基于低压直流配电网并网的并离网一体光储发电系统研究

刘金豆，成杰，俞高伟

（上海发电设备成套设计研究院有限责任公司，上海200240）

0 引言

近年来，光伏发电迅猛发展，其中功率等级在10 kW 以下的户用型并网发电系统被广泛使用。为应对光伏发电自身存在的波动性等问题，配合储能系统，优先给本地负载供电，有盈余可并网发电，构建了并离网一体光储发电系统［1］。

目前的并离网一体光储发电系统多基于交流并网，绝大多数并网逆变器都采用电网电压相位跟踪的电流闭环控制方法［2］，这类方法都把电网看作无阻抗的理想电压源。然而实际电网会受到不同程度的谐波污染，不再呈现理想电压源特性，传统的电流型控制易引发谐波振荡等问题［3］；当越来越多的并网逆变器通过公共连接点（Point of Common Coupling，PCC）接入交流电网时，单个逆变器在PCC对应的电网等效阻抗会随逆变器数量增加而增加，逆变器与电网之间的谐波交互作用会带来系统的稳定性问题［4-5］。

针对上述弱电网下并网存在的谐波振荡等问题，有学者提出了下垂控制和虚拟同步发电机控制等电压型控制算法［6-7］，但这类控制算法对功率的跟踪较差，不适用于光储互补等场合。同时，随着电力电子技术的发展和负荷直流化，众多学者对直流输配电技术展开研究［8-10］。

鉴于此，为避免弱电网条件下并网的系统稳定性问题，本文提出一种基于直流配电网并网的并离网一体光储发电系统。仿真结果验证了所提系统的正确性。

1 并离网一体光储发电系统拓扑

1.1 光储发电系统总体拓扑

本文研究的基于直流配电网并网的并离网一体光储发电系统总体拓扑示意如图1 所示，图中DC为直流，AC 为交流。系统总体结构包括光伏组件、储能系统、低压直流配电网、本地交直流负载以及多个功率变换器，如图2所示。

图1 系统总体拓扑示意Fig.1 Schematic topology of the overall system

光伏组件通过Boost 变换器连接到公共直流母线；储能侧双向直流-直流（DC-DC）变换器选择Buck-Boost变换器，高压侧连接公共直流母线；全桥逆变器一侧连接公共直流母线，另一侧连接交流负载；直流负载通过Buck 变换器连接到公共直流母线；并网双向DC-DC变换器也选择Buck-Boost变换器，低压侧连接公共直流母线。

图2 系统总体结构Fig.2 Overall structure of the system

在不同工况下，组合采用不同的变换器控制策略，从而控制公共母线电压稳定和交直流负载供电稳定。

1.2 光伏组件侧Boost功率变换器

光伏组件的出口电压低于公共直流母线电压，所以采用结构简单的Boost变换器，在升压的同时能在较大范围内实现光伏组件的最大功率点跟踪（Maximum Power Point Tracking，MPPT）。

1.3 双向DC-DC变换器

电池侧和并网侧的双向DC-DC 变换器都选择半桥型Buck-Boost 变换器，可实现功率的双向流动，如图2所示。

对于电池侧Buck-Boost 变换器，高压侧为直流母线，低压侧并联电池；对于并网侧Buck-Boost 变换器，低压侧为直流母线，高压侧通过一个小电阻R接入低压直流配电网。

当工作在Boost 模式时，上管（S3，S5）关闭，下管（S2，S4）工作在高频通断状态；当工作在Buck 模式时，下管（S2，S4）关闭，上管（S3，S5）工作在高频通断状态。

1.4 直流负载侧Buck变换器

对于Buck 变换器，高压侧为直流母线，低压侧接直流电阻负载。

1.5 全桥逆变器

全桥逆变器经对称电感LA和LB滤波后接入交流负载。正弦脉宽调制（Sinusoidal Pulse Width Modulation，SPWM）是单相逆变器常用的一种调制方式，其中双极性调制可有效抑制光伏电池板的共模漏电流，调制方法简单、输出谐波小，所以本文采用双极性SPWM调制方式。

2 并离网一体光储发电系统控制策略

对DC-DC变换器采用小信号分析法进行建模，对全桥逆变器采用大信号方法进行建模，在建模基础上提出相应控制策略。

2.1 光伏侧Boost变换器控制策略

光伏侧Boost 变换器可工作在MPPT 模式或恒压（Constant Voltage，CV）模式。

2.1.1 MPPT模式控制策略

光伏组件的输出特性受光照强度、温度等因素影响，呈现非线性特征，在光照强度和温度一定的条件下，存在一个最大功率点。本文采用电导增量法实现MPPT，控制策略如图3所示。

图3 中，IPV为光伏组件电流，VPV为光伏组件电压，为光伏组件给定电压，PWM_S1为光伏侧Boost 变换器开关管S1占空比，PI 为比例积分调节器，PWM为脉冲宽度调制。

图3 光伏侧Boost变换器MPPT模式控制策略Fig.3 Control strategy of the Boost converter on PV side in MPPT mode

