新能源直流汇集分群综合协调控制策略
2022-05-09刘飞赵澄颢王世斌田旭刘联涛朱晓荣
刘飞，赵澄颢，王世斌，田旭，刘联涛，朱晓荣
(1.国网青海省电力公司经济技术研究院，西宁市 810008；2.新能源电力系统国家重点实验室(华北电力大学)，河北省保定市 071003)
0 引 言
随着新能源的快速发展，大量分布式电源接入给电网运行带来电能质量降低、调峰能力不足等诸多问题[1-2]。相较于交流电网汇集系统，由直流网络组成的新能源直流汇集系统有很多优势，首先直流网络没有无功功率、相位差、电压谐波等物理量，易于分析与控制且供电质量较高；其次大部分分布式能源与终端负荷为直流形式，选用直流网络可以缩减交直流换流器的数量，提高运行经济性[3-4]。直流汇集系统的主要思想是通过通信网络与电气联络线将地理位置相近的新能源直流分群连接起来，形成一个群体系统[5]。相对于单一直流网络，直流汇集系统供电可靠性提高，网络中单一电源故障对网络运行影响较小[6-7]。但是将分群连接为直流汇集系统后，系统控制结构较为复杂，分群自身与分群之间如何协调控制，在保证各分群正常运行的同时充分发挥汇集系统优势成为直流汇集系统必须解决的问题。
新能源直流汇集系统的控制目标包括2个：功率控制和电压控制。功率控制包括各分群间交换功率控制和分群内部的功率平衡控制。电压控制包括一次电压控制和二次电压控制。
新能源直流汇集系统功率控制和电压控制应满足以下要求：
1)独立性：在实现功率互济的同时，各分群应尽可能保持独立运行，避免对其他分群的运行产生影响。
2)经济性：运行中应保证直流汇集系统总体收益最大化，新能源消纳最大化。
3)可靠性：分群内电源应保证持续可靠的供电，并且各类电源应运行在合理范围，避免越限运行影响寿命。
3)优质性：应保证较好的供电电压水平，系统母线电压维持在额定电压附近，减少负荷波动对母线电压的影响。
现有文献对分群内部的功率平衡控制研究较多，而对分群间的功率协调控制研究相对较少。文献[8]将整个系统看做一个大的分群，忽略各分群内部运行独立性，各分群间采用类似于设备层控制的对等控制，基于分群自身下垂特性进行功率协调控制，可以实现系统内部的功率互济，减少在某分群电能不足时的切负荷行为。该控制可以提升各分群供电可靠性，但未充分考虑系统经济性与电压质量。文献[9]选用一致性控制算法控制直流母线电压，提升系统供电优质性，功率部分提出自适应下垂系数控制方法，构建下垂系数与蓄电池荷电状态(state of charge，SOC)的函数，使各个微电网蓄电池的SOC值最终趋于一致，但是文章并没有考虑经济性，且由于缺少联络线功率控制，某个分群在正常运行状态下会受到其余分群运行状态的影响，各分群的独立性不足。文献[10-11]中各分群选用下垂控制控制电压，功率方面通过分布式一致性算法控制各分群蓄电池SOC，使系统内储能单元运行在合理范围，保证可靠性，但由于仅采用下垂控制，该策略分群直流母线电压水平较低，且各分群独立性较差，运行过程中易受其余分群影响。文献[12-14]功率控制由本分群电压测量值得到分群内功率平衡单元的出力情况后控制联络线功率传输值，使汇集系统能够在保证独立性的基础上协调经济运行，但是通过此方法控制联络线功率需要使用下垂控制的本地电压值推算功率值，因此较难实现电压二次控制，系统供电电压水平无法保证。文献[15]利用少量通信信息和有限时间一致性算法，通过引入电压偏差和平均边际成本来改变原始的下垂控制功能，提高系统运行可靠性的同时改善了运行经济性，并且通过电压二次控制保证了供电优质性，但由于采用统一控制，分群间的独立性无法保证。
本文设计兼顾经济性、可靠性、独立性和优质性的新能源直流汇集系统分群综合协调控制系统。对分群间的交互功率，设计基于直流分群控制误差(DC group control error，DGCE)的联络线功率控制，既保证分群间的功率互济，也尽可能保持分群间控制的独立性；针对分群内功率平衡控制，考虑分时电价和蓄电池SOC的影响，设计兼顾经济性和可靠性的协调控制策略；电压控制在下垂控制的基础上，采用基于一致性算法的分布式二次电压控制以提升直流母线电压水平。
