CN110137992A - 一种孤岛直流微电网协调稳定运行控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种孤岛直流微电网协调稳定运行控制方法，通过改进传统变流器双闭环控制，采用改进的定电压下垂控制，产生电流内环控制参考值，在电流内环控制中，通过引入SOC均衡因子，使得各储能单元根据自身容量和当前SOC动态调节电流内环输出电流参考值，最终实现各并联储能单元间的SOC均衡。与现有技术相比，本发明消除不匹配线路阻抗对电流负荷分配精度的影响，且不会产生类似于传统下垂控制所导致的直流母线电压跌落。

Description

一种孤岛直流微电网协调稳定运行控制方法

技术领域

本发明涉及直流微电网领域，尤其是涉及一种孤岛直流微电网协调稳定运行控制方法。

背景技术

相比于传统交流微电网，直流微电网由于能量变换过程少、效率高、损耗低，无需考虑电压相位及频率问题，因此系统运行的可控性及可靠性大大提高；孤岛运行时，微电网需要依靠自身网内的分布式电源的协调控制维持微电网的稳定运行，较之并网运行模式，控制更加复杂。由于许多可再生新能源如光伏、风力的出力情况受外界自然因素影响呈现出间歇性、随机性和不稳定性的特点，且负荷波动具有不确定性，因此，微电网通常需要配备相应的储能系统以保证微电网内部的实时功率平衡和增加微电网的冗余性。实际微电网中，由于不匹配线路阻抗及不同储能单元的特性和初始状态的不一致，导致并联多储能单元间出现荷电状态(State of change，SOC)差异，部分储能单元出现过度放电或深度充电的情况导致提前退出工作，缩短了储能单元的使用寿命，进而影响整个微电网的稳定运行。因此必须对并联多储能单元间进行协调控制，实现各储能单元间的SOC动态均衡以保证微电网的安全稳定运行。

对于微电网的协调稳定运行，目前，国内外学者提出了多种控制方法，如集中通信控制、分布式控制，分层控制等，集中控制由于采用通信线，在获得较好的电流负荷分配精度的同时会使系统可靠性变差、成本增加且灵活度降低，因此不适用于不同运行条件下负载及环境的变化，近年来，大量的文献集中研究于微电网的分层控制、分布式控制以及两者的结合。

直流微电网内各分布式电源通过变流器与公共直流母线相连，各分布式电源之间的协调运行最终体现为各变流器之间的协调控制。下垂控制是当前微电网中变流器并联运行控制的主要方法，当多个变流器并联运行时，由于变流器到公共母线的线路阻抗存在差异，下垂控制法的稳定性和变流器的电流分配精度受到影响。有学者提出一种自适应分级协调控制方法，通过功率分配级和功率平衡级的协调控制实现了并联多储能单元间的SOC均衡，但该控制方法并没有考虑不匹配线路阻抗因素的影响；除此之外有学者提出通过动态改变下垂系数补偿不匹配线路阻抗的影响，但是较大的下垂系数势必造成直流母线电压的大幅度跌落，导致微电网无法稳定运行；可以通过加入线路阻抗测量装置，便于对各储能单元下垂系数进行修正，但该控制方法需要额外的硬件装置，降低了微电网的经济性。

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孤岛直流微电网协调稳定运行控制方法。

本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：

一种孤岛直流微电网协调稳定运行控制方法，该方法包括以下步骤：

步骤S1：对各储能单元变流器执行电压电流双闭环控制和改进的定电压下垂控制，改进的定电压下垂控制用于保持母线电压稳定；

步骤S2：采用各储能单元变流器电压外环实际输出电压的平均值u_ave代替各储能单元变流器电压外环实际输出电压，计算各储能单元变流器电流内环输出电流初始参考值

步骤S3：计算各储能单元SOC均衡因子；

步骤S4：根据各储能单元变流器电流内环输出电流初始参考值和各储能单元SOC均衡因子，计算得到各储能单元电流内环输出电流实际参考值，使各储能单元在母线电压稳定的情况下达到荷电平衡。

