独立光储直流微网母线电压分层协调控制策略

康家玉， 白一锴， 王素娥， 张晓飞

（陕西科技大学电气与控制工程学院，西安710021）

0 引 言

人们对能源日益枯竭和环境污染等问题的关注使利用可再生能源的分布式发电成为了热点，而分布式电源供能发电的基本实现形式即为微网［1-2］。直流微网相比于交流微网不存在频率跟踪、无功波动的问题，提高了系统电能质量与稳定性，其控制方法也较为简单［3］。家用电动、电热设备等常用电器负荷类型的转变使住宅直流供电开始兴起，成为推动直流微网发展的重要应用［4］。直流母线电压的稳定性对直流微网的可靠运行具有重要影响，其中分布式电源的随机波动性以及负载的大规模投切都会引起母线电压的不稳定［5］，进而维持直流母线电压稳定的目标为实现分布式电源发出功率与负载、储能等单元吸收功率的匹配，常用的控制策略有分布式控制、分层控制、集中式控制等［6］。文献［7］中采用了一种分布式控制保证各微源功率均分，提高了电压质量。文献［8］中设计功率控制策略，通过对微网中央控制器的集中式控制实现微网内部功率分配。针对分布式控制与集中式控制通信压力大的问题，文献［9］中采用了电压分层协调控制方法，但对于储能单元无法工作时采用的减载操作控制效果不够理想。储能单元在维持微网中母线电压稳定时起到了至关重要的作用，进而延长其使用寿命，研究其更优的控制技术成为了热点。文献［10］中提出了基于混合储能系统的电压分层协调控制策略，通过对超级电容与蓄电池下垂曲线的分析合理划分工作区间协调控制母线电压稳定。文献［11］中设计了监控管理系统，在维持母线电压稳定的前提下对蓄电池进行循环充电，延长蓄电池使用寿命。文献［12］中为避免蓄电池过度充放电，考虑蓄电池SOC，提出了一种包含一次分散控制和二次集中控制的协调控制策略，较好地控制了母线电压的稳定。

本文以独立光储直流微网为研究对象，针对单组蓄电池易出现过流故障及过充过放情况的问题，提出了一种基于双蓄电池储能系统的电压分层协调控制策略，延长蓄电池的使用寿命，并快速平抑系统中功率波动，稳定母线电压。

1 系统结构

本文采用的独立光储直流微网主要由光伏发电单元、两组蓄电池储能单元以及直流负荷组成，其结构如图1 所示。

图1 独立光储直流微网结构图

光伏发电单元将太阳能转换为电能输出，通过Boost升压斩波电路与母线电压等级进行匹配，并实现最大功率点跟踪（Maximum Power Point Tracking，MPPT），控制光伏发电单元输出其最大功率。储能系统有两组蓄电池组（B1，B2），通过双向DC/DC 电路连接直流母线，实现能量双向流动，控制蓄电池组充放电来平衡微网功率、稳定母线电压。

2 母线电压控制策略

2.1 电压分层协调控制策略

根据光伏发电单元、蓄电池储能单元与负载功率平衡原则，以直流母线电压参考值为阈值，将系统动态调节过程划分为稳态阶段与暂态阶段，得到母线电压分层协调控制策略，该策略与主从控制、集中式控制相比其不依赖控制器之间的通信联系，更简单灵活，能够使直流微网运行的可靠性更高。

独立光储直流微网无大电网支持，需要依靠自身来调节系统中的功率波动［13］。考虑到光伏发电单元的随机波动性强，输出功率难以控制，为了保证能源最大限度地利用使其工作在MPPT模式下。采用双蓄电池储能系统，研究表明引起电池损坏失效与最大放电深度、电池充放电次数有关，并且充放电次数越多，最大放电深度越大则电池的使用寿命越短［14］，因此本文选取蓄电池SOC上、下限分别为80%和20%，以蓄电池作为平衡节点平抑系统中的功率波动。稳态阶段下，针对负荷发生突变的情况，使两组蓄电池共同工作，采用功率平抑控制根据功率分配模块协调缺额或冗余功率；暂态阶段下，使两组蓄电池轮换工作，采用改进下垂控制恢复母线电压至稳定值，总体控制策略框图如图2 所示。其中状态监测模块是根据参考电压Uref与实际检测电压Udc比较的差值ΔU 判断层级，运行流程如图3 所示。允许直流母线电压有1%Udc的波动，以此设定母线电压阈值。若ΔU在1%Udc间波动，则认为此时为稳态阶段，否则为暂态阶段。

