CN105896603A - 一种风光储联合发电系统及方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种风光储联合发电系统及方法，系统由强电功率流动回路、弱电显示采样控制回路、控制软件程序模块三大部分组成。方法为风光储联合发电共用直流母线和同一个逆变器，加装基于V²控制的双Boost‑Buck变换器，对风力发电和光伏发电输出进行偏差与恒压控制，加装蓄电池组及双向DC/DC，对分布式并网供电或孤岛式离网供荷进行平抑风光波动或跟随负荷控制与充放电模糊控制。本发明实现风光储联合发电，即共用一个逆变器节省投资又平抑风光出力波动或提高跟随负荷特性也减小弃风光电量效果。

Description

一种风光储联合发电系统及方法

技术领域

本发明属于能源发电技术领域，涉及一种风光储联合发电系统及方法，具体地说，涉及一种V²控制双Boost-Buck变换器的风光储联合发电系统及方法。

背景技术

分布式发电以其灵活、高效及可持续性日益成为电网能源中重要的一部分，随着分布式发电技术的发展，其发电成本将有望达到或接近现在不可再生能源的发电成本，这也必然带来越来越多的分布式能源接入电网。在此前提下，国际大电网会议(CIGRE)配电及分布式发电(C6)技术委员会WGC6.19～WGC6.22工作组提出了主动配电网(activedistributionsystems)的概念。主动配电网是具有对分布式电源、储能系统及负荷综合控制能力及控制系统的配电网，具备灵活的电网结果实现潮流管理，并网分布式电源与储能系统在合理的接入准则与控制方式下，对电网提供一定的支撑作用。

在边缘农牧区，由于没有工业用电负荷，如果采用架设远距离输电线由主网供电方法，将存在投资太高却供电量很小的负效益缺陷，因此借助边缘农牧区丰富的风光资源，开发可再生能源发电与储能配合，采用孤岛式离网运行方式直接供负荷，是解决边缘农牧区缺电问题的有效手段。

目前，分布式并网运行方式或孤岛式离网运行方式的可控对象主要包括风力发电、光伏发电和储能系统，现有技术中，这三种电源使用各自的变换器拓扑结构进行并网供电或离网供荷，成本较大。另外在风光互补系统中，一般光伏发电日变化昼发夜停，而风力发电日变化随机间歇，两者发电量具有波动性，与负荷波动不一致，造成在分布式并网运行方式下对电网冲击影响电网安全稳定性，在孤岛式离网运行方式下与负荷不匹配影响供荷恒定连续性，两种运行方式都不得不放弃部分风光电量。然而随着分布式电源接入电网越来越多和边缘农牧区对孤岛式离网供荷的需求越来越多，成本增大，影响增大，弃风光电量也增大，还没有一种降低成本、减少影响、提高效率且更加灵活的采用V²控制双Boost-Buck变换器且加装储能后共用一套逆变器的风光储联合发电系统。

发明内容

本发明的目的在于克服上述技术存在的缺陷，提供一种风光储联合发电系统及方法，风光储联合发电共用直流母线，在并网或供负荷的逆变器的直流侧设计基于V²控制的双Boost-Buck变换器(DC/DC)与直流母线并联，分别对风能发电经AC/DC整流变换后的输出电压Uw、光伏发电输出电压Upv进行偏差调节和恒压控制，同时加装并联于直流母线的蓄电池组及双向DC/DC变换器，依据分布式并网供电运行方式或孤岛式离网供荷运行方式，对储能采用平抑风光电波动控制或提升风光电跟随负荷控制与充放电量模糊控制，通过共用的逆变器，实现风光储联合发电既共用一个逆变器(DC/AC)节省投资又平抑风光出力波动或提高跟随负荷特性也减小弃风光电量效果。

其具体技术方案为：

一种风光储联合发电系统，由强电功率流动回路、弱电显示采样控制回路、控制软件程序模块三大部分组成。强电功率流动回路包括风电机组及整流电路与泄荷电路、光伏电池、V²控制的双Boost-Buck变换器、蓄电池及双向DC/DC变换器、逆变器及电网或负荷依次连接。弱电显示采样控制回路包括STC12C2052D单片机、移位寄存器及液晶显示屏、蓄电池电压和电流采样信号、V²控制双Boost-Buck变换器输出电压和电流采样信号、负荷电压和电流采样信号、对双向DC/DC变换器控制信号、对V²控制的双Boost-Buck变换器控制信号、对风电泄荷电路控制信号依次连接。控制软件程序模块包括恒压控制、偏差控制、波动控制、负荷控制、模糊控制软件程序模块。

STC12C2052AD单片机设有8路高速8位A/D转换器通道，2路8位高速PWM输出通道，其工作频率范围为0-35MHz；P1口中的2路经驱动器作为控制信号输出；2KB的程序存储器，用于存放主程序和恒压控制、偏差控制、波动控制、负荷控制的判据与模糊控制所需要的数据表格。

V²控制的双Boost-Buck变换器设有对称的二路由IGBT管V、电感L、电阻R、电容C构成的Boost-Buck电路，增加一个A3加法模块和运算放大器A2及两个比例器Kν和比较器A1及Q触发器，将风电和光电输出电压经A3叠加后反馈送入A2和A1及Q触发器，在同一控制电压U_c作用下，通过单片机恒压控制模块输出的PWM信号调制，获得U_p1和U_p2不同的占空比，反馈到Boost-Buck电路IGBT管V的控制极，达到每块Boost-Buck电路输出电压双环反馈(内环Kν-A1-Q、外环Kν-A3-A2-A1-Q)的目的，分别实现风机整流输出电压U_A和光伏电池输出电压U_B恒压输出。

