CN107181275B - 一种含分布式储能系统的光伏直流微网控制方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种含分布式储能系统的光伏直流微网控制方法，所述的分布式储能系统包括微网中心控制器和多个综合负荷区；多个综合负荷区分别通过多个开关组连接到直流母线上，形成分布式储能系统；直流母线通过AC/DC变换模块与主电网连接；每一个综合负荷区包括区域控制器、负荷、储能模块和光伏发电单元；光伏板通过Boost电路与储能模块相连，储能模块和负荷之间设有内联开关；每一个开关组包括一个馈电开关和一个负荷开关；馈电开关连接储能模块与直流母线；负荷开关连接负荷和直流母线；微网中心控制器依据Ppv、PL与储能单元的SOC控制光伏直流微网工作在区域自治与区域协助两种运行模式。本发明可以有效提高光伏直流微网协调控制的可靠性。

Description

一种含分布式储能系统的光伏直流微网控制方法
技术领域
本发明涉及一种含分布式储能系统的光伏直流微网控制方法。
背景技术
能源危机的加重，促进了太阳能、风能等可再生能源的发展。但是分布式电源的输出功率具有随机性与波动性，直接接入电网会对其稳定运行造成一定的影响。为了解决这一问题，学者们提出了微网概念。根据母线电压类型，微网可以分为直流微网与交流微网。直流微网没有无功以及谐波等问题，供电质量更高，且方便直流性质的负荷与分布式能源的接入，近年来逐渐受到了人们的关注。
由于微网中存在分布式电源与负荷两个不确定的变量，因此，通常需要配置一定的储能装置来保证其稳定运行。常见的储能装置有功率型储能与能量型储能两种。以超级电容为代表的功率型储能器件功率密度大，响应速度快，循环寿命长，但是其能量密度小，不适合大规模的电力储能；以蓄电池为代表的能量型储能器件能量密度大，但是响应速度慢，循环寿命短，不适合大功率或者频繁的充放电。单一的储能元件往往不能同时满足系统的能量与功率需求，因此，在实际应用中经常将两种类型的储能元件组成混合储能单元，充分发挥两者的互补特性。
微网有孤岛与并网两种运行模式。在并网运行模式下，微网与大电网存在双向能量流动，当微网中负荷消耗功率大于微网所提供的功率时，微网从电网吸收能量，反之，则将多余的能量送入电网。在大电网发生故障或者检修期间，微网将与大电网切开转入孤岛运行模式。没有大电网作为支撑，孤岛运行模式下的微网承受扰动的能力比较差，因此，良好的协调控制策略是保证其稳定运行的重要手段。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是提供一种含分布式储能系统的光伏直流微网控制方法，本发明的含分布式储能系统的光伏直流微网控制方法有利于保障光伏直流微网的稳定运行。
发明的技术解决方案如下：
一种含分布式储能系统的光伏直流微网控制方法，所述的分布式储能系统包括微网中心控制器和多个综合负荷区；多个综合负荷区分别通过多个开关组连接到直流母线上，形成分布式储能系统；直流母线通过AC/DC变换模块与主电网连接；开关组和AC/DC变换模块均受控于微网中心控制器；
每一个综合负荷区包括区域控制器、负荷、储能模块和光伏发电单元；光伏发电单元为光伏板；光伏板通过Boost电路与储能模块相连，储能模块和负荷之间设有内联开关；
每一个开关组包括一个馈电开关和一个负荷开关；馈电开关连接储能模块与直流母线；负荷开关连接负荷和直流母线；
储能模块为混合储能模块，包括蓄电池和超级电容；
微网中心控制器依据Ppv、PL与储能单元的SOC控制光伏直流微网工作在区域自治与区域协助两种运行模式；
PPV、PL分别为某一综合负荷区的光伏电池的输出功率与负荷的消耗功率；
储能单元的SOC(荷电状态，英文为State of Charge)包括SOCbat、SOCsc、SOCbat_max和SOCbat_min；
SOCbat、SOCsc分别表示蓄电池与超级电容的荷电状态，荷电状态是指储能器件剩余容量与其总容量的比值；
SOCbat_max和SOCbat_min分别表示SOCbat的上限与下限；SOCsc_max和SOCsc_min分别表示SOCsc的上限与下限。
区域自治运行模式分为以下四种工作状态：
工作状态1：蓄电池与超级电容均有足够的容量平抑当地波动；
在该模式下，各区域的光伏电池均工作在最大功率跟踪(MPPT)控制模式，负荷消耗功率由光伏电池提供，当光伏电池输出功率大于负荷消耗功率时，过剩的能量储存在储能装置中，当光伏电池输出功率小于负荷消耗功率时，不足的能量由储能装置提供；
工作状态2：SOCsc越限而SOCbat正常；越限包括超过最大值以及低于最小值；
基于超级电容承担功率波动的高频分量(是指系统功率波动的高频分量，即系统净功率的高频分量，这里的高频分量是系统净功率通过滤波环节得到的)；超级电容器的退出会导致整个混合储能单元平抑高频分量的能力减弱，因此，应尽快使SOCsc恢复到正常区间内；结合Ppv与PL将该模式划分为四种运行状态：
a)SOCsc<SOCsc_min，PPV>PL，不作调整；
b)SOCsc<SOCsc_min，PPV<PL，增加蓄电池的出力，多输出的部分由超级电容通过母线吸收使SOCsc回归到正常区间；由于SOCSC的越限，导致功率波动完全由蓄电池来承担，同时为了使SOCSC尽快上升到正常区间范围，会适当增加蓄电池的出力，所以会出现的“多输出的部分”，多输出功率的大小为：该区域净功率(PPV-PL)高频部分的相反数；
c)SOCsc>SOCsc_max，PPV<PL，不作调整；
