基于儲能荷電狀態分級的直流微電網協調控制方法

康家玉，陳馨兒，史晨雨

（陜西科技大學電氣與控制工程學院，陜西 西安 710021）

直流微電網無需考慮相位同步、串并聯補償等因素，在很大程度上簡化了控制要素并提升了控制的靈活性，逐漸成為微電網的發展方向[1-4]。在大電網支撐下，無需特定考慮微電網內部的功率盈虧，而在難以獲得大電網支撐的偏遠地區，如何在保證微電網內部功率平衡的同時穩定直流母線電壓，成為控制的重點與難點[5-6]。因此，當微電網獨立運行時，須配置相應數量的儲能單元進行功率調節以起到削峰填谷作用[7-8]。

在儲能系統的充放電控制中，儲能單元的運行壽命是首要考慮因素，而儲能單元的充放電次數、充放電深度及充放電功率等直接影響電池的運行壽命[9-10]。文獻[11]設計了自適應下垂控制，使充電下垂系數與荷電狀態（state of charge，SOC）的n次冪成正比，放電下垂系數反比于SOC 的n次冪，有效避免了儲能單元深度充放電。但在SOC 過低時充電會使下垂系數過大且變化較快，不利于系統穩定運行。文獻[12]提出了一種e指數下垂控制，在限定了下垂系數范圍的同時使儲能單元SOC 以e指數收斂，從而保證了系統的穩定性。文獻[13-14]引入電壓恢復環節，可在實現儲能功率分配的同時使直流母線電壓恢復至額定值。

多儲能系統具有較高的冗余度，可實現新能源的最大化利用，但分布式電源出力受環境影響較大，在不同時期對儲能的平抑能力需求不同[2,12]。多數情況下，系統擾動功率較小，不需要多組儲能同時運行平抑擾動，而儲能單元不間斷地充放電會縮短電池的運行壽命，不利于微電網的經濟運行與靈活調度。文獻[15]提出一種電壓分級控制策略，根據直流母線電壓區間將系統分為儲能主導、負荷主導及光伏主導模式；在儲能主導模式下，根據儲能單元的SOC 劃分其運行區間，在不同電壓區間內儲能單元依次投入運行，提升了儲能單元的充放電效率與微電網調度的靈活性，但是其分級切換條件依賴于實時直流母線電壓值。文獻[16]指出基于直流母線電壓的協調控制策略不利于系統穩定與模式切換，且無法應用二次電壓補償環節使母線電壓維持在額定值。文獻[17]以荷-源功率差、蓄電池以及超級電容SOC 作為模態劃分條件，特定模態下超級電容、蓄電池響應平抑擾動，提升了控制靈活性，但未考慮蓄電池之間的容量差異。

針對上述研究，本文提出一種基于儲能SOC 分級的直流微電網協調控制方法。將儲能單元的實時SOC 值劃分為低、中、高3 個區間，相應區間的儲能單元優先級不同。以實時系統荷-源差功率與特定優先級儲能最大平抑功率為判斷依據，將系統劃分為不同的工作模態，在相應模態下特定優先級的儲能單元動作，避免所有儲能不間斷地工作，從而減少儲能單元的總充放電次數與時長，提升微電網的調度效率與運行經濟性。通過帶有電壓恢復環節的改進e指數下垂控制，在提升直流母線電壓質量的同時實現儲能單元依據實時SOC 與容量輸出電能，并在較長時間尺度下實現儲能單元的SOC 收斂一致。

1 孤島型直流微電網框架及模態劃分

1.1 孤島型直流微電網框架

圖1 為孤島型直流微電網的典型框架，由分布式發電（distributed generation，DG）裝置、儲能系統和負荷組成，各部分通過相應的變換器并入直流母線。

圖1 孤島型直流微電網典型拓撲結構Fig.1 Typical topology of the isolated DC microgrid

1.2 孤島型直流微電網的傳統功率分層

以負荷-分布式電源功率差與儲能系統最大充放電功率的關系作為判斷基準，可將孤島型直流微電網系統劃分為圖2 所示的4 種工作模態。定義儲能系統最大充、放電功率分別為Pmax-c,0、Pmax-d,0，DG 裝置最大輸出功率為Pmax,DG。

