CN103647302B - 一种含多子微网的混合微网系统的双层协调控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种含多子微网的混合微网系统及其控制方法，所述的混合微网系统包括光伏子系统、储能子系统、直流母线、DC/AC变流器和交流子系统，所述的控制方法包括根据电网指令控制光伏子系统和储能子系统的运行模式的步骤；采用基于扰动观察法的光伏发电最大功率跟踪方法控制光伏子系统运行模式的步骤；采用双闭环控制与移相控制相结合的方法控制储能子系统运行模式的步骤。与现有技术相比，本发明具有可实现电气隔离、安全性高、母线电压稳定等优点。

Description

一种含多子微网的混合微网系统的双层协调控制方法

技术领域

本发明涉及一种混合微网系统，尤其是涉及一种含多子微网的混合微网系统及其控制方法。

背景技术

由于化石燃料逐渐趋于枯竭，近年来新能源得到了快速的发展，越来越多的新能源被接到电网中，在这些新能源中，光伏发电作为一种直接利用太阳能的发电技术，近年来得到了快速的发展。但由于太阳能的波动性，光伏发电需要与其他能源相配合，才能实现稳定的功率输出。

蓄电池作为一种重要的储能装置，可以起到削峰填谷和提高可靠性的作用。由光伏、蓄电池等分布式能源以及负荷构成的微电网，在充分发挥光伏发电的资源环境优势的同时，还能有效克服光伏发电的随机波动性，实现微网系统的稳定运行转换。

交流电网由于电能在不同电压等级转换方便，适合长距离输电，得到长久而广泛的应用。但一方面光伏电池、蓄电池等均为直流电源，如果要与传统电网连接的话，需要经过DC/AC转换；另一方面，直流负荷也越来越多，如果这些负荷从传统电网获取能量，同样需要AC/DC转换。

频繁的交直流转换一方面带来功率损耗，另一方面给电网造成了谐波污染。为了更好的应用直流新能源，同时减少交直流变换的环节，提高能源利用效率，文献“计及非线性因素的混合供能系统协调控制.中国电机工程学报，32(25)：60-69，2012”提出了一种混合供能系统，该系统将光伏，蓄电池等直流电源接到公共直流母线上，然后与电网连接，通过控制DC/AC变流器维持直流母线电压恒定和功率平衡。但该系统并未考虑电网故障停电时如何维持母线电压稳定，以及功率平衡。

文献“A Hybrid AC/DC microgrid and Its Coordination Control，IEEE Trans on  Smart Grid，2011，2(2)：278-286”提出了一种混合微网，将直流电源与直流负荷接到直流母线上，交流电源与交流负荷接到交流母线上，直流母线与交流母线通过DC/AC连接。该微网可以并网运行，也可以孤岛运行。孤岛运行时，通过协调控制各个变换器，实现电压稳定功率平衡。但该混合微网将蓄电池通过DC/DC变换，直接与直流母线连接，没有实现电气隔离，容易对蓄电池造成较大冲击，同时这种连接方式不能应对蓄电池组的电压与直流母线电压相差较大时的情况，需要将蓄电池的端电压做得很高，增加了运营维护的难度。

文献“A Small Signal Analysis of A Dual Half Bridge Isolated ZVS Bi-directional dc-dc converter for Electrical Vehicle Applications.Power ElectronicsSpecialists Conference.2005IEEE36th”介绍了一种电动汽车中使用的拓扑结构，通过使用一种隔离型双半桥DC/DC，实现了电气隔离，同时提高变换器的升压比。其在任一能量流动方向均可以实现零电压切换，同时不增加电压钳位电路和器件。这使得其具有能量转换方便，功率密度高，低能耗等优点。采用移相控制实现能量的双向流动，便于控制，但应用的功率等级较低，也没有考虑蓄电池的充放电转换过程，直接转换，会对母线电压造成较大的冲击。

发明内容

本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种可实现电气隔离、安全性高、母线电压稳定的含多子微网的混合微网系统及其控制方法。

本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：

一种含多子微网的混合微网系统，包括光伏子系统、储能子系统、直流母线、DC/AC变流器和交流子系统，所述的直流母线分别连接光伏子系统、储能子系统和DC/AC变流器，所述的DC/AC变流器与交流子系统连接，所述的光伏子系统设有多个，多个光伏子系统均与直流母线连接，共用一个储能子系统。