一种风光储联合发电方法，包括风光互补发电工作模式、风光储联合发电工作模式；

风光互补发电工作模式包括风力发电恒压控制、光伏发电恒压控制、风光互补发电偏差+恒压控制三种工作模式；

风力发电和光伏发电两种工作模式属于单一电源恒压控制工作模式，分为两种情况：无光辐射时间段：风速足够，控制风力发电的V²控制单一Boost-Buck变换器工作；无风速时间段：光辐射足够，控制光伏发电的V²控制单一Boost-Buck变换器工作；当风电或光电波动时，U_S1或U_S2也将波动，单片机恒压控制模块输出PWM信号，U_P1或U_P2将调整其占空比，保证U_A或U_B趋近期望值。

风光互补发电属于双电源偏差控制及恒压控制工作模式，具体为：既有光辐射又有风速时间段，当风速、光辐射足够但风、光发电两者输出电压差异超过Boost-Buck变换器允许范围内时，采用单片机偏差控制模块输出PWM信号使风电泄荷电路工作，调整两者输出电压差异到允许值后，启动风-光联合发电的V²控制双Boost-Buck变换器同时工作，Boost-Buck恒压电路外反馈环的输入电压取自每路Boost-Buck电路的输出，经过同相加法器后获得二路输出电压的均值，即U_C＝1/2(U₄+U_B)。外反馈环采用均值输入，可以避免或减小二路Boost-Buck变换器间的环流、相互影响，提高输出电压的稳定性，两块Boost-Buck变换器同时工作，虽然U_S1和U_S2波动不同，但随着单片机恒压控制模块控制U_p1和U_p2调节不同的占空比，最终保证U_A和U_B都趋近于同一期望值，获得U_A等于U_B。

风光储联合发电工作模式包括风光储分布式并网平抑波动+模糊控制、风光储孤岛式离网跟随负荷+模糊控制二种工作模式；

风光储分布式并网工作模式是风光储联合发电在分布式并网供电运行方式下，按照风光电输出功率波动是否超过国家标准情况控制储能充电或放电启停时刻，达到储能平抑风光电功率波动减小对电网冲击目的；具体为：按一定的采样周期通过A/D转换器通道分别对风光互补发电有功、蓄电池充放电电压、电流采样，控制双向DC/DC变换器电路中开关管导通方向，当相邻两点采样差值为正且绝对值大于国家标准时，启动储能存储剩余能量；当两点采样差值为负且绝对值大于国家标准时，启动储能释放存储能量；两者的停止时刻均为两点采样差值绝对值等于国家标准时刻；

风光储孤岛式离网工作方式是风光储联合发电在孤岛式离网供荷运行方式下，按照风光发电功率与负荷需求功率是否匹配情况控制储能充电或放电启停时刻，达到储能提高风光电跟随负荷特性减小弃风光电量目的。具体为：按一定的采样周期通过A/D转换器通道分别对风光互补发电有功和负荷需求有功采样，依据九宫分区判据，当风光互补发电量P_FG与负荷需求P_L差值为正且绝对值大于设定阈值时，启动储能存储剩余能量；当风光互补发电量P_FG与负荷需求P_L差值为负且绝对值大于设定阈值时，启动储能释放存储能量；两者的停止时刻均为两点采样差值绝对值等于设定阈值时刻；

风光储无论在分布式并网运行方式下还是孤岛式离网运行方式下，储能在充放电过程中，都按照蓄电池冲放电过程的电压、电流情况控制充电或放电电量和时长，达到避免蓄电池充放电流过大和速度过慢及过充过放损坏目的。具体为：按一定的采样周期通过A/D转换器通道分别对蓄电池充放电电压、电流采样，根据模糊原理建立电压差、电流差变化率、电压差变化率的模糊控制规则库查询表，供单片机分析计算后输出PWM信号以控制双向DC/DC变换器电路中开关管导通角的占空比值，控制蓄电池充放电电量和时长。

与现有技术相比，本发明的有益效果为：

本发明的目的在于克服上述技术存在的缺陷，提供一种风光储联合发电系统及方法，风光储联合发电共用直流母线，在并网或供负荷的逆变器的直流侧加装基于V²控制的双Boost-Buck变换器(DC/DC)经大功率二极管电路与直流母线并联，分别对风能发电经AC/DC整流变换后的输出电压Uw、光伏发电输出电压Upv进行偏差调节和恒压控制，同时加装并联于直流母线的蓄电池组及双向DC/DC，依据分布式并网供电运行方式或孤岛式离网供荷运行方式，对储能采用平抑风光电波动或风光电跟随负荷控制与充放电模糊控制，通过共用的逆变器，实现风光储联合发电既共用一个逆变器(DC/AC)节省投资又平抑风光出力波动或提高跟随负荷特性也减小弃风光电量效果。

