光储交直流混合孤岛微网控制策略研究

(广西大学电气工程学院， 广西南宁530004)

0 引言

目前，独立的光伏发电系统存在着波动性和随机性等不可避免的缺点，该因素也是造成电网不能向用户侧提供稳定、可靠用电需求的原因之一[1]。同时，大规模的分布式光伏发电接入电网系统，对电网造成严重的影响，如电压升高、谐波增大和功率冲击等问题。而在孤岛微网系统中，这些问题随着光伏渗透率的增加也变得更为突出。

运行在孤岛模式的微网系统，通常情况下会利用电池储能作为能量缓冲装置来平衡微电网系统中多余或缺额的功率。为保证微网内重要负荷持续稳定运行，文献[2]提出考虑光储可持续带载能力的配电网动态孤岛划分策略，来提高配电网可靠性。文献[3]将柴油发电机与超级电容、蓄电池组成多元互补协调系统分享差额功率，实现孤立微网的长期稳定运行。在储能控制方面，文献[4]提出混合储能的能量管理策略及双向功率变换器的控制策略，使正常运行下的微网储能元件维持在合理的荷电状态范围内。文献[5]采用基于频率协调并考虑储能的荷电状态，来实现多储能单元的出力分摊，让光储发电系统工作在调度模式和光伏平抑模式。

然而，储能接入微网要么是直接通过逆变器逆变成交流电，要么是通过与其他的分布式电源相连接后再逆变成交流电。而后者的组合方式给系统的控制提供了灵活性。在该种结构中，许多研究人员引进了上层功率管理系统来协调光伏和储能单元的运行，使微网在不同的工况下满足系统内的功率平衡，如文献[6-8]。上层的功率管理系统往往是需要程序算法来实现，一定程度上也给系统增加了复杂度。如文献[9]中提出一种基于本地信息的能量管理和协调控制策略，在结合恒压控制并采用开环桨距角控制方法下，来解决孤岛微网直流母线电压波动和系统不稳定问题。同样的，在文献[10]提出一种基于无源控制的功率管理策略来控制光伏和储能，该文献所提的方法需要增加更多的通信来保证系统的稳定运行，这无疑会加大成本的投入。

上述的文献主要是从能量管理层来控制光储混合单元的，所建的模型中也没有考虑到直流侧负载的投切。为此，不少学者研究了无需通信和能量管理层来实现孤岛微网的功率管理和微网的协调控制，如文献[11-13]。基于上述文献，本文针对孤岛模式下的光储交直流混合微网，从底层角度出发，考虑储能荷电状态越限和直流母线参考电压越限的偏差量形成多回路控制策略管理光伏和储能的两个DC/DC变换器，确保系统运行不越限，且实现光储混合系统功率平衡的同时向后级安全供电。

微电网处于孤岛运行模式时，因失去了外部电网的支撑作用，需要有一部分电源提供电压和频率支撑，该部分也叫主控单元。本文对主控单元拟采用虚拟同步机(virtual synchronous generator，VSG)控制策略，负荷的变化主要由作为主控单元的分布式电源来跟随，因此要求其功率输出应能够在一定范围内可控制且能够快速地跟随负荷的波动变化。从控单元采用恒功率(PQ)控制，向交流侧提供期望的功率需求。最后，通过Matlab/Simulink建立光储交直流微网模型进行了仿真分析，验证了采用上述控制策略的微电网能稳定可靠运行。

1 微电网结构与模型

1.1 系统结构

如图1所示，一个简单的光储交直流混合微网。该混合微网包含单元1和单元2两个小型的光储直流微网。单元1和单元2中的光伏阵列通过升压型DC/DC变换器连接到直流母线向后级供电，储能也是通过双向DC/DC变换器链接到直流母线来吸收或者释放电能，两个直流微网单元中连接有可投切的直流负载。同时，两个直流微网单元分别通过AC/DC逆变器向交流负载供电，两个逆变器都接有LC滤波器以减少输出波纹。由于该混合交直流微电网没有与大电网连接，所以它会处在孤岛模式下运行。

图1 光储交直流混合孤岛微网结构Fig.1 Diagram of the PV/battery hybrid system

在该模式下，把单元1设计成主电源为电网提供电压和频率支撑，单元2设计成从电源。主电源的逆变器采用虚拟同步发电机(VSG)控制，从电源逆变器采用恒功率控制策略。单元1直流母线电压为650 V，单元2的直流母线电压为350 V，整个交直流混合系统运行在不同负载需求下。

