微网柔性并网功率平抑控制策略研究

张文静，陈 卓，刘柏霖，朱家文，黄丽苏

(贵州大学 电气工程学院，贵州 贵阳 550025)

为了改善当前的能源结构，清洁能源的开发与利用受到越来越多的重视[1-3]。分布式电源因能有效利用各种清洁能源(例如光能、水能、风能等)而广受关注[4-6]。但采用可再生能源发电存在诸多问题，例如由于其功率的输出具有间歇性和随机性，直接将其接入会造成大电网的功率波动，因此近年来对于微电网并网运行的研究一直是该领域的热点。目前，传统的微电网并网接口主要采用断路器和静态开关，相当于将两个电网直接相连，没有采取任何电气隔离，在切换的时候冲击电流较大，若承受能力较弱一边的电网发生故障，则另一边的电网也会受到影响。

背靠背变流器在电力工业领域被广泛应用，有较高的研究价值和实用价值。本文对背靠背变流器经功能进行改善后，将其应用于微电网的柔性并网，并对其结构设计和控制策略进行相应改进。本文提出了一种直流侧带混合储能装置的背靠背变流器代替静态开关[7]作为改进后的并网接口，该方案有以下优点：(1)微网和配网间实现电气隔离的同时也能进行正常的功率交换；(2)由于直流侧带有混合储能系统，微网侧变流器无论是并网运行还是孤岛运行都可以采用V/f控制；(3)背靠背变流器中混合储能系统可对其进行基于DG模块功率变化的电压随动控制，能平抑分布式电源的功率波动[8-10]，进一步维持配网侧的功率稳定。

1 主电路结构与控制策略

为使配电网和微电网间形成电气隔离，避免两者相互影响，本文首先将背靠背变流器作为连接两者的接口雏形。然后，为了平抑微网内部功率波动以及简化微网内微源控制方式，在向并网接口直流侧融入混合储能技术来平抑微网功率波动的同时，支撑离网下微网内负荷的缺电量。此外，在配网侧加入LCL滤波器进行滤波，并在微网侧加入LC滤波器滤波，用来减少变流器中的开关纹波。本文采用比例谐振控制器(Proportional Resonant Controller，PR)来跟踪正弦的参考量，在减少坐标变换的同时实现对交流信号的无静差控制。背靠背变流器作为微网并网接口的主电路拓扑图如图1所示。从图中可看出，柔性并网接口可对配网侧和微网侧变流器进行单独控制，还可对混合储能系统进行控制，起到维持系统稳定的作用。

图1 背靠背变流器的电源电路

1.1 基于PR控制器的直流母线电压控制

配网侧变流器采取的是直流电压外环、交流电流内环的双闭环控制，并使用LCL滤波器进行滤波[11]，增强了系统的稳定性和抗干扰性。电流内环采用PR控制(比例谐振控制)，在减少坐标变换的前提下，实现了交流信号的无静差控制。此外，系统中还加入了配网侧电压的前馈补偿，使其不受配电网电压内谐波影响，进一步增强了系统的抗干扰性。

图2 带配网电压前馈补偿的电流内环控制框图

1.2 微网侧变流器的恒压恒频控制

微网侧变流器采用V/f控制[12](电压外环电流内环)。由于变流器直流侧接有混合储能环节，在并网运行时，配电网通过变流器向微网侧提供恒定的电压。在孤岛运行时，变流器也能由储能环节向微网侧提供稳定的电压幅值与频率，因此微网侧各分布式发电模块只需采用PQ控制，不需要切换控制模式，简化了运行状态切换的步骤。

图3 V/f控制图

1.3 DG模块的恒功率控制

分布式发电模块(DG模块)模拟光伏系统发电，通过对其进行PQ控制可使光伏电池吸收或放出所设定的功率，或是根据微电网功率管理的短时要求，吸收或放出可调节的功率。

图4 PQ控制器结构

2 平抑微网功率波动

传统的并网接口通常采用静态开关或断路器与变压器直接连接。在微网并网/离网模式切换时，若直接将两个电网相连，会导致冲击电流过大，降低系统稳定性。此外，并网运行时，由于没有进行电气隔离，若微电网内部出现了故障问题，则与之直接相连的大电网也将受到波动。

