无功动态补偿的光储发电系统并网控制方案

李 斌，范须露，田小禾，曾红艳，刘海涛，李 洋

(1. 天津大学智能电网教育部重点实验室，天津 300072；2. 中国电力科学研究院，北京 100192)

无功动态补偿的光储发电系统并网控制方案

李 斌1，范须露1，田小禾1，曾红艳1，刘海涛2，李 洋2

(1. 天津大学智能电网教育部重点实验室，天津 300072；2. 中国电力科学研究院，北京 100192)

配电系统中的光储发电系统往往在用户侧直接并网，而用户侧的无功负荷变化会引起并网点的电压波动．为了实现并网点电压的稳定，提出了一种具有无功动态补偿能力的光储发电系统并网控制方案．该方案通过派克变换达到有功、无功功率独立控制的目的，一方面控制蓄电池充放电，在光照变化的情况下实现光储发电系统的稳定有功输出；另一方面利用逆变电路的无功补偿能力，控制调节其对无功负荷的供给，使得大电网提供的无功功率为恒定值，从而保证在无功负荷变化的情况下并网点的电压稳定．这种方案在不增加任何附加设备和复杂度的情况下，简单可靠地实现了光储发电系统的稳定有功功率输出和并网电压稳定的双重控制目标．理论研究和仿真测试均验证了新型并网控制方案的有效性和优越性．

光储发电系统；控制策略；无功动态补偿；无功负荷；并网控制

分布式发电技术是一种有发展前途的能源综合利用方式．其中太阳能发电具有较强的竞争力，成为电力系统中增长速度相对较快的能源之一[1-2]．光伏的功率输出受光照强度的影响较大，其发电具有明显的间歇性，通常只要求其执行最大功率点跟踪控制，若想获得恒定的功率输出，则需配备较大容量的储能系统，与光伏在直流侧并联构成光储发电系统，从而解决由光照变化引起的有功功率波动[3-4]．当前光储发电系统的应用规模越来越大，如何提高光伏单元的应用效率，并减小其对系统运行、电能质量等问题的影响是必须考虑的问题[5-6]．

光储发电系统的控制策略是光储混合电源并网发电的关键技术，也是实现不同并网运行目标的核心技术手段．目前逆变型可再生能源的并网控制多为恒功率控制，其中最为常规的控制策略是单位功率因数并网控制．在配电网络的末端，无功负载对电能质量的影响非常严重．对于采用常规单位功率因数并网控制的光储发电系统，光照的变化、无功负荷的波动都将会对并网处电压产生较大的影响，进而影响到该并网点上的其他负荷的正常供电．如果能够利用逆变电源的控制方案调节并网节点的交流电压，将会对光储发电系统的应用产生积极的影响，具有十分重要的意义．

由于光储发电系统并网逆变器的主电路拓扑结构与三相静止同步补偿器STATCOM的主电路拓扑基本一致，因此光储发电系统在获得稳定的有功功率输出的同时，也可以通过控制策略实现无功和谐波补偿．目前逆变器已可以通过预设无功补偿目标值来实现恒定功率因数的功率输出．文献[7-8]提出了通过对光伏发电逆变器的并网控制实现有功和无功指令电流的合成，使其输出无功电流，从而实现光伏并网的功率调节．上述无功补偿和调节能力依赖于控制策略中控制指令的下达，且其无功动态响应能力受控制算法复杂度的影响．而对于位于配电网末梢的用户侧来说，采取更为简单且能实现无功动态补偿的控制策略更有优势．

在并网运行状态，光储发电系统与系统的公共耦合点(point of common coupling，PCC)电压主要靠大电网支撑，当无功负荷波动时，保持大电网输出的无功恒定，有助于实现并网点电压的稳定．笔者研究并提出了一种控制方式，当无功负荷波动时，光储发电系统的并网逆变器能够自动感知无功需求而实现无功补偿，减少大电网向负荷提供的无功功率．这种控制方式可以降低线路和变压器因传输无功功率造成的电压降落，同时在不增加任何附加设备、不过多增加控制算法复杂度的基础上，满足了向负荷的正常供电，较好地适应了无功负荷的波动．

1 光储发电系统的并网控制

1.1 光储发电系统并网系统结构

光储发电系统并网运行条件下的系统结构如图1所示，主要包括以下组成部分：光伏电池与蓄电池并联部分、DC/AC逆变部分、滤波电抗Lf交流电网部分以及整个光储发电系统的逆变并网控制部分.图1中：R0为逆变装置中各种损耗及电阻包括开关器件的导通电阻；T1、T2分别为隔离变压器和升压变压器；Ls和Rs分别为电网的等效电感和等效电阻．

