【《含双有源全桥变换器的直流微电网控制策略研究》18000字】

含双有源全桥变换器的直流微电网控制策略研究摘要为了适应分布式能源和各种直流负荷接入电网后系统仍能正常运行，本文设计了一种基于双有源全桥DC/DC变换器的直流微电网。该微电网由光伏发电系统、超级电容器-锂电池储能系统、负荷组成。其中超级电容器和锂电池经双有源全桥变换器采用并联结构接入直流母线，构成超级电容器-锂电池混合储能系统，当系统功率不平衡时，超级电容器先投入动作，当其端电压超过单独调节范围时，向锂电池发出动作信号，锂电池也开始工作，二者协调配合调整直流母线电压，此策略极大利用了超级电容器和锂电池各自优势，前者功率密度大、后者锂电池能量密度高，延长了装置的寿命周期。通过分析直流微电网系统电压波动的影响因素、功率流动关系，采用数字编码的方式研究了系统的不同运行模式。通过对直流母线电压分层，得到了系统的有效运行原则，确定了系统的有效运行模式，进而提出了基于7种工作模式下的控制策略，并详细阐述了每种工作模式下光伏发电系统、超级电容器-锂电池混合储能系统、负荷控制系统等子系统的具体工作状态，各个子系统间协调配合，确保了直流微电网系统在各个工况下都能可靠运行。最后，建立了基于Matlab/Simulink的直流微电网仿真模型，通过仿真分析，验证了所提出控制策略的合理性和有效性。关键词：直流微电网；双有源全桥变换器；混合储能；协调控制目录摘要 [14][15]。杭州电子科技大学微电网系统，大力利用光伏发电，其发电量占总发电容量的一半为120kW，阴天或晚上由外部电网通过PCC点进行供电，可为两栋教学楼供电。天津大学的微电网实验室高效利用多种能源，储能系统形式多样，包含锂离子、压缩空气、飞轮等。1.2.2直流变换器研究现状直流变换器分为单向和双向两种，双向DC/DC变换器可以实现功率的双向流动，在双向输电系统中可以有效地减少系统体积和重量，被广泛应用于许多飞机的高压直流配电、电池充放电、UPS、太阳能发电等系统[16]。双向DC/DC变换器分为隔离型和非隔离型变换器。非隔离型变换器结构比较简单，能量损耗较小，工作效率较高。典型的非隔离型双向DC/DC变换器有以下几种，其拓扑结构如图1-3所示。（a）buck/boost双向DC/DC变换器（b）Cuk双向DC/DC变换器（c）Zeta/Sepic双向DC/DC变换器图1-3几种典型的非隔离型双向DC/DC变换器如图1-3（a）所示，buck/boost变换器的工作原理为：该变换器可被等效为单向buck和boost变换器的反向并联组合。当S2关断、S1工作时，功率从U1传输到U2，处于boost工作期间，即为升压运行；反之，当S1关断、S2工作时，功率从U2传输到U1，处于buck工作期间，即为降压运行。因此，此变换器具有双向功率流，被广泛用于电池充电和放电等领域[18]。虽然非隔离型DC/DC变换器结构和工作原理更为简单，但与隔离型相比，缺少了高频变压器的隔离，因此其电压变比一般比较小，通常适用于小范围电压变换的直流电网中，且当应用于中、大功率场合时，在电流应力等因素下，变换器在CCM下工作，无法实现软开关，因此系统效率可能会低于隔离型[17]。隔离型DC/DC变换器用于输入和输出端电压等级转换较大，需要电气隔离的情况，其可靠性更强，适用范围更广。典型的隔离型DC/DC变换器其拓扑结构如下图1-4所示。（a）正激双向DC/DC变换器（b）反激双向DC/DC变换器（c）半桥双向DC/DC变换器（d）双向全桥DC/DC变换器图1-4几种典型的隔离型双向DC/DC变换器其中，双有源全桥DC/DC变换器（DualActiveBridge，DAB）最为通用。在DAB中，移相控制是其最常用的控制方法，其工作原理是在高频变压器两侧施加方波控制脉冲，通过使原边和副边产生相同相位差的方波，根据相位差来控制电感L两侧的电压，进而控制控制传输功率的方向和大小。移相调制方式有很多优势，当端电压与变压器变比k之间相匹配时，开关管都为ZVS导通，二极管为零电流关断，损耗极小，更易实现软开关[19]。1.3主要研究内容和章节安排本次毕业设计基于双有源全桥DC/DC变换器，将光伏发电系统、超级电容器储能系统、锂电池储能系统及负荷控制器系统进行整合构成直流微电网系统。通过分析直流微电网系统电压波动情况，对直流微电网控制策略进行了研究。具体的研究思路是：首先，分析双有源全桥DC/DC变换器的拓扑结构、控制方式；其次，通过分析超级电容、锂电池工作特性，构建了超级电容-锂电池混合储能系统结构，并得出其运行控制策略；然后通过分析直流微电网系统电压波动的影响因素、功率流动关系，建立了有效运行原则，得出了系统有效运行模式，并设计了基于7种工作模式下的协调控制策略。最后，搭建基于Matlab/Simulink的仿真模型，对所提出的控制策略的有效性进行验证。本论文的章节安排为：第一章：阐述了选题背景及意义，其中重点介绍了微电网的意义，直流微电网及隔离型双有源全桥DC/DC变换器的优势，然后论述了直流微电网以及直流变换器的研究现状。第二章：阐述了双有源全桥DC/DC变换器的拓扑结构及其移相控制方式，重点分析了单移相控制方式，将其工作模态划分为六个区间，分析了每个阶段的电感电流的变化情况，通过公式推导及详细分析，得到了双有源全桥变换器的功率特性曲线。第三章：根据超级电容器及锂电池的等效模型及输出特性，设计了将超级电容器和锂电池经双有源全桥变换器采用并联结构接入直流母线，从而建立了超级电容器-锂电池混合储能系统，提出其控制策略，得到系统运行控制图，并通过仿真分析验证。第四章：将光伏发电系统、超级电容器储能系统、锂电池储能系统及负荷控制器系统进行整合构成直流微电网系统。通过分析直流微电网系统电压波动的影响因素、功率流动关系，研究其运行模式，提出基于7种工作模式下的控制策略。最后，通过建立基于Matlab/Simulink的仿真模型，验证了其合理性和有效性。第五章：总结与展望。

