風光儲微電網并網聯絡線功率控制策略

肖朝霞 賈 雙 朱建國 樊世軍

(天津工業大學電工電能新技術天津市重點實驗室 天津 300387)

風光儲微電網并網聯絡線功率控制策略

肖朝霞 賈 雙 朱建國 樊世軍

(天津工業大學電工電能新技術天津市重點實驗室 天津 300387)

主動配電網環境下，將發電具有間歇性和隨機性特點的小風電、光伏發電與蓄電池組成微電網，協調控制其內的多個可再生發電單元使其成為發電功率分時恒定的發電單元或者負荷，既方便配電網對微電網群的調度和管理，又能促進分布式可再生能源的安全消納。在綜合考慮風光儲微電網風速曲線和光照條件瞬時變化且儲能容量配置較小等實際情況下，提出一種分層協調控制策略。首先根據每時段風速及光照強度預測信息給出了聯絡線分時交換功率的計算方法，上層中心控制器將該聯絡線交換功率參考值與上級主動配電網調度中心通信，制定分時聯絡線交換功率。上層中心控制器并依據此分時功率需求實現系統運行模式的選擇及切換以及底層控制器的選擇和管理。該分層控制策略實現了運行狀態的無縫轉換，保證了風光儲微電網按照聯絡線交換功率需求輸出，即聯絡線功率分時恒定。當微電網內風電和光伏輸出的瞬時功率之和與聯絡線交換功率需求相差較大時，微電網內可能會出現部分棄風棄光。該文建立了風光儲微電網仿真系統，仿真結果驗證了所提策略的正確性與有效性。

風光儲微電網 聯絡線功率分時恒定 分層協調控制 中心控制器 底層控制器

0 引言

分布式發電是可再生能源發展的主要途徑之一，而微電網是集成分布式可再生能源發電的重要形式[1-5]。隨著能源互聯網和主動配電網的發展，未來主動配電網中分布式發電和微電網必將規模化應用[6，7]。基于這種控制方案，如何對微電網或微電網群進行有效的管理、調度和控制，使其對大電網來說成為一個“好公民”，即成為一個發電功率分時恒定的發電單元或者負荷，方便配電網在未來的電力市場環境下對其進行調度且輔助電網運行，成為微電網領域一個有意義的研究課題。常規分布式可再生電源，如光伏、風電等，其出力具有間歇性和隨機性的特點，存在輸出功率波動大、穩定性差、可靠性差等缺點。將發電具有間歇性和隨機性特點小風電、光伏發電與蓄電池組成風光儲微電網，通過制定合理的控制策略對風光儲微電網進行協調控制和能量管理，使其與大電網聯絡線輸出功率分時恒定，可充分發揮分布式可再生能源發電的潛力，促進分布式可再生能源安全消納，利于未來主動配電網對微電網和微電網群的調度管理。

國內外對風光儲微電網聯絡線功率協調控制進行了大量的研究。文獻[8-12]提出了微電網分層控制的思想，但主要基于下垂控制的獨立運行微電網。文獻[13]提出了采用熱泵負荷的啟停來平抑微電網聯絡線功率波動的方法。文獻[11]提出了利用復合儲能技術分別平抑風光聯合發電系統的輸出功率在不同時間段的波動。文獻[14]分析了風光儲聯合發電系統的特點以及數學模型，提出了一種儲能充放電優化控制來平滑系統輸出功率波動。文獻[15]針對間歇性能源并網出力波動較大，提出一種有效抑制功率波動且改善低電壓穿越能力的風光儲聯合發電系統模型及其控制策略。文獻[16]設計了聯合控制模式和場站控制模式，實現了風、光、儲獨立控制和互補控制的無縫切換，并提出考慮了儲能荷電狀態反饋的改進平滑控制策略和“風光捆綁、儲能解耦”的協調跟蹤策略。文獻[17] 為改善風光儲聯合系統功率輸出波動特性和降低儲能功率補償壓力，提出了一種在線滾動優化和有功實時控制相結合的功率協調優化控制方法。文獻[18] 提出一種蓄電池和采用電熱泵可控負荷作為虛擬儲能來平抑微網聯絡線功率波動的微電網協調控制策略。通過為虛擬儲能和電池儲能系統設置兩種不同時間常數的巴特沃茲濾波器，實現其分別平抑微網聯絡線功率波動中的高頻和低頻成分。文獻[19，20]為了抑制高可再生能源滲透率并網微電網聯絡線功率波動對電網的不利影響，根據出力波動的頻譜分析結果平滑出力波動，并提出了用于控制微電網聯絡線功率輸出的儲能系統容量優化確定方法。

