考慮荷電狀態(tài)的交直流微電網多模式協調控制策略

林佩怡，米陽，李海鵬，姜恩宇，時帥

(上海電力大學電氣工程學院，上海市 200090)

0 引 言

直流微電網以其高效、可靠和經濟的優(yōu)點在新一代電網中日益突出[1-3]，同時，配電網中交流負荷仍占很高比例，因此，結合交、直流微電網優(yōu)點的交直流混合微電網將成為微電網研究的重點[4-6]。交直流混合微電網作為協調、自主的運行系統，內部各子網可以保持自身的穩(wěn)定運行，并具有功率共享功能[7-8]。它可以降低轉換成本，提高系統效率，具有良好的發(fā)展前景[9-10]。

由于孤島運行的交直流混合微電網規(guī)模較大，被控變量較多，運行工況復雜，其協調控制也較為困難[11-13]。目前國內外學者針對此領域進行了大量的研究。文獻[14]針對三端口混合微網結構，設計分層控制策略，以交直流子網的電壓作為特征判斷子網的功率剩余狀態(tài)，并對各子網和雙向功率變換器進行精細管理。文獻[15]提出一種適用于雙級式互聯變流器的控制策略，根據兩側子網的運行狀態(tài)實現功率的相互支撐。此類研究都未考慮提高儲能利用效率。為此文獻[16]針對混合儲能系統提出了一種基于離散一致性算法的分層控制策略，動態(tài)調整儲能單元輸出功率以實現荷電狀態(tài)(state of charge, SOC)快速均衡。文獻[17]對直流微電網中分布式儲能系統實現了無母線電壓偏移均衡控制。文獻[18]中針對孤島運行的交直流混合微電網群提出分層協調控制策略，構造三級控制切換策略以實現子網間功率互助，并設計了基于SOC的動態(tài)一致均衡控制策略。但此類方法通常原則上僅當微網不能自己穩(wěn)定時啟用儲能子網，無法靈活決定儲能系統整體的充放電狀態(tài)，也就無法避免儲能同時過充過放。

可以看到，現有文獻側重研究網絡整體狀態(tài)，對于儲能過度充放引起的功率協調能力下降問題研究還不夠深入。SOC過低時儲能系統若不能及時充電，將導致停電，因此保持儲能系統SOC處于正常范圍內運行對提高微網可靠性很有意義。文獻[19]針對子網間互聯變換器提出了一種多模式功率協調控制策略，研究儲能荷電狀態(tài)變化導致的網間功率協調控制問題，以提高網絡可靠性和能量存儲效率，但受網絡結構限制，該策略沒有考慮避免子網間不必要的功率交互，也不適用于三端口網絡結構?；谝陨涎芯糠治觯疚闹饕ぷ魅缦拢?/p>

1)針對孤島運行的三端口交直流混合微電網，根據儲能荷電狀態(tài)劃分模式，分析交直流子網的負載狀況，規(guī)劃不同模式下子網間六種功率交互狀態(tài)對應的系統工況。

2)設計功率互助級控制策略控制各子網間雙向互聯變換器傳輸功率，以保證網絡穩(wěn)定運行及靈活穩(wěn)定切換。

本文所提控制策略適用于交-直-儲三端口交直流混合微電網，可以實現多模式穩(wěn)定運行，綜合管理子網間功率傳輸，減少子網間功率交互損耗，并使儲能子網參與子網間功率交互的優(yōu)先性隨荷電狀態(tài)變化，主動避免儲能單元過充過放導致的網絡崩潰風險，提高儲能利用效率，增加系統可靠性?；贛atlab/Simulink和RT-LAB仿真驗證該控制策略的實時有效性。

1 交直流混合微電網拓撲結構

三端口交直流混合微電網的拓撲結構及分層控制結構如圖1所示。分布式電源以及負荷分別與交流母線或直流母線相連，構成交流或直流子網。交直流子網母線通過雙向互聯變換器(bidirectional interlinking converter，BIC)與儲能子網相連[14]。

