含光儲(chǔ)系統(tǒng)的微電網(wǎng)能量協(xié)調(diào)控制策略

宋丹 張武洋 王成華

摘 要：隨著分布式光伏儲(chǔ)能系統(tǒng)在電力系統(tǒng)中的作用的提升，光儲(chǔ)微電網(wǎng)的能量管理及協(xié)調(diào)控制策略的研究尤為重要。首先，對(duì)光儲(chǔ)微電網(wǎng)的控制策略進(jìn)行了研究，主要從DC/DC變換器、DC/AC逆變器和光伏系統(tǒng)控制方式展開研究;其次，搭建了光儲(chǔ)微電網(wǎng)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，并對(duì)系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)效益進(jìn)行了簡(jiǎn)單分析;最后，在仿真軟件中搭建光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)模型，仿真光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)在峰谷電價(jià)差機(jī)制下的儲(chǔ)能蓄電池出力特性，驗(yàn)證本文所提的基于分時(shí)電價(jià)機(jī)制的功率協(xié)調(diào)控制策略在光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)中的有效性。

關(guān)鍵詞：光伏儲(chǔ)能;仿真建模;控制策略;功率協(xié)調(diào)

DOI：10.15938/j.jhust.2021.06.013

中圖分類號(hào)： TM615

文獻(xiàn)標(biāo)志碼： A

文章編號(hào)： 1007-2683（2021）06-0094-10

Coordinated Control Strategy of Microgrid

Energy with Optical Storage System

SONG Dan1， ZHANG Wu-yang2， WANG Cheng-hua3

（1.Northeast Branch of State Grid Corporation of China， Shenyang 110000， China;

2.State Grid Liaoning Electric Power Co.， Ltd. Electric Power Research Institute， Shenyang 110000， China;

3.Guodian Technology and Enviroment Group Co.， Ltd Chifeng Wend Power Company， Chifeng 024004，China）

Abstract：With the increasing role of distributed photovoltaic energy storage systems in power systems， the research on energy management and coordinated control strategies of optical storage microgrids becomes more and more important. First of all， research is carried out from the initial investment， operation and maintenance of the optical storage microgrid system， photovoltaic system power generation subsidies， grid power purchase costs， and power sales revenue to obtain the maximum economic benefit as the goal. Secondly， combining the time-of-use electricity price and load curve， a coordinated control strategy of optical storage power based on the peak-valley price difference is proposed. Finally， the optical storage microgrid system model is built in the simulation software to simulate the optical storage microgrid system at peak. The output characteristics of energy storage batteries under the valley electricity price difference mechanism verify the effectiveness of the power coordination control strategy based on the time-of-use electricity price mechanism proposed in this paper in the optical storage microgrid system.

Keywords：photovoltaic and energy storage microgrid; simulation modeling; control strategy; power coordination

0 引 言

目前，分布式微網(wǎng)中在充分利用光伏能源法的同時(shí)，還可以根據(jù)當(dāng)?shù)氐姆骞确謺r(shí)電價(jià)信息，在光伏發(fā)電供應(yīng)負(fù)荷有剩余電量時(shí)或在低谷電價(jià)下向儲(chǔ)能電池充電，在電價(jià)峰值時(shí)光伏系統(tǒng)發(fā)電、儲(chǔ)能蓄電池放電[1];當(dāng)光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)供電不足時(shí)或故障時(shí)，負(fù)荷則用市電，這樣充分利用了太陽(yáng)能光伏資源、又能利用峰谷電價(jià)機(jī)制，通過“峰谷套利”運(yùn)營(yíng)模式，出售清潔電力獲取利潤(rùn)，用電企業(yè)購(gòu)買儲(chǔ)能電力降低運(yùn)營(yíng)成本，并且從一定程度上緩解了用電高峰期的電網(wǎng)壓力，實(shí)現(xiàn)多方共贏，為儲(chǔ)能電站的商業(yè)運(yùn)營(yíng)模式做出了有益的探索[2-3]。因此需針對(duì)光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)開展研究。