本文首先提出了一種聯絡線功率分時恒定的計算方法。其次，設計了風光儲微電網的結構，在該結構中采用了蓄電池通過DC-DC變換器直接連接在光伏側的結構，該結構方便利用光伏功率-電壓輸出特性與儲能的配合，因此增加了光儲微電網對內部電源的可調度維度。該結構所采用的一次設備較少，并充分發揮了光伏單元的功率調節作用減小了儲能的配置，并與其內風電單元的配合實現了聯絡線交換功率的分時恒定輸出。提出的分層協調控制策略充分考慮了風速曲線和光照條件瞬時變化且儲能容量配置較小等實際情況下系統的各種實際運行工況，并模擬各類實際工況的運行狀態，實現了不同運行狀態間的無縫轉換。然后介紹了風光儲微電網的結構，給出了聯絡線交換功率分時恒定的參考功率計算方法和風光儲微電網各種可能運行狀態及狀態轉換條件，同時介紹了風電單元的最大功率跟蹤(Maximum Power Point Tracking，MPPT)控制和變槳距控制、光伏側逆變器的恒功率控制器和蓄電池各種充放電控制。最后給出了系統參數和仿真結果及分析。

1 系統總體結構

風光儲微電網結構如圖1所示，包括一次回路和控制系統。一次回路主要包括雙饋風力發電單元、光伏發電單元以及由蓄電池組成的儲能單元。雙饋風力發電單元包括風力機、變速齒輪箱、雙饋發電機和轉子側的背靠背變頻器，雙饋發電機直接連接至風光儲微電網交流母線。光伏電池經防反二極管與蓄電池組通過雙向DC-DC連接到直流母線，逆變后的交流輸出經L型濾波器接至交流母線。風光儲微電網通過升壓變壓器接入配電網。

圖1 風光儲微電網系統整體結構Fig.1 Structure of a hybrid wind-photovoltaic-energy storage system

控制系統包括上層中心控制器和底層控制器。上層中心控制器是微電網能量管理系統的核心部分，負責制定風光發電預測、負荷預測、聯絡線分時交換功率的計算、系統運行模式的選擇及切換、風電和光伏單元底層控制器選擇和控制器參考值計算、蓄電池充放電控制器的選擇和管理等。通過協調控制微電網內風電、光伏和蓄電池單元，滿足主動配電網的調度需求，實現與主動配電網聯絡線交換功率的分時恒定。底層控制器包括風電單元最大功率跟蹤控制器、變槳距控制器、光伏單元側逆變器恒功率控制器和蓄電池充放電控制器。其中蓄電池充放電控制包括光伏最大功率跟蹤的充放電控制和恒流恒壓充電控制。

2 上層中心控制器

2.1 聯絡線分時恒定功率值的計算

采用電量平衡法進行聯絡線分時恒定功率值的計算。忽略系統自身損耗，設風光儲微電網任意時刻輸出的總有功功率為

Pgl=Pw+Pv+Pb

(1)

式中，Pgl為風光儲微電網向電網輸送的有功功率；Pw、Pv、Pb分別為風力發電單元、光伏單元和蓄電池輸出的有功功率。當蓄電池放電時Pb為正，充電時Pb為負。

假定已知在調度時段T內的預測風速曲線和光照曲線，可計算調度時段T內風力發電和光伏發電所發出的電量分別為Ww、Wv。

(2)

