无功动态补偿的光储微电网并网控制

曹　俊，胡立坤，吕智林，黄太昱

(广西大学电气工程学院， 广西南宁530004)



无功动态补偿的光储微电网并网控制

曹俊，胡立坤，吕智林，黄太昱

(广西大学电气工程学院， 广西南宁530004)

摘要:针对由用户侧无功负荷变化导致的光储微电网并网点电能质量变差的问题，同时为降低系统复杂度，提出一种自然坐标系下无功动态补偿的光储微电网并网控制策略。该策略以蓄电池的荷电状态切换变流器的控制方法来维持直流母线电压的稳定。针对不同的工况条件设计了两种具有无功动态补偿功能的并网逆变器功率控制策略，实现并网点电压的稳定，同时，在自然坐标系下实现了并网逆变器有功、无功功率的独立控制，省去了坐标变换和电网相位检测。实验结果表明，所提出的控制策略可以实现光储微电网系统功率的平稳有效流动，达到无功补偿的目的，且具有较好的动态响应。

关键词:储微电网；自然坐标；无功动态补偿；并网控制

伴随着分布式电源以及微网的发展，分布式发电技术作为一种新能源综合利用方式具有广阔的发展前景。光伏发电以其特有的优点具有较强的竞争优势，在电网中的比例也在逐步提高[1-2]。但太阳能具有随机性强、间歇性明显的特点，导致光伏发电出力波动幅度大，电能质量差，并网运行难调度[3]。为了提高光伏的效率，通常采用最大功率点跟踪控制。光储联合微电网能够解决由光照变化引起的光伏发电的功率波动，平滑功率输出，调节功率波动造成的电压、频率变化。光储微电网的应用越来越多，接入电网对系统运行、并网电能质量的影响等问题成为当下的研究热点[4]。目前，分布式电源的并网控制多为恒功率控制，比较常见的是单位功率因数并网控制策略。在配电网的末端接入无功性负荷对电能质量的影响很大，光照的变化、无功负荷的波动对于采用单位功率因数并网控制的光储微电网系统的并网处电压有较大的影响，严重情况下会导致并网点附近其他负荷的正常运行。考虑到并网逆变器与三相静止同步补偿器 STATCOM具有相同的电路拓扑，可以通过一定的控制策略实现稳定的有功输出的同时实现无功和谐波补偿。文献[5-6]介绍了一种光伏发电逆变器的并网控制实现有功和无功指令电流的合成的方法，其优点是可以实现光伏并网的无功功率调节，缺点是控制算法复杂响应慢。文献[7-8]介绍了一种并网逆变器实现并网发电、无功补偿及有源滤波的综合控制方法，但锁相环的检测存在误差干扰以及有功、无功电流解耦不彻底而降低系统的稳定性。文献[9]介绍了一种基于直流母线电压为控制信号的直流独立电网系统的能量管理策略，该方法的缺点是在没有考虑储能电池电荷状态极端条件下可能导致系统崩溃。文献[10]介绍了负荷重载情况下采用卸荷来维持系统功率平衡，但仍然没有考虑储能电池满电荷状态下的控制策略。

针对以上问题，本文基于储能电池的荷电状态设计了光储微电网的并网控制策略，各变流器根据储能电池的荷电状态采用不同控制方法，以维持直流母线电压的恒定，实现能量平衡流动和系统稳定运行的控制目标，并在自然坐标系[11]下对并网逆变器的控制策略进行了改进，达到动态无功补偿的目的，省去了电网相位的检测过程，在三相自然坐标系中实现功率计算和并网控制。该方法无需坐标变换，降低了控制系统的复杂度，提高其稳定性。

