基于电压分层控制的直流微电网及其储能扩容单元功率协调控制策略

郭 慧 汪 飞 顾永文 李玉菲

基于电压分层控制的直流微电网及其储能扩容单元功率协调控制策略

郭 慧 汪 飞 顾永文 李玉菲

（上海大学机电工程与自动化学院上海市电站自动化技术重点实验室 上海 200444）

由于直流微电网中的分布式发电具有随机性和波动性等特点，储能单元的配合可较好地解决这一问题。但是，现有基于直流母线电压信号的分层控制未充分考虑多储能单元的协调以及孤岛系统容量不足的情况。因此，该文提出一种基于电压分层控制的直流微电网及其储能扩容单元功率协调控制策略。为实现电压分层下多储能单元的分散协调控制，该文首先揭示已有微电网系统不同运行模式所对应的负载功率边界。然后，提出基于多储能单元荷电状态（SOC）的改进模糊控制和下垂控制，以实现多储能单元充放电功率自适应分配。针对孤岛系统容量不足的情况，在储能扩容单元容量计算的基础上，提出一种基于过/欠电压控制器的储能扩容单元功率协调控制策略，并分析其对已有系统功率边界的影响，以保证直流微电网安全可靠运行。最后，通过仿真和实验结果验证了所提控制策略的可行性和有效性。

直流微电网 储能单元荷电状态（SOC）电压分层控制 储能扩容控制

0 引言

随着经济水平的快速发展，能源需求与环境危机成为人类面临的严峻挑战。以煤、石油、天然气为主的传统化石能源消耗，致使全球气候变暖、生态环境破坏等问题日益突出。在此情况下，光能、风能等清洁能源发电备受关注，这类能源规模相对较小，运行成本低，被称为分布式电源。为应对分布式电源类型多、数量大、较分散的特点，微电网作为连接分布式电源与配电网间的纽带被提出[1-3]。

按照不同的供电方式，微电网可分为交流微电网、直流微电网和交直流混合微电网。交流微电网与传统电网发展相似、技术较为成熟，不仅可以继续使用原有交流电网中的设备，而且与交流负荷相兼容[4-6]。随着微电网中新能源发电类型的增多，储能技术的发展以及终端用户负荷直流化趋势明显，直流微电网在减少能量变换环节、提高能源利用率和系统可靠性上体现出显著优势[7-9]。交直流混合微电网包括各自独立连接运行的交流微电网、直流微电网以及双向变流器。本质上，交直流混合微电网是在交流微电网的基础上，结合了直流微电网的优点发展而来。但交/直流功率的协调互动、运行模式的灵活多样，给交直流混合微电网的运行控制带来了诸多挑战。同时，交流微电网和交直流混合微电网在控制过程中均面临电压、频率、相位、无功等难题，而直流微电网只需控制母线电压，控制复杂程度降低。因此，本文针对直流微电网提出基于母线电压信号的分层控制策略以实现系统及其储能扩容单元的功率协调控制。

直流微电网中包含多种类型的分布式电源、储能单元、负荷单元以及多功能集成的变换器。目前，国内外学者对直流微电网拓扑结构、运行模式和控制策略的研究不断深入[10-14]。文献[15-16]提出一种无电压偏差的下垂控制策略，能同时实现多变换器间的功率分配，但是若母线发生单点故障将导致整个系统的崩溃。文献[17]结合集中控制与分散控制的优点，将直流微电网控制框架划分为变流器控制层、母线控制层和调度管理层。通过各层的协调控制，实现电力供给的经济化和智能化。文献[18-20]提出了基于多智能体的一致性均流控制策略，需本地信息和相邻信息对变换器进行二次调节实现直流母线电压自恢复和均流控制。但是，未考虑储能恒流充电和恒压放电的不同控制目标，以及充放电功率的精确分配。文献[21-22]在分析直流微电网各组成部分运行模式的基础上提出电压分层控制策略，以实现系统的无通信运行和即插即用功能。但是，现有研究未充分考虑电压分层控制下多储能单元的分散协调控制以及孤岛系统容量不足的情况。

