冰蓄冷装置参与能量互补的微网自律协同控制研究

唐明， 李玉杰， 王林杰， 徐卓凌， 蒋伟毅， 陆水锦

(1. 清华四川能源互联网研究院，四川 成都 610213；2. 国网江苏省电力有限公司电力科学研究院，江苏 南京 211103；3. 国网江苏省电力有限公司超高压分公司，江苏 南京 211102；4. 浙江清华长三角研究院，浙江 嘉兴，314001)

0 引言

微网是指由分布式电源、储能装置、负荷、监控和保护装置等汇集而成的小型发配电系统[1—2]，可高效接纳分布式电源，提高可再生能源的利用效率，提高供电可靠性和电能质量[3—5]。微网可工作于并网模式和孤岛运行模式[6—7]，当工作于孤岛运行模式时，可为偏远地区或者海岛独立供电[8—9]。

在单一交流微网中，直流源及直流负载须通过相应DC/AC换流器接入；同理，在单一直流微网中，交流源及交流负载须通过相应AC/DC换流器接入。相比于单一交(直)流微网，交直流混合微网可灵活高效地接纳交(直)流源及负载，减少中间转换步骤，提高能源利用率，降低成本[10—15]。随着微网内用电负荷的不断增加，单个微网的容量约束以及供电稳定性等问题突出。若将邻近交、直流微网以集群形式柔性互联运行，可以高效灵活地接纳交、直流可再生能源以及负荷，同时增强系统的供电可靠性和运行稳定性[16—20]。

冰蓄冷兴起于20世纪80年代，采用冰作为储能介质，使大型空调机组在用电低谷期储存能量，并在电网的供电高峰期供应冷负荷。冰蓄冷具有以下优点：(1) 可缓解用电高峰期的负荷，达到移峰作用；(2) 利用地区峰谷电价差获得运营收益；(3) 系统中制冷设备满负荷运行比例增大，状态稳定，可提高设备利用率[21—23]。

文献[24]分别采用线性与非线性优化对某办公楼冰蓄冷系统进行了对比分析；文献[25]从节能及碳排放角度，研究了北京市某办公楼冰蓄冷空调系统的控制策略。然而，目前针对冰蓄冷的研究仅仅针对单一设备，并没有充分考虑冰蓄冷装置与多能微网其他设备间的协调与互动，未从系统级层面研究含冰蓄冷装置的多能微网的可控性。

因此，文中研究了如何通过有效的系统级控制策略，有效合理地利用冰蓄冷及分布式储能装置，实现多能微网的稳定控制及功率平衡。首先介绍了多能微网的拓扑结构，然后详述了自律协同控制策略的控制目标以及详细控制策略，进而在PSCAD/EMTDC中搭建多能微网系统仿真模型，验证了所提自律协同控制策略的有效性。

1 含冰蓄冷装置的多能微网

1.1 冰蓄冷装置工作原理概述

冰蓄冷装置利用冰的相变潜热进行冷量存储，由于冰的单位体积蓄冷量比水大，因此贮槽所占容积较小。冰蓄冷装置制冰温度一般为-8～-4 ℃。按照蓄冰形式，可分为静态蓄冰和动态蓄冰。

静态蓄冰是在盛冰容器内或冷却管外结冰，冰始终处于相对静止状态，具体可分为冰球式、冰盘管式。而动态蓄冰技术则彻底改变了原有的传热方式，在不同空间完成传热环节和相变环节，传热时不结冰，结冰时不传热，传热过程始终为高效的液体强制对流方式，进而消除蓄冰过程中的冰层热阻，提高制冰热交换器的效率。

作为城市大型建筑必不可少的组成部分，中央空调系统耗电量巨大，尤其在夏季高峰时段，易与工业用电负荷叠加，形成电力尖峰。将冰蓄冷装置配置于多能微网中，在用电低谷时段制冷，用电高峰时段释放冷量，充分利用冰蓄冷装置的移峰填谷能力，可提高能源利用率，发挥更大的节能效益。

1.2 多能微网结构

含冰蓄冷、分布式发电单元以及储能单元的多能微网结构如图1所示。其中，交、直流区域以并联方式通过电力电子接口装置接入公共直流母线，可高效灵活地接纳分布式发电单元和储能单元，为本地负荷提供高可靠性供电。冰蓄冷纳入多能微网控制框架后，可利用多能互补充分挖掘用户的可调控潜力，提高用户用能灵活性。

