王 力 胡佳成 曾祥君 趙 斌 張治國

基于混合儲能的交直流混聯(lián)微電網(wǎng)功率分級協(xié)調(diào)控制策略

王 力1胡佳成1曾祥君1趙 斌1張治國2

（1. 長沙理工大學(xué)電氣與信息工程學(xué)院 長沙 410004 2. 西藏華東水電設(shè)備成套有限公司 拉薩 851414）

針對交直流混聯(lián)微電網(wǎng)孤島運(yùn)行時(shí)，僅靠互聯(lián)變流器協(xié)調(diào)網(wǎng)間功率無法有效緩解系統(tǒng)頻率與電壓波動，且單一蓄電池儲能難以適用多場景功率需求的問題，提出利用超級電容和蓄電池混合儲能的交直流混聯(lián)微電網(wǎng)功率協(xié)調(diào)控制策略。將混合儲能作為儲能子網(wǎng)連接在直流母線上，優(yōu)先采用超級電容平抑交直流子網(wǎng)內(nèi)功率波動，提出以儲能荷電狀態(tài)來劃分五種工作模式的改進(jìn)混合儲能控制策略。兼顧超級電容快速響應(yīng)特性和減少互聯(lián)變流器的頻繁起動，根據(jù)直流子網(wǎng)電壓和交流子網(wǎng)頻率波動程度，提出功率自治和功率互濟(jì)工況的兩級分層協(xié)調(diào)控制策略。通過設(shè)計(jì)混合儲能處于不同工作模式的網(wǎng)間功率互濟(jì)場景，仿真證明了所提混合儲能和互聯(lián)變流器協(xié)調(diào)控制策略能夠平抑各子網(wǎng)負(fù)荷功率波動。

交直流混聯(lián)微電網(wǎng) 混合儲能 互聯(lián)變流器 功率協(xié)調(diào)控制

0 引言

微電網(wǎng)不僅能夠獨(dú)立運(yùn)行，而且能與本地配電網(wǎng)有機(jī)結(jié)合實(shí)現(xiàn)電力雙向流通，是智能電網(wǎng)建設(shè)的重要內(nèi)容之一[1-2]。其中兼具交流和直流微電網(wǎng)優(yōu)勢的混聯(lián)微電網(wǎng)，正逐漸成為未來發(fā)展的主流方向[3-4]。然而，混聯(lián)微電網(wǎng)功率管理更加復(fù)雜，尤其在孤島模式時(shí)無大電網(wǎng)支撐，且由于交流與直流子網(wǎng)通過互聯(lián)變流器（Interlinking Converter, ILC）連接，具有相互作用，任一子網(wǎng)功率波動都會影響到另一側(cè)子網(wǎng)，系統(tǒng)頻率與電壓容易產(chǎn)生波動[5-6]。

在交直流混聯(lián)微電網(wǎng)功率協(xié)調(diào)控制方面，國內(nèi)外學(xué)者圍繞ILC的功率互濟(jì)控制展開了大量研究[7-9]。其中，文獻(xiàn)[8]采用雙向下垂控制，將直流側(cè)電壓和交流側(cè)頻率進(jìn)行標(biāo)幺化處理，以控制ILC功率雙向流動，實(shí)現(xiàn)交直流子網(wǎng)功率共享；但對ILC采用固定系數(shù)的雙向下垂控制策略無法解決混聯(lián)微電網(wǎng)交流頻率和直流電壓最優(yōu)控制問題；文獻(xiàn)[9]提出自適應(yīng)雙向下垂控制策略使ILC優(yōu)先對交流頻率或直流電壓偏差較大的一側(cè)提供功率支撐。此外，針對ILC采用下垂控制存在慣性小、阻尼低的不足，文獻(xiàn)[10-12]提出虛擬同步電機(jī)控制，使ILC具有類似同步電機(jī)的動態(tài)特性，提升電網(wǎng)對頻率和電壓的抗擾能力。虛擬同步發(fā)電機(jī)技術(shù)的應(yīng)用，能夠增加混聯(lián)微電網(wǎng)的交直流子網(wǎng)慣量，文獻(xiàn)[13]提出一種考慮雙邊慣量約束的ILC動態(tài)功率控制策略。但在面對更加復(fù)雜的混聯(lián)微電網(wǎng)或微電網(wǎng)群結(jié)構(gòu)時(shí)，僅依靠ILC協(xié)調(diào)網(wǎng)間的功率流動，無法有效緩解微電網(wǎng)電壓和頻率波動[14]。

綜上所述，本文為實(shí)現(xiàn)交直流混聯(lián)微電網(wǎng)的功率協(xié)調(diào)控制，提出了以超級電容和蓄電池構(gòu)成的HESS作為單獨(dú)儲能子網(wǎng)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，通過檢測儲能SOC，將HESS劃分為五種工作模式；綜合考慮超級電容快速響應(yīng)特性和減少ILC頻繁起動造成不必要功率流動，設(shè)計(jì)功率自治、功率互濟(jì)的混聯(lián)微電網(wǎng)功率分層協(xié)調(diào)控制策略，通過仿真證明了所提控制策略的有效性。

