光储微网功率协调控制策略研究

摘 要：本文针对光储微网中光伏单元和储能单元功率分配效率不高的问题，提出了一种功率协调控制策略。首先，根据光储微网中储能单元容量特性、电池荷电状态（State of Charge，SOC）合理性限制以及最大功率限制，采用光伏控制器、储能控制器和并网逆变器控制器，使光储微网在4种设定的模式下工作。其次，在MATLAB/Simulink中验证此种策略，证明了本文所提策略的有效性，当天气变化造成光伏波动时，系统能高效输出功率，显著提高了能量利用效率。

关键词：光储微网；直流母线电压；频率；功率；协调控制

中图分类号：TM 76" " " " " " " 文献标志码：A

随着双碳目标推进，光伏产业迅速发展。但是光伏阵列受天气影响较大，光储微网中同时存在光伏整列和储能电池，能有效弥补光伏阵列缺陷。

在光储微网中，当光伏波动时，储能需要及时输出功率平抑波动，这就需要对光伏和储能的功率输出进行准确分配。文献[1]以典型光储微网结构状态为场景，建立多目标优化模型，提出了一种遗传算法的优化求解策略；文献[2]围绕光储微网功率优化和灵活运行，提出了采用光伏系统组件级功率优化器和储能部分变换器控制储能和直流母线电压的协调控制策略；文献[3]在独立型光储微电网中，以最大化输出光伏功率为目标，得到了光伏和储能的容量优化配置；文献[4]在光伏扶贫电站中，证明了以LPSP和EXC比作为技术指标的配置策略的有效性；文献[5]根据储能快速配置方法和双元互补的储能拓扑结构，提出了一种基于光伏电站实际的经济收益最大模型。

以上文献均将储能系统作为补充来优化配置光伏系统，光储一体化已成为广泛共识。但是，光伏单元和储能单元间的合理配置方式还需要进行研究。

1 光储微网系统结构

光储微网由光伏电源、储能设备、本地负荷以及监控保护设备等组成，光储微网接入大电网后，本地负荷由光伏、储能和大电网共同供电，可靠性较高。当光储微网处于孤岛模式时，本地负荷由光储微网直接供电，稳定性较差。本文主要研究处于并网模式下的光储微网。为抑制光伏波动对光储微网输出功率和频率的影响，将直流系统转换为交流系统的逆变器采用虚拟同步机控制策略。光伏单元的输出直流电压通常只有几伏，无法满足需要，需要采用DC/DC电路进行升压（本文将直流母线电压设定为700 V），储能电池充、放电根据光伏单元情况输入或者输出有功功率，常采用IGBT等电子器件进行通断，使用Buck-Boost电路升、降压。在控制策略上，根据光照强度和储能电池初始SOC的情况，采用不同控制方案控制光伏单元和储能电池按照设定的方式进行功率输出。

2 光储微网功率协调控制策略

2.1 光储微网各单元间的工作模式

光储微网的直流电源通常包括光伏发电单元、储能单元，将直流电压转换为交流电压的电力电子器件为并网逆变器。光伏发电单元是主要能量输出，可为本地负荷提供能量，将多余的能量输送至大电网。储能单元是能量补充和惯性功率提供者，根据负荷功率和光伏功率之差进行充、放电，当光照较强时对自身充电，当光照较弱时对外放电，同时根据光伏波动提供惯性功率。采用虚拟同步机控制的并网逆变器单元在控制过程中模拟了一次调频特性，能根据系统波动情况自动调节系统频率，保持系统动态稳定，但是并网逆变器无法直接提供功率，所调节的调频功率需要由储能单元提供。由以上分析可知，光伏单元、储能单元以及并网逆变器间需要协调控制，才能满足负荷和系统稳定性的需要。

假设光伏单元最大输出功率为Pmax，储能电池功率为Pb，本地负荷功率为Pr。在光储微网中，根据光伏阵列特性，对应某一光照强度的光伏单元有最大功率限制，控制方式分为降功率控制和最大功率点追踪（Maximum Power Point Tracking，MPPT）。对于储能电池，鉴于经济性限制，容量应尽可能小，储能充放电倍率不能过大，SOC需要运行在合理区间。并网逆变器采用虚拟同步机控制，以增加系统稳定性。根据光伏发电单元、储能单元的不同控制方式，将本文所提光储微网划分为4种运行模式，在不同运行模式下，光伏发电单元、储能单元和并网逆变器输出不同功率，具体工作模式见表1。

工作模式I：Pmax≥Pr，SOC≥80。在这种模式下，光照强度超过设定强度，光伏单元受光照后的最大功率超出了负荷需要功率，储能电池容量充足，不需要过度充电，以免损伤电池。在此情况下，光伏单元应弃光，功率输出只满足负荷需要，采用降功率控制策略。同时，由于光照强度处于时刻变化中，因此会引起并网逆变器输出变化，储能单元提供惯性功率平抑波动。在实际应用中，部分地区光照时间较多区域需要考虑此种情况。