基于上述分析，本文提出一种基于电压分层控制的直流微电网及其储能扩容单元功率协调控制策略。首先揭示了电压分层控制下已有微电网系统不同运行模式所对应的负载功率边界，然后提出基于多储能单元荷电状态（State of Charge, SOC）改进的模糊控制和下垂控制策略，以实现多储能单元的充放电功率自适应控制。针对孤岛系统容量不足的情况，在储能扩容单元容量计算的基础上，提出一种基于过/欠电压控制器的储能扩容单元功率协调控制策略，并对已有系统功率边界的影响进行分析，以保证直流微电网系统的安全可靠运行。

1 直流微电网的构成及运行模式

本文研究的直流微电网系统结构如图1所示。包含1个光伏（Photovoltaics, PV）单元、3个储能（Battery, BAT）单元及若干直流负载，下文将介绍主要设备单元及其运行模式。

图1 直流微电网架构

（1）发电单元：采用光伏作为发电单元，通过Boost变换器接入直流微电网中。Boost变换器通常运行于最大功率点跟踪（Maximum Power Point Tracking, MPPT）模式，以尽可能地捕捉光伏发出的功率。但是，当光伏输出功率大于储能和负载吸收功率时，为维持母线电压在允许范围内且保证光伏可靠运行，光伏单元转换为电压下垂模式，以实现降功率运行。

（2）储能单元：采用铅酸电池作为储能单元，通过三相交错并联Buck-Boost变换器，实现不同电压等级储能单元与直流母线之间的连接，并且多储能单元根据SOC自主实现改进的恒流充电模糊控制和恒压放电下垂控制，具体过程将在2.2节阐述。

（3）负载单元：采用直流负载直接或通过DC- DC变换器接入直流微电网。分析系统在不同典型工况下（包括恒阻抗负载、恒电流负载和恒功率负载）的直流母线电压波动范围，合理设置系统参数如滤波器、滞环环宽等，有效抑制直流母线电压波动对所提电压分层控制的影响[23]。

2 基于电压分层控制的功率协调控制

2.1 基于直流母线电压信号的分层控制

2.1.1 直流母线电压信号划分

直流微电网电压分层控制示意图如图2所示，将直流母线电压额定值N设置为600V。根据±5%直流母线电压允许波动最小值和最大值，设定L2和H2分别为570V和630V；设定L1和H1分别为580V和620V（即±3.33%直流母线电压允许波动最小值和最大值），并使其对应储能处于最大充电功率和最大放电功率的电压临界值。

图2 直流微电网电压分层控制示意图

根据直流母线电压范围划分区间并设定各单元的运行模式，dc_pv、dc_bat、dc_L分别为光伏变换器输出侧、储能变换器输出侧和负载侧直流电压，为了方便后续控制策略的分析，统一写作dc。pv、bat、load分别为光伏输出功率、储能输出功率和负载消耗功率，pv_lim、dis_lim、cha_lim、load_lim分别为光伏最大输出功率、储能最大放电功率、储能最大充电功率和系统允许最大负载功率。

需要说明的是，图2中的各设备单元运行特性曲线并非一成不变，而是根据自身状态加以调整，同时受到本地控制器的调度与管理。例如，光伏单元的最大输出功率会受外界环境影响变化，储能单元的最大充放电功率与其容量及SOC有关，负载曲线会根据整个系统中源-荷-储之间的功率关系变化。

2.1.2 电压分层控制及边界分析

根据图2，对电压分层控制下直流微电网的运行模式及边界进行分析。

1）运行模式1及其边界分析

运行模式1下直流母线电压的变化范围为H1＜dc≤H2，光伏单元运行于电压下垂模式，储能单元运行于最大充电模式。光伏单元直流母线侧输出电压dc及其下垂系数pv分别为

