基于儲能優(yōu)化及荷電狀態(tài)均衡的直流微電網(wǎng)控制研究

彭冬宇，馬曉磊，郝雨辰

(1.國家電投集團(tuán)山東能源發(fā)展有限公司，山東 濟(jì)南 250000； 2.國網(wǎng)新疆電力有限公司，新疆 烏魯木齊 830092；3.國網(wǎng)江蘇省電力有限公司調(diào)控中心，江蘇 南京 210024)

隨著能源的日益短缺以及能源需求的持續(xù)升高，通過可再生能源作為電源的分布式發(fā)電方法也獲得了飛速進(jìn)步[1-2]。同時(shí)，大量的直流設(shè)備也應(yīng)運(yùn)而生，進(jìn)而改善電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，讓電源以及負(fù)載的結(jié)構(gòu)發(fā)生了變化，使得直流微電網(wǎng)也獲得了快速進(jìn)歩[3-4]。直流微電網(wǎng)對光伏發(fā)電、風(fēng)力發(fā)電等具有更強(qiáng)的適應(yīng)性，更強(qiáng)的電能轉(zhuǎn)換效率以及控制簡單等優(yōu)勢。因此，直流微電網(wǎng)得到越來越廣泛的關(guān)注與研究[5]。

由于新能源發(fā)電主要是風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電等為主，具有一定的間歇性以及不穩(wěn)定性，通過配置儲能設(shè)備可以平衡系統(tǒng)功率[6-7]。儲能設(shè)備中，蓄電池儲能方式具有應(yīng)用廣泛以及結(jié)構(gòu)簡便等優(yōu)勢，然而當(dāng)在系統(tǒng)中配備多臺蓄電池儲能設(shè)備時(shí)，雖然能在一定程度上均衡系統(tǒng)功率，但因運(yùn)行環(huán)境存在差異，其并聯(lián)運(yùn)行時(shí)會出現(xiàn)荷電狀態(tài)不一的情況[8-10]。如此，不僅會造成蓄電池充放電效率降低、運(yùn)行壽命也大大受影響。因此，需要對蓄電池儲能裝置優(yōu)化方法以及運(yùn)行時(shí)荷電狀態(tài)平衡方法進(jìn)行研究。

在微電網(wǎng)中蓄電池儲能受限于自己特性以及運(yùn)行環(huán)境。在直流微電網(wǎng)內(nèi)，目前常用的蓄電池控制策略中，利用較為廣泛的是電壓電流PI控制[11-12]。該方法主要通過參考電壓和母線電壓對蓄電池充放電進(jìn)行有效控制，然而功率出現(xiàn)突然變化時(shí)，會出現(xiàn)較大的暫態(tài)沖擊。通過在蓄電池PI控制中增加虛擬慣性[13]，進(jìn)而彌補(bǔ)直流微電網(wǎng)缺少慣性的不足，但是該法對蓄電池荷電狀態(tài)值調(diào)節(jié)能力欠缺。因此，引入下垂控制的同步電壓源控制方法可以讓負(fù)載功率按比例維持平衡。通過引入荷電狀態(tài)值或者虛擬阻抗，對下垂系數(shù)控制方法進(jìn)行改進(jìn)，從而改善蓄電池儲能的荷電狀態(tài)平衡情況[14-15]。然而，目前下垂控制方法仍易造成直流母線電壓小于參考電壓，進(jìn)而造成母線電壓恢復(fù)時(shí)間較長。因此，需研究一種儲能優(yōu)化及荷電狀態(tài)均衡的直流微電網(wǎng)控制方法。

本文針對直流微電網(wǎng)中基于儲能優(yōu)化控制策略及荷電狀態(tài)均衡控制策略展開了研究。首先，針對直流微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和儲能模型進(jìn)行了深入分析；然后，基于模擬電機(jī)特性控制和雙閉環(huán)PI控制，構(gòu)建儲能優(yōu)化控制策略；其次，基于模擬電機(jī)特性構(gòu)建蓄電池荷電狀態(tài)控制策略；最后，通過建立對應(yīng)的仿真模型驗(yàn)證所提策略的有效性。

1 微電網(wǎng)及儲能裝置基本模型

1.1 直流微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)

直流微電網(wǎng)系統(tǒng)主要是由光伏發(fā)電、用電負(fù)荷、直流母線以及分布式能源等組成，各個(gè)分布式能源是并聯(lián)在直流母線上，其系統(tǒng)如圖1所示。

