微電網(wǎng)中的光伏儲能控制策略研究

鄒鵬輝

(國家電投集團青海光伏產業(yè)創(chuàng)新中心有限公司，青海 西寧 810008)

偏遠地區(qū)的人民在使用電能時，受到復雜地理環(huán)境的限制，大電網(wǎng)無法連接當?shù)仉娋W(wǎng)，在這種環(huán)境下，微電網(wǎng)成為我國研究的重點[1]。微電網(wǎng)技術的發(fā)展，有效協(xié)調分布式電源與大電網(wǎng)之間的矛盾。微電網(wǎng)是一種配電子系統(tǒng)，由控制單元、分布式電源或微型電源、儲能裝置與負荷共同組成，儲能裝置與微型電源經(jīng)逆變器連接微電網(wǎng)[2]。微電網(wǎng)不但能夠并網(wǎng)協(xié)調運行，還可以依據(jù)運行中出現(xiàn)的故障或檢修情況獨立運行。

文獻[3]提出基于深度強化學習的微電網(wǎng)儲能調度策略，考慮了不同場景組合模型對微電網(wǎng)儲能調度的影響，深度卷積神經(jīng)網(wǎng)絡提取了調度時間的序列特征，在隨機干擾下可以有效進行固定電價與實時電價的調度，且可以較好地控制微電網(wǎng)運行收益的偏差。但是在儲能切換穩(wěn)定性研究的方面有待進一步完善。文獻[4]研究了配備不可控和可控電器以及光伏(PV)面板和電池儲能系統(tǒng)(BESS)。該控制方案依賴于迭代有限范圍在線優(yōu)化，實施混合整數(shù)線性規(guī)劃能源調度算法，以最大限度地利用太陽能自供電和/或最大限度地減少時變能源下從電網(wǎng)購買的每日能源成本價錢。文獻[5]提出了一種光伏并網(wǎng)混合能源發(fā)電系統(tǒng)的智能控制策略。首先，對電能進行動態(tài)建模。然后，設計DC-DC功率轉換器的本地控制器來調節(jié)能量生成單元的工作點?；赥akagi-Sugeno-Kang的模糊增益調諧器用于調整FC和BESS控制器的PI參數(shù)。采用了基于神經(jīng)模糊增益調諧器的虛擬磁通定向控制(VFOC)方案來控制混合系統(tǒng)、本地負載和公用電網(wǎng)之間的功率流。但對于微電網(wǎng)切換的控制方面需要完善。

針對光伏儲能切換控制穩(wěn)定性差的問題，本文以光儲控制器研究目的，研究微電網(wǎng)光伏儲能中并網(wǎng)運行與孤島運行之間的平滑切換控制。

1 微電網(wǎng)光伏儲能控制策略分析

新能源應用越來越廣泛，導致主網(wǎng)與微電網(wǎng)的差異越來越大，國內外為解決這一問題做出相關研究，建立了眾多微電網(wǎng)實驗室。在目前的微電網(wǎng)系統(tǒng)中，光伏儲能是應用范圍最廣的組合新能源方式。本文首先構建了包含水力發(fā)電、光儲發(fā)電、負荷和柴油發(fā)電的混合型微電網(wǎng)的整體結構，以明確微電網(wǎng)的運行狀況，為光儲系統(tǒng)切換控制做基礎。采用了功率管理系統(tǒng)作為控制方式，并設計了并網(wǎng)模式與孤島模式自動切換過程。在設置平滑切換策略的基礎上，采用狀態(tài)跟隨的方式控制光伏儲能切換過程。

1.1 混合型微電網(wǎng)整體結構

傳統(tǒng)電網(wǎng)普遍采用的是聯(lián)網(wǎng)集中發(fā)電的模式，但隨用電負荷的增加以及分布式電源的普及，電網(wǎng)結構中的儲能系統(tǒng)受到?jīng)_擊[6]。在微電網(wǎng)中，儲能系統(tǒng)可以抑制分布能源的波動，是并網(wǎng)運行的關鍵[7]。為了明確光伏儲能系統(tǒng)在微電網(wǎng)中的構成，本文所構建的微電網(wǎng)為混合型微電網(wǎng)，包含水電、光伏、儲能和柴油發(fā)電，整體結構見圖1。