圖2 孤島型直流微電網工作模態劃分Fig.2 Working mode division of the isolated DC microgrid

圖2 所示4 種模態分別如下：

模態1Pload-PDG＜Pmax-c,0＜0。微電網功率盈余超出儲能系統吸收能力，此時，儲能系統以最大輸入功率吸收電能，并需要DG 裝置降功率運行以保證系統的功率平衡。

模態2Pmax-c,0≤Pload-PDG＜0。微電網功率盈余小于儲能系統最大輸入功率，DG 裝置運行于最大功率點跟蹤（MPPT）模式下，儲能系統充電平抑擾動，系統內部功率可維持動態平衡。

模態3 0≤PLoad-PDG≤Pmax-d,0。微電網功率缺額小于儲能系統最大輸出功率，DG 裝置運行于MPPT 模式下，儲能系統放電平抑擾動，系統內部功率可維持動態平衡。

模態4 0＜Pmax-d,0＜PLoad-PDG。微電網功率缺額超出儲能系統平抑能力，需要根據優先級逐級切除負荷，保證功率缺額處于儲能系統的最大輸出功率之內。

2 儲能單元的自適應下垂控制

2.1 儲能單元模型分析

將蓄電池與相應的DC-DC 變流器構成一組儲能單元，SOC 值代表儲能單元的實時可充放電能力，蓄電池i的實時SOC 可定義為[12]：

式中：Ci為儲能單元i的容量，A·h；Ii(τ)為輸出電流，A；SSOC-i(0)為初始電量，%；SSOC-i(0)可通過開路電壓法得出，再結合式(1)即可估算出蓄電池的實時SOC 值[18]，SSOC-i的變化率可表達為：

由式(2)可知，儲能單元的容量與實時充放電電流大小直接決定了SOC 的變化率。儲能單元的容量大小與SOC 的變化率負相關，充放電電流的大小與SOC 的變化率正相關。

2.2 傳統下垂控制分析

直流微電網中各微源的協調控制與儲能單元多采用下垂控制來實現，其具有高擴展性且易于實現[13,19]。下垂控制方程可記為：

式中：Udc、Uref分別為直流母線實時電壓和參考電壓，V；Ri、Rline-i分別為儲能i的下垂系數和儲能i到直流母線的線路阻抗，Ω。通過設置特定的下垂系數便可控制儲能單元的輸出電流，如式(4)所示。

由式(4)可知，當Ri取值較小時，虛擬壓降很小，不利于系統的精確檢測，同時線路阻抗對儲能電流分配的影響也將無法忽略。而為了保證系統穩定運行，母線電壓需運行在0.95Uref～1.05Uref[20]，其最終取值范圍應滿足：

2.3 改進的自適應下垂控制

為實現分級運行的目標，設置下垂系數為：

式中：Cmin為儲能單元的最小容量，A·h；SSOC-avg為儲能單元的平均SOC，%；sgn(Ii)為符號函數，充電時為-1，放電時為1；R0為初始下垂系數；k為加速系數。

根據2.2 節的分析可知，Ri不易過小，線路阻抗通常小于0.04 Ω/km[21]，為使式(5)滿足，本文取R0為1，從而忽略線路阻抗的影響。設定系統Uref=400 V，Pmax=2 kW，則由式(5)可得：

聯立式(6)—式(8)可得，k值不應超過1.386。k值大小決定了SOC 的均衡速度，本文取最大值1.386。因為儲能單元的標稱容量相差不會太大，所以1/Ci*的值不會很小，Ri取值的下限也得以保證，從而可忽略線路阻抗的影響。Ri、SSOC-i與SSOC-avg的關系如圖3 所示。

圖3 Ri、SSOC-i 與SSOC-avg 曲面關系Fig.3 The relationship among Ri,SSOC-i and SSOC-avg surfaces

由圖3 可知，在上述參數設置下，Ri符合取值原則，且在不同工況下Ri的變化較緩，避免了調節過程中Ri急劇變化造成系統失衡，從而保證了系統的穩定運行。

3 微電網的協調控制

3.1 改進的模式劃分

儲能單元運行狀態分為健康運行、過度充電及過度放電3 類。健康運行區間多根據實時SOC 設置下垂系數以避免其過度充、放電，在過度充、放電后需要讓其待機以避免損害儲能單元使用壽命。

