基于多组储能动态调节的独立直流微电网协调控制

米 阳 ，吴彦伟 ，纪宏澎 ，符 杨 ，王成山

（1.上海电力学院 电气工程学院，上海 200090；2.天津大学 电气与自动化工程学院，天津 300072）

0 引言

微电网是一种将微型电源、负荷和储能装置有效结合的新型电网形式，其作为一个独立的整体，可以并网运行，也可以孤岛运行［1］。在微电网中，建立直流传输线连接各分布式电源及储能系统而形成的直流微电网，具有不存在相位同步、谐波和无功功率损耗等优势［2-3］，近年来得到广泛的研究［4-5］。但是，风、光等分布式电源具有间歇性和波动性，会导致系统功率供需失衡，进而影响微电网的稳定运行［6］，因此需要就地配置一定容量的储能系统来抑制微电网的功率波动并维持母线电压稳定［7］。

利用储能系统可维持微电网的稳定运行，但为了实现储能系统中各储能单元负荷功率的自动分配，需要根据其输出能力决定各单元所需提供的功率［8］。文献［9］根据各储能单元的荷电状态（SOC）设计下垂控制器来控制不同储能单元功率的自动分配，进而通过平衡不同储能单元的SOC来提高储能系统的安全性。但该方法只考虑了储能放电时的情况，未对其充电时的运行情况做具体分析。储能单元充放电功率受其下垂控制器虚拟阻抗的影响，文献［10］利用SOC设计自适应下垂控制器调节该虚拟阻抗，可实现储能系统功率自动分配和各储能单元SOC快速平衡，从而提高储能系统的可靠性。但是，当源荷功率波动时，采用此方法会导致母线电压波动较大。文献［11］通过考虑储能的荷电状态和充放电功率限制等约束条件提出了储能定功率控制方法，采用该方法可有效抑制风电和负荷功率波动，提高电压质量。但是该方法对储能系统充放电响应速率要求比较高，且频繁充放电会缩短储能电池的使用寿命。针对该问题，文献［12］提出利用分布式电源侧的功率来控制储能系统的输出功率，有利于避免储能系统在充放电模式之间频繁切换，提高了系统运行效率并可延长储能电池的使用寿命。但是，当扰动发生时，该控制策略响应速度慢且系统电压波动较大。

基于以上分析，本文针对独立运行的直流微电网提出一种基于多组储能系统动态调节的协调控制策略。分布式电源采用最大功率点跟踪（MPPT）控制，并配置多组储能来抑制新能源发电功率波动和维持母线电压稳定。特别地，为确保多组储能单元之间的协调运行，本文采用带有电压前馈补偿的模糊下垂控制，通过调整各储能单元下垂控制器的下垂系数来实现负荷功率的动态分配和不同储能单元SOC的快速均衡，从而提高储能系统的供电可靠性。同时，采用电压前馈控制动态调整储能模糊下垂控制器的电压参考值，将母线电压控制在额定值，减小了电压波动。当储能系统因满充等原因退出运行后，分布式电源由MPPT控制切换为下垂控制，根据各分布式电源的最大功率自动调整负荷功率分配，可确保重要负荷在该工况下的电压稳定。同时，通过在下垂控制器的功率环节增加前馈补偿控制来减小母线电压波动。利用MATLAB/Simulink搭建独立直流微电网模型，仿真结果表明本文所提控制策略可保证独立直流微电网稳定运行并有效减小母线电压波动。

1 直流微电网的结构和运行模式

直流微电网广泛应用于居民用电、通信网络计算机电源供电等［13］。本文研究的独立直流微电网结构具体如图1所示，其主要单元包括光伏系统（PV）、储能系统和直流负载，各个单元可以通过变流器与直流母线相连。

图1 直流微电网结构Fig.1 Configuration of DC microgrid

本文根据维持母线电压稳定的电源的不同，将独立直流微电网分为储能系统稳压（模式Ⅰ）和光伏系统稳压（模式Ⅱ）2类。

模式Ⅰ下，光伏系统采用MPPT控制，储能系统采用模糊下垂控制，通过储能系统充放电来维持母线电压稳定。由于微电网独立运行，当光照不足而负荷较大时，所需的电池放电功率可能会超过储能系统的最大放电功率，或由于蓄电池长时间放电会导致其储能过低，此时微电网中有功功率不足将导致母线电压降低。为了保证重要负荷的正常供电，通常需要采取切除次要负荷的措施来保证有功功率平衡。模式Ⅰ下，储能系统输出功率为：

