孤島直流微電網的光儲協調控制策略

尹聰聰, 楊旭紅

(1.國網浙江余姚市供電公司, 浙江 寧波315400;2.上海電力大學 自動化工程學院, 上海200090)

近年來,能源危機日益嚴峻,傳統化石燃料不可再生且使用過程中會帶來嚴重的環境污染問題,因此,開發利用新能源成為必然。在這種背景下,新的能源結構應運而生,由分布式能源發電組成的微電網系統得到了快速發展[1]。

為保障直流微電網的穩定運行及綠色能源的高效使用,目前以獨立直流微電網的能量協調控制策略的研究為主[2]。陽同光等[3]提出了神經網絡滑模控制的最大功率點跟蹤(Maxi mu m Power Point Tracking,MPPT)算法,其特點是以先進控制理論作為基礎,缺點是當電池板有變化時,數據參數就不同,訓練時間長,操作復雜。熊遠生等[4]把阻抗與多模式進行結合的MPPT狀態應用在微電網功率的控制上,但該方法會造成儲能電池在面對微電網功率失衡時,出現切換頻率高、系統變換器易產生諧波和縮短儲能元件的工作壽命等問題。米陽等[5]闡述了光儲直流微電網的光伏系統不同運行方式和變換的過程,但未給出直流微電網系統間如何協調分配能量的完整方法。

本文在以上基礎上進行了改進,提出了基于孤島模式下光儲直流微電網的協調控制策略。在直流微電網系統里,傳統的光伏發電單元使用MPPT控制,本文使用了非對稱模糊控制對其進行優化改進。針對由光伏與儲能及負載組成的孤島直流微電網,由于自身易受外界環境影響而出現微電網功率不平衡,同時傳統的微電網協調控制策略使儲能電池電能質量波動較大,從而導致其協調控制模式切換的頻率較高的問題,本文提出的控制策略采用將直流微電網母線電壓進行分段式控制,并運用布爾量邏輯控制模塊,使系統間協同效率較高。

1 系統變換器及其控制策略

本文采用由主電路及控制電路兩個部分組成的孤島模式光儲直流微電網,主要包括:光伏源、儲能電池、雙向DC/DC變換器、DC負荷,如圖1所示[6-7]。其中,Upv為光伏源的輸出電壓;Ipv為光伏源的輸出電流;Udc為直流母線端電壓;Ub為儲能電池的端電壓;Ib為儲能電池電感上的電流。

圖1 系統主電路

1.1 光伏部分

太陽能光伏發電系統DC/DC變換器采用的控制策略有兩種工作模式,即恒壓輸出模式與基于模糊控制改進的MPPT工作模式。

因為常規模糊控制隸屬度函數具有對稱性特征,而光伏電池最大功率點兩邊的輸出特性并不具有對稱性特點,若采取有對稱性特點的傳統模糊控制,最大功率點兩側輸出特性效果就會有所偏頗,具體體現在最大功率點周邊呈現小范圍的振蕩缺陷,故依照光伏電池輸出特性,提出并采用非對稱模糊控制策略,在最大功率點兩側建立不同的隸屬度函數與控制策略,對最大功率點進行跟蹤。

非對稱模糊控制器,主要對其隸屬度函數非對稱模糊化進行設計,誤差E和誤差變化率EC的模糊子集設定為{負大(NB),負中(NM),負小(NS),零(ZO),正小(PS),正中(PM),正大(PB)}。模糊規則如表1所示。

表1 模糊規則表

如果開關的晶閘管關斷,則電感電壓滿足

進一步可得變換器的輸入與輸出電壓的數學關系方程式:

式中:Ts為開關管工作的時間;D為占空比;Uout為DC/DC變換器輸出電壓;ton為晶閘管關斷時間,即閉合時間;toff為晶閘管打開時間,即斷開時間;L為光伏電路側電感。上述變換器工作時的電感電流IL是線性變化的。

光伏發電系統工作方式的切換主要通過最大運行臨界允許電壓與系統母線上瞬時電壓值相比較的方式,即Udc-max、Udc二者相比較。若Udc＜Udc-max,則Boost變換器運行在MPPT狀態,直流微電網處于無擾動的正常運行狀態,光伏源始終對外輸出最大功率,用儲能系統保持系統母線上電壓的穩定;若Udc＞Udc-max,則Boost變換器運行在恒壓工作狀態,用太陽能發電單元維持微網系統母線上電壓的穩定不變,儲能電池則進行充電工作確保微電網內的功率均衡,如圖2所示。