近年來，光伏微電網(wǎng)的控制策略研究如火如荼，主要集中在對(duì)于變換器的控制策略設(shè)計(jì)及功率協(xié)調(diào)調(diào)度流程設(shè)計(jì)[4-13]。文[4]使用狀態(tài)空間平均法對(duì)變換器的控制模型進(jìn)行了研究，分析了其中的開關(guān)調(diào)劑系統(tǒng)。文[5]對(duì)比了不同儲(chǔ)能系統(tǒng)特性，實(shí)驗(yàn)證明主動(dòng)混合系統(tǒng)更能充分發(fā)揮超級(jí)電容的特性，延長(zhǎng)電池使用壽命。文[6]構(gòu)建了雙向直流變換器平臺(tái)，通過雙向控制模型的分析，采用PID補(bǔ)償環(huán)節(jié)的單電壓閉環(huán)實(shí)現(xiàn)了BDC系統(tǒng)閉環(huán)穩(wěn)定，并進(jìn)行了試驗(yàn)驗(yàn)證。文[7]提出了一種針對(duì)光儲(chǔ)直流微電網(wǎng)的新控制策略，使得光伏系統(tǒng)產(chǎn)能最大化，并且可實(shí)現(xiàn)并網(wǎng)/孤網(wǎng)的平滑切換。文[8]提出了一種新的光伏系統(tǒng)能量管理方案，優(yōu)化了混合儲(chǔ)能系統(tǒng)的管理。在光儲(chǔ)微電網(wǎng)的實(shí)際運(yùn)行中，需要對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)行過充和欠壓保護(hù)，因此需設(shè)計(jì)合理的控制策略，使得既能夠提高光伏發(fā)發(fā)電系統(tǒng)的能量的利用效率，還可以延長(zhǎng)儲(chǔ)能設(shè)備的使用壽命[9]。

迄今為止，對(duì)于光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)的研究已經(jīng)較多，但是對(duì)于光儲(chǔ)微電網(wǎng)的系統(tǒng)建模，還需結(jié)合工程實(shí)際建立適用于工程應(yīng)用分析的仿真模型，特別是儲(chǔ)能系統(tǒng)的模型建立。對(duì)于光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)的控制策略分析，需同時(shí)研究雙向DC/DC變換器與并網(wǎng)逆變器的控制策略，并實(shí)現(xiàn)協(xié)調(diào)控制，并結(jié)合分時(shí)電價(jià)機(jī)制，提出適用于用戶側(cè)光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)的能量管理控制策略。研究?jī)?chǔ)能系統(tǒng)的容量配置問題，使得系統(tǒng)配置經(jīng)濟(jì)，充分發(fā)揮光伏發(fā)電系統(tǒng)與儲(chǔ)能系統(tǒng)的優(yōu)勢(shì)，達(dá)到優(yōu)勢(shì)互補(bǔ)的效果。

本文首先對(duì)光伏儲(chǔ)能系統(tǒng)的容量進(jìn)行了計(jì)算，分別計(jì)算得到光伏系統(tǒng)全生命周期的投資及產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效益，以獲得最大經(jīng)濟(jì)收益為目標(biāo)，建立了考慮經(jīng)濟(jì)成本下通過目標(biāo)函數(shù)最大值求解的模型;結(jié)合峰谷電價(jià)建立了光儲(chǔ)系統(tǒng)的調(diào)控策略;最后，以三個(gè)案例進(jìn)行實(shí)例分析，通過仿真建模驗(yàn)證本文提出的光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)的能量管理及容量配置方法。

1 光儲(chǔ)系統(tǒng)的控制策略研究

儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)采用基于交流母線的并網(wǎng)方式，光伏系統(tǒng)和儲(chǔ)能蓄電池均通過DC/AC逆變器接入電網(wǎng)，由于光伏發(fā)電系統(tǒng)與儲(chǔ)能蓄電池端電壓較低，因此均通過DC/DC升壓電路，即采用了雙級(jí)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)。儲(chǔ)能蓄電池作為光伏發(fā)電系統(tǒng)的補(bǔ)充能源，白天時(shí)，光伏發(fā)電能量過剩的時(shí)候?qū)⒍嘤嚯娔鼙４嫫饋?，等到晚上或天氣陰的時(shí)候，儲(chǔ)能蓄電池再將電能釋放出來。因此，需要分別對(duì)儲(chǔ)能變流器系統(tǒng)和光伏發(fā)電系統(tǒng)進(jìn)行控制，涉及DC/DC變換器和DC/AC逆變器。

