一种新型光储系统的电路结构及其控制方法

王镇浩，张宏，何炳杰，袁伟轩，陈思哲

(广东工业大学 自动化学院，广东 广州 510006)

随着分布式光伏发电系统在电网中的大规模接入，光伏电源出力的波动性、间歇性和不确定性，给电网的安全稳定运行带来很大的挑战[1-5]。为光伏发电系统配套储能装置，形成光储一体化系统，是解决上述问题的有效手段[6-7]。

典型的光储一体化系统将光伏组件、蓄电池分别经过DC/DC变换器接入直流母线，然后经过DC/AC逆变器并入交流电网。由于单个光伏组件的电流较低，通常需要将多个光伏组件并联以提高输出电流，即采用集中式控制的光伏-储能系统，该系统中，相互并联的多个光伏组件具有相同的端电压；但由于朝向差异、云层遮挡等原因，它们的光照强度存在一定差异，导致部分光伏组件无法运行于最大功率点[8-13]。针对该问题，有学者提出了模块化光伏储能一体化系统，将每个光伏组件通过独立的DC/DC变换器接入直流母线，从而实现对各个光伏组件的最大功率点跟踪(maximum power point tracking，MPPT)控制，提高整个光伏发电系统在光照强度存在差异时的发电效率。

在集中式控制以及模块化光储系统中，所有光伏组件的输出功率全部需要通过DC/DC变换器进入直流母线，导致变换器的容量和成本较高[14-15]。为解决上述问题，本文提出一种新型光伏储能系统的电路结构，即每个光伏组件均与一个DC/DC变换器的输出端串联后接入直流母线，控制系统通过调节DC/DC变换器的输出电压，实现对每个光伏组件的MPPT控制,同时设计了基于实时光照及蓄电池荷电状态(state of charge，SOC)的能量管理策略，实现系统输出功率的分时恒定。

1 系统结构与方案比较

本文所提出的新型光伏储能系统的电路结构如图1所示。将蓄电池连接到所有DC/DC变换器的输入端，每个变换器的输出端与串联光伏组件后，接到直流母线，通过DC/DC变换器的输出电压补偿光伏组件之间的电压差异，从而实现对各个光伏组件的独立MPPT控制。系统中的并联电流补偿器作用有3个：①稳定直流母线电压；②根据能量管理系统的优化结果调节直流母线电流，实现网侧输出功率的分时恒定；③将蓄电池SOC维持在允许范围内。

图1 本文提出的新型光储一体化系统Fig.1 Topology of the proposed novel PV-energy storage system

图 2和图3分别为集中式和模块化光储一体化系统，这2种方案中的DC/DC变换器输出端直接并联在直流母线上，需要承受较高电压。本文所提出的新型系统中，串联DC/DC变换器仅需补偿由于局部阴影导致的光伏组件输出电压差异。图4为不同光照下的功率-电压曲线。由图4可知，光伏组件在光照强度存在差异时，其最大功率点所对应的电压差异较小。

根据系统中光伏组件的工作特性，合理设计直流母线电压，可大幅降低DC/DC变换器的电压等级。

图2 集中式光储一体化系统Fig.2 Centralized PV-energy storage system

图3 模块化光储一体化系统Fig.3 Modular PV-energy storage system

2 系统控制原理

2.1 光伏发电支路电路结构及控制方法

局部阴影情况下，为使光伏组件运行于最大功率点，需要调节与组件串联的DC/DC变换器的输出电压。每条光伏发电支路的具体结构及其控制策略如图5所示。在直流母线电压稳定的情况下，每个光伏组件的MPPT控制可由对应的DC/DC变换器完成，各支路间不会相互影响，能够实现局部阴影下功率输出最大化。

λ—光伏组件上的光照强度；▼—最大功率点。

图4 不同光照下的功率-电压曲线
Fig.4P-Ucurves under variable irradiance

upv j—光伏组件第j条支路输出电压，j=1，2，…；ipv j—光伏组件第j条支路输出电流；ubuck—Buck变换器输出电压；ubuckj—Buck变换器第j条支路输出电压；upv—光伏组件输出电压；ipv—光伏组件输出电流；PWM—脉冲宽度调制，pulse width modulationd的缩写;PI—比例积分，proportion integral的缩写 。

