王子鵬，鄭麗君，呂世軒

(煤礦電氣設備與智能控制山西省重點實驗室(太原理工大學)，太原市 030024)

0 引 言

隨著新能源的快速發(fā)展，微電網(wǎng)受到了廣泛關注。微電網(wǎng)中的新能源發(fā)電系統(tǒng)和儲能系統(tǒng)通常以直流形式輸出，因此，采用直流微電網(wǎng)可以減少電能轉(zhuǎn)換環(huán)節(jié)，提升系統(tǒng)運行效率[1-4]。此外，為了進一步提升微網(wǎng)系統(tǒng)運行的可靠性，避免系統(tǒng)單點故障造成微網(wǎng)系統(tǒng)崩潰，直流微電網(wǎng)通常采用具有多組分布式發(fā)電單元和儲能單元的多源儲微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)。由于直流微電網(wǎng)中新能源發(fā)電系統(tǒng)和儲能系統(tǒng)的功率和容量均是有限的，最大化源儲的能源利用率是必要的。

光伏發(fā)電具有隨機性和間歇性，為了最大化光伏能源利用率，光伏系統(tǒng)通常工作在最大功率點跟蹤(maximum power point tracking ，MPPT)模式。而當其輸出功率超出負荷與儲能系統(tǒng)的需求時，為了避免光伏輸出過剩導致母線電壓過度上升，光伏系統(tǒng)需要降功率運行[5-7]。儲能系統(tǒng)可以雙向輸出，且輸出功率穩(wěn)定、可控、動態(tài)響應速度較快，可以平抑新能源功率波動，并在新能源發(fā)電不足時為負荷持續(xù)供電[8-11]。然而，儲能系統(tǒng)的輸出能力是有限的，需要在充/放電與限功率充/放電模式間切換。此外，在多源儲的微網(wǎng)中，多個儲能單元分散配置在微網(wǎng)中，由于線路阻抗的差異，能量消耗存在差異，容易導致部分儲能單元過度充電或深度放電，最終提前退出運行，影響微網(wǎng)系統(tǒng)的穩(wěn)定運行[12]。因此，直流微電網(wǎng)中的源儲需要在以上模式間合理切換，以實現(xiàn)源儲能源利用率最大化。在此基礎上，為了提升多源儲微網(wǎng)運行的可靠性，儲能單元需要根據(jù)自身荷電狀態(tài)(state of charge， SOC)自動調(diào)節(jié)輸出功率，實現(xiàn)多儲能系統(tǒng)間能量的均衡分布[13-15]。針對上述問題，文獻[16]以直流母線電壓信號作為模式切換判據(jù)，采用下垂控制實現(xiàn)源儲荷的協(xié)調(diào)運行，同一時刻，僅有一類單元參與穩(wěn)定母線電壓，其余單元處于電流源模式以最大化輸出功率。但是，該方法中儲能單元間功率分配比例是固定的，難以實現(xiàn)多儲能系統(tǒng)間功率的動態(tài)分配。文獻[17]通過加入通信系統(tǒng)，獲取各儲能單元SOC與運行狀況信息，通過中央控制器調(diào)節(jié)各源儲單元運行模式及下垂系數(shù)，實現(xiàn)源儲協(xié)調(diào)運行，同時具備多儲能系統(tǒng)根據(jù)SOC分配系統(tǒng)功率的功能。但是，額外的通信系統(tǒng)降低了微網(wǎng)系統(tǒng)的可靠性。文獻[18]設置下垂系數(shù)為SOC的冪函數(shù)，根據(jù)SOC調(diào)整儲能單元充放電功率。但是，這一方法中恒功率模式與下垂模式間的臨界電壓隨SOC變化而動態(tài)調(diào)整。無通信的情況下，新能源發(fā)電系統(tǒng)難以獲取儲能系統(tǒng)實時的臨界電壓值，這一問題會使兩者模式切換的臨界電壓出現(xiàn)差異，難以實現(xiàn)協(xié)調(diào)運行，導致新能源利用率下降。文獻[19]采用實時SOC值與參考SOC值相除得到比例系數(shù)，以此調(diào)節(jié)儲能系統(tǒng)輸出功率。在充電側(cè)，實時SOC值大于參考SOC值的儲能單元存在輸出功率較小的問題，難以充分利用光伏發(fā)電。在放電側(cè)，實時SOC值小于參考SOC值的儲能單元同樣存在輸出功率較小的問題，難以充分利用儲能系統(tǒng)出力。