在微网运行在孤岛模式时，储能对于系统的功率平衡和电压稳定起着重要作用。通过储能变流器或光伏升压变换器来保证直流母线电压稳定，同时需要控制主逆变器向交流微网提供稳定、高质量的交流电压。基于系统的运行情况，光伏应可工作在最大功率点或不工作在最大功率点。

图2 光伏电池等效电路Fig.2 Equivalent circuit photovoltaic cells equivalent circuit

1.2 光伏模型

光伏电池单体输出的电压低，功率小，需要将其串、并联成光伏模块。光伏电池的理想等效电路如图2所示，其电路参数如下：Vpv为电池开路电压，Rsh为旁漏电阻，Rs为光伏电池内阻；Id为二极管在无光照时的反向饱和电流，与电池温度T有关；Ish为旁漏电流；输出端电流Ipv；Iph为光子在光伏电池中的激发电流，G为光照强度。

(1)

(2)

(3)

式(1)中,np为太阳能电池并联个数。式(2)中，Isso为短路电流；ki为短路电流温度系数。式(3)中，Irr为反向饱和电流，Tr为参考温度，Egap为间隙阶跃能量，A为理想因子，且A为1和2之间的常数；玻尔兹曼常数k=1.38×10-23J/K；电子电荷q=1.6×10-19C。

1.3 储能装置模型

作为系统储能装置的蓄电池，对运行在孤岛模式下的微电网至关重要，蓄电池可以在缺少传统发电机的情况下调节电压和频率，确保含有间歇性能源(如光伏、风力发电)的微网能稳定运行和实现系统功率平衡。蓄电池的工作特性与放电深度DOD、荷电状态SOC和蓄电池电压Vbat等有关，其中，荷电状态和电池电压是储能装置的两个重要的物理量，它们的表达式分别为：

(4)

(5)

式中，C为蓄电池容量，ibat为蓄电池充放电电流；Vo为蓄电池的开路电压；Rbat为蓄电池内阻；P为极化电压；M、N为蓄电池特性常数。

考虑储能系统的寿命，并利用储能持续平滑可再生能源功率波动，就必须保证储能系统荷电状态在任意时刻都维持在一定的阈值内：

SOCmin≤SOC≤SOCmax，

(6)

式中SOCmin、SOCmax分别为储能系统荷电状态上下限。

2 光储混合系统前级控制策略

图3 光储混合结构Fig.3 Diagram of PV/Battery hybrid system

在光储混合系统中，将储能与光伏整列组合时可以考虑两种配置。第一种是将储能和光伏阵列分别与逆变器连接经逆变后向后级供电，该种连接方式往往不利于调节光伏的出力，会给系统带来一定的安全隐患；另一种配置是将光伏阵列与储能装置并联后接到直流母线上，该种连接方式让系统功率平衡的调节具有一定的灵活性。本文也采用第二种连接方式，如图3所示，光伏阵列通过一个单向的升压变换器连接到直流母线，Ppv为光伏阵列注入直流母线的功率。储能通过一个双向的DC/DC变换器连接到直流母线，PB为储能充放电功率。在所设计的光储混合系统中，两个变流器输出端分别接有独立的电容Cdc1和Cdc2。这种光伏和储能的组合方式不仅确保对储能充放电可完全控制，而且在选择储能额定电压和直流母线电压等级上提供了灵活性。当有多余的光伏输出功率时，储能便存储过多的光伏功率；当光伏输出功率不足以提供负载功率需求时，储能便提供负载功率缺额。

直流母线电压由连接储能的双向DC/DC变换器来控制。在正常运行情况下，采用扰动观察法(P&O)并调节光伏输入端电压Vpv到最大功率点来控制光伏升压变换器，以实现最大功率跟踪(maximum power point tracking，MPPT)控制。如图4所示，在控制策略中，直流母线电压Vdc、储能实时电流iB、光伏输入的电压Vpv和ipv都经过一阶低通滤波器，这样可减少开关噪声，测量噪声和电流波纹。在光伏控制器中，电压参考信号Vpvref和Vpv的差值与滤波后的光伏输出电流ipv经电压控制器和PWM产生控制信号S1。在储能双向升压控制器中，直流母线参考信号Vdcref和滤波后的实时电压信号Vdc的差值与储能充放电电流iB经电压控制器和PWM产生充电信号S2(buck)和放电信号S3(boost)。

图4中，光伏阵列输出电压参考值Vpvref是光伏功率控制器基于电池和荷电状态SOC、光伏输出最大功率、负载功率获得的。基于这些变量，系统中的功率潮流可以分成：正常运行模式，荷电状态越限调节模式，直流母线电压越限调节模式。

