康家玉，陳馨兒，史晨雨

（陜西科技大學電氣與控制工程學院，陜西 西安 710021）

直流微電網(wǎng)無需考慮相位同步、串并聯(lián)補償?shù)纫蛩兀诤艽蟪潭壬虾喕丝刂埔夭⑻嵘丝刂频撵`活性，逐漸成為微電網(wǎng)的發(fā)展方向[1-4]。在大電網(wǎng)支撐下，無需特定考慮微電網(wǎng)內(nèi)部的功率盈虧，而在難以獲得大電網(wǎng)支撐的偏遠地區(qū)，如何在保證微電網(wǎng)內(nèi)部功率平衡的同時穩(wěn)定直流母線電壓，成為控制的重點與難點[5-6]。因此，當微電網(wǎng)獨立運行時，須配置相應(yīng)數(shù)量的儲能單元進行功率調(diào)節(jié)以起到削峰填谷作用[7-8]。

在儲能系統(tǒng)的充放電控制中，儲能單元的運行壽命是首要考慮因素，而儲能單元的充放電次數(shù)、充放電深度及充放電功率等直接影響電池的運行壽命[9-10]。文獻[11]設(shè)計了自適應(yīng)下垂控制，使充電下垂系數(shù)與荷電狀態(tài)（state of charge，SOC）的n次冪成正比，放電下垂系數(shù)反比于SOC 的n次冪，有效避免了儲能單元深度充放電。但在SOC 過低時充電會使下垂系數(shù)過大且變化較快，不利于系統(tǒng)穩(wěn)定運行。文獻[12]提出了一種e指數(shù)下垂控制，在限定了下垂系數(shù)范圍的同時使儲能單元SOC 以e指數(shù)收斂，從而保證了系統(tǒng)的穩(wěn)定性。文獻[13-14]引入電壓恢復環(huán)節(jié)，可在實現(xiàn)儲能功率分配的同時使直流母線電壓恢復至額定值。

多儲能系統(tǒng)具有較高的冗余度，可實現(xiàn)新能源的最大化利用，但分布式電源出力受環(huán)境影響較大，在不同時期對儲能的平抑能力需求不同[2,12]。多數(shù)情況下，系統(tǒng)擾動功率較小，不需要多組儲能同時運行平抑擾動，而儲能單元不間斷地充放電會縮短電池的運行壽命，不利于微電網(wǎng)的經(jīng)濟運行與靈活調(diào)度。文獻[15]提出一種電壓分級控制策略，根據(jù)直流母線電壓區(qū)間將系統(tǒng)分為儲能主導、負荷主導及光伏主導模式；在儲能主導模式下，根據(jù)儲能單元的SOC 劃分其運行區(qū)間，在不同電壓區(qū)間內(nèi)儲能單元依次投入運行，提升了儲能單元的充放電效率與微電網(wǎng)調(diào)度的靈活性，但是其分級切換條件依賴于實時直流母線電壓值。文獻[16]指出基于直流母線電壓的協(xié)調(diào)控制策略不利于系統(tǒng)穩(wěn)定與模式切換，且無法應(yīng)用二次電壓補償環(huán)節(jié)使母線電壓維持在額定值。文獻[17]以荷-源功率差、蓄電池以及超級電容SOC 作為模態(tài)劃分條件，特定模態(tài)下超級電容、蓄電池響應(yīng)平抑擾動，提升了控制靈活性，但未考慮蓄電池之間的容量差異。

針對上述研究，本文提出一種基于儲能SOC 分級的直流微電網(wǎng)協(xié)調(diào)控制方法。將儲能單元的實時SOC 值劃分為低、中、高3 個區(qū)間，相應(yīng)區(qū)間的儲能單元優(yōu)先級不同。以實時系統(tǒng)荷-源差功率與特定優(yōu)先級儲能最大平抑功率為判斷依據(jù)，將系統(tǒng)劃分為不同的工作模態(tài)，在相應(yīng)模態(tài)下特定優(yōu)先級的儲能單元動作，避免所有儲能不間斷地工作，從而減少儲能單元的總充放電次數(shù)與時長，提升微電網(wǎng)的調(diào)度效率與運行經(jīng)濟性。通過帶有電壓恢復環(huán)節(jié)的改進e指數(shù)下垂控制，在提升直流母線電壓質(zhì)量的同時實現(xiàn)儲能單元依據(jù)實時SOC 與容量輸出電能，并在較長時間尺度下實現(xiàn)儲能單元的SOC 收斂一致。

