(廣西大學(xué)電氣工程學(xué)院， 廣西南寧530004)

0 引言

目前，獨(dú)立的光伏發(fā)電系統(tǒng)存在著波動(dòng)性和隨機(jī)性等不可避免的缺點(diǎn)，該因素也是造成電網(wǎng)不能向用戶側(cè)提供穩(wěn)定、可靠用電需求的原因之一[1]。同時(shí)，大規(guī)模的分布式光伏發(fā)電接入電網(wǎng)系統(tǒng)，對電網(wǎng)造成嚴(yán)重的影響，如電壓升高、諧波增大和功率沖擊等問題。而在孤島微網(wǎng)系統(tǒng)中，這些問題隨著光伏滲透率的增加也變得更為突出。

運(yùn)行在孤島模式的微網(wǎng)系統(tǒng)，通常情況下會(huì)利用電池儲(chǔ)能作為能量緩沖裝置來平衡微電網(wǎng)系統(tǒng)中多余或缺額的功率。為保證微網(wǎng)內(nèi)重要負(fù)荷持續(xù)穩(wěn)定運(yùn)行，文獻(xiàn)[2]提出考慮光儲(chǔ)可持續(xù)帶載能力的配電網(wǎng)動(dòng)態(tài)孤島劃分策略，來提高配電網(wǎng)可靠性。文獻(xiàn)[3]將柴油發(fā)電機(jī)與超級電容、蓄電池組成多元互補(bǔ)協(xié)調(diào)系統(tǒng)分享差額功率，實(shí)現(xiàn)孤立微網(wǎng)的長期穩(wěn)定運(yùn)行。在儲(chǔ)能控制方面，文獻(xiàn)[4]提出混合儲(chǔ)能的能量管理策略及雙向功率變換器的控制策略，使正常運(yùn)行下的微網(wǎng)儲(chǔ)能元件維持在合理的荷電狀態(tài)范圍內(nèi)。文獻(xiàn)[5]采用基于頻率協(xié)調(diào)并考慮儲(chǔ)能的荷電狀態(tài)，來實(shí)現(xiàn)多儲(chǔ)能單元的出力分?jǐn)?，讓光?chǔ)發(fā)電系統(tǒng)工作在調(diào)度模式和光伏平抑模式。

然而，儲(chǔ)能接入微網(wǎng)要么是直接通過逆變器逆變成交流電，要么是通過與其他的分布式電源相連接后再逆變成交流電。而后者的組合方式給系統(tǒng)的控制提供了靈活性。在該種結(jié)構(gòu)中，許多研究人員引進(jìn)了上層功率管理系統(tǒng)來協(xié)調(diào)光伏和儲(chǔ)能單元的運(yùn)行，使微網(wǎng)在不同的工況下滿足系統(tǒng)內(nèi)的功率平衡，如文獻(xiàn)[6-8]。上層的功率管理系統(tǒng)往往是需要程序算法來實(shí)現(xiàn)，一定程度上也給系統(tǒng)增加了復(fù)雜度。如文獻(xiàn)[9]中提出一種基于本地信息的能量管理和協(xié)調(diào)控制策略，在結(jié)合恒壓控制并采用開環(huán)槳距角控制方法下，來解決孤島微網(wǎng)直流母線電壓波動(dòng)和系統(tǒng)不穩(wěn)定問題。同樣的，在文獻(xiàn)[10]提出一種基于無源控制的功率管理策略來控制光伏和儲(chǔ)能，該文獻(xiàn)所提的方法需要增加更多的通信來保證系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行，這無疑會(huì)加大成本的投入。

上述的文獻(xiàn)主要是從能量管理層來控制光儲(chǔ)混合單元的，所建的模型中也沒有考慮到直流側(cè)負(fù)載的投切。為此，不少學(xué)者研究了無需通信和能量管理層來實(shí)現(xiàn)孤島微網(wǎng)的功率管理和微網(wǎng)的協(xié)調(diào)控制，如文獻(xiàn)[11-13]?；谏鲜鑫墨I(xiàn)，本文針對孤島模式下的光儲(chǔ)交直流混合微網(wǎng)，從底層角度出發(fā)，考慮儲(chǔ)能荷電狀態(tài)越限和直流母線參考電壓越限的偏差量形成多回路控制策略管理光伏和儲(chǔ)能的兩個(gè)DC/DC變換器，確保系統(tǒng)運(yùn)行不越限，且實(shí)現(xiàn)光儲(chǔ)混合系統(tǒng)功率平衡的同時(shí)向后級安全供電。