所述的光伏子系统包括光伏发电模块、DC/DC变换器和直流负荷，所述的DC/DC变换器和直流负荷分别连接直流母线，所述的光伏发电模块与DC/DC变换器连接。

所述的储能子系统包括依次连接的蓄电池、移相信号发生器、移相信号限制器和双半桥变换器，所述的双半桥变换器与直流母线连接。

所述的交流子系统包括交流负荷和电网，所述的交流负荷与DC/AC变流器连 接，所述的电网通过并网开关与DC/AC变流器连接。

一种含多子微网的混合微网系统的双层协调控制方法，该方法包括：

根据电网指令控制光伏子系统和储能子系统的运行模式的步骤；

采用基于扰动观察法的光伏发电最大功率跟踪方法控制光伏子系统运行模式的步骤；

采用双闭环控制与移相控制相结合的方法控制储能子系统运行模式的步骤。

所述的根据电网指令控制光伏子系统和储能子系统的运行模式的步骤包括以下子步骤：

101)根据电网指令，判断是否存在功率缺额，若是，则执行步骤102)，若否，则执行步骤104)；

102)判断当前蓄电池充放电状态SOC是否满足SOC＝SOC_min，SOC_min为蓄电池充放电状态的最小限值，若是，则蓄电池退出，切负荷，若否，则执行步骤103)；

103)判断是否存在P_{dis_max}＞P_short，其中P_{dis_max}为蓄电池最大放电功率，P_short为孤立微网需要补充的功率差额，若是，则蓄电池充电，若否，则最大功率放电，切负荷；

104)判断当前蓄电池充放电状态SOC是否满足SOC＝SOC_max，SOC_max为蓄电池充放电状态的最大限值，若是，则蓄电池退出，弃光，若否，则执行步骤105)；

105)判断是否存在P_cha＞P_Sur，其中P_cha为蓄电池充电功率，P_Sur为系统盈余的功率，若是，则蓄电池放电，若否，则最大功率放电，弃光。

所述的采用基于扰动观察法的光伏发电最大功率跟踪方法控制光伏子系统运行模式的步骤包括以下子步骤：

201)根据光伏工作时不间断检测电压扰动量，即是输出电压的脉动增量ΔU；

202)测得阵列当前的输出功率P_d；

203)与被储存的前一时刻输出功率P_j作比较，若P_d＞P_j，则U＝U+ΔU；若P_d＜P_j，则U＝U-ΔU，U为输出电压。

所述的双闭环控制与移相控制相结合的方法具体为：

以蓄电池参考电压U_ref与储能子系统输出电压U_dc的偏差为外环PI控制的输入，以蓄电池参考电流I_ref与储能子系统输出电流I_bat为内环PI控制的输入，控制相角φ，并将相角依次通过移相信号发生器和移相信号限制器后控制双半桥变换器。

与现有技术相比，本发明具有以下优点：

1、本发明通过将多个光伏发电系统及其所带的负荷，共用一个储能系统，在保证安全的前提下，节约成本，使运行维护更加方便；相对单光伏发电系统，对负荷变动的承受能力更强，在同样的电压波动范围内，本发明可以承受更大的负荷波动；