1 直流汇集系统结构与控制体系
图1为直流汇集系统的典型结构，直流汇集系统可由2个及以上分群构成，每个分群中根据实际场景可包含分布式发电单元、储能单元、并网单元与负荷单元，分群之间设有互联通信网络与联络线可以传递状态参数或传输电能。各分群内部包含完整的控制体系，可以独立运行，直流汇集系统通过系统层控制可以协调控制系统电压水平与功率流动[16]。
图1 直流汇集系统Fig.1 DC collection system
各分群由于地理位置不同因此其所连接的交流配网可能不同，可以根据各分群并网单元接入位置将汇集系统基本结构分为同电网型与异电网型2种。同电网型各分群地理位置相近，通过同一交流配网馈线与直流母线相连，如图1中的风机分群1与风机分群2，异电网型直流汇集系统相距较远，通过并网换流器连接不同的交流配网，如图1中的风机分群1与光伏分群。
直流汇集系统中不同功率以及功率流向如图2所示。以两分群为例，其中：Pgridi、Pgridj分别为电网与分群i、j交互的功率；Pbati、Pbatj分别为蓄电池与两分群交换功率；Pwindi、Pwindj分别为两分群风机单元输出功率；Ploadi、Ploadj分别为群内负荷功率；Pij、Pji分别为两分群间联络线功率值。
图2 直流汇集系统功率流Fig.2 Power flow of DC collection system
以分群i为例，由图2可知，在分群i内满足功率平衡关系：
Pij=Pwindi+Pbati+Pgridi-Ploadi
(1)
在功率平衡关系中，为了保证新能源利用率达到最高，分群内新能源单元一般采用最大功率追踪控制方式，输出功率与自然条件参数相关，负荷功率Ploadi在不考虑需求侧响应时同样为不可控功率，因此直流汇集系统功率控制主要控制变量为分群内储能单元功率Pbati、分群与电网间的交换功率Pgridi与分群间联络线功率Pij。
据此可将直流汇集系统控制体系分为群内、群间两层控制结构，如图3所示。群内控制结构确定各分群内部电源单元与负荷单元的基本控制结构，通过各单元之间相互协调配合，使分群可以独立运行；群间控制结构在各分群之间信息交互的基础上，通过联络线功率控制改变各分群之间联络线功率值，体现汇集系统功率互济的优势。
图3 直流汇集系统控制体系Fig.3 Control system for DC collection system
2 直流汇集系统功率控制
在实际直流汇集系统中，每一个分群都有独立的运行场景，因此功率控制策略既要发挥系统中各分群功率互济优势，又要充分保证各分群之间的独立性。本文以电网单元分时电价与蓄电池供电能力为判据，综合考虑了经济性与独立性，制定了直流汇集系统功率控制策略。
2.1 分群内部功率分配
分群内部的功率平衡依靠分群内各个单元的协调控制，如前所述，分群内新能源单元与负荷单元受自然条件参数影响大，本文不对其功率进行调节，因此分群内部功率调节主要通过电网交换功率Pgridi与储能单元功率Pbati实现。分群与电网交换功率Pgridi和分群储能单元功率Pbati分别包括3个部分，其表达式为：
(2)
式中：P′gridi、P′bati分别表示调度计划给出的分群i并网单元输出功率和储能输出功率；ΔPgridij、ΔPbatij分别表示分群i并网单元和储能单元分担的联络线功率；ΔPgridUi、ΔPbatUi分别表示分群i并网单元和储能单元参与电压调整输出的功率。