第2章双有源全桥变换器的结构与控制2.1双有源全桥变换器拓扑结构双有源全桥DC/DC变换器的拓扑结构如图2-1所示。该拓扑两端均为直流端口，具有对称性，其中所有的功率开关器件都是全控型器件，可实现功率双向流动。图2-1双有源全桥变换器拓扑结构双有源全桥变换器电路结构如图2-1所示，其由两个对称的H桥、一个高频隔离变压器、等效漏感以及输入、输出侧两个直流电容组成。如图所示，设从左到右电流方向为正向，则U1为输入侧电压，C1为输入电容，U2为输出侧电压，C2为输出电容，L为等效漏感，iL为流过漏感的电流，UL为漏感L两端的电压，UP为变压器的原边电压，US为副边电压，其变比为n：1。在分析双有源全桥变换器的运行原理和工作特性之前，首先对变换器做出如下假设[22]：（1）假设变换器工作在稳定状态；（2）假设所有开关管均为理想开关管并反并联一个二极管；（3）假设变压器为理想变压器，忽略励磁电流、涡流损耗等因素对本研究的影响。综上所述，双有源全桥变换器的拓扑结构可以简单等效为图2-2所示[20]。图2-2双有源全桥变换器的等效电路2.2基于双有源全桥变换器的移相控制方式对于双有源全桥变换器的控制，移相控制方式最为普遍。移相控制策略的基本原理为：给变压器原边和副边两侧施加全桥驱动脉冲，通过调节两侧脉冲的相位差，使得电感L的电压和功率发生变化，进而控制了变换器的传输功率。功率由相位超前一侧向滞后一侧传输，传输的大小由变换器原边和副边全桥中电压的幅值和相位差决定[21]。当UP的相位超前于US时，变换器正向传输，反之。移相控制的调制方式通常分为以下几种：（1）单移相控制（SPS）是最简单、最可靠并且应用最广泛的一种方式。SPS控制方式只有一个控制变量为UP和US的移相比D，其控制了功率的流动方向和大小。在此方式下，变压器两侧为占空比50%的互补方波，对角上的开关管动作相同，非对角动作相反。但是，此控制方式会存在部分功率回流，传输效率较低[22]-[23]。（2）扩展移相控制（EPS）是在SPS的基础上改进，增加了桥内移向角，其为对全桥一侧斜对角两只开关管的控制。因此控制变量为两个，分为外移相占空比D1和内移相占空比D2。D1控制了功率的流向和大小，D2减小了功率回流，减小损耗。但由于两侧全桥波形不同，控制方式不同，不同模式下需采用不同的调制波形，控制难度增大[25]-[27]。（3）双重移相控制（DPS）与EPS相似，增加了桥内移相比，同样通过控制D1、D2传输功率。且两侧的桥内移相比相同，结构上和控制上仍保持对称性，控制难度相对较小，传输效率较高，性能较好[28]-[32]。（4）三重移相控制（TPS）控制变量增加为3个，其在变压器两侧的全桥内增加的移相占空比变量分别为D2和D3，其有效减小了功率回流，功率传输效率得到了较大提高。但其方式与SPS、EPS和DPS控制方式相比十分复杂，控制变量之间关系复杂，使得控制系统的计算量很大。王珺教授对三移相调制策略也进行了优化，但是该方法仅适用于轻载条件，无法在重载条件下发挥作用[33]-[34]。（5）PPS控制方式在移相控制的基础上，在变压器上引入PWM控制，控制变量为2种或3种，分为单PWM加移相控制和双PWM加移相控制两种方式。虽然此方式增大了软开关范围，减小了电感电流，损耗大大减小，但其控制方式复杂程度也大大增加，实用性较低[35]-[36]。根据上述基于双有源全桥变化器的移相控制方式的分析，单移相控制是最简单最通用的一种方式，故本次毕业设计采用单移相控制方式。2.3单移相控制方式2.3.1单移相控制工作模态本文对双有源全桥变换器的功率的双向传输进行研究，其需在正反向工作模式间平滑切换。如图2-3所示，为单移相控制方式的波形图。图2-3单移相控制波形如图2-3中，Th表示半开关周期，表示变压器两侧方波相差的移相角，移相占空比为D（2-1）所有开关管上的驱动信号均为占空比50%的方波，其中初级侧和次级侧都为对角开关管驱动信号相同，非对角开关管驱动信号互补的控制规律，即S1和S4，S2和S3，S5和S8，S6和S7驱动信号分别相同，而S1，4和S2，3，S5，8和S6，7驱动信号分别相反，且初级侧S1，4和次级侧S5，8的驱动脉冲之间存在一定的相位差，使得电感L的电压不同，从而控制功率传输的大小和方向：（1）当D>0时，即开关管S1，4的驱动信号超前S5，8，功率从初级侧传向次级侧，代表功率正向传输；（2）当D<0时，即开关管S1，4的驱动信号滞后S5，8，功率从次级侧传向初级侧，代表功率反向传输[37]。功率传输的大小由的大小所决定。在SPS控制方式下，双有源全桥DC/DC变换器正向和反向工作规律相似，本文均以正向工作模式为例来进行分析。