d)SOCsc>SOCsc_max，PPV>PL，则超级电容放电；由于SOCSC的越限，导致功率波动完全由蓄电池来承担，同时为了使SOCSC尽快回落到正常区间，会增加超级电容的出力，因此当SOCSC回落到正常区间，即应该停止放电；具体放电功率大小为：该区域净功率(Ppv-PL)的高频部分，超级电容的放电功率由蓄电池通过母线吸收；
工作状态3：SOCbat越限而SOCsc正常；越限包括超过最大值以及低于最小值，在下面四种模式中分别进行了讨论；
蓄电池的退出(因为其SOC已经超过了预设的正常区间)会导致整个储能单元长时间平抑功率波动的能力减弱，由于超级电容的容量较蓄电池小太多，因此，很难通过改变超级电容的出力来对蓄电池进行调节。结合Ppv与PL将该模式也分为四种运行状态：
a)SOCbat<SOCbat_min，PPV>PL，不作调整；
b)SOCbat<SOCbat_min，PPV<PL，如果别的区域混合储能单元无法协助本区域进行平抑，则切除一部分次要负荷来保证重要负荷的正常运行，切除次要负荷的功率大小为P＝PL-Ppv，反之，即别的区域负荷储能单元SOC处于正常的区间范围内，有能力协助其平抑，则切换至区域协助模式；
c)SOCbat>SOCbat_max，PPV<PL，不作调整；
d)SOCbat>SOCbat_max，PPV>PL，如果别的区域混合储能单元无法协助本区域进行平抑(别的区域储能单元越限或者损坏即说明没有能力协助平抑)分两种情况：1需要别的区域储能单元放电情况，且别的区域储能单元SOC低于下限，即认为没有能力；2需要本区域的储能单元充电情况，且别的区域储能单元SOC超过上限，即认为没有能力，因为储能器件的SOC只有在合理的区间范围内才可以正常工作，如果超过上限值或者低于下限值，储能器件的工作性能会急剧下降，并且会严重影响储能器件的使用寿命，因此超过上限值或低于下限值即认为储能单元没有能力，则控制光伏板由最大功率跟踪模式切换至恒压模式，反之(指别的区域负荷储能单元SOC处于正常的区间范围内，有能力协助其平抑)，则切换至区域协助模式；
工作状态4：SOCbat与SOCsc都越限；结合Ppv与PL又将该模式分为八种运行状态：
a)SOCbat>SOCbat_max，SOCsc>SOCsc_max，PPV<PL，不作调整；
b)SOCbat>SOCbat_max，SOCsc>SOCsc_max，PPV>PL，调整策略与模式3_d相同；
c)SOCbat<SOCbat_min，SOCsc<SOCsc_min，PPV>PL，不作调整；
d)SOCbat<SOCbat_min，SOCsc<SOCsc_min，PPV<PL，调整策略与模式3_b相同。
e)SOCbat>SOCbat_max，SOCsc<SOCsc_min，PPV<PL，调整策略与模式2_b相同；
f)SOCbat>SOCbat_max，SOCsc<SOCsc_min，PPV>PL，调整策略与模式3_d相同；
g)SOCbat<SOCbat_min，SOCsc>SOCsc_max，PPV>PL，调整策略与模式2_d相同；
h)SOCbat<SOCbat_min，SOCsc>SOCsc_max，PPV<PL，调整模式与3_b模式相同。
所述的含分布式储能系统的光伏直流微网控制方法，在区域协助运行模式中，微网控制中心将未平抑区域(未平抑区域是指该区域储能单元没有能力平抑本区域的功率波动，分两种情况：1需要本区域的储能单元放电情况，则本区域储能单元SOC低于下限，即认为没有能力；2需要本区域的储能单元充电情况，则本区域储能单元SOC超过上限，即认为没有能力)的功率波动在剩余区域间合理分配；
分配策略：维持各区域混合储能单元的荷电状态(SOCh)在同一水平；下标h表示混合储能单元，具体为：在需要储能单元放出功率的情况下，SOCh大的混合储能单元出力多，SOCh小的混合储能单元出力少；
在需要储能单元吸收功率的情况下，SOCh大的混合储能单元吸收的少，SOCh小的混合储能单元吸收的多；
充放电状态下的功率分配公式分别为：
充电状态下：
因为正是由于某一负荷区域储能单元越限，才需要系统运行区域协助模式，所以该负荷区域内的储能单元不具备调节能力，所以求和号上面为n-1。
放电状态：
式中，ΔP′为需要协助区域中未平抑功率波动大小；ΔPi、ΔPj分别表示经功率分配得到的i与j区域混合储能单元所要承担的功率值；n表示微网中共有n个负荷区域。
所述光伏直流微网包括:分布式光伏发电单元、分布式储能系统、负荷、区域控制器与微网中心控制器；其特征在于：依据Ppv、PL与储能单元的SOC将孤岛运行的光伏直流微网划分为区域自治与区域协助两种运行模式。当各区域储能元件均有足够的容量平抑当地波动时，微网运行在区域自治模式下，在该模式下各区域的功率波动由区域自身消纳，对别的区域不产生影响；当微网中某些区域储能元件没有足够的容量承担本地波动且其它区域中储能单元有能力协助其平抑功率波动时，微网运行在区域协助模式下，在该模式下这些区域的功率波动由微网中其他区域协助其平抑
所述的直流微网通过双向AC/DC变换器并联系统与电网(电网又称为主电网，与微网相对，又称为大电网)连接；所述双向AC/DC变换器并联系统包括多个双向AC/DC变换器；所述双向AC/DC变换器包括直流侧电容、单相IGBT全桥电路、LC滤波器、直流侧开关以及交流侧开关，双向AC/DC变换器的直流侧接到直流母线上(其直流侧经过直流连接线路接到直流母线上，Rline1是直流连接线路的等效电阻，用于代替直流连接线路的实际电阻)，双向AC/DC变换器的交流侧通过LC滤波器以及交流侧开关接到电网上；双向AC/DC变换器并联系统还包括集成有控制器、采样电路、驱动保护电路、锁相环以及人机交互电路的控制电路；