图4 光储系统前级控制框图Fig.4 Pre-stage control diagram of PV/Battery system

①正常运行模式

系统运行在安全范围内时，光伏输出参考电压Vpvref与MPPT产生的VMPPT相等，此时SOC越限的PI0和PI1控制回路和直流母线电压偏差越限的PI2和PI3控制回路处于闲置状态。此时，光伏输出电压Vpv和电流ipv经MPPT算法计算后，让光伏功率控制器运行在最大功率输出状态。当中，Vpvref与Vpv作差得到的电压偏差量经单向升压DC/DC控制器后便把光伏输出的最大功率注入到直流母线上，同时通过储能双向DC/DC控制器来调节直流母线电压，使其达到设定的参考电压Vdcref。在系统正常运行时，通过储能吸收或释放电能来实现系统功率平衡，该过程中系统的储能荷电状态没有超过设定的最大上限SOCmax和最小下限OCSmin，并且充放电电流iB也是在安全范围内；并且直流母线电压波动也可限定在指定的安全范围内。

例如，当储能实时荷电状态SOC小于最大上限SOCmax时，SOCmax与SOC形成的偏差信号为正信号，导致有正向饱和限制的PI1控制器输出信号为0，因此SOC越限控制回路在储能正常运行时处于闲置状态。其他越限控制回路同理。

②荷电状态越限调节模式

当光伏注入到直流母线的功率大于负载需求时，储能便吸收直流母线上多余的功率，储能的荷电状态SOC会一直上升，若当储能荷电状态超过SOCmax会影响系统的安全稳定运行。此时，应该减少光伏的输出，来平衡系统功率并确保系统运行在安全范围内。当储能的实时荷电状态超过设定的SOCmax时，PI1控制回路便会起作用，SOCmax和输入的实时SOC信号相减形成的信号开始变负，该偏差信号经PI1控制器输出的信号被加到最大功率参考点的电压VMPPT上，光伏功率控制器会不工作在最大功率输出状态，这样光伏输出的功率便会降低。因此，PI1控制回路将一直减少光伏功率的输出，直到储能处于不充或不放电状态，并且实时荷电状态降到SOCmax以下。具体操作为：当PI1输出信号为0时，比较器产生1信号(启用)作用到MPPT算法，MPPT算法输出VMPPT，此时光伏功率控制器输出最大功率到直流母线上；当PI1输出信号小于0时，PI1的输出信号将驱动比较器产生0信号(禁用)使MPPT算法失效，让MPPT算法输出较小的Vpv，同时PI1的输出信号被反馈到由MPPT输出的电压上，从而调整光伏输出参考电压Vpvref并进一步降低光伏功率控制器的功率输出。只要光伏输出功率大于负载需求且实时荷电状态超过SOCmax，系统中PI1控制回路会一直处于工作状态。

当光伏输出功率很小，且储能系统一直处于放电状态时，储能的荷电状态可能会低于设定的最小下限SOCmin。当储能的实时荷电状态低于SOCmin时，PI0控制回路将会启动，SOCmin与SOC的偏差信号经PI0控制器后向需求响应侧发送切除负载的信号，以保证系统不崩溃。

③直流母线电压越限调节模式

在系统正常运行情况下，PI2控制回路都处于闲置状态。并且，相对于需求响应侧来说，都可以通过储能系统来实现系统功率的平衡。因此也认为，储能的充放电电流都在安全运行的范围内。而当系统中光伏输出的功率远大于负载需求时，充电电流iB可能超过了储能系统能承受的上限，这会严重影响储能的寿命甚至影响系统的安全可靠运行。

因此，当系统中光伏输出的功率很大，而负载需求很小时，储能的充电电流iB会超过设定的上限。当过多的光伏输出功率不能被储能在短时间内消纳时，便会引起直流母线电压短时间内急剧上升，此时，仅靠储能双向升压变换器无法实现直流母线的稳压控制，所以此时就需要减少光伏功率输出，使系统能够运行在安全的范围内。在图(4)中，利用直流母线电压的偏差量形成的PI2控制回路反馈到光伏功率控制器，便可实现减少光伏功率输出从而实现直流母线电压在短时间内不急剧上升，避免了系统的崩溃。在控制策略中，直流母线电压可设定大小为ΔV的电压安全偏差信号，该偏差信号ΔV限定具体值可根据不同的场景需求来设定。

系统运行时，通过检测直流母线实时电压Vdc，一旦直流母线电压值超过允许的上限Vref+ΔV，PI2控制回路便会起作用，直流母线电压允许的上限Vref+ΔV与直流母线瞬时值Vdc相减，形成的负值经过PI2控制器作用于比较器，驱动光伏功率控制器以减少功率输出。当中，MPPT算法经比较器产生的反馈信号将锁存较小的Vpv值，该情形与SOC控制回路调节减少光伏输出功率相似。