2、采用隔离型的双半桥DC-DC变换器，实现变换器的电气隔离，避免对蓄电池造成冲击，同时提高了变换器的升压比，以降低蓄电池的端电压，提高了安全性；

3、本发明针对微网的运行状态，采用双闭环控制与移相控制相结合的控制策略，维持直流母线电压稳定，系统功率平衡；

4、为减小蓄电池充放电转换时对母线的冲击电压，将移相控制加以改进，通过在充放电转换的瞬间对移相角加以限制，有效抑制了冲击电压。

附图说明

图1为本发明混合微网系统的拓扑结构图；

图2为本发明混合微网系统的电路结构图；

图3为光伏电池等效电路图；

图4为蓄电池的等效电路图；

图5为双半桥变换器电路图；

图6为移相控制方式等效简化电路图；

图7为两侧开关管的开断信号图；

图8为并网逆变器的控制模块图；

图9为微网系统的控制逻辑框图；

图10为光伏MPPT boost仿真电路模型示意图；

图11为储能控制系统的小信号模型示意图；

图12为双闭环控制策略框图；

图13为信号发生器模型示意图；

图14为移相信号限制器结构图；

图15为多光伏输出电压曲线图；

图16为系统输出功率曲线图；

图17为多光伏系统储能系统输出功率曲线图；

图18为单光伏输出电压曲线图；

图19为单光伏输出功率曲线图；

图20为光照强度波形曲线图；

图21为储能系统输出功率曲线图；

图22为系统输出功率曲线图；

图23为母线电压曲线图；

图24为蓄电池充放电状态(SOC)曲线图；

图25为蓄电池电流曲线图；

图26为蓄电池端电压曲线图；

图27为有相角限制器时母线电压曲线图；

图28为未加相角限制时母线电压曲线图；

图29为光照强度曲线图；

图30为储能系统输出功率曲线图；

图31为系统输出功率曲线图；

图32为直流母线电压曲线图；

图33为交流侧电压电流曲线图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。本实施例以本发明技术方案为前提进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，但本发明的保护范围不限于下述的实施例。

如图1-图2所示，一种含多子微网的混合微网系统，包括光伏子系统、储能子系统、直流母线、DC/AC变流器4和交流子系统，所述的直流母线分别连接光伏子系统、储能子系统和DC/AC变流器，所述的DC/AC变流器与交流子系统连接，所述的光伏子系统设有多个，多个光伏子系统均与直流母线连接，共用一个储能子系统，在保证安全的前提下，节约成本，使运行维护更加方便。

所述的光伏子系统包括光伏发电模块1、DC/DC变换器2和直流负荷3，所述的DC/DC变换器2和直流负荷3分别连接直流母线，所述的光伏发电模块1与DC/DC变换器2连接。所述的储能子系统包括依次连接的蓄电池7、移相信号发 生器、移相信号限制器和双半桥变换器6，所述的双半桥变换器6与直流母线连接。双半桥变换器6为隔离型的双半桥DC/DC变换器，可以使蓄电池的端电压低于60v，使运行维护更加安全、便利。所述的交流子系统包括交流负荷5和电网，所述的交流负荷5与DC/AC变流器4连接，所述的电网通过并网开关与DC/AC变流器4连接。

针对上述含多子微网的混合微网系统，本发明设计一种双层协调控制方法：系统层面，能量管理系统基于微网中的网络功率、蓄电池的能量限制以及充放电状态决定各个变换器的运行模式；本地层面，光伏和蓄电池依据系统层面的指令选择不同的运行模式运行。光伏子系统采用MPPT控制，储能子系统采用双闭环与移相控制相结合的控制方法。

混合微网系统中的并网开关闭合时，系统处于在并网控制模式中，如图8所示，采集到逆变器的输出三相电流和并网点三相电压，经过dq变换后计算得到功率，然后做功率的控制，输出电流控制器的给定，对dq变换后的电流进行调节得到了电压的调节量，对逆变器进行控制，其中锁相环输出是控制电压相位。其中，DC/AC双向变流器采用恒功率控制(PQ控制)。电网向微网系统发出指令，微网的能量管理系统按照电网的指令，向电网输送或者吸收功率P_com。PQ控制可以减少光照波动对大电网的冲击，便于电网的运行调度，而且实现了微网系统的即插即用。并网模式时的潮流方程为P_net＝P_pv+P_bat-P_load-P_loss-P_com，其中，P_pv为光伏输出功率，P_bat为蓄电池输出功率，P_load为负载功率，P_loss为损失功率，P_net＜0为功率缺额，P_net＞0为功率盈余。然后根据图9所示逻辑框图，决定光伏系统及储能系统的运行模式，具体为：

101)根据电网指令，判断是否存在功率缺额，若是，则执行步骤102)，若否，则执行步骤104)；

102)判断当前蓄电池充放电状态SOC是否满足SOC＝SOC_min，SOC_min为蓄电池充放电状态的最小限值，若是，则蓄电池退出，切负荷，若否，则执行步骤103)；

103)判断是否存在P_{dis_max}＞P_short，其中P_{dis_max}为蓄电池最大放电功率，P_short为孤立微网需要补充的功率差额，若是，则蓄电池充电，若否，则最大功率放电，切负荷；