圖1 直流微電網(wǎng)系統(tǒng)Fig.1 DC microgrid system

在直流微電網(wǎng)系統(tǒng)中，直流母線是分布式電源、儲能裝置以及用電負(fù)載的聯(lián)絡(luò)點(diǎn)，其狀態(tài)關(guān)系到整個(gè)系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行。然而，直流母線會受到微電源以及負(fù)載等因素影響，合理利用儲能設(shè)備可以調(diào)整充放電功率，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)直流母線功率的實(shí)時(shí)平衡。在該調(diào)節(jié)過程中，明確有效的控制策略，保障分布式電源的荷電狀態(tài)平均分配負(fù)荷，即儲能裝置在放電情況里荷電狀態(tài)變化大，而在充電情況里荷電狀態(tài)變化小。

1.2 儲能原理及其模型

在直流微電網(wǎng)系統(tǒng)中，合理利用儲能裝置可以改善電源電能質(zhì)量。儲能方式主要有化學(xué)、機(jī)械以及電磁3種，化學(xué)儲能是目前應(yīng)用最廣、成本最低的儲能方式，最為代表性的就是蓄電池儲能，該法可以隨著外電路的變化實(shí)現(xiàn)電能與化學(xué)能之間的變換[16]。

蓄電池儲能裝置結(jié)構(gòu)形式較多，這里選擇較為典型的鋰電池形式進(jìn)行分析，其結(jié)構(gòu)如圖2所示。

圖2 蓄電池等效電路Fig.2 Equivalent circuit of battery

其中，輸出電壓U和電流I公式可定義為：

(1)

式中，Uoc、U分別為系統(tǒng)開路的電壓和輸出端的電壓；I為輸電電流；R0、R1以及R2分別為損耗電阻、電化學(xué)極化電阻以及濃度極化電阻；C1、C2分別為電化學(xué)極化以及濃度極化的瞬時(shí)響應(yīng)。

進(jìn)一步可得到蓄電池的U與I兩者的時(shí)域方程為：

(2)

蓄電池的開路電壓值和其剩余的容量相聯(lián)系，該容量通過荷電狀態(tài)值H進(jìn)行分析，荷電狀態(tài)值S即為剩余電量與系統(tǒng)起始電量H0的比值：

(3)

式中，δ為蓄電池的充放電庫侖效率；t1和t2分別為充電時(shí)間和放電時(shí)間；C、C1分別為蓄電池的起始容量以及本身消耗的放電量；IC、IF分別為充電電流和放電電流。

2 儲能裝置控制優(yōu)化策略

2.1 模擬直流電機(jī)特性控制原理

在微電網(wǎng)系統(tǒng)中，直流母線的穩(wěn)定運(yùn)行將影響整個(gè)系統(tǒng)的穩(wěn)定。對儲能裝置的接口優(yōu)化控制，能夠有效保障直流母線的穩(wěn)定運(yùn)行。目前針對單蓄電池的接口控制普遍使用雙閉環(huán)PI控制，其框圖如圖3所示。該控制是對直流母線的實(shí)時(shí)電壓值UDC進(jìn)行測量，并與參考電壓Ur作差，利用PI對其進(jìn)行調(diào)節(jié)后得到內(nèi)環(huán)參考電流ir，將電流值ib與參考電流ir作差，再利用內(nèi)環(huán)PI控制完成對蓄電池充放電的控制。

圖3 雙閉環(huán)PI控制框圖Fig.3 Double closed loop PI control block diagram

雙閉環(huán)的PI控制方法容易搭建，且可以在一定程度維持母線電壓的穩(wěn)定，然而當(dāng)出現(xiàn)功率突然變化時(shí)，會出現(xiàn)較大的暫態(tài)沖擊，對敏感負(fù)荷不利。因此，在該雙閉環(huán)控制里引入了直流電機(jī)功能，構(gòu)造三環(huán)控制方式，從而進(jìn)一步保障直流母線的平穩(wěn)。