分群内部控制体系采用主从控制模式，正常运行时主控单元为储能单元，电网单元为从控单元，因此，联络线的功率控制和分群电压控制由储能单元承担，电网单元的ΔPgridij和ΔPgridUi取为0；储能单元的ΔPbatij和ΔPbatUi在后面进行详细阐述。当储能单元过充或过放时，主控单元切换为并网单元，联络线的功率控制和分群电压控制由并网单元承担，ΔPgridij、ΔPgridUi和储能单元相似，本文不再赘述。本节主要考虑P′gridi、P′bati的确定。
文献[17]根据功率平衡确定P′gridi、P′bati，由并网单元首先承担新能源和负荷的过剩功率，没有考虑电网电价和储能单元的作用。为了提升经济性，并充分发挥储能单元的作用，本文在此基础上考虑电网分时电价与蓄电池SOC值制定了电网单元与储能单元功率分配方式。
当电网电价高于每日用电均价时，分群应尽可能地利用储能单元剩余电能，减少从电网购电降低分群运行成本，此时储能单元与并网单元输出功率为：
(3)
式中：P′bat、P′grid分别为储能单元与并网单元预计输出功率；P′DG、P′load分别为新能源功率与负荷功率预测值；Sini、Smin分别为蓄电池SOC初始值与蓄电池过放SOC限值；Wbatmax为蓄电池最大容量；thigh为高价时段时长。
由式(3)可知，当电网处于高价，若预测新能源输出功率有剩余且储能单元SOC值处于过放限值之上，则电网吸收群内新能源与储能单元功率，在提高经济性的同时缓解电网用电高峰时的供电压力。若预测新能源与储能出力无法满足负荷需要，则从电网购电，电网和储能单元一起向负荷供电。
在电网电价低于每日用电均价时，分群应利用低价电能给储能单元充电，为下一时段电网高价时段做准备。此时各分群储能单元与并网单元输出功率为：
(4)
式中：Smax为蓄电池SOC过充限值；tlow为低价时段时长。
由式(4)可知，当电网处于低价，若储能单元SOC处于过充限值以下，则从新能源单元或电网吸收功率，充分消纳新能源出力的同时填补电网谷时负荷缺口。
2.2 分群间联络线功率控制
分群之间连接为直流汇集系统后可以实现功率互济，当自身出力不足时可由其他分群供给电能，但若不对各分群间的互联功率加以控制，则功率会无序流动反而影响系统运行的可靠性与经济性。
从式(1)可知，分群间传输的功率ΔPij实际上反映了直流分群内部的功率平衡，因此本文定义直流分群控制误差σDGCE为：
σDGCE=ΔPij=Pijref-Pij
(5)
式中：Pijref为互联线路功率参考值。
从式(5)可见，通过控制DGCE，调节分群间联络线功率值，可以保证各分群独立性的同时充分发挥汇集系统功率互济的优势。
将DGCE通过PI控制器可得到储能单元功率修正量ΔPbatij，其公式为：
(6)
DGCE联络线功率参考值Pijref的确定与分群运行状态和联络线传输极限值有关。在各分群中选择储能单元作为主控单元时，分群运行状态主要由储能单元蓄电池SOC值决定。铅酸蓄电池的过充与过放SOC限值为90%与10%，其理想工作区间为40%～80%[18]，因此可根据储能单元SOC的状态将分群状态划分为图4所示的5个模态。
图4 分群状态划分Fig.4 Group state division
根据模态不同可将联络线功率参考值确定为式(7)所示的3种情况。
(7)
式中：Pijmax为联络线传输功率限值。
如式(7)所示，当储能单元蓄电池处于理想工作区间时，分群有较大功率容量，可以与其他分群进行双向功率传输，联络线功率在传输限值内由分群间交易功率确定，通过功率传输提升系统供电的可靠性。当蓄电池不在理想工作区间但不超过容量限值时，储能单元为了保证本分群供电负荷可靠用电，仅根据本分群状态吸收功率或输出功率。当蓄电池处于过充或过放的情况下，蓄电池停止吸收或释放电能，保证设备寿命不受损害，提高设备可靠性。
3 直流汇集系统电压控制
3.1 基于一致性算法的电压二次控制
