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        風(fēng)光儲(chǔ)直流微電網(wǎng)分層協(xié)調(diào)控制策略

        2023-01-09 07:16:50賴(lài)鈞杰文小玲
        關(guān)鍵詞:恒壓線電壓蓄電池

        賴(lài)鈞杰,文小玲,張 淇

        武漢工程大學(xué)電氣信息學(xué)院,湖北 武漢 430205

        直流微電網(wǎng)可以提高可再生能源接入交流電網(wǎng)的穩(wěn)定性和可靠性,具有控制簡(jiǎn)單、線路損耗小等優(yōu)點(diǎn)[1]。然而,直流微電網(wǎng)存在因源荷的不確定性導(dǎo)致系統(tǒng)功率不平衡、從而引發(fā)直流母線電壓波動(dòng)的問(wèn)題。針對(duì)這一問(wèn)題,文獻(xiàn)[2]采用基于動(dòng)態(tài)一致性算法的分布式協(xié)同控制方法來(lái)實(shí)現(xiàn)電壓調(diào)節(jié)和功率分配,但是需要每個(gè)單元之間互聯(lián)通信。若通信出現(xiàn)故障,則無(wú)法實(shí)現(xiàn)整個(gè)系統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制。文獻(xiàn)[3-4]提出基于直流母線電壓信號(hào)的能量管理和協(xié)調(diào)控制策略,無(wú)需單元間的互聯(lián)通信,但是沒(méi)有考慮電網(wǎng)電價(jià),存在微電網(wǎng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性較低的問(wèn)題。文獻(xiàn)[5]通過(guò)比較蓄電池充放電成本和電網(wǎng)電價(jià),采用低價(jià)購(gòu)電、高價(jià)售電的策略來(lái)降低系統(tǒng)的運(yùn)行成本,但其儲(chǔ)能單元只采用鋰電池來(lái)消納直流微電網(wǎng)產(chǎn)生的功率波動(dòng),沒(méi)有考慮瞬時(shí)高頻功率對(duì)電池壽命的影響。文獻(xiàn)[6-7]采用蓄電池與超級(jí)電容混合儲(chǔ)能來(lái)消除直流微電網(wǎng)產(chǎn)生的功率波動(dòng),但是沒(méi)有考慮多組蓄電池之間的荷電狀態(tài)(state of charge,SOC)均衡問(wèn)題。文獻(xiàn)[8]采用自適應(yīng)下垂控制來(lái)實(shí)現(xiàn)混合儲(chǔ)能和光伏單元功率分配,解決了SOC均衡問(wèn)題,但是采用中央控制器進(jìn)行微電網(wǎng)系統(tǒng)的集中控制,不僅控制復(fù)雜,而且對(duì)通信質(zhì)量有較高依賴(lài)性。

        因此,為解決并網(wǎng)型風(fēng)光儲(chǔ)直流微電網(wǎng)的直流母線電壓波動(dòng)問(wèn)題,本文提出一種分層協(xié)調(diào)控制策略。第一層實(shí)現(xiàn)發(fā)電單元、混合儲(chǔ)能單元和并網(wǎng)變換器的模塊化控制,并采用下垂控制來(lái)實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電單元和混合儲(chǔ)能單元的功率分配。第二層根據(jù)直流母線電壓進(jìn)行不同工作模式的切換,無(wú)需單元間的互聯(lián)通信。第三層根據(jù)交流電網(wǎng)的實(shí)時(shí)電價(jià)和電網(wǎng)故障情況進(jìn)行并、離網(wǎng)模式的切換,提高直流微電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)性和可靠性。

        1 直流微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)

        直流微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)如圖1所示,主要由風(fēng)力(wind turbine,WT)發(fā)電單元、光伏(photovoltaic,PV)發(fā)電單元、混合儲(chǔ)能(hybrid energy storage,HES)單元、并網(wǎng)變換器(grid connected converter,GCC)和負(fù)載組成。其中,WT、PV、HES分別通過(guò)三相橋式整流器、BOOST電路、雙向DC/DC變換器接入直流母線,負(fù)載通過(guò)DC(AC)/DC變換器接入直流母線,直流微電網(wǎng)通過(guò)GCC連接交流電網(wǎng)。