2.1.2 CV模式控制策略

当光伏侧Boost 变换器工作在CV 模式时，要求控制直流母线电压恒定。利用小信号分析法建模［11］，可得到Boost 变换器的小信号模型传递函数Gid（s）和Gvi（s）为

图4 光伏侧Boost变换器CV模式控制策略Fig.4 Control strategy of the Boost converter on PV side in CV mode

2.2 电池侧Buck-Boost变换器控制策略

电池侧Buck-Boost变换器可工作在Boost模式、Buck模式或CV模式。

2.2.1 Boost模式控制策略

当Buck-Boost变换器工作在Boost模式时，小信号模型传递函数如式（2）所示，控制策略采用电压电流双闭环，如图5 所示。图中为L2给定电流，d2为开关管S2占空比，iL2为L2电流。

式中：Vbat为电池侧变换器电容电压；L2为电池侧变换器电感；D2为开关管S2稳态占空比，D′2=1-D2。

图5 电池侧Buck-Boost变换器Boost模式控制策略Fig.5 Control strategy of the Buck-Boost converter on battery side in Boost mode

2.2.2 Buck模式控制策略

当Buck-Boost变换器工作在Buck模式时，小信号模型传递函数如式（3）所示。

式中：Cbat为电池组出口滤波电容。

Buck-Boost 变换器工作在Buck 模式时，直流母线为电池充电，控制策略如图6 所示。在电压环PI调节器后加入电流限幅环节，使得电池恒流充电阶段电压外环不起作用，实现恒流充电。图6 中，为Cbat给定电压，d3为开关管S3占空比。

图6 电池侧Buck-Boost变换器Buck模式控制策略Fig.6 Control strategy of the Buck-Boost converter on battery side in Buck mode

2.2.3 CV模式控制策略

CV 模式控制策略如图7 所示，为了使并网时变换器能控制直流母线电压恒定，提出电池侧变换器的CV 控制策略。在电压环PI调节器后加入电流限幅环节，只控制直流母线电压恒定，电池几乎不放电。

图7 电池侧Buck-Boost变换器CV模式控制策略Fig.7 Control strategy of the Buck-Boost converter on batteryside in CV mode

2.3 并网侧Buck-Boost变换器控制策略

并网侧Buck-Boost 变换器可工作在Boost 模式或Buck模式。

2.3.1 Boost模式控制策略

图8 并网侧Buck-Boost变换器Boost模式控制策略Fig.8 Control strategy of Buck-Boost converter on grid side in Boost mode

2.3.2 Buck模式控制策略

并网侧Buck-Boost 变换器Buck 模式控制策略如图9 所示。整个系统由直流配电网供电，并网侧变换器工作在Buck模式，同时控制直流母线电压恒定。图9中d5为开关管S5占空比。

图9 并网侧Buck-Boost变换器Buck模式控制策略Fig.9 Control strategy of Buck-Boost converter on grid side in Buck mode

2.4 直流负载侧Buck变换器控制策略

图10 直流负载侧Buck变换器控制策略Fig.10 Control strategy of Buck converter on DC-load side

2.5 全桥逆变器控制策略

对于全桥逆变器，采用电流单闭环进行独立逆变控制，考虑到控制量为交流量，所以调节器选择比例谐振（PR）调节器，控制策略如图11 所示。图中I*LAB为电感LA和LB电流幅值给定值，i*LAB为LA和LB给定电流，iLAB为LA和LB的电流，LAB=LA+LB。

3 能量管理策略及各工况分析

图11 全桥逆变器控制策略Fig.11 Control strategy of a full-bridge inverter

能量管理策略指如何合理调控和分配整个光储一体系统的能量，使整个系统能够协调平稳地运行。本文采用光伏组件、电池和电网3 级能量管理策略，优先由光伏组件供电，其次由电池供电，最后由电网供电。在进行系统工况分析时，先做如下说明：当光伏组件功率PPV＜PPV_min时，光伏组件没有功率输出；当光伏组件功率PPV≥PPV_min时，光伏组件有功率输出；当电池的荷电系数（Storage of Charge，SoC）＜5%时，电池不宜继续放电；当SoC≥95%时，电池不宜继续充电；Pload为交直流负载功率；Pbat_charge为电池充电功率。根据PPV，Pload，Pbat_charge以及SoC 的大小，将系统细分为如下4种工况。

（1）工况1：孤岛运行，光伏发电。状态条件为PPV≥Pload，SoC＜95%。光伏组件为交直流负载提供电能，还可以为电池充电。

具体的，光伏侧变换器工作在CV 模式；全桥逆变器工作在逆变模式；直流负载侧变换器正常工作在Buck 模式；当PPV≥Pbat_charge+Pload时，电池侧变换器工作在Buck 模式为电池充电，不满足时则关闭；并网侧变换器关闭。

（2）工况2：并网运行，光伏发电。状态条件为PPV≥Pload，SoC≥95%。光伏组件发电量在满足交直流负载供电的同时，在电池充满电的情况下，可以并网发电。

具体的，光伏侧变换器工作在MPPT 模式；全桥逆变器工作在逆变模式；直流负载侧变换器正常工作在Buck模式；电池侧变换器工作在CV模式；并网侧变换器工作在Boost模式。