模式1与模式2的负载功率/阻值边界：当直流母线电压达临界值H1时，光伏单元由电压下垂控制模式切换至最大功率输出模式，此时所对应的光伏最大输出功率即为光伏单元模式切换点临界功率。根据光伏单元模式切换点临界功率和储能单元最大充电功率，计算出此时的临界负载功率load1和临界阻值load1为

2）运行模式2及其边界分析

运行模式2下直流母线电压的变化范围为N＜dc≤H1，光伏单元运行于MPPT模式，储能单元采用2.2.1节阐述的充电模糊控制策略，根据式（4）动态调整充电电流大小以实现直流母线电压稳定，具体调整过程将在2.2.1节进行分析。

式中，ref为调整后充电电流参考值；*为充电电流给定参考值；DI为根据直流母线电压和储能SOC调节的动态电流偏差量。

模式2与模式3的负载功率/阻值边界：考虑光伏单元处于MPPT模式，储能不参与调节即bat=0，直流母线电压为N，计算出此时的临界负载功率load2和临界阻值load2为

3）运行模式3及其边界分析

运行模式3下直流母线电压的变化范围为L1＜dc≤N，光伏单元运行于MPPT模式，储能单元采用2.2.2节阐述的放电下垂控制策略，根据式（6）对放电下垂曲线进行改进以实现多个储能单元的合理功率分配，具体改进过程将在2.2.2节进行分析。

式中，m为功率电压的下垂系数。

模式3与模式4的负载功率/阻值边界：考虑光伏单元处于MPPT模式，储能处于以最大功率放电状态，直流母线电压达到切换临界值L1，计算出此时的临界负载功率load3和临界阻值load3为

4）运行模式4及其边界分析

运行模式4下直流母线电压的变化范围为L2＜dc≤L1，光伏单元运行于MPPT模式，储能单元运行于最大放电模式，由负载主导直流母线电压在该层处于允许波动范围内。

模式4与模式5的负载功率/阻值边界：考虑光伏单元处于MPPT模式，储能处于以最大功率放电状态，直流母线电压达到允许波动的最小值L2，计算出此时的临界负载功率load4和临界阻值load4为

5）运行模式5及其边界分析

运行模式5下直流母线电压的变化范围为dc≤L2，光伏单元运行于MPPT模式，储能单元运行于最大放电模式，此时微电网系统无法满足负载功率需求，为了防止系统电压崩溃，应当改变负载的运行模式按照定义负荷L（=1, 2,…,）的优先级依次适量切除非重要负荷，该模式下实际负载阻值＜load4。

模式1～模式5涵盖了阻抗型负载运行的所有工况，其变化不仅由负载功率决定，同时取决于光伏单元最大输出功率和储能单元的最大充放电功率。当系统中投入较大的负荷功率时，可能使系统从运行模式1跳变到模式5，但不会影响所提方法的性能。

2.1.3 电压分层控制边界灵敏性分析

在直流微电网的实际运行中，由于光伏单元的光照强度和所处环境温度的波动会使光伏单元的输出功率发生变化，同时储能单元的老化也会使储能最大充放电功率减小。根据2.1.2节的负载边界表达式，模式1～模式4所对应的负载边界会根据光伏最大输出功率和储能最大充放电功率发生变化，其灵敏性分析见表1。

表1 各运行模式下负载边界灵敏性分析

Tab.1 Sensitivity analysis of load boundary under each operation mode

由于H1＞N＞L1＞L2且cha_lim＞0,dis_lim＜0，当光伏最大输出功率或储能最大充放电功率发生变化时，模式1临界阻值系数变化最大，即模式1的负载功率边界受影响最大。当光伏最大输出功率变化且不等于储能最大充放电功率时，load1、load3和load4单调递减；当储能最大充放电功率变化且不等于光伏最大输出功率时，load1、load3和load4单调递增；当光伏最大输出功率变化时，load2单调递减，而储能最大充放电功率变化不会影响load2。

