含高比例光—儲單元的主動配電網(wǎng)并網(wǎng)功率分布式協(xié)同控制策略

張克勇，王冠瑞，耿 新，賈子昊，李曉航，申亞濤

(1.國網(wǎng)河南省電力公司平頂山供電公司，河南 平頂山 467000；2.湖南大學(xué)電氣與信息工程學(xué)院，湖南 長沙 410082)

分布式光伏滲透率的不斷提高使配電網(wǎng)由傳統(tǒng)的無源網(wǎng)絡(luò)變?yōu)橛性淳W(wǎng)絡(luò)，并且容易面臨2種極端運(yùn)行情況[1 ]：①中午光照強(qiáng)度最大時光伏出力最大，此時負(fù)荷水平往往較低，當(dāng)光伏出力大于負(fù)荷時，會出現(xiàn)潮流反向流動，過大的反向潮流不僅會導(dǎo)致配電變壓器熱過載，而且還會導(dǎo)致配網(wǎng)末端電壓升高越限；②晚上沒有光照時光伏出力為0，而此時往往存在一天當(dāng)中的最大負(fù)荷峰值，因此又容易導(dǎo)致線路末端電壓過低，不滿足電能質(zhì)量的要求。為解決該問題，學(xué)者們提出了一系列的方法[1-3]，如：限制光伏滲透率和出力水平、調(diào)節(jié)變壓器分接頭、升級配網(wǎng)線路和設(shè)備以及集成分布式儲能單元等。其中隨著儲能成本的大幅下降，加上合理的政策鼓勵，在分布式光伏單元中，集成儲能裝置的措施受到人們越來越多的青睞。

針對儲能單元，雖然直接采用基于規(guī)則的充放電方式(中午定時給儲能充電，吸收光伏的多余出力；晚上定時讓儲能放電，補(bǔ)償負(fù)荷高峰)能夠在一定程度上緩解上述問題[3]，但是難以實(shí)現(xiàn)儲能單元均衡使用、功率均分等優(yōu)化控制目標(biāo)。為了實(shí)現(xiàn)優(yōu)化控制，需要將這些單個容量相對較小、安裝位置分散的儲能單元進(jìn)行有序協(xié)同控制，將整個系統(tǒng)等效為可控的PQ節(jié)點(diǎn)，緩解光伏出力曲線與負(fù)荷曲線不一致所導(dǎo)致的功率波動和電壓越限現(xiàn)象。目前，多分布式光—儲單元控制主要有集中式、分散式和分布式3種控制結(jié)構(gòu)[4-9]。其中，集中式控制由中央控制器根據(jù)各微源的容量將調(diào)度指令按比例分解后下發(fā)給各微源[10]，這種控制結(jié)構(gòu)技術(shù)成熟，但對中央控制器計(jì)算能力、信道帶寬和通信可靠性等要求較高。分散式的下垂控制雖然可以實(shí)現(xiàn)“即插即用”，擺脫了對中央控制器的依賴，但是因?yàn)榈蛪壕€路的R/X往往較大，多采用有功—電壓形式的下垂控制，而各節(jié)點(diǎn)的電壓屬于局部變量，受線路阻抗的影響，不同節(jié)點(diǎn)之間電壓不同，不同儲能單元之間充(放)電功率難以精確實(shí)現(xiàn)按比例分配。尤其是對于輻射狀低壓配網(wǎng)而言，電壓質(zhì)量最差的關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)處于線路末端，與額定值偏差最大，當(dāng)采用典型下垂控制時，對應(yīng)的儲能單元充(放)電功率將顯著大于靠近變壓器出口處安裝的儲能單元。分布式控制將每個儲能單元作為智能體，不同的智能體按照一定的控制協(xié)議，僅與鄰居智能體交換少量狀態(tài)信息就能實(shí)現(xiàn)整個系統(tǒng)中所有分布式儲能單元的協(xié)同控制，是一種綜合了集中式和分散式優(yōu)點(diǎn)的協(xié)同控制方式，具有較好的魯棒性、可擴(kuò)展性和靈活性[11-12]。