微電網(wǎng)處于孤島運(yùn)行模式時(shí)，因失去了外部電網(wǎng)的支撐作用，需要有一部分電源提供電壓和頻率支撐，該部分也叫主控單元。本文對主控單元擬采用虛擬同步機(jī)(virtual synchronous generator，VSG)控制策略，負(fù)荷的變化主要由作為主控單元的分布式電源來跟隨，因此要求其功率輸出應(yīng)能夠在一定范圍內(nèi)可控制且能夠快速地跟隨負(fù)荷的波動(dòng)變化。從控單元采用恒功率(PQ)控制，向交流側(cè)提供期望的功率需求。最后，通過Matlab/Simulink建立光儲(chǔ)交直流微網(wǎng)模型進(jìn)行了仿真分析，驗(yàn)證了采用上述控制策略的微電網(wǎng)能穩(wěn)定可靠運(yùn)行。

1 微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)與模型

1.1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

如圖1所示，一個(gè)簡單的光儲(chǔ)交直流混合微網(wǎng)。該混合微網(wǎng)包含單元1和單元2兩個(gè)小型的光儲(chǔ)直流微網(wǎng)。單元1和單元2中的光伏陣列通過升壓型DC/DC變換器連接到直流母線向后級供電，儲(chǔ)能也是通過雙向DC/DC變換器鏈接到直流母線來吸收或者釋放電能，兩個(gè)直流微網(wǎng)單元中連接有可投切的直流負(fù)載。同時(shí)，兩個(gè)直流微網(wǎng)單元分別通過AC/DC逆變器向交流負(fù)載供電，兩個(gè)逆變器都接有LC濾波器以減少輸出波紋。由于該混合交直流微電網(wǎng)沒有與大電網(wǎng)連接，所以它會(huì)處在孤島模式下運(yùn)行。

圖1 光儲(chǔ)交直流混合孤島微網(wǎng)結(jié)構(gòu)Fig.1 Diagram of the PV/battery hybrid system

在該模式下，把單元1設(shè)計(jì)成主電源為電網(wǎng)提供電壓和頻率支撐，單元2設(shè)計(jì)成從電源。主電源的逆變器采用虛擬同步發(fā)電機(jī)(VSG)控制，從電源逆變器采用恒功率控制策略。單元1直流母線電壓為650 V，單元2的直流母線電壓為350 V，整個(gè)交直流混合系統(tǒng)運(yùn)行在不同負(fù)載需求下。

在微網(wǎng)運(yùn)行在孤島模式時(shí)，儲(chǔ)能對于系統(tǒng)的功率平衡和電壓穩(wěn)定起著重要作用。通過儲(chǔ)能變流器或光伏升壓變換器來保證直流母線電壓穩(wěn)定，同時(shí)需要控制主逆變器向交流微網(wǎng)提供穩(wěn)定、高質(zhì)量的交流電壓?；谙到y(tǒng)的運(yùn)行情況，光伏應(yīng)可工作在最大功率點(diǎn)或不工作在最大功率點(diǎn)。

圖2 光伏電池等效電路Fig.2 Equivalent circuit photovoltaic cells equivalent circuit

1.2 光伏模型

光伏電池單體輸出的電壓低，功率小，需要將其串、并聯(lián)成光伏模塊。光伏電池的理想等效電路如圖2所示，其電路參數(shù)如下：Vpv為電池開路電壓，Rsh為旁漏電阻，Rs為光伏電池內(nèi)阻；Id為二極管在無光照時(shí)的反向飽和電流，與電池溫度T有關(guān)；Ish為旁漏電流；輸出端電流Ipv；Iph為光子在光伏電池中的激發(fā)電流，G為光照強(qiáng)度。

(1)

(2)

(3)

