含混合儲能系統的獨立直流微網協調控制策略

劉道兵，李留根，李世春，劉國霄，代 祥

（1.三峽大學 電氣與新能源學院，湖北 宜昌 443002； 2.梯級水電站運行與控制湖北省重點實驗室（三峽大學），湖北 宜昌 443002； 3.國網湖北省電力有限公司 應城供電公司，湖北 應城 432400）

0 引言

近年來，直流微網憑借其控制方法簡單，不存在交流微網中的無功功率流動、頻率控制以及功角穩定性等問題，得到了國內外專家的廣泛關注[1]，[2]。由于可再生能源發電的間斷性及負荷波動的不可預測性，需要將儲能裝置整合到直流微網中，以維持正常電壓水平下的功率平衡[3]，[4]。

多儲能直流微網系統的設計與控制是近年來的研究熱點，針對儲能系統的協調控制及負荷功率合理分配問題，以及在源荷功率差較小時蓄電池頻繁充放電切換問題，國內外相關學者進行了研究。 文獻[5]，[6]以獨立運行的光-儲直流微網作為研究對象，由多個蓄電池構成儲能系統，有效解決了單個蓄電池充放電電流過大的問題，提升了儲能系統的安全性和可靠性。 文獻[7]，[8]為了解決蓄電池荷電狀態（State of Charge，SOC）均衡問題，提出了基于SOC 冪指數的改進下垂控制，實現了各蓄電池之間SOC 均衡及負荷電流動態分配，但仍存在均衡后期均衡速度和精度不高的問題。 文獻[9]采用修正參考電壓的下垂控制策略，通過在修正量中引入加速因子來提升儲能之間SOC 的均衡速率和精度，該策略可以減小模式之間切換時帶來的母線電壓沖擊，但是引入儲能單元的輸出功率作為加速因子額外增加了通信量。文獻[10]～[12]均是利用混合儲能系統（Hybrid Energy Storage Systems，HESS）中超級電容和蓄電池分別來平抑系統缺額功率高頻波動和補償低頻波動，能夠滿足系統電能質量要求和負荷功率需求，但需要額外增加濾波器裝置，而且不能有效減少蓄電池的充放電次數。 文獻[13]根據直流母線電壓信息，提出電壓分層控制策略，利用電壓分段控制超級電容和蓄電池出力，能夠延長蓄電池的使用壽命，但是設置儲能系統工作的電壓閾值會導致母線電壓偏移額定值較多。

本文結合超級電容和蓄電池二者優勢，引入源荷功率差信息，利用超級電容可頻繁充放電的特點，將其用作平抑光伏等可再生能源較小的功率缺額。蓄電池則作為長期儲能設備，承擔較大的功率缺額，以減少蓄電池的充放電次數，并消除母線電壓的偏移量。此外，為進一步提高多個蓄電池同時運行時SOC 和負荷功率的均衡速度和精度，對下垂系數進行在線優化，通過引入SOC 信息作為加速因子來動態地增大均衡后期蓄電池間下垂系數差別。 最后，通過MATLAB/Simulink 搭建混合多儲能直流微網模型，對本文所提的協調控制策略進行仿真驗證。

1 直流微網結構及運行模式

1.1 直流微網結構

本文研究的獨立運行的直流微網結構如圖1所示，主要包括光伏單元、由超級電容及多個蓄電池構成的HESS 以及交直流負荷，各單元均通過相應的電力電子變換器分布式接入直流母線。 圖中：PPV為光伏輸出功率；Pacl，Pdcl分別為交、直流負載功率；Psc，Pbat_1，Pbat_2，Pbat_n分別為超級電容、1 號、2 號、n 號蓄電池輸出功率，規定流入直流母線方向為正。