根据上述分析和图2-3的控制波形，将其划分为6个区间来进行分析，如图2-4所示。（a）t0-t1时间段（b）t1-t2时间段（c）t2-t3时间段（d）t3-t4时间段（e）t4-t5时间段（f）t5-t6时间段图2-4SPS控制下双有源全桥变换器的6个工作模态（1）工作模态1：t0-t1时间段，对应图2-4（a）。在t0时刻，iL达到负向最大值，开关管S1，4从关断变为导通状态，S2，3从导通变为关断状态，S6，7仍为导通状态，S5，8仍为关断状态，电流通路为初级侧D1，4和次级侧D6，7，电感L给U1、U2侧同时放电，iL为负值，并且快速增大。此模态下iL可表示为：（2-2）（2）工作模态2：t1-t2时间段，对应图2-4（b）。在t1时刻，iL减小到零，开关管S1，4和S6，7仍为导通状态，S2，3和S5，8仍为关断状态，电流通路为S1，4和S6，7，U1、U2侧同时给电感L充电，iL为正向并且不断快速增大。此模态下iL可表示为：（2-3）（3）工作模态3：t2-t3时间段，对应图2-4（c）。在t2时刻，iL为正值，开关管S5，8从关断变为导通状态，S6，7从导通变为关断状态，S1，4仍为导通状态，S2，3仍为关断状态，电流通路为初级侧S1，4和次级侧D5，8，U1侧给电感L充电同时给U2侧放电，设U1＞nU2，iL为正向电流且缓慢增大。此模态下iL可表示为：（2-4）（4）工作模态4：t3-t4时间段，对应图2-4（d）。在t3时刻，iL为正向最大值，开关管S1，4从导通变为关断状态，S2，3从关断变为导通状态，S6，7仍为关断状态，S5，8仍为导通状态，电流通路为初级侧D2，3和次级侧D5，8，电感L给U1、U2侧同时放电，iL为正向电流且快速减小。此模态下iL可表示为：（2-5）（5）工作模态5：t4-t5时间段，对应图2-4（e）。在t4时刻，iL从正向值减小到零，开关管S1，4和S6，7仍为关断状态，S2，3和S5，8仍为导通状态，电流通路为S2，3和S5，8，U1、U2侧同时给电感L充电，iL变为负向电流且快速减小。此模态下iL可表示为：（2-6）（6）工作模态6：t5-t6时间段，对应图2-4（f）。在t5时刻，iL为负向电流，开关管S5，8从导通变为关断状态，S6，7从关断变为导通状态，S1，4仍为关断状态，S2，3仍为导通状态，电流通路为S2，3和D6，7，U1侧给电感L充电同时给U2侧放电，设U1＞nU2，iL仍为负向电流且缓慢减小。此模态下iL可表示为：（2-7）综上分析，在t6时刻，iL为负向电流最大值，此时刻与t0相同，又开始下一开关周期的重复动作。在一个开关周期内，iL的变化可分为四个阶段：（1）t0-t2阶段：iL从负向电流迅速增大为正向；（2）t2-t3阶段：iL仍为正向电流且缓慢增大，且在t3时刻达到正向最大值；（3）t3-t5阶段：iL从正向电流迅速减小为负向；（4）t5-t6阶段：iL仍为负向电流且缓慢减小，且在t6时刻达到负向最大值；由此可得，此四个阶段是以t3时刻为分界点，t0-t3阶段和t3-t6阶段为两个相似的半周期，前者为负向电流，后者为正向电流。2.3.2单移相控制功率特性根据上述分析，如图2-2所示，设Th为半开关周期，可得：（2-8）又因为每个开关周期内iL具有对称性：（2-9）进一步化简式（2-9），可得：（2-10）定义电压传输比k为：（2-11）由此可得，式（2-10）可化简为：（2-12）忽略变换器损耗，双有源全桥变换器传输功率P与移相角D之间的关系表达式为：（2-13）输入电流I1可表示为：（2-14）输出电流I2可表示为：（2-15）一个周期内电感L的电流峰值可表示为：（2-16）根据式（2-13）可得双有源全桥变换器的传输功率P与移相角D之间的关系曲线，如图2-5所示。图2-5双有源全桥变换器的P-D曲线由图2-5可得：（1）P-D曲线关于（0,0）呈中心对称，基本呈现正弦形状，故正向和反向功率传输特性相似；（2）当0<D<1时，功率正向传输，D处于（0,0.5）时，P随着D的增大而增大，D处于（0.5,1）时，P随着D的增大而减小。正向曲线关于D=0.5对称，且在D=0.5时，P为最大正向值Pmax；当-1<D<0时，反之。2.4本章小结本章阐述了双有源全桥DC/DC变换器的拓扑结构及其移相控制方式，重点分析了单移相控制方式，将其工作模态划分为六个区间，通过对每个阶段的分析及其电感电流的公式推导，得到双有源全桥变换器的P-D曲线，为后文控制策略的设计奠定了基础。第3章超级电容器-锂电池混合储能特性及控制策略研究3.1超级电容器工作特性3.1.1超级电容器工作原理超级电容器，主要是指基于双电层原理工作的双电层超级电容器。常用超级电容器的电解质为碳材料，其内部结构原理如图3-1所示。图3-1超级电容器结构图如图3-1所示，超级电容器由一个正、负极板，两个电极板间的隔膜及其电解液构成，两个极板可视为是置于电解液中的两个活性碳电极。根据电容器原理，电极间距和表面积决定了电容器容量。超级电容器采用多孔活性碳电极，和电解质具有极大的表面积，且双层之间的距离也非常小，故超级电容器具有很大的电容量，可以用来储存大量的静电能量[19-24]。3.1.2超级电容器等效模型为了更好的分析和应用超级电容器，需要对超级电容器进行建模，对此学者们提出众多等效模型。一般采用简化模型，主要有以下几种：非线性简化模型、经典模型以及简化串联RC模型。