1.1 DC/DC變換器控制設(shè)計(jì)

雙向DC/DC變換器的控制框圖如圖1所示。該控制策略采用雙閉環(huán)控制，外環(huán)為功率環(huán)，內(nèi)環(huán)為電流環(huán)?？刂品绞缴蠟榛パa(bǔ)PWM控制，開關(guān)管S1和S2的驅(qū)動(dòng)為互補(bǔ)。電流環(huán)為電感電流內(nèi)環(huán)，在電池充狀態(tài)時(shí)，電感電流內(nèi)環(huán)的閉環(huán)控制實(shí)現(xiàn)了對(duì)電池充電電流的控制，保護(hù)開關(guān)管安全;在電池放電時(shí)，電感電流內(nèi)環(huán)提高了系統(tǒng)快速響應(yīng)性能。將儲(chǔ)能單元實(shí)時(shí)功率P與給定功率Pref做差，得到的誤差經(jīng)過電壓調(diào)節(jié)器得到電流內(nèi)環(huán)的電感電流參考值。再將電流內(nèi)環(huán)參考值與實(shí)測(cè)充放電電流 求偏差，經(jīng)電流調(diào)節(jié)器后與三角載波比較，產(chǎn)生變化的占空比PWM波，即開關(guān)管的開通關(guān)斷信號(hào)，從而實(shí)現(xiàn)對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)的功率控制。

1.2 DC/AC逆變器控制設(shè)計(jì)

圖2為DC/AC的恒直流電壓恒無功功率控制控制結(jié)構(gòu)框圖。根據(jù)直流母線的電壓參考值與實(shí)際值的誤差，經(jīng)過調(diào)節(jié)器得到電流內(nèi)環(huán)的參考值，即內(nèi)環(huán)控制器的輸入?yún)⒖贾礽d_ref和iq_ref。對(duì)電網(wǎng)擾動(dòng)電壓ed、eq采取前饋補(bǔ)償，同時(shí)也引入d、q軸的電壓耦合補(bǔ)償項(xiàng)ωLid、ωLiq，實(shí)現(xiàn)d、q軸電流的解耦控制。其中DC/AC變流器的電壓控制方程

umd=kp（id_ref-id）+ki∫（id_ref-id）dt-ωLid+ed

umq=kq（iq_ref-iq）+ki∫（iq_ref-iq）dt+ωLiq+eq（1）

將umd、umq從兩相旋轉(zhuǎn)d、q坐標(biāo)系逆變到三相靜止坐標(biāo)系，再通過PWM脈寬調(diào)制，產(chǎn)生變流器控制信號(hào)，實(shí)現(xiàn)DC/AC變流器的控制。對(duì)于單位因數(shù)控制時(shí)，Qref一般取為0。

1.3 光伏系統(tǒng)的控制策略研究

與儲(chǔ)能系統(tǒng)控制系統(tǒng)類似，光伏發(fā)電系統(tǒng)也采用雙級(jí)控制策略，即光伏陣列先經(jīng)過DC/DC斬波器進(jìn)行電壓變化，在通過并網(wǎng)逆變器將在直流變?yōu)榻涣?。由于Buck電路輸入電流不連續(xù)，故需加入儲(chǔ)能電容，使得光伏發(fā)電系統(tǒng)可以出在最佳工作狀態(tài)。

與儲(chǔ)能系統(tǒng)并網(wǎng)逆變器不同的時(shí)，光伏發(fā)電系統(tǒng)的電流內(nèi)環(huán)參考值有兩部分構(gòu)成，id_ref1是由電壓外環(huán)參考電壓與實(shí)測(cè)直流母線電壓通過PI控制器產(chǎn)生，另一個(gè)參考值id_ref2是來自有功功率的閉環(huán)控制，由MPPT最大得到的最大功率工作點(diǎn)與并網(wǎng)側(cè)d軸的電壓相比得到。該雙閉環(huán)控制系統(tǒng)用于維持并網(wǎng)逆變器的直流母線電壓恒定。