（3）工况3：孤岛运行，储能供电。状态条件为PPV＜Pload，SoC≥5%。光伏组件和电池一起为交直流负载供电。

具体的，光伏侧变换器工作在MPPT 模式或关闭状态；全桥逆变器工作在逆变模式；直流负载侧变换器工作在Buck 模式；电池侧变换器工作在Boost模式；并网侧变换器关闭。

（4）工况4：并网运行，电网供电。状态条件为PPV＜Pload，SoC＜5%。光伏组件和电池都无法向负载供电，而由电网供电。

具体的，当PPV＜PPV_min时，光伏侧变换器关闭，其他时间光伏组件仍有微弱功率输出，工作在MPPT 模式；全桥逆变器工作在逆变模式；直流负载侧变换器工作在Buck 模式；电池侧变换器工作在Buck 模式；并网侧变换器工作在Buck 模式。系统不同工况及对应变换器的工作模式见表1。

表1 系统不同工况及对应变换器的工作模式Tab.1 Working mode of different converters under various working conditions

4 仿真验证

根据文献［12］，取直流公共母线电压Vdc=380 V，低压直流配电网电压等级为600 V，取直流负载侧电压Vdcr=240 V，交流负载电压Vac=220 V/50 Hz。

公共直流母线电容的设计对于整个系统至关重要，计算过程如下。设交流负载电压Vac为

式中：Vm为交流负载电压幅值。

设交流负载电流Iac为

式中：Im为交流负载电压幅值。

则瞬时交流负载功率Pac为

由式（8）可见，直流母线电容实际处于2倍工频充放电状态：直流输入瞬时功率大于交流负载瞬时功率时，直流母线电容充电，电压上升；直流输入瞬时功率小于交流负载瞬时功率时，直流母线电容放电，电压下降［13］。

对于光储互补发电系统，直流母线电容往往很大，须在1/4 工频周期内缓冲额定5 kW 功率，Cdc应满足

式中：Vdc=380 V，Pn=5 kW，工频频率fac=50 Hz，直流母线电压波动最大值ΔVdc不超过额定值的5%。代入 参 数，计 算 得Cdc≥1 775.69 μF，实 际 取Cdc=2 000.00 μF。系统仿真及容量配置参数见表2。

表2 系统仿真及容量配置参数Tab.2 Simulation and capacity parameters of the system

4.1 工况1仿真试验波形

工况1 中光伏组件为交直流负载供电，电池侧变换器和并网变换器均关闭。仿真试验波形如图12所示。

从图12可看出，直流母线电压Vdc稳定在380 V，交流负载电压Vac为220 V/50 Hz，直流负载电压Vdcr稳定在240 V，光伏组件功率PPV随交流负载实时功率脉动。

图12 工况1仿真试验波形Fig.12 Simulated waveforms under working condition 1

4.2 工况2仿真试验波形

工况2 中光伏组件为交直流负载供电，同时并网发电。光伏组件初始光照强度为1 000 W/m2，初始温度为25 ℃，在0.05 s时温度变为20 ℃，在0.10 s时光照强度为900 W/m2。仿真试验波形如图13所示。

从图13可看出，光伏侧变换器能够实现MPPT，直流母线电压Vdc稳定在380 V，交流负载电压Vac为220 V/50 Hz，直流负载电压稳定在240 V，电池电流Ibat几乎为0，实际并网功率Pg处于脉动变化状态。

图13 工况2仿真试验波形Fig.13 Simulated waveforms under working condition 2

4.3 工况3仿真试验波形

工况3 中电池为交直流负载供电，光伏侧变换器和并网变换器均关闭。仿真试验波形如图14所示。

从图14可看出，直流母线电压Vdc稳定在380 V，交流负载电压Vac为220 V/50 Hz，直流负载电压稳定在240 V，电池实时放电功率Pbat脉动变化。

4.4 工况4仿真试验波形

工况4 中电网向交直流负载供电，同时为电池充电。仿真试验波形如图15所示。

从图15 可看出，直流母线电压Vdc稳定在380 V，交流负载电压Vac为220 V/50 Hz，直流负载电压稳定在240 V，电池充电功率Pbat_charge符合恒流充电规律，稳定在2.6 kW。

图14 工况3仿真试验波形Fig.14 Simulated waveforms under working condition 3

图15 工况4仿真试验波形Fig.15 Simulated waveforms under working condition 4

5 结论

（1）针对弱电网条件下并网逆变器存在的稳定性问题，提出了一种基于低压配电网并网的并离网光储一体系统。

（2）在对各个变换器进行建模的基础上，提出相应的控制方案，并依据能量管理策略和不同状态条件，将系统分为“孤岛运行，光伏发电”“并网运行，光伏发电”“孤岛运行，储能供电”“并网运行，电网供电”4种工况。

（3）通过仿真试验验证4 种工况下公共母线电压和交直流负载电压均稳定，符合控制要求，验证了所提系统的正确性。