基于光储系统协调控制的配电网末端低电压治理策略研究

丁天祥，杨黎晖，王淑娴

（西安交通大学 电气工程学院，陕西 西安 710049）

0 前言

由于传统火电在经过长距离输送后网损较大，在电网薄弱的城郊和偏远农村，用户侧的用电质量一直得不到保障。随着新能源技术的成熟，光伏发电得到广泛应用，特别是分布式光伏发电因具有安装简便的优势，通过合理配置可以支撑电压、降低网损，进而缓解配电网末端的低电压问题。此外，储能可针对新能源功率不稳定的问题进行削峰填谷，在消纳新能源时的功率储备将增加潜在的虚拟惯性容量，随着近几年储能技术的发展和成熟，储能也为配电网末端低电压治理带来了新思路。

近年来利用分布式光伏和储能提升供电质量的研究逐渐成为热点。关于采用分布式光伏发电系统进行低电压治理方面，文献[1]使用粒子群优化算法计算分布式光伏的最优出力进而治理低电压问题，但是文中并未对新能源波动所导致的过电压问题提出解决方案。文献[2]将光伏系统逆变器加入无功补偿控制来进行调压，但是也没有考虑光伏有功输出过多而引起的过电压问题。在采用储能系统进行低电压治理方面，文献[3]使用电池储能接入电压薄弱点来应对电压波动，提升电压稳定性。文献[4]在静止无功发生器中加入储能，通过有功无功协调控制来治理电压偏低的问题，但储能容量较小，在配电网高阻抗比情况下无法发挥更大的优势。对于采用光储联合系统进行低电压治理方面，文献[5]分别使用光伏和储能对电网进行独立的调压控制，但没有对二者进行协调控制。文献[6]使用粒子群算法通过对光伏和储能的发电特性进行优化进而稳定电压，但是需要考虑通信延迟且计算量大，无法保证系统的实时性。文献[7]设计一种考虑通信延迟的光储调压策略，通过分配各个分布式电源的负载可以有效稳定电压，但是该方法没有结合无功进行调压。总之，目前对于如何协调光储系统输出的有功功率，以及如何协同有功和无功功率以治理馈线末端电压偏低问题的研究仍较少。

本文针对配电网末端低电压问题，提出一种结合无功调压的光储协调控制策略。对于光伏系统，在目标电压未越限和越限时分别采用最大功率点跟踪（Max Power Point Tracking,MPPT）控制和限功率控制，在最大化能量利用率的同时将目标电压控制在给定范围内。对于储能系统，在光伏处于MPPT 模式时采用功率环控制以补充光伏输出功率的不足；在光伏处于限功率模式时采用逆变器直流侧电压环控制，以稳定逆变器直流侧电压，进而稳定输出功率；在有功功率不足的情况下，采用基于目标点电压的无功控制策略以协同有功功率共同支撑电网电压。最后，通过仿真结果验证所提控制策略的有效性。

1 分布式光储系统的工作原理

1.1 分布式光伏发电系统

本文的分布式光伏发电系统采用两级式并网结构，光伏电池通过前级Boost 电路和后级逆变器并入电网，前级DC/DC 变换器实现可限功率的MPPT 控制，后级DC/AC 变换器基于电压外环电流内环的双环控制，通过前馈解耦实现电流逆变并网的功能。光伏系统控制结构如图1 所示。其中，upv和ipv分别为光伏电池的输出电压和电流；udc为逆变器直流侧电压；L、L1和C1分别是逆变桥滤波电感，前级DC/DC 变换器的电感和电容。ia,b,c、ea,b,c、id,q和ed,q分别是三相光伏并网电流、电网电压，dq变换后的光伏并网电流和电网电压。

图1 两级式光伏并网系统拓扑及控制结构

1.2 分布式储能系统

本文采用电池储能装置，通过双向DC/DC变换器实现功率的双向流动，其拓扑如图2 所示。其中，C2，C3和L2分别是双向DC/DC 变换器的逆变器侧电容，储能侧电容和电感。当储能电池放电时，双向DC/DC 变换器工作在Boost模式，此时T2管闭合，T1管工作。当储能电池充电时，双向DC/DC 变换器工作在Buck 模式，此时T1管闭合，T2管工作。

图2 储能系统拓扑

1.3 分布式光储系统

光储系统由光伏电池、光伏侧DC/DC 变换器和逆变器、储能电池、储能双向DC/DC 变换器组成，储能系统并联在光伏逆变器的直流侧，其系统结构如图3 所示。储能系统通过充放电平抑光伏系统输出有功功率的波动。

