微電網中的光伏儲能控制策略研究

鄒鵬輝

(國家電投集團青海光伏產業創新中心有限公司，青海 西寧 810008)

偏遠地區的人民在使用電能時，受到復雜地理環境的限制，大電網無法連接當地電網，在這種環境下，微電網成為我國研究的重點[1]。微電網技術的發展，有效協調分布式電源與大電網之間的矛盾。微電網是一種配電子系統，由控制單元、分布式電源或微型電源、儲能裝置與負荷共同組成，儲能裝置與微型電源經逆變器連接微電網[2]。微電網不但能夠并網協調運行，還可以依據運行中出現的故障或檢修情況獨立運行。

文獻[3]提出基于深度強化學習的微電網儲能調度策略，考慮了不同場景組合模型對微電網儲能調度的影響，深度卷積神經網絡提取了調度時間的序列特征，在隨機干擾下可以有效進行固定電價與實時電價的調度，且可以較好地控制微電網運行收益的偏差。但是在儲能切換穩定性研究的方面有待進一步完善。文獻[4]研究了配備不可控和可控電器以及光伏(PV)面板和電池儲能系統(BESS)。該控制方案依賴于迭代有限范圍在線優化，實施混合整數線性規劃能源調度算法，以最大限度地利用太陽能自供電和/或最大限度地減少時變能源下從電網購買的每日能源成本價錢。文獻[5]提出了一種光伏并網混合能源發電系統的智能控制策略。首先，對電能進行動態建模。然后，設計DC-DC功率轉換器的本地控制器來調節能量生成單元的工作點。基于Takagi-Sugeno-Kang的模糊增益調諧器用于調整FC和BESS控制器的PI參數。采用了基于神經模糊增益調諧器的虛擬磁通定向控制(VFOC)方案來控制混合系統、本地負載和公用電網之間的功率流。但對于微電網切換的控制方面需要完善。

針對光伏儲能切換控制穩定性差的問題，本文以光儲控制器研究目的，研究微電網光伏儲能中并網運行與孤島運行之間的平滑切換控制。

1 微電網光伏儲能控制策略分析

新能源應用越來越廣泛，導致主網與微電網的差異越來越大，國內外為解決這一問題做出相關研究，建立了眾多微電網實驗室。在目前的微電網系統中，光伏儲能是應用范圍最廣的組合新能源方式。本文首先構建了包含水力發電、光儲發電、負荷和柴油發電的混合型微電網的整體結構，以明確微電網的運行狀況，為光儲系統切換控制做基礎。采用了功率管理系統作為控制方式，并設計了并網模式與孤島模式自動切換過程。在設置平滑切換策略的基礎上，采用狀態跟隨的方式控制光伏儲能切換過程。

1.1 混合型微電網整體結構

傳統電網普遍采用的是聯網集中發電的模式，但隨用電負荷的增加以及分布式電源的普及，電網結構中的儲能系統受到沖擊[6]。在微電網中，儲能系統可以抑制分布能源的波動，是并網運行的關鍵[7]。為了明確光伏儲能系統在微電網中的構成，本文所構建的微電網為混合型微電網，包含水電、光伏、儲能和柴油發電，整體結構見圖1。

圖1 微電網整體結構圖Fig.1 Overall structure of microgrid

混合型微電網的組合包括水力發電系統、光儲發電系統、負荷和柴油發電系統。本文研究的微電網是一種獨立電網，與主網之間不存在電氣連接。光儲發電系統、柴油發電系統與中心變電站之間的連接分別通過35kV雙回架空線連接、10kV/35kV升壓變壓器實現；數個10kV饋線共同組成負荷；水電通過6kV/35kV升壓變壓器經雙回架空線連接中心變電站[8]。兩段35kV的母線共同組成光儲發電系統，各段母線光伏容量與儲能裝機容量分別為5MW和5.2MW。光儲發電系統中靜止無功補償器的使用增加了電網電壓的穩定性[9]。水電裝機的容量大小為4*1.3 MW，受到水位限制，只能同時使用3臺機組。柴油發電系統裝機容量大小為4*0.8MW，由于運行維護與日常檢修的需要，實際運行時只能使用3臺機組。