前两种模型都考虑了电感效应，但正常工作时漏电流极小，可以忽略其电感效应，为便于分析，本文采用简化串联RC模型。如图3-2所示为简化串联RC模型，其由串联等效电阻R和理想电容器Ｃ串联而成。图3-2简化串联RC模型如图3-2所示，图中，USC表征超级电容端电压；ISC表征流过电容C的电流，R表征等效串联电阻。3.1.3超级电容器输出特性如图3-2所示，根据电路原理，可得电路方程：（3-1）超级电容器SOC可表示为：（3-2）式（3-2）中：Qt是在时间t存储在超级电容器中的电荷量，QN是超级电容器的总容量，Umax是超级电容器正常工作时的最大电压值，Umin是超级电容器正常工作时的最小电压值。将式（3-1）代入式（3-2）可得：（3-3）式（3-3）中：U0是超级电容器的初始电压；故可得超级电容器储存的能量JSC为：（3-4）3.2锂电池工作特性3.2.1锂电池工作原理锂离子电池采用电化学储能方式，其内部由正负极、隔膜、外壳和电解液四个部分组成，本文以磷酸铁锂电池为例对其进行分析[41]：（1）当施加电场时，锂离子离开正极，通过电解质和膜后进入负极，正锂离子减少，负锂离子增加，即为充电状态；（2）反之，锂离子离开负极，进入正极，正锂离子增加，负锂离子减少，即为放电状态。充放电过程中，锂电池正、负极和电解液的化学方程式可分别表示为：（3-5）（3-6）（3-7）3.2.2锂电池等效模型锂电池的等效电路模型中较为常见的包括二阶RC模型、Thevenin模型、内阻模型。其两者模型中考虑了极化因子，可以解决环境温度变化或电池老化引起的计算精度下降的问题，但模型的结构比较复杂。考虑到本设计受环境因素极小，故采用内阻模型，模型结构如图3-3所示。图3-3内阻模型如图3-3所示，内阻模型由理想电压源E和内阻Rb串联而成，其结构简单，实用性强。其中Ub是锂电池的端电压；Ib是锂电池电流。3.2.3锂电池输出特性根据图3-3内阻模型，可得锂电池输出特性方程为：（3-8）荷电状态SOC特性方程为：（3-9）3.3混合储能控制系统结构及控制策略的研究3.3.1混合储能系统结构本文设计了基于双有源全桥DC/DC变换器的超级电容-锂电池混合储能系统，如图3-5所示。图3-5超级电容-锂电池混合储能系统如图3-5所示，超级电容器和锂电池分别经过双有源全桥变换器1、2连接到直流母线，构成并联型超级电容器-锂电池混合储能系统。3.3.2混合储能系统运行及控制策略混合储能系统控制框图如图3-6所示。图中Uref、Udc分别为直流母线电压的参考值和实际值；Usc为超级电容电压的实际值。图3-6混合储能系统运行控制框图当系统母线电压发生波动时，超级电容器先进行调节，以下为超级电容器控制过程：（1）当UL1<Udc<UH1：直流母线电压的波动较小，在微电网自行调节范围内，储能系统不动作，此时，超级电容器的输出电流为0。（2）当UH1<Udc<UH2：直流母线电压升高，超级电容器储能系统开始工作，为充电状态，从微电网中快速吸收能量。（3）当UL2<Udc<UL1：直流母线电压降低，超级电容器储能系统开始放电，此时输出电流，向微电网快速输出能量。超级电容器的储能控制流程如下图3-7所示：图3-7超级电容器储能控制流程随着超级电容器储能持续工作，当其端电压超过单独调节范围时，向锂电池发出动作信号，锂电池也进行调节，二者协调配合，实现对母线电压的调节，维持直流微电网的稳定性。超级电容端电压Usc1、Usc2、Usc3、Usc4分别为锂电池储能系统动作临界值，锂电池控制过程为：（1）当Usc2<Usc<Usc3：只采用超级电容器的单独调节，该区间为锂电池储能系统的不动作区。此时，锂电池储能输出电流为0；（2）当Usc3<Usc<Usc4：超级电容器端电压过高，锂电池储能系统开始充电，锂电池从微电网中吸收功率；（3）当Usc1<Usc<Usc2：超级电容器端电压过低，锂电池储能系统开始放电，锂电池向微电网提供能量。锂电池储能运行流程图具体见图3-8所示。图3-8锂电池储能控制流程为了避免超级电容器和锂电池的深度充电和放电，防止装置损坏，需设定其工作区间，当运行超过设定限值时，停止工作。（1）超级电容器：采用端电压Usc设定工作区间，为（Usc1，Usc4）；（2）锂电池：采用剩余容量SOCb确定运行区间，为（SOCbmin，SOCbmax）。该控制策略可以充分发挥超级电容和锂电池的优势，通过采集直流母线电压和超级电容器电压就可以实现其作用，不需要计算高低频功率，降低了控制的复杂性。3.4混合储能系统仿真根据上述超级电容-锂电池混合储能系统图3-5，本文搭建了基于Matlab/simulink的混合储能系统图，如图3-9所示。图3-9混合储能系统仿真模型仿真参数同后文4.4.1中的设置，仿真模型中对应的两个控制模块，图3-10为超级电容器控制模块，图3-11为锂电池控制模块。图3-10超级电容器控制模块图3-11锂电池控制模块根据混合储能系统的功能，设定以下两种运行状态对其进行仿真测试：（1）混合储能系统充电，用于直流母线电压上升时，吸收系统能量；（2）混合储能系统放电，用于直流母线电压下降时，提供系统能量。3.4.1混合储能系统充电仿真测试超级电容器-锂电池混合储能系统充电仿真测试如下图3-12、3-13所示。