宋丹 張武洋 王成華

摘 要：隨著分布式光伏儲能系統(tǒng)在電力系統(tǒng)中的作用的提升，光儲微電網(wǎng)的能量管理及協(xié)調控制策略的研究尤為重要。首先，對光儲微電網(wǎng)的控制策略進行了研究，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，搭建了光儲微電網(wǎng)的拓撲結構，并對系統(tǒng)的經(jīng)濟效益進行了簡單分析;最后，在仿真軟件中搭建光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)模型，仿真光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)在峰谷電價差機制下的儲能蓄電池出力特性，驗證本文所提的基于分時電價機制的功率協(xié)調控制策略在光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)中的有效性。

關鍵詞：光伏儲能;仿真建模;控制策略;功率協(xié)調

DOI：10.15938/j.jhust.2021.06.013

中圖分類號： TM615

文獻標志碼： A

文章編號： 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，還可以根據(jù)當?shù)氐姆骞确謺r電價信息，在光伏發(fā)電供應負荷有剩余電量時或在低谷電價下向儲能電池充電，在電價峰值時光伏系統(tǒng)發(fā)電、儲能蓄電池放電[1];當光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)供電不足時或故障時，負荷則用市電，這樣充分利用了太陽能光伏資源、又能利用峰谷電價機制，通過“峰谷套利”運營模式，出售清潔電力獲取利潤，用電企業(yè)購買儲能電力降低運營成本，并且從一定程度上緩解了用電高峰期的電網(wǎng)壓力，實現(xiàn)多方共贏，為儲能電站的商業(yè)運營模式做出了有益的探索[2-3]。因此需針對光儲微電網(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，主要集中在對于變換器的控制策略設計及功率協(xié)調調度流程設計[4-13]。文[4]使用狀態(tài)空間平均法對變換器的控制模型進行了研究，分析了其中的開關調劑系統(tǒng)。文[5]對比了不同儲能系統(tǒng)特性，實驗證明主動混合系統(tǒng)更能充分發(fā)揮超級電容的特性，延長電池使用壽命。文[6]構建了雙向直流變換器平臺，通過雙向控制模型的分析，采用PID補償環(huán)節(jié)的單電壓閉環(huán)實現(xiàn)了BDC系統(tǒng)閉環(huán)穩(wěn)定，并進行了試驗驗證。文[7]提出了一種針對光儲直流微電網(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)化了混合儲能系統(tǒng)的管理。在光儲微電網(wǎng)的實際運行中，需要對儲能系統(tǒng)進行過充和欠壓保護，因此需設計合理的控制策略，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，還可以延長儲能設備的使用壽命[9]。

迄今為止，對于光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)的研究已經(jīng)較多，但是對于光儲微電網(wǎng)的系統(tǒng)建模，還需結合工程實際建立適用于工程應用分析的仿真模型，特別是儲能系統(tǒng)的模型建立。對于光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)的控制策略分析，需同時研究雙向DC/DC變換器與并網(wǎng)逆變器的控制策略，并實現(xiàn)協(xié)調控制，并結合分時電價機制，提出適用于用戶側光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)的能量管理控制策略。研究儲能系統(tǒng)的容量配置問題，使得系統(tǒng)配置經(jīng)濟，充分發(fā)揮光伏發(fā)電系統(tǒng)與儲能系統(tǒng)的優(yōu)勢，達到優(yōu)勢互補的效果。

本文首先對光伏儲能系統(tǒng)的容量進行了計算，分別計算得到光伏系統(tǒng)全生命周期的投資及產(chǎn)生的經(jīng)濟效益，以獲得最大經(jīng)濟收益為目標，建立了考慮經(jīng)濟成本下通過目標函數(shù)最大值求解的模型;結合峰谷電價建立了光儲系統(tǒng)的調控策略;最后，以三個案例進行實例分析，通過仿真建模驗證本文提出的光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)的能量管理及容量配置方法。

1 光儲系統(tǒng)的控制策略研究

儲微電網(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，即采用了雙級的拓撲結構。儲能蓄電池作為光伏發(fā)電系統(tǒng)的補充能源，白天時，光伏發(fā)電能量過剩的時候將多余電能保存起來，等到晚上或天氣陰的時候，儲能蓄電池再將電能釋放出來。因此，需要分別對儲能變流器系統(tǒng)和光伏發(fā)電系統(tǒng)進行控制，涉及DC/DC變換器和DC/AC逆變器。

