本發(fā)明涉及一種用于控制孤島直流微電網(wǎng)的方法，可實(shí)現(xiàn)網(wǎng)內(nèi)各微源的自治運(yùn)行并避免蓄電池在運(yùn)行過(guò)程中的深度充放電，屬于控制技術(shù)領(lǐng)域。

背景技術(shù)：

孤島直流微電網(wǎng)需要引入儲(chǔ)能環(huán)節(jié)來(lái)應(yīng)對(duì)風(fēng)電、光伏等可再生能源發(fā)電的間歇性、不可預(yù)測(cè)性以及負(fù)荷需求的波動(dòng)性，儲(chǔ)能環(huán)節(jié)是孤島直流微電網(wǎng)的功率和電壓支撐。相對(duì)于超級(jí)電容儲(chǔ)能、飛輪儲(chǔ)能等新興的儲(chǔ)能技術(shù)，蓄電池儲(chǔ)能具有技術(shù)成熟、可靠性高、造價(jià)低、適于大規(guī)模儲(chǔ)能等優(yōu)勢(shì)，因此蓄電池成為孤島直流微電網(wǎng)儲(chǔ)能環(huán)節(jié)的首選。

為了延長(zhǎng)使用壽命，蓄電池在運(yùn)行過(guò)程中應(yīng)避免深度充放電。蓄電池的荷電狀態(tài)(state of charge，SOC)可表征蓄電池的充放電程度，因此在設(shè)計(jì)微電網(wǎng)的控制策略時(shí)應(yīng)充分考慮蓄電池的SOC。針對(duì)孤島直流微電網(wǎng)中由單一蓄電池構(gòu)成的儲(chǔ)能系統(tǒng)，通常采用設(shè)置SOC限值的方法來(lái)避免蓄電池的深度充放電：當(dāng)SOC達(dá)到上限值時(shí)，蓄電池停止充電，進(jìn)入備用狀態(tài)；反之當(dāng)SOC達(dá)到下限值時(shí)，蓄電池停止放電，進(jìn)入待充狀態(tài)。但是這種方法極大地依賴(lài)通信，模式切換信號(hào)丟失會(huì)導(dǎo)致蓄電池?zé)o法進(jìn)入備用或待充狀態(tài)，從而無(wú)法避免蓄電池的深度充放電。目前，微電網(wǎng)普遍采用下垂控制來(lái)實(shí)現(xiàn)各微源的自治協(xié)調(diào)運(yùn)行，但蓄電池的SOC很少被考慮進(jìn)這類(lèi)分散控制策略中，嚴(yán)重影響了控制效果。因此，研究考慮蓄電池SOC的分散控制策略，避免蓄電池在運(yùn)行過(guò)程中的深度充放電，將對(duì)孤島直流微電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行產(chǎn)生重要意義。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

本發(fā)明的目的在于針對(duì)現(xiàn)有技術(shù)之弊端，提供一種孤島直流微電網(wǎng)的協(xié)調(diào)控制方法，在確保孤島直流微電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行的同時(shí)避免蓄電池的深度充放電。

本發(fā)明所述問(wèn)題是以下述技術(shù)方案解決的：

一種孤島直流微電網(wǎng)的協(xié)調(diào)控制方法，所述方法針對(duì)由可再生能源發(fā)電單元、蓄電池儲(chǔ)能單元以及交直流負(fù)荷單元構(gòu)成的孤島直流微電網(wǎng)，首先通過(guò)對(duì)蓄電池的充放電控制，使直流母線(xiàn)電壓隨蓄電池SOC按分段下垂特性變化，再以直流母線(xiàn)電壓為協(xié)調(diào)信號(hào)實(shí)現(xiàn)可再生能源發(fā)電單元和交直流負(fù)荷單元的自治運(yùn)行：當(dāng)蓄電池SOC逐漸接近上限導(dǎo)致直流母線(xiàn)電壓升高時(shí)，使可再生能源發(fā)電單元降功率運(yùn)行；當(dāng)蓄電池SOC逐漸接近下限導(dǎo)致直流母線(xiàn)電壓降低時(shí)，使交直流負(fù)荷單元減載運(yùn)行。

上述孤島直流微電網(wǎng)的協(xié)調(diào)控制方法，所述直流母線(xiàn)電壓U_dc隨蓄電池SOC變化的下垂特性曲線(xiàn)分為3段，分別為電壓下降段、電壓恒定段和電壓上升段，具體表達(dá)式為：

