光储直流微网能量协调控制方法

谭文娟 ，陈燕东 ，杨 苓 ，周小平 ，周乐明 ，唐 杰

（1.国家电能变换与控制工程技术研究中心（湖南大学），长沙 410082；2.多电源地区电网运行与控制湖南省重点实验室（邵阳学院），邵阳422000）

随着全球能源危机和环境污染的日益严重，太阳能、风能、核能等清洁新能源受到了更多的关注与期待[1-3]。微电网作为将可再生分布式发电系统与储能装置及负载集成到可控子网络的关键技术，既能并网工作，也能离网运行[4]。相比于交流微电网，直流微电网的结构简单，效率高，电能质量好，且不存在频率偏移、相位同步及无功补偿的问题，这有助于其被广泛地推广与运用[5-9]。

分布式发电装置功率输出的间歇性和负载的多变性，不仅会引起直流母线电压大范围波动，还会导致功率不平衡，降低系统供电的可靠性，因此，直流微电网的能量管理和协调控制是保证其稳定运行需要解决的关键问题之一[10,11]。文献[12]提出一种并网变换器调节直流母线电压的方法，但该方法在直流微电网内未考虑光伏模块和混合储能模块，故系统的可靠性较低，动态响应较慢；文献[13]提出以直流母线电压为判定基准的直流微电网能量管理方法，但该方法忽略了混合储能模块电量饱和和不足的情况，同时未考虑负荷重载时直流母线电压过低可能导致系统崩溃的情况。文献[14]提出一种基于直流母线电压信息的能量管理方法，该方法在直流微电网内只考虑直流负荷，不适用目前的供电方式。

为了稳定直流母线电压和优化系统各模块工作过程，本文提出了一种协调光伏、混合储能、大电网间能量的控制方法。以直流母线电压为依据判断系统功率的平衡状态，在并网状态下，引入并网变换模块，实现直流微网与大电网间的能量交换，维持系统功率平衡；在离网状态下，考虑混合储能各单元的工作特性及其充放电裕量，设定超级电容和锂电池工作阈值，管理光伏和混合储能的能量输出，提高系统的动态响应速度，避免电力电子器件频繁动作，延长使用寿命。系统可划分为6种能量管理模式，并能够在6种能量管理模式间平滑切换，维持了直流母线电压稳定，保证了系统可靠稳定的运行。

1 直流微网结构

图1为直流微网的结构框图，它由光伏PV（photovoltaic）模块、混合储能 HES（hybrid energy storage）模块、并网变换器 GC（grid converter）模块和负载4大部分组成。光伏模块通过Boost电路接在直流母线上；混合储能模块由超级电容、锂电池和Buck/Boost双向变换器组成，可根据微网系统能量供需的实时平衡状态进行充放电的自由切换；并网变换器采用三相桥式电路，可实现微网与大电网间的能量互动；本地负载DC/DC、DC/AC变换器和阻性负载模拟。

图1 直流微网结构Fig.1 Structure of DC microgrid

图1中，Udc是直流母线电压，Upv和Ipv分别是光伏阵列输出的实际电压和电流，Usc和Isc分别是超级电容的端电压和输出电流，Ub和Ib分别是锂电池的端电压和输出电流，UGc和IGc分别是并网变换器侧的电压和电流，R1和R2是阻性负载，Ppv是光伏侧发出功率，Psc是超级电容侧充放电功率，Pb是锂电池侧充放电功率，PGc是直流微电网与大电网的交换功率，PL1和PL2是负载消耗功率。

2 系统能量管理优化方法

2.1 能量管理方法总体结构

能量管理方法总体结构如图2所示，其中，光伏模块可在最大功率跟踪MPPT（maximum power point trace）和恒压模式间自由切换，提高了系统的运行效率；混合储能模块包括超级电容和锂电池，采用下垂控制和电流内环PI控制方法，可在充电、放电、待机和限流模式间自由切换，避免了直流母线电压小范围波动引起的电力电子器件不必要动作，提高了混合储能模块的使用寿命；并网变换器模块在整流、逆变和停机模式间自由切换，可根据系统功率实时的平衡情况，确定微网与大电网间能量传输的大小与方向。

