CN117239796B - 一种光储系统的控制方法、设备及介质 - Google Patents
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Abstract
本申请适用于光储技术领域，提供了一种光储系统的控制方法、设备及介质，储能单元采用考虑频率支撑的储能逆变器跟网型控制策略，光伏单元采用考虑MPPT的光伏逆变器构网型控制策略，该方法包括：若储能单元的SOC值位于电荷充足区间内，则判断电网所需要的有功功率是否为0；若不为0，则光伏单元基于光伏逆变器构网型控制策略向电网注入功率，储能单元主要用于平滑光伏单元的输出功率，并当电网的频率发生变化时，储能单元基于储能逆变器跟网型控制策略为电网提供惯性支撑和一次调频所需要的有功功率；否则，储能单元和光伏单元一起响应电网的频率变化。本申请既能提高单相级联光储系统的稳定性，还能提高光伏能量的利用率。
Description
技术领域
本申请属于光储技术领域，尤其涉及一种光储系统的控制方法、设备及介质。
背景技术
光储系统，又称太阳能光伏储能发电系统，是由光伏设备和储能设备组成的发电系统。目前单相级联光储系统的控制方案主要包括跟网型控制方案、构网型控制方案、跟网型和构网型的混合控制方案，这三种方案的简要介绍如下：
跟网型控制方案：传统光伏逆变器并网主要采用跟网型控制，采用输出电流控制，基于锁相环（PLL，Phase Locked Loop ）实现同步，能够快速跟踪光伏的最大功率点，实现高效率光伏发电。但是跟网型的逆变器控制只能基于集中式控制框架下实现，增加了系统的通讯成本和通讯失败的风险。而且与电网之间的同步高度依赖锁相环也给系统带来了不稳定因素。
构网型控制方案：为了降低通信的成本和对系统安全可靠运行的制约，并网级联逆变器的分散式构网型控制方法被提出，每个模块根据自身的局部信息进行决策，然后通过下垂控制将逆变器控制为构网型模式。但仍然存在一些有待改进之处：首先现有构网型控制策略并非针对光储系统，因此没有考虑光伏和储能的特性与协调控制，不适合级联光储系统并网。其次，现有构网型控制方案频率由电网钳制，对电网频率的支撑能力有限。然后，系统整体工作在受控电压源模式，当发生短路故障导致电网电压波动时，容易导致线路电流幅值的跃升，有过流的风险。
跟网型和构网型的混合控制方案：该方案通过其中一个单元控制系统的并网电流，由于级联系统中各逆变器的电流相同并被该单元钳制，因此其他逆变器通过控制电压幅值来调控输出有功功率，从而实现并网同步控制。但现有方法中跟网型逆变器的控制仍然需要锁相环获取电网相位信息，对弱电网下并网逆变器的稳定性产生负面影响。
综上，目前单相级联光储系统的光伏能量的利用率低，且不能为电网提供频率支撑，造成系统的稳定性低。
发明内容
本申请实施例提供了一种光储系统的控制方法、设备及介质，可以解决单相级联光储系统的稳定性低以及光伏能量的利用率低的问题。
第一方面，本申请实施例提供了一种光储系统的控制方法，光储系统的储能单元采用考虑频率支撑的储能逆变器跟网型控制策略，光储系统的光伏单元采用考虑MPPT的光伏逆变器构网型控制策略，控制方法包括：
若储能单元的SOC值位于电荷充足区间内，则判断电网所需要的有功功率是否为0；
若电网所需要的有功功率不为0，则控制光储系统的工作模式为额定功率模式；在额定功率模式下，光伏单元基于光伏逆变器构网型控制策略向电网注入电网所需要的有功功率和无功功率，储能单元用于基于储能逆变器跟网型控制策略平滑光伏单元的输出功率，并当电网的频率发生变化时，储能单元基于储能逆变器跟网型控制策略为电网提供惯性支撑和一次调频所需要的有功功率；
若电网所需要的有功功率为0，则控制光储系统的工作模式为频率支撑模式；在频率支撑模式下，当电网发生频率跌落时，光伏单元基于光伏逆变器构网型控制策略向电网注入功率，在电网的频率高于额定值时，储能单元基于储能逆变器跟网型控制策略从电网吸收功率。
可选的，储能逆变器跟网型控制策略为：
；
；
其中，表示虚拟转动惯量，/>表示系统并网电流的角频率，/>表示时间，/>表示有功功率参考值，/>表示光储系统实际注入所述电网的平均有功功率，/>表示虚拟阻尼系数；/>表示角频率参考值，/>表示并网电流幅值，/>和/>均表示PI控制器参数，/>表示复频率，/>表示电网需要注入的无功功率参考值，/>表示光储系统实际注入电网的平均无功功率。
可选的，光伏逆变器构网型控制策略为：
；
；
其中，表示所述光储系统中第/>个光伏机组的角频率，/>，/>表示所述光储系统中光伏机组的总数，/>表示所述电网的额定角频率，/>表示功率因素角下垂系数，/>表示所述光储系统中第/>个光伏机组的输出功率因数角，/>表示无功功率调节系数，/>表示复频率，/>表示无功功率参考值，/>表示所述光储系统中第/>个光伏机组的无功功率平均值，/>表示所述光储系统中第/>个光伏机组的输出电压的参考幅值，/>表示有功功率调节系数，/>表示第/>个光伏机组的有功功功率参考值，/>表示所述光储系统中第/>个光伏机组的有功功率平均值。