1 孤島型直流微電網(wǎng)框架及模態(tài)劃分

1.1 孤島型直流微電網(wǎng)框架

圖1 為孤島型直流微電網(wǎng)的典型框架，由分布式發(fā)電（distributed generation，DG）裝置、儲能系統(tǒng)和負荷組成，各部分通過相應(yīng)的變換器并入直流母線。

圖1 孤島型直流微電網(wǎng)典型拓撲結(jié)構(gòu)Fig.1 Typical topology of the isolated DC microgrid

1.2 孤島型直流微電網(wǎng)的傳統(tǒng)功率分層

以負荷-分布式電源功率差與儲能系統(tǒng)最大充放電功率的關(guān)系作為判斷基準，可將孤島型直流微電網(wǎng)系統(tǒng)劃分為圖2 所示的4 種工作模態(tài)。定義儲能系統(tǒng)最大充、放電功率分別為Pmax-c,0、Pmax-d,0，DG 裝置最大輸出功率為Pmax,DG。

圖2 孤島型直流微電網(wǎng)工作模態(tài)劃分Fig.2 Working mode division of the isolated DC microgrid

圖2 所示4 種模態(tài)分別如下：

模態(tài)1Pload-PDG＜Pmax-c,0＜0。微電網(wǎng)功率盈余超出儲能系統(tǒng)吸收能力，此時，儲能系統(tǒng)以最大輸入功率吸收電能，并需要DG 裝置降功率運行以保證系統(tǒng)的功率平衡。

模態(tài)2Pmax-c,0≤Pload-PDG＜0。微電網(wǎng)功率盈余小于儲能系統(tǒng)最大輸入功率，DG 裝置運行于最大功率點跟蹤（MPPT）模式下，儲能系統(tǒng)充電平抑擾動，系統(tǒng)內(nèi)部功率可維持動態(tài)平衡。

模態(tài)3 0≤PLoad-PDG≤Pmax-d,0。微電網(wǎng)功率缺額小于儲能系統(tǒng)最大輸出功率，DG 裝置運行于MPPT 模式下，儲能系統(tǒng)放電平抑擾動，系統(tǒng)內(nèi)部功率可維持動態(tài)平衡。

模態(tài)4 0＜Pmax-d,0＜PLoad-PDG。微電網(wǎng)功率缺額超出儲能系統(tǒng)平抑能力，需要根據(jù)優(yōu)先級逐級切除負荷，保證功率缺額處于儲能系統(tǒng)的最大輸出功率之內(nèi)。

2 儲能單元的自適應(yīng)下垂控制

2.1 儲能單元模型分析

將蓄電池與相應(yīng)的DC-DC 變流器構(gòu)成一組儲能單元，SOC 值代表儲能單元的實時可充放電能力，蓄電池i的實時SOC 可定義為[12]：

式中：Ci為儲能單元i的容量，A·h；Ii(τ)為輸出電流，A；SSOC-i(0)為初始電量，%；SSOC-i(0)可通過開路電壓法得出，再結(jié)合式(1)即可估算出蓄電池的實時SOC 值[18]，SSOC-i的變化率可表達為：

由式(2)可知，儲能單元的容量與實時充放電電流大小直接決定了SOC 的變化率。儲能單元的容量大小與SOC 的變化率負相關(guān)，充放電電流的大小與SOC 的變化率正相關(guān)。

2.2 傳統(tǒng)下垂控制分析

直流微電網(wǎng)中各微源的協(xié)調(diào)控制與儲能單元多采用下垂控制來實現(xiàn)，其具有高擴展性且易于實現(xiàn)[13,19]。下垂控制方程可記為：

式中：Udc、Uref分別為直流母線實時電壓和參考電壓，V；Ri、Rline-i分別為儲能i的下垂系數(shù)和儲能i到直流母線的線路阻抗，Ω。通過設(shè)置特定的下垂系數(shù)便可控制儲能單元的輸出電流，如式(4)所示。

由式(4)可知，當Ri取值較小時，虛擬壓降很小，不利于系統(tǒng)的精確檢測，同時線路阻抗對儲能電流分配的影響也將無法忽略。而為了保證系統(tǒng)穩(wěn)定運行，母線電壓需運行在0.95Uref～1.05Uref[20]，其最終取值范圍應(yīng)滿足：

