CN104821607A - 一种基于三端协同控制的光伏微电网功率均衡控制方法 - Google Patents

Abstract

一种基于三端协同控制的光伏微电网功率均衡控制方法，包括A)根据光伏微电网直流母线电压值、直流母线额定电压值、储能单元SOC、光伏电源输出功率与交流负载功率、判断光伏微电网当前的运行方式；B)根据光伏微电网当前运行方式，协同控制光伏微电网中光伏电源，储能装置和并网逆变器这三端的工作状态；C)控制光伏微电网在满足相应的运行方式转换条件时由当前的运行方式向临近的运行方式转换；D)将转换后的运行方式更新为光伏微电网当前的运行方式，转至B)；该方法能够使微电网快速无缝切换至相应的运行方式来快速消除运行偏差，平衡微电网内能量流动，减小功率波动对微电网运行的影响，维持微电网直流母线电压的稳定，实现微电网内功率动态平衡。

Description

一种基于三端协同控制的光伏微电网功率均衡控制方法

所属技术领域

本发明属于电气技术领域，尤其涉及一种基于三端协同控制的光伏微电网功率均衡控制方法。

背景技术

微电网将分布式电源、储能装置、负载及电力电子装置有机结合，形成自愈性强的可控发电、用电系统。相对公共电网，微电网可作为一个高可控性供电单元，对公共电网进行有力补充，当公共电网失电时为电网重要负载提供可靠高质量电能。

但是，目前在微电网运行与控制过程中，仍然存在着诸多问题亟待解决。目前微电网运行与控制过程中主要存在的问题有：一是由于大量风能和太阳能等间歇式发电单元的存在，并且微电网的容量和惯量一般比较小，导致微电网中电能的随机性和波动性比较大，引起微电网电压、频率和功率的波动，从而导致微电网不能稳定运行。二是微电网具有复杂网络的特征，各子网中多源和多载实时交互作用，导致微电网中的负载功率分配不均衡，难于精确控制和管理。三是微电网存在并网运行、孤岛运行、黑启动等多种运行场景，当这些运行场景相互切换时，会导致能量双向流动和冲击，从而严重影响微电网的安全可靠运行。四是微电网中的大多数分布式电源经过电力电子装置接入微电网，极易引起谐波问题和环流问题。

发明内容

针对现有方法存在的不足，本发明提出一种基于三端协同控制的光伏微电网功率均衡控制方法。

本发明的技术方案是这样实现的：

一种基于三端协同控制的光伏微电网功率均衡控制方法，内容为：

A)首先根据直流母线电压实际值V_dc、直流母线电压额定值V_dc ^*、光伏电源输出功率值P_PV和负载功率值P_L实时判断光伏微电网当前的运行方式：

若且P_PV＜P_L，则判断光伏微电网当前的运行方式为第一种运行方式；

若则判断光伏微电网当前的运行方式为第二种运行方式；

若则判断光伏微电网当前的运行方式为第三种运行方式；

若则判断光伏微电网当前的运行方式为第四种运行方式；

若且P_PV≥P_L，则判断光伏微电网当前的运行方式为第五种运行方式；

B)进一步地根据光伏微电网当前的运行方式，协同控制光伏微电网中光伏电源，储能装置和并网逆变器这三端的工作状态；

若光伏微电网当前的运行方式为第一种运行方式，则控制光伏电源工作在MPPT模式；储能装置充电；并网逆变器工作在整流模式，并网逆变器从公共电网吸收功率维持微电网内功率平衡；

若光伏微电网当前的运行方式为第二种运行方式，则控制光伏电源工作在MPPT模式；储能装置放电；并网逆变器与公共电网断开，且工作在逆变状态，为交流负载供电；

若光伏微电网当前的运行方式为第三种运行方式，则控制光伏电源工作在MPPT模式；储能装置待机；并网逆变器与公共电网断开，且工作在逆变状态，为交流负载供电；

若光伏微电网当前的运行方式为第四种运行方式，则控制光伏电源工作在恒压模式；储能装置充电；并网逆变器与公共电网断开，且工作在逆变状态，为交流负载供电；

若光伏微电网当前的运行方式为第五种运行方式，则控制光伏电源工作在MPPT模式；储能装置满充，处于待机状态；并网逆变器工作在逆变模式，将微电网内剩余功率输送至公共电网。

C)更进一步地控制光伏微电网在满足相应的运行方式转换条件时由当前的运行方式向临近的运行方式转换，并假设运行方式之间有足够长的间隔时间，储能单元可以充分充电或者放电；具体运行方式转换方法为：

1)若光伏微电网的当前运行方式为第一种运行方式时，当时，则控制并网逆变器与公共电网断开连接，使得光伏微电网切换至第二种运行方式；当且P_PV≥P_L时，控制光伏微电网切换至第五种运行方式；