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

        2 直流微電網(wǎng)分層協(xié)調(diào)控制策略

        直流微電網(wǎng)的分層協(xié)調(diào)控制結(jié)構(gòu)如圖2所示,其中調(diào)度層、模式切換層和底層的控制優(yōu)先級(jí)由高到低,而控制的時(shí)間尺度由低到高。

        圖2 分層協(xié)調(diào)控制結(jié)構(gòu)Fig.2 Hierarchical coordination control structure

        2.1 調(diào)度層

        調(diào)度層主要負(fù)責(zé)控制GCC的開(kāi)通與關(guān)斷。當(dāng)交流電網(wǎng)出現(xiàn)故障時(shí),關(guān)斷GCC,直流微電網(wǎng)孤島運(yùn)行。若交流電網(wǎng)正常運(yùn)行,則根據(jù)交流電網(wǎng)實(shí)時(shí)電價(jià)進(jìn)行微電網(wǎng)運(yùn)行模式劃分:當(dāng)電價(jià)較高時(shí),蓄電池優(yōu)先放電來(lái)維持直流母線電壓穩(wěn)定;當(dāng)電價(jià)較低時(shí),交流電網(wǎng)通過(guò)GCC來(lái)維持直流母線電壓穩(wěn)定,同時(shí)給蓄電池充電。

        2.2 模式切換層

        如圖3所示,系統(tǒng)根據(jù)直流母線電壓進(jìn)行底層單元不同控制模式的切換。其中,GCC有恒壓控制和停機(jī)兩種模式,PV有最大功率點(diǎn)跟蹤(maximum power point tracking,MPPT)和恒壓下垂控制兩種模式,WT有MPPT和變槳距控制兩種模式,HES中的蓄電池有恒功率控制、恒壓下垂控制和停機(jī)3種模式,HES中的超級(jí)電容有恒壓下垂控制和停機(jī)兩種模式,非重要負(fù)載有正常接入與切除兩種模式。

        圖3 系統(tǒng)控制模式Fig.3 System control mode

        當(dāng)直流微電網(wǎng)孤島運(yùn)行時(shí),考慮優(yōu)先利用可再生能源的原則,其電壓分層控制模式如圖4所示。當(dāng)系統(tǒng)功率盈余時(shí),直流母線電壓大于額定電壓UN。當(dāng)母線電壓在UN-H1UN之間時(shí),HES采用恒壓下垂控制模式,PV和WT采用MPPT控制模式;當(dāng)HES充電達(dá)SOC限值或系統(tǒng)盈余功率大于蓄電池最大充電功率時(shí),HES已無(wú)法穩(wěn)定直流母線電壓,直流母線電壓繼續(xù)上升至H1UN-H2UN,PV由MPPT模式切換至恒壓下垂控制模式。

        圖4 微電網(wǎng)孤島運(yùn)行時(shí)的電壓分層控制模式Fig.4 Voltage hierarchical control mode of islanded microgrid

        當(dāng)系統(tǒng)功率缺額時(shí),母線電壓小于額定電壓UN。當(dāng)電壓處于L1UN-UN時(shí),HES采用恒壓下垂控制模式,PV和WT采用MPPT模式;當(dāng)HES放電達(dá)SOC限值或系統(tǒng)功率缺額大于蓄電池最大放電功率時(shí),HES已無(wú)法穩(wěn)定直流母線電壓,直流母線電壓繼續(xù)下降至L1UN-L2UN,此時(shí)需要切除非重要負(fù)載。

