新能源直流匯集分群綜合協(xié)調(diào)控制策略

劉飛，趙澄顥，王世斌，田旭，劉聯(lián)濤，朱曉榮

(1.國網(wǎng)青海省電力公司經(jīng)濟技術(shù)研究院，西寧市 810008；2.新能源電力系統(tǒng)國家重點實驗室(華北電力大學(xué))，河北省保定市 071003)

0 引 言

隨著新能源的快速發(fā)展，大量分布式電源接入給電網(wǎng)運行帶來電能質(zhì)量降低、調(diào)峰能力不足等諸多問題[1-2]。相較于交流電網(wǎng)匯集系統(tǒng)，由直流網(wǎng)絡(luò)組成的新能源直流匯集系統(tǒng)有很多優(yōu)勢，首先直流網(wǎng)絡(luò)沒有無功功率、相位差、電壓諧波等物理量，易于分析與控制且供電質(zhì)量較高；其次大部分分布式能源與終端負荷為直流形式，選用直流網(wǎng)絡(luò)可以縮減交直流換流器的數(shù)量，提高運行經(jīng)濟性[3-4]。直流匯集系統(tǒng)的主要思想是通過通信網(wǎng)絡(luò)與電氣聯(lián)絡(luò)線將地理位置相近的新能源直流分群連接起來，形成一個群體系統(tǒng)[5]。相對于單一直流網(wǎng)絡(luò)，直流匯集系統(tǒng)供電可靠性提高，網(wǎng)絡(luò)中單一電源故障對網(wǎng)絡(luò)運行影響較小[6-7]。但是將分群連接為直流匯集系統(tǒng)后，系統(tǒng)控制結(jié)構(gòu)較為復(fù)雜，分群自身與分群之間如何協(xié)調(diào)控制，在保證各分群正常運行的同時充分發(fā)揮匯集系統(tǒng)優(yōu)勢成為直流匯集系統(tǒng)必須解決的問題。

新能源直流匯集系統(tǒng)的控制目標包括2個：功率控制和電壓控制。功率控制包括各分群間交換功率控制和分群內(nèi)部的功率平衡控制。電壓控制包括一次電壓控制和二次電壓控制。