图2 能量管理方法总体结构Fig.2 Overall structure of energy management method

2.2 系统能量管理模式

由于直流微电网不需要考虑无功功率、频率、相位等问题，直流母线电压成为反映微网功率平衡的主要参数。通过监测直流母线电压Udc波动的大小，对分布式电源、储能模块、大电网与负载间的能量交换进行分段管理,降低部分变换器频繁切换的次数，保证微电网的可靠运行。当检测到UL2≤Udc≤UH2（UL2和UH2分别为并网变换器工作临界值）时，并网变换器（GC）停机，系统处于离网状态，依据系统功率平衡状况，将光伏模块及混合储能出力细分为4种工作模式；当检测到直流母线低压Udc≤UL2或Udc≥UH2时，混合储能模块采用待机控制，并网变换器依据系统当前的运行状态确定传输能量的大小与方向。系统能量管理模式如图3所示，其中，Usc是超级电容侧电压，Usc1、Usc2、Usc3和 Usc4是锂电池工作的临界值。

图3 系统能量管理模式Fig.3 Energy management modes of the system

（1）能量管理模式1：并网变换器采用停机控制，系统处于离网状态；为了防止直流母线电压小范围波动引起的混合储能模块频繁动作，超级电容和锂电池采用待机控制；光伏模块采用恒压控制，持续为负载供电，光伏模块发出功率和负载消耗功率达到平衡。功率平衡方程为

（2）能量管理模式2：并网变换器采用停机控制，系统处于离网状态；由于系统功率剩余，混合储能模块通过吸收功率来保证系统功率平衡，超级电容先投入工作，采用充电控制，并开始进行充电。当其两端的电压Usc达到某个值时，锂电池再投入工作并开始充电，维持直流母线电压的恒定；随着超级电容和锂电池不断充电，二者均未达到电量饱和，则光伏模块采用MPPT控制，光伏模块发出功率、混合储能模块吸收功率和负载消耗功率达到平衡。功率平衡方程为

（3）能量管理模式3：并网变换器采用停机控制，系统处于离网状态；由于系统功率剩余，混合储能模块通过吸收功率来保证系统功率平衡，超级电容先投入工作，采用充电控制，并开始进行充电。当其两端的电压Usc达到某个值时，锂电池再投入工作并开始充电，维持直流母线电压的恒定；随着超级电容和锂电池不断充电，二者均达到电量饱和，即混合储能模块荷电状态不小于90%时，则光伏模块采用恒压控制，超级电容和锂电池采用限流控制。光伏模块发出功率、混合储能模块吸收功率和负载消耗功率达到平衡，功率平衡方程同式（2）。

（4）能量管理模式4：并网变换器采用停机控制，系统处于离网状态；由于系统功率不足，混合储能模块通过释放功率来保证系统功率平衡，超级电容先投入工作，采用放电控制，并开始进行放电。当其两端的电压Usc达到某个值时，锂电池再投入工作并开始放电，维持直流母线电压的恒定；随着超级电容和锂电池不断放电，二者均未达到电量不足，则光伏模块采用MPPT控制，光伏模块发出功率、混合储能模块释放功率和负载消耗功率达到平衡。功率平衡方程为

（5）能量管理模式5：并网变换器采用逆变控制，系统处于并网状态；随着超级电容和锂电池处于待机状态，光伏模块采用MPPT控制，但无法使直流母线电压降低到额定值附近，因此并网变换器将系统的剩余功率输送到大电网，光伏模块采用MPPT控制，使光伏模块发出功率、并网变换器输送功率和负载消耗功率达到平衡。功率平衡方程为

（6）能量管理模式6：并网变换器采用整流控制，系统处于并网状态；随着超级电容和锂电池处于待机状态，光伏模块采用MPPT控制，但无法使直流母线电压上升到额定值附近，因此系统的不足功率由大电网供给，使光伏模块发出功率、并网变换器输入功率和负载消耗功率达到平衡。功率平衡方程为