其中，Pstorage为储能系统输出的总功率；Pload为负荷总功率；Pdc为光伏发电总功率。

模式Ⅱ下，光伏系统由MPPT控制切换至带有前馈补偿的下垂控制来维持母线电压稳定。主要研究的是当储能系统充电功率超过其最大允许功率或储能系统满充时，母线电压因微电网中有功功率过剩而升高，此时光伏系统采用带有前馈补偿的下垂控制，根据负荷自动调整光伏系统的出力，从而确保该模式下的电压稳定。而当光照变化或负荷增加导致该模式下有功功率不足时，储能系统切换至放电状态来维持电压稳定，系统由工作模式Ⅱ切换至工作模式Ⅰ。模式Ⅱ下，光伏系统输出功率为：

为了延长电池使用寿命，需将电池的充放电功率和容量限制在一定范围内［14］。本文取SOC的工作范围为10%～90%，即当SOC高于90%时储能系统停止充电，当SOC低于10%时储能系统停止放电。同时，本文制定充放电切换规则以保证微电网稳定运行和不同运行模式之间的平滑切换。具体地，当储能容量为10%～90%时，微电网系统运行在模式Ⅰ；当储能容量超过90%且此时光伏出力大于负荷需求时，系统切换至模式Ⅱ；若此后光照变化或负荷增加导致有功不足，则系统由模式Ⅱ切换至模式Ⅰ。特别地，当模式Ⅰ下储能放电容量低于10%时，微电网系统中有功功率不足，为了确保重要负荷的正常供电，此时需根据负荷优先级采取切负荷操作。

2 直流微电网控制系统

为了验证本文所提控制策略的有效性，分别考虑系统在模式Ⅰ和模式Ⅱ下的设计情况。

2.1 储能系统控制方法

为了提高储能系统的供电可靠性，本文采用多组小容量储能系统来维持母线电压稳定；设计模糊下垂控制器，根据各储能单元的输出能力及SOC自动调整各储能单元之间的负荷功率分配［15］，有利于避免储能系统的过充和过放；当部分储能单元因故障等原因退出运行后，正常运行的储能单元可自动调整其输出功率以承担故障单元所分配的负荷功率。

通过下垂控制来保证储能系统的功率平衡［10］时，储能单元输出电压为：

其中，Rdi为第i个储能单元下垂控制器的虚拟阻抗；Udci和Ii分别为第i个储能变流器的输出电压和电流；为母线参考电压。

以2个分布式储能单元组成的系统为例，由于储能单元的变流器均接在同一直流母线上，因此有：

联立式（3）、（4），可得：

其中，P1和P2分别为储能单元1和2的输出功率。

由式（5）可看出，储能单元的输出功率和各储能单元下垂控制器的虚拟阻抗成反比，即虚拟阻抗Rd较小的储能单元输出功率大，Rd较大的储能单元输出功率小［16］。因此，可通过调整Rd使剩余容量较大的储能单元提供较多的负荷功率，剩余容量较小的储能单元提供较小的负荷功率，进而实现储能单元之间的负荷功率均衡。

MPPT控制模式下，光伏系统可视为恒功率电源（CPS），图2为该模式下本文采用的微电网等效电路图。CPS采用恒流源和电阻RPV并联，储能单元采用恒压源和电阻Rdi串联。由图2可知，可根据式（6）控制Rd的范围［10］来避免储能单元的过充和过放。

其中，Rload为负载电阻；PCPS和Rdeq分别为CPS的发电功率和等值虚拟电阻；Udc为母线电压。

图2 本文采用的微电网等效电路Fig.2 Equivalent circuit of microgrid applied

储能系统采用带有电压前馈补偿的模糊下垂控制，其工作原理如图3 所示。图中，Rd1＜Rd2＜Rd3。该控制采用模糊控制调整Rdi来协调不同储能单元之间的输出功率分配，并采用电压前馈补偿控制动态调整下垂控制的电压参考值来减小母线电压波动。

图3 储能模糊下垂控制原理图Fig.3 Schematic diagram of fuzzy droop control for ESs

模糊控制鲁棒性强，利用模糊推理机制较易计算出符合要求的Rd值，因此本文采用模糊下垂控制，根据不同储能单元的SOC制定模糊规则自动调整各储能单元下垂控制器虚拟阻抗Rd的大小。

其中，i=1，2，…，n；n 为储能单元个数。

将各储能单元的SOC按式（7）与储能系统SOC的平均值作差后得到SOC′i作为模糊输入，模糊控制器根据该输入的大小自动调整Rd值，进而可调整各储能单元之间的负荷功率分配，有利于加快不同储能单元之间的SOC平衡速度。

