一種可再生能源接入的多端口變換器及其能量協同管理

陸海，楊洋，李耀華，蘇適，羅恩博，朱真，馬伏軍

（1.云南電網有限責任公司電力科學研究院，云南昆明 650217；2.云南電網有限責任公司大理供電局，云南大理 671000；3.湖南大學電氣與信息工程學院，湖南長沙 410082）

隨著新能源的大量滲入，相對分散、間歇性新能源的有效接入是目前電力系統領域急需解決的熱點問題[1-6].同時，隨著電力電子設備的高速發展，新一代的多端口變換器為“源、荷、儲、網”之間能量流動提供了有效的解決方案.本文著力解決多源交互的“能量協同控制”的一般性問題，提出一種適應新能源接入的多端口變換器及能量協同管理方案.

從多端口變換器拓撲層面看，目前DC/AC 變換器常用的變換拓撲有二電平型、二極管鉗位型、電容鉗位型及T 型鉗位三電平型電路等；DC/DC 變換器的常用拓撲有Boost 型、Buck-boost 型及隔離型DC/DC 電路等.根據以上基本拓撲，研究者們提出了多種不同功能的多端口變換器.文獻[7]根據DC/AC、DC/DC 變換器串并聯不同連接方式，提出了共直流母線串聯型和并聯型多端口變換器，該拓撲不受相位和頻率的影響，不存在功角穩定問題，但該拓撲結構能量變換次數多，損耗大.文獻[8-11]以不間斷電源UPS 為基本拓撲，通過DC/AC、DC/DC 變換器連接直流母線，得到能連接新能源的發電端口，構成“超級UPS”，為新能源的就近消納提供了有效途徑.同時，現有文獻研究了“能量路由器”，根據文獻[12-14]可知，多端口能量路由器的拓撲可分為：1）基于固態變壓器（Solid State Transformer，SST）的能量路由器，主要應用在中高壓配電場合[12]；2）基于多端口變換器（Multi-Port Converter，MPC）的能量路由器，主要應用在低壓場合[13-14].

從多源多荷能量管理層面看，目前研究較多的是微網多逆變器并網場景，該場景能量管理可歸納為對等控制、主從控制和分層控制[15]，這些方法為多端口變換器的能量協同控制研究提供了思路.針對光伏+儲能系統，文獻[16]提出了一種基于分布式協同控制策略，考慮電池荷電狀態（SOC）和功率極限，實現集成光伏源的直流微網的平均母線電壓一致性.文獻[17]提出一種基于ANFIS 的儲能和光伏接口逆變器的協同控制方案，并評估了系統協同性能，在非線性、波動工作條件下能有效調整逆變器的輸出電壓.針對光伏、風電和水電等多能源，文獻[18]分析了各單元的組成及其相應控制，研究了系統運行中光伏獨立供電模式、光伏和水電聯合供電模式及兩種模式間的基于VSG 無縫切換控制策略.文獻[19]針對新能源接入的超級UPS，提出了不同運行狀態下的端口協同控制策略，保證為負荷提供穩定的供電電源.針對柔性多端口直流系統，文獻[20]提出了基于母線電壓偏差分區的多端口協同控制，無需通訊，具有分散自律和多點協同的特點.針對直流微電網，文獻[21]根據各端口源、儲能和負荷的運行狀態劃分幾種基本運行模式，研究了不同模式下的端口逆變器協同控制策略.這些研究對微網提出了多種混合能源管理方法，但這些研究大多是針對微網同源多逆變器，且考慮負荷端口的運行狀態較少.

本文針對光伏、小水電等新能源，綜合考慮日照、氣候等不確定性因素，提出一種適應新能源接入的多端口變換器及能量協同控制策略，該策略能解決各區域水力發電和光伏發電系統存在的功率波動大、穩定性差等問題.同時，各配電區域負荷存在明顯的季節性過載現象，通過能量協調管理來實現多源互補、解決負荷季節性過載問題，從而實現新能源的高效利用和區域內的穩定、可靠供電.

1 多端口變換器拓撲結構

多端口變換器的外接物理源包含小水電、光伏和儲能電池，如圖1 所示.其中，小水電源輸出有2條路徑，一路通過6.3 kV ∶35 kV 升壓變壓器連接到35 kV 配電網，另一路通過6.3 kV ∶380 V 降壓變壓器連接到多端口變換器；光伏和儲能電壓等級在200～700 V 范圍內波動，可直接連接至多端口變換器；多端口變換器再通過逆變和升壓變間接連接至10 kV 配電網，給工廠供電，實現多源互補、解決負荷季節性過載問題.