104)判断当前蓄电池充放电状态SOC是否满足SOC＝SOC_max，SOC_max为蓄电池充放电状态的最大限值，若是，则蓄电池退出，弃光，若否，则执行步骤105)；

105)判断是否存在P_cha＞P_Sur，其中P_cha为蓄电池充电功率，P_Sur为系统盈余的功率，若是，则蓄电池放电，若否，则最大功率放电，弃光。

针对光伏子系统，通过boost电路来控制输出电压与输入电压，两者有以下关系其中D为占空比，当占空比改变时，输出电压随之改变。

图3所示为光伏发电模块的等效电路，光伏发电模块对设计逆变器和控制系统具有重要意义，光伏发电模块的传统I-V特性、饱和电流I_sat随温度变化的情况、光电池内阻电流可以由下面的公式表达：

$I_{\mathrm{pv}}=n_p{I}_{\mathrm{ph}}-n_p{I}_{\mathrm{sat}}[\exp \left(\left(\frac{q}{\mathrm{AkT}}\right)(\frac{V_{\mathrm{pv}}}{n_s}+I_{\mathrm{pv}}{R}_s)\right)-1]$

$I_{\mathrm{ph}}=(I_{\mathrm{sso}}+k_i(T-T_r))\frac{S}{1000}$

$I_{\mathrm{sat}}=I_{\mathrm{rr}}{\left(\frac{T}{T_r}\right)}^3\exp \left(\left(\frac{{q^E}_{\mathrm{gap}}}{\mathrm{kA}}\right)(\frac{1}{T_r}-\frac{1}{T})\right)$

其中，I_pv为输出电流，V_pv为输出电压，n_p为并联电池个数，q为电子电荷，A为理想因子，k为玻尔兹曼常数，T为光伏表面温度，n_s为串联电池个数，R_s为串联电阻，I_ph为光电流，I_sso为短路电流，k_i为短路电流温度系数，T_r为参考温度，s为光照水平，I_sat为饱和电流，I_rr为标准测试情况下二极管反向饱和电流，E_gap为材料跨越能阶所需能量。光伏电池的参数如表1所示。

表1

以boost变换器作为DC/DC变换器，建立了基于扰动观察法的光伏发电最大功率跟踪仿真模型，采集光伏电池的物理模型的输出电压电流量，进入基于扰动观察法的MPPT的控制器中，产生出用于Boost变换器的PWM波，如图10所示。

采用基于扰动观察法的光伏发电最大功率跟踪方法控制光伏子系统运行模式具体为：

201)根据光伏工作时不间断检测电压扰动量，即是输出电压的脉动增量ΔU；

202)测得阵列当前的输出功率P_d；

203)与被储存的前一时刻输出功率P_j作比较，若P_d＞P_j，则U＝U+ΔU；若P_d＜P_j，则U＝U-ΔU，U为输出电压。

光伏发电中的Boost升压变换器电路由平波电容C_p、开关管S、二极管D、储能电感L_P和滤波电容C₂组成。假设升压变换器电路中电感L_P值很大，电容C_p值很大。当开关S开通时，输入电压向电感充电，电容向负载供电，当开关管s关断时，输入电压和电感L_P向电容C_pv充电。

图4所示为蓄电池的等效电路图，针对混合微网系统中的蓄电池，建立如下数学模型：

$V_b=V_o+R_b{i}_b-K\frac{Q}{Q-\∫i_b\mathrm{dt}}+\mathrm{Cexp}(B\∫i_b\mathrm{dt})$

$\mathrm{SOC}=(1-\frac{\text{\∫}{i}_b\mathrm{dt}}{Q})$

其中，V_b为蓄电池端电压，SOC为充放电状态，R_b为蓄电池的内电阻，V_o为蓄电池的开环电压，i_b为蓄电池的放电电流，K为极化电压，Q为电池容量，C为指数电压，B为指数容量。 