2)若光伏微电网的当前运行方式为第二种运行方式时，当时，则控制光伏微电网切换至第三种运行方式；当且P_PV＜P_L时，控制并网逆变器与公共电网相连，使得光伏微电网切换至第一种运行方式；

3)若光伏微电网的当前运行方式为第三种运行方式时，当时，控制光伏微电网切换至第四种运行方式；当时，控制光伏微电网切换至第二种运行方式；

4)若光伏微电网的当前运行方式为第四种运行方式时，当且P_PV≥P_L时，时，控制并网逆变器与公共电网相连，使得光伏微电网切换至第五种运行方式；当时，控制光伏电源由恒压模式切换至MPPT模式，使得光伏微电网切换至第三种运行方式；

5)若光伏微电网的当前运行方式为第五种运行方式时，当且P_PV＜P_L时，控制光伏微电网切换至第一种运行方式；当时，控制光伏电源由MPPT模式切换至恒压模式，并网逆变器与公共电网断开连接，使得光伏微电网切换至第四种运行方式；

D)又进一步地将转换后的运行方式更新为光伏微电网当前的运行方式，转至B)；

本发明的优点是：针对微电网中分布式电源输出不稳定造成微电网内功率失衡及直流母线电压产生大范围波动问题，本发明通过分析直流母线电压与并网逆变器直流侧功率的关系，以带储能装置的光伏微电网为例，提出了一种基于三端协同控制的光伏微电网功率均衡控制方法。该控制方法通过检测光伏微电网直流母线电压，与直流母线额定电压进行比较，结合储能单元荷电状态(State of Charge，SOC)以及光伏电源输出功率与交流负载功率的大小关系，控制光伏微电网系统运行在合理的运行方式：1)在光伏微电网并网运行情况下，当光照条件较好时，控制光伏电源工作在最大功率跟踪(Maximum Power Point Tracking，MPPT)模式，向负载或者公共电网输送剩余功率；当光照条件较差时，从公共电网吸收能量；2)在光伏微电网孤岛运行情况下，当光照强度变化不大时，控制光伏电源工作在MPPT模式，维持微电网内功率平衡；当光照强度有较大波动时，储能装置充电或者放电来调节微电网内功率平衡。该方法能够使微电网通过并网或者快速无缝切换至相应的运行方式来快速消除运行偏差，平衡微电网内能量流动，减小功率波动对微电网运行的影响，维持微电网直流母线电压的稳定，以实现微电网内功率动态平衡，保证微电网稳定运行。

附图说明

图1为本发明一种实施方式的光伏微电网主电路图；

图2为本发明一种实施方式的Boost升压变换器原理图；

图3为本发明一种实施方式的Boost升压变换器控制框图；

图4为本发明一种实施方式的Boost升压变换器工作模式选择流程图；

图5为本发明一种实施方式的并网逆变器的拓扑结构图；

图6为本发明一种实施方式的并网逆变器dq旋转坐标系下的数学模型图；

图7为本发明一种实施方式的并网逆变器的PQ控制方法的控制框图；

图8为本发明一种实施方式的半桥式Buck/Boost变换器原理图；

图9为本发明一种实施方式的储能单元放电的恒压控制方法的控制框图；

图10为本发明一种实施方式的储能单元的恒流充电和恒压充电控制框图；

图11为本发明一种实施方式的光伏微电网内能量流动示意图；

图12为本发明一种实施方式的基于三端协同控制的光伏微电网功率均衡控制的光伏微电网的运行方式转换示意图；

图13为本发明一种实施方式的基于三端协同控制的光伏微电网功率均衡控制装置结构示意图；

图14为本发明一种实施方式的交流电压采样调理电路图；

图15为本发明一种实施方式的交流电流采样调理电路图；

图16为本发明一种实施方式的直流电压采样调理电路图；

图17为本发明一种实施方式的DSP最小系统电路图；

图18为本发明一种实施方式的FPGA最小系统电路图；

图19为本发明一种实施方式的PWM驱动电路图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细说明。

图1为本实施方式光伏微电网的主电路图，光伏微电网的主电路主要由光伏电源、并网逆变器和储能装置构成。由图1可知，在光伏微电网中，光伏电池将太阳能转换为电能，光伏电池输出电流经Boost变换器升压后，经直流母线送至并网逆变器和储能装置。并网逆变器输出端与公共电网之间由一个断路器SF连接。当断路器SF闭合时，并网逆变器将直流电压转换成与公共电网同频同相的三相交流电压，连接到公共电网上，实现无扰动并网，此时公共电网也可以参与微电网功率调节。当断路器SF断开时，并网逆变器输出的三相交流电直接为交流负载供电。当光伏电源输出功率较大或者并网运行时，储能装置开始充电，吸收微电网内剩余功率；当光伏电源出力较小或者孤岛运行时储能装置放电，参与微电网内功率调节。由于光伏微电网为直流微电网的一种，对于光伏微电网的功率均衡控制，仅需考虑有功功率的平衡，无功功率流动无需考虑在内。因此，直流母线电压稳定为衡量光伏微电网系统稳定的唯一指标。在对光伏微电网进行控制时，只需控制直流母线电压的稳定就可以维持网内功率的平衡，保证系统稳定运行。