新能源直流匯集系統(tǒng)功率控制和電壓控制應(yīng)滿足以下要求：

1)獨立性：在實現(xiàn)功率互濟的同時，各分群應(yīng)盡可能保持獨立運行，避免對其他分群的運行產(chǎn)生影響。

2)經(jīng)濟性：運行中應(yīng)保證直流匯集系統(tǒng)總體收益最大化，新能源消納最大化。

3)可靠性：分群內(nèi)電源應(yīng)保證持續(xù)可靠的供電，并且各類電源應(yīng)運行在合理范圍，避免越限運行影響壽命。

3)優(yōu)質(zhì)性：應(yīng)保證較好的供電電壓水平，系統(tǒng)母線電壓維持在額定電壓附近，減少負荷波動對母線電壓的影響。

現(xiàn)有文獻對分群內(nèi)部的功率平衡控制研究較多，而對分群間的功率協(xié)調(diào)控制研究相對較少。文獻[8]將整個系統(tǒng)看做一個大的分群，忽略各分群內(nèi)部運行獨立性，各分群間采用類似于設(shè)備層控制的對等控制，基于分群自身下垂特性進行功率協(xié)調(diào)控制，可以實現(xiàn)系統(tǒng)內(nèi)部的功率互濟，減少在某分群電能不足時的切負荷行為。該控制可以提升各分群供電可靠性，但未充分考慮系統(tǒng)經(jīng)濟性與電壓質(zhì)量。文獻[9]選用一致性控制算法控制直流母線電壓，提升系統(tǒng)供電優(yōu)質(zhì)性，功率部分提出自適應(yīng)下垂系數(shù)控制方法，構(gòu)建下垂系數(shù)與蓄電池荷電狀態(tài)(state of charge，SOC)的函數(shù)，使各個微電網(wǎng)蓄電池的SOC值最終趨于一致，但是文章并沒有考慮經(jīng)濟性，且由于缺少聯(lián)絡(luò)線功率控制，某個分群在正常運行狀態(tài)下會受到其余分群運行狀態(tài)的影響，各分群的獨立性不足。文獻[10-11]中各分群選用下垂控制控制電壓，功率方面通過分布式一致性算法控制各分群蓄電池SOC，使系統(tǒng)內(nèi)儲能單元運行在合理范圍，保證可靠性，但由于僅采用下垂控制，該策略分群直流母線電壓水平較低，且各分群獨立性較差，運行過程中易受其余分群影響。文獻[12-14]功率控制由本分群電壓測量值得到分群內(nèi)功率平衡單元的出力情況后控制聯(lián)絡(luò)線功率傳輸值，使匯集系統(tǒng)能夠在保證獨立性的基礎(chǔ)上協(xié)調(diào)經(jīng)濟運行，但是通過此方法控制聯(lián)絡(luò)線功率需要使用下垂控制的本地電壓值推算功率值，因此較難實現(xiàn)電壓二次控制，系統(tǒng)供電電壓水平無法保證。文獻[15]利用少量通信信息和有限時間一致性算法，通過引入電壓偏差和平均邊際成本來改變原始的下垂控制功能，提高系統(tǒng)運行可靠性的同時改善了運行經(jīng)濟性，并且通過電壓二次控制保證了供電優(yōu)質(zhì)性，但由于采用統(tǒng)一控制，分群間的獨立性無法保證。

本文設(shè)計兼顧經(jīng)濟性、可靠性、獨立性和優(yōu)質(zhì)性的新能源直流匯集系統(tǒng)分群綜合協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)。對分群間的交互功率，設(shè)計基于直流分群控制誤差(DC group control error，DGCE)的聯(lián)絡(luò)線功率控制，既保證分群間的功率互濟，也盡可能保持分群間控制的獨立性；針對分群內(nèi)功率平衡控制，考慮分時電價和蓄電池SOC的影響，設(shè)計兼顧經(jīng)濟性和可靠性的協(xié)調(diào)控制策略；電壓控制在下垂控制的基礎(chǔ)上，采用基于一致性算法的分布式二次電壓控制以提升直流母線電壓水平。

1 直流匯集系統(tǒng)結(jié)構(gòu)與控制體系

圖1為直流匯集系統(tǒng)的典型結(jié)構(gòu)，直流匯集系統(tǒng)可由2個及以上分群構(gòu)成，每個分群中根據(jù)實際場景可包含分布式發(fā)電單元、儲能單元、并網(wǎng)單元與負荷單元，分群之間設(shè)有互聯(lián)通信網(wǎng)絡(luò)與聯(lián)絡(luò)線可以傳遞狀態(tài)參數(shù)或傳輸電能。各分群內(nèi)部包含完整的控制體系，可以獨立運行，直流匯集系統(tǒng)通過系統(tǒng)層控制可以協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)電壓水平與功率流動[16]。

圖1 直流匯集系統(tǒng)Fig.1 DC collection system

各分群由于地理位置不同因此其所連接的交流配網(wǎng)可能不同，可以根據(jù)各分群并網(wǎng)單元接入位置將匯集系統(tǒng)基本結(jié)構(gòu)分為同電網(wǎng)型與異電網(wǎng)型2種。同電網(wǎng)型各分群地理位置相近，通過同一交流配網(wǎng)饋線與直流母線相連，如圖1中的風(fēng)機分群1與風(fēng)機分群2，異電網(wǎng)型直流匯集系統(tǒng)相距較遠，通過并網(wǎng)換流器連接不同的交流配網(wǎng)，如圖1中的風(fēng)機分群1與光伏分群。

直流匯集系統(tǒng)中不同功率以及功率流向如圖2所示。以兩分群為例，其中：Pgridi、Pgridj分別為電網(wǎng)與分群i、j交互的功率；Pbati、Pbatj分別為蓄電池與兩分群交換功率；Pwindi、Pwindj分別為兩分群風(fēng)機單元輸出功率；Ploadi、Ploadj分別為群內(nèi)負荷功率；Pij、Pji分別為兩分群間聯(lián)絡(luò)線功率值。