直流電機(jī)可以使用雙向Buck/Boost接口的結(jié)構(gòu)，一邊連接儲能裝置，另一邊則與公共母線進(jìn)行對接，即為一個(gè)二端口的元器件，其對應(yīng)模型如圖4所示。圖4中電機(jī)的等效電勢E與蓄電池側(cè)的電壓Ub相連接，而電機(jī)等效電壓U則與母線側(cè)電壓UB相連接，從而充分利用直流電機(jī)的特性，增強(qiáng)系統(tǒng)的穩(wěn)定性。其中，Rm和Im分別為電機(jī)的電樞等效電阻以及輸出電流；Ib、Iout分別為蓄電池的輸出電流以及Buck/Boost接口輸出電流。

圖4 直流電機(jī)對接模型Fig.4 DC motor docking model

2.2 模擬直流電機(jī)特性控制模型

直流電機(jī)主要通過旋轉(zhuǎn)的轉(zhuǎn)子以及線圈繞組完成動能與電能之間的變換。利用轉(zhuǎn)子旋轉(zhuǎn)的動能給電機(jī)造成慣性，一旦電機(jī)受到外部影響時(shí)，利用轉(zhuǎn)子帶來的慣性可以平穩(wěn)實(shí)現(xiàn)狀態(tài)變換，從而減小由于干擾造成的波動。直流電機(jī)的數(shù)學(xué)模型：

(4)

式中，Te、Tm分別為電機(jī)的電磁轉(zhuǎn)矩以及輸入的機(jī)械轉(zhuǎn)矩；ω0、ω分別為電機(jī)額定角速度和實(shí)際角速度；D、g、CT、θ分別為電機(jī)的阻尼系數(shù)、慣性系數(shù)、轉(zhuǎn)矩系數(shù)以及磁通；P為電機(jī)的電磁功率。

根據(jù)該數(shù)學(xué)模型能夠建立其模擬電機(jī)特性的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)，如圖5所示。

圖5 模擬電機(jī)特性的系統(tǒng)Fig.5 System of analog motor characteristics

通過式(4)能夠獲得電機(jī)的電磁功率和電機(jī)角速度的表達(dá)式為：

(5)

電機(jī)電磁轉(zhuǎn)矩和電機(jī)角速度的表達(dá)式為：

(6)

最終得到模擬電機(jī)特性控制環(huán)的傳遞方程：

(7)

從式(7)中能夠得出模擬電機(jī)特性控制效果，將蓄電池輸出附加了延時(shí)作用，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)當(dāng)蓄電池受到外部影響時(shí)，其對接處可以進(jìn)行平緩的變化狀態(tài)，從而讓母線電壓能夠穩(wěn)定恢復(fù)狀態(tài)，呈現(xiàn)出一定慣性效果。

2.3 蓄電池接口的三環(huán)控制模型

將模擬電機(jī)特性控制環(huán)引入蓄電池的雙閉環(huán)PI控制中，構(gòu)建蓄電池接口的三環(huán)控制，其結(jié)構(gòu)如圖6所示。該流程主要為：①在電壓環(huán)系統(tǒng)中，直流母線參考電壓Ur與直流母線實(shí)時(shí)電壓UB相對比，利用PI控制器進(jìn)行調(diào)整后再和參考電壓相減得到電機(jī)的輸入功率P；②輸入功率通過模擬直流電機(jī)特性控制環(huán)調(diào)整后獲得母線側(cè)的參考電流Ir1。

圖6 蓄電池三環(huán)控制系統(tǒng)Fig.6 Battery three ring control system

此時(shí)，假定電路無損耗，則存在：

Ur×Ir1=Ub×Ir

(8)

因此，母線側(cè)的參考電流Ir1與電流環(huán)的參考電流Ir的表達(dá)式為：

(9)

將電流環(huán)的參考電流Ir和電流環(huán)實(shí)時(shí)電流Ib相對比，并利用PI控制器生成控制信息，發(fā)出PWM脈沖，進(jìn)而對蓄電池能量進(jìn)行控制，實(shí)現(xiàn)對系統(tǒng)功率的調(diào)節(jié)。

3 荷電狀態(tài)均衡控制策略

直流微電網(wǎng)普遍存在電源較為分散且出力不平衡的情況。因此，需要裝設(shè)多臺蓄電池儲能裝置對系統(tǒng)功率進(jìn)行平衡，但是由于運(yùn)行條件的不同，蓄電池在并聯(lián)運(yùn)行時(shí)易造成荷電狀態(tài)存在差異，進(jìn)而導(dǎo)致蓄電池的充放電深度下降，降低其運(yùn)行性能以及壽命。提出基于模擬電機(jī)特性和下垂系數(shù)控制對蓄電池荷電狀態(tài)進(jìn)行控制的策略，通過讓蓄電池動態(tài)調(diào)整自己的荷電狀態(tài)值，實(shí)現(xiàn)蓄電池荷電狀態(tài)的平衡，進(jìn)而保障蓄電池的有效充放電，抑制母線電壓跌落，增強(qiáng)直流母線的穩(wěn)定性。