則調度時段T內，微電網可發電的平均功率為

(3)

儲能容量的選擇要確保微電網輸出功率平滑，一般采用電量平衡法和電力平衡法。電量平衡一般通過計算某時段內微電網所有發電電源的發電電量或關鍵負荷在該時段所需電量，蓄電池容量等于該發電量或該所需電量。電力平衡法一般通過分析該時段所有發電電源瞬時發電功率之和與平均功率最大的峰谷差，以最大峰差決定蓄電池充電電流大小；以所有發電電源發電的平均功率確定蓄電池的最大放電電流。

2.2 系統運行狀態及切換

風光儲微電網的典型運行狀態和功率流動如圖2所示。

圖2 風光儲微電網運行狀態Fig.2 Operation states of wind-photovoltaic-energy storage system

運行狀態I：微電網內風電、光伏和蓄電池同時向電網送電，保證與配電網聯絡線功率在時間段T內恒定，即Pw+Pv+Pb=PT。此時蓄電池處于放電狀態，光伏和風電均為MPPT運行，變流器DC-DC實現光伏MPPT的同時使蓄電池放電，變流器DC-AC處于逆變狀態且恒功率運行，其參考功率為Pref=PT-Pw。

運行狀戊II：微電網內風電切出，光伏和蓄電池同時向電網送電保證與配電網聯絡線功率在時間段T內恒定，即Pv+Pb=PT。此時蓄電池處于放電狀態，光伏MPPT運行，變流器DC-DC實現光伏MPPT的同時使蓄電池放電，變流器DC-AC處于逆變狀態且恒功率運行，其參考功率為Pref=PT。

運行模式III：微電網內風電向電網送電，保證與配電網聯絡線功率在時間段T內恒定，同時與光伏同時給蓄電池充電，即Pw-PT+Pv=Pb。此時蓄電池處于充電狀態，光伏和風電均為MPPT運行，變流器DC-DC實現光伏MPPT的同時使蓄電池充電，變流器DC-AC處于整流狀態且恒功率運行，其參考功率為Pref=Pw-PT。

運行狀態IV：當微電網內風電和光伏的輸出功率較大，在保證與配電網聯絡線功率在時間段T內恒定的同時給蓄電池充電并超過了蓄電池的最大充電電流，即Pw-PT+Pv=Pbmax，Pbmax為蓄電池的最大充電功率，一般為蓄電池容量的20%。此時蓄電池處于充電狀態，風電為MPPT運行，通過升高光伏側直流母線電壓限制光伏輸出，光伏部分棄光，變流器DC-DC實現限制光伏功率輸出的同時使蓄電池充電，變流器DC-AC處于整流狀態且恒功率運行，其參考功率為Pref=PT-Pw。

運行狀態V：當微電網內風電和光伏的輸出功率非常大以致光伏必須完全棄光且風電限制其部分輸出，風電向電網送電保證與配電網聯絡線功率在時間段T內恒定，同時給蓄電池以最大電流充電，即Pw-PT=Pbmax。此時蓄電池處于充電狀態，風電為變槳距運行，變流器DC-DC實現光伏軟關閉同時使蓄電池充電，變流器DC-AC處于整流狀態且恒功率運行，其參考功率為Pref=Pw-PT。

運行狀態VI：微電網內光伏切出，風電和蓄電池同時向電網送電保證與配電網聯絡線功率在時間段T內恒定，即Pw+Pb=PT。此時蓄電池處于放電狀態，風電MPPT運行，變流器DC-DC保證蓄電池放電且維持直流母線電壓恒定，實現光伏軟關閉，變流器DC-AC處于逆變狀態且恒功率運行，其參考功率為Pref=PT-Pw。

運行狀態VII：微電網內光伏切出，風電向電網送電保證與配電網聯絡線功率在時間段T內恒定且給蓄電池充電，即Pw-Pb=PT。此時蓄電池處于充電狀態，風電MPPT運行，變流器DC-DC保證蓄電池充電且維持直流母線電壓恒定，實現光伏軟關閉，變流器DC-AC處于整流狀態且恒功率運行，其參考功率為Pref=PT-Pw。

