光储联合发电系统控制策略

高志强，孟 良，梁 宾，唐宝锋，范 辉，孙中记

（河北省电力公司电力科学研究院，河北 石家庄 050022）

由于气候和地理环境等因素的影响，光伏发电具有波动性和间歇性的特点。为降低其对电力系统安全稳定运行的影响，提高电力系统对光伏发电的接纳能力，国内外学者已对此做出了积极的研究。近年来大容量电池储能技术得到快速发展和应用，相应的技术路线也逐渐清晰，一些典型的储能电池技术已经初步具备应用于电力系统调频、调峰或可 再生发电波动平抑的技术和经济条件[1-3]。因此，储能技术的发展和应用，很大程度上可以解决光伏发电的随机性、波动性问题，实现光伏发电的平滑输出，调节功率波动引起的电网电压、频率及相位的变化，这将有助于打破光伏发电的接入瓶颈，降低配套输电线路的容量需求，还可以缓解电网的调峰压力[4]。目前已在国外建成的光储联合发电系统包括日本北海道稚内光储联合电站，由5 MW 光伏和1.5 MW 钠硫电池组成，主要通过电池储能来辅 助光伏按照计划曲线出力；美国新墨西哥州的光储联合电站，由1 MW 光伏、1 MW 钠硫电池储能组成，主要进行微网联合示范。

本文从光储联合发电系统的拓扑结构入手，分别介绍了双向DC/DC 变换器与网侧变流器的控制策略及控制目标，并对各个拓扑的电路参数进行了详细的设计计算；利用Matlab 仿真软件建立了仿真模型，通过仿真验证了控制策略的有效性；对仿真结果进行分析，验证结果表明通过对储能系统进行充放电控制，可以平滑光伏电站的输出功率波动，提高系统的供电可靠性水平，从而改善电能质量并优化系统结构。

1 光储联合发电系统拓扑结构

光储联合发电系统拓扑结构如图1所示，光伏系统向电网输送的功率为Pvs，储能系统向电网输送或吸收的功率为Pb，两者的合成功率为Pout。储能用功率转换系统由双向DC/DC 变换器及网侧变流器两部分构成，其中储能主要负责能量的储存与释放，快速有效地调节有功和无功；双向DC/DC 变换器可以升高和稳定直流侧母线电压，并能够作为多组电池的公用直流母线接口，从而避免电池组间环流，并达到系统扩容的目的[5]；网侧变流器作 为PCS（power converter system）与交流电网的接口，在储能系统进行能量储存时工作于整流状态，在储能系统进行能量释放时则工作于逆变状态。

图1 光储联合发电系统拓扑结构Fig.1 Topology of solar photovoltaic-energy storage hybrid system

2 储能用功率转换系统设计

储能用功率转换系统的拓扑结构如图2所示，从图中可以看出，该系统主要包括了储能单元、双向DC/DC 变换器和网侧变流器。当电池处于放电状态时，双向DC/DC 变换器工作在升压模式，为网侧变流器提供恒定的直流母线电压，保证了逆变并网环节的稳定运行；当网侧变流器工作在整流状态时，从交流电网取电并整流为直流，此时DC/DC变换器工作在降压模式，通过直流母线为电池储能充电[6]。网侧滤波器采用LCL 滤波拓扑，与传统L滤波器相比，LCL 滤波器具有体积小、造价低、对高频谐波抑制效果好等优点[7]。

2.1 双向DC/DC 变换器设计

在电池储能系统中，双向DC/DC 变换器是电池储能与并网变流器的接口，是对电池储能管理的重要环节[8]，其拓扑结构如图3所示。

图2 储能用功率转换系统拓扑结构Fig.2 Topology of power converter system for energy storage system

图3 双向DC/DC 变换器拓扑结构Fig.3 Topology of bidirectional DC/DC converter

控制方式上，采用互补PWM 控制方案，开关管S1和S2的驱动为互补，控制实现简单，开关管能够实现零电压开通。控制策略采用双闭环控制，即电感电流内环和瞬时值电压外环控制。电流环采用电感电流内环，在电池充电状态时，电感电流内环的闭环控制实现了对电池充电电流的控制，保护开关管安全；在电池放电时，电感电流内环提高了系统快速响应性能。系统的控制框图如图4所示，将负载输出电压U0与给定电压值U*做差，得到的误差信号经过PI 调节器，得到电流内环给定参考值。将电流内环参考值与实测充放电电流iL做差，再经过一个PI 环节，产生变化的占空比通过PWM调制，得到开关管的开通关断信号，从而实现对直流母线电压的控制。

