基于源-荷-儲的直流微電網系統協調控制

王毅泰，王維慶，王海云，武家輝，段震宇

(1.新疆大學電氣工程學院，烏魯木齊 830017； 2.新疆大學可再生能源發電與并網控制教育部工程研究中心，烏魯木齊 830017; 3.上海電機學院電氣學院，上海 201306)

近年來，中國提出要在2035年之前達到碳達峰，2060年之前實現碳中和的“雙碳目標”。為了更好地完成此目標，以清潔能源為主的分布式可再生能源引起了廣泛的關注。微電網作為一種集成多種可再生能源、負荷、監控保護和控制的小型發配電系統[1]，能夠將分布式電源最大化地利用，給負荷提供所需要的電能，利用變換器實現直流微電網的控制和內部能量轉換。相比之下，交流微電網存在相位需同步、無功功率損耗、變壓器損耗以及諧波電流等問題，比直流微電網更為復雜，因此直流微電網受到越來越多人的關注[2]。

保持電流均衡分配和直流母線電壓的穩定是直流微電網的研究重點。由于光伏發電易受周邊環境溫度和光照強度等因素的影響，且存在隨機波動以及間歇性的緣故[3-5]，因此會導致母線電壓波動，所以需要增加儲能系統，通過其充放電來快速平抑系統功率的波動，并且在光伏發電不足時，能夠為負荷快速提供持續的穩定電壓[6-7]。然而，儲能系統為了維持電能的持續輸出，需要不斷地在充放電模式間切換。此外，各個儲能單元分散安置在系統的各個位置，輸電線阻抗的不同會導致儲能單元的功率損耗不同，使部分儲能單元深度放電或者過度充電。最終導致系統電流無法實現均衡分配，從而影響系統的穩定運行[8]。

針對上述問題，文獻[9]通過利用直流微電網的母線電壓波動幅度間接地判斷其功率能量是否處于平衡狀態，但是反應時間過長，有一定的滯后性。文獻[10]將儲能單元的電池荷電狀態(state of charge，SOC)劃分成高、中、低3個區間，各區間內的儲能單元有不同的優先級。避免了所有的儲能單元同時放電，減小各儲能單元的總放電時長。但是無法做到各個區間的儲能單元流暢切換，母線電壓會產生較大波動。文獻[11]針對直流微電網多個儲能單元功率無法很好地均分，提出一種基于一致性算法的孤島型直流微電網改進下垂控制策略，但母線電壓波動后恢復速度較慢。文獻[12]提出一種雙層電壓信號下的分層協調控制策略，直流母線電壓的波動能夠被快速抑制，但是高度依賴通信，穩定性較差且會使微電網復雜化。文獻[13-14]將母線電壓進行分層，對每個層級運用不同的工作模式運行，兼顧離/并網運行，共同維持母線電壓的穩定運行。文獻[15-16]分析了混合儲能系統的結構，充分地利用兩者的互補特性，增強直流微電網的穩定性。

針對上述研究，現提出利用超級電容和蓄電池聯動構成混合儲能單元，不同的變換器運用不同的控制策略進行整個系統的協調控制。以系統功率作為模式切換的依據，將直流微電網劃分在5種模式下運行，實現源儲能源的合理利用。其中光伏單元采用最大功率跟蹤控制和恒壓降功率控制，二者可以進行相互切換實現光伏能源的最大化利用，儲能單元則運用基于二次補償的下垂控制，對蓄電池和超級電容進行控制實現二者的互補，提高響應系統能量需求的速度和抑制母線電壓波動的能力。最后，在MATLAB/Simulink中搭建直流微電網模型，驗證所提控制策略的有效性。

1 直流微電網系統結構及運行模式

1.1 直流微電網結構

直流微電網的結構框圖如圖1所示，由發電、儲能和負荷單元以及各種變換器等設備構成。各個單元均通過變換器與直流母線連接。

Ppv為光伏單元輸入的功率；Pbat為蓄電池的功率；Psc為超級電容的功率，由能量的雙向流動，兩者都可以分為吸收功率和發出功率；PL為本地負荷消耗的功率圖1 直流微電網系統結構框圖Fig.1 DC microgrid system structure block diagram

直流微電網的母線電壓穩定性能夠作為唯一的指標去衡量系統的穩定性和反映系統內功率的平衡[17]。記直流母線的等效電容為C，等效電容的功率為Pc，規定儲能單元放電時為正，可得

(1)

由式(1)可知，系統內光伏單元、儲能單元和負荷單元的功率出現波動，都會引起母線電壓的波動。

1.2 直流微電網運行模式劃分

對于直流微電網協調控制策略的設計，需要同時考慮蓄電池的健康運行和光伏的最大化利用。即保證光伏盡量運行在最大功率點跟蹤(maximum power point tracking，MPPT)模式下，混合儲能在正常的荷電狀態SOC區間內運行[18]。設置蓄電池的正常SOC區間為20%～90%。當蓄電池的SOC達到充放電的閾值時，其切換到待機模式，等到充放電信號再次來到時重新啟動接入直流微電網。根據系統的功率平衡原理設置不同的運行模式，保證在每個工作模式下，負荷發生突變或者分布式電源發生突變時，直流微電網系統都能夠穩定運行。規定系統凈功率ΔP=Ppv-Pload，其中，Pload為負載單元功率。工作模式劃分情況如表1所示。

