基于儲(chǔ)能荷電狀態(tài)分級(jí)的直流微電網(wǎng)協(xié)調(diào)控制方法

康家玉，陳馨兒，史晨雨

（陜西科技大學(xué)電氣與控制工程學(xué)院，陜西 西安 710021）

直流微電網(wǎng)無(wú)需考慮相位同步、串并聯(lián)補(bǔ)償?shù)纫蛩兀诤艽蟪潭壬虾?jiǎn)化了控制要素并提升了控制的靈活性，逐漸成為微電網(wǎng)的發(fā)展方向[1-4]。在大電網(wǎng)支撐下，無(wú)需特定考慮微電網(wǎng)內(nèi)部的功率盈虧，而在難以獲得大電網(wǎng)支撐的偏遠(yuǎn)地區(qū)，如何在保證微電網(wǎng)內(nèi)部功率平衡的同時(shí)穩(wěn)定直流母線電壓，成為控制的重點(diǎn)與難點(diǎn)[5-6]。因此，當(dāng)微電網(wǎng)獨(dú)立運(yùn)行時(shí)，須配置相應(yīng)數(shù)量的儲(chǔ)能單元進(jìn)行功率調(diào)節(jié)以起到削峰填谷作用[7-8]。

在儲(chǔ)能系統(tǒng)的充放電控制中，儲(chǔ)能單元的運(yùn)行壽命是首要考慮因素，而儲(chǔ)能單元的充放電次數(shù)、充放電深度及充放電功率等直接影響電池的運(yùn)行壽命[9-10]。文獻(xiàn)[11]設(shè)計(jì)了自適應(yīng)下垂控制，使充電下垂系數(shù)與荷電狀態(tài)（state of charge，SOC）的n次冪成正比，放電下垂系數(shù)反比于SOC 的n次冪，有效避免了儲(chǔ)能單元深度充放電。但在SOC 過(guò)低時(shí)充電會(huì)使下垂系數(shù)過(guò)大且變化較快，不利于系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行。文獻(xiàn)[12]提出了一種e指數(shù)下垂控制，在限定了下垂系數(shù)范圍的同時(shí)使儲(chǔ)能單元SOC 以e指數(shù)收斂，從而保證了系統(tǒng)的穩(wěn)定性。文獻(xiàn)[13-14]引入電壓恢復(fù)環(huán)節(jié)，可在實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能功率分配的同時(shí)使直流母線電壓恢復(fù)至額定值。

多儲(chǔ)能系統(tǒng)具有較高的冗余度，可實(shí)現(xiàn)新能源的最大化利用，但分布式電源出力受環(huán)境影響較大，在不同時(shí)期對(duì)儲(chǔ)能的平抑能力需求不同[2,12]。多數(shù)情況下，系統(tǒng)擾動(dòng)功率較小，不需要多組儲(chǔ)能同時(shí)運(yùn)行平抑?jǐn)_動(dòng)，而儲(chǔ)能單元不間斷地充放電會(huì)縮短電池的運(yùn)行壽命，不利于微電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行與靈活調(diào)度。文獻(xiàn)[15]提出一種電壓分級(jí)控制策略，根據(jù)直流母線電壓區(qū)間將系統(tǒng)分為儲(chǔ)能主導(dǎo)、負(fù)荷主導(dǎo)及光伏主導(dǎo)模式；在儲(chǔ)能主導(dǎo)模式下，根據(jù)儲(chǔ)能單元的SOC 劃分其運(yùn)行區(qū)間，在不同電壓區(qū)間內(nèi)儲(chǔ)能單元依次投入運(yùn)行，提升了儲(chǔ)能單元的充放電效率與微電網(wǎng)調(diào)度的靈活性，但是其分級(jí)切換條件依賴(lài)于實(shí)時(shí)直流母線電壓值。文獻(xiàn)[16]指出基于直流母線電壓的協(xié)調(diào)控制策略不利于系統(tǒng)穩(wěn)定與模式切換，且無(wú)法應(yīng)用二次電壓補(bǔ)償環(huán)節(jié)使母線電壓維持在額定值。文獻(xiàn)[17]以荷-源功率差、蓄電池以及超級(jí)電容SOC 作為模態(tài)劃分條件，特定模態(tài)下超級(jí)電容、蓄電池響應(yīng)平抑?jǐn)_動(dòng)，提升了控制靈活性，但未考慮蓄電池之間的容量差異。