在直流电网中，电压是反映功率平衡的唯一指标。直流分群中电压一次控制常采用下垂控制，但下垂控制中功率分配受到线路阻抗的影响，导致直流母线电压与额定值之间存在明显偏差，因此需要对电压施加二次控制。直流分群二次电压控制示意如图5所示，其中，ld为原下垂控制曲线，vrefi为第i分群参考电压，ΔvUi为二次电压补偿量，l′d为经过二次电压控制后的下垂控制曲线，ΔPbatUi为下垂控制功率修正量。由图5可见，只有下垂控制时，随着输出功率增加，直流电压降低；通过二次控制，将下垂特性曲线平行向上移动ΔvUi，使直流电压恢复到额定值。
图5 电压二次控制Fig.5 Voltage secondary control
根据图5可得新的下垂关系表达式为：
(8)
在单一直流分群中可以通过增加二次电压补偿量使直流母线电压趋于额定值，但是在多母线系统中，不同分群之间存在功率传输时，无法实现其母线电压都保持一致，因此本文采用基于一致性算法的电压二次控制方式，控制直流母线平均电压等于额定参考电压，使各分群母线电压恢复到额定值附近。
直流汇集系统中的通信拓扑如图6所示，其可以表示为有向图G，其中每一个分群可以看作一个节点，V表示非空节点集；节点之间的通信线路在图中可以表示为一条边，E表示所有边的集合，即边集。
图6 节点间通信拓扑Fig.6 Topology of communication between nodes
定义xi为节点i的状态信息一致量，a为临界矩阵A中的元素，表示有向图G的通信权重。文献[19]中给出了一种连续时间一致性算法：
(9)
基于式(9)可以给出子分群i的电压观测值为：
(10)
式中：vavgi、vavgj分别为第i个与第j个分群的电压观测值，为集群平均电压的估计值。
若有向图G内含有一个分群节点与其他所有节点都有通信线路相连，则当t→∞时，分群内部所有电压观测值vavgi会趋于一致，且电压观测值收敛于vbusi的算数平均值[20]，即：
(11)
基于一致性算法的电压二次控制框图如图7所示。
图7 一致性电压二次控制框图Fig.7 Voltage secondary control based on consistency control
由图7可知，经过一致性算法得到电压观测值vavgi之后与参考电压作差，通过PI控制器得到电压修正项ΔvUi，将ΔvUi与参考电压作和之后可得出一次控制的电压参考值。ΔvUi表达式为：
(12)
式中：kivi、kpvi分别为PI控制器的积分与比例常数。
3.2 系统功率电压综合协调控制
将功率控制与电压控制结合之后可以得到主控单元综合协调控制框图，如图8所示。功率控制方面，将联络线参考功率与实际交换功率之差经过PI控制后得到联络线功率控制修正量ΔPbatij，再与上文给出的主控单元预计输出功率P′bati相加得到功率控制量ΔPbatpi；电压控制方面，将一致性电压控制给出的电压参考值与实际电压作差，乘以下垂系数后得到电压修正量ΔPbatUi，两者相加得到主控单元参考值Pbatref送入内环控制中，再经过电压变换得到蓄电池侧电流参考值，将其与蓄电池实际电流作差输入PI控制器中，得到PWM换流器控制脉冲。
图8 功率电压协调控制框图Fig.8 Block diagram of power-voltage coordination control
4 仿真分析
本文利用MATLAB/Simulink仿真软件搭建了图9所示的直流汇集系统模型，系统由2个分群组成，其通信拓扑结构(N=2)如图6所示。分群中均包含并网单元、储能单元、新能源发电单元与负荷单元四部分，每个单元通过相应换流器与各分群直流母线相连，两分群之间通过联络线相互连接，其中新能源发电单元采用风电机组。
图9 直流汇集系统仿真拓扑结构Fig.9 Simulation topology of DC collection system
图中：Z12表示两分群之间联络线阻抗值；Z表示分群各单元与直流母线间阻抗值。系统中各换流器限制功率、联络线限制功率如表1所示，系统中其他参数如表2所示。