为解决微电网并网时微网内部功率波动对配电网的影响，需要尽可能地维持配电网功率的稳定，那么就需要在控制直流电压稳定的前提下，适当调节储能单元的充放电来平抑微网侧的功率波动[13-16]。本文提出了一种直流侧带有可控储能环节的变流器作为新型柔性并网接口，针对微网侧对配网侧的消极影响进行改进，且使配网能以单位功率因数运行。

2.1 柔性并网接口中蓄电池的选取

储能环节对于本文所提出的柔性并网接口至关重要[17]。储能环节在离网时需要向微网母线提供稳定的电压幅值和频率，以维持微网侧负荷的正常运行，这就要求储能环节具有足够的容量。储能单元还需平抑微网侧频繁波动，从而改善配网电能质量，达到微电网柔性并网的目的，因此对于储能环节的选取要求还需考虑其响应速度，只有达到足够的响应速度才能起到平抑微网功率频繁波动的作用。

综上所述，本文选用全钒液流电池作为并网接口直流侧的蓄电池[18-19]。液流电池的能量和功率容量较高，电能密度良好，可靠性好，使用寿命长，可以支撑离网模式下微电网其他单元的功率，且能平抑其波动。液流电池响应速度快，其一般功率范围在100 kW～100 MW；液流电池的储能规模较大，一般放电时长在1～10 h，因此液流电池非常适用于在工业中充当备用电源或者对可再生能源发电进行削峰填谷。

蓄电池在运行时的输出功率不仅会受到外界电量需求的控制，还受到内部剩余电量和自身最大输出功率的限制，因此需要进行充放电的约束。此外，由于蓄电池必须承担削峰填谷的作用，因此对于容量的设计，需使其满足全天每个阶段缺电量的吸收和补偿。

首先，设计阶段需求容量，需计算出一段负荷的缺电功率

(1)

式中，PL为预测的负荷功率；PPV是预测的光伏发电功率；Pgrid为预测的电网功率。

其次，设计全天所需容量，需先计算出全天的缺电量

(2)

(3)

(4)

N=max{N1，N2}

(5)

式中，Δt为一段时间的时长；ηc、ηd分别为充电效率和放电效率；Cmax和Cmin分别为蓄电池充放电的上限和下限。式(3)为满足阶段缺电量的容量设计；式(4)为满足全天缺电量的容量设计，其最大值为储能容量。

2.2 平抑微网功率波动的原理

2.2.1 功率分配改进控制

为了使混合储能系统平抑微电网内功率的波动，保护蓄电池，延长储能设备寿命，首先将储能环节所需承担的功率进行功率分配管理。传统的控制方法多是采用二阶低通滤波法，但该方法只考虑了波动频率，然后对其功率进行分配。然而，实际情况下，电池和超级电容的状态同样会对它们的充放电产生限制，因此需对传统的二阶低通滤波器法进行改进，在此基础上加入电池和超级电容剩余容量的限制，便可更加完善地实现功率分配。

系统中各个位置的功率关系式为

Pmg=PPV-Pload=Pgrid-PH

(6)

PH=Pbat+Psc

(7)

式中，Pmg为微电网输出功率；PPV为光伏电池发电功率；Pload为微电网中负荷的功率；Pgrid为配电网功率；PH为混合储能承担的总功率；Pbat为蓄电池输出功率；Psc为超级电容输出功率。

(8)

为了使并网接口实现柔性并网，混合储能系统需要将微网内的功率波动进行有效平抑。根据蓄电池和超级电容各自的优缺点，将微电网内功率的低频波动交给蓄电池平抑，并将微电网内较高频率的功率波动交给超级电容平抑。为实现此目的，将光伏发电功率PPV接入一个时间常数Tsc较小的低通滤波器，将得到的功率与原功率做差，得到的高频波动量即为超级电容所需平抑的功率。将滤波器滤出的功率再接一个时间常数Tbat较高的低通滤波器，得到的平均功率与第1次滤波后的功率做差，将所得的频率较小的波动量交由蓄电池进行平抑。该过程的计算式为

(9)

为了使蓄电池和超级电容能在最佳工作状态进行工作，需加入对蓄电池和超级电容剩余容量比的限制，也就是对蓄电池和超级电容的荷电状态(State of Charge，SOC)进行控制，方法如图5所示。