1光储微电网系统结构

光储微电网系统并网运行的系统结构如图1所示。系统由两级式光伏系统、储能系统、变流器、变压器、负荷和配电网组成。由于光伏电池输出端电压较低且存在较大的波动性，在此选择升压Boost型DC/DC变换器，实现升压、稳压及最大功率跟踪(maximum power point tracking， MPPT)功能。为了得到较高电压等级的储能电池，根据储能系统的容量需求，将多个电池模块串联起来，构成的储能电池经双向DC/DC变换器并入直流母线上[12]。光伏系统和储能系统均并接在直流母线上，协调控制光储的能量流动以达到维持直流母线电压恒定；耗能负荷则挂接在并网逆变器的输出端和配电网之间。储能电池采用充放电优先原则，当光伏系统输出的总能量大于负荷需求的总能量，优先对储能电池充电；当荷电状态达到最大设定值时，储能电池采用恒流充电，光伏阵列采用恒压控制，储能电池荷电状态设定值应与电池满充值应留有一定裕度；当光伏系统总能量小于负荷需求总能量，优先让储能电池放电以维持直流母线电压的恒定，若储能电池荷电状态达到最小设定值时，储能电池采用恒流放电。

图1　光储微电网系统结构Fig.1　Themain structure of photovoltaic/battery micro-grid system

2光储微电网系统运行控制

光储微电网系统的运行控制主要包括三部分，分别为光伏发电直流部分的运行控制、储能系统的运行控制和并网逆变器的运行控制。

2.1　储能系统运行及控制

储能系统控制结构图如图2所示。储能系统通过多个电池模块串联以得到较高的电压等级，经过双向DC/DC变换器实现升压、稳压功能。储能系统变流器的控制方式有两种，即稳压控制和恒流控制。

①稳压控制。储能系统启动后处于稳压控制方式，控制系统外环为电压控制环，控制直流母线电压，将直流母线给定值与实际值的差值作为PI调节器的输入。输出作为内环电流控制环的电流参考值，与电池电流实际值的差值作为内环的输入。通过调节储能电池充电和放电功率控制系统功率平衡，维持直流电压的恒定。

②恒流控制。当储能系统充放电功率达到限幅值时，即储能电池的荷电状态(state of charge) SOC>90%和SOC<10%时,为避免储能电池过充和过放，储能系统采用限流控制方式，通过给定一小值储能放电电流参考值和充电电流参考值，对储能电池进行恒流充放电，保护储能电池以延长其使用寿命[12]。

2.2　光伏发电直流部分的运行控制

光伏发电系统的控制结构图如图3所示。由于光伏电池输出电压较低，本文采用单向DC/DC变换器升压后与直流母线连接。光伏发电系统变流器的控制方式也有两种，即MPPT控制和恒压控制。

①MPPT 控制。目前最常用的 MPPT 算法有扰动观测法、电导增量法和恒电压法。扰动观测法因算法简单且硬件容易实现，所以应用广泛。扰动观测法的算法原理：在光伏阵列正常工作时，以微小的电压波动不断扰动阵列的输出电压，在电压变化的同时检测功率变化的方向，从而确定寻优方向，决定下一步电压参考值的大小，使变流器工作在MPPT 模式，最大化利用光伏能量[13]。

图2储能系统控制结构图

Fig.2Block diagram of the battery system control

图3光伏系统控制结构图

Fig.3Block diagram of the PV system control

②恒压控制。当储能电池处于过充状态且并网逆变器功率输出达到上限时，为防止冗余能量堆积在直流母线上引起直流母线过电压，必须降低光伏的输出功率。为此，将光伏发电系统切换为恒压控制方式，具体策略是在最大功率点电压上减小一个步长电压，从而降低输出功率[14]。将直流母线电压给定值与实际值的差值作为 PI 调节器的输入，通过控制单向 DC/DC 的占空比维持直流母线电压的稳定，减少光伏电池发出的能量。

2.3　并网逆变器的运行控制

为了将光伏发电系统和储能系统输出的直流电经逆变器转化为交流电以实现并网发电，应对逆变器采用相应的控制方法。并网逆变器的控制方式有两种，即PQ功率控制和UQ功率控制。