表1 直流微電網運行模式Table 1 Operation mode of DC microgrid

模式1負載單元消耗的功率較小，光伏單元的發出功率已經超過負載單元所需功率，且此時蓄電池的荷電狀態還未達到設定的上限90%，因此光伏單元工作在MPPT模式下，最大程度地利用太陽能，蓄電池和超級電容則處于充電模式，存儲多余電能，保證系統的穩定。

模式2負載單元消耗的功率較小，光伏單元的發出功率已經超過負載單元所需功率，且蓄電池的荷電狀態已經達到上限90%，繼續充電會造成蓄電池壽命的損傷，此時光伏單元從MPPT模式下切換至恒壓降功率模式下，以便減少光伏功率的輸出。

模式3負載單元消耗的功率持續增加，當光伏單元的發出功率等于負荷單元的消耗功率，此時光伏單元在MPPT模式下穩定運行，蓄電池和超級電容處于待機狀態不在充放電。

模式4負載單元消耗的功率較大，光伏單元所發出的功率不足，且此時蓄電池的荷電狀態高于設定下限20%，由蓄電池和超級電容進行放電，來彌補系統中功率的缺額，光伏單元在MPPT模式下運行來維持系統穩定。

模式5負載單元消耗功率較大，光伏所發出的功率不足，但此時蓄電池的荷電狀態低于設定下限20%，已經無法通過放電來滿足系統的功率需求，此刻需要切除系統中的非重要負荷來保證系統再次達到穩定狀態。

2 系統的協調控制策略

2.1 光伏單元的控制策略

光伏單元的拓撲結構以及控制框圖如圖2所示。光伏單元的控制策略由MPPT模式和恒壓降功率控制模式構成[19]，兩者可以相互切換。MPPT模式下：通過PI控制器產生PWM信號對DC/DC變換器的精準控制，使電壓電流較精確跟蹤MPPT參考值，實現最大程度地利用光伏能源，若光伏單元總出力大于負荷的功率需求時，并且蓄電池的荷電狀態達到允許上限時，光伏單元切換為恒壓降功率控制。恒壓降功率模式下：直流母線電壓Udc與參考電壓Udcref做差并將差值送到PI控制器中，從而產生PWM信號控制DC/DC變換器來維持直流母線電壓的穩定運行。

Upv、Ipv分別為光伏單元實際輸出電壓和電流；C1、C2分別為光伏單元和直流母線側的電容；Lpv為光伏單元側的電感；Udcref、Udc分別為直流母線電壓的參考額定電壓和實際電壓圖2 光伏單元拓撲結構和控制框圖Fig.2 Photovoltaic cell topology and control block diagram

2.2 混合儲能單元的控制策略

為了使直流微電網內部的功率達到平衡，采用蓄電池和超級電容相結合的儲能方式。使用恒壓下垂充放電控制來抑制母線電壓的波動。下垂控制模式中，由于虛擬電阻值的范圍有限制，導致線路阻抗對功率均分的影響不可忽略[20]。而虛擬電阻和線路阻抗的影響還會導致直流母線電壓產生較大的跌落。因此通過二次補償控制來獲得母線電壓設定值的電壓修正量，達到恢復母線電壓的目的。增加二次補償的儲能單元電壓參考值Udcref_i可表示為

Udcref_i=Udcref-Rd_iIo_i+ΔUi

(2)

式(2)中：Io_i為第i個儲能單元實際輸出電流；Rd_i為下垂系數。為了獲得電壓修正量ΔUi來恢復直流母線電壓，用電壓觀察器獲得全局的平均電壓Uavg，全局電壓觀測器可以表示為

(3)

圖3所示為蓄電池模塊的結構框圖以及接口變換器的控制策略，由下垂控制、電壓電流控制以及電壓補償模塊共同組成。

圖3 蓄電池拓撲結構和控制框圖Fig.3 Battery topology and control block diagram

圖4所示為超級電容模塊的結構框圖以及接口變換器的控制策略。超級電容能夠彌補蓄電池在瞬時能量不足的缺點。

圖4 超級電容拓撲結構和控制框圖Fig.4 Supercapacitor topology and control block diagram

3 仿真分析

基于MATLAB/Simulink平臺搭建包含光伏發電單元、負載單元和混合儲能單元的直流微電網模型，來驗證上述控制策略的效果。混合儲能由蓄電池和超級電容組合而成，進行3個算例的設計和分析，系統模型的仿真參數如表2所示。

表2 直流微電網仿真參數Table 2 Simulation parameters of DC microgrid

3.1 運行工況1(光照強度變化)