图1 光储发电系统的并网结构及其控制Fig.1 Structure and control of grid-connected PV and battery generation system

由图1可知，光伏电池将太阳能转换成直流电，与直流母线与蓄电池并联，经过稳压电容C后，由电压型逆变器转换成交流电，再经过滤波回路及隔离变压器接入电网和本地负荷．

光储发电系统在并网运行条件下一般采用PQ功率控制策略．本文搭建了光储发电系统的仿真模型，其中以蓄电池为例的储能元件充电控制采用3段式(恒流、恒压、浮充)充电模式，放电控制采用恒流放电模式，光储发电系统的逆变电源作为一个整体，其有功输出为恒定值，由控制策略预先设定，在光照强度或负荷需求波动的情况下，由蓄电池来平衡光伏电源与负荷之间的差额．

整个控制系统的输入包括两部分：一是取自直流母线电压Vdc及电流Idc；二是取自并网侧的三相交流电压ua、ub、uc和电流ia、ib、ic．控制系统输出PWM脉冲控制信号来控制逆变器中的IGBT通断，从而实现光储发电系统的并网发电．

目前的光储发电系统的PQ功率控制策略是根据电网侧取得的电压电流进行瞬时有功、无功功率的解耦运算，通过PI调节控制使逆变器按照指令将光储混合电源输出功率转变为交流有功功率输出，一般控制无功功率输出为零，从而使光储发电系统实现单位功率因数并网．在PQ功率控制方式下的光储发电系统输出的电压电流频率一般仅取决于网侧频率，而电压幅值则同时受到逆变器控制策略和直流侧电容器电压的影响．为了实现光储发电系统并网时的不同运行目标，必须改善其控制策略．

1.2 dq0变换与瞬时功率的计算

PQ功率控制是基于瞬时有功、无功功率的解耦与计算．为实现对三相交流系统的解耦与功率控制，首先是将三相交流系统映射到3个独立系统中，一般采用派克变换，即将交流系统中互相耦合的三相系统映射为同步旋转坐标系下的直流dq0系统，如图2所示．dq矢量属于同步转子坐标系，其坐标旋转速度与电网电压角频率一致．

图2 三相交流坐标系与dq坐标系Fig.2 Three phase AC coordinate system and dq coordinate system

将光储发电系统并网侧的三相交流电压电流经过dq0变换后，计算得到瞬时有功、无功的表示式为

空间旋转矢量u、i在三相坐标上的投影即可得到三相交流电压电流的瞬时值ua、ub、uc和ia、ib、ic；空间旋转矢量u、i在dq坐标上的投影即dq轴上的电压电流瞬时值ud、uq和id、iq．因此，通过计算得到并网侧电网电压的相位φ，令空间旋转矢量u的初始相位与d轴重合，即空间旋转矢量u的d轴分量即为电网电压矢量的幅值，而q轴分量为零(此后本文中涉及的dq0变换皆按此角度关系进行)．由式(1)可得

由式(2)可知，光储发电系统并网控制的有功功率由id决定，无功功率由iq决定．因此，三相电流的有功分量和无功分量id、iq可分别经PI控制模块调节，达到控制有功、无功功率的目的．

1.3 光储发电系统的逆变器并网控制策略

由图1可得光储发电系统逆变滤波电路等效示意，如图3所示．

图3 逆变器及滤波电路的等效电路Fig.3 Equivalent circuit of inverter and filter

逆变器出口至逆变器控制信号采集点(一般为并网点)之间的电感用L表示，电阻用R表示．定义逆变器出口处三相电压分别为ea、eb、ec，其d、q分量分别为ed、eq；逆变器输出电流分别为ia、ib、ic，其d、q分量分别为id、iq；控制信号采集点处电压分别为ua、ub、uc，其d、q分量分别为ud、uq．

由图3可得该逆变电路的状态方程为

对式(3)进行dq0变换，再将电流经PI控制模块调节代回式(3)中，可得

式中：KiP、KiI分别为电流控制环的比例、积分系数；id,ref、iq,ref分别为id、iq的参考值．

式(4)为前馈控制算法，实现逆变器输出电流有功、无功分量id、iq的解耦控制．

由式(2)和式(4)可知，逆变器输出的有功、无功分别由id、iq决定，且二者相互独立．因此，通过对id、iq的调节，就实现了对有功、无功功率的独立控制．若光储发电系统的控制信号取自点S1，即L=Lf、R=R0．光储发电系统在并网运行情况下PQ控制策略如图4所示．

