【《基于Matlab的直流微电网系统结构及控制策略的仿真分析案例》5300字】

基于Matlab的直流微电网系统结构及控制策略的仿真分析案例目录TOC\o"1-3"\h\u21699基于Matlab的直流微电网系统结构及控制策略的仿真分析案例 1310941.1直流微电网系统结构 131171.2直流微电网系统的稳定性 2145351.2.1影响直流微电网稳定性的因素 238801.2.2直流微电网功率稳定性 261811.3直流微电网控制策略的研究 4140181.3.1直流微电网系统运行模式 4215991.3.2直流微电网协调控制策略 7237061.4直流微电网控制策略的仿真 9308181.1.1仿真参数 9165281.1.2仿真结果分析 10109221.5小结 151.1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。1.2直流微电网系统的稳定性1.2.1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。1.2.2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。1.3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。1.3.1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。1.3.2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1.4直流微电网控制策略的仿真1.1.1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/VUdcUscUL238095UL139298Udcr400100UH1408102UH24201051.1.2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