步骤S1中改进的定电压下垂控制指下垂系数为零的下垂控制。

步骤S2中，各储能单元变流器电流内环输出电流初始参考值计算方法为：

其中，k_p、k_i为电压外环PI控制器参数，u^*为各储能单元变流器电压外环输出电压参考值。

各储能单元变流器电压外环输出电压参考值u*与母线电压参考值相同。

步骤S3中，第i个储能单元SOC均衡因子S_i计算方法为：

其中，β为加速因子，SOC_ave为各储能单元当前荷电状态的平均值，SOC_i为第i个储能单元的当前荷电状态，C_ei为第i个储能单元的容量。

第i个储能单元的当前荷电状态SOC_i计算方法为：

其中，SoC_{i_0}代表第i个储能单元的初始荷电状态，i_dci为第i个储能单元电流内环输出电流实际值。

步骤S4中第i个储能单元电流内环输出电流实际参考值计算方法为：

各储能单元变流器电压外环实际输出电压的平均值u_ave与各储能单元当前荷电状态的平均值SOC_ave均利用动态一致性算法获得。

与现有技术相比，本发明具有以下优点：

(1)各储能单元变流器电压外环控制实际输出电压的平均值u_ave代替各储能单元变流器电压外环控制实际输出电压，从而消除了不匹配线路阻抗对电流负荷分配精度的影响。

(2)各储能单元下垂系数均取零，有效消除由下垂控制引起的母线电压跌落。

(3)电流内环控制中，通过引入SOC均衡因子，使得各储能单元根据自身容量和当前SOC动态调节电流内环输出电流参考值，最终实现各并联储能单元间的SOC均衡。

(4)本发明提出的多储能充放电控制方法，能够有效的提高孤岛直流微电网内并联多分布式储能单元间的电流负荷分配精度和系统的稳定性。

附图说明

图1为直流微电网工作模式图；

图2为储能单元等效电路图；

图3为分布式储能单元总体结构框图；

图4(a)为第二储能单元的容量C_e2从0Ah增加到30Ah对应的根轨迹图；

图4(b)为电压外环PI控制器参数k_p从0.005增加到0.07时的根轨迹图；

图4(c)第二储能单元的荷电状态SOC₂从0变到1时对应的根轨迹图；

图5为直流微电网结构图；

图6为实验搭建图；

图7(a)为储能稳定放电实验SOC结果图；

图7(b)为储能稳定放电实验SOC变化率结果图；

图7(c)为储能稳定放电实验直流母线电压变化图；

图8(a)为储能稳定充电实验SOC结果图；

图8(b)为储能稳定充电实验SOC变化率结果图；

图8(c)为储能稳定充电实验直流母线电压变化图；

图9(a)为光伏输出功率波动实验SOC结果图；

图9(b)为光伏输出功率波动实验SOC变化率结果图；

图9(c)为光伏输出功率波动实验直流母线电压变化图；

图10(a)为储能系统负荷功率波动实验SOC结果图；

图10(b)为储能系统负荷功率波动实验SOC变化率结果图；

图10(c)为储能系统负荷功率波动实验直流母线电压变化图；

图11为本实施例方法流程图。

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。

实施例

本发明的目的是针对直流微电网孤岛运行模式下，储能系统作为微电网松弛终端被激活时，并联的多储能单元间由于线路阻抗参数及储能自身特性不一致导致的负荷电流分配精度低和直流母线电压大幅度跌落的问题，提出了一种考虑不匹配线阻及容量的孤岛直流微电网多储能控制方法，通过改进传统变流器双闭环控制，在采用改进的定电压下垂控制，消除了不匹配线路阻抗及储能本身初始特性的不同对分布式储能单元电流负荷分配的影响，为达到各储能单元SOC均衡，在变流器电流内环控制中引入SOC均衡因子，根据各储能单元自身的容量和当前SOC动态改变其内环输出电流参考值，最终实现了孤立直流微电网内分布式储能单元间的SOC均衡；并且，该控制方法在完全不需要依靠电压二次调节控制的情况下有效避免了传统有差下垂控制导致的直流母线电压大幅度跌落，最大程度地发挥了分布式储能单元的效率，提升了微电网的安全可靠性和经济性。

孤岛直流微电网多储能充放电控制方法设计如下：

(1)根据不同的功率终端和松弛终端被激活，微电网可以分为两种运行模式如图1所示，本方法为多个并联的储能单元共同作为松弛终端被激活时，微电网内并联多分布式储能单元间的充放电控制方法。