图3-12为充电模式1，此模式只有超级电容器动作，图3-13为充电模式2，此模式下超级电容器和锂电池都处于充电状态。图3-12充电模式1仿真测试充电模式1的仿真结果如图3-12所示。开始时系统功率保持平衡，在0.031s时负荷减少或光伏输出功率增加，直流母线电压升高至416.93V，系统功率有剩余。此时超级电容器发生动作，吸收系统功率，处于充电状态，充电电流值逐渐增加，端电压逐渐增大，锂电池储能系统未达到动作电压，处于截止状态。最终Udc稳定在413.2V，Isc稳定在-12.25A，Usc逐渐增大，Ib为0A，SOCb为50%。图3-13充电模式2仿真测试充电模式2的仿真结果如图3-13所示。开始时系统工作在稳定状态，在0.05s时由于负荷迅速减少或光伏输出功率大幅度增加，直流母线电压Udc增大到438.2V，系统工作在充电模式1，超级电容器充电，端电压逐渐增大，在0.268s时Usc增大到102V，锂电池储能系统达到动作电压Usc3，锂电池开始充电。最终Udc稳定在427.5V，Isc稳定在-12.12A，，Ib为-3.3A，SOCb为50.022%。3.4.2混合储能系统放电仿真测试超级电容器-锂电池混合储能系统放电仿真测试如下图3-14、3-15所示。图3-14为放电模式1，此模式只有超级电容器放电，图3-13为放电模式2，此模式下超级电容器和锂电池均处于放电状态。图3-14放电模式1仿真测试放电模式1的仿真结果如图3-14所示。开始时系统功率保持平衡，在0.02s时负荷增加或光伏输出功率减少，直流母线电压降低至378.5V，系统功率不足。此时超级电容器发生动作，输出功率，处于放电状态，放电电流值逐渐增加，端电压逐渐减小，锂电池储能系统未达到动作电压，处于截止状态。最终Udc稳定在388.2V，Isc稳定在12.22A，Usc减小至98.2V，Ib为0A，SOCb为50%。图3-15放电模式2仿真测试放电模式2的仿真结果如图3-15所示。开始时系统处于稳定，在0.02s时由于负荷迅速增加或光伏输出功率大幅度减少，直流母线电压迅速下降到352.2V，超级电容器迅速放电，直流母线电压在0.028s时达到365.3V。超级电容器端电压不断减小，在0.37s时Usc减小到98V，锂电池储能系统达到动作电压Usc2，锂电池开始放电，放电电流逐渐增大。最终Udc稳定在371.78V，Usc减小至96.94V，Isc稳定在6.06A，Ib为6.62A，SOCb为49.94%。3.5本章小结本章首先阐述了超级电容器及锂电池的工作原理、等效模型及输出特性，然后建立了超级电容器-锂电池混合储能系统结构，提出了相应的控制策略，得到了其系统运行控制图。此策略极大利用了超级电容器和锂电池各自优势，前者功率密度大、后者锂电池能量密度高，延长了装置的寿命周期，实现了各子系统的自动响应，维持了微电网的稳定性。最后，通过仿真测试验证了其正确性。第4章基于Matlab的直流微电网系统结构及控制策略的仿真研究4.1直流微电网系统结构本文设计的直流微电网系统结构图如下图4-1所示：图4-1直流微电网结构如图4-1所示，此直流微电网由光伏发电系统、超级电容器-锂电池混合储能系统、负荷系统整合而成。其中，光伏发电系统、混合储能系统均通过双有源全桥DC/DC变换器并入直流母线，负荷直接或通过双有源全桥DC/DC变换器并入直流系统母线中。图中光伏、锂电池、超级电容器出口侧电流分别通过Ipvo，Ibo，Isco来表示，IL表示负荷电流，Cdc表示系统母线充电电容，Idc表示系统母线等效电容电流。4.2直流微电网系统的稳定性4.2.1影响直流微电网稳定性的因素光伏发电系统、超级电容-锂电池的混合储能系统等各自的子系统通过有效的控制后，都能保持稳定运行[5]。但各子系统的各自稳定并不能保证直流微电网系统的整体稳定，影响直流微电网系统的因素为：“输出”与“吸收”功率不匹配。光伏发电系统其输出功率Po受光照强度、温度等环境因素的影响。为保证其能量供应、系统稳定运行，需确定可靠运行区间，定义其运行区间为：（4-1）将接入直流微电网系统的各个子系统的吸收功率定义为Pi，若吸收功率出现下面两种情况时，影响直流微电网的稳定性：（4-2）当负荷骤增或发电功率骤降时，吸收功率超过输出功率上限；当直流微电网近似空载时，吸收功率低于输出功率下限。4.2.2直流微电网功率稳定性根据上述分析，为保证直流微电网可以稳定运行，在设计控制策略时应当考虑其功率稳定性。其直流微电网系统功率流动关系如图4-2所示。图4-2系统功率流动关系系统功率流动关系如图4-2所示。在图4-2中，各个子系统的功率符号表示及其功率流动关系如下表所示：表4-1子系统功率流动关系符号所代表子系统子系统功能功率流动方向Ppvo光伏发电系统分布式能源，提供系统能量单向Pbo锂电池储能系统自身充放电平衡微电网功率流动，根据运行释放或者吸收功率双向Psco超级电容储能系统PL负荷系统耗能部分，从系统获取能量单向Pdc直流母线电容平衡负载侧功率流动双向如图4-2所示，根据表4-1分析，直流微电网系统中各部分功率流动关系为（4-3）当母线电压发生波动时，直流母线电容Cdc中的能量发生变化，其变化量△Edc为（4-4）式（4-4）中：Udcr为直流母线电压额定值将系统的运行时间T代入式（4-4）可得△Edc为（4-5）根据电路原理可得，直流微电网母线电压及其各子系统功率流动关系为（4-6）将式（4-5）和式（4-6）联立可得（4-7）根据上述分析可得，光伏发电系统的输出功率和负荷的吸收功率发生不平衡时，直流母线电压将会发生波动，进而影响直流微电网的稳定性。