圖1 交直流混合微網拓撲結構及分層控制

該拓撲簡化了儲能單元的配置，適用于直流型儲能單元集中安置和管理的區(qū)域。其中，交、直流子網由分布式發(fā)電單元和負載組成，子網間通過BIC實現功率交互。以風力發(fā)電和光伏發(fā)電為代表的分布式發(fā)電單元工作在最大功率點跟蹤 (maximun power point tracing, MPPT) 模式，保證最大限度地利用可再生能源發(fā)出的電能。

本文設計的控制策略分為三級。狀態(tài)判定級處理實時電氣信息后向功率互助級發(fā)送控制信號，控制子網間是否進行功率交互。功率互助級收到控制信號后生成適宜的網間功率傳輸值，控制BIC傳輸適宜的功率調節(jié)量。本地級控制儲能充放電、光伏等新能源發(fā)電的MPPT控制模式及其他單元下垂控制模式，以保持子網內部自治，并向狀態(tài)判定級發(fā)送負載或儲能SOC等實時電氣信息。

2 狀態(tài)判定級控制策略

交直流混合微電網中子網功率供需狀況(即負載狀態(tài))和儲能荷電狀態(tài)大小是影響子網內各單元運行控制和網間功率流動的重要依據。本節(jié)將分別按子網的負載狀態(tài)和儲能SOC大小對混合微電網系統劃分運行狀態(tài)，并判定各工況下子網間連接狀態(tài)。

2.1 儲能子網模式判定

當可再生能源的輸出功率大于系統中儲能充電和負荷的共同需求時，需減少輸出功率來保證系統運行穩(wěn)定。儲能子網吸收交直流子網內多余功率以彌補網內功率缺額。反之則由儲能子網提供支撐功率。

定義由m個儲能單元構成的儲能子網平均荷電狀態(tài)S′OC：

(1)

式中：SOCi為第i個儲能單元的SOC。

設置S′OCmin、S′OCa、S′OCb和S′OCmax為五種模式的邊界，根據平均荷電狀態(tài)不同將儲能子網劃分為以下5種模式：

模式1：S′OCa

模式2：S′OCmin

模式3：S′OCb≤S′OC

模式4：0≤S′OC≤S′OCmin，儲能子網即將失去向其他子網補充功率的能力。一旦儲能放空且子網重載越限，系統需要切除部分負荷。

模式5：S′OCmax≤S′OC≤1，儲能子網即將失去從其他子網吸收功率的能力。一旦儲能充滿且子網輕載越限，系統需要降低分布式能源輸出功率。

2.2 交直流子網負載狀態(tài)分析

微電網獨立運行時，交直流子網內各單元通常采用下垂控制，子網內母線電壓受負載水平影響。子網狀態(tài)劃分情況如圖2所示。橫縱坐標軸Pac、Pdc分別為交、直流子網等效負載。Pnac、Pndc為各子網額定等效負載。以J點為例，表示當前網絡運行在PacJ>Pnac、PdcJ>Pndc，交直流子網內負載均偏重。

圖2 交直流子網狀態(tài)劃分

2.3 連接狀態(tài)判定

本節(jié)綜合考慮子網負載狀態(tài)和儲能平均荷電狀態(tài)的大小，對系統進行連接狀態(tài)判定。表1設定判斷系統運行狀態(tài)的六類事件。表中K和M分別為子網自治和交直流子網互助時系統穩(wěn)定功率閾值。

表1 系統運行狀態(tài)判斷依據

以模式1為例，圖3展示了表2所提A—F六類事件如何將交直流子網分別劃分為三種運行狀態(tài)：功率自足、功率失穩(wěn)及嚴重越限，并相應設計三子網間六種功率交互狀態(tài)。模式1中，儲能子網可以自由吸收或釋放功率，根據交直流子網負載狀態(tài)的不同，系統被分為六種連接狀態(tài)。灰色區(qū)域表示交、直流子網的負載都沒有越限，兩子網獨立運行。黃(橙)色區(qū)域表示直(交)流子網負載越限，但交(直)流子網負載沒有越限。綠色區(qū)域表示交流或直流子網的負載超過了限制，但可以通過傳輸線與儲能子網進行功率流通，實現網絡穩(wěn)定。為充分利用清潔能源和減少傳輸線損失，模式1中交(直)流子網中出現功率缺額/盈余時優(yōu)先由直(交)流子網彌補，以避免儲能子網參與功率交換。藍色區(qū)域表示交流或直流子網負載超過限制，且另一子網不能彌補功率缺額(過剩)，須由儲能子網共同參與補充(吸收)。外部白色區(qū)域由Pac+Pdc=-PILC、Pac+Pdc=PILC、Pac-Pdc=-Pdsmax和Pac-Pdc=Pdsmax共同劃分，表示子網功率嚴重越限，應切除部分負荷或降低分布式能源輸出功率。PILC代表聯絡線功率限制，Pdsmax代表儲能出力限制。