文中針對源儲能源利用率最大化與多儲能系統(tǒng)間功率合理分配兩方面的平衡控制問題，提出考慮多儲能系統(tǒng)功率分配的獨立直流微電網(wǎng)協(xié)調(diào)控制策略。首先，以直流母線電壓信號作為模式切換的判據(jù)，以實現(xiàn)源儲的能源利用率最大化為原則，將微網(wǎng)劃分為5種運行模式。然后，光伏單元采用基于最大功率實時追蹤的功率控制策略，使光伏單元可以根據(jù)當前輸出能力與母線電壓水平自動調(diào)節(jié)輸出功率以匹配系統(tǒng)功率需求。儲能單元采用自適應功率下垂控制策略，實現(xiàn)多儲能單元間根據(jù)SOC合理分擔系統(tǒng)功率。最后，在Matlab/Simulink中搭建直流微電網(wǎng)模型，驗證所提控制策略的控制效果。

1 直流微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和運行模式

文中研究的獨立直流微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)如圖1所示，由光伏發(fā)電單元、儲能單元和負荷組成。其中，光伏發(fā)電單元通過Boost變換器向直流母線輸送功率，可工作在MPPT模式與降功率(off-MPPT)模式；儲能單元通過Buck/Boost雙向變換器連接至直流母線以輸送或吸收功率，可工作在恒功率充/放電模式、下垂充/放電模式及待機模式。

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

獨立直流微電網(wǎng)中的源儲單元的工作模式可以分為電壓源和電流源兩大類。其中電壓源單元維持母線電壓的穩(wěn)定，根據(jù)系統(tǒng)功率需求自動調(diào)節(jié)輸出功率，電流源單元則最大程度輸出功率。微電網(wǎng)系統(tǒng)中某類單元處于電壓源狀態(tài)時，其余單元應處于電流源狀態(tài)，以最大化利用能源，提升系統(tǒng)的能源利用率。根據(jù)上述原則及各單元不同工作模式的特點，文中將微網(wǎng)系統(tǒng)運行分為5種運行模式，如圖2所示。

圖2中：U*為額定直流母線電壓；UH2、UH1、Ustay_H、Ustay_L、UL1、UL2分別為五種工作模式間的六個臨界電壓值。其中，UH2=1.050U*；UH1=1.025U*；UL1=0.975U*；UL2=0.950U*；Ustay_H、Ustay_L則根據(jù)儲能單元SOC動態(tài)調(diào)節(jié)。5種工作模式分別為：

圖2 不同模式下獨立直流微電網(wǎng)控制策略Fig.2 Control strategy of DC microgrid underdifferent modes

1)模式1(UH1≤Udc≤UH2)：光伏單元可輸出功率充足，高于負荷需求和儲能單元充電功率上限之和。此時，光伏單元降功率運行，處于電壓源模式，維持系統(tǒng)功率平衡，穩(wěn)定直流母線電壓。儲能單元則以最大充電功率恒功率充電，可視為電流源。

2)模式2 (Ustay_H

3)模式3(Ustay_L≤Udc≤Ustay_H)：該模式下光伏單元與負荷間功率相對平衡，直流母線電壓在額定值附近。光伏單元處于MPPT狀態(tài)。儲能單元處于待機模式。

4)模式4(UL1

5)模式5(UL2≤Udc≤UL1)：源儲無法滿足負荷功率需求，光伏單元運行于MPPT狀態(tài)，儲能單元以最大放電功率恒功率放電。當母線電壓低于UL1時，切除可緩供負荷，恢復系統(tǒng)功率平衡，以維持母線電壓穩(wěn)定。

2 光伏系統(tǒng)控制策略

由以上分析可知，獨立直流微電網(wǎng)中光伏系統(tǒng)通常工作在MPPT模式以最大程度利用太陽能。而當光伏系統(tǒng)輸出超出負荷與儲能單元需求時，需要自動降低輸出功率，轉(zhuǎn)入降功率模式，維持系統(tǒng)功率平衡。光伏系統(tǒng)控制策略控制框圖如圖3所示。

圖3中：Udc_PV為光伏單元變換器輸出端口電壓；UPV和IPV分別為光伏陣列輸出電壓與輸出電流；PMAX為當前環(huán)境條件下的最大功率值；PPVref為下垂控制器輸出的功率參考值；UPVref為光伏陣列參考電壓值。

圖3 光伏發(fā)電單元控制框圖Fig.3 Control block diagram of PV unit

光伏系統(tǒng)功率給定值的特性方程為：

(1)

