光伏发电系统与储能装置的协调运行及控制

中国大唐集团有限公司宁夏分公司 曹东亮

1 引言

在“双碳”战略指导下，光伏发电凭借其绿色可再生而得到广泛发展，并且备受行业重视，但太阳能存在波动性，使光伏发电电力输出具有不可控性。为降低太阳能波动对光伏发电的影响，需接入储能装置对光伏发电系统进行优化。而当储能装置接入光伏发电系统后，为确保两者可以协同运行，应该做好储能装置与光伏发电系统的协调控制。

2 储能装置在光伏发电系统中的协调运行接入方式

从电网接入方式及发电容量角度，可以将光伏发电系统分为两种，即分布式与集中式，其中分布式光伏发电系统是指分散化并入配电网系统中，其发电容量相对较小，多与当地配电网负荷体系直接关联；而集中式光伏发电系统则以光伏电站方式并入城市配电网内，其发电容量较大。但结合实际情况，光伏发电系统多为分布式并网。将储能装置接入到光伏发电系统中时，主要可以采用两种方式，一是直流侧接入，采用该方式接入至光伏发电系统中时，可以准备双向DC-DC 变换器，借助变换器将储能装置直接接入至光伏发电系统直流母线位置；二是交流侧接入，采用该方式接入至光伏发电系统中时，需借助双向DC-DC 变换器、变压器、逆变器，依托于此三种设备将储能装置良好融入至光伏发电系统内，交流侧接入具体结构如图1所示。

图1 交流侧接入结构

对上述两种接入方式进行对比可知，与交流侧接入结构相较，直流侧接入方式仅需借助双向DC-DC 变换器，无须依靠变压器、逆变器，所需的硬件设备相对较少。因此，将储能装置接入至光伏发电系统中时，可以优先选用直流侧接入方式，通过减少硬件设备数量而控制接入成本，并且可以在一定程度上精简接入结构，在成套设置光伏发电储能单元时较为常用。但现阶段已有大量光伏发电系统单元已完成生产建设，若采用改造方式将储能装置接入至光伏发电系统中，此时交流侧接入方式优于直流侧接入方式[1]。因此，为保障储能装置可与光伏发电系统实现协调运行，需要结合实际情况选择较为适宜的接入方式，并结合光伏发电系统并网线路结构对双向DC-DC 变换器、变压器、逆变器三种主要硬件设备科学设计，并在此基础上注意均衡光伏发电系统有功功率，以此尽可能地保障储能装置在光伏发电系统中的接入效果。

3 储能装置与光伏发电系统的协调控制策略

3.1 电压越限问题

在整个配电体系中，光伏发电系统需接入配电网，使光伏发电所得电力能源可以顺利应用至配电体系中，发挥出光伏发电系统应有价值。而配电网具有一定线路电阻，且配电网线路传输功率与电压分布之间存在紧密关联。

配电网尚未接入光伏发电系统时，有功功率从配电网线路首段流动至末端，在此期间，沿线电压逐渐降低；当光伏发电系统接入配电网后，此时光伏发电系统所产生的功率若超过配电网用户负荷功率，则超出部分会被传输至配电网，由配电网末端流向首端，由此产生了反向功率流。在配电网正常运行过程中，反向功率流会使配电网末端电压逐渐提升，逐渐引发电压越限问题，如图2所示。产生越限问题后，由光伏发电系统运行所产生的电力能源无法良好得到应用，阻碍了光伏发电系统电能的输出[2]。

图2 光伏发电系统并网后产生的电压越限问题

3.2 协调控制方式

储能装置接入光伏发电系统后，可以有效应对光伏发电系统并网后产生的电压越限问题，依托于储能装置调节有功功率，以免光伏发电系统受到电压越限影响而无法正常输出功率。

当储能装置接入光伏发电系统后，主要可以借助四种方式协调控制储能装置，分别指计划运行、限制反向功率流运行、控制电压运行、削峰运行。

一是计划运行。该方式对储能装置（如铅酸电池）充电功率具有较强控制效果，可使充电功率能够保持恒定状态。在具体控制过程中，若光伏发电系统所产生的输出功率大于配电网用户负荷功率，储能装置则进入充电状态，此时光伏发电系统形成的输出功率均会作用于储能装置，但储能装置充电状态需结合输出功率进行调整，使光伏发电系统充电功率能够始终被控制在特定限值范围内，以免引发电压越限问题。若光伏发电系统受到天气状况影响，导致所产生的输出功率无法满足配电网用户负荷功率，此时储能装置则会由充电状态转化为放电状态，用于弥补光伏发电系统功率输出不足问题[3]。

二是限制反向功率流运行。该控制方式的主要目的在于控制光伏发电系统，使其不再向配电网进行功率输出。在具体控制过程中，若光伏发电系统所产生的输出功率大于配电网用户负荷功率，此时储能装置则会转为充电状态，且该状态会持续到储能装置被充满，借助该方式对反向功率流的运行进行限制。若光伏发电系统受到天气状况影响导致所产生的输出功率无法满足配电网用户负荷功率，此时则可借助储能装置输出功率。