2 光儲(chǔ)微電網(wǎng)拓?fù)浞治?/p>

針對(duì)用戶側(cè)光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)的應(yīng)用場(chǎng)景，本文提出基于峰谷電價(jià)差的光儲(chǔ)功率協(xié)調(diào)控制策略。針對(duì)實(shí)施峰谷分時(shí)電價(jià)的生活區(qū)域，可在電價(jià)低谷的時(shí)候?qū)㈦娔軆?chǔ)存起來，在電價(jià)峰時(shí)將電能釋放出來。因此在峰谷電價(jià)機(jī)制下，在光伏發(fā)電供應(yīng)負(fù)荷由剩余電量時(shí)或在低谷電價(jià)下給儲(chǔ)能電池充電，在電價(jià)峰值時(shí)光伏系統(tǒng)發(fā)電、儲(chǔ)能蓄電池放電;當(dāng)光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)供電不足時(shí)或故障時(shí)，負(fù)荷則用市電，這樣充分利用了太陽(yáng)能光伏資源、又能利用峰谷電價(jià)機(jī)制，實(shí)現(xiàn)峰谷套利，降低光儲(chǔ)微電網(wǎng)的運(yùn)行成本[7，14]。

光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖4所示。該光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)由分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)、蓄電池系統(tǒng)、升壓Boost直流變換器、雙向Buck-Boost變換器以及并網(wǎng)逆變器組成[15]。假設(shè)光伏發(fā)電系統(tǒng)的輸出功率為Ppv，儲(chǔ)能蓄電池的實(shí)際充放電功率為Pbat，負(fù)荷功率為Pload，光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)與大電網(wǎng)之間的交換功率為Pgrid。

對(duì)于某一光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)，首先要依據(jù)該微電網(wǎng)系的負(fù)荷特性、峰谷電價(jià)信息確定光伏系統(tǒng)及儲(chǔ)能系統(tǒng)的配置容量，以期獲得最大的經(jīng)濟(jì)收益。

光儲(chǔ)微電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)成本計(jì)算內(nèi)容主要包括光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)的初始投資、運(yùn)營(yíng)維護(hù)、光伏系統(tǒng)發(fā)電補(bǔ)貼、電網(wǎng)購(gòu)電費(fèi)用及售電收益等。

3 光儲(chǔ)系統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制策略

基于圖1所示的光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)，依據(jù)儲(chǔ)能蓄電池的特性，則蓄電池的充放電功率及剩余電量存在以下關(guān)系：

充電狀態(tài)下：

E（t）=E（t-1）+ΔT·Pcharge（t）ηcharge（2）

放電狀態(tài)下：

E（t）=E（t-1）-ΔT·Pdischarge（t）ηdischarge（3）

蓄電池荷電狀態(tài)為：

SOC=SOC+1Q0∫tt0Ibatdτ（4）

為防止儲(chǔ)能蓄電池的過充過放，則荷電狀態(tài)需滿足以下條件：

SOCmin≤SOC≤SOCmax（5）

式中：E（t）為t時(shí)刻的儲(chǔ)能蓄電池的總能量;Pcharge（t）、Pdischarge（t）分別是t時(shí)刻的蓄電池充、放電功率，規(guī)定儲(chǔ)能蓄電池的充電功率為正，放電功率為負(fù)。ηcharge、ηdischarge分別為儲(chǔ)能蓄電池的充放電效率;ΔT為蓄電池的充放電時(shí)間段;SOCmin、SOCmax分別為蓄電池充放電過程中的SOC上下限值。

依據(jù)峰谷電價(jià)機(jī)制[16-17]，儲(chǔ)能蓄電池在光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)中既可以作為電源提供功率，也可以作為負(fù)荷吸收功率，起到削峰填谷的作用。假設(shè)電網(wǎng)與光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)之間的交換功率為Pgrid，若負(fù)荷及光儲(chǔ)系統(tǒng)使用電網(wǎng)電能，則Pgrid>0，即電網(wǎng)向光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)售電;若光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)向電網(wǎng)提供電能，則Pgrid<0，即光儲(chǔ)微電網(wǎng)向電網(wǎng)售電。

根據(jù)光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)與大電網(wǎng)系統(tǒng)之間的功率平衡關(guān)系如下：

當(dāng)Pgrid>0時(shí)，則有

Pload（t）=Ppv（t）+Pbat（t）+Pgrid（t）（6）

當(dāng)Pgrid0<時(shí)，則有

Pload（t）=Ppv（t）+Pbat（t）-Pgrid（t）（7）

其中當(dāng)儲(chǔ)能蓄電池的放電時(shí)，Pbat>0;當(dāng)蓄電池充電時(shí)，Pbat<0;當(dāng)Pbat=0時(shí)，蓄電池不充不放。