1 交直流混聯(lián)微電網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)

交直流混聯(lián)微電網(wǎng)中交直流子網(wǎng)由雙向AC- DC和雙向DC-DC變流器實(shí)現(xiàn)互聯(lián)。為了方便集中管理儲能、穩(wěn)定直流側(cè)母線電壓和平抑系統(tǒng)功率波動，將儲能作為單獨(dú)子網(wǎng)連接在公共直流母線上；且為利用功率型儲能和能量型儲能的互補(bǔ)特性，儲能子網(wǎng)由超級電容和蓄電池組成，拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖1所示。相較于常規(guī)混聯(lián)微電網(wǎng)，將儲能作為單獨(dú)子網(wǎng)會導(dǎo)致各子網(wǎng)間功率流通路徑變多，功率管理更加復(fù)雜。此外，在孤島運(yùn)行時(shí)，混聯(lián)微電網(wǎng)功率更易波動，導(dǎo)致系統(tǒng)頻率與電壓穩(wěn)定問題突出。因此，本文重點(diǎn)研究孤島模式下交直流混聯(lián)微電網(wǎng)有功功率協(xié)調(diào)控制。

2 含混合儲能的交直流混聯(lián)微電網(wǎng)中各單元控制策略

2.1 交直流子網(wǎng)分布式電源控制策略

交直流混聯(lián)微電網(wǎng)中分布式電源（Distribut Generation, DG）采用式（1）所示的-、-dc下垂控制維持交流母線頻率和直流母線電壓的穩(wěn)定，DG根據(jù)下垂系數(shù)自動分配負(fù)荷變化量，且下垂系數(shù)與DG容量成反比。

圖1 交直流混聯(lián)微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)

式中，下標(biāo)表示交流DG的編號；ac.i和acN.i分別為DG輸出有功功率和額定有功功率；N為交流子網(wǎng)額定頻率；為交流母線頻率；ac.i為頻率下垂系數(shù)；下標(biāo)表示直流DG的編號；dc.j和dcN.j分別為DG輸出的有功功率和額定有功功率；dcN為直流子網(wǎng)額定電壓；dc為直流母線電壓；dc.j為電壓下垂系數(shù)。

交直流子網(wǎng)的下垂曲線如圖2所示。和dc的偏差可以反映子網(wǎng)的運(yùn)行狀態(tài)，max、min分別為交流子網(wǎng)運(yùn)行允許的頻率上、下限；dcmax、dcmin分別為直流子網(wǎng)運(yùn)行允許的電壓上、下限。當(dāng)＜N且dc＜dcN時(shí)，交直流子網(wǎng)內(nèi)DG發(fā)出總有功功率小于額定負(fù)荷功率，子網(wǎng)處于功率虧損狀態(tài)；當(dāng)＞N且dc＞dcN時(shí)，交直流子網(wǎng)內(nèi)DG發(fā)出總有功功率大于額定負(fù)荷功率，子網(wǎng)處于功率盈余狀態(tài)。若系統(tǒng)長時(shí)間過度偏離額定狀態(tài)，會對系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行造成影響，因此需要制定合適功率策略實(shí)現(xiàn)網(wǎng)間功率互濟(jì)，使和dc在安全運(yùn)行范圍內(nèi)。

圖2 子網(wǎng)f-Pac和Udc-Pdc下垂曲線

2.2 雙向變流器控制策略

雙向變流器控制主要根據(jù)交流和直流側(cè)負(fù)荷情況對功率進(jìn)行雙向傳輸，提高交直流子網(wǎng)供電可靠性。和dc的大小能反映各子網(wǎng)功率盈余和缺額情況，為統(tǒng)一量綱、簡化控制，做歸一化處理為

式中，pu和dc.pu分別為交流頻率和直流電壓標(biāo)幺值。經(jīng)過式（2）的歸一化處理，pu和dc.pu均處于[-1, 1]的變化范圍內(nèi)。

1）雙向AC-DC變流器控制

如圖1所示，交流子網(wǎng)通過雙向AC-DC變流器與公共直流母線相連，而混聯(lián)微電網(wǎng)通過控制雙向AC-DC變流器傳輸功率，來消除pu與dc.pu的偏差，其傳輸功率的表達(dá)式如式（3）所示，以逆變方向作為傳輸功率參考正方向。

式中，ic為下垂系數(shù)，可根據(jù)實(shí)際需求進(jìn)行調(diào)整。

式（3）中ic的大小影響子網(wǎng)間功率平穩(wěn)的速度，且實(shí)時(shí)調(diào)節(jié)ic比較復(fù)雜。對此，本文采用PI控制結(jié)構(gòu)對雙向AC-DC變流器傳輸?shù)挠泄β蔬M(jìn)行控制以實(shí)現(xiàn)pu=dc.pu，如式（4）所示。控制框圖如附圖1所示。