文中所提控制方法在功率點跟蹤控制模塊中實時計算PV板瞬時輸出功率，并實時與PPVref比較。當PPVPPVref時，光伏單元工作于off-MPPT模式，其工作過程為MPPT的逆過程。當PPV重新小于PPVref后，退出off-MPPT模式，重新轉(zhuǎn)入MPPT模式，使PPV趨近于PPVref。最終，輸出功率穩(wěn)定在PPVref處?？梢钥闯?，off-MPPT與MPPT共用一套控制器，形成統(tǒng)一的功率控制器，避免了模式切換過程中產(chǎn)生電壓波動。但是，在off-MPPT運行時存在2個工作點同時滿足控制目標的情況，如圖4所示。

圖4 降功率運行點示意圖Fig.4 Off-MPPT operating points

圖4中，A點與C點為同一功率的2個降功率模式運行點。此時，若輻照強度突然下降，A點與C點呈現(xiàn)截然不同的響應狀態(tài)。在左側(cè)運行時，工作點由A點轉(zhuǎn)至B點，之后向最大功率點趨近。而在右側(cè)運行時，工作點由C點轉(zhuǎn)至D點。此時，D點電壓高于光伏板開路電壓，光伏陣列無法輸出功率，會導致系統(tǒng)出現(xiàn)較大的功率波動[20]。此外，左側(cè)曲線上功率變化也較為平滑，更有利于系統(tǒng)穩(wěn)定運行。因此，文中選擇PPVref左側(cè)區(qū)域作為降功率模式的運行區(qū)間，當母線電壓超出UH1時，控制UPVref逐步減小。光伏單元雙模式的功率控制以擾動觀察法為基礎，其工作流程如圖5所示。

圖5 功率控制流程圖Fig.5 Flow chart of power control

3 儲能系統(tǒng)控制策略

作為微網(wǎng)內(nèi)穩(wěn)定且可控的電源，儲能系統(tǒng)運行中需要充分考慮與源荷的協(xié)調(diào)問題，以確保光伏與儲能系統(tǒng)能源利用率最大化，提升微網(wǎng)持續(xù)供電能力。儲能系統(tǒng)控制策略如圖6所示。Udc_B和Idc_B分別為儲能單元變換器輸出端口電壓和電流；UBAT與IBAT分別為儲能電池輸出電壓與輸出電流。儲能單元采集本地SOC及Udc_B輸入功率控制器得到功率外環(huán)給定值PBref；Pout為儲能單元輸出功率，經(jīng)過低通濾波器濾波后反饋入功率外環(huán)，防止功率變化太快造成電壓波動。

圖6 儲能單元控制框圖Fig.6 Control block diagram of energy storage

此外，為了提高儲能系統(tǒng)的可靠性，系統(tǒng)配置多組儲能單元，各儲能單元需要根據(jù)自身SOC合理承擔系統(tǒng)功率，以避免過充過放。同時，需要限制儲能系統(tǒng)的最大輸出功率，以保護儲能電池，延長其使用壽命。

由以上分析可知，當系統(tǒng)工作于圖2所示5種工作模式時，儲能系統(tǒng)會在恒功率充/放電模式、下垂充/放電模式及待機模式間切換。文中所提儲能系統(tǒng)功率控制特性方程為：

(2)

式中：PBMIN為最大充電功率；PBMAX為最大放電功率；Ustay_H與Ustay_L分別為待機區(qū)間與下垂充電、放電區(qū)間的臨界電壓值，其表達式分別為：

(3)

式中：SOC、SOCMAX、SOCMIN分別為蓄電池正常運行的SOC值及其最大、最小值；ΔU為死區(qū)范圍，需要限制在一定范圍，避免系統(tǒng)不穩(wěn)定。同時，ΔU應大于直流母線穩(wěn)定狀態(tài)下的正常波動值，防止儲能單元在充放電模式間頻繁切換,其表達式為：

ΔU=0.012 5U*

(4)

儲能單元的SOC可由式(5)計算出：

(5)

式中：SOC(0)為儲能單元初始荷電狀態(tài)；pout為儲能單元輸出功率；Ce為儲能單元容量。

設兩組儲能單元荷電狀態(tài)值分別SOC1與SOC2，且SOC1>SOC2，m1和m2分別為兩組儲能單元的下垂系數(shù)，Pc1和Pc2分別為兩組儲能單元的充電功率，Pdc1和Pdc2分別為兩組儲能單元的放電功率。由式(2)與(3)可知，下垂充電時，Pc1>Pc2，充電功率與SOC呈負相關關系；下垂放電時，Pdc1>Pdc2，放電功率與SOC呈正相關關系。兩組儲能單元運行曲線如圖7所示。功率關系具體的推導過程見附錄A。因此，SOC較大的儲能單元優(yōu)先放電，SOC較小的儲能單元優(yōu)先充電，系統(tǒng)功率可以根據(jù)SOC在儲能單元間合理分配。