運行狀態VIII：微電網內風電和光伏同時向電網送電保證與配電網聯絡線功率在時間段T內恒定，光伏給蓄電池充電，即Pw+Pv-Pb=PT。此時蓄電池處于充電狀態，風電和光伏均為MPPT運行，變流器DC-DC實現光伏MPPT的同時使蓄電池充電，變流器DC-AC處于逆變狀態且恒功率運行，其參考功率為Pref=PT-Pw。

運行狀態IX：蓄電池放電保證聯絡線功率恒定，即Pb=PT。此時變流器DC-DC保證蓄電池放電且維持直流母線電壓恒定，實現光伏軟關閉，變流器DC-AC處于逆變狀態且恒功率運行，其參考功率為Pref=PT。

在狀態IV和狀態V，蓄電池達到了最大充電電流，其充電模式有兩種：當蓄電池端電壓小于蓄電池最大電壓的95%時，以恒定電流充電即恒流充電模式；當蓄電池端電壓大于蓄電池最大電壓的95%時，以恒定電壓充電即恒壓充電模式。

根據風光儲微電網系統的上述典型運行狀態，分析所有運行狀態相互轉換條件，給出了典型運行狀態轉換條件，見表1。其中Pmpp為光伏輸出的最大功率。其中光伏運行限制以10 kW為標準，當光伏出力小于10 kW或微電網需要完全限制其輸出時，光伏單元關閉。風電應運行在允許風速范圍，當風速小于最小切入風速vmin時，風機停止運行。

表1 狀態轉換策略Tab.1 System operating state conversion strategy

3 底層控制器

3.1 雙饋風力發電控制

雙饋風力發電的控制系統采用變槳距變速恒頻風力發電控制系統。底層控制器包括最大風能追蹤控制和變槳距控制[21]。

圖3 雙饋風電單元底層控制器Fig.3 Local controller of wind generation unit

3.2 光伏側逆變器控制

光伏側逆變器控制主要采用恒功率控制，如圖4所示，由功率外環和電流內環組成，可實現逆變器輸出有功功率和無功功率的解耦控制[22]。

圖4 光伏側逆變器的恒功率控制Fig.4 Constant active and reactive power controller of PV-inverter

3.3 蓄電池充放電控制

蓄電池控制系統由雙向DC-DC變換器組成，包含降壓斬波Buck充電電路和升壓斬波Boost放電電路。蓄電池充電控制器如圖5所示，Ubat、Ibat為蓄電池充放電電壓與電流，UDClink為光伏側直流母線電壓，Ddutycycle為升降壓模塊開關占空比。恒流充電控制如圖5a，恒壓充電控制如圖5b，實現光伏最大功率跟蹤或者軟關閉的充電控制器如圖5c。

圖5 蓄電池充電控制Fig.5 Battery charge control

蓄電池放電時，通過Boost升壓電路及其控制電路將UDClink穩定在光伏最大功率跟蹤點電壓或者光伏關閉電壓。當光照強度很弱或需要限制光伏輸出時使其直流母線電壓穩定在650 V實現光伏軟關閉。其控制器如圖6所示。

圖6 蓄電池放電控制Fig.6 Battery discharge control

4 風光儲微電網系統仿真算例

4.1 系統仿真參數及條件

利用Matlab/Simulink工具箱搭建了風光儲微電網系統。上層中心控制器使用Simulink中的Stateflow實現。系統主要參數見表2。光伏最小允許出力為10 kW。

表2 風光儲微電網系統主要參數Tab.2 The parameters of wind/photovoltaic/energy storage microgrid

考慮光照強度的隨機變化，選取光照強度曲線如圖7所示，其中考慮了光照的漸變和突變。考慮風速的變化，選取風速曲線如圖8所示。切入風速為6 m/s，額定風速為10.5m/s。

