微电网混合储能系统充放电控制策略研究

潘 丰，程凡华，骆 聪，简 好

(国网潜江供电公司 , 湖北 潜江 433100)

以风电、光伏、储能蓄电池等分布式电源(distributed generation，DG)组成的微电网发展迅速，但DG的随机性、间歇性直接影响微电网系统的稳定运行。尤其是储能系统(energy storage system，ESS)作为微电网的重要环节[1-2]，如何实现其容量和功率的合理配置,利用电力电子器件的合理通断平衡母线侧与负荷侧的功率差额以及微电网的稳定性等方面有待于更深入的探讨[3-4]。

混合储能系统中蓄电池和超级电容优良的充放电控制策略对微电网可靠运行意义重大。文献[5-6]分析了微电网孤岛模式下通过逆变器控制实现交流母线电压和频率的稳定，并未考虑到混合储能系统的控制；文献[7]依据蓄电池电流计算出超级电容电流实现两者对直流母线侧负荷的集中补偿，直流母线电压无法快速稳定；文献[8-10]通过超级电容补偿高频功率分量、蓄电池补偿低频功率分量，但两者无法分时分段独立控制，未有效减小储能电源充放电次数；文献[11]提出了一种基于多滞环电流控制的混合储能系统混合控制方法，忽略了电容瞬时充电电流过大以及蓄电池荷电状态限值对控制效果的影响；文献[12]假定光伏DG输出功率和负荷功率波动时不影响直流母线电压的稳定。

由此可见，当前研究只是单一的考虑超级电容、蓄电池以及逆变器控制来实现直流母线电压稳定，而对于混合储能系统中各储能单元间的配合关系及如何实现充放电优化控制等缺乏进一步研究。本文在依据微电网容量配置合理功率的超级电容和蓄电池混合储能系统下，提出了一种基于直流母线电压稳定的混合储能系统充放电控制策略，即在混合储能系统外部、内部功率平衡约束下，充分利用超级电容快充特性、蓄电池的续冲特性协调配合，同时以超级电容电压和蓄电池的荷电状态(state of charge,SOC)为判断条件，来实现混合储能系统充放电控制模式间的平滑切换，并通过仿真验证了该控制策略的正确性、有效性。

1 混合储能系统结构及运行机理

分布式电源通过单向直流变换器、基于超级电容和蓄电池的混合储能系统通过双向直流变换器，将功率汇集到直流母线上，在稳定直流母线电压的同时平衡直流负荷功率需求。直流母线侧存在功率差额时，混合储能系统通过外部功率平衡控制补偿功率差额，通过内部功率平衡控制实现超级电容工作电压的稳定和蓄电池的SOC及充放电次数。同时直流母线通过逆变器将功率输出到微电网的公共交流母线，为微电网的本地负荷提供稳定可靠的交流电源。由于本文主要针对混合储能系统的充放电控制展开讨论，只需考虑孤岛模式下微电网直流母线侧的功率平衡和电压稳定控制问题，基于混合储能系统的微电网结构如图1所示。Ppv为光伏DG向直流母线输出的有功功率；Pess为储能DG向直流母线注入的有功功率；Pload为直流负荷功率。

图1 基于混合储能系统的微电网结构

2 混合储能系统控制策略

将混合储能系统中超级电容等效为理想电容串联内阻的简化模型，混合储能系统控制电路拓扑结构如图2所示。

图2中Udc为直流母线电压，ibat为蓄电池电流，isc为超级电容电流，iess为混合储能系统向直流母线侧输出电流，Ssoc为蓄电池荷电状态，Usc为超级电容电压。DC/DC1变换器始终工作于单端功率平衡模式，将PV(Photovoltaic)功率实时注入直流母线侧，电感L1平抑Upv的波动，混合储能控制系统依据Ssoc、Usc和Udc判断DC/DC2和DC/DC3工作于双电平的降压式变换电路(Buck)或者升压式变换电路(Boost)。