附图说明

图1是本发明风光储联合发电系统整体软硬件框架及拓扑结构；

图2是本发明V²控制的双Boost-Buck变换器电路；

图3是V²控制双Boost-Buck电路各点电压波形；

图4是V²控制Boost-Buck变换器中斜坡补偿法抑制振荡稳态波形；

图5是本发明风光储联合发电系统整体控制体系；

图6是储能平抑风光电波动的充放电控制与容量配置图；

图7是模糊控制器结构框图；

图8是风光发电输出功率；

图9是输入电压为5400V输出电压波形(D＝0.1)；

图10是输入电压为150V输出电压波形(D＝0.8)；

图11是两种模式充电电流动态变化曲线；

图12是逆变器三相电压波形；

图13是逆变器A相电压。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明的技术方案作进一步详细地说明。

1风光储联合发电系统整体软硬件框架及拓扑结构

风光储联合发电系统整体软硬件框架及拓扑结构如图1所示，风光储联合发电共用直流母线和同一个逆变器，在并网或供负荷的逆变器的直流侧加装基于V²控制的双Boost-Buck变换器(DC/DC)与直流母线并联，分别对风能发电经AC/DC整流变换后的输出电压Uw、光伏发电输出电压Upv进行稳压，同时加装并联于直流母线的蓄电池组及双向DC/DC，依据分布式并网供电运行方式或孤岛式离网供荷运行方式，对储能采用平抑波动或跟随负荷控制与模糊控制，通过共用的逆变器，实现风光储联合发电既共用一个逆变器(DC/AC)节省投资又平抑风光出力波动或提高跟随负荷特性也减小弃风光电量效果。

系统由强电功率流动回路、弱电显示采样控制回路、控制软件程序模块三大部分组成。其中的强电功率流动回路包括风电机组及整流电路与泄荷电路、光伏电池、V²控制的双Boost-Buck变换器、蓄电池及双向DC/DC变换器、逆变器及电网或负荷依次连接。其中的弱电显示采样控制回路包括STC12C2052D单片机、移位寄存器及液晶显示屏、蓄电池电压和电流采样信号、V²控制双Boost-Buck变换器输出电流采样信号、负荷功率采样信号、对双向DC/DC变换器控制信号、对V²控制的双Boost-Buck变换器控制信号、对风电泄荷电路控制信号依次连接。其中的控制软件程序模块包括恒压控制、波动控制、负荷控制、模糊控制、偏差控制程序模块镶嵌在单片机ROM中。

STC12C2052AD单片机设有8路高速8位A/D转换器通道，2路8位高速PWM输出通道，其工作频率范围为0-35MHz；P1口中的2路经驱动器作为PWM控制信号输出；2KB的程序存储器，用于存放主程序和恒压控制、偏差控制、波动控制、负荷控制的判据与模糊控制所需要的数据表格。

2风光互补发电的V2控制双Boost-Buck变换器电路

基于Boost-Buck电路输出电压可以高于或低于输入电压，而且其输入电流和输出电流都可以实现连续的优势，根据图1的拓扑结构方案，采用两块Boost-Buck电路分别控制风电和光电，使各自的输出电压保持相同，图2即为设计的风光互补发电的V²控制双Boost-Buck变换器电路。图中采用对称的二路由IGBT管V、电感L、电阻R、电容C构成的Boost-Buck电路，增加一个A3加法模块和运算放大器A2及两个比例器Kν和比较器A1及Q触发器，将风电和光电输出电压经A3叠加后反馈送入A2和A1及Q触发器，通过单片机恒压控制模块输出的PWM信号调制，反馈到Boost-Buck电路IGBT管V的控制极，达到每块Boost-Buck电路输出电压双环反馈(内环Kν-A1-Q、外环Kν-A3-A2-A1-Q)的目的，分别实现风机整流输出电压U_A和光伏电池输出电压U_B恒压输出。

V²控制双Boost-Buck电路各点电压波形如图3所示，由于风电和光电的波动特性不同，两个Boost-Buck变换器的输入电压(U_W和U_PV)就不同，造成两个Boost-Buck变换器的输出电压(U_S1和U_S2)也不同，但是在同一控制电压U_c作用下，通过调整U_p1和U_p2不同的占空比获得风电U_A和光电U_B恒压输出。

3V²控制Boost-Buck变换器次谐波振荡问题解决方法

当采用V²控制的Boost-Buck变换器工作于电感电流连续导电模式CCM(ContinuousConduction Mode)且占空比大于0.5时，存在次谐波振荡问题，采用斜坡补偿技术，即在图2中比较器A1的同相输入端增加一个斜坡补偿信号，用以消除次谐波振荡问题。具体分析如下：

Boost-Buck变化电路V²控制A输出端的稳态波形如图3所示。u_c为控制电压，也即为误差电压；u_s＝K_υu为内环检测电压，其纹波电压上升、下降的斜率m₁、m₂分别为：

$\begin{array}{c}{m}_1=K_{\mathrm{\υ}}\·R_S{u}_i/L\\ m_2=K_{\mathrm{\υ}}\·R_{S}u/L\end{array}---\left(1\right)$

其中：u_i为Boost-Buck变换器的输入电压；u为Boost-Buck变换器输出端电压；K_υ为衰减系数。

当图2的Boost-Buck变换电路输入发生变化时，V²控制对输入的变化具有快速的瞬态响应能力。在如图3外反馈电路中的控制电压u_c上叠加一斜率为-m_c的斜坡补偿信号，得到图4所示的斜坡补偿抑制V²控制Boost-Buck变换器次谐波振荡方法。图中Ts为开关周期，d为功率管导通占空比。