图1 多能微网结构Fig.1 Topology of multi-energy microgrids

为便于阐述文中所提多能微网系统自律协同控制，将图1所示多能微网系统结构等效为图2所示多能微网等效模型。系统包含1个交流微网和2个直流微网。每个微网内均包含松弛单元(如能量转换装置、蓄电池等储能装置、可控型分布式电源等)和功率单元(如新能源发电、负荷等)，其中松弛单元用于维持电压/频率(交流区域)和直流子网(直流区域)稳定。采用最大功率控制的可再生能源分布式发电单元或功率调度模式下的储能单元及负荷等均可看作功率单元。交、直流微网分别通过相应互联装置(DC/AC或DC/DC)与公共直流母线相连。

图2 多能微网等效模型Fig.2 Equivalent model of multi-energy microgrids

图2中，Pp,A，Pp,B，Pp,C分别为微网A、B、C的功率单元输出功率，即负荷和其余新能源发电单元出力的净功率，以注入相应母线为正方向；Ps,A，Ps,B，Ps,C分别为微网A、B、C内松弛单元的实际储能功率。

2 多能微网自律协同控制策略研究

2.1 多能微网控制框架及目标

为实现图2所示多能微网稳定控制，提出如图3所示的多能微网自律协同控制策略基本框架，期望实现以下暂稳态运行控制功能：

(1) 多能微网物理层面包括直流微网以及交流微网柔性互联的分布式区域。每个微网利用就地控制器实现微网内自律控制目标，微网间的协同控制由上层集中控制器实现控制。

(2) 多能微网中各微网通过互联装置互联，可接受上层集中控制器控制和调度，利用多能互补充分挖掘用户的可调控潜力，实现全系统相应优化运行目标。

图3 多能微网控制框架Fig.3 Control framework of multi-energy microgrids

通过多能微网系统级自律协同控制，实现以下控制目标。

(1) 储能阶段:电能富足,分布式能源发电，或电价较低从网上购电时，冰蓄冷、蓄电池等分布式储能装置按照其额定容量吸纳电能，合理承担储能能量。假定交流微网A、直流微网B和直流微网C内松弛单元额定容量分别为Pos,A，Pos,B，Pos,C，且其容量比满足Pos,A∶Pos,B∶Pos,C=a∶b∶1。当多能微网正常运行时，期望通过自律协同控制策略保证3个微网内松弛单元的实际储能功率Ps,A，Ps,B，Ps,C能够按照其额定容量比(即a∶b∶1)合理承担，提高多能微网内松弛单元利用效率。

(2) 释能阶段：负荷高峰时段，优先投入冰蓄冷装置，其余冷负荷等效电负荷以及电负荷由其他分布式储能装置按照其额定容量比合理承担。

2.2 交/直流微网松弛单元控制策略

2.2.1 交流微网松弛单元控制策略

交流微网A内功率单元采用恒功率控制策略，松弛单元控制策略如图4所示。外环通过有功功率-频率(P-f)下垂控制和无功功率-电压(Q-V)下垂控制，分别生成内环电压瞬时值闭环控制系统的电压参考值相位信号θA和电压幅值信号Vref,A，然后经过电压内环控制系统完成最终控制目标。

图4 交流微网松弛单元控制框图Fig.4 Control block diagram of AC microgrid relaxation unit

图4中，Qs,A为交流微网A松弛单元实际输出无功功率；ωset,A，Vset,A分别为下垂特性曲线的交流频率设定值和交流电压幅值设定值；ωA为交流微网A的角频率；ωB，VB分别为交流电压的额定频率和幅值基准值；kp,A，kq,A分别为P-f下垂控制和Q-V下垂控制的下垂系数；vpwm为用于控制逆变器的脉宽调制信号输入。为减小稳态误差，提高系统动态响应，电压内环通常采用比例谐振(proportional-resonant,PR)控制。

由图4可得交流微网A内松弛单元输出有功功率与频率具有以下稳态下垂特性：

ωA=ωset,A-Ps,A/kp,A

(1)

2.2.2 直流微网松弛单元控制策略

直流微网i(i=B，C)内功率单元采用恒功率控制策略，松弛单元控制策略如图5所示。外环通过有功功率-电压(P-V)下垂控制产生内环电压参考值uref,i,经过内环电压/电流控制完成最终控制目标。图5中，uset,i,kp,i分别为直流微网i松弛单元的直流电压设定值和下垂系数；kpu,i，kiu,i分别为电压外环比例积分(proportional-integral,PI)控制器的比例系数和积分系数；kpi,i，kii,i分别为电流内环PI控制器的比例系数和积分系数；ui为直流微网i母线电压；iLs,i为负载电流测量值；isref,i为负载电流给定值；ds,i为电压/电流控制器的输出值。

图5 直流微网松弛单元控制框图Fig.5 Control block diagram of DC microgrid relaxaztion unit

当直流微网i采用图5所示直流电压下垂控制策略时，可用式(2)的下垂控制特性描述直流微网母线电压和系统内平衡单元输出稳态功率关系。

ui=uset,i-Ps,i/kp,i

(2)