圖1 多儲能直流微網結構Fig.1 DC microgrid structure of multi-energy storage

1.2 直流微網運行模式劃分

直流微網中，母線電壓是反映微網系統內有功功率平衡的唯一指標[14]，其與光-儲系統內各微源輸出功率之間的關系為

式中：Vdc，Cdc分別為直流母線電壓、等效電容；Pbat為蓄電池輸出總功率；Pload為交直流負載總功率。

由式（1）可知，各微源的輸出功率變化均會引起母線電壓波動。 為了保證直流微網母線電壓在各種運行條件下保持穩定，定義系統源荷功率差ΔP=PPV-Pload，根據 ΔP 對光伏單元及 HESS 進行協調控制。

蓄電池能量密度大，但功率密度較低，受其循環使用壽命限制，不適合頻繁充放電來平衡系統功率。 超級電容雖受容量限制，但具有功率密度大、可循環使用次數多的優點。為了減少蓄電池充放電次數及降低母線電壓偏差，本文設置基于源荷功率差信號的功率分層點ΔPlay作為蓄電池工作的觸發值，ΔPlay的選取受限于超級電容的容量。 正常情況下，當|ΔP|≥ΔPlay時，啟動蓄電池平衡系統功率；當|ΔP|＜ΔPlay時，則讓超級電容投入運行，平衡系統功率。 在儲能系統中，各儲能單元一般按照其容量大小成比例分配負荷功率，ΔPlay可設定為

式中：γ 為超級電容動作區域占系統最大源荷功率差的比值；ΔPmax為系統中可能出現的最大源荷功率差；β 為系統中超級電容容量占整個儲能系統容量的比值。

ΔPlay取值亦不能過小，否則不能有效減少蓄電池充放電切換次數，綜上，γ 取（0.5～1）β 為宜。此外，為避免超級電容和蓄電池在功率分層點處頻繁切換工作狀態，需要在該處設置滯環控制。

在采集系統運行信息的基礎上，本文所提控制策略依據ΔP 將直流微網運行狀態分為7 種運行模式，為避免模式之間頻繁切換，在不同模式切換點加入滯環控制。 為最大限度地利用可再生能源，各種運行模式下光伏發電單元優先運行在最大 功 率 跟 蹤 （Maximum Power Point Tracking，MPPT） 狀態，特殊情況下可降功率運行。 其中：PHESS=Psc+Pbat為HESS 輸出總功率； 考慮超級電容容量一般較低，需要設置其端電壓Vsc的正常工作上、下限 Vsc_max，Vsc_min；SOCmax，SOCmin分別為各蓄電池SOC 正常工作上、下限。 直流微網系統具體運行模式如下。

模式1：當ΔP＞0，且超級電容和蓄電池均越過正常工作上限時，為避免超級電容或者蓄電池過充，HESS 退出運行，此時光伏發電單元需降功率運行，由MPPT 控制切換到恒壓控制。

模式 2： 當 ΔP≥ΔPlay時，源荷功率差較大，HESS 中超級電容待機，各蓄電池運行在電壓下垂控制模式，持續穩定充電。 當各蓄電池SOC 越過正常工作上限時，切換到模式3，由超級電容維持系統功率平衡。

模式 3： 當 ΔP＜ΔPlay時，源荷功率差較小，HESS 中蓄電池待機，超級電容運行在電壓下垂控制模式。 當 Vsc＞Vsc_max時，超級電容退出運行，切換到模式2，由蓄電池維持系統功率平衡。

模式4： 當ΔP 在平衡點附近發生微小波動時，為了避免超級電容在充電放電之間頻繁動作，此時默認系統功率達到平衡狀態，HESS 處于待機狀態。

模式 5：當 ΔP＜0，且|ΔP|＜ΔPlay時，源荷功率差較小，HESS 中蓄電池待機，超級電容運行在電壓下垂控制模式，持續穩定放電。 當 Vsc＜Vsc_min時，切換到模式6，由蓄電池維持系統功率平衡。

模式 6：當 ΔP＜0，|ΔP|≥ΔPlay時，源荷功率差較大，HESS 中超級電容待機，蓄電池運行在電壓下垂控制模式。當各蓄電池SOC 均低于正常工作下限時，切換到模式5，由超級電容維持系統功率平衡。

