风光储微电网并网联络线功率控制策略

肖朝霞 贾 双 朱建国 樊世军

(天津工业大学电工电能新技术天津市重点实验室 天津 300387)

风光储微电网并网联络线功率控制策略

肖朝霞 贾 双 朱建国 樊世军

(天津工业大学电工电能新技术天津市重点实验室 天津 300387)

主动配电网环境下，将发电具有间歇性和随机性特点的小风电、光伏发电与蓄电池组成微电网，协调控制其内的多个可再生发电单元使其成为发电功率分时恒定的发电单元或者负荷，既方便配电网对微电网群的调度和管理，又能促进分布式可再生能源的安全消纳。在综合考虑风光储微电网风速曲线和光照条件瞬时变化且储能容量配置较小等实际情况下，提出一种分层协调控制策略。首先根据每时段风速及光照强度预测信息给出了联络线分时交换功率的计算方法，上层中心控制器将该联络线交换功率参考值与上级主动配电网调度中心通信，制定分时联络线交换功率。上层中心控制器并依据此分时功率需求实现系统运行模式的选择及切换以及底层控制器的选择和管理。该分层控制策略实现了运行状态的无缝转换，保证了风光储微电网按照联络线交换功率需求输出，即联络线功率分时恒定。当微电网内风电和光伏输出的瞬时功率之和与联络线交换功率需求相差较大时，微电网内可能会出现部分弃风弃光。该文建立了风光储微电网仿真系统，仿真结果验证了所提策略的正确性与有效性。

风光储微电网 联络线功率分时恒定 分层协调控制 中心控制器 底层控制器

0 引言

分布式发电是可再生能源发展的主要途径之一，而微电网是集成分布式可再生能源发电的重要形式[1-5]。随着能源互联网和主动配电网的发展，未来主动配电网中分布式发电和微电网必将规模化应用[6，7]。基于这种控制方案，如何对微电网或微电网群进行有效的管理、调度和控制，使其对大电网来说成为一个“好公民”，即成为一个发电功率分时恒定的发电单元或者负荷，方便配电网在未来的电力市场环境下对其进行调度且辅助电网运行，成为微电网领域一个有意义的研究课题。常规分布式可再生电源，如光伏、风电等，其出力具有间歇性和随机性的特点，存在输出功率波动大、稳定性差、可靠性差等缺点。将发电具有间歇性和随机性特点小风电、光伏发电与蓄电池组成风光储微电网，通过制定合理的控制策略对风光储微电网进行协调控制和能量管理，使其与大电网联络线输出功率分时恒定，可充分发挥分布式可再生能源发电的潜力，促进分布式可再生能源安全消纳，利于未来主动配电网对微电网和微电网群的调度管理。

国内外对风光储微电网联络线功率协调控制进行了大量的研究。文献[8-12]提出了微电网分层控制的思想，但主要基于下垂控制的独立运行微电网。文献[13]提出了采用热泵负荷的启停来平抑微电网联络线功率波动的方法。文献[11]提出了利用复合储能技术分别平抑风光联合发电系统的输出功率在不同时间段的波动。文献[14]分析了风光储联合发电系统的特点以及数学模型，提出了一种储能充放电优化控制来平滑系统输出功率波动。文献[15]针对间歇性能源并网出力波动较大，提出一种有效抑制功率波动且改善低电压穿越能力的风光储联合发电系统模型及其控制策略。文献[16]设计了联合控制模式和场站控制模式，实现了风、光、储独立控制和互补控制的无缝切换，并提出考虑了储能荷电状态反馈的改进平滑控制策略和“风光捆绑、储能解耦”的协调跟踪策略。文献[17] 为改善风光储联合系统功率输出波动特性和降低储能功率补偿压力，提出了一种在线滚动优化和有功实时控制相结合的功率协调优化控制方法。文献[18] 提出一种蓄电池和采用电热泵可控负荷作为虚拟储能来平抑微网联络线功率波动的微电网协调控制策略。通过为虚拟储能和电池储能系统设置两种不同时间常数的巴特沃兹滤波器，实现其分别平抑微网联络线功率波动中的高频和低频成分。文献[19，20]为了抑制高可再生能源渗透率并网微电网联络线功率波动对电网的不利影响，根据出力波动的频谱分析结果平滑出力波动，并提出了用于控制微电网联络线功率输出的储能系统容量优化确定方法。

