分布式光伏并网发电系统控制技术研究

2021-09-23王洋洋

电子技术与软件工程 2021年12期

王洋洋

（华北水利水电大学河南省郑州市 450000）

1 储能技术的应用特点

分布式光伏并网环节，由于需要利用储能技术，应用该技术应用可能受到环境因素影响，导致并网环节存在功率波动，不平衡的波动能够影响电网运行安全。储能单元属于对于风能和光能暂时存储重要装置，能够将系统电能吸收，且电能释放也较为灵活，维持再生能源并网阶段功率平滑。可再生能源处于孤岛运行状态时，通过储能单元就可自动完成系统功率缺额的调节，维持电压、频率等稳定性。在光伏并网阶段，通常会利用化学储能，也会利用电池储能，还有可能会使用机械储能，不同储能应用特点存在差异，具体参数如表1所示。

2 分布式光伏并网发电系统的控制技术

2.1 控制系统硬件

按照分布式光伏并网系统控制需求，选择硬件电路，系统控制重点参数内容如下：

（1）大电网的额定功率运行标准为50Hz；

（2）大电网的频率偏差在±0.5Hz；

（3）光储系统存在的电压偏差应该不超过5%；

（4）光储系统内三相电流的斜波要求应该在5%内；

（5）光储系统的直流侧电压处于300～800V直之间。

由于硬件系统属于分布式储能光伏并网基础系统，电路组成部分有主要电路，还有采样、控制、驱动等电路，并网运行阶段，能够采集电网实时电流、电压，还能明确储能单元荷电状态，下文使用“SOC”表示，在控制电路当中生成启动信号(PWM)，使变流器产生动作，完成对系统控制。

分布式光伏系统运行阶段，变流器驱动环节，驱动电路需要借助反激式方式完成，维持变流器正常运行。运用反激式驱动，需要先采集系统信号，按照硬件功能需求而展开，采集信号能够为硬件模块提供算法数据。信号采集阶段，为了确保数据精准，还需要对电流、电压等信号采取处理措施，使其能够经过隔离电路，进而完成高电压、电流信号向低电压、电流信号的处理，生成电压、电流等信号能快速进入DSP芯片当中，辅助控制过程顺利进行。

2.2 控制电路设计

在分布式光伏控制线路中，应该注意母线电压的合格率，应该达到指标要求，这样采集的母线电压数据才能处于合理范围之内。

对于电流信号进行采集，需要利用芯片运放采样电流，保持运放阶段电流信号可满足ADC芯片电流要求。电流、电压等采集线路设计完成以后，还需要对于系统采取保护设计，具体包括欠电压、过电压、过电流等保护设计。本研究根据分布式光伏电网系统协调运行这一要求，完成保护电路的设计，为了保证电路能够平稳运行，可设计电源电路。

按照电力电子原理可知，当IGBT电路栅极受到正向电压冲击，并且产生触发脉冲时，那么驱动电路就会导通。驱动芯片通常选择具备欠压保护、电压检测多种功能的产品。除此之外，还可以利用CAN总线对于分布式控制、串行通信之间的通信网络采取实时控制措施。

2.3 控制软件设计

控制系统利用TMS320f2812作为核心芯片，融合微机控制、DSP等技术特点，因此控制能力强，对于复杂算法能够有效处理。利用分布式储能并网系统展开软件设计，设计内容包括DSP程序框架、主程序、中断子程序等。

第一，主程序的设计作为基础内容，需要在系统正式运行以前完成各项初始化操作，对于不同控制模块工作模式进行设置。系统启动之时，需要先将内部中断关闭，之后开始初始化操作，完成以后中断开启，等待中断端信号，如果系统内存在该信号，那么可按照中断优先级别、类型等自动进入子程序控制当中。

主程序控制整个流程，中断子程序有三个，一是ADC中断，二是保护中断，三是外部中断。ADC中断主要负责AD转换、检测畸变量、输出PWM算法等，保护中断的功能。系统如果出现故障，能够快速将脉冲封锁，并且将PWM输出停止；外部中断是在同步坐标发生变化时，能够对于初始相位展开校对。

2.4 系统控制流程

ADC中断控制流程需要按照分布式光伏并网系统运行特点，利用DSP内AD采样引脚，实时获取电压、电流等信号，之后利用固定算法，获得PWM脉冲、指令信号等，以此对于变流器进行驱动，产生有功功率。当中断服务程序开启以后，应该先将中断关闭，后对采样信号进行读取，之后按照协调控制这一算法，将系统的功率缺额计算出来，最后利用协调控制，保证系统能够稳定运行。