2.2 电压分层控制下多储能单元功率协调控制

2.2.1 充电模糊控制策略

模糊控制是运用语言变量和模糊集合理论形成控制算法的一种控制策略，其重要特征是不需要对被控对象建立精确的数学模型，基于人工经验和数据总结成较完善的语言控制规则，从而对具有不确定性、非线性以及时变性等特征的控制对象进行控制，鲁棒性较强。为实现根据直流母线电压动态调整充电电流的目的，本文将模糊控制与恒流充电控制相结合，不断修正恒流充电电流参考值ref，该过程的控制框图如图3所示。

图3 储能恒流充电控制框图

（2）模糊控制器结构：根据输入变量为母线电压和储能SOC，输出变量为电流动态调整偏差量，将所设计的模糊控制器确定为两变量一维模糊控制器，并将三角形隶属度函数用作输入与输出的隶属度函数。

（3）模糊控制规则：在直流微电网电压分层控制的基础上，根据直流母线电压越高，储能单元SOC越小，充电电流越大；直流母线电压越低，储能单元SOC越大，充电电流越小的原则，建立模糊控制规则见表2。

表2 模糊控制规则

Tab.2 Fuzzy control rules

注：{NB, NM, NS, ZO, PS, PM, PB}表示{负大, 负中, 负小, 零, 正小, 正中, 正大}。

（4）模糊推理：采用广泛使用的Mamdani模糊推理法，基于表2模糊控制规则得到模糊关系，求得给定输入1和1对应的输出1为

（5）反模糊化：运用最大隶属度法实现反模糊化，选取推理结果模糊集合中隶属度最大的元素作为输出值，若输出论域中存在多个与最大隶属度相对应的输出值v，则取所有具有最大隶属度输出的平均值为

其中

根据上述模糊控制，得到如图4所示满足模糊控制规则的模糊推理结果。当储能SOC相同时，充电电流偏差量随直流母线电压偏差的升高而增大；在相同的直流母线电压下，充电电流偏差量随储能SOC的升高而减小。

图4 模糊控制推理结果

2.2.2 放电下垂控制策略

1）下垂控制策略

根据基尔霍夫电压定律可知

图5 直流微电网简化等效电路

当忽略线路电阻的影响时，可认为接入直流母线的各变换器输出电压相等（即dc_1=…=dc_i），则多个变换器输出电流关系为

由式（12）可知，各变换器的输出电流与其下垂系数成反比，即变换器下垂系数越大，输出电流越小。

2）放电下垂控制策略优化

为实现各储能变换器的输出电流与SOC相关，定义下垂系数为

式中，0为初始下垂系数；为幂指数常数。

结合式（12），可得

式（13）中，初始下垂系数0的选择以及幂指数常数的选择对直流微电网电压分层控制模式3的电压边界以及多储能变换器SOC均衡速率的影响较大，下面主要分析这两个参数的选择。

在本文研究中，考虑了线路电阻对分流的影响，为提高功率分配精度，提出改进下垂控制策略使得系统按式（12）运行。

为了确保系统中所有储能单元功率分配按式（12）进行，仅需两个相邻储能单元满足

由式（15）可得，直流微电网电流分配精度补偿器的原理如图6所示。电流分配精度补偿器的输出补偿量DIi可由式（16）获得，其中，Gpic为带限幅的PI调节器。

该补偿器仅需采集相邻储能单元的下垂系数与电流信息，经过电流分配精度补偿器后将所得补偿量叠加至下垂控制环，所得输出电压dcrefi为变换器给定电压参考值，即

3 电压分层控制下储能扩容单元功率协调控制

当孤岛直流微电网处于运行模式1时，由于储能单元充电功率有限使得光伏单元降功率运行，不能充分利用光伏发电；处于运行模式5时，由于储能单元放电功率有限，若系统中重要负荷功率增加，则满足不了需求。作为一种解决方案，可通过备用储能单元的投入为孤岛直流微电网进行扩容。