图5 光伏发电支路及其控制策略
Fig.5 PV power generation branches and the control strategy

各支路中Buck变换器采用电压闭环控制。首先通过电导增量法计算出光伏组件最大功率点对应的电压umpp，将umpp与母线电压ubus之差作为Buck变换器的电压参考值，采用电压闭环控制，实现光伏组件的MPPT控制[16]。

2.2 并联电流补偿器电路结构及控制方法

并联电流补偿器采用如图6所示的双向DC/DC变换器，其控制方案采用电压外环和电流内环的双闭环结构，电压外环用于跟踪母线电压指令，稳定母线电压，电流内环则能够跟踪外环给定的电流参考值，最后通过PWM调制模块得到双向DC/DC变换器的驱动脉冲。图6中：ubusref为母线电压参考值，ib为蓄电池向并联电流补偿器输送的电流，icom为并联电流补偿器输出的补偿电流，Not为非门。

图6 并联电流补偿器Fig.6 Parallel current compensator

2.3 三相并网逆变器控制方法

并网逆变器采用电压源型逆变器。为了增加并网逆变器的惯性，提高系统稳定性，在此采用虚拟同步发电机(virtual synchronous generator，VSG)控制策略，其控制框如图7所示[17-18]。首先将频率参考值fref与实际频率f偏差乘以下垂系数kp，并与有功功率参考值Pref相加得到机械功率Pm，而Pm由逆变器输出电压和电流计算得到，将Pm和电磁功率Pe除以基波角频率额定值得到机械转矩和电磁转矩，经过虚拟惯性环节后得到角频率变化量；然后再与基波角频率额定值相加后经过积分环节生成相位信息，根据无功下垂控制得到电压幅值，电压幅值和相位信息生成电压参考值，进行双闭环控制和正弦脉冲宽度调制(sine pulse width modulationd,SPWM)模块生成并网逆变器的驱动脉冲。

3 储能系统的能量管理策略

3.1 储能优化模型的建立

光伏阵列中的光伏电池组件所受到辐射度不一致，因此每一个光伏电池组件的最大功率点存在差异。每条支路都需要借助蓄电池补偿电压差异，为了防止蓄电池过度充电和过度放电，需要对蓄电池进行能量管理。

设电池容量为Cfullcharge，电池电压为Ubattery，每隔时间T对蓄电池能量进行一次优化，设第k个时间段优化之后(k=1,2,3，…)，电池的荷电状态为SOC(k)，电池工作时长T后，电池荷电状态为SOC(k+1)。结合图5、图6中蓄电池能量流动的路径，将电池放电电流分为2部分：第一部分为补偿各支路电压差异时释放的电流idiff；第二部分为通过并联电流补偿器向母线补偿的电流icom，则：

ωN—额定角频率；D—阻尼系数；J—惯性系数；Qref—无功功率参考值；Q—无功功率；kq—无功下垂系数；UN—电压额定值；Uref—电压参考值；θ—电压相位角；s—拉氏变换量。

图7 虚拟同步发电机的控制框图
Fig.7 Control block of virtual synchronous generator

(1)

(2)

(3)

式中ibus为母线电流。

能量优化的目标是使得蓄电池SOC处于50%附近，这样设置的目的是为蓄电池充放电保留足够的裕量。电池的SOC与目标值的偏差定义为

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

(4)

为了保证直流母线电流在安全运行范围内，设定母线额定电流为Irated，选取约束条件为

0

(5)

此外，为防止蓄电池出现过充或者过放等影响蓄电池使用寿命的情况，设定电池SOC(k)的上限及下限分别为0.8和0.2，定义罚函数

(6)

结合式(4)、(6)，定义蓄电池能量管理的目标优化函数

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

(7)