模式7：當ΔP＜0，且超級電容和蓄電池均越過正常工作下限時，為避免超級電容或者蓄電池過放，HESS 需退出運行，此時應采用負載管理算法進行負荷減載[15]。

2 混合儲能系統控制策略

2.1 超級電容控制策略

超級電容控制系統采用下垂控制，其功率-電壓（P-V）下垂控制表達式為

式中：Vdc_ref為直流母線電壓參考值；Rsc為超級電容器下垂系數。

超級電容控制系統結構如圖2 所示，電感Lsc、 開關 S1，S2和母線電容 Cdc組成超級電容 DC/DC1 雙向變換器。 超級電容充電時，DC/DC1 雙向變換器工作于Buck 模式，此時S1處于閉鎖狀態，S2處于開關狀態； 放電時，S1處于開關狀態，S2處于閉鎖狀態；待機時，S1和S2均處于閉鎖狀態。

圖2 超級電容控制系統結構Fig.2 System structure of super capacitor

由于超級電容端電壓不可突變，可間接表征其能量存儲狀態。為避免超級電容過充過放，應限制其在允許的工作電壓（Vsc_min～Vsc_max）內運行。 當檢測到超級電容端電壓Vsc超出正常工作范圍時，令其退出運行，此時由蓄電池組來維持系統功率平衡。

2.2 蓄電池功率動態分配控制策略

蓄電池能量密度大，但長時間大功率充放電會對蓄電池造成不可逆的傷害，因此，可設置多個蓄電池來改善單個蓄電池變換器存在充放電電流過大的問題。 蓄電池的充放電控制原理同超級電容，在此不再贅述。為直觀體現蓄電池輸出功率與其下垂系數的關聯特性，蓄電池控制系統亦采用P-V 下垂控制方法[16]。

式 中 ：Vdc_i，Rb_i，Pbat_i分 別 為 第 i 個 蓄 電 池 DC/DC變換器輸出電壓、下垂系數、輸出功率。

對于獨立的小型直流微網，并聯在公共直流母線的各單元之間的線路阻抗可以忽略不計。 考慮到蓄電池均連接至公共直流母線，因此可以假設各蓄電池變換器輸出電壓Vdc_i相同。 由式（4）可得：

式（5）表明，蓄電池的輸出功率與其下垂系數成反比，可通過改變下垂系數精確分配負荷功率。 可將蓄電池SOC 與下垂系數相關聯，通過SOC 的改變來動態地調節下垂系數，達到負荷功率在各蓄電池間合理分配以及SOC 均衡的目的。

為了進一步提高蓄電池間SOC 和負荷功率均衡速度和均衡精度，本文對文獻[8]中所采用的下垂系數進行改進。

式中：KN為均衡因子；SOCi為第i 個蓄電池荷電狀態當前值；β 為加速因子，β≤1；p，Ks，K 均為常數，其中，K 的數量級越小，均衡精度越高，在精度要求范圍內選取即可，為保證較高的均衡速度和精度，Ks至少要比 K 大一個數量級；SOCave為 n 個蓄電池SOC 的平均值。

令 ΔSOC=SOCi-SOCave，放電時 Ks和 K 取值不同時的下垂系數Rb曲線如圖3 所示。 由圖可知： 在均衡初期蓄電池間SOC 差別較大時，K 固定，Ks越小時下垂系數差別越大； 隨著均衡的進行，ΔSOC 趨近于 0，Ks固定，K 越小時下垂系數差異越明顯，SOC 的均衡速度越大。 顯然，Ks值對均衡初期的均衡速度影響較大，K 值對均衡末期的均衡精度影響較大。 因此，可以通過選取合適的Ks，K 值，獲得較好的SOC 均衡速度和均衡精度。

圖3 Ks 和K 取值不同的下垂系數曲線Fig.3 Droop coefficient curves with different values of Ks and K

由上述分析過程可知：充電時，蓄電池SOC越低分配的功率越多，避免SOC 較大的蓄電池因SOC 高于運行上界而退出運行；放電時，蓄電池SOC 越高分配的功率越多，避免SOC 較小的蓄電池因SOC 低于運行下界而退出運行，最終使得各蓄電池SOC 達到均衡狀態。