图3 光储并网系统拓扑

2 基于光储系统协调控制的配电网末端低电压治理策略

2.1 光伏可限功率的控制策略

在储能容量有限的情况下无法完全平抑光伏有功功率的波动，功率时刻波动的分布式电源无法稳定地进行电压支撑，进而影响对末端低电压的治理效果。因此对光伏系统采取MPPT和限功率相结合的控制策略，即在储能以最大功率消纳光伏系统所输出的功率但仍致使目标电压超出限值时采用限功率控制模式，其他情况为提高能量利用率采用MPPT 控制模式。

光伏可限功率的控制策略通过调节光伏电池前级DC/DC 变换器开关信号的占空比实现有功功率控制的目标。图4 是光伏电池输出有功功率控制算法的逻辑图，其中U(k)、I(k) 和Eg(k)分别是光伏采样电压、光伏采样电流和电网目标点采样电压。Δu和Plim分别是U(k) 与U(k-1) 的差值和目标电压达到上限且储能处于最大消纳功率时光伏所允许输出的最大功率，Eglim为电网目标点电压的上限值。当电网目标点电压小于上限值且光伏输出功率小于上限值时，采用逻辑图右侧的扰动观察法实现光伏电池的最大功率跟踪控制。当电网目标点电压大于上限值且光伏输出功率大于上限值时，采用左侧的限功率控制减小光伏功率输出，避免目标点过电压。

图4 光伏限功率控制逻辑

图5 为光伏电池输出功率控制的结构图，通过检测光伏输出电流和电压计算输出功率，并将实际输出功率与限定值Plim的差值输入PI控制器，PI 控制器的输出与MPPT 的调制波进行比较。当光伏输出功率未超出限定功率时，PI 控制器输出为负数，此时光伏系统工作在MPPT 模式；当光伏输出功率超出限定功率时，功率差经过PI 控制器输出为正数，PI 输出超过MPPT 调制波时进行模式切换，Δu将会乘系数-1来进行反方向电压控制，进而限制光伏输出功率的大小。

图5 限功率控制原理

2.2 储能控制策略

通过控制储能双向DC/DC 变换器，在储能电池充/放电时使用不同的控制策略可以实现稳定逆变器直流侧电压udc和协助光伏系统支撑电压的作用。

在光伏输出功率可以独立支撑电压且有剩余功率时，储能电池进行充电。此时双向DC/DC 变换器处于Buck 模式，直流电压给定udcpre与udc比较后的差值经过PI 控制器后得到PWM发生器的输入信号。通过稳压控制防止因光伏输出功率过大而导致逆变器直流侧电压udc过高，进而保证光储系统的稳定，其原理图如图6(a)所示。

在光伏输出功率不足以支撑电压时，储能电池进行放电。此时双向DC/DC 变换器处于Boost 模式，光储给定输出功率Pref与光储输出功率P作差后通过PI 控制器，得到DC/DC 变换器电感电流给定值Ilref并与DC/DC 变换器电感电流Il做差，其结果经过PI 控制器后作为PWM 发生器的输入信号，其原理图如图6(b)所示。通过电压外环，电流内环的控制结构可以获得相对单环控制更好的动态性能，实现储能系统在光伏系统出力波动时及时地平抑波动，进而保证光储系统输出功率的稳定。

图6 储能DC-DC模块控制策略

2.3 基于光储系统协调的低电压治理策略

简化的配电网馈线如图7 所示，其中，VN为节点N的电压值、PN、QN表示从上游节点流入节点N的有功和无功功率、PGN、QGN表示从光储系统所发出的有功和无功功率，RN、XN表示线路的电阻和电抗值。

图7 简化的配电网馈线

根据DistFlow 潮流方程[8]，节点N与节点N-1 的电压关系可表示为：

其中最后一项较小，因此通常进行忽略而得到：

由式(2)可以看出，节点N的电压与节点N-1的电压和馈线所传输的功率有关。当分布式光储系统并网功率大于负荷需求时，供电线路上的倒送功率将会抬升光储并网节点的电压，并且在配电网高阻抗比的情况下，注入有功功率的电压抬升效果好于注入无功功率。

因此，在白天太阳能资源丰富时，结合配电网高阻抗比的特性，光储系统通过输出有功功率实现支撑电压的目标，光伏系统在目标点电压幅值达到预设目标且满足储能系统蓄能需求的情况下，对部分光伏电池实施限功率控制。储能系统用于平抑光伏系统的有功波动。但在夜晚，由于光伏系统无有功输出且储能电池所蓄能量有限，所以仅使用有功功率抬升电压有时无法满足低电压治理的需求。此时，就需要通过逆变器输出无功功以协助支撑电压。

