摘 要：為解決直流微電網(wǎng)母線電壓波動問題，在考慮蓄電池荷電狀態(tài)的基礎(chǔ)上，依據(jù)直流母線電壓波動幅值進(jìn)行抑制，提出一種含制氫負(fù)載和燃料電池的直流微電網(wǎng)母線電壓分層控制策略。建立了光伏電池、蓄電池以及燃料電池的控制模型，給出了直流微電網(wǎng)的運(yùn)行模式以及各運(yùn)行模式下的控制策略。主要利用各單元間的配合，將系統(tǒng)運(yùn)行分為7個(gè)層區(qū)，每個(gè)層區(qū)采取不同的控制策略來平抑直流母線電壓波動。最后在PSCAD/EMTDC仿真軟件與新能源發(fā)電實(shí)驗(yàn)平臺上搭建模型。仿真和實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：所提控制策略合理可行，達(dá)到了抑制母線電壓波動的目的，提高了直流微電網(wǎng)運(yùn)行的穩(wěn)定性，對深入研究直流微電網(wǎng)控制策略具有一定的參考價(jià)值。

　　關(guān)鍵詞：電池;直流微電網(wǎng);電壓波動;分層控制;控制策略

　　微電網(wǎng)是一種能夠自我控制和管理的小型供配電系統(tǒng)，相比于交流微電網(wǎng)，直流微電網(wǎng)具有控制簡單、運(yùn)行成本低和效率高等顯著特點(diǎn)，是近年來的研究熱點(diǎn)[1-2]。針對直流微電網(wǎng)中存在的母線電壓波動問題，國內(nèi)外學(xué)者開展了卓有成效的研究工作。

　　文獻(xiàn)[3—4]介紹了柴油機(jī)、燃?xì)廨啓C(jī)以及儲能系統(tǒng)在微電網(wǎng)中的綜合協(xié)調(diào)機(jī)制。文獻(xiàn)[5]研究了含光伏、蓄電池和燃料電池的直流微電網(wǎng)能量管理方法，該方法中蓄電池沒有采用雙向DC/DC變換器，結(jié)構(gòu)較為簡單，蓄電池充放電不可控。文獻(xiàn)[6—8]針對母線電壓波動的原因，比較了多種提高直流微電網(wǎng)特性的控制方法，采用不同控制方法達(dá)到預(yù)期效果，但沒有考慮蓄電池荷電狀態(tài)(SOC)這一關(guān)鍵特性。文獻(xiàn)[9—10]針對含光伏或風(fēng)力發(fā)電、儲能裝置的直流微電網(wǎng)，設(shè)計(jì)了多種系統(tǒng)運(yùn)行模式，提出了系統(tǒng)運(yùn)行控制策略，但未考慮加入制氫設(shè)備來緩解目前微電網(wǎng)存在的棄風(fēng)棄光問題。

　　本文在直流微電網(wǎng)的基礎(chǔ)上加入了制氫設(shè)備及燃料電池單元[11]，改善了棄風(fēng)棄光和儲能問題;針對直流母線電壓的波動問題，在考慮蓄電池SOC的基礎(chǔ)上，將系統(tǒng)運(yùn)行劃分為7個(gè)層區(qū)，提出了系統(tǒng)在不同層區(qū)下配合運(yùn)行的控制策略，并且通過仿真和實(shí)驗(yàn)對控制策略進(jìn)行了驗(yàn)證。

　　1 直流微電網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

　　以光伏發(fā)電為背景，建立了由光伏發(fā)電單元、蓄電池儲能單元、制氫負(fù)載單元、燃料電池單元和普通負(fù)載單元所組成的直流微電網(wǎng)系統(tǒng)，系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。

　　1.1 光伏發(fā)電單元

　　該系統(tǒng)由光伏發(fā)電單元作為主要的發(fā)電單元，通過單向DC/DC變換器連接至直流母線[12]。對于穩(wěn)定運(yùn)行的直流微電網(wǎng)，光伏發(fā)電單元需要工作在3種模式下：最大功率跟蹤(MPPT)模式、恒壓(CVC)模式以及停機(jī)模式，通過3種模式的切換來使直流母線電壓穩(wěn)定，如圖2所示。

　　1.2 蓄電池儲能單元

　　蓄電池作為儲能單元，通過雙向DC/DC變換器連接至直流母線。本文所采用的充放電控制方法將蓄電池的充放電電流和蓄電池的SOC相結(jié)合，防止了因過充或過放對蓄電池造成損壞，延長了蓄電池的使用壽命[13]。