在扩容过程中，假定直流微电网中所有的设备均满足可靠运行的要求，计算储能单元扩容容量是系统规划的首要问题。同时，考虑到系统后期规划运行的灵活性，拟投入的备用储能单元应能够与已建成的直流微电网相融合，实现功率自主调节和免通信的协调控制。

3.1 储能扩容单元容量计算

若扩容容量选择较大，会产生高额的建设、运行和维护费用；若扩容容量选择较小，则不能满足系统中所有重要负荷的正常运行或新能源发电高峰时期的完全消纳。因此，在扩容过程中应首先考虑系统所有重要负荷的供电需求，同时考虑系统中光伏单元输出功率的波动范围。

3.2 储能扩容单元控制策略

首先，过/欠电压控制器作为外部电压环主要用于跟踪电压参考值，同时为电流环提供电流参考值，所得电流参考值经过内部电流环得到能够控制变换器运行的PWM信号。其次，在过/欠电压控制器中包含下垂控制，以实现多个储能扩容单元的功率协调控制。过电压控制器中的电压偏差量经过PI调节后存在输出下限，欠电压控制器中的电压偏差量经过PI调节器后存在输出上限。

图7 储能扩容单元控制框图

为确保过/欠电压控制器的运行满足dc＞H_ref时达到最大充电电流，dc＜L_ref时达到最大放电电流，需要设定下垂系数使其在充放电过程中保持在一定的范围之内。根据直流母线电压dc与过电压参考值H_ref和欠电压参考值L_ref的对比，将直流母线电压分为三个区间展开讨论。

1）区间一：dc≥H_ref

2）区间二：dc≤L_ref

3）区间三：L_ref＜dc＜H_ref

值经整理化简后得

由式（21）可知，当直流母线电压位于该区间时，变换器按照下垂特性曲线运行，储能单元可实现功率自适应调节。

由于本地储能单元间的功率分配需要相邻通信且未考虑不同容量对下垂系数的影响，故本节在过/欠电压控制器的基础上提出了一个与之相配合的改进下垂控制法。在改进下垂控制法中，考虑参与扩容的多个储能单元的容量以及SOC，储能扩容单元下垂系数与容量和SOC的关系如图8所示。

图8 基于过/欠电压控制器的下垂曲线

从储能扩容单元容量的角度考虑：当储能扩容单元容量较大时，则应使其获得较大的充放电功率，故下垂系数越小。从储能单元SOC的角度考虑：放电模式下若储能扩容单元SOC越大，则应使其输出较大的电流，加快放电速度，故下垂系数越小；在充电模式下储能扩容单元下垂系数的设计与放电模式相反。

当容量和SOC均不同时，根据式（21）计算所得下垂系数实现功率分配，本文采取的下垂系数调整方案为

式中，SOC、pi、0_i、分别为第台储能单元的SOC、充放电下垂系数、容量调节系数、SOC均衡系数。0_i根据储能单元的调节能力设定，其表达式为

3.3 储能扩容单元对电压分层控制的影响

微电网扩容对系统不同电压层的负载功率边界也会产生影响，以2.1节已建成直流微电网不同运行模式下的负载功率边界为基础展开研究。

当直流母线电压在VN时，对应的负载功率边界上限为

将扩容前后直流微电网各运行模式的负载临界功率进行对比，见表3。为便于观察，将各运行模式的临界功率点通过平滑的曲线连接，如图9d所示，对应的负载曲线由原先的虚线转变为实线。

表3 扩容前后各运行模式临界功率对比

Tab.3 Critical power comparison of each operation mode before and after expansion