2.3 系统各模式间的切换

系统各模式间的切换如图4所示，UL2、UL1、UH1和UH2是超级电容工作的临界值，Sbmax和Sbmin分别是锂电池的最大剩余容量。由于系统稳定运行时，直流母线电压的偏差|ΔUdc|不超过额定电压的10%，而为了避免母线电压小范围波动使超级电容频繁地动作，在直流电压最大偏差不超过±10%的界限内再次进行划分，设定|ΔUdc|＜ε时，储能模块不动作，由光伏模块采用恒压控制维持系统的功率稳定，而ε的取值既不能太大也不能太小，本文ε取0.25，即 UL2、UL1、UH1和 UH2占直流母线额定电压的比例分别是90%、97.5%、102.5%和110%。

在系统初始状态为模式1时，需要判断是否满足判别式UH1≤Udc＜UH2，如果满足，则模式1切换到模式2；如果不满足，需要判断是否满足判别式UL2＜Udc≤UL1，如果满足，则切换到模式 4；如果不满足，则返回模式1。在切换到模式2后，需要判断是否满足判别式UL1＜Udc＜UH1，如果满足，则模式 2切换到模式1；如果不满足，需要判断是否满足判别式 Usc≥Usc4且 Sb≥Sbmax，如果满足，则模式 2切换到模式3；如果不满足，则返回模式2。系统初始状态为其他模式时，切换情况与此类似，不再赘述。

图4 系统各模式间的切换Fig.4 Switching among different modes of the system

3 系统各模块控制电路及优化方法

3.1 光伏模块电路与控制

光伏模块采用Boost变换器，可在MPPT和恒压模式间自由切换，为了充分利用太阳能，光伏模块一般采用MPPT控制，保证最大功率输出，此时由混合储能模块调整出力稳定直流微网母线电压，维持系统功率平衡；当混合储能模块电量饱和时，光伏模块转换为恒压控制以调节直流微网功率平衡，提高了系统的运行效率。

光伏模块拓扑结构及控制框图如图5所示。图中，Upv和Ipv分别为光伏阵列输出的实际电压和电流，Uref1和Uref2分别是MPPT控制下光伏侧电压和恒压控制下直流母线电压的参考值，Iref1和Iref2分别是MPPT控制下和恒压控制下光伏侧电流的参考值。

图5 光伏模块拓扑及控制框图Fig.5 Topology and control block diagram of PV module

3.2 DC/DC双向变换混合储能模块

3.2.1 混合储能模块电路及控制方法

混合储能模块由超级电容及锂电池构成，将超级电容等效为理想电容与1个电阻串联，其简化电路及控制框图如图6所示，其中电感L1与开关管S1与S2构成双向DC/DC1变换器，电感L2与开关管S3与S4构成双向DC/DC2变换器，Usc为超级电容两端的电压、Ub为锂电池两端的电压，Cdc为直流母线电容，IL1、IL2分别为流过电感L1与L2的电流。通过状态空间平均法建立系统的状态平均方程为

图6 混合储能模块简化电路及控制框图Fig.6 The simplified circuit and control block of HES

式中 α1、α2、β1、β2选取原则如表1所示，表中“1”表示各开关管处于导通状态，“0”表示闭锁状态，※表示其工作状态不确定，需要根据直流母线电压波动范围的大小切换工作模式；d1和d2分别为变换器DC/DC1和变换器DC/DC2在对应模式下的占空比。

表1 混合储能模块工作状态Tab.1 Working status of HES module

3.2.2 混合储能模块下垂控制

为了避免直流母线电压小范围波动引起的混合储能模块频繁动作，结合超级电容动态响应快和锂电池能量密度高的特点，设定直流母线电压偏差基准，混合储能模块让超级电容先工作平衡系统瞬时功率，提高系统的动态响应，减少锂电池的动作次数，延长使用寿命；锂电池工作后，配合超级电容调整直流母线电压，防止超级电容达到饱和的速度过快。