针对储能子系统，采用双闭环与移相控制相结合的控制方法。双环控制的控制框图如图12所示。当系统的负荷突然上升，导致系统功率缺额时，系统的输出电压U_dc下降，产生正的偏差(U_ref-U_dc)。偏差信号(U_ref-U_dc)通过PI控制使蓄电池参考电流I_ref上升，蓄电池参考电流通过内环PI使得相角φ增大，储能系统输出功率增加；同理，当系统的负荷突然下降，导致系统功率盈余时，系统的输出电压U_dc上升，电压上升产生的负偏差(U_ref-U_dc)使蓄电池参考电流I_ref下降，蓄电池参考电流I_ref通过内环PI使得相角φ减小，储能系统输出功率减小。

图5所示为双半桥变换器等效电路图，该变换器采用移相控制，有效抑制冲击 电压，如图6所示，在变压器的两边产生两个频率相同但相位不同的对称方波电压源，即移相信号，移相信号发生器模型如图13所示，通过可变延时模块产生相差一定相角的两组正弦波，再通过比较器产生占空比D为0.5，相角差为φ的两组方波，如图7所示。通过控制两个方波电压源之间的相位来控制漏感电流，从而控制传输功率的大小和方向。如图7所示，当V_ab超前V_cd时，功率从V_ab流向V_cd，反之同理。当两边方波的占空比均为0.5时，传输功率与移相角的关系为：

$P_o=\frac{{V_{\mathrm{in}}}^2}{\mathrm{\ω}{L}_s}\frac{{\mathrm{\φ}}_1(\mathrm{\π}-{\mathrm{\φ}}_1)}{\mathrm{\π}}$

ω＝2πf

E_gap＝1.2eV

其中，P_o为双半桥的输出功率，V_in为输入电压，L_s为隔离变压器一次侧电感，f为开关管切换的频率，φ₁为移相角。

根据小信号等效电路法得到双半桥变换器的信号等效电路图，如图11所示，其相关参数的表达式为

m＝U₃₄(π-2|φ₁|)/(4πωL_s)

n＝U₁₂(π-2|φ₁|)/(4πωL_s)

h＝φ(π-2|φ₁|)/(4πωL_s)

其中，m、n、h为模型中的系数，U₁₂为变换器输入电压，U₃₄为变换器输出电压，L_s为隔离变压器一次侧电感，φ₁为移相角，φ为相位角。

分析图11可知当变换器运行于Boost模式时，K1和K3闭合，K2和K4断开。蓄电池向负荷提供能量，当运行于Buck模式时，K2和K4闭合，K1和K3断开，向蓄电池充电。

双半桥DC/DC变换器有4种工作模式，依据该变换器4种模式下的等效电路，可以得到状态空间等效数学模型：

$\left\{\begin{array}{c}{L}_{\mathrm{dc}}\frac{{\mathrm{di}}_{\mathrm{avg}}}{\mathrm{dt}}=u_b-{\mathrm{Du}}_{12\mathrm{avg}}-R_b{i}_{\mathrm{avg}}\\ \frac{C_p}{2}{\stackrel{\·}{u}}_{12\mathrm{avg}}={\mathrm{Di}}_{\mathrm{avg}}-\frac{{\mathrm{\φ}}_1(\mathrm{\π}-|{\mathrm{\φ}}_1\left|\right)}{4\mathrm{\π\ω}{L}_s}{u}_{34\mathrm{avg}}\\ \frac{C_i}{2}{\stackrel{\·}{u}}_{34\mathrm{avg}}=\frac{{\mathrm{\φ}}_1(\mathrm{\π}-|{\mathrm{\φ}}_1\left|\right)}{4\mathrm{\π\ω}{L}_s}{u}_{12\mathrm{avg}}-\frac{u_{34\mathrm{avg}}}{R_s}+\frac{u_s}{R_s}\end{array}\right.$

其中，C₁＝C₂＝C_p，C₃＝C₄＝C_s，C_t＝C_s+2C₀；D为变压器两侧开关器件的占空比；u_12avg、u_34avg分别为电容C₁、C₂电压之和u₁₂以及电容C₃、C₄电压之和u₃₄在一个开关周期内的平均值，i_avg为流经蓄电池的电流，L_dc为蓄电池侧的电感，u_b蓄电池 输出电压，R_b蓄电池的内电阻，φ₁为移相角，L_s为隔离变压器一次侧电感，R_s为输出电压侧的电阻，u_s为输出的电压值。