式中，SOC表示蓄電池荷電狀態(tài)，U_dc表示直流母線(xiàn)電壓，U_n表示直流母線(xiàn)電壓額定值，k₁、k₂、k₃分別表示電壓下降段、電壓恒定段和電壓上升段曲線(xiàn)的斜率，SOC_min和SOC_max分別表示SOC的下限和上限，SOC₁表示電壓下降段與電壓恒定段之間的SOC閾值，SOC₂表示電壓恒定段與電壓上升段之間的SOC閾值。

上述孤島直流微電網(wǎng)的協(xié)調(diào)控制方法，所述電壓上升段曲線(xiàn)的斜率k₃由下式確定：

式中，U_max表示直流母線(xiàn)電壓允許的最大值。

上述孤島直流微電網(wǎng)的協(xié)調(diào)控制方法，可再生能源發(fā)電單元的降功率曲線(xiàn)為：

式中，ΔP_RES表示可再生能源發(fā)電單元減發(fā)的功率，m為可再生能源發(fā)電單元降功率曲線(xiàn)的斜率，可表示為：

式中，ΔP_{RES_max}表示可再生能源發(fā)電單元能夠減發(fā)的最大功率。

上述孤島直流微電網(wǎng)的協(xié)調(diào)控制方法，所述電壓下降段曲線(xiàn)的斜率k₁由下式確定：

式中，U_min表示直流母線(xiàn)電壓允許的最小值。

上述孤島直流微電網(wǎng)的協(xié)調(diào)控制方法，當(dāng)蓄電池SOC逐漸接近下限導(dǎo)致直流母線(xiàn)電壓降低時(shí)，交直流負(fù)荷單元的減載順序?yàn)椋褐匾缘燃?jí)低的負(fù)荷優(yōu)先被切除。

本發(fā)明根據(jù)蓄電池SOC控制直流母線(xiàn)電壓并將直流母線(xiàn)電壓作為電網(wǎng)中各個(gè)微源之間的協(xié)調(diào)信號(hào)，實(shí)現(xiàn)各微源的自治運(yùn)行，當(dāng)SOC接近限值時(shí)，通過(guò)使可再生能源發(fā)電單元降功率或負(fù)荷減載來(lái)避免蓄電池的深度充放電，延長(zhǎng)蓄電池的使用壽命。

附圖說(shuō)明

圖1為本發(fā)明所述的孤島直流微電網(wǎng)的結(jié)構(gòu)圖；

圖2為本發(fā)明所述的直流母線(xiàn)電壓隨蓄電池SOC按分段下垂特性變化的曲線(xiàn)圖；

圖3為本發(fā)明所述的可再生能源發(fā)電單元的降功率曲線(xiàn)；

圖4為本發(fā)明所述的負(fù)荷單元減載曲線(xiàn)；

圖5是蓄電池SOC接近上限時(shí)，孤島直流微電網(wǎng)采用傳統(tǒng)控制算法的運(yùn)行結(jié)果；

圖6是蓄電池SOC接近上限時(shí)，孤島直流微電網(wǎng)采用本發(fā)明的運(yùn)行結(jié)果；

圖7是蓄電池SOC接近下限時(shí)，孤島直流微電網(wǎng)采用本發(fā)明的運(yùn)行結(jié)果。

圖中和文中各符號(hào)為：P_WT為風(fēng)機(jī)發(fā)電功率，P_BES為蓄電池充放電功率，P_{L_ac}為交流負(fù)荷功率，P_{L_dc}為直流負(fù)荷功率，PMSG為永磁同步機(jī)組，W-VSC為風(fēng)機(jī)側(cè)電壓源型換流器，B-DC為蓄電池側(cè)雙向斬波換流器，L-VSC為交流負(fù)荷側(cè)電壓源型換流器，SOC為蓄電池荷電狀態(tài)，U_dc為直流母線(xiàn)電壓，I代表電壓下降段曲線(xiàn)，II代表電壓恒定段曲線(xiàn)，III代表電壓上升段曲線(xiàn)，U_n為直流母線(xiàn)電壓額定值，k₁為電壓下降段曲線(xiàn)的斜率，k₂為電壓恒定段曲線(xiàn)的斜率，k₃為電壓上升段曲線(xiàn)的斜率，SOC_min為蓄電池荷電狀態(tài)的下限值，SOC_max為蓄電池荷電狀態(tài)的上限值，SOC₁為電壓下降段與電壓恒定段之間的荷電狀態(tài)閾值，SOC₂為電壓上升段與電壓恒定段之間的荷電狀態(tài)閾值，ΔP_RES為可再生能源發(fā)電單元減發(fā)的功率，m為可再生能源發(fā)電單元降功率曲線(xiàn)的斜率，ΔP_{RES_max}為可再生能源發(fā)電單元能夠減發(fā)的最大功率，U_max為直流母線(xiàn)電壓允許的最大值，U_min為直流母線(xiàn)電壓允許的最小值，L₁、L₂、…、L_n為n組負(fù)荷(包括交流負(fù)荷和直流負(fù)荷)，U_{Load_1}、…、U_{Load_n-1}、U_{Load_n}為與n組負(fù)荷對(duì)應(yīng)的電壓閾值，ΔP_Load為切除的負(fù)荷功率，ΔP_{Load_max}為最多可切除的負(fù)荷功率，P_Load為負(fù)荷功率。

