CN108832612B - 一种基于分层管理的直流微电网控制方法和系统 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种基于分层管理的直流微电网控制方法和系统，将直流微网的整体控制策略分解为设备管理层和母线控制层结构。在设备管理层中微电网各个组成部分根据自身的特性和工作方式进行调控，在混合储能作用环节，进行未被储能电池补偿的电流控制，提高了储能调节的响应速度和稳定性；而在母线控制层中，设定的工作模式控制器根据母线电压的波动范围和电池剩余电量的情况进行工作模式的划分，使得系统能在不同工作状态下进行切换，并可根据不同的工作模式设定设备管理层各单元的工作方式，提高了直流微电网的稳定运行能力。最后考虑到并联储能的控制方法，建立了自适应下垂系数调节器，抑制了线路间环流的影响，缩短了并联储能达到均衡的时间。

Description

一种基于分层管理的直流微电网控制方法和系统

技术领域

本发明属于直流微电网运行与技术控制领域，涉及一种基于分层管理的直流微电网控制方法和系统，能够提高微电网整体运行的稳定性，并根据母线电压和储能电量确定各单元的工作模式，达到系统线路流动能量的供需平衡。

背景技术

随着我国经济总量的不断发展和人民生活福祉的明显提高，以煤、石油等传统化石能源作为社会前进支撑的发展体系正逐步走向解体。同时为了应对能源枯竭与环境污染日渐尖锐的挑战，结合国内外的新型可再生能源的利用模式和方法，建立了微型能源供应电网(简称微电网)集多种能源发电种类和智能调控设计的微型电力网络。微电网能源供应不受地理与环境的限制、因地制宜、能同时进行多种能量供应的调节、灵活性高，正逐渐取代和辅助传统不可控、大容量、范围广的大容量电力网络。

微电网系统按照母线电流类型可分为直流微电网和交流微电网。交流微电网在已有的电力设备基础上具有良好的适应性，近些年来发展迅速。基于交流微电网的控制策略和方法进展相对成熟，但针对直流微电网的运行特点的控制研究仍处于起步阶段。直流微电网具有结构体系简单、所需电力变换环节少、电能利用效率高、无需考虑电压相角与无功变化等独特的优势。不仅如此，随着直流微电网优势的日益突出和电能汽车等新兴直流负载的出现，将加速促进直流微电网运行控制策略和系统稳定性调控措施的发展。现阶段对于直流微电网运行特性控制的研究中，越来越多的学者认识到：直流微电网多源低惯性、分布式随机发电、需要储能调节等运行问题是制约直流微电网稳定性和可靠性的主要挑战。因此，直流母线电压的稳定调节和储能系统的有效出力控制是直流微电网系统控制策略研究的核心。

现阶段对于维持直流母线电压在稳定范围内波动的控制策略主要有主从控制方法和对等控制方法。主从控制原理是把直接参与直流母线电压调控的设备设置为主控制单元，其余为从空单元。该种控制方式需要在调节体系中加入主控制器，通过线路之间的相互通信实现中央指令调控，但在出现数据失真或通信故障时，容易造成系统崩溃；对等控制方式使每个部分的作用地位相同，只需通过反馈进行自主调节，避免了主控单元和互联通讯联系，但独立状态下的对等运行方式降低了系统的鲁棒性，使整体的抗干扰能力减弱。

与此同时，为了尽量降低分布式能源模糊性发电的不利影响，在直流微电网整体框架下引入储能环节，维持母线电压和系统运行的稳定。目前对于储能调节类型的选择主要聚焦在储能电池与超级电容的混合储能方式，两者在性能上能够实现互补、延长使用寿命、提高能量的传输效率。不过现有的研究资料均未考虑系统的暂态波动对储能响应的影响，致使调控的整体效果并不理想、实时性差、易出现母线电压震荡等问题。

综上所述，直流微电网稳定控制研究现阶段存在着母线电压波动范围大、储能调节不能及时响应、抗扰动能力差等问题。

发明内容

本发明为一种基于分层管理的直流微电网控制方法和系统，针对直流微电网随机性分布式发电和多控制目标的复杂协调控制等问题，在整体调控策略上将直流微电网分为设备管理层和母线控制层。设备管理层是系统中各个单元根据自身的特性进行的控制。而母线控制层是根据储能电池剩余电量与母线电压的变化情况对系统的运行模式进行划分，检测二者参数的变化情况确定系统运行的工作状态并指导设备管理层工作。母线控制层和设备管理层通过储能电池剩余电量的下垂控制和交换相邻变换器信息的下垂控制法来实现，从而有效提高了直流微电网运行的可靠性和稳定性。

具体技术方案为：

一种基于分层管理的直流微电网控制系统，包括光伏发电模块、混合储能模块、负荷模块、并网接口模块、工作模式控制器以及自适应下垂系数调节器等部分。这其中：

光伏发电模块：用来模拟分布式能源发电特性，所发出的电能通过Boost变换装置接入直流系统母线

混和储能模块：负责调节直流微电网整体系统的功率供需平衡，主体为储能电池与超级电容的混合储能形式，在输出端通过电力变换的方式与直流母线相连，能够在电网发电功率增加时吸收多余分量；而在负荷功率欠缺时，及时输送功率，从而实现削峰填谷，达到线路能量流动的稳定。