控制方法包括(1)二次纹波分量滤波控制、(2)功率分配控制(又称低电压偏移均流控制)和(3)基于双闭环的电流跟踪控制。
采用二阶带阻滤波器实现二次纹波分量滤波控制，以滤除直流微网中的电流和电压中的二次纹波分量；
二阶带阻滤波器的传递函数为：
式中，K为增益系数，ωc为中心角频率，ωc＝2*π*f，f为电网的频率的二倍，B为阻带系数。为了使阻带外频率处的增益为1，K取1，为了滤除二次纹波，f取为电网的频率的二倍，而电网频率为50Hz，因此f为100Hz，综合考虑陷波效果和频率适应性，B取4。
所述的功率分配控制是指通过反馈直流线路的平均电流作为全局变量，并引入积分环节，实现了各变换器的功率精确分配而不受线路参数的影响。
基于双闭环的电流跟踪控制是指采用电压电流双闭环控制，电压外环采用比例积分控制，以实现直流电压的无静差跟踪，电流内环采用准比例谐振控制，以实现对电网基波正弦电流的跟踪控制。
所述的直流微网双向AC/DC变换器并联系统控制方法，包括以下步骤：
步骤1：在每个采样时刻(采样频率优选为10kHz)，对双向AC/DC变换器直流侧电流idcm、双向AC/DC变换器并网电流iinvm、双向AC/DC变换器直流侧电压vdcm采样，其中m为双向AC/DC变换器的序号，m＝1～n，n为双向AC/DC变换器并联系统中双向AC/DC变换器的总台数，锁相环PLL对大电网电压vgrid进行锁相，得到大电网电压相位角的正弦值Sin(ωt)；
步骤2：分别对双向AC/DC变换器直流侧电流idcm和双向AC/DC变换器直流侧电压vdcm进行二次纹波滤波处理得到Idcm和Vdcm；
步骤3：计算低电压偏移均流控制中用于限制变换器直流侧输出电压偏离额定值的控制分量ΔVm，具体计算公式如下：
其中，为直流母线电压额定值，为常量，通常取值为400V，Gv(s)为比例积分控制器的传递函数，Gv(s)＝kpv+kiv/s；综合考虑控制系统的动态性和稳定性能，kp取10，ki取200；
步骤4：针对每一台双向AC/DC变换器，计算低电压偏移均流控制中用于保证各变换器输出电流按比例准确分配的控制分量δVm，具体计算公式如下：
其中，k1、k2…km…kn分别为双向AC/DC变换器1～n的额定容量(或者是额定功率，通常单台双向AC/DC变换器的额定容量在20kW以内)，Gi(s)为比例积分控制器的传递函数，Gi(s)＝kpi+kii/s；
步骤5：计算第m台双向AC/DC变换器的直流侧电压参考值具体计算公式如下：
步骤6：将第m台双向AC/DC变换器的直流侧电压参考值和二次纹波滤波处理后的直流侧电压Vdcm送入比例积分控制器(以为给定，以Vdcm为反馈)，得到第m台双向AC/DC变换器的并网电流幅值的参考值
步骤7：将第m台双向AC/DC变换器的并网电流幅值的参考值乘以大电网电压相位角的正弦值Sin(ωt)得到第m台双向AC/DC变换器的并网电流瞬时参考值
步骤8：将第m台双向AC/DC变换器的并网电流瞬时参考值和双向AC/DC变换器并网电流iinvm送入准比例谐振控制器得到调制波信号imodm；
步骤9：第m台双向AC/DC变换器的调制波信号imodm通过PWM(正弦波脉宽)调制得到控制信号，该信号经过驱动保护电路得到驱动信号S1～S4，送入第m台双向AC/DC变换器的单相桥，驱动IGBT的导通与关断。同时针对n台双向AC/DC变换器进行PWM控制。
所述步骤8中，准比例谐振控制器传递函数的表达式GPR(s)为：
式中，kp、kr、ωcc分别为准比例谐振控制器的比例系数、谐振增益和截止角频率(根据带宽和稳定性的要求取kp为20、kr为5，按国家B级标准，电网电压频率波动范围为±0.5Hz，取ωcc3.1)，ω为电网角频率，s为复频率。
有益效果：
为了更好的管理光伏微网中广泛分布的光伏发电单元，本发明的含分布式储能系统的光伏直流微网控制方法对光伏直流微网进行了区域划分，并在不同区域配置了相应容量的储能单元与区域控制器以实现区域自治。根据各区域光伏电池输出功率和负荷功率之间的关系以及储能单元荷电状态(SOC)的不同将系统分为区域自治与区域协助两种运行模式。当各区域储能元件均有足够的容量平抑当地波动时，微网运行在区域自治模式下，在该模式下各区域的功率波动由区域自身消纳，对别的区域不产生影响；当微网中某些区域储能元件没有足够的容量承担本地波动且其它区域中储能单元有能力协助其平抑功率波动时，微网运行在区域协助模式下，在该模式下这些区域的功率波动由微网中其他区域协助其平抑。本发明可以有效提高光伏直流微网协调控制的可靠性，具有较强的推广性。
本发明与现有技术相比,具有以下积极效果:
1)：将光伏直流微网进行分区域管理，可以大大提高其运行的可靠性；
2)：基于区域的分布式储能配置有以下优势：
a)将大规模的集中储能装置分散化，使每个区域的储能规模减小，在技术、场地以及环境上容易满足；
b)对于负荷以及分布式扰动可以近距离就地平抑，减小了功率流动损耗；
c)各混合储能单元间互为后备，单个混合储能单元的故障不会影响整个混合储能系统，并且各区域可独立解列运行，减少故障对重要负荷的影响，提升了整个微网的运行可靠性。
3)：在区域自治模式下，分别利用超级电容与蓄电池响应区域功率波动的高频与低频分量，并且根据储能元件的SOC对其充放电功率进行功率修正，实现了两种类型储能元件间的优势互补，有效提高了储能系统的输出能力，延长了蓄电池的使用寿命。
4):在区域协助模式下，根据各区域混合储能单元的SOCh合理分配其承担功率的大小，实现了系统净功率在各子系统间的合理分配。
综上所述，本方法能有效保障含分布式储能系统的光伏直流微网的系统稳定。