圖1 微電網(wǎng)整體結構圖Fig.1 Overall structure of microgrid

混合型微電網(wǎng)的組合包括水力發(fā)電系統(tǒng)、光儲發(fā)電系統(tǒng)、負荷和柴油發(fā)電系統(tǒng)。本文研究的微電網(wǎng)是一種獨立電網(wǎng)，與主網(wǎng)之間不存在電氣連接。光儲發(fā)電系統(tǒng)、柴油發(fā)電系統(tǒng)與中心變電站之間的連接分別通過35kV雙回架空線連接、10kV/35kV升壓變壓器實現(xiàn)；數(shù)個10kV饋線共同組成負荷；水電通過6kV/35kV升壓變壓器經(jīng)雙回架空線連接中心變電站[8]。兩段35kV的母線共同組成光儲發(fā)電系統(tǒng)，各段母線光伏容量與儲能裝機容量分別為5MW和5.2MW。光儲發(fā)電系統(tǒng)中靜止無功補償器的使用增加了電網(wǎng)電壓的穩(wěn)定性[9]。水電裝機的容量大小為4*1.3 MW，受到水位限制，只能同時使用3臺機組。柴油發(fā)電系統(tǒng)裝機容量大小為4*0.8MW，由于運行維護與日常檢修的需要，實際運行時只能使用3臺機組。

1.2 微電網(wǎng)切換控制

本文采用功率管理系統(tǒng)作為基礎的微電網(wǎng)控制方式實現(xiàn)研究[10]。光儲系統(tǒng)運行模式切換過程見圖2。

圖2 光儲系統(tǒng)運行切換過程Fig.2 Switching process of optical storage system

光儲發(fā)電系統(tǒng)使用手動切換，從啟動狀態(tài)轉變?yōu)楣聧u運行或者并網(wǎng)運行[11]。如果光儲發(fā)電系統(tǒng)穩(wěn)定，調峰與計劃曲線由并網(wǎng)運行控制；光儲系統(tǒng)頻率不在頻率范圍時[fL,ref(頻率下越限值),fH,ref(頻率上越限值)]，由孤島運行滿足其條件，檢測時使用滑差閉鎖，該種情況下，光儲發(fā)電系統(tǒng)經(jīng)緊急調頻，實行暫態(tài)運行，系統(tǒng)內的有功功率經(jīng)儲能主動調整，幫助頻率重新恢復至已設定范圍[12-13]。如果經(jīng)過儲能調整，仍然無法恢復到設定范圍，則發(fā)出異常頻率預警。直至收到下個指令前，系統(tǒng)始終保持原來的輸出，這段時間內，如果發(fā)生故障，系統(tǒng)自動做出保護行為[14-15]。假如系統(tǒng)的電壓超出或低于設定電壓范圍[UL,lim(電壓閾值下限),UH,lim(電壓閾值上限)]，那么，系統(tǒng)做出切換控制，臨時轉變成暫態(tài)運行，使用靜止無功補償器調整無功功率，確保電壓恢復，直至設定范圍[16]。如果經(jīng)過調整，電壓仍然未能恢復至設定范圍，做出異常預警，直至收到下個指令前，始終保持原來的輸出，這段時間內，如果發(fā)生故障，系統(tǒng)自動做出保護行為。在孤島運行或者并網(wǎng)運行的狀態(tài)下，出現(xiàn)故障則使用手動切換，使系統(tǒng)處于停機狀態(tài)。

1.3 控制器平滑切換控制方法

1.3.1 平滑切換控制策略

在整個微電網(wǎng)系統(tǒng)中，實現(xiàn)并網(wǎng)模式與孤島模式自動切換的關鍵技術主要有兩項技術模塊指導[17]：(1)實時精準監(jiān)控大電網(wǎng)運行狀態(tài)；(2)經(jīng)儲能換流器將并網(wǎng)運行模式穩(wěn)定地切換為孤島模式[18]。微電網(wǎng)單元的主控單元是電能存儲單元，該單元經(jīng)過程控制系統(tǒng)(Process Control System，PCS)采集專網(wǎng)運行數(shù)據(jù)，實現(xiàn)實時精準監(jiān)控主網(wǎng)運行狀態(tài)[19]。依據(jù)反饋的數(shù)據(jù)信息，操作主網(wǎng)系統(tǒng)與微電網(wǎng)之間的開關，為平滑切換微電網(wǎng)系統(tǒng)中的運行模式打下基礎。

切換運行模式時，主網(wǎng)會短暫斷電，在斷電時間內，分析微電網(wǎng)系統(tǒng)輸出頻率和輸出電壓[20]，判斷電網(wǎng)系統(tǒng)電力做功匹配情況。計算過程中，把微電網(wǎng)當作孤島運行的供電系統(tǒng)，式(1)為孤島運行模式下微電網(wǎng)頻率特征：