3.1 蓄電池并聯(lián)運(yùn)行控制

多個(gè)蓄電池并聯(lián)運(yùn)行時(shí)的系統(tǒng)如圖7所示。

圖7 蓄電池并聯(lián)運(yùn)行系統(tǒng)Fig.7 Battery parallel operation system

各個(gè)蓄電池通過變換器并聯(lián)在公共直流母線上，利用有效的控制策略將功率進(jìn)行差額分配至每個(gè)蓄電池。直流微電網(wǎng)系統(tǒng)的功率主要由微電源功率Pw、負(fù)載功率Pl以及儲能裝置功率Pb三大塊構(gòu)成，此3部分功率越是均衡，該直流母線就越是穩(wěn)定，其功率關(guān)系為：

Pb=Pl-Pw

(10)

因此，當(dāng)負(fù)載功率高于微電源功率時(shí)，其儲能蓄電池調(diào)節(jié)的功率為正，即表示儲能裝置為輸出功率；若負(fù)載功率低于微電源功率時(shí)，其儲能蓄電池調(diào)節(jié)的功率為負(fù)，即表示儲能裝置正處于吸收功率階段；若負(fù)載功率與微電源功率相等，儲能蓄電池不參與功率調(diào)節(jié)，此時(shí)系統(tǒng)處于平衡狀態(tài)。系統(tǒng)的主要相關(guān)參數(shù)：轉(zhuǎn)動慣量g=4 kg·m2；阻尼系數(shù)D=15；起始角速度ω0=100π；CTθ=5.1；電壓環(huán)比20.0∶0.3；電流環(huán)比0.1∶0.5。

3.2 蓄電池荷電功率平衡策略

由于蓄電池并聯(lián)運(yùn)行時(shí)荷電狀態(tài)存在差異。因此，針對各個(gè)蓄電池功率進(jìn)行修正，從而達(dá)到功率平衡。將下垂控制引入蓄電池控制的內(nèi)環(huán)電流里，進(jìn)而使蓄電池能夠依據(jù)自身的荷電狀態(tài)值S修正下垂系數(shù)控制實(shí)現(xiàn)功率調(diào)節(jié)。讓S值低的蓄電池在功率不足時(shí)能夠補(bǔ)充較少的差額功率，且在功率過剩時(shí)吸納較多的差額功率；而讓S值高的蓄電池在功率不足時(shí)能夠補(bǔ)充較多的差額功率，且在功率過剩時(shí)吸納較少的差額功率；最終實(shí)現(xiàn)讓系統(tǒng)的荷電狀態(tài)達(dá)到平衡。

令有M臺蓄電池并聯(lián)運(yùn)行，其荷電狀態(tài)值分別是S1，S2，…，SM，當(dāng)所有蓄電池的S值均在額定的0.2～0.8時(shí)，其荷電狀態(tài)差值系數(shù)λi表達(dá)式為：

(11)

由于蓄電池的荷電狀態(tài)不同時(shí)，其λi值也不一致，初始電量越大，表明荷電狀態(tài)值和平均值的差距也越多，則差值系數(shù)值也越大。根據(jù)蓄電池的功率Pb，引入修正系數(shù)rbi對其λi值展開修正，修正后的蓄電池下垂系數(shù)ubi表達(dá)式為：

(12)

其中，ξ為起始下垂控制系數(shù)；Sa為M個(gè)并聯(lián)蓄電池的平均荷電狀態(tài)值。此外，修正系數(shù)rbi被定義為：

(13)

結(jié)合圖7能夠獲得蓄電池控制內(nèi)環(huán)參考電流值Iri表達(dá)式為：

Iri=ΔI-Ibiubi

(14)