可选的，控制方法还包括：
若储能单元的SOC值小于第一预设电荷值，则判断光伏单元输出的有功
功率是否小于电网所需要的有功功率；第一预设电荷值为电荷充足区间的最小值；
若光伏单元输出的有功功率小于电网所需要的有功功率，则控制光储系统的工作模式为功率减发模式；在功率减发模式下，光伏单元的输出功率优先给储能单元充电，并在电网因负载减少而频率升高时，储能单元吸收电网中多余的有功功率；
若光伏单元输出的有功功率大于或等于电网所需要的有功功率，则控制光储系统的工作模式为储能充电模式；在储能充电模式下，光伏单元向电网注入电网所需要的有功功率，且光伏单元中剩余的功率由储能单元吸收。
可选的，控制方法还包括：
若储能单元的SOC值大于第二预设电荷值，则判断光伏单元输出的有功功率是否小于电网所需要的有功功率；第二预设电荷值为电荷充足区间的最大值；
若光伏单元输出的有功功率小于电网所需要的有功功率，则控制光储系统的工作模式为单相调频模式；在单相调频模式下，储能单元和光伏单元一起为电网提供电网所需要的有功功率；
若光伏单元输出的有功功率大于或等于电网所需要的有功功率，则控制光储系统的工作模式为退出MPPT模式；在退出MPPT模式下，光伏单元退出MPPT点运行。
第二方面，本申请实施例提供了一种光储系统的控制设备，包括存储器、处理器以及存储在存储器中并可在处理器上运行的计算机程序，处理器执行计算机程序时实现上述的光储系统的控制方法。
第三方面，本申请实施例提供了一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质存储有计算机程序，计算机程序被处理器执行时实现上述的光储系统的控制方法。
本申请的上述方案有如下的有益效果：
在本申请的实施例中，由于光储系统的储能单元采用考虑频率支撑的储能逆变器跟网型控制策略，光伏单元采用考虑MPPT的光伏逆变器构网型控制策略，从而使得在储能单元的SOC值位于电荷充足区间内时，光伏单元能根据自身的发电量向电网输出最大功率，实现光伏能量的高效利用。同时，在电网的频率发生变化或者电网的频率高于额定值时，储能单元能基于储能逆变器跟网型控制策略发出有功功率或吸收有功功率为电网提供一定的惯性支撑和一次调频能力，从而极大地增强了光储系统的稳定性。
本申请的其它有益效果将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本申请一实施例提供的光储系统的拓扑结构示意图；
图2为本申请一实施例提供的光储系统的六种工作模式的判断流程图；
图3为本申请一实施例提供的光储系统并网的控制框图；
图4为本申请一实施例提供的光储系统在边界工作模式的划分图；
图5为一实例中光伏输出波动时的实验结果图；
图6为一实例中电网频率偏差时的实验对比图；
图7为一实例中案例3的实验波形图；
图8为一实例中案例4的实验波形图；
图9为一实例中案例5的实验波形图；
图10为一实例中案例6的实验波形图；
图11为本申请一实施例提供的光储系统的控制设备的结构示意图。
具体实施方式
以下描述中，为了说明而不是为了限定，提出了诸如特定系统结构、技术之类的具体细节，以便透彻理解本申请实施例。然而，本领域的技术人员应当清楚，在没有这些具体细节的其它实施例中也可以实现本申请。在其它情况中，省略对众所周知的系统、装置、电路以及方法的详细说明，以免不必要的细节妨碍本申请的描述。
应当理解，当在本申请说明书和所附权利要求书中使用时，术语“包括”指示所描述特征、整体、步骤、操作、元素和/或组件的存在，但并不排除一个或多个其它特征、整体、步骤、操作、元素、组件和/或其集合的存在或添加。
还应当理解，在本申请说明书和所附权利要求书中使用的术语“和/或”是指相关联列出的项中的一个或多个的任何组合以及所有可能组合，并且包括这些组合。
如在本申请说明书和所附权利要求书中所使用的那样，术语“如果”可以依据上下文被解释为“当...时”或“一旦”或“响应于确定”或“响应于检测到”。类似地，短语“如果确定”或“如果检测到[所描述条件或事件]”可以依据上下文被解释为意指“一旦确定”或“响应于确定”或“一旦检测到[所描述条件或事件]”或“响应于检测到[所描述条件或事件]”。
另外，在本申请说明书和所附权利要求书的描述中，术语“第一”、“第二”、“第三”等仅用于区分描述，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
在本申请说明书中描述的参考“一个实施例”或“一些实施例”等意味着在本申请的一个或多个实施例中包括结合该实施例描述的特定特征、结构或特点。由此，在本说明书中的不同之处出现的语句“在一个实施例中”、“在一些实施例中”、“在其他一些实施例中”、“在另外一些实施例中”等不是必然都参考相同的实施例，而是意味着“一个或多个但不是所有的实施例”，除非是以其他方式另外特别强调。术语“包括”、“包含”、“具有”及它们的变形都意味着“包括但不限于”，除非是以其他方式另外特别强调。