為實現多儲能單元依據微電網實時擾動功率大小實現分級運行的目標，在3 個基礎區間劃分的前提下，將健康運行區間再細分為低電量、中電量及高電量3 個子區間，不同區間代表所處優先級不同。定義如下：儲能單元充電時，低電量區間優先級最高，中電量區間其次，高電量區間最低；放電時高電量區間優先級最高，中電量區間其次，低電量區間最低。如圖4 所示。

圖4 儲能SOC 分級Fig.4 SOC classification of energy storage

設系統共存在n組儲能單元，經過SOC 分級后，處在高、中、低電量的儲能單元總極限充電功率分別為Pmax-c,1、Pmax-c,2、Pmax-c,3，總極限放電功率分別為Pmax-d,1、Pmax-d,2、Pmax-d,3。依據1.2 節所述，傳統分層控制方法可將系統運行模態進行更細致的劃分，結果見表1（令PLD=PLoad-PDG，不計系統的功率損耗）。

表1 基于儲能SOC 分級的模式劃分情況Tab.1 Mode division based on SOC classification of energy storage

以儲能充電為例進行分析：

模態2-1 系統擾動功率不超過低電量儲能單元的極限充電功率，此時低電量儲能單元運行于下垂充電方式，維持系統功率平衡并保證母線電壓穩定，其余儲能處于待機狀態。

模態2-2 系統擾動功率超過了低電量儲能單元的極限充電功率，但不超過低、中電量儲能單元的極限功率之和，此時低、中電量儲能單元運行于下垂充電方式，共同維持系統功率平衡并保證母線電壓穩定，其余儲能處于待機狀態。

模態2-3 系統擾動功率超過了低、中電量儲能單元的極限功率之和，但處于所有儲能單元之和的平抑范圍內，此時所有儲能單元以下垂方式運行，共同維持系統功率平衡并保證母線電壓穩定。

儲能放電時分析同理，在儲能單元SOC 超過健康運行區間時，需要將其切出系統。將儲能單元的電量區間劃分得更詳細就能對儲能系統進行更精確的調度，從而提升微電網運行效率；但分級數量受到SOC、功率等測量精度以及實時通信的限制，且分級較多容易造成系統在不同模態間震蕩，使儲能頻繁啟停從而縮短其運行壽命。綜合系列因素，本文進行上述劃分。具體劃分數值：健康運行區間30%～90%，其中高、中、低電量區間分別為 70%～90%、50%～70%、30%～50%。系統整體流程如圖5 所示。圖5 中，P1、P2、P3分別為高、中、低電量儲能單元的實時運行功率。當SOC 越過健康運行區間后，各個優先級的功率之和將不計算在內。

圖5 系統整體流程Fig.5 Overall flow chart of the system

3.2 微電網整體的運行控制

由上文分析可知，系統運行在不同模態下，均存在微源以下垂方式運行從而平抑系統擾動功率，這種運行方式在電壓外環的作用下可穩定直流母線電壓，同時保證微電網的功率平衡，但在下垂控制的運用過程中會引起母線電壓偏差。對此，本文引入電壓恢復環節以提升直流母線電壓質量。將直流母線電壓偏差經過PI 調節后疊加到下垂控制器的電壓參考值上從而調整母線電壓：

最終，儲能系統的下垂方程為：

系統整體控制結構如圖6 所示。由圖6 可見，中央控制器根據采集到的荷-源-儲信息，調整自身控制方式以改變系統運行模態。

圖6 系統整體控制結構Fig.6 Overall control structure of the system

在本文中，DG 指光伏發電系統。在光伏環節中，光伏電池通過Boost 升壓斬波電路接入直流微電網，通過電導增量法實現最大功率點追蹤，保證光伏功率的最大化利用，光伏出力無法充分消納時切換至下垂降功率模式。儲能環節通過Boost-Buck電路接入微電網，系統在最大功率控制、下垂控制以及待機模式下切換。為防止儲能單元功率越限，在下垂控制的電流閉環設置限幅環節，依據儲能極限功率設置環寬。儲能正常運行時，電壓外環起到功率分配與穩定母線電壓的作用；當儲能分配功率超過極限功率時，限流環寬變為0，電壓外環作用消失。切換儲能至極限功率充、放電模式。待機方式下電流內環指令值為0。