基于一致性算法的分布式控制策略僅需要自身和鄰居智能體的少量狀態(tài)信息，就能使整個系統(tǒng)的控制變量趨于一致。目前，已經(jīng)有一些文獻(xiàn)將基于一致性算法的分布式控制策略應(yīng)用于微電網(wǎng)或分布式儲能的控制中。文獻(xiàn)[12]中的第3層控制采用一致性算法，在電壓控制方面，以節(jié)點(diǎn)電壓為一致性變量，調(diào)節(jié)可控微源和儲能的無功功率，而對儲能SOC的控制，則是通過PI環(huán)節(jié)調(diào)節(jié)儲能有功功率實(shí)現(xiàn)；針對孤島微網(wǎng)，文獻(xiàn)[13]根據(jù)平均一致性協(xié)議以儲能SOC為變量得到儲能集群的平均SOC，與自身SOC做差后通過PI環(huán)節(jié)調(diào)節(jié)虛擬阻抗的大小，進(jìn)而調(diào)節(jié)儲能的充放電功率，最終實(shí)現(xiàn)功率按比例分配和SOC的一致性控制；針對高分布式光伏滲透率所引起的電壓越限問題，文獻(xiàn)[14]在儲能單元分段下垂控制的基礎(chǔ)上，分別以儲能功率利用率和儲能SOC為變量，設(shè)計(jì)2個一致性算法，在保證儲能公平利用和SOC一致的前提下，實(shí)現(xiàn)對電壓越限問題的治理。該方法相當(dāng)于對下垂環(huán)節(jié)輸出結(jié)果的再分配，盡管功率總量保持不變，但當(dāng)不同節(jié)點(diǎn)處有功功率對電壓的靈敏度差別較大時，易造成功率和電壓震蕩。

因?yàn)楹弑壤狻獌卧闹鲃优潆娋W(wǎng)內(nèi)部電壓越限的根源在于高滲透率光伏出力曲線與負(fù)荷曲線不一致，所以本文在現(xiàn)有研究基礎(chǔ)上，以控制含高比例光—儲單元的主動配電網(wǎng)PCC處功率跟蹤給定參考值為目標(biāo)，在有功/無功均分和SOC均衡控制的約束下，首先利用牽制一致性算法，分別協(xié)調(diào)控制儲能和逆變器輸出的有功/無功，實(shí)現(xiàn)功率按比例分配。然后利用平均一致性算法對儲能的有功功率參考值進(jìn)行修正，實(shí)現(xiàn)SOC的均衡控制，最終達(dá)到緩解潮流隨機(jī)波動和電壓越限的目的。

1 本地層控制策略

光儲單元的主電路結(jié)構(gòu)及其本地層控制框圖如圖1所示，光伏和儲能單元分別通過Boost升壓變換器和Buck-Boost雙向變換器接入逆變器的直流側(cè)。其中，Boost變換器采用MPPT控制實(shí)現(xiàn)光伏的最大功率跟蹤，Buck-Boost雙向變換器采用恒功率控制，控制儲能的充放電功率。逆變器主電路為三相橋結(jié)構(gòu)，交流輸出側(cè)為LC濾波器。雙環(huán)控制結(jié)構(gòu)在dq坐標(biāo)系下實(shí)現(xiàn)，其中d軸外環(huán)為直流電壓環(huán)，保證交直流側(cè)的功率平衡，q軸外環(huán)為無功功率環(huán)，實(shí)現(xiàn)逆變器的無功補(bǔ)償功能；內(nèi)環(huán)為電感電流環(huán)節(jié)，提高系統(tǒng)響應(yīng)速度。

圖1 光儲單元的主電路結(jié)構(gòu)及其控制框圖Figure 1 Main circuit structure and control block diagram of PV-ESS unit

2 功率協(xié)調(diào)層控制策略

功率協(xié)調(diào)層的控制目標(biāo)是控制主動配網(wǎng)PCC處功率跟蹤參考值，并滿足2個約束條件：①有功和無功分別在儲能單元和逆變器間實(shí)現(xiàn)按比例分配；②實(shí)現(xiàn)儲能單元的SOC均衡控制。為此，本文控制策略主要包含3個環(huán)節(jié)：①負(fù)荷率變化量參考值的產(chǎn)生；②有功和無功分別在儲能單元和逆變器間的協(xié)同分配；③儲能單元SOC均衡控制。

2.1 圖論與一致性算法理論

假設(shè)xi為節(jié)點(diǎn)i的狀態(tài)變量，如：儲能單元的有功負(fù)荷率、SOC水平以及逆變器無功負(fù)荷率等狀態(tài)。那么基于圖論的平均一致性算法控制協(xié)議可以表示為

(1)

寫成矩陣形式為

(2)

采用數(shù)字控制時為

xi(k+1)=

(3)