式(1)中,np為太陽能電池并聯(lián)個(gè)數(shù)。式(2)中，Isso為短路電流；ki為短路電流溫度系數(shù)。式(3)中，Irr為反向飽和電流，Tr為參考溫度，Egap為間隙階躍能量，A為理想因子，且A為1和2之間的常數(shù)；玻爾茲曼常數(shù)k=1.38×10-23J/K；電子電荷q=1.6×10-19C。

1.3 儲(chǔ)能裝置模型

作為系統(tǒng)儲(chǔ)能裝置的蓄電池，對運(yùn)行在孤島模式下的微電網(wǎng)至關(guān)重要，蓄電池可以在缺少傳統(tǒng)發(fā)電機(jī)的情況下調(diào)節(jié)電壓和頻率，確保含有間歇性能源(如光伏、風(fēng)力發(fā)電)的微網(wǎng)能穩(wěn)定運(yùn)行和實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)功率平衡。蓄電池的工作特性與放電深度DOD、荷電狀態(tài)SOC和蓄電池電壓Vbat等有關(guān)，其中，荷電狀態(tài)和電池電壓是儲(chǔ)能裝置的兩個(gè)重要的物理量，它們的表達(dá)式分別為：

(4)

(5)

式中，C為蓄電池容量，ibat為蓄電池充放電電流；Vo為蓄電池的開路電壓；Rbat為蓄電池內(nèi)阻；P為極化電壓；M、N為蓄電池特性常數(shù)。

考慮儲(chǔ)能系統(tǒng)的壽命，并利用儲(chǔ)能持續(xù)平滑可再生能源功率波動(dòng)，就必須保證儲(chǔ)能系統(tǒng)荷電狀態(tài)在任意時(shí)刻都維持在一定的閾值內(nèi)：

SOCmin≤SOC≤SOCmax，

(6)

式中SOCmin、SOCmax分別為儲(chǔ)能系統(tǒng)荷電狀態(tài)上下限。

2 光儲(chǔ)混合系統(tǒng)前級控制策略

圖3 光儲(chǔ)混合結(jié)構(gòu)Fig.3 Diagram of PV/Battery hybrid system

在光儲(chǔ)混合系統(tǒng)中，將儲(chǔ)能與光伏整列組合時(shí)可以考慮兩種配置。第一種是將儲(chǔ)能和光伏陣列分別與逆變器連接經(jīng)逆變后向后級供電，該種連接方式往往不利于調(diào)節(jié)光伏的出力，會(huì)給系統(tǒng)帶來一定的安全隱患；另一種配置是將光伏陣列與儲(chǔ)能裝置并聯(lián)后接到直流母線上，該種連接方式讓系統(tǒng)功率平衡的調(diào)節(jié)具有一定的靈活性。本文也采用第二種連接方式，如圖3所示，光伏陣列通過一個(gè)單向的升壓變換器連接到直流母線，Ppv為光伏陣列注入直流母線的功率。儲(chǔ)能通過一個(gè)雙向的DC/DC變換器連接到直流母線，PB為儲(chǔ)能充放電功率。在所設(shè)計(jì)的光儲(chǔ)混合系統(tǒng)中，兩個(gè)變流器輸出端分別接有獨(dú)立的電容Cdc1和Cdc2。這種光伏和儲(chǔ)能的組合方式不僅確保對儲(chǔ)能充放電可完全控制，而且在選擇儲(chǔ)能額定電壓和直流母線電壓等級上提供了靈活性。當(dāng)有多余的光伏輸出功率時(shí)，儲(chǔ)能便存儲(chǔ)過多的光伏功率；當(dāng)光伏輸出功率不足以提供負(fù)載功率需求時(shí)，儲(chǔ)能便提供負(fù)載功率缺額。