圖2 直流匯集系統(tǒng)功率流Fig.2 Power flow of DC collection system

以分群i為例，由圖2可知，在分群i內(nèi)滿足功率平衡關(guān)系：

Pij=Pwindi+Pbati+Pgridi-Ploadi

(1)

在功率平衡關(guān)系中，為了保證新能源利用率達到最高，分群內(nèi)新能源單元一般采用最大功率追蹤控制方式，輸出功率與自然條件參數(shù)相關(guān)，負荷功率Ploadi在不考慮需求側(cè)響應(yīng)時同樣為不可控功率，因此直流匯集系統(tǒng)功率控制主要控制變量為分群內(nèi)儲能單元功率Pbati、分群與電網(wǎng)間的交換功率Pgridi與分群間聯(lián)絡(luò)線功率Pij。

據(jù)此可將直流匯集系統(tǒng)控制體系分為群內(nèi)、群間兩層控制結(jié)構(gòu)，如圖3所示。群內(nèi)控制結(jié)構(gòu)確定各分群內(nèi)部電源單元與負荷單元的基本控制結(jié)構(gòu)，通過各單元之間相互協(xié)調(diào)配合，使分群可以獨立運行；群間控制結(jié)構(gòu)在各分群之間信息交互的基礎(chǔ)上，通過聯(lián)絡(luò)線功率控制改變各分群之間聯(lián)絡(luò)線功率值，體現(xiàn)匯集系統(tǒng)功率互濟的優(yōu)勢。

圖3 直流匯集系統(tǒng)控制體系Fig.3 Control system for DC collection system

2 直流匯集系統(tǒng)功率控制

在實際直流匯集系統(tǒng)中，每一個分群都有獨立的運行場景，因此功率控制策略既要發(fā)揮系統(tǒng)中各分群功率互濟優(yōu)勢，又要充分保證各分群之間的獨立性。本文以電網(wǎng)單元分時電價與蓄電池供電能力為判據(jù)，綜合考慮了經(jīng)濟性與獨立性，制定了直流匯集系統(tǒng)功率控制策略。

2.1 分群內(nèi)部功率分配

分群內(nèi)部的功率平衡依靠分群內(nèi)各個單元的協(xié)調(diào)控制，如前所述，分群內(nèi)新能源單元與負荷單元受自然條件參數(shù)影響大，本文不對其功率進行調(diào)節(jié)，因此分群內(nèi)部功率調(diào)節(jié)主要通過電網(wǎng)交換功率Pgridi與儲能單元功率Pbati實現(xiàn)。分群與電網(wǎng)交換功率Pgridi和分群儲能單元功率Pbati分別包括3個部分，其表達式為：

(2)

式中：P′gridi、P′bati分別表示調(diào)度計劃給出的分群i并網(wǎng)單元輸出功率和儲能輸出功率；ΔPgridij、ΔPbatij分別表示分群i并網(wǎng)單元和儲能單元分擔(dān)的聯(lián)絡(luò)線功率；ΔPgridUi、ΔPbatUi分別表示分群i并網(wǎng)單元和儲能單元參與電壓調(diào)整輸出的功率。

分群內(nèi)部控制體系采用主從控制模式，正常運行時主控單元為儲能單元，電網(wǎng)單元為從控單元，因此，聯(lián)絡(luò)線的功率控制和分群電壓控制由儲能單元承擔(dān)，電網(wǎng)單元的ΔPgridij和ΔPgridUi取為0；儲能單元的ΔPbatij和ΔPbatUi在后面進行詳細闡述。當儲能單元過充或過放時，主控單元切換為并網(wǎng)單元，聯(lián)絡(luò)線的功率控制和分群電壓控制由并網(wǎng)單元承擔(dān)，ΔPgridij、ΔPgridUi和儲能單元相似，本文不再贅述。本節(jié)主要考慮P′gridi、P′bati的確定。