根據(jù)文獻(xiàn)[15]可知，當(dāng)圖G為聯(lián)通的無向圖，且0<ε<1/Δ(Δ為圖G中所有節(jié)點(diǎn)度的最大值)時，按照式(1)或(2)方式更新狀態(tài)，經(jīng)過一定時間后，各節(jié)點(diǎn)的狀態(tài)將漸進(jìn)收斂到一致，即

平均一致性算法只能收斂到系統(tǒng)初始狀態(tài)的平均值，是固定的、不能跟隨外部指定的值。為實(shí)現(xiàn)對外部指令的跟蹤，在平均一致性的基礎(chǔ)上采用牽制一致性算法[15]，離散形式的算法規(guī)則(收斂條件在文獻(xiàn)[15]中有詳細(xì)證明，本文不再贅述)為

xi(k+1)=xi(k)-εdi(xi(k)-xref)+

(4)

通過牽制一致性算法，各節(jié)點(diǎn)的狀態(tài)可以漸進(jìn)收斂到參考值xref，實(shí)現(xiàn)跟蹤外界參考值的目的。

2.2 負(fù)荷率變化量參考值的產(chǎn)生

為便于描述，本文引入虛擬領(lǐng)導(dǎo)節(jié)點(diǎn)的概念，該節(jié)點(diǎn)位于PCC處，檢測PCC處功率參考值和實(shí)際值的偏差。為了消除功率偏差，理想的方法是虛擬領(lǐng)導(dǎo)節(jié)點(diǎn)根據(jù)檢測到的偏差值分別按照每個儲能單元和逆變器的有功、無功可調(diào)度容量按比例進(jìn)行分解，或者根據(jù)系統(tǒng)總的可調(diào)度有功、無功容量直接產(chǎn)生期望的負(fù)荷率參考值。但是這2種方法需要系統(tǒng)的全局信息，要求虛擬領(lǐng)導(dǎo)節(jié)點(diǎn)與系統(tǒng)中的所有節(jié)點(diǎn)進(jìn)行通信。為了降低對通信的依賴，實(shí)現(xiàn)分布式控制，可以將PCC處功率控制問題轉(zhuǎn)換為基準(zhǔn)狀態(tài)跟隨控制問題，只需虛擬領(lǐng)導(dǎo)節(jié)點(diǎn)與鄰近節(jié)點(diǎn)通信，利用牽制一致性算法的思想，使系統(tǒng)中所有節(jié)點(diǎn)的狀態(tài)跟隨預(yù)設(shè)的基準(zhǔn)狀態(tài)。

需要注意的是，該方法雖然需要領(lǐng)導(dǎo)節(jié)點(diǎn)，但是與集中控制方式相比，后者中的中央控制器需要和系統(tǒng)中所有節(jié)點(diǎn)進(jìn)行雙向通信，而且承擔(dān)了極其繁重的計(jì)算工作。而本文中的虛擬領(lǐng)導(dǎo)節(jié)點(diǎn)可以不唯一，只要它們能接收到PCC處功率參考和實(shí)際值即可，承擔(dān)的計(jì)算任務(wù)相對簡單，甚至可以由靠近PCC處的光—儲單元兼任；在通信能力要求方面，虛擬領(lǐng)導(dǎo)節(jié)點(diǎn)發(fā)出的信息是單向廣播式的，只需要和地理位置近鄰的鄰居節(jié)點(diǎn)通信，即使某些節(jié)點(diǎn)之間的通信中斷，但是只要通信拓?fù)湫纬傻膱D還是聯(lián)通的，那么依然可以實(shí)現(xiàn)控制目標(biāo)。

因?yàn)闆]有中央控制器，系統(tǒng)的全局情況未知，所以在設(shè)置基準(zhǔn)狀態(tài)時，不直接利用PCC處功率偏差或功率參考值，而是根據(jù)公式，以時間T1為周期，分別產(chǎn)生儲能的有功負(fù)荷率和逆變器的無功負(fù)荷率變化量的參考值ΔαPref和ΔαQref，以此作為基準(zhǔn)狀態(tài)，即

(5)

式中kp、kq均大于0，表示每個調(diào)節(jié)周期T1中有功和無功偏差的調(diào)節(jié)系數(shù)；Pcmd、Qcmd分別為PCC處有功和無功參考值；PPCC、QPCC分別為PCC處實(shí)際有功和無功功率。