(2)图2为储能单元等效电路图。

(3)传统“电压-电流”下垂控制表达式为：

第i个储能单元输出电流表达式为：

其中，为第i个(i＝1,2,…,N)储能单元电压外环输出电压参考值，U*为母线电压参考值，n_i为第i个储能单元的下垂系数，R_linei为相应储能单元到公共耦合点(Point ofCommon Coupling,PCC)的线路阻抗，u_pcc为实际母线电压，i_dci为第i个储能单元电流内环的实际输出电流。

(4)储能单元的荷电状态SOC计算表达式为

其中，SoC_{i_0}代表第i个储能单元的初始荷电状态，SOC_i为第i个储能单元当前荷电状态。i_dci充电时为正，放电时则为负。

对上式两边求导得SOC变化率为

根据该式可知，储能单元的SOC变化率与其输出电流和容量相关，容量相同时，要使得各储能单元的SOC均衡，放电时，SOC较大的储能单元输出电流较大，反之，充电时，SOC较大的储能单元吸收电流较小，且当各储能单元SOC达到均衡后，各储能单元输出电流与容量比值相等是SOC均衡的必要条件。

(5)孤岛直流微电网多储能充放电控制方法设计，通过改进传统变流器双闭环控制，采用改进的定电压下垂控制，消除不匹配线路阻抗对电流负荷分配精度的影响，且不会产生类似于传统下垂控制所导致的直流母线电压跌落，同时产生电流内环参考值；在电流内环控制中，通过引入SOC均衡因子，使得各储能单元根据自身容量和当前SOC动态调节电流内环输出电流参考值，最终实现各并联储能单元间的SOC均衡。

(6)分布式储能单元总体结构框图如图3所示

(7)本发明提出的多储能充放电控制方法，能够有效地提高孤岛直流微电网内并联多分布式储能单元间的电流负荷分配精度和系统的稳定性，通过算例仿真，验证了本发明方法的有效性。

以下从传统下垂控制下储能SOC不均衡分析、传统下垂控制导致的直流母线电压跌落、储能充放电控制方法设计、小值稳定性分析、改进的电压/电流双闭环控制设计以及不同工况下的实验算例验证等几个方面对本发明做进一步说明。

(1)传统下垂控制下储能SOC不均衡分析

根据上文所描述进一步得传统下垂控制下第i个储能单元输出电流表达式为：

进一步分析得：

其中，即在传统下垂控制下，任意两组储能单元间的SOC变化率与其自身容量、相应线路阻抗及下垂系数有关；而实际微电网中，若C_ei≠C_ej，且输电线路往往无法保证各储能单元线路阻抗完全相同，故各储能单元SOC均衡的必要条件无法得到满足，使得储能在充放电过程中无法实现SOC均衡，进而影响储能单元的使用寿命。

(2)传统下垂控制下直流母线电压跌落

根据图2得直流母线电压跌落为

Δu_pcc＝i_dci(n_i+R_linei)

即直流母线电压跌落包含两部分，一部分是由于传统下垂控制造成的母线电压跌落，这部分电压损耗一般较大，因为实际微电网中n_i>>R_linei，第二部分则是相应线路阻抗上消耗的电压。

(3)储能充放电控制方法设计

理想情况下，忽略不匹配线路阻抗时，根据图2，各储能单元通过变流器直接与直流母线电压相连，此时，储能单元变流器输出电压均等于直流母线电压，即并联各变流器的电压外环具有相同的基准输出电压；为消除不匹配线路阻抗对电流负荷分配精度的影响，参照忽略不匹配线路阻抗时的理想情况，本发明采用各储能单元变流器电压外环输出电压的平均值代替各储能单元变流器电压外环实际输出电压(输出电压平均值及下文的SOC平均值均利用动态一致性算法获得，消除了微电网对全局通信的依赖，实现了分布式单元之间的信息共享，降低了通信成本)，相当于为变流器电压外环提供同一基准输出电压参考；同时，传统下垂控制属于有差调节，下垂系数的引入成为导致直流母线电压大幅度跌落的主要原因，为有效消除该部分母线电压跌落，本发明各储能单元下垂系数均取零，故下垂控制产生的输出电压均为电压额定值400V，即定电压下垂，采用该控制后，各储能单元变流器电流内环具有相同的输出电流参考值，即