圖3 模式1中子網功率交互模式劃分

表2總結了這六種網絡功率交互狀態(tài)。表3給出了S′OC偏高、Pdc>Pndc時各交互狀態(tài)對應的網絡運行情況，S′OC偏低或Pdc

表2 系統功率交互狀態(tài)

表3 各交互狀態(tài)判斷依據

隨著儲能逐漸充滿，避免儲能單元失去充放電能力的需求逐漸受到重視。儲能子網參與子網間功率交互的優(yōu)先度隨著儲能子網的需求提高，由模式1中的低于交直流子網，提高到模式3中等同于交直流子網，最后優(yōu)先于交直流子網。

一些原本不需要儲能子網參與的運行工況由儲能子網參與，盡量使儲能子網放出功率或避免吸收功率，平均荷電狀態(tài)降低或避免升高，同時也避免了可自主運行的子網在不必要的網絡交互中產生能量損耗或被影響供電質量。在某些不需要儲能子網的情況下將其加入，可以主動規(guī)避未來的過充風險。例如，模式3中的A點與模式1中的B點意味著幾乎相同的網絡運行條件。然而，不同于模式1中的交直流子網連接，由于未來可能會被過度充電，模式3下儲能子網將主動參與，釋放能量，使自身積極恢復到正常的荷電狀態(tài)水平。黑色軌跡代表仿真驗證中三個模式下的子網負載狀態(tài)變化軌跡。

3 功率互助級調節(jié)量確定

為實現交直流網間的功率互濟，需要將頻率、直流母線電壓值進行歸一化，在無量綱的情況下進行統一處理，進而實現全局的功率協調[20]。當前主流采用的歸一化方法如下：

(2)

式中：γ表示交流頻率或直流母線電壓；γ′表示歸一化后的值，區(qū)間為[-1,1]；γmax和γmin分別表示γ的最大、最小值。

但γ′代表子微網內部的負載(輕載或重載)具有局限性，當二次控制使頻率、直流母線電壓恢復至額定值后，頻率、電壓歸一化值將始終為零。這里使用電壓/頻率的虛擬偏差值判斷直流子微網、交流子微網的負載水平[21]：

(3)

進行子網間功率交互時還需要考慮聯絡線上功率：

(4)

(5)

式中：kp、ki為PI控制器對應的控制參數；S為連接狀態(tài)。

儲能系統吸收或發(fā)出的功率PES如下：

(6)

(7)

式中：σ為系數；PES,max表示儲能系統最大輸出功率；SOC為儲能系統實時SOC。

4 仿真驗證

為驗證本文所設計控制策略的有效性，基于Matlab/Simulink建立三端口交直流混合微網模型。系統的整體結構如圖1所示。

如表3所示，針對該三端口交直流混合微電網模型，設計網絡分別運行于模式1、3和5，作為儲能子網荷電狀態(tài)正?；蚱叩牡湫退憷?。模式1仿真中設計5個不同的子網負載狀態(tài)，驗證本策略下網絡可以保持實時準確的子網連接狀態(tài)切換和穩(wěn)定運行。模式3仿真設置了與模式1相同的子網負載狀態(tài)，與文獻[14]所提策略對比，驗證相同負載情況下模式3的應用可以避免儲能子網S′OC的上升。模式5仿真設計了6個子網負載狀態(tài)，對比文獻[14]中的控制策略，驗證系統在極端情況下可以避免儲能子網失去功率調節(jié)功能。仿真驗證3種模式下的典型運行工況以及部分網絡連接狀態(tài)切換過程，系統的主要仿真參數見表4。蓄電池正常的SOC工作范圍一般在0.1～0.9。在此基礎上，本文仿真算例中設置S′OCb=0.7，S′OCmax=0.85。