圖2 光伏系統控制

1.2 儲能部分

雙向DC/DC變換器作為儲能系統與微電網直流母線相連接的重要連接裝置,肩負著微電網系統內平衡功率的橋梁作用與升降電壓作用。在儲能電池內部荷電狀態處于正常范圍內,運行的母線電壓值小于最大臨界允許電壓值時,則儲能電池組將對微電網系統放電,Buck/Boost變換器就處于Boost工作狀態,向母線輸出平衡功率[8-9]。此時,儲能系統將采用恒壓放電的控制模式去調節母線電壓的大小,確保光儲直流微電網的系統功率均衡。如果系統直流母線的電壓滿足負荷功率的同時又達到運行的臨界最大電壓時,則需要儲能系統及時切換充電工作狀態,利用雙向的變換器將微電網系統內的額外功率輸入到儲能模塊中,即Buck/Boost變換器運行在Buck工作狀態。本文提出了通過α、β組成的兩個邏輯布爾量模塊,實現判斷選擇儲能電池組運行的方式,具體如圖3所示。

圖3 邏輯選擇模塊結構

上述邏輯選擇模塊通過將系統母線的瞬時電壓Udc-ref和額定母線電壓值Udc作比較,其運行的輸出量是α布爾量值,而β布爾量值是將|Δ|=Udc-Udc-ref和0.05 Udc-ref作運行比較得到。具體各個工作狀態和α、β布爾量關系,如表2所示。

表2 儲能系統各工作模式下邏輯選擇

1.3 負荷部分

直流負荷與直流母線相連,而直流微電網根據直流側實際負荷的重要性與優先級來選擇具體的甩負荷方案,如圖4所示。

圖4 恒壓放電控制

2 工作模式及控制策略

為保障孤島模式下的直流微電網可靠運行,微電網系統中必須含有一個或多個松弛端,來保證母線上電壓的穩定,同時均衡直流微電網內部系統之間的功率。孤島模式下光儲直流微電網,直流母線上的瞬時功率平衡(忽略直流微電網線路上的功率損耗)為

式中:l、n、m分別為直流負荷的數量、儲能電池組的數量與光伏板的數量;Ppvi(t)為第i個光伏板對微電網系統輸入的功率;Pbj(t)為第j個儲能電池對微電網系統輸入的功率,同時規定儲能電池組對微電網系統放電時,輸入直流母線上的功率取為正值;Plk(t)為第k個負荷所消耗的功率值。

2.1 直流微電網模式

直流側母線上瞬間的功率平衡,在數學上是一個多目標優化控制的問題。也就是說,直流微電網系統是為了求得光伏最大化發電功率的模式,同時優化儲能系統利用率與直流母線上電壓的穩定[10-13]。因此,本文采用了分段式控制策略,完成直流微電網系統安全穩定運行。分段式控制策略是依據直流母線電壓作為信息載體,通過預設的電壓閾值節點把直流母線電壓分成5個區塊,然后在微電網系統之間切換運行方式,如圖5所示。

圖5 母線電壓I-U特性曲線

4個關鍵節點閾值的選擇和額定微電網母線的電壓值,都時刻影響著光儲微電網系統的安全穩定運行,相鄰節點電壓閾值的選取必須恰當。

直流母線的額定電壓值Ude-ref和4個預設閾值的數學關系為

式中:UL2、UH2分別為微電網系統中允許的母線電壓上下波動的臨界電壓值;UL1與UH1分別為儲能電池放電與充電臨界值。5個區塊的電壓區間分別為

本文微電網系統母線電壓上的節點閾值分布,具體如表3所示。表中前后兩者的系統母線電壓值,彼此相差5%。

表3 母線電壓電壓節點閾值分布

2.2 分段式控制策略

分段式控制策略,其目的是為了讓光伏源實現電能的最大功率輸出,同時能夠使孤島模式下直流微電網實現可靠而高效的運行。具體通過兩級控制,第1級在區塊Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ中,使清潔能源被最大限度利用,同時提高光儲微電網系統穩定性,在儲能電池組充放電過程中實現功率平衡;第2級在區塊Ⅳ、Ⅴ中,極端情況下依然可確保微電網系統的穩定工作。

(1) 區塊Ⅰ:UL1＜Udc＜UH1。若微電網系統母線電壓運行在UL1與UH1之間時,太陽能光伏發電采用MPPT方式運行,在該過程中,只有太陽能光伏單元提供給負荷端消耗功率。微電網系統在這個過程中,由于沒有儲能系統作為松弛終端來保證母線上電壓的穩定,因此,在一定范圍內,區域Ⅰ中系統母線的電壓值允許較小的波動。區塊Ⅰ中,該系統內部之間的功率平衡為

(2) 區塊Ⅱ:UH1＜Udc＜UH2。若母線電壓大于UH1,并小于UH2時,為負荷電阻減少或者光照強度良好的情況,光伏源的輸出功率大于負荷所需要的功率,則光儲微電網母線電壓將上升并轉移到區塊Ⅱ中,儲能系統變換器就會開始運作,讓儲能電池組處于充電狀態,實現儲存微電網系統內的多余額外能量。儲能系統中的下垂控制決定了每個儲能電池組的充電功率,如圖6所示。區塊Ⅱ是通過線性型下垂控制來實現儲能電池系統之間平衡電壓的作用,即

式中:Urefbj為參考電壓;Ibj與mbj分別為第j個儲能電池組的母線電流與下垂控制系數;儲能電池組規定Ibj＞0時為放電狀態,Ibj＜0時為充電狀態。區塊Ⅱ的下垂線性特性,見圖5線段c-a。