工作模式II：Pmaxgt;Pr、SOClt;80和Pmaxlt;Pr、SOC≥30。在这种模式下，光伏发电单元采取MPPT控制方式，储能电池SOC处于健康状态的正常范围，主要作用是随光照强度变化充、放电。当光伏输出功率高于本地负荷需要功率时且储能电池处于正常范围内时，光伏除了为负荷供电外，还需要为储能电池充电；当光伏输出功率小于本地负荷需要功率时，储能电池需要输出有功功率，以补充功率间的差额。此为光储微网的主要工作模式，大部分情况处于此种模式下。

工作模式III：20≤SOClt;30。在这种模式下，储能电池SOC较低，如果继续输出较大功率供给负荷，就会损伤电池，因此此种模式下的储能电池不用于为本地负荷供能，主要用于平抑光照强度变化引起的波动，可提高稳定性。此种模式下，光伏单元采用MPPT控制方式输出全部功率，其余不足的功率由大电网补充。

工作模式IV：SOClt;20。在这种模式下，光伏采用MPPT控制方式，将输出功率最大化，储能电池电量已经很低，不能继续放电，电池只能在充电状态下工作，负荷所需功率全部由大电网提供。当系统受到干扰时，储能也可以提供惯性功率（通常较小）。

无论光储微网处于何种模式，均可以按照模式I、模式II、模式III和模式IV并根据功率和SOC所在区间在控制器控制下自动顺序切换。

2.2 光储微网协调控制策略

为实现上述4种模式，光储微网中光伏单元、储能电池单元和并网逆变器需要协调控制，系统主要包括3个子控制器，即光伏单元控制器、储能单元控制器和并网逆变器控制器。光伏单元控制器根据光照强度和负荷功率采用MPPT控制或者限功率控制；储能控制器根据光伏功率和负荷功率采用双环控制，使储能电池充、放电；并网逆变器控制器采用虚拟同步机控制策略输出指定功率，并网逆变器中的功率参考值由逆变器功率控制器输出。具体控制策略如图1所示。

3 仿真试验

为了验证本文所提光储微网功率协调控制策略的准确性和先进性，在MATLAB/Simulik中建立光储微网虚拟同步机控制模型并仿真。为简化模型，本系统中只使用1个光伏单元和1个储能单元，本地负荷功率保持不变，用以验证光储微网功率协调控制策略。在光储微网中，负荷同时连接大电网和微网，本文只考虑当光照变化时，微网如何准确、高效分配功率。仿真参数见表2。

仿真时间为2 s，仿真系统步长1×10-5。各工作模式仿真如下所示。

首先，在0 s时刻，设定光伏单元光照强度800 W/m2，温度25 ℃，初始储能SOC为86，本地负荷功率20 kW。在此种条件下，光伏单元最大有功功率为23 kW，超过了本地负荷功率，同时储能SOC＞80，系统工作在模式I。在1 s时刻，光照强度突然增加，为1 200 W/m2，如果按照MPPT进行控制，光伏输出将继续增加，系统无法消纳多余光伏，需要采用降功率控制方式，仿真波形如图2所示。

由图2可知，在初始时刻，光伏单元需要一定启动时间才能按照MPPT控制方式输出最大功率，在此期间，负荷所需功率由储能提供，整个过程会有小幅波动。在1 s时刻，当光照增强时，光照强度由800 W/m2增至1 200 W/m2，光伏最大输出功率由20 kW增至39 kW，光伏控制采用降功率控制方式，虽然有冲击，但是稳定后功率光伏输出保持20 kW不变，说明降功率策略有效。在0.2 s～2 s，储能仅用于平抑光伏波动，无须对外放电。

在0 s时刻，设定光伏单元光照强度800 W/m2，温度为25 ℃，初始储能SOC为60，本地负荷功率为30 kW。在此种条件下，光伏阵列最大输出功率为23 kW，小于本地负荷功率且储能SOC＜80，对应工作模式II。在1 s时刻，光照强度增加至1 200 W/m2，温度保持不变，仿真波形如图3所示。

由图3可知，在初始时刻，由于光伏输出功率小于负荷需要功率，负荷功率也需要由储能单元提供，储能电池输出有功功率为7 kW，电池处于放电状态中，SOC值持续下降。在1 s时刻，光照突增至1 200 W/m2，光伏采用MPPT控制方式，输出功率增至39 kW。由于负荷功率恒定为30 kW，超过的9 kW有功功率由储能电池充电吸收。经过0.3 s的振荡后，储能电池进入充电状态，储能慢慢充能，SOC持续增加，以备后续使用。

模式III和IV与上述类似，不再赘述。

4 结论

本文根据储能单元容量特性和最大功率限制，提出了4种工作模式，并根据3个单元的控制方式提出了一种功率协调控制策略。进而在MATLAB/Simulink中验证了所提策略的正确性和适用性。结果表明，在所提工作模式下，3种单元的控制策略按照设定的方式合理运行，光伏和储能能在各种工况下准确分配功率，采用的控制方式也能将光伏引起的波动抑制到最小，储能能在设定的模式下健康运行，不受损坏，能量利用效率显著提高。

参考文献

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