2.3 改進的自適應(yīng)下垂控制

為實現(xiàn)分級運行的目標，設(shè)置下垂系數(shù)為：

式中：Cmin為儲能單元的最小容量，A·h；SSOC-avg為儲能單元的平均SOC，%；sgn(Ii)為符號函數(shù)，充電時為-1，放電時為1；R0為初始下垂系數(shù)；k為加速系數(shù)。

根據(jù)2.2 節(jié)的分析可知，Ri不易過小，線路阻抗通常小于0.04 Ω/km[21]，為使式(5)滿足，本文取R0為1，從而忽略線路阻抗的影響。設(shè)定系統(tǒng)Uref=400 V，Pmax=2 kW，則由式(5)可得：

聯(lián)立式(6)—式(8)可得，k值不應(yīng)超過1.386。k值大小決定了SOC 的均衡速度，本文取最大值1.386。因為儲能單元的標稱容量相差不會太大，所以1/Ci*的值不會很小，Ri取值的下限也得以保證，從而可忽略線路阻抗的影響。Ri、SSOC-i與SSOC-avg的關(guān)系如圖3 所示。

圖3 Ri、SSOC-i 與SSOC-avg 曲面關(guān)系Fig.3 The relationship among Ri,SSOC-i and SSOC-avg surfaces

由圖3 可知，在上述參數(shù)設(shè)置下，Ri符合取值原則，且在不同工況下Ri的變化較緩，避免了調(diào)節(jié)過程中Ri急劇變化造成系統(tǒng)失衡，從而保證了系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。

3 微電網(wǎng)的協(xié)調(diào)控制

3.1 改進的模式劃分

儲能單元運行狀態(tài)分為健康運行、過度充電及過度放電3 類。健康運行區(qū)間多根據(jù)實時SOC 設(shè)置下垂系數(shù)以避免其過度充、放電，在過度充、放電后需要讓其待機以避免損害儲能單元使用壽命。

為實現(xiàn)多儲能單元依據(jù)微電網(wǎng)實時擾動功率大小實現(xiàn)分級運行的目標，在3 個基礎(chǔ)區(qū)間劃分的前提下，將健康運行區(qū)間再細分為低電量、中電量及高電量3 個子區(qū)間，不同區(qū)間代表所處優(yōu)先級不同。定義如下：儲能單元充電時，低電量區(qū)間優(yōu)先級最高，中電量區(qū)間其次，高電量區(qū)間最低；放電時高電量區(qū)間優(yōu)先級最高，中電量區(qū)間其次，低電量區(qū)間最低。如圖4 所示。

圖4 儲能SOC 分級Fig.4 SOC classification of energy storage

設(shè)系統(tǒng)共存在n組儲能單元，經(jīng)過SOC 分級后，處在高、中、低電量的儲能單元總極限充電功率分別為Pmax-c,1、Pmax-c,2、Pmax-c,3，總極限放電功率分別為Pmax-d,1、Pmax-d,2、Pmax-d,3。依據(jù)1.2 節(jié)所述，傳統(tǒng)分層控制方法可將系統(tǒng)運行模態(tài)進行更細致的劃分，結(jié)果見表1（令PLD=PLoad-PDG，不計系統(tǒng)的功率損耗）。

表1 基于儲能SOC 分級的模式劃分情況Tab.1 Mode division based on SOC classification of energy storage

以儲能充電為例進行分析：

模態(tài)2-1 系統(tǒng)擾動功率不超過低電量儲能單元的極限充電功率，此時低電量儲能單元運行于下垂充電方式，維持系統(tǒng)功率平衡并保證母線電壓穩(wěn)定，其余儲能處于待機狀態(tài)。

模態(tài)2-2 系統(tǒng)擾動功率超過了低電量儲能單元的極限充電功率，但不超過低、中電量儲能單元的極限功率之和，此時低、中電量儲能單元運行于下垂充電方式，共同維持系統(tǒng)功率平衡并保證母線電壓穩(wěn)定，其余儲能處于待機狀態(tài)。

模態(tài)2-3 系統(tǒng)擾動功率超過了低、中電量儲能單元的極限功率之和，但處于所有儲能單元之和的平抑范圍內(nèi)，此時所有儲能單元以下垂方式運行，共同維持系統(tǒng)功率平衡并保證母線電壓穩(wěn)定。

