王鎮(zhèn)浩，張宏，何炳杰，袁偉軒，陳思哲

(廣東工業(yè)大學(xué) 自動(dòng)化學(xué)院，廣東 廣州 510006)

隨著分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)在電網(wǎng)中的大規(guī)模接入，光伏電源出力的波動(dòng)性、間歇性和不確定性，給電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行帶來(lái)很大的挑戰(zhàn)[1-5]。為光伏發(fā)電系統(tǒng)配套儲(chǔ)能裝置，形成光儲(chǔ)一體化系統(tǒng)，是解決上述問(wèn)題的有效手段[6-7]。

典型的光儲(chǔ)一體化系統(tǒng)將光伏組件、蓄電池分別經(jīng)過(guò)DC/DC變換器接入直流母線，然后經(jīng)過(guò)DC/AC逆變器并入交流電網(wǎng)。由于單個(gè)光伏組件的電流較低，通常需要將多個(gè)光伏組件并聯(lián)以提高輸出電流，即采用集中式控制的光伏-儲(chǔ)能系統(tǒng)，該系統(tǒng)中，相互并聯(lián)的多個(gè)光伏組件具有相同的端電壓；但由于朝向差異、云層遮擋等原因，它們的光照強(qiáng)度存在一定差異，導(dǎo)致部分光伏組件無(wú)法運(yùn)行于最大功率點(diǎn)[8-13]。針對(duì)該問(wèn)題，有學(xué)者提出了模塊化光伏儲(chǔ)能一體化系統(tǒng)，將每個(gè)光伏組件通過(guò)獨(dú)立的DC/DC變換器接入直流母線，從而實(shí)現(xiàn)對(duì)各個(gè)光伏組件的最大功率點(diǎn)跟蹤(maximum power point tracking，MPPT)控制，提高整個(gè)光伏發(fā)電系統(tǒng)在光照強(qiáng)度存在差異時(shí)的發(fā)電效率。

在集中式控制以及模塊化光儲(chǔ)系統(tǒng)中，所有光伏組件的輸出功率全部需要通過(guò)DC/DC變換器進(jìn)入直流母線，導(dǎo)致變換器的容量和成本較高[14-15]。為解決上述問(wèn)題，本文提出一種新型光伏儲(chǔ)能系統(tǒng)的電路結(jié)構(gòu)，即每個(gè)光伏組件均與一個(gè)DC/DC變換器的輸出端串聯(lián)后接入直流母線，控制系統(tǒng)通過(guò)調(diào)節(jié)DC/DC變換器的輸出電壓，實(shí)現(xiàn)對(duì)每個(gè)光伏組件的MPPT控制,同時(shí)設(shè)計(jì)了基于實(shí)時(shí)光照及蓄電池荷電狀態(tài)(state of charge，SOC)的能量管理策略，實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)輸出功率的分時(shí)恒定。

1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)與方案比較

本文所提出的新型光伏儲(chǔ)能系統(tǒng)的電路結(jié)構(gòu)如圖1所示。將蓄電池連接到所有DC/DC變換器的輸入端，每個(gè)變換器的輸出端與串聯(lián)光伏組件后，接到直流母線，通過(guò)DC/DC變換器的輸出電壓補(bǔ)償光伏組件之間的電壓差異，從而實(shí)現(xiàn)對(duì)各個(gè)光伏組件的獨(dú)立MPPT控制。系統(tǒng)中的并聯(lián)電流補(bǔ)償器作用有3個(gè)：①穩(wěn)定直流母線電壓；②根據(jù)能量管理系統(tǒng)的優(yōu)化結(jié)果調(diào)節(jié)直流母線電流，實(shí)現(xiàn)網(wǎng)側(cè)輸出功率的分時(shí)恒定；③將蓄電池SOC維持在允許范圍內(nèi)。

圖1 本文提出的新型光儲(chǔ)一體化系統(tǒng)Fig.1 Topology of the proposed novel PV-energy storage system

圖 2和圖3分別為集中式和模塊化光儲(chǔ)一體化系統(tǒng)，這2種方案中的DC/DC變換器輸出端直接并聯(lián)在直流母線上，需要承受較高電壓。本文所提出的新型系統(tǒng)中，串聯(lián)DC/DC變換器僅需補(bǔ)償由于局部陰影導(dǎo)致的光伏組件輸出電壓差異。圖4為不同光照下的功率-電壓曲線。由圖4可知，光伏組件在光照強(qiáng)度存在差異時(shí)，其最大功率點(diǎn)所對(duì)應(yīng)的電壓差異較小。