下面结合附图对本实施方式的光伏微电网主电路的各部分进行详细介绍。

一、光伏电源

光伏电源为微电网提供直流电能。本实施方式的光伏电源由光伏电池、光伏电池并联电容C₁和Boost变换器构成；本实施方式采用的是汉能公司的型号为TY-SM50的光伏电池板，主要电气参数如表1所示：

表1汉能TY-SM50光伏电池主要电气参数

      

最大功率(W)	50
		功率公差(％)	0～+3
最大功率点电压(V)	18
		最大功率点电流(A)	2.78
开路电压(V)	21.57
		短路电流(A)	3.74
组件效率(％)	17
		标准实验条件	光照强度1000W/m2，电池温度25℃

本实施方式中的光伏电池并联电容C₁，可以减少光伏电池输出电压的波动，同时可以防止电流回流进入光伏电池；本实施方式的Boost变换器，如图2所示，其中光伏电池为boost变换器的直流电源，L₁为储能电感，i_L1为电感电流，S_boost1为全控型器件IGBT，D₁为续流二极管，C₂为输出滤波电容。

如图3所示，本实施方式的Boost变换器既可以工作于MPPT模式也可以工作于恒压模式。本实施方式的Boost变换器的工作模式选择流程如图4所示，采集直流母线电压V_dc，当时，Boost变换器工作在恒压模式，否则，Boost变换器工作在MPPT(Maximum Power Point Tracking，最大功率跟踪)模式，实现最大功率跟踪。本实施方式采用的MPPT控制算法为扰动观察法(Perturbation and Observation method，P&O)。当储能单元已经满充并且光伏阵列足以满足所有负荷时，Boost变换器工作于恒压模式。在Boost变换器工作于恒压模式下，直流母线实际电压V_dc与直流母线参考电压进行比较后经PI调节器产生光伏电池输出参考电流该参考电流再与光伏电池实际输出电流I_PV进行比较得到的电流偏差，经过P调节器后作为调制波与三角波载波进行比较，最后生成控制Boost变换器功率开关管S_boost1的PWM信号，维持直流母线电压恒定。

二、并网逆变器

本实施方式的并网逆变器，如图5所示，由直流母线电容、三相电压型逆变器主电路和LC滤波电路构成；其中C_dc为直流母线电容；S₁～S₆为6个全控型器件IGBT；L_fa、L_fb、L_fc为滤波电感；R_fa、R_fb、R_fc为滤波电感等效电阻；C_fa、C_fb、C_fc为滤波电容；v_a、v_b、v_c为并网逆变器桥臂输出电压；i_La、i_Lb、i_Lc为电感电流；v_oa、v_ob、v_oc为并网逆变器输出电压；i_oa、i_ob、i_oc为并网逆变器输出电流。

在本实施方式的并网逆变器中令R_fa＝R_fb＝R_fc＝R_f，L_fa＝L_fb＝L_fc＝L_f，C_fa＝C_fb＝C_fc＝C_f，则并网逆变器在dq旋转坐标系下的状态空间方程为：

       $\left[\begin{array}{c}\frac{{\mathrm{dv}}_{\mathrm{od}}}{\mathrm{dt}}\\ \frac{{\mathrm{dv}}_{\mathrm{oq}}}{\mathrm{dt}}\\ \frac{{\mathrm{di}}_{\mathrm{Ld}}}{\mathrm{dt}}\\ \frac{{\mathrm{di}}_{\mathrm{Lq}}}{\mathrm{dt}}\end{array}\right]=\left(\begin{array}{cccc}0& \mathrm{\ω}& \frac{1}{C_f}& 0\\ -\mathrm{\ω}& 0& 0& \frac{1}{C_f}\\ \frac{-1}{L_f}& 0& \frac{{-R}_f}{L_f}& \mathrm{\ω}\\ 0& \frac{-1}{L_f}& -\mathrm{\ω}& \frac{{-R}_f}{L_f}\end{array}\right)\left[\begin{array}{c}{v}_{\mathrm{od}}\\ v_{\mathrm{oq}}\\ i_{\mathrm{Ld}}\\ i_{\mathrm{Lq}}\end{array}\right]+\left(\begin{array}{cccc}0& \mathrm{\ω}& \frac{-1}{C_f}& 0\\ 0& 0& 0& \frac{-1}{C_f}\\ \frac{-1}{L_f}& 0& 0& 0\\ 0& \frac{-1}{L_f}& 0& 0\end{array}\right)\left[\begin{array}{c}{v}_d\\ v_q\\ i_{\mathrm{od}}\\ i_{\mathrm{oq}}\end{array}\right]---\left(1\right)$