針對(duì)上述研究，本文提出一種基于儲(chǔ)能SOC 分級(jí)的直流微電網(wǎng)協(xié)調(diào)控制方法。將儲(chǔ)能單元的實(shí)時(shí)SOC 值劃分為低、中、高3 個(gè)區(qū)間，相應(yīng)區(qū)間的儲(chǔ)能單元優(yōu)先級(jí)不同。以實(shí)時(shí)系統(tǒng)荷-源差功率與特定優(yōu)先級(jí)儲(chǔ)能最大平抑功率為判斷依據(jù)，將系統(tǒng)劃分為不同的工作模態(tài)，在相應(yīng)模態(tài)下特定優(yōu)先級(jí)的儲(chǔ)能單元?jiǎng)幼?，避免所有?chǔ)能不間斷地工作，從而減少儲(chǔ)能單元的總充放電次數(shù)與時(shí)長(zhǎng)，提升微電網(wǎng)的調(diào)度效率與運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性。通過(guò)帶有電壓恢復(fù)環(huán)節(jié)的改進(jìn)e指數(shù)下垂控制，在提升直流母線電壓質(zhì)量的同時(shí)實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能單元依據(jù)實(shí)時(shí)SOC 與容量輸出電能，并在較長(zhǎng)時(shí)間尺度下實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能單元的SOC 收斂一致。

1 孤島型直流微電網(wǎng)框架及模態(tài)劃分

1.1 孤島型直流微電網(wǎng)框架

圖1 為孤島型直流微電網(wǎng)的典型框架，由分布式發(fā)電（distributed generation，DG）裝置、儲(chǔ)能系統(tǒng)和負(fù)荷組成，各部分通過(guò)相應(yīng)的變換器并入直流母線。

圖1 孤島型直流微電網(wǎng)典型拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)Fig.1 Typical topology of the isolated DC microgrid

1.2 孤島型直流微電網(wǎng)的傳統(tǒng)功率分層

以負(fù)荷-分布式電源功率差與儲(chǔ)能系統(tǒng)最大充放電功率的關(guān)系作為判斷基準(zhǔn)，可將孤島型直流微電網(wǎng)系統(tǒng)劃分為圖2 所示的4 種工作模態(tài)。定義儲(chǔ)能系統(tǒng)最大充、放電功率分別為Pmax-c,0、Pmax-d,0，DG 裝置最大輸出功率為Pmax,DG。

圖2 孤島型直流微電網(wǎng)工作模態(tài)劃分Fig.2 Working mode division of the isolated DC microgrid

圖2 所示4 種模態(tài)分別如下：

模態(tài)1Pload-PDG＜Pmax-c,0＜0。微電網(wǎng)功率盈余超出儲(chǔ)能系統(tǒng)吸收能力，此時(shí)，儲(chǔ)能系統(tǒng)以最大輸入功率吸收電能，并需要DG 裝置降功率運(yùn)行以保證系統(tǒng)的功率平衡。

模態(tài)2Pmax-c,0≤Pload-PDG＜0。微電網(wǎng)功率盈余小于儲(chǔ)能系統(tǒng)最大輸入功率，DG 裝置運(yùn)行于最大功率點(diǎn)跟蹤（MPPT）模式下，儲(chǔ)能系統(tǒng)充電平抑?jǐn)_動(dòng)，系統(tǒng)內(nèi)部功率可維持動(dòng)態(tài)平衡。

模態(tài)3 0≤PLoad-PDG≤Pmax-d,0。微電網(wǎng)功率缺額小于儲(chǔ)能系統(tǒng)最大輸出功率，DG 裝置運(yùn)行于MPPT 模式下，儲(chǔ)能系統(tǒng)放電平抑?jǐn)_動(dòng)，系統(tǒng)內(nèi)部功率可維持動(dòng)態(tài)平衡。