图5 功率分配框图

首先，将蓄电池和超级电容的SOC阈值都设置为50%；然后，将测得的蓄电池与超级电容的SOC的实际值与阈值做差，再分别经过K1和K2的增益放大后与滤波前的功率作做差，便可得到蓄电池和超级电容分别所需承担的功率波动量；最后，通过对DC/DC变换器的控制达到平抑效果。该过程的相关计算式为

(10)

加上SOC控制后，当测得的SOC值小于0.5时，储能元件所需输出功率的给定值会随之减小，即储能元件更倾向于充电或是放出的功率更小的电。当SOC值大于0.5时，储能元件所需输出功率的给定值会随之增大，即储能元件更倾向于放电或是充入功率更小的电量。

此改进的优势包括以下几点：(1)该方法控制简单，容易实现，反应速度快；(2)该方法依旧能实现高频波动功率和低频波动功率的分配；(3)该方法可同时对蓄电池SOC和超级电容SOC进行控制。

2.2.2 混合储能中DC/DC变流器控制策略

章节2.2.1介绍了混合储能系统的功率分配管理控制方式，本节根据经过能量管理后得到的给定功率，分别对两个储能器件所连的DC/DC变流器(DC/DC converter直流-直流变流器)进行控制，以达到平抑微网内功率波动的目的，实现微电网的柔性并网。

由于控制DC/DC变流器的目的是实现蓄电池和超级电容的充放电可控，因此DC/DC变流器需双向工作，其结构如图6所示。图中，Ubat为蓄电池两端的电压，Ibat为蓄电池的电流，Udc为并网接口直流侧电压，Cdc为并网接口直流侧电容。

图6 DC/DC变流器结构图

图6中DC/DC变流器的工作原理为：当储能元件需要对外电路放电时，控制T1使其导通，与此同时控制T2始终处于断开状态，电流会通过D2续流，电路便可等效为一个升压斩波电路(Boost变换器)；反之，当储能元件需要充电时，控制T2使其导通，与此同时控制T1始终处于断开状态，电流会通过D1续流，电路便可等效为一个降压斩波电路(Buck变换器)。

根据章节2.2.1的功率分配状况，需要对蓄电池和超级电容两种储能元件分开控制。如图7所示，功率波动量与电压作比得到电流的给定量iref，再对其进行PI控制，使蓄电池和超级电容能够达到平抑微网内低频和高频功率波动的目的，优化柔性并网接口的功能和寿命，使其能达到柔性并网的要求。

图7 平抑微网功率波动的DC/DC变流器控制图

2.3 混合储能在微网运行模式切换时的作用

柔性并网接口的控制除了抑制微网负荷以及发电的功率波动外，另一优势在于可以使微电网在进行运行模式的切换时，既能保证系统平滑，还能简化微网内部的控制，最大程度实现柔性并网。

传统微电网的内部一般采用主从控制，即微网内部不同的微源需采取不同控制方式，且必须选取一至多个微源作为主控单元。当大电网发生故障需要切换控制模式时，微网内的主控单元需要切换控制模式(从PQ控制切换到V/f控制)，向其内部的负载提供稳定的电压幅值和频率。这种控制方式存在以下缺点：(1)要求每个与大电网相连的微网内部需要足够大容量的微源来支撑离网时负荷的缺电量；(2)每次因大电网切换运行方式时，都需要与之相连全部微网的内部进行运行模式切换，增加了控制的复杂度。

本文所提出的柔性并网接口的接入简化了微网内部的控制方式。首先，由于柔性并网接口中接入了混合储能系统，因此只需合理选取混合储能单元的容量，便可将其看作通过此接口与大电网连接的若干微网的主控模块。通过此接口与大电网连接的若干微网内部无需选取容量足够大的储能，且不必在微网运行模式转变时进行控制模式的切换，保持PQ控制即可。此外，柔性并网接口的接入在简化微网内部控制方式的同时，也简化了并网接口自身的控制：背靠背变流器微网侧无论并网或离网始终采用V/f控制。并网时，由配电网支撑微网母线电压幅值与频率；离网时，柔性并网接口中的混合储能单元支撑微网的电压幅值与频率，因此微网侧变流器始终维持V/f控制即可。柔性并网接口内部在运行模式发生变化时，唯一需要改变的是混合储能的控制。并网时，在对混合储能系统功率分配的控制基础上加上简单的直流电压控制，便实现了控制方式的转变。如图8所示，加入直流电压控制，改变功率分配方式，即可实现微网运行模式的平滑切换，且微网母线电压不会受到影响。

