计及荷电状态的并网型直流微电网功率协同控制策略

doi:10.12096/j.2096-4528.pgt.24010

计及荷电状态的并网型直流微电网功率协同控制策略

卫广宇¹, 应笑冬¹, 姚延军¹, 杨小芳¹, 翁楚迪², 彭勇刚², 李海龙¹

1.宁波经济技术开发区北仑电力实业有限责任公司，浙江省宁波市 315825

2.浙江大学电气工程学院，浙江省杭州市 310027

Power Coordinated Control Strategy for Grid-Connected DC Microgrid Considering State of Charge

WEI Guangyu¹, YING Xiaodong¹, YAO Yanjun¹, YANG Xiaofang¹, WENG Chudi², PENG Yonggang², LI Hailong¹

1.Ningbo Economic-Technological Development Area Beilun Electric Power Industry Co. , Ltd. , Ningbo 315825, Zhejiang Province, China

2.School of Electrical Engineering, Zhejiang University, Hangzhou 310027, Zhejiang Province, China

收稿日期: 2024-01-15 修回日期: 2024-05-26

基金资助:

国家自然科学基金项目. 51877188┫┣KJXM2022023

Received: 2024-01-15 Revised: 2024-05-26

作者简介 About authors

卫广宇(1985)，男，高级工程师，从事电力调度自动化研究，187150070@qq.com；

彭勇刚(1978)，男，博士，教授，从事分布式发电、智能电网研究，本文通信作者，pengy@zju.edu.cn。

摘要

目的现有关于分散式协同控制策略的研究主要针对直流微电网内部的功率分配展开，而较少考虑直流微电网并网运行的情况。对此，提出一种计及荷电状态(state of charge，SOC)的并网型直流微电网功率协同控制策略。方法所提策略将互联变换器视作一个可调度的资源，基于直流母线电压调节储能单元和互联变换器的输出功率，并限制母线电压和储能单元SOC在允许范围内。结果根据Simulink仿真结果，所提策略能够实现储能单元和互联变换器之间的分散式功率协同和储能单元之间的SOC均衡，并避免电压越限和储能单元过充过放的情况出现。结论所提控制策略能够在并网型直流微电网内实现合理的功率分配，保证系统的稳定运行。

关键词： 直流微电网 ; 协同控制策略 ; 分散式控制 ; 功率分配 ; 储能单元 ; 荷电状态(SOC)均衡

Abstract

Objectives Existing research on decentralized coordinated control strategies mainly focuses on power distribution within DC microgrid, with limited consideration given to the operation of grid-connected DC microgrids. To address this, a power coordinated control strategy for grid-connected DC microgrids, considering the state of charge (SOC), is proposed. Methods The proposed strategy treats the interconnecting converter as a dispatchable resource. It regulates the output power of the energy storage unit and interconnecting converter based on the DC bus voltage while keeping the bus voltage and SOC of the energy storage unit within allowable limits. Results The proposed strategy can achieve decentralized power coordination between the energy storage unit and the interconnecting converter, as well as SOC balancing among energy storage units. It also prevents overvoltage and overcharge/overdischarge conditions for the energy storage units. Conclusions The proposed control strategy ensures reasonable power distribution in grid-connected DC microgrids and guarantees the stable operation of the system.

Keywords： DC microgrid ; coordinated control strategy ; decentralized control ; power distribution ; energy storage unit ; SOC balancing

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本文引用格式

卫广宇, 应笑冬, 姚延军, 杨小芳, 翁楚迪, 彭勇刚, 李海龙. 计及荷电状态的并网型直流微电网功率协同控制策略. 发电技术[J], 2025, 46(4): 788-796 DOI:10.12096/j.2096-4528.pgt.24010

WEI Guangyu, YING Xiaodong, YAO Yanjun, YANG Xiaofang, WENG Chudi, PENG Yonggang, LI Hailong. Power Coordinated Control Strategy for Grid-Connected DC Microgrid Considering State of Charge. Power Generation Technology[J], 2025, 46(4): 788-796 DOI:10.12096/j.2096-4528.pgt.24010