式(1)中v_d、v_q分别为并网逆变器桥臂输出电压的d轴、q轴分量，i_Ld、i_Lq分别为电感电流的d轴、q轴分量，v_od、v_oq分别为并网逆变器输出电压d轴、q轴分量，i_od、i_oq分别为并网逆变器输出电流d轴、q轴分量。

根据式(1)可得并网逆变器在dq旋转坐标系下的数学模型如图6所示。

本实施方式并网逆变器控制方法采用的是恒定功率(PQ)控制方法。PQ控制方法将有功功率P和无功功率Q解耦后，在Q-V以及P-f单环下垂控制的基础上增加了电压电流双闭环控制，其控制框图如图7所示。对公共电网电压进行锁相，得到公共电网电压的相位角θ，光伏电源最大功率输出作为有功功率参考值P^*，根据计算出有功电流参考值由Q^*＝P^*×tanθ得到无功功率参考值Q^*，根据计算出无功电流参考值利用和θ这3个变量，经过解耦和dq/αβ坐标变换，得到v_α和v_β，通过PWM调制得到PWM触发信号，控制并网逆变器输出。

三、储能装置

本实施方式的储能装置由储能单元、半桥式Buck/Boost变换器和缓冲电容C₃构成。

光伏微电网中储能单元主要由多组各种类型电池组成，将光伏电源发出的电能存储在电池中，用于微电网供电和平抑直流母线电压。本实施方式的储能单元采用的是德国阳光A412/250 F10系列储能电池，该储能电池单体电压为12V，容量为250Ah。本实施方式采用半桥式Buck/Boost变换器作为储能单元的充放电控制电路，其原理图如图8所示，其中L₂为储能电感，S_buck和S_boost2分别为Buck模式和Boost模式开关管，C₃为滤波电容。当储能单元放电时，Buck/Boost变换器工作于Boost模式，参与调整直流母线电压；当储能单元充电时，Buck/Boost变换器工作于Buck模式，并储存多余电能。本实施方式中储能单元放电控制方法为恒压控制方法。该方法可以调整直流母线电压，维持微电网内功率平衡。恒压放电控制方法如图9所示，其中V_dc为直流母线电压，为直流母线电压参考值；I_{dis_max}、I_{dis_min}分别为储能单元放电最大最小电流值；I_b及I_{b_dis}分别为储能单元放电电流实际值和电压外环调节后得到的内环放电电流参考值；G_boost2为PWM输出脉冲，作为Boost模式触发信号。

本实施方式中储能单元充电控制方法为先恒流后恒压控制方法，根据储能单元荷电状态SOC可以实现两种方法的切换。本实施方式的储能单元充电过程的控制框图如图10所示，储能单元充电初期采取恒流充电模式，随着充电过程的进行，当储能单元电压达到参考值时，恒流充电过程结束，进入恒压充电模式；其中为恒流充电电流参考值；I_{b_c}为充电电流实际值；V_b分别为储能单元参考电压值和实际值；I_{c_max}、I_{c_min}分别为储能单元充电最大最小电流值；为电压外环调节后得到的内环充电电流参考值；G_buck为PWM输出脉冲，作为Buck模式触发信号。

根据前面所述内容及图11所示的光伏微电网内能量流动示意图，可得光伏微电网内功率关系为：

P_dc＝P_PV±P_B+P_Rec-P_Inv-P_L         (2)

其中P_dc为直流母线电容充电功率；P_PV为光伏电源输出功率；P_B为储能装置吸收或释出功率；P_Rec和P_Inv为分别为并网运行时公共电网向光伏微电网提供的能量和孤岛运行时光伏微电网向公共电网输送的能量；P_L为负载功率；

则直流母线电压与光伏微电网内功率关系为：

       $\frac{{\mathrm{dV}}_{\mathrm{dc}}}{\mathrm{dt}}{V}_{\mathrm{dc}}=\frac{1}{C_{\mathrm{dc}}}(P_{\mathrm{PV}}\±P_B+P_{\mathrm{Rec}}-P_{\mathrm{Inv}}-P_L)---\left(3\right)$