式中，p、i分別為PI控制器比例、積分系數(shù)。

2）雙向DC-DC變流器控制

直流子網(wǎng)通過雙向DC-DC變流器與公共直流母線相連，此時(shí)直流子網(wǎng)可看作具備下垂特性的直流分布式電源，其下垂系數(shù)為

雙向DC-DC變流器采用-ds下垂控制，維持公共直流母線電壓的穩(wěn)定，下垂關(guān)系如式（6）所示。控制框圖如附圖1所示。

式中，dc和dcN分別為直流子網(wǎng)所有DG輸出的總有功功率和有功功率額定值；dsN為公共直流母線額定電壓；ds為公共直流母線運(yùn)行電壓。

2.3 混合儲能控制

結(jié)合圖1，超級電容和蓄電池構(gòu)成的儲能子網(wǎng)分別通過雙向AC-DC變流器和雙向DC-DC變流器吸收交流子網(wǎng)和直流子網(wǎng)內(nèi)盈余功率或提供功率支撐來彌補(bǔ)子網(wǎng)功率缺額，在穩(wěn)定公共直流母線電壓的同時(shí)平抑混聯(lián)微電網(wǎng)功率波動。

傳統(tǒng)HESS控制策略利用低通濾波器將系統(tǒng)功率波動劃分為低頻和高頻波動分量，并分別由蓄電池和超級電容來補(bǔ)償，其控制策略如圖3所示。圖3中，dsref為公共直流母線電壓參考值，LPF為低通濾波器，bref為蓄電池電流參考值，b為蓄電池運(yùn)行時(shí)電流，scref為超級電容電流參考值，sc為超級電容運(yùn)行時(shí)電流。

圖3 傳統(tǒng)混合儲能控制策略

從圖3的控制框圖可以看出，傳統(tǒng)HESS控制策略雖能有效平抑功率波動，但超級電容輸出功率始終取決于蓄電池未補(bǔ)償功率，其儲能容量未得到充分利用，且蓄電池充放電次數(shù)較多。

為充分利用超級電容功率密度大、響應(yīng)速度快的優(yōu)點(diǎn)，提出適用于交直流混聯(lián)微電網(wǎng)的改進(jìn)型HESS控制策略。根據(jù)超級電容和蓄電池的SOC大小將HESS分為圖4所示的五種工作模式，模式的切換通過控制超級電容和蓄電池輸出功率參考值scref和batref實(shí)現(xiàn)。當(dāng)超級電容或蓄電池參與網(wǎng)間功率傳輸時(shí)，其輸出功率采用下垂控制；當(dāng)蓄電池需要給超級電容充電或放電時(shí)按照設(shè)定功率或電流進(jìn)行充放電。圖4中，SOCsc和SOCbat分別為超級電容和蓄電池荷電狀態(tài)；high_sc和low_sc分別為超級電容進(jìn)行充電和放電的門檻值，取為0.7和0.3；high_bat和low_bat分別為蓄電池必須進(jìn)行充電和放電的門檻值，取為0.8和0.2。

圖4 儲能子網(wǎng)工作模式劃分及切換

（1）模式1對應(yīng)于圖4區(qū)域①，超級電容充放電模式。優(yōu)先考慮超級電容平抑子網(wǎng)間的功率波動，蓄電池處于待起動狀態(tài)，模式1判斷條件為

（2）模式2對應(yīng)于圖4區(qū)域②，超級電容放電、蓄電池充電模式。由超級電容優(yōu)先支撐子網(wǎng)間的缺額功率，蓄電池吸收子網(wǎng)間的盈余功率，模式2判斷條件為

（3）模式3對應(yīng)于圖4區(qū)域③，過充保護(hù)模式。當(dāng)交直流子網(wǎng)需要儲能子網(wǎng)輸出功率時(shí)，由超級電容先動作；當(dāng)交直流子網(wǎng)需要儲能子網(wǎng)吸收功率時(shí)，因防止儲能過充，HESS停止工作，模式3判斷條件為

（4）模式4對應(yīng)于圖4區(qū)域④，超級電容充電、蓄電池放電模式。由超級電容先吸收子網(wǎng)間的盈余功率，蓄電池支撐子網(wǎng)間的缺額功率，模式4判斷條件為

（5）模式5對應(yīng)于圖4區(qū)域⑤，過放保護(hù)模式。當(dāng)交直流子網(wǎng)需要儲能子網(wǎng)吸收功率時(shí)，由超級電容優(yōu)先進(jìn)行子網(wǎng)間的功率協(xié)調(diào)控制；當(dāng)交直流子網(wǎng)需要儲能子網(wǎng)輸出功率時(shí)，因防止儲能過放，HESS停止工作，模式5判斷條件為