文獻[17]根據(jù)功率平衡確定P′gridi、P′bati，由并網(wǎng)單元首先承擔(dān)新能源和負荷的過剩功率，沒有考慮電網(wǎng)電價和儲能單元的作用。為了提升經(jīng)濟性，并充分發(fā)揮儲能單元的作用，本文在此基礎(chǔ)上考慮電網(wǎng)分時電價與蓄電池SOC值制定了電網(wǎng)單元與儲能單元功率分配方式。

當電網(wǎng)電價高于每日用電均價時，分群應(yīng)盡可能地利用儲能單元剩余電能，減少從電網(wǎng)購電降低分群運行成本，此時儲能單元與并網(wǎng)單元輸出功率為：

(3)

式中：P′bat、P′grid分別為儲能單元與并網(wǎng)單元預(yù)計輸出功率；P′DG、P′load分別為新能源功率與負荷功率預(yù)測值；Sini、Smin分別為蓄電池SOC初始值與蓄電池過放SOC限值；Wbatmax為蓄電池最大容量；thigh為高價時段時長。

由式(3)可知，當電網(wǎng)處于高價，若預(yù)測新能源輸出功率有剩余且儲能單元SOC值處于過放限值之上，則電網(wǎng)吸收群內(nèi)新能源與儲能單元功率，在提高經(jīng)濟性的同時緩解電網(wǎng)用電高峰時的供電壓力。若預(yù)測新能源與儲能出力無法滿足負荷需要，則從電網(wǎng)購電，電網(wǎng)和儲能單元一起向負荷供電。

在電網(wǎng)電價低于每日用電均價時，分群應(yīng)利用低價電能給儲能單元充電，為下一時段電網(wǎng)高價時段做準備。此時各分群儲能單元與并網(wǎng)單元輸出功率為：

(4)

式中：Smax為蓄電池SOC過充限值；tlow為低價時段時長。

由式(4)可知，當電網(wǎng)處于低價，若儲能單元SOC處于過充限值以下，則從新能源單元或電網(wǎng)吸收功率，充分消納新能源出力的同時填補電網(wǎng)谷時負荷缺口。

2.2 分群間聯(lián)絡(luò)線功率控制

分群之間連接為直流匯集系統(tǒng)后可以實現(xiàn)功率互濟，當自身出力不足時可由其他分群供給電能，但若不對各分群間的互聯(lián)功率加以控制，則功率會無序流動反而影響系統(tǒng)運行的可靠性與經(jīng)濟性。

從式(1)可知，分群間傳輸?shù)墓β师ij實際上反映了直流分群內(nèi)部的功率平衡，因此本文定義直流分群控制誤差σDGCE為：

σDGCE=ΔPij=Pijref-Pij

(5)

式中：Pijref為互聯(lián)線路功率參考值。

從式(5)可見，通過控制DGCE，調(diào)節(jié)分群間聯(lián)絡(luò)線功率值，可以保證各分群獨立性的同時充分發(fā)揮匯集系統(tǒng)功率互濟的優(yōu)勢。

將DGCE通過PI控制器可得到儲能單元功率修正量ΔPbatij，其公式為：

(6)

DGCE聯(lián)絡(luò)線功率參考值Pijref的確定與分群運行狀態(tài)和聯(lián)絡(luò)線傳輸極限值有關(guān)。在各分群中選擇儲能單元作為主控單元時，分群運行狀態(tài)主要由儲能單元蓄電池SOC值決定。鉛酸蓄電池的過充與過放SOC限值為90%與10%，其理想工作區(qū)間為40%～80%[18]，因此可根據(jù)儲能單元SOC的狀態(tài)將分群狀態(tài)劃分為圖4所示的5個模態(tài)。

圖4 分群狀態(tài)劃分Fig.4 Group state division

根據(jù)模態(tài)不同可將聯(lián)絡(luò)線功率參考值確定為式(7)所示的3種情況。

(7)

