本發明涉及一種用于控制孤島直流微電網的方法，可實現網內各微源的自治運行并避免蓄電池在運行過程中的深度充放電，屬于控制技術領域。

背景技術：

孤島直流微電網需要引入儲能環節來應對風電、光伏等可再生能源發電的間歇性、不可預測性以及負荷需求的波動性，儲能環節是孤島直流微電網的功率和電壓支撐。相對于超級電容儲能、飛輪儲能等新興的儲能技術，蓄電池儲能具有技術成熟、可靠性高、造價低、適于大規模儲能等優勢，因此蓄電池成為孤島直流微電網儲能環節的首選。

為了延長使用壽命，蓄電池在運行過程中應避免深度充放電。蓄電池的荷電狀態(state of charge，SOC)可表征蓄電池的充放電程度，因此在設計微電網的控制策略時應充分考慮蓄電池的SOC。針對孤島直流微電網中由單一蓄電池構成的儲能系統，通常采用設置SOC限值的方法來避免蓄電池的深度充放電：當SOC達到上限值時，蓄電池停止充電，進入備用狀態；反之當SOC達到下限值時，蓄電池停止放電，進入待充狀態。但是這種方法極大地依賴通信，模式切換信號丟失會導致蓄電池無法進入備用或待充狀態，從而無法避免蓄電池的深度充放電。目前，微電網普遍采用下垂控制來實現各微源的自治協調運行，但蓄電池的SOC很少被考慮進這類分散控制策略中，嚴重影響了控制效果。因此，研究考慮蓄電池SOC的分散控制策略，避免蓄電池在運行過程中的深度充放電，將對孤島直流微電網的安全穩定運行產生重要意義。

技術實現要素：

本發明的目的在于針對現有技術之弊端，提供一種孤島直流微電網的協調控制方法，在確保孤島直流微電網穩定運行的同時避免蓄電池的深度充放電。

本發明所述問題是以下述技術方案解決的：

一種孤島直流微電網的協調控制方法，所述方法針對由可再生能源發電單元、蓄電池儲能單元以及交直流負荷單元構成的孤島直流微電網，首先通過對蓄電池的充放電控制，使直流母線電壓隨蓄電池SOC按分段下垂特性變化，再以直流母線電壓為協調信號實現可再生能源發電單元和交直流負荷單元的自治運行：當蓄電池SOC逐漸接近上限導致直流母線電壓升高時，使可再生能源發電單元降功率運行；當蓄電池SOC逐漸接近下限導致直流母線電壓降低時，使交直流負荷單元減載運行。

上述孤島直流微電網的協調控制方法，所述直流母線電壓U_dc隨蓄電池SOC變化的下垂特性曲線分為3段，分別為電壓下降段、電壓恒定段和電壓上升段，具體表達式為：

式中，SOC表示蓄電池荷電狀態，U_dc表示直流母線電壓，U_n表示直流母線電壓額定值，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的協調控制方法，所述電壓上升段曲線的斜率k₃由下式確定：

式中，U_max表示直流母線電壓允許的最大值。

上述孤島直流微電網的協調控制方法，可再生能源發電單元的降功率曲線為：

式中，ΔP_RES表示可再生能源發電單元減發的功率，m為可再生能源發電單元降功率曲線的斜率，可表示為：

式中，ΔP_{RES_max}表示可再生能源發電單元能夠減發的最大功率。

上述孤島直流微電網的協調控制方法，所述電壓下降段曲線的斜率k₁由下式確定：

式中，U_min表示直流母線電壓允許的最小值。

上述孤島直流微電網的協調控制方法，當蓄電池SOC逐漸接近下限導致直流母線電壓降低時，交直流負荷單元的減載順序為：重要性等級低的負荷優先被切除。

本發明根據蓄電池SOC控制直流母線電壓并將直流母線電壓作為電網中各個微源之間的協調信號，實現各微源的自治運行，當SOC接近限值時，通過使可再生能源發電單元降功率或負荷減載來避免蓄電池的深度充放電，延長蓄電池的使用壽命。