為確保在無通信時(shí)儲能子網(wǎng)能參與網(wǎng)間功率協(xié)調(diào)控制，HESS采用-下垂控制，控制框圖如附圖1所示。

3 基于分級控制的子網(wǎng)間功率協(xié)調(diào)控制策略

混聯(lián)微電網(wǎng)中功率協(xié)調(diào)控制單元主要有雙向變流器和儲能單元。但受SOCsc和SOCbat約束，儲能子網(wǎng)具有不同工作模式。以下將詳細(xì)闡述混聯(lián)微電網(wǎng)功率分級協(xié)調(diào)控制策略，以及儲能子網(wǎng)處于不同工作模式時(shí)網(wǎng)間互濟(jì)功率傳輸準(zhǔn)則。

3.1 交直流混聯(lián)微電網(wǎng)功率分級控制

pu和dc.pu的正負(fù)和絕對值大小能夠反映子網(wǎng)的運(yùn)行狀態(tài)。為減少HESS充放電次數(shù)、延長使用壽命和避免雙向AC-DC變換器頻繁起動造成不必要功率流動，根據(jù)pu和dc.pu大小可以將混聯(lián)微電網(wǎng)子網(wǎng)功率管理模式分為功率自治、功率互濟(jì)和儲能平衡三級功率管理模式[17-18]。但超級電容具有快速響應(yīng)和循環(huán)使用壽命長的優(yōu)點(diǎn)，可以利用超級電容快速平抑功率波動，將混聯(lián)微電網(wǎng)子網(wǎng)功率管理模式分為功率自治和功率互濟(jì)兩級功率管理模式，如圖5所示。

圖5 交直流混聯(lián)微電網(wǎng)功率控制模式劃分

1）功率自治模式

當(dāng)pu和dc.pu在圖5區(qū)域①內(nèi)發(fā)生較小波動時(shí)，交直流子網(wǎng)能夠維持穩(wěn)定運(yùn)行，交直流混聯(lián)微電網(wǎng)工作在功率自治模式，雙向AC-DC變流器和儲能子網(wǎng)處于待起動狀態(tài)，其判斷條件為

式中，為功率自治區(qū)域的交流子網(wǎng)頻率波動占頻率允許波動范圍的比值；為功率自治區(qū)域的直流子網(wǎng)電壓波動占電壓允許波動范圍的比值。

2）功率互濟(jì)模式

當(dāng)pu或dc.pu波動范圍超出圖5區(qū)域①，此時(shí)僅依靠子網(wǎng)內(nèi)部無法有效維持負(fù)荷穩(wěn)定運(yùn)行。為快速平抑負(fù)荷功率波動，穩(wěn)定交流側(cè)頻率和直流母線電壓，儲能子網(wǎng)也參與子網(wǎng)間的功率協(xié)調(diào)控制，混聯(lián)微電網(wǎng)工作在功率互濟(jì)模式。雙向AC-DC變流器根據(jù)式（4）傳輸功率，又根據(jù)pu和dc.pu波動狀況不同，將功率互濟(jì)模式分為三種。

功率互濟(jì)模式一對應(yīng)圖5區(qū)域②，交直流子網(wǎng)同時(shí)處于功率盈余狀態(tài)，模式一判斷條件為

功率互濟(jì)模式二對應(yīng)圖5區(qū)域③，交直流子網(wǎng)同時(shí)處于功率虧損狀態(tài)，模式二判斷條件為

功率互濟(jì)模式三對應(yīng)圖5區(qū)域④，交直流子網(wǎng)一側(cè)處于功率虧損狀態(tài)，另一側(cè)處于功率盈余狀態(tài)，模式三判斷條件為

3.2 儲能工作在不同模式下的功率互濟(jì)控制

儲能子網(wǎng)SOC大小是影響系統(tǒng)功率互濟(jì)能力的重要因素，本節(jié)分析儲能子網(wǎng)工作在不同模式時(shí)，不同功率互濟(jì)模式的網(wǎng)間功率流動情況。結(jié)合圖4中HESS的五種工作模式和圖5中交直流子網(wǎng)三種功率互濟(jì)模式可以得到15種功率互濟(jì)運(yùn)行工況，其中某些工況下網(wǎng)間功率流動情況類似，僅需分析七種工況。以DsurpAC、DsurpDC分別為交流子網(wǎng)和直流子網(wǎng)盈余功率；DlossAC、DlossDC分別為交流子網(wǎng)和直流子網(wǎng)虧損功率。