反之，当负载需求远大于光伏输出功率且储能提供的功率缺额不能维持直流母线电压时，直流母线电压会骤然下降，此时PI3控制回路便会起作用，设定的直流母线电压下限Vref-ΔV与直流母线瞬时值Vdc相减经PI3控制器后向需求响应侧发送切除负载的信号，以保证系统不崩溃。

3 后级逆变器主从控制策略

微电网的主从控制策略指的是微网系统中的某个或某几个控制器作为主控单元，其余的控制器作为从控单元。当微网运行在孤岛模式时，微电网的内部需要某个或某几个分布式电源来模仿主电网给孤岛微网提供电压和频率支撑。基于虚拟同步发电机控制策略的组网逆变器具有与同步发电机相似的调频调压特性，能够较好地适应微网孤岛运行的要求。在本文的后级控制中，主控单元(主逆变器)的控制采用虚拟同步发电机控制策略，该策略为独立运行的微网提供电压和频率支撑；从控单元(从逆变器)采用恒功率控制策略，可向需求响应侧提供恒定的功率需求。

3.1 主逆变器控制

将逆变器模拟成同步发电机来运行叫同步逆变器，同步逆变器通过频率和电压的下垂控制能很好地自动分担有功功率和无功功率。由于采用VSG控制的逆变器具有同步发电机相类似的转动惯量，其频率不易受负载扰动的影响，即在不同的负载条件下，能提供动态响应好、高质量、可靠的交流电压。所以，利用VSG控制的快速响应特性可以减小负荷突变造成的频率偏差，这样大大的提高光伏、风电等可再生能源的渗透率。

VSG控制策略是采用同步发电机的暂态数学模型来模拟转子的机械特性和定子的电气特性。其机械特性和电气特性可以表述成有功功率调节和频率下垂控制、无功功率调节和电压下垂控制。VSG控制算法叙述如下：

有功功率调节和频率下垂控制：

(7)

无功功率调节和电压下垂控制：

(8)

式中，Q0为中央控制器给定功率；kQ为无功调节系数；Qe为逆变器输出的瞬时无功功率；虚拟空载电势E0=311V；虚拟励磁电势E；kU为机端电压调节系数；U为逆变器输出电压的有效值。图5为采用VSG控制策略的主逆变器控制结构框图。

图5 含VSG控制的主逆变器控制框图Fig.5 Control structure of master inverter with VSG

3.2 从逆变器控制

采用恒功率控制，可以根据中央控制器下达的指令输出恒定的功率，采用该控制策略的逆变器为电流型逆变器。恒功率控制包含两部分，分别是功率外环和电流内环。其中电流内环采用的是自然坐标系下的分量。这样不仅可以简化控制器的计算复杂程度，而且实现了很好的控制效果。P*,Q*为中央控制器给定的有功和无功，P,Q为逆变器实时输出的有功和无功，usa，usb，usc为控制信号。其控制框图如图6所示。

图6 从控单元的恒功率控制框图Fig.6 Constant power control diagram of slave unit

4 仿真分析

表1 仿真相关参数Tab.1 Parameter of system simulation

为了验证上述控制策略在复杂工况下的能向用户侧提供稳定、可靠的用电需求，根据上文描述，在MATLAB/Simulink仿真平台上搭建如图1所示的光储混合交直流微网系统模型并进行仿真分析。

正常模式调节仿真如图7所示。对于单元2， 0～1.0 s时段，光伏出力4 100 w，投入的直流负载2为0 W。1.0～3.0 s时段，光伏出力变为5 300 W；在1.0 s时刻，投入2 500 W的直流负载2，一直到4.0 s时刻切除直流负载2。在3.0～5.0 s，光伏出力又变为4 100 W。如图8所示，对于单元1，0～1.5s时段，光伏出力为1 500 W；在1.5 s时刻投入1 000 W的直流负载1，一直到3.5 s时刻切除。在整个仿真过程中，交流母线所接的公共交流负载变化情况为：在0～1.0 s时段，公共交流负载为5 000 W；在1.0～3.5 s时段，公共交流负载变为6 000 W；3.5～5.0 s时段，公共交流负载为5 000 W。