直流母線電壓由連接儲(chǔ)能的雙向DC/DC變換器來控制。在正常運(yùn)行情況下，采用擾動(dòng)觀察法(P&O)并調(diào)節(jié)光伏輸入端電壓Vpv到最大功率點(diǎn)來控制光伏升壓變換器，以實(shí)現(xiàn)最大功率跟蹤(maximum power point tracking，MPPT)控制。如圖4所示，在控制策略中，直流母線電壓Vdc、儲(chǔ)能實(shí)時(shí)電流iB、光伏輸入的電壓Vpv和ipv都經(jīng)過一階低通濾波器，這樣可減少開關(guān)噪聲，測量噪聲和電流波紋。在光伏控制器中，電壓參考信號Vpvref和Vpv的差值與濾波后的光伏輸出電流ipv經(jīng)電壓控制器和PWM產(chǎn)生控制信號S1。在儲(chǔ)能雙向升壓控制器中，直流母線參考信號Vdcref和濾波后的實(shí)時(shí)電壓信號Vdc的差值與儲(chǔ)能充放電電流iB經(jīng)電壓控制器和PWM產(chǎn)生充電信號S2(buck)和放電信號S3(boost)。

圖4中，光伏陣列輸出電壓參考值Vpvref是光伏功率控制器基于電池和荷電狀態(tài)SOC、光伏輸出最大功率、負(fù)載功率獲得的。基于這些變量，系統(tǒng)中的功率潮流可以分成：正常運(yùn)行模式，荷電狀態(tài)越限調(diào)節(jié)模式，直流母線電壓越限調(diào)節(jié)模式。

圖4 光儲(chǔ)系統(tǒng)前級控制框圖Fig.4 Pre-stage control diagram of PV/Battery system

①正常運(yùn)行模式

系統(tǒng)運(yùn)行在安全范圍內(nèi)時(shí)，光伏輸出參考電壓Vpvref與MPPT產(chǎn)生的VMPPT相等，此時(shí)SOC越限的PI0和PI1控制回路和直流母線電壓偏差越限的PI2和PI3控制回路處于閑置狀態(tài)。此時(shí)，光伏輸出電壓Vpv和電流ipv經(jīng)MPPT算法計(jì)算后，讓光伏功率控制器運(yùn)行在最大功率輸出狀態(tài)。當(dāng)中，Vpvref與Vpv作差得到的電壓偏差量經(jīng)單向升壓DC/DC控制器后便把光伏輸出的最大功率注入到直流母線上，同時(shí)通過儲(chǔ)能雙向DC/DC控制器來調(diào)節(jié)直流母線電壓，使其達(dá)到設(shè)定的參考電壓Vdcref。在系統(tǒng)正常運(yùn)行時(shí)，通過儲(chǔ)能吸收或釋放電能來實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)功率平衡，該過程中系統(tǒng)的儲(chǔ)能荷電狀態(tài)沒有超過設(shè)定的最大上限SOCmax和最小下限OCSmin，并且充放電電流iB也是在安全范圍內(nèi)；并且直流母線電壓波動(dòng)也可限定在指定的安全范圍內(nèi)。

例如，當(dāng)儲(chǔ)能實(shí)時(shí)荷電狀態(tài)SOC小于最大上限SOCmax時(shí)，SOCmax與SOC形成的偏差信號為正信號，導(dǎo)致有正向飽和限制的PI1控制器輸出信號為0，因此SOC越限控制回路在儲(chǔ)能正常運(yùn)行時(shí)處于閑置狀態(tài)。其他越限控制回路同理。

②荷電狀態(tài)越限調(diào)節(jié)模式

當(dāng)光伏注入到直流母線的功率大于負(fù)載需求時(shí)，儲(chǔ)能便吸收直流母線上多余的功率，儲(chǔ)能的荷電狀態(tài)SOC會(huì)一直上升，若當(dāng)儲(chǔ)能荷電狀態(tài)超過SOCmax會(huì)影響系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。此時(shí)，應(yīng)該減少光伏的輸出，來平衡系統(tǒng)功率并確保系統(tǒng)運(yùn)行在安全范圍內(nèi)。當(dāng)儲(chǔ)能的實(shí)時(shí)荷電狀態(tài)超過設(shè)定的SOCmax時(shí)，PI1控制回路便會(huì)起作用，SOCmax和輸入的實(shí)時(shí)SOC信號相減形成的信號開始變負(fù)，該偏差信號經(jīng)PI1控制器輸出的信號被加到最大功率參考點(diǎn)的電壓VMPPT上，光伏功率控制器會(huì)不工作在最大功率輸出狀態(tài)，這樣光伏輸出的功率便會(huì)降低。因此，PI1控制回路將一直減少光伏功率的輸出，直到儲(chǔ)能處于不充或不放電狀態(tài)，并且實(shí)時(shí)荷電狀態(tài)降到SOCmax以下。具體操作為：當(dāng)PI1輸出信號為0時(shí)，比較器產(chǎn)生1信號(啟用)作用到MPPT算法，MPPT算法輸出VMPPT，此時(shí)光伏功率控制器輸出最大功率到直流母線上；當(dāng)PI1輸出信號小于0時(shí)，PI1的輸出信號將驅(qū)動(dòng)比較器產(chǎn)生0信號(禁用)使MPPT算法失效，讓MPPT算法輸出較小的Vpv，同時(shí)PI1的輸出信號被反饋到由MPPT輸出的電壓上，從而調(diào)整光伏輸出參考電壓Vpvref并進(jìn)一步降低光伏功率控制器的功率輸出。只要光伏輸出功率大于負(fù)載需求且實(shí)時(shí)荷電狀態(tài)超過SOCmax，系統(tǒng)中PI1控制回路會(huì)一直處于工作狀態(tài)。