故需设计有效的协调控制策略，通过各个子系统间的协调配合，保证直流微电网在各个工况下均能可靠运行。4.3直流微电网控制策略的研究平衡直流母线功率是一个复杂的多目标控制问题，包括最大化利用分布式光伏发电系统，优化利用混合储能系统，以及在负载波动期间稳定直流母线电压。因此，本文根据系统的不同运行状态进行分析，提出了基于7种工作模式的控制策略。4.3.1直流微电网系统运行模式为分析直流微电网系统的可能运行状态下的所有运行模式，本文采用数字编码的方式，此方式采用二进制编码表示直流微电网系统中各子系统的运行状态：（1）光伏发电系统：MPPT状态00，CVC状态01；（2）超级电容储能系统：截止状态00，放电状态01，充电状态10；（3）锂电池储能系统：截止状态00，放电状态01，充电状态10；（4）负荷控制系统：正常状态00，切负荷控制01。本文按照[负荷控制系统-锂电池储能系统-超级电容储能系统-光伏发电系统]的顺序，按照由高到低顺序排列组合各子系统的运行状态，得到直流微电网的所有可能运行模式，如下表4-2所示。表4-2直流微电网系统运行模式状态表模式序列运行状态负荷控制系统锂电池储能系统超级电容储能系统光伏发电系统00-00-00-00正常截止截止MPPT00-00-00-01正常截止截止CVC00-00-01-00正常截止放电MPPT00-00-01-01正常截止放电CVC00-00-10-00正常截止充电MPPT00-00-10-01正常截止充电CVC00-01-00-00正常放电截止MPPT00-01-00-01正常放电截止CVC00-01-01-00正常放电放电MPPT00-01-01-01正常放电放电CVC00-01-10-00正常放电充电MPPT00-01-10-01正常放电充电CVC00-10-00-00正常充电截止MPPT00-10-00-01正常充电截止CVC00-10-01-00正常充电放电MPPT00-10-01-01正常充电放电CVC00-10-10-00正常充电充电MPPT00-10-10-01正常充电充电CVC01-00-00-00切负荷截止截止MPPT01-00-00-01切负荷截止截止CVC01-00-01-00切负荷截止放电MPPT01-00-01-01切负荷截止放电CVC01-00-10-00切负荷截止充电MPPT01-00-10-01切负荷截止充电CVC01-01-00-00切负荷放电截止MPPT01-01-00-01切负荷放电截止CVC01-01-01-00切负荷放电放电MPPT01-01-01-01切负荷放电放电CVC01-01-10-00切负荷放电充电MPPT01-01-10-01切负荷放电充电CVC01-10-00-00切负荷充电截止MPPT01-10-00-01切负荷充电截止CVC01-10-01-00切负荷充电放电MPPT01-10-01-01切负荷充电放电CVC01-10-10-00切负荷充电充电MPPT01-10-10-01切负荷充电充电CVC表4-2为直流微电网系统的所有可能运行模式，为保持系统的稳定运行，需进一步确定系统的有效稳态运行模式。由式（4-7）可得，为了维持直流微电网系统稳定运行，功率流动保持平衡状态，需尽量保持系统各部分直流母线电压的稳定。因此，本文通过对直流母线电压Udc运行情况进行分析，进而对双有源全桥DC/DC变换器进行合理控制。设定直流母线电压额定值为Udc，直流母线分区的的阈值电压为：UH1、UL1、UH2、UL2（设定为1.02、0.98、1.05、0.95倍的额定电压）。当直流母线电压发生波动、直流微电网失去稳定时，根据上述直流母线动作电压的设定，以及3.3对混合储能系统控制策略的研究，对各子系统采取相应有效控制，系统有效运行原则可概括为以下几种：（1）光伏发电系统输出功率变化幅度较小，直流母线电压波动范围为（UL1，UH1），在系统允许范围之内，此时各子系统均不动作。（2）光伏发电系统输出功率变化大或负荷变化大，造成系统功率不平衡。直流母线电压处于（UL2，UL1）或（UH1，UH2），此时采用超级电容-锂电池混合储能系统，按照3.3提出的运行策略，从而维持系统功率平衡。（3）超级电容-锂电池混合储能系统超出运行范围，系统功率仍不平衡，直流母线电压小于UL1或大于UH2，此时采用调节光伏发电系统或负荷控制器的方式来维持系统的功率平衡。根据上述系统有效运行原则，可判断直流微电网系统有效运行模式为00-00-00-00，00-00-10-00，00-10-10-00，00-00-00-01，00-00-01-00，00-01-01-00，01-00-00-00这七种，分别定义为工作模式1-7。基于这七种工作模式，进一步分析直流微电网系统的协调控制策略。4.3.2直流微电网协调控制策略根据上述分析，本文通过将直流母线电压分层，对系统进行分层控制，将系统的运行模式进行切换，作出如下图4-3所示的系统运行控制模式图。图4-3系统运行控制模式图（1）工作模式1：直流母线电压处于（UL1，UH1），在系统允许范围之内。