附圖說明

圖1為本發明所述的孤島直流微電網的結構圖；

圖2為本發明所述的直流母線電壓隨蓄電池SOC按分段下垂特性變化的曲線圖；

圖3為本發明所述的可再生能源發電單元的降功率曲線；

圖4為本發明所述的負荷單元減載曲線；

圖5是蓄電池SOC接近上限時，孤島直流微電網采用傳統控制算法的運行結果；

圖6是蓄電池SOC接近上限時，孤島直流微電網采用本發明的運行結果；

圖7是蓄電池SOC接近下限時，孤島直流微電網采用本發明的運行結果。

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

具體實施方式

下面結合附圖對本發明作進一步說明。

本發明中的孤島直流微電網如圖1所示，主要由可再生能源發電單元(風力發電機組，可為孤島直流微電網提供電能)、蓄電池儲能單元(可作為孤島直流微電網的功率平衡節點)、交流負荷單元以及直流負荷單元(交流負荷和直流負荷是孤島直流微電網中的負荷單元，用來模擬實際電網中的用電單元)組成，P_WT、P_BES、P_{L_ac}、P_{L_dc}分別表示風機發電功率、蓄電池充放電功率、交流負荷功率和直流負荷功率。永磁同步機組(permanent magnet synchronous generator，PMSG)通過風機側電壓源型換流器W-VSC連入直流母線，一般情況下，風機處于最大功率跟蹤(maximum power point tracking，MPPT)狀態以獲得較高的發電效益，特殊情況下也可降功率運行。L-VSC為交流負荷側電壓源型換流器，B-DC為蓄電池側雙向斬波換流器。

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

如圖2所示，直流母線電壓隨蓄電池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，該曲線可表示為：

式中，U_dc表示直流母線電壓，U_n表示直流母線電壓額定值，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SOC₁<SOC<SOC₂時，微電網系統處于電壓恒定段，該段曲線的斜率k₂為0，蓄電池將直流母線電壓控制在額定值，可再生能源發電單元處于MPPT狀態，負荷單元不進行減載控制。

當SOC₂≤SOC≤SOC_max時，系統處于電壓上升段，該段曲線的斜率k₃可表示為

式中，U_max表示直流母線電壓允許的最大值。蓄電池將直流母線電壓控制在U_n與U_max之間，為避免SOC繼續升高而導致蓄電池深度充電，可再生能源發電單元需降功率運行。

圖3給出了本發明所述可再生能源發電單元的降功率曲線，主要用于說明當SOC接近上限、微電網處于電壓上升段時，可再生能源發電單元的降功率運行情況。

參看圖3，可再生能源發電單元的降功率曲線可表示為

式中，ΔP_RES表示可再生能源發電單元減發的功率，m為可再生能源發電單元降功率曲線的斜率，可表示為

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

當SOC_min≤SOC≤SOC₁時，系統處于電壓下降段，該段曲線的斜率k₁可表示為

式中，U_min表示直流母線電壓允許的最小值。蓄電池將直流母線電壓控制在U_min與U_n之間，為避免SOC繼續降低而導致蓄電池深度放電，負荷單元應進行減載控制。

圖4給出了本發明所述負荷單元的減載曲線，主要用于說明當SOC接近下限、微電網處于電壓下降段時，負荷減載運行的情況。

參看圖4，假設負荷L₁、L₂、…、L_n(包括交流負荷和直流負荷)的重要性等級依次升高，相應的電壓閾值分別為U_{Load_1}、U_{Load_2}、…、U_{Load_n}。重要性等級低的負荷優先被切除，上述電壓閾值滿足

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

根據直流母線電壓對負荷進行切除，當U_dc降到U_{Load_1}時，切除L₁，U_dc降到U_{Load_2}時，切除L₂，以此類推，當U_dc降到U_{Load_n}時，切除L_n。為避免負荷的反復投切，當直流母線電壓回升時，被切除的負荷不自動投入，而是在系統回到電壓恒定段時根據系統情況手動投入。

