基于源-荷-储的直流微电网系统协调控制

王毅泰，王维庆，王海云，武家辉，段震宇

(1.新疆大学电气工程学院，乌鲁木齐 830017； 2.新疆大学可再生能源发电与并网控制教育部工程研究中心，乌鲁木齐 830017; 3.上海电机学院电气学院，上海 201306)

近年来，中国提出要在2035年之前达到碳达峰，2060年之前实现碳中和的“双碳目标”。为了更好地完成此目标，以清洁能源为主的分布式可再生能源引起了广泛的关注。微电网作为一种集成多种可再生能源、负荷、监控保护和控制的小型发配电系统[1]，能够将分布式电源最大化地利用，给负荷提供所需要的电能，利用变换器实现直流微电网的控制和内部能量转换。相比之下，交流微电网存在相位需同步、无功功率损耗、变压器损耗以及谐波电流等问题，比直流微电网更为复杂，因此直流微电网受到越来越多人的关注[2]。

保持电流均衡分配和直流母线电压的稳定是直流微电网的研究重点。由于光伏发电易受周边环境温度和光照强度等因素的影响，且存在随机波动以及间歇性的缘故[3-5]，因此会导致母线电压波动，所以需要增加储能系统，通过其充放电来快速平抑系统功率的波动，并且在光伏发电不足时，能够为负荷快速提供持续的稳定电压[6-7]。然而，储能系统为了维持电能的持续输出，需要不断地在充放电模式间切换。此外，各个储能单元分散安置在系统的各个位置，输电线阻抗的不同会导致储能单元的功率损耗不同，使部分储能单元深度放电或者过度充电。最终导致系统电流无法实现均衡分配，从而影响系统的稳定运行[8]。

针对上述问题，文献[9]通过利用直流微电网的母线电压波动幅度间接地判断其功率能量是否处于平衡状态，但是反应时间过长，有一定的滞后性。文献[10]将储能单元的电池荷电状态(state of charge，SOC)划分成高、中、低3个区间，各区间内的储能单元有不同的优先级。避免了所有的储能单元同时放电，减小各储能单元的总放电时长。但是无法做到各个区间的储能单元流畅切换，母线电压会产生较大波动。文献[11]针对直流微电网多个储能单元功率无法很好地均分，提出一种基于一致性算法的孤岛型直流微电网改进下垂控制策略，但母线电压波动后恢复速度较慢。文献[12]提出一种双层电压信号下的分层协调控制策略，直流母线电压的波动能够被快速抑制，但是高度依赖通信，稳定性较差且会使微电网复杂化。文献[13-14]将母线电压进行分层，对每个层级运用不同的工作模式运行，兼顾离/并网运行，共同维持母线电压的稳定运行。文献[15-16]分析了混合储能系统的结构，充分地利用两者的互补特性，增强直流微电网的稳定性。

针对上述研究，现提出利用超级电容和蓄电池联动构成混合储能单元，不同的变换器运用不同的控制策略进行整个系统的协调控制。以系统功率作为模式切换的依据，将直流微电网划分在5种模式下运行，实现源储能源的合理利用。其中光伏单元采用最大功率跟踪控制和恒压降功率控制，二者可以进行相互切换实现光伏能源的最大化利用，储能单元则运用基于二次补偿的下垂控制，对蓄电池和超级电容进行控制实现二者的互补，提高响应系统能量需求的速度和抑制母线电压波动的能力。最后，在MATLAB/Simulink中搭建直流微电网模型，验证所提控制策略的有效性。

1 直流微电网系统结构及运行模式

1.1 直流微电网结构

直流微电网的结构框图如图1所示，由发电、储能和负荷单元以及各种变换器等设备构成。各个单元均通过变换器与直流母线连接。

Ppv为光伏单元输入的功率；Pbat为蓄电池的功率；Psc为超级电容的功率，由能量的双向流动，两者都可以分为吸收功率和发出功率；PL为本地负荷消耗的功率图1 直流微电网系统结构框图Fig.1 DC microgrid system structure block diagram

直流微电网的母线电压稳定性能够作为唯一的指标去衡量系统的稳定性和反映系统内功率的平衡[17]。记直流母线的等效电容为C，等效电容的功率为Pc，规定储能单元放电时为正，可得

(1)

由式(1)可知，系统内光伏单元、储能单元和负荷单元的功率出现波动，都会引起母线电压的波动。

1.2 直流微电网运行模式划分

对于直流微电网协调控制策略的设计，需要同时考虑蓄电池的健康运行和光伏的最大化利用。即保证光伏尽量运行在最大功率点跟踪(maximum power point tracking，MPPT)模式下，混合储能在正常的荷电状态SOC区间内运行[18]。设置蓄电池的正常SOC区间为20%～90%。当蓄电池的SOC达到充放电的阈值时，其切换到待机模式，等到充放电信号再次来到时重新启动接入直流微电网。根据系统的功率平衡原理设置不同的运行模式，保证在每个工作模式下，负荷发生突变或者分布式电源发生突变时，直流微电网系统都能够稳定运行。规定系统净功率ΔP=Ppv-Pload，其中，Pload为负载单元功率。工作模式划分情况如表1所示。