另外，直流微网双向AC/DC变换器并联系统控制方法，包括二次纹波抑制、低电压偏移均流控制和电压电流双闭环控制。通过引入二阶带阻滤波器，有效滤除直流微网中的电流和电压中的二次纹波分量，防止经过反馈引入到控制环导致并网电流畸变；低电压偏移均流控制通过反馈直流线路的平均电流作为全局变量，并引入积分环节，实现了各变换器的功率精确分配而不受线路参数的影响，通过引入平均输出电压比例积分控制，减小了直流母线电压的偏移；电压电流双闭环控制中的电压外环采用比例积分控制，能够保证直流电压的无静差跟踪，电流内环采用准比例谐振控制，可以实现对基波正弦电流较好的跟踪控制。本发明克服了线路参数的差异对变换器输出功率均分的影响，能够在保证较好的功率均分效果的基础上还能够维持较小的直流母线电压偏移和较低的并网电流畸变率。
综上所述，本发明的方法能够保证较好的功率均分效果、较小的直流母线电压偏移和较低的并网电流畸变率。本控制方法能保证双向AC/DC变换器并联系统中各变换器有较好的功率均分效果、较小的直流母线电压偏移和较低的并网电流畸变率，且算法简单，对控制器硬件要求低，易于实现。
附图说明
图1光伏电池Boost变换器的控制策略图。
图2储能双向DC/DC变换器拓补结构图
图3储能单元双向DC/DC变换器的控制策略图。
图4本发明的实施例1的直流母线电压变化图。
图5本发明的实施例1的光伏输出、负荷消耗与混合储能单元1出力曲线图。
图6本发明的实施例1的蓄电池1与超级电容1的出力图。
图7本发明的实施例2的直流母线电压变化图
图8本发明的实施例2的光伏输出功率与负荷消耗功率
图9本发明的实施例2的各区域混合储能单元出力曲线图
图10本发明的实施例2的蓄电池1与超级电容1出力曲线图
图11为含分布式储能系统的光伏直流微网的系统结构示意图；
图12为直流微网双向AC/DC变换器并联系统结构图；
图13为直流微网双向AC/DC变换器并联系统控制方法框图；
图14为双向AC/DC变换器并网电流及环流的仿真波形图；
其中，(a)为采用传统下垂控制的双向AC/DC变换器并网电流及环流的仿真波形图；(b)为采用本发明控制的双向AC/DC变换器并网电流及环流的仿真波形图；
图15为双向AC/DC变换器输出功率的仿真波形图；
其中，(a)为采用传统下垂控制的双向AC/DC变换器输出功率的仿真波形图；(b)为采用本发明控制的双向AC/DC变换器输出功率的仿真波形图；
图16为双向AC/DC变换器直流侧输出电压及电流的仿真波形图；
其中，(a)为采用传统下垂控制的双向AC/DC变换器直流侧输出电压及电流的仿真波形图；(b)为采用本发明控制的双向AC/DC变换器直流侧输出电压及电流的仿真波形图；
图17为双向AC/DC变换器2的并网电流FFT分析图；
其中，(a)为采用传统下垂控制的双向AC/DC变换器2的并网电流FFT分析图；(b)为采用本发明控制的双向AC/DC变换器2的并网电流FFT分析图。
具体实施方式
以下将结合附图和具体实施例对本发明做进一步详细说明：
如图1-11，一种含分布式储能系统的光伏直流微网控制方法，包括微网中心控制器和多个综合负荷区；多个综合负荷区分别通过多个开关组连接到直流母线上，形成分布式储能系统；直流母线通过AC/DC变换模块与主电网连接；
开关组和AC/DC变换模块均受控于微网中心控制器；
每一个综合负荷区包括区域控制器、负荷、储能模块和光伏发电单元；光伏发电单元为光伏板；光伏板通过Boost电路与储能模块相连，储能模块和负荷之间设有内联开关；
每一个开关组包括一个馈电开关和一个负荷开关；馈电开关连接储能模块与直流母线；负荷开关连接负荷和直流母线；
储能模块为混合储能模块，包括蓄电池和超级电容；
微网中心控制器依据Ppv、PL与储能单元的SOC控制光伏直流微网工作在区域自治与区域协助两种运行模式；
PPV、PL分别为某一综合负荷区的光伏电池的输出功率与负荷的消耗功率；
储能单元的SOC(荷电状态，英文为State of Charge)包括SOCbat、SOCsc、SOCbat_max和SOCbat_min；
SOCbat、SOCsc分别表示蓄电池与超级电容的荷电状态，荷电状态是指储能器件剩余容量与其总容量的比值；
SOCbat_max和SOCbat_min分别表示SOCbat的上限与下限；SOCsc_max和SOCsc_min分别表示SOCsc的上限与下限。
区域自治运行模式分为以下四种工作状态：
工作状态1：蓄电池与超级电容均有足够的容量平抑当地波动；
在该模式下，各区域的光伏电池均工作在最大功率跟踪(MPPT)控制模式，负荷消耗功率由光伏电池提供，当光伏电池输出功率大于负荷消耗功率时，过剩的能量储存在储能装置中，当光伏电池输出功率小于负荷消耗功率时，不足的能量由储能装置提供；
工作状态2：SOCsc越限而SOCbat正常；越限包括超过最大值以及低于最小值；
基于超级电容承担功率波动的高频分量(是指系统功率波动的高频分量，具体看滤波器的设置，超级电容器的退出会导致整个混合储能单元平抑高频分量的能力减弱，因此，应尽快使SOCsc恢复到正常区间内)结合Ppv与PL将该模式划分为四种运行状态：
a)SOCsc<SOCsc_min，PPV>PL，不作调整；
b)SOCsc<SOCsc_min，PPV<PL，增加蓄电池的出力，多输出的部分由超级电容通过母线吸收使SOCsc回归到正常区间；由于SOCSC的越限，导致功率波动完全由蓄电池来承担，同时为了使SOCSC尽快上升到正常区间范围，会适当增加蓄电池的出力，所以会出现的“多输出的部分”，多输出功率的大小为：区域净功率(PPV-PL)高频部分的相反数；
c)SOCsc>SOCsc_max，PPV<PL，不作调整；