负荷模块：用于模拟负荷的消耗过程，在本模块中，负荷分为直流负荷和交流负荷，两者皆在于直流母线的联接环节中加入电力电子变换器，使流动电压、电流达到负荷所需标准。

并网接口模块：通过并网接口模块可以构建直流微电网与大容量电网的互补通道，使得直流微电网能够工作在并网模式下，并在微电网系统整体功率失衡时，取得与大电网的能量收发支撑，维持系统整体运行的稳定性。

工作模式控制器：工作模式控制器根据储能电池剩余电量的情况和母线电压的变化选择系统中各单元的工作模式。在本发明中共确定了六种工作模式，是连接设备管理层和母线控制层的桥梁。

自适应下垂系数调节器：能够根据母线电压的变化情况，实时改变储能电池的下垂控制系数，使储能部分的响应速度加快，缩短各并联储能模块达到均衡的调节时间。

一种基于分层管理的直流微电网控制方法，构建设备管理层和母线控制层结构，在设备管理层中设定各系统单元的工作方式，包括步骤如下：

步骤1：将直流微电网中的光伏发电单元、混和储能单元和并网接口逆变器根据分层控制策略的要求划归设备管理层控制，实现在设备管理层下的各工作单元自主独立运行状态。

由于直流微电网结构降低了功率调度的复杂程度，母线中只有有功功率流动，无需考虑无功的变化和交流电压幅频的影响。因此对于能源的主要供应端光伏发电来说，只需保证光伏板在瞬时输出最大有功即可，所以在本步骤中，对光伏发电的电力电子变换端应用最大功率跟踪控制，保证以最大能量利用效率的方式工作。

步骤2：光伏发电采用最大功率跟踪控制方法(MPPT),维持有功功率输出在最大功率点附近波动。其具体实现过程包括：

步骤2-1：检测光伏板实时发出的光伏电流i_PV(k)和光伏电压U_PV(k)。

步骤2-2：将检测到的某时刻电压、电流信号输入MPPT算法，计算此时刻的光伏输出基准电压，MPPT算法采用自适应变步长扰动观察法来实现，则基准电压的计算公式如下：

式中，N＝±1表示步长变化方向。K表示检测时刻。ΔP为有功功率差；ΔU为电压幅值差。

步骤2-3：将得到的光伏电压基准值与光伏板实际输出电压进行PI调节，保证无静差跟踪，进而控制Boost的开关信号，实现光伏发电在最大功率点运行。

为了平抑直流微电网中分布式发电的不确定性和负荷的波动变化，在调控系统中引入储能电池与超级电容组合的混合储能方式，并通过双向DC/DC变换器接入直流系统，保证功率的供需平衡。当系统功率出现波动时，由于混合储能中存在电感、电容等元件，致使电力变换器的动态响应存在延迟，无法及时跟踪线路的电流变化。由此在本发明的控制策略中，将未被储能电池平抑的电流转移至超级电容内，依据电容较高的功率密度特性，提高储能调节的稳定性。

步骤3：将检测到的实际直流母线电压U_dc与基准电压U_ref进行作差比较。

步骤4：作差结果进行PI调节，使其输出混合储能所需的总参考电流I_ref。

在传统的混合储能控制中，得到的总参考电流级联低通滤波器，使得滤波后的低频分量流入储能电池，而高频分量流入超级电容进行电流内环调节。而在本发明中，流入超级电容的参考电流不仅包含高频分量，还包含有储能电池未补偿分量的差值，以此来提高混合储能的响应速度。

步骤5：在得到总参考电流之后，将其送入低通滤波器进行滤波，得到电流的低频分量I_LFC，该过程的表达式为：

I_LFC＝f_LPF(I_ref)

式中，f_LPF为低通滤波器函数。

步骤6：为了限制充放电电流，在低频电流分量后加入限幅模块，使电流幅值稳定在安全区内，其限幅环节表达公式为：

I_{Batt_ref}＝f_RL(I_LFC)

式中，f_RL为限幅模块函数。I_{Batt_ref}为储能电池参考电流。

步骤7：将得到的储能电池参考电流I_{Batt_ref}与实际储能电流值I_Batt比较，将得到的差值送入PI调节器进行无静差跟踪，得到DC/DC开关信号的占空比D_Batt。

步骤8：根据占空比变化，产生PWM波控制储能端DC/DC的开关通断。

步骤9：由于双向DC/DC的电气惯性，储能电池无法立即跟踪参考电流I_{Batt_ref}，因此需要计算储能电池未补偿电流I_C：

I_C＝I_ref-I_Batt

式中，I_ref为混合储能所需的总参考电流；I_Batt为实际储能电流值；

步骤10：由此计算储能电池未被补偿的功率为：

P_{Batt_C}＝I_C*U_Batt

式中，I_C储能电池未补偿电流；U_Batt为实际储能电压值

步骤11：计算超级电容的参考电流公式为：

U_SC为超级电容端电压。

步骤12：将超级电容参考电压与实际超级电容比较，并进行PI调控，将产生的占空比信号D_SC进行超级电容端PWM开关控制。

在超级电容参考电流的计算公式中，引入储能电池电流参考量得到：

式中，I_ref-I_{Batt_ref}为总参考电流中的高频电流分量；I_{Batt_ref}-I_Batt为由于储能电池响应延迟而产生的误差。因此本控制策略不仅补偿了电压浪涌中的高频分量，还补偿了储能电池未被跟踪的功率。