(1)

現(xiàn)在式(1)中，ui與T分別表示孤島模式下微電網(wǎng)系統(tǒng)頻率和負荷等效電阻[21]；H與E分別表示負荷等效電感和電源有功出力；O與o分別表示電源無功出力和負荷品質因素。通過式(1)得出孤島模式下微電網(wǎng)系統(tǒng)頻率，使用式(2)表示：

(2)

式(2)中，A表示負荷等效電容。式(3)表示電壓幅值：

(3)

式(3)內，Ui與Eload分別代表電壓幅值與有功負荷，UN代表額定電壓。

從以上推導過程中能夠看出，假如孤島模式下的微電網(wǎng)系統(tǒng)與并網(wǎng)模式下的微電網(wǎng)系統(tǒng)供應的有功功率出現(xiàn)不匹配的情況[22]，在斷網(wǎng)時，電壓幅度值會呈現(xiàn)較大狀態(tài)：

|Ui-UN|>λN

(4)

其中，λN代表孤島模式下微電網(wǎng)系統(tǒng)的電壓幅度偏差允許值。由式(2)可知，假如孤島模式下的微電網(wǎng)系統(tǒng)與并網(wǎng)模式下的微電網(wǎng)系統(tǒng)供應的無功功率出現(xiàn)不匹配的情況[23]，在斷網(wǎng)時，值會呈現(xiàn)較大狀態(tài)：

|ui-uN|>λw

(5)

在式(5)中，uN和λw分別表示頻率值和電壓頻率幅度偏差允許值。將鎖相環(huán)頻率擾動主動式作為基礎的微電網(wǎng)系統(tǒng)識別[24-25]，需注意并網(wǎng)模式下，各工期的鎖相角度：

(6)

式(6)中，Δ?、?0和f分別表示開關周期對應的電壓值、工頻周期鎖相角度初始值和電網(wǎng)控制系統(tǒng)開關頻率值。

式(7)表示對應第一工頻周期開關的電壓相角：

(7)

式(7)中，?k表示電壓相角值。式(8)為第二工頻周期內對應第m個開關的工頻相角?m：

(8)

如果?m>2π，那么Δ?=Δ?0+Δφ。Δφ表示鎖相環(huán)發(fā)生擾動的步長。

式(9)表示為第二工頻周期內對應第k個開關的工頻相角?k：

?k=k×Δ?

(9)

通過式(9)能夠得到鎖相環(huán)控制系統(tǒng)內對應任意開關電壓角度值。通過擾動步長，鎖相環(huán)能夠實現(xiàn)有差鎖相[26]，在此基礎上提高頻率擾動，最終實現(xiàn)鎖相環(huán)作為基礎的主動識別方式。

1.3.2 基于狀態(tài)跟隨的平滑切換控制方法

在孤島和并網(wǎng)兩種模式下，微電網(wǎng)的控制器存在很大差異[27]。當微電網(wǎng)處于并網(wǎng)運行模型時，需要控制大電網(wǎng)公共耦合點的輸出功率，保持電壓及負載與大電網(wǎng)同步[28]。而孤島運行模式是在與大電網(wǎng)斷開連接時獨自運行的狀態(tài)，在此過程中微電網(wǎng)需要獨自調節(jié)分布式發(fā)電裝置，穩(wěn)定母線電壓與頻率[29]。為了實現(xiàn)平滑切換電網(wǎng)與控制器，切換不同控制器需要控制部分存在邏輯開關，切換控制器結構見圖3。

圖3 切換控制器結構Fig.3 Switching controller structure

在圖3中，并網(wǎng)控制器與孤島控制器分別為并網(wǎng)控制方式和孤島控制方式，二者的輸入都是給定值與某個反饋量之間的差值，K1和K2均為邏輯開關，圖中PCC是公共連接點。

假如主網(wǎng)發(fā)生故障，微電網(wǎng)檢測到之后，運行狀態(tài)由并網(wǎng)運行轉變?yōu)楣聧u運行，與圖3中對應，并網(wǎng)控制經(jīng)切換，轉變?yōu)楣聧u控制。實際應用過程中發(fā)現(xiàn)，盡管負荷功率需求低于逆變器能夠提供的最大功率，切換時還是會出現(xiàn)比較嚴重的暫態(tài)振蕩。微電網(wǎng)中t設置為1.5s，在系統(tǒng)PCC處出現(xiàn)的頻率與電壓暫態(tài)振蕩情況見圖4。