d)SOCsc>SOCsc_max，PPV>PL，则超级电容放电；由于SOCSC的越限，导致功率波动完全由蓄电池来承担，同时为了使SOCSC尽快回落到正常区间，会增加超级电容的出力，因此当SOCSC回落到正常区间，即应该停止放电；具体放电功率大小为：该区域净功率(Ppv-PL)的高频部分，超级电容的放电功率由蓄电池通过母线吸收；
工作状态3：SOCbat越限而SOCsc正常；越限包括超过最大值以及低于最小值，在下面四种模式中分别进行了讨论；
蓄电池的退出(因为其SOC已经超过了预设的正常区间)会导致整个储能单元长时间平抑功率波动的能力减弱，由于超级电容的容量较蓄电池小太多，因此，很难通过改变超级电容的出力来对蓄电池进行调节。结合Ppv与PL将该模式也分为四种运行状态：
a)SOCbat<SOCbat_min，PPV>PL，不作调整；
b)SOCbat<SOCbat_min，PPV<PL，如果别的区域混合储能单元无法协助本区域进行平抑，则切除一部分次要负荷来保证重要负荷的正常运行，切除次要负荷的功率大小为P＝PL-Ppv，反之，即别的区域负荷储能单元SOC处于正常的区间范围内，有能力协助其平抑，则切换至区域协助模式；
c)SOCbat>SOCbat_max，PPV<PL，不作调整；
d)SOCbat>SOCbat_max，PPV>PL，如果别的区域混合储能单元无法协助本区域进行平抑(别的区域储能单元越限或者损坏即说明没有能力协助平抑)分两种情况：1需要别的区域储能单元放电情况，且别的区域储能单元SOC低于下限，即认为没有能力；2需要本区域的储能单元充电情况，且别的区域储能单元SOC超过上限，即认为没有能力，因为储能器件的SOC只有在合理的区间范围内才可以正常工作，如果超过上限值或者低于下限值，储能器件的工作性能会急剧下降，并且会严重影响储能器件的使用寿命，因此超过上限值或低于下限值即认为储能单元没有能力，则控制光伏板由最大功率跟踪模式切换至恒压模式，反之(指别的区域负荷储能单元SOC处于正常的区间范围内，有能力协助其平抑)，则切换至区域协助模式；
工作状态4：SOCbat与SOCsc都越限；结合Ppv与PL又将该模式分为八种运行状态：
a)SOCbat>SOCbat_max，SOCsc>SOCsc_max，PPV<PL，不作调整；
b)SOCbat>SOCbat_max，SOCsc>SOCsc_max，PPV>PL，调整策略与模式3_d相同；
c)SOCbat<SOCbat_min，SOCsc<SOCsc_min，PPV>PL，不作调整；
d)SOCbat<SOCbat_min，SOCsc<SOCsc_min，PPV<PL，调整策略与模式3_b相同。
e)SOCbat>SOCbat_max，SOCsc<SOCsc_min，PPV<PL，调整策略与模式2_b相同；
f)SOCbat>SOCbat_max，SOCsc<SOCsc_min，PPV>PL，调整策略与模式3_d相同；
g)SOCbat<SOCbat_min，SOCsc>SOCsc_max，PPV>PL，调整策略与模式2_d相同；
h)SOCbat<SOCbat_min，SOCsc>SOCsc_max，PPV<PL，调整模式与3_b模式相同。
所述的含分布式储能系统的光伏直流微网控制方法，在区域协助运行模式中，微网控制中心将未平抑区域(未平抑区域是指该区域储能单元没有能力平抑本区域的功率波动，分两种情况：1需要本区域储能单元放电情况，则本区域储能单元SOC低于下限，即认为没有能力；2需要本区域储能单元充电情况，则本区域储能单元SOC超过上限，即认为没有能力)的功率波动在剩余区域间合理分配；
分配策略：维持各区域混合储能单元的荷电状态(SOCh)在同一水平；下标h表示混合储能单元，具体为：在需要储能单元放出功率的情况下，SOCh大的混合储能单元出力多，SOCh小的混合储能单元出力少；
在需要储能单元吸收功率的情况下，SOCh大的混合储能单元吸收的少，SOCh小的混合储能单元吸收的多；
充放电状态下的功率分配公式分别为：
充电状态下：
因为正是由于某一负荷区域储能单元越限，才需要系统运行区域协助模式，所以该负荷区域内的储能单元不具备调节能力，所以求和号上面为n-1。
放电状态：
式中，ΔP′为需要协助区域中未平抑功率波动大小；ΔPi、ΔPj分别表示经功率分配得到的i与j区域混合储能单元所要承担的功率值；n表示微网中共有n个负荷区域。
图1所示为光伏电池Boost变换器的控制策略图。图中，Udc表示直流母线电压值，Udc_ref表示Udc的参考值，Upv、ipv分别表示光伏电池的输出电压与输出电流，imppt表示光伏电池运行在最大功率点时的输出电流，D表示Boost变换器的开关占空比。当光伏电池变换器工作在最大功率跟踪(MPPT)模式时，开关连接在b端。此时通过采集光伏电池的输出电流与输出电压信号，通过导纳增量法确定最大功率点的时输出电流imppt，将其作为光伏电池输出电流的参考值，与实时光伏电池的反馈电流作比较，经PI控制器与脉宽调制电路得到Boost变换器的开关占空比。当光伏电池变换器工作在恒压输出模式时，开关连接在a端。此时采用经典的电压电流双环控制来实现稳定直流母线电压的目标。将母线电压参考值与检测得到的实时值作差，偏离值经电压外环PI控制器得到光伏电池输出电流的参考值ipv_ref，然后将ipv_ref与光伏电池实时出力ipv作比较，其差值通过电流内环PI控制器调整，经脉宽调制电路得到Boost变换器的开关占空比。