针对目前单相级联光储系统的光伏能量的利用率低，且不能为电网提供频率支撑，造成系统的稳定性低的问题，本申请的实施例提供了一种光储系统的控制方法，该方法在光储系统的储能单元的剩余电量（SOC，State of Charge）值位于电荷充足区间内时，光伏单元能根据自身的发电量向电网输出最大功率，实现光伏能量的高效利用。同时，在电网的频率发生变化或者电网的频率高于额定值时，光储系统的储能单元能基于储能逆变器跟网型控制策略发出有功功率或吸收有功功率为电网提供一定的惯性支撑和一次调频能力，从而极大地增强了光储系统的稳定性。
即，本申请实施例提供的光储系统的控制方法可适应储能电荷状态、光伏出力波动及电网需求变化，实现多模式稳定可靠运行。需要说明的是，上述光储系统均可以为单相级联光储系统。
下面对单相级联光储系统的结构进行示例性说明。
如图1所示，上述单相级联光储系统包括储能单元和n个光伏单元（图中仅示意了第1个和第n个，），储能单元配置在级联逆变器中离电网最近的位置，其余n个光伏单元经过LC滤波器后依次级联后与电网相连接。每个逆变器单元在交流侧串联后组成较高等级的电压接入大电网，给电网输送能量，减少了变压器的使用，为低压分布式电源整合并网提供了一种有效可行的解决方案。
其中，图1中，H-Bridge表示H桥电路，表示电流，/>为线路阻抗，/>表示系统公共耦合点电压，/>为电网电压。在并网模式下，流经所有逆变器的电流/>与线路阻抗和电网电压有关：
（1）
上式中，表示光储系统公共连接点（PCC）电压，由各逆变器单元输出电压的矢量和计算可得。/>为电网电压，/>表示为光储系统的等效线路阻抗。
那么，第个逆变器单元输出的视在功率/>的表达式如下：
（2）
上式中，表示第/>个逆变器单元输出电压矢量，/>表示第/>个逆变器单元输出电流矢量，/>表示共轭复数。
结合公式（1）和（2），可以计算出每个逆变器单元输出的有功功率和无功功率，其中，第个逆变器单元输出的有功功率/>和无功功率/>的表达式分别为：
（3）
（4）
其中，，/>表示光储系统中逆变器单元的总数。需要说明的是，在光储系统中，逆变器单元的总数与光伏机组的总数相同。
当线路阻抗呈现高感性时，即, 上式（3）和（4）可以简化为：
（5）
（6）
其中，表示第/>个逆变器单元输出电压幅值，/>表示光伏单元个数，/>表示第/>个逆变器单元输出电压幅值，/>表示第/>个逆变器单元输出电压相位，/>表示第/>个逆变器单元输出电压相位，/>表示线路阻抗角，/>表示电网电压幅值，/>表示电网电压相位，/>表示线路阻抗。
需要说明的是，上述单相级联光储系统可以为目前通用的单相级联光储系统，因此，在此不对其结构和工作原理进行过多赘述。
下面对本申请实施例提供的光储系统的控制方法进行示例性说明。
在本申请的一些实施例中，上述光储系统的储能单元采用考虑频率支撑的储能逆变器跟网型控制策略，该策略是基于惯性和阻尼支撑实现的，正常工作时能实现无锁相环电流源并网和对电网的频率支撑；光储系统的光伏单元采用考虑最大功率点跟踪（MPPT，Maximum Power Point Tracking）的光伏逆变器构网型控制策略，该策略是考虑无功调节的改进型功率因数角下垂的策略，使光伏单元工作在MPPT，实现频率的自同步和最大功率输出，提高了光伏的利用率。
值得一提的是，基于上述储能逆变器跟网型控制策略和光伏逆变器构网型控制策略实现的光储系统的控制方法，能使光储系统在正常工作模式下无锁相环、无通信实现各单元之间以及与电网的频率自同步，提高了系统的可靠性和稳定性。
在本申请的一些实施例中，上述储能逆变器跟网型控制策略为：
；
；
其中，表示虚拟转动惯量，/>表示系统并网电流的角频率，/>表示时间，/>表示有功功率参考值，/>表示光储系统实际注入电网的平均有功功率，/>表示虚拟阻尼系数；表示角频率参考值，/>表示并网电流幅值，/>和/>均表示PI控制器参数，/>表示PI控制器中电流控制比例参数，/>表示PI控制器中电流控制积分参数，/>表示复频率，/>表示电网需要注入的无功功率参考值，/>表示光储系统实际注入电网的平均无功功率。/>和/>可通过采集电压电流计算瞬时功率然后通过一阶低通滤波获得。
上述光伏逆变器构网型控制策略为：
；
；
其中，表示光储系统中第/>个光伏机组的角频率，/>，/>表示光储系统中光伏机组的总数，/>表示电网的额定角频率（即角频率参考值），/>表示功率因素角下垂系数，/>表示光储系统中第/>个光伏机组的输出功率因数角，/>表示无功功率调节系数，/>表示复频率，/>表示无功功率参考值，通常情况下/>为0Var，/>表示光储系统中第/>个光伏机组的无功功率平均值，/>表示光储系统中第/>个光伏机组的输出电压的参考幅值，/>表示有功功率调节系数，/>表示第/>个光伏机组的有功功率参考值，通常取值为光伏MPPT算法计算得出的最大功率参考值/>，根据光伏前级直流侧电压/>计算：，/>表示光伏MPPT最大功率计算的比例系数，/>表示光伏MPPT最大功率计算的积分系数，/>表示第i个光伏机组的直流侧电压，/>表示第i个光伏机组的额定直流侧电压，/>表示光储系统中第/>个光伏机组的有功功率平均值。