1）模式1：超級電容充放電模式

工況1，此時(shí)系統(tǒng)運(yùn)行在功率互濟(jì)模式一，雙向AC-DC變流器處于整流狀態(tài)，ic＜0，超級電容吸收交直流子網(wǎng)盈余功率。工況2，此時(shí)系統(tǒng)運(yùn)行在功率互濟(jì)模式二，雙向AC-DC變流器處于逆變狀態(tài)，ic＞0，超級電容支撐交直流子網(wǎng)虧損功率。工況3，此時(shí)系統(tǒng)運(yùn)行在功率互濟(jì)模式三，當(dāng)交流側(cè)功率盈余，直流側(cè)功率虧損，且DsurpAC＞DlossDC，雙向AC-DC變流器處于整流狀態(tài)，ic＜0，超級電容吸收部分盈余功率；若DsurpAC＜DlossDC，ic＜0，超級電容支撐部分虧損功率。同理，交流側(cè)功率虧損、直流側(cè)功率盈余時(shí)的網(wǎng)間功率傳輸與此類似。

2）模式2：超級電容放電，蓄電池充電模式

工況4，此時(shí)系統(tǒng)運(yùn)行在功率互濟(jì)模式一，ic＜ 0，蓄電池吸收交直流子網(wǎng)盈余功率。當(dāng)pu和dc.pu的絕對值小于一定值時(shí)，取為0.2，超級電容將部分電能存儲到蓄電池，恢復(fù)SOCsc到中間水平，以備下次優(yōu)先起動。當(dāng)系統(tǒng)運(yùn)行在功率互濟(jì)模式二時(shí)，網(wǎng)間功率流動與工況2類似；當(dāng)系統(tǒng)運(yùn)行在功率互濟(jì)模式三時(shí)，網(wǎng)間功率流動情況與工況3類似。

3）模式3：儲能過充保護(hù)模式

工況5，此時(shí)系統(tǒng)運(yùn)行在功率互濟(jì)模式一，系統(tǒng)需要交直流子網(wǎng)減少發(fā)電功率或增加可調(diào)控負(fù)荷來保證混聯(lián)微電網(wǎng)的穩(wěn)定運(yùn)行。當(dāng)系統(tǒng)運(yùn)行在功率互濟(jì)模式二時(shí)，網(wǎng)間功率流動與工況2類似；當(dāng)系統(tǒng)運(yùn)行在功率互濟(jì)模式三時(shí)，網(wǎng)間功率流動情況與工況3或工況5類似。

4）模式4：超級電容充電，蓄電池放電模式

工況6，此時(shí)系統(tǒng)運(yùn)行在功率互濟(jì)模式二，ic＞0，由蓄電池支撐交直流子網(wǎng)虧損功率。當(dāng)pu和dc.pu小于0.2時(shí)，蓄電池給超級電容充電，恢復(fù)SOCsc到中間水平，以備下次優(yōu)先起動。當(dāng)系統(tǒng)運(yùn)行在功率互濟(jì)模式一時(shí)，網(wǎng)間功率流動與工況1類似；當(dāng)系統(tǒng)運(yùn)行在功率互濟(jì)模式三時(shí)，網(wǎng)間功率流動情況與工況3類似。

5）模式5：儲能過放保護(hù)模式

工況7，此時(shí)系統(tǒng)運(yùn)行在功率互濟(jì)模式二，系統(tǒng)需要交直流子網(wǎng)切負(fù)荷來保證混聯(lián)微電網(wǎng)的穩(wěn)定運(yùn)行。當(dāng)系統(tǒng)運(yùn)行在功率互濟(jì)模式一時(shí)，網(wǎng)間功率流動與工況1類似；當(dāng)系統(tǒng)運(yùn)行在功率互濟(jì)模式三時(shí)，網(wǎng)間功率流動情況與工況3或工況7類似。

4 仿真證明

為驗(yàn)證本文所提含有HESS控制的基于分級控制的功率平衡協(xié)調(diào)控制策略的可行性，在Matlab/ Simulink中搭建附圖1所示的交直流混聯(lián)微電網(wǎng)仿真模型，設(shè)置五種HESS工作模式下的典型運(yùn)行工況，超級電容參數(shù)選取參考48 V/165 F標(biāo)準(zhǔn)模組技術(shù)參數(shù)[24]，取兩組串聯(lián)，主要仿真參數(shù)見表1，各模式下子網(wǎng)內(nèi)負(fù)荷波動見附表1。

表1 交直流混聯(lián)微電網(wǎng)系統(tǒng)仿真參數(shù)