因?yàn)槭?5)產(chǎn)生的是負(fù)荷率的變化量參考值，所以當(dāng)功率采用有名值時，kp、kq的整定值與系統(tǒng)容量有關(guān)，需折中確定。調(diào)節(jié)系數(shù)太小會使跟蹤速度較慢，反之容易引起系統(tǒng)功率震蕩。本文根據(jù)系統(tǒng)容量，選取的調(diào)節(jié)系數(shù)保證在每個調(diào)節(jié)周期中，ΔαPref、ΔαQref的值不超過0.1。

2.3 功率均分控制

功率均分指各儲能單元充放電功率及逆變器輸出無功功率分別與自身額定值成比例，其中，逆變器無功功率額定值是指逆變器在輸出有功功率后的剩余容量。為便于表述，采用有功和無功負(fù)荷率表示，分別記為αPi和αQi，定義為

(6)

式中 下標(biāo)i為儲能單元或逆變器的編號；Pi、Qi分別為第i個儲能單元的充(放)電功率和逆變器的輸出無功功率；PNi、QNi分別為第i個儲能單元的額定充(放)電功率和逆變器的無功容量；αPi、αQi的變化量記為ΔαPi、ΔαQi。

為實(shí)現(xiàn)有功和無功功率的按比例分配，根據(jù)文2.1分別以ΔαPi和ΔαQi為一致性因子、ΔαPref和ΔαQref為基準(zhǔn)值，并且以時間T2為周期，按照公式對有功和無功負(fù)荷率變化量進(jìn)行迭代更新，公式為

(7)

式中 下標(biāo)i、j為節(jié)點(diǎn)編號；k為第k個T2周期內(nèi)的迭代；di為虛擬領(lǐng)導(dǎo)節(jié)點(diǎn)與i之間的通信情況，若節(jié)點(diǎn)i能接收到來自虛擬領(lǐng)導(dǎo)節(jié)點(diǎn)發(fā)出的有功和無功負(fù)荷率變化量參考值，則di=1，否則，di=0。

為了在每個控制周期T1內(nèi)將負(fù)荷率變化量的參考值ΔαPref、ΔαQref傳遞給系統(tǒng)中的所有單元，即保證式(7)的收斂，在算法實(shí)現(xiàn)時，T1需要遠(yuǎn)大于一致性算法式(7)的迭代周期T2，本文設(shè)置T1/T2=40。此時，根據(jù)文2.1可知，只需要0<ε<1/Δ，便能保證式(7)始終收斂，且穩(wěn)態(tài)值分別為ΔαPref、ΔαQref。具體的迭代流程如圖2所示。

當(dāng)系統(tǒng)中所有儲能單元和逆變器獲得一致的負(fù)荷率變化量后，分別更新自身的功率參考值，即

(8)

式中 ΔαPi、ΔαQi分別為二者的收斂值，即圖2的輸出結(jié)果；Piref為儲能單元更新負(fù)荷率后的有功參考值；Qiref為逆變器更新負(fù)荷率后的無功參考值。

圖2 有功和無功負(fù)荷率變化量迭代流程Figure 2 Iterative flow chart of the change in active/reactive load rates

2.4 儲能單元SOC均衡控制

在功率均分時，文2.3中策略只考慮了儲能的額定功率而沒有考慮SOC水平。為實(shí)現(xiàn)SOC的均衡控制，使各儲能單元保持相同的SOC水平，防止某些單元出現(xiàn)過充或過放的現(xiàn)象。針對儲能單元，修正由式(8)得到的功率參考值：

PESSi_ref=λiPiref

(9)

(10)

式中PESSi_ref為修正后的第i個儲能單元功率參考值；λi為修正系數(shù)；β>1，用于控制SOC的均衡速度，β越大SOC均衡速度越快，本文取4；SSOC_i為第i個儲能單元的SOC，SSOC_av為系統(tǒng)的平均SOC，當(dāng)SOC實(shí)現(xiàn)均衡后，λi=1，該環(huán)節(jié)不再起作用。

從式(10)可以看出，在缺少中央控制器的情況下，SOC均衡控制的難點(diǎn)在于獲取SSOC_av的值。為此，采用平均一致性算法估算系統(tǒng)平均SOC，即

xi(k+1)=

(11)

平均SOC迭代流程如圖3所示。考慮到實(shí)際SOC的變化相對較慢，因此，在采用圖3的估算算法時，迭代過程中可以認(rèn)為實(shí)際SOC不變，算法收斂后所得結(jié)果即為平均SOC。

圖3 平均SOC迭代流程Figure 3 The iterative flow chart of estimating SSOC_av

2.5 總體控制結(jié)構(gòu)