图8 离网时柔性并网接口控制图

3 仿真结果

将本文提出的平抑微网功率波动的柔性并网变流器接口在MATLAB/Simulink上进行建模和仿真实验，进一步验证接口与其控制策略的性能。

3.1 PPV输出功率为10 kW

首先模拟微网内负荷变化时的情况，比较所设计的柔性并网接口与传统接口之间的差别。

通过PQ控制使光伏发电功率输出保持在10 kW，在t=0时，接入负荷1(20 kW)；在t=0.5 s时，接入负荷2(5 kW)；在t=1.0 s时，切出负荷2(5 kW)。光伏发电输出功率波形如图9所示。

图9 分布式发电模块输出功率PPV

图10为并网接口直流侧电压的波形图，其中U1为未经改进的传统并网接口直流侧的电压。由图可明显观察到在t=0.5 s时投入负荷后，直流侧电压随之骤减5 V左右；在t=1.0 s切出5 kW负荷时，直流侧电压骤增约5 V。U2为改进后并网接口直流侧电压，由图可知改进后的并网接口在微网投入和切出负荷时，由于有混合储能元件充电和放电，直流侧电压未发生明显波动，说明改进后的柔性并网接口能有效稳定直流侧电压。

图10 改进前直流侧电压U1和改进后直流侧电压U2

图11为接口改进前微电网的功率变化波形和配电网的功率变化波形，可看出当0.5 s负荷投入和1.0 s负荷切出时，微网内功率随负荷变化而骤减和骤增，配网侧功率随着微网功率的骤减而骤增，随其骤增而骤减。图12为接口改进后，微电网的功率变化波形和配电网的功率变化波形。由于存在混合储能的作用，改进后的并网接口效果改善较为明显，配网功率不再随微网功率的骤增、骤减而发生突然的改变，其改变趋势更为平缓，这也维持了配网侧功率的稳定，提升了大电网的稳定性。

图11 改进前微网侧功率P1和配网侧功率P2

图12 改进后微网侧功率P1和配网侧功率P2

图13为柔性并网接口中的混合储能SOC变化与混合储能总输出功率的变化情况。从图中可看出，当t=0.5 s负荷投入时，混合储能系统立即有一个放电动作，向外电路发出功率，SOC下降；当t=1.0 s负荷切出时，储能环节有一个充电动作，吸收功率，SOC上升。改进后的并网接口能够在微电网内的功率突然变化时，通过控制蓄电池的快速充放电来补偿 “出其不意”的功率变化，所以改进后的接口能有效地在微网中负荷或分布式电源突然发生变化时起到维稳的作用。

图13 蓄电池SOC和蓄电池输出功率P

3.2 PPV输出功率在10 kW附近波动

为了更加清晰地观测改进后的柔性并网接口对微网功率的平抑作用，使光伏发电功率在10 kW附近波动，波动幅度约为5 kW，如图14所示。

图14 PPV输出10 kW附近波动的功率

当微网内仅有光伏发电模块输出波动功率，不连接其他负荷，且没有负荷的突增突减时，比较改进前后两种接口作用效果，并网接口直流侧电压变化情况如图15所示。由图可知，改进前的接口直流侧电压振动幅度较大(约为3 V)；而当改进后的柔性并网接口作用时，接口直流侧电压几乎没有震荡，说明加入混合储能后的柔性并网接口维持直流电压稳定的效果显著，基本上消除了直流电压的波动情况，证明了新型接口维持直流电压稳定的能力。