图2所示为双向DC/DC变化器的拓扑结构。图中，E、Rs分别为储能器件的等效电压与等效内阻。Vdc为输出电压，实际中Vdc为系统母线电压，RL为等效负荷。当分布式光伏发电单元的输出功率大于负荷所消耗的功率时，储能器件需要吸收多余的功率，此时双向DC/DC电路工作在Buck模式，即S1工作，S2断开，能量由直流母线流入储能元件；当分布式光伏发电单元的输出功率小于负荷所消耗的功率时，储能器件需要提供不足的功率，此时双向DC/DC电路工作在Boost状态下，即S2工作，S1断开，能量由储能元件流向直流母线。
图3所示为储能单元双向DC/DC变换器的控制策略图
图中，Pref表示混合储能单元的充放电参考功率；fplf代表低通滤波器；Pl与Ph分别表示经低通滤波器后的高频与低频分量；Pb_ref与Psc_ref分别表示蓄电池与超级电容的充放电参考功率；Ub与Usc分别表示蓄电池与超级电容的端电压；ib_ref与isc_ref分别表示蓄电池与超级电容的充放电参考电流；ib与isc分别表示蓄电池与超级电容的实时充放电电流；Db与Dsc分别表示蓄电池与超级电容双向DC/DC控制电路的开关占空比。超级电容的功率密度大，响应速度快，循环寿命长，但是能量密度小，适用于平抑功率波动的高频部分；蓄电池的能量密度大，但是响应速度慢，不能频繁的充放电，可用其平抑功率波动的低频部分。将本地负荷消耗功率与光伏电池的输出功率做差值得到Pref，Pref经过低频滤波器与功率修正分别得到Pb_ref与Psc_ref，Pb_ref与Psc_ref除以对应储能元件的端电压得到其充放电参考电流ib_ref与isc_ref，然后与储能元件的实时反馈电流作比较，其偏离值通过各自的电流内环PI控制器，经脉宽调制电路分别得到蓄电池与超级电容双向DC/DC控制电路的开关占空比Db与Dsc；
实施例1
在该实施例中设定光伏直流微网电压等级为400V。微网包含三个综合负荷区域，分别为综合负荷区1，2和3。其中区域1中光伏电池的最大输出功率为1600W，负荷额定功率为1600W，重载为2400W，轻载为800W，0.3秒由额定运行变为重载运行，1.5秒由重载运行变为轻载运行，微网工作在区域自治模式。
由图4可以看出，在整个运行时间内，采用本发明提出的控制策略，直流母线电压得到了有效控制。
由图5可以看出，0～0.3秒，光伏输出功率等于负荷消耗功率，混合储能单元不出力，母线电压稳定在400V；
0.3～1秒，光伏输出功率小于负荷消耗功率，混合储能单元工作在放电模式，此时，光伏电池工作在MPPT模式。由图6可以看出，在负荷加载瞬间，超级电容快速出力，维持该区域电压的稳定，随着电压的稳定，净功率的低频分量开始上升，蓄电池出力逐渐增加，到稳态时，蓄电池出力达到了最大，而超级电容退出运行；到1秒时，由于持续放电，蓄电池的SOC超过了设定的最小限值，退出运行，此时，由超级电容单独承担本区域的功率波动，由图6可以看出，在1秒时，蓄电池的出力迅速减少到0，而超级电容的出力则快速增加到800W，系统运行在工作状态3；到1.1秒，超级电容也因SOC超过最小限值而退出运行，由于别的区域混合储能单元无法协助本区域进行平抑，因此，只能通过切除一定量的次要负荷来保证母线的电压质量，由图5可以看出，通过切除一部分次要负荷，使负荷消耗由2400W变为1600W，此时光伏电池仍工作在MPPT模式，系统运行在工作状态4。
1.5～2秒，光伏输出功率大于负荷消耗功率，混合储能单元吸收过剩的功率，系统工作在正常模式下，由图6可以看出，在负荷减载瞬间，超级电容迅速吸收过剩的功率，从而满足该区域功率需求，维持母线电压的恒定，而蓄电池的出力逐渐增加直到稳态。到2秒时，由于持续吸收功率导致蓄电池的SOC超过了最大限值，这时控制蓄电池退出运行，由超级电容单独平抑本地功率波动。由图5可以看出，在2～2.1秒期间时蓄电池的出力为0，超级电容的出力为-800W；到1.1秒，超级电容的SOC也因超出了最大限值而退出运行，由于别的区域混合储能单元没法协助本区域进行功率平抑，因此，只能控制光伏电池由MPPT工作模式转变为恒压模式，由图5可以看出光伏输出功率由1600W减少为800W,系统运行在工作模式4。
实施例2
在该实施例中设定光伏直流微网电压等级为400V。微网包含三个综合负荷区域，分别为综合负荷区1，2和3。其中区域1中光伏电池的最大输出功率为1600W，负荷额定功率为1600W，重载为2400W，轻载为800W，0.3秒由额定运行变为重载运行，1.5秒由重载运行变为轻载运行，微网工作在区域协助模式，并且设定区域2与区域3中混合储能单元的SOCh分别为0.75与0.25。
由图7可以看出，在整个运行时间内，采用本发明提出的控制策略，直流母线电压得到了有效控制。
由图8～10可以看出，在0～1.1秒与1.5～2.1秒期间，各元件的出力状态与实施例1完全相同，但是在1.1～1.5秒与2.1～2.5秒这两个时间段内，与实施例1不同。因为在该运行模式下，当区域1混合储能单元无法平抑本地波动时，可由混合储能单元2与3协助其平抑，因此无需进行切负荷控制或者对光伏电池变换器进行恒压控制。
由于预先设定区域2、3混合储能单元的SOCh分别为0.75与0.25，因此两者的出力分别为：
充电状态下：
放电状态：
由式7可得，放电状态下两者的出力大小为：
由图9可以看出，1.1～1.5秒期间，混合储能单元2与3的出力分别为600W与200W；2.1～2.5秒，混合储能单元2与3的出力分别为-200W与-600W，与理论相符。