圖4 切換過程中頻率與電壓暫態(tài)變化Fig. 4 Transient changes of frequency and voltage during switching

假如仍然使用并網(wǎng)控制，不切換控制器，這種情況下，能力也允許不平衡，但是從圖4中能夠看出，暫態(tài)振蕩比切換控制器振蕩小。

對孤島控制與并網(wǎng)控制模式進行分析，切換過程中導致振蕩的原因是切換過程中兩種控制器狀態(tài)不匹配導致的[30]。孤島控制器與并網(wǎng)控制器同時運行，但是孤島控制器并不發(fā)揮輸出結果作用，控制器切換時，由于兩種控制器存在不同的輸出，導致控制器發(fā)生跳變。

為解決暫態(tài)振蕩問題，將控制器狀態(tài)跟隨作為基礎，提出一種平滑切換控制方法，控制過程見圖5。

圖5 平滑切換控制過程Fig.5 Smooth switching control process

把并網(wǎng)控制器的輸出與孤島控制器狀態(tài)設計成一個負反饋，將該負反饋作為孤島控制的輸入，以便孤島控制器在切換之前保持跟隨并網(wǎng)控制器的輸出狀態(tài)，確保孤島控制器與并網(wǎng)控制器輸出時刻狀態(tài)始終保持一致。保證對邏輯開關K1-4的合理控制，并網(wǎng)狀態(tài)下開關K2與開關K3保持打開狀態(tài)，而開關K1和K3開關保持關閉狀態(tài)；切換控制器時，與并網(wǎng)狀態(tài)相反，開關K2與開關K3保持關閉狀態(tài)，而開關K1和K3開關保持打開狀態(tài)。通過合理控制開關，解決暫態(tài)振蕩問題實現(xiàn)微電網(wǎng)光伏儲能平滑切換控制。

光儲發(fā)電系統(tǒng)平滑控制中，控制聯(lián)絡線功率是至關重要的，光儲發(fā)電系統(tǒng)計劃實現(xiàn)調峰和曲線發(fā)電時，都需要將聯(lián)絡線功率控制作為基礎。通常情況下控制聯(lián)絡線功率的算法采用比例-積分-微分，保證誤差控制在允許范圍內。通常情況下，微電網(wǎng)對負荷的需求較低，如果將百分比作為單位，設置聯(lián)絡線控制允許偏差范圍，如果負荷升高，功率允許偏差也會隨之升高，導致微電網(wǎng)出現(xiàn)頻率劇烈波動，干擾微電網(wǎng)控制穩(wěn)定性。所設置具體功率值作為功率允許偏差完成微電網(wǎng)中的光伏儲能控制。

2 仿真實驗

2.1 仿真平臺

為驗證本文控制方法的可靠性與穩(wěn)定性，采用實時數(shù)字仿真系統(tǒng)(Real Time Digital Simulation,RTDS)模擬某地微電網(wǎng)系統(tǒng)，搭建一個仿真平臺，平臺結構見圖6。

圖6 仿真平臺結構圖Fig.6 Structure of simulation platform

仿真平臺的構成包括：儲能控制系統(tǒng)、光伏控制系統(tǒng)、電池管理系統(tǒng)、能量管理監(jiān)控系統(tǒng)和微電網(wǎng)中央控制器(Micro-grid Central Controller,MGCC)，依據(jù)圖1中的微電網(wǎng)結構，按照實際微電網(wǎng)25%容量設置每個設備的容量，利用RTDS搭建仿真平臺。分別由外接光伏系統(tǒng)與儲能系統(tǒng)控制的光伏逆變器主拓撲與儲能變流器也在RTDS系統(tǒng)內建模。監(jiān)控功能、系統(tǒng)發(fā)電、負荷預測由能量管理監(jiān)控系統(tǒng)實現(xiàn)，為實現(xiàn)本文控制方法，使用MFCC。

2.2 穩(wěn)態(tài)仿真實驗分析

為了驗證穩(wěn)態(tài)控制下，本文控制方法的穩(wěn)定性，在仿真平臺實現(xiàn)仿真實驗，根據(jù)能量管理監(jiān)控系統(tǒng)獲得聯(lián)絡線控制的RTDS仿真圖，見圖7。