在实际直流微电网运行过程中，储能电池的调节容量有限，如果储能电池一直处在放电状态时，在电池余量达到某个数值时，储能将处于停机状态。由此根据储能电池的充放电特性，在剩余电量的某种状态下，确定储能电池的工作状态。

进一步地，上述控制方法，在母线控制层中，根据直流母线电压波动变化和储能电池剩余电量SOC的情况，将直流微电网的运行状态分为六种工作模式，使得系统的整体控制在这六种工作情况下循环转换，提高直流微电网的稳定性和可靠性；

步骤1：根据储能电池的工作特性，设定电池剩余电量的上下临界值分别为SOC_max(％)和SOC_min(％)。在SOC_min<SOC<SOC_max时，为储能电池的正常工作状态；当储能电池充电时，如果SOC>SOC_max，储能电池处于停机状态；当储能电池放电状态时，如果SOC<SOC_min，则转入停机状态。

步骤2：在母线控制层中，需要根据直流微电网不同的运行状态设定系统各部分的工作模式。在本发明中，设定直流母线电压稳定值为U。在实际运行中，母线电压是在一个稳定区间内波动，由此设定直流电压的最大允许电压值为U_max和最小允许电压值为U_min。与此同时，储能电池剩余电量(SOC)也是影响直流微电网稳定运行的重要指标，由此便可以通过两者参数的变化设定不同的工作模式。

步骤2-1：当母线控制层检测到的直流母线电压为U～U_max之间、储能电池剩余电量SOC_min<SOC<50％时，储能电池处于正常的工作区间，且此时可处于恒流充电状态。由实际直流电压高于稳定值U可知，光伏与电网出力大于负荷与混合储能所需功率。因此，设定光伏发电单元仍工作在最大功率跟踪模式(MPPT)、储能电池处于恒流充电状态、超级电容影响较小，故工作于正常充电状态、并网接口逆变器工作于逆变形式，向电网输送电能。此时各单元共同作用，维护直流微电网稳定。

步骤2-2：当直流母线电压处于U～U_max之间，而储能电池剩余电量处于50％<SOC<SOC_max时，储能电池仍工作于正常状态。此时，储能电池处于恒压充电状态，其他单元工作状态不变。

步骤2-3：当直流母线电压处在U～U_max区间，而储能电池的剩余电量达到SOC_max<SOC<100％时，表明直流微电网发出功率大于负荷所需功率，但储能电池无法继续进行充电动作，此时储能电池将转入备用模式、而超级电容仍在充电状态。为了维持功率的平衡，则需要调节大电网和系统所带负荷情况。

步骤2-4：在该工作模式下，直流微电网母线电压处于U_min～U之间，储能电池的剩余电量为0％<SOC<SOC_min，在这种条件下，直流微电网需要从大电网获取电能维持母线电压稳定，而储能电池由于电量过低处在停止工作状态，故需要调节光伏发电、超级电容、并网接口接口为整流形式来满足负荷用电的需求。

步骤2-5：当直流母线电压在U_min～U之间，而储能电池剩余电量在SOC_min<SOC<50％范围内时，储能电池工作在恒流放电模式、超级电容工作在放电状态、光伏发电单元仍在MPPT控制下运行，此时需要协调系统内各部分补偿负荷所需功率。

步骤2-6：在这种工作状态下，母线电压处于U_min～U范围、储能电池的剩余电量在SOC_min<SOC<50％的状态下，则储能电池工作在恒压放电模式、超级电容此时对外放电、光伏单元仍在MPPT控制调节下，为保证负荷所需功率的平衡，系统需要调节各部分单元满足供电的需求。

步骤2-7:在以上六种工作状态之外，当直流母线电压高于允许最大值U_max时，为了维持系统稳定，此时设定光伏发电应用恒压控制，同时直流微电网向大电网传送电能，必要时可通过增加负荷来维持功率稳定。而在母线电压小于U_min时，光伏发电仍采用MPPT控制，此时调节混和储能为放电状态，向微电网提供能量，并网接口工作于整流状态，从大电网获取能量。

通过以上工作模式的划分，确定了直流微电网各部分的工作状态和切换标准，使系统能够在六种工作模式下循环稳定运行。

进一步地，考虑到实际工程要求，当多个变换器并联运行时，为避免由于线路阻抗的不同而引起的线路环流的影响，在本发明中采用基于改进的自适应下垂控制方法，实现并联储能电池功率出力的均衡。