圖1 多端口變換器外部接口圖Fig.1 External interfaces of multi-port converters

為了更好地適應新能源的接入，本文提出了如圖2 的多端口變換器拓撲結構.

圖2 多端口變換器整體拓撲結構Fig.2 Topology of multi-port converters

水電廠發電后，經過6.3 kV ∶380 V 降壓變壓器傳輸給多端口變換器，同時，當水電廠發出的電不足以滿足35 kV 配電網的負荷需求時，該端口的能量可反向流動，對35 kV 配電網作電壓支撐，該端口可采用三相PWM 整流電路.

光伏端口輸入為200 V～700 Vdc，輸出為750 Vdc，能量是單向流動，采用單向Boost 電路即可.儲能端口能量變換的電壓等級相同，但由于存在充電、放電兩種模態，能量需雙向流動，故采用雙向Boost電路.

并網端口輸入為750 Vdc，輸出為380 Vac，能量需雙向流動，為了保證電能質量，該端口在并網側采用了LCL 濾波器.同時，該端口連接的10 kV 配網常出現負荷季節性過載現象，PWM 變換器工作在逆變模式居多.

2 多端口變換器能量管理及控制策略研究

根據上述多端口變換器的外部特性及數學模型，本文提出了一種適應新能源接入的多端口變換器雙層控制策略，上層為多模態協調控制策略，下層為獨立控制策略，該策略能實現能量調度，能解決多源互補、負荷季節性過載問題，能實現新能源的高效利用和區域內的穩定、可靠供電.

2.1 上層能量管理控制策略

根據儲能電池的荷電狀態與輸出功率指令確立多端口變換器的多種模態.其中，光伏發電系統將盡可能工作在MPPT 模態，以節約能源，且僅在緊急狀況下工作于恒功率控制模態.小水電端口做直流母線電壓控制，儲能端口進行直流母線控制的二次穩壓，并網逆變端口進行PQ 控制，實現對10 kV 配電側的消峰填谷，解決配電側負荷的季節性過載問題.工作模態可歸為8 類，如圖3 所示，其中，Pwater、Ppv、Ps、Pout分別表示小水電端口、光伏端口、儲能端口和并網逆變端口的功率大小，P1為上層對并網逆變器端口的有功輸出指令.

模態1：SOC＜0.2，P1＞Ppv

光伏發電系統保持在最大功率追蹤模態，仍無法滿足上層功率指令P1的需求，且儲能系統處于放電下限，不動作，此時小水電輸出功率為Pwater=P1-Ppv，滿足各端口功率平衡.

模態2：SOC＜0.2，P1＜Ppv

光伏發電系統保持在最大功率追蹤模態，輸出功率大于上層功率指令P1的需求，且儲能系統SOC處于放電下限，可進行充電動作，系統功率平衡.

模態3：0.2＜SOC＜0.8，P1＞Ppv

儲能系統SOC 處于充放電上下限之間，允許充放電動作.此時，光伏發電系統保持在最大功率追蹤模態，仍無法滿足上層功率指令P1的需求量，儲能和小水電同時出力保持系統功率指令需求.

模態4：0.2＜SOC＜0.8，P1＜Ppv

儲能系統SOC 處于充放電上下限之間，允許充放電.此時，光伏發電系統保持在最大功率追蹤模態，輸出功率大于上層功率指令P1的需求，當母線電壓偏差大于Uh時，儲能單元進行充電操作，小水電輸出功率為各端口功率差值，維持功率平衡.

模態5：0.2＜SOC＜0.8，P1＞Ppv

儲能系統SOC 處于充放電上下限之間，允許充放電.此時光伏發電系統保持在最大功率追蹤模態，由于直流母線電壓偏差在很小的范圍內，儲能單元不動作，小水電輸出功率為各端口功率差值，維持系統功率平衡.

模態6：SOC≥0.8，P1＞Ppv

儲能系統SOC 處于充電上限，不允許充電.此時光伏發電系統保持在最大功率追蹤模態，卻仍無法滿足上層功率指令P1的需求，小水電出力保持系統功率指令需求，儲能不動作.