儲能放電時分析同理，在儲能單元SOC 超過健康運行區(qū)間時，需要將其切出系統(tǒng)。將儲能單元的電量區(qū)間劃分得更詳細就能對儲能系統(tǒng)進行更精確的調(diào)度，從而提升微電網(wǎng)運行效率；但分級數(shù)量受到SOC、功率等測量精度以及實時通信的限制，且分級較多容易造成系統(tǒng)在不同模態(tài)間震蕩，使儲能頻繁啟停從而縮短其運行壽命。綜合系列因素，本文進行上述劃分。具體劃分數(shù)值：健康運行區(qū)間30%～90%，其中高、中、低電量區(qū)間分別為 70%～90%、50%～70%、30%～50%。系統(tǒng)整體流程如圖5 所示。圖5 中，P1、P2、P3分別為高、中、低電量儲能單元的實時運行功率。當SOC 越過健康運行區(qū)間后，各個優(yōu)先級的功率之和將不計算在內(nèi)。

圖5 系統(tǒng)整體流程Fig.5 Overall flow chart of the system

3.2 微電網(wǎng)整體的運行控制

由上文分析可知，系統(tǒng)運行在不同模態(tài)下，均存在微源以下垂方式運行從而平抑系統(tǒng)擾動功率，這種運行方式在電壓外環(huán)的作用下可穩(wěn)定直流母線電壓，同時保證微電網(wǎng)的功率平衡，但在下垂控制的運用過程中會引起母線電壓偏差。對此，本文引入電壓恢復環(huán)節(jié)以提升直流母線電壓質(zhì)量。將直流母線電壓偏差經(jīng)過PI 調(diào)節(jié)后疊加到下垂控制器的電壓參考值上從而調(diào)整母線電壓：

最終，儲能系統(tǒng)的下垂方程為：

系統(tǒng)整體控制結(jié)構(gòu)如圖6 所示。由圖6 可見，中央控制器根據(jù)采集到的荷-源-儲信息，調(diào)整自身控制方式以改變系統(tǒng)運行模態(tài)。

圖6 系統(tǒng)整體控制結(jié)構(gòu)Fig.6 Overall control structure of the system

在本文中，DG 指光伏發(fā)電系統(tǒng)。在光伏環(huán)節(jié)中，光伏電池通過Boost 升壓斬波電路接入直流微電網(wǎng)，通過電導增量法實現(xiàn)最大功率點追蹤，保證光伏功率的最大化利用，光伏出力無法充分消納時切換至下垂降功率模式。儲能環(huán)節(jié)通過Boost-Buck電路接入微電網(wǎng)，系統(tǒng)在最大功率控制、下垂控制以及待機模式下切換。為防止儲能單元功率越限，在下垂控制的電流閉環(huán)設(shè)置限幅環(huán)節(jié)，依據(jù)儲能極限功率設(shè)置環(huán)寬。儲能正常運行時，電壓外環(huán)起到功率分配與穩(wěn)定母線電壓的作用；當儲能分配功率超過極限功率時，限流環(huán)寬變?yōu)?，電壓外環(huán)作用消失。切換儲能至極限功率充、放電模式。待機方式下電流內(nèi)環(huán)指令值為0。

4 算例分析

基于MATLAB/Simulink 平臺，搭建了包含1 組光伏發(fā)電系統(tǒng)、1 組恒功率負載以及4 組儲能單元的直流微電網(wǎng)模型。光伏單元的最大輸出功率為8 kW；4 組儲能單元的容量分別為5.0、5.0、7.5、7.5 A·h；最大充放電功率分別為±1.5、±1.5、±2.0、±2.0 kW。設(shè)計了3 個算例對所提分級控制策略進行驗證。系統(tǒng)主要控制參數(shù)見表2。

表2 微電網(wǎng)主要參數(shù)設(shè)置Tab.2 Main parameters settings of the microgrid

4.1 算例1：工作模態(tài)的切換

本算例主要驗證在光伏及負荷運行狀態(tài)改變時微電網(wǎng)分級控制策略的實現(xiàn)情況。設(shè)置4 組儲能的初始SOC 值分別為80%、65%、55%、25%。其中：光伏系統(tǒng)在0～2、2～4、4～6、6～8、8～10 s 輸出功率為8.0、6.5、5.0、3.0、5.0 kW，負荷在0～6、6～10 s分別吸收5.5、8.0 kW 功率。荷-源-儲三者相應(yīng)的功率關(guān)系如圖7 所示。