當(dāng)光伏輸出功率很小，且儲(chǔ)能系統(tǒng)一直處于放電狀態(tài)時(shí)，儲(chǔ)能的荷電狀態(tài)可能會(huì)低于設(shè)定的最小下限SOCmin。當(dāng)儲(chǔ)能的實(shí)時(shí)荷電狀態(tài)低于SOCmin時(shí)，PI0控制回路將會(huì)啟動(dòng)，SOCmin與SOC的偏差信號經(jīng)PI0控制器后向需求響應(yīng)側(cè)發(fā)送切除負(fù)載的信號，以保證系統(tǒng)不崩潰。

③直流母線電壓越限調(diào)節(jié)模式

在系統(tǒng)正常運(yùn)行情況下，PI2控制回路都處于閑置狀態(tài)。并且，相對于需求響應(yīng)側(cè)來說，都可以通過儲(chǔ)能系統(tǒng)來實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)功率的平衡。因此也認(rèn)為，儲(chǔ)能的充放電電流都在安全運(yùn)行的范圍內(nèi)。而當(dāng)系統(tǒng)中光伏輸出的功率遠(yuǎn)大于負(fù)載需求時(shí)，充電電流iB可能超過了儲(chǔ)能系統(tǒng)能承受的上限，這會(huì)嚴(yán)重影響儲(chǔ)能的壽命甚至影響系統(tǒng)的安全可靠運(yùn)行。

因此，當(dāng)系統(tǒng)中光伏輸出的功率很大，而負(fù)載需求很小時(shí)，儲(chǔ)能的充電電流iB會(huì)超過設(shè)定的上限。當(dāng)過多的光伏輸出功率不能被儲(chǔ)能在短時(shí)間內(nèi)消納時(shí)，便會(huì)引起直流母線電壓短時(shí)間內(nèi)急劇上升，此時(shí)，僅靠儲(chǔ)能雙向升壓變換器無法實(shí)現(xiàn)直流母線的穩(wěn)壓控制，所以此時(shí)就需要減少光伏功率輸出，使系統(tǒng)能夠運(yùn)行在安全的范圍內(nèi)。在圖(4)中，利用直流母線電壓的偏差量形成的PI2控制回路反饋到光伏功率控制器，便可實(shí)現(xiàn)減少光伏功率輸出從而實(shí)現(xiàn)直流母線電壓在短時(shí)間內(nèi)不急劇上升，避免了系統(tǒng)的崩潰。在控制策略中，直流母線電壓可設(shè)定大小為ΔV的電壓安全偏差信號，該偏差信號ΔV限定具體值可根據(jù)不同的場景需求來設(shè)定。

系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)，通過檢測直流母線實(shí)時(shí)電壓Vdc，一旦直流母線電壓值超過允許的上限Vref+ΔV，PI2控制回路便會(huì)起作用，直流母線電壓允許的上限Vref+ΔV與直流母線瞬時(shí)值Vdc相減，形成的負(fù)值經(jīng)過PI2控制器作用于比較器，驅(qū)動(dòng)光伏功率控制器以減少功率輸出。當(dāng)中，MPPT算法經(jīng)比較器產(chǎn)生的反饋信號將鎖存較小的Vpv值，該情形與SOC控制回路調(diào)節(jié)減少光伏輸出功率相似。