0 引言

随着“双碳”战略推进，以风能和太阳能为代表的可再生能源大规模接入电网，对电网稳定运行造成一定影响。微电网能够有效整合分布式电源、储能单元和负荷等资源，从而减轻可再生能源发电带来的负面影响，提高供电可靠性和电能质量^[1-5]。相较于交流微电网，直流微电网具有接入友好、变换环节少、控制简单等优势^[6-8]。

储能单元在保障直流微电网的稳定运行中发挥着重要作用^[9-10]。通过合适的功率协同控制策略，直流微电网能够有效调度储能单元出力，维持母线电压稳定和系统功率平衡，以实现系统稳定运行^[11]。尤其是直流微电网中接入多个储能单元的情况下，协同控制策略还需根据各储能单元自身的运行情况，实现合理的功率分配。

在现有的微电网协同控制策略^[12-16]中，分散式控制不依赖设备间的通信，不受通信延迟或故障的影响，控制系统的可靠性高。目前，国内外已经有较多的研究针对分散式控制展开，尤其是下垂控制得到了广泛的应用^[17-19]。文献[20-21]分别提出改进后的下垂控制方法，基于直流母线电压信号，解决直流微电网在多模式运行下的功率分配问题。但这些方法在调度电池储能时并未考虑到荷电状态(state of charge，SOC)的限制。对此，文献[22]提出一种基于SOC的协同控制策略，在考虑储能单元SOC的基础上进行功率分配，避免储能单元的过充过放。但该方法仅考虑了直流微电网中单个储能单元运行的情况。为满足实际场景中多储能协同运行的需要，有学者提出了基于SOC的自适应下垂控制方法^[23-24]，在进行功率分配的同时快速实现各储能单元SOC之间的均衡，避免了单个储能单元的过度使用。但这些方法在储能充放电模式下的表达式并不统一，使得控制系统需要在不同模式之间进行切换，增加了控制系统的复杂性。文献[25]则提出了一种具有统一控制结构的分散式控制方法，使得储能单元在充放电模式下均可实现SOC均衡。

上述研究提出的协同控制策略均面向直流微电网孤岛运行的场景。并网模式对于直流微电网同样重要，但现有的相关研究较少。并网模式下，直流微电网还需考虑与上级电网的能量交换，例如，当储能单元深度充放电失去调节能力后，还可依靠上级电网的支撑来保证直流微电网的稳定运行。文献[25]中的直流微电网虽然与上级电网相连，但在实际运行中并未考虑与其进行能量交换。在文献[26]中，直流微电网与上级电网的能量交换过程较为复杂，需要在并网和孤岛模式之间进行切换。仅当储能单元SOC超出设定范围时，直流微电网才切换至并网模式，从上级电网获取功率支撑。模式的不断切换容易影响系统运行的稳定。综上，现有对于分散式功率协同控制的研究还难以为直流微电网的并网运行提供一种简洁有效的控制策略。

对此，本文提出一种计及荷电状态的分散式功率协同控制策略，以满足直流微电网在并网模式下的运行需求。受文献[27]启发，本文将与上级电网相连的互联变换器视作一个可调度单元。根据所提策略，除了实现各储能单元之间的协同运行外，还在互联变换器和储能单元之间进行合理的功率分配，以保证系统的稳定运行。另外，所提策略也限制母线电压和储能SOC的运行范围，避免电压越限和储能过充过放的情况出现。

1 直流微电网拓扑与协同控制策略

1.1 直流微电网拓扑

直流微电网结构如图1所示，主体由分布式电源、储能单元、负荷和互联变换器组成。分布式电源、2个储能单元及直流负荷各自通过双向DC-DC变换器连接至直流微电网母线，而直流微电网通过互联变换器连接至直流配电网。