由式(3)可知，仅需控制直流母线电压V_dc稳定在一定范围内，即可实现对微电网内功率平衡的控制，从而保证微电网正常运行。

根据微电网内功率分配方式的不同，本实施方式的基于三端协同控制的光伏微电网功率均衡控制方法，包括如下步骤：A)首先根据直流母线电压实际值V_dc、直流母线电压额定值V_dc ^*、光伏电源输出功率值P_PV和负载功率值P_L实时判断光伏微电网当前的运行方式(本实施方式中将光伏微电网划分五种运行方式)：

若且P_PV＜P_L，则判断光伏微电网当前的运行方式为第一种运行方式；

若则判断光伏微电网当前的运行方式为第二种运行方式；

若则判断光伏微电网当前的运行方式为第三种运行方式；

若则判断光伏微电网当前的运行方式为第四种运行方式；

若且P_PV≥P_L，则判断光伏微电网当前的运行方式为第五种运行方式；

B)进一步地根据光伏微电网当前的运行方式，协同控制光伏微电网中光伏电源，储能装置和并网逆变器这三端的工作状态；

若光伏微电网当前的运行方式为第一种运行方式，微电网无法在孤岛模式下实现稳定运行，则闭合断路器SF，并网逆变器与公共电网相连，使光伏微电网并网运行；光伏电源工作在MPPT模式；并网逆变器工作在整流模式，从公共电网吸收电能以保证微电网内功率平衡和直流母线电压稳定；储能装置充电，直至储能单元SOC＞90％时，储能装置停止充电，处于待机状态。在该运行方式下，微电网内功率关系为：

P_dc＝P_PV+P_Rec-P_B-P_L        (4)

若光伏微电网当前的运行方式为第二种运行方式，则断开断路器SF，并网逆变器与公共电网断开，光伏微电网孤岛运行，且并网逆变器工作在逆变状态，为交流负载供电；光伏电源工作在MPPT模式；储能装置作为直流稳压电源，当P_PV＜P_L时，直流母线电压V_dc降低，储能装置开始放电，当储能单元SOC<10％时，储能装置停止放电，处于待机状态。在该运行方式下，微电网内功率关系为：

P_dc＝P_PV+P_B-P_L         (5)

若光伏微电网当前的运行方式为第三种运行方式，则断开断路器SF，并网逆变器与公共电网断开，光伏微电网孤岛运行，且并网逆变器工作在逆变状态，为交流负载供电；光伏电源工作在MPPT模式，光伏电源最大功率输出，并通过MPPT控制调整直流母线电压。由于外界环境的影响，直流母线电压将在微小范围内波动。为防止交流负载及光伏电源输出波动造成储能单元频繁充放电，储能装置处于待机状态。在该运行方式下，微电网内功率关系为：

P_dc＝P_PV-P_L          (6)

若光伏微电网当前的运行方式为第四种运行方式，则断开断路器SF，并网逆变器与公共电网断开，光伏微电网孤岛运行，且并网逆变器工作在逆变状态，为交流负载供电；光伏电源工作在恒压模式，降低输出功率，保证微电网内功率平衡，稳定直流母线电压。当P_PV≥P_L时，直流母线电压V_dc升高，储能装置开始充电，稳定直流母线电压。当储能单元SOC＞90％时，储能装置停止充电，处于待机状态。光伏微电网内功率关系为：

P_dc＝P_PV-P_B-P_L         (7)

若光伏微电网的当前运行方式为第五种运行方式，当P_PV≥P_L时，微电网无法在孤岛模式下实现稳定运行，则闭合断路器SF，并网逆变器与公共电网相连，使得光伏微电网并网运行；光伏电源工作在MPPT模式；并网逆变器工作在逆变模式，将微电网内剩余功率输送至公共电网；储能装置满充，处于待机状态；在该运行方式下，光伏微电网内功率关系为：

P_dc＝P_PV-P_Inv-P_L          (8)

C)更进一步地控制光伏微电网在满足相应的运行方式转换条件时由当前的运行方式向临近的运行方式转换，并假设运行方式之间有足够长的间隔时间，储能单元可以充分充电或者放电；具体运行方式转换方法如图12所示，包括：

1)若光伏微电网的当前运行方式为第一种运行方式时，公共电网向微电网提供电能，直流母线电压逐渐增大，当时，微电网无需公共电网支持即可自主实现功率平衡，此时断开断路器SF，使得并网逆变器与公共电网断开连接，由光伏电源和储能装置共同维持微电网直流母线电压稳定，光伏微电网切换至第二种运行方式；光伏微电网当前运行在第一种运行方式时，若光照强度突然增强，光伏电池输出功率快速增大，直流母线电压快速增大。由于此时储能单元已经满充，当且P_PV≥P_L时，控制光伏微电网切换至第五种运行方式；