圖7 光照強度曲線圖Fig.7 Illumination intensity curve figure

圖8 風速曲線圖Fig.8 Wind speed curve figure

根據上文所述，參照光照和風速曲線進行分時聯絡線功率計算，可得PT=170 kW。其中蓄電池的容量為800 A·h，額定電壓為384 V，蓄電池的最大充電電流為160 A，最小放電電壓為額定電壓的20%。

4.2 仿真結果分析

仿真時間設定為9 s，仿真過程通過設計的分層協調控制系統根據相應工況完成所有運行狀態及狀態轉換。仿真中控制目標為在一個時間段內(例如一個調度時間)保持風光儲微電網聯絡線輸出有功功率和無功功率為期望值。9 s內風光儲微電網內風電單元、光伏單元、蓄電池、光伏側逆變器參考功率、聯絡線交換功率及系統運行狀態見表3。

風光儲微電網不同運行模式下的仿真結果如圖9所示。

在風速變化和光照條件變化時，由表3和圖9a～圖9c可知，風力發電單元、光伏和蓄電池側逆變器均能按照要求的參考功率輸出，確保聯絡線交換功率分時恒定。圖9d和圖9e可知，蓄電池的充放電狀態一旦達到其最大充電電流時，就會被鉗制在最大充電電流。圖9f說明光伏在3s之前關閉，3～8.2s光伏最大功率跟蹤，之后光伏限制部分輸出。由圖9 g、圖9h和圖9i可知，風電單元、光伏側逆變器及聯絡線輸出的無功功率均為0(實際上，聯絡線無功功率亦可按照配電網要求輸出)。同時，由圖9仿真結果可知，狀態轉換的瞬間存在瞬時功率波動，該功率波動主要由風機的突然起停與蓄電池無法立即補充和吸收該突變功率造成的，波動值在允許范圍內。

表3 風光儲微電網系統運行狀態Tab.3 The operation state of wind/photovoltaic/energy storage micro-grid

圖9 聯絡線功率分時恒定仿真結果Fig.9 Simulation results of constant tie-line interchange active and reactive power with time

具體分析如下：

0.12～1 s：光照較弱，光伏未達到輸出條件，風速滿足輸出要求，聯絡線功率由風力發電機與蓄電池共同提供，系統運行在狀態Ⅵ。

1～1.8 s：光照較弱，光伏未達到輸出條件，風速低于最小切入風速，聯絡線功率僅由蓄電池提供，系統運行在狀態Ⅸ。

1.8～2.5 s：光照較弱，光伏未達到輸出條件，風速滿足輸出要求，聯絡線功率由風力發電機與蓄電池共同提供，系統運行在狀態Ⅵ。

2.5～3 s：光照較弱，光伏未達到輸出條件，風速較高，風力發電機多余輸出功率沖至蓄電池，聯絡線功率僅由風力發電機提供，系統運行在狀態Ⅶ。

3～3.6 s：光伏達到輸出條件，風力發電機輸出功率略高于PT，風力發電機多余輸出功率沖至蓄電池，光伏輸出功率也全部沖至蓄電池，由于光照不強，未達到充電電流限制，未發生棄光。聯絡線功率僅由風力發電機提供，系統運行在狀態Ⅲ。

3.6～3.8 s：光伏達到輸出條件，風力發電機輸出功率略低于PT，光伏將輸出功率部分沖至蓄電池，聯絡線功率由風力發電機，光伏共同提供，系統運行在狀態Ⅷ。

3.8～3.9 s：風力發電機輸出功率略高于PT，風力發電機多余輸出功率沖至蓄電池，光伏輸出功率也全部沖至蓄電池，由于光照不強，未達到充電電流限制，未發生棄光。聯絡線功率僅由風力發電機提供，系統運行在狀態Ⅲ。

3.9～4.1 s：光伏達到輸出條件，風力發電機輸出功率低于PT且緩慢下降，光伏將輸出功率部分沖至蓄電池且充電功率逐漸減小，聯絡線功率由風力發電機，光伏共同提供，系統運行在狀態Ⅷ。