　　蓄電池的功率/電壓下垂曲線如圖3所示。當(dāng)電壓大于參考電壓Vref時(shí)，蓄電池工作在A區(qū)域，為充電模式;當(dāng)電壓小于參考電壓Vref時(shí)，蓄電池工作在B區(qū)域，為放電模式。當(dāng)蓄電池正常運(yùn)行時(shí)，按照曲線1的模式工作;當(dāng)蓄電池的放電電流超過最大值或者蓄電池的SOC低于規(guī)定值時(shí)，按曲線2運(yùn)行，蓄電池的輸出功率減小;當(dāng)蓄電池的充電電流超過最大值或者蓄電池的SOC超過規(guī)定值時(shí)，按曲線3運(yùn)行，蓄電池吸收功率減小。

　　本文采用的下垂公式為

　　1.3 燃料電池單元

　　在蓄電池儲能單元能夠控制直流母線電壓時(shí)，燃料電池(FC)通常運(yùn)行在待機(jī)模式，當(dāng)儲能系統(tǒng)受到容量限制、直流母線電壓無法得到有效控制時(shí)，需要投入FC進(jìn)行放電，補(bǔ)償蓄電池儲能系統(tǒng)輸出功率的不足，F(xiàn)C控制框圖如圖5所示。

　　從圖5可以看出，F(xiàn)C發(fā)電系統(tǒng)控制策略存在2種模式：待機(jī)模式和恒功率模式。對于恒功率模式，設(shè)置參考功率為

　　1.4 負(fù)荷單元

　　該系統(tǒng)由2種負(fù)荷構(gòu)成，制氫設(shè)備作為主要負(fù)荷，制得的氫氣可供給加氫站及工業(yè)使用，并且在直流母線電壓不足時(shí)，燃料電池可消耗氫氣產(chǎn)生電能來維持直流母線電壓穩(wěn)定，燃燒后生成的水還可以繼續(xù)用來制氫，反復(fù)循環(huán)使用[14-16]。另外，該系統(tǒng)中還存在一些次要負(fù)荷，在直流母線電壓不足時(shí)，可以從該系統(tǒng)中切除次要負(fù)荷來維持直流母線電壓穩(wěn)定。

　　2 系統(tǒng)的能量管理及控制

　　2.1 直流微電網(wǎng)的能量管理系統(tǒng)

　　對于含光伏發(fā)電單元、儲能單元、燃料電池單元、制氫設(shè)備單元及次要負(fù)荷的直流微電網(wǎng)而言，其功率流動情況與各子系統(tǒng)的運(yùn)行狀態(tài)緊密相連。因此，本文的能量管理系統(tǒng)是控制光伏發(fā)電單元、蓄電池儲能單元，同時(shí)在需要時(shí)將燃料電池作為備用電源，使它們配合工作在各種模式下，實(shí)現(xiàn)能量變化時(shí)直流母線電壓的穩(wěn)定。其能量管理結(jié)構(gòu)圖如圖6所示。

　　2.2 直流微電網(wǎng)的電壓分層控制

　　系統(tǒng)母線電壓的穩(wěn)定與否反映了直流微電網(wǎng)各部分功率流動是否平衡。因此，本文根據(jù)直流母線電壓波動大小，采用直流微電網(wǎng)電壓分層控制策略[10]，將系統(tǒng)運(yùn)行劃分為7個(gè)層區(qū)，分別為第1層區(qū)：光伏單元DC/DC變換器控制;第2層區(qū)：儲能設(shè)備充電控制;第3層區(qū)：切入次要負(fù)荷控制;第4層區(qū)：光伏單元控制;第5層區(qū)：儲能設(shè)備放電控制;第6層區(qū)：切出次要負(fù)荷及減少制氫量控制;第7層區(qū)：儲能設(shè)備放電及切出次要負(fù)荷控制。控制不同的運(yùn)行層區(qū)都有作為平衡節(jié)點(diǎn)的變換器來調(diào)整直流母線電壓，確保系統(tǒng)各部分功率流動平衡，且能夠在不同運(yùn)行條件下穩(wěn)定、可靠工作。

　　圖7為模式切換判斷標(biāo)準(zhǔn)圖，ΔUdc為母線電壓實(shí)際值與參考值的差值。a1，a2，a3，b1，b2，b3為運(yùn)行模式判斷系數(shù)，其中a1>a2>a3為負(fù)值，b1　　下面具體分析和介紹各層區(qū)光伏發(fā)電單元、蓄電池儲能單元、燃料電池單元的運(yùn)行策略。設(shè)定系統(tǒng)開始運(yùn)行時(shí)，蓄電池儲能等各單元均處于良性工作區(qū)。