儲(chǔ)能蓄電池的充放電通過儲(chǔ)能變流器控制實(shí)現(xiàn)，常根據(jù)能量管理中心下發(fā)的功率指令對(duì)電池進(jìn)行充電或者放電[18-20]。因此需結(jié)合光伏系統(tǒng)出力、負(fù)荷特性、蓄電池的荷電狀態(tài)以及峰谷電價(jià)機(jī)制制定光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)的能量管理策略。

基本的原則如下：

1）當(dāng)光伏系統(tǒng)出力大于負(fù)荷時(shí)，無論在白天的任何電價(jià)時(shí)間段內(nèi)，光伏系統(tǒng)供應(yīng)電量剩余，因此選擇給儲(chǔ)能電池充電。當(dāng)儲(chǔ)能蓄電池全部充滿后，即達(dá)到SOCmax后，光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)將多余電能輸送到電網(wǎng)。

2）當(dāng)光伏出力小于負(fù)荷時(shí)，負(fù)荷功率缺額Pshort=Pload-Ppv，此時(shí)需根據(jù)電價(jià)機(jī)制和電池荷電狀態(tài)確定蓄電池充放電狀態(tài)及光儲(chǔ)微電網(wǎng)與大電網(wǎng)系統(tǒng)之間的交換功率Pgrid。

1）若此時(shí)處于電價(jià)峰時(shí)段。當(dāng)儲(chǔ)能蓄電池和荷電狀態(tài)高于SOCmin時(shí)，優(yōu)先選擇儲(chǔ)能蓄電池給負(fù)荷供電，若蓄電池的荷電狀態(tài)在[SOCmin，SOCmax]范圍之內(nèi)，但提供電能小于負(fù)荷缺額功率時(shí)，則選擇從電網(wǎng)購(gòu)得所需電量。若蓄電池荷電狀態(tài)低于SOCmin時(shí)，則蓄電池停止放電，光伏發(fā)電系統(tǒng)和大電網(wǎng)共同給負(fù)荷供電。

2）若處于電價(jià)低谷時(shí)段。光伏發(fā)電系統(tǒng)首先為負(fù)荷提供電能，負(fù)荷功率缺額部分由大電網(wǎng)提供，同時(shí)選擇大電網(wǎng)為儲(chǔ)能蓄電池充電，直至電池的荷電狀態(tài)達(dá)到SOCmax。

3）若處于電價(jià)平時(shí)時(shí)段。此時(shí)光伏發(fā)電首先為負(fù)荷供電，剩余部分負(fù)荷所需功率由大電網(wǎng)提供。儲(chǔ)能蓄電池不論荷電狀態(tài)SOC的大小，均保持在無充放狀態(tài)。

基于光儲(chǔ)微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)的基本原則，光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)蓄電池充放控制框圖如圖5所示。

以某一酒店樓宇的負(fù)荷為例，研究光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)的應(yīng)用，該地24h的峰谷電價(jià)信息如圖6。

信息圖可知，一天內(nèi)有兩個(gè)電價(jià)峰時(shí)段，分為為早上的8：30-11：30和晚上的18：30-23：00;谷值時(shí)段為夜間到凌晨的23：00-7：00;其余時(shí)間段均為平時(shí)電價(jià)。因此可根據(jù)峰時(shí)電價(jià)引導(dǎo)機(jī)制，使得電力用戶合理規(guī)劃用電習(xí)慣和用電方式，平衡負(fù)荷需求，優(yōu)化負(fù)荷峰谷差，達(dá)到用戶與電能供應(yīng)雙贏的目的。通過圖6可知，該地區(qū)的峰谷電價(jià)差達(dá)到0.7187，可作為較好的峰谷電價(jià)套利項(xiàng)目選址區(qū)域。

根據(jù)負(fù)荷功率曲線圖可知，一日內(nèi)該用戶存在兩個(gè)負(fù)荷高峰，分別處于中午和晚上的時(shí)間段，負(fù)荷低谷主要處于夜間。該用戶的負(fù)荷分布于峰谷電價(jià)差基本一致，因此結(jié)合光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)蓄電池充放控制策略，可在一日內(nèi)對(duì)儲(chǔ)能蓄電池實(shí)行兩充兩放的控制策略，提高光伏發(fā)電的利用率。

4 應(yīng)用實(shí)例分析

本文分別以某一酒店、某一小區(qū)和某制造廠的光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)為例，驗(yàn)證本文提出的基于光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)的能量管理及容量配置方法。該光儲(chǔ)微電網(wǎng)的算例系統(tǒng)示意圖和模型圖分別如圖7和圖8所示。