在實施例中搭建如圖1所示的孤島直流微電網仿真平臺，該平臺包含1臺20kW的永磁風電機組，額定風速為12m/s；負荷L₁、L₂、L₃、L₄的重要性等級依次升高，容量分別為3kW、3kW、4kW和5kW，其中L₁、L₂為直流負荷，L₃、L₄為交流負荷；B-DC的額定容量為25kW，為使SOC在較短時間內有明顯變化，蓄電池的額定容量選為2A·h；直流母線額定電壓為500V。

圖5是孤島直流微電網采用傳統控制算法時的運行結果，主要用于說明傳統控制算法的弊端，并與圖6、圖7中采用本發明所述控制算法的運行結果作對比，以比較兩者的優劣。

孤島直流微電網仿真平臺采用傳統控制算法的運行結果如圖5所示。

仿真開始時，負荷L₄連入微電網，功率約為5kW，P_Load表示負荷功率；風速為9m/s，風機處于MPPT狀態，輸出功率約為10kW；蓄電池控制U_dc保持在1pu，并以約5kW的功率進行充電，P_BES以流向直流母線為正，SOC的初始值為78％，蓄電池充電導致SOC逐漸升高。約12s時，SOC達到上限值80％，在傳統控制算法下，此時蓄電池應接收到模式切換信號以從充電狀態轉為備用狀態，但是由于通信失敗，蓄電池沒有接收到該信號，因此蓄電池維持充電狀態不變，SOC繼續升高，蓄電池深度充電。同樣，在傳統控制算法下，若通信失敗，SOC降至下限值時蓄電池仍維持放電狀態，SOC繼續降低，蓄電池深度放電。

將本發明應用于該孤島直流微電網仿真平臺，令SOC_min＝40％，SOC_max＝80％，SOC₁＝41％，SOC₂＝79％，U_n＝1pu(標幺值)，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。

孤島直流微電網采用本發明的運行結果如圖6和圖7所示。

圖6是當蓄電池SOC接近上限時，孤島直流微電網采用本發明的運行結果，主要用于對本發明所述電壓上升段的控制算法進行驗證。

圖7是當蓄電池SOC接近下限時，孤島直流微電網采用本發明的運行結果，主要用于對本發明所述電壓下降段的控制算法進行驗證。

圖6、圖7對本發明所述的控制算法進行了全面的驗證，證明了本發明的可行性、有效性，且與圖5進行比較證明了本發明相對于傳統控制算法的優越性。

參看圖6，仿真開始時，各微源的初始狀態與圖5相同，微電網系統處于電壓恒定段。約5.5s時，SOC超過79％，系統進入電壓上升段，U_dc升高，風機開始降功率運行，蓄電池的充電功率逐漸降低。約18s時系統達到穩態，風機輸出功率降到約5kW，蓄電池的充電功率降為0，SOC穩定在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，仿真開始時，風機的初始狀態與圖6相同，負荷L₁、L₂、L₃、L₄接入微電網，負荷功率約為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％，系統處于電壓恒定段。約3.2s時，SOC減小至41％，U_dc開始降低，系統進入電壓下降段。約3s時，U_dc降至0.99pu，L₁被切除；約4.8s時，U_dc降至0.98pu，L₂被切除，此時蓄電池開始以約1kW的功率進行充電，SOC逐漸增大，U_dc開始升高，蓄電池避免了深度放電。約10.8s時，SOC超過41％，系統回到電壓恒定段，U_dc被蓄電池控制在1pu。

從圖5～7所示的運行結果可以看出，傳統控制算法對通信的依賴性很強，當通信失敗時，蓄電池無法完成運行模式的轉變，進而無法避免深度充放電；而采用本發明的孤島直流微電網實現了網內各微源的自治協調運行，且當蓄電池SOC接近限值時，直流母線電壓升高或降低而導致的可再生能源發電單元降功率、負荷減載等措施避免了蓄電池的深度充放電，SOC不會越限，從而證明了本發明的有效性。