①PQ功率控制。传统的并网控制一般采用单位功率因数PQ控制，逆变器只输出有功功率，而无功功率为零，即负荷所需的无功功率完全由大电网提供。实际上，并网逆变器的拓扑与静止同步补偿器的主电路是相同的，因此，并网逆变器完全具备无功补偿的能力。传统的PQ控制是在dq旋转坐标系下进行控制的，这就导致其控制策略中包含电网电压的相位检测、电流的解耦控制和必要的坐标变换，而且相位检测环节容易带来误差干扰，从而降低控制系统的鲁棒性，同时也增强了控制系统的复杂度。因此，本文提出了一种在自然坐标系下无功动态补偿的并网逆变器控制策略，即控制并网逆变器输出的有功功率和电网侧对交流负荷供给的无功功率，如图4所示。

将采集到的电压电流信号经PQ计算模块得到功率的实时测量值，并与有功功率和无功功率的给定值分别做差，经PI环节得到内环有功电流指令值和无功电流指令值，然后将其分别与三相电流的有功分量和无功分量相乘后对应矢量相加，得到内环的三相参考电流值。由于电流内环的控制量为交流量，为达到无静差跟踪控制，采用准比例谐振控(PR)制器。内环参考电流与实测电流做差，经PR环节和PWM调制环节即可实现逆变器有功无功输出。此种控制策略的有功、无功控制信号分别取自逆变器输出有功和电网侧输入的无功，这样就能够分别控制逆变器输出有功功率和控制电网输入固定的无功功率(本文无功为零)，从而达到使光储微电网系统根据负荷无功的变化输出相应的无功功率(在其容量范围内)。

图4　光伏光伏系统自然坐标PQ控制结构图

自然坐标系下三相参考电流的计算过程如图5所示，电网电压的幅值为

(1)

图5　三相有功、无功分量坐标图Fig.5　Three-phase active component and reactive component

与电网电压同向的有功单位分量为

(2)

与有功单位分量相正交的无功单位分量为

(3)

由上可知，三相电流指令值为

(4)

当光储微电网系统启动后，若储能电池的荷电状态为10%90%,则光伏发电系统处于恒压控制模式，储能系统处于恒流控制模式。针对以上两种状态均有直流母线电压的稳定控制环节，并网逆变器可以采用PQ控制。

②稳压控制

当光储微电网系统启动后，若储能系统处于恒流控制模式，光伏发电系统采用MPPT控制；并网逆变器采用PQ控制，则直流母线电压处于不受控状态，很难保证逆变器的输入功率和输出功率一致，从而导致系统崩溃。为确保系统稳定运行，必须维持直流母线电压的稳定。因此，当储能电池的荷电状态为SOC<10%或SOC<90%时，采用如图6所示的控制方法。通过对直流母线电压的控制，既维持了直流母线电压的稳定，又保证了并网逆变器功率的平衡流动，使系统稳定运行。

图6　光伏系统自然坐标UQ控制结构图

3实验验证

为了验证控制策略的可行性，采用数字信号处理与控制工程控制平台(dSPACE) 和智能功率模块PM100CL1A120设计了2 kVA光储微电网并网控制系统。功率器件的PWM驱动脉冲信号由dSPACE自带的RTI模块产生，开关频率设置为10 kHz，死区时间为4 μs。为了避免功率器件开关过程对输出造成抖动，控制器采用PWM中断处理方式，以达到数据采集和控制与PWM 产生周期同步。考虑到电容的耐压值较低以及人身安全和设备安全，在低压环境下进行实验，采用调压器和隔离变压器将三相电网降压至44 V。实验中所用到的参数如表1所示。