图15 改进前直流侧电压Udc1和改进后直流侧电压Udc2

在接口改进前，如图16所示，当微网输出10 kW左右的波动功率时，配电网功率也随之波动，波动幅度与微网功率相同，方向相反。

图16 微网侧功率P1和配网侧功率P2

图17为加入平抑微网功率波动的控制后，混合储能系统中蓄电池SOC1和超级电容SOC2的变化情况。从图中可看出，当微电网侧输出波动功率时，在柔性并网接口直流侧的混合储能系统中，蓄电池和超级电容同时工作，都为平抑微网内功率波动出力。这不仅保护了单个储能元件，延长其寿命，还提高了微网内功率波动的平抑效果。

图17 蓄电池SOC1和超级电容SOC2

如图18所示，混合储能系统平抑微网内功率波动的能力较好，

图18 微网侧功率P1、配网侧功率P2、混合储能充放电功率P3

混合储能的输出功率刚好平抑掉微电网内功率的波动量，因此配电网功率几乎不受微电网功率波动影响，其功率波形稳定在10 kW。与图16的改进前的效果进行对比可知，加入混合储能系统后，并网接口对微网功率波动的平抑效果更好，实现了微电网的柔性并网。

3.3 并网/离网切换控制仿真

从t=0 s开始，电网在并网状态工作，在t=0.5 s时切换到离网状态，并保持到仿真结束。此外，微电网内部同样通过PQ控制使光伏发电功率输出恒定在10 kW，并在t=0时接入负荷1(20 kW)，在t=0.5 s时接入负荷2(5 kW)，在t=1.0 s时切出负荷2(5 kW)。

由于并网时有大电网保障微电网功率，而离网时有并网接口直流侧的混合储能环节保障微电网功率，因此并网接口中微网侧的变流器无论并网离网，只需采用V/f控制就能保证微网内负荷正常运行。如图19所示，当t=0.5 s时，并网模式切换成离网，并未对微网侧电压造成影响，微网电压的幅值和频率没有改变，可支撑其内部负荷的正常运行。

图19 微电网侧a相电压与电流

带有混合储能装置的微网并网接口接入系统，当微电网运行模式从并网切换到离网的过程中的微网输出功率P4、配网输出功率P5以及混合储能总输出功率P6的波形如图20所示。

图20 并网/离网切换时微网侧功率P4、配网侧功率P5及混合储能充放电功率P6

图中可看出，当处于0～0.5 s时，微电网所缺的电量全部由配电网提供，微网输出功率为-10 kW，配网输出功率为10 kW，刚好补偿微网，储能环节没有动作。在0.5 s后，并网模式切换为离网模式，因此配网输出功率为0，且微网负荷突增5 kW，微网输出功率为-15 kW，此时混合储能设备快速作用，向微网侧持续输出15 kW的功率以支撑负荷的正常运作。当t=1.0 s时，微网内5 kW的负荷2再次切出，微网输出功率又骤增到-10 kW，混合储能持续作用，向微网输出10 kW功率，继续支撑负荷正常运行。

带有混合储能装置的微网并网接口接入系统，当微电网运行模式从并网切换到离网的过程中，并网接口中的混合储能系统内蓄电池的SOC3与超级电容SOC4变化情况如图21所示。

图21 并网/离网切换时蓄电池SOC3和超级电容SOC4

从图中可看出，当混合储能系统需要向微电网持续输出功率时，容量高的储能元件蓄电池承担起了持续输出功率的任务。当t=0.5 s以及t=1.0 s时，微网输出功率突然变化，超级电容由于密度高反应灵敏也迅速补偿了功率。混合储能系统中，两个元件根据自身优势劣势取长补短，不仅延长了元件自身寿命，还使微电网并/离切换的过程更加简单，切换过程也更加平滑。

4 结束语

本文提出将一种改进的背靠背变流器作为柔性并网接口，将混合储能技术运用在微网并网技术中，建立了整个微网并网系统的数学模型，并对该接口并网时的控制策略进行了优化，最后通过MATLAB/Simulink验证了系统模型和控制策略的有效性和可行性。仿真结果表明，改进后的柔性并网接口能够解决由微电网内分布式电源发电功率波动和负荷变化引起的微网功率波动所导致的大电网系统不稳定问题，优化了微网并/离网时内部的控制方式，使配电网和微电网之间柔性互联，实现了微网的柔性并网。本文的研究内容为微网中更多新能源的接入提供了条件，也为以后并网技术的深入研究提供了参考。