本文首先提出了一种联络线功率分时恒定的计算方法。其次，设计了风光储微电网的结构，在该结构中采用了蓄电池通过DC-DC变换器直接连接在光伏侧的结构，该结构方便利用光伏功率-电压输出特性与储能的配合，因此增加了光储微电网对内部电源的可调度维度。该结构所采用的一次设备较少，并充分发挥了光伏单元的功率调节作用减小了储能的配置，并与其内风电单元的配合实现了联络线交换功率的分时恒定输出。提出的分层协调控制策略充分考虑了风速曲线和光照条件瞬时变化且储能容量配置较小等实际情况下系统的各种实际运行工况，并模拟各类实际工况的运行状态，实现了不同运行状态间的无缝转换。然后介绍了风光储微电网的结构，给出了联络线交换功率分时恒定的参考功率计算方法和风光储微电网各种可能运行状态及状态转换条件，同时介绍了风电单元的最大功率跟踪(Maximum Power Point Tracking，MPPT)控制和变桨距控制、光伏侧逆变器的恒功率控制器和蓄电池各种充放电控制。最后给出了系统参数和仿真结果及分析。

1 系统总体结构

风光储微电网结构如图1所示，包括一次回路和控制系统。一次回路主要包括双馈风力发电单元、光伏发电单元以及由蓄电池组成的储能单元。双馈风力发电单元包括风力机、变速齿轮箱、双馈发电机和转子侧的背靠背变频器，双馈发电机直接连接至风光储微电网交流母线。光伏电池经防反二极管与蓄电池组通过双向DC-DC连接到直流母线，逆变后的交流输出经L型滤波器接至交流母线。风光储微电网通过升压变压器接入配电网。

图1 风光储微电网系统整体结构Fig.1 Structure of a hybrid wind-photovoltaic-energy storage system

控制系统包括上层中心控制器和底层控制器。上层中心控制器是微电网能量管理系统的核心部分，负责制定风光发电预测、负荷预测、联络线分时交换功率的计算、系统运行模式的选择及切换、风电和光伏单元底层控制器选择和控制器参考值计算、蓄电池充放电控制器的选择和管理等。通过协调控制微电网内风电、光伏和蓄电池单元，满足主动配电网的调度需求，实现与主动配电网联络线交换功率的分时恒定。底层控制器包括风电单元最大功率跟踪控制器、变桨距控制器、光伏单元侧逆变器恒功率控制器和蓄电池充放电控制器。其中蓄电池充放电控制包括光伏最大功率跟踪的充放电控制和恒流恒压充电控制。

2 上层中心控制器

2.1 联络线分时恒定功率值的计算

采用电量平衡法进行联络线分时恒定功率值的计算。忽略系统自身损耗，设风光储微电网任意时刻输出的总有功功率为

Pgl=Pw+Pv+Pb

(1)

式中，Pgl为风光储微电网向电网输送的有功功率；Pw、Pv、Pb分别为风力发电单元、光伏单元和蓄电池输出的有功功率。当蓄电池放电时Pb为正，充电时Pb为负。

假定已知在调度时段T内的预测风速曲线和光照曲线，可计算调度时段T内风力发电和光伏发电所发出的电量分别为Ww、Wv。

(2)

则调度时段T内，微电网可发电的平均功率为

(3)

储能容量的选择要确保微电网输出功率平滑，一般采用电量平衡法和电力平衡法。电量平衡一般通过计算某时段内微电网所有发电电源的发电电量或关键负荷在该时段所需电量，蓄电池容量等于该发电量或该所需电量。电力平衡法一般通过分析该时段所有发电电源瞬时发电功率之和与平均功率最大的峰谷差，以最大峰差决定蓄电池充电电流大小；以所有发电电源发电的平均功率确定蓄电池的最大放电电流。