式中：Pijmax為聯(lián)絡(luò)線傳輸功率限值。

如式(7)所示，當儲能單元蓄電池處于理想工作區(qū)間時，分群有較大功率容量，可以與其他分群進行雙向功率傳輸，聯(lián)絡(luò)線功率在傳輸限值內(nèi)由分群間交易功率確定，通過功率傳輸提升系統(tǒng)供電的可靠性。當蓄電池不在理想工作區(qū)間但不超過容量限值時，儲能單元為了保證本分群供電負荷可靠用電，僅根據(jù)本分群狀態(tài)吸收功率或輸出功率。當蓄電池處于過充或過放的情況下，蓄電池停止吸收或釋放電能，保證設(shè)備壽命不受損害，提高設(shè)備可靠性。

3 直流匯集系統(tǒng)電壓控制

3.1 基于一致性算法的電壓二次控制

在直流電網(wǎng)中，電壓是反映功率平衡的唯一指標。直流分群中電壓一次控制常采用下垂控制，但下垂控制中功率分配受到線路阻抗的影響，導(dǎo)致直流母線電壓與額定值之間存在明顯偏差，因此需要對電壓施加二次控制。直流分群二次電壓控制示意如圖5所示，其中，ld為原下垂控制曲線，vrefi為第i分群參考電壓，ΔvUi為二次電壓補償量，l′d為經(jīng)過二次電壓控制后的下垂控制曲線，ΔPbatUi為下垂控制功率修正量。由圖5可見，只有下垂控制時，隨著輸出功率增加，直流電壓降低；通過二次控制，將下垂特性曲線平行向上移動ΔvUi，使直流電壓恢復(fù)到額定值。

圖5 電壓二次控制Fig.5 Voltage secondary control

根據(jù)圖5可得新的下垂關(guān)系表達式為：

(8)

在單一直流分群中可以通過增加二次電壓補償量使直流母線電壓趨于額定值，但是在多母線系統(tǒng)中，不同分群之間存在功率傳輸時，無法實現(xiàn)其母線電壓都保持一致，因此本文采用基于一致性算法的電壓二次控制方式，控制直流母線平均電壓等于額定參考電壓，使各分群母線電壓恢復(fù)到額定值附近。

直流匯集系統(tǒng)中的通信拓撲如圖6所示，其可以表示為有向圖G，其中每一個分群可以看作一個節(jié)點，V表示非空節(jié)點集；節(jié)點之間的通信線路在圖中可以表示為一條邊，E表示所有邊的集合，即邊集。

圖6 節(jié)點間通信拓撲Fig.6 Topology of communication between nodes

定義xi為節(jié)點i的狀態(tài)信息一致量，a為臨界矩陣A中的元素，表示有向圖G的通信權(quán)重。文獻[19]中給出了一種連續(xù)時間一致性算法：

(9)

基于式(9)可以給出子分群i的電壓觀測值為：

(10)

式中：vavgi、vavgj分別為第i個與第j個分群的電壓觀測值，為集群平均電壓的估計值。

若有向圖G內(nèi)含有一個分群節(jié)點與其他所有節(jié)點都有通信線路相連，則當t→∞時，分群內(nèi)部所有電壓觀測值vavgi會趨于一致，且電壓觀測值收斂于vbusi的算數(shù)平均值[20]，即：

(11)

基于一致性算法的電壓二次控制框圖如圖7所示。

圖7 一致性電壓二次控制框圖Fig.7 Voltage secondary control based on consistency control

由圖7可知，經(jīng)過一致性算法得到電壓觀測值vavgi之后與參考電壓作差，通過PI控制器得到電壓修正項ΔvUi，將ΔvUi與參考電壓作和之后可得出一次控制的電壓參考值。ΔvUi表達式為：

(12)