        直流微電網(wǎng)并網(wǎng)運(yùn)行時(shí),PV和WT始終處于MPPT模式。當(dāng)交流電電網(wǎng)電價(jià)較高且直流母線電壓處于L1UN-H1UN時(shí),由HES進(jìn)行穩(wěn)壓。當(dāng)HES無(wú)法穩(wěn)住電壓時(shí),由GCC進(jìn)行穩(wěn)壓,其電壓分層協(xié)調(diào)控制模式如圖5所示;當(dāng)電網(wǎng)電價(jià)較低時(shí),只由GCC進(jìn)行穩(wěn)壓,并且蓄電池以最大充電功率進(jìn)行充電。

        圖5 電網(wǎng)電價(jià)高時(shí)的電壓分層控制模式Fig.5 Hierarchical voltage control mode at high grid electricity price

        2.3 底層控制

        根據(jù)上層控制指令控制底層各單元的輸入/輸出功率來(lái)維持微電網(wǎng)系統(tǒng)的功率平衡,達(dá)到穩(wěn)定直流母線電壓的目的。

        2.3.1 光伏發(fā)電單元控制如圖6所示,光伏單元包含兩種控制模式:一是采用擾動(dòng)觀察法實(shí)現(xiàn)MPPT控制[9];二是加入前饋電壓補(bǔ)償?shù)暮銐合麓箍刂啤?/p>

        下垂系數(shù)的取值范圍為:

        式中,ΔUmax為允許電壓跌落的最大值;Imax為光伏單元輸出電流的最大值。

        不同光伏電池組之間下垂系數(shù)與功率的關(guān)系:

        式中,PNi為第i個(gè)光伏單元的最大輸出功率。

        圖6中,UPV、IPV為光伏陣列輸出的電壓和電流;Uref、Udc為直流母線的參考電壓和實(shí)際電壓;ΔU為補(bǔ)償電壓;IPVout為光伏單元輸出電壓;Ri為第i個(gè)光伏單元的下垂系數(shù);IL_ref和IL分別為BOOST電路中電感電流參考值和實(shí)際值。

        圖6 光伏單元控制框圖Fig.6 Control block diagram of PV unit

        2.3.2 風(fēng)力發(fā)電單元控制風(fēng)力發(fā)電單元控制框圖如圖7所示。當(dāng)風(fēng)速較低時(shí),漿矩角為0°,采用最優(yōu)葉尖速比對(duì)應(yīng)的轉(zhuǎn)速外環(huán)和零d軸電流內(nèi)環(huán)[10]控制來(lái)實(shí)現(xiàn)MPPT;當(dāng)風(fēng)速大于額定值時(shí),通過(guò)控制漿矩角來(lái)維持風(fēng)力發(fā)電機(jī)輸出額定功率,且轉(zhuǎn)速外環(huán)參考值為額定轉(zhuǎn)速[11]。

        圖7中,PmN、Pm為風(fēng)力機(jī)額定功率和實(shí)際輸出功率;β為槳距角;id*、id為d軸參考電流和實(shí)際電流;iq*、iq為q軸參考電流和實(shí)際電流;ω?、ω為轉(zhuǎn)子的旋轉(zhuǎn)角速度參考值和實(shí)際值;ωe為電角速度;Ld、Lq為定子繞組的d、q軸電感;φf(shuō)為永磁轉(zhuǎn)子磁鏈;ud、uq為d、q軸電壓;ua、ub、uc為a、b、c三相電壓。

        圖7 風(fēng)力發(fā)電單元控制框圖Fig.7 Control block diagram of WT unit

        2.3.3 混合儲(chǔ)能單元控制如圖8所示,混合儲(chǔ)能單元包含3種控制模式:一是采用虛擬阻容的下垂控制實(shí)現(xiàn)超級(jí)電容與蓄電池之間高、低頻功率的分配,同時(shí)加入前饋電壓補(bǔ)償來(lái)解決直流母線電壓跌落的問(wèn)題;二是當(dāng)所要消納功率大于蓄電池最大充放電功率時(shí),蓄電池以最大充放電功率進(jìn)行充放電;三是當(dāng)蓄電池SOC達(dá)限值時(shí),混合儲(chǔ)能停機(jī)。