圖7 儲能單元功率分配Fig.7 Schematic diagram of power distribution of energy storage units

基于SOC的功率分配控制特性為SOC較大的單元少充多放，SOC較小的單元多充少放。但是，當母線電壓增大至光伏單元降功率模式切換電壓UH1或下降至負荷減載電壓UL1時，為了實現(xiàn)對光伏能源及儲能能量的最大化利用，應避免在光伏降功率或負荷減載時，儲能系統(tǒng)仍有尚未利用的功率儲備，即各儲能單元應具備輸出功率在UH1與UL1均達到最大值的特性。因此，文中在設置下垂曲線時，隨著母線電壓偏移量的增大，調(diào)節(jié)兩組儲能單元間的功率差逐漸減小，最終在UH1和UL1處運行點重合，同時轉(zhuǎn)入恒功率充放電模式。因此，在光伏降功率運行時所有儲能單元均已恒功率充電，避免光伏降功率運行時出現(xiàn)能源浪費，可以最大程度保證光伏能源利用率。在減載前儲能單元出力均達到最大值，可以充分利用儲能出力，最大程度維持全負荷運行。

4 仿真分析

為驗證文中所提控制策略的有效性，在Matlab/Simulink中搭建直流微電網(wǎng)仿真模型，并在3種典型工況下進行分析。直流微網(wǎng)結(jié)構(gòu)如圖1所示，其中包含兩組光伏單元、兩組相同容量的儲能單元、一組直流負荷，系統(tǒng)參數(shù)如表1所示。儲能單元正常工作的SOC值上限和下限分別為90%和30%。文中設UH1為410 V；UH2為420 V；UL1為390 V；UL2為380 V；Ustay_H根據(jù)儲能單元SOC在400 V(SOC=30%)到405 V(SOC=90%)間動態(tài)調(diào)整；Ustay_L在395 V (SOC=30%)到400 V(SOC=90%)間動態(tài)調(diào)整。

表1 直流微電網(wǎng)系統(tǒng)參數(shù)Table 1 System parameters of the DC microgrid

4.1 工況1

工況1通過輻照強度變化及負荷變化來驗證光伏單元能否根據(jù)外界環(huán)境及負荷變化自動調(diào)節(jié)輸出功率，并驗證儲荷能否協(xié)調(diào)運行，且與文獻[18]所提控制策略進行對比。本文所提控制方法的仿真結(jié)果如圖8(a)所示。0.2 s系統(tǒng)啟動時，光伏處于MPPT模式，兩組儲能單元處于下垂充電模式，由于儲能單元1的SOC值較小，儲能單元1充電功率較大。0.6 s時，隨著負荷功率下降，母線電壓上升，光伏單元轉(zhuǎn)入降功率模式運行。此時，儲能單元從下垂充電模式轉(zhuǎn)入恒功率充電模式，最大程度利用光伏能源。1.0 s時，負荷功率減小，母線電壓上升，光伏單元調(diào)整輸出功率以匹配負荷需求。1.5 s時，輻照強度下降，光伏單元運行點突變，輸出功率立刻降低，母線電壓下降。同時，光伏控制系統(tǒng)自動調(diào)整下垂曲線，調(diào)節(jié)光伏輸出功率逐步回升。

文獻[18]所提儲能控制方法應用在相同條件下的仿真結(jié)果如圖8(b)所示。0.6 s后，光伏單元降功率運行，而儲能單元2的充電功率尚未到達最大值，浪費了部分光伏能源。而文中所提控制方法中儲能單元均處于恒功率充電模式，提升了光伏能源利用率。

圖8 工況1仿真波形Fig.8 Simulation results of Case 1

上述過程中，微網(wǎng)系統(tǒng)可以在模式1和模式2間平滑切換。光伏單元運行時跟隨外界環(huán)境和負荷功率的變化而自動調(diào)整輸出功率，維持母線電壓的穩(wěn)定。光儲間可以協(xié)調(diào)運行以最大化利用光伏能源，延長微網(wǎng)的持續(xù)供電時間，提升微網(wǎng)系統(tǒng)的可靠性。