2.3 多能微网互联装置控制

多能微网互联装置控制策略是实现2.1节控制目标的关键。基于交/直流微网松弛单元下垂特性，提出一种多能微网互联装置控制策略，如图6所示。其中Pref,A，Pref,i分别为交流微网A、直流微网i接口互联装置的实际有功功率参考值；PIC,A，PIC,i分别为交流微网A、直流微网i接口互联装置的实际有功功率；Qref,A，QIC,A分别为交流微网A接口互联装置的实际无功功率参考值和实际无功功率；ΔωA为互联功率控制环节引入的交流微网A的角频率差值；ωIC,A为交流微网A互联功率控制的角频率给定值；ω0为角频率标准值；ΔVA为互联功率控制环节引入的交流微网A电压差值；Vset,A为交流微网A的电压给定值；V0为交流电压控制器的输入值；di为移相控制器的输出值；Kp，Hp分别为P-f控制下垂系数和惯性参数；Kq，Hq分别为Q-V控制下垂系数和惯性参数；Gp(s)为移相控制传递系数。

交流微网互联装置控制包含互联功率控制、虚拟同步控制以及电压瞬时值闭环控制三部分；直流微网互联装置包含互联功率控制和移相控制两部分。互联功率控制系统的设计是实现多能微网功率协调控制的关键，核心思路如下：首先，假定图2所示多能微网公共直流母线处含1个虚拟松弛单元，构造式(3)所示的虚拟直流电压下垂控制曲线。

Udc=Udcref-Pdc/kdc

(3)

式中：Udc为公共直流母线电压；Udcref，Pdc分别为虚拟直流电压下垂控制中直流电压设定值及虚拟储能单元注入直流系统功率；kdc为下垂系数。

定义功率误差如下：

(4)

式中：ΔPA，ΔPB，ΔPC分别为交流微网A、直流微网B和直流微网C的功率误差。

此外，由于各交、直流微网中松弛单元实际输出功率和公共直流母线处虚拟储能单元的注入功率分别具有式(1)—式(3)所示下垂运行特性，因此式(4)中各功率误差可进一步表示为：

(5)

在式(5)基础上，可设计图6所示互联功率控制系统，表述如下：

(6)

式中：GIC,A(s)，GIC,B(s)，GIC,C(s)分别为相应互联功率控制系统的控制器，文中均为PI控制器。

DC/AC互联装置内环采用虚拟同步控制策略。DC/DC互联装置内环控制可直接采用功率闭环或电流闭环，实现功率跟踪控制。

综上可知，互联装置采用文中所提控制策略，可充分利用各交、直流微网电压及频率信息，并将其有效耦合在一起，互联装置可对各子网内功率扰动或故障引起的电压/频率波动进行响应，并将其波动信息传递给其他正常运行的微网，实现全系统联动，使得整个多能微网成为有机整体，提高系统的灵活性和可控性。

3 自律协同控制仿真验证

3.1 多能微网仿真系统建模

在PSCAD/EMTDC中搭建多能微网系统仿真模型，交流微网A中能量转换装置等效为松弛单元，直流微网B、C中蓄电池、可控型分布式电源等效为松弛单元。选择交流微网A、直流微网B、直流微网C内松弛单元额定容量Pos,A，Pos,B，Pos,C均为100 kW，比例关系为a∶b∶1=1∶1∶1。即当多能微网处于储能阶段时，期望通过文中所提控制方法实现微网中松弛单元实际储能功率Ps,A，Ps,B，Ps,C按照其额定容量比(即a∶b∶1=1∶1∶1)合理承担，提高多能微网内松弛单元利用效率。在该仿真算例中，交流微网松弛单元、直流电网松弛单元、交流微网接口变流器DC/AC及直流微网接口变流器DC/DC控制参数分别见表1—表4，功率基值为100 MW。表中，kpu,A，kRu,A分别为交流微网A中电压内环PR控制的比例系数和谐振系数；kp，ki分别为PI控制器的比例系数和积分系数。

表1 交流微网松弛单元控制参数Table 1 Control parameters of relaxation unit in AC microgird

表2 直流微网松弛单元控制参数Table 2 Control parameters of relaxation unit in DC microgird

3.2 不同工况仿真结果对比

基于上述仿真系统，文中主要针对以下工况进行仿真验证，以此来验证所提基于柔性直流互联的多能微网自律协同控制策略。

表3 DC/AC控制参数Table 3 Control parameters of DC/AC

表4 DC/DC控制参数Table 4 Control parameters of DC/DC

工况Ⅰ：储能阶段。在该仿真工况中，首先测试和验证了多能微网通过各自互联装置进行柔性直流互联的平滑启动；然后通过在线调整交、直流微网内功率单元输出功率来模拟微网内分布式电源或负荷波动，以此来测试和验证文中所提控制策略的控制效果。