表1　光储微电网各部分实验系统参数

储能电池过充过放时，并网逆变器交流侧突加突减3 Ω/3 mH的阻感性负载的动态响应实验结果如图7所示。对储能电池正常工作时，并网并网逆变器交流侧突加突减3 Ω/3 mH的阻感性负载时的动态响应实验结果如图8所示。实验中变流器有功功率指令值分别为为1 kW和1.2 kW，网侧无功功率指令值为零。图7、图8中udc为直流侧电容电压，Ps、Qs分别为电网的有功功率和无功功率，P、Q分别为并网逆变器的有功功率和无功功率，ua、ia分别为电网A相电压和电流。由图7(a)、图7(b)和图8(a)、图8(b)可以看出，储能电池处于上述两种工况下，负载切入和断开过程中直流电压跌幅都较小且能在数个电网周期内即恢复到参考值，表明蓄电池和并网逆变器的稳压控制是有效；此外，实验中光伏模拟器显示其一直工作在最大功率点，而储能电池根据工况既可以发出一定的有功功率也可以吸收光伏多余的能量，而并网逆变器能够对功率指令和负载的变化快速响应，动态输出所需的有功功率和相应的无功功率，达到无功动态补偿的目的。两种工况下并网变流器输出电流响应速度都比较快、精度高且无明显震荡调整过程，在负载切入切出过程中并网点电压基本上没有跌落，如图7(c)和图8(c)。

(a) 电容电压、电网有功功率和并网有功功率

(b) 电网无功功率和逆变器无功功率

(c) 突加负载电网电压与并网电流

图7蓄电池非正常工作实验波形

Fig.7Theexperimentalwaveformsof

batteryabnormalworking

(a) 电容电压、电网有功功率和并网有功功率

(b) 电网无功功率和逆变器无功功

(c) 突加负载电网电压与并网电流

图8蓄电池正常工作实验波形

Fig.8Theexperimentalwaveforms

ofbatterynormalworking

4结论

本文针对光储微电网系统，提出了一种无功动态补偿的并网控制策略，根据储能电池的荷电状态，合理切换变流器控制方式。与文献[16-17]中并网逆变器的电压矢量控制相比较而言，本文基于自然坐标的控制策略无需坐标变换和锁相环的设计，从而简化了控制器，降低了控制系统的复杂度，同时实现了功率的解耦控制，使得控制器更易实现，有利于平衡系统功率流动。此外，与文献[18]中单一并网逆变器控制方法相比，本文采用了两种并网控制策略，更有利于直流侧电压的稳定和并网功率的调节。通过dSPACE实时控制实验，验证了本文所提控制策略的正确性和有效性，表明所提控制策略具有良好的动态性能以及对负载扰动有较强的鲁棒性，而且并网变流器实现了有功功率、无功功率的解耦和独立控制。

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(责任编辑裴润梅)

Grid connected control of PV and battery micro-grid with dynamic reactive power compensation

CAO Jun, HU Li-kun, LYU Zhi-lin, HUANG Tai-yu

(College of Electric Engineering,Guangxi University, Nanning 530004, China)

Abstract:Due to the changes of reactive load in the user side, the power quality at the grid-connected point of PV and battery micro-grid becomes worse. And in order to reduce the complexity of the control system, a synchronization control strategy under natural coordinate with the capacity of dynamic reactive power compensation for PV and battery generation system is proposed. In order to maintain the stability of the DC bus voltage, the converter control methods are switched according to the state of battery charge. Two different control strategies of inverter connected grid for reactive power compensation are designed according to the different working conditions then the stability of grid-connected point voltage is realized. Under natural coordinate，the active and reactive power of inverter can be controlled independently without coordinate transformation and phase detection of the grid. The experimental results show that the proposed control strategy can realize a good dynamic response and smooth and effective power flow then achieve the purpose of reactive power compensation.

Key words:PV and battery micro-grid；natural coordinate；dynamic reactive power compensation；grid-connected control

中图分类号：TM61

文献标识码：A

文章编号：1001-7445(2015)06-1424-07

doi:10.13624/j.cnki.issn.1001-7445.2015.1424

通讯作者：胡立坤(1971—)，男，湖北襄阳人，广西大学教授，博士；E-mail:hlk3email@163.com。

基金项目：国家自然科学基金资助项目(61364027)；广西科学研究与技术开发项目(1377001-2)

收稿日期：2015-07-16；

修订日期：2015-09-08