模態(tài)4 0＜Pmax-d,0＜PLoad-PDG。微電網(wǎng)功率缺額超出儲(chǔ)能系統(tǒng)平抑能力，需要根據(jù)優(yōu)先級(jí)逐級(jí)切除負(fù)荷，保證功率缺額處于儲(chǔ)能系統(tǒng)的最大輸出功率之內(nèi)。

2 儲(chǔ)能單元的自適應(yīng)下垂控制

2.1 儲(chǔ)能單元模型分析

將蓄電池與相應(yīng)的DC-DC 變流器構(gòu)成一組儲(chǔ)能單元，SOC 值代表儲(chǔ)能單元的實(shí)時(shí)可充放電能力，蓄電池i的實(shí)時(shí)SOC 可定義為[12]：

式中：Ci為儲(chǔ)能單元i的容量，A·h；Ii(τ)為輸出電流，A；SSOC-i(0)為初始電量，%；SSOC-i(0)可通過(guò)開(kāi)路電壓法得出，再結(jié)合式(1)即可估算出蓄電池的實(shí)時(shí)SOC 值[18]，SSOC-i的變化率可表達(dá)為：

由式(2)可知，儲(chǔ)能單元的容量與實(shí)時(shí)充放電電流大小直接決定了SOC 的變化率。儲(chǔ)能單元的容量大小與SOC 的變化率負(fù)相關(guān)，充放電電流的大小與SOC 的變化率正相關(guān)。

2.2 傳統(tǒng)下垂控制分析

直流微電網(wǎng)中各微源的協(xié)調(diào)控制與儲(chǔ)能單元多采用下垂控制來(lái)實(shí)現(xiàn)，其具有高擴(kuò)展性且易于實(shí)現(xiàn)[13,19]。下垂控制方程可記為：

式中：Udc、Uref分別為直流母線實(shí)時(shí)電壓和參考電壓，V；Ri、Rline-i分別為儲(chǔ)能i的下垂系數(shù)和儲(chǔ)能i到直流母線的線路阻抗，Ω。通過(guò)設(shè)置特定的下垂系數(shù)便可控制儲(chǔ)能單元的輸出電流，如式(4)所示。

由式(4)可知，當(dāng)Ri取值較小時(shí)，虛擬壓降很小，不利于系統(tǒng)的精確檢測(cè)，同時(shí)線路阻抗對(duì)儲(chǔ)能電流分配的影響也將無(wú)法忽略。而為了保證系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行，母線電壓需運(yùn)行在0.95Uref～1.05Uref[20]，其最終取值范圍應(yīng)滿足：

2.3 改進(jìn)的自適應(yīng)下垂控制

為實(shí)現(xiàn)分級(jí)運(yùn)行的目標(biāo)，設(shè)置下垂系數(shù)為：

式中：Cmin為儲(chǔ)能單元的最小容量，A·h；SSOC-avg為儲(chǔ)能單元的平均SOC，%；sgn(Ii)為符號(hào)函數(shù)，充電時(shí)為-1，放電時(shí)為1；R0為初始下垂系數(shù)；k為加速系數(shù)。

根據(jù)2.2 節(jié)的分析可知，Ri不易過(guò)小，線路阻抗通常小于0.04 Ω/km[21]，為使式(5)滿足，本文取R0為1，從而忽略線路阻抗的影響。設(shè)定系統(tǒng)Uref=400 V，Pmax=2 kW，則由式(5)可得：

聯(lián)立式(6)—式(8)可得，k值不應(yīng)超過(guò)1.386。k值大小決定了SOC 的均衡速度，本文取最大值1.386。因?yàn)閮?chǔ)能單元的標(biāo)稱(chēng)容量相差不會(huì)太大，所以1/Ci*的值不會(huì)很小，Ri取值的下限也得以保證，從而可忽略線路阻抗的影響。Ri、SSOC-i與SSOC-avg的關(guān)系如圖3 所示。