反之，當(dāng)負(fù)載需求遠(yuǎn)大于光伏輸出功率且儲(chǔ)能提供的功率缺額不能維持直流母線電壓時(shí)，直流母線電壓會(huì)驟然下降，此時(shí)PI3控制回路便會(huì)起作用，設(shè)定的直流母線電壓下限Vref-ΔV與直流母線瞬時(shí)值Vdc相減經(jīng)PI3控制器后向需求響應(yīng)側(cè)發(fā)送切除負(fù)載的信號，以保證系統(tǒng)不崩潰。

3 后級逆變器主從控制策略

微電網(wǎng)的主從控制策略指的是微網(wǎng)系統(tǒng)中的某個(gè)或某幾個(gè)控制器作為主控單元，其余的控制器作為從控單元。當(dāng)微網(wǎng)運(yùn)行在孤島模式時(shí)，微電網(wǎng)的內(nèi)部需要某個(gè)或某幾個(gè)分布式電源來模仿主電網(wǎng)給孤島微網(wǎng)提供電壓和頻率支撐。基于虛擬同步發(fā)電機(jī)控制策略的組網(wǎng)逆變器具有與同步發(fā)電機(jī)相似的調(diào)頻調(diào)壓特性，能夠較好地適應(yīng)微網(wǎng)孤島運(yùn)行的要求。在本文的后級控制中，主控單元(主逆變器)的控制采用虛擬同步發(fā)電機(jī)控制策略，該策略為獨(dú)立運(yùn)行的微網(wǎng)提供電壓和頻率支撐；從控單元(從逆變器)采用恒功率控制策略，可向需求響應(yīng)側(cè)提供恒定的功率需求。

3.1 主逆變器控制

將逆變器模擬成同步發(fā)電機(jī)來運(yùn)行叫同步逆變器，同步逆變器通過頻率和電壓的下垂控制能很好地自動(dòng)分擔(dān)有功功率和無功功率。由于采用VSG控制的逆變器具有同步發(fā)電機(jī)相類似的轉(zhuǎn)動(dòng)慣量，其頻率不易受負(fù)載擾動(dòng)的影響，即在不同的負(fù)載條件下，能提供動(dòng)態(tài)響應(yīng)好、高質(zhì)量、可靠的交流電壓。所以，利用VSG控制的快速響應(yīng)特性可以減小負(fù)荷突變造成的頻率偏差，這樣大大的提高光伏、風(fēng)電等可再生能源的滲透率。

VSG控制策略是采用同步發(fā)電機(jī)的暫態(tài)數(shù)學(xué)模型來模擬轉(zhuǎn)子的機(jī)械特性和定子的電氣特性。其機(jī)械特性和電氣特性可以表述成有功功率調(diào)節(jié)和頻率下垂控制、無功功率調(diào)節(jié)和電壓下垂控制。VSG控制算法敘述如下：

有功功率調(diào)節(jié)和頻率下垂控制：

(7)

無功功率調(diào)節(jié)和電壓下垂控制：

(8)

式中，Q0為中央控制器給定功率；kQ為無功調(diào)節(jié)系數(shù)；Qe為逆變器輸出的瞬時(shí)無功功率；虛擬空載電勢E0=311V；虛擬勵(lì)磁電勢E；kU為機(jī)端電壓調(diào)節(jié)系數(shù)；U為逆變器輸出電壓的有效值。圖5為采用VSG控制策略的主逆變器控制結(jié)構(gòu)框圖。

圖5 含VSG控制的主逆變器控制框圖Fig.5 Control structure of master inverter with VSG

3.2 從逆變器控制

采用恒功率控制，可以根據(jù)中央控制器下達(dá)的指令輸出恒定的功率，采用該控制策略的逆變器為電流型逆變器。恒功率控制包含兩部分，分別是功率外環(huán)和電流內(nèi)環(huán)。其中電流內(nèi)環(huán)采用的是自然坐標(biāo)系下的分量。這樣不僅可以簡化控制器的計(jì)算復(fù)雜程度，而且實(shí)現(xiàn)了很好的控制效果。P*,Q*為中央控制器給定的有功和無功，P,Q為逆變器實(shí)時(shí)輸出的有功和無功，usa，usb，usc為控制信號。其控制框圖如圖6所示。