当蓄电池由放电状态转换为充电状态，或者从充电状态转换为放电状态时，蓄电池的电流符号响应的由正变负，或由负变正，从而导致DI在转换的瞬间发生突变，进而导致移相角φ发生突变，最终使直流母线电压发生突变。为了减小充放电转换时对直流母线的冲击，设计了如图14的移相信号限制器，在充放电模式转换发生的瞬间内，将移相信号限制在一定的范围内，转换过程结束后，移相限制作用消失。

由于psim仿真速度快，且兼顾线路与系统层面的仿真需求，仿真更精确，matlab控制部分的建模更为便捷，高效，本文结合matlab/simulink控制功能强大与psim接近硬件的优点，搭建了simulink/psim联合仿真平台，更为精确，同时接近实际。在系统运行中，由储能系统来维持直流母线电压的稳定，系统的功率平衡。本文考虑了分别考虑了负荷突然发生变化，光照强度突然发生变化，以及光照强度小幅波动时，负荷突然发生变化的三种情况。

1)算例1负荷突变

本算例中，系统的运行模式为孤岛状态，光照保持1000w/m2恒定，系统与大电网断开运行。考虑到负荷的特点，很少会完全同时发生在一个时刻，针对本文的多光伏发电系统，设计了一个负荷的波动过程。3个点的负荷依次发生变化，0-0.2s时，A、B、C三点的负荷均为40kw，0.2s时A点负荷上升13kw，随后保持稳定不变，0.35s时，B点负荷下降17kw，随后保持不变，0.5s时，C点突然上升13kw后保持不变。

如图15所示为系统电压的输出曲线。在0-0.2s中，系统启动后，系统电压迅速达到400v，并在0.1s内达到稳定状态，0.2s时A点负荷上升，引起系统电压跌落20v，但由于储能系统的调节作用，系统电压迅速上升，并在0.1s内回到400v，并保持稳定，0.35s时B点负荷下降，引起系统电压上升30v，但迅速回调，在0.1s内回到400v，保持稳定。0.5s时C点负荷上升，引起系统电压跌落20v，系统电压下降后回到400v，并一直保持稳定。

图16所示为系统的输出功率曲线。0-0.2s，系统启动后，系统输出功率迅速上升到120kw，并在0.1s内达到稳定状态，0.2s时A点负荷上升13kw，系统输出功率随即上升，并在0.1内达到133kw，实现功率平衡。0.35s，B点负荷下降17kw， 系统输出功率随即下降，并在0.1s内达到116kw，实现功率的平衡。0.5s时，C点负荷上升13kw，系统输出功率立即上升，并在0.1s达到119kw，实现系统功率平衡。由此可见，系统的输出功率能够跟踪任意一个点的负荷波动情况，迅速实现系统的功率平衡。

图17所示为储能系统的输出功率曲线。系统内的功率变化完全由储能系统来平衡，0-0.2s，系统启动后，储能系统输出功率迅速上升到28kw，并在0.1s内达到稳定状态，0.2s时A点负荷上升13kw，储能系统输出功率随即上升，并在0.1内达到31kw，实现功率平衡。0.35s，B点负荷下降17kw，储能系统输出功率随即下降，并在0.1s内达到14kw，实现功率的平衡。0.5s时，C点负荷上升13kw，储能系统输出功率立即上升，并在0.1s达到27kw，实现系统功率平衡。由此可见，共用储能系统时，能够跟踪任意一个点的负荷波动情况，迅速实现整个系统的功率平衡。

如图18所示为单光伏系统的输出电压曲线，系统启动后，系统电压迅速上升至400v，并在400v上下基本保持稳定。0.25s时系统电压跌落20v后迅速回调，并在0.1s内达到400v，并保持稳定。

图19所示为单光伏发电系统的输出功率曲线，在单光伏发电系统中，0-0.25s时系统负荷保持不变45kw不变，0.25s时，系统负荷上升5kw，随后保持不变。

由此可见，相对于单光伏微网系统，在多光伏微网系统中，电压波动相同的幅度，都是20v时，多光伏系统可以承受更大的负荷波动13kw，同时可以更快的恢复平衡。

2)算例2光照强度阶跃 

在算例中，由于3个点的光伏发电系统距离较近，认为3个点的光照强度始终相同。系统负荷保持恒定，光照强度如图20所示，0-0.2s时，光照强度保持1000w/m2不变。0.2s时光照强度发生变化，上升到1150w/m2并保持，0.4s时，光照强度再次上升至1850w/m2，0.6s时光照强度上升至2050w/m2。