步骤1：根据储能电池的有功功率与电压特性，设定下垂控制方程式为：

U_dc＝U_ref-nP

式中，U_dc为变换器输出的直流电压；U_ref为变换器的参考电压值；n为下垂系数；P为变换器实际输出功率。

一般储能电池的剩余电量SOC计算公式为：

式中，P_in为储能电池在变换器侧的输入功率；U_in为储能电池变换器侧的输入电压；C_e为储能单元容量；SOC_t＝0为储能电池初始时刻的剩余电量。

当多个储能电池并联运行时，每一个储能电池剩余电量计算为：

忽略变换器的损耗，则变换器的输入功率等于输出功率。原式可改写为：

P_out为变换器的输出功率。

将储能电池剩余电量带入下垂控制方程式并考虑母线电压维持稳定为：

通过以上分析可知，储能电池的输出功率与剩余电量SOC成正比，根据储能电池输出功率与剩余电量的关系，得出当m台储能电池并联运行时，单台电池剩余电量的计算公式：

步骤2：通过建立多台储能电池的下垂控制联系，使储能环节能够根据剩余电量和母线电压变化情况进行功率调控。同时为了加快系统的调节速度，建立基于电压变化速度的下垂系数控制器，实时改变系数大小，减少暂态调节时间。

下垂系数调节方程为：

式中，n₀为初始有功下垂系数；k为母线电压微分系数。

本发明的有益效果：构建了直流微电网的分层管理体系，使得系统的整体控制策略分化为设备管理层和母线控制层结构，简化了微电网复杂的控制步骤，使得在设备管理层中的光伏发电、混和储能、并网接口模块等部分能够根据自身的运行特性进行自主工作。同时，在混合储能中，加入了电池未补偿电流分量控制，加快了储能的调节速度，避免了储能电池无法立即跟踪补偿电流的缺点。而在母线控制层中，根据母线电压的变化和储能电池的剩余电量的情况，设计了六种直流微电网工作模式，每种模式都根据此时的功率供需要求，调整设备管理层中的各单元工作模式，协同功率出力，使系统达到稳定状态。最后在储能电池并联条件下，加入了自适应下垂系数调节器，使并联运行的各储能电池均衡出力。

附图说明

图1为本发明实施例的直流微电网分层管理结构图。

图2为本发明实施例的基于变步长扰动观察法的光伏发电流程图。

图3为本发明实施例的混合储能示意图。

图4为本发明实施例的混合储能控制策略结构图。

图5为本发明实施例的考虑多种工作模式的混合储能结构图。

图6为本发明实施例的工作模式划分示意图。

图7为本发明实施例的基于SOC的改进下垂控制结构图。

图8为本发明实施例的负荷所需功率波动情况。

图9为本发明实施例的直流母线电压仿真对比图。(a)基于传统的的混合储能控制方法；(b)本实施例改进的控制方法。

图10为本发明实施例的流经储能电池的电流仿真对比波形。(a)基于传统混合储能控制方法；(b)本实施例改进的控制方法。

图11为本发明实施例的流经超级电容的电流仿真对比波形。(a)基于传统混合储能控制方法；(b)本实施例改进的控制方法。

图12为本发明实施例的在多种工作模式切换下的母线电压仿真情况。

图13为本发明实施例的储能电池的电压与功率变化仿真图。(a)电压；(b)功率。

图14为本发明实施例的储能电池的剩余电量SOC的变化以及储能电流的变化情况。(a)储能电池的剩余电量SOC的变化；(b)储能电流的变化。

具体实施方式

基于分层管理的直流微电网控制方法和系统。结合附图对本发明的一种实施例作进一步的说明。

如图1所示，该系统整体结构包括光伏发电模块、混合储能模块、负荷模块、并网接口模块、工作模式控制器以及自适应下垂系数调节器等部分。在整体控制策略上，将控制结构分为设备管理层和母线控制层，用该种控制策略稳定直流微电网的运行，其具体包括以下几个步骤：

步骤1：将直流微电网中的光伏发电单元、混和储能单元和并网接口逆变器根据分层控制策略的要求划归设备管理层控制。在本实施例中，设定负荷所需功率为6KW。

步骤2：如图2所示，光伏发电采用最大功率跟踪控制方法(MPPT),维持有功功率输出在最大功率点附近波动，在直流微电网中以变步长扰动观察法模拟光伏发电，其具体实现过程包括：

步骤2-1：检测光伏板实时发出的光伏电流i_PV(k)和光伏电压U_PV(k)。

步骤2-2：将检测到的某时刻电压、电流信号输入MPPT算法，计算此时刻的光伏输出基准电压，MPPT算法采用自适应变步长扰动观察法来实现，则基准电压的计算公式如下：

式中，N＝±1表示步长变化方向。K表示检测时刻。

步骤2-3：将得到的光伏电压基准值与光伏板实际输出电压进行PI调节，保证无静差跟踪，进而控制Boost的开关信号，实现光伏发电在最大功率点运行。

在本实施例中设定初始光伏发电功率为5KW，之后阶跃至8KW，光伏电压PI调节参数为k_p＝1.43,k_i＝0.467。

如图3所示为混合储能示意图，储能电池与超极电容的组合通过双向DC/DC变换器连接到直流母线上。

步骤3：将检测到的实际直流母线电压U_dc与基准电压U_ref进行作差比较。

这里设定母线基准电压为600V。

步骤4：作差结果进行PI调节，使其输出混合储能所需的总参考电流I_ref

在本实施例的混和储能调节中，设定储能PI调节器比例系数为1.57，积分系数为0.34。

步骤5：在得到总参考电流之后，将其送入低通滤波器进行滤波，得到电流的低频分量I_LFC，该过程的表达式为：

I_LFC＝f_LPF(I_ref)