直流微电网的母线电压是反映系统功率平衡的重要指标，维持系统功率平衡和母线电压稳定有助于实现直流微电网的稳定运行。在图1所示的微电网中，功率不平衡主要由直流负荷消耗功率 $P_{L}$ 和分布式电源输出功率 $P_{D G}$ 之间的不匹配造成。定义源荷间的功率差为 $Δ P$ ，表达式为

Δ P = P_{D G} - P_{L}

(1)

为了维持系统功率平衡，本文所提功率协同控制策略需要在储能单元和互联变换器之间实现合理的功率分配，以保证直流微电网运行的稳定。

1.2 互联变换器控制策略

本文选择双有源桥(dual active bridge，DAB)变换器作为互联变换器，在直流微电网和直流配电网之间实现能量的双向流动和灵活控制，同时为直流母线之间提供电气隔离^[28]。

DAB变换器主体由2个全桥单元和1个高频变压器组成，其拓扑和控制策略如图2所示。全桥单元由一组占空比为50%的互补方波信号驱动，而2组全桥驱动信号之间的相位差φ决定了流过DAB变换器的功率大小和方向^[29]。因此，以φ作为控制回路的输出。

互联变换器的控制回路由下垂外环、电压限制模块和电压内环构成。下垂外环的输出经过电压限制模块后生成电压参考值 $u^{r e f}$ ，作为电压内环的输入。电压内环经由PI控制器后输出φ，最后由脉宽调制(pulse width modulation，PWM)模块生成信号以驱动互联变换器。互联变换器的控制表达式可写为

\begin{matrix} φ = (u^{r e f} - u) G_{u} (s) = \\ \{\begin{array}{l} (U_{L}^{*} - u) G_{u} (s) & , u^{r e f} \leq U_{L}^{*} \\ (U^{*} - r_{I C} \cdot i_{I C} - u) G_{u} (s) & , U_{L}^{*} \leq u^{r e f} \leq U_{H}^{*} \\ (U_{H}^{*} - u) G_{u} (s) & , u^{r e f} \geq U_{H}^{*} \end{array} \end{matrix}

(2)

式中： $u$ 和 $U^{*}$ 分别为直流母线电压值和其额定值； $G_{u} (s)$ 为PI控制器的传递函数； $U_{H}^{*}$ 和 $U_{L}^{*}$ 分别为直流母线电压设定的上限和下限，本文中分别取值为1.05 $U^{*}$ 和0.95 $U^{*}$ ； $r_{I C}$ 和 $i_{I C}$ 分别为互联变换器的下垂系数和输出电流。

当图2中的电压限制模块未生效时，下垂控制发挥作用。假设在电压内环的作用下，互联变换器的输出电压始终跟随给定的参考值，则由式(2)可知，下垂表达式为

u = U^{*} - r_{I C} \cdot i_{I C}

(3)

此时，互联变换器可视作一个电流源。依据下垂系数，控制策略在互联变换器和储能单元之间进行功率分配，利用二者共同来维持直流微电网内的功率平衡，以保证系统稳定运行。

而当源荷功率不平衡加剧使得母线电压偏差增大时，图2中的电压限制模块将会生效。由式(2)可知，此时外环输出的参考电压被限制为 $U_{H}^{*}$ 或 $U_{L}^{*}$ 。互联变换器由下垂控制变换为电压控制。在这种状态下，互联变换器可视为一个电压源。因此，在母线电压偏差较大时，控制策略能利用互联变换器进行电压钳位，以避免电压越限的情况发生。

虽然互联变换器具有2种工作模式，但是所提的控制策略采用了统一的控制结构，可以实现互联变换器在2种工作模式之间的无缝切换，这有效简化了控制系统的复杂性。

1.3 储能单元控制策略

储能单元的控制策略如图3所示，图中下标k代表的值为1或2。

储能单元的控制回路同样由内环和外环组成。外环采用基于SOC的下垂控制。内环引入文献[30]提出的虚拟惯性控制环节，改善变换器的输出动态特性。虚拟惯性环节的输出经电压电流双环控制后，由PWM模块生成相应驱动信号。虚拟惯性控制环节的表达式为