图4 常规PQ控制策略逻辑Fig.4 Logic of general PQ control strategy

如图4所示，传统的光储发电系统的并网控制策略为单位功率因数PQ控制，其控制目标即逆变器输出无功功率为0，因此由式(2)可知，iq,ref应设定为0，即无功功率由大电网侧来提供．而对于并网的光储发电系统，并网点的电压主要由大电网支撑．在上述传统控制方案下，无功负荷的变化将引起大电网侧提供的无功功率出现波动，势必导致并网点电压的波动，影响负荷点的供电质量．

2 无功动态补偿的并网控制新策略

2.1 电压型逆变器的数学模型及功率输出

事实上，光储发电系统的并网逆变电路结构与三相静止同步补偿器(STATCOM)的主电路是完全一致的．因此，光储发电系统的并网逆变器完全具有无功补偿的能力．设图3中逆变器的出口处电压和并网控制信号采集点S1处电压分别为

式中：E为逆变器出口处正序电压；U为控制信号采集点处正序电压；δ为逆变器出口处电压与并网点电压的相角差，为可控量．将式(5)、式(6)代入式(3)，得

另外，由逆变器两侧的能量关系可得直流侧电容电压方程为

以id、iq、Vdc为待求量，对式(7)、式(9)进行dq0变换，可得逆变器在dq坐标系的数学模型，即

稳定运行状态下有

由式(10)可得稳态电流和逆变器直流侧电压为

因此电压型逆变器在稳态运行条件下可提供的无功功率为

显然，并网运行的光储发电系统完全具有无功补偿的能力，且该无功功率完全是由电压型逆变器和直流侧电容来提供的．逆变器可提供的无功功率大小可通过调节δ和逆变器出口处正序电压E来改变.而δ和E的大小与经逆变器输出的有功功率和无功功率均有关系．

2.2 无功动态补偿的光储发电系统并网控制新方案

为了保证光储发电系统中负荷点的电压水平稳定，并充分利用并网逆变器的无功补偿能力，本文提出了一种新型的无功动态补偿的光储发电系统并网控制方案．即控制大电网侧对负荷点供给的无功功率，而利用光储发电系统的无功输出能力实现一定的无功负荷需求(在其容量范围内)，从而确保光储发电系统在并网点处的电压稳定，保证负荷的正常可靠供电．

为实现上述控制思想，可将有功、无功的控制信号取自不同点．即控制有功分量的电气信号取自逆变器输出经滤波电抗后的S1点，而控制无功的电气信号取自电网侧S2点，新控制方案如图5所示．

图5 光储发电系统的并网控制Fig.5 Grid-connected control of PV and battery generation system

令1TL、2TL和1TR、2TR分别为变压器T1、T2的等效电感、电阻．电气控制信号取S1点时对应的受控变量推导公式中，有L=L1=Lf、R=R0；对于电气控制信号取S2点时对应的受控变量推导公式中，有L= L2=Lf+1TL+2TL+Ls、R=1TR+2TR+Rs．与图5相对应的控制策略逻辑如图6所示．

图6 新型控制策略逻辑Fig.6 Logic of novel control strategy

图6 中：1dSu,、1dSi,和1qSi,为控制信号采集点S1处电网电压、电流的dq0变换结果；2dSu,、2dSi,和2qSi,为控制信号采集点S2处电网电压、电流的dq0变换结果．由图6可见，逆变器有功功率的控制信号取自S1，无功功率的控制信号取自S2，使得此控制方案通过控制逆变器输出电流的d分量和大电网侧电流的q分量，达到分别控制逆变器输出最大有功功率和控制大电网侧提供固定无功功率(或控制无功为零)．该方案中逆变器同时实现并网后的有功输出和无功补偿的功能而无需添加设备，无功补偿的能力由式(12)确定．

3 仿真验证

为验证本文所提控制策略的有效性，并与传统控制策略进行对比，在Matlab/Simulink平台上按照图1和图5所示的结构搭建了光储发电系统并网发电仿真模型．

该模型中，光照强度为1,000,W/m2，光伏阵列的最大功率输出为10,kW．蓄电池额定端电压为200,V，容量为300,Ah，其充电状态SOC初始值为60%．未额外配备无功补偿装置．仿真时长为3,s．负荷额定电压为400,V．

仿真1：初始状态的有功负荷为10,kW，无功负荷为0,kVar．1.5,s时，有功负荷不变，无功负荷增加到7,kVar．同等条件下与常规单位功率因数并网控制相比较．仿真结果如图7和图8所示．