在本申请的一些实施例中，上述光储系统的控制方法包括如下步骤：
步骤一，若储能单元的SOC值位于电荷充足区间内，则判断电网所需要的有功功率是否为0，若电网所需要的有功功率不为0，则执行步骤二，若电网所需要的有功功率为0，则执行步骤三。
其中，上述电荷充足区间可以为储能单元满荷状态下电量的20%到80%。
步骤二，控制光储系统的工作模式为额定功率模式。
在额定功率模式下，光伏单元基于光伏逆变器构网型控制策略向电网注入电网所需要的有功功率和无功功率/>，储能单元用于基于储能逆变器跟网型控制策略平滑光伏单元的输出功率，上述/>为电网所需要的有功功率/>在额定功率模式下，若电网的频率发生变化，储能单元能基于储能逆变器跟网型控制策略为电网提供惯性支撑和一次调频所需要的有功功率，此时整个光储系统可以等效为一个可控电源，可根据电网需求调控输出功率。
步骤三，控制光储系统的工作模式为频率支撑模式。
在频率支撑模式下，光储系统的储能具备足够的能力参与电网调频，此时，电网所需要的有功功率为0（/>），不需要光储系统为电网提供能量。在频率支撑模式下，光伏单元和储能单元一起响应对电网的频率变化，提供频率支撑。具体的，当电网发生频率跌落时，光伏单元基于光伏逆变器构网型控制策略向电网注入功率，在电网的频率高于额定值时，储能单元基于储能逆变器跟网型控制策略从电网吸收功率来抵抗频率升高并相应地降低频率变化率。
上述额定功率模式和频率支撑模式为单相级联光储系统在正常运行时的两种基本状态，当储能荷电量SOC到临界值，为了避免过冲过放电，同时综合供需平衡关系，可以再划分出四种边界运行状态，其中光伏单元的控制保持不变，储能单元的频率参考值和有功参考值有相应的调整，具体描述如下：
若储能单元的SOC值小于第一预设电荷值，则判断光伏单元输出的有功
功率是否小于电网所需要的有功功率，该第一预设电荷值为电荷充足区间的最小值。示例性的，该最小值可以为储能单元满荷状态下电量的20%。
其中，若光伏单元输出的有功功率小于电网所需要的有功功率，则控制光储系统的工作模式为功率减发模式；在功率减发模式下，上述设置为0，光伏单元的输出功率优先给储能单元充电，并在电网因负载减少而频率升高时，储能单元吸收电网中多余的有功功率；若光伏单元输出的有功功率大于或等于电网所需要的有功功率，则控制光储系统的工作模式为储能充电模式。在储能充电模式下，光伏单元向电网注入电网所需要的有功功率，且光伏单元中剩余的功率由储能单元吸收。
若储能单元的SOC值大于第二预设电荷值，则判断光伏单元输出的有功
功率是否小于电网所需要的有功功率，该第二预设电荷值为电荷充足区间的最大值。示例性的，该最大值可以为储能单元满荷状态下电量的80%。
其中，若光伏单元输出的有功功率小于电网所需要的有功功率，则控制光
储系统的工作模式为单相调频模式。在单相调频模式下，储能单元和光伏单元一起为电网提供电网所需要的有功功率；若光伏单元输出的有功功率大于或等于电网所需要的有功功率，则控制光储系统的工作模式为退出MPPT模式；在退出MPPT模式下，光伏单元退出MPPT点运行。
下面以电荷充足区间为储能单元满荷状态下电量的20%到80%为例，对上述光储系统的控制方法进行示例性说明。
实际应用中的储能单元由于容量限制，其电荷量会随充放电而升高或降低，一般用SOC值来表示储能的电荷量状态。通常情况下，为了延长电池的使用寿命，需要对储能进行健康管理，避免过充和过放，使SOC值保持在20%到80%之间。根据储能单元的工作状态、荷电量和光伏与电网间的供需平衡情况，可将上述光储系统划分为六种工作模式。如图2所示，光储系统的六种工作模式的判断执行流程如下：
模式1：额定功率模式。当储能电荷量充足，SOC值在20%到80%之间，太阳光照充足使得光伏出力正常时，单相级联光储系统按照电网的需求向电网注入功率。控制框图如图3所示，开关S1和S2都在位置1上，此时，储能单元预设的有功功率参考值为电网所需要的功率值/>，单相级联光储系统按照电网需求的有功功率/>和无功功率/>向电网注入功率。光伏基于自己的能力输出功率/>，储能单元主要用于平滑光伏的出力。当电网频率发生变化时，储能单元的频率-功率控制能够为电网提供惯性支撑和一次调频所需要的有功功率。此时整个单相级联光储系统可以等效为一个可控电源，可根据电网需求调控输出功率。其中，图3中的储能本地控制器主要用于控制储能单元，光伏本地控制器主要用于控制光伏单元，且需要说明的是，每个光伏单元对应的光伏本地控制器可以互不相同，PR控制器为比例谐振控制器。图3中的/>表示电网电压角频率，/>表示第/>个光伏机组滤波电容电压，/>表示第/>个光伏机组输出无功功率，/>表示第/>个逆变器输出电压幅值，/>表示无功功率调节系数，/>表示复频率，/>表示第/>个光伏机组输出无功功率参考，/>表示第/>个光伏机组输出有功功率平均值，/>表示第/>个光伏机组输出有功功率参考值，/>表示有功功率调节系数，/>表示第/>个光伏机组输出电压幅值，/>表示下垂系数，/>表示第i个光伏机组输出电压频率，/>表示第/>个光伏机组输出电压相位，/>表示第/>个光伏机组滤波电感电流，/>表示储能占空比，/>表示光伏占空比。