圖6 從控單元的恒功率控制框圖Fig.6 Constant power control diagram of slave unit

4 仿真分析

表1 仿真相關(guān)參數(shù)Tab.1 Parameter of system simulation

為了驗(yàn)證上述控制策略在復(fù)雜工況下的能向用戶側(cè)提供穩(wěn)定、可靠的用電需求，根據(jù)上文描述，在MATLAB/Simulink仿真平臺上搭建如圖1所示的光儲(chǔ)混合交直流微網(wǎng)系統(tǒng)模型并進(jìn)行仿真分析。

正常模式調(diào)節(jié)仿真如圖7所示。對于單元2， 0～1.0 s時(shí)段，光伏出力4 100 w，投入的直流負(fù)載2為0 W。1.0～3.0 s時(shí)段，光伏出力變?yōu)? 300 W；在1.0 s時(shí)刻，投入2 500 W的直流負(fù)載2，一直到4.0 s時(shí)刻切除直流負(fù)載2。在3.0～5.0 s，光伏出力又變?yōu)? 100 W。如圖8所示，對于單元1，0～1.5s時(shí)段，光伏出力為1 500 W；在1.5 s時(shí)刻投入1 000 W的直流負(fù)載1，一直到3.5 s時(shí)刻切除。在整個(gè)仿真過程中，交流母線所接的公共交流負(fù)載變化情況為：在0～1.0 s時(shí)段，公共交流負(fù)載為5 000 W；在1.0～3.5 s時(shí)段，公共交流負(fù)載變?yōu)? 000 W；3.5～5.0 s時(shí)段，公共交流負(fù)載為5 000 W。

圖7 單元2功率潮流變化
Fig.7 Power flow variety of unit 2

圖8 單元1功率潮流變化
Fig.8 Power flow variety of unit 1

正常調(diào)節(jié)模式下，由圖8和圖9可以看出，0～1.0 s和3.5～5.0 s儲(chǔ)能1處于充電狀態(tài)，1.0～3.5 s，儲(chǔ)能1處于放電狀態(tài)。結(jié)合圖7和圖9可知，1.0～3.0 s時(shí)段，儲(chǔ)能2處于充電狀態(tài)；3.0～4.0 s時(shí)段，儲(chǔ)能2處于放電狀態(tài)；0～1.0 s 和4.0～5.0 s時(shí)段儲(chǔ)能2處于閑置狀態(tài)。

從圖7中可知，采用恒功率控制策略的從逆變器為交流側(cè)提供了4 000 W的預(yù)期功率需求。從圖8可知，采用虛擬同步發(fā)電機(jī)控制策略的主逆變器向交流側(cè)輸出的功率隨著交流負(fù)載需求的變化而變化。0～1.0 s時(shí)段，交流負(fù)載需求為5 000 W，由于從逆變器的輸出承擔(dān)了4 000 W的功率需求，因而主逆變器向交流側(cè)提供1 000 W。

在1.0～3.5 s時(shí)段，交流負(fù)載需求變?yōu)? 000 W，由于從逆變器輸出功率仍為4 000 W，因此，主逆變器向交流側(cè)輸出2 000 W。在3.5～5.0 s，交流負(fù)載需求降為5 000 W，從逆變器依然保持恒功率輸出，因而主逆變器向交流側(cè)提供1 000 W?？梢?，主逆變器很好地跟隨了負(fù)載的波動(dòng)變化。

從圖10可以看出，系統(tǒng)在正常運(yùn)行時(shí)，兩個(gè)直流微網(wǎng)單元的直流母線電壓在不同的負(fù)載需求下保持了穩(wěn)定。

由圖11可以看出，由于采用了虛擬同步發(fā)電機(jī)控制的主電源，使得整個(gè)系統(tǒng)在不同的工況下，即負(fù)荷投切或是光伏出力突變，都沒有引起系統(tǒng)大的波動(dòng)，系統(tǒng)的頻率基本保持了穩(wěn)定。