当采用斜坡补偿法抑制振荡的V²控制Boost-Buck变换器稳态工作时，有：

$\frac{1}{2}{m}_1{\mathrm{dT}}_s=u_c-u_s-m_c{\mathrm{dT}}_s---\left(2\right)$

输入发生变化时，(1)、(2)式中的相关变量取小信号扰动：忽略二阶小信号变量，则分别得到直流稳态和交流小信号的特性表达式(3)、(4)、(5)、(6)式。

$d=\frac{u_C-K_{\mathrm{\υ}}u}{\frac{1}{2}{m}_1{T}_S+m_C{T}_S}---\left(3\right)$

m₁＝R_su_i/L (4)

$\frac{T_S}{2}(m_1\hat{d}+{\hat{m}}_{1}d)={\hat{u}}_c-K_{\mathrm{\υ}}\hat{u}-m_c\hat{d}{T}_S---\left(5\right)$

${\hat{m}}_1=R_S{\hat{u}}_i/L---\left(6\right)$

因此，采用斜坡补偿法抑制振荡的V²控制Boost-Buck变换器的为：

$\hat{d}=\frac{2Ld}{n(1-d)T_{S}u}\·\frac{{\hat{u}}_c}{R_S}-\frac{d^2}{n(1-d)u}{\hat{u}}_i---\left(7\right)$

式中n＝(1+2m_C)/m₁。加入斜坡补偿电压后，当d/[n(1-d)]＜1时，也即

$m_C>\frac{(2d-1)m_1}{2(1-d)}---\left(9\right)$

时Boost-Buck变换器控制系统是稳定的。依据电感电流伏秒平衡原理有：

m₁d＝(1-d)m₂ (10)

可知：

式(11)表明：引入斜坡补偿电压的斜率满足条件(11)式时，就能够消除工作于CCM方式下V²控制Boost-Buck变换器在d大于0.5时的次谐波振荡现象，保证系统稳定工作，作为逆变器的理想直流电源。

4.风光储联合发电系统整体控制体系

图5为风光储联合发电系统整体控制体系，工作方法由风光互补发电三种工作模式、风光储联合发电二种工作模式构成。控制方法为风光储联合发电共用直流母线和逆变器，通过设计的V²控制双Boost-Buck变换器，对风光互补发电系统采用风或光恒压控制的独立发电或风光偏差+恒压控制的互补发电三种风光互补发电工作模式；通过加装的蓄电池和双向DC/DC变换器，对风光储联合发电系统采用平抑波动+模糊控制的分布式并网供电或跟随负荷+模糊控制的孤岛式离网供荷两种风光储联合发电工作模式。

5风光互补发电工作模式及控制策略

在风光互补系统中，一般光伏发电日变化昼发夜停，而风力发电日变化随机间歇，两者发电量具有差异，因而造成输入侧电压随风速和光照变化也有差异，因此风光互补发电工作模式包括风力发电恒压控制、光伏发电恒压控制、风光互补发电偏差及恒压控制三种工作模式；

5.1风光独立发电：

风力发电工作模式和光伏发电工作模式属于单一电源恒压控制模式，可分为两种情况：

(1)无光辐射时间段：风速足够，控制风力发电的V²控制单一Boost-Buck变换器工作；

(2)无风速时间段：光辐射足够，控制光伏发电的V²控制单一Boost-Buck变换器工作；

如图3上半部分或下半部分波形所示，当风电或光电波动时，U_S1或U_S2也将波动，单片机恒压控制模块输出PWM信号，U_P1或U_P2将调整其占空比，保证U_A或U_B趋近期望值。

5.2风光互补发电：

风光互补发电工作模式属于双电源偏差控制及恒压控制工作模式，具体为：既有光辐射又有风速时间段，当风速、光辐射足够但风、光发电两者输出电压差异超过Boost-Buck变换器允许范围内时，采用单片机偏差控制模块输出PWM信号使风电泄荷电路工作，调整两者输出电压差异到允许值后，启动风-光联合发电的V²控制双Boost-Buck变换器同时工作，Boost-Buck恒压电路外反馈环的输入电压取自每路Boost-Buck电路的输出，经过同相加法器后获得二路输出电压的均值，即U_C＝1/2(U₄+U_B)。外反馈环采用均值输入，可以避免或减小二路Boost-Buck变换器间的环流、相互影响，提高输出电压的稳定性，由图2可知：两块Boost-Buck变换器同时工作，虽然U_S1和U_S2波动不同，但随着单片机恒压控制模块控制U_p1和U_p2调节不同的占空比，最终保证U_A和U_B都趋近于同一期望值，获得U_A等于U_B。

由于Boost-Buck变换器的升、降压幅度很大，所以风、光发电两者输出电压差异可以很宽，只会造成小幅度的弃风。其风光互补发电系统控制中单片机PWM端口控制V²控制双Boost-Buck变换器及风电泄荷电路的控制信号与控制框架如图1和图2所示。

6.风光储联合发电工作模式及控制策略

风光储联合发电工作模式包括风光储分布式并网波动及模糊控制、风光储孤岛式离网负荷及模糊控制二种工作模式；其风光储联合发电系统由单片机PWM端口控制双向DC/DC变换器的控制信号与控制框架如图1所示。