圖3 Ri、SSOC-i 與SSOC-avg 曲面關(guān)系Fig.3 The relationship among Ri,SSOC-i and SSOC-avg surfaces

由圖3 可知，在上述參數(shù)設(shè)置下，Ri符合取值原則，且在不同工況下Ri的變化較緩，避免了調(diào)節(jié)過(guò)程中Ri急劇變化造成系統(tǒng)失衡，從而保證了系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行。

3 微電網(wǎng)的協(xié)調(diào)控制

3.1 改進(jìn)的模式劃分

儲(chǔ)能單元運(yùn)行狀態(tài)分為健康運(yùn)行、過(guò)度充電及過(guò)度放電3 類(lèi)。健康運(yùn)行區(qū)間多根據(jù)實(shí)時(shí)SOC 設(shè)置下垂系數(shù)以避免其過(guò)度充、放電，在過(guò)度充、放電后需要讓其待機(jī)以避免損害儲(chǔ)能單元使用壽命。

為實(shí)現(xiàn)多儲(chǔ)能單元依據(jù)微電網(wǎng)實(shí)時(shí)擾動(dòng)功率大小實(shí)現(xiàn)分級(jí)運(yùn)行的目標(biāo)，在3 個(gè)基礎(chǔ)區(qū)間劃分的前提下，將健康運(yùn)行區(qū)間再細(xì)分為低電量、中電量及高電量3 個(gè)子區(qū)間，不同區(qū)間代表所處優(yōu)先級(jí)不同。定義如下：儲(chǔ)能單元充電時(shí)，低電量區(qū)間優(yōu)先級(jí)最高，中電量區(qū)間其次，高電量區(qū)間最低；放電時(shí)高電量區(qū)間優(yōu)先級(jí)最高，中電量區(qū)間其次，低電量區(qū)間最低。如圖4 所示。

圖4 儲(chǔ)能SOC 分級(jí)Fig.4 SOC classification of energy storage

設(shè)系統(tǒng)共存在n組儲(chǔ)能單元，經(jīng)過(guò)SOC 分級(jí)后，處在高、中、低電量的儲(chǔ)能單元總極限充電功率分別為Pmax-c,1、Pmax-c,2、Pmax-c,3，總極限放電功率分別為Pmax-d,1、Pmax-d,2、Pmax-d,3。依據(jù)1.2 節(jié)所述，傳統(tǒng)分層控制方法可將系統(tǒng)運(yùn)行模態(tài)進(jìn)行更細(xì)致的劃分，結(jié)果見(jiàn)表1（令PLD=PLoad-PDG，不計(jì)系統(tǒng)的功率損耗）。

表1 基于儲(chǔ)能SOC 分級(jí)的模式劃分情況Tab.1 Mode division based on SOC classification of energy storage

以?xún)?chǔ)能充電為例進(jìn)行分析：

模態(tài)2-1 系統(tǒng)擾動(dòng)功率不超過(guò)低電量?jī)?chǔ)能單元的極限充電功率，此時(shí)低電量?jī)?chǔ)能單元運(yùn)行于下垂充電方式，維持系統(tǒng)功率平衡并保證母線電壓穩(wěn)定，其余儲(chǔ)能處于待機(jī)狀態(tài)。

模態(tài)2-2 系統(tǒng)擾動(dòng)功率超過(guò)了低電量?jī)?chǔ)能單元的極限充電功率，但不超過(guò)低、中電量?jī)?chǔ)能單元的極限功率之和，此時(shí)低、中電量?jī)?chǔ)能單元運(yùn)行于下垂充電方式，共同維持系統(tǒng)功率平衡并保證母線電壓穩(wěn)定，其余儲(chǔ)能處于待機(jī)狀態(tài)。

模態(tài)2-3 系統(tǒng)擾動(dòng)功率超過(guò)了低、中電量?jī)?chǔ)能單元的極限功率之和，但處于所有儲(chǔ)能單元之和的平抑范圍內(nèi)，此時(shí)所有儲(chǔ)能單元以下垂方式運(yùn)行，共同維持系統(tǒng)功率平衡并保證母線電壓穩(wěn)定。