Tab.1 Simulation parameters of AC-DC hybrid microgrid system

4.1 模式1驗(yàn)證

設(shè)定SOCsc和SOCbat初始值為0.5，結(jié)合附表1中模式1工況得到仿真結(jié)果如圖6所示。由圖6可知，0～1 s時(shí)交直流子網(wǎng)負(fù)荷為額定功率負(fù)荷，pu和dc.pu都在0附近，混聯(lián)微電網(wǎng)工作在功率自治模式，雙向AC-DC變流器和儲能子網(wǎng)不動作；1 s后交流子網(wǎng)負(fù)荷減少，pu增大到0.15(pu)，但波動未超過功率自治閾值，混聯(lián)微電網(wǎng)仍在功率自治模式；2 s后直流子網(wǎng)負(fù)荷增加，dc.pu下降到-0.5(pu)，混聯(lián)微電網(wǎng)工作在功率互濟(jì)模式三，交流向直流側(cè)傳輸2 kW功率，儲能子網(wǎng)由超級電容向直流子網(wǎng)輸送0.6 kW功率，蓄電池不動作，dc.pu上升到-0.4(pu)，pu下降到-0.26(pu)；3 s后交流子網(wǎng)增加非線性負(fù)載，pu下降到-0.95(pu)，混聯(lián)微電網(wǎng)工作在功率互濟(jì)模式二，直流向交流側(cè)傳輸1.5 kW功率，儲能子網(wǎng)由超級電容向交直流子網(wǎng)輸送2.7 kW功率，蓄電池不動作，穩(wěn)定時(shí)pu=dc.pu=0.68(pu)；4 s時(shí)直流側(cè)增加分布式電源接入，和dc上升，穩(wěn)定時(shí)pu=dc.pu=-0.46(pu)。

圖6 模式1仿真波形

采用傳統(tǒng)混合儲能控制的仿真結(jié)果如圖7所示。由圖7a中可知，2 s時(shí)混聯(lián)微電網(wǎng)由功率自治模式切換為功率互濟(jì)模式，超級電容最高有0.5 kW的功率輸出，2.3 s后輸出功率為0，此時(shí)蓄電池輸出1.1 kW功率；3 s時(shí)交流子網(wǎng)增加非線性負(fù)載，超級電容最高有0.7 kW的功率輸出，蓄電池輸出3.8 kW功率。對比圖6a可以得到，改進(jìn)的HESS控制策略使超級電容儲能容量得到了有效利用，減少了蓄電池充放電次數(shù)。

圖7 傳統(tǒng)混合儲能控制仿真波形

4.2 模式2驗(yàn)證

設(shè)定SOCsc初始值為0.82，SOCbat初始值為0.5，結(jié)合附表1中模式2工況得到仿真結(jié)果如圖8所示。由圖8可知，0～2 s時(shí)交直流子網(wǎng)負(fù)荷為額定功率負(fù)荷，混聯(lián)微電網(wǎng)工作在功率自治模式，蓄電池存儲超級電容部分能量；2 s后交直流子網(wǎng)均處于功率盈余狀態(tài)，混聯(lián)微電網(wǎng)工作在功率互濟(jì)模式一，交流向直流側(cè)傳輸0.8 kW功率，儲能子網(wǎng)由蓄電池吸收子網(wǎng)間盈余功率2.2 kW，超級電容不動作，穩(wěn)定后pu=0.4(pu)，dc.pu=0.33(pu)。

圖8 模式2仿真波形

4.3 模式3驗(yàn)證

仿真設(shè)定SOCsc初始值為0.75，SOCbat初始值為0.85，仿真結(jié)果如圖9所示。0～2 s交直流子網(wǎng)都處于功率虧損狀態(tài)，pu=dc.pu=-0.56(pu)，混聯(lián)微電網(wǎng)工作在功率互濟(jì)模式二，直流側(cè)向交流側(cè)傳輸0.46 kW功率，儲能子網(wǎng)由超級電容輸出2.2 kW功率。2 s后交直流子網(wǎng)都處于功率盈余狀態(tài)為防止儲能子網(wǎng)過充，儲能子網(wǎng)停止工作，3 s為避免交流母線頻率和直流母線電壓過度偏離額定值，交流側(cè)和直流側(cè)同時(shí)增加2 kW可調(diào)控負(fù)荷，混聯(lián)微電網(wǎng)工作在功率自濟(jì)模式，pu=0.18(pu)、dc.pu=0.2(pu)。

圖9 模式3仿真波形

4.4 模式4驗(yàn)證

設(shè)定SOCsc初始值為0.2，SOCbat初始值為0.5，結(jié)合附表1中模式4工況得到仿真結(jié)果如圖10所示。由圖10可知，0～2 s時(shí)交直流子網(wǎng)都處于功率虧損狀態(tài)，pu=dc.pu=-0.47(pu)，混聯(lián)微電網(wǎng)工作在功率互濟(jì)模式二，直流向交流側(cè)傳輸0.92 kW功率，儲能子網(wǎng)由蓄電池輸出3 kW功率；2 s后交流和直流子網(wǎng)負(fù)荷減少，pu=0.03(pu)，dc.pu=-0.1(pu)，混聯(lián)微電網(wǎng)工作在功率自治模式，蓄電池給超級電容充電。