6.1风光储分布式并网供电：

风光储分布式并网工作模式是风光储联合发电在分布式并网供电运行方式下，按照风光电输出功率波动是否超过国家标准情况，控制双向DC/DC变换器电路中开关管导通方向，控制储能充电或放电启停时刻，达到储能平抑风光电功率波动量减小电网冲击目的；具体为：按一定的采样周期通过A/D转换器通道对风光互补发电有功采样，当相邻两点采样差值为正且绝对值大于国家标准时，启动储能存储剩余能量；当两点采样差值为负且绝对值大于国家标准时，启动储能释放存储能量；两者的停止时刻均为两点采样差值绝对值等于国家标准时刻。

储能系统平抑风光电功率波动涉及四个关键问题：一是储能系统需要将波动平抑至什么程度，即平抑波动目标的确定；二是储能需要配置多大容量才能兼顾平抑波动目标和储能限制及经济成本，即储能最佳配置容量的确定；三是储能受充放电快慢和过冲过放以及充放电次数与成本限制，容量不能无限增大，在储能最佳容量下就不能100％都补偿到目标，即评估平抑波动到目标值的置信度确定；四是储能系统如何对波动进行平抑补偿，即储能系统充放电控制策略的确定。

根据国家标准《风电场接入电力系统技术规定》，正常运行情况下的风电场有功功率变化限值的推荐值是从时间角度(1min&&10min)来定义的，详见表1。因此，采用风光电10min波动限值E_mb作为风光电功率波动目标值。

表1有功功率变化最大限值单位：MW

对平抑波动后的结果与目标对比进行概率统计分析，即得出储能系统对平抑波动的置信度FECD。对储能平抑后的风光电功率10min波动值序列E_LRE进行概率统计分析，与目标差值比较，确定小于目标差值的累积概率即为评估置信度FECD，如式(12)。

$FECD=P_{L,E_{LREi}}\×100\%---\left(12\right)$

按一定的采样周期通过A/D转换器通道对风光互补发电有功采样，控制双向DC/DC变换器电路中开关管导通方向，当相邻两点采样差值为正且绝对值大于国家标准时，启动储能存储剩余能量；当两点采样差值为负且绝对值大于国家标准时，启动储能释放存储能量；此过程可以用式(13)表示。

其中，P_ESi为储能系统实时充放电功率值，P_Mi、P_Mi-1为风光电功率第i点、第i-1点实时采样值，E_mb为风光电功率10min波动限值。。

由于受到储能系统经济性以及技术条件的约束，同时保证储能系统能够在确定的补偿度内实现对风光电波动的平抑，因此储能系统额定功率的取值需要同时满足这两个约束条件。本发明基于式(13)确定的储能系统实时充放电功率值P_ESi，对其进行概率统计分析，考虑置信度FECD，即将平抑波动目标上下留出裕度e_i＝1-FECD，得到图5所示目标带宽，进而确定储能系统在FECD下的额定功率P_ESN。

储能系统充放电的容量表现为风光电实际功率曲线超出目标带宽部分与目标上下限值所围成的面积，如图6所示。因此储能系统在确定额定功率P_ESN后每次对波动进行平抑所需的容量ESCap_i计算如式(14)。

${\mathrm{ESCap}}_i=\left\{\begin{array}{cc}\underset{t_1}{\overset{t_2}{\&Integral;}}f(P_M,E_{up},t_1,t_2)dt-\underset{t_1}{\overset{t_2}{\&Integral;}}f(P_M+P_{ES},E_{up},t_1,t_2)dt& P_{ESi}<0\\ \underset{t_1}{\overset{t_2}{\&Integral;}}f(P_M,E_{down},t_1,t_2)dt-\underset{t_1}{\overset{t_2}{\&Integral;}}f(P_M+P_{ES},E_{down},t_1,t_2)dt& P_{ESi}>0\end{array}\right.---\left(14\right)$

其中，t₁、t₂为超出目标带范围的风光电实际功率曲线P_M部分与目标带上限E_up或下限E_down交点对应的时间值；函数f(P_M，E_up，t₁，t₂)和f(P_M，E_down，t₁，t₂)分别为超出目标带范围的风光电实际功率曲线P_M部分与目标带上限E_up和下限E_down曲线围成的多边形的函数表达式。此时，对ESCap_i进行概率统计分析，即可得出对波动进行平抑时所需的储能系统额定容量ESCap_N。

在确定了储能系统的额定功率及额定容量后，根据容量与功率和时间的关系，其额定充放电时间EST_N即可由式(15)计算所得。

${\mathrm{EST}}_N=\frac{{\mathrm{ESCap}}_N}{P_{ESN}}---\left(15\right)$

6.2风光储孤岛式离网供荷：

风光储孤岛式离网工作方式是风光储联合发电在孤岛式离网直接供负荷运行方式下，按照风光发电功率与负荷需求功率是否匹配情况，控制双向DC/DC变换器电路中开关管导通方向，控制储能充电或放电启停时刻，达到储能提高风光电与负荷的跟随度减小弃风光电量目的。具体为：按一定的采样周期通过A/D转换器通道分别对风光互补发电有功和负荷需求有功采样，当风光互补发电量P_FG与负荷需求P_L差值为正且绝对值大于设定阈值时，启动储能存储剩余能量；当风光互补发电量P_FG与负荷需求P_L差值为负且绝对值大于设定阈值时，启动储能释放存储能量；两者的停止时刻均为两点采样差值绝对值等于设定阈值时刻；