圖6 儲能電池組的下垂特性

(3) 區塊Ⅲ:UL2＜Udc＜UL1。若母線電壓值大于UL2且小于UL1時,則微電網的系統之間將會有短時間的功率缺失,太陽能光伏板的輸出功率不能滿足負荷功率的消耗,此時系統母線的電壓將下降,微電網系統將進入區塊Ⅲ。在該區塊中,太陽能光伏系統通過MPPT控制方法對微電網輸入功率,同時儲能系統工作在恒壓狀態模式,依據微電網系統內的缺失功率去做填充補償工作。區塊Ⅲ的下垂曲線,見圖5線段d-g。其中,儲能電池組放電的下垂特性,見圖6。

(4) 區塊Ⅳ:UH2＜Udc。若母線電壓值大于UH2,太陽能光伏系統將通過MPPT控制模式運行,儲能電池則以充電模式運行;當儲能電池組容量趨于飽和,或儲能電池組不能和太陽能光伏系統搭配著完成直流母線電壓降至規定區間內,則太陽能光伏系統將切換為恒壓狀態的模式運行,確保微電網系統母線的電壓穩定不變。

(5) 區塊Ⅴ:Udc＜UL2。若母線電壓值小于UL2,微電網系統內出現功率短缺,太陽能光伏與儲能系統都不能滿足負荷功率的消耗,此時,為了防止出現系統母線電壓崩潰現象,就必須甩去一些不重要的負荷,從而保障微電網系統安全運行與母線的電壓穩定。通常根據直流側各個負荷劃分的重要等級去選擇判斷具體甩負荷的方式。因此,太陽能光伏與儲能電池的容量選取應當合適,以確保可滿足微電網系統較長時間的安全運行。

3 仿真與分析

本文通過Matlab/Simulink搭建的仿真去驗證孤島光儲直流微電網協調控制策略的有效性[14-15]。設置采用光伏發電源功率1.8 k W,儲能電池容量4.5 k Wh,最大輸出功率約±2 k W,初始電量荷電狀態SOC為50%,電池安全容量嚴格限制在10%與90%之間,額定的母線電壓380 V。設置起始光照強度為1.4 k W/m2,負荷電阻值為100Ω。在第0.2 s時刻,使光照強度下降400 W/m2;在第0.3 s時刻,減小電阻至80Ω,使系統增負荷運行;在第0.4 s時刻,使光照強度上升400 W/m2。仿真結果如圖7～圖10所示,表4給出了直流微電網系統的各工作階段功率變化。

圖7 孤島直流微電網光伏功率曲線

圖8 孤島直流微電網儲能功率曲線

圖9 孤島直流微電網負荷功率曲線

圖10 孤島直流微電網負荷側母線電壓曲線

表4 直流微電網系統的各工作階段功率變化

分析圖7～圖10和表4如下:

第1階段從開始運行到第0.2s時,太陽能光伏發電系統通過MPPT方式工作,而儲能系統控制的母線電壓值恒定不變,此時光伏發電系統輸出功率約為1 790 W,負荷側的功率消耗為1 450 W,儲能電池充電的功率約為340 W,母線電壓控制在約380.5 V。

第2階段由于在第0.2 s時刻,調節擾動使得太陽光照強度下降400 W/m2,太陽能光伏發電輸出功率在第0.2 s時刻快速下降到1 260 W,同時為保障微電網系統安全運行與母線的電壓值不變,此時的儲能系統立刻由充電模式切換成放電模式約190 W,負荷功率仍然保持不變,為1 450 W,母線電壓波動小,約為379.5 V,響應速度快。

第3階段在0.3 s時刻,通過減小電阻方式,實現加投負荷,負荷功率在0.3 s時刻增加至約1 790 W,而光伏發電基本沒有變化,輸出功率約為1 270 W,此時儲能系統繼續保持放電狀態,且功率迅速提高到約520 W來滿足系統功率平衡穩定,母線的電壓值約為379 V,波動范圍較小,響應速度較快。

第4階段通過調節使光照強度上升400 W/m2,則光伏發電功率上升約為1 790 W,而此時負荷功率為1 790 W,所以儲能功率值為0 W,不對外進行輸出電能功率,即只有光伏系統在工作,這個階段太陽能光伏發電系統從MPPT方式切換成下垂控制的方式,此時母線的電壓值約為379.5 V,波動范圍較小,響應速度較快。

4 結 語

在Matlab/Simulink的仿真中,本文提出的協調控制策略使得光伏發電效率較高,同時,還能減少儲能系統中的反復切換,有效地降低母線電壓波動,平衡了系統之間的功率,能夠完成獨立直流微電網的穩定可靠運行,驗證了控制策略和優化方法的可行性和有效性。在其他方面,本文只進行了較小功率非并網的單一的微電網系統的驗證,而對較大功率、并網的混合微電網系統而言是否仍具有良好性能,有待下一步的深入研究。