模態7：SOC≥0.8，P1＜Ppv

儲能系統SOC 處于充電上限，不允許充電行為.此時如果光伏發電系統保持在最大功率追蹤模態，輸出功率大于上層功率指令P1的需求.若此時水電端口能量不需回流至35 kV 配網，將出現產能過剩.但由于儲能系統處于截止狀態，無法投入充電.此時選擇光伏系統工作于恒壓控制模式，實現Ppv=P1.

模態8：SOC≥0.8，P1＜Ppv

儲能系統處于充電上限，可進行放電動作，確定是否放電由母線電壓偏差值而定.同時，為滿足新能源最大利用率，光伏發電系統可保持在最大功率追蹤模態，當輸出功率大于上層功率指令P1的需求時，剩余的能量可通過水電端口回饋給35 kV 配電網.

圖3 多端口變換器運行模態Fig.3 Mode analysis of multi-port converters

2.2 底層控制策略

2.2.1 小水電輸入端口控制策略

根據前面分析，小水電端口采用三相PWM 整流電路，考慮到控制系統的穩定性以及工程實踐，選用電壓電流雙閉環控制策略對Boost 升壓電路進行控制，其控制框圖如圖4 所示.

圖4 小水電輸入端口控制框圖Fig.4 Control diagram of small hydro-power input port

其中，VR 為電壓外環調節器，CR 為電流內環調節器，PWM 環節近似等效為比例環節，其比例系數為KPWM；Kfv為電壓反饋比例系數；Kfi為電流反饋比例系數.

電壓電流雙閉環控制策略的原理是：檢測Boost升壓電路的輸出電壓Uo，與給定值Uref進行比較，得到電壓誤差并通過電壓環調節器對其進行放大，且作為內環電流的基準值（給定值）與電流檢測信號進行比較，同樣得到電流誤差并通過電流環調節器對其進行放大，從而生成控制信號，作用于PWM 電路，輸出占空比D 可變的脈沖信號作用于功率開關管上.電流內環的閉環傳遞函數為：

對電壓外環來說，電流內環的截止頻率所對應的時間常數通常可以忽略不計，根據這一條件可以對電流內環進行簡化，將其等效為比例環節，即

2.2.2 光伏輸入端口控制策略

由于光伏發電具有波動性和隨機性，即輸出電壓會有一定的波動，所以光伏端口的控制目標是使直流母線側的電壓穩定在750 V.本文采用電流單閉環控制策略對光伏端口進行控制，其控制框圖如圖5所示.

圖5 光伏端口控制框圖Fig.5 Control diagram of photovoltaic port

電流環的閉環傳遞函數為：

2.2.3 儲能端口控制策略

儲能端口的控制目標是滿足一定條件下對儲能設備進行充、放電，同時保證直流母線電壓的穩定.本文采用電流單閉環控制策略對儲能端口進行控制，其控制框圖如圖6 所示.

圖6 儲能端口控制框圖Fig.6 Control diagram of battery port

非線性控制策略控制儲能設備的充、放電，通過電壓的波動情況，控制儲能電池工作在充電、放電、空閑模式三個狀態.由于空閑狀態的引入，儲能電池在充放電模式切換下留下一段緩沖區間，避免了由于多端口變換器系統直流母線電壓正常波動所引起的儲能設備充放電頻繁切換對儲能電池和功率開關器件造成的損害.

整個儲能電池控制系統由三個部分組成，分別是狀態檢測單元、非線性策略控制單元和系統執行單元.系統檢測單元首先檢測直流母線電壓Ubus、儲能裝置的充放電流Ibat以及電池的荷電狀態參數SOC.Ubus反映了整個直流微網系統或多端口變換器系統的功率平衡情況，是進行系統控制的主要控制量，儲能裝置的充放電流Ibat是對儲能電池的控制，需要檢測完成一個閉環控制，而電池的荷電狀態參數SOC 則反映了此時儲能電池的容量，是控制系統指令發出的重要參考量.系統的非線性策略控制單元首先將檢測單元傳輸的直流母線電壓Ubus與系統母線參考電壓Un進行比較得到參考量ΔU，通過ΔU 和選取的儲能系統空閑電壓滯環環寬Uh、-Uh比較.

隨后系統對儲能電池所處的狀態進行一個基本判斷，選定一個儲能電池荷電狀態參數SOC 的參考基準值SOCd，對檢測的儲能電池所處狀態SOC 做一個狀態判斷，判斷儲能電池是處于過荷狀態、正常狀態還是欠荷狀態，判定方式如下：

針對應用于直流微網系統和多端口變換器系統的儲能系統充放電的控制技術存在的往復充放電、儲能充放電電流大小與電池負荷狀態SOC 不匹配問題，提出一種儲能雙向變換器及其非線性控制策略，如圖7 所示.

