光储联合发电系统低电压穿越控制策略研究

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(国网浙江德清县供电有限公司，浙江 德清 313200)

1 引言

大力促进包括光伏发电在内的新能源的开发和利用是解决当前面临的能源短缺危机和缓解环保压力的有效措施[1-3]。近年来，大容量储能技术得到快速的发展和应用，一些典型的储能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[4]。因此，储能技术在很大程度上，可以解决光伏发电的随机性和波动性等问题，提升其对电力系统安全稳定运行的影响。如何利用储能技术提升光伏发电在低电压穿越期间的安全性、稳定性成为了当今研究的热点之一。

光伏电站的输出电流及逆变器直流侧电压值是影响其低电压运行能力的两个重要因素。当网侧电压跌落时，通过调节逆变器无功功率输出，支持并网电压，有助于改善电压跌落期间的穿越问题[5]。在此基础上，有人提出通过使用卸荷负载的Crowbar电路配合无功控制策略提高光伏系统低电压穿越能力[6]。当三相电网电压对称跌落时，相关文献提出利用实时数字仿真器(RTDS)技术对逆变器进行控制，并增设卸荷电路部分用以降低直流侧电压[7]。以上相关文献提出的方法在系统低电压期间都是通过限制本身最大输出电流来抑制过流，通过卸荷负载来抑制直流过压。这些方法虽能在一定程度上解决了问题，但是都相对造成了资源浪费。

通过以上参考文献的分析，首先，提出一种控制策略应对光伏系统低压穿越问题，网侧电压跌落时，增加储能设备均衡失衡功率，调节直流侧过电压，同时调节并网电流。既限制了过流问题，又利用逆变器无功容量裕度支撑网侧电压。最后，理论上验证了该方法的可行性，仿真检验其策略的有效性。

2 光储微电网控制策略分析

2.1 光储微电网拓扑结构

光储微网系统拓扑结构如图1所示。其中光伏电池通过Boost升压电路工作在最大功率跟踪模式，为装置提功能量，DC/AC逆变电路通过直接电流控制实现交流并网、储能电路通过双向DC/DC实现直流母线的稳定。

图1 光储微网系统拓扑结构图

2.2 电压暂降的检测方法

面对网侧电压跌落时，如何快速准确的检测到跌落电压，以及时调整系统控制方案。目前，主要为基于峰值电压法、基波分量法、有效值计算法等；对于系统单相电压跌落时，通过改进坐标变换法进行检测，主要包括：基于瞬时电压的dq分解法、改进ab变换法、无延时dq变换法等；三相对称跌落，主要使用dq变化法；还有基于信号处理的方法：如小波变换，S变换等。以上检测办法一般实现较为复杂，同时运算量较大。通过分析，本文提出基于滑动窗理论的电压跌落检测方法，跌落电压的检测原理如图2所示。

图2 电压跌落检测原理图

其中，在每一个周期中，电压在不同相位分别采集N个电压点，并储存到数据池中。指针j指向数据池中当前待更新的数据，每个采样周期，将新采集的数据放入数据(new)池中，取出替换的数据(old)。由于数据池对应着一个周期的电压数据，因为临近周期的电压谐波含量不会发生剧变，可认为前后周期的谐波含量相互抵消，于是对比相邻周期中同相位的电压采样值可以检测电压是否变化。则电压跌落深度k可用式(1)表示：

(1)

为了进一步提高该算法的可靠性，降低谐波等干扰造成的误判断，在检测过程中增设变量i用来实现滤波，其中05时，才定义为电压跌落有效。为了验证该算法的有效性，使用simulink软件进行仿真验证，仿真条件如下：

(1)电压值设置为u(t)=311sin(100πt)，u(t) 在[0.2s-0.4s]之间发生电压深度下降，跌落深度0.2，设置系统采样时间Ts=0.0005s。

(2)仿真条件(2)：u(t)=311sin(100πt)+30 sin(250πt)，u(t)同样在[0.2s-0.4s]之间发生电压深度下降，降低深度设置为0.2，设置系统采样时时间Ts=0.0005s。

图3 电压降落检测仿真结果

如图3所示，该算法检测电压降落基本上没有延时，且当系统网侧电压含有谐波时，仍能够精准快速的检测到电压降落深度。

2.3 逆变控制策略分析

忽略光伏系统功率转换的损失，在光储微网系统正常工作时PV工作在最大功率跟踪模式，输出功率为Ppv，直流侧电容电压消耗功率为Pdc，通过逆变电路输送到电网中的功率为P0。则有

Ppv=Pdc+Po

(2)

设输出的有功电流有效值为Irms，则：

(3)

