微电网中的光伏储能控制策略研究

邹鹏辉

(国家电投集团青海光伏产业创新中心有限公司，青海 西宁 810008)

偏远地区的人民在使用电能时，受到复杂地理环境的限制，大电网无法连接当地电网，在这种环境下，微电网成为我国研究的重点[1]。微电网技术的发展，有效协调分布式电源与大电网之间的矛盾。微电网是一种配电子系统，由控制单元、分布式电源或微型电源、储能装置与负荷共同组成，储能装置与微型电源经逆变器连接微电网[2]。微电网不但能够并网协调运行，还可以依据运行中出现的故障或检修情况独立运行。

文献[3]提出基于深度强化学习的微电网储能调度策略，考虑了不同场景组合模型对微电网储能调度的影响，深度卷积神经网络提取了调度时间的序列特征，在随机干扰下可以有效进行固定电价与实时电价的调度，且可以较好地控制微电网运行收益的偏差。但是在储能切换稳定性研究的方面有待进一步完善。文献[4]研究了配备不可控和可控电器以及光伏(PV)面板和电池储能系统(BESS)。该控制方案依赖于迭代有限范围在线优化，实施混合整数线性规划能源调度算法，以最大限度地利用太阳能自供电和/或最大限度地减少时变能源下从电网购买的每日能源成本价钱。文献[5]提出了一种光伏并网混合能源发电系统的智能控制策略。首先，对电能进行动态建模。然后，设计DC-DC功率转换器的本地控制器来调节能量生成单元的工作点。基于Takagi-Sugeno-Kang的模糊增益调谐器用于调整FC和BESS控制器的PI参数。采用了基于神经模糊增益调谐器的虚拟磁通定向控制(VFOC)方案来控制混合系统、本地负载和公用电网之间的功率流。但对于微电网切换的控制方面需要完善。

针对光伏储能切换控制稳定性差的问题，本文以光储控制器研究目的，研究微电网光伏储能中并网运行与孤岛运行之间的平滑切换控制。

1 微电网光伏储能控制策略分析

新能源应用越来越广泛，导致主网与微电网的差异越来越大，国内外为解决这一问题做出相关研究，建立了众多微电网实验室。在目前的微电网系统中，光伏储能是应用范围最广的组合新能源方式。本文首先构建了包含水力发电、光储发电、负荷和柴油发电的混合型微电网的整体结构，以明确微电网的运行状况，为光储系统切换控制做基础。采用了功率管理系统作为控制方式，并设计了并网模式与孤岛模式自动切换过程。在设置平滑切换策略的基础上，采用状态跟随的方式控制光伏储能切换过程。

1.1 混合型微电网整体结构

传统电网普遍采用的是联网集中发电的模式，但随用电负荷的增加以及分布式电源的普及，电网结构中的储能系统受到冲击[6]。在微电网中，储能系统可以抑制分布能源的波动，是并网运行的关键[7]。为了明确光伏储能系统在微电网中的构成，本文所构建的微电网为混合型微电网，包含水电、光伏、储能和柴油发电，整体结构见图1。

图1 微电网整体结构图Fig.1 Overall structure of microgrid

混合型微电网的组合包括水力发电系统、光储发电系统、负荷和柴油发电系统。本文研究的微电网是一种独立电网，与主网之间不存在电气连接。光储发电系统、柴油发电系统与中心变电站之间的连接分别通过35kV双回架空线连接、10kV/35kV升压变压器实现；数个10kV馈线共同组成负荷；水电通过6kV/35kV升压变压器经双回架空线连接中心变电站[8]。两段35kV的母线共同组成光储发电系统，各段母线光伏容量与储能装机容量分别为5MW和5.2MW。光储发电系统中静止无功补偿器的使用增加了电网电压的稳定性[9]。水电装机的容量大小为4*1.3 MW，受到水位限制，只能同时使用3台机组。柴油发电系统装机容量大小为4*0.8MW，由于运行维护与日常检修的需要，实际运行时只能使用3台机组。