根據(jù)系統(tǒng)中光伏組件的工作特性，合理設(shè)計(jì)直流母線電壓，可大幅降低DC/DC變換器的電壓等級(jí)。

圖2 集中式光儲(chǔ)一體化系統(tǒng)Fig.2 Centralized PV-energy storage system

圖3 模塊化光儲(chǔ)一體化系統(tǒng)Fig.3 Modular PV-energy storage system

2 系統(tǒng)控制原理

2.1 光伏發(fā)電支路電路結(jié)構(gòu)及控制方法

局部陰影情況下，為使光伏組件運(yùn)行于最大功率點(diǎn)，需要調(diào)節(jié)與組件串聯(lián)的DC/DC變換器的輸出電壓。每條光伏發(fā)電支路的具體結(jié)構(gòu)及其控制策略如圖5所示。在直流母線電壓穩(wěn)定的情況下，每個(gè)光伏組件的MPPT控制可由對(duì)應(yīng)的DC/DC變換器完成，各支路間不會(huì)相互影響，能夠?qū)崿F(xiàn)局部陰影下功率輸出最大化。

λ—光伏組件上的光照強(qiáng)度；▼—最大功率點(diǎn)。

圖4 不同光照下的功率-電壓曲線
Fig.4P-Ucurves under variable irradiance

upv j—光伏組件第j條支路輸出電壓，j=1，2，…；ipv j—光伏組件第j條支路輸出電流；ubuck—Buck變換器輸出電壓；ubuckj—Buck變換器第j條支路輸出電壓；upv—光伏組件輸出電壓；ipv—光伏組件輸出電流；PWM—脈沖寬度調(diào)制，pulse width modulationd的縮寫(xiě);PI—比例積分，proportion integral的縮寫(xiě) 。

圖5 光伏發(fā)電支路及其控制策略
Fig.5 PV power generation branches and the control strategy

各支路中Buck變換器采用電壓閉環(huán)控制。首先通過(guò)電導(dǎo)增量法計(jì)算出光伏組件最大功率點(diǎn)對(duì)應(yīng)的電壓umpp，將umpp與母線電壓ubus之差作為Buck變換器的電壓參考值，采用電壓閉環(huán)控制，實(shí)現(xiàn)光伏組件的MPPT控制[16]。

2.2 并聯(lián)電流補(bǔ)償器電路結(jié)構(gòu)及控制方法

并聯(lián)電流補(bǔ)償器采用如圖6所示的雙向DC/DC變換器，其控制方案采用電壓外環(huán)和電流內(nèi)環(huán)的雙閉環(huán)結(jié)構(gòu)，電壓外環(huán)用于跟蹤母線電壓指令，穩(wěn)定母線電壓，電流內(nèi)環(huán)則能夠跟蹤外環(huán)給定的電流參考值，最后通過(guò)PWM調(diào)制模塊得到雙向DC/DC變換器的驅(qū)動(dòng)脈沖。圖6中：ubusref為母線電壓參考值，ib為蓄電池向并聯(lián)電流補(bǔ)償器輸送的電流，icom為并聯(lián)電流補(bǔ)償器輸出的補(bǔ)償電流，Not為非門(mén)。

圖6 并聯(lián)電流補(bǔ)償器Fig.6 Parallel current compensator

2.3 三相并網(wǎng)逆變器控制方法

并網(wǎng)逆變器采用電壓源型逆變器。為了增加并網(wǎng)逆變器的慣性，提高系統(tǒng)穩(wěn)定性，在此采用虛擬同步發(fā)電機(jī)(virtual synchronous generator，VSG)控制策略，其控制框如圖7所示[17-18]。首先將頻率參考值fref與實(shí)際頻率f偏差乘以下垂系數(shù)kp，并與有功功率參考值Pref相加得到機(jī)械功率Pm，而Pm由逆變器輸出電壓和電流計(jì)算得到，將Pm和電磁功率Pe除以基波角頻率額定值得到機(jī)械轉(zhuǎn)矩和電磁轉(zhuǎn)矩，經(jīng)過(guò)虛擬慣性環(huán)節(jié)后得到角頻率變化量；然后再與基波角頻率額定值相加后經(jīng)過(guò)積分環(huán)節(jié)生成相位信息，根據(jù)無(wú)功下垂控制得到電壓幅值，電壓幅值和相位信息生成電壓參考值，進(jìn)行雙閉環(huán)控制和正弦脈沖寬度調(diào)制(sine pulse width modulationd,SPWM)模塊生成并網(wǎng)逆變器的驅(qū)動(dòng)脈沖。

3 儲(chǔ)能系統(tǒng)的能量管理策略

3.1 儲(chǔ)能優(yōu)化模型的建立

光伏陣列中的光伏電池組件所受到輻射度不一致，因此每一個(gè)光伏電池組件的最大功率點(diǎn)存在差異。每條支路都需要借助蓄電池補(bǔ)償電壓差異，為了防止蓄電池過(guò)度充電和過(guò)度放電，需要對(duì)蓄電池進(jìn)行能量管理。