超級電容及蓄電池控制系統均采用P-V 下垂控制，由于下垂控制會導致直流母線電壓跌落，因此，應在母線電壓正常跌落范圍內選取下垂系數，下垂系數取值范圍可參考文獻[17]。

2.3 含混合儲能直流微網控制系統

綜合上述控制策略，含混合儲能直流微網控制系統如圖4 所示。圖中：VPV，IPV分別為光伏發電單元實際電壓、 電流；IPV_ref，Isc_ref，Ibat_ref分別為光伏發電單元、超級電容、蓄電池輸出電流參考值，由直流母線實際電壓與直流母線額定電壓相減后經PI 控制器得到。 為消除由于下垂控制導致的母線電壓偏移問題，各儲能單元下垂控制中引入了用于動態提升母線電壓的二次控制環節[18]。

圖4 含混合儲能直流微網控制系統Fig.4 Control system of DC microgrid with HESS

3 仿真分析

為驗證本文所提協調控制策略的有效性，利用MATLAB/Simulink 仿真軟件依據圖4 搭建多儲能獨立直流微網模型進行仿真研究。 所研究的直流微網系統母線電壓額定值設為400 V； 光伏發電系統最大輸出功率為10 kW； 負載功率為5 kW。 為了加快超級電容端電壓以及蓄電池SOC變化速度，進行如下設置：超級電容電壓運行上、下限分別為 170 V，130 V，額定容量為 10 F；3 個蓄電池容量均為 1.5 A·h，端電壓為 150 V，SOC正常工作在 20%～90%；ΔPlay=1.5 kW。

3.1 不同模式下HESS運行工況

超級電容的初始端電壓設置為160 V；1 號、2號和3 號蓄電池的初始SOC 分別設為80%，70%和60%，并依據下垂系數的取值范圍，設定下垂系數的各個參數為 KN=8.75×10-3，p=3.5，Ks=2，K=0.01。 超級電容和蓄電池均未超出正常工作范圍時，系統各微源運行工況仿真結果如圖5 所示。

圖5 超級電容及蓄電池未越限時各微源運行工況Fig.5 Micro-sources operating conditions when super capacitor and batteries have not exceeded the limit

由圖5 可知：0～1 s 內，光伏輸出功率等于負荷功率，此時HESS 處于待機工作狀態，直流母線電壓穩定在額定值400 V；1 s 時，光伏出力升至5.8 kW，此時 ΔP=0.8 kW＜ΔPlay，超級電容首先接入系統進行充電，蓄電池不工作，使系統功率達到平衡；2 s 時，光伏出力升至7 kW，此時ΔP=2 kW＞ΔPlay，由蓄電池平衡系統功率；3 s 時，光伏出力降至 4.2 kW，此時 ΔP=-0.8 kW，由超級電容通過放電彌補功率缺額；4 s 時，光伏出力降至2.8 kW，|ΔP|＞ΔPlay，由蓄電池通過放電維持系統功率平衡。

由圖5（c）可知，在混合儲能控制系統充放電過程中，2 s 時引入二次控制環節后，可消除由超級電容和蓄電池控制系統下垂控制引起的直流母線電壓偏差，將母線電壓穩定在額定值，并且在控制策略切換時，由于超級電容的快速響應，母線電壓平穩過渡。

設置超級電容初始電壓為 168.5 V，1 號、2 號和 3 號蓄電池初始 SOC 分別設置為 89.9%，89.7%和 89.8%，其他參數不變。以 ΔP＞0，即 HESS充電過程為例，驗證超級電容和蓄電池超出正常工作范圍時的模式切換過程，仿真結果如圖6 所示。

圖6 超級電容及蓄電池越限時各微源運行工況Fig.6 Micro-sources operating conditions when super capacitor and batteries exceed the limit