表1 直流微电网运行模式Table 1 Operation mode of DC microgrid

模式1负载单元消耗的功率较小，光伏单元的发出功率已经超过负载单元所需功率，且此时蓄电池的荷电状态还未达到设定的上限90%，因此光伏单元工作在MPPT模式下，最大程度地利用太阳能，蓄电池和超级电容则处于充电模式，存储多余电能，保证系统的稳定。

模式2负载单元消耗的功率较小，光伏单元的发出功率已经超过负载单元所需功率，且蓄电池的荷电状态已经达到上限90%，继续充电会造成蓄电池寿命的损伤，此时光伏单元从MPPT模式下切换至恒压降功率模式下，以便减少光伏功率的输出。

模式3负载单元消耗的功率持续增加，当光伏单元的发出功率等于负荷单元的消耗功率，此时光伏单元在MPPT模式下稳定运行，蓄电池和超级电容处于待机状态不在充放电。

模式4负载单元消耗的功率较大，光伏单元所发出的功率不足，且此时蓄电池的荷电状态高于设定下限20%，由蓄电池和超级电容进行放电，来弥补系统中功率的缺额，光伏单元在MPPT模式下运行来维持系统稳定。

模式5负载单元消耗功率较大，光伏所发出的功率不足，但此时蓄电池的荷电状态低于设定下限20%，已经无法通过放电来满足系统的功率需求，此刻需要切除系统中的非重要负荷来保证系统再次达到稳定状态。

2 系统的协调控制策略

2.1 光伏单元的控制策略

光伏单元的拓扑结构以及控制框图如图2所示。光伏单元的控制策略由MPPT模式和恒压降功率控制模式构成[19]，两者可以相互切换。MPPT模式下：通过PI控制器产生PWM信号对DC/DC变换器的精准控制，使电压电流较精确跟踪MPPT参考值，实现最大程度地利用光伏能源，若光伏单元总出力大于负荷的功率需求时，并且蓄电池的荷电状态达到允许上限时，光伏单元切换为恒压降功率控制。恒压降功率模式下：直流母线电压Udc与参考电压Udcref做差并将差值送到PI控制器中，从而产生PWM信号控制DC/DC变换器来维持直流母线电压的稳定运行。

Upv、Ipv分别为光伏单元实际输出电压和电流；C1、C2分别为光伏单元和直流母线侧的电容；Lpv为光伏单元侧的电感；Udcref、Udc分别为直流母线电压的参考额定电压和实际电压图2 光伏单元拓扑结构和控制框图Fig.2 Photovoltaic cell topology and control block diagram

2.2 混合储能单元的控制策略

为了使直流微电网内部的功率达到平衡，采用蓄电池和超级电容相结合的储能方式。使用恒压下垂充放电控制来抑制母线电压的波动。下垂控制模式中，由于虚拟电阻值的范围有限制，导致线路阻抗对功率均分的影响不可忽略[20]。而虚拟电阻和线路阻抗的影响还会导致直流母线电压产生较大的跌落。因此通过二次补偿控制来获得母线电压设定值的电压修正量，达到恢复母线电压的目的。增加二次补偿的储能单元电压参考值Udcref_i可表示为

Udcref_i=Udcref-Rd_iIo_i+ΔUi

(2)

式(2)中：Io_i为第i个储能单元实际输出电流；Rd_i为下垂系数。为了获得电压修正量ΔUi来恢复直流母线电压，用电压观察器获得全局的平均电压Uavg，全局电压观测器可以表示为

(3)

图3所示为蓄电池模块的结构框图以及接口变换器的控制策略，由下垂控制、电压电流控制以及电压补偿模块共同组成。

图3 蓄电池拓扑结构和控制框图Fig.3 Battery topology and control block diagram

图4所示为超级电容模块的结构框图以及接口变换器的控制策略。超级电容能够弥补蓄电池在瞬时能量不足的缺点。

图4 超级电容拓扑结构和控制框图Fig.4 Supercapacitor topology and control block diagram

3 仿真分析

基于MATLAB/Simulink平台搭建包含光伏发电单元、负载单元和混合储能单元的直流微电网模型，来验证上述控制策略的效果。混合储能由蓄电池和超级电容组合而成，进行3个算例的设计和分析，系统模型的仿真参数如表2所示。

表2 直流微电网仿真参数Table 2 Simulation parameters of DC microgrid

3.1 运行工况1(光照强度变化)