式中，f_LPF为低通滤波器函数。本实施例中取1/(2.54s+1)。

步骤6：为了限制充放电电流，在低频电流分量后加入限幅模块，使电流幅值稳定在安全区内，其限幅环节表达公式为：

I_{Batt_ref}＝f_RL(I_LFC)

式中，f_RL为限幅模块函数。I_{Batt_ref}为储能电池参考电流。

步骤7：将得到的储能电池参考电流I_{Batt_ref}与实际储能电流值I_Batt比较，将得到的差值送入PI调节器进行无静差跟踪，得到DC/DC开关信号的占空比。此时PI调节的比例常数为0.79，积分常数为0.26。

步骤8：根据占空比变化，产生PWM波控制储能端DC/DC的开关通断。

步骤9：由于双向DC/DC的电气惯性，储能电池无法立即跟踪参考电流I_{Batt_ref}，因此需要计算储能电池未补偿电流I_C：

I_C＝I_ref-I_Batt

步骤10：由此计算储能电池未被补偿的功率为：

P_{Batt_C}＝I_C*U_Batt

步骤11：计算超级电容的参考电流公式为：

U_SC为超级电容端电压，U_batt为储能电池端电压。

步骤12：将超级电容参考电压与实际超级电容比较，并进行PI调控，将产生的占空比信号进行超级电容端PWM开关控制。参与超级电容PI调节的比例参数为3.26，积分常数为1.21。

在超级电容参考电流的计算公式中，引入储能电池电流参考量得到：

式中，I_ref-I_{Batt_ref}为总参考电流中的高频电流分量；I_{Batt_ref}-I_Batt为由于储能电池响应延迟而产生的误差。因此本控制策略不仅补偿了电压浪涌中的高频分量，还补偿了储能电池未被跟踪的功率。

利用以上步骤建立的混合储能调控结构如图4所示。图中G_w1～G_w5分别为控制五个开关的开关信号。

在母线控制层中，根据直流母线电压波动变化和储能电池剩余电量SOC的情况，将直流微电网的运行状态分为六种工作模式，使得系统的整体控制在这六种工作情况下循环转换，提高直流微电网的稳定性和可靠性。

设定母线电压的基准值为600V，母线稳定波动区间为580～620V，即最大允许电压U_max＝580V，最小允许电压为U_min＝580V。

步骤13：根据储能电池的工作特性，设定电池剩余电量的上下临界值分别为SOC_max(％)和SOC_min(％)。在SOC_min<SOC<SOC_max时，为储能电池的正常工作状态；当储能电池充电时，如果SOC>SOC_max，储能电池处于停机状态；当储能电池放电状态时，如果SOC<SOC_min，则转入停机状态。

本发明实例中，设定储能电池剩余电量最大临界值为SOC＝90％，最小临界值为SOC＝10％。

结合母线控制层策略，可以得到对应的混合储能控制结构如图5所示。

步骤14：在母线控制层中，工作模式控制器根据直流微电网不同的运行状态设定系统各部分的工作模式。在本发明中，设定直流母线电压稳定值为U。在实际运行中，母线电压是在一个稳定区间内波动，由此设定直流电压的最大允许电压值为U_max和最小允许电压值为U_min。与此同时，储能电池剩余电量(SOC)也是影响直流微电网稳定运行的重要指标，由此便可以通过两者参数的变化设定不同的工作模式。

母线控制层中的工作模式控制器的工作状态划分如图6所示。

步骤14-1：当母线控制层检测到的直流母线电压为600～620V之间、储能电池剩余电量10％<SOC<50％时，储能电池处于正常的工作区间，且此时可处于恒流充电状态。由实际直流电压高于稳定值U可知，光伏与电网出力大于负荷与混合储能所需功率。因此，设定光伏发电单元仍工作在最大功率跟踪模式(MPPT)、储能电池处于恒流充电状态、超级电容影响较小，故工作于正常充电状态、并网接口逆变器工作于逆变形式，向电网输送电能。此时各单元共同作用，维护直流微电网稳定。

步骤14-2：当直流母线电压处于600～620V之间，而储能电池剩余电量处于50％<SOC<90％时，储能电池仍工作于正常状态。此时，储能电池处于恒压充电状态，其他单元工作状态不变。

步骤14-3：当直流母线电压处在600～620V区间，而储能电池的剩余电量达到90％<SOC<100％时，表明直流微电网发出功率大于负荷所需功率，但储能电池无法继续进行充电动作，此时储能电池将转入备用模式、而超级电容仍在充电状态。为了维持功率的平衡，则需要调节大电网和系统所带负荷情况。

