米 陽 ，吳彥偉 ，紀宏澎 ，符 楊 ，王成山

（1.上海電力學院 電氣工程學院，上海 200090；2.天津大學 電氣與自動化工程學院，天津 300072）

0 引言

微電網(wǎng)是一種將微型電源、負荷和儲能裝置有效結(jié)合的新型電網(wǎng)形式，其作為一個獨立的整體，可以并網(wǎng)運行，也可以孤島運行［1］。在微電網(wǎng)中，建立直流傳輸線連接各分布式電源及儲能系統(tǒng)而形成的直流微電網(wǎng)，具有不存在相位同步、諧波和無功功率損耗等優(yōu)勢［2-3］，近年來得到廣泛的研究［4-5］。但是，風、光等分布式電源具有間歇性和波動性，會導致系統(tǒng)功率供需失衡，進而影響微電網(wǎng)的穩(wěn)定運行［6］，因此需要就地配置一定容量的儲能系統(tǒng)來抑制微電網(wǎng)的功率波動并維持母線電壓穩(wěn)定［7］。

利用儲能系統(tǒng)可維持微電網(wǎng)的穩(wěn)定運行，但為了實現(xiàn)儲能系統(tǒng)中各儲能單元負荷功率的自動分配，需要根據(jù)其輸出能力決定各單元所需提供的功率［8］。文獻［9］根據(jù)各儲能單元的荷電狀態(tài)（SOC）設(shè)計下垂控制器來控制不同儲能單元功率的自動分配，進而通過平衡不同儲能單元的SOC來提高儲能系統(tǒng)的安全性。但該方法只考慮了儲能放電時的情況，未對其充電時的運行情況做具體分析。儲能單元充放電功率受其下垂控制器虛擬阻抗的影響，文獻［10］利用SOC設(shè)計自適應下垂控制器調(diào)節(jié)該虛擬阻抗，可實現(xiàn)儲能系統(tǒng)功率自動分配和各儲能單元SOC快速平衡，從而提高儲能系統(tǒng)的可靠性。但是，當源荷功率波動時，采用此方法會導致母線電壓波動較大。文獻［11］通過考慮儲能的荷電狀態(tài)和充放電功率限制等約束條件提出了儲能定功率控制方法，采用該方法可有效抑制風電和負荷功率波動，提高電壓質(zhì)量。但是該方法對儲能系統(tǒng)充放電響應速率要求比較高，且頻繁充放電會縮短儲能電池的使用壽命。針對該問題，文獻［12］提出利用分布式電源側(cè)的功率來控制儲能系統(tǒng)的輸出功率，有利于避免儲能系統(tǒng)在充放電模式之間頻繁切換，提高了系統(tǒng)運行效率并可延長儲能電池的使用壽命。但是，當擾動發(fā)生時，該控制策略響應速度慢且系統(tǒng)電壓波動較大。

基于以上分析，本文針對獨立運行的直流微電網(wǎng)提出一種基于多組儲能系統(tǒng)動態(tài)調(diào)節(jié)的協(xié)調(diào)控制策略。分布式電源采用最大功率點跟蹤（MPPT）控制，并配置多組儲能來抑制新能源發(fā)電功率波動和維持母線電壓穩(wěn)定。特別地，為確保多組儲能單元之間的協(xié)調(diào)運行，本文采用帶有電壓前饋補償?shù)哪：麓箍刂?，通過調(diào)整各儲能單元下垂控制器的下垂系數(shù)來實現(xiàn)負荷功率的動態(tài)分配和不同儲能單元SOC的快速均衡，從而提高儲能系統(tǒng)的供電可靠性。同時，采用電壓前饋控制動態(tài)調(diào)整儲能模糊下垂控制器的電壓參考值，將母線電壓控制在額定值，減小了電壓波動。當儲能系統(tǒng)因滿充等原因退出運行后，分布式電源由MPPT控制切換為下垂控制，根據(jù)各分布式電源的最大功率自動調(diào)整負荷功率分配，可確保重要負荷在該工況下的電壓穩(wěn)定。同時，通過在下垂控制器的功率環(huán)節(jié)增加前饋補償控制來減小母線電壓波動。利用MATLAB/Simulink搭建獨立直流微電網(wǎng)模型，仿真結(jié)果表明本文所提控制策略可保證獨立直流微電網(wǎng)穩(wěn)定運行并有效減小母線電壓波動。

1 直流微電網(wǎng)的結(jié)構(gòu)和運行模式

直流微電網(wǎng)廣泛應用于居民用電、通信網(wǎng)絡(luò)計算機電源供電等［13］。本文研究的獨立直流微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)具體如圖1所示，其主要單元包括光伏系統(tǒng)（PV）、儲能系統(tǒng)和直流負載，各個單元可以通過變流器與直流母線相連。