1.2 微电网切换控制

本文采用功率管理系统作为基础的微电网控制方式实现研究[10]。光储系统运行模式切换过程见图2。

图2 光储系统运行切换过程Fig.2 Switching process of optical storage system

光储发电系统使用手动切换，从启动状态转变为孤岛运行或者并网运行[11]。如果光储发电系统稳定，调峰与计划曲线由并网运行控制；光储系统频率不在频率范围时[fL,ref(频率下越限值),fH,ref(频率上越限值)]，由孤岛运行满足其条件，检测时使用滑差闭锁，该种情况下，光储发电系统经紧急调频，实行暂态运行，系统内的有功功率经储能主动调整，帮助频率重新恢复至已设定范围[12-13]。如果经过储能调整，仍然无法恢复到设定范围，则发出异常频率预警。直至收到下个指令前，系统始终保持原来的输出，这段时间内，如果发生故障，系统自动做出保护行为[14-15]。假如系统的电压超出或低于设定电压范围[UL,lim(电压阈值下限),UH,lim(电压阈值上限)]，那么，系统做出切换控制，临时转变成暂态运行，使用静止无功补偿器调整无功功率，确保电压恢复，直至设定范围[16]。如果经过调整，电压仍然未能恢复至设定范围，做出异常预警，直至收到下个指令前，始终保持原来的输出，这段时间内，如果发生故障，系统自动做出保护行为。在孤岛运行或者并网运行的状态下，出现故障则使用手动切换，使系统处于停机状态。

1.3 控制器平滑切换控制方法

1.3.1 平滑切换控制策略

在整个微电网系统中，实现并网模式与孤岛模式自动切换的关键技术主要有两项技术模块指导[17]：(1)实时精准监控大电网运行状态；(2)经储能换流器将并网运行模式稳定地切换为孤岛模式[18]。微电网单元的主控单元是电能存储单元，该单元经过程控制系统(Process Control System，PCS)采集专网运行数据，实现实时精准监控主网运行状态[19]。依据反馈的数据信息，操作主网系统与微电网之间的开关，为平滑切换微电网系统中的运行模式打下基础。

切换运行模式时，主网会短暂断电，在断电时间内，分析微电网系统输出频率和输出电压[20]，判断电网系统电力做功匹配情况。计算过程中，把微电网当作孤岛运行的供电系统，式(1)为孤岛运行模式下微电网频率特征：

(1)

现在式(1)中，ui与T分别表示孤岛模式下微电网系统频率和负荷等效电阻[21]；H与E分别表示负荷等效电感和电源有功出力；O与o分别表示电源无功出力和负荷品质因素。通过式(1)得出孤岛模式下微电网系统频率，使用式(2)表示：

(2)

式(2)中，A表示负荷等效电容。式(3)表示电压幅值：

(3)

式(3)内，Ui与Eload分别代表电压幅值与有功负荷，UN代表额定电压。

从以上推导过程中能够看出，假如孤岛模式下的微电网系统与并网模式下的微电网系统供应的有功功率出现不匹配的情况[22]，在断网时，电压幅度值会呈现较大状态：

|Ui-UN|>λN

(4)

其中，λN代表孤岛模式下微电网系统的电压幅度偏差允许值。由式(2)可知，假如孤岛模式下的微电网系统与并网模式下的微电网系统供应的无功功率出现不匹配的情况[23]，在断网时，值会呈现较大状态：

|ui-uN|>λw

(5)

在式(5)中，uN和λw分别表示频率值和电压频率幅度偏差允许值。将锁相环频率扰动主动式作为基础的微电网系统识别[24-25]，需注意并网模式下，各工期的锁相角度：

(6)

式(6)中，Δϑ、ϑ0和f分别表示开关周期对应的电压值、工频周期锁相角度初始值和电网控制系统开关频率值。

式(7)表示对应第一工频周期开关的电压相角：

(7)

式(7)中，ϑk表示电压相角值。式(8)为第二工频周期内对应第m个开关的工频相角ϑm：

(8)

如果ϑm>2π，那么Δϑ=Δϑ0+Δφ。Δφ表示锁相环发生扰动的步长。

式(9)表示为第二工频周期内对应第k个开关的工频相角ϑk：

ϑk=k×Δϑ

(9)