2)若光伏微电网的当前运行方式为第二种运行方式时，由于储能装置持续放电，直流母线电压不断增大，当时，光伏电源工作在MPPT模式，维持直流母线电压在之间波动，则控制光伏微电网切换至第三种运行方式，为防止交流负载及光伏电源输出波动造成储能单元频繁充放电，储能装置处于待机状态；光伏微电网当前运行在第二种运行方式时，当储能装置放电结束后，微电网内只有光伏电源能够提供能量，由于P_PV＜P_L，直流母线电压不断降低，当时，闭合断路器SF，使得并网逆变器与公共电网相连，控制光伏微电网切换至第一种运行方式；

3)若光伏微电网的当前运行方式为第三种运行方式时，由于光照强度随时间逐渐增强，直流母线电压继续增大，当时，光伏电源由MPPT模式转到恒压模式运行，储能装置开始充电，吸收孤立微电网内剩余功率，光伏微电网切换至第四种运行方式，且当储能单元SOC＞90％时，储能装置处于待机状态；光伏微电网当前运行在第三种运行方式时，当光照强度随时间逐渐减弱时，直流母线电压逐渐降低，当时，控制光伏微电网切换至第二种运行方式；

4)若光伏微电网的当前运行方式为第四种运行方式时，由于P_PV≥P_L且储能装置待机，无法吸收微电网内剩余功率，直流母线电压持续升高，当时，闭合断路器SF，使得并网逆变器与公共电网相连，向公共电网输送光伏微电网内剩余功率，控制光伏微电网切换至第五种运行方式；光伏微电网当前运行在第四种运行方式时，当光照强度逐渐减弱时，光伏电源输出功率降低，直流母线电压逐渐降低，当时，控制光伏电源由恒压模式切换至MPPT模式，使得光伏微电网切换至第三种运行方式；

5)若光伏微电网的当前运行方式为第五种运行方式时，若光照强度突然降低(如云彩遮挡等情况)，光伏电池输出功率迅速降低，当P_PV＜P_L时，直流母线电压快速降低至时，控制光伏微电网切换至第一种运行方式；光伏微电网当前运行在第五种运行方式时，当光照强度略微降低时，光伏电池输出功率小幅度降低，直流母线电压随之降低，当时，微电网在孤岛模式下即可维持微电网内功率平衡，此时光伏电源由MPPT模式切换至恒压模式，断开断路器SF，并网逆变器与公共电网断开连接，光伏微电网切换至第四种运行方式。

D)又进一步地将转换后的运行方式更新为光伏微电网当前的运行方式，并转至B)；

综合所述，光伏微电网并网运行时，当光照强度较好时，应控制光伏微电网运行在第五种运行方式；当夜晚或者光照强度较差时，应控制光伏微电网运行在第一种运行方式；光伏微电网孤岛运行时，当光照强对变化不大时，应控制光伏微电网运行在第三种运行方式；光照强度剧烈变化时，应控制光伏微电网运行在第二种运行方式或第四种运行方式。

本实施方式中与光伏电源，储能装置和并网逆变器三端相对应的Boost变换器、Buck/Boost变换器和并网逆变器在五种运行方式下的工作状态，如表2所示。

表2三端变换器在五种运行方式下的工作状态

      

运行方式	Boost变换器	Buck/Boost变换器	并网逆变器
				第一种	MPPT	先充电后待机	并网整流
第二种	MPPT	先放电后待机	孤岛逆变
				第三种	MPPT	待机	孤岛逆变
第四种	恒压	先充电后待机	孤岛逆变
				第五种	MPPT	待机	并网逆变

本实施方式的基于三端协同控制的光伏微电网功率均衡控制方法采用基于三端协同控制的光伏微电网功率均衡控制装置实现，该装置包括交流电压采样调理电路、交流电流采样调理电路、直流电压采样调理电路、控制模块和PWM驱动电路。本实施方式的控制模块包括TI公司的TMS320F28335系列DSP和XILINX公司的XC3S250E TQG144系列FPGA。图3中PE2812-I-E62隔离变压器将需要采样的并网逆变器桥臂输出电压v_a、公共电网电压u_abc进行变压后送至交流电压采样调理电路进行调理后得到交流电压信号；LT-308电流互感器将需要采样的电感电流i_La、公共电网电流i_abc、负载电流i_L进行变压后送至交流电流采样调理电路进行调理后得到交流电流信号；AV100-1000电压互感器将需要采集的光伏电池输出电压V_PV、光伏电池输出电流I_PV、直流母线电压V_dc、储能单元电压V_b、储能单元放电电流I_{b_dis}、储能单元充电电流I_{b_c}进行变压后送至直流电压采样调理电路进行调理后得到直流电压信号。