        圖8 混合儲(chǔ)能單元控制框圖Fig.8 Control block diagram of HES unit

        圖8中,Phmax為蓄電池最大充放電功率;Ubati為第i個(gè)蓄電池的電壓;iob和iosc為蓄電池和超級(jí)電容輸出電流;Rb和C為虛擬電阻值和虛擬電容值;di為SOC調(diào)節(jié)因子;iL1和iL2為蓄電池和超級(jí)電容所連接雙向DC/DC變換電路中的電感電流。

        為了實(shí)現(xiàn)蓄電池組之間SOC的均衡控制,采用冪指數(shù)自適應(yīng)調(diào)節(jié)的虛擬電阻[12],其公式如下:

        式中,R0為初始虛擬電阻;di為調(diào)節(jié)因子;Soca為蓄電池組的平均荷電狀態(tài);Soci為第i組蓄電池的荷電狀態(tài);n為冪指數(shù);N為蓄電池?cái)?shù)量。

        2.3.4 并網(wǎng)變換器控制并網(wǎng)變換器的控制框圖如圖9所示,包含兩種控制模式:一是基于電網(wǎng)電壓定向矢量[13]的恒壓控制模式;二是當(dāng)電網(wǎng)故障或電價(jià)較高時(shí),并網(wǎng)變換器停機(jī)。

        圖9中,igd*、igd為網(wǎng)側(cè)電流d軸分量的參考值和實(shí)際值;igq*、igq為網(wǎng)側(cè)電流q軸分量的參考值和實(shí)際值;egd、egq為電網(wǎng)電壓的d、q軸分量;ω為電網(wǎng)角頻率;L為網(wǎng)側(cè)濾波電感;ugd、ugq為并網(wǎng)變換器d、q軸控制電壓分量;ua、ub、uc為并網(wǎng)變換器a、b、c三相電壓。

        3 仿真結(jié)果與分析

        為了驗(yàn)證所提控制策略的有效性,利用MATLAB/Simulink搭建風(fēng)光儲(chǔ)直流微電網(wǎng)仿真模型。針對(duì)并離網(wǎng)狀態(tài)、不平衡功率和電網(wǎng)電價(jià)情況,分別對(duì)離網(wǎng)且功率缺額時(shí)、離網(wǎng)且功率盈余時(shí)、并網(wǎng)且電價(jià)較高時(shí)和并網(wǎng)且電價(jià)較低時(shí)的4種工況進(jìn)行仿真分析。

        仿真條件如下:直流母線額定電壓為380 V,每10 V的電壓差為一個(gè)電壓層級(jí)[14];兩組光伏電池的最大功率分別為30 kW和40 kW,對(duì)應(yīng)的下垂系數(shù)為0.12和0.09;風(fēng)力發(fā)電單元的額定功率為50 kW,額定風(fēng)速為10 m/s;兩組蓄電池的額定功率為10 kW,SOC上下限為90%和10%,虛擬電阻R0為0.8,調(diào)節(jié)因子的冪指數(shù)n為10;超級(jí)電容對(duì)應(yīng)的虛擬電容為0.758 7[15]。

        3.1 直流微電網(wǎng)離網(wǎng)且系統(tǒng)功率缺額

        設(shè)置初始溫度為25℃、光照強(qiáng)度為1 000 W/m2,風(fēng)速為10 m/s,負(fù)荷為130 kW,蓄電池組1的SOC為50%、第2個(gè)蓄電池組的SOC為48%,5 s后并入10 kW負(fù)荷,到達(dá)10 s時(shí)光照強(qiáng)度下降至940 W/m2,在15 s時(shí)風(fēng)速下降至9.2 m/s。仿真結(jié)果如圖10所示。

        圖10工況1仿真結(jié)果:(a)直流母線電壓,(b)源荷功率,(c)混合儲(chǔ)能電流Fig.10 Simulation results in condition 1:(a)DC bus voltage,(b)source and load power,(c)HES current