保护中断程序运行期间，如果系统出现故障，那么就会将脉冲封锁，确保系统能够处于环境下运行。如果系统内部存在故障，那么就会发出指令，将PWM输出信号停止，以免系统当中存在过高电流，冲击开关，导致功率开关受损。AD转换结束之后，对于其采集数据进行读取，之后对系统故障加以检测，如果故障存在，那么就要将脉冲封锁，否则系统就会持续运行。

表1：储能技术参数表

外部中断主要通过变换同步坐标完成初始相位的校对，和系统控制准确度有直接联系。系统运行阶段，中断尚未开始时，就可以对相位校准，若没有发现错误，那么就可继续计算，如果发生错误，那么可自动校正，之后将中断标志清除，并退出中断。

2.5 控制策略验证

分布式光伏并网系统控制实验环节选择电网参数为电压AC380V，电流200A，频率50Hz。电池使用磷酸铁锂型，每个电压为3.2V，容量10kWh。逆变器处于并网下，为三相四线制，输出功率50kW，额定电压380V，额定频率为50Hz；离网模式下，额定电压为380V，输出频率为50～60Hz。直流电压350～850V，直流纹波在5%以内，稳压精度在±1%，转换效率能够超过95%。

选择多晶硅组成的光伏发电系统，其中额定功率10kW，额定输入电压640V，电压变化区间在200～800V，逆变启动的电压是120V，最高直流功率为13000W，通过分布式储能的并网系统控制系统运用，对于控制策略加以验证，检验过程，储能放电使用光伏负载SOC(70～85%)，充电利用SOC(15～30%)和SOC60%，对于控制策略实效进行验证。

利用实验平台，其光伏列阵的有功功率输出为2kW，负载侧的功率1kW，实验过程可按照时间的变化转换投切，控制交流侧的输出电压为380V，利用交流母线对于光伏发电、储能系统进行并联，之后和大点网络进行连接，在负载一侧需要利用阻值可调节电阻箱。实验区域（街）的容载量30MW，而园区容载量1MW，二者之间未设置隔离变，所以，实验环节还需要增设IT及Delay环节，以便将电池本身存在的问题导致SOC出现不稳定变化的问题消除，确保实验过程PCS功率具有连贯性，以免SOC突变对于实验数据产生影响。

2.5.1 放电工况介绍

储能单元内部荷电状态达到70～85%时，只能进行放电，对于储能系统的并网放电采取测试，在交流母线上负载1kW，并且间隔时间10s往复投切，在并网系统当中接入光伏按照SOC占据比例，由储能逆变器（双向）对于放电功率进行计算，并且让储能系统放电，使其电能从85%降至70%。此时，逆变器的放电功率降为0，在交流母线上并网。分布式光伏并网阶段不同单元电流、电压和功率波形线能够实时获取。

2.5.2 控制过程分析

储能单元的荷电状态在70～85%这个区间段之内，储能单元就可放电。测试储能系统的并网放电量，需要在交流母线之上负载1kW，并且间隔10s往复投切，将光伏向并网系统内接入。为了确保并网环节功率、电压等平稳性，使储能单元能够将有功功率输出，而且处于放电状态。当SOC的放电量达到70%，储能逆变器放电功率就降为0，这时光伏系统能够为负载提供有功功率，电网当中多余的功率还能有效并网。在此期间，可以看出，利用分布式储能电网系统协调控制方式，能够为系统平稳运行营造良好条件。

2.5.3 充电工况介绍

若储能单元电荷量为15%～30%间，那么储能单元就会进入充电状态，对于系统并网采取充电测试，保持交流母线荷载1kW，并且在间隔10s以后，展开往复投切，此时并网系统能否顺利进入和功率变化有关。同样，逆变器可以按照SOC占据百分比，对于充电功率进行自动计算，对于储能系统进行充电，使其电量从5%上升到30%。SOC充电量能够达到30%后，储能逆变器的放电功率就会降到0。系统并网环节不同来源电流、电压及功率也能够实时获取。

2.5.4 控制过程分析

如果储能单元内部的荷电量达到15%～30%这一范围，储能单元进入充电状态，此时对于并网放电情况进行测试，保持交流母线上带载1kW，间隔时间10s后展开往复投切，在并网系统内接入光伏。由于此阶段，储能单元始终保持充电状态，而且荷电也在充电状态。因为光伏系统当中，有功功率的输出相对有限，需要通过大电网满足储能单元、有功负载等充电需求，电网需要为系统传输功率。若SOC的充电量达到30%，逆变器对于放电功率的控制降为0，可由光伏系统为负载来提供有功功率，对于多余功率并网。系统运行阶段，通过光伏并网系统采取协调控制，可为系统运行平稳运行提供保障。