式中，Ibiubi為電流修正量；ΔI為蓄電池控制外環(huán)的電流值。

利用下垂控制能夠讓荷電狀態(tài)值高的蓄電池在運(yùn)行中能產(chǎn)生更大電能，而荷電狀態(tài)值低的則吸收更多電能，進(jìn)而減少每個(gè)蓄電池的功率差異，最終讓系統(tǒng)達(dá)到并聯(lián)蓄電池里荷電狀態(tài)相同的平衡。下垂控制策略能夠有效調(diào)節(jié)蓄電池間的功率平衡，但其會受到線路阻抗的影響，造成當(dāng)系統(tǒng)功率不足時(shí)母線電壓會出現(xiàn)跌落現(xiàn)象，因此提出在蓄電池外環(huán)控制中引入模擬電機(jī)特性控制環(huán)，提高母線電壓的抗干擾性，此時(shí)荷電狀態(tài)控制的內(nèi)環(huán)參考電流Iri被定義為：

(15)

式中，kp、ki為PI控制的系數(shù)；G(s)為模擬電機(jī)特性控制環(huán)的傳遞方程。

基于模擬電機(jī)特性對蓄電池荷電狀態(tài)控制框圖如圖8所示。為了保障蓄電池的荷電狀態(tài)值S在額定的0.2～0.8運(yùn)行。因此，當(dāng)蓄電池組的S值>0.8或者<0.2時(shí)，分別將其進(jìn)行充電閉鎖或者放電閉鎖，僅在微電源功率輸出不足或過剩時(shí)，蓄電池組分別進(jìn)行放電控制和充電控制。將各個(gè)蓄電池均調(diào)節(jié)為平均荷電狀態(tài)后，對整個(gè)蓄電池組實(shí)施統(tǒng)一的充放電操作。

圖8 蓄電池荷電狀態(tài)控制框圖Fig.8 Battery state of charge control block diagram

4 仿真模型搭建

4.1 儲能優(yōu)化控制仿真模型

為了驗(yàn)證儲能優(yōu)化控制策略的作用效果，在Simulink中建立蓄電池雙向DC/DC接口模擬電機(jī)特性的控制模型，其仿真模型如圖9所示。該系統(tǒng)中設(shè)計(jì)了1臺光伏發(fā)電、1臺風(fēng)力機(jī)、1個(gè)蓄電池儲能以及阻性直流負(fù)載。風(fēng)力機(jī)和光伏發(fā)電分別利用Buck電路與直流母線進(jìn)行對接，其中風(fēng)力機(jī)通過爬山法對最大風(fēng)能進(jìn)行跟蹤；光伏發(fā)電通過擾動觀測對最大功率進(jìn)行跟蹤；儲能裝置則設(shè)定為鋰電池模型，通過雙向Boost/Buck電路與直流母線對接，其自身通過模擬電機(jī)控制進(jìn)行能量流動調(diào)節(jié)。

圖9 儲能優(yōu)化控制仿真模型Fig.9 Simulation model of energy storage optimal control

儲能優(yōu)化控制仿真參數(shù)設(shè)置：光伏Boost電容1 mF；光伏Boost電感6×10-2H；光伏裝置最大功率4 kW；風(fēng)機(jī)槳距角0°；風(fēng)機(jī)Buck電容1 mF；風(fēng)機(jī)Buck電感2 mH；蓄電池荷電狀態(tài)初值0.8；蓄電池容量20 Ah；蓄電池DC/DC電容1 mF；蓄電池DC/DC電感2 mH。

4.2 荷電狀態(tài)均衡控制仿真模型

為了驗(yàn)證蓄電池荷電功率平衡策略的效果，建立包含并聯(lián)蓄電池的獨(dú)立直流微電網(wǎng)的仿真電路，荷電狀態(tài)均衡控制仿真模型如圖10所示。

圖10 荷電狀態(tài)均衡控制仿真模型Fig.10 Simulation model of SOC equalization control

該系統(tǒng)中設(shè)置了2臺光伏裝置以及1臺永磁風(fēng)力機(jī)，負(fù)載通過DC/AC逆變器并接入直流母線中，逆變器采用恒頻控制，將400 V的直流電壓轉(zhuǎn)變成幅值為311 V的交流電。系統(tǒng)各部分主要參數(shù)設(shè)置：直流母線電壓VB=400 V；光伏最大輸出功率Pmg=4 kW；風(fēng)機(jī)最大輸出功率Pmf=25 kW；蓄電池額定電壓Ub=100 V；交流負(fù)載功率P=2 kW；起始下垂系數(shù)ξ=0.5。