        圖10 中,光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電單元始終工作在MPPT模式;0~10 s時(shí),混合儲(chǔ)能單元工作在恒壓下垂模式,超級(jí)電容快速響應(yīng)輸出高頻功率而蓄電池慢速響應(yīng)輸出低頻功率。雖然直流母線電壓因下垂控制存在一段電壓跌落,但在前饋電壓補(bǔ)償控制作用下逐漸穩(wěn)定在380 V;10~15 s時(shí),混合儲(chǔ)能單元進(jìn)行恒功率控制,此時(shí)光照強(qiáng)度下降導(dǎo)致光伏輸出功率減少,缺額功率無(wú)法補(bǔ)償,直流母線電壓下降,但還未低于370 V;15~20 s時(shí),混合儲(chǔ)能單元進(jìn)行恒功率控制,風(fēng)速變小導(dǎo)致風(fēng)力發(fā)電單元輸出功率下降,缺額功率繼續(xù)增大,母線電壓低于370 V,切除8 kW非重要負(fù)荷,直流母線電壓穩(wěn)定在360~370 V之間。

        3.2 直流微電網(wǎng)離網(wǎng)且系統(tǒng)功率盈余

        設(shè)置初始溫度為25℃、光照強(qiáng)度為1 000 W/m2,風(fēng)速為9.5 m/s,負(fù)荷為108 kW,為了考慮蓄電池充電達(dá)SOC限值的情況、設(shè)置兩組蓄電池的SOC均為89.99%,經(jīng)過(guò)10 s后負(fù)荷降低至100 kW,到15 s時(shí)風(fēng)速增大至12 m/s。仿真結(jié)果如圖11所示。

        圖11中,0~10 s時(shí),光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電單元工作在MPPT模式,混合儲(chǔ)能單元工作在恒壓下垂模式,當(dāng)蓄電池的SOC達(dá)限值90%時(shí),混合儲(chǔ)能單元停機(jī),此時(shí)系統(tǒng)盈余功率沒(méi)有完全被消耗,直流母線電壓上升,但還未高于390 V;10~15 s時(shí),因負(fù)荷功率繼續(xù)降低,系統(tǒng)功率盈余繼續(xù)增大,母線電壓高于390 V,光伏發(fā)電單元由MPPT切換至恒壓下垂模式,兩個(gè)光伏發(fā)電單元根據(jù)其最大輸出功率進(jìn)行功率分配來(lái)實(shí)現(xiàn)穩(wěn)壓,雖然直流母線電壓因下垂控制存在一段電壓跌落,但在前饋電壓補(bǔ)償控制作用下逐漸穩(wěn)定在392 V;15~20 s時(shí),風(fēng)速增大導(dǎo)致風(fēng)力發(fā)電單元輸出功率增多,并且此時(shí)風(fēng)速大于額定風(fēng)速10 m/s,風(fēng)力發(fā)電單元由MPPT切換至變槳距模式,槳距角增大,輸出功率穩(wěn)定在額定功率50 kW。

        3.3 直流微電網(wǎng)并網(wǎng)且電網(wǎng)電價(jià)較高

        設(shè)置初始溫度為25℃、光照強(qiáng)度為900 W/m2,風(fēng)速為9.5 m/s,負(fù)荷為100 kW,設(shè)置蓄電池組1的SOC為48%、蓄電池組2的SOC為50%。經(jīng)過(guò)5 s后切除10 kW負(fù)荷,10 s時(shí)光照強(qiáng)度升至1 000 W/m2,15 s時(shí)風(fēng)速增大到10 m/s。仿真結(jié)果如圖12所示。

        圖11工況2仿真結(jié)果:(a)直流母線電壓,(b)源荷功率,(c)漿矩角,(d)混合儲(chǔ)能電流(e)蓄電池荷電狀態(tài)Fig.11 Simulation results in condition 2:(a)DC bus voltage,(b)source and load power,(c)pitch angle,(d)HES current,(e)battery SOC