4 算例分析

基于MATLAB/Simulink 平臺，搭建了包含1 組光伏發電系統、1 組恒功率負載以及4 組儲能單元的直流微電網模型。光伏單元的最大輸出功率為8 kW；4 組儲能單元的容量分別為5.0、5.0、7.5、7.5 A·h；最大充放電功率分別為±1.5、±1.5、±2.0、±2.0 kW。設計了3 個算例對所提分級控制策略進行驗證。系統主要控制參數見表2。

表2 微電網主要參數設置Tab.2 Main parameters settings of the microgrid

4.1 算例1：工作模態的切換

本算例主要驗證在光伏及負荷運行狀態改變時微電網分級控制策略的實現情況。設置4 組儲能的初始SOC 值分別為80%、65%、55%、25%。其中：光伏系統在0～2、2～4、4～6、6～8、8～10 s 輸出功率為8.0、6.5、5.0、3.0、5.0 kW，負荷在0～6、6～10 s分別吸收5.5、8.0 kW 功率。荷-源-儲三者相應的功率關系如圖7 所示。

圖7 荷-源-儲功率關系（算例1）Fig.7 The relationship between and among load,charge source and storage power (case 1)

在此工況下，分別用傳統協調控制策略與本文所提控制策略進行對比分析，4 組儲能的運行情況如圖8 所示。

圖8 儲能單元在2 種控制策略下的輸出功率（算例1）Fig.8 The output power of energy storage units in two control strategies (case 1)

圖8 中，傳統協調控制策略下4 組儲能單元恒以設定的下垂系數進行功率調節，無法依據微電網所需平抑功率的大小進行相應的儲能配置，調度的靈活性較低。而在本文所提控制策略下，0～2 s 系統盈余功率2.5 kW，系統工作于模態2-2，由中、低電量的儲能單元共同吸收冗余功率，高電量儲能單元待機；2～4 s 系統盈余功率1.0 kW，系統工作于模態2-1，只有低電量儲能運行；4～6 s 系統功率缺額0.5 kW，系統工作于模態3-1，只有高電量儲能放電，中、低電量儲能待機；6～8 s 內系統功率缺額增至5.0 kW，此時高、中電量儲能單元共同放電，但由于儲能單元的SOC 差異導致其功率分配差異較大，高電量儲能的下垂分配功率將超過其極限功率，從而損害儲能使用壽命。而本文控制策略中引入的功率限幅環節會將儲能1 輸出功率限制在極限值，起到保護儲能單元的作用；t=10 s 隨著微電網功率缺額降低，儲能1 退回下垂模式。

經過對比（表3），本文所提分級控制策略能夠根據微電網的實時功率需求來配置相應的儲能動作，減少了儲能單元的充放電次數，從而提升了調度的靈活性，有利于微電網的運行經濟性。整個調節過程中，儲能單元的SOC 變化量如圖9 所示，其變化趨勢與對應儲能充放電功率一致。

表3 2 種控制策略對比Tab.3 Comparison of two control strategies

圖9 儲能單元在2 種控制策略下的SOC 變化（算例1）Fig.9 Changes of SOC of energy storage units in two control strategies (case 1)

圖10 為2 種控制策略下直流母線電壓的變化情況。在無電壓恢復環節時，2 種控制策略在儲能充、放電狀態下均會造成直流母線電壓抬升或跌落；引入電壓恢復環節后，2 種控制策略均能使直流母線電壓穩定在400 V；系統功率突變時，經過短暫的調整，直流母線電壓也能恢復至參考值，確保了系統的穩定性。

圖10 2 種控制策略下直流母線電壓變化（算例1）Fig.10 Changes of DC bus voltage in two control strategies(case 1)

4.2 算例2：儲能優先級改變

本算例重點驗證部分儲能單元SOC 優先級發生改變時造成模態切換條件閥值改變，對實現分級控制策略造成的影響。設置儲能的初始SOC 值分別為40.00%、49.90%、60.00%、70.15%。光伏系統在0～4、4～12 s 內輸出的功率分別為4.0、8.0 kW，負荷在0～4、4～12 s 內消耗的功率為6.0、7.5 kW。三者相應的功率關系如圖11 所示，4 組儲能單元具體運行情況如圖12 所示。