三是控制电压运行。该控制方式主要作用于光伏发电系统电压，通过对电压的控制调节而避免其越限。在具体协调控制过程中，若光伏发电系统与配电网间的接入点电压超出标准限值，则储能装置转为充电状态，借助储能装置状态转换对电压参数进行协调控制，若光伏发电系统输出功率不足，则与其他控制方式一致，将储能装置转换为放电状态，缓解光伏发电系统功率输出不足现象。

四是削峰运行。该控制方式主要是通过控制反向功率流而避免出现电压越限问题，在控制期间，若光伏发电系统输出功率超出配电网负荷，同时能够使反向功率流维持到一定范围时，则可以将储能装置调节至充电状态，以此形成削峰效果，避免电压越限问题的产生。而当光伏发电系统无法满足配电网负荷要求时，则储能装置将会转变为放电状态，用于代替光伏发电系统为配电网提供电力能源。

3.3 控制方式对比

对光伏发电系统与储能装置协调运行的四种控制策略进行对比，用于了解四种方式的适用场景，以便储能装置与光伏发电系统协调运行期间能够良好选择控制方式。因此从越限改善效果、储能容量要求两个方面展开对比。

3.3.1 越限改善效果对比

对计划运行、限制反向功率流运行、控制电压运行、削峰运行四种方式的使用特点进行总结。

一是计划运行。应用计划运行策略控制储能装置与光伏发电系统时，为避免出现电压越限问题，要求使用该策略运行时能够结合配电网负荷运行需求确定储能装置充电功率限值。

二是限制反向功率流运行。为防止电压越限，应用限制反向功率流运行控制策略过程中，要求储能装置能够具备充足储能容量。

三是控制电压运行。与上述两种控制策略相较，控制电压运行方式可以将光伏发电系统并网点电压控制在特定区间范围内，而该电压区间可以根据光伏发电系统及配电网功率需求进行确定。

四是削峰运行。协调控制策略的使用目的之一在于防止电压越限问题的产生，在具体实施期间，为确保削峰运行策略控制效果，需要结合实际情况选择适宜的反向功率流限值。

在协调控制运行过程中，配电网电压水平、储能装置输出、负荷能够在一定程度上影响协调控制效果。对于四种协调控制策略而言，控制电压运行、限制反向功率流运行控制方式受上述因素的影响较小，而削峰运行与计划运行则极易受到影响并且无法发挥出应用协调控制效果，在此情况下，难以精细化控制反向功率流限值及储能充电功率限值。因此，若有效规避并网点电压越限现象，需要优先选用控制电压运行、限制反向功率流运行两种控制方式。

3.3.2 储能容量要求对比

光伏发电系统接入储能装置对电压越限问题进行控制时，储能装置电池剩余容量能够对电压越限应对效果产生影响，为保障储能协调控制策略能够切实起到应用效果，需注意分析四种协调控制方式对储能装置容量的要求。

一是计划运行。采用该方式进行协调控制时，储能装置充电功率限值能够影响其容量需求，且两者之间存在正比关系，即储能装置充电功率限值越高，则所需的储能装置电池容量越多。

二是限制反向功率流运行。在计划运行、限制反向功率流运行、控制电压运行、削峰运行四种协调控制策略中，限制反向功率流运行控制方式对储能装置容量要求较高，其在控制期间储能装置电池剩余容量将会产生较大变化，由此可见，限制反向功率流运行控制方式虽然可以对反向功率流产生较强限制效果，但储能装置需要在运行控制期间吸收较多电力能源。

三是控制电压运行。该协调运行控制方式的储能装置电池容量要求受光伏发电系统并网点电压限值影响，并且两者之间具有反比关系，即光伏发电系统并网点电压限值越小则储能装置电池容量要求越高。

四是削峰运行。对于该协调控制方式而言，反向功率流限值可以对储能装置电池容量要求产生影响，且两者之间呈正比关系，即反向功率流限值越高则储能装置电池容量要求越高。

从整体情况来看，计划运行、控制电压运行、削峰运行三种方式能够根据光伏发电系统及配电网负荷要求，动态化确定储能装置容量要求，能够对储能装置电池容量要求加以控制。同时相较而言，限制反向功率流运行控制方式受其他因素影响较大，对储能装置电池容量要求较高。因此，仅站在储能容量角度来看，计划运行、控制电压运行、削峰运行更为适合进行协调控制。

若仅考虑电压越限改善效果，较为适宜的协调控制方式为限制反向功率流运行，若同时考虑储能装置电池容量要求及光伏发电系统并网电压要求，则较为适宜的协调控制方式为控制电压运行方式。但计划运行、削峰运行两种协调控制方式同样具备其他优点。例如，计划运行控制方式使用期间能够便捷化计算其所需的储能装置电池容量，同时还可以将储能装置充电功率控制在一定区间范围内，使充电功率能够始终保持恒定状态，避免储能装置受较大充电功率影响而遭受损坏，继而起到保障装置寿命的作用。

4 结语

在光伏发电系统并网发展期间，因配电网线路电阻过大而引发了电压越限问题，为确保储能装置接入光伏发电系统后能够呈现出优异效果，需要加强储能装置与光伏发电系统的协调控制工作，以越限改善效果、储能容量要求为依据从计划运行、限制反向功率流运行、控制电压运行、削峰运行四种方式中选择较为适宜的协调控制方式。