图12为直流微网双向AC/DC变换器并联系统结构图，所述直流微网双向AC/DC变换器并联系统为直流微网通过双向AC/DC变换器并联系统与大电网连接；所述双向AC/DC变换器并联系统包括若干个双向AC/DC变换器；所述双向AC/DC变换器由直流侧电容Cdc、单相IGBT全桥电路、LC滤波器、直流侧开关Kd1、交流侧开关Kg1组成，其直流侧经过线路接到直流母线上，其交流侧通过交流侧开关接到大电网上。idcm为双向AC/DC变换器直流侧电流，iinvm为双向AC/DC变换器并网电流，vdcm为双向AC/DC变换器直流侧电压，其中m为双向AC/DC变换器的序号，m＝1～n，n为双向AC/DC变换器并联系统中双向AC/DC变换器的总台数，vgrid为大电网电压，vbus为直流母线电压，Lg和Cg分别为滤波电感和滤波电容，S1～S4为驱动信号，Cbus为直流母线电容。
图13为直流微网双向AC/DC变换器并联系统控制方法框图，该方法适用于直流微网双向AC/DC变换器并联系统，所述直流微网双向AC/DC变换器并联系统为直流微网通过双向AC/DC变换器并联系统与大电网连接；所述双向AC/DC变换器并联系统包括若干个双向AC/DC变换器；所述双向AC/DC变换器由直流侧电容、单相IGBT全桥电路、LC滤波器、直流侧开关、交流侧开关组成，其直流侧经过线路接到直流母线上，其交流侧通过交流侧开关接到大电网上。本控制策略其特征在于，包括以下步骤：
1)在每个采样时刻，对双向AC/DC变换器直流侧电流idcm、双向AC/DC变换器并网电流iinvm、双向AC/DC变换器直流侧电压vdcm采样，其中m为双向AC/DC变换器的序号，m＝1～n，n为双向AC/DC变换器并联系统中双向AC/DC变换器的总台数，锁相环PLL对大电网电压vgrid进行锁相，得到大电网电压相位角的正弦值Sin(ωt)；
2)分别对双向AC/DC变换器直流侧电流idcm和双向AC/DC变换器直流侧电压vdcm进行二次纹波滤波处理得到Idcm和Vdcm；
3)计算低电压偏移均流控制中用于限制变换器直流侧输出电压偏离额定值的控制分量ΔVm，具体计算公式如下：
其中，为直流母线电压额定值，Gv(s)为比例积分控制器，Gv(s)＝kpv+kiv/s；
4)计算低电压偏移均流控制中用于保证各变换器输出电流按比例准确分配的控制分量δVm，具体计算公式如下：
其中，k1、k2…km…kn分别为双向AC/DC变换器1～n的容量值，Gi(s)为比例积分控制器，Gi(s)＝kpi+kii/s；
5)计算第m台双向AC/DC变换器的直流侧电压参考值具体计算公式如下：
6)将第m台双向AC/DC变换器的直流侧电压参考值和二次纹波滤波处理后的直流侧电压Vdcm送入比例积分控制器，得到第m台双向AC/DC变换器的并网电流幅值的参考值
7)将第m台双向AC/DC变换器的并网电流幅值的参考值乘以大电网电压相位角的正弦值Sin(ωt)得到第m台双向AC/DC变换器的并网电流瞬时参考值
8)将第m台双向AC/DC变换器的并网电流瞬时参考值和双向AC/DC变换器并网电流iinvm送入准比例谐振控制器得到调制波信号imodm；
9)第m台双向AC/DC变换器的调制波信号imodm通过PWM(正弦波脉宽)调制得到控制信号，该信号经过驱动保护电路得到驱动信号S1～S4，送入单相桥，驱动IGBT的导通与关断；
进一步的，所述步骤2)中，二次纹波滤波处理采用二阶带阻滤波器，二阶带阻滤波器的表达式为：
式中，K为增益系数，这里取1，ωc为中心角频率，ωc＝2*π*f，f为电网的频率，为50Hz，B为阻带，这里取4。
进一步的，所述步骤8)中，准比例谐振控制器的表达式GPR(s)为：
式中，kp、kr、ωcc分别为准比例谐振控制器的比例系数、谐振增益和截止角频率，ω为电网角频率，s为复频率。
图14(a)、图14(b)分别为采用传统下垂控制和本发明控制的双向AC/DC变换器并网电流及环流的仿真波形图，仿真中0.6s时直流负载由8kW增加至12kW。iinv1、iinv2分别为双向AC/DC变换器1、2的并网电流。采用下垂控制时，iinv1和iinv2电流不均分现象较严重；采用所提的控制策略时，iinv1和iinv2的波形基本能够重合，电流均分精度大大提高。定义两双向AC/DC变换器之间的环流为(iinv1-iinv2)/2，采用下垂控制时，环流较大，达到总输出电流的13％；采用所提的控制策略时，环流得到抑制，只占总输出电流的2％。
图15(a)、图15(b)分别为采用传统下垂控制和本发明控制的双向AC/DC变换器输出功率的仿真波形图，p1、p2分别为双向AC/DC变换器1、2的输出功率。采用下垂控制时，功率均分效果较差，使双向AC/DC变换器并联系统的总容量降低，采用所提的控制策略时，p1、p2波形基本上能够重合，功率均分精度明显增加。
图16(a)、图16(b)分别为采用传统下垂控制和本发明控制的双向AC/DC变换器直流侧输出电压及电流的仿真波形图，vdc1、vdc2分别为双向AC/DC变换器1、2的直流侧输出电压，vbus为直流母线电压。电压波形主要由直流分量和二次纹波分量构成，纹波率小于0.8％。直流母线上电解电容器越多则纹波越小，但是增加电解电容器会增大系统成本，降低系统动态性能。采用下垂控制时，直流母线电压偏移额定值达22V，如果想要功率均分效果好，虚拟电阻值需要更大，则直流母线电压偏移会更大。采用所提的控制策略时，直流母线电压偏移额定值仅5V。idc1、idc2分别为双向AC/DC变换器1、2的直流侧输出电流。该电流波形主要由直流分量和二次纹波分量构成。采用下垂控制时，idc1、idc2的直流分量相差较大；而采用所提控制时，idc1、idc2的直流分量差异减小。另外，一个值得注意的现象是：采用两种不同的控制策略时，二次纹波电流都不能得到很好的均分，由此导致双向AC/DC变换器的直流侧输出电流不能够均分。但是由前面三组波形可以看出：直流侧的二次纹波电流虽然不能均分，但不会影响交流侧的电流均分精度和变换器的功率均分精度。