儲(chǔ)能放電時(shí)分析同理，在儲(chǔ)能單元SOC 超過(guò)健康運(yùn)行區(qū)間時(shí)，需要將其切出系統(tǒng)。將儲(chǔ)能單元的電量區(qū)間劃分得更詳細(xì)就能對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)行更精確的調(diào)度，從而提升微電網(wǎng)運(yùn)行效率；但分級(jí)數(shù)量受到SOC、功率等測(cè)量精度以及實(shí)時(shí)通信的限制，且分級(jí)較多容易造成系統(tǒng)在不同模態(tài)間震蕩，使儲(chǔ)能頻繁啟停從而縮短其運(yùn)行壽命。綜合系列因素，本文進(jìn)行上述劃分。具體劃分?jǐn)?shù)值：健康運(yùn)行區(qū)間30%～90%，其中高、中、低電量區(qū)間分別為 70%～90%、50%～70%、30%～50%。系統(tǒng)整體流程如圖5 所示。圖5 中，P1、P2、P3分別為高、中、低電量?jī)?chǔ)能單元的實(shí)時(shí)運(yùn)行功率。當(dāng)SOC 越過(guò)健康運(yùn)行區(qū)間后，各個(gè)優(yōu)先級(jí)的功率之和將不計(jì)算在內(nèi)。

圖5 系統(tǒng)整體流程Fig.5 Overall flow chart of the system

3.2 微電網(wǎng)整體的運(yùn)行控制

由上文分析可知，系統(tǒng)運(yùn)行在不同模態(tài)下，均存在微源以下垂方式運(yùn)行從而平抑系統(tǒng)擾動(dòng)功率，這種運(yùn)行方式在電壓外環(huán)的作用下可穩(wěn)定直流母線電壓，同時(shí)保證微電網(wǎng)的功率平衡，但在下垂控制的運(yùn)用過(guò)程中會(huì)引起母線電壓偏差。對(duì)此，本文引入電壓恢復(fù)環(huán)節(jié)以提升直流母線電壓質(zhì)量。將直流母線電壓偏差經(jīng)過(guò)PI 調(diào)節(jié)后疊加到下垂控制器的電壓參考值上從而調(diào)整母線電壓：

最終，儲(chǔ)能系統(tǒng)的下垂方程為：

系統(tǒng)整體控制結(jié)構(gòu)如圖6 所示。由圖6 可見(jiàn)，中央控制器根據(jù)采集到的荷-源-儲(chǔ)信息，調(diào)整自身控制方式以改變系統(tǒng)運(yùn)行模態(tài)。

圖6 系統(tǒng)整體控制結(jié)構(gòu)Fig.6 Overall control structure of the system

在本文中，DG 指光伏發(fā)電系統(tǒng)。在光伏環(huán)節(jié)中，光伏電池通過(guò)Boost 升壓斬波電路接入直流微電網(wǎng)，通過(guò)電導(dǎo)增量法實(shí)現(xiàn)最大功率點(diǎn)追蹤，保證光伏功率的最大化利用，光伏出力無(wú)法充分消納時(shí)切換至下垂降功率模式。儲(chǔ)能環(huán)節(jié)通過(guò)Boost-Buck電路接入微電網(wǎng)，系統(tǒng)在最大功率控制、下垂控制以及待機(jī)模式下切換。為防止儲(chǔ)能單元功率越限，在下垂控制的電流閉環(huán)設(shè)置限幅環(huán)節(jié)，依據(jù)儲(chǔ)能極限功率設(shè)置環(huán)寬。儲(chǔ)能正常運(yùn)行時(shí)，電壓外環(huán)起到功率分配與穩(wěn)定母線電壓的作用；當(dāng)儲(chǔ)能分配功率超過(guò)極限功率時(shí)，限流環(huán)寬變?yōu)?，電壓外環(huán)作用消失。切換儲(chǔ)能至極限功率充、放電模式。待機(jī)方式下電流內(nèi)環(huán)指令值為0。