通过式(9)能够得到锁相环控制系统内对应任意开关电压角度值。通过扰动步长，锁相环能够实现有差锁相[26]，在此基础上提高频率扰动，最终实现锁相环作为基础的主动识别方式。

1.3.2 基于状态跟随的平滑切换控制方法

在孤岛和并网两种模式下，微电网的控制器存在很大差异[27]。当微电网处于并网运行模型时，需要控制大电网公共耦合点的输出功率，保持电压及负载与大电网同步[28]。而孤岛运行模式是在与大电网断开连接时独自运行的状态，在此过程中微电网需要独自调节分布式发电装置，稳定母线电压与频率[29]。为了实现平滑切换电网与控制器，切换不同控制器需要控制部分存在逻辑开关，切换控制器结构见图3。

图3 切换控制器结构Fig.3 Switching controller structure

在图3中，并网控制器与孤岛控制器分别为并网控制方式和孤岛控制方式，二者的输入都是给定值与某个反馈量之间的差值，K1和K2均为逻辑开关，图中PCC是公共连接点。

假如主网发生故障，微电网检测到之后，运行状态由并网运行转变为孤岛运行，与图3中对应，并网控制经切换，转变为孤岛控制。实际应用过程中发现，尽管负荷功率需求低于逆变器能够提供的最大功率，切换时还是会出现比较严重的暂态振荡。微电网中t设置为1.5s，在系统PCC处出现的频率与电压暂态振荡情况见图4。

图4 切换过程中频率与电压暂态变化Fig. 4 Transient changes of frequency and voltage during switching

假如仍然使用并网控制，不切换控制器，这种情况下，能力也允许不平衡，但是从图4中能够看出，暂态振荡比切换控制器振荡小。

对孤岛控制与并网控制模式进行分析，切换过程中导致振荡的原因是切换过程中两种控制器状态不匹配导致的[30]。孤岛控制器与并网控制器同时运行，但是孤岛控制器并不发挥输出结果作用，控制器切换时，由于两种控制器存在不同的输出，导致控制器发生跳变。

为解决暂态振荡问题，将控制器状态跟随作为基础，提出一种平滑切换控制方法，控制过程见图5。

图5 平滑切换控制过程Fig.5 Smooth switching control process

把并网控制器的输出与孤岛控制器状态设计成一个负反馈，将该负反馈作为孤岛控制的输入，以便孤岛控制器在切换之前保持跟随并网控制器的输出状态，确保孤岛控制器与并网控制器输出时刻状态始终保持一致。保证对逻辑开关K1-4的合理控制，并网状态下开关K2与开关K3保持打开状态，而开关K1和K3开关保持关闭状态；切换控制器时，与并网状态相反，开关K2与开关K3保持关闭状态，而开关K1和K3开关保持打开状态。通过合理控制开关，解决暂态振荡问题实现微电网光伏储能平滑切换控制。

光储发电系统平滑控制中，控制联络线功率是至关重要的，光储发电系统计划实现调峰和曲线发电时，都需要将联络线功率控制作为基础。通常情况下控制联络线功率的算法采用比例-积分-微分，保证误差控制在允许范围内。通常情况下，微电网对负荷的需求较低，如果将百分比作为单位，设置联络线控制允许偏差范围，如果负荷升高，功率允许偏差也会随之升高，导致微电网出现频率剧烈波动，干扰微电网控制稳定性。所设置具体功率值作为功率允许偏差完成微电网中的光伏储能控制。

2 仿真实验

2.1 仿真平台

为验证本文控制方法的可靠性与稳定性，采用实时数字仿真系统(Real Time Digital Simulation,RTDS)模拟某地微电网系统，搭建一个仿真平台，平台结构见图6。

图6 仿真平台结构图Fig.6 Structure of simulation platform

仿真平台的构成包括：储能控制系统、光伏控制系统、电池管理系统、能量管理监控系统和微电网中央控制器(Micro-grid Central Controller,MGCC)，依据图1中的微电网结构，按照实际微电网25%容量设置每个设备的容量，利用RTDS搭建仿真平台。分别由外接光伏系统与储能系统控制的光伏逆变器主拓扑与储能变流器也在RTDS系统内建模。监控功能、系统发电、负荷预测由能量管理监控系统实现，为实现本文控制方法，使用MFCC。