表4 仿真參數

4.1 模式1仿真驗證

本算例中儲能子網初始平均荷電狀態(tài)在50%左右，處于模式1，可以自由充放電。模式1交直流子網負載與交互功率如圖4所示，初始時刻直流子網負載為3.20 kW，交流子網負載為2.80 kW，兩個子網獨立運行。2 s時直流子網負載增加到4.10 kW，超過限制，交流子網保持不變。網絡變?yōu)闋顟B(tài)4，交流子網向直流子網供電。4 s時兩個子網的負載增加到4.50 kW，儲能子網需要向兩個子網填補功率缺額，網絡連接變?yōu)闋顟B(tài)5。6 s時直流子網負載下降到4.10 kW，仍然越限，交流負載下降到3.15 kW。直流子網功率缺額可由交流子網提供，網絡切換到狀態(tài)4。8 s時直流子網負載下降到1.75 kW，交流子網下降到2.00 kW，儲能子網需要吸收兩個子網的剩余功率，網絡切換到狀態(tài)5。

圖4 模式1交直流子網負載與交互功率

狀態(tài)切換過程如圖5所示。直流子網電壓和交流子網頻率如圖6所示。

圖5 模式1狀態(tài)切換控制信號

圖6 模式1直流電壓與交流頻率

圖7顯示了儲能子網的功率交互和荷電狀態(tài)變化情況。由于總的模擬時間只有10 s，該圖只用于反映充放電的趨勢。在整個過程中，儲能子網只在4～6 s內釋放能量，并在8～10 s內吸收能量。網絡運行穩(wěn)定，網絡連接狀態(tài)切換過程平穩(wěn)。

圖7 模式1儲能子網功率交互與荷電狀態(tài)

4.2 模式3仿真驗證

本算例中，儲能子網的初始平均荷電狀態(tài)設置為80%，滿足S′OCb≤S′OC

模式3交直流子網負載與交互功率如圖8所示，初始時刻與4.1節(jié)算例完全相同，2 s后，直流子網負載越限，交流子網保持不變，若采用文獻[14]提出的控制策略應為狀態(tài)4。由于儲能子網當前平均荷電狀態(tài)偏高，需要釋放能量來降低平均荷電狀態(tài)，模式3中由儲能子網代替交流子網向直流子網提供功率支持。交流子網不參與子網之間的功率交互，網絡切換到狀態(tài)2。4 s時兩個子網均越限，網絡變?yōu)闋顟B(tài)5，儲能子網為兩個子網提供缺少的功率。6 s時若采用文獻[14]控制策略應為狀態(tài)4，模式3中儲能子網彌補了直流子網的功率缺額，網絡切換到狀態(tài)2。8 s時交直流負載均過輕，儲能子網必須吸收兩個子網的剩余功率，網絡切換到狀態(tài)5。

圖8 模式3交直流子網負載與交互功率

狀態(tài)切換過程如圖9所示。直流子網電壓和交流子網頻率如圖10所示。

圖9 模式3狀態(tài)切換控制信號

圖10 模式3直流電壓與交流頻率

圖11顯示了儲能子網的功率交互和荷電狀態(tài)變化情況，模式3下儲能系統在2～8 s放電，8～10 s充電?？梢钥吹接捎谖墨I[14]提出的控制方法不能在儲能SOC偏高時調整網絡連接方式，部分工況下不能代替交流子網向直流子網提供功率。相比文獻[14]的控制策略，本文模式3下的儲能子網利用了更多的機會，在2～4 s和6～8 s額外釋放功率，最終達到較低的平均荷電狀態(tài)水平。

圖11 模式3儲能子網功率交互與荷電狀態(tài)

4.3 模式5仿真驗證

本算例中，儲能子網的初始平均荷電狀態(tài)設置為98%，滿足S′OCmax≤S′OC≤1的條件。網絡運行于模式5，儲能子網需盡可能釋放電能，并隨時伴隨有電池完全充滿失去調節(jié)能力的風險。