对于风储孤岛离网运行系统，由于风电出力受自然风速直接影响以及储能系统调节能力的限制，系统内的风光储电功率则必须时刻与负荷需求功率相匹配以满足如式(16)的发电与用电功率平衡。

P_wg(i)+P_ES(i)＝P_L(i) (16)

其中，(P_g(i)+P_ES(i))为风光储系统在i时刻的合成出力之和；P_L(i)为系统在i时刻的总负荷。

对基于跟踪负荷波动的风光储系统合成目标出力分区九宫分区控制策略制定如下。

当风光电出力和负荷水平分别同时处于低风低荷区、中风中荷区和高风高荷区时，认为风电场出力处于自然跟踪负荷波动(正调峰)状态，此时设定储能系统出力为0。

当风光电出力水平在低风区，而负荷水平处于高荷区时；或当风光电出力水平在高风区，而负荷水平处于低荷区时，认为风光电出力处于无法跟踪负荷波动(反调峰)状态，设定储能系统出力为式(17)：

其中，P_F为设定阈值。

当风光互补发电量P_wg(i)与负荷需求P_L(i)差值为正且绝对值大于设定阈值P_F时，启动储能存储剩余能量；当风光互补发电量P_wg(i)与负荷需求P_L(i)差值为负且绝对值大于设定阈值P_F时，启动储能释放存储能量；

当风电场出力水平和负荷水平分别处于低风中荷区和中风高荷区时，若风光电在(i+1)时刻的出力大于等于i时刻的出力；或者当风光电出力水平和负荷水平分别处于中风低荷区和高风中荷区时，若风电在(i+1)时刻的出力小于等于i时刻的出力，认为风光电出力处于能够跟踪负荷波动，此时设定储能系统出力为0，若反之，认为风光电出力处于不能够跟踪负荷波动，并定义为平调峰状态。此时设定储能系统出力为式(18)：

综上所述，基于跟踪负荷波动的风储系统合成目标出力九宫分区控制策略汇总如表2所示。

表2跟踪负荷波动的风储系统合成目标出力九宫分区控制策略表

6.3储能充放电模糊控制策略

按一定的采样周期通过A/D转换器通道分别对蓄电池充放电电压、电流采样，按照蓄电池冲放电过程的电压、电流情况控制充电或放电电量和时长，达到避免蓄电池充放电流过大速度过慢及过充过放损坏目的。蓄电池的采样电压电流通过光电耦合器PC817，由单片机的ADC1通道输入并转换为数字量，作为模糊算法的两个输入变量参数。采用PC817既可以提高抗干扰能力，又可以保护单片机免受蓄电池动态电压的直接冲击。在充放电过程中，根据模糊原理建立电压差、电压差变化率的模糊控制规则库查询表，供单片机分析计算后输出PWM信号以控制双向DC/DC变换器电路中开关管导通角的占空比值，控制蓄电池充放电电量和时长。

模糊控制器是较理想的非线性控制器，具有较佳的适应性、强健性及较佳的容错性。适合于没有清晰、完整的数学模式和模型不完全的系统。蓄电池充电具有明显的非线性特性，故充放电过程适合采用模糊控制。模糊控制器包括模糊化接口、模糊推理机、解模糊接口3个功能模块，如图7。

根据经验蓄电池充放电时，电压的上升下降趋势基本相同，但当蓄电池电压接近饱和时，电压的变化率较大，而电流太小充电过慢，受温度影响又不能过大，因此将蓄电池理想电压最大值与实际测量值的差值E，相邻两个检测电压差值的变化率EC作为输入，充电电流变化量作为输出，构成了一个双输入、单输出结构具有PD控制规律的模糊控制器，有利于保证系统的稳定性。其隶属函数采用三角形法，建立了一个根据电压差、电压差变化率控制充电电流变化量的规则查询库，获得应加到双向DC/DC变换器的实际精确控制量，即对应的开关管导通角占空比值，从而控制蓄电池充放电电流值。

6.4风光储联合发电效益评估

加装储能系统前后风光电弃风光量的变化量ΔQ_AW计算如式(19)。

${\mathrm{\&Delta;Q}}_{AW}=\underset{i=1}{\overset{n_1}{\mathrm{\&Sigma;}}}\&lsqb;\underset{t_1}{\overset{t_2}{\&Integral;}}f{(P_M,E_{mb},t_1,t_2)}_{i}dt\&rsqb;-\underset{i=1}{\overset{n_2}{\mathrm{\&Sigma;}}}\&lsqb;\underset{t_1}{\overset{t_2}{\&Integral;}}f{(P_{WG,ES},E_{mb},t_1,t_2)}_{i}dt\&rsqb;---\left(19\right)$

其中，n₁，n₂分别为加装储能系统前后风电场弃风的次数。

7开发与仿真及试验验证

按照前述原理与构思，新疆大学研发了风光储联合发电的V²控制双Boost-Buck变换控制器硬件模块和恒压控制、波动控制、负荷控制、模糊控制、偏差控制软件模块

7.1双Boost-Buck恒压电路的仿真分析

基于Matlab和新疆大学数字风光电与物理储能联合模拟仿真平台对本研发控制器进行了仿真和模拟试验测试。依照图2(Boost-Buck变换器)建立了系统仿真模型，仿真模型的相关参数及仿真结果如表3所示：