C_{E k} \frac{d (u_{E k}^{r e f} - u)}{d t} = i_{E k}^{s e t} - i_{E k} - D_{E k} (u_{E k}^{r e f} - u)

(4)

式中： $i_{E k}^{s e t}$ 、 $i_{E k}$ 和 $u_{E k}^{r e f}$ 分别为储能单元#i的给定输出电流、实际输出电流和输出电压参考值； $C_{E k}$ 和 $D_{E k}$ 分别为储能单元#i的虚拟惯量和虚拟阻尼系数。式(4)中的虚拟惯量 $C_{E k}$ 可减小直流母线电压变化率，增强系统惯性；阻尼系数 $D_{E k}$ 可平抑直流母线电压偏差，改善系统的动态响应性能。

根据外环，储能单元在稳态下的控制表示为

u = U^{*} + δ u_{E k} - r_{E k} \cdot i_{E k}

(5)

式中 $r_{E k}$ 和 $δ u_{E k}$ 分别为储能单元#k的下垂系数和电压偏移量。 $δ u_{E k}$ 与储能单元SOC相关，其表达式为

δ u_{E k} = \frac{U_{H}^{*} - U_{L}^{*}}{2} \cdot S_{O C}_{k, p u}^{3}

(6)

式中 ${S_{O C}}_{k, p u}$ 为标么化后的储能单元SOC值。由于在控制策略中引入了 $δ u_{E k}$ ，储能单元在参与功率分配的同时能根据自身SOC调节输出，有助于实现储能单元SOC均衡和防止过充过放的目标。

本文采用库伦计数法获取储能单元的SOC，其表达式为

{S_{O C}}_{k} = {S_{O C}}_{k} |_{t = 0} - \frac{1}{{C_{S}}_{k}} \int i_{b a t} d t

(7)

式中 ${C_{S}}_{k}$ 、 ${S_{O C}}_{k}$ 和 ${S_{O C}}_{k} |_{t = 0}$ 分别为储能单元#k的容量、SOC和初始SOC。考虑到储能单元的充放电存在限制，对SOC进行标么化，计算式为

{S_{O C}}_{k, p u} = \frac{{S_{O C}}_{k} - ({S_{O C}}_{k, m a x} + {S_{O C}}_{k, m i n}) / 2}{({S_{O C}}_{k, m a x} - {S_{O C}}_{k, m i n}) / 2}

(8)

式中 ${S_{O C}}_{k, m a x}$ 和 ${S_{O C}}_{k, m i n}$ 分别为储能单元SOC的上限和下限。SOC标么化后取值范围为-1~1。当储能单元#k充电达到其上限时， ${S_{O C}}_{k, p u}$ 的值为1；反之，当储能单元#k放电达到其下限时， ${S_{O C}}_{k, p u}$ 的值为-1。

2 控制策略分析

2.1 功率分配和SOC均衡

直流微电网中的直流母线由互联变换器和储能单元共同支撑。因此，功率协同控制策略需要在两者之间进行合理的功率分配。由式(3)、(5)可得

r_{I C} \cdot i_{I C} = r_{E 1} \cdot i_{E 1} - δ u_{E 1} = r_{E 2} \cdot i_{E 2} - δ u_{E 2}

(9)

式(9)展示了储能单元之间以及储能单元和互联变换器之间的功率分配关系。

一方面，储能单元根据SOC自动调节输出，实现储能单元之间的SOC均衡和功率均分。令各储能单元的下垂系数相等，在此情况下，SOC较大的储能单元有更大的放电电流和更小的充电电流，而SOC较小的储能单元有更小的放电电流和更大的充电电流。因此，在不同充放电电流的调节下，最终各储能单元的SOC会趋于一致，实现SOC均衡的目标。在SOC均衡的基础上，由式(9)可知，各储能单元的输出功率也相等，则储能单元之间功率平均分配的目标也得以实现。

