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关键词：光伏功率优化器；储能部分功率变换器；协调控制

随着分布式光伏、电动汽车以及储能系统在配电网中的广泛接入，传统配电网逐渐向源网荷储协同运行方向发展。其中，含光储充单元的配电网能够实现可再生能源就地消纳与负荷灵活调节，但由于光伏出力具有随机波动特性，而电动汽车充电负荷又呈现明显的时变性和冲击性，系统容易出现功率失衡、直流母线电压波动以及潮流振荡等问题，影响配电网运行稳定性与供电可靠性。因此，研究含光储充单元的配电网功率波动抑制与协调控制方法，对提高新能源消纳能力、降低系统运行波动以及保障配电网稳定运行具有重要意义。

1   含光储充单元的配电网功率波动分析

1.1   光储充单元功率耦合机理

在含光储充单元的配电网中，系统主要由光伏阵列、储能电池组、充电负荷、双向DC/DC变换器以及双向DC/AC变换器组成，各单元通过公共直流母线实现能量耦合。光伏阵列通过功率优化器接入直流侧，储能电池组通过双向DC/DC变换器接入母线，交流侧负荷则通过双向DC/AC变换器与主电网连接。系统运行过程中，各单元之间必须满足实时功率动态平衡，否则将导致直流母线电压偏移，影响系统稳定运行。

因此，含光储充单元的配电网功率平衡关系可表示为式（1）：

式中：P_PV为光伏阵列输出功率； P_ESS为储能单元充放电功率，当储能放电时取正值、充电时取负值； P_G为主电网交换功率；P_L为系统总负荷功率。

上述功率平衡关系表明，当光伏出力突然增加时，若负荷功率未同步变化，则系统会产生剩余功率，导致直流母线电压升高；反之，当光伏输出下降或负荷突增时，系统功率缺额会造成母线电压下降。因此，需要通过储能单元快速调节充放电状态，实现对功率波动的动态补偿。

含光储充单元系统具有明显的多时间尺度耦合特征，光伏输出变化发生在秒级甚至毫秒级，而储能SOC变化属于较慢动态过程，充电负荷则具有随机突变特性。因此，在系统运行过程中，不同单元之间存在复杂的功率交互关系。在并网运行模式下，主电网虽然能够提供一定功率支撑，但若光伏波动频繁，将导致配电网侧潮流振荡明显增加；而在孤岛运行模式下，系统缺少大电网支撑，储能单元需要独立承担功率平衡任务，对控制系统响应速度提出了更高要求^[3]。

1.2   光伏与储能变换环节的波动影响

在含光储充单元的配电网中，光伏阵列是功率波动的主要来源之一。受局部阴影遮挡、组件老化以及灰尘覆盖等因素影响，光伏组串容易产生失配现象，导致系统出现“木桶效应”。当部分组件输出能力下降时，整个组串电流将受到限制，使阵列输出功率明显降低，并造成P-U特性曲线出现多峰现象，影响最大功率点跟踪精度。

为解决上述问题，本文采用组件级Buck型功率优化器实现独立控制。该优化器能够通过调节占空比改变组件输出电流，使受遮挡组件仍能够维持较高输出能力，从而减小组串失配影响。 Buck型优化器输入输出电流关系为式（2）：

式中：I_out为优化器输出电流；I_in为光伏组件输入电流；为Buck变换器占空比。由上式可知，当组件受到遮挡导致输出电流下降时，可以通过减小占空比提高输出电流，实现与组串电流匹配，从而扩大MPPT工作范围，减小光伏输出波动。组件级优化器能够使每个光伏组件独立工作于最大功率点，提高了系统整体发电效率。

储能系统是功率波动补偿核心，其变换器运行效率直接决定系统调节能力。为降低系统运行损耗，本文采用部分功率双向DC/DC变换结构，仅使部分功率流经变换器，从而提高系统效率。

当储能电池组向直流母线放电时，直流母线电压与储能侧输入电压之间满足式（3）：

式中： U_bus 为直流母线电压； U_ESS 为储能电池组输出电压；为双向DC/DC变换器电压增益。由该关系可知，通过调节变换器增益即可实现直流母线电压稳定控制。当系统出现功率波动时，控制器通过实时调整储能充放电功率，维持母线电压稳定。同时，由于部分功率变换器仅承担部分能量传输，因此其开关损耗和导通损耗明显降低，提高了储能系统运行效率。