步骤14-4：在该工作模式下，直流微电网母线电压处于580～600V之间，储能电池的剩余电量为0％<SOC<10％，在这种条件下，直流微电网需要从大电网获取电能维持母线电压稳定，而储能电池由于电量过低处在停止工作状态，故需要调节光伏发电、超级电容、并网接口为整流形式来满足负荷用电的需求。

步骤14-5：当直流母线电压在580～600V之间，而储能电池剩余电量在10％<SOC<50％范围内时，储能电池工作在恒流放电模式、超级电容工作在放电状态、光伏发电单元仍在MPPT控制下运行，此时需要协调系统内各部分补偿负荷所需功率。

步骤14-6：在这种工作状态下，母线电压处于580～600V范围、储能电池的剩余电量在10％<SOC<50％的状态下，则储能电池工作在恒压放电模式、超级电容此时对外放电、光伏单元仍在MPPT控制调节下，为保证负荷所需功率的平衡，系统需要调节各部分单元满足供电的需求。

步骤14-7:在以上六种工作状态之外，当直流母线电压高于允许最大值620V时，为了维持系统稳定，此时设定光伏发电应用恒压控制，同时直流微电网向大电网传送电能，必要时可通过增加负荷来维持功率稳定。而在母线电压小于580V时，光伏发电仍采用MPPT控制，此时调节混和储能为放电状态，向微电网提供能量，并网接口工作于整流状态，从大电网获取能量。

通过以上工作模式的划分，确定了直流微电网各部分的工作状态和切换标准，使系统能够在六种工作模式下循环稳定运行。每种状态下，直流微电网各部分工作模式如表1所示。

表1 直流微电网各单元在相应工作模式下的工作状态

根据母线控制层工作状态划分，考虑实际工程的需要，往往在直流母线端并联有多个储能单元，不能容量、不同线路阻抗等因素的影响会导致调节过程中环流的出现，为此在本发明中，在负责储能的变换器调节中引入改进的下垂控制并建立自适应下垂系数控制器，提高调节速度，缩短稳态恢复时间。

步骤15：根据储能电池的有功功率与电压特性，设定下垂控制方程式为：

U_dc＝U_ref-nP

式中，U_dc为变换器输出的直流电压；U_ref为变换器的参考电压值；n为下垂系数；P为变换器实际输出功率。

一般储能电池的剩余电量SOC计算公式为：

式中，P_in为储能电池在变换器侧的输入功率；U_in为储能电池变换器侧的输入电压；C_e为储能单元容量；SOC_t＝0为储能电池初始时刻的剩余电量。

当多个储能电池并联运行时，每一个储能电池剩余电量计算为：

忽略变换器的损耗，则变换器的输入功率等于输出功率。原式可改写为：

P_out为变换器的输出功率。

将储能电池剩余电量带入下垂控制方程式并考虑母线电压维持稳定为：

式中P_i为每个储能电池的输出功率

通过以上分析可知，储能电池的输出功率与剩余电量SOC成正比，根据储能电池输出功率与剩余电量的关系，得出当m台储能电池并联运行时，单台电池剩余电量的计算公式：

步骤16：通过建立多台储能电池的下垂控制联系，使储能环节能够根据剩余电量和母线电压变化情况进行功率调控。同时为了加快系统的调节速度，建立基于电压变化速度的下垂系数控制器，实时改变系数大小，减少暂态调节时间。

下垂系数调节方程为：

式中，n₀为初始有功下垂系数；k为母线电压微分系数。本例中设定初始有功下垂系数为3.1，母线电压微分系数为0.47。

基于SOC的改进下垂控制如图7所示，在下垂控制结构中，还加入了自适应下垂系数调节器，实时调整储能电池的功率补偿情况。

在本实例的仿真验证中，直流微电网负荷功率的波动情况如图8所示。设定在仿真时间内光伏电池输出恒定功率5KW，在0s时，负荷所需功率为6KW,此时储能输出1KW的功率；而在1s时，负荷所需功率为8KW，此时储能电池输出3KW的功率；而在2s时，负荷所需功率为2KW，此时负荷存储3KW的能量。与此同时直流母线电压的仿真情况如图9所示。仿真显示左图是未加储能电池未补偿电流控制的母线电压调控效果，而右图为加入未补偿电流控制结构情况下的仿真波形，在改进的控制条件下，母线电压波动减小，系统稳定性得到了提高。流经储能电池的电流仿真波形如图10所，左图为传统控制策略下的储能电池电流仿真波形，右图为改进控制策略下的仿真波形。从波形上看，在加入自适应下垂系数调节后，流经储能电池的响应电流波动变缓，稳定调节速度加快。图11为对应的超级电容调节电流仿真波形，从仿真图上可知分层控制策略能够增强超级电容的出力，使电流的调节更加平缓，延长了储能电池的使用周期。