4 算例分析

基于MATLAB/Simulink 平臺(tái)，搭建了包含1 組光伏發(fā)電系統(tǒng)、1 組恒功率負(fù)載以及4 組儲(chǔ)能單元的直流微電網(wǎng)模型。光伏單元的最大輸出功率為8 kW；4 組儲(chǔ)能單元的容量分別為5.0、5.0、7.5、7.5 A·h；最大充放電功率分別為±1.5、±1.5、±2.0、±2.0 kW。設(shè)計(jì)了3 個(gè)算例對(duì)所提分級(jí)控制策略進(jìn)行驗(yàn)證。系統(tǒng)主要控制參數(shù)見(jiàn)表2。

表2 微電網(wǎng)主要參數(shù)設(shè)置Tab.2 Main parameters settings of the microgrid

4.1 算例1：工作模態(tài)的切換

本算例主要驗(yàn)證在光伏及負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài)改變時(shí)微電網(wǎng)分級(jí)控制策略的實(shí)現(xiàn)情況。設(shè)置4 組儲(chǔ)能的初始SOC 值分別為80%、65%、55%、25%。其中：光伏系統(tǒng)在0～2、2～4、4～6、6～8、8～10 s 輸出功率為8.0、6.5、5.0、3.0、5.0 kW，負(fù)荷在0～6、6～10 s分別吸收5.5、8.0 kW 功率。荷-源-儲(chǔ)三者相應(yīng)的功率關(guān)系如圖7 所示。

圖7 荷-源-儲(chǔ)功率關(guān)系（算例1）Fig.7 The relationship between and among load,charge source and storage power (case 1)

在此工況下，分別用傳統(tǒng)協(xié)調(diào)控制策略與本文所提控制策略進(jìn)行對(duì)比分析，4 組儲(chǔ)能的運(yùn)行情況如圖8 所示。

圖8 儲(chǔ)能單元在2 種控制策略下的輸出功率（算例1）Fig.8 The output power of energy storage units in two control strategies (case 1)

圖8 中，傳統(tǒng)協(xié)調(diào)控制策略下4 組儲(chǔ)能單元恒以設(shè)定的下垂系數(shù)進(jìn)行功率調(diào)節(jié)，無(wú)法依據(jù)微電網(wǎng)所需平抑功率的大小進(jìn)行相應(yīng)的儲(chǔ)能配置，調(diào)度的靈活性較低。而在本文所提控制策略下，0～2 s 系統(tǒng)盈余功率2.5 kW，系統(tǒng)工作于模態(tài)2-2，由中、低電量的儲(chǔ)能單元共同吸收冗余功率，高電量?jī)?chǔ)能單元待機(jī)；2～4 s 系統(tǒng)盈余功率1.0 kW，系統(tǒng)工作于模態(tài)2-1，只有低電量?jī)?chǔ)能運(yùn)行；4～6 s 系統(tǒng)功率缺額0.5 kW，系統(tǒng)工作于模態(tài)3-1，只有高電量?jī)?chǔ)能放電，中、低電量?jī)?chǔ)能待機(jī)；6～8 s 內(nèi)系統(tǒng)功率缺額增至5.0 kW，此時(shí)高、中電量?jī)?chǔ)能單元共同放電，但由于儲(chǔ)能單元的SOC 差異導(dǎo)致其功率分配差異較大，高電量?jī)?chǔ)能的下垂分配功率將超過(guò)其極限功率，從而損害儲(chǔ)能使用壽命。而本文控制策略中引入的功率限幅環(huán)節(jié)會(huì)將儲(chǔ)能1 輸出功率限制在極限值，起到保護(hù)儲(chǔ)能單元的作用；t=10 s 隨著微電網(wǎng)功率缺額降低，儲(chǔ)能1 退回下垂模式。