圖10 模式4仿真波形

4.5 模式5驗(yàn)證

設(shè)定SOCsc初始值為0.25，SOCbat初始值為0.15，結(jié)合附表1中模式5工況得到仿真結(jié)果如圖11所示。由圖11可知，0～2 s時(shí)交直流子網(wǎng)都處于功率盈余狀態(tài)，pu=dc.pu=0.44(pu)，混聯(lián)微電網(wǎng)處于功率互濟(jì)模式一，交流向直流側(cè)傳輸1.6 kW功率，超級電容吸收1.6 kW功率；2 s后交直流子網(wǎng)均處于功率虧損狀態(tài)，穩(wěn)定時(shí)pu=dc.pu=-0.7(pu)，混聯(lián)微電網(wǎng)處于功率互濟(jì)模式2，交流向直流側(cè)傳輸1.2 kW功率，儲能子網(wǎng)為防止儲能過放停止工作；3 s后為避免交流母線頻率和直流母線電壓過度偏離額定值，交流側(cè)切除1 kW負(fù)荷，直流側(cè)切除3 kW負(fù)荷。

圖11 模式5仿真波形

4.6 典型混聯(lián)微電網(wǎng)仿真驗(yàn)證

為驗(yàn)證本文所提控制策略在實(shí)際微電網(wǎng)的可行性，搭建如附圖2所示含風(fēng)電、光伏接入的典型微電網(wǎng)仿真模型。設(shè)定SOCsc和SOCbat初始值為0.5，2 s和4 s時(shí)風(fēng)電、光伏出力發(fā)生波動，并結(jié)合附表1負(fù)載波動工況得到仿真結(jié)果如圖12所示。

圖12 典型混聯(lián)微電網(wǎng)案例仿真波形

由圖12可知，0～1 s時(shí)pu=0.09(pu)、dc.pu= 0.2(pu)；1 s后交流側(cè)負(fù)載增加，穩(wěn)定后pu=-0.3(pu)、dc.pu=0.2(pu)；2 s時(shí)因風(fēng)速增加交流側(cè)風(fēng)機(jī)出力增加，穩(wěn)定后pu=0.07(pu)、dc.pu=0.2(pu)，3 s前混聯(lián)微電網(wǎng)都工作在功率自治模式；3 s時(shí)直流側(cè)負(fù)載增加，穩(wěn)定后pu=dc.pu=-0.55(pu)，混聯(lián)微電網(wǎng)工作在功率互濟(jì)模式二，交流側(cè)向直流側(cè)傳輸3.1 kW功率，儲能子網(wǎng)由超級電容向直流側(cè)輸送2.1 kW功率，蓄電池不動作；4 s時(shí)因輻照度增加直流側(cè)光伏出力增加，穩(wěn)定后pu=dc.pu=-0.42(pu)，交流側(cè)向直流側(cè)傳輸功率減少為2.5 kW，超級電容向直流側(cè)輸送1.7 kW功率，蓄電池不動作。本文所提的功率分級控制策略能夠較好地應(yīng)用于實(shí)際混聯(lián)微電網(wǎng)中，維持系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行。

結(jié)合圖6、圖8～圖12，從各模式仿真結(jié)果可知，所提HESS控制策略將超級電容作為蓄電池與交直流子網(wǎng)間功率與能量交換的載體，但為避免交直流子網(wǎng)因功率波動對儲能子網(wǎng)功率需求超過超級電容最大充放電功率，需要一定超級電容儲能容量。在實(shí)際應(yīng)用中，超級電容和蓄電池容量配置需要考慮目標(biāo)函數(shù)構(gòu)建最優(yōu)化模型。

5 結(jié)論

本文將超級電容和蓄電池組成的HESS作為單獨(dú)的儲能子網(wǎng)接入交直流混聯(lián)微電網(wǎng)，對傳統(tǒng)HESS控制進(jìn)行改進(jìn)，提出一種考慮HESS的交直流混聯(lián)微電網(wǎng)功率分級協(xié)調(diào)控制策略，并進(jìn)行仿真驗(yàn)證，得出主要結(jié)論如下：

1）提出的改進(jìn)HESS控制策略，通過檢測SOCsc和SOCbat將HESS分為五種工作模式，其利用超級電容功率密度大和響應(yīng)速度快的特點(diǎn)，優(yōu)先采用超級電容平抑交直流子網(wǎng)內(nèi)功率波動，且為避免超級電容過充與過放，可通過蓄電池為超級電容充放電。

2）根據(jù)pu和dc.pu的波動大小劃分交直流混聯(lián)微電網(wǎng)運(yùn)行模式，提出了功率自治和功率互濟(jì)兩級分層協(xié)調(diào)控制；根據(jù)交直流子網(wǎng)盈余虧損狀態(tài)不同，將功率互濟(jì)模式分為三種類型，并通過儲能子網(wǎng)和互聯(lián)變流器協(xié)調(diào)配合實(shí)現(xiàn)網(wǎng)間功率 互濟(jì)。

3）仿真模擬了HESS運(yùn)行在五種不同模式的典型工況，基于HESS的交直流混聯(lián)微電網(wǎng)功率分級協(xié)調(diào)控制策略，得到各分布式電源輸出功率和網(wǎng)間互濟(jì)功率，在風(fēng)電、光伏出力波動時(shí)亦能維持系統(tǒng)電壓和頻率穩(wěn)定，保證了混聯(lián)微電網(wǎng)的供電可靠性。