4.1 實(shí)例一

在MATLAB上搭建某酒店的光儲(chǔ)微電網(wǎng)模型。依據(jù)光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)的負(fù)荷情況，選擇光伏系統(tǒng)容量為400kW，由光伏單體SunPower SPR-305-WHT通過串并聯(lián)構(gòu)成。蓄電池容量為600Ah，選用鈦鐵鋰方形單體電池串并聯(lián)構(gòu)成。光伏發(fā)電系統(tǒng)和儲(chǔ)能蓄電池通過各自的變流器并聯(lián)在0.4kV母線，后經(jīng)0.4kV/10kV的變壓器接入電網(wǎng)中。

1）工況1。當(dāng)光伏系統(tǒng)并網(wǎng)運(yùn)行時(shí)，假設(shè)負(fù)荷功率恒定，當(dāng)光伏功率波動(dòng)時(shí)，光伏并聯(lián)波動(dòng)曲線及儲(chǔ)能蓄電池的荷電狀態(tài)曲線如圖9、圖10所示。根據(jù)光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)的功率協(xié)調(diào)控制可知，當(dāng)光伏系統(tǒng)功率剩余時(shí)，由于儲(chǔ)能蓄電池SOC在允許充電范圍之內(nèi)，此時(shí)給儲(chǔ)能蓄電池充電，SOC增加。在8h時(shí)，由于光照強(qiáng)度等環(huán)境因素的影響，使得光伏輸出功率降低，此時(shí)光伏發(fā)電系統(tǒng)不能滿足負(fù)荷需求，經(jīng)判斷儲(chǔ)能蓄電池的SOC在允許放電范圍之內(nèi)，故此時(shí)選擇儲(chǔ)能蓄電池進(jìn)行放電，以彌補(bǔ)光伏系統(tǒng)的功率不足。

2）工況2。對(duì)于上述光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)，根據(jù)光伏發(fā)電系統(tǒng)的并網(wǎng)運(yùn)行與離網(wǎng)運(yùn)行，分別仿真24 h之內(nèi)的光伏及儲(chǔ)能出力情況。

光伏發(fā)電系統(tǒng)離網(wǎng)運(yùn)行時(shí)，此時(shí)只有儲(chǔ)能蓄電池的存在，根據(jù)一日之內(nèi)的負(fù)荷變化情況，選擇蓄電池進(jìn)行定功率的兩充兩放模式。此時(shí)儲(chǔ)能蓄電池在24h內(nèi)的荷電狀態(tài)及充放電電壓電流變化情況如圖11，光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)對(duì)負(fù)荷的削峰填谷作用曲線圖12所示。

在光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)光伏發(fā)電部分故障的情況下，由于光伏發(fā)電系統(tǒng)不能再給光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)提供電能，故此時(shí)光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)變?yōu)閱为?dú)有儲(chǔ)能蓄電池的用戶側(cè)系統(tǒng)。根據(jù)用戶負(fù)荷特性，結(jié)合當(dāng)?shù)胤謺r(shí)電價(jià)機(jī)制，若采用兩充兩放的控制模式。為延長(zhǎng)儲(chǔ)能蓄電池的使用壽命，在該種情況下，采用恒功率充放模式。由于電價(jià)低谷和峰谷之間不一，故在各個(gè)電價(jià)時(shí)段的充放電功率大小不一。

在凌晨至早晨的電價(jià)低谷階段，由于電池的荷電狀態(tài)在允許充電范圍內(nèi)，儲(chǔ)能蓄電池處于充電狀態(tài)，充電恒功率值為50kW，此時(shí)蓄電池電流值小于零，電壓升高，荷電狀態(tài)SOC也逐步升高，如圖8所示，此時(shí)儲(chǔ)能蓄電池起到填谷的效果;在電價(jià)平值時(shí)段，由于儲(chǔ)能蓄電池不進(jìn)行充放，故此時(shí)儲(chǔ)能蓄電池的電壓、電流和荷電狀態(tài)參數(shù)不發(fā)生變化。在中午時(shí)段，電價(jià)處于峰值時(shí)段，此時(shí)儲(chǔ)能蓄電池開始放電。根據(jù)蓄電池參數(shù)曲線可以看出，此時(shí)蓄電池的電壓和SOC均逐步減小，蓄電池起到削峰的作用，削峰填谷效果如圖12所示。