基于分层管理的直流微电网控制，在母线控制层中，工作模式控制器可以根据母线电压和储能电池剩余电量进行切换系统内各单元的工作状态。在图12中显示了系统工作时母线电压的变化情况。此时设定储能电池剩余电量SOC稳定在10％～90％之间，光伏发电输出功率为15KW，负荷功率为0KW,储能电池设定吸收功率为5KW，并网接口为逆变模式，向外输送10KW功率；在4s时，负荷功率增加到3.3KW,光伏发电不变，并网接口向外输送功率增加到3.3KW,则需要储能电池向外输出1.6KW的电能；在运行至7s时，光伏发电减少到10KW，负荷增加到20KW,而并网接口仍工作在逆变状态向外输送3.3KW的电能。图13为储能电池的电流与功率变化仿真图，从图中可知，在工作模式切换过程中，控制策略保证了储能系统工作的稳定性。图14所示为储能电池的剩余电量SOC的变化以及储能电流的变化情况。从图14中可以看到储能电池在母线控制层的调度指令下，进行了多种工作方式的切换，系统运行的稳定性得到了提升。

Claims (3)

1.一种基于分层管理的直流微电网控制系统的控制方法，其特征在于，所述的基于分层管理的直流微电网控制系统包括光伏发电模块、混合储能模块、负荷模块、并网接口模块、工作模式控制器以及自适应下垂系数调节器；

光伏发电模块：用于模拟分布式能源发电特性，所发出的电能通过电力变换装置接入直流母线；

混合储能模块：负责调节直流微电网整体系统的功率供需平衡，主体为储能电池与超级电容的混合储能形式，在输出端通过电力变换的方式与直流母线相连，能够在微电网发电功率增加时吸收多余分量；而在负荷功率欠缺时，及时输送功率，从而实现削峰填谷，达到线路能量流动的稳定；

负荷模块：用于模拟负荷的消耗过程，在本模块中，负荷分为直流负荷与交流负荷，两者皆在于直流母线的联接环节中加入电力电子变换器，使流动电压、电流达到负荷所需标准；

并网接口模块：通过并网接口模块构建直流微电网与大容量电网的互补通道，使得直流微电网能够工作在并网模式下，并在微电网系统整体功率失衡时，取得与大电网的能量收发支撑，维持微电网系统整体运行的稳定性；

工作模式控制器：根据储能电池剩余电量的情况和母线电压的变化选择直流微电网控制系统中各模块的工作模式；

自适应下垂系数调节器：根据母线电压的变化情况，实时改变储能电池的下垂控制系数，使储能部分的响应速度加快，缩短各并联储能模块达到均衡的调节时间；

所述基于分层管理的直流微电网控制系统的控制方法，构建设备管理层和母线控制层结构，在设备管理层中设定各系统模块的工作方式，包括如下步骤：

步骤1：将直流微电网中的光伏发电模块、混合储能模块和并网接口模块根据分层控制策略的要求划归设备管理层控制；

步骤2：光伏发电采用最大功率跟踪控制方法(MPPT),维持有功功率输出在最大功率点附近波动；其具体实现过程包括：

步骤2-1：检测光伏板实时发出的光伏电流i_PV(k)和光伏电压U_PV(k)；

步骤2-2：将检测到的某时刻电压、电流信号输入MPPT算法，计算此时刻的光伏输出基准电压，MPPT算法采用自适应变步长扰动观察法来实现，则基准电压的计算公式如下：

式中，N＝±1表示步长变化方向；K表示检测时刻；ΔP为有功功率差；ΔU为电压幅值差；

步骤2-3：将得到的光伏基准电压与光伏板实际输出电压进行PI调节，保证无静差跟踪，进而控制Boost的开关信号，实现光伏发电在最大功率点运行；

步骤3：将检测到的实际直流母线电压U_dc与基准电压U_ref进行作差比较；

步骤4：作差结果进行PI调节，使其输出混合储能所需的总参考电流I_ref；

步骤5：在得到总参考电流之后，将其送入低通滤波器进行滤波，得到电流的低频电流分量I_LFC，该过程的表达式为：

I_LFC＝f_LPF(I_ref)

式中，f_LPF为低通滤波器函数；

步骤6：为了限制充放电电流，在低频电流分量后加入限幅模块，使电流幅值稳定在安全区内，其限幅环节表达公式为：

I_{Batt_ref}＝f_RL(I_LFC)

式中，f_RL为限幅模块函数；I_{Batt_ref}为储能电池参考电流；

步骤7：将得到的储能电池参考电流I_{Batt_ref}与实际储能电流值I_Batt比较，将得到的差值送入PI调节器进行无静差跟踪，得到DC/DC开关信号的占空比D_Batt；

步骤8：根据占空比变化，产生PWM波控制储能端DC/DC的开关通断；

步骤9：由于双向DC/DC的电气惯性，储能电池无法立即跟踪参考电流I_{Batt_ref}，因此需要计算储能电池未补偿电流I_C：

I_C＝I_ref-I_Batt

式中，I_ref为混合储能所需的总参考电流；I_Batt为实际储能电流值；

步骤10：由此计算储能电池未被补偿的功率为：

P_{Batt_C}＝I_C*U_Batt

式中，I_C储能电池未补偿电流；U_Batt为实际储能电压值

步骤11：计算超级电容的参考电流公式为：

U_SC为超级电容端电压；

步骤12：将超级电容参考电压与实际超级电容的电压比较，并进行PI调控，将产生的占空比信号D_SC进行超级电容端PWM开关控制；

在超级电容参考电流的计算公式中，引入储能电池电流参考量得到：

式中，I_ref-I_{Batt_ref}为总参考电流中的高频电流分量；I_{Batt_ref}-I_Batt为由于储能电池响应延迟而产生的误差。

2.根据权利要求1所述控制方法，构建设备管理层和母线控制层结构，其特征在于，在母线控制层中，根据直流母线电压波动变化和储能电池剩余电量SOC的情况，将直流微电网的运行状态分为六种工作模式，使得直流微电网控制系统的整体控制在这六种工作情况下循环转换；