其功能在于：

1）實現了儲能系統在充電、放電及空閑模式間自由選擇并且控制不同荷電狀態（SOC）下的儲能充電速度，對SOC 與系統充電電流的協調控制，提高儲能電池的穩定性和工作壽命；

2）非線性控制策略可避免儲能電池在系統母線電壓Ubus微小波動時的系統頻繁充放電，有利于直流微網系統和多端口變換器系統的穩定運行，也避免了功率開關管頻繁開關造成的損耗.

圖7 儲能電池非線性控制策略Fig.7 Nonlinear control strategy of battery

2.2.4 并網端口控制策略

并網端口采用三相電壓型橋式逆變電路，其控制目標是輸出三相工頻交流電.本文針對并網端口后面接入電網提出PQ 控制策略，其控制框圖如圖8所示.

圖8 并網端口控制框圖Fig.8 Control diagram of grid-conneted port

PQ 控制策略通常用于并網運行狀態以保證輸出功率恒定，其控制目標是輸出的有功功率P 和無功功率Q，與VSG 控制策略相比較而言，其控制方式比較簡單且容易實現；VSG 控制策略能夠使交流端口具有一定的慣性和阻尼特性，并且具有更好的電壓支撐能力.

其中，PWM 環節采用線電壓控制方式.這種控制方式有以下優點：1）在信號波的1/3 周期內功率開關器件不動作，可使功率開關器件的開關損耗減少1/3；2）最大輸出線電壓基波幅值為Ud，和相電壓控制方法相比，直流電壓利用率提高了15%；3）輸出線電壓中不含低次諧波，這是因為相電壓中相應于up的諧波分量相互抵消的緣故，這一性能優于梯形波調制方式.由此可以看出，這種線電壓控制方式的特性較好，其不足之處是控制復雜.

由圖8 可得電流環的閉環傳遞函數為：

總之，上述分析的雙層控制策略，其上層采用多模態的協調控制策略，下層采用獨立的控制策略，實現一種適應新能源接入的能量管理及控制方法，系統控制圖如圖9 所示.

在圖9 中，P、Q 為各端口的有功、無功，U、I 為電壓、電流，“*”為子變換器的功率、電壓和電流等參考指令，PI 為各端口的本地控制器，SOC 為電池荷電狀態，MPPT 為最大功率點跟蹤.

圖9 多端口變換器整體控制框圖Fig.9 Control diagram of multi-port converters

3 仿真驗證

為了驗證各端口控制策略的有效性與正確性以及多端口變換器在多場景模式下運行的協同控制策略的合理性與正確性，利用PSIM9.1.1 仿真軟件對圖2 所示拓撲結構的多端口變換器進行仿真，系統及控制參數如表1 和表2 所列.

表1 仿真參數Tab.1 Parameters of simulation

表2 控制器參數Tab.2 Parameters of controllers

其中，KiP1，2，3，4和KiI1，2，3，4分別代表各端口控制器的比例和積分增益.

工況1：水電廠輸出功率大于35 kV 配網負荷功率需求量，多端口變換器的水電端口不回流，儲能端口SOC 在正常工作范圍內，光伏端口的最大功率輸出Ppvmax在0.1 s 時，由50 kW 變至150 kW，其他參數如表3，仿真結果見圖10.

表3 工況1Tab.3 Case 1

圖10 工況1 中四個端口均正常工作仿真結果Fig.10 Simulation results of four ports in good conditions in case 1

在圖10（a）中，0 ＜t ＜0.1 s 時，指定輸出P1為200 kW，光伏最大功率輸出Ppvmax為150 kW.此時，P1＞Ppvmax，儲能SOC 雖在[0.2，0.8]的正常工作范圍內，但直流母線電壓穩定在750 V 附近，即在[-Uh，Uh]區間內，根據圖7 的非線性控制策略，儲能端口不動作，系統模態5 運行，如圖3 和圖9 所示.當t=0.1 s，光伏最大功率輸出Ppvmax減小為50 kW，新能源輸入功率之和小于逆變輸出功率時，直流母線電壓將降低，當偏差小于-Uh=-10 V 時，儲能端口開始動作，進行放電穩壓操作.此時，系統從模態5 切換到模態3.當t=0.17 s 時，直流母線電壓又回升至750 V 附近，系統將進入新穩態，同時，儲能退出動作，從模式3 又切換至模式5.其中，圖10（b）為各端口的電流波形，整個過程中，儲能電池有輔助穩壓的功能.系統在運行過程中均滿足Pwater+Ppv+Pbat=Pout，能夠保證功率均衡.