圖11 荷-源-儲功率關系（算例2）Fig.11 The relationship between and among load,charge source and storage power (case 2)

由圖12 可見，0～2 s 系統功率盈余2.0 kW，只有高電量儲能單元工作，中、低電量儲能單元待機，系統運行于模態2-1；當t=2 s 時，儲能4 的SOC 低于70%，其優先級由高電量模式切換為中電量模式，此時高電量模式不存在儲能單元，處于中電量模式的儲能3 投入運行與儲能4 共同平抑擾動；t=4 s 時，隨著光伏出力的增加，低電量儲能可以獨立平抑系統擾動，此時中電量儲能單元待機；t=7.33 s 時，儲能2 由低電量模式變為中電量模式，儲能1 不足以吸收系統盈余功率，處于中電量模式的儲能單元投入運行，由4 組儲能系統共同平抑系統擾動。驗證了所提控制策略在儲能優先級改變時仍能按照模態層級劃分穩定運行，適應性較強。調節過程中SOC變化量如圖13 所示，其與運行功率變化情況一致。

圖12 儲能單元的輸出功率（算例2）Fig.12 Output power of energy storage units (case 2)

圖13 儲能單元的荷電狀態變化（算例2）Fig.13 Change of state of charge of energy storage units(case 2)

圖14 為直流母線電壓變化情況。由圖14 可見，在系統功率波動以及儲能優先級調整時，直流母線電壓均在允許范圍內波動，穩定后能維持在400 V。

圖14 直流母線電壓變化（算例2）Fig.14 Change of DC bus voltage (case 2)

4.3 算例3：較長時間尺度下SOC 均衡效果

本算例重點驗證實現本文控制策略所設計自適應下垂控制的有效性，其通過儲能單元的SOC 均衡效果體現。為加快均衡時間，將4 組儲能單元的容量分別更改為0.50、0.50、0.75、0.75 A·h。設4 組儲能單元的極限功率不變，初始SOC 分別為80%、75%、70%、65%，光伏在0～60、120～180 s 輸出功率為8 kW，60～120、180～240 s 輸出功率為2 kW；負荷在0～60、120～180 s 吸收功率為8 kW，60～120、180～240 s 吸收功率為2 kW。三者相應功率關系如圖15 所示，系統交替工作于模態2-3、3-3。

圖15 荷-源-儲功率關系（算例3）Fig.15 The relationship between and among load,charge source and storage power (case 3)

圖16 為4 組儲能的實時SOC 改變情況。由圖16 可知，在自適應下垂控制調節下，充、放電時SOC 差異始終在縮小，最終收斂相同，有效地避免了儲能過度充、放電。

圖16 儲能單元的荷電狀態變化（算例3）Fig.16 Changes of state of charge of energy storage units(case 3)

4 組儲能功率分配情況如圖17 所示。儲能單元的功率分配比值隨著SOC 差異的減小趨于其自身容量比1.0:1.0:1.5:1.5，驗證了所設置自適應下垂控制的有效性，同時證明了本文所提控制策略在較長時間尺度下可實現不同容量儲能單元的SOC 均衡。運行過程中直流母線電壓能維持在400 V，其電壓變化如圖18 所示。

圖17 儲能單元的輸出功率（算例3）Fig.17 Output power of energy storage unit (case 3)

圖18 直流母線電壓變化（算例3）Fig.18 Change of DC bus voltage (case 3)

5 結論

1）根據儲能單元實時SOC 值，將其進行優先級劃分，在特定大小的功率擾動下相應優先級的儲能單元動作平抑系統擾動，減少了儲能單元充放電次數與時間，提升了微電網中儲能系統的調度靈活性。

2）通過將儲能SOC 以及容量信息引入下垂系數中分配儲能單元的輸出功率，可有效避免儲能過度充放電，在較長的時間尺度下最終實現儲能單元SOC 均衡；而電壓恢復環節的存在保證了直流母線電壓的質量。