具体地，制定如表1所示的模糊规则。表1中，NB、NL、NS、Z、PS、PL 和 PB 分别表示负大、负中、负小、零、正小、正中和正大。对于SOC较低的储能单元，放电时增大其虚拟阻抗Rd以减小放电功率，充电时则减小Rd以增大充电功率；对于SOC较高的储能单元，放电时减小其虚拟阻抗Rd以增大放电功率，充电时则增大Rd以减小充电功率，进而实现不同储能单元之间的负荷功率均衡。

此外，在储能系统模糊下垂控制中增加如图4所示的电压前馈补偿控制来减小电压偏差。具体地，先检测母线电压与参考电压的偏差量，然后通过PI控制器输出补偿量叠加到光伏下垂控制器的电压参考值上，通过对参考电压的动态补偿来减小母线电压波动。

表1 Rd模糊推理规则表Table 1 Fuzzy inference rules of Rd

图4 电压前馈补偿控制Fig.4 Voltage feed-forward compensation control

由图4可得：

其中，Gpi为电压前馈补偿控制中的PI控制器。由式（8）可得电压前馈控制器在Rdi变化时的频域分析结果，如图5所示。

图5 Rdi变化情况下电压前馈补偿控制的频域分析结果Fig.5 Results of frequency-domain analysis for voltage feed-forward compensation control with variable Rdi

从图5可以看出，随着Rdi的不断变化，系统在较大范围内均可保持稳定运行。

综上所述，储能系统采用的带有电压前馈补偿的模糊下垂控制如图6所示。图中，为第一个光伏单元的电流参考值。

2.2 光伏系统控制方法

储能系统正常运行时，光伏系统采用MPPT控制［17］以提高运行效率。当储能系统充电功率超过其最大允许功率时，独立直流微电网中有功功率过剩将导致母线电压升高，或者当储能系统SOC不在其安全容量范围而退出运行时，都需要通过控制光伏系统降低其输出功率来确保母线电压稳定。本文采用下垂控制，根据负荷功率需求自动调整光伏系统的出力。

各光伏系统的下垂特性为［18］：

图6 储能系统控制Fig.6 Control of ES system

其中，为母线电压参考值，采用其最大允许电压；和Pdc_y为第y个光伏单元的最大出力和实际出力；Udc_y、dy、idc_y、Pdc_y和 Zdc_y分别为第y 个光伏单元的端电压、下垂系数、输出电流、输出功率和阻抗；和分别为光伏单元最小和最大允许端电压。

各光伏单元按照式（11）自动调整其出力：

由式（11）可以看出，各光伏单元根据各自最大出力成相同比例自动调整实际出力。

此外，在光伏发电系统下垂控制器的功率环引入如图4所示的电压前馈补偿控制。

故各光伏单元的实际出力为：

其中，kp1和ki1为电压前馈补偿控制器中PI控制器的参数。

综上所述，光伏系统采用的带有电压前馈补偿的下垂控制如图7所示。图中，为第n个光伏系统输出电流的参考值。

3 仿真分析

为了验证本文所提的采用多组储能动态调节的独立直流微电网协调控制在控制多组储能单元安全运行、减小母线电压波动和维持系统稳定运行等方面的有效性，利用MATLAB/Simulink搭建了如图1所示的仿真模型。仿真中采用容量为0.25 kW·h，SOC分别为69.8%、70.0%和70.2%的3组储能单元，采用最大出力为2 kW和5 kW的2组光伏系统，并采用可变负荷探究负荷波动等对系统稳定性的影响，直流母线电压为380 V。

3.1 模式Ⅰ下光伏发电功率波动

光伏系统采用MPPT控制来提高发电效率，储能系统采用模糊下垂控制协调不同储能单元的输出功率。主要仿真分析了光伏发电功率波动对系统稳定运行的影响。

直流微电网独立运行时，储能系统通过充放电控制协调系统功率供需平衡。从图8可以看出，3.0 s时光伏系统因光照变化导致发电功率降低，此时储能系统由充电状态迅速切换至放电状态，调整输出功率以确保系统稳定运行，且响应速度快、波动小；扰动发生时负荷波动小，有利于系统稳定可靠供电。

仿真中，采用3组储能单元来探究本文提出的带有电压前馈补偿的模糊下垂控制在快速平衡不同储能单元SOC方面的有效性。从图9可看出，当采用模糊下垂控制（上图）时，不同储能单元可自动分配负荷功率并快速平衡不同储能单元的SOC，有利于避免储能系统的过充和过放，提高了安全性；而未采用模糊控制的下垂控制（下图）始终不能平衡储能单元之间的SOC的差值。