另一方面，互联变换器和储能单元之间的功率分配关系也受储能单元SOC影响。令互联变换器和储能单元的下垂系数相等，由式(9)可知，储能单元在SOC较低时会比互联变换器吸收更多或输出更少的功率。相反，储能单元SOC较高时将吸收更少或输出更多的功率。换而言之，在储能单元SOC留有余量时，控制策略将更多发挥本地储能单元的作用，以减少直流微电网功率波动对配电网的影响。而当储能单元的调节能力下降时，控制策略将依靠互联变换器，更多地从配电网获取功率支撑以保证系统功率平衡。

综上，本文提出的计及SOC的功率协同控制策略在储能单元之间实现SOC均衡和功率均分，并在互联变换器和储能单元之间进行合理的功率分配，以保证直流微电网在并网模式下的稳定运行。

2.2 电压钳位和SOC限制

所提的控制策略除了要实现合理的功率分配，还需保证直流微电网在一些特殊情况下稳定运行。本文考虑直流微电网中可能存在的母线电压越限和储能单元过充过放的情况。

直流母线电压是反映直流微电网中功率平衡的重要指标。依据下垂控制，直流微电网中功率越不平衡，则母线电压与其额定值的偏差越大。当系统功率不平衡过大时，图2中所示的电压限制模块动作，所提控制策略将使互联变换器进行电压钳位，将直流母线电压控制在 $U_{L}^{*}$ 或 $U_{H}^{*}$ ，从而避免电压越限的情况发生。这种情况下，可认为互联变换器从功率源无缝切换为电压源工作。

此外，如果储能单元一直工作在充电或放电的状态，那么根据上文对所提控制策略的描述，储能单元会逐渐减小输出。当储能单元完全停止输出，即 $P_{E k} = 0$ 时，其SOC也不再变化，最终系统会达到一个平衡状态。由于此时储能单元停止输出，直流微电网将依靠互联变换器来维持运行稳定。联立式(3)、(6)、(9)，可得此时储能单元SOC的表达式为

{S_{O C}}_{k, p u} = \sqrt[3]{2 \frac{u - U^{*}}{U_{H}^{*} - U_{L}^{*}}}

(10)

由式(10)可知，此时储能单元SOC与直流母线电压偏差相关。根据上文描述，直流母线电压 $u$ 将被控制在 $U_{L}^{*}$ 与 $U_{H}^{*}$ 之间。在储能单元充电过程中，直流母线电压最大值为 $U_{H}^{*}$ ，代入式(10)可知，SOC的值不会超过1。反之，储能单元在放电时，其SOC的值不会小于-1。因此，在母线电压受到限制的同时，储能单元SOC在运行过程中也不会超出设定的上、下限，这可有效避免储能单元的过充过放。

3 仿真验证

3.1 仿真模型

为验证本文所提功率协同控制策略的有效性，在Simulink中搭建如图1所示直流微电网系统的仿真模型。其余仿真的关键参数如表1所示。

表1 仿真参数

Tab. 1 Simulation parameters

参数	数值
直流母线电压额定值 $U^{*}$ /V	500
直流负荷初始功率 $P_{L}$ /kW	10
储能容量 $C_{S k}$ /C	250
下垂系数之比 $r_{I C}$ ∶ $r_{E 1}$ ∶ $r_{E 2}$	1∶1∶1

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3.2 虚拟惯性环节

首先，为了验证文献[22]引入虚拟惯性环节的有效性，与传统下垂控制进行对比，仿真结果如图4所示。

分布式电源的初始输出功率设置为20 kW。在0.5 s时，分布式电源的输出功率降为10 kW，直流母线电压降低；在1 s时，分布式电源的输出功率重新增至20 kW，直流母线电压升高。相比于传统下垂控制，虚拟惯性环节使得母线电压的超调量从5.4 V减小到3.0 V，有效提高了系统的动态性能。