需要说明的是，图3中的储能本地控制器和光伏本地控制器均可采用常用的储能本地控制器和光伏本地控制器实现。
模式2：频率支撑模式。当储能SOC值在20%到80%之间时，储能具备足够的能力参与电网调频。控制框图与模式1相同，此时电网的需求功率为0（/>），不需要级联光储系统为电网提供能量。在此模式下，光伏和储能单元一起响应对电网的频率变化，提供频率支撑。当电网频率跌落时，单相级联光储系统向电网注入功率来抬升电网频率，当电网频率高于额定值时，储能从电网吸收功率来抵抗频率升高并相应地降低频率变化率。
上述额定功率模式和频率支撑模式为级联光储系统在正常运行时的两种基本状态，当储能荷电量SOC到临界值，为了避免过冲过放电，同时综合供需平衡关系，可以再划分出四种边界运行状态，其中光伏单元的控制保持不变，储能单元的频率参考值和有功参考值有相应的调整，对比如图4(a)和图4(b)所示，图4(a)为功率减发模式和能充电模式的对比图，图4(b)为单相调频模式和退出MPPT模式的对比图，具体描述如下：
模式3：功率减发模式。当储能SOC值低于20%，此时天气状况也不容乐观时，光伏输出小于电网需求功率。如图3所示，开关S1打在位置2上，此时储能单元的有功功率参考设置为0，光伏单元输出功率应优先给储能充电。此时单相级联光储系统也不再具备双向的频率支撑能力，当电网发生频率跌落，单相级联光储系统无法输出更多功率，只能跟随电网频率运行，开关S2在位置2上。若电网因负载减少而频率升高，则储能从电网吸收多余的有功功率，开关S2回到位置1。
（4）模式4：储能充电模式。当储能SOC值低于20%，但此时光伏单元出力大于电网需求，能够提供全部的电网指定的有功功率，图3中的开关S1回到位置1上。单相级联光储系统仍然为电网提供所需功率，剩余功率则由储能吸收充电。与功率减发模式类似，此时单相级联光储系统只响应电网负荷减少带来的频率升高，储能一直处于充电模式储存电量。
（5）模式5：单相调频模式。当储能SOC值高于80%时，若此时光伏出力小于电网需求，储能和光伏一起为电网提供所需要的额定功率。同时，为避免储能过充损坏电池，储能不再响应电网负荷减少带来的频率升高，此时图3中的开关S2在位置2上。但是单相级联光储系统能够应对电网负荷突增导致的频率跌落，S1会回到位置1上。此时储能仍然响应光伏出力的波动，平滑光伏功率输出曲线，一起保障电网侧需求功率平衡。
（6）模式6：退出MPPT模式。当储能SOC值高于80%时，并且光伏出力较多时，光伏单元退出MPPT点运行。与模式5相似，单相级联光储系统工作在单向频率支撑状态，也只响应由电网负荷突增导致的频率下降。
其中，在图4中，表示光伏机组前级MPPT算法计算得出的有功功率参考。
下面结合具体实例对上述光储系统的控制方法进行示例性说明。
在该实例中，上述控制方法在基于RT-LAB的硬件在环平台（该平台包括主机、示波器、OP-RT4510仿真机等）上进行实验验证。三个级联逆变器、光伏单元、储能单元、LC滤波器等硬件设备都在OPAL-RT4510设备上进行仿真模拟。所提控制策略在DSPTMS320F28335控制板上执行。本次实验中，将第一个逆变器单元配备成储能单元，系统参数如表1所示。
表1
案例1：光伏波动
图5展示了所提控制方法在光伏波动下的实验结果。光储系统工作在额定功率模式下，在0~4秒内，光伏机组1输出功率为0.80kW、光伏机组2输出功率为0.50kW，储能提供0.20kW的有功功率，一起满足电网的功率需求。当t=7s时，第一个光伏单元功率增加到1.20kW，此时机组2输出不变，储能单元吸收0.20kW的有功功率，总输出有功仍然保持在1.50kW。各单元输出的无功功率如图6（b）所示，光伏单元输出无功功率为0，按照单位功率因数角运行。储能单元提供所有的无功功率。该实验波形验证了所设计方案能够适用于光伏波动的情况，储能平抑光伏的输出波动，保证了系统的稳定输出。其中，图5（a）为光伏输出波动时的实验结果中有功功率的曲线图；图5（b）为光伏输出波动时的实验结果中无功功率的曲线图；图5（c）为光伏输出波动时的实验结果中线路电流/输出电压的曲线图。
案例2：电网频率波动
当电网遭遇大扰动时，电网频率会产生相应的波动。当频率偏差以及频率变化率大于电网准则规定的范围，将影响系统的安全稳定运行。在此分别对级联光伏储能系统配置频率支撑和不配置频率支撑两种情况做了一个实验对比，旨在说明所提控制策略对电网的频率调节作用。如图6（a）和图6（b）所示，当系统不配置时，电网功率需求1.5kW，光伏单元PV1和PV2各自输出有功功率0.80kW和0.60kW，储能单元承担剩下的功率缺额0.10kW，系统正常运行。当电网频率分别跌落至49.30Hz和升高到50.80Hz时，级联光储系统各单元仍然按照原来的功率输出，不能够及时响应电网的频率变化，并且频率变化率高达10Hz/s，会造成严重的停机事故。