式中：kivi、kpvi分別為PI控制器的積分與比例常數(shù)。

3.2 系統(tǒng)功率電壓綜合協(xié)調(diào)控制

將功率控制與電壓控制結(jié)合之后可以得到主控單元綜合協(xié)調(diào)控制框圖，如圖8所示。功率控制方面，將聯(lián)絡(luò)線參考功率與實際交換功率之差經(jīng)過PI控制后得到聯(lián)絡(luò)線功率控制修正量ΔPbatij，再與上文給出的主控單元預(yù)計輸出功率P′bati相加得到功率控制量ΔPbatpi；電壓控制方面，將一致性電壓控制給出的電壓參考值與實際電壓作差，乘以下垂系數(shù)后得到電壓修正量ΔPbatUi，兩者相加得到主控單元參考值Pbatref送入內(nèi)環(huán)控制中，再經(jīng)過電壓變換得到蓄電池側(cè)電流參考值，將其與蓄電池實際電流作差輸入PI控制器中，得到PWM換流器控制脈沖。

圖8 功率電壓協(xié)調(diào)控制框圖Fig.8 Block diagram of power-voltage coordination control

4 仿真分析

本文利用MATLAB/Simulink仿真軟件搭建了圖9所示的直流匯集系統(tǒng)模型，系統(tǒng)由2個分群組成，其通信拓撲結(jié)構(gòu)(N=2)如圖6所示。分群中均包含并網(wǎng)單元、儲能單元、新能源發(fā)電單元與負荷單元四部分，每個單元通過相應(yīng)換流器與各分群直流母線相連，兩分群之間通過聯(lián)絡(luò)線相互連接，其中新能源發(fā)電單元采用風(fēng)電機組。

圖9 直流匯集系統(tǒng)仿真拓撲結(jié)構(gòu)Fig.9 Simulation topology of DC collection system

圖中：Z12表示兩分群之間聯(lián)絡(luò)線阻抗值；Z表示分群各單元與直流母線間阻抗值。系統(tǒng)中各換流器限制功率、聯(lián)絡(luò)線限制功率如表1所示，系統(tǒng)中其他參數(shù)如表2所示。

表1 直流匯集系統(tǒng)功率參數(shù)Table 1 Power parameters of DC collection systemkW

表2 直流匯集系統(tǒng)部分系統(tǒng)參數(shù)Table 2 Partial system parameters of DC collection system

下面在電網(wǎng)電價處于峰時與谷時2種工況下對未加入本文所述控制策略與加入控制策略之后的仿真波形進行對比，同時為了更好地說明本文控制策略的優(yōu)越性，加入文獻[10]所述SOC一致性功率控制策略的對比仿真，之后對整個工作日下直流分群系統(tǒng)的可靠性、獨立性、經(jīng)濟性與電壓質(zhì)量指標進行分析討論。由于仿真軟件的限制，同時為了更好地展示加入本文所述控制策略前后對比，本文仿真波形僅模擬關(guān)鍵時段系統(tǒng)運行情況。

4.1 工況一

工況一場景為并網(wǎng)電價處于高價，根據(jù)《河北省物價局關(guān)于居民用電實行峰谷分時電價政策的通知》，電網(wǎng)峰值電價為0.55元/(kW·h)，峰值時段為08:00—22:00。該工況下設(shè)定2個分群風(fēng)機單元均采用最大功率追蹤控制，設(shè)定2個分群儲能單元SOC初始值為70%。假定某時段網(wǎng)內(nèi)負荷與風(fēng)機功率預(yù)測值及實際值如表3所示。

表3 分群內(nèi)風(fēng)機出力與負荷功率預(yù)測值Table 3 Prediction value of fan output and load power within the clusterkW

由表3可知，在此工況下，分群1風(fēng)機出力高于群內(nèi)負荷，分群2風(fēng)機出力低于群內(nèi)負荷。根據(jù)表3數(shù)據(jù)可以給出本文方法和文獻[10]中僅考慮電網(wǎng)單元進行功率分配方法給出的并網(wǎng)單元與儲能單元輸出功率計劃值，如表4所示。

表4 分群內(nèi)并網(wǎng)單元與儲能單元輸出功率計劃值Table 4 Planned output power value of grid-connected unit and energy storage unit within the clusterkW