超级电容的下垂特性如图7所示，则超级电容侧电流Isc和直流母线电压Udc的对应关系可以表示为

式中：Isc_limit2和Isc_limit1是超级电容充、放电电流限值；msc1和msc2是超级电容侧DC/DC变换器Boost和Buck 下垂系数。当 Udc≤UL2和Udc≥UH2时，超级电容采用限流控制；当UL2＜Udc≤UL1时，超级电容采用放电控制；当UL1＜Udc＜UH1时，超级电容采用待机控制；当UH1≤Udc＜UH2时，超级电容采用充电控制。

图7 超级电容的下垂特性Fig.7 Drooping characteristics of super capacitor

随着超级电容持续工作，锂电池也开始工作。锂电池的下垂特性如图8所示，即锂电池侧电流Ib和超级电容侧电压Usc的对应关系，可以表示为

式中：Ib_limit2和Ib_limit1是锂电池充、放电电流限值；mb1和mb2是锂电池侧DC/DC变换器Boost和Buck下垂系数；Usc1、Usc2、Usc3和 Usc4是锂电池工作的临界值。当Usc≤Usc1和Usc≥Usc4时，锂电池采用限流控制；当Usc1＜Usc≤Usc2时，锂电池采用放电控制；当Usc2＜Usc＜Usc3时，锂电池采用待机控制；当 Usc3≤Usc＜Usc4时，锂电池采用充电控制。

为了防止储能模块各单元的电量饱和和不足对设备造成损坏，需要为其设定安全的运行区间，本文设定超级电容的最小及最大的工作电压分别为Usc1和Usc4，锂电池最小和最大的剩余容量分别为Sbmin和Sbmax。当达到相应限值时，超级电容和锂电池采用待机控制。

图8 锂电池的下垂特性Fig.8 Drooping characteristics of lithium battery

3.3 DC/AC并网变换器接口控制

为了充分高效地利用分布式电源的出力和储能装置的调节能力，提高直流微网的运行效率，设置了并网变换器动作电压阈值，使其能在整流、逆变和停机模式间自由切换，避免了母线电压小范围波动引起电力电子装置的频繁动作，提高了系统的电能质量，其下垂特性曲线如图9所示。

图9 并网变换器的下垂特性Fig.9 Drooping characteristics of grid converter

图9即为并网变换器采用的下垂控制图，则并网变换器的传输功率PGc和直流母线线电压Udc的对应关系可以表示为

式中，mGc1和mGc2分别为并网变换器整流和逆变下垂系数。当Udc≥UH2时，并网变换器采用逆变控制，系统处于并网状态；当 UL2＜Udc＜UH2时，并网变换器采用停机控制，系统处于离网状态；当Udc≤UL2时，并网变换器采用整流控制，系统处于并网状态。

4 仿真分析

为了验证本文提出的直流微电网能量管理优化方法的有效性，按照图1所示的拓扑结构在PSIM9.0中搭建了直流微网的仿真模型，具体的系统参数如表2所示。

表2 系统参数Tab.2 System parameters

4.1 模式1

该模式下直流母线电压的波动范围为39 V＜Udc＜41 V，此时光伏模块采用恒压输出为负载供电，储能模块采用待机控制，其波形如图10和图11所示。为了观测在该模式下超级电容和锂电池对负荷骤降或突增的动态响应，在保证Udc的波动值不超过±1 V的前提下改变负载的大小，从图10和图11中可以看出，光伏模块的输出电压和电流发生了相应的变化，但无论超级电容还是锂电池此时的电流动作与否，而其输出电流值仍为0。

图10 光伏模块恒压控制Fig.10 Constant voltage control of PV module

图11 模式1下储能模块的运行状态Fig.11 Operation status of energy storage module in mode 1

4.2 模式2

当41 V≤Udc＜45 V时，系统由模式1切换到模式2。光伏板的输出功率高于负荷所消耗的功率，使得直流母线电压被抬升。当检测到直流母线电压Udc达到超级电容充电的工作阈值，超级电容以1.9 A的电流开始充电，而超级电容两端的电压会随着其持续充电上升，但在未达到锂电池充电工作阈值前，锂电池的电流仍为0，其波形如图12所示。