附圖1 交直流混聯(lián)微電網(wǎng)各單元控制框圖

App.Fig.1 Control block diagram of each unit in AC-DC hybrid microgrid

附圖2 交直流混聯(lián)微電網(wǎng)典型結(jié)構(gòu)

App.Fig.2 Typical topology of AC-DC hybrid microgrid

附表1 子網(wǎng)負(fù)荷波動情況

App.Tab.1 Load fluctuations of subgrid

時(shí)間/s0～11～22～33～5 模式1直流子網(wǎng)負(fù)荷/kW447.57.5 交流子網(wǎng)負(fù)荷/kW54410 模式2直流子網(wǎng)負(fù)荷/kW4411 交流子網(wǎng)負(fù)荷/kW5522 模式3直流子網(wǎng)負(fù)荷/kW7.57.512.7 交流子網(wǎng)負(fù)荷/kW8824 模式4直流子網(wǎng)負(fù)荷/kW7.57.544 交流子網(wǎng)負(fù)荷/kW8855 模式5直流子網(wǎng)負(fù)荷/kW1.71.77.54.5 交流子網(wǎng)負(fù)荷/kW1.51.56.55.5 實(shí)際案例直流子網(wǎng)負(fù)荷/kW55512 交流子網(wǎng)負(fù)荷/kW6.58.58.58.5

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Hierarchical Coordinated Power Control Strategy for AC-DC Hybrid Microgrid with Hybrid Energy Storage

11112

（1. School of Electrical and Information Engineering Changsha University of Science and Technology Changsha 410004 China 2. Tibet East China Hydropower Equipment Co. Ltd Lhasa 851414 China）

In the AC-DC hybrid microgrid, the AC and DC subgrids are interconnected through converters, providing the hybrid microgrid with the advantages of both AC and DC microgrids. However, this interconnection can cause power fluctuations in subgrids and affect each other, leading to system frequency and voltage fluctuations. Relying on interlinking converters to coordinate intergrid power cannot effectively alleviate these fluctuations, and a single battery energy storage cannot meet power requirements in multiple scenarios. Therefore, this paper proposes a coordinated power control strategy using a hybrid energy storage system (HESS) with the coordination of supercapacitors, batteries, and interlinking converters.

The hybrid energy storage is connected as a separate subgrid to the common DC bus, and droop control is used to stabilize the voltage of the common DC bus. The utilization of supercapacitor energy storage capacity needs to be improved, and battery charging and discharging times in traditional hybrid energy storage control are ineffective. Thus, an improved hybrid energy storage control strategy is proposed by dividing the state of charge into five working modes. The operating modes of AC-DC hybrid microgrids are divided based on the fluctuation value ofpuanddc.puto reduce the charging and discharging frequency of HESS, extend the service life, and avoid unnecessary power flow caused by the frequent start-up of bidirectional AC-DC converters. Two levels of hierarchical coordinated control (power autonomy and mutual power support) are proposed, and the mutual power support mode is divided into three types based on different surplus and loss states of the AC and DC subnets. Finally, fifteen operating conditions are obtained with the five operating modes of HESS and three mutual power support modes of AC-DC subgrids. Seven operating conditions are summarized by analyzing the similar power flow between networks under operating conditions. A simulation model is built to analyze the power flow between AC and DC microgrids under five operating modes of HESS. The effectiveness of the proposed control strategy is verified.

Through simulation analysis, the following conclusions can be drawn. (1) The improved HESS control strategy fully utilizes the advantages of high-power density and fast response speed of supercapacitors. Batteries can be used to charge and discharge supercapacitors to avoid overcharging or discharging. (2) The mutual power support mode is achieved by coordinating the energy storage subgrid and interlinking converter. HESS participates in intergrid mutual power support, and operating mode adaptive switching is achieved by controllingscrefandbatref. (3) Typical operating conditions of HESS in five different modes are simulated. The output power of various distributed power sources and intergrid support power is obtained based on the hierarchical coordinated control strategy for AC-DC hybrid microgrids. The stability of grid voltage and frequency is maintained during power fluctuations in load, wind, and photovoltaic output, ensuring the power supply reliability of hybrid microgrids.

AC-DC hybrid microgrid, hybrid energy storage, interlinking converter, coordinated power control

國家自然科學(xué)基金（52107071）和湖南省自然科學(xué)基金（2023JJ40043）資助項(xiàng)目。

2023-08-31

2023-11-05

10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.231426

TM711

王 力 男，1990年生，講師，碩士生導(dǎo)師，研究方向?yàn)殡娏ο到y(tǒng)運(yùn)行與控制。E-mail: wangli@csust.edu.cn（通信作者）

胡佳成 男，2000年生，碩士研究生，研究方向?yàn)榻恢绷骰炻?lián)微電網(wǎng)功率控制。E-mail: 812165315@qq.com

（編輯 陳 誠）