1.1 DC/DC變換器控制設計

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)，內環(huán)為電流環(huán)。控制方式上為互補PWM控制，開關管S1和S2的驅動為互補。電流環(huán)為電感電流內環(huán)，在電池充狀態(tài)時，電感電流內環(huán)的閉環(huán)控制實現(xiàn)了對電池充電電流的控制，保護開關管安全;在電池放電時，電感電流內環(huán)提高了系統(tǒng)快速響應性能。將儲能單元實時功率P與給定功率Pref做差，得到的誤差經(jīng)過電壓調節(jié)器得到電流內環(huán)的電感電流參考值。再將電流內環(huán)參考值與實測充放電電流 求偏差，經(jīng)電流調節(jié)器后與三角載波比較，產(chǎn)生變化的占空比PWM波，即開關管的開通關斷信號，從而實現(xiàn)對儲能系統(tǒng)的功率控制。

1.2 DC/AC逆變器控制設計

圖2為DC/AC的恒直流電壓恒無功功率控制控制結構框圖。根據(jù)直流母線的電壓參考值與實際值的誤差，經(jīng)過調節(jié)器得到電流內環(huán)的參考值，即內環(huán)控制器的輸入?yún)⒖贾礽d_ref和iq_ref。對電網(wǎng)擾動電壓ed、eq采取前饋補償，同時也引入d、q軸的電壓耦合補償項ωLid、ωLiq，實現(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d、q坐標系逆變到三相靜止坐標系，再通過PWM脈寬調制，產(chǎn)生變流器控制信號，實現(xiàn)DC/AC變流器的控制。對于單位因數(shù)控制時，Qref一般取為0。

1.3 光伏系統(tǒng)的控制策略研究

與儲能系統(tǒng)控制系統(tǒng)類似，光伏發(fā)電系統(tǒng)也采用雙級控制策略，即光伏陣列先經(jīng)過DC/DC斬波器進行電壓變化，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)。

與儲能系統(tǒng)并網(wǎng)逆變器不同的時，光伏發(fā)電系統(tǒng)的電流內環(huán)參考值有兩部分構成，id_ref1是由電壓外環(huán)參考電壓與實測直流母線電壓通過PI控制器產(chǎn)生，另一個參考值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與并網(wǎng)側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 光儲微電網(wǎng)拓撲分析

針對用戶側光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)的應用場景，本文提出基于峰谷電價差的光儲功率協(xié)調控制策略。針對實施峰谷分時電價的生活區(qū)域，可在電價低谷的時候將電能儲存起來，在電價峰時將電能釋放出來。因此在峰谷電價機制下，在光伏發(fā)電供應負荷由剩余電量時或在低谷電價下給儲能電池充電，在電價峰值時光伏系統(tǒng)發(fā)電、儲能蓄電池放電;當光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)供電不足時或故障時，負荷則用市電，這樣充分利用了太陽能光伏資源、又能利用峰谷電價機制，實現(xiàn)峰谷套利，降低光儲微電網(wǎng)的運行成本[7，14]。

光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)拓撲結構如圖4所示。該光儲微電網(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]。假設光伏發(fā)電系統(tǒng)的輸出功率為Ppv，儲能蓄電池的實際充放電功率為Pbat，負荷功率為Pload，光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)與大電網(wǎng)之間的交換功率為Pgrid。

對于某一光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)，首先要依據(jù)該微電網(wǎng)系的負荷特性、峰谷電價信息確定光伏系統(tǒng)及儲能系統(tǒng)的配置容量，以期獲得最大的經(jīng)濟收益。

光儲微電網(wǎng)的經(jīng)濟成本計算內容主要包括光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)的初始投資、運營維護、光伏系統(tǒng)發(fā)電補貼、電網(wǎng)購電費用及售電收益等。

3 光儲系統(tǒng)的協(xié)調控制策略

基于圖1所示的光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)結構，依據(jù)儲能蓄電池的特性，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時刻的儲能蓄電池的總能量;Pcharge（t）、Pdischarge（t）分別是t時刻的蓄電池充、放電功率，規(guī)定儲能蓄電池的充電功率為正，放電功率為負。ηcharge、ηdischarge分別為儲能蓄電池的充放電效率;ΔT為蓄電池的充放電時間段;SOCmin、SOCmax分別為蓄電池充放電過程中的SOC上下限值。

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

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

當Pgrid>0時，則有

Pload（t）=Ppv（t）+Pbat（t）+Pgrid（t）（6）

當Pgrid0<時，則有

Pload（t）=Ppv（t）+Pbat（t）-Pgrid（t）（7）

其中當儲能蓄電池的放電時，Pbat>0;當蓄電池充電時，Pbat<0;當Pbat=0時，蓄電池不充不放。

儲能蓄電池的充放電通過儲能變流器控制實現(xiàn)，常根據(jù)能量管理中心下發(fā)的功率指令對電池進行充電或者放電[18-20]。因此需結合光伏系統(tǒng)出力、負荷特性、蓄電池的荷電狀態(tài)以及峰谷電價機制制定光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)的能量管理策略。