2.2 系统运行状态及切换

风光储微电网的典型运行状态和功率流动如图2所示。

图2 风光储微电网运行状态Fig.2 Operation states of wind-photovoltaic-energy storage system

运行状态I：微电网内风电、光伏和蓄电池同时向电网送电，保证与配电网联络线功率在时间段T内恒定，即Pw+Pv+Pb=PT。此时蓄电池处于放电状态，光伏和风电均为MPPT运行，变流器DC-DC实现光伏MPPT的同时使蓄电池放电，变流器DC-AC处于逆变状态且恒功率运行，其参考功率为Pref=PT-Pw。

运行状戊II：微电网内风电切出，光伏和蓄电池同时向电网送电保证与配电网联络线功率在时间段T内恒定，即Pv+Pb=PT。此时蓄电池处于放电状态，光伏MPPT运行，变流器DC-DC实现光伏MPPT的同时使蓄电池放电，变流器DC-AC处于逆变状态且恒功率运行，其参考功率为Pref=PT。

运行模式III：微电网内风电向电网送电，保证与配电网联络线功率在时间段T内恒定，同时与光伏同时给蓄电池充电，即Pw-PT+Pv=Pb。此时蓄电池处于充电状态，光伏和风电均为MPPT运行，变流器DC-DC实现光伏MPPT的同时使蓄电池充电，变流器DC-AC处于整流状态且恒功率运行，其参考功率为Pref=Pw-PT。

运行状态IV：当微电网内风电和光伏的输出功率较大，在保证与配电网联络线功率在时间段T内恒定的同时给蓄电池充电并超过了蓄电池的最大充电电流，即Pw-PT+Pv=Pbmax，Pbmax为蓄电池的最大充电功率，一般为蓄电池容量的20%。此时蓄电池处于充电状态，风电为MPPT运行，通过升高光伏侧直流母线电压限制光伏输出，光伏部分弃光，变流器DC-DC实现限制光伏功率输出的同时使蓄电池充电，变流器DC-AC处于整流状态且恒功率运行，其参考功率为Pref=PT-Pw。

运行状态V：当微电网内风电和光伏的输出功率非常大以致光伏必须完全弃光且风电限制其部分输出，风电向电网送电保证与配电网联络线功率在时间段T内恒定，同时给蓄电池以最大电流充电，即Pw-PT=Pbmax。此时蓄电池处于充电状态，风电为变桨距运行，变流器DC-DC实现光伏软关闭同时使蓄电池充电，变流器DC-AC处于整流状态且恒功率运行，其参考功率为Pref=Pw-PT。

运行状态VI：微电网内光伏切出，风电和蓄电池同时向电网送电保证与配电网联络线功率在时间段T内恒定，即Pw+Pb=PT。此时蓄电池处于放电状态，风电MPPT运行，变流器DC-DC保证蓄电池放电且维持直流母线电压恒定，实现光伏软关闭，变流器DC-AC处于逆变状态且恒功率运行，其参考功率为Pref=PT-Pw。

运行状态VII：微电网内光伏切出，风电向电网送电保证与配电网联络线功率在时间段T内恒定且给蓄电池充电，即Pw-Pb=PT。此时蓄电池处于充电状态，风电MPPT运行，变流器DC-DC保证蓄电池充电且维持直流母线电压恒定，实现光伏软关闭，变流器DC-AC处于整流状态且恒功率运行，其参考功率为Pref=PT-Pw。

运行状态VIII：微电网内风电和光伏同时向电网送电保证与配电网联络线功率在时间段T内恒定，光伏给蓄电池充电，即Pw+Pv-Pb=PT。此时蓄电池处于充电状态，风电和光伏均为MPPT运行，变流器DC-DC实现光伏MPPT的同时使蓄电池充电，变流器DC-AC处于逆变状态且恒功率运行，其参考功率为Pref=PT-Pw。

运行状态IX：蓄电池放电保证联络线功率恒定，即Pb=PT。此时变流器DC-DC保证蓄电池放电且维持直流母线电压恒定，实现光伏软关闭，变流器DC-AC处于逆变状态且恒功率运行，其参考功率为Pref=PT。

在状态IV和状态V，蓄电池达到了最大充电电流，其充电模式有两种：当蓄电池端电压小于蓄电池最大电压的95%时，以恒定电流充电即恒流充电模式；当蓄电池端电压大于蓄电池最大电压的95%时，以恒定电压充电即恒压充电模式。