3.3 功率分配和SOC均衡验证

为了验证前文中关于功率分配和SOC均衡的分析，进行仿真分析，结果如图5所示。图中P_1C为直流互联变流器的传输功率。

设定分布式电源的初始输出功率为11.25 kW，此时互联变换器和储能单元共同吸收盈余的能量，且储能单元SOC不断增大。在15 s时，直流负荷发生波动，功率增加至17.5 kW。此时，互联变换器和储能单元转而向直流母线输出功率，同时，储能单元SOC不断减小。在25 s时，直流负荷的功率减小到5 kW。此时系统功率平衡又一次改变，储能单元再次开始充电。

根据SOC仿真波形，2个储能单元在充放电的过程中SOC逐渐趋于一致，并随SOC趋同，各储能单元的输出也逐渐相等。这与前文中关于储能单元之间SOC均衡和功率均分的分析相符。

此外，在15~25 s，储能单元输出功率随不断放电而逐渐减小，而互联变换器的输出功率逐渐增大。在25 s后，由于一开始储能单元SOC较小，因此储能单元吸收更多功率。随着储能单元不断充电，储能单元的充电功率开始减小，而互联变换器吸收更多功率。这也验证了前文中关于互联变换器和储能单元之间功率分配的分析。

3.4 电压钳位和SOC限制验证

进一步地，为验证所提控制策略在电压钳位和SOC限制上的有效性，分别对储能单元在充、放电下的情况进行仿真，结果分别如图6、7所示。

图6中，分布式电源的初始输出功率设为28 kW，储能单元开始充电，并在10 s时，分布式电源输出增加到38 kW。随着储能单元不断充电，最终直流母线电压被限制在其上限525 V，储能单元SOC也达到其上限1。在20 s时，分布式电源的输出功率进一步增大至40 kW。此时，互联变换器吸收功率增大，但储能单元SOC和直流母线电压不再上升。类似地，图7中的储能单元在不断放电之后，直流母线电压被控制在其下限475 V，储能单元SOC达到下限-1，并在20 s处直流负荷进一步增大时，储能单元SOC和直流母线电压也未超过它们的下限。

通过该仿真，可以验证上文中关于电压钳位和SOC限制方面的分析，说明所提控制策略能够有效避免电压越限和储能过充过放的情况出现。

3.5 储能单元退出或接入

在实际运行中，可能存在储能单元退出或重新接入直流母线的情况。为了验证所提控制策略在这种情况下的有效性，进行相关仿真，结果如图8所示。

图8中，分布式电源初始输出设置为15 kW。在5 s时，储能单元#2断开与直流母线连接，其输出变为0，SOC也不再变化。剩下的储能单元和互联变换器仍按原先的功率分配关系，继续维持直流微电网的功率平衡。在10 s时，储能单元#2重新连接至直流母线，2个储能单元SOC再度逐渐趋于一致。

从仿真结果来看，储能单元的退出或接入不影响直流微电网的稳定运行，且所提控制策略在SOC均衡和进行功率分配等方面依旧有效。

4 结论

针对并网模式运行下的直流微电网，提出一种计及SOC的功率协同控制策略，得出以下结论：

1）该控制策略在储能单元之间实现SOC均衡和功率均分，在储能单元和互联变换器之间实现合理的功率分配。通过所提控制策略的调度，可以保证直流微电网在并网模式下的功率平衡和稳定运行。

2）所提控制策略通过电压钳位和SOC限制，避免电压越限和储能过充过放情况的出现。

参考文献

原文顺序

文献年度倒序

文中引用次数倒序

被引期刊影响因子

[1]

杨新法，苏剑，吕志鹏，等．

微电网技术综述

[J]．中国电机工程学报，2014，34(1)：57-70．