基本的原則如下：

1）當光伏系統(tǒng)出力大于負荷時，無論在白天的任何電價時間段內，光伏系統(tǒng)供應電量剩余，因此選擇給儲能電池充電。當儲能蓄電池全部充滿后，即達到SOCmax后，光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)將多余電能輸送到電網(wǎng)。

2）當光伏出力小于負荷時，負荷功率缺額Pshort=Pload-Ppv，此時需根據(jù)電價機制和電池荷電狀態(tài)確定蓄電池充放電狀態(tài)及光儲微電網(wǎng)與大電網(wǎng)系統(tǒng)之間的交換功率Pgrid。

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

2）若處于電價低谷時段。光伏發(fā)電系統(tǒng)首先為負荷提供電能，負荷功率缺額部分由大電網(wǎng)提供，同時選擇大電網(wǎng)為儲能蓄電池充電，直至電池的荷電狀態(tài)達到SOCmax。

3）若處于電價平時時段。此時光伏發(fā)電首先為負荷供電，剩余部分負荷所需功率由大電網(wǎng)提供。儲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)。

基于光儲微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)的基本原則，光儲微電網(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荷為例，研究光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)的應用，該地24h的峰谷電價信息如圖6。

信息圖可知，一天內有兩個電價峰時段，分為為早上的8：30-11：30和晚上的18：30-23：00;谷值時段為夜間到凌晨的23：00-7：00;其余時間段均為平時電價。因此可根據(jù)峰時電價引導機制，使得電力用戶合理規(guī)劃用電習慣和用電方式，平衡負荷需求，優(yōu)化負荷峰谷差，達到用戶與電能供應雙贏的目的。通過圖6可知，該地區(qū)的峰谷電價差達到0.7187，可作為較好的峰谷電價套利項目選址區(qū)域。

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

4 應用實例分析

本文分別以某一酒店、某一小區(qū)和某制造廠的光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)為例，驗證本文提出的基于光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)的能量管理及容量配置方法。該光儲微電網(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 實例一

在MATLAB上搭建某酒店的光儲微電網(wǎng)模型。依據(jù)光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)的負荷情況，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)構成。蓄電池容量為600Ah，選用鈦鐵鋰方形單體電池串并聯(lián)構成。光伏發(fā)電系統(tǒng)和儲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。當光伏系統(tǒng)并網(wǎng)運行時，假設負荷功率恒定，當光伏功率波動時，光伏并聯(lián)波動曲線及儲能蓄電池的荷電狀態(tài)曲線如圖9、圖10所示。根據(jù)光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)的功率協(xié)調控制可知，當光伏系統(tǒng)功率剩余時，由于儲能蓄電池SOC在允許充電范圍之內，此時給儲能蓄電池充電，SOC增加。在8h時，由于光照強度等環(huán)境因素的影響，使得光伏輸出功率降低，此時光伏發(fā)電系統(tǒng)不能滿足負荷需求，經(jīng)判斷儲能蓄電池的SOC在允許放電范圍之內，故此時選擇儲能蓄電池進行放電，以彌補光伏系統(tǒng)的功率不足。

2）工況2。對于上述光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)，根據(jù)光伏發(fā)電系統(tǒng)的并網(wǎng)運行與離網(wǎng)運行，分別仿真24 h之內的光伏及儲能出力情況。

光伏發(fā)電系統(tǒng)離網(wǎng)運行時，此時只有儲能蓄電池的存在，根據(jù)一日之內的負荷變化情況，選擇蓄電池進行定功率的兩充兩放模式。此時儲能蓄電池在24h內的荷電狀態(tài)及充放電電壓電流變化情況如圖11，光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)對負荷的削峰填谷作用曲線圖12所示。

在光儲微電網(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)不能再給光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)提供電能，故此時光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)變?yōu)閱为氂袃δ苄铍姵氐挠脩魝认到y(tǒng)。根據(jù)用戶負荷特性，結合當?shù)胤謺r電價機制，若采用兩充兩放的控制模式。為延長儲能蓄電池的使用壽命，在該種情況下，采用恒功率充放模式。由于電價低谷和峰谷之間不一，故在各個電價時段的充放電功率大小不一。