图4 双向DC/DC 变换器控制框图Fig.4 Control diagram of bidirectional DC/DC converter

因为对双向DC/DC 变换器进行双闭环设计要依据电路的传递函数，所以必须对电路的电感、电 容进行取值计算。根据Boost 变流器工作在电感电流临界连续的条件，推出临界电感值的计算公式为[8]

式中，D 为开关管S2的占空比；Ts为开关周期；P0为变流器向电网输送的最大有功功率；Ubus为直流母线电压。

电感电流连续模式下，考虑二极管电流会全部流进电容器，直流母线电容充电或放电能量ΔQ 引起的直流母线电压纹波ΔUdc可表示为

本文采用电池串并联，得到电池电压值Usc= 650 V，要求直流母线电压Udc=800 V，开关频率选取fk=3 kHz。根据式(1)、式(2)，求出参数分别为：L=1.5 mH，C=2 mF。

2.2 网侧变流器设计

储能系统必须通过网侧变流器并网，与光伏和光伏发电网侧变流器不同的是，储能系统网侧变流器采用的是功率外环控制，这样可以按照需求调整有功控制目标，最大化发挥储能系统快速吸收或发出有功的优势。拓扑结构如图5所示，其中滤波器包括了网侧电感L1、变流器侧电感L2、滤波电容Cf以及寄生电阻R1、R2。图5中，定义Udc为直流母线电压，uk、uck、ek（k=a、b、c）分别为k 相变流器端电压、滤波电容电压和电网电压，i1k、i2k、ick（k=a、b、c）分别为k 相网侧电流、变流器侧电流以及电容电流。

图5 网侧变流器拓扑结构Fig.5 Topology of grid-side converter

网侧变流器的控制框图如图6所示，功率外环给定值与实测值做差，误差信号经PI 补偿器后得到内环给定电流，与网侧电流d、q 轴分量做差经PI补偿器、前馈补偿项以及电容电流内环补偿项，即可得到d、q 坐标轴下的电压指令值，再经过2/3 坐标变换得到了abc 三相正弦电压参考值，通过PWM调制，得出网侧变流器开关管的开通关断信号，从而实现对储能系统充放电功率的控制。

从图6可以看出，尽管LCL 滤波器结构和控制比较复杂，但其能有效地降低电感总量，在大功率场合可以相对减小系统的体积和成本，并且受电网的影响小。设计过程中，要在尽量节约总电感磁芯材料的前提下设计出滤波效果最优的LCL 滤波器的各个参数值，同时还需要保证LCL 滤波器的谐振频率不能太小，以免成为制约电流控制器设计时的因素[9-10]，其所要遵循的限制条件介绍如下。

电感总量所需满足的关系式为

式中，LT=L1+L2；Udc为直流母线电压；Em为电网相电压幅值；Im为网侧相电流幅值；ω1为电网电压基波角频率；M 为PWM 调制电压利用率，SPWM 时为0.5，SVPWM 为0.5777。

为了对开关频率纹波分量进行分流，以使高频分量尽可能多地从电容支路流过，设计时必须保证XCf<

如果XCf取值太小，滤波电容的取值就会变大，这样会导致更多的无功电流流入滤波电容，进而使逆变器输出电流增大，影响系统的损耗；但XCf取值太大，则开关频率纹波高频分量从电容支路分流不够，使更多的高频谐波电流进入电网；因此电容的选取限制为

按照上述限制要求进行计算，得到滤波器参数为Cf=10×10–6F，L2=0.25×10–3H，L1=1.25×10–3H。

2.3 平抑光伏电站功率波动控制策略

图1中，光储联合并网功率值Pout(s)由光伏发出的有功功率Pv(s)经一阶低通滤波器得到，即

图6 网侧变流器控制框图Fig.6 Control diagram of grid-side converter

式中，Pv(s)为光伏输出有功功率；Pout(s)为平滑后的总输出有功；Pb(s)为电池的输出/输入功率；T为低通滤波器的时间常数。控制策略为当光伏电站输出的功率高于系统输出功率参考值时，即Pv(s)>Pout(s)，把多余的能量存储在电池储能设备中；当光伏电站输出功率低于系统输出功率参考值时，即Pv(s)

要求得电池储能的容量值，只需对Pb(s)进行拉氏逆变换，并在时域上积分，见式（8）。

式中，B(T)表示在T 时刻时储能系统的储能瞬时容量值，因此，当T 取不同值时，B(T)表示了在不同T 时刻储能系统的不同储能瞬时容量值。在配置光伏储能系统的额定储能容量时，只需要取一段时间内储能容量最大值，即可满足系统的全部储能 要求。