具體實(shí)施方式

下面結(jié)合附圖對(duì)本發(fā)明作進(jìn)一步說(shuō)明。

本發(fā)明中的孤島直流微電網(wǎng)如圖1所示，主要由可再生能源發(fā)電單元(風(fēng)力發(fā)電機(jī)組，可為孤島直流微電網(wǎng)提供電能)、蓄電池儲(chǔ)能單元(可作為孤島直流微電網(wǎng)的功率平衡節(jié)點(diǎn))、交流負(fù)荷單元以及直流負(fù)荷單元(交流負(fù)荷和直流負(fù)荷是孤島直流微電網(wǎng)中的負(fù)荷單元，用來(lái)模擬實(shí)際電網(wǎng)中的用電單元)組成，P_WT、P_BES、P_{L_ac}、P_{L_dc}分別表示風(fēng)機(jī)發(fā)電功率、蓄電池充放電功率、交流負(fù)荷功率和直流負(fù)荷功率。永磁同步機(jī)組(permanent magnet synchronous generator，PMSG)通過(guò)風(fēng)機(jī)側(cè)電壓源型換流器W-VSC連入直流母線(xiàn)，一般情況下，風(fēng)機(jī)處于最大功率跟蹤(maximum power point tracking，MPPT)狀態(tài)以獲得較高的發(fā)電效益，特殊情況下也可降功率運(yùn)行。L-VSC為交流負(fù)荷側(cè)電壓源型換流器，B-DC為蓄電池側(cè)雙向斬波換流器。

圖2給出了本發(fā)明所述直流母線(xiàn)電壓Udc隨蓄電池SOC按分段下垂特性變化的曲線(xiàn)，直觀地描述了Udc隨SOC的變化情況，主要用于對(duì)本發(fā)明所述電壓下降段、電壓恒定段和電壓上升段三段下垂曲線(xiàn)進(jìn)行輔助說(shuō)明。

如圖2所示，直流母線(xiàn)電壓隨蓄電池SOC按分段下垂特性變化，“I”“II”“III”分表代表電壓下降段、電壓恒定段和電壓上升段，該曲線(xiàn)可表示為：

式中，U_dc表示直流母線(xiàn)電壓，U_n表示直流母線(xiàn)電壓額定值，k₁、k₂、k₃分別表示電壓下降段、電壓恒定段與電壓上升段曲線(xiàn)的斜率，SOC_min和SOC_max分別表示SOC的下限與上限，SOC₁和SOC₂分別表示電壓下降段、電壓上升段與電壓恒定段之間的SOC閾值。

當(dāng)SOC₁<SOC<SOC₂時(shí)，微電網(wǎng)系統(tǒng)處于電壓恒定段，該段曲線(xiàn)的斜率k₂為0，蓄電池將直流母線(xiàn)電壓控制在額定值，可再生能源發(fā)電單元處于MPPT狀態(tài)，負(fù)荷單元不進(jìn)行減載控制。

當(dāng)SOC₂≤SOC≤SOC_max時(shí)，系統(tǒng)處于電壓上升段，該段曲線(xiàn)的斜率k₃可表示為

式中，U_max表示直流母線(xiàn)電壓允許的最大值。蓄電池將直流母線(xiàn)電壓控制在U_n與U_max之間，為避免SOC繼續(xù)升高而導(dǎo)致蓄電池深度充電，可再生能源發(fā)電單元需降功率運(yùn)行。

圖3給出了本發(fā)明所述可再生能源發(fā)電單元的降功率曲線(xiàn)，主要用于說(shuō)明當(dāng)SOC接近上限、微電網(wǎng)處于電壓上升段時(shí)，可再生能源發(fā)電單元的降功率運(yùn)行情況。