图17(a)、图17(b)分别为采用传统下垂控制和本发明控制的双向AC/DC变换器2的并网电流FFT分析图，采用下垂控制时，并网电流里含有3次纹波电流，使得并网电流畸变；采用所提控制时，并网电流里不含3次纹波电流。

Claims (2)

1.一种含分布式储能系统的光伏直流微网控制方法，其特征在于，所述的分布式储能系统包括微网中心控制器和多个综合负荷区；多个综合负荷区分别通过多个开关组连接到直流母线上，形成分布式储能系统；直流母线通过AC/DC变换模块与主电网连接；开关组和AC/DC变换模块均受控于微网中心控制器；
每一个综合负荷区包括区域控制器、负荷、储能模块和光伏发电单元；光伏发电单元为光伏板；光伏板通过Boost电路与储能模块相连，储能模块和负荷之间设有内联开关；
每一个开关组包括一个馈电开关和一个负荷开关；馈电开关连接储能模块与直流母线；负荷开关连接负荷和直流母线；
微网中心控制器依据Ppv、PL与储能单元的SOC控制光伏直流微网工作在区域自治与区域协助两种运行模式；
PPV、PL分别为某一综合负荷区的光伏电池的输出功率与负荷的消耗功率；
储能单元的SOC包括SOCbat、SOCsc、SOCbat_max、SOCbat_min、SOCsc_max和SOCsc_min；
SOCbat、SOCsc分别表示蓄电池与超级电容的荷电状态，荷电状态是指储能器件剩余容量与其总容量的比值；
SOCbat_max和SOCbat_min分别表示SOCbat的上限与下限；SOCsc_max和SOCsc_min分别表示SOCsc的上限与下限；
区域自治运行模式分为以下四种工作状态：
工作状态1：蓄电池与超级电容均有足够的容量平抑当地波动；
在该工作状态1下，各区域的光伏电池均工作在最大功率跟踪控制模式，负荷消耗功率由光伏电池提供，当光伏电池输出功率大于负荷消耗功率时，过剩的能量储存在储能装置中，当光伏电池输出功率小于负荷消耗功率时，不足的能量由储能装置提供；
工作状态2：SOCsc越限而SOCbat正常；
基于超级电容承担功率波动的高频分量结合Ppv与PL将该工作状态2划分为四种运行状态：
a)SOCsc<SOCsc_min，PPV>PL，不作调整；
b)SOCsc<SOCsc_min，PPV<PL，增加蓄电池的出力，多输出的部分由超级电容通过母线吸收使SOCsc回归到正常区间；
c)SOCsc>SOCsc_max，PPV<PL，不作调整；
d)SOCsc>SOCsc_max，PPV>PL，则超级电容放电；具体放电功率大小为：区域净功率(Ppv-PL)的高频部分，超级电容的放电功率由蓄电池通过母线吸收；
工作状态3：SOCbat越限而SOCsc正常；
结合Ppv与PL将该工作状态3也分为四种运行状态：
a)SOCbat<SOCbat_min，PPV>PL，不作调整；
b)SOCbat<SOCbat_min，PPV<PL，如果别的区域混合储能单元无法协助本区域进行平抑，则切除一部分次要负荷来保证重要负荷的正常运行，切除次要负荷的功率大小为P＝PL-Ppv，反之，则切换至区域协助模式；
c)SOCbat>SOCbat_max，PPV<PL，不作调整；
d)SOCbat>SOCbat_max，PPV>PL，如果别的区域混合储能单元无法协助本区域进行平抑，则控制光伏板由最大功率跟踪模式切换至恒压模式，反之，则切换至区域协助模式；
工作状态4：SOCbat与SOCsc都越限；结合Ppv与PL又将该工作状态4分为八种运行状态：
a)SOCbat>SOCbat_max，SOCsc>SOCsc_max，PPV<PL，不作调整；
b)SOCbat>SOCbat_max，SOCsc>SOCsc_max，PPV>PL，调整策略与工作状态3的运行状态d)相同；
c)SOCbat<SOCbat_min，SOCsc<SOCsc_min，PPV>PL，不作调整；
d)SOCbat<SOCbat_min，SOCsc<SOCsc_min，PPV<PL，调整策略与工作状态3运行状态b)相同；
e)SOCbat>SOCbat_max，SOCsc<SOCsc_min，PPV<PL，调整策略与工作状态2运行状态b） 相同；
f)SOCbat>SOCbat_max，SOCsc<SOCsc_min，PPV>PL，调整策略与工作状态3运行状态d)相同；
g)SOCbat<SOCbat_min，SOCsc>SOCsc_max，PPV>PL，调整策略与工作状态2运行状态d)相同；
h)SOCbat<SOCbat_min，SOCsc>SOCsc_max，PPV<PL，调整策略与工作状态3运行状态b) 相同。
2.根据权利要求1所述的含分布式储能系统的光伏直流微网控制方法，其特征在于，所述的直流微网通过双向AC/DC变换器并联系统与电网连接；所述双向AC/DC变换器并联系统包括多个双向AC/DC变换器；所述双向AC/DC变换器包括直流侧电容、单相IGBT全桥电路、LC滤波器、直流侧开关以及交流侧开关，双向AC/DC变换器的直流侧接到直流母线上，双向AC/DC变换器的交流侧通过LC滤波器以及交流侧开关接到电网上；双向AC/DC变换器并联系统还包括集成有控制器、采样电路、驱动保护电路、锁相环以及人机交互电路的控制电路；
针对双向AC/DC变换器并联系统的控制方法包括(1)二次纹波分量滤波控制、(2)功率分配控制和(3)基于双闭环的电流跟踪控制。
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