结合图9和表3可知，当直流微电网母线电压为H1时，扩容后对应负载功率边界值减小；当直流微电网母线电压为N时，扩容后对应负载功率边界值不变；当直流母线电压为L1时，扩容后对应负载功率边界值增大；当直流母线电压为L2时，扩容后对应负载功率边界值增大。因此，扩容后的直流微电网所允许的负载功率增大，相同负载功率下直流母线电压更接近额定值。

4 仿真证明

为验证所提出的基于电压分层控制的直流微电网及其储能扩容单元功率协调控制策略的可行性，搭建了如图1所示的直流微电网系统，仿真参数见表4。

表4 系统参数

Tab.4 System parameters

4.1 电压分层控制仿真结果

根据理论分析得到负载边界式（3）、式（5）、式（7）和式（8），结合仿真参数计算不同运行模式对应的负载边界，load1=410W、load2=200W、load3= 75W、load4=69W。设定对应五个运行模式的典型负载为2 000W、300W、120W、73W、53W，以验证负荷投切时电压分层控制策略的可行性，负荷投切时电压分层控制仿真结果如图10所示。

在0.5s负荷为2 000W，系统运行于模式1，直流母线电压在620～630V之间，三组储能单元达到最大充电电流6A，光伏单元处于降功率运行模式。在1s负荷变为300W，系统运行于模式2，直流母线电压在600～620V之间，三组储能单元按照SOC越大、充电电流越小的原则进行功率分配，光伏单元以最大功率输出。在2s负荷变为120W，系统运行于模式3，直流母线电压在580～600V之间，三组储能单元按照SOC值越大、放电电流越大的原则进行功率分配，光伏单元以最大功率输出。在3s负荷变为73W，系统运行于模式4，直流母线电压在570～580V之间，三组储能单元达到最大放电电流20A，光伏单元以最大功率输出。在=3.5s负荷变为53W，由于直流母线电压跌落超出允许范围，通过切除非重要类型负载最终使得系统稳定运行于模式4。

图10的仿真结果证明了负荷波动/投切下基于直流母线电压信号的分层控制可实现不同运行模式的自适应切换以及储能功率自主分配。

4.2 线路电阻对分流的影响

对运行于模式3的直流微电网分别设置3个储能单元到公共点处的线路电阻为1W、3W和5W，下面采用传统下垂控制和改进下垂控制对比分析线路电阻对分流的影响：

1）传统下垂控制

多储能单元基于传统下垂控制的kIbati仿真结果如图11所示。由图11可知，当线路电阻不满足

图11 多储能单元基于传统下垂控制的kiIbati仿真结果

2）改进下垂控制

多储能单元基于改进下垂控制的kIbati仿真结果如图12所示。由图12可知，采用本文所提改进下垂控制即使存在较大线路电阻，也能实现多个储能单元的kIbati趋于一致，表征多个储能的电流可按比例精确分配，能有效降低线路电阻对电流分配精度的影响。

图12 多储能单元基于改进下垂控制的kiIbati仿真结果

4.3 电压分层控制下储能扩容单元仿真结果

4.3.1 储能扩容单元充电模式仿真结果

图13 储能扩容单元充电模式仿真结果

在0.5～1.5s，系统运行于模式1，光伏单元以电压下垂模式运行，本地储能单元以最大充电电流充电。在1.5s储能扩容单元投入到直流微电网中，光伏单元由电压下垂模式转为MPPT模式，本地储能单元充电电流减小，相同负载功率下基于过/欠电压控制器使直流母线电压更接近额定电压参考值，同时参与扩容的两个储能单元也能够根据SOC越大、充电电流越小的规则实现功率分配。

4.3.2 储能扩容单元放电模式仿真结果

图14为储能扩容单元工作在放电模式的仿真结果，在0.5～1.5s系统运行于模式4，光伏以MPPT模式运行，本地储能单元达到最大放电电流。在1.5s时将储能扩容单元投入到直流微电网中，光伏单元一直以MPPT模式运行，本地储能单元放电电流减小，储能扩容单元按照SOC越大、放电电流越大的规则进行放电，相同负载功率下直流母线电压更接近额定参考值。