1.2 微電網切換控制

本文采用功率管理系統作為基礎的微電網控制方式實現研究[10]。光儲系統運行模式切換過程見圖2。

圖2 光儲系統運行切換過程Fig.2 Switching process of optical storage system

光儲發電系統使用手動切換，從啟動狀態轉變為孤島運行或者并網運行[11]。如果光儲發電系統穩定，調峰與計劃曲線由并網運行控制；光儲系統頻率不在頻率范圍時[fL,ref(頻率下越限值),fH,ref(頻率上越限值)]，由孤島運行滿足其條件，檢測時使用滑差閉鎖，該種情況下，光儲發電系統經緊急調頻，實行暫態運行，系統內的有功功率經儲能主動調整，幫助頻率重新恢復至已設定范圍[12-13]。如果經過儲能調整，仍然無法恢復到設定范圍，則發出異常頻率預警。直至收到下個指令前，系統始終保持原來的輸出，這段時間內，如果發生故障，系統自動做出保護行為[14-15]。假如系統的電壓超出或低于設定電壓范圍[UL,lim(電壓閾值下限),UH,lim(電壓閾值上限)]，那么，系統做出切換控制，臨時轉變成暫態運行，使用靜止無功補償器調整無功功率，確保電壓恢復，直至設定范圍[16]。如果經過調整，電壓仍然未能恢復至設定范圍，做出異常預警，直至收到下個指令前，始終保持原來的輸出，這段時間內，如果發生故障，系統自動做出保護行為。在孤島運行或者并網運行的狀態下，出現故障則使用手動切換，使系統處于停機狀態。

1.3 控制器平滑切換控制方法

1.3.1 平滑切換控制策略

在整個微電網系統中，實現并網模式與孤島模式自動切換的關鍵技術主要有兩項技術模塊指導[17]：(1)實時精準監控大電網運行狀態；(2)經儲能換流器將并網運行模式穩定地切換為孤島模式[18]。微電網單元的主控單元是電能存儲單元，該單元經過程控制系統(Process Control System，PCS)采集專網運行數據，實現實時精準監控主網運行狀態[19]。依據反饋的數據信息，操作主網系統與微電網之間的開關，為平滑切換微電網系統中的運行模式打下基礎。

切換運行模式時，主網會短暫斷電，在斷電時間內，分析微電網系統輸出頻率和輸出電壓[20]，判斷電網系統電力做功匹配情況。計算過程中，把微電網當作孤島運行的供電系統，式(1)為孤島運行模式下微電網頻率特征：

(1)

現在式(1)中，ui與T分別表示孤島模式下微電網系統頻率和負荷等效電阻[21]；H與E分別表示負荷等效電感和電源有功出力；O與o分別表示電源無功出力和負荷品質因素。通過式(1)得出孤島模式下微電網系統頻率，使用式(2)表示：

(2)

式(2)中，A表示負荷等效電容。式(3)表示電壓幅值：

(3)

式(3)內，Ui與Eload分別代表電壓幅值與有功負荷，UN代表額定電壓。

從以上推導過程中能夠看出，假如孤島模式下的微電網系統與并網模式下的微電網系統供應的有功功率出現不匹配的情況[22]，在斷網時，電壓幅度值會呈現較大狀態：

|Ui-UN|>λN

(4)

其中，λN代表孤島模式下微電網系統的電壓幅度偏差允許值。由式(2)可知，假如孤島模式下的微電網系統與并網模式下的微電網系統供應的無功功率出現不匹配的情況[23]，在斷網時，值會呈現較大狀態：

|ui-uN|>λw

(5)

在式(5)中，uN和λw分別表示頻率值和電壓頻率幅度偏差允許值。將鎖相環頻率擾動主動式作為基礎的微電網系統識別[24-25]，需注意并網模式下，各工期的鎖相角度：

(6)

式(6)中，Δ?、?0和f分別表示開關周期對應的電壓值、工頻周期鎖相角度初始值和電網控制系統開關頻率值。

式(7)表示對應第一工頻周期開關的電壓相角：

(7)

式(7)中，?k表示電壓相角值。式(8)為第二工頻周期內對應第m個開關的工頻相角?m：

(8)

如果?m>2π，那么Δ?=Δ?0+Δφ。Δφ表示鎖相環發生擾動的步長。

式(9)表示為第二工頻周期內對應第k個開關的工頻相角?k：

?k=k×Δ?