　　第1層區(qū)：此范圍內(nèi)母線電壓波動不大，主要利用光伏發(fā)電單元中的DC/DC變換器平衡母線電壓。

　　第2層區(qū)：當(dāng)系統(tǒng)母線電壓持續(xù)增高，系統(tǒng)進(jìn)入第2層區(qū)運(yùn)行，此時(shí)光伏單元工作在MPPT模式下，儲能單元開始充電。

　　第3層區(qū)：當(dāng)蓄電池容量達(dá)到SOCmax時(shí)，即失去調(diào)節(jié)能力，直流母線電壓會繼續(xù)上升，系統(tǒng)進(jìn)入第3層區(qū)運(yùn)行。此時(shí)，為平衡系統(tǒng)內(nèi)部能量流動，開始給次要負(fù)荷供電。

　　第4層區(qū)：當(dāng)儲能單元充滿電，次要負(fù)荷供電，電解槽消納系統(tǒng)剩余功率制氫，電壓仍高于系統(tǒng)規(guī)定值時(shí)，光伏單元從MPPT模式切換至CVC模式，以保證直流母線電壓的穩(wěn)定。

　　第5層區(qū)：當(dāng)直流母線電壓減小，系統(tǒng)開始進(jìn)入第5層區(qū)工作。該層區(qū)下，儲能單元將投入工作，通過放電來調(diào)節(jié)直流母線電壓，次要負(fù)荷不供電。

　　第6層區(qū)：由于天氣原因，光伏產(chǎn)電量下降，此時(shí)蓄電池容量達(dá)到SOCmin。這時(shí)需要切斷次要負(fù)荷，且減少制氫設(shè)備的用電。

　　第7層區(qū)：由于天氣原因，沒有光照，光伏單元無法正常工作。儲能單元開始放電，并停止對次要負(fù)荷的供電。緊急時(shí)，可以啟動燃料電池來維持直流母線電壓的穩(wěn)定。

　　3 直流微電網(wǎng)系統(tǒng)仿真分析及實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證

　　3.1 仿真分析

　　根據(jù)《電能質(zhì)量供電電壓偏差》[17]國標(biāo)規(guī)定，將直流母線電壓設(shè)置為400 V，允許其上下波動范圍為±5%，即380～420 V，本文中直流母線電壓分層控制一共設(shè)置7個(gè)層區(qū)，每5 V設(shè)定1個(gè)層區(qū)，其中第1層區(qū)設(shè)定為±5 V。運(yùn)行模式判斷系數(shù)為a1=-5，a2=-10，a3=-15，b1=5，b2=10，b3=15。每一層區(qū)電壓范圍如表1所示。

　　基于PSCAD仿真軟件，搭建本文所需的含制氫負(fù)載和燃料電池單元的直流微電網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)，系統(tǒng)參數(shù)如表2所示，根據(jù)前面所提出的控制策略得到了不同層區(qū)下的仿真波形。由于層區(qū)1的電壓波動由光伏DC/DC變換器來控制，故本文只對后6個(gè)層區(qū)進(jìn)行仿真分析。

　　圖8為直流母線電壓升高波動時(shí)的仿真結(jié)果。其中，Udc為直流母線電壓，Ipv為光伏單元電流，SOC為蓄電池荷電狀態(tài)，I2為次要負(fù)荷電流。由圖8 a)可知，在1.2 s時(shí)電壓波動在405～410 V，此時(shí)光伏單元工作在MPPT模式下，次要負(fù)荷不供電，利用蓄電池充電使電壓降低恢復(fù)至額定值。由圖8 b)可知，在3 s時(shí)，蓄電池SOC達(dá)到上限，不能再繼續(xù)充電，電壓升高至410～415 V，此時(shí)開始給次要負(fù)荷供電以吸收直流母線功率，使電壓降低恢復(fù)至額定值。由圖8 c)可知，次要負(fù)荷已經(jīng)開始供電，3.5 s時(shí)蓄電池SOC達(dá)到上限，此時(shí)電壓在415～420 V之間波動，光伏發(fā)電單元?jiǎng)t從MPPT模式切換至CVC模式，使電壓得到穩(wěn)定。由圖8可知，在直流母線電壓升高時(shí)，本文控制策略可以使直流母線電壓快速恢復(fù)至額定值。

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