圖7 RTDS仿真結果Fig.7 RTDS simulation results

由圖7可知，聯(lián)絡線功率在設定范圍內，計劃指令發(fā)生改變的情況下，聯(lián)絡線實際功率也發(fā)生改變，具有較好的響應性能。上圖中，在0.5s、1.0s、2.0s以及2.5s時進行儲能模式切換，在本文方法的控制下輸出功率能夠快速處于平衡狀態(tài)，控制效果較好。研究光伏儲能微電網(wǎng)過程中，通常情況下會把儲能置于光伏協(xié)調控制和直流側；另一種常使用的控制方式是儲能和光伏同時連接交流母線，此種方式為分布式，節(jié)點過于復雜。而本文方法分析計算了切換過程中微電網(wǎng)系統(tǒng)輸出頻率和輸出電壓，可以準確判斷電網(wǎng)系統(tǒng)電力做功匹配情況。并基于狀態(tài)跟隨，在并網(wǎng)運行模式下，可以實現(xiàn)穩(wěn)定地切換控制。

2.3 從并網(wǎng)運行模式向孤島運行模式切換實驗結果

本文數(shù)據(jù)取自國家電投集團青海光伏產業(yè)創(chuàng)新中心有限公司。設置運行時間為0.5s，將微電網(wǎng)的運行方式切換到孤島運行，儲能控制器導致并網(wǎng)逆變器從并網(wǎng)控制策略切換為孤島控制策略。采用不同控制方法對切換過程中系統(tǒng)穩(wěn)定性變化進行檢測，得到結果如表1所示。

表1 不同方法下系統(tǒng)穩(wěn)定性結果Tab.1 System stability results under different methods

分析表1可知，不同控制策略下微電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性不同。當電壓為500v時，基于一致性算法的控制策略的微電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性為82%，基于光-儲-燃的控制策略的微電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性為83%，本文控制策略的微電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性為98%。當電壓為900V時，基于一致性算法的控制策略的微電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性為83%，基于光-儲-燃的控制策略的微電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性為79%，本文控制策略的微電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性為94%。本文方法具有控制后具有較高的穩(wěn)定性。將并網(wǎng)模式下運行的微電網(wǎng)切換到孤島運行模式過程中，根據(jù)仿真結果，光儲控制器保證并網(wǎng)逆變器快速完成微電網(wǎng)由并網(wǎng)控制模式平滑切換為孤島控制模式，通過仿真實驗說明本文方法能夠有效保證供電穩(wěn)定性。

2.4 從孤島運行模式向并網(wǎng)運行模式切換實驗結果

設置時間為1.0s情況下，微電網(wǎng)運行由孤島模式切換為并網(wǎng)模式，光儲控制器導致并網(wǎng)逆變器自孤島控制策略轉變?yōu)椴⒕W(wǎng)控制策略，結果見表2。

表2 不同方法下系統(tǒng)穩(wěn)定性結果Tab.2 System stability results under different methods

分析表2可知，不同控制策略下微電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性不同。當電壓為600V時，基于一致性算法的控制策略的微電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性為72%，基于光-儲-燃的控制策略的微電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性為81%，本文控制策略的微電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性為92%。基于一致性算法的控制策略的微電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性均值為76.16%，基于光-儲-燃的控制策略的微電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性均值為80.16%，本文控制策略的微電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性均值為94.6%，說明本文方法控制后具有較高的穩(wěn)定性。將微電網(wǎng)從孤島運行模式重新切換為并網(wǎng)運行模式，光儲控制器先實行同步控制，緊接著將孤島控制切換為并網(wǎng)控制。切換過程中，光儲控制器保證并網(wǎng)逆變器由孤島運行平穩(wěn)切換為并網(wǎng)運行，在并網(wǎng)運行模式下，光儲控制器能夠準確迅速地跟蹤監(jiān)測指定功率，保證微電網(wǎng)運行的穩(wěn)定性。

3 結論

為此，本文對微電網(wǎng)中光儲發(fā)電系統(tǒng)實行分析研究，按照運行方式不同分為并網(wǎng)運行和孤島運行，分析兩種運行模式下切換方法。經(jīng)仿真實驗驗證，本文控制方法穩(wěn)定性強可靠性高。微電網(wǎng)光儲控制策略的研究有助于我國偏遠地區(qū)在新能源應用方面的發(fā)展，為該地區(qū)的發(fā)展提供電力支撐。光伏儲能技術的應用也為我國新能源開發(fā)應用，推動我國使用新能源技術發(fā)展微電網(wǎng)技術發(fā)揮了重要作用。