其中，为电压外环产生的内环电流参考值，为各储能单元变流器电流内环输出电流初始参考值，k_p,k_i分别为电压外环PI控制器参数，u_ave为各储能单元变流器电压外环实际输出电压平均值。

在电流内环控制中，通过引入SOC均衡因子，使得各储能单元根据自身容量和当前SOC动态调节电流内环输出电流参考值，设计SOC均衡因子S_i为

其中，β为加速因子；SOC_ave为各储能单元SOC平均值。

此时，储能单元电流内环输出电流实际参考值为：

(4)小值稳定性分析

为验证微电网系统在本发明所提控制方法下的稳定性，以两组具有不同特性的储能单元(DES₁，DES₂)和负载组成的微电网系统为例，对直流微电网进行小值稳定性分析。

根据上述内容，采用本发明所提控制方法后，系统的特征方程为：

As³+Bs²+Cs+D＝0

其中，各项系数为：

A＝w₀soc₁₊₂-βe^βk_p(u^*-u_ave)

B＝w₀ ²soc₁₊₂-βe^β(u^*-u_ave)(2k_pw₀+k_i)+w₀ ²e^βR_loadk_p[soc₁₊₂(ce₁+ce₂)

-2β(ce₁soc₁+ce₂soc₂)]

C＝-βe^βw₀(u^*-u_ave)(k_pw₀+2k_i)+w₀ ²e^βR_loadk_i[soc₁₊₂(ce₁+ce₂)

-2β(ce₁soc₁+ce₂soc₂)]

D＝-βe^βk_iw₀ ²(u^*-u_ave)

分析得本实施提出控制方法下的系统特征方程各项系数(A,B,C,D)均大于零，满足系统稳定的劳斯稳定判据条件；同时，进一步讨论了系统中关键参数SOC，C_e及k_p对于系统稳定性的影响，用于分析稳定性的系数参数如表1所示：

表1系统稳定性分析参数

根据系统特征方程绘制系统的根轨迹如图4所示，图4(a)表示C_e2从0Ah增加到30Ah对应的根轨迹图，图4(b)表示k_p从0.005增加到0.07时的根轨迹图，图4(c)表示SOC₂从0变到1时对应的根轨迹分布情况，主导极点λ₃几乎不受系统参数变化的影响，λ₁、λ₂也始终位于左半平面，因此，合理的选择系统关键参数可使得系统的稳定性得以保证。

(5)基于RTDS的实验算例验证

为了验证本发明所设计控制方法在各个不同工况下的有效性，本实施例基于实时数字仿真仪(Real Time Digital Simulator，RTDS)搭建了含三组并联分布式储能单元(DES1、DES2、DES3)的实验平台，对孤岛直流微电网储能系统进行实验分析，如图6所示，系统控制参数如表2所示。

表2基于RTDS的系统实验参数

算例1：储能稳定充放电

储能系统作为松弛终端被激活时，当光伏发电功率无法满足负荷功率需求时，此时，储能系统被动地释放功率满足负荷需求，处于稳定放电状态，设置各储能的初始SOC分别为80％、70％、60％。当光伏发电功率大于负荷功率需求时，储能系统被动地吸收微电网内多余功率处于稳定充电状态，设置各储能的初始SOC分别为60％、50％、40％。t＝50s之前，对变流器电压外环采用定电压下垂控制，消除不匹配线路阻抗对电流负荷分配精度的影响，根据图7(a)、8(a)可以看出，此时SOC均衡的必要条件没有满足；t＝50s时，在电流内环控制中引入SOC均衡影响因子，各储能单元根据自身容量和当前SOC动态调节内环输出电流参考值，最终实现并联多储能单元间的SOC均衡，有效避免了某个储能单元的过充或过放，提高了微电网的经济性。同时，由图7(c)、8(c)可以看出,在该控制方法下，直流母线电压波动很小，基本维持在额定值附近，这极大地提高了直流微电网系统的安全稳定性。

算例2：光伏发电功率波动

采用MPPT控制的光伏作为微电网功率终端时，其发电功率受外界天气等自然因素影响具有波动性、随机性。此时，作为松弛终端的储能系统需要根据光伏发电功率及负荷需求功率的差额不断地调节自身输出功率以满足微电网内的实时功率平衡。