图7 光伏下垂控制系统Fig.7 Droop control system of PV

图8 光伏系统发电功率波动时的运行特性Fig.8 System operating characteristics when PV output power fluctuates

图9 不同储能单元SOC平衡图Fig.9 SOC balancing among different ESs

为了减小母线电压波动，本文采用电压前馈补偿控制，根据母线电压实际值与参考值的偏差动态调整储能单元下垂控制器的电压参考值，从而将母线电压提升至额定值。从图10可看出，当采用电压前馈补偿控制（上图）时，母线电压较好地稳定在380 V，光伏发电功率波动时，电压波动小，且迅速恢复至额定值380 V，有利于负荷的电压稳定；而未采用该前馈控制（下图），扰动发生时，母线电压跌落约3 V。

图10 直流母线电压Fig.10 DC bus voltage

3.2 模式Ⅰ下负荷波动

光伏系统仍采用MPPT控制，储能系统采用模糊下垂控制协调不同储能单元的输出功率。主要仿真分析了负荷波动对系统稳定运行的影响。

从图11可以看出，3.0 s时负荷功率增加，此时储能系统迅速调整输出功率来平衡电源和负荷功率，储能系统由充电状态迅速切换至放电状态以满足负荷正常供电，且响应速度快、波动小。

图11 负荷功率波动时的运行特性Fig.11 System operating characteristics when load power fluctuates

本文采用模糊下垂控制，通过自动分配储能单元的负荷功率来快速平衡不同单元之间的SOC。从图12可看出，采用模糊下垂控制（上图）时，储能系统各单元输出功率可根据其SOC自动调整，进而可快速平衡不同储能单元的SOC，有利于避免储能系统的过充和过放；而未采用模糊控制的下垂控制（下图）仍不能平衡储能单元之间SOC的差值。

图12 不同储能单元SOC平衡图Fig.12 SOC balancing among different ESs

图13为采用和未采用电压前馈补偿控制时的母线电压。从图中可看出，电压前馈补偿控制（上图）通过动态调整各储能单元下垂控制器的电压参考值将母线电压控制在380 V，且负荷变化时电压波动小、响应快；而未采用该前馈控制（下图）时，相同条件下母线电压约有2 V的电压跌落，进而可反映电压补偿控制器在减小电压波动方面的有效性。

图13 直流母线电压Fig.13 DC bus voltage

3.3 模式Ⅱ

模式Ⅱ下，光伏系统由MPPT控制切换至带有前馈补偿的下垂控制，维持母线电压稳定并确保重要负荷供电。特别地，当负荷需求大于发电功率时，负荷需按照优先级执行切负荷操作。同时，光伏系统中各单元根据其最大功率自动分配负荷功率，可降低单个光伏单元的供电压力。此外，采用电压前馈补偿控制来减小母线电压波动。仿真中采用最大发电功率分别为2 kW和5 kW的光伏发电单元2组。

光伏稳压时，系统运行特性如图14所示。从图14可看出，模式Ⅱ下，各光伏单元可根据负荷功率需求和各自最大功率自动调整其发电功率，有利于确保该模式下重要负荷的正常供电；负荷波动时，各光伏单元发电功率平滑切换、响应快，有利于系统稳定运行。

图14 光伏稳压时系统运行特性Fig.14 System operating characteristics when voltage is stabilized by PV

图15为光伏系统下垂控制器中采用和未采用电压前馈补偿控制时的母线电压。从图15可看出，采用电压前馈补偿控制（上图）时，母线电压较好地控制在380 V，且当负荷波动时，电压响应速度快、波动小；而未采用该前馈控制（下图）时，相同条件下母线电压约有4 V的压降。由此可见，该前馈控制可有效减小母线电压波动，有利于负荷电压稳定。

4 结论

本文提出一种基于多组储能系统动态调节的独立直流微电网协调控制策略。该策略下，光伏系统采用MPPT控制以充分利用新能源；为了降低分布式发电的波动性并提高储能系统的供电可靠性，配置多组储能来控制母线电压稳定。针对多组储能单元之间的协调运行，设计了带有电压前馈补偿的模糊下垂控制器，自动调整负荷功率分配，快速均衡不同储能单元间的SOC，并可减小电压波动。当储能系统因满充等原因退出运行时，光伏系统切换至下垂控制以确保重要负荷的电压稳定和微电网的安全运行，同时在下垂控制的功率环中增加前馈补偿控制来减小母线电压波动。利用MATLAB/Simulink进行仿真分析，结果表明该控制策略可有效维持独立直流微电网稳定运行并可减小母线电压波动。

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