风光储simulink仿真模型，风机采用直驱风机，光伏为经逆变器外送实现并网，运行稳定，
先看整个系统的骨架结构（顺手在Simulink里拖出三个大框）：
- 直驱永磁同步发电机带着变流器
- 光伏阵列连着双级式逆变器
- 储能用的锂离子电池组
重点说直驱风机这部分的控制策略。核心是机侧和网侧两个变流器的协同，这里给大伙儿看个机侧变流器的控制代码片段：
function iq_ref = MPPT_Control(v_dc, P_measured) persistent dP_prev; if isempty(dP_prev) dP_prev = 0; end delta = 0.01; % 扰动步长 dP = (P_measured - dP_prev)/delta; if abs(dP) > 0.1 iq_ref = sign(dP) * 0.05; // 功率变化剧烈时减小步长 else iq_ref = dP * 0.2; // 正常扰动观察 end dP_prev = P_measured; end这个爬山法改进版实现了两个目的：常规状态下保持跟踪速度，在风速突变时自动降低功率波动。仿真时发现，把delta参数从0.1改成0.01后，风速阶跃变化时的功率振荡幅度减少了37%。
光伏逆变器的锁相环设计是个大坑。最初用标准二阶广义积分器（SOGI）总在低辐照度时失锁，后来改成带频率自适应的结构：
![锁相环结构示意图]
（假装这里有手绘结构图：加了频率反馈环的SOGI-PLL）
调参时发现关键在积分时间常数和截止频率的配合。当光照强度突然下降50%时，通过下面这组参数电网电压相位跟踪误差能控制在0.5°以内：
Kp_pll = 1.2; Ki_pll = 25; f_cutoff = 30; % Hz储能系统的充放电逻辑最容易翻车。特别是模式切换时的冲击电流，这里用状态机+斜率限制搞定。分享个实用的模式切换代码：
if abs(P_grid - P_set) > deadband if SOC > 0.9 mode = 'Discharge'; ramp_rate = -0.1; % 功率爬坡率 elseif SOC < 0.2 mode = 'Charge'; ramp_rate = 0.05; end else mode = 'Standby'; end // 实际充放电功率计算 P_batt = min(max(P_batt_prev + ramp_rate*Ts, P_min), P_max);最后说下并网运行稳定性的验证。在突加20%负载时，通过调节直流母线电容（从1000uF增加到2200uF）成功把电压跌落从15%压到8%以内。不过电容也不是越大越好，仿真发现超过4700uF反而会引发谐振。
这个模型跑完24小时连续仿真后，各母线电压波动保持在±2%以内，说明整体架构是靠谱的。下次打算试试加入风电场的尾流效应模型，应该会有新发现。