3）工況3。當(dāng)光伏發(fā)電離網(wǎng)時(shí)，對(duì)于同樣的負(fù)荷曲線，若一日之內(nèi)采用一充兩放的蓄電池定功率控制模式，儲(chǔ)能蓄電池在一個(gè)周期內(nèi)的荷電狀態(tài)及充放電電壓電流變化情況如圖13。該充放電的方案使得蓄電池一次的充電電量要滿足兩個(gè)峰時(shí)段的負(fù)荷需求。由于受到蓄電池容量的限制，故兩個(gè)峰值時(shí)段的放電電量較小，以保證儲(chǔ)能蓄電池的荷電狀態(tài)在允許范圍之內(nèi)，以免損壞電池。

在該充儲(chǔ)能蓄電池的充放電控制模式下，選擇凌晨至早晨的電價(jià)低谷時(shí)段為儲(chǔ)能蓄電池充電。由于儲(chǔ)能蓄電池的SOC在允許可充范圍內(nèi)，故給蓄電池充電，此時(shí)蓄電池電流值小于零，蓄電池荷電狀態(tài)升高，電池端電壓升高。選擇在中午和晚上的電價(jià)峰時(shí)時(shí)段進(jìn)行放電，此時(shí)蓄電池電流值大于零，荷電狀態(tài)減小。在其他任意時(shí)段儲(chǔ)能蓄電池不進(jìn)行充放，電流為零。綜上，光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)對(duì)負(fù)荷的削峰填谷作用曲線圖14所示。

4.2 實(shí)例二

在MATLAB上搭建某小區(qū)1幢公寓的光儲(chǔ)微電網(wǎng)模型。依據(jù)負(fù)荷為60kW，選擇光伏系統(tǒng)容量為30kW，蓄電池容量為60Ah。

1）工況1。對(duì)于光伏發(fā)電系統(tǒng)，在并網(wǎng)情況下，當(dāng)光照強(qiáng)度波動(dòng)下光伏發(fā)電系統(tǒng)功率出力及協(xié)調(diào)控制下的蓄電池充放電波形曲線與4.1實(shí)例類似。當(dāng)光伏系統(tǒng)功率剩余時(shí)，由于儲(chǔ)能蓄電池SOC在允許充電范圍之內(nèi)，此時(shí)給儲(chǔ)能蓄電池充電，SOC增加。當(dāng)光伏輸出功率降低，若光伏發(fā)電系統(tǒng)不能滿足負(fù)荷需求，且儲(chǔ)能蓄電池的SOC在允許放電范圍之內(nèi)，儲(chǔ)能蓄電池進(jìn)行放電。

2）工況2。與上述光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)類似。仿真在離網(wǎng)情況下的光伏及儲(chǔ)能出力情況。對(duì)于該小區(qū)某一幢公寓的光伏發(fā)電系統(tǒng)，同樣也設(shè)置兩充兩放的模式，此時(shí)蓄電池的荷電狀態(tài)及充放電電壓、電流變化情況如圖15所示。

在該實(shí)例中，在凌晨至早晨和下午的電價(jià)低谷階段儲(chǔ)能蓄電池充電，在中午和晚上的電價(jià)峰值時(shí)段儲(chǔ)能蓄電池放電。通過對(duì)儲(chǔ)能蓄電池充放電的控制，既利用峰谷電價(jià)差實(shí)現(xiàn)獲利，又可起到削峰填谷的作用，減小負(fù)荷波動(dòng)對(duì)系統(tǒng)的影響。

3）工況3。根據(jù)小區(qū)公寓的負(fù)荷情況，小區(qū)的負(fù)荷高峰時(shí)段主要集中在晚上，因此儲(chǔ)能蓄電池充放電選擇當(dāng)日內(nèi)一充一放模式，也可延長(zhǎng)儲(chǔ)能蓄電池的使用壽命，蓄電池的荷電狀態(tài)及充放電電壓、電流變化情況如圖17所示，削峰填谷效果如圖18所示。

在該工況下，儲(chǔ)能蓄電池在一日內(nèi)選擇在凌晨到早晨的電價(jià)低谷時(shí)段充電，在晚上的電價(jià)峰值時(shí)段蓄放電。由圖17可知，在第一階段的蓄電池充電過程中，SOC值增大，蓄電池電流小于零，蓄電池的端電壓逐漸增大，在夜間的放電階段與之相反。