表3Boost-Buck变换器仿真模型参数及仿真结果

将某实际风光互补系统(风机2.5MW，光电3.5MW)2014年秋季某日风光发电量采样，如图8所示，依据风速和光照设定风电和光电的输入电压，由表3及图9和图10可知：当风电输入电压为5400V时，占空比为0.1；当光电输入电压为150V时，占空比为0.8，Boost-Buck变换电路输出侧电压均为600V，也即为逆变电路的输入侧电压。由于Boost-Buck变换器的升、降压特性，风电互补差异电压即输入侧电压在10％到90％范围内变化时，输出侧电压可以稳定在同一个电压值600V。仿真结果表明：V²控制双Boost-Buck变换器可行。

7.2风光储联合发电的工作模式及控制策略试验测试

按图8所示的风光互补出力情况，在新疆大学数字风光电与物理储能联合模拟仿真平台上对研发的V²控制双Boost-Buck变换器进行了三项测试：

7.2.1.工作模式测试

(1)无光辐射为0点～7点时间段、7点～8点风光发电差异电压大于允许范围时间段、19点～20点风光发电差异电压大于允许范围时间段、无光辐射为20点～24点时间段，采用控制风力发电的V²控制单一Boost-Buck变换器工作模式，电压合格，结果正确；

(2)在7点～19点风光发电差异电压小于允许范围时间段，采用控制风-光联合发电的V²控制双Boost-Buck变换器工作模式。

7.2.2.控制模式测试

1.波动控制

当置信系数分别为95％、97％对应的储能功率和容量见表4所示。

表4不同置信度下储能功率和容量范围表 单位：MW、MW·h

从表4中可以看出：储能装置95％置信度下的最大功率与容量分别为3.12MW/6.25MW·h；储能装置97％置信度下的最大功率分别为4.34MW/8.88MW.h；置信度分别为95％、97％下对应的储能装置容量配置仅占地区风电场与光电站总装机容量的8.65％、12.18％。

根据上述储能系统容量配置计算结果，基于平抑风光波动和跟踪负荷的风光储系统合成目标出力效果评估指标，采用加装储能系统前后由其控制策略确定的正调峰、平调峰和反调峰出现频次的变化来进行，表5给出了加装储能前后风光电功率波动、跟随负荷、经济指标的变化情况及效果。

表5储能系统平抑风光电功率波动及跟踪负荷效果

由此可知，本发明在平抑风光电波动、提高跟随负荷特性，减少风光电弃量、提高资源利用率、提高风光电经济效益方面，效果较好。

7.2.3.模糊控制测试

试验分别采用模糊控制充电模式和三段式充电模式对12V/9Ah的蓄电池充电作比较，两种模式下的充电电流动态变化曲线如图11。

(1)三段式充电模式下充电时间将近为17小时，模糊控制模式下充电时间将近为15.5小时，充电时间缩短了。

(2)考虑安全问题，蓄电池最大充电电流为4A，三段式充电模式下最大电流为3A，而模糊控制充电模式下，最大充电电流可接近3.5A，表明模糊控制模式下，具有自动识别最大充电电流之能力。

7.3逆变器输出试验测试

在新疆大学风光储试验平台进行了模拟试验，逆变器输出电压波形如图12、图13，结果表明：逆变器输出三相电压对称，初始阶段具有一定的波动和谐波，这是由于风电或光电波动引起，经过V²控制双Boost-Buck变换器调节控制，0.005s后平滑。

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，本发明的保护范围不限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明披露的技术范围内，可显而易见地得到的技术方案的简单变化或等效替换均落入本发明的保护范围内。

Claims (6)

1.一种风光储联合发电系统，其特征在于，系统由强电功率流动回路、弱电显示采样控制回路、控制软件程序模块三大部分组成，其中的强电功率流动回路包括风电机组及整流电路与泄荷电路、光伏电池、V²控制的双Boost-Buck变换器、蓄电池及双向DC/DC变换器、逆变器及电网或负荷依次连接；其中的弱电显示采样控制回路包括STC12C2052D单片机、移位寄存器及液晶显示屏、蓄电池电压和电流采样信号、V²控制双Boost-Buck变换器输出电压和电流采样信号、负载电压和电流采样信号、对双向DC/DC变换器控制信号、对V²控制的双Boost-Buck变换器控制信号、对风电泄荷电路控制信号依次连接；其中的控制软件程序模块包括恒压控制、波动控制、负荷控制、模糊控制、偏差控制程序模块镶嵌在单片机ROM中。

2.根据权利要求1所述的风光储联合发电系统，其特征在于，所述V²控制的双Boost-Buck变换器设有对称的二路由IGBT管V、电感L、电阻R、电容C构成的Boost-Buck电路，一路控制风电，另一路控制光电，再增加一个A3加法模块和运算放大器A2及两个比例器Kv和比较器A1及Q触发器，将风电和光电输出电压经A3叠加后反馈送入A2和A1及Q触发器，在同一控制电压U_c作用下，通过单片机恒压控制模块输出的PWM信号调制，获得U_p1和U_p2不同的占空比，反馈到Boost-Buck电路IGBT管V的控制极，达到每块Boost-Buck电路输出电压双环反馈(内环Kv-A1-Q、外环Kv-A3-A2-A1-Q)的目的，分别实现风机整流输出电压U_A和光伏电池输出电压U_B恒压输出，且U_A与U_B相等。