圖1 直流微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)Fig.1 Configuration of DC microgrid

本文根據(jù)維持母線電壓穩(wěn)定的電源的不同，將獨立直流微電網(wǎng)分為儲能系統(tǒng)穩(wěn)壓（模式Ⅰ）和光伏系統(tǒng)穩(wěn)壓（模式Ⅱ）2類。

模式Ⅰ下，光伏系統(tǒng)采用MPPT控制，儲能系統(tǒng)采用模糊下垂控制，通過儲能系統(tǒng)充放電來維持母線電壓穩(wěn)定。由于微電網(wǎng)獨立運行，當光照不足而負荷較大時，所需的電池放電功率可能會超過儲能系統(tǒng)的最大放電功率，或由于蓄電池長時間放電會導致其儲能過低，此時微電網(wǎng)中有功功率不足將導致母線電壓降低。為了保證重要負荷的正常供電，通常需要采取切除次要負荷的措施來保證有功功率平衡。模式Ⅰ下，儲能系統(tǒng)輸出功率為：

其中，Pstorage為儲能系統(tǒng)輸出的總功率；Pload為負荷總功率；Pdc為光伏發(fā)電總功率。

模式Ⅱ下，光伏系統(tǒng)由MPPT控制切換至帶有前饋補償?shù)南麓箍刂苼砭S持母線電壓穩(wěn)定。主要研究的是當儲能系統(tǒng)充電功率超過其最大允許功率或儲能系統(tǒng)滿充時，母線電壓因微電網(wǎng)中有功功率過剩而升高，此時光伏系統(tǒng)采用帶有前饋補償?shù)南麓箍刂疲鶕?jù)負荷自動調(diào)整光伏系統(tǒng)的出力，從而確保該模式下的電壓穩(wěn)定。而當光照變化或負荷增加導致該模式下有功功率不足時，儲能系統(tǒng)切換至放電狀態(tài)來維持電壓穩(wěn)定，系統(tǒng)由工作模式Ⅱ切換至工作模式Ⅰ。模式Ⅱ下，光伏系統(tǒng)輸出功率為：

為了延長電池使用壽命，需將電池的充放電功率和容量限制在一定范圍內(nèi)［14］。本文取SOC的工作范圍為10%～90%，即當SOC高于90%時儲能系統(tǒng)停止充電，當SOC低于10%時儲能系統(tǒng)停止放電。同時，本文制定充放電切換規(guī)則以保證微電網(wǎng)穩(wěn)定運行和不同運行模式之間的平滑切換。具體地，當儲能容量為10%～90%時，微電網(wǎng)系統(tǒng)運行在模式Ⅰ；當儲能容量超過90%且此時光伏出力大于負荷需求時，系統(tǒng)切換至模式Ⅱ；若此后光照變化或負荷增加導致有功不足，則系統(tǒng)由模式Ⅱ切換至模式Ⅰ。特別地，當模式Ⅰ下儲能放電容量低于10%時，微電網(wǎng)系統(tǒng)中有功功率不足，為了確保重要負荷的正常供電，此時需根據(jù)負荷優(yōu)先級采取切負荷操作。

2 直流微電網(wǎng)控制系統(tǒng)

為了驗證本文所提控制策略的有效性，分別考慮系統(tǒng)在模式Ⅰ和模式Ⅱ下的設(shè)計情況。

2.1 儲能系統(tǒng)控制方法

為了提高儲能系統(tǒng)的供電可靠性，本文采用多組小容量儲能系統(tǒng)來維持母線電壓穩(wěn)定；設(shè)計模糊下垂控制器，根據(jù)各儲能單元的輸出能力及SOC自動調(diào)整各儲能單元之間的負荷功率分配［15］，有利于避免儲能系統(tǒng)的過充和過放；當部分儲能單元因故障等原因退出運行后，正常運行的儲能單元可自動調(diào)整其輸出功率以承擔故障單元所分配的負荷功率。

通過下垂控制來保證儲能系統(tǒng)的功率平衡［10］時，儲能單元輸出電壓為：

其中，Rdi為第i個儲能單元下垂控制器的虛擬阻抗；Udci和Ii分別為第i個儲能變流器的輸出電壓和電流；為母線參考電壓。

以2個分布式儲能單元組成的系統(tǒng)為例，由于儲能單元的變流器均接在同一直流母線上，因此有：

聯(lián)立式（3）、（4），可得：

其中，P1和P2分別為儲能單元1和2的輸出功率。

由式（5）可看出，儲能單元的輸出功率和各儲能單元下垂控制器的虛擬阻抗成反比，即虛擬阻抗Rd較小的儲能單元輸出功率大，Rd較大的儲能單元輸出功率?。?6］。因此，可通過調(diào)整Rd使剩余容量較大的儲能單元提供較多的負荷功率，剩余容量較小的儲能單元提供較小的負荷功率，進而實現(xiàn)儲能單元之間的負荷功率均衡。