根据风光储微电网系统的上述典型运行状态，分析所有运行状态相互转换条件，给出了典型运行状态转换条件，见表1。其中Pmpp为光伏输出的最大功率。其中光伏运行限制以10 kW为标准，当光伏出力小于10 kW或微电网需要完全限制其输出时，光伏单元关闭。风电应运行在允许风速范围，当风速小于最小切入风速vmin时，风机停止运行。

表1 状态转换策略Tab.1 System operating state conversion strategy

3 底层控制器

3.1 双馈风力发电控制

双馈风力发电的控制系统采用变桨距变速恒频风力发电控制系统。底层控制器包括最大风能追踪控制和变桨距控制[21]。

图3 双馈风电单元底层控制器Fig.3 Local controller of wind generation unit

3.2 光伏侧逆变器控制

光伏侧逆变器控制主要采用恒功率控制，如图4所示，由功率外环和电流内环组成，可实现逆变器输出有功功率和无功功率的解耦控制[22]。

图4 光伏侧逆变器的恒功率控制Fig.4 Constant active and reactive power controller of PV-inverter

3.3 蓄电池充放电控制

蓄电池控制系统由双向DC-DC变换器组成，包含降压斩波Buck充电电路和升压斩波Boost放电电路。蓄电池充电控制器如图5所示，Ubat、Ibat为蓄电池充放电电压与电流，UDClink为光伏侧直流母线电压，Ddutycycle为升降压模块开关占空比。恒流充电控制如图5a，恒压充电控制如图5b，实现光伏最大功率跟踪或者软关闭的充电控制器如图5c。

图5 蓄电池充电控制Fig.5 Battery charge control

蓄电池放电时，通过Boost升压电路及其控制电路将UDClink稳定在光伏最大功率跟踪点电压或者光伏关闭电压。当光照强度很弱或需要限制光伏输出时使其直流母线电压稳定在650 V实现光伏软关闭。其控制器如图6所示。

图6 蓄电池放电控制Fig.6 Battery discharge control

4 风光储微电网系统仿真算例

4.1 系统仿真参数及条件

利用Matlab/Simulink工具箱搭建了风光储微电网系统。上层中心控制器使用Simulink中的Stateflow实现。系统主要参数见表2。光伏最小允许出力为10 kW。

表2 风光储微电网系统主要参数Tab.2 The parameters of wind/photovoltaic/energy storage microgrid

考虑光照强度的随机变化，选取光照强度曲线如图7所示，其中考虑了光照的渐变和突变。考虑风速的变化，选取风速曲线如图8所示。切入风速为6 m/s，额定风速为10.5m/s。

图7 光照强度曲线图Fig.7 Illumination intensity curve figure

图8 风速曲线图Fig.8 Wind speed curve figure

根据上文所述，参照光照和风速曲线进行分时联络线功率计算，可得PT=170 kW。其中蓄电池的容量为800 A·h，额定电压为384 V，蓄电池的最大充电电流为160 A，最小放电电压为额定电压的20%。

4.2 仿真结果分析

仿真时间设定为9 s，仿真过程通过设计的分层协调控制系统根据相应工况完成所有运行状态及状态转换。仿真中控制目标为在一个时间段内(例如一个调度时间)保持风光储微电网联络线输出有功功率和无功功率为期望值。9 s内风光储微电网内风电单元、光伏单元、蓄电池、光伏侧逆变器参考功率、联络线交换功率及系统运行状态见表3。

风光储微电网不同运行模式下的仿真结果如图9所示。

在风速变化和光照条件变化时，由表3和图9a～图9c可知，风力发电单元、光伏和蓄电池侧逆变器均能按照要求的参考功率输出，确保联络线交换功率分时恒定。图9d和图9e可知，蓄电池的充放电状态一旦达到其最大充电电流时，就会被钳制在最大充电电流。图9f说明光伏在3s之前关闭，3～8.2s光伏最大功率跟踪，之后光伏限制部分输出。由图9 g、图9h和图9i可知，风电单元、光伏侧逆变器及联络线输出的无功功率均为0(实际上，联络线无功功率亦可按照配电网要求输出)。同时，由图9仿真结果可知，状态转换的瞬间存在瞬时功率波动，该功率波动主要由风机的突然起停与蓄电池无法立即补充和吸收该突变功率造成的，波动值在允许范围内。