2.2 稳态阶段母线电压控制

当0.99Udc＜Udc＜1. 01Udc时，母线电压波动较小，处于稳态阶段。系统中功率关系：

式中：PPV为光伏单元输出功率；PL为直流负荷总额定功率。光伏发电单元工作在MPPT 模式下，为了防止在母线电压小波动时蓄电池频繁动作，使蓄电池工作在空闲模式。

当负荷发生突变时，用对电压微分得到的电压变化率dU/dt代替电压变化量ΔU检测该情况是否发生并发出信号使两组蓄电池共同协调工作平衡突变功率。如负荷突增时母线电压降低至阈值以下，电压变化率反向增加超过理想情况（理想情况为母线电压基本恒定），则状态监测模块收到信号使两组蓄电池准备放电，负荷突减时则相反。系统中功率关系：

图2 独立光储直流微网整体控制策略框图

图3 状态监测模块运行流程图

式中：PBS1、PBS2分别为第1、2 组蓄电池的功率，“＋，-”表示蓄电池充电与放电。两组蓄电池参考电压相同，忽略线路阻抗，满足：

Rc为蓄电池SOC达到100%时的内阻，则两组蓄电池功率分配满足：

功率分配模块根据式（6）对缺额或多余功率进行分配得到两组蓄电池的参考功率，充电模式下SOC 值低的蓄电池组吸收较多功率；放电模式下SOC 值低的蓄电池组提供较少功率。采用功率外环电流内环双闭环控制，如图2 所示和蓄电池实际功率Pb1、Pb2比较后得到的误差经过PI 后得到参考电流I*b1和利用测得的实际工作电流对其进行跟踪，最后进入PWM模块输出信号控制开关管通断。

2.3 暂态阶段母线电压控制

当Udc＞1.01Udc或Udc＜0.99Udc时，超过阈值范围处于暂态阶段。此时使两组蓄电池通过状态标记分别工作在两种模式下，即一组充一组放，检测到任一组SOC值达到上限或下限则两组蓄电池切换工作状态，如此不仅能解决蓄电池过充或过放引起损坏失效的问题，还减少了充放电次数，延长其使用寿命。两组蓄电池的标记是通过状态判别模块引出布尔量x 与SOC监测模块引出布尔量y 组成逻辑判断模块完成的，其中B1与B2标记状态相反。布尔量x、y与各标记模式关系如表1 所示。

表1 各模式下布尔量x、y值

蓄电池的充放电控制由下垂控制实现，考虑到传统下垂控制无法应对因母线电压波动而引起的电压偏差问题［15］，对其进行改进，在传统的下垂公式中增加补偿项进行2 次控制，使其能够追踪光伏功率与负载功率的变化，移动下垂曲线控制蓄电池的工作状态，从而对电压进行调整使其快速恢复至稳定值。补偿控制器将光伏单元输出功率与负荷所需功率进行比较得到补偿电压，如下：

式中：k1、k2为控制器参数，则经2 次控制的蓄电池改进下垂控制公式如下：

根据式（7）、（8）得到下垂控制曲线如图4 所示，线A为传统下垂控制下蓄电池工作曲线，线B、C 为经二次控制后蓄电池工作曲线。

图4 蓄电池工作下垂曲线平移示意图

当Udc＜0.99Udc时，光伏单元工作在MPPT 模式下提供尽可能大的功率，但仍不能够满足负载需求，此时下垂曲线向上移动，如线B 所示，输出电流增大使B1工作于放电模式补偿系统功率缺额。蓄电池充放电控制策略如图2 所示。若检测到蓄电池B1的SOC达到下限，则通过状态标记模块使B1、B2切换工作状态，令B2开始放电而B1接受充电标记准备工作在充电模式下。系统中功率关系：