5 仿真結(jié)果與分析

5.1 儲能優(yōu)化控制仿真結(jié)果

(1)光伏輸出功率波動。模擬在光伏裝置出現(xiàn)波動時(shí)的控制效果，令仿真過程中設(shè)定永磁風(fēng)力機(jī)的風(fēng)速固定為9 m/s，仿真時(shí)長為10 s。并且在運(yùn)行過程中設(shè)計(jì)幾個(gè)波動階段，每平方米的光照設(shè)置為：初設(shè)為1 kW，2 s時(shí)增加至1.2 kW，6 s時(shí)降低至0.7 kW，8 s時(shí)再降低至0.5 kW；同時(shí)環(huán)境溫度設(shè)置：0～4 s為25 ℃，4～6 s為40 ℃，6～10 s為25 ℃。負(fù)荷功率、風(fēng)機(jī)輸出功率、光伏輸出功率以及蓄電池補(bǔ)充功率仿真結(jié)果如圖11所示。從圖11(a)中能夠得出，風(fēng)機(jī)輸出功率在0.3 s時(shí)基本達(dá)到接近設(shè)定值，保持在約8.6 kW，負(fù)荷功率保持在11 kW。光伏輸出功率在不斷變化，同時(shí)蓄電池補(bǔ)充功率也對應(yīng)改變，以維持系統(tǒng)平衡。在0～2 s內(nèi)，光伏輸出功率為4 kW，蓄電池則反之吸收1.6 kW的功率；在2～4 s內(nèi)，光伏輸出功率為5 kW，蓄電池吸收功率也升高至2.6 kW；在6～8 s內(nèi)，系統(tǒng)功率處于平衡狀態(tài)，因此蓄電池不參與功率調(diào)節(jié)；在8～10 s內(nèi)，光伏輸出功率為1.7 kW，蓄電池則也需要輸出0.7 kW的功率以維持功率平衡。從圖11(b)中能夠得出，母線電壓僅在啟動起始階段產(chǎn)生近20 V的超調(diào)，其余階段最大波動幅度僅為1.6%，進(jìn)而表明了當(dāng)光伏輸出功率出現(xiàn)波動時(shí)，模擬電機(jī)特性控制下蓄電池能夠有效抑制母線電壓波動，保障系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行。

圖11 光伏輸出波動時(shí)系統(tǒng)運(yùn)行結(jié)果Fig.11 Operation results of system when photovoltaic output fluctuates

(2)風(fēng)機(jī)輸出功率波動。模擬在風(fēng)機(jī)裝置出現(xiàn)波動時(shí)的控制效果，令仿真過程中設(shè)定光伏輸出功率為4 kW，風(fēng)機(jī)輸出功率則通過模擬自然風(fēng)情況下，其風(fēng)速如圖12所示。此外，仿真時(shí)長仍設(shè)定為10 s，負(fù)荷功率維持在10 kW。此時(shí)，負(fù)荷功率、風(fēng)機(jī)輸出功率、光伏輸出功率以及蓄電池補(bǔ)充功率仿真結(jié)果如圖13所示。

圖12 風(fēng)機(jī)風(fēng)速變化曲線Fig.12 Wind speed variation curve of fan

從圖13(a)中能夠得到，隨著風(fēng)速的變化，其風(fēng)力輸出功率也在不斷變化，同時(shí)蓄電池輸出功率也隨之改變，進(jìn)而補(bǔ)充由于風(fēng)力輸出功率波動所造成的功率差。即在0～2 s和4～10 s階段，由于風(fēng)力輸出功率不足，因此蓄電池也輸出功率；在2～4 s階段，風(fēng)力和光伏輸出功率過剩，因此蓄電池進(jìn)行功率吸收，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)功率平衡。從圖13(b)中能夠得到，母線電壓在起始階段有近12 V的超調(diào)量，其余階段最大波動幅度均在2 V以內(nèi)，進(jìn)而表明了當(dāng)風(fēng)力輸出功率出現(xiàn)波動時(shí)，模擬電機(jī)特性控制下蓄電池能夠有效抑制母線電壓波動。

圖13 風(fēng)力輸出波動時(shí)系統(tǒng)運(yùn)行結(jié)果Fig.13 Operation results of system when wind output fluctuates