在凌晨至早晨的電價低谷階段，由于電池的荷電狀態(tài)在允許充電范圍內，儲能蓄電池處于充電狀態(tài)，充電恒功率值為50kW，此時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，此時儲能蓄電池起到填谷的效果;在電價平值時段，由于儲能蓄電池不進行充放，故此時儲能蓄電池的電壓、電流和荷電狀態(tài)參數(shù)不發(fā)生變化。在中午時段，電價處于峰值時段，此時儲能蓄電池開始放電。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。當光伏發(fā)電離網(wǎng)時，對于同樣的負荷曲線，若一日之內采用一充兩放的蓄電池定功率控制模式，儲能蓄電池在一個周期內的荷電狀態(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峰時段的負荷需求。由于受到蓄電池容量的限制，故兩個峰值時段的放電電量較小，以保證儲能蓄電池的荷電狀態(tài)在允許范圍之內，以免損壞電池。

在該充儲能蓄電池的充放電控制模式下，選擇凌晨至早晨的電價低谷時段為儲能蓄電池充電。由于儲能蓄電池的SOC在允許可充范圍內，故給蓄電池充電，此時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峰時時段進行放電，此時蓄電池電流值大于零，荷電狀態(tài)減小。在其他任意時段儲能蓄電池不進行充放，電流為零。綜上，光儲微電網(wǎng)系統(tǒng)對負荷的削峰填谷作用曲線圖14所示。

4.2 實例二

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

1）工況1。對于光伏發(fā)電系統(tǒng)，在并網(wǎng)情況下，當光照強度波動下光伏發(fā)電系統(tǒng)功率出力及協(xié)調控制下的蓄電池充放電波形曲線與4.1實例類似。當光伏系統(tǒng)功率剩余時，由于儲能蓄電池SOC在允許充電范圍之內，此時給儲能蓄電池充電，SOC增加。當光伏輸出功率降低，若光伏發(fā)電系統(tǒng)不能滿足負荷需求，且儲能蓄電池的SOC在允許放電范圍之內，儲能蓄電池進行放電。

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

在該實例中，在凌晨至早晨和下午的電價低谷階段儲能蓄電池充電，在中午和晚上的電價峰值時段儲能蓄電池放電。通過對儲能蓄電池充放電的控制，既利用峰谷電價差實現(xiàn)獲利，又可起到削峰填谷的作用，減小負荷波動對系統(tǒng)的影響。

3）工況3。根據(jù)小區(qū)公寓的負荷情況，小區(qū)的負荷高峰時段主要集中在晚上，因此儲能蓄電池充放電選擇當日內一充一放模式，也可延長儲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，儲能蓄電池在一日內選擇在凌晨到早晨的電價低谷時段充電，在晚上的電價峰值時段蓄放電。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 實例三

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

1）工況1。對于光伏發(fā)電系統(tǒng)，在并網(wǎng)情況下，當光照強度波動下光伏發(fā)電系統(tǒng)功率出力及協(xié)調控制下的蓄電池充放電波形曲線與上述實例仿真曲線類似。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，由于大型機械設備持續(xù)運作，負荷較大，而在夜間負荷較小，因此制造廠的負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，此時類似于光伏離網(wǎng)系統(tǒng)下的光儲微電網(wǎng)，通過對儲能蓄電池進行充放電控制，實現(xiàn)儲能蓄電池的削峰填谷作用。根據(jù)制造廠的負荷特性，在一日內可實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。

對于制造廠的負荷特性，在凌晨到早上的電價低谷時間段，通過變流器控制為儲能蓄電池充電，此時蓄電池電流小于零，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點到晚上8點的時間段之間，選擇在早上電價峰谷時間段和傍晚電價峰谷時控制儲能蓄電池進行放電，蓄電池荷電狀態(tài)逐步降低。儲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，基于制造廠的負荷曲線，可在一日內實現(xiàn)一充一方的蓄電池控制策略，通過減小儲能蓄電池的充放電次數(shù)，提高儲能的壽命和經(jīng)濟性。即在凌晨到早上的電價低谷時段儲能蓄電池充電，在白天的峰谷的時間段內一次性控制儲能蓄電池放電。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 論

本文通過對光伏發(fā)電系統(tǒng)的微電網(wǎng)進行了能量管理研究，考慮峰谷電價及負荷特性，提出了功率的調整策略;通過仿真軟件搭建微電網(wǎng)模型，以三個實際工況的數(shù)據(jù)為基礎，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社會生產(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，仍需進一步的研究。

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（編輯：王 萍）

收稿日期： 2020-11-20

基金項目：

國家自然科學基金（51607112）;國家電網(wǎng)公司科技項目（SGLNDK00DWJS1900039）.

作者簡介：

宋 丹（1983—），女，高級工程師;

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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