綜合文2.2～2.4內(nèi)容，得到本文所提的控制策略總體框圖，如圖4所示，有功部分包含虛擬領(lǐng)導(dǎo)節(jié)點(diǎn)產(chǎn)生儲能有功負(fù)荷率變化量參考值、牽制一致性迭代更新、有功參考值生成和有功參考值矯正4個環(huán)節(jié)；無功部分包含虛擬領(lǐng)導(dǎo)節(jié)點(diǎn)產(chǎn)生逆變器無功負(fù)荷率變化量參考值、牽制一致性迭代更新和無功參考值生成3個環(huán)節(jié)。

圖4 控制策略總體框圖Figure 4 The overall control block diagram

3 仿真驗(yàn)證

為驗(yàn)證本文方法的有效性，在Matlab/Simulink軟件中搭建仿真模型，如圖5所示，每段線路的阻抗直接在圖中標(biāo)出：帶圈的數(shù)字0～4對應(yīng)5個節(jié)點(diǎn)，其中0號節(jié)點(diǎn)為虛擬領(lǐng)導(dǎo)節(jié)點(diǎn)，用于檢測PCC處的功率差額，產(chǎn)生有功/無功負(fù)荷率變化量參考值，并將該參考值發(fā)送給鄰近節(jié)點(diǎn)。1～4號各節(jié)點(diǎn)處接有光—儲單元及其本地負(fù)荷，內(nèi)部結(jié)構(gòu)見圖1。各節(jié)點(diǎn)之間的通信拓?fù)淙鐖D5中虛線所示，構(gòu)成聯(lián)通的圖。為簡化模型，各節(jié)點(diǎn)處的負(fù)荷、光伏出力曲線相同，如圖6所示。設(shè)計(jì)3種仿真情形：情形1不采取任何調(diào)控措施；情形2只控制PCC處的功率；情形3在控制PCC處功率的同時進(jìn)行SOC均衡控制。

圖5 仿真模型拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)Figure 5 The topology of simulation model

圖6 每個節(jié)點(diǎn)處的本地負(fù)荷和PV出力曲線Figure 6 Load and PV output curve at each node

3.1 仿真情形1

仿真模型中4個節(jié)點(diǎn)按照圖6所示的光伏出力和負(fù)荷曲線運(yùn)行，在沒有任何調(diào)控措施的情況下，PCC處的有功和無功功率曲線分別為圖7(a)、(b)中情形1對應(yīng)的曲線，正值表示功率從主網(wǎng)流向配網(wǎng)。

圖7 PCC處的有功和無功功率Figure 7 Active and reactive power at the PCC

從圖7中可以看出，中午的光伏出力峰值產(chǎn)生了較大的反向潮流，而在晚上的負(fù)荷高峰期則又出現(xiàn)了較大的正向潮流。2個潮流峰值將導(dǎo)致配網(wǎng)內(nèi)部某些節(jié)點(diǎn)電壓發(fā)生較大幅度的波動并存在越限的情況，如圖8所示，圖中節(jié)點(diǎn)4所在的母線B4處電壓在光伏出力峰值和負(fù)荷峰值期間，分別出現(xiàn)了超過額定值10%和低于額定值10%的情況。

圖8 情形1下各節(jié)點(diǎn)電壓曲線Figure 8 The voltage curve of each node in scenario 1

3.2 仿真情形2

仿真模型中的儲能單元參數(shù)如表1所示，逆變器的額定無功功率分別為5.5、6.0、6.5、7.0 kVar。在驗(yàn)證PCC處功率跟蹤和儲能功率均分控制策略時，先禁止SOC均衡控制環(huán)節(jié)。

表1 儲能單元參數(shù)Table 1 Parameters of the ESS units

為簡化仿真模型，PCC處的功率參考值不再通過功率預(yù)測和優(yōu)化調(diào)度產(chǎn)生，而是直接采用情形1仿真結(jié)果中PCC處功率限幅后的曲線，其中有功功率參考值的最大和最小值分別限制為18.5、-33 kW，無功功率參考值始終為0。仿真中PCC處功率采樣與差值計(jì)算周期T1為20 s，一致性算法迭代周期T2為0.5 s。在該情形下，PCC處有功和無功功率的仿真結(jié)果為圖7(a)、(b)中情形2對應(yīng)的曲線，對比情形1的曲線，可得PCC處的有功和無功功率均能準(zhǔn)確跟蹤給定的參考值。儲能單元充放電功率和逆變器輸出無功功率仿真結(jié)果分別如圖9、10所示。