工况Ⅱ：释能阶段。优先投入交流微网冰蓄冷装置，其余冷负荷等效电负荷及其他电负荷由其他分布式储能装置按照其额定容量比合理承担。

3.2.1 储能阶段

储能阶段中，功率单元输出功率、公共直流母线电压、直流微网电压、交流微网频率、各交直流微网松弛单元输出功率及互联装置输出功率分别如图7—图10所示。

图7 功率单元输出功率动态Fig.7 Dynamics of power outputs of power units

图8 直流电压和频率动态(储能阶段)Fig.8 Dynamics of DC voltages and frequency(stage of energy storge)

图9 松弛单元输出功率动态(储能阶段)Fig.9 Dynamics of power output of relaxation units(stage of energy storge)

图10 互联装置输出功率动态(储能阶段)Fig.10 Dynamics of power output of interlinkingconverters (stage of energy storge)

t<0.4 s时，3个微网功率单元输出功率分别为Pp,A=100 kW(即1 p.u.)，Pp,B=50 kW(即0.5 p.u.)，Pp,C=20 kW(即0.2 p.u.)，交/直流微网接口变流器处于待机状态。

t处于0.4～3 s时，多能微网互联装置DC/DC(直流微网B)、DC/DC(直流微网C)以及DC/AC(交流微网A)分别于0.4 s，0.8 s，1.4 s依次投入运行。由图可知，经过暂态波动后，公共直流母线电压、直流微网电压以及交流微网频率均能维持恒定，且各松弛单元(储能装置)储能功率按照其额定容量比(即a∶b∶1=1∶1∶1)进行分配。

t处于3～5 s时，为模拟功率扰动，t=3 s时，直流微网C功率单元输出调整为Pp,C=50 kW(即0.5 p.u.)；t=4 s时，交流微网A以及直流微网B功率单元输出分别调整为Pp,A=50 kW(即0.5 p.u.),Pp,B=20 kW(即0.2 p.u.)。由图可知，正常功率扰动下，经过暂态调节后，公共直流母线电压、直流微网电压和交流微网频率均能维持恒定，且各松弛单元(储能装置)储能功率可按照其额定容量比合理承担，验证了文中所提控制策略的有效性。

3.2.2 释能阶段

根据冷负荷需求，优先投入所有冰蓄冷装置，其余冷负荷等效电负荷以及电负荷由其他分布式储能装置按照其额定容量比合理承担。此时，公共直流母线电压、直流微网电压、交流微网频率、各交直流微网松弛单元输出功率及互联装置输出功率分别如图11—图13所示。

图11 直流电压和频率动态(释能阶段)Fig.11 Dynamics of DC voltages and frequency(stage of energy release)

图12 松弛单元输出功率动态(释能阶段)Fig.12 Dynamics of power output of relaxation units(stage of energy release)

图13 互联装置输出功率动态(释能阶段)Fig.13 Dynamics of power output of interlinkingconverters (stage of energy release)

t<6 s时，3个微网功率单元输出功率分别为Pp,A=-50 kW (即-0.5 p.u.)，Pp,B=-50 kW(即-0.5 p.u.)，Pp,C=-50 kW(即-0.5 p.u.)，交流微网松弛单元(能量转换装置)储能Ps,A=50 kW(即0.5 p.u.)。多能微网互联装置DC/AC(交流微网A)，DC/DC(直流微网B)以及DC/DC(直流微网C)均已投入运行且达到稳态。

t处于6～8 s时，假定在t=6 s时等效冷负荷为100 kW，其他电负荷共100 kW，优先投入交流微网冰蓄冷装置，此时，交流微网A松弛单元将不再参与微网频率控制，交流微网频率需要得到其他微网支撑。由图11和图12可知，交流微网A频率得到有效支撑，直流微网B以及直流微网C的松弛单元输出功率仍按照其额定容量比分配。

4 结语

文中针对含冰蓄冷装置的多能微网，从系统全局出发，提出一种自律协同控制策略，合理利用冰蓄冷及储能装置多种能量，实现多能微网公共直流母线电压、直流微网电压、交流微网频率稳定控制。仿真结果验证了文中所提控制策略的有效性，该控制策略使得全系统形成整体，可提高整个系统的灵活性和可控性，为含冰蓄冷装置的多能微网系统层面控制设计提供了一条新思路。

本文得到国网江苏省电力有限公司科技项目(J2019052) 资助，谨此致谢!