波动，通过储能对直流母线进行稳压在ub额定电压控制。
第4，5层时，U3<udc，系统内功率状态为：
系统负荷轻载，大量功率富余，此时储能系统工作方式为满上限限流充电，促使直流母线电压下降，同时通过调整光伏微源为恒压控制（CVT）模式，降低光伏输出功率，将电压稳定在Uc工作。
4 仿真验证
本文采用Matlab/Simulink进行了系统仿真研究，搭建了如图1所示的直流微电网系统。光伏发电单元最大额定发电，输出有功功率为30 kW，储能蓄电池提供20 kW充放电支撑，充分保障孤岛极端情况对重要负荷的供电，直流额定重要负荷为10 kW，交流额定负荷有功功率为10 kW，直流母线额定电压为600 V。
4.1 并网运行
仿真为验证在并网情况下第3.2节所设计的控制策略的正确性，通过变动直流负荷，造成功率波动，从而改变直流母线电压，来验证不同层的协调控制情况。设计每0.1 s改变直流母线电压，仿真结果如图6所示。
t=0～0.1 s时，图6（a）中此时直流母线电压分层处于第3层工作状态，此时直流负荷处于额定负荷范围内，光伏电池与储能可以向直流负荷与交流负荷稳定供电。由图6（b）可知储能进行放电稳压，由于交流负荷一直是满载有功功率10 kW。由图6（c）可知，网侧变流器能够逆变稳定提供。由图6（d）可知，电网侧无能量输入，启动有部分输送是电网对交流负荷与直流微电网进行支撑，过0.02 s一个工频周期后，开始正常工作。
t=0.1～0.2 s时，通过大量减少直流负荷造成直流微网系统内能量剩余，这种情况出现的可能性比较小，一般处于直流微网内空载，且微源全力发电，储能限流吸收时。图6（b）储能以设定功率大量充电，此时如图6（c）所示网侧变流器逆变输出功率大幅增加，而电网侧如图6（d）所示还能有交流负荷满额消耗后多余能量输入。
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t=0.2～0.3 s时，通过调节直流负荷至轻载，直流母线电压如图6（a）回落至第4层。如图6（b）中可知储能侧以输入上限充电，此时直流母线电压由图6（c）所示网侧逆变调节稳压，如图6（d）中反应大电网一直吸收富余能量。
t=0.3～0.4 s时，采取额定直流负荷稍微减小，使光伏微源完全独立供给额定直流负荷与交流负荷，且有富余由储能稳压吸收。
t=0.4～0.5 s时，为系统内直流负荷满载至重载情况，微源出力不足。母线电压如图6（a）跌至第1层，储能需要如图6（b）所示快速上限大电流放电，同时大电网侧如图6（d）所示大量整流输出提供支撑，同时卸载部分可控负荷，使直流母线回升稳定至图6（a）所示第2层工作，由图6（b）所示储能侧进行非输出上限限流放电，交流主网如图6（c）、（d）所示通过网侧接口进行整流输出来达到稳压控制及给交流负载供电。
4.2 孤岛工况
搭建的仿真模型与并网工况一样，但是断开大电网。对第3.3节中所设计策略进行验证，仿真结果如图7所示。
t=0～0.1 s时，如图7（a）所示直流母线电压维持在第3层，通过图7（b）所示储能维持在额定电压，交流重要负荷设定为10 kW，如图7（c）中所示一直持续采用V/f对其稳定供电。光伏微源由图7（d）可知一直做MPPT控制。
t=0.1～0.2 s时，如图7（d）可知此时仿真光伏停止工作，由储能满载运行，孤岛运行存在设计额定储能最大输出功率，光伏微源不出力情况下且无大电网支撑，无法满足内部负荷满载。需要进行卸荷保证重要负荷的持续供电。
当负荷过重如图7（a）中所示电压跌落至第1层，马上通过卸荷操作，使负荷减压回升至第2层，由图7（b）、图7（c）所示可知储能能够大量放电稳压的同时也保障了直流与交流重要负荷持续供电。
t=0.2～0.4 s时，每0.1 s减轻加入的可控直流负荷Pload2，如图7（d）所示光伏微源做MPPT控制，供给负荷之外的余量如图7（b）储能侧吸收充电调节稳压，直流母线电压如图7（a）所示，通过储能维持在额定电压。
t=0.4～0.5 s时，模拟轻载且光伏发电充足情况下，微网内部将有大量富余能量，如图7（a）所示电压将抬升至第4层，此时通过如图7（b）所示储能大量吸收，以及如图7（c）保障交流负荷持续供电时，光伏侧出力进行调整，如图7（d）采用CVT控制，使直流微网内部直流母线电压稳定。
5 结 语
本文针对光储直流微电网系统，设计一种直流微电网结构，理论分析了相关接口变流器之间的协调控制原理和孤岛、并网两种工况的运行原理。仿真结果表明，微电网系统实现了各工况下无需通信线的分散控制和自治运行；充分利用了新能源发电，实现了就地消纳；保障了光储直流微电网中直流母线电压稳定、系统内重要负荷的供电可靠性。
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