表1 直流汇集系统功率参数Table 1 Power parameters of DC collection systemkW
表2 直流汇集系统部分系统参数Table 2 Partial system parameters of DC collection system
下面在电网电价处于峰时与谷时2种工况下对未加入本文所述控制策略与加入控制策略之后的仿真波形进行对比，同时为了更好地说明本文控制策略的优越性，加入文献[10]所述SOC一致性功率控制策略的对比仿真，之后对整个工作日下直流分群系统的可靠性、独立性、经济性与电压质量指标进行分析讨论。由于仿真软件的限制，同时为了更好地展示加入本文所述控制策略前后对比，本文仿真波形仅模拟关键时段系统运行情况。
4.1 工况一
工况一场景为并网电价处于高价，根据《河北省物价局关于居民用电实行峰谷分时电价政策的通知》，电网峰值电价为0.55元/(kW·h)，峰值时段为08:00—22:00。该工况下设定2个分群风机单元均采用最大功率追踪控制，设定2个分群储能单元SOC初始值为70%。假定某时段网内负荷与风机功率预测值及实际值如表3所示。
表3 分群内风机出力与负荷功率预测值Table 3 Prediction value of fan output and load power within the clusterkW
由表3可知，在此工况下，分群1风机出力高于群内负荷，分群2风机出力低于群内负荷。根据表3数据可以给出本文方法和文献[10]中仅考虑电网单元进行功率分配方法给出的并网单元与储能单元输出功率计划值，如表4所示。
表4 分群内并网单元与储能单元输出功率计划值Table 4 Planned output power value of grid-connected unit and energy storage unit within the clusterkW
假定t 图10 工况一仿真波形Fig.10 Simulation waveforms in Case I 由图10(a)可知，未采用本文所述控制策略，t 由图10(b)可以看出，在未采用本文所述控制策略时，电网单元按预测值输出，分群1向电网送出2 kW功率，而分群2从电网吸收16 kW的功率；采用本文方法后，t 由图10(c)可知，在未加控制策略时，t 由图10(d)可知，在未采用分布式一致性电压控制时，由于仅采用下垂控制，两分群均存在电压偏差，在采用文献[10]所述SOC一致性控制策略后也由于联络线传输功率较多，因此两母线电压差距增大。在采用电压二次控制之后，t 工况二为并网电价处于低价，电网谷时电价为0.30元/(kW·h)，谷时时段为22：00—08：00。该工况下，2个分群风机单元仍采用最大功率追踪控制，在经过工况一运行后，当未采用本文所述控制策略的对比仿真中两分群蓄电池SOC值分别为90.0%与80.0%，采用控制策略后两分群蓄电池SOC值分别为50.4%与10.0%。某一时段网内负荷与风机参数预测值及实际值如表5所示。 表5 分群内风机出力与负荷功率预测值Table 5 Prediction value of wind power output and load power within the clusterkW 由表5可知，与工况一类似，在此工况下，分群1风机出力高于群内负荷，分群2风机出力低于群内负荷。根据表5数据可以给出采用本文方法和文献[10]中仅考虑电网单元进行功率分配方法给出的并网单元与储能单元输出功率计划值如表6所示。 表6 分群内并网单元与储能单元输出功率计划值Table 6 Planned output power value of grid-connected unit and energy storage unit within the clusterkW 本工况仿真结果如图11所示，该仿真t1时刻模拟谷时阶段分群1蓄电池达到过充上限时的情况，仿真时段两分群负荷功率为21、40 kW。 