由圖6 可知：0～1.5 s 時，光伏輸出功率等于負荷消耗功率，HESS 輸出功率為 0；1.5 s 時，光伏出力升至6.3 kW，僅超級電容工作，其端電壓Vsc逐漸升高，約 3.5 s 時達到上限值 170 V，超級電容退出運行。 此時系統由工作模式3 切換到模式2，各蓄電池組吸收光伏輸出的多余功率并逐漸增加至穩態，SOC 逐漸上升，1 號、3 號和 2 號蓄電池分別在約 6.2 s，7.4 s 和 7.9 s 時，因其 SOC 超出上限值而退出運行，此時HESS 輸出功率為0；7.9 s 時，由于HESS 已達飽和狀態，無法吸收系統多余功率，光伏單元由MPPT 控制模式切換為模式1 恒壓控制，運行在降功率狀態，輸出功率降至5 kW，將直流母線電壓維持在額定值。

3.2 光伏出力隨機波動

考慮光伏輸出功率隨機波動的情況，驗證所提控制策略下超級電容和蓄電池的功率響應特性。1 號、2 號和 3 號蓄電池初始 SOC 分別設置為80%，79%和78%，其他參數不變，仿真結果如圖7所示。

圖7 光伏隨機波動各微源功率響應Fig.7 Micro-sources power response of PV random fluctuation

由圖7 可知，在光伏出力隨機波動的情況下，超級電容和蓄電池的功率分配效果較好，即超級電容能夠穩定工作在源荷功率差較小的情況下，蓄電池則穩定工作在源荷功率差較大的情況下，HESS 仍可以快速響應以補償系統源荷功率差。由此可見，采用本文控制策略可以明顯減少蓄電池的充放電時間及充放電切換次數，進而延長其使用壽命。 仿真結果驗證了本文所提控制策略的有效性，且在考慮光伏功率隨機波動情況下依然有較好的穩定性。

3.3 蓄電池穩定充放電

當蓄電池處于穩定充放電狀態時，為分析說明采用本文所提改進下垂控制策略下的負荷功率及 SOC 均衡效果，設置 1 號、2 號和 3 號蓄電池初始SOC 分別為80%，79%和78%，下垂系數參數設為 KN=8.75×10-3，p=3.5，Ks=2，K=0.005。 穩定充電時，光伏發電單元輸出功率為8 kW；穩定放電時，光伏發電單元輸出功率為2 kW。充、放電仿真結果分別如圖8、圖9 所示。

圖8 蓄電池儲能系統穩定充電Fig.8 Stable charging of battery energy storage system

圖9 蓄電池儲能系統穩定放電Fig.9 Stable discharging of battery energy storage system

由圖8（a）和圖9（a）可知，t=15 s 時，基本達到負荷功率平衡狀態，每個蓄電池輸出功率約為1 kW。 由圖8（b）和圖9（b）可知，t=15 s 時，各蓄電池之間SOC 差別很小，充電時1 號和2 號蓄電池SOC 之差只有 0.063%，放電時兩者之差只有0.012%，具有較高的均衡精度。 采用文獻[8]中的方法進行充/放電時，SOC 仿真結果如圖8（c）和圖9（c）所示。 由圖可知，同一時刻，充電時 1 號和 2號蓄電池SOC 之差為0.99%，放電時兩者之差為0.871%，SOC 均衡速度較緩慢。 通過縱向對比可知，在蓄電池間SOC 差別較小情況下，采用本文所提改進下垂控制策略時，仍能獲得較高的負荷功率及SOC 均衡速度和均衡精度。

4 結論

本文綜合超級電容及蓄電池各自優勢，設計了一種基于功率分層的光儲直流微網系統，并提出了相應的協調控制策略。 在系統源荷功率差較小時，由超級電容平衡系統功率，源荷功率差較大時，則由蓄電池維持系統功率平衡，充分發揮超級電容可頻繁充放電及蓄電池可提供長時間大功率充放電的優勢，既減少了蓄電池充放電次數，又改善了現有控制策略中超級電容容量易達限值的問題。同時提出改進下垂控制策略，通過在下垂系數中引入基于SOC 信息的加速因子來動態地增大均衡后期蓄電池間下垂系數差別，解決均衡后期蓄電池負荷功率及SOC 均衡效果不佳的問題。