步骤1：根据储能电池的工作特性，设定电池剩余电量的上下临界值分别为SOC_max(％)和SOC_min(％)；在SOC_min＜SOC＜SOC_max时，为储能电池的正常工作状态；当储能电池充电时，如果SOC＞SOC_max，储能电池处于停机状态；当储能电池放电状态时，如果SOC＜SOC_min，则转入停机状态；

步骤2：在母线控制层中，工作模式控制器根据直流微电网不同的运行状态设定直流微电网控制系统各部分的工作模式；设定直流母线电压稳定值为U，设定直流电压的最大允许电压值为U_max和最小允许电压值为U_min；

步骤2-1：当母线控制层检测到的直流母线电压为U～U_max之间、储能电池剩余电量SOC_min＜SOC＜50％时，储能电池处于正常的工作区间，且此时处于恒流充电状态；光伏与大电网出力大于负荷与混合储能所需功率；设定光伏发电模块仍工作在最大功率跟踪模式(MPPT)、储能电池处于恒流充电状态、超级电容影响小，故工作于正常充电状态、并网接口模块工作于逆变形式，向大电网输送电能；此时各模块共同作用，维护直流微电网稳定；

步骤2-2：当直流母线电压处于U～U_max之间，而储能电池剩余电量处于50％＜SOC＜SOC_max时，储能电池仍工作于正常状态；此时，储能电池处于恒压充电状态，其他模块工作状态不变；

步骤2-3：当直流母线电压处在U～U_max区间，而储能电池的剩余电量达到SOC_max＜SOC＜100％时，表明直流微电网发出功率大于负荷所需功率，但储能电池无法继续进行充电动作，此时储能电池将转入备用模式、而超级电容仍在充电状态；为了维持功率的平衡，调节大电网和直流微电网控制系统所带负荷情况；

步骤2-4：直流微电网母线电压处于U_min～U之间，储能电池的剩余电量为0％＜SOC＜SOC_min，调节光伏发电、超级电容、并网接口模块为整流形式满足负荷用电的需求；

步骤2-5：当直流母线电压在U_min～U之间，而储能电池剩余电量在SOC_min＜SOC＜50％范围内时，储能电池工作在恒流放电模式、超级电容工作在放电状态、光伏发电模块仍在MPPT控制下运行，此时协调直流微电网控制系统内各部分补偿负荷所需功率；

步骤2-6：母线电压处于U_min～U范围、储能电池的剩余电量在SOC_min＜SOC＜50％的状态下，则储能电池工作在恒压放电模式、超级电容此时对外放电、光伏发电模块仍在MPPT控制调节下，为保证负荷所需功率的平衡，直流微电网控制系统需要调节各部分模块满足供电的需求；

步骤2-7:当直流母线电压高于最大允许电压值U_max时，设定光伏发电应用恒压控制，同时直流微电网向大电网传送电能；而在母线电压小于U_min时，光伏发电模块仍采用MPPT控制，此时调节混合储能为放电状态，向微电网提供能量，并网接口模块工作于整流状态，从大电网获取能量。

3.根据权利要求2所述控制方法，构建设备管理层和母线控制层结构，其特征在于，在母线控制层中，在负责储能的变换器调节中引入改进的下垂控制并建立自适应下垂系数调节器；

步骤1：根据储能电池的有功功率与电压特性，设定下垂控制方程式为：

U_dc＝U_ref-nP

式中，U_dc为变换器输出的直流电压；U_ref为变换器的参考电压值；n为下垂系数；P为变换器实际输出功率；

一般储能电池的剩余电量SOC计算公式为：

式中，P_in为储能电池在变换器侧的输入功率；U_in为储能电池变换器侧的输入电压；C_e为储能电池容量；SOC_t＝0为储能电池初始时刻的剩余电量；

当多个储能电池并联运行时，每一个储能电池剩余电量计算为：

忽略变换器的损耗，则变换器的输入功率等于输出功率；原式改写为：

P_out为变换器的输出功率；

将储能电池剩余电量带入下垂控制方程式并考虑母线电压维持稳定为：

储能电池的输出功率与剩余电量SOC成正比，根据储能电池输出功率与剩余电量的关系，得出当m台储能电池并联运行时，单台电池剩余电量的计算公式：

步骤2：通过建立多台储能电池的下垂控制联系，使储能环节能够根据剩余电量和母线电压变化情况进行功率调控；同时建立基于电压变化速度的自适应下垂系数调节器，实时改变系数大小，减少暂态调节时间；

下垂系数调节方程为：

式中，n₀为初始有功下垂系数；k为母线电压微分系数。

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