当执行所提控制策略时，对比结果如图6（c）和图6（d）所示，系统工作在频率支撑模式，光伏单元始终按照自身的MPPT控制策略输出。但由于储能单元能够及时为电网提供惯性和频率支撑，因此在t=2s处，负载突增导致的电网频率偏差仅有0.20Hz，以及在t=6s时，负载减少，电网频率升高到50.30Hz。储能单元在电网频率偏移时分别向电网多输出/吸收了1kW有功功率，并且暂态的频率变化率最高为2.50Hz/s，能够满足电网准则规定的3Hz/s。本实验证明所提控制方案能够实现对电网的惯性支撑和一次调频，提高系统的可靠性。其中，图6（a） 为无频率支撑时电网频率的曲线图，图6（b）为无频率支撑时有功功率的曲线图；图6（c）为有频率支撑时电网频率的曲线图，图6（d） 为有频率支撑时有功功率的曲线图。
案例3：功率减发模式
储能单元的SOC值低于20%时不应继续放电降低电池寿命。如图7所示，当光伏单元输出有功功率从0.90kW变化到0.50kW，此时所有光伏单元总的功率不能满足电网的功率需求。系统只能工作在功率减发模式，设置为0W，不再为电网提供有功功率，光伏单元的输出优先为储能充电。其中，图7（a）为储能SOC值(%)的曲线图，图7（b）为有功功率的曲线图。
案例4：储能充电模式
本案例给出了系统工作在储能充电模式下的实验结果。如图8所示，当储能SOC值低于20%后，而此时光伏各单元出力较多，各自输出0.90kW的有功功率，能够提供全部的电网所需求的功率，并且剩余的有功功率由储能单元吸收对电池进行充电。储能吸收0.30kW。第2秒时电网发生频率跌落到49.30Hz，但是由于电荷量不足，储能单元不再响应由负载突增引起的频率跌落。但是当第7秒电网频率产生正向偏移时，储能仍然能够吸收多余的功率1.40kW，不断充电提高自身的电荷量存储，此时频率偏移仅有0.30Hz。由此可知，系统在储能充电模式下，仍然能够提供一定的频率支撑作用。其中，图8（a）为电网频率的曲线图，图8（b）为有功功率的曲线图。
案例5：单向调频模式
如图9所示，为所提控制策略工作在单向调频模式下的实验波形。当储能单元电荷量高于80%时，在t=2s，电网频率发生降低时，储能单元输出1kW有功功率为电网提供一次调频，将频率维持在49.80Hz，减少了的损耗，降低了事故发生的概率。但是t=7s后电网频率由于负载减少突增到50.80Hz,由于储能已经不能再进行充电，所以不再响应频率的变化。其中，图9（a）为电网频率的曲线图，图9（b）为有功功率的曲线图。
案例6：非MPPT模式
图10展示了所提控制策略工作在退出MPPT模式下的实验波形。储能单元电荷量高于80%，光伏单元的MPPT算法得到的有功功率大于系统所需要的功率时，为了避免电池过充，所有光伏单元按比例退出MPPT工作点。刚好只输出电网需求的功率，储能单元既不吸收也不输出多余的能量。其中，图10（a）为储能SOC值(%)的曲线图，图10（b）为有功功率的曲线图。
综上，本申请实施例提供的光储系统的控制方法存在如下有点：
（1）在正常工作状态下无需锁相环、无底层通讯实现了储能电流源与电网的同步，以及光伏电压源能够自动跟随储能单元，系统的可靠性得到有效提高。
（2）光伏单元能够根据自身的发电量输出最大功率，储能通过控制总的电网注入功率来协调光伏与电网之间的差额。同时系统的无功功率也能实现灵活分配。
（3）在电网频率波动时，储能可以通过多发出有功或吸收有功为电网提供一定的惯性支撑和一次调频能力，极大地增强了系统的稳定性。
（4）充分考虑储能的SOC限值以及光伏的出力情况，通过六种工作模式的划分，为级联光储系统的实际应用提供了行之有效的方案。
如图11所示，本申请的实施例提供了一种光储系统的控制设备，如图11所示，该实施例的控制设备D10包括：至少一个处理器D100（图11中仅示出一个处理器）、存储器D101以及存储在所述存储器D101中并可在所述至少一个处理器D100上运行的计算机程序D102，所述处理器D100执行所述计算机程序D102时实现上述任意各个方法实施例中的步骤。
具体的，所述处理器D100执行所述计算机程序D102时，在光储系统的储能单元的剩余电量值位于电荷充足区间内时，光伏单元能根据自身的发电量向电网输出最大功率，实现光伏能量的高效利用。同时，在电网的频率发生变化或者电网的频率高于额定值时，光储系统的储能单元能基于储能逆变器跟网型控制策略发出有功功率或吸收有功功率为电网提供一定的惯性支撑和一次调频能力，从而极大地增强了光储系统的稳定性。
所称处理器D100可以是中央处理单元(CPU，Central Processing Unit)，该处理器D100还可以是其他通用处理器、数字信号处理器 (DSP，Digital Signal Processor)、专用集成电路 (ASIC，Application Specific Integrated Circuit)、现成可编程门阵列(FPGA，Field-Programmable Gate Array) 或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等。通用处理器可以是微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等。