当Udc＞1.01Udc时，仍令其工作在MPPT模式下，但光伏单元功率过剩，此时下垂曲线将向下移动，如线C所示，电流反向增加带有充电标记的B2工作于充电模式储存系统多余能量。蓄电池充放电控制策略如图2 所示。若检测到B2的SOC达到下限，则通过状态标记模块与B1切换工作状态，令B1开始放电而B2接受充电标记准备工作在充电模式下。此时系统中功率关系如下：

3 仿真分析

为验证本文所提出控制策略对于直流母线电压稳定性控制的可行性与有效性，在Matlab/Simulink 中建立仿真模型，对各层下工作状态进行仿真验证分析。仿真模型主要包括：工作在标准条件下最大功率为6 kW的光伏阵列（温度为25 ℃，光照强度为1. 0 kW/m2）；两组额定电压为120 V，标称容量为100 Ah的蓄电池；初始带有2 和4 kW负载，共6 kW。额定直流母线电压设置为400 V，正常工作范围为380 ～420 V。

3.1 稳态阶段仿真分析

该阶段下光伏发电单元工作在MPPT 模式，提供6 kW 功率满足负载需求，B1、B2初始SOC 分别为60%、30%，此时蓄电池处于空闲状态。设定仿真时间为0.5 s，如图5 所示，此时母线电压稳定在400 V 左右，有波动但误差不超过4 V。

图5 稳态阶段下母线电压仿真波形图

0.25 s时投入3 kW负载模拟外界负载突变情况，如图6 所示，两组蓄电池共同协调工作，按照SOC 值进行功率分配，B1、B2分别提供2、1 kW功率。图7 为使用一组蓄电池和使用两组蓄电池共同协调控制时电流的对比图，从图中可以看出在仅使用单组蓄电池控制时，负载突变瞬间放电电流过大，超过20 A，易引起过流故障，而在两组蓄电池协调控制下瞬时电流突变较小。

图6 双组蓄电池共同协调工作仿真波形图

图7 使用单组和双组蓄电池协调控制时电流对比图

稳态阶段下，系统中各单元的功率如图8 所示，在负荷突变时由蓄电池组进行协调控制。图9 为负荷突变后母线电压变化波形图，由图可知，本文针对负载突变提出的双蓄电池组在共同协调控制策略能够有效抑制过电流情况的发生，并快速稳定母线电压。

3.2 暂态阶段仿真分析

该阶段下光伏发电单元仍工作在MPPT 模式下，切除掉2 kW负载模拟直流微网中负载功率降低，此时母线电压升高超过阈值。设定B1的SOC 值为50%，B2的SOC值为79.3%。如图10、11 所示，两组蓄电池采用改进型下垂控制，首先令B2工作于充电模式下，B1不工作，大约0.3 s左右B2的SOC 值达到上限，则停止工作与B1切换状态，B1开始充电，直流微网母线电压变化如图12 所示，0.63 s时母线电压稳定于402 V，在阈值范围内，相应的B1也停止放电。图13 为两组蓄电池在传统控制下母线电压的变化曲线图，对比可知，蓄电池在采用传统下垂控制时母线电压波动较大，恢复稳定时间较长，效果不理想。由此，本文提出的两组蓄电池在改进型下垂控制下轮换协调控制方式能够有效实施并更好地使母线电压恢复稳定。

图8 稳态阶段下各单元输出功率图

图9 负荷突变后母线电压变化波形图

图10 蓄电池B2 的SOC值变化仿真波形图

图11 蓄电池B1 的SOC值变化仿真波形图

图12 改进下垂控制下母线电压变化仿真波形图

图13 传统下垂控制下母线电压变化仿真波形图

4 结 语

本文针对独立光储直流微网母线电压稳定控制问题，提出一种基于双蓄电池储能系统的电压分层协调控制策略，以蓄电池作为协调控制的主体，平衡系统中各单元的功率，达到维持母线电压稳定的目的。通过与单组蓄电池的仿真对比验证了稳态阶段时，两组蓄电池在采用功率平抑控制方法下能够进行共同协调工作，并更好地应对负荷的突变，防止过流情况的发生，恢复母线电压稳定；通过对蓄电池状态切换的仿真及传统下垂控制与改进下垂控制的对比，验证了暂态阶段时，两组蓄电池在改进下垂控制方法下轮换协调工作方式工作稳定，解决蓄电池过充过放的问题，更好更快地恢复母线电压稳定。