此时光伏发电系统工作在MPPT模式，锂电池和超级电容储能系统工作在截止状态，负荷控制器处于正常状态，对应运行模式序列为00-00-00-00。（2）工作模式2：直流母线电压处于（UH1，UH2），系统功率有剩余，此时采用超级电容器开始吸收功率，其处于充电状态，锂电池储能系统工作在截止状态，光伏发电系统在MPPT模式，负荷控制器处于正常状态，对应运行模式序列为00-00-10-00。（3）工作模式3：随着超级电容器电压增大，超级电容器电压Usc大于Usc3，达到锂电池的动作电压，锂电池也开始吸收功率，处于充电状态，超级电容器持续充电，光伏发电系统在MPPT模式，负荷控制器处于正常状态，对应运行模式序列为00-10-10-00。（4）工作模式4：当超级电容器的端电压Usc大于Usc4，锂电池容量高达SOCbmax，混合储能系统失去调节能力，直流母线电压Udc大于UH2。此时光伏发电系统减少输出功率，为CVC状态，锂电池和超级电容储能系统处于截止状态，负荷控制器处于正常状态，对应运行模式序列为00-00-00-01。（5）工作模式5：直流母线电压处于（UL2，UL1），系统功率不足，此时采用超级电容器开始输出功率，其处于放电状态，锂电池储能系统工作在截止状态，光伏发电系统在MPPT模式，负荷控制器处于正常状态，对应运行模式序列为00-00-01-00。（6）工作模式6：随着超级电容器放电，超级电容器电压Usc小于Usc2。此时采用锂电池输出功率，其处于放电状态，超级电容器持续放电，光伏发电系统在MPPT模式，负荷控制器处于正常状态，对应运行模式序列为00-01-01-00。（7）工作模式7：当超级电容器端电压Usc小于Usc1，锂电池容量低至SOCbmin，混合储能系统失去调节能力，直流母线电压Udc小于UL2。此时锂电池和超级电容器储能系统处于截止状态，光伏发电系统在MPPT模式，为保持功率平衡，负荷控制器动作，按照负荷重要及其敏感程度依次切除负载，对应运行模式序列为01-00-00-00。在不同工作模式下，各个子系统运行状态如下表4-3所示。表4-3不同工作模式下的子系统运行状态工作模式负荷控制系统光伏发电系统锂电池储能系统超级电容储能系统1正常MPPT截止截止2正常MPPT截止充电3正常MPPT充电充电4正常CVC截止截止5正常MPPT截止放电6正常MPPT放电放电7切负荷MPPT截止截止4.4直流微电网控制策略的仿真4.4.1仿真参数根据图4-1，本文搭建了基于Matlab/simulink直流微电网系统仿真模型，如图4-4所示。该仿真模型参数设置如下：超级电容器总容量为10F，初始电压为100V；锂电池标称电压为100V，额定容量220Ah，SOCbatmin=20%，SOCbatmax=80%；双有源全桥DC/DC变换器的参数为：额定功率P0为1500VA，开关频率f为10000Hz，原边电压U1为100V，副边电压U2为400V，变比n为1:4；各个双向DC/DC变换器出口侧电容额定容量均为1000μF。图4-4直流微电网仿真模型超级电容侧双有源全桥变换器1的阈值电压Udc、锂电池侧双有源全桥变换器2的动作电压Usc如表4-3所示。表4-3仿真电压阈值电压/VUdcUscUL238095UL139298Udcr400100UH1408102UH24201054.4.2仿真结果分析本文对不同工作模式下相对应的控制策略进行了仿真验证。其中工作模式2、3同充电模式1、2，工作模式5、6同放电模式1、2，其仿真结果同3.4节混合储能系统仿真结果。图中Udc表示直流母线电压；Usc表示超级电容器端电压；Isc表示超级电容器储能系统输出电流，以放电方向为正；Ib表示锂电池储能系统输出电流，以放电方向为正；SOCb表示锂电池储能系统的容量，非特殊情况下，SOCb初始值均设定为50%。在工作模式1下系统处于平衡状态，各个储能系统均不动作。如下图4-5为工作模式1的仿真结果。图4-5工作模式1仿真测试如图4-5所示，对工作模式1进行了仿真测试，负荷侧或光伏发电系统基本无波动，直流微电网系统保持平衡，超级电容器-锂电池混合储能系统工作在截止状态，Udc稳定在400V，Usc保持不变为100V，Ib为0A，SOCb保持不变为50%。当微电网处于工作模式4时，为验证策略的准确性，在混合储能系统调节过程中，本文分为以下两种情况进行仿真：（1）超级电容器的端电压Usc大于Usc4=105V，锂电池容量未达SOCbmax=80%；（2）锂电池先达到SOCbmax=80%，超级电容器的端电压Usc不断增大后达到Usc4=105V。仿真结果如下图4-6、4-7所示。图4-6工作模式4仿真测试1如图4-6所示，为工作模式4下的工况1仿真结果。开始时系统保持稳定，在0.02s时直流母线电压迅速升高到438.2V，此时超级电容器快速动作，吸收系统功率，Udc在0.052s下降到432.1V，超级电容充电电流值逐渐增加，端电压逐渐增大，在0.152s时Usc达到102V，锂电池储能系统开始工作，充电电流Ib为-12.23A，随着Usc不断增大，在0.312s时增大到105V，超出超级电容工作范围，Isc迅速降为0A，锂电池容量未达到80%，以Ib=-12.12A持续发挥调节作用，最后Udc稳定在425.2V，Isc为0A，Ib为-12.12A，SOCb为50.11%。