经过调理电路得到的交流电压信号、交流电流信号、直流电压信号与SOC一同送至控制模块，经DSP采样、滤波、校正，得到与模拟信号相对应的数字信号。DSP根据这些数字信号计算出相应的PWM控制信号并由FPGA输出至PWM驱动电路，生成驱动IGBT的控制信号，使三个变换器的IGBT导通或者关断，协同控制微电网中三个变换器输出，实现微电网内功率均衡控制。

交流电压采样调理电路如图14所示，主要由三级组成，第一级为电压跟随器、第二级为反相比例放大器、第三级为加法器。以采集公共电网电压u_a为例说明，u_a峰值为311V，前端经过PE2812-I-E62隔离变压器降压后电压幅值变为12.726V，再经过电阻分压(幅值为6.36V)后送到P1接口，经过该交流电压采样调理电路后送到DSP中的电压信号为0～+2.14V，为了保证输出电压不超过DSP的安全电压+3.3V，在调理电路末端并上DAN217模块。交流电压采样调理电路输出端连接DSP的ADCINA5引脚(引脚标号为XD0)。其他交流电压信号v_a的采样方法类似于u_a的采样过程。

本实施方式的交流电流采样调理电路如图15所示，该交流电流采样调理电路与交流电压采样调理电路的原理相同。以采集公共电网电流i_a为例说明，电路前端采用LT-308电流互感器(变比为1:2000)对电流进行检测，电流互感器输出的电流信号送到P2接口，经过电阻把电流信号转换成幅值为2.36V的正弦电压信号，再经过该交流电流采样调理电路的三级处理后输出0～+2.14V的电压信号到DSP，调理电路末端同样并上DAN217模块。交流电流采样调理电路输出端连接DSP的ADCINA4引脚(引脚标号为XD1)。其他交流电流信号i_La，i_L的采样方法类似于i_a的采样过程。

直流电压采样调理电路如图16所示，主要由三级组成，第一级为电压跟随器、第二、三级为反相比例放大器。本实施方式以采集公共电网直流母线电压V_dc为例说明，采用AV100-1000电压互感器对直流电压进行检测，电压互感器输出的电流信号经过电阻变换成0～+2.14V的直流电压信号送到P3接口，经过该直流电压采样调理电路的三级处理后送到DSP。直流电压采样调理电路输出端连接DSP的ADCINB3引脚(引脚标号为XD10)。其他直流信号V_PV，V_b，I_PV，I_{b_dis}，I_{b_c}的采样方法类似于V_dc的采样过程。

图17为本实施方式的DSP最小系统电路，包括晶振电路，复位电路，仿真接口(Joint TestAction Group,JTAG)电路，DSP所需电源由电平转换芯片直接产生，送至DSP电源接口。DSP最小系统无论在仿真模式下还是在实时模式下都可以正常运行。图17中，XD₀-XD₁₁为DSP内部的AD转换模块的输入信号，这些信号来源于交流电压采样调理电路、交流电流采样调理电路、直流电压采样调理电路输出交流电压信号、交流电流信号、直流电压信号以及SOC这些模拟信号。DSP采集到的模拟信号经过AD转换模块转换后，得到与模拟信号相对应的数字信号。DSP中的系统控制程序根据这些数字信号计算出相应的PWM控制信号PWM1-PWM9，这些PWM信号通过DSP的GPIO引脚送至FPGA。

图18为FPGA最小系统电路，包括晶振电路，复位电路，仿真接口JTAG电路，电平转换电路。DSP产生的PWM1-PWM9信号通过FPGA的I/O引脚进入到FPGA内部，经过FPGA处理后再由FPGA的I/O引脚输出A_TOP_PWM至C_BOTTOM_PWM以及S_boost1_PWM、S_boost2_PWM和S_buck_PWM信号到PWM驱动电路。

FPGA输出的PWM脉冲需要进一步放大，达到一定幅值后才能驱动IGBT。PWM驱动电路的主要作用就是抬高PWM脉冲电压，使其可以直接驱动IGBT，控制IGBT通断，改变变换器输出电压。本实施方式中的PWM驱动电路采用的是由IGBT生产厂家英飞凌(Infineon)提供的驱动模块，其原理图如图19所示。图19中WRB2415为直流电源模块，作用是将24V电压转换为15V，为MIC315芯片供电。MIC315芯片的作用是将FPGA输出的PWM信号A_TOP_PWM至C_BOTTOM_PWM以及S_boost1_PWM、S_boost2_PWM和S_buck_PWM信号升压至15V，转换为ATOP至CBOT以及Sboost1、Sboost2和Sbuck信号送至LT3955 PWM GENERATOR芯片。以并网逆变器A相PWM信号转换为例，LT3955 PWM GENERATOR芯片将A相上桥臂PWM信号ATOP、A相下桥臂PWM信号ABOT，转化为可以直接驱动IGBT的CTOP、GTOP、ETOP和CBOT、GBOT、EBOT信号。