設(shè)電池容量為Cfullcharge，電池電壓為Ubattery，每隔時(shí)間T對(duì)蓄電池能量進(jìn)行一次優(yōu)化，設(shè)第k個(gè)時(shí)間段優(yōu)化之后(k=1,2,3，…)，電池的荷電狀態(tài)為SOC(k)，電池工作時(shí)長(zhǎng)T后，電池荷電狀態(tài)為SOC(k+1)。結(jié)合圖5、圖6中蓄電池能量流動(dòng)的路徑，將電池放電電流分為2部分：第一部分為補(bǔ)償各支路電壓差異時(shí)釋放的電流idiff；第二部分為通過(guò)并聯(lián)電流補(bǔ)償器向母線補(bǔ)償?shù)碾娏鱥com，則：

ωN—額定角頻率；D—阻尼系數(shù)；J—慣性系數(shù)；Qref—無(wú)功功率參考值；Q—無(wú)功功率；kq—無(wú)功下垂系數(shù)；UN—電壓額定值；Uref—電壓參考值；θ—電壓相位角；s—拉氏變換量。

圖7 虛擬同步發(fā)電機(jī)的控制框圖
Fig.7 Control block of virtual synchronous generator

(1)

(2)

(3)

式中ibus為母線電流。

能量?jī)?yōu)化的目標(biāo)是使得蓄電池SOC處于50%附近，這樣設(shè)置的目的是為蓄電池充放電保留足夠的裕量。電池的SOC與目標(biāo)值的偏差定義為

minF=(SOC(k+1)-0.5)2.

(4)

為了保證直流母線電流在安全運(yùn)行范圍內(nèi)，設(shè)定母線額定電流為Irated，選取約束條件為

0

(5)

此外，為防止蓄電池出現(xiàn)過(guò)充或者過(guò)放等影響蓄電池使用壽命的情況，設(shè)定電池SOC(k)的上限及下限分別為0.8和0.2，定義罰函數(shù)

(6)

結(jié)合式(4)、(6)，定義蓄電池能量管理的目標(biāo)優(yōu)化函數(shù)

minF=(SOC(k+1)-0.5)2+bfPEN.

(7)

式中b為懲罰系數(shù)，如果b足夠大，在尋找目標(biāo)函數(shù)最小適應(yīng)值的過(guò)程中將能夠避免蓄電池出現(xiàn)過(guò)充或者過(guò)放的情況。

3.2 基于粒子群優(yōu)化的儲(chǔ)能系統(tǒng)管理

為了求解上述目標(biāo)函數(shù)，本文在此提出采用基于粒子群優(yōu)化(particle swarm optimization，PSO)算法對(duì)蓄電池的補(bǔ)償電流進(jìn)行優(yōu)化[19-20]，能量管理的流程為：

a)參數(shù)選擇。選定直流母線電流ibus作為粒子位置，式(7)為目標(biāo)優(yōu)化函數(shù)。

b)初始化。定義粒子數(shù)N，迭代次數(shù)M，懲罰系數(shù)b，慣性權(quán)重w，自身認(rèn)知c1和社會(huì)認(rèn)知c2，結(jié)合約束條件式(5)，隨機(jī)初始化粒子位置，置迭代次數(shù)m=1。

c)適應(yīng)度評(píng)價(jià)。結(jié)合目標(biāo)函數(shù)式(7)，利用粒子位置以及蓄電池SOC(k)采樣值評(píng)價(jià)所有粒子n(n=1,2,…，N)的適應(yīng)度。

d)確定局部最優(yōu)與全局最優(yōu)值。將每個(gè)粒子n當(dāng)前的適應(yīng)度與其歷史最優(yōu)適應(yīng)度Fnbest比較，兩者相比取最小值作為新的局部最優(yōu)適應(yīng)度，對(duì)應(yīng)的粒子位置作為局部最優(yōu)位置Pnbest；將新的局部最優(yōu)適應(yīng)度Fnbest與歷史全局最優(yōu)適應(yīng)度Fgbest比較，兩者相比取最小值作為新的全局最優(yōu)適應(yīng)度，對(duì)應(yīng)的粒子位置作為局部最優(yōu)位置Pgbest。

e)根據(jù)式(8)更新粒子速度與位置。

(8)

式中：n和m分別為第n個(gè)粒子和第m次迭代；inbus和vn分別為粒子位置和速度；r1和r2為[0,1]的均勻隨機(jī)數(shù)。

f)約束判定。如果粒子位置超出了式(5)所約束的范圍，依據(jù)式(9)決定粒子位置，即

(9)

g)判定是否停止迭代。若m

(10)