經(jīng)過(guò)對(duì)比（表3），本文所提分級(jí)控制策略能夠根據(jù)微電網(wǎng)的實(shí)時(shí)功率需求來(lái)配置相應(yīng)的儲(chǔ)能動(dòng)作，減少了儲(chǔ)能單元的充放電次數(shù)，從而提升了調(diào)度的靈活性，有利于微電網(wǎng)的運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性。整個(gè)調(diào)節(jié)過(guò)程中，儲(chǔ)能單元的SOC 變化量如圖9 所示，其變化趨勢(shì)與對(duì)應(yīng)儲(chǔ)能充放電功率一致。

表3 2 種控制策略對(duì)比Tab.3 Comparison of two control strategies

圖9 儲(chǔ)能單元在2 種控制策略下的SOC 變化（算例1）Fig.9 Changes of SOC of energy storage units in two control strategies (case 1)

圖10 為2 種控制策略下直流母線電壓的變化情況。在無(wú)電壓恢復(fù)環(huán)節(jié)時(shí)，2 種控制策略在儲(chǔ)能充、放電狀態(tài)下均會(huì)造成直流母線電壓抬升或跌落；引入電壓恢復(fù)環(huán)節(jié)后，2 種控制策略均能使直流母線電壓穩(wěn)定在400 V；系統(tǒng)功率突變時(shí)，經(jīng)過(guò)短暫的調(diào)整，直流母線電壓也能恢復(fù)至參考值，確保了系統(tǒng)的穩(wěn)定性。

圖10 2 種控制策略下直流母線電壓變化（算例1）Fig.10 Changes of DC bus voltage in two control strategies(case 1)

4.2 算例2：儲(chǔ)能優(yōu)先級(jí)改變

本算例重點(diǎn)驗(yàn)證部分儲(chǔ)能單元SOC 優(yōu)先級(jí)發(fā)生改變時(shí)造成模態(tài)切換條件閥值改變，對(duì)實(shí)現(xiàn)分級(jí)控制策略造成的影響。設(shè)置儲(chǔ)能的初始SOC 值分別為40.00%、49.90%、60.00%、70.15%。光伏系統(tǒng)在0～4、4～12 s 內(nèi)輸出的功率分別為4.0、8.0 kW，負(fù)荷在0～4、4～12 s 內(nèi)消耗的功率為6.0、7.5 kW。三者相應(yīng)的功率關(guān)系如圖11 所示，4 組儲(chǔ)能單元具體運(yùn)行情況如圖12 所示。

圖11 荷-源-儲(chǔ)功率關(guān)系（算例2）Fig.11 The relationship between and among load,charge source and storage power (case 2)

由圖12 可見(jiàn)，0～2 s 系統(tǒng)功率盈余2.0 kW，只有高電量?jī)?chǔ)能單元工作，中、低電量?jī)?chǔ)能單元待機(jī)，系統(tǒng)運(yùn)行于模態(tài)2-1；當(dāng)t=2 s 時(shí)，儲(chǔ)能4 的SOC 低于70%，其優(yōu)先級(jí)由高電量模式切換為中電量模式，此時(shí)高電量模式不存在儲(chǔ)能單元，處于中電量模式的儲(chǔ)能3 投入運(yùn)行與儲(chǔ)能4 共同平抑?jǐn)_動(dòng)；t=4 s 時(shí)，隨著光伏出力的增加，低電量?jī)?chǔ)能可以獨(dú)立平抑系統(tǒng)擾動(dòng)，此時(shí)中電量?jī)?chǔ)能單元待機(jī)；t=7.33 s 時(shí)，儲(chǔ)能2 由低電量模式變?yōu)橹须娏磕Ｊ?，?chǔ)能1 不足以吸收系統(tǒng)盈余功率，處于中電量模式的儲(chǔ)能單元投入運(yùn)行，由4 組儲(chǔ)能系統(tǒng)共同平抑系統(tǒng)擾動(dòng)。驗(yàn)證了所提控制策略在儲(chǔ)能優(yōu)先級(jí)改變時(shí)仍能按照模態(tài)層級(jí)劃分穩(wěn)定運(yùn)行，適應(yīng)性較強(qiáng)。調(diào)節(jié)過(guò)程中SOC變化量如圖13 所示，其與運(yùn)行功率變化情況一致。