圖7 荷-源-儲功率關(guān)系（算例1）Fig.7 The relationship between and among load,charge source and storage power (case 1)

在此工況下，分別用傳統(tǒng)協(xié)調(diào)控制策略與本文所提控制策略進行對比分析，4 組儲能的運行情況如圖8 所示。

圖8 儲能單元在2 種控制策略下的輸出功率（算例1）Fig.8 The output power of energy storage units in two control strategies (case 1)

圖8 中，傳統(tǒng)協(xié)調(diào)控制策略下4 組儲能單元恒以設(shè)定的下垂系數(shù)進行功率調(diào)節(jié)，無法依據(jù)微電網(wǎng)所需平抑功率的大小進行相應(yīng)的儲能配置，調(diào)度的靈活性較低。而在本文所提控制策略下，0～2 s 系統(tǒng)盈余功率2.5 kW，系統(tǒng)工作于模態(tài)2-2，由中、低電量的儲能單元共同吸收冗余功率，高電量儲能單元待機；2～4 s 系統(tǒng)盈余功率1.0 kW，系統(tǒng)工作于模態(tài)2-1，只有低電量儲能運行；4～6 s 系統(tǒng)功率缺額0.5 kW，系統(tǒng)工作于模態(tài)3-1，只有高電量儲能放電，中、低電量儲能待機；6～8 s 內(nèi)系統(tǒng)功率缺額增至5.0 kW，此時高、中電量儲能單元共同放電，但由于儲能單元的SOC 差異導致其功率分配差異較大，高電量儲能的下垂分配功率將超過其極限功率，從而損害儲能使用壽命。而本文控制策略中引入的功率限幅環(huán)節(jié)會將儲能1 輸出功率限制在極限值，起到保護儲能單元的作用；t=10 s 隨著微電網(wǎng)功率缺額降低，儲能1 退回下垂模式。

經(jīng)過對比（表3），本文所提分級控制策略能夠根據(jù)微電網(wǎng)的實時功率需求來配置相應(yīng)的儲能動作，減少了儲能單元的充放電次數(shù)，從而提升了調(diào)度的靈活性，有利于微電網(wǎng)的運行經(jīng)濟性。整個調(diào)節(jié)過程中，儲能單元的SOC 變化量如圖9 所示，其變化趨勢與對應(yīng)儲能充放電功率一致。

表3 2 種控制策略對比Tab.3 Comparison of two control strategies

圖9 儲能單元在2 種控制策略下的SOC 變化（算例1）Fig.9 Changes of SOC of energy storage units in two control strategies (case 1)

圖10 為2 種控制策略下直流母線電壓的變化情況。在無電壓恢復環(huán)節(jié)時，2 種控制策略在儲能充、放電狀態(tài)下均會造成直流母線電壓抬升或跌落；引入電壓恢復環(huán)節(jié)后，2 種控制策略均能使直流母線電壓穩(wěn)定在400 V；系統(tǒng)功率突變時，經(jīng)過短暫的調(diào)整，直流母線電壓也能恢復至參考值，確保了系統(tǒng)的穩(wěn)定性。

圖10 2 種控制策略下直流母線電壓變化（算例1）Fig.10 Changes of DC bus voltage in two control strategies(case 1)

4.2 算例2：儲能優(yōu)先級改變

本算例重點驗證部分儲能單元SOC 優(yōu)先級發(fā)生改變時造成模態(tài)切換條件閥值改變，對實現(xiàn)分級控制策略造成的影響。設(shè)置儲能的初始SOC 值分別為40.00%、49.90%、60.00%、70.15%。光伏系統(tǒng)在0～4、4～12 s 內(nèi)輸出的功率分別為4.0、8.0 kW，負荷在0～4、4～12 s 內(nèi)消耗的功率為6.0、7.5 kW。三者相應(yīng)的功率關(guān)系如圖11 所示，4 組儲能單元具體運行情況如圖12 所示。

圖11 荷-源-儲功率關(guān)系（算例2）Fig.11 The relationship between and among load,charge source and storage power (case 2)