(9)

通過式(9)能夠得到鎖相環控制系統內對應任意開關電壓角度值。通過擾動步長，鎖相環能夠實現有差鎖相[26]，在此基礎上提高頻率擾動，最終實現鎖相環作為基礎的主動識別方式。

1.3.2 基于狀態跟隨的平滑切換控制方法

在孤島和并網兩種模式下，微電網的控制器存在很大差異[27]。當微電網處于并網運行模型時，需要控制大電網公共耦合點的輸出功率，保持電壓及負載與大電網同步[28]。而孤島運行模式是在與大電網斷開連接時獨自運行的狀態，在此過程中微電網需要獨自調節分布式發電裝置，穩定母線電壓與頻率[29]。為了實現平滑切換電網與控制器，切換不同控制器需要控制部分存在邏輯開關，切換控制器結構見圖3。

圖3 切換控制器結構Fig.3 Switching controller structure

在圖3中，并網控制器與孤島控制器分別為并網控制方式和孤島控制方式，二者的輸入都是給定值與某個反饋量之間的差值，K1和K2均為邏輯開關，圖中PCC是公共連接點。

假如主網發生故障，微電網檢測到之后，運行狀態由并網運行轉變為孤島運行，與圖3中對應，并網控制經切換，轉變為孤島控制。實際應用過程中發現，盡管負荷功率需求低于逆變器能夠提供的最大功率，切換時還是會出現比較嚴重的暫態振蕩。微電網中t設置為1.5s，在系統PCC處出現的頻率與電壓暫態振蕩情況見圖4。

圖4 切換過程中頻率與電壓暫態變化Fig. 4 Transient changes of frequency and voltage during switching

假如仍然使用并網控制，不切換控制器，這種情況下，能力也允許不平衡，但是從圖4中能夠看出，暫態振蕩比切換控制器振蕩小。

對孤島控制與并網控制模式進行分析，切換過程中導致振蕩的原因是切換過程中兩種控制器狀態不匹配導致的[30]。孤島控制器與并網控制器同時運行，但是孤島控制器并不發揮輸出結果作用，控制器切換時，由于兩種控制器存在不同的輸出，導致控制器發生跳變。

為解決暫態振蕩問題，將控制器狀態跟隨作為基礎，提出一種平滑切換控制方法，控制過程見圖5。

圖5 平滑切換控制過程Fig.5 Smooth switching control process

把并網控制器的輸出與孤島控制器狀態設計成一個負反饋，將該負反饋作為孤島控制的輸入，以便孤島控制器在切換之前保持跟隨并網控制器的輸出狀態，確保孤島控制器與并網控制器輸出時刻狀態始終保持一致。保證對邏輯開關K1-4的合理控制，并網狀態下開關K2與開關K3保持打開狀態，而開關K1和K3開關保持關閉狀態；切換控制器時，與并網狀態相反，開關K2與開關K3保持關閉狀態，而開關K1和K3開關保持打開狀態。通過合理控制開關，解決暫態振蕩問題實現微電網光伏儲能平滑切換控制。

光儲發電系統平滑控制中，控制聯絡線功率是至關重要的，光儲發電系統計劃實現調峰和曲線發電時，都需要將聯絡線功率控制作為基礎。通常情況下控制聯絡線功率的算法采用比例-積分-微分，保證誤差控制在允許范圍內。通常情況下，微電網對負荷的需求較低，如果將百分比作為單位，設置聯絡線控制允許偏差范圍，如果負荷升高，功率允許偏差也會隨之升高，導致微電網出現頻率劇烈波動，干擾微電網控制穩定性。所設置具體功率值作為功率允許偏差完成微電網中的光伏儲能控制。

2 仿真實驗

2.1 仿真平臺

為驗證本文控制方法的可靠性與穩定性，采用實時數字仿真系統(Real Time Digital Simulation,RTDS)模擬某地微電網系統，搭建一個仿真平臺，平臺結構見圖6。

圖6 仿真平臺結構圖Fig.6 Structure of simulation platform

仿真平臺的構成包括：儲能控制系統、光伏控制系統、電池管理系統、能量管理監控系統和微電網中央控制器(Micro-grid Central Controller,MGCC)，依據圖1中的微電網結構，按照實際微電網25%容量設置每個設備的容量，利用RTDS搭建仿真平臺。分別由外接光伏系統與儲能系統控制的光伏逆變器主拓撲與儲能變流器也在RTDS系統內建模。監控功能、系統發電、負荷預測由能量管理監控系統實現，為實現本文控制方法，使用MFCC。