光伏單元溫度設定為恒定值25 ℃，通過改變光伏單元的光照強度來調整光伏的功率輸出，設定光照強度的變化是[700 500 700 900 700] W/m2，相對應的時間是[0 0.2 0.5 1.2 1.5] s。仿真結果如圖5所示。

圖5 光照強度變化的仿真結果Fig.5 Simulation results of light intensity change

0～0.2 s和0.5～2 s時，光伏單元的發出功率大于負載單元的消耗功率，即凈功率ΔP>0且蓄電池的SOC未達到充電上限值，系統在模式1下運行，多余的能量儲存在儲能單元；0.2～0.5 s時，光伏單元的發出功率小于負載單元的消耗功率，即凈功率ΔP<0且蓄電池的SOC未達到放電下限值，系統在模式4下運行，由蓄電池和超級電容共同放電來彌補系統功率的缺額。

在工況1的整個仿真過程中，光伏單元和混合儲能單元相互協調提供負載所需的功率，光照強度發生改變時，母線電壓都會發生短時間的波動，但能夠迅速恢復至500 V左右的額定電壓。

3.2 運行工況2(切負荷)

光伏單元溫度25 ℃，光照強度800 W/m2。t=1 s，等效負荷由5 kW變為3 kW，系統控制仿真結果如圖6所示。

圖6 切負荷的仿真結果Fig.6 Simulation results of load cutting

0～1 s時，光伏單元的發出功率小于負載單元的消耗功率，凈功率ΔP<0，系統工作在模式4。

1～2 s時，蓄電池的SOC下降到最大放電下限值，混合儲能單元停止工作，為了維持母線電壓的穩定，此時需要切除系統中非重要負荷，使光伏單元的發出功率大于負載單元的消耗功率，保證系統的凈功率ΔP>0，并將多余的能量儲存到蓄電池中。使系統切換至模式1。

3.3 運行工況3(各模式間的相互切換)

光伏單元溫度25 ℃，初始光照強度為618 W/m2。系統控制模式切換仿真結果如圖7所示。

圖7 各模式間相互切換的仿真結果Fig.7 Simulation results of switching between modes

0～0.3 s時，負載單元的消耗功率為3 kW，此時光伏單元處于最大功率點，發出的功率大約為3 kW，此時凈功率ΔP=0。此時系統運行在模式3下。

在0.3 s時，外界光照強度上升為818 W/m2，負載功率未發生變化，光照強度的改變導致光伏單元的輸出功率上升，此時凈功率ΔP>0，多余的能量由儲能單元吸收儲存，混合儲能工作在充電模式下來維持母線電壓的穩定，此時系統工作在模式1。

在0.6 s時，蓄電池的荷電狀態SOC達到了充電上限值，為了防止蓄電池過充，損傷工作壽命，蓄電池停止充電工作在待機狀態，光伏單元此刻切換至恒壓降功率模式下，使直流母線電壓穩定在額定電壓左右，此時系統工作在模式2。

在0.9 s時，外界光照強度下降至518 W/m2，負載功率為改變，此時ΔP<0，缺額能量需要混合儲能單元進行補充，混合儲能單元處于放電模式，光伏單元則切換至MPPT模式，此時系統工作在模式4。

在1.2 s時，光照強度恢復至618 W/m2，負載功率依舊保持不變，系統工作狀態恢復到初始模式，在光照強度改變時，直流母線電壓出現輕微的波動，混合儲能快速平抑其波動，凈功率ΔP=0。此時系統運行在模式1。

在1.5 s時，光照強度保持不變，切除1 kW的負載，負載的功率下降到2 kW，此時凈功率ΔP>0，混合儲能工作在充電模式，母線電壓出現輕微波動后恢復至參考值左右，此時系統運行在模式1。

在1.8 s時，光照強度依舊維持不變，而負載則突增2 kW,此時凈功率ΔP<0，混合儲能工作在放電模式來維持母線電壓的穩定，系統工作在模式4。

通過上述3個工況的仿真實驗可知，系統的光伏輸出和負載發生變換和波動時，利用所提控制策略對變換器進行控制，能夠平滑地切換，實現系統的平穩運行；光伏單元一般工作在MPPT模式下，實現光伏能源的最大化利用，只有當混合儲能處于充滿狀態時，光伏單元才會切換至恒壓降功率模式；運用超級電容和蓄電池組成的混合儲能系統，結合兩者的優勢，縮短母線電壓波動的時間，使系統快速恢復穩定，同時降低蓄電池的充放電的切換次數，延長蓄電池的壽命。

4 結論

以含有源荷儲的直流微電網作為研究對象，在引入二次補償的情況下，設計了系統的整體協調控制以及5種工作模式。提出的含有二次補償裝置的混合儲能協調控制，能夠更好抑制直流母線電壓的波動，同時優化了儲能系統的運行，能夠延長蓄電池的使用壽命。最后通過設計3種工況進行仿真實驗，實現其在5種工作模式下平滑的切換，并維持直流母線電壓的穩定。