3.根据权利要求1所述的风光储联合发电系统，其特征在于，所述STC12C2052AD单片机设有8路高速8位A/D转换器通道，2路8位高速PWM输出通道，其工作频率范围为0-35MHz；P1口中的2路经驱动器作为PWM控制信号输出；2KB的程序存储器，用于存放主程序和恒压控制、偏差控制、波动控制、负荷控制的判据与模糊控制所需要的数据表格。

4.一种风光储联合发电方法，其特征在于，工作方法由风光互补发电三种工作模式、风光储联合发电二种工作模式构成；控制方法为风光储联合发电共用直流母线和逆变器，通过设计的V²控制双Boost-Buck变换器，对风光互补发电系统采用风或光恒压控制的独立发电或风光偏差+恒压控制的互补发电三种风光互补发电工作模式；通过加装的蓄电池和双向DC/DC变换器，对风光储联合发电系统采用平抑波动+模糊控制的分布式并网供电或跟随负荷+模糊控制的孤岛式离网供荷两种风光储联合发电工作模式。

5.根据权利要求4所述的风光储联合发电方法，其特征在于，所述风光互补发电工作模式包括风力发电恒压控制、光伏发电恒压控制、风光互补发电偏差+恒压控制三种工作模式；

所述风力发电恒压控制和光伏发电恒压控制两种工作模式属于单一电源恒压控制工作模式，分为两种情况：无光辐射时间段：风速足够，控制风力发电的V²控制单一Boost-Buck变换器工作；无风速时间段：光辐射足够，控制光伏发电的V²控制单一Boost-Buck变换器工作；当风电或光电波动时，U_S1或U_S2也将波动，单片机恒压控制模块输出PWM信号，U_P1或U_P2将调整其占空比，保证U_A或U_B趋近期望值；

所述风光互补发电偏差+恒压控制工作模式属于双电源偏差控制及恒压控制工作模式，具体为：既有光辐射又有风速时间段，当风速、光辐射足够，但风、光发电两者输出电压差异超过Boost-Buck变换器允许范围内时，采用单片机偏差控制模块输出PWM信号使风电泄荷电路工作，调整两者输出电压差异到允许值后，启动风-光联合发电的V²控制双Boost-Buck变换器同时工作，Boost-Buck恒压电路外反馈环的输入电压取自每路Boost-Buck电路的输出，经过同相加法器后获得二路输出电压的均值，即U_c＝1/2(U_A+U_B)；外反馈环采用均值输入，可以避免或减小二路Boost-Buck变换器间的环流、相互影响，提高输出电压的稳定性，两块Boost-Buck变换器同时工作，虽然U_s1和U_s2波动不同，但随着单片机恒压控制模块控制U_p1和U_p2调节不同的占空比，最终保证U_A和U_B都趋近于同一期望值，获得U_A等于U_B。

6.根据权利要求4所述的风光储联合发电方法，其特征在于，所述风光储联合发电工作模式包括风光储分布式并网供电平抑波动+模糊控制、风光储孤岛式离网供荷跟随负荷+模糊控制二种工作模式；

所述风光储分布式并网供电平抑波动控制工作模式是风光储联合发电在分布式并网供电运行方式下，按照风光电输出功率波动是否超过国家标准情况，控制双向DC/DC变换器电路中开关管导通方向，控制储能充电或放电启停时刻，达到储能平抑风光电功率波动量减小对电网冲击目的；具体为：按一定的采样周期通过A/D转换器通道对风光互补发电有功采样，当相邻两点采样差值为正且绝对值大于国家标准时，启动储能存储剩余能量；当两点采样差值为负且绝对值大于国家标准时，启动储能释放存储能量；两者的停止时刻均为两点采样差值绝对值等于国家标准时刻；

所述风光储孤岛式离网供荷跟随负荷控制工作模式是风光储联合发电在孤岛式离网供荷运行方式下，按照风光发电功率与负荷需求功率是否匹配情况，控制双向DC/DC变换器电路中开关管导通方向，控制储能充电或放电启停时刻，达到储能提高风光电与负荷的跟随度减小弃风光电量目的；具体为：按一定的采样周期通过A/D转换器通道分别对风光互补发电有功和负荷需求有功采样，依据九宫分区判据，当风光互补发电量P_wg与负荷需求P_L差值为正且绝对值大于设定阈值时，启动储能存储剩余能量；当风光互补发电量P_FG与负荷需求P_L差值为负且绝对值大于设定阈值时，启动储能释放存储能量；两者的停止时刻均为两点采样差值绝对值等于设定阈值时刻；

所述模糊控制是风光储无论在分布式并网供电运行方式下还是孤岛式离网供荷运行方式下，储能在充放电过程中，都按照蓄电池冲放电过程的电压、电流情况控制充电或放电电量和时长，达到避免蓄电池充放电流过大和速度过慢及过充过放损坏目的；具体为：按一定的采样周期通过A/D转换器通道分别对蓄电池充放电电压、电流采样，根据模糊原理建立电压差、电流差变化率、电压差变化率的模糊控制规则库查询表，供单片机分析计算后输出PWM信号以控制双向DC/DC变换器电路中开关管导通角的占空比值，控制蓄电池充放电电量和时长。