MPPT控制模式下，光伏系統(tǒng)可視為恒功率電源（CPS），圖2為該模式下本文采用的微電網(wǎng)等效電路圖。CPS采用恒流源和電阻RPV并聯(lián)，儲能單元采用恒壓源和電阻Rdi串聯(lián)。由圖2可知，可根據(jù)式（6）控制Rd的范圍［10］來避免儲能單元的過充和過放。

其中，Rload為負載電阻；PCPS和Rdeq分別為CPS的發(fā)電功率和等值虛擬電阻；Udc為母線電壓。

圖2 本文采用的微電網(wǎng)等效電路Fig.2 Equivalent circuit of microgrid applied

儲能系統(tǒng)采用帶有電壓前饋補償?shù)哪：麓箍刂疲涔ぷ髟砣鐖D3 所示。圖中，Rd1＜Rd2＜Rd3。該控制采用模糊控制調(diào)整Rdi來協(xié)調(diào)不同儲能單元之間的輸出功率分配，并采用電壓前饋補償控制動態(tài)調(diào)整下垂控制的電壓參考值來減小母線電壓波動。

圖3 儲能模糊下垂控制原理圖Fig.3 Schematic diagram of fuzzy droop control for ESs

模糊控制魯棒性強，利用模糊推理機制較易計算出符合要求的Rd值，因此本文采用模糊下垂控制，根據(jù)不同儲能單元的SOC制定模糊規(guī)則自動調(diào)整各儲能單元下垂控制器虛擬阻抗Rd的大小。

其中，i=1，2，…，n；n 為儲能單元個數(shù)。

將各儲能單元的SOC按式（7）與儲能系統(tǒng)SOC的平均值作差后得到SOC′i作為模糊輸入，模糊控制器根據(jù)該輸入的大小自動調(diào)整Rd值，進而可調(diào)整各儲能單元之間的負荷功率分配，有利于加快不同儲能單元之間的SOC平衡速度。

具體地，制定如表1所示的模糊規(guī)則。表1中，NB、NL、NS、Z、PS、PL 和 PB 分別表示負大、負中、負小、零、正小、正中和正大。對于SOC較低的儲能單元，放電時增大其虛擬阻抗Rd以減小放電功率，充電時則減小Rd以增大充電功率；對于SOC較高的儲能單元，放電時減小其虛擬阻抗Rd以增大放電功率，充電時則增大Rd以減小充電功率，進而實現(xiàn)不同儲能單元之間的負荷功率均衡。

此外，在儲能系統(tǒng)模糊下垂控制中增加如圖4所示的電壓前饋補償控制來減小電壓偏差。具體地，先檢測母線電壓與參考電壓的偏差量，然后通過PI控制器輸出補償量疊加到光伏下垂控制器的電壓參考值上，通過對參考電壓的動態(tài)補償來減小母線電壓波動。

表1 Rd模糊推理規(guī)則表Table 1 Fuzzy inference rules of Rd

圖4 電壓前饋補償控制Fig.4 Voltage feed-forward compensation control

由圖4可得：

其中，Gpi為電壓前饋補償控制中的PI控制器。由式（8）可得電壓前饋控制器在Rdi變化時的頻域分析結(jié)果，如圖5所示。

圖5 Rdi變化情況下電壓前饋補償控制的頻域分析結(jié)果Fig.5 Results of frequency-domain analysis for voltage feed-forward compensation control with variable Rdi

從圖5可以看出，隨著Rdi的不斷變化，系統(tǒng)在較大范圍內(nèi)均可保持穩(wěn)定運行。

綜上所述，儲能系統(tǒng)采用的帶有電壓前饋補償?shù)哪：麓箍刂迫鐖D6所示。圖中，為第一個光伏單元的電流參考值。

2.2 光伏系統(tǒng)控制方法

儲能系統(tǒng)正常運行時，光伏系統(tǒng)采用MPPT控制［17］以提高運行效率。當儲能系統(tǒng)充電功率超過其最大允許功率時，獨立直流微電網(wǎng)中有功功率過剩將導致母線電壓升高，或者當儲能系統(tǒng)SOC不在其安全容量范圍而退出運行時，都需要通過控制光伏系統(tǒng)降低其輸出功率來確保母線電壓穩(wěn)定。本文采用下垂控制，根據(jù)負荷功率需求自動調(diào)整光伏系統(tǒng)的出力。