3.3 系統(tǒng)整體控制策略

圖8 系統(tǒng)整體控制策略圖Fig.8 Integrated system control strategy

4 實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證

為了驗(yàn)證本文所提出的新型光儲(chǔ)系統(tǒng)及其控制策略的有效性和可行性，通過(guò)RT-LAB硬件實(shí)時(shí)仿真平臺(tái)，搭建額定功率為64 kW光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)實(shí)驗(yàn)測(cè)試平臺(tái)；選取蓄電池初始SOC為50%，設(shè)置每個(gè)光伏組件額定功率為16 kW，將4條光伏發(fā)電支路并聯(lián)構(gòu)成1×4光伏陣列，并進(jìn)行了局部陰影工況下的實(shí)驗(yàn)，光伏模型的光照數(shù)據(jù)來(lái)源于廣東佛山的某個(gè)光伏電站。系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示，系統(tǒng)主要仿真參數(shù)見(jiàn)表1，實(shí)驗(yàn)平臺(tái)如圖9所示。

表1 系統(tǒng)主要仿真參數(shù)Tab.1 Key parameters of system simulation

在上述實(shí)驗(yàn)條件下，對(duì)系統(tǒng)性能進(jìn)行測(cè)試，實(shí)驗(yàn)時(shí)長(zhǎng)為4 800 s，所得到的測(cè)試結(jié)果如圖10、11、12所示。圖10(a)為系統(tǒng)中各光伏組件上的光照強(qiáng)度，可以看出整個(gè)實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，光照強(qiáng)度變化趨勢(shì)相同，但4個(gè)光伏電池組件上的光照強(qiáng)度存在明顯差異，可模擬局部陰影環(huán)境。圖10(b)、10(c)將光伏組件理論最大功率和實(shí)際輸出功率進(jìn)行對(duì)比，各組件均能夠輸出對(duì)應(yīng)光照強(qiáng)度下的最大功率，實(shí)驗(yàn)結(jié)果證明 MPPT控制效果良好。

圖9 基于RT-LAB的光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)測(cè)試平臺(tái)Fig.9 Test Platform for PV Grid-connected Power Generation System Based on RT-LAB

PMPPj—光伏組件理論最大功率；Ppvj—光伏組件實(shí)際功率,j=1，2，3，4。

圖10 局部陰影下光伏組件的輸出功率測(cè)試結(jié)果
Fig.10 Test results of output power of photovoltaic
modules under partially shaded conditions

圖11 所提出的優(yōu)化算法的控制效果
Fig.11 Test results of the proposed optimization algorithm

圖 12為各光伏發(fā)電支路中串聯(lián)DC/DC變換器的補(bǔ)償電壓以及直流母線的電壓波形，由圖12可知:在整個(gè)實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，各串聯(lián)電壓補(bǔ)償器的輸出電壓在20～42 V之間，而母線電壓基本穩(wěn)定在705 V左右，DC/DC變換器輸出電壓明顯低于直流母線電壓值。與集中式控制和模塊化光儲(chǔ)一體化系統(tǒng)中采用的DC/DC變換器相比，電壓等級(jí)顯著降低，同樣也降低了變換器的容量。

5 結(jié)束語(yǔ)

為了提高光儲(chǔ)一體化系統(tǒng)在局部陰影條件下的能量利用效率，提出一種新型光伏儲(chǔ)能系統(tǒng)的電路結(jié)構(gòu)及其控制方法。本文所提出的方案能大幅降低所需DC/DC變換器的容量，實(shí)現(xiàn)局部陰影條件下的光伏組件的獨(dú)立MPPT控制。在綜合考慮實(shí)時(shí)光照及蓄電池SOC的前提下，建立了儲(chǔ)能系統(tǒng)的優(yōu)化模型;在保證儲(chǔ)能系統(tǒng)安全運(yùn)行的前提下實(shí)現(xiàn)了網(wǎng)側(cè)輸出功率的分時(shí)恒定，避免了因光伏組件輸出功率波動(dòng)對(duì)電網(wǎng)造成沖擊，提高系統(tǒng)并網(wǎng)友好性。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：局部陰影環(huán)境下，光伏組件輸出功率與理論最大功率曲線相吻合；在光伏輸出總功率波動(dòng)的情況下，網(wǎng)側(cè)功率分時(shí)恒定，同時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)SOC也一直保持在預(yù)期設(shè)定的范圍內(nèi)。

Udcj—各支路串聯(lián)DC/DC變換器輸出電壓，j=1,2,3,4；Ubus—直流母線電壓。

圖12 串聯(lián)DC/DC變換器及直流母線電壓波形
Fig.12 Voltage of series DC/DC converter and DC bus