在进行有功无功协调出力时，逆变器输出无功功率主要受以下两点限制：①在逆变器输出给定有功功率时，逆变器输出无功功率需在容量范围内，逆变器中流过的电流超出最大允许电流将会击穿开关管。②在逆变器容量范围内需要考虑直流侧电压大小。当调制比过大时，逆变器的开关管会因输出无功功率而频繁导通，进而无法进行准确地电流跟踪，导致输出电流发生畸变[8]。所以需要综合考虑逆变器容量、储能功率和供电质量，设计有功无功协调出力的控制策略[9]。为延长储能系统供电时间，本文设计在夜间储能系统以额定功率的1/5 输出有功功率，并在逆变器容量剩余的情况下输出无功功率以协助支撑电压。

本文采用基于目标点电压幅值的无功功率控制策略，其调压原理图8 所示。在电压位于0.99 pu～1.01 pu 之间时，电压幅值在允许范围内，此时不输出无功参与调压；在电压于0.99 pu～0.95 pu 之间时，依据电压跌落程度成比例地输出无功功率；电压低于0.95 pu 时由于容量限制不再增大无功功率输出。当高于额定电压时，调压原理与低于额定电压时的相同。

图8 调压策略原理

上述无功输出的策略可用公式表达为：

3 仿真验证

为验证本文所提基于光储系统协调的低电压治理策略的可行性，在Matlab/Simulink 中搭建如图9 所示的仿真模型。设定10 kV 配电网的每千米线路阻抗为0.641+j0.377Ω，负载满载时有功功率为500 kW，无功功率为300 kVar。光储系统各仿真参数如表1 所示。

图9 分布式光储系统并网结构

表1 仿真参数

3.1 光伏输出功率

首先进行光伏可限定功率控制的仿真，设定外界条件为恒温25℃，光照由0 s 至1.4 s 逐渐增大，保持峰值后于1.6 s 开始下降，在3.5 s时下降至0。图10 为MPPT 控制和限功率控制下光伏电池端口电压和输出功率的对比，由图10(a)可以看到，在传统MPPT 模式下光伏电池电压在最大功率点对应的区间波动，而限功率控制降低光伏输出电压使其低于最大功率点所对应的电压区间，进而达到限制光伏功率输出的目标。由图10(b)可以看到，通过光伏可限功率技术，光伏起初可以追踪最大功率，在达到给定最大功率200 kW时保持在给定值，不再继续增大。

图10 光伏系统在两种有功控制模式下的仿真结果

3.2 光储协调出力

储能双向DC/DC 变换器的控制参数如表2所示。

表2 储能变换器PI控制器参数

光储系统协调出力的输出功率如图11 所示。0～1 s 时光伏功率不足500 kW，储能此时处于Boost 模式进行补充出力，光储功率很快达到给定的500 kW；在1～2 s 时光伏输出功率大于500 kW，此时储能切换为Buck 模式吸收多余的功率；2～4 s 时光伏出力变小，储能系统在这个过程中持续补充光伏输出功率，维持光储系统输出功率的稳定。

图11 光储协调有功出力的仿真结果

由仿真结果说明所采取的控制策略在新能源功率发生波动时，能够快速响应响应功率变化，及时进行模式切换，使光储系统在实现新的稳态平衡从而稳定输出。

3.3 低电压治理效果

图12 为负载处电压标幺值和光储系统向电网注入的有功功率图，设定白天时光伏输出功率500 kW。无功不参与调压，在1 s 时光储系统向电网注入500 kW 有功功率，负载处电压标幺值由0.92 pu 升至0.95 pu，满足10 kV 等级电网电压范围在-7%～+7%的要求。

图12 满载情况下低电压治理的仿真结果

考虑到夜晚功率需求降低的情况，设定负载为满载时的1/2，即负载消耗有功功率250 kW，无功功率150 kVar。图13 为负载处电压标幺值和光储系统向电网注入的功率，于1 s和2 s 依次注入100 kW 有功功率和由调压策略所给定的无功功率，由图中可以看到在有功功率有限的情况下，注入无功功率对于电网电压抬升有明显效果。

图13 部分负载情况下低电压治理的仿真结果

4 结束语

本文针对电网薄弱地区配电网末端电压偏低的问题，提出一种光储系统协调控制策略，使光储系统在光伏发电波动的情况下能为电网提供稳定的电压支撑；在有功功率不足时协调无功功率以共同支撑目标点电压。经仿真验证，本文所提控制策略可实现以下功能：

1）光伏逆变器通过主动限功率技术，有效控制新能源功率为给定值，实现源-荷功率平衡。

2）在光伏功率变化时，储能能够快速进行功率的消纳与补充，实现光储系统功率输出的稳定。

3）在新能源发电与负载需求变化的情况下，协调控制有功和无功的出力以实现抬升配电网末端电压的目标。

该策略可通过光伏储能的协调控制，提升分布式发电的主动支撑能力，从而有效解决配电网末端的低电压问题。