各光伏系統(tǒng)的下垂特性為［18］：

圖6 儲能系統(tǒng)控制Fig.6 Control of ES system

其中，為母線電壓參考值，采用其最大允許電壓；和Pdc_y為第y個光伏單元的最大出力和實際出力；Udc_y、dy、idc_y、Pdc_y和 Zdc_y分別為第y 個光伏單元的端電壓、下垂系數(shù)、輸出電流、輸出功率和阻抗；和分別為光伏單元最小和最大允許端電壓。

各光伏單元按照式（11）自動調(diào)整其出力：

由式（11）可以看出，各光伏單元根據(jù)各自最大出力成相同比例自動調(diào)整實際出力。

此外，在光伏發(fā)電系統(tǒng)下垂控制器的功率環(huán)引入如圖4所示的電壓前饋補償控制。

故各光伏單元的實際出力為：

其中，kp1和ki1為電壓前饋補償控制器中PI控制器的參數(shù)。

綜上所述，光伏系統(tǒng)采用的帶有電壓前饋補償?shù)南麓箍刂迫鐖D7所示。圖中，為第n個光伏系統(tǒng)輸出電流的參考值。

3 仿真分析

為了驗證本文所提的采用多組儲能動態(tài)調(diào)節(jié)的獨立直流微電網(wǎng)協(xié)調(diào)控制在控制多組儲能單元安全運行、減小母線電壓波動和維持系統(tǒng)穩(wěn)定運行等方面的有效性，利用MATLAB/Simulink搭建了如圖1所示的仿真模型。仿真中采用容量為0.25 kW·h，SOC分別為69.8%、70.0%和70.2%的3組儲能單元，采用最大出力為2 kW和5 kW的2組光伏系統(tǒng)，并采用可變負荷探究負荷波動等對系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響，直流母線電壓為380 V。

3.1 模式Ⅰ下光伏發(fā)電功率波動

光伏系統(tǒng)采用MPPT控制來提高發(fā)電效率，儲能系統(tǒng)采用模糊下垂控制協(xié)調(diào)不同儲能單元的輸出功率。主要仿真分析了光伏發(fā)電功率波動對系統(tǒng)穩(wěn)定運行的影響。

直流微電網(wǎng)獨立運行時，儲能系統(tǒng)通過充放電控制協(xié)調(diào)系統(tǒng)功率供需平衡。從圖8可以看出，3.0 s時光伏系統(tǒng)因光照變化導致發(fā)電功率降低，此時儲能系統(tǒng)由充電狀態(tài)迅速切換至放電狀態(tài)，調(diào)整輸出功率以確保系統(tǒng)穩(wěn)定運行，且響應速度快、波動??；擾動發(fā)生時負荷波動小，有利于系統(tǒng)穩(wěn)定可靠供電。

仿真中，采用3組儲能單元來探究本文提出的帶有電壓前饋補償?shù)哪：麓箍刂圃诳焖倨胶獠煌瑑δ軉卧猄OC方面的有效性。從圖9可看出，當采用模糊下垂控制（上圖）時，不同儲能單元可自動分配負荷功率并快速平衡不同儲能單元的SOC，有利于避免儲能系統(tǒng)的過充和過放，提高了安全性；而未采用模糊控制的下垂控制（下圖）始終不能平衡儲能單元之間的SOC的差值。

圖7 光伏下垂控制系統(tǒng)Fig.7 Droop control system of PV

圖8 光伏系統(tǒng)發(fā)電功率波動時的運行特性Fig.8 System operating characteristics when PV output power fluctuates

圖9 不同儲能單元SOC平衡圖Fig.9 SOC balancing among different ESs

為了減小母線電壓波動，本文采用電壓前饋補償控制，根據(jù)母線電壓實際值與參考值的偏差動態(tài)調(diào)整儲能單元下垂控制器的電壓參考值，從而將母線電壓提升至額定值。從圖10可看出，當采用電壓前饋補償控制（上圖）時，母線電壓較好地穩(wěn)定在380 V，光伏發(fā)電功率波動時，電壓波動小，且迅速恢復至額定值380 V，有利于負荷的電壓穩(wěn)定；而未采用該前饋控制（下圖），擾動發(fā)生時，母線電壓跌落約3 V。