由圖12 可見，0～2 s 系統(tǒng)功率盈余2.0 kW，只有高電量儲能單元工作，中、低電量儲能單元待機，系統(tǒng)運行于模態(tài)2-1；當t=2 s 時，儲能4 的SOC 低于70%，其優(yōu)先級由高電量模式切換為中電量模式，此時高電量模式不存在儲能單元，處于中電量模式的儲能3 投入運行與儲能4 共同平抑擾動；t=4 s 時，隨著光伏出力的增加，低電量儲能可以獨立平抑系統(tǒng)擾動，此時中電量儲能單元待機；t=7.33 s 時，儲能2 由低電量模式變?yōu)橹须娏磕Ｊ?，儲? 不足以吸收系統(tǒng)盈余功率，處于中電量模式的儲能單元投入運行，由4 組儲能系統(tǒng)共同平抑系統(tǒng)擾動。驗證了所提控制策略在儲能優(yōu)先級改變時仍能按照模態(tài)層級劃分穩(wěn)定運行，適應(yīng)性較強。調(diào)節(jié)過程中SOC變化量如圖13 所示，其與運行功率變化情況一致。

圖12 儲能單元的輸出功率（算例2）Fig.12 Output power of energy storage units (case 2)

圖13 儲能單元的荷電狀態(tài)變化（算例2）Fig.13 Change of state of charge of energy storage units(case 2)

圖14 為直流母線電壓變化情況。由圖14 可見，在系統(tǒng)功率波動以及儲能優(yōu)先級調(diào)整時，直流母線電壓均在允許范圍內(nèi)波動，穩(wěn)定后能維持在400 V。

圖14 直流母線電壓變化（算例2）Fig.14 Change of DC bus voltage (case 2)

4.3 算例3：較長時間尺度下SOC 均衡效果

本算例重點驗證實現(xiàn)本文控制策略所設(shè)計自適應(yīng)下垂控制的有效性，其通過儲能單元的SOC 均衡效果體現(xiàn)。為加快均衡時間，將4 組儲能單元的容量分別更改為0.50、0.50、0.75、0.75 A·h。設(shè)4 組儲能單元的極限功率不變，初始SOC 分別為80%、75%、70%、65%，光伏在0～60、120～180 s 輸出功率為8 kW，60～120、180～240 s 輸出功率為2 kW；負荷在0～60、120～180 s 吸收功率為8 kW，60～120、180～240 s 吸收功率為2 kW。三者相應(yīng)功率關(guān)系如圖15 所示，系統(tǒng)交替工作于模態(tài)2-3、3-3。

圖15 荷-源-儲功率關(guān)系（算例3）Fig.15 The relationship between and among load,charge source and storage power (case 3)

圖16 為4 組儲能的實時SOC 改變情況。由圖16 可知，在自適應(yīng)下垂控制調(diào)節(jié)下，充、放電時SOC 差異始終在縮小，最終收斂相同，有效地避免了儲能過度充、放電。

圖16 儲能單元的荷電狀態(tài)變化（算例3）Fig.16 Changes of state of charge of energy storage units(case 3)

4 組儲能功率分配情況如圖17 所示。儲能單元的功率分配比值隨著SOC 差異的減小趨于其自身容量比1.0:1.0:1.5:1.5，驗證了所設(shè)置自適應(yīng)下垂控制的有效性，同時證明了本文所提控制策略在較長時間尺度下可實現(xiàn)不同容量儲能單元的SOC 均衡。運行過程中直流母線電壓能維持在400 V，其電壓變化如圖18 所示。

圖17 儲能單元的輸出功率（算例3）Fig.17 Output power of energy storage unit (case 3)

圖18 直流母線電壓變化（算例3）Fig.18 Change of DC bus voltage (case 3)

5 結(jié)論

1）根據(jù)儲能單元實時SOC 值，將其進行優(yōu)先級劃分，在特定大小的功率擾動下相應(yīng)優(yōu)先級的儲能單元動作平抑系統(tǒng)擾動，減少了儲能單元充放電次數(shù)與時間，提升了微電網(wǎng)中儲能系統(tǒng)的調(diào)度靈活性。

2）通過將儲能SOC 以及容量信息引入下垂系數(shù)中分配儲能單元的輸出功率，可有效避免儲能過度充放電，在較長的時間尺度下最終實現(xiàn)儲能單元SOC 均衡；而電壓恢復環(huán)節(jié)的存在保證了直流母線電壓的質(zhì)量。