其中，Urms为系统相电压有效值。由于PV工作在最大功率跟踪模式，其输出功率Ppv和直流侧电容电压消耗的功率Pdc基本恒定，则输出有功电流大小和系统电压有效值成反比。当系统电压跌落时，Urms变小输出有功电流Irms快速增大，我们对输出有功电流进行限制，使得：

Irms≤Ie

(4)

其中，Ie是装置额定电流。由于逆变器可以短时工作在1.1Ie电流下，在系统电压跌落期间，可输出部分无功电流以便系统电压恢复，其输出无功电流Iq：

(5)

所以可求得指令电流Iref为：

(6)

其中sync为系统A相的电压相位。逆变器控制原理如图4所示。通过以上可知，逆变器控制采取直接电流控制，不需要考虑系统解耦问题，只需求取系统电压相位即可。该方法采用电压外环、电流内环的双闭环控制，控制简单，参数较少，只有2个PI调试参数，易于调试。

图4 逆变器控制原理图

2.4 DC/DC控制策略分析

在系统电压跌落期间，由于我们限制了有功电流Irms的输出，造成流向直流侧电容的有功功率远大于其输出的有功功率，这势必会造成直流母线电压升高，不仅会降低PV单元功率输出，严重时会击穿直流侧电容。而储能电容不会受系统电压变化的影响，此时，通过双向DC/DC变换器使得多余的能量储存到储能电容，从而有效地稳定直流侧母线电压。

如图5所示，双向DC/DC变换器工作原理图，功率交换主要通过Buck电路及Boost电路完成。当开关管T1动作时，双向功率DC/DC变换器运行在降压斩波(Buck电路)状态，功率流主要由直流侧C1流向开关管T1、L给C2储能；当开关管T2动作时，双向功率DC/DC变换器运行在生涯斩波(Boost电路)状态，功率流在由存储侧T2流经L、T2 ，此时给电感L充电，同时在经过D1向直流侧C1放电，当T2断开时候，C2、L通过D1向电容C1放电。储能电容充电能量，设系统电压跌落深度为k，装置额定输出功率为P0，则在系统电压跌落期间，装置输出功率为kP0，流向储能电容的能量为(1-k)P0。则有：

(7)

式中，t为降落时间，U0和U1分别为储能电容在网侧电压降落前后的电压值。

图5 DC/DC变换器原理图

3 仿真分析

为了验证前文所提控制方案的正确性，利用simulink软件搭建仿真电路图进行验证。由于所仿真的光伏电池容量较小，没有采取隔离变压器，光伏逆变直接和市电并网。仿真电路图如图6所示。

图6 光储联合系统模型

所建立的仿真模型中，系统相电压为220V，电压在[0.2s 0.4s]期间发生跌落，跌落深度为0.1。PV单元工作在最大功率跟踪模式，最大输出功率为4kW，直流侧电容电压设定在600V，母线电容为200μF，储能电容采用电容来代替，C=30000μF，设定初始电压为100V。

正常工作时，变流器功率因数为1，当网侧电压发生跌落时。跌落电压情况如图7所示，由于变流器实时输出有功功率，当网侧跌落电压时，逆变器输出电流增大，由于逆变器存在热稳定极限，若不加以控制，必然触发逆变器过流保护系统，同时由于逆变器存在大量功率不能外送，使逆变器两端功率失衡，直流侧电压由600V升高到接近2000V，若实际电路中直流侧电容早已击穿，逆变器输出有功功率受到较大影响。

图7 不含有储能电容的仿真结果图

当采用光储协调控制策略时，仿真结果如图8所示，检测到网侧跌落电压时，双向DC/DC变换器启动均衡失衡功率，直流侧失衡功率由母线流向储能电容，电压跌落期间逆变器直流侧电压波动较小，逆变器有功输出基本稳定，根据仿真结果，可判断逆变器利用无功裕量向系统注入了一定的无功电流，对于减少无功配置容量，支撑电网电压恢复起到了一定的作用。

4 结语

本文针对此问题提出了一种光储协调控制的低电压穿越控制策略，在系统运行过程中，光伏系统始终工作在MPPT模式，按照功率因数发出最大功率，整个过程采用直接电流控制，不存在解耦问题，控制策略简单可行；在网侧故障工况时，光伏阵列依然在MPPT模式下工作，利用储能电容吸收直流侧冗余能量，稳定了逆变器直流侧母线电压稳定，提升了系统的运行效率。同时在故障工况时，系统向电网输送了一定的无功功率，为网侧提供了一定的电压支撑，减少了一定的无功设备配备容量。通过仿真对该方法进行了验证，证明了该方法简单、控制效果好、具有较高的实用价值。

图8 含有储能电容的仿真结果图