4.2 工況2

工況2通過負荷變化來驗證儲能單元在充電模式下能否根據(jù)SOC值合理承擔系統(tǒng)功率。當負荷變化時，本文所提控制方法的仿真結(jié)果如圖9所示。0.2 s系統(tǒng)啟動時，光伏處于MPPT模式。儲能單元1和2處于下垂充電模式，儲能單元1充電功率較大。0.6 s時,負荷功率上升，母線電壓下降，儲能充電功率下降，儲能單元2的下降幅度較大，儲能單元間的功率差增大。1.0 s時，隨著負荷功率上升，母線電壓低于儲能單元2的待機區(qū)上限電壓，儲能單元2轉(zhuǎn)入待機模式。1.5 s時，負荷功率上升，母線電壓下降，兩組儲能單元均轉(zhuǎn)入待機模式。

圖9 工況2仿真波形Fig.9 Simulation results of Case 2

上述過程中，微網(wǎng)系統(tǒng)可以在模式2和模式3間平滑切換。母線電壓偏移較小時，SOC值較大的儲能單元優(yōu)先轉(zhuǎn)入待機，避免了儲能單元深度充電而提前退出運行。母線電壓偏高時，儲能單元全部投入運行，儲能單元間可以根據(jù)SOC合理分配功率。

4.3 工況3

工況3通過負荷變化來驗證儲能單元在放電模式下能否根據(jù)SOC值合理承擔系統(tǒng)功率，并與文獻[18]所提控制策略進行對比。當負荷變化時，本文所提控制方法的仿真結(jié)果如圖10(a)所示。工況3中，沒有投入光伏單元，僅投入兩組儲能單元。0.2 s系統(tǒng)啟動時，儲能單元2處于下垂放電模式。此時，母線電壓高于儲能單元1的待機區(qū)下限電壓，儲能單元1處于待機狀態(tài)。0.6 s時，負荷功率增大，母線電壓降低，儲能單元1進入放電模式。兩組儲能單元間根據(jù)SOC分配負荷功率。1.1 s后，負荷功率逐步上升，兩組儲能單元間的功率差逐漸降低，最終同時轉(zhuǎn)入恒功率模式，最大程度輸出功率，維持母線電壓穩(wěn)定。

圖10 工況3仿真波形Fig.10 Simulation results of Case 3

文獻[18]在相同條件下的仿真結(jié)果如圖10(b)所示。儲能單元1出力不足，導致母線電壓過度跌落，降低了微網(wǎng)可維持的負荷容量。而文中所提控制方法可以充分保證儲能出力，盡可能維持負荷的正常運行。

上述過程中，微網(wǎng)系統(tǒng)可以在模式3和模式4間平滑切換。母線電壓偏移較小時，SOC值較小的儲能單元待機，避免了儲能單元過度放電而退出運行。儲能單元間可以根據(jù)SOC值合理分配功率，同時可以保證最大程度利用儲能單元維持母線電壓穩(wěn)定。

5 結(jié) 論

文中提出一種考慮多儲能功率分配的獨立直流微電網(wǎng)協(xié)調(diào)控制策略，實現(xiàn)了系統(tǒng)功率在多儲能單元間的合理分配及多組源儲協(xié)調(diào)運行。首先，光伏控制策略實現(xiàn)了光伏單元MPPT與降功率雙模式的統(tǒng)一控制，使光伏單元具備功率調(diào)節(jié)和母線電壓支撐的功能，避免光伏功率過剩時母線電壓過度上升。其次，儲能單元采用自適應功率下垂控制實現(xiàn)了儲能單元根據(jù)自身SOC值合理承擔系統(tǒng)功率，避免儲能單元的過充過放。同時，多儲能單元在同一工作點處轉(zhuǎn)入恒功率模式，保證在母線電壓偏差較大時儲能單元出力充足。最后，通過直流母線電壓信號將兩種控制策略結(jié)合起來，實現(xiàn)源儲的協(xié)調(diào)運行。利用Matlab /Simulink進行仿真分析，驗證了所提控制策略的有效性，可以實現(xiàn)微網(wǎng)多運行模式間的平滑切換，最大程度保證光伏與儲能的能源利用率，提升微網(wǎng)持續(xù)供電能力。

附錄A

兩組相同容量的儲能單元1與2，由式(3)可知:

(A1)

(A2)

式中：Ustay_H1、Ustay_H2、Ustay_L1、Ustay_L2分別為儲能單元1和儲能單元2對應的Ustay_H和Ustay_L。

由于SOC1>SOC2，因此：

Ustay_H1>Ustay_H2

(A3)

Ustay_L1>Ustay_L2

(A4)

由式(2)可知：

(A5)

由于Ustay_H1>Ustay_H2；UH1>Udc_B；PBMIN<0。因此：

Pc1>Pc2

(A6)

(A7)

由于Ustay_L1>Ustay_L2；UL10,因此：

Pdc1>Pdc2

(A8)