储能系统输出功率曲线如图21所示，0-0.2s，储能系统处于放电状态，0.2s时光伏发电功率增加，储能系统放电功率相应减小，以维持系统内功率平衡，此时放电功率仍大于最小放电功率，系统处于放电状态。0.4s时，由于光伏发电功率增加，为维持系统功率平衡，储能系统发生充放电转换，0.6s时，光伏发电功率增加，储能系统充电功率增加，以吸收增加的功率。

如图22所示为微网的输出功率曲线。0.2s时，负荷不变，光照强度由1000w/m2上升到1150w/m2，微网输出功率上升12kw后在0.1s内稳定在120kw，0.4S时光照强度由1150w/m2上升到1850w/m2，由于储能系统由放电状态转换为充电状态，微网系统输出功率下降10kw在0.1s内稳定在120kw，0.6s时，光照强度由1850w/m2上升到2050w/m2，微网输出功率上升10kw后在0.1s内稳定在120kw。

如图23所示为微网的直流母线电压曲线。0.2s时，负荷不变，光照强度由1000w/m2上升到1150w/m2，微网直流母线电压上升20v后迅速回落，在0.1s内稳定在400v，0.4s时光照强度由1150w/m2上升到1850w/m2，由于储能系统由放电状态转换为充电状态，微网直流母线电压下降20v后迅速回落，在0.1s内稳定在400v，0.6s时，光照强度由1850w/m2上升到2050w/m2，微网直流母线电压上升20v后迅速回落，在0.1s内稳定在400v。

图24与图25分别为充放电状态(SOC)和蓄电池的电流。0-0.4s，蓄电池处于放电状态，0.4-1s蓄电池处于充电状态。SOC相应的在降低或者上升。图26所示为蓄电池的端电压曲线示意图。

与现有方法相比，在直流母线电压水平相同的情况下，本发明所用拓扑结构使蓄电池端电压降低了4倍。

图27所示为蓄电池由放电转为充电状态时的母线电压。0.4s时母线电压下降20v但迅速回升到400v保持稳定。

图28所示为未加相角限幅器时，直流母线电压。0.4s时直流母线电压下降到300v然后回升，由此可见，相角限幅可以有效抑制母线的冲击电压。

3)算例3

本算例中，在并网运行时，系统负荷保持不变，光照强度变化曲线如图29。0-0.2s光照强度为1000w/m2，0.2s时下降为850w/m2，0.4s上升为1550w/m2。0-0.7s，电网向微网注入功率，0.7-1s电网向微网吸收功率。

如图30所示为蓄电池输出功率曲线。0-0.2s蓄电池处于放电状态，0.2s时光照强度由1000w/m2下降到850w/m2，蓄电池放电功率迅速上升，并稳定在40kw。0.4s时光照强度增加到1550w/m2，蓄电池由放电转为充电，充电功率迅速稳定在31kw。0.7s时，电网由向微网注入功率转变为向微网吸收功率，充电功率减小，但并仍大于最小充电功率，蓄电池充电功率迅速减小并稳定在13kw继续充电。

如图31为系统的输出功率曲线。0.2s时，0.2s时光照强度由1000w/m2下降 到850w/m2，系统输出功率下降10kw后迅速上升，稳定在120kw，0.4s时光照强度由850w/m2上升到1550w/m2，由于蓄电池由放电转换为充电，系统输出功率下降20kw后迅速上升，稳定在120kw，0.7s时，电网由向微网注入功率转换为向微网吸收功率，系统的输出功率下降10kw后迅速回升，稳定在120kw。

图32所示为微网直流母线电压曲线。0.2s时，0.2s时光照强度由1000w/m2下降到850w/m2，直流母线电压下降18v后迅速上升，稳定在400v，0.4s时光照强度由850w/m2上升到1550w/m2，由于蓄电池由放电转换为充电，直流母线电压下降30v后迅速上升，稳定在400v，0.7s时，电网由向微网注入功率转换为向微网吸收功率，直流母线电压下降20v后迅速回升，稳定在400v。