图7 单元2功率潮流变化
Fig.7 Power flow variety of unit 2

图8 单元1功率潮流变化
Fig.8 Power flow variety of unit 1

正常调节模式下，由图8和图9可以看出，0～1.0 s和3.5～5.0 s储能1处于充电状态，1.0～3.5 s，储能1处于放电状态。结合图7和图9可知，1.0～3.0 s时段，储能2处于充电状态；3.0～4.0 s时段，储能2处于放电状态；0～1.0 s 和4.0～5.0 s时段储能2处于闲置状态。

从图7中可知，采用恒功率控制策略的从逆变器为交流侧提供了4 000 W的预期功率需求。从图8可知，采用虚拟同步发电机控制策略的主逆变器向交流侧输出的功率随着交流负载需求的变化而变化。0～1.0 s时段，交流负载需求为5 000 W，由于从逆变器的输出承担了4 000 W的功率需求，因而主逆变器向交流侧提供1 000 W。

在1.0～3.5 s时段，交流负载需求变为6 000 W，由于从逆变器输出功率仍为4 000 W，因此，主逆变器向交流侧输出2 000 W。在3.5～5.0 s，交流负载需求降为5 000 W，从逆变器依然保持恒功率输出，因而主逆变器向交流侧提供1 000 W。可见，主逆变器很好地跟随了负载的波动变化。

从图10可以看出，系统在正常运行时，两个直流微网单元的直流母线电压在不同的负载需求下保持了稳定。

由图11可以看出，由于采用了虚拟同步发电机控制的主电源，使得整个系统在不同的工况下，即负荷投切或是光伏出力突变，都没有引起系统大的波动，系统的频率基本保持了稳定。

图11 系统频率Fig.11 System frequency

图12显示，在1.0 s和3.5 s时刻交流负载投切时，交流母线上的电流平滑变化情况。图13是系统交流负载变化时，交流母线电压的线电压波形图。

图12 交流母线电流波形图
Fig.12 Waveform of AC bus current voltage

图13 交流母线电压形图
Fig.13 Waveform of AC bus voltage

对单元1进行SOC越限仿真：在0～5.0 s，直流负载和经逆变器向交流侧提供的负载总需求为1 100 W，光伏输出功率1 330 W。0～2.5 s时段，储能一直处于充电状态；如图14所示，在2.5 s时刻，储能实时SOC超过最大上限SOCmax=85 %。如图15所示，由于PI1控制回路开始起作用，在2.5 s时刻，光伏输出功率开始减少，最终光伏输出功率稳定在1 100 W。最终达到光伏功率输出与总负载需求平衡。

图14 单元1储能SOC越限
Fig.14SOCexceeds the limit

图15SOC越限时光伏输出
Fig.15 Output of PV whenSOCis exceeded

直流母线越限进行仿真：0～1.0 s时段，单元1的直流负载和经逆变器向交流侧提供的负载总需求为1 100 W。如图16所示，光伏在0～1.0 s时段输出功率为2 500 W；如图17所示，0～1.0 s时段充电电流大于0，储能处于充电状态。在1.0 s时刻，单元1总负载需求变为200 W，单元1直流母线电压开始上升，并超过了665 V(图18，ΔV设定为15 V)。在1.0 s时刻，由于PI2控制回路的作用，光伏输出功率开始减少(图16)，充电电流也开始降落(图17)。到3.0 s时刻，负载总需求变为1 100 W，直流母线电压也开始回到设定的参考电压650 V(图18)。

图16 单元1光伏输出功率
Fig.16 Output power of PV of Unit 1

图17 储能1充电电流
Fig.17 Charging current of bttery 1

图18 单元1直流母线电压越限Fig.18 DC bus voltage exceeds the limit of Unit 1

5 结论

本文针对孤岛运行的光储交直流微网提出了一种综合的控制策略，即在前级控制中构建多回路功率控制策略和在后级交流逆变控制中采用基于虚拟同步发电机控制策略的主从控制模式。仿真实验在不同的工况下对所提控制策略进行了可行性验证，并得到如下结论：

①多回路功率控制策略将越上限的物理量反馈到光伏功率控制器后，调整了光伏输出的参考电压，起到了抑制储能荷电状态越上限或直流母线电压骤然上升的作用。此外，多回路功率控制策略把越下限的物理量反馈到需求响应侧发送切除直流负载的指令，防止了荷电状态超越下限和直流母线电压骤降。该多回路功率控制策略无需上层能量管理层的控制信号，便可使系统实现前级功率平衡并确保系统运行在安全范围内。

②后级交流逆变控制中，虚拟同步发电机的控制策略和恒功率控制策略相结合的主从控制，能使微网系统在不同的需求响应侧下，主逆变器能自动跟随交流负载的变化并确保了交流母线电压和频率的稳定。