4.1～5.2 s：聯絡線功率由風、光、儲共同提供，系統運行在狀態Ⅰ。

5.2～6 s：風力發電機輸出功率低于PT聯絡線功率由風光提供，光伏將多余功率沖至蓄電池，系統運行在狀態Ⅷ。

6～7 s：絡線功率由風、光、儲共同提供，系統運行在狀態Ⅰ。

7～7.9 s：風速小于最小切入風速，聯絡線功率由光儲提供，系統運行在狀態Ⅱ。

7.9～8.2 s：聯絡線功率由風、光、儲共同提供，系統運行在狀態Ⅰ。

8.2～8.6 s：風力發電機輸出功率高于聯絡線功率參考值，光伏將功率充至蓄電池，發生棄光，系統運行在狀態Ⅳ。

8.6～9 s：風力發電機輸出功率達到最大限制，光伏被限制關閉，聯絡線功率僅有風力發電機提供，系統運行在狀態Ⅴ。

5 結論

本文研究了一種分層協調控制策略，協調控制風光儲微電網內發電具有間歇性和隨機性特點的小風電和光伏發電的輸出功率與蓄電池充放電的配合，實現了含高滲透率可再生分布式電源的微電網與配電網間聯絡線交換功率的分時恒定。在風速曲線和光照條件瞬時變化且儲能容量配置較小等實際情況下，該分層協調控制策略保證了系統多個運行狀態的可靠運行及無縫轉換。同時聯絡線功率參考值的計算方法和蓄電池的配置方法實現了系統最小程度的棄風棄光。該分層協調控制方法使未來主動配電網調度和管理其內的多個微電網成為一種可能。

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(編輯 赫蕾)

Tie-Line Power Flow Control Strategy for a Grid-Connected Microgrid Containing Wind，Photovoltaic and Battery

XiaoZhaoxiaJiaShuangZhuJianguoFanShijun

(Key Laboratory of New Technology For Electric Power Tianjin Polytechnic University Tianjin 300387 China)

In an active distribution network environment, the intermittent and random renewable generation units, such as small wind generation, photovoltaic(PV), and energy storage unit, e.g. battery, can be combined to form a microgrid (MG). The microgrid can be controlled as a generator or a load with a timed constant power flow by coordinating the power output of its multiple renewable generation units. This way is helpful for the active distribution network to dispatch and manage the microgrid group and to promote the penetration of distributed renewable energy sources. A hierarchical coordination control strategy is employed by considering the change of wind speed and solar radiation intensity as well as the limited storage capacity. A method to calculate the expected interchange power plow of the microgrid tie-lineaccording to predicted wind speed and solar radiation intensity in each time period is presented. A central controller is designed to formulate the plan of microgrid tie-line interchange power plow with the dispatch center of the active distribution network by communicating with upper active distribution grid center. The central controller can also select the correct operation modes and achieve the smooth switch between different operation modes, to select and manage the local controllers. The hierarchical control strategy realizes the seamless transformation of the running state, and ensures the output power flow of the microgrid to follow the demand of the tie-line interchange power. When the difference between the sum of output instantaneous power of wind generation, PV in the microgrid and tie-line interchange power plow is big, the microgrid may partly abandon the generation active power of wind and PV power generation. A simulation model of wind/PV/battery microgrid is established and the simulation results confirm the effectiveness of the proposed control strategy.

Wind/PV/battery microgrid，timed constant power flow of microgrid tie-line，hierarchical coordination control，center controller，local controller

國家自然科學基金(51577124)、天津市重點基金(15JCZDJC32100)和天津市科技支撐計劃重點項目(15JCZDJC32100)資助。

2016-07-21 改稿日期2016-09-02

10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.161151

TM615

肖朝霞 女，1981年生，博士，副教授，研究方向為分布式發電技術與微電網。

E-mail：xiaozhaoxia@tjpu.edu.cn(通信作者)

賈 雙 男，1991年生，碩士研究生，研究方向為分布式發電控制。

E-mail：15900299909@163.com