由图11(a)可知，在未采用控制策略时，由于电网单元计划值无法满足本群负荷需求，2个分群蓄电池都放电，SOC曲线按固定斜率下降；当采用文献[10]所述SOC一致性控制策略时，为使两分群储能单元蓄电池SOC趋于一致，分群1蓄电池SOC值加速下降；采用本文所述控制策略后两分群蓄电池充电，充电功率值为计划值与下垂控制功率修正量ΔPbatUi之和，SOC曲线上升，t1时刻，分群1蓄电池SOC值达到90%停止充电，SOC值维持不变，由分群1向分群2传输功率，分群2蓄电池SOC曲线加速上升。 由图11(b)可以看出，在未采用本文所述控制策略时，分群1向电网输出10 kW功率，分群2从电网吸收10 kW功率；采用本文方法后，由于群内储能单元配合，t 由图11(c)可知，在未采用本文所述控制策略时，分群1蓄电池SOC值较高，但由于缺少联络线功率控制，分群2反而向分群1输送功率；当选用文献[10]所述SOC一致性控制策略时，分群1向分群2传递功率增多，使两分群蓄电池SOC值尽快趋于一致。在采用本文所述控制策略后，t 图11 工况二仿真波形Fig.11 Simulation waveform in Case II 由图11(d)可知，在未采用分布式一致性电压控制时，与工况1类似，两分群均存在电压偏差；当采用文献[10]所述控制策略时，联络线功率增加，两分群电压差值也相应增大；在采用电压二次控制之后，两分群直流母线电压在t1时刻前均保持为额定值，t>t1时，由于联络线有功率传输，系统存在电压偏差，但两分群母线电压水平仍在额定电压附近，优于未采用电压二次控制时的电压水平。 综合波形分析从全天尺度来看，可靠性方面采用控制策略前后虽然系统都能正常运行，但当天结束时经过推算可以得出，采用本文控制策略后两分群储能单元SOC值分别为90.0%与89.4%，在未采用本文联络线控制策略时，若系统仅采用下垂控制，两分群储能单元SOC值为67.7%与61.1%，采用文献[10]所述策略，两分群储能单元SOC趋于一致，稳定在64%附近。可以看出采用控制策略后分群储能单元SOC大幅增加，备用容量提升，可靠性提高。 独立性方面，加入控制策略之后两分群在各自正常运行状态下互不干扰，当群内功率不足时在本分群有能力时再进行功率互济，保证了汇集系统的独立性；而未加入控制策略与采用文献[10]所述策略时两分群在正常运行状态也有功率流动，且可能出现储能单元SOC较低分群向SOC较高分群流动的情况，分群独立性无法保证。 经济性方面，根据所给分时电价与不同时间电网功率相乘可以推算出，峰时两分群在未采用本文控制策略时成本为120.57元，采用控制策略后为33.28元；谷时两分群在未采用本文控制策略时成本为0元，采用策略后为67.20元。全天综合来看，采用控制策略时成本较低，且谷时结束时采用控制策略后两分群储能单元SOC值远高于未采用本文控制策略时两分群储能单元SOC值，从而形成良性循环，长期运行采用策略后经济性更优。 电能质量方面，在采用分布式一致性电压控制策略后，分群直流母线电压均能保持在额定电压或额定电压附近，而仅选用下垂控制时，分群电压偏差较大，因此采用控制策略之后系统电能质量同样有所提升。 本文针对新能源分群直流汇集系统提出了一种电压功率综合协调控制策略，在分群内部控制上选用下垂控制、恒功率控制的主从控制方式；在分群间采用基于DGCE控制的联络线功率控制与基于一致性算法的电压二次控制。在此基础上针对系统运行工况，根据电网电价与分群内蓄电池SOC值给出了分群内电网单元以及分群间联络线功率传输条件，从而达到控制目的。 通过仿真验证了本文所述控制策略，由仿真结果可以得出在采用控制策略后，直流汇集系统的经济性、可靠性、独立性与电能质量均优于未采用本文控制策略时的各项性能，验证了本文所述控制策略的有效性。
4.2 工况二
4.3 运行性能分析
5 结 论