图14 储能扩容单元放电模式仿真结果

5 实验验证

本文搭建了如图15所示由倍福PLC、工控机和Vacon变流器等组成的基于以太网控制自动化技术（Ethernet for Control Automation Technology, Ether CAT）通信的直流微电网实验平台。

该平台由3个储能单元蓄电池、1个直流电压源、若干电阻型负载、4个DC-DC变流器、两个直流卫士（可控制直流母线电压上升、过电流和短路保护及线缆过载监测）以及两个DC-AC变流器构成，主要参数见表5。

图15 实验平台

表5 实验平台参数

Tab.5 Experimental platform parameters

5.1 电压分层控制策略验证

结合实验参数计算出负载边界值，分别设定对应直流微电网5个运行模式的典型负载为∞（空载）、480W、150W、120W和96W，实验结果如图16所示。当负载功率发生变化时，光伏单元和储能单元根据直流母线电压信号进行模式识别和模式切换，直流母线电压最终稳定在各运行模式的电压阈值内，同时各运行模式下储能单元按照电压分层控制策略自适应调节充放电功率。

5.2 储能扩容单元功率控制策略验证

由于DC-DC变换器的数量有限，将其中一台作为本地储能单元，另外两台作为储能扩容单元展开实验验证，实验结果如图17所示。

图16 直流微电网电压分层控制实验结果

图17 储能扩容单元功率控制实验结果

6 结论

本文以孤岛直流微电网为研究对象，分析并揭示了基于直流母线电压划分的五种运行模式所对应的负载功率边界；提出电压分层控制下基于多储能单元SOC的改进模糊控制和下垂控制策略，以实现储能单元间的充放电功率自适应控制；面向已建成直流微电网，提出一种基于过/欠电压控制器的储能扩容单元功率控制策略，以实现柔性扩容的目的，并结合负载功率边界分析储能扩容单元对既定电压分层控制的影响。通过仿真与实验验证了上述控制策略的可行性与有效性。

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Coordinated Power Control Strategy for DC Microgrid and Storage Expansion Unit Based on Voltage Hierarchical Control

（Shanghai Key Lab of Power Station Automation Technology School of Mechatronics Engineering and Automation Shanghai University Shanghai 200444 China）

The collaboration of storage units can better solve the randomness and volatility of distributed power generation in DC microgrids. However, the existing hierarchical control based on the DC bus voltage signal doesn’t fully consider the coordination of multiple storage units and the insufficient capacity of islanding systems. Therefore, a coordinated power control strategy for DC microgrid and storage expansion unit based on voltage hierarchical control is proposed. In order to realize the decentralized coordination of multiple storage units under the voltage hierarchical control, the load power boundary corresponding to different operation modes of the existing microgrid is revealed firstly. Then, the improved fuzzy control and droop control based on the SOC of multiple storage units are proposed to realize the adaptive allocation of charging and discharging power. For the insufficient capacity of islanding systems, a power control strategy based on the over/under voltage controller is proposed for storage expansion units according to the capacity calculation, and its influence on the power boundary of the existing system is analyzed, to ensure the safe and reliable operation of DC microgrids. Finally, simulation and experimental results verify the feasibility and effectiveness of the proposed control strategies.

DC microgrid, SOC of storage units, voltage hierarchical control, energy storage expansion control

10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.211116

TM721

郭 慧 女，1988年生，博士，研究方向为分布式能源与智能电网技术。E-mail: huiguo@shu.edu.cn

汪 飞 男，1981年生，教授，博士生导师，研究方向为新能源发电与微电网技术。E-mail: f.wang@shu.edu.cn（通信作者）

2021-07-20

2022-02-12

国家自然科学基金（51977126）和中国博士后科学基金（2020M681262）资助项目。

（编辑 陈 诚）