图33所示为逆变器交流侧的电压电流曲线。光照强度为1550w/m2，负荷为120kw保持不变，0-0.7s电网向微网注入8kw功率，0.7-1s电网向微网吸收12kw功率。由图可以看出，0.7s时A相电流发生反相，并且幅值变大。

Claims (7)

1.一种含多子微网的混合微网系统的双层协调控制方法，其特征在于，所述的含多子微网的混合微网系统包括光伏子系统、储能子系统、直流母线、DC/AC变流器和交流子系统，所述的直流母线分别连接光伏子系统、储能子系统和DC/AC变流器，所述的DC/AC变流器与交流子系统连接，所述的光伏子系统设有多个，多个光伏子系统均与直流母线连接，共用一个储能子系统；

所述的双层协调控制方法包括：

根据电网指令控制光伏子系统和储能子系统的运行模式的步骤；

采用基于扰动观察法的光伏发电最大功率跟踪方法控制光伏子系统运行模式的步骤；

采用双闭环控制与移相控制相结合的方法控制储能子系统运行模式的步骤。

2.根据权利要求1所述的含多子微网的混合微网系统的双层协调控制方法，其特征在于，所述的光伏子系统包括光伏发电模块、DC/DC变换器和直流负荷，所述的DC/DC变换器和直流负荷分别连接直流母线，所述的光伏发电模块与DC/DC变换器连接。

3.根据权利要求2所述的含多子微网的混合微网系统的双层协调控制方法，其特征在于，所述的储能子系统包括依次连接的蓄电池、移相信号发生器、移相信号限制器和双半桥变换器，所述的双半桥变换器与直流母线连接。

4.根据权利要求1所述的含多子微网的混合微网系统的双层协调控制方法，其特征在于，所述的交流子系统包括交流负荷和电网，所述的交流负荷与DC/AC变流器连接，所述的电网通过并网开关与DC/AC变流器连接。

5.根据权利要求1所述的含多子微网的混合微网系统的双层协调控制方法，其特征在于，所述的根据电网指令控制光伏子系统和储能子系统的运行模式的步骤包括以下子步骤：

101)根据电网指令，判断是否存在功率缺额，若是，则执行步骤102)，若否，则执行步骤104)；

102)判断当前蓄电池充放电状态SOC是否满足SOC＝SOC_min，SOC_min为蓄电池充放电状态的最小限值，若是，则蓄电池退出，切负荷，若否，则执行步骤103)；

103)判断是否存在P_{dis_max}>P_short，其中P_{dis_max}为蓄电池最大放电功率，P_short为孤立微网需要补充的功率差额，若是，则蓄电池放电，若否，则最大功率放电切负荷；

104)判断当前蓄电池充放电状态SOC是否满足SOC＝SOC_max，SOC_max为蓄电池充放电状态的最大限值，若是，则蓄电池退出，弃光，若否，则执行步骤105)；

105)判断是否存在P_cha>P_Sur，其中P_cha为蓄电池充电功率，P_Sur为系统盈余的功率，若是，则蓄电池放电，若否，则最大功率充电，弃光。

6.根据权利要求1所述的一种含多子微网的混合微网系统的双层协调控制方法，其特征在于，所述的采用基于扰动观察法的光伏发电最大功率跟踪方法控制光伏子系统运行模式的步骤包括以下子步骤：

201)光伏工作时不间断检测电压扰动量，即是输出电压的脉动增量△U；

202)测得阵列当前的输出功率P_d；

203)与被储存的前一时刻输出功率P_j作比较，若P_d>P_j，则U＝U+△U；若P_d<P_j，则U＝U-△U，U为输出电压。

7.根据权利要求1所述的一种含多子微网的混合微网系统的双层协调控制方法，其特征在于，所述的双闭环控制与移相控制相结合的方法具体为：

以蓄电池参考电压U_ref与储能子系统输出电压U_dc的偏差为外环PI控制的输入，以蓄电池参考电流I_ref与储能子系统输出电流I_bat为内环PI控制的输入，控制相角φ，并将相角依次通过移相信号发生器和移相信号限制器后控制双半桥变换器。