负荷需求功率不变，储能系统处于放电状态，0～50s，仅对变流器电压外环采用定电压下垂控制，t＝50s时，在电流内环控制中引入SOC均衡影响因子，各储能SOC逐渐开始收敛，t＝100s，光照强度增大，光伏发电功率增加，t＝200s，光照强度继续增大，储能系统由放电迅速切换至充电状态，根据实验波形图9不难发现，本发明所提控制方法下，光伏系统发电功率发生波动并不会影响到储能单元SOC均衡，且直流母线电压几乎维持在额定值附近，充分发挥了储能系统的效率，提升了微电网的安全可靠性。

算例3：系统负荷功率波动

光伏仍采用MPPT控制作为微电网功率终端与作为松弛终端的储能系统共同为负荷供电。光伏发电功率不变，若系统负荷需求功率减小，此时，储能单元相应的输出功率将会增大。本算例主要验证当系统发生负荷投切时对并联各储能单元SOC均衡控制的影响。

100s前，储能系统处于充电状态，0～50s，仅对变流器电压外环采用定电压下垂控制，t＝50s时，在电流内环控制中引入SOC均衡影响因子，各储能SOC逐渐开始收敛，t＝100s，系统投入额外负荷，负荷需求功率增大，储能系统由充电状态迅速切换至放电状态维持系统内实时功率平衡，t＝200s，切除部分负荷，系统功率盈余，储能系统由放电状态迅速切换至充电状态，根据实验波形图如图10所示，可以看出，在本发明所设计控制方法下，系统负荷功率发生波动并不会影响到并联多储能单元间的SOC均衡，且直流母线电压在额定值附近极小范围内波动，保证了微电网的安全稳定运行。

Claims (8)

1.一种孤岛直流微电网协调稳定运行控制方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

步骤S1：对各储能单元变流器执行电压电流双闭环控制和改进的定电压下垂控制，改进的定电压下垂控制用于保持母线电压稳定；

步骤S2：采用各储能单元变流器电压外环实际输出电压的平均值u_ave代替各储能单元变流器电压外环实际输出电压，计算各储能单元变流器电流内环输出电流初始参考值

步骤S3：计算各储能单元SOC均衡因子；

步骤S4：根据各储能单元变流器电流内环输出电流初始参考值和各储能单元SOC均衡因子，计算得到各储能单元电流内环输出电流实际参考值，使各储能单元在母线电压稳定的情况下达到荷电平衡。

2.根据权利要求1所述的一种孤岛直流微电网协调稳定运行控制方法，其特征在于，所述的步骤S1中改进的定电压下垂控制指下垂系数为零的下垂控制。

3.根据权利要求1所述的一种孤岛直流微电网协调稳定运行控制方法，其特征在于，所述的步骤S2中各储能单元变流器电流内环输出电流初始参考值计算方法为：

其中，k_p、k_i为电压外环PI控制器参数，u^*为各储能单元变流器电压外环输出电压参考值。

4.根据权利要求1所述的一种孤岛直流微电网协调稳定运行控制方法，其特征在于，所述的各储能单元变流器电压外环输出电压参考值u*与母线电压参考值相同。

5.根据权利要求1所述的一种孤岛直流微电网协调稳定运行控制方法，其特征在于，所述的步骤S3中，第i个储能单元SOC均衡因子S_i计算方法为：

其中，β为加速因子，SOC_ave为各储能单元当前荷电状态的平均值，SOC_i为第i个储能单元的当前荷电状态，C_ei为第i个储能单元的容量。

6.根据权利要求5所述的一种孤岛直流微电网协调稳定运行控制方法，其特征在于，所述的第i个储能单元的当前荷电状态SOC_i计算方法为：

其中，SoC_{i_0}代表第i个储能单元的初始荷电状态，i_dci为第i个储能单元电流内环输出电流实际值。

7.根据权利要求1所述的一种孤岛直流微电网协调稳定运行控制方法，其特征在于，所述的步骤S4中，第i个储能单元电流内环输出电流实际参考值计算方法为：

8.根据权利要求1所述的一种孤岛直流微电网协调稳定运行控制方法，其特征在于，所述的各储能单元变流器电压外环实际输出电压的平均值u_ave与各储能单元当前荷电状态的平均值SOC_ave均利用动态一致性算法获得。