2.2 穩態仿真實驗分析

為了驗證穩態控制下，本文控制方法的穩定性，在仿真平臺實現仿真實驗，根據能量管理監控系統獲得聯絡線控制的RTDS仿真圖，見圖7。

圖7 RTDS仿真結果Fig.7 RTDS simulation results

由圖7可知，聯絡線功率在設定范圍內，計劃指令發生改變的情況下，聯絡線實際功率也發生改變，具有較好的響應性能。上圖中，在0.5s、1.0s、2.0s以及2.5s時進行儲能模式切換，在本文方法的控制下輸出功率能夠快速處于平衡狀態，控制效果較好。研究光伏儲能微電網過程中，通常情況下會把儲能置于光伏協調控制和直流側；另一種常使用的控制方式是儲能和光伏同時連接交流母線，此種方式為分布式，節點過于復雜。而本文方法分析計算了切換過程中微電網系統輸出頻率和輸出電壓，可以準確判斷電網系統電力做功匹配情況。并基于狀態跟隨，在并網運行模式下，可以實現穩定地切換控制。

2.3 從并網運行模式向孤島運行模式切換實驗結果

本文數據取自國家電投集團青海光伏產業創新中心有限公司。設置運行時間為0.5s，將微電網的運行方式切換到孤島運行，儲能控制器導致并網逆變器從并網控制策略切換為孤島控制策略。采用不同控制方法對切換過程中系統穩定性變化進行檢測，得到結果如表1所示。

表1 不同方法下系統穩定性結果Tab.1 System stability results under different methods

分析表1可知，不同控制策略下微電網系統穩定性不同。當電壓為500v時，基于一致性算法的控制策略的微電網系統穩定性為82%，基于光-儲-燃的控制策略的微電網系統穩定性為83%，本文控制策略的微電網系統穩定性為98%。當電壓為900V時，基于一致性算法的控制策略的微電網系統穩定性為83%，基于光-儲-燃的控制策略的微電網系統穩定性為79%，本文控制策略的微電網系統穩定性為94%。本文方法具有控制后具有較高的穩定性。將并網模式下運行的微電網切換到孤島運行模式過程中，根據仿真結果，光儲控制器保證并網逆變器快速完成微電網由并網控制模式平滑切換為孤島控制模式，通過仿真實驗說明本文方法能夠有效保證供電穩定性。

2.4 從孤島運行模式向并網運行模式切換實驗結果

設置時間為1.0s情況下，微電網運行由孤島模式切換為并網模式，光儲控制器導致并網逆變器自孤島控制策略轉變為并網控制策略，結果見表2。

表2 不同方法下系統穩定性結果Tab.2 System stability results under different methods

分析表2可知，不同控制策略下微電網系統穩定性不同。當電壓為600V時，基于一致性算法的控制策略的微電網系統穩定性為72%，基于光-儲-燃的控制策略的微電網系統穩定性為81%，本文控制策略的微電網系統穩定性為92%。基于一致性算法的控制策略的微電網系統穩定性均值為76.16%，基于光-儲-燃的控制策略的微電網系統穩定性均值為80.16%，本文控制策略的微電網系統穩定性均值為94.6%，說明本文方法控制后具有較高的穩定性。將微電網從孤島運行模式重新切換為并網運行模式，光儲控制器先實行同步控制，緊接著將孤島控制切換為并網控制。切換過程中，光儲控制器保證并網逆變器由孤島運行平穩切換為并網運行，在并網運行模式下，光儲控制器能夠準確迅速地跟蹤監測指定功率，保證微電網運行的穩定性。

3 結論

為此，本文對微電網中光儲發電系統實行分析研究，按照運行方式不同分為并網運行和孤島運行，分析兩種運行模式下切換方法。經仿真實驗驗證，本文控制方法穩定性強可靠性高。微電網光儲控制策略的研究有助于我國偏遠地區在新能源應用方面的發展，為該地區的發展提供電力支撐。光伏儲能技術的應用也為我國新能源開發應用，推動我國使用新能源技術發展微電網技術發揮了重要作用。