Claims (3)

1.一种基于三端协同控制的光伏微电网功率均衡控制方法，所述的光伏微电网的主电路由光伏电源、并网逆变器和储能装置构成；所述的光伏电源由光伏电池、光伏电池并联电容和Boost变换器依次连接构成；所述的并网逆变器由直流母线电容、三相电压型逆变器主电路和LC滤波电路依次连接构成；所述的储能装置由储能单元、半桥式Buck/Boost变换器和缓冲电容依次连接构成；

其特征在于：包括如下步骤：

A)根据直流母线电压实际值V_dc、直流母线电压额定值V_dc ^*、光伏电源输出功率值P_PV和负载功率值P_L实时判断光伏微电网当前的运行方式：

若且P_PV＜P_L，则判断光伏微电网当前的运行方式为第一种运行方式；

若则判断光伏微电网当前的运行方式为第二种运行方式；

若则判断光伏微电网当前的运行方式为第三种运行方式；

若则判断光伏微电网当前的运行方式为第四种运行方式；

若且P_PV≥P_L，则判断光伏微电网当前的运行方式为第五种运行方式；

B)根据光伏微电网当前的运行方式协同控制光伏微电网中光伏电源，储能装置和并网逆变器这三端的工作状态；具体内容如下：

若光伏微电网当前的运行方式为第一种运行方式，则控制光伏电源工作在MPPT模式；储能装置充电；并网逆变器工作在整流模式，并网逆变器从公共电网吸收功率维持微电网内功率平衡；

若光伏微电网当前的运行方式为第二种运行方式，则控制光伏电源工作在MPPT模式；储能装置放电；并网逆变器与公共电网断开，且工作在逆变状态，为交流负载供电；

若光伏微电网当前的运行方式为第三种运行方式，则控制光伏电源工作在MPPT模式；储能装置待机；并网逆变器与公共电网断开，且工作在逆变状态，为交流负载供电；

若光伏微电网当前的运行方式为第四种运行方式，则控制光伏电源工作在恒压模式；储能装置充电；并网逆变器与公共电网断开，且工作在逆变状态，为交流负载供电；

若光伏微电网当前的运行方式为第五种运行方式，则控制光伏电源工作在MPPT模式；储能装置满充，处于待机状态；并网逆变器工作在逆变模式，将微电网内剩余功率输送至公共电网；

C)控制光伏微电网在满足相应的运行方式转换条件时由当前的运行方式向临近的运行方式转换，并假设运行方式之间有足够长的间隔时间，储能单元可以充分充电或者放电；具体运行方式转换方法为：

1)若光伏微电网的当前运行方式为第一种运行方式：当时，则控制并网逆变器与公共电网断开连接，使得光伏微电网转换至第二种运行方式；当且P_PV≥P_L时，控制光伏微电网转换至第五种运行方式；

2)若光伏微电网的当前运行方式为第二种运行方式：当时，则控制光伏微电网转换至第三种运行方式；当且P_PV＜P_L时，控制并网逆变器与公共电网相连，使得光伏微电网转换至第一种运行方式；

3)若光伏微电网的当前运行方式为第三种运行方式：当时，控制光伏微电网转换至第四种运行方式；当时，控制光伏微电网转换至第二种运行方式；

4)若光伏微电网的当前运行方式为第四种运行方式：当且P_PV≥P_L时，时，控制并网逆变器与公共电网相连，使得光伏微电网转换至第五种运行方式；当时，控制光伏电源由恒压模式转换至MPPT模式，使得光伏微电网转换至第三种运行方式；

5)若光伏微电网的当前运行方式为第五种运行方式：当且P_PV＜P_L时，控制光伏微电网转换至第一种运行方式；当时，控制光伏电源由MPPT模式转换至恒压模式，并网逆变器与公共电网断开连接，使得光伏微电网转换至第四种运行方式；

D)将转换后的运行方式更新为光伏微电网当前的运行方式，转至B)。

2.根据权利要求1所述的基于三端协同控制的光伏微电网功率均衡控制方法，其特征在于：所述的储能装置充电，直至储能单元SOC＞90％时，储能装置停止充电，处于待机状态；所述的储能装置放电，直至储能单元SOC<10％时，储能装置停止放电，处于待机状态。

3.根据权利要求1所述的基于三端协同控制的光伏微电网功率均衡控制方法，其特征在于：所述的储能装置充电过程中，储能单元充电控制方法为先恒流后恒压控制方法，储能单元充电初期采取恒流充电模式，随着充电过程的进行，当储能单元电压达到参考值时，恒流充电过程结束，进入恒压充电模式；所述的储能装置放电过程中，储能单元放电控制方法为恒压控制方法。