2.2 稳态仿真实验分析

为了验证稳态控制下，本文控制方法的稳定性，在仿真平台实现仿真实验，根据能量管理监控系统获得联络线控制的RTDS仿真图，见图7。

图7 RTDS仿真结果Fig.7 RTDS simulation results

由图7可知，联络线功率在设定范围内，计划指令发生改变的情况下，联络线实际功率也发生改变，具有较好的响应性能。上图中，在0.5s、1.0s、2.0s以及2.5s时进行储能模式切换，在本文方法的控制下输出功率能够快速处于平衡状态，控制效果较好。研究光伏储能微电网过程中，通常情况下会把储能置于光伏协调控制和直流侧；另一种常使用的控制方式是储能和光伏同时连接交流母线，此种方式为分布式，节点过于复杂。而本文方法分析计算了切换过程中微电网系统输出频率和输出电压，可以准确判断电网系统电力做功匹配情况。并基于状态跟随，在并网运行模式下，可以实现稳定地切换控制。

2.3 从并网运行模式向孤岛运行模式切换实验结果

本文数据取自国家电投集团青海光伏产业创新中心有限公司。设置运行时间为0.5s，将微电网的运行方式切换到孤岛运行，储能控制器导致并网逆变器从并网控制策略切换为孤岛控制策略。采用不同控制方法对切换过程中系统稳定性变化进行检测，得到结果如表1所示。

表1 不同方法下系统稳定性结果Tab.1 System stability results under different methods

分析表1可知，不同控制策略下微电网系统稳定性不同。当电压为500v时，基于一致性算法的控制策略的微电网系统稳定性为82%，基于光-储-燃的控制策略的微电网系统稳定性为83%，本文控制策略的微电网系统稳定性为98%。当电压为900V时，基于一致性算法的控制策略的微电网系统稳定性为83%，基于光-储-燃的控制策略的微电网系统稳定性为79%，本文控制策略的微电网系统稳定性为94%。本文方法具有控制后具有较高的稳定性。将并网模式下运行的微电网切换到孤岛运行模式过程中，根据仿真结果，光储控制器保证并网逆变器快速完成微电网由并网控制模式平滑切换为孤岛控制模式，通过仿真实验说明本文方法能够有效保证供电稳定性。

2.4 从孤岛运行模式向并网运行模式切换实验结果

设置时间为1.0s情况下，微电网运行由孤岛模式切换为并网模式，光储控制器导致并网逆变器自孤岛控制策略转变为并网控制策略，结果见表2。

表2 不同方法下系统稳定性结果Tab.2 System stability results under different methods

分析表2可知，不同控制策略下微电网系统稳定性不同。当电压为600V时，基于一致性算法的控制策略的微电网系统稳定性为72%，基于光-储-燃的控制策略的微电网系统稳定性为81%，本文控制策略的微电网系统稳定性为92%。基于一致性算法的控制策略的微电网系统稳定性均值为76.16%，基于光-储-燃的控制策略的微电网系统稳定性均值为80.16%，本文控制策略的微电网系统稳定性均值为94.6%，说明本文方法控制后具有较高的稳定性。将微电网从孤岛运行模式重新切换为并网运行模式，光储控制器先实行同步控制，紧接着将孤岛控制切换为并网控制。切换过程中，光储控制器保证并网逆变器由孤岛运行平稳切换为并网运行，在并网运行模式下，光储控制器能够准确迅速地跟踪监测指定功率，保证微电网运行的稳定性。

3 结论

为此，本文对微电网中光储发电系统实行分析研究，按照运行方式不同分为并网运行和孤岛运行，分析两种运行模式下切换方法。经仿真实验验证，本文控制方法稳定性强可靠性高。微电网光储控制策略的研究有助于我国偏远地区在新能源应用方面的发展，为该地区的发展提供电力支撑。光伏储能技术的应用也为我国新能源开发应用，推动我国使用新能源技术发展微电网技术发挥了重要作用。