所述存储器D101在一些实施例中可以是所述控制设备D10的内部存储单元，例如控制设备D10的硬盘或内存。所述存储器D101在另一些实施例中也可以是所述控制设备D10的外部存储设备，例如所述控制设备D10上配备的插接式硬盘，智能存储卡（SMC，SmartMedia Card ），安全数字（SD，Secure Digital）卡，闪存卡（Flash Card）等。进一步地，所述存储器D101还可以既包括所述控制设备D10的内部存储单元也包括外部存储设备。所述存储器D101用于存储操作系统、应用程序、引导装载程序(BootLoader)、数据以及其他程序等，例如所述计算机程序的程序代码等。所述存储器D101还可以用于暂时地存储已经输出或者将要输出的数据。
需要说明的是，上述装置/单元之间的信息交互、执行过程等内容，由于与本申请方法实施例基于同一构思，其具体功能及带来的技术效果，具体可参见方法实施例部分，此处不再赘述。
所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为了描述的方便和简洁，仅以上述各功能单元、模块的划分进行举例说明，实际应用中，可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能单元、模块完成，即将所述装置的内部结构划分成不同的功能单元或模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。实施例中的各功能单元、模块可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中，上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。另外，各功能单元、模块的具体名称也只是为了便于相互区分，并不用于限制本申请的保护范围。上述系统中单元、模块的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
本申请实施例还提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现可实现上述各个方法实施例中的步骤。
本申请实施例提供了一种计算机程序产品，当计算机程序产品在终端设备上运行时，使得终端设备执行时实现可实现上述各个方法实施例中的步骤。
所述集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本申请实现上述实施例方法中的全部或部分流程，可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的计算机程序可存储于一计算机可读存储介质中，该计算机程序在被处理器执行时，可实现上述各个方法实施例的步骤。其中，所述计算机程序包括计算机程序代码，所述计算机程序代码可以为源代码形式、对象代码形式、可执行文件或某些中间形式等。所述计算机可读介质至少可以包括：能够将计算机程序代码携带到光储系统的控制设备的任何实体或装置、记录介质、计算机存储器、只读存储器（ROM，Read-Only Memory）、随机存取存储器（RAM，RandomAccess Memory）、电载波信号、电信信号以及软件分发介质。例如U盘、移动硬盘、磁碟或者光盘等。在某些司法管辖区，根据立法和专利实践，计算机可读介质不可以是电载波信号和电信信号。
在上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述或记载的部分，可以参见其它实施例的相关描述。
本领域普通技术人员可以意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元及算法步骤，能够以电子硬件、或者计算机软件和电子硬件的结合来实现。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本申请的范围。
在本申请所提供的实施例中，应该理解到，所揭露的装置/网络设备和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置/网络设备实施例仅仅是示意性的，例如，所述模块或单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通讯连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通讯连接，可以是电性，机械或其它的形式。
所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本实施例方案的目的。
以上所述实施例仅用以说明本申请的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本申请进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本申请各实施例技术方案的精神和范围，均应包含在本申请的保护范围之内。