表3 风光储微电网系统运行状态Tab.3 The operation state of wind/photovoltaic/energy storage micro-grid

图9 联络线功率分时恒定仿真结果Fig.9 Simulation results of constant tie-line interchange active and reactive power with time

具体分析如下：

0.12～1 s：光照较弱，光伏未达到输出条件，风速满足输出要求，联络线功率由风力发电机与蓄电池共同提供，系统运行在状态Ⅵ。

1～1.8 s：光照较弱，光伏未达到输出条件，风速低于最小切入风速，联络线功率仅由蓄电池提供，系统运行在状态Ⅸ。

1.8～2.5 s：光照较弱，光伏未达到输出条件，风速满足输出要求，联络线功率由风力发电机与蓄电池共同提供，系统运行在状态Ⅵ。

2.5～3 s：光照较弱，光伏未达到输出条件，风速较高，风力发电机多余输出功率冲至蓄电池，联络线功率仅由风力发电机提供，系统运行在状态Ⅶ。

3～3.6 s：光伏达到输出条件，风力发电机输出功率略高于PT，风力发电机多余输出功率冲至蓄电池，光伏输出功率也全部冲至蓄电池，由于光照不强，未达到充电电流限制，未发生弃光。联络线功率仅由风力发电机提供，系统运行在状态Ⅲ。

3.6～3.8 s：光伏达到输出条件，风力发电机输出功率略低于PT，光伏将输出功率部分冲至蓄电池，联络线功率由风力发电机，光伏共同提供，系统运行在状态Ⅷ。

3.8～3.9 s：风力发电机输出功率略高于PT，风力发电机多余输出功率冲至蓄电池，光伏输出功率也全部冲至蓄电池，由于光照不强，未达到充电电流限制，未发生弃光。联络线功率仅由风力发电机提供，系统运行在状态Ⅲ。

3.9～4.1 s：光伏达到输出条件，风力发电机输出功率低于PT且缓慢下降，光伏将输出功率部分冲至蓄电池且充电功率逐渐减小，联络线功率由风力发电机，光伏共同提供，系统运行在状态Ⅷ。

4.1～5.2 s：联络线功率由风、光、储共同提供，系统运行在状态Ⅰ。

5.2～6 s：风力发电机输出功率低于PT联络线功率由风光提供，光伏将多余功率冲至蓄电池，系统运行在状态Ⅷ。

6～7 s：络线功率由风、光、储共同提供，系统运行在状态Ⅰ。

7～7.9 s：风速小于最小切入风速，联络线功率由光储提供，系统运行在状态Ⅱ。

7.9～8.2 s：联络线功率由风、光、储共同提供，系统运行在状态Ⅰ。

8.2～8.6 s：风力发电机输出功率高于联络线功率参考值，光伏将功率充至蓄电池，发生弃光，系统运行在状态Ⅳ。

8.6～9 s：风力发电机输出功率达到最大限制，光伏被限制关闭，联络线功率仅有风力发电机提供，系统运行在状态Ⅴ。

5 结论

本文研究了一种分层协调控制策略，协调控制风光储微电网内发电具有间歇性和随机性特点的小风电和光伏发电的输出功率与蓄电池充放电的配合，实现了含高渗透率可再生分布式电源的微电网与配电网间联络线交换功率的分时恒定。在风速曲线和光照条件瞬时变化且储能容量配置较小等实际情况下，该分层协调控制策略保证了系统多个运行状态的可靠运行及无缝转换。同时联络线功率参考值的计算方法和蓄电池的配置方法实现了系统最小程度的弃风弃光。该分层协调控制方法使未来主动配电网调度和管理其内的多个微电网成为一种可能。

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(编辑 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

国家自然科学基金(51577124)、天津市重点基金(15JCZDJC32100)和天津市科技支撑计划重点项目(15JCZDJC32100)资助。

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，研究方向为分布式发电技术与微电网。

E-mail：xiaozhaoxia@tjpu.edu.cn(通信作者)

贾 双 男，1991年生，硕士研究生，研究方向为分布式发电控制。

E-mail：15900299909@163.com