        圖12 中,光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電單元始終工作在MPPT模式;0~10.724 s時(shí),混合儲(chǔ)能單元工作在恒壓下垂模式,此時(shí)SOC較小的蓄電池組1充電功率較大;10.724~15 s時(shí),混合儲(chǔ)能單元工作在恒功率模式,此時(shí)光照強(qiáng)度升高導(dǎo)致光伏輸出功率增多,系統(tǒng)盈余功率無(wú)法完全消納,直流母線電壓上升,但還未高于390 V;15~20 s時(shí),混合儲(chǔ)能單元工作在恒功率模式,此時(shí)風(fēng)速增大導(dǎo)致風(fēng)力發(fā)電單元輸出功率增多,系統(tǒng)盈余功率繼續(xù)增大,直流母線電壓高于390 V,并網(wǎng)變換器由停機(jī)切換到恒壓模式,盈余功率以單位功率因素并入交流電網(wǎng),母線電壓穩(wěn)定在392 V。

        圖12 工況3仿真結(jié)果:(a)直流母線電壓,(b)源荷功率,(c)混合儲(chǔ)能電流,(d)并網(wǎng)變換器交換功率Fig.12 Simulation results in condition 3:(a)DC bus voltage,(b)source and load power,(c)HES current,(d)GCC exchange power

        3.4 直流微電網(wǎng)并網(wǎng)且電網(wǎng)電價(jià)較低

        設(shè)置初始溫度為25℃、光照強(qiáng)度為800 W/m2,風(fēng)速為10 m/s,負(fù)荷為90 kW,設(shè)置兩組蓄電池均為20%。經(jīng)過(guò)5 s后風(fēng)速下降至9.2 m/s,10 s時(shí)切除10 kW負(fù)荷,15 s時(shí)光照強(qiáng)度升至900 W/m2。仿真結(jié)果如圖13所示。

        圖13中,光伏發(fā)電系統(tǒng)和風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)始終工作在MPPT模式,蓄電池始終以最大充電功率進(jìn)行充電。整個(gè)仿真過(guò)程中,光照強(qiáng)度、風(fēng)速和負(fù)荷變化引起的系統(tǒng)功率波動(dòng)均由并網(wǎng)變換器來(lái)平衡,母線電壓始終穩(wěn)定在380 V。

        圖13 工況4仿真結(jié)果:(a)直流母線電壓,(b)源荷功率,(c)混合儲(chǔ)能電流,(d)并網(wǎng)變換器交換功率Fig.13 Simulation results in condition 3:(a)DC bus voltage,(b)source and load power,(c)HES current,(d)GCC exchange power

        4 結(jié)論

        針對(duì)并網(wǎng)型風(fēng)光儲(chǔ)直流微電網(wǎng)的直流母線電壓波動(dòng)問(wèn)題,本文提出一種分層協(xié)調(diào)控制策略,采用MATLAB/Simulink搭建直流微電網(wǎng)的仿真模型,對(duì)所提控制策略的有效性進(jìn)行了仿真分析,得出結(jié)論如下:

        (1)混合儲(chǔ)能單元能實(shí)現(xiàn)超級(jí)電容和蓄電池的高低頻功率分配,同時(shí)實(shí)現(xiàn)蓄電池組之間的SOC均衡;

        (2)光伏單元能根據(jù)最大輸出功率實(shí)現(xiàn)不同光伏單元之間的功率分配;

        (3)系統(tǒng)無(wú)需底層各單元之間相互通信,通過(guò)直流母線電壓信號(hào)控制不同模式的切換即可維持直流母線電壓的穩(wěn)定;

        (4)能根據(jù)交流電網(wǎng)的實(shí)時(shí)電價(jià)及故障情況進(jìn)行直流微電網(wǎng)并、離網(wǎng)運(yùn)行模式的切換,提高直流微電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)性和可靠性。

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