2   含光储充单元配电网控制

2.1   协调控制

本文采用基于直流母线电压、储能荷电状态SOC以及负荷功率变化的协调控制策略。系统通过实时采集光伏阵列输出功率、储能运行状态以及交流侧负荷需求，对各变换器工作模式进行动态调整，使系统在并网与孤岛两种工况下均能够维持稳定运行。

在并网运行模式下，双向DC/AC变换器以直流母线电压稳定为核心控制目标，通过调节交流侧输出电流实现与主电网之间的功率交换。当光伏输出功率大于负荷需求时，多余能量优先进入储能单元；若储能SOC达到上限，则系统向主电网反送功率。反之，当光伏输出不足时，则由储能系统与主电网共同补偿负荷缺额，以保证系统稳定运行^[4]。

系统功率调节过程中，直流母线电压偏差可表示为式（4）：

式中：ΔU_dc为直流母线电压偏差；U_dc为实时直流母线电压；U_ref为母线参考电压。当U_dc > 0时，说明系统中存在剩余功率，此时控制器降低储能放电功率或提高储能充电功率；当U_dc< 0时，则表明系统功率不足，需要储能释放能量维持母线稳定。该方式能够快速抑制功率波动，提高了系统动态响应能力。

在孤岛运行模式下，由于系统失去主电网支撑，储能单元成为维持系统稳定运行的核心设备。此时双向DC/AC变换器采用V/f控制模式输出稳定电压与频率，储能系统则工作于恒压控制状态，用于维持直流母线电压稳定。当光伏输出大于负荷需求时，储能进入充电模式；当负荷功率增加时，储能快速切换为放电模式，实现系统功率平衡。

2.2   光伏阵列控制

为提高含光储充配电网在复杂工况下的运行稳定性，光伏阵列控制不仅需要保证最大功率输出，还需要兼顾直流母线稳定以及系统整体功率协调。因此，本文在光伏侧构建“功率跟踪-功率调节”双层控制结构：在正常运行状态下，系统优先保持最大功率输出；当系统出现母线电压越限或储能接近容量边界时，则转入功率调节模式，对光伏输出进行动态约束。

在光照稳定条件下，光伏阵列采用最大功率点跟踪控制，使系统始终运行于最优发电状态。控制器实时采集光伏输出电压与电流，并根据功率变化趋势不断修正工作点位置，从而提高光伏能源利用率。光伏阵列输出功率表达式为式（5）：

式中：P_PV为光伏阵列输出功率；U_PV为光伏阵列输出电压；I_PV为光伏阵列输出电流。

控制过程中，系统实时检测输出功率变化量。当扰动后输出功率增加时，控制器保持原扰动方向；若输出功率减小，则改变扰动方向。控制器根据功率变化率自动调整步长大小，使系统能够快速逼近最大功率点。

当系统处于功率过剩状态时，光伏阵列控制器将由MPPT模式切换至限功率运行模式。此时，通过降低占空比限制光伏输出功率，避免直流母线电压持续升高，在保证系统稳定性的同时，提高了可再生能源消纳能力。

在局部阴影条件下，不同组件输出特性存在明显差异。组件级功率优化器能够对各组件进行独立控制，使受遮挡组件维持较高输出电流，而未受遮挡组件仍工作于最大功率点附近，从而减少整体输出功率损失。

2.3   储能单元控制

储能单元采用部分功率双向DC/DC变换器结构，并结合恒压控制与恒流控制实现动态调节。在并网运行模式下，当系统出现功率缺额时，储能系统采用恒流放电控制，为直流母线提供稳定功率输出；当系统功率过剩时， 则根据SOC状态选择恒流充电或恒压充电模式，实现剩余能量吸收^[5]。

储能电池SOC更新模型为式（6）：

式中：SOC_t为时刻t的储能荷电状态；SOC₀为初始荷电状态；C_b为储能电池额定容量；I_b为电池充放电电流。

由该式可知，储能SOC随充放电过程动态变化。当储能处于放电状态时， SOC逐渐降低；而在充电状态下， SOC则逐渐升高。因此，在控制过程中需要实时监测SOC状态，并根据其变化情况动态调整储能运行模式。