在光伏DG输出功率Ppv和负荷功率Pload不平衡时，引起直流母线侧的功率差额ΔPdc=Ppv-Pload，ΔPdc≠0时启动储能系统实现充放电控制平衡功率差额。当ΔPdc>0时，Udc超过额定值，S31、VD32导通，变换器DC/DC3工作在Boost电路模式，对超级电容进行充电，最终使得Udc降低到额定值附近；当ΔPdc<0时，S32、VD31导通，变换器DC/DC3工作在Buck电路模式，超级电容和蓄电池通过DC/DC3对直流母线侧放电补充直流母线侧的功率缺额。

图2 混合储能系统控制电路拓扑结构

2.1 直流母线电压稳定控制

图2中直流微电网不同DG之间功率满足式(1):

Pess=Udciess=Pload-Ppv

(1)

又有Pess=Udciess=-ΔPdc，而且给定的Udc在同一工作模式下基本不变，则可认为电流iess与Pess在不同工作模式呈现一定的线性关系。因此，只需混合储能系统能够持续提供稳定的充放电电流，就能保证直流母线电压稳定在允许波动的合理范围内。直流母线电压与直流母线的功率差额表示为

Udc=Udc_ref-α(Pload-Ppv)

(2)

iess=β(Udc_ref-Udc)

(3)

假定光伏DG和负荷功率波动时不影响直流母线电压稳定能够快速稳定，通过选择合适的α和β，电流双闭环反馈控制以及引入储能系统充放电电流限幅环节，实现直流母线电压稳定控制，具体控制框如图3所示。

图3 基于电压电流双闭环的直流母线电压控制框图

2.2 混合储能系统外部功率平衡控制

图4 微电网系统功率平衡控制流程图

图5 基于外部功率平衡DC/DC3变换器动作特性

(4)

2.3 混合储能系统内部功率平衡控制

图6 基于内部功率平衡DC/DC2变换器动作特性

(5)

3 仿真分析

由图7仿真结果可以看出：图7(a)中光伏发电系统的输出功率在t=0.5 s时由900 W跟随光照强度变化降低到600 W，输出电压基本不变；图7(b)中在0～0.15 s时间段混合储能系统无输出，直流母线由于功率不平衡引起较大的波动，但在0.15 s以后混合储能系统快速动态补偿因t=0.5 s时，光伏发电系统输出功率和t=0.3 s时负载功率变化引起的直流母线侧的功率缺额，使得直流母线电压始终稳定在200 V，验证了上述基于混合储能系统外部功率平衡控制策略的正确性及有效性。

(a)光伏发电系统MPPT相应输出波形

(b)直流母线电压和储能系统输出电流波形图7 基于混合储能系统的外部功率平衡控制仿真

由图8仿真结果可以看出：图8(a)中超级电容在负载突变及光伏发电系统输出功率突变时，快速充放电的同时电容电压稳定在70 V且小幅波动；图8(b)中蓄电池进行吸收和释放相应的能量以弥补超级电容功率差额，荷电状态始终稳定在80%左右；图8(c)中具有快充特性的超级电容弥补蓄电池不能快速放电和放电电流小的缺陷，二者互为补充，大大提升了混合储能系统的响应速度，在稳定直流母线电压的同时实现混合储能系统内部功率的平衡。

(a)储能系统中超级电容电压电流波形

(b)储能系统中蓄电池电流和荷电状态波形

(c)基于蓄电池-超级电容储能系统输出电流波形图8 基于混合储能系统的内部功率平衡控制仿真

4 结论

本文针对储能蓄电池和超级电容的充放电特性，提出了一种适用于微电网混合储能系统充放电控制策略，仿真结果如下。

a. 选定合适的直流母线电压稳定限值，有利于混合储能系统与直流母线功率的动态平衡，实现了直流母线电压的稳定控制。

b. 充分利用超级电容的快充特性，在实现蓄电池平滑充放电的同时减少了其充放电次数。

c. 以超级电容工作电压和蓄电池的荷电状态为控制目标，实现混合储能系统中超级电容和蓄电池的内部功率平衡。

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