图4-7工作模式4仿真测试2如图4-7所示，为工作模式4下的工况2仿真结果，为缩短仿真时间，设定锂电池初始容量为79.97%。开始时系统处于平衡状态，在0.02s时直流母线电压迅速升高到436.1V，超级电容器开始充电，超级电容端电压Usc在0.165s时达到102V，锂电池储能系统也开始充电，SOCb不断增大，当0.288s时，锂电池容量达到SOCbmax=80%，超出锂电池动作范围，锂电池失调，Ib降为0A，随着Usc不断增大，在0.321s时增大到105V，超出超级电容工作范围，Isc迅速降为0A，直流母线电压瞬间上升到430.83，在光伏发电系统迅速动作，处于CVC模式，Udc稳定在426.7V，Isc和Ib均为0A，SOCb为80%。由3.4节充放电仿真测试可得，直流微电网处于工作模式3或6时，超级电容器和锂电池均能够正常工作，协调配合，有效调节直流母线电压，使得系统功率平衡。为进一步证明混合储能的运行策略，设定负荷侧功率发生频繁变化，其仿真结果如下图4-8所示。图4-8功率频繁变动时仿真测试结果如图4-8所示，开始时系统处于平衡状态，Usc为100V，Udc为400V，SOCb为50%，当0.02s时，负荷增加，直流母线电压降低到387.2V，超级电容器放电，Isc逐渐增大为10.23A，直流母线电压回升，在0.18s时Udc稳定在388.9V，Usc下降到98.32V；当0.22s时，负荷减少，直流母线电压上升到414.3V，超级电容器放电，Isc变为-10.12A，在0.28s时Udc稳定在412.2V，Usc上升到99.83V；当0.32s时，负荷处于正常状态，直流母线电压维持在400V，Usc稳定不变，Isc为0A，在整个过程中锂电池均未在工作范围，故Ib为0A，SOCb为50%。4.5本章小结本章将光伏发电系统、超级电容器-锂电池储能系统、负荷控制系统等各个子系统整合构成直流微电网系统。通过分析影响直流微电网系统稳定性的因素、功率流动关系，得到为维持直流微电网系统以及直流母线电压的稳定，需根据系统的不同运行状态，提出相对应的控制策略。为分析所有可能运行状态，本文采用数字编码的方式得出系统所有运行模式。又通过对直流母线电压分层，得出系统的有效运行原则，确定出7种有效稳态运行模式，提出了直流微电网系统的协调控制策略，阐述了每种工作模式下光伏发电系统、超级电容器-锂电池混合储能系统等子系统的具体工作状态，各个子系统的协调配合，确保直流微电网系统在各个工况下都能可靠运行。最后，通过建立基于Matlab/Simulink的仿真模型，设计了直流微电网系统的不同运行模式，验证了控制策略的合理性和有效性。第5章总结与展望5.1总结本次毕业设计的主要内容是含双有源全桥DC/DC变换器的直流微电网控制策略研究。基于双有源全桥DC/DC变换器，将光伏发电系统、超级电容器-锂电池储能系统及负荷控制器系统整合构成直流微电网系统。根据系统的不同运行模式，提出了基于7种工作模式下的控制策略,并详细阐述了每种工作模式下各个子系统的具体工作状态。最后，建立了基于Matlab/Simulink的仿真模型，通过仿真分析验证了其有效性和合理性。本次毕业设计的主要工作有：（1）本文介绍了直流微电网和直流变换器的研究现状，分析了Buck/boost双向变换器的结构和原理，阐述了双有源全桥DC/DC变换器的拓扑结构及其移相控制方式。由于隔离型变换器可靠性更强，本文选用双有源全桥DC/DC变换器，重点分析了单移相控制方式的工作原理，将其工作模态划分为六个区间，详细分析了每个模态下电感电流的变化情况以及公式推导，得到了功率特性曲线以及变换器的控制策略。（2）本文设计了基于双有源全桥变换器的超级电容器-锂电池混合储能系统结构，其中超级电容器和锂电池经双有源全桥变换器采用并联结构接入直流母线，极大利用了超级电容器和锂电池各自的优势，前者功率密度大、后者锂电池能量密度高，增强了混合储能装置运行的灵活性，提高了系统的稳定性，仿真验证了其有效性。（3）本文设计了含双有源全桥DC/DC变换器的直流微电网系统，分析了直流微电网系统的稳定性，重点阐述了影响稳定性因素及其功率关系。采用了数字编码的方式得到系统所有运行模式，通过确立的系统的有效运行原则，得出系统的有效稳态运行模式。基于不同运行模式，提出了直流微电网系统的协调控制策略，得到了系统运行控制模式图。（4）本文设计了基于MATLAB/Simulink含双有源全桥DC/DC变换器的直流微电网系统，模拟了系统运行的各个工况。仿真结果验证了提出的协调控制策略的合理性和有效性，各个子系统的协调配合，确保了直流微电网系统在各种运行状态下都能可靠运行。5.2展望本文设计了含双有源全桥DC/DC变换器的直流微电网系统，并提出了相应的控制策略，实现了系统在不同的工况下都能可靠运行，最后通过仿真验证其有效性。但是仍然存在许多地方有待进一步的改善，未来需要开展的工作有以下几个方面：（1）本文设计的直流微电网系统中分布式电源只考虑了光伏发电，下一步考虑风力发电等其他能源，保障微电网安全可靠的运行。（2）本文采用单移相控制方式来控制双有源全桥变换器工作，未来可以尝试研究其他优化移相控制，提高变换器的传输性能，进而提高微电网的稳定性。

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