圖12 儲(chǔ)能單元的輸出功率（算例2）Fig.12 Output power of energy storage units (case 2)

圖13 儲(chǔ)能單元的荷電狀態(tài)變化（算例2）Fig.13 Change of state of charge of energy storage units(case 2)

圖14 為直流母線電壓變化情況。由圖14 可見(jiàn)，在系統(tǒng)功率波動(dòng)以及儲(chǔ)能優(yōu)先級(jí)調(diào)整時(shí)，直流母線電壓均在允許范圍內(nèi)波動(dòng)，穩(wěn)定后能維持在400 V。

圖14 直流母線電壓變化（算例2）Fig.14 Change of DC bus voltage (case 2)

4.3 算例3：較長(zhǎng)時(shí)間尺度下SOC 均衡效果

本算例重點(diǎn)驗(yàn)證實(shí)現(xiàn)本文控制策略所設(shè)計(jì)自適應(yīng)下垂控制的有效性，其通過(guò)儲(chǔ)能單元的SOC 均衡效果體現(xiàn)。為加快均衡時(shí)間，將4 組儲(chǔ)能單元的容量分別更改為0.50、0.50、0.75、0.75 A·h。設(shè)4 組儲(chǔ)能單元的極限功率不變，初始SOC 分別為80%、75%、70%、65%，光伏在0～60、120～180 s 輸出功率為8 kW，60～120、180～240 s 輸出功率為2 kW；負(fù)荷在0～60、120～180 s 吸收功率為8 kW，60～120、180～240 s 吸收功率為2 kW。三者相應(yīng)功率關(guān)系如圖15 所示，系統(tǒng)交替工作于模態(tài)2-3、3-3。

圖15 荷-源-儲(chǔ)功率關(guān)系（算例3）Fig.15 The relationship between and among load,charge source and storage power (case 3)

圖16 為4 組儲(chǔ)能的實(shí)時(shí)SOC 改變情況。由圖16 可知，在自適應(yīng)下垂控制調(diào)節(jié)下，充、放電時(shí)SOC 差異始終在縮小，最終收斂相同，有效地避免了儲(chǔ)能過(guò)度充、放電。

圖16 儲(chǔ)能單元的荷電狀態(tài)變化（算例3）Fig.16 Changes of state of charge of energy storage units(case 3)

4 組儲(chǔ)能功率分配情況如圖17 所示。儲(chǔ)能單元的功率分配比值隨著SOC 差異的減小趨于其自身容量比1.0:1.0:1.5:1.5，驗(yàn)證了所設(shè)置自適應(yīng)下垂控制的有效性，同時(shí)證明了本文所提控制策略在較長(zhǎng)時(shí)間尺度下可實(shí)現(xiàn)不同容量?jī)?chǔ)能單元的SOC 均衡。運(yùn)行過(guò)程中直流母線電壓能維持在400 V，其電壓變化如圖18 所示。

圖17 儲(chǔ)能單元的輸出功率（算例3）Fig.17 Output power of energy storage unit (case 3)

圖18 直流母線電壓變化（算例3）Fig.18 Change of DC bus voltage (case 3)

5 結(jié)論

1）根據(jù)儲(chǔ)能單元實(shí)時(shí)SOC 值，將其進(jìn)行優(yōu)先級(jí)劃分，在特定大小的功率擾動(dòng)下相應(yīng)優(yōu)先級(jí)的儲(chǔ)能單元?jiǎng)幼髌揭窒到y(tǒng)擾動(dòng)，減少了儲(chǔ)能單元充放電次數(shù)與時(shí)間，提升了微電網(wǎng)中儲(chǔ)能系統(tǒng)的調(diào)度靈活性。

2）通過(guò)將儲(chǔ)能SOC 以及容量信息引入下垂系數(shù)中分配儲(chǔ)能單元的輸出功率，可有效避免儲(chǔ)能過(guò)度充放電，在較長(zhǎng)的時(shí)間尺度下最終實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能單元SOC 均衡；而電壓恢復(fù)環(huán)節(jié)的存在保證了直流母線電壓的質(zhì)量。