圖10 直流母線電壓Fig.10 DC bus voltage

3.2 模式Ⅰ下負荷波動

光伏系統(tǒng)仍采用MPPT控制，儲能系統(tǒng)采用模糊下垂控制協(xié)調(diào)不同儲能單元的輸出功率。主要仿真分析了負荷波動對系統(tǒng)穩(wěn)定運行的影響。

從圖11可以看出，3.0 s時負荷功率增加，此時儲能系統(tǒng)迅速調(diào)整輸出功率來平衡電源和負荷功率，儲能系統(tǒng)由充電狀態(tài)迅速切換至放電狀態(tài)以滿足負荷正常供電，且響應速度快、波動小。

圖11 負荷功率波動時的運行特性Fig.11 System operating characteristics when load power fluctuates

本文采用模糊下垂控制，通過自動分配儲能單元的負荷功率來快速平衡不同單元之間的SOC。從圖12可看出，采用模糊下垂控制（上圖）時，儲能系統(tǒng)各單元輸出功率可根據(jù)其SOC自動調(diào)整，進而可快速平衡不同儲能單元的SOC，有利于避免儲能系統(tǒng)的過充和過放；而未采用模糊控制的下垂控制（下圖）仍不能平衡儲能單元之間SOC的差值。

圖12 不同儲能單元SOC平衡圖Fig.12 SOC balancing among different ESs

圖13為采用和未采用電壓前饋補償控制時的母線電壓。從圖中可看出，電壓前饋補償控制（上圖）通過動態(tài)調(diào)整各儲能單元下垂控制器的電壓參考值將母線電壓控制在380 V，且負荷變化時電壓波動小、響應快；而未采用該前饋控制（下圖）時，相同條件下母線電壓約有2 V的電壓跌落，進而可反映電壓補償控制器在減小電壓波動方面的有效性。

圖13 直流母線電壓Fig.13 DC bus voltage

3.3 模式Ⅱ

模式Ⅱ下，光伏系統(tǒng)由MPPT控制切換至帶有前饋補償?shù)南麓箍刂疲S持母線電壓穩(wěn)定并確保重要負荷供電。特別地，當負荷需求大于發(fā)電功率時，負荷需按照優(yōu)先級執(zhí)行切負荷操作。同時，光伏系統(tǒng)中各單元根據(jù)其最大功率自動分配負荷功率，可降低單個光伏單元的供電壓力。此外，采用電壓前饋補償控制來減小母線電壓波動。仿真中采用最大發(fā)電功率分別為2 kW和5 kW的光伏發(fā)電單元2組。

光伏穩(wěn)壓時，系統(tǒng)運行特性如圖14所示。從圖14可看出，模式Ⅱ下，各光伏單元可根據(jù)負荷功率需求和各自最大功率自動調(diào)整其發(fā)電功率，有利于確保該模式下重要負荷的正常供電；負荷波動時，各光伏單元發(fā)電功率平滑切換、響應快，有利于系統(tǒng)穩(wěn)定運行。

圖14 光伏穩(wěn)壓時系統(tǒng)運行特性Fig.14 System operating characteristics when voltage is stabilized by PV

圖15為光伏系統(tǒng)下垂控制器中采用和未采用電壓前饋補償控制時的母線電壓。從圖15可看出，采用電壓前饋補償控制（上圖）時，母線電壓較好地控制在380 V，且當負荷波動時，電壓響應速度快、波動小；而未采用該前饋控制（下圖）時，相同條件下母線電壓約有4 V的壓降。由此可見，該前饋控制可有效減小母線電壓波動，有利于負荷電壓穩(wěn)定。

4 結(jié)論

本文提出一種基于多組儲能系統(tǒng)動態(tài)調(diào)節(jié)的獨立直流微電網(wǎng)協(xié)調(diào)控制策略。該策略下，光伏系統(tǒng)采用MPPT控制以充分利用新能源；為了降低分布式發(fā)電的波動性并提高儲能系統(tǒng)的供電可靠性，配置多組儲能來控制母線電壓穩(wěn)定。針對多組儲能單元之間的協(xié)調(diào)運行，設(shè)計了帶有電壓前饋補償?shù)哪：麓箍刂破?，自動調(diào)整負荷功率分配，快速均衡不同儲能單元間的SOC，并可減小電壓波動。當儲能系統(tǒng)因滿充等原因退出運行時，光伏系統(tǒng)切換至下垂控制以確保重要負荷的電壓穩(wěn)定和微電網(wǎng)的安全運行，同時在下垂控制的功率環(huán)中增加前饋補償控制來減小母線電壓波動。利用MATLAB/Simulink進行仿真分析，結(jié)果表明該控制策略可有效維持獨立直流微電網(wǎng)穩(wěn)定運行并可減小母線電壓波動。

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