图7为常规单位功率因数PQ控制下的负荷线电压有效值、逆变器侧和大电网侧的无功输出．

图8为新型控制策略下的负荷线电压有效值、逆变器侧和大电网侧的无功输出．

图7 仿真1在常规控制策略下的结果Fig.7 Results for simulation 1 under traditional control scheme

图8 仿真1在新型控制策略下的结果Fig.8 Results for simulation 1 under novel control scheme

仿真2：初始状态的有功负荷为5,kW，无功负荷为0,kVar．1.5,s时，有功负荷不变，无功负荷增加到5,kVar．同等条件下与常规单位功率因数并网控制相比较．仿真结果如图9和图10所示．

图9为常规单位功率因数PQ控制下的负荷线电压有效值、逆变器侧和大电网侧的无功输出．图10为新型控制策略下的负荷线电压有效值、逆变器侧和大电网侧的无功输出．

图9 仿真2在常规控制策略下的结果Fig.9Results for simulation 2 under traditional control scheme

图10 仿真2在新型控制策略下的结果Fig.10Results for simulation 2 under novel control scheme

在不同负荷需求情况下，对比采用2种不同控制策略得到的仿真波形可知，本文提出的新型控制策略充分利用了并网逆变器的无功输出能力，更有利于保证公共耦合点电压质量．根据无功负荷波动的更多不同情况，表1给出了新型控制策略与常规控制策略下的部分对比结果．

表1 2种控制策略下的负荷线电压有效值Tab.1 RMS phase-to-phase voltage of load under novel and traditional control scheme

由表1可知，光储发电系统的逆变电源在输出有功功率的同时也具备无功功率补偿的能力．新型控制策略下实现了最大有功和无功补偿的双重控制，具体体现在逆变器出口处电压的幅值E和相角δ上．其中有功输出的变化主要影响δ，而无功输出的变化主要影响E的大小．光储发电系统的逆变电源的有功输出跟踪其指令值，因此其无功补偿的能力也可以是动态改变的．由理论分析和仿真验证表明：对于常规控制策略而言，当无功负荷变化时，由于无功功率的传输导致公共耦合点电压有较大的变化，不利于提供可靠的电能质量；而对于新控制策略而言，由于其具有一定的无功补偿能力，能够有效保证公共耦合点电压的稳定．

4 结 语

光储发电系统在并网时采集公共耦合点电压、电流，通过派克变换达到有功、无功功率独立控制的目的．本文提出取逆变器输出电流的有功分量和大电网侧电流无功分量分别进行PI控制．这样既保证了可再生能源波动情况下光储发电系统稳定的有功功率输出，又使得在无功负荷波动的情况下，由并网逆变器实现无功补偿的能力，从而保证负荷点的电压稳定．若要实现电压稳定，一般需就地配备无功补偿设备，而本文提出的新方案不需要增加额外设备投资，即可实现光伏并网发电系统的最大功率输出和并网电压稳定的双重控制目标，简单可行．理论分析和仿真结果均表明，新型控制方案较之传统单位功率因数PQ控制能更好地维持并网节点电压稳定．

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Grid-Connected Control Scheme of PV and Battery Generation System with Dynamic Reactive Power Compensation

Li Bin1，Fan Xulu1，Tian Xiaohe1，Zeng Hongyan1，Liu Haitao2，Li Yang2
(1. Key Laboratory of Smart Grid of Ministry of Education，Tianjin University，Tianjin 300072，China；2. China Electric Power Research Institute，Beijing 100192，China)

In distribution network，the photovoltaic(PV) and battery generation systems are directly connected to grid system at the user side，while the reactive load changes of the user side will cause voltage fluctuations at the grid-connected point. To solve this problem，a synchronization control program with the capacity of dynamic reactive power compensation for PV and battery generation system was proposed. In the program，the reactive and active power outputs were controlled independently through Park transformation. On one hand，the charging and discharging of the battery was controlled to achieve the stability of active power output of the PV and battery generation system in the case of light changes. On the other hand，the reactive power output was controlled to balance the dynamic requirement of reactive power，so as to ensure the voltage stability of the network in the case of reactive power load changes. The dual-control target of active power output stability and the voltage stability of the gridconnected point were easily and reliably achieved，without adding any additional equipment and complexity of the case. Theoretical studies and simulation tests both verified the effectiveness and superiority of the grid-connected control program.

PV and battery generation system；control scheme；dynamic reactive power compensation；reactive load；synchronization control

TM761

A

0493-2137(2013)11-0977-07

DOI 10.11784/tdxb20131105

2012-05-21；

2012-10-06.

国家高技术研究发展计划(863计划)资助项目(2011AA05A106)；国家自然科学基金资助项目(50977061)；国家电网公司2012科技项目支持(微电网应用模式与协调控制技术研究开发与应用)．

李 斌（1976— ），男，博士，副教授，libin_tju@126.com.

范须露，fanxulutju@163.com.