圖11 系統(tǒng)頻率Fig.11 System frequency

圖12顯示，在1.0 s和3.5 s時(shí)刻交流負(fù)載投切時(shí)，交流母線上的電流平滑變化情況。圖13是系統(tǒng)交流負(fù)載變化時(shí)，交流母線電壓的線電壓波形圖。

圖12 交流母線電流波形圖
Fig.12 Waveform of AC bus current voltage

圖13 交流母線電壓形圖
Fig.13 Waveform of AC bus voltage

對單元1進(jìn)行SOC越限仿真：在0～5.0 s，直流負(fù)載和經(jīng)逆變器向交流側(cè)提供的負(fù)載總需求為1 100 W，光伏輸出功率1 330 W。0～2.5 s時(shí)段，儲(chǔ)能一直處于充電狀態(tài)；如圖14所示，在2.5 s時(shí)刻，儲(chǔ)能實(shí)時(shí)SOC超過最大上限SOCmax=85 %。如圖15所示，由于PI1控制回路開始起作用，在2.5 s時(shí)刻，光伏輸出功率開始減少，最終光伏輸出功率穩(wěn)定在1 100 W。最終達(dá)到光伏功率輸出與總負(fù)載需求平衡。

圖14 單元1儲(chǔ)能SOC越限
Fig.14SOCexceeds the limit

圖15SOC越限時(shí)光伏輸出
Fig.15 Output of PV whenSOCis exceeded

直流母線越限進(jìn)行仿真：0～1.0 s時(shí)段，單元1的直流負(fù)載和經(jīng)逆變器向交流側(cè)提供的負(fù)載總需求為1 100 W。如圖16所示，光伏在0～1.0 s時(shí)段輸出功率為2 500 W；如圖17所示，0～1.0 s時(shí)段充電電流大于0，儲(chǔ)能處于充電狀態(tài)。在1.0 s時(shí)刻，單元1總負(fù)載需求變?yōu)?00 W，單元1直流母線電壓開始上升，并超過了665 V(圖18，ΔV設(shè)定為15 V)。在1.0 s時(shí)刻，由于PI2控制回路的作用，光伏輸出功率開始減少(圖16)，充電電流也開始降落(圖17)。到3.0 s時(shí)刻，負(fù)載總需求變?yōu)? 100 W，直流母線電壓也開始回到設(shè)定的參考電壓650 V(圖18)。

圖16 單元1光伏輸出功率
Fig.16 Output power of PV of Unit 1

圖17 儲(chǔ)能1充電電流
Fig.17 Charging current of bttery 1

圖18 單元1直流母線電壓越限Fig.18 DC bus voltage exceeds the limit of Unit 1

5 結(jié)論

本文針對孤島運(yùn)行的光儲(chǔ)交直流微網(wǎng)提出了一種綜合的控制策略，即在前級控制中構(gòu)建多回路功率控制策略和在后級交流逆變控制中采用基于虛擬同步發(fā)電機(jī)控制策略的主從控制模式。仿真實(shí)驗(yàn)在不同的工況下對所提控制策略進(jìn)行了可行性驗(yàn)證，并得到如下結(jié)論：

①多回路功率控制策略將越上限的物理量反饋到光伏功率控制器后，調(diào)整了光伏輸出的參考電壓，起到了抑制儲(chǔ)能荷電狀態(tài)越上限或直流母線電壓驟然上升的作用。此外，多回路功率控制策略把越下限的物理量反饋到需求響應(yīng)側(cè)發(fā)送切除直流負(fù)載的指令，防止了荷電狀態(tài)超越下限和直流母線電壓驟降。該多回路功率控制策略無需上層能量管理層的控制信號，便可使系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)前級功率平衡并確保系統(tǒng)運(yùn)行在安全范圍內(nèi)。

②后級交流逆變控制中，虛擬同步發(fā)電機(jī)的控制策略和恒功率控制策略相結(jié)合的主從控制，能使微網(wǎng)系統(tǒng)在不同的需求響應(yīng)側(cè)下，主逆變器能自動(dòng)跟隨交流負(fù)載的變化并確保了交流母線電壓和頻率的穩(wěn)定。