參看圖3，可再生能源發(fā)電單元的降功率曲線(xiàn)可表示為

式中，ΔP_RES表示可再生能源發(fā)電單元減發(fā)的功率，m為可再生能源發(fā)電單元降功率曲線(xiàn)的斜率，可表示為

式中，ΔP_{RES_max}表示可再生能源發(fā)電單元能夠減發(fā)的最大功率。為避免因采樣偏差而造成可再生能源發(fā)電單元在MPPT模式與降功率模式之間的頻繁切換，本發(fā)明在切換點(diǎn)U_n處采取電壓滯環(huán)控制。

當(dāng)SOC_min≤SOC≤SOC₁時(shí)，系統(tǒng)處于電壓下降段，該段曲線(xiàn)的斜率k₁可表示為

式中，U_min表示直流母線(xiàn)電壓允許的最小值。蓄電池將直流母線(xiàn)電壓控制在U_min與U_n之間，為避免SOC繼續(xù)降低而導(dǎo)致蓄電池深度放電，負(fù)荷單元應(yīng)進(jìn)行減載控制。

圖4給出了本發(fā)明所述負(fù)荷單元的減載曲線(xiàn)，主要用于說(shuō)明當(dāng)SOC接近下限、微電網(wǎng)處于電壓下降段時(shí)，負(fù)荷減載運(yùn)行的情況。

參看圖4，假設(shè)負(fù)荷L₁、L₂、…、L_n(包括交流負(fù)荷和直流負(fù)荷)的重要性等級(jí)依次升高，相應(yīng)的電壓閾值分別為U_{Load_1}、U_{Load_2}、…、U_{Load_n}。重要性等級(jí)低的負(fù)荷優(yōu)先被切除，上述電壓閾值滿(mǎn)足

U_n＞U_{Load_1}＞U_{Load_2}＞…＞U_{Load_n}≥U_min

根據(jù)直流母線(xiàn)電壓對(duì)負(fù)荷進(jìn)行切除，當(dāng)U_dc降到U_{Load_1}時(shí)，切除L₁，U_dc降到U_{Load_2}時(shí)，切除L₂，以此類(lèi)推，當(dāng)U_dc降到U_{Load_n}時(shí)，切除L_n。為避免負(fù)荷的反復(fù)投切，當(dāng)直流母線(xiàn)電壓回升時(shí)，被切除的負(fù)荷不自動(dòng)投入，而是在系統(tǒng)回到電壓恒定段時(shí)根據(jù)系統(tǒng)情況手動(dòng)投入。

在實(shí)施例中搭建如圖1所示的孤島直流微電網(wǎng)仿真平臺(tái)，該平臺(tái)包含1臺(tái)20kW的永磁風(fēng)電機(jī)組，額定風(fēng)速為12m/s；負(fù)荷L₁、L₂、L₃、L₄的重要性等級(jí)依次升高，容量分別為3kW、3kW、4kW和5kW，其中L₁、L₂為直流負(fù)荷，L₃、L₄為交流負(fù)荷；B-DC的額定容量為25kW，為使SOC在較短時(shí)間內(nèi)有明顯變化，蓄電池的額定容量選為2A·h；直流母線(xiàn)額定電壓為500V。

圖5是孤島直流微電網(wǎng)采用傳統(tǒng)控制算法時(shí)的運(yùn)行結(jié)果，主要用于說(shuō)明傳統(tǒng)控制算法的弊端，并與圖6、圖7中采用本發(fā)明所述控制算法的運(yùn)行結(jié)果作對(duì)比，以比較兩者的優(yōu)劣。

孤島直流微電網(wǎng)仿真平臺(tái)采用傳統(tǒng)控制算法的運(yùn)行結(jié)果如圖5所示。

仿真開(kāi)始時(shí)，負(fù)荷L₄連入微電網(wǎng)，功率約為5kW，P_Load表示負(fù)荷功率；風(fēng)速為9m/s，風(fēng)機(jī)處于MPPT狀態(tài)，輸出功率約為10kW；蓄電池控制U_dc保持在1pu，并以約5kW的功率進(jìn)行充電，P_BES以流向直流母線(xiàn)為正，SOC的初始值為78％，蓄電池充電導(dǎo)致SOC逐漸升高。約12s時(shí)，SOC達(dá)到上限值80％，在傳統(tǒng)控制算法下，此時(shí)蓄電池應(yīng)接收到模式切換信號(hào)以從充電狀態(tài)轉(zhuǎn)為備用狀態(tài)，但是由于通信失敗，蓄電池沒(méi)有接收到該信號(hào)，因此蓄電池維持充電狀態(tài)不變，SOC繼續(xù)升高，蓄電池深度充電。同樣，在傳統(tǒng)控制算法下，若通信失敗，SOC降至下限值時(shí)蓄電池仍維持放電狀態(tài)，SOC繼續(xù)降低，蓄電池深度放電。