假定t

圖10 工況一仿真波形Fig.10 Simulation waveforms in Case I

由圖10(a)可知，未采用本文所述控制策略，t

由圖10(b)可以看出，在未采用本文所述控制策略時，電網(wǎng)單元按預(yù)測值輸出，分群1向電網(wǎng)送出2 kW功率，而分群2從電網(wǎng)吸收16 kW的功率；采用本文方法后，tt2時，分群2蓄電池SOC值不足10%停止工作，分群2電網(wǎng)單元轉(zhuǎn)為主控單元采用下垂控制，輸出功率升至26.3 kW，分群1電網(wǎng)單元繼續(xù)按計劃運行。

由圖10(c)可知，在未加控制策略時，tt2時，分群2蓄電池停止工作，分群1向聯(lián)絡(luò)線傳遞功率。

由圖10(d)可知，在未采用分布式一致性電壓控制時，由于僅采用下垂控制，兩分群均存在電壓偏差，在采用文獻[10]所述SOC一致性控制策略后也由于聯(lián)絡(luò)線傳輸功率較多，因此兩母線電壓差距增大。在采用電壓二次控制之后，tt2時由于分群1向分群2傳輸功率，系統(tǒng)產(chǎn)生電壓偏差，但仍在額定電壓附近。

4.2 工況二

工況二為并網(wǎng)電價處于低價，電網(wǎng)谷時電價為0.30元/(kW·h)，谷時時段為22：00—08：00。該工況下，2個分群風(fēng)機單元仍采用最大功率追蹤控制，在經(jīng)過工況一運行后，當未采用本文所述控制策略的對比仿真中兩分群蓄電池SOC值分別為90.0%與80.0%，采用控制策略后兩分群蓄電池SOC值分別為50.4%與10.0%。某一時段網(wǎng)內(nèi)負荷與風(fēng)機參數(shù)預(yù)測值及實際值如表5所示。

表5 分群內(nèi)風(fēng)機出力與負荷功率預(yù)測值Table 5 Prediction value of wind power output and load power within the clusterkW

由表5可知，與工況一類似，在此工況下，分群1風(fēng)機出力高于群內(nèi)負荷，分群2風(fēng)機出力低于群內(nèi)負荷。根據(jù)表5數(shù)據(jù)可以給出采用本文方法和文獻[10]中僅考慮電網(wǎng)單元進行功率分配方法給出的并網(wǎng)單元與儲能單元輸出功率計劃值如表6所示。

表6 分群內(nèi)并網(wǎng)單元與儲能單元輸出功率計劃值Table 6 Planned output power value of grid-connected unit and energy storage unit within the clusterkW

本工況仿真結(jié)果如圖11所示，該仿真t1時刻模擬谷時階段分群1蓄電池達到過充上限時的情況，仿真時段兩分群負荷功率為21、40 kW。

由圖11(a)可知，在未采用控制策略時，由于電網(wǎng)單元計劃值無法滿足本群負荷需求，2個分群蓄電池都放電，SOC曲線按固定斜率下降；當采用文獻[10]所述SOC一致性控制策略時，為使兩分群儲能單元蓄電池SOC趨于一致，分群1蓄電池SOC值加速下降；采用本文所述控制策略后兩分群蓄電池充電，充電功率值為計劃值與下垂控制功率修正量ΔPbatUi之和，SOC曲線上升，t1時刻，分群1蓄電池SOC值達到90%停止充電，SOC值維持不變，由分群1向分群2傳輸功率，分群2蓄電池SOC曲線加速上升。

由圖11(b)可以看出，在未采用本文所述控制策略時，分群1向電網(wǎng)輸出10 kW功率，分群2從電網(wǎng)吸收10 kW功率；采用本文方法后，由于群內(nèi)儲能單元配合，tt1時，分群1蓄電池SOC值達到90%停止工作，電網(wǎng)單元轉(zhuǎn)為主控單元采用下垂控制，多余功率經(jīng)聯(lián)絡(luò)線傳至分群2，電網(wǎng)單元功率為0 kW，分群2電網(wǎng)單元繼續(xù)按計劃運行。