4.3 實(shí)例三

在MATLAB上搭建某制造廠的光儲(chǔ)微電網(wǎng)模型。依據(jù)光儲(chǔ)微電網(wǎng)系統(tǒng)的負(fù)荷情況，選擇光伏系統(tǒng)容量為400kW，蓄電池容量為600Ah。

1）工況1。對(duì)于光伏發(fā)電系統(tǒng)，在并網(wǎng)情況下，當(dāng)光照強(qiáng)度波動(dòng)下光伏發(fā)電系統(tǒng)功率出力及協(xié)調(diào)控制下的蓄電池充放電波形曲線與上述實(shí)例仿真曲線類似。需注意的是，根據(jù)制造廠的生產(chǎn)情況可知，一般情況下白天上班期間，由于大型機(jī)械設(shè)備持續(xù)運(yùn)作，負(fù)荷較大，而在夜間負(fù)荷較小，因此制造廠的負(fù)荷功率特性不同于酒店和小區(qū)。

2）工況2。在陰雨天氣下，光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出功率幾乎為零，此時(shí)類似于光伏離網(wǎng)系統(tǒng)下的光儲(chǔ)微電網(wǎng)，通過對(duì)儲(chǔ)能蓄電池進(jìn)行充放電控制，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能蓄電池的削峰填谷作用。根據(jù)制造廠的負(fù)荷特性，在一日內(nèi)可實(shí)行一充兩放的控制策略。蓄電池的荷電狀態(tài)及充放電電壓、電流變化情況如圖19所示，削峰填谷效果如圖20所示。

對(duì)于制造廠的負(fù)荷特性，在凌晨到早上的電價(jià)低谷時(shí)間段，通過變流器控制為儲(chǔ)能蓄電池充電，此時(shí)蓄電池電流小于零，蓄電池荷電狀態(tài)升高，蓄電池參數(shù)曲線如圖19所示。在早上10點(diǎn)到晚上8點(diǎn)的時(shí)間段之間，選擇在早上電價(jià)峰谷時(shí)間段和傍晚電價(jià)峰谷時(shí)控制儲(chǔ)能蓄電池進(jìn)行放電，蓄電池荷電狀態(tài)逐步降低。儲(chǔ)能蓄電池充放電的削峰填谷效果如圖20所示。

3）工況3。在陰雨天或者光伏發(fā)電系統(tǒng)故障情況下，基于制造廠的負(fù)荷曲線，可在一日內(nèi)實(shí)現(xiàn)一充一方的蓄電池控制策略，通過減小儲(chǔ)能蓄電池的充放電次數(shù)，提高儲(chǔ)能的壽命和經(jīng)濟(jì)性。即在凌晨到早上的電價(jià)低谷時(shí)段儲(chǔ)能蓄電池充電，在白天的峰谷的時(shí)間段內(nèi)一次性控制儲(chǔ)能蓄電池放電。在此控制模式下，蓄電池的荷電狀態(tài)及充放電電壓、電流變化情況如圖21所示，削峰填谷效果如圖22所示。

5 結(jié) 論

本文通過對(duì)光伏發(fā)電系統(tǒng)的微電網(wǎng)進(jìn)行了能量管理研究，考慮峰谷電價(jià)及負(fù)荷特性，提出了功率的調(diào)整策略;通過仿真軟件搭建微電網(wǎng)模型，以三個(gè)實(shí)際工況的數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，分別采用本文的功率控制策略，證明本文提出的控制策略能較為有效的調(diào)控光伏系統(tǒng)的出力。

在本文的研究過程中，僅使用了控制策略對(duì)社會(huì)生產(chǎn)幾種典型工況的適用性，所提出的控制策略是否具有普適性，仍需進(jìn)一步的研究。

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（編輯：王 萍）

收稿日期： 2020-11-20

基金項(xiàng)目：

國(guó)家自然科學(xué)基金（51607112）;國(guó)家電網(wǎng)公司科技項(xiàng)目（SGLNDK00DWJS1900039）.

作者簡(jiǎn)介：

宋 丹（1983—），女，高級(jí)工程師;

王成華（1981—），男，本科.

通信作者：

張武洋（1981—），男，碩士，E-mail：zhang_wuyang@126.com.

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