模式5交直流子網負載與交互功率如圖12所示，初始時刻直流子網負載為3.20 kW，交流子網負載為2.6 kW，均獨立運行。2 s時直流子網負載增加到4.5 kW，超過限制，交流子網保持不變。若采用文獻[14]中控制策略，網絡應處于狀態(tài)4，但由于儲能子網需要釋放能量，降低平均荷電狀態(tài)，模式5中由儲能子網彌補直流子網的功率缺額，同時交流子網獨立運行，狀態(tài)判定級將網絡切換到狀態(tài)2。4 s時交流子網負載增加到4.1 kW，直流子網不變。網絡處于狀態(tài)5，儲能子網為兩個子網提供缺少的功率。6 s時直流子網負載下降到3.3 kW，交流子網保持不變，若采用文獻[14]控制策略網絡應為狀態(tài)4，模式3中仍保持狀態(tài)5。8 s時直流子網負載下降到2.0 kW，交流子網下降到2.8 kW。交流子網向直流子網供電，網絡切換到狀態(tài)4。10 s時交流子網下降到1.8 kW和直流子網保持不變。儲能子網必須吸收兩個子網的剩余功率，網絡切換到狀態(tài)5。狀態(tài)切換過程如圖13所示。直流子網電壓和交流子網頻率如圖14所示。

圖12 模式5交直流子網負載與交互功率

圖13 模式5狀態(tài)切換控制信號

圖14 模式5直流電壓與交流頻率

在整個過程中，網絡負載逐漸增大，然后逐漸減小到過輕。圖15顯示了儲能子網的功率交互和荷電狀態(tài)的變化趨勢，儲能在2～8 s放電，10～12 s充電。表5給出了本文與文獻[14]充放電時間對比結果，當儲能子網的平均荷電狀態(tài)即將達到極限，隨時可能失去調節(jié)能力時，相比文獻[14]中的控制策略，本文模式5控制下的儲能子網在2～4 s和8～10 s中額外參與子網的功率交互，主動釋放功率，最終實現了較低的平均荷電狀態(tài)水平，避免由于過充而失去功率協調能力。

圖15 模式5儲能子網功率交互與荷電狀態(tài)

表5 本文與文獻[14]充放電時間對比結果

4.4 RT-LAB仿真驗證

在RT-LAB平臺上對所建模型進行了仿真，以評估所提控制策略的性能。RT-LAB是由OPAL-RT制造的實時數字仿真器，它可以根據Artemis求解器的不同功能將復雜模型劃分為子系統，實現最大限度的并行操作。因此電力系統和通信仿真模型可以在相同于真實物理時間尺度上運行。

以模式3為代表，在采樣頻率為50 kHz的RT-LAB環(huán)境中建立孤島交直流微電網仿真模型，網絡結構和參數均與Matlab仿真結果一致。交直流子網的功率交互情況如圖16所示。

圖16 模式3交直流子網功率交互

RT-LAB仿真結果與前文中Simulink仿真所得結果一致。驗證了本文提出的能源管理控制策略可以實時有效地在子網間按需分配功率。

5 結 論

本文針對經典的三端口交直流混合微電網的孤島運行，提出了一種考慮子網負載狀態(tài)和儲能裝置荷電狀態(tài)的協調控制策略。得出以下結論：

1)本文提出的控制策略及模式判斷方法能夠根據儲能子網的平均荷電狀態(tài)狀況對系統在各種工況下的子網間功率交互狀態(tài)進行詳細劃分，在保持網絡穩(wěn)定的前提下，避免網絡變換器頻繁動作，減少網絡間功率交互損耗。

2)本文提出的控制策略能夠兼顧交流頻率、直流電壓以及儲能單元SOC需求，無論交流子網還是直流子網產生功率波動，都能合理實現子網間互助互濟，根據網絡情況分配功率流向。

3)儲能單元充滿或放空時將失去對系統功率的調節(jié)能力，因此本文所提控制策略考慮了SOC整體過高或過低時的恢復需求。網絡可以靈活提高儲能子網參與子網間功率交互的優(yōu)先性，避免未來運行環(huán)境惡化時儲能失去調節(jié)能力導致的系統崩潰。