(3)不同控制策略對比效果。為了進(jìn)一步驗(yàn)證模擬電機(jī)特性控制的儲能優(yōu)化控制效果，選擇雙閉環(huán)電壓電流PI控制方法進(jìn)行對比。仿真時(shí)間設(shè)定為6 s，風(fēng)機(jī)風(fēng)速變化：0～1 s階段風(fēng)速為9 m/s，1～5 s階段風(fēng)速為8 m/s；光伏的每平方米光照設(shè)置為：0～2 s階段為1 kW，2～5 s階段為1.1 kW，5～6 s階段為0.9 kW；負(fù)荷功率變化設(shè)置為：0～3 s階段為7 kW，3～4 s階段為11 kW，4～6 s階段為9 kW。此時(shí)，負(fù)荷功率、風(fēng)機(jī)輸出功率、光伏輸出功率以及蓄電池補(bǔ)充功率仿真結(jié)果如圖14所示。

從圖14(a)可知，隨著風(fēng)速、光照的變化，其風(fēng)力輸出功率和光伏輸出功率也不斷變化，為了保障各部分輸出功率的平衡，蓄電池依據(jù)各階段的功率差額展開功率補(bǔ)充。從圖14(b)可知，在系統(tǒng)起始階段，模擬電機(jī)特性控制下直流母線電壓的超調(diào)量僅26 V，而雙閉環(huán)PI控制下其值達(dá)到88 V；在運(yùn)行階段，受各部分輸出功率的影響，模擬電機(jī)特性控制下直流母線電壓波動最大幅度不超過5 V，且僅需0.2 s左右即恢復(fù)平穩(wěn)；而電壓電流雙環(huán)PI控制下直流母線電壓波動最大幅度達(dá)到了25 V，并且需要接近0.4 s才恢復(fù)平穩(wěn)，波動時(shí)間較長。從圖14(c)可知，當(dāng)系統(tǒng)出現(xiàn)擾動時(shí)，模擬電機(jī)特性控制下蓄電池的輸出電流在極短時(shí)間內(nèi)達(dá)到平穩(wěn)，并抖動幅度小；而電壓電流雙環(huán)PI控制下的蓄電池輸出電流需要更長的恢復(fù)時(shí)間，接近0.1 s。綜上所述，結(jié)果表明模擬電機(jī)特性控制策略可以有效抑制功率變化時(shí)直流母線電壓的波動，更快地恢復(fù)平衡狀態(tài)，有效優(yōu)化蓄電池儲能控制特性，增強(qiáng)系統(tǒng)的平穩(wěn)性。

圖14 不同控制策略下運(yùn)行仿真結(jié)果Fig.14 Simulation results under different control strategies

5.2 蓄電池荷電狀態(tài)平衡控制仿真結(jié)果

為了驗(yàn)證所提蓄電池荷電狀態(tài)平衡策略的有效性，設(shè)置仿真模型中直流負(fù)載、2臺容量為5 Ah的蓄電池參與運(yùn)行，進(jìn)而針對蓄電池在充放電各階段的荷電狀態(tài)值變化結(jié)果進(jìn)行仿真分析。

(1)蓄電池充電過程仿真結(jié)果。為了驗(yàn)證在蓄電池充電過程中所提蓄電池荷電狀態(tài)平衡控制策略的有效性，設(shè)置光伏輸出在25 ℃以及光照為1.6 kW/m2條件下，直流負(fù)載功率是4 kW，該情況下功率超過3 kW，設(shè)定2臺荷電狀態(tài)值為25%與35%的蓄電池進(jìn)行功率吸收。仿真結(jié)果如圖15所示。

從圖15中可知，在充電開始時(shí)，荷電狀態(tài)值是35%的蓄電池吸收功率為1 kW，隨著系統(tǒng)運(yùn)行，該蓄電池的吸收功率和荷電狀態(tài)值均逐漸上升；反之荷電狀態(tài)值是25%的蓄電池起始吸收功率為2 kW，隨著系統(tǒng)運(yùn)行，其吸收功率逐漸降低，荷電狀態(tài)值逐漸上升。2臺蓄電池吸收功率和荷電狀態(tài)值逐漸靠近，在340 s時(shí)達(dá)到了平衡狀態(tài)。結(jié)果表明在蓄電池充電狀態(tài)下，所提的蓄電池荷電狀態(tài)平衡控制策略能有效平衡系統(tǒng)荷電狀態(tài)。

圖15 充電過程中蓄電池充電仿真結(jié)果Fig.15 Simulation results of battery charging during charging