当监测到超级电容两端的电压达到锂电池充电的最低工作阈值11 V时，锂电池开始工作且其电流从0开始缓慢地增大，超级电池和锂电池协调工作，吸收系统过剩的功率，直流母线电压逐渐下降，这也使得超级电容的充电电流不断减小，其波形如图13所示。

图12 超级电容充电时系统运行状态Fig.12 Operation status of system when supercapacitor is being charged

图13 储能模块充电时系统运行状态Fig.13 Operation status of system when energy storage modules are charged

4.3 模式3

当超级电容两端电压达到充电极限15 V，超级电容停止工作，锂电池采用限流控制并以4 A的电流继续充电，当锂电池容量也达到Sbmax时，锂电池输出电流变为0。系统由模式2切换至模式3，光伏板由MPPT控制转化为恒压控制，维持系统供需平衡，其母线电压值约为43 V，系统运行的波形如图14所示。

4.4 模式4

当37 V＜Udc≤39 V时，系统由模式1进入模式4。光伏模块出力低于负荷的需求，这使得直流母线电压跌落。超级电容放电时系统运行状态如图15所示，图中，直流母线电压在系统运行0.5 s后从40 V降为36.3 V时，达到超级电容充电的工作阈值，超级电容投入工作，并以2.1 A的电流开始放电，超级电容电压Usc随其持续放电下降，但在未达到锂电池放电工作阈值前，锂电池不动作且其电流仍为0。

当监测到超级电容电压Usc下降至7 V时，锂电池开始工作，锂电池开始工作且其电流从0开始缓慢地增大进行放电，其波形如图16所示。超级电池和锂电池协调工作，为系统提供缺额功率，直流母线电压逐渐回升，这也使得超级电容放电电流不断减小，其波形如16所示。

图14 锂电池充电时系统运行状态Fig.14 Operation status of system when lithium battery is being charged

图15 超级电容放电时系统运行状态Fig.15 Operation status of system when super capacitors is being discharged

图16 储能模块放电时系统运行状态Fig.16 Operation status of system when energy storage modules are being discharged

4.5 模式5

当Udc＞40 V时，系统由模式1进入模式5。在0.5 s时减小负荷，使得光伏模块出力大于负荷的需求，直流母线电压被抬升，达到了并网变换器逆变的工作阈值，并网变换器投入工作，大电网与微网协调配合为负荷供电。此时，储能模块待机，其输出电流始终为0 A，光伏模块采用MPPT控制，其输出电压和电流为30 V和6.12 A，并网变换器以6 A的电流向大电网传输能量，维持系统功率平衡，其波形如图17所示。

图17 并网变换器逆变时系统运行状态Fig.17 Operation status of system when the grid converter works in inverter mode

4.6 模式6

当Udc＞40 V时，系统由模式1进入模式5。在0.5 s时增大负荷，使得光伏模块出力小于负荷需求，直流母线电压下降，达到并网变换器整流的工作阈值，并网变换器投入工作，大电网与微网协调配合为负荷供电，其波形如图18所示。此时，储能模块仍采用待机控制，其输出电流始终为0 A，光伏模块采用MPPT控制，并网变换器以4.9 A的电流从大电网向微网传输能量，维持系统功率平衡。

图18 并网变换器整流时系统运行状态Fig.18 Operation status of system when the grid converter works in rectification mode

5 结语

直流微电网中分布式电源输出不稳定，不仅会引起直流母线电压大范围波动，还会导致功率不平衡，从而使系统不能可靠运行。对此，本文提出了含光伏与混合储能的直流微电网能量管理优化方法，实现了因系统功率供需不平衡引起的母线电压波动的快速平抑。在并网状态下，直流微网通过并网变换器与大电网进行能量交换；在离网状态下，光伏模块与混合储能模块协调配合给本地负载供电，避免了直流母线电压小范围波动引起电力电子器件频繁动作，使得新能源和储能优先为负荷供电。在负荷突变时，储能模块让超级电容优先工作来平衡系统瞬时功率，锂电池后投入工作，配合超级电容调整直流母线电压，防止超级电容达到饱和的速度过快，提高了系统的动态响应速度，延长了储能单元的使用寿命，维持了系统功率平衡，实现了能量最优利用。

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