式中b为惩罚系数，如果b足够大，在寻找目标函数最小适应值的过程中将能够避免蓄电池出现过充或者过放的情况。

3.2 基于粒子群优化的储能系统管理

为了求解上述目标函数，本文在此提出采用基于粒子群优化(particle swarm optimization，PSO)算法对蓄电池的补偿电流进行优化[19-20]，能量管理的流程为：

a)参数选择。选定直流母线电流ibus作为粒子位置，式(7)为目标优化函数。

b)初始化。定义粒子数N，迭代次数M，惩罚系数b，惯性权重w，自身认知c1和社会认知c2，结合约束条件式(5)，随机初始化粒子位置，置迭代次数m=1。

c)适应度评价。结合目标函数式(7)，利用粒子位置以及蓄电池SOC(k)采样值评价所有粒子n(n=1,2,…，N)的适应度。

d)确定局部最优与全局最优值。将每个粒子n当前的适应度与其历史最优适应度Fnbest比较，两者相比取最小值作为新的局部最优适应度，对应的粒子位置作为局部最优位置Pnbest；将新的局部最优适应度Fnbest与历史全局最优适应度Fgbest比较，两者相比取最小值作为新的全局最优适应度，对应的粒子位置作为局部最优位置Pgbest。

e)根据式(8)更新粒子速度与位置。

(8)

式中：n和m分别为第n个粒子和第m次迭代；inbus和vn分别为粒子位置和速度；r1和r2为[0,1]的均匀随机数。

f)约束判定。如果粒子位置超出了式(5)所约束的范围，依据式(9)决定粒子位置，即

(9)

g)判定是否停止迭代。若m

(10)

3.3 系统整体控制策略

图8 系统整体控制策略图Fig.8 Integrated system control strategy

4 实验验证

为了验证本文所提出的新型光储系统及其控制策略的有效性和可行性，通过RT-LAB硬件实时仿真平台，搭建额定功率为64 kW光伏并网发电系统实验测试平台；选取蓄电池初始SOC为50%，设置每个光伏组件额定功率为16 kW，将4条光伏发电支路并联构成1×4光伏阵列，并进行了局部阴影工况下的实验，光伏模型的光照数据来源于广东佛山的某个光伏电站。系统结构如图1所示，系统主要仿真参数见表1，实验平台如图9所示。

表1 系统主要仿真参数Tab.1 Key parameters of system simulation

在上述实验条件下，对系统性能进行测试，实验时长为4 800 s，所得到的测试结果如图10、11、12所示。图10(a)为系统中各光伏组件上的光照强度，可以看出整个实验过程中，光照强度变化趋势相同，但4个光伏电池组件上的光照强度存在明显差异，可模拟局部阴影环境。图10(b)、10(c)将光伏组件理论最大功率和实际输出功率进行对比，各组件均能够输出对应光照强度下的最大功率，实验结果证明 MPPT控制效果良好。

图9 基于RT-LAB的光伏并网发电系统测试平台Fig.9 Test Platform for PV Grid-connected Power Generation System Based on RT-LAB

PMPPj—光伏组件理论最大功率；Ppvj—光伏组件实际功率,j=1，2，3，4。

图10 局部阴影下光伏组件的输出功率测试结果
Fig.10 Test results of output power of photovoltaic
modules under partially shaded conditions

图11 所提出的优化算法的控制效果
Fig.11 Test results of the proposed optimization algorithm

图 12为各光伏发电支路中串联DC/DC变换器的补偿电压以及直流母线的电压波形，由图12可知:在整个实验过程中，各串联电压补偿器的输出电压在20～42 V之间，而母线电压基本稳定在705 V左右，DC/DC变换器输出电压明显低于直流母线电压值。与集中式控制和模块化光储一体化系统中采用的DC/DC变换器相比，电压等级显著降低，同样也降低了变换器的容量。

5 结束语

为了提高光储一体化系统在局部阴影条件下的能量利用效率，提出一种新型光伏储能系统的电路结构及其控制方法。本文所提出的方案能大幅降低所需DC/DC变换器的容量，实现局部阴影条件下的光伏组件的独立MPPT控制。在综合考虑实时光照及蓄电池SOC的前提下，建立了储能系统的优化模型;在保证储能系统安全运行的前提下实现了网侧输出功率的分时恒定，避免了因光伏组件输出功率波动对电网造成冲击，提高系统并网友好性。实验结果表明：局部阴影环境下，光伏组件输出功率与理论最大功率曲线相吻合；在光伏输出总功率波动的情况下，网侧功率分时恒定，同时储能系统SOC也一直保持在预期设定的范围内。

Udcj—各支路串联DC/DC变换器输出电压，j=1,2,3,4；Ubus—直流母线电压。

图12 串联DC/DC变换器及直流母线电压波形
Fig.12 Voltage of series DC/DC converter and DC bus