將本發(fā)明應(yīng)用于該孤島直流微電網(wǎng)仿真平臺(tái)，令SOC_min＝40％，SOC_max＝80％，SOC₁＝41％，SOC₂＝79％，U_n＝1pu(標(biāo)幺值)，U_min＝0.95pu，U_max＝1.05pu，ΔP_{RES_max}＝0.4pu，U_{Load_1}＝0.99pu，U_{Load_2}＝0.98pu，U_{Load_3}＝0.97pu，U_{Load_4}＝0.96pu。

孤島直流微電網(wǎng)采用本發(fā)明的運(yùn)行結(jié)果如圖6和圖7所示。

圖6是當(dāng)蓄電池SOC接近上限時(shí)，孤島直流微電網(wǎng)采用本發(fā)明的運(yùn)行結(jié)果，主要用于對(duì)本發(fā)明所述電壓上升段的控制算法進(jìn)行驗(yàn)證。

圖7是當(dāng)蓄電池SOC接近下限時(shí)，孤島直流微電網(wǎng)采用本發(fā)明的運(yùn)行結(jié)果，主要用于對(duì)本發(fā)明所述電壓下降段的控制算法進(jìn)行驗(yàn)證。

圖6、圖7對(duì)本發(fā)明所述的控制算法進(jìn)行了全面的驗(yàn)證，證明了本發(fā)明的可行性、有效性，且與圖5進(jìn)行比較證明了本發(fā)明相對(duì)于傳統(tǒng)控制算法的優(yōu)越性。

參看圖6，仿真開(kāi)始時(shí)，各微源的初始狀態(tài)與圖5相同，微電網(wǎng)系統(tǒng)處于電壓恒定段。約5.5s時(shí)，SOC超過(guò)79％，系統(tǒng)進(jìn)入電壓上升段，U_dc升高，風(fēng)機(jī)開(kāi)始降功率運(yùn)行，蓄電池的充電功率逐漸降低。約18s時(shí)系統(tǒng)達(dá)到穩(wěn)態(tài)，風(fēng)機(jī)輸出功率降到約5kW，蓄電池的充電功率降為0，SOC穩(wěn)定在79.6％，U_dc被蓄電池控制在1.03pu，蓄電池避免了深度充電。

參看圖7，仿真開(kāi)始時(shí)，風(fēng)機(jī)的初始狀態(tài)與圖6相同，負(fù)荷L₁、L₂、L₃、L₄接入微電網(wǎng)，負(fù)荷功率約為15kW，蓄電池以約5kW的功率放電并將U_dc控制在1pu，SOC的初始值為42％，系統(tǒng)處于電壓恒定段。約3.2s時(shí)，SOC減小至41％，U_dc開(kāi)始降低，系統(tǒng)進(jìn)入電壓下降段。約3s時(shí)，U_dc降至0.99pu，L₁被切除；約4.8s時(shí)，U_dc降至0.98pu，L₂被切除，此時(shí)蓄電池開(kāi)始以約1kW的功率進(jìn)行充電，SOC逐漸增大，U_dc開(kāi)始升高，蓄電池避免了深度放電。約10.8s時(shí)，SOC超過(guò)41％，系統(tǒng)回到電壓恒定段，U_dc被蓄電池控制在1pu。

從圖5～7所示的運(yùn)行結(jié)果可以看出，傳統(tǒng)控制算法對(duì)通信的依賴(lài)性很強(qiáng)，當(dāng)通信失敗時(shí)，蓄電池?zé)o法完成運(yùn)行模式的轉(zhuǎn)變，進(jìn)而無(wú)法避免深度充放電；而采用本發(fā)明的孤島直流微電網(wǎng)實(shí)現(xiàn)了網(wǎng)內(nèi)各微源的自治協(xié)調(diào)運(yùn)行，且當(dāng)蓄電池SOC接近限值時(shí)，直流母線(xiàn)電壓升高或降低而導(dǎo)致的可再生能源發(fā)電單元降功率、負(fù)荷減載等措施避免了蓄電池的深度充放電，SOC不會(huì)越限，從而證明了本發(fā)明的有效性。