光儲微網功率協調控制策略研究

摘 要：本文針對光儲微網中光伏單元和儲能單元功率分配效率不高的問題，提出了一種功率協調控制策略。首先，根據光儲微網中儲能單元容量特性、電池荷電狀態（State of Charge，SOC）合理性限制以及最大功率限制，采用光伏控制器、儲能控制器和并網逆變器控制器，使光儲微網在4種設定的模式下工作。其次，在MATLAB/Simulink中驗證此種策略，證明了本文所提策略的有效性，當天氣變化造成光伏波動時，系統能高效輸出功率，顯著提高了能量利用效率。

關鍵詞：光儲微網；直流母線電壓；頻率；功率；協調控制

中圖分類號：TM 76" " " " " " " 文獻標志碼：A

隨著雙碳目標推進，光伏產業迅速發展。但是光伏陣列受天氣影響較大，光儲微網中同時存在光伏整列和儲能電池，能有效彌補光伏陣列缺陷。

在光儲微網中，當光伏波動時，儲能需要及時輸出功率平抑波動，這就需要對光伏和儲能的功率輸出進行準確分配。文獻[1]以典型光儲微網結構狀態為場景，建立多目標優化模型，提出了一種遺傳算法的優化求解策略；文獻[2]圍繞光儲微網功率優化和靈活運行，提出了采用光伏系統組件級功率優化器和儲能部分變換器控制儲能和直流母線電壓的協調控制策略；文獻[3]在獨立型光儲微電網中，以最大化輸出光伏功率為目標，得到了光伏和儲能的容量優化配置；文獻[4]在光伏扶貧電站中，證明了以LPSP和EXC比作為技術指標的配置策略的有效性；文獻[5]根據儲能快速配置方法和雙元互補的儲能拓撲結構，提出了一種基于光伏電站實際的經濟收益最大模型。

以上文獻均將儲能系統作為補充來優化配置光伏系統，光儲一體化已成為廣泛共識。但是，光伏單元和儲能單元間的合理配置方式還需要進行研究。

1 光儲微網系統結構

光儲微網由光伏電源、儲能設備、本地負荷以及監控保護設備等組成，光儲微網接入大電網后，本地負荷由光伏、儲能和大電網共同供電，可靠性較高。當光儲微網處于孤島模式時，本地負荷由光儲微網直接供電，穩定性較差。本文主要研究處于并網模式下的光儲微網。為抑制光伏波動對光儲微網輸出功率和頻率的影響，將直流系統轉換為交流系統的逆變器采用虛擬同步機控制策略。光伏單元的輸出直流電壓通常只有幾伏，無法滿足需要，需要采用DC/DC電路進行升壓（本文將直流母線電壓設定為700 V），儲能電池充、放電根據光伏單元情況輸入或者輸出有功功率，常采用IGBT等電子器件進行通斷，使用Buck-Boost電路升、降壓。在控制策略上，根據光照強度和儲能電池初始SOC的情況，采用不同控制方案控制光伏單元和儲能電池按照設定的方式進行功率輸出。

2 光儲微網功率協調控制策略

2.1 光儲微網各單元間的工作模式

光儲微網的直流電源通常包括光伏發電單元、儲能單元，將直流電壓轉換為交流電壓的電力電子器件為并網逆變器。光伏發電單元是主要能量輸出，可為本地負荷提供能量，將多余的能量輸送至大電網。儲能單元是能量補充和慣性功率提供者，根據負荷功率和光伏功率之差進行充、放電，當光照較強時對自身充電，當光照較弱時對外放電，同時根據光伏波動提供慣性功率。采用虛擬同步機控制的并網逆變器單元在控制過程中模擬了一次調頻特性，能根據系統波動情況自動調節系統頻率，保持系統動態穩定，但是并網逆變器無法直接提供功率，所調節的調頻功率需要由儲能單元提供。由以上分析可知，光伏單元、儲能單元以及并網逆變器間需要協調控制，才能滿足負荷和系統穩定性的需要。

假設光伏單元最大輸出功率為Pmax，儲能電池功率為Pb，本地負荷功率為Pr。在光儲微網中，根據光伏陣列特性，對應某一光照強度的光伏單元有最大功率限制，控制方式分為降功率控制和最大功率點追蹤（Maximum Power Point Tracking，MPPT）。對于儲能電池，鑒于經濟性限制，容量應盡可能小，儲能充放電倍率不能過大，SOC需要運行在合理區間。并網逆變器采用虛擬同步機控制，以增加系統穩定性。根據光伏發電單元、儲能單元的不同控制方式，將本文所提光儲微網劃分為4種運行模式，在不同運行模式下，光伏發電單元、儲能單元和并網逆變器輸出不同功率，具體工作模式見表1。

工作模式I：Pmax≥Pr，SOC≥80。在這種模式下，光照強度超過設定強度，光伏單元受光照后的最大功率超出了負荷需要功率，儲能電池容量充足，不需要過度充電，以免損傷電池。在此情況下，光伏單元應棄光，功率輸出只滿足負荷需要，采用降功率控制策略。同時，由于光照強度處于時刻變化中，因此會引起并網逆變器輸出變化，儲能單元提供慣性功率平抑波動。在實際應用中，部分地區光照時間較多區域需要考慮此種情況。