随着平滑时间常数的增加，储能系统抑制光伏功率波动的效果也随之提升，然而对储能容量的需求也逐渐增加，数据分析如图7所示。

图7(a)为光伏发出的有功功率为阶跃信号时，并网功率参考值Pref随一阶低通滤波器时间常数T的变化波形图。由图7(a)可知，时间常数T 的取值越小，并网功率参考值Pref对光伏输出功率的跟踪速度越快，反之则越慢。图7(b)为储能系统容量随一阶低通滤波器时间常数T 的变化波形图。由图7(b)可知，时间常数T 的取值越小，所需要的额定储能容量也越小，反之则越大。因此，随着一阶低通滤波器时间常数的增加，储能系统抑制风电功率波动效果也越来越好，这同时也需要储能系统输出更大的储能功率，需要配置的储能容量也更高。

上述低通滤波原理可以为平抑光伏电站功率波动的控制策略以及光伏电站储能容量的初步配置提供参考。在仿真验证的过程中，假设有两种充放电特性的电池储能系统，分别是能够高频快速充放电的储能1 以及低频充放电的储能2。通过这两种电池对光伏出力进行平滑，达到并网要求，控制框图如图8所示。

图7 数据分析曲线Fig.7 Data analysis

图8 网侧变流器控制框图Fig.8 Control diagram of grid-side converter

从图8中可以看出，光伏输入P1经时间常数为T1的一阶低通滤波器平滑后得到P2，将平滑后数据 P2与光伏输入P1做加减运算得到P3，再经过时间常数为T2的一阶低通滤波器得到P4，即为储能2的有功给定值。将P4与P3做加减，便得到储能1的有功给定值。

3 仿真验证

在Matlab/Simulink 仿真平台中搭建了光储联合发电仿真模型，并基于某光伏电站的出力数据进行了仿真验证，仿真参数见表1。

首先验证双向DC/DC 变换器的控制策略。直流母线电压给定值从700 V在0.5 s时刻变为900 V。图9 为直流母线电压波形，从图9中可以看出，母线电压可以很好地跟踪电压给定值，验证了双闭环控制策略的有效性。

表1 仿真参数Table 1 Simulation parameters

图9 直流母线电压Fig.9 DC bus voltage

再验证变流器的控制策略。将有功功率给定值由10 kW 在0.5 s 变为20 kW，图10 为功率外环的波形曲线，图11 为网侧电流波形曲线。从图10中看出，在0.5 s 时刻，网侧电流增大，向电网馈入的有功功率增加。

图10 有功功率Fig.10 Active power

图11 有功电流Fig.11 Active current

对光储联合发电系统进行仿真，得到的有功功率曲线、网侧三相电流曲线、变流器侧直流母线电压曲线和电池SOC 曲线如图12所示。从图12(a)中可以看出，通过对电池储能系统进行充放电控制，可以平滑风光联合发电系统的有功输出，从而 增强了系统的稳定性。图12(b)为储能1 的充放电功率曲线，从图中可以看出功率曲线有14个过零点，即进行了14 次充放电。而图12(c)为储能2 的充放电功率曲线，其中只有4个过零点，即只进行了4 次充放电。图12(d)、(e)分别为储能1 和储能2的网侧电流波形曲线，可以看出网侧电流可以很好地跟踪功率外环输出的电流给定值。图12(f)、(g)为储能1 和储能2 变流器侧直流母线电压，从图中可以看出，由于储能1 进行快速的充放电，从而导致直流母线电压的不稳定，而储能2 的充放电频次较低，其直流母线电压相对稳定。图12(h)、(i)为储能1 和储能2 的SOC 曲线，反映了电池的充放电特性。

图12 仿真波形Fig.12 Simulation wave

4 结 论

提出了一种光储联合发电系统，介绍了系统主电路中各个部分的拓扑结构和功能，并分别对其控制方法进行了设计仿真。其中电池与网侧变流器直流母线间通过双向DC/DC 变换器连接，设计了电感电流内环和母线电压外环的双闭环控制策 略，实现了对电池充放电电流的控制并保证了网侧变流器直流母线电压的恒定。网侧变流器采用功率外环与电流内环的闭环控制策略，保证了对电池储能系统充放电功率的控制，仿真结果证明了文中控制策略的有效性。该工作得出的结论可为进一步开展相关研究工作提供理论指导。

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