光伏单元温度设定为恒定值25 ℃，通过改变光伏单元的光照强度来调整光伏的功率输出，设定光照强度的变化是[700 500 700 900 700] W/m2，相对应的时间是[0 0.2 0.5 1.2 1.5] s。仿真结果如图5所示。

图5 光照强度变化的仿真结果Fig.5 Simulation results of light intensity change

0～0.2 s和0.5～2 s时，光伏单元的发出功率大于负载单元的消耗功率，即净功率ΔP>0且蓄电池的SOC未达到充电上限值，系统在模式1下运行，多余的能量储存在储能单元；0.2～0.5 s时，光伏单元的发出功率小于负载单元的消耗功率，即净功率ΔP<0且蓄电池的SOC未达到放电下限值，系统在模式4下运行，由蓄电池和超级电容共同放电来弥补系统功率的缺额。

在工况1的整个仿真过程中，光伏单元和混合储能单元相互协调提供负载所需的功率，光照强度发生改变时，母线电压都会发生短时间的波动，但能够迅速恢复至500 V左右的额定电压。

3.2 运行工况2(切负荷)

光伏单元温度25 ℃，光照强度800 W/m2。t=1 s，等效负荷由5 kW变为3 kW，系统控制仿真结果如图6所示。

图6 切负荷的仿真结果Fig.6 Simulation results of load cutting

0～1 s时，光伏单元的发出功率小于负载单元的消耗功率，净功率ΔP<0，系统工作在模式4。

1～2 s时，蓄电池的SOC下降到最大放电下限值，混合储能单元停止工作，为了维持母线电压的稳定，此时需要切除系统中非重要负荷，使光伏单元的发出功率大于负载单元的消耗功率，保证系统的净功率ΔP>0，并将多余的能量储存到蓄电池中。使系统切换至模式1。

3.3 运行工况3(各模式间的相互切换)

光伏单元温度25 ℃，初始光照强度为618 W/m2。系统控制模式切换仿真结果如图7所示。

图7 各模式间相互切换的仿真结果Fig.7 Simulation results of switching between modes

0～0.3 s时，负载单元的消耗功率为3 kW，此时光伏单元处于最大功率点，发出的功率大约为3 kW，此时净功率ΔP=0。此时系统运行在模式3下。

在0.3 s时，外界光照强度上升为818 W/m2，负载功率未发生变化，光照强度的改变导致光伏单元的输出功率上升，此时净功率ΔP>0，多余的能量由储能单元吸收储存，混合储能工作在充电模式下来维持母线电压的稳定，此时系统工作在模式1。

在0.6 s时，蓄电池的荷电状态SOC达到了充电上限值，为了防止蓄电池过充，损伤工作寿命，蓄电池停止充电工作在待机状态，光伏单元此刻切换至恒压降功率模式下，使直流母线电压稳定在额定电压左右，此时系统工作在模式2。

在0.9 s时，外界光照强度下降至518 W/m2，负载功率为改变，此时ΔP<0，缺额能量需要混合储能单元进行补充，混合储能单元处于放电模式，光伏单元则切换至MPPT模式，此时系统工作在模式4。

在1.2 s时，光照强度恢复至618 W/m2，负载功率依旧保持不变，系统工作状态恢复到初始模式，在光照强度改变时，直流母线电压出现轻微的波动，混合储能快速平抑其波动，净功率ΔP=0。此时系统运行在模式1。

在1.5 s时，光照强度保持不变，切除1 kW的负载，负载的功率下降到2 kW，此时净功率ΔP>0，混合储能工作在充电模式，母线电压出现轻微波动后恢复至参考值左右，此时系统运行在模式1。

在1.8 s时，光照强度依旧维持不变，而负载则突增2 kW,此时净功率ΔP<0，混合储能工作在放电模式来维持母线电压的稳定，系统工作在模式4。

通过上述3个工况的仿真实验可知，系统的光伏输出和负载发生变换和波动时，利用所提控制策略对变换器进行控制，能够平滑地切换，实现系统的平稳运行；光伏单元一般工作在MPPT模式下，实现光伏能源的最大化利用，只有当混合储能处于充满状态时，光伏单元才会切换至恒压降功率模式；运用超级电容和蓄电池组成的混合储能系统，结合两者的优势，缩短母线电压波动的时间，使系统快速恢复稳定，同时降低蓄电池的充放电的切换次数，延长蓄电池的寿命。

4 结论

以含有源荷储的直流微电网作为研究对象，在引入二次补偿的情况下，设计了系统的整体协调控制以及5种工作模式。提出的含有二次补偿装置的混合储能协调控制，能够更好抑制直流母线电压的波动，同时优化了储能系统的运行，能够延长蓄电池的使用寿命。最后通过设计3种工况进行仿真实验，实现其在5种工作模式下平滑的切换，并维持直流母线电压的稳定。