工況2：水電廠輸出功率大于35 kV 配網負荷功率需求量，多端口變換器的水電端口不回流，儲能端口SOC ＜0.2，光伏端口的最大功率輸出Ppvmax不變，但并網逆變端口的指定功率P1在0.1 s 時，由250 kW 變至150 kW，其他參數如表4.仿真結果見圖11.

表4 工況2Tab.4 Case 2

在圖11（a）中，0 ＜t ＜0.1 s 時，并網逆變參考指令P1為250 kW，光伏最大功率輸出Ppvmax為200 kW.此時，P1＞Ppvmax，儲能SOC 在[0，0.2]內，無法進行放電動作，輸出功率完全由光伏和小水電端口提供，即模態1 ∶Pbat=0，Pout=Pwater+Ppv.當t=0.1 s，并網逆變參考指令P1降至150 kW，多端口輸入功率之和大于逆變輸出功率.此時，小水電輸入功率減小需一段反應過程，在此過程中，直流母線電壓升高.當實際電壓偏差大于Uh=10 V 時，儲能端口動作，剩余的能量給電池充電，系統從模態1 切換至模態2.由于儲能采用的非線性控制策略，會有一定的電壓偏差，但該電壓偏差保持在5%容許范圍內，系統正常工作.圖11（b）為電流波形，波形質量好.

圖11 工況2 中四個端口均正常工作仿真結果Fig.11 Simulation results of four ports in good conditions in case 2

工況3：在0 ＜t ＜0.6 s 時，水電廠的輸出功率大于35 kV 配網負荷功率需求量，水電端口功率不回流.在0.6 ＜t ＜1.0 s 時，水電廠的輸出功率小于35 kV 配網負荷功率需求量，多端口變換器的水電端口功率可回流.儲能端口一直保持在SOC＞0.8 范圍內，不能充電，光伏端口的最大功率輸出Ppvmax在0～0.3 s時為100 kW，在0.3 ＜t ＜1.0 s 時為200 kW，并網逆變端口的指定功率P1一直為150 kW，具體參數如表5，仿真結果見圖12.

表5 工況3Tab.5 Case 3

當0 ＜t ＜0.3 s 時，并網逆變指定輸出P1為150 kW，光伏最大功率輸出Ppvmax為100 kW.此時，P1＞Ppvmax，光伏維持在最大功率輸出控制模式，剩下的功率由小水電端口提供，即模態6：Pout=Pwater+Ppv.當t=0.3 s 時，光伏最大功率輸出Ppvmax增加到200 kW.此時，P1＜Ppvmax，小水電端口功率降為0 kW，且由于水電廠的輸出功率大于35 kV 配網側功率需求量，水電端口的能量不回流，故小水電端口的Pwater一直為0.光伏端口如果仍以最大功率輸出控制模式，多余的能量無法釋放，故只能將最大功率輸出控制模式變為恒壓控制模式，使得Ppv=P1，實現功率平衡，系統工作于模態7.當t=0.6 s 時，水電廠輸出功率小于35 kV 配網側功率需求量，多端口變換器的水電端口的能量能回流.同時，為了實現高效節能，光伏以最大功率輸出控制模式，多余的能量提供給35 kV 配網，即模式8：Pwater=P1-Ppv，此時Pwater＜0，系統實現能量平衡.

圖12 工況3 中四個端口均正常工作仿真結果Fig.12 Simulationresultsoffourportsingoodconditionsincase3

4 結論

本文針對水力發電和光伏發電存在功率波動大、穩定性差等問題，提出一種適應新能源接入的多端口變換器及能量協同控制方案.首先，針對多端口變換器常見的拓撲結構進行了對比分析，選定了多端口變換器的拓撲結構；其次，針對多種新能源（如光、水、風力等）能量互補的一般性問題，本文提出了一種基于多端口變換器的多模態協同控制方案.最后，通過仿真模擬了不同工況的運行狀態，仿真結果表明，雙層控制策略能有效進行能量協同管理，使得直流母線電壓和輸出功率保持穩定.