Claims (6)
1.一种光储系统的控制方法，其特征在于，所述光储系统的储能单元采用考虑频率支撑的储能逆变器跟网型控制策略，所述光储系统的光伏单元采用考虑MPPT的光伏逆变器构网型控制策略，所述控制方法包括：
若所述储能单元的SOC值位于电荷充足区间内，则判断电网所需要的有功功率是否为0；
若电网所需要的有功功率不为0，则控制所述光储系统的工作模式为额定功率模式；在所述额定功率模式下，所述光伏单元基于所述光伏逆变器构网型控制策略向所述电网注入电网所需要的有功功率和无功功率，所述储能单元用于基于所述储能逆变器跟网型控制策略平滑所述光伏单元的输出功率，并当所述电网的频率发生变化时，所述储能单元基于所述储能逆变器跟网型控制策略为所述电网提供惯性支撑和一次调频所需要的有功功率；
若电网所需要的有功功率为0，则控制所述光储系统的工作模式为频率支撑模式；在所述频率支撑模式下，当所述电网发生频率跌落时，所述光伏单元基于所述光伏逆变器构网型控制策略向所述电网注入功率，在所述电网的频率高于额定值时，所述储能单元基于所述储能逆变器跟网型控制策略从所述电网吸收功率；
其中，所述光伏逆变器构网型控制策略为：
；
；
其中，表示所述光储系统中第/>个光伏机组的角频率，/>，/>表示所述光储系统中光伏机组的总数，/>表示所述电网的额定角频率，/>表示功率因素角下垂系数，/>表示所述光储系统中第/>个光伏机组的输出功率因数角，/>表示无功功率调节系数，/>表示复频率，/>表示无功功率参考值，/>表示所述光储系统中第/>个光伏机组的无功功率平均值，/>表示所述光储系统中第/>个光伏机组的输出电压的参考幅值，/>表示有功功率调节系数，/>表示第/>个光伏机组的有功功功率参考值，/>表示所述光储系统中第/>个光伏机组的有功功率平均值。
2.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，
所述储能逆变器跟网型控制策略为：
；
；
其中，表示虚拟转动惯量，/>表示系统并网电流的角频率，/>表示时间，/>表示有功功率参考值，/>表示所述光储系统实际注入所述电网的平均有功功率，/>表示虚拟阻尼系数；/>表示角频率参考值，/>表示并网电流幅值，/>和/>均表示PI控制器参数，/>表示复频率，/>表示所述电网需要注入的无功功率参考值，/>表示所述光储系统实际注入所述电网的平均无功功率。
3.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述控制方法还包括：
若所述储能单元的SOC值小于第一预设电荷值，则判断所述光伏单元输出的有功功率是否小于所述电网所需要的有功功率；所述第一预设电荷值为所述电荷充足区间的最小值；
若所述光伏单元输出的有功功率小于所述电网所需要的有功功率，则控制所述光储系统的工作模式为功率减发模式；在所述功率减发模式下，所述光伏单元的输出功率优先给所述储能单元充电，并在所述电网因负载减少而频率升高时，所述储能单元吸收所述电网中多余的有功功率；
若所述光伏单元输出的有功功率大于或等于所述电网所需要的有功功率，则控制所述光储系统的工作模式为储能充电模式；在所述储能充电模式下，所述光伏单元向所述电网注入所述电网所需要的有功功率，且所述光伏单元中剩余的功率由所述储能单元吸收。
4.根据权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述控制方法还包括：
若所述储能单元的SOC值大于第二预设电荷值，则判断所述光伏单元输出的有功功率是否小于所述电网所需要的有功功率；所述第二预设电荷值为所述电荷充足区间的最大值；
若所述光伏单元输出的有功功率小于所述电网所需要的有功功率，则控制所述光储系统的工作模式为单相调频模式；在所述单相调频模式下，所述储能单元和所述光伏单元一起为所述电网提供所述电网所需要的有功功率；
若所述光伏单元输出的有功功率大于或等于所述电网所需要的有功功率，则控制所述光储系统的工作模式为退出MPPT模式；在所述退出MPPT模式下，所述光伏单元退出MPPT点运行。
5.一种光储系统的控制设备，包括存储器、处理器以及存储在所述存储器中并可在所述处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现如权利要求1至4任一项所述的光储系统的控制方法。
6.一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现如权利要求1至4任一项所述的光储系统的控制方法。
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| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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