由圖11(c)可知，在未采用本文所述控制策略時，分群1蓄電池SOC值較高，但由于缺少聯(lián)絡(luò)線功率控制，分群2反而向分群1輸送功率；當選用文獻[10]所述SOC一致性控制策略時，分群1向分群2傳遞功率增多，使兩分群蓄電池SOC值盡快趨于一致。在采用本文所述控制策略后，tt1時，分群1蓄電池達到90%，滿足開放聯(lián)絡(luò)線輸送功率要求，因此聯(lián)絡(luò)線按雙方交易功率傳輸功率，此工況下為7.1 kW。

圖11 工況二仿真波形Fig.11 Simulation waveform in Case II

由圖11(d)可知，在未采用分布式一致性電壓控制時，與工況1類似，兩分群均存在電壓偏差；當采用文獻[10]所述控制策略時，聯(lián)絡(luò)線功率增加，兩分群電壓差值也相應(yīng)增大；在采用電壓二次控制之后，兩分群直流母線電壓在t1時刻前均保持為額定值，t>t1時，由于聯(lián)絡(luò)線有功率傳輸，系統(tǒng)存在電壓偏差，但兩分群母線電壓水平仍在額定電壓附近，優(yōu)于未采用電壓二次控制時的電壓水平。

4.3 運行性能分析

綜合波形分析從全天尺度來看，可靠性方面采用控制策略前后雖然系統(tǒng)都能正常運行，但當天結(jié)束時經(jīng)過推算可以得出，采用本文控制策略后兩分群儲能單元SOC值分別為90.0%與89.4%，在未采用本文聯(lián)絡(luò)線控制策略時，若系統(tǒng)僅采用下垂控制，兩分群儲能單元SOC值為67.7%與61.1%，采用文獻[10]所述策略，兩分群儲能單元SOC趨于一致，穩(wěn)定在64%附近。可以看出采用控制策略后分群儲能單元SOC大幅增加，備用容量提升，可靠性提高。

獨立性方面，加入控制策略之后兩分群在各自正常運行狀態(tài)下互不干擾，當群內(nèi)功率不足時在本分群有能力時再進行功率互濟，保證了匯集系統(tǒng)的獨立性；而未加入控制策略與采用文獻[10]所述策略時兩分群在正常運行狀態(tài)也有功率流動，且可能出現(xiàn)儲能單元SOC較低分群向SOC較高分群流動的情況，分群獨立性無法保證。

經(jīng)濟性方面，根據(jù)所給分時電價與不同時間電網(wǎng)功率相乘可以推算出，峰時兩分群在未采用本文控制策略時成本為120.57元，采用控制策略后為33.28元；谷時兩分群在未采用本文控制策略時成本為0元，采用策略后為67.20元。全天綜合來看，采用控制策略時成本較低，且谷時結(jié)束時采用控制策略后兩分群儲能單元SOC值遠高于未采用本文控制策略時兩分群儲能單元SOC值，從而形成良性循環(huán)，長期運行采用策略后經(jīng)濟性更優(yōu)。

電能質(zhì)量方面，在采用分布式一致性電壓控制策略后，分群直流母線電壓均能保持在額定電壓或額定電壓附近，而僅選用下垂控制時，分群電壓偏差較大，因此采用控制策略之后系統(tǒng)電能質(zhì)量同樣有所提升。

5 結(jié) 論

本文針對新能源分群直流匯集系統(tǒng)提出了一種電壓功率綜合協(xié)調(diào)控制策略，在分群內(nèi)部控制上選用下垂控制、恒功率控制的主從控制方式；在分群間采用基于DGCE控制的聯(lián)絡(luò)線功率控制與基于一致性算法的電壓二次控制。在此基礎(chǔ)上針對系統(tǒng)運行工況，根據(jù)電網(wǎng)電價與分群內(nèi)蓄電池SOC值給出了分群內(nèi)電網(wǎng)單元以及分群間聯(lián)絡(luò)線功率傳輸條件，從而達到控制目的。

通過仿真驗證了本文所述控制策略，由仿真結(jié)果可以得出在采用控制策略后，直流匯集系統(tǒng)的經(jīng)濟性、可靠性、獨立性與電能質(zhì)量均優(yōu)于未采用本文控制策略時的各項性能，驗證了本文所述控制策略的有效性。