圖9 儲能單元充放電功率曲線(放電為正值)Figure 9 Charing/discharging power of ESS units in scenario 2

圖10 逆變器輸出無功功率曲線Figure 10 Reactive power of inverters in scenario 2

根據(jù)儲能和逆變器的額定有功和無功功率可知，在情形2的控制策略下，能實(shí)現(xiàn)有功和無功功率的按比例分配，充分利用儲能和逆變器的有功與無功能力。儲能SOC的變化曲線如圖11所示，可以看出，由于缺乏SOC均衡控制環(huán)節(jié)，當(dāng)SOC初值不同時，各儲能單元的SOC始終無法達(dá)到均衡。如果SOC上、下限分別設(shè)置為80%、20%，則圖11中一些儲能單元的SOC會提前飽和或耗盡。

圖11 儲能SOC變化曲線Figure 11 The SOC of ESS units in scenario 2

3.3 仿真情形3

本仿真情形的設(shè)置條件除了與情形2完全相同外，還加入了SOC均衡控制環(huán)節(jié)。此時，PCC處有功和無功功率的仿真結(jié)果為圖7(a)、(b)中情形3對應(yīng)的曲線，與情形2曲線幾乎相同，這是因?yàn)楣β蕝f(xié)調(diào)控制環(huán)節(jié)不變且相當(dāng)于外環(huán)，而SOC均衡控制環(huán)節(jié)相當(dāng)于內(nèi)環(huán)，所以不影響PCC處的總功率。儲能單元充放電功率和逆變器輸出無功功率仿真結(jié)果分別如圖12、13所示。

圖12 儲能單元充放電功率曲線(放電為正值)Figure 12 Charing/discharging power of ESS units in scenario 3

圖13 逆變器輸出無功功率曲線Figure 13 Reactive power of inverters in scenario 3

因?yàn)镾OC均衡環(huán)節(jié)只修正有功參考值，且每個控制周期修正量很小，所以幾乎不影響系統(tǒng)的無功分布情況，故情形2、3中逆變器的無功曲線幾乎完全一樣(圖10、13)。但是因?yàn)镾OC均衡環(huán)節(jié)的影響，在SOC實(shí)現(xiàn)均衡之前，儲能單元的輸出功率不再完全按比例分配，如圖12中8～12 h之間的曲線所示，對應(yīng)的負(fù)荷率如圖14所示。在12 h以后，SOC實(shí)現(xiàn)均衡，如圖15所示，儲能單元的功率也再次保持按比例分配(圖14)。

圖14 儲能單元有功負(fù)荷率變化曲線Figure 14 Active load ratios of ESS units in scenario 3

圖15 儲能SOC變化曲線Figure 15 The SOC of ESS units

最后，需要注意的是，對于配電系統(tǒng)而言，雖然本文的控制目標(biāo)只是控制PCC處的功率跟蹤調(diào)度指令，但是由于PCC處的功率大小與系統(tǒng)各節(jié)點(diǎn)電壓有直接關(guān)系。因此，在本文控制策略下，系統(tǒng)中各母線的節(jié)點(diǎn)電壓自然也得到了顯著的改善，在情形3的仿真條件下，各節(jié)點(diǎn)電壓曲線如圖16所示，滿足電壓質(zhì)量要求。

通過情形3的仿真結(jié)果可知，本文控制方法在有效控制PCC處功率跟蹤調(diào)度指令的同時，能保證有功和無功功率在儲能單元和逆變器間按比例均分，并實(shí)現(xiàn)儲能SOC的均衡控制，改善系統(tǒng)電壓質(zhì)量。

圖16 情形3下各節(jié)點(diǎn)電壓曲線Figure 16 The voltage curve of each node

4 結(jié)語

本文以控制主動配網(wǎng)PCC處功率跟蹤參考值為目標(biāo)，提出了一種分布式功率協(xié)調(diào)控制算法，分別利用儲能單元和逆變器的剩余容量補(bǔ)償PCC處的有功和無功偏差。該策略不需要中央控制器，只需各控制節(jié)點(diǎn)與鄰居節(jié)點(diǎn)交換少量狀態(tài)信息，便不僅能夠?qū)崿F(xiàn)有功和無功分別在儲能單元和逆變器間的按比例分配，而且還能保證儲能單元SOC的均衡控制。仿真結(jié)果驗(yàn)證了算法的有效性。