为了提高系统运行可靠性，本文采用双储能协同控制方式。控制器首先根据系统功率平衡情况判断储能处于充电还是放电状态，然后结合两个储能单元SOC大小进行功率分配。当某一储能单元SOC较高时，优先安排其放电；当SOC较低时，则优先进行充电。该方式能够避免单组电池长期过充或过放，提高了储能系统整体寿命。

3   实验研究

为验证本文所提出的含光储充单元配电网功率波动抑制控制方法的有效性，本文基于Matlab/Simulink平台搭建含光伏阵列、储能系统及充电负荷的配电网仿真模型，并分别在并网运行模式与孤岛运行模式下进行实验分析。实验重点围绕光伏输出波动抑制能力展开，通过对比不同控制方式下的系统运行状态，验证所提协调控制策略在复杂工况中的稳定性与适应能力。

3.1   实验环境与系统部署

实验平台采用Matlab/Simulink R2022b建立含光储充单元的配电网模型，系统结构包括光伏阵列、组件级Buck型功率优化器、储能电池组、部分功率双向DC/DC变换器、双向DC/AC变换器以及交流侧动态负荷。整个系统采用共直流母线结构，光伏阵列与储能系统均接入直流侧，交流负荷通过双向DC/AC变换器与主电网连接。

实验中，光伏阵列由两组串联式光伏组件构成，每组包含10块光伏组件。实验部署如图1所示。

图1 实验环境部署

3.2   光伏功率波动抑制实验分析

为了验证组件级光伏优化控制对功率波动的抑制效果，本文对比分析了传统组串级控制与组件级Buck型功率优化器控制的系统输出特性差异。实验开始阶段，系统中所有光伏组件均在标准辐照度条件下运行，光伏阵列输出功率基本稳定。随后在1.2s时刻，对部分光伏组件施加局部阴影遮挡，使部分组件辐照度由1000W/m²下降至500W/m²,  从而模拟实际天气变化条件下的光伏出力波动。两种控制方式下得到的光伏功率波动抑制实验结果如图2所示。

图2 光伏功率波动抑制实验结果

实验结果表明，在传统组串级控制方式下，受遮挡组件限制了整个组串输出电流，系统输出功率出现明显下降，直流母线电压产生较大波动。而采用组件级Buck型功率优化器后， 各光伏组件能够独立运行于最大功率点附近，受遮挡组件通过调整占空比提高输出电流，使未受遮挡组件仍保持稳定输出。

在功率波动最明显阶段，采用本文控制策略后，光伏阵列输出波动幅值较传统方式减少约750W，直流母线电压恢复时间明显缩短，系统输出稳定性得到提升。同时，由于改进型变步长MPPT算法能够根据功率变化率动态调整扰动步长，因此系统在辐照度快速变化条件下仍能够迅速跟踪最大功率点，避免了传统固定步长算法在MPP附近持续振荡的问题。

综上，组件级控制方式有效减弱了“木桶效应”对系统整体输出的影响，提高了光伏阵列在复杂环境下的发电能力，为后续储能功率调节减轻了控制压力。

4   结束语

本文针对含光储充单元配电网在光伏出力波动及负荷变化条件下易出现功率波动的问题，提出了一种基于光伏功率优化器与储能部分功率变换器的协调控制方法。该方法通过组件级Buck型功率优化器， 实现了光伏阵列最大功率点跟踪与限功率输出， 并结合储能SOC状态管理与双向DC/DC、DC/AC变换器控制， 实现了系统功率动态平衡。实验结果表明，本文所提方法能够有效降低光伏输出波动， 光伏阵列功率波动削减约750 W。研究结果验证了该方法在提高新能源消纳能力、降低系统运行损耗以及增强配电网稳定性方面具有良好应用价值。

作者简介：

冯晓雯（1988-），女，江苏苏州人，工程师，本科，现就职于国网江苏省电力有限公司苏州供电分公司，研究方向为配网调控、配网运营指挥。

参考文献：

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摘自《自动化博览》2026年9月刊