(2)蓄電池放電過程仿真結(jié)果。為了驗(yàn)證在蓄電池放電過程中所提蓄電池荷電狀態(tài)平衡控制策略的有效性，設(shè)置光伏輸出在25 ℃、光照為1 kW/m2條件下，直流負(fù)載功率是7 kW，該情況下功率還需補(bǔ)充3 kW，設(shè)定2臺荷電狀態(tài)值為65%與75%的蓄電池輸出功率。仿真結(jié)果如圖16所示。

從圖16中可知，在放電開始時(shí)，荷電狀態(tài)值是75%的蓄電池輸出功率為1.8kW，隨著系統(tǒng)運(yùn)行，該蓄電池的輸出功率和荷電狀態(tài)值均逐漸降低；反正荷電狀態(tài)值是65%的蓄電池輸出功率為1.2 kW，隨著系統(tǒng)運(yùn)行，該蓄電池的輸出功率上升，荷電狀態(tài)值降低；并且2臺蓄電池輸出功率和荷電狀態(tài)值逐漸靠近，在365 s時(shí)達(dá)到了平衡狀態(tài)。結(jié)果表明在蓄電池放電狀態(tài)下，所提的蓄電池荷電狀態(tài)平衡控制策略能有效平衡系統(tǒng)荷電狀態(tài)。

圖16 放電過程中蓄電池放電仿真結(jié)果Fig.16 Simulation results of battery discharge during discharge

(3)蓄電池充放電過程仿真結(jié)果。在蓄電池充放電過程中，負(fù)荷輸出為4 kW，光伏輸出在25 ℃且每平方米光照設(shè)置為：0～60 s階段為1.6 kW，60～120 s階段為0.8 kW，120 s后為1.6 kW。設(shè)定2臺荷電狀態(tài)值為30%與40%的蓄電池進(jìn)行吸收功率，其仿真結(jié)果如圖17所示。

圖17 充放電過程中蓄電池運(yùn)行仿真結(jié)果Fig.17 Results of battery operation during charging and discharging

從圖17中可知，在0～60 s階段里，荷電狀態(tài)為40%的蓄電池起始吸收功率為1 kW，而荷電狀態(tài)為30%的蓄電池起始吸收功率為2 kW，并且隨著系統(tǒng)運(yùn)行，2臺蓄電池吸收功率逐漸靠近；在60～120 s階段里，荷電狀態(tài)為40%與30%的2臺蓄電池輸出功率分別為600、400 W；在120 s后，2臺蓄電池的荷電狀態(tài)和吸收功率逐漸靠近，并在355 s左右達(dá)到了平衡。結(jié)果表明，在蓄電池充放電狀態(tài)下，所提的蓄電池荷電狀態(tài)平衡控制策略能讓荷電狀態(tài)高的蓄電池輸出較多功率，而荷電狀態(tài)低的蓄電池則吸收較多功率，進(jìn)而讓2臺蓄電池的荷電狀態(tài)值和補(bǔ)充功率最終趨于一致。

6 結(jié)論

本文研究了基于儲能優(yōu)化及荷電狀態(tài)均衡的直流微電網(wǎng)控制策略。根據(jù)直流微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和儲能模型，基于模擬電機(jī)特性控制和雙閉環(huán)PI控制，構(gòu)建儲能優(yōu)化控制策略以及基于模擬電機(jī)特性和下垂系數(shù)控制，構(gòu)建對蓄電池荷電狀態(tài)控制策略，進(jìn)而使蓄電池能夠依據(jù)自身的荷電狀態(tài)值修正下垂系數(shù)控制，實(shí)現(xiàn)功率調(diào)節(jié)。通過Simulink仿真得到：模擬電機(jī)特性控制策略可以有效抑制功率變化時(shí)直流母線電壓的波動，更快地恢復(fù)平衡狀態(tài)，有效優(yōu)化蓄電池儲能控制特性，加強(qiáng)系統(tǒng)的抗干擾特性；讓蓄電池儲能的荷電狀態(tài)值能夠根據(jù)自身的荷電狀態(tài)值對充放電功率進(jìn)行有效調(diào)整，進(jìn)而使得并聯(lián)蓄電池裝置荷電狀態(tài)達(dá)到平衡，進(jìn)一步提高了系統(tǒng)的慣性和阻尼特性。該結(jié)果對維持直流微電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行有重要參考意義。