工作模式II：Pmaxgt;Pr、SOClt;80和Pmaxlt;Pr、SOC≥30。在這種模式下，光伏發電單元采取MPPT控制方式，儲能電池SOC處于健康狀態的正常范圍，主要作用是隨光照強度變化充、放電。當光伏輸出功率高于本地負荷需要功率時且儲能電池處于正常范圍內時，光伏除了為負荷供電外，還需要為儲能電池充電；當光伏輸出功率小于本地負荷需要功率時，儲能電池需要輸出有功功率，以補充功率間的差額。此為光儲微網的主要工作模式，大部分情況處于此種模式下。

工作模式III：20≤SOClt;30。在這種模式下，儲能電池SOC較低，如果繼續輸出較大功率供給負荷，就會損傷電池，因此此種模式下的儲能電池不用于為本地負荷供能，主要用于平抑光照強度變化引起的波動，可提高穩定性。此種模式下，光伏單元采用MPPT控制方式輸出全部功率，其余不足的功率由大電網補充。

工作模式IV：SOClt;20。在這種模式下，光伏采用MPPT控制方式，將輸出功率最大化，儲能電池電量已經很低，不能繼續放電，電池只能在充電狀態下工作，負荷所需功率全部由大電網提供。當系統受到干擾時，儲能也可以提供慣性功率（通常較小）。

無論光儲微網處于何種模式，均可以按照模式I、模式II、模式III和模式IV并根據功率和SOC所在區間在控制器控制下自動順序切換。

2.2 光儲微網協調控制策略

為實現上述4種模式，光儲微網中光伏單元、儲能電池單元和并網逆變器需要協調控制，系統主要包括3個子控制器，即光伏單元控制器、儲能單元控制器和并網逆變器控制器。光伏單元控制器根據光照強度和負荷功率采用MPPT控制或者限功率控制；儲能控制器根據光伏功率和負荷功率采用雙環控制，使儲能電池充、放電；并網逆變器控制器采用虛擬同步機控制策略輸出指定功率，并網逆變器中的功率參考值由逆變器功率控制器輸出。具體控制策略如圖1所示。

3 仿真試驗

為了驗證本文所提光儲微網功率協調控制策略的準確性和先進性，在MATLAB/Simulik中建立光儲微網虛擬同步機控制模型并仿真。為簡化模型，本系統中只使用1個光伏單元和1個儲能單元，本地負荷功率保持不變，用以驗證光儲微網功率協調控制策略。在光儲微網中，負荷同時連接大電網和微網，本文只考慮當光照變化時，微網如何準確、高效分配功率。仿真參數見表2。

仿真時間為2 s，仿真系統步長1×10-5。各工作模式仿真如下所示。

首先，在0 s時刻，設定光伏單元光照強度800 W/m2，溫度25 ℃，初始儲能SOC為86，本地負荷功率20 kW。在此種條件下，光伏單元最大有功功率為23 kW，超過了本地負荷功率，同時儲能SOC＞80，系統工作在模式I。在1 s時刻，光照強度突然增加，為1 200 W/m2，如果按照MPPT進行控制，光伏輸出將繼續增加，系統無法消納多余光伏，需要采用降功率控制方式，仿真波形如圖2所示。

由圖2可知，在初始時刻，光伏單元需要一定啟動時間才能按照MPPT控制方式輸出最大功率，在此期間，負荷所需功率由儲能提供，整個過程會有小幅波動。在1 s時刻，當光照增強時，光照強度由800 W/m2增至1 200 W/m2，光伏最大輸出功率由20 kW增至39 kW，光伏控制采用降功率控制方式，雖然有沖擊，但是穩定后功率光伏輸出保持20 kW不變，說明降功率策略有效。在0.2 s～2 s，儲能僅用于平抑光伏波動，無須對外放電。

在0 s時刻，設定光伏單元光照強度800 W/m2，溫度為25 ℃，初始儲能SOC為60，本地負荷功率為30 kW。在此種條件下，光伏陣列最大輸出功率為23 kW，小于本地負荷功率且儲能SOC＜80，對應工作模式II。在1 s時刻，光照強度增加至1 200 W/m2，溫度保持不變，仿真波形如圖3所示。

由圖3可知，在初始時刻，由于光伏輸出功率小于負荷需要功率，負荷功率也需要由儲能單元提供，儲能電池輸出有功功率為7 kW，電池處于放電狀態中，SOC值持續下降。在1 s時刻，光照突增至1 200 W/m2，光伏采用MPPT控制方式，輸出功率增至39 kW。由于負荷功率恒定為30 kW，超過的9 kW有功功率由儲能電池充電吸收。經過0.3 s的振蕩后，儲能電池進入充電狀態，儲能慢慢充能，SOC持續增加，以備后續使用。

模式III和IV與上述類似，不再贅述。

4 結論

本文根據儲能單元容量特性和最大功率限制，提出了4種工作模式，并根據3個單元的控制方式提出了一種功率協調控制策略。進而在MATLAB/Simulink中驗證了所提策略的正確性和適用性。結果表明，在所提工作模式下，3種單元的控制策略按照設定的方式合理運行，光伏和儲能能在各種工況下準確分配功率，采用的控制方式也能將光伏引起的波動抑制到最小，儲能能在設定的模式下健康運行，不受損壞，能量利用效率顯著提高。

參考文獻

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