微电网中储能系统的集成设计与控制策略
2017-01-06刘元李永东陈霄航
刘元,李永东,陈霄航
(1.新疆大学电气工程学院,乌鲁木齐市 830002;2.清华大学电机工程与应用电子技术系,北京市 100084;3.国网南平供电公司,福建省南平市 353000)
微电网中储能系统的集成设计与控制策略
刘元1,李永东2,陈霄航3
(1.新疆大学电气工程学院,乌鲁木齐市 830002;2.清华大学电机工程与应用电子技术系,北京市 100084;3.国网南平供电公司,福建省南平市 353000)
由于光照强度与温度变化,光伏发电功率的波动导致微网系统并网侧功率发生较大波动。通过控制电池储能系统的有功功率,可以使平滑光伏电源功率波动成为可能。研究了光储联合发电系统的运行模式,提出了适用于光储联合发电系统的集成设计和控制策略,并对储能用功率转换系统进行了分析和设计;最后基于某光伏电站和负荷的实际历史运行数据,对所提出的方案进行仿真研究。仿真结果验证了光储联合发电系统控制策略的有效性,锂电池储能并网系统能够稳定地并网/离网运行,切换过渡过程平滑稳定。
储能;微电网;PQ控制;VF控制
0 引 言
太阳能是一种可再生能源,且存量巨大。只需将每年地球表面接受的太阳辐射的0.1%按5%的转换率转换成电能,就够全世界消耗40年。但是,由于光照的周期性和温度的不断波动,光伏电站输出功率的稳定性较差,这会导致电压波动甚至断电。储能技术的发展和应用,可以解决光伏发电的随机性和波动性问题,实现光伏发电的平滑输出,调节功率波动引起的电网电压、频率及相位的变化。
常见的储能方式包括机械储能、电化学储能、电磁储能、相变储能等。其中,机械储能包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能;电磁储能包括超级电容器储能和超导磁储能;电化学储能包括蓄电池储能、液流电池储能、燃料电池储能;相变储能主要是指冰蓄冷储能。目前光伏微电网中广泛采用的储能系统主要是电池储能系统,电池储能系统由电池和能量转换系统[1](power conversion system,PCS)组成。我国微电网中常用的电池有锂离子电池、钠硫电池、全钒液流电池等。其中锂离子电池具有储能密度高、储能效率高、自放电小、适应性强、循环寿命长等多种优点,因此本文的电池储能系统采用锂离子电池。
连接电池和交流母线的PCS有DC/AC变换器和DC/DC/AC两级变换器2种。关于DC/AC变换器的研究方面,文献[2]研究了主从控制模式下微网并网、离网以及切换过程中储能系统的控制策略,主要包括PQ控制和VF控制;文献[3]研究了通过给风电场增加储能装置实现风电场并网点有功功率和电压的控制;文献[4]通过组合建模的方法建立风光储联合发电系统的机电暂态模型,主要采用储能系统的PQ控制;文献[5-6]研究了锂电池变换器的设计,实现了PQ控制的锂电池的恒压充放电控制;文献[7]利用了电网的下垂特性通过测量有功无功功率实现了对电压频率的快速补偿,从而确保了电压和频率的稳定;文献[8]在下垂控制的基础上,在电压频率超出标准时切换到电压功率电流的三级控制,既具备下垂控制的稳定优点,又具备三级控制的快速性特点。关于DC/DC/AC两级变换器的研究方面,文献[9]中逆变器控制直流母线电压和无功功率,斩波器控制有功功率。文献[10-11]中逆变器控制有功无功功率,斩波器控制直流母线电压。文献[12]为全钒液流电池设计了控制电路,由逆变器控制直流母线电压和无功功率,斩波器根据荷电状态(state of charge,SOC)和电池电压状态运行在电池侧恒压控制、恒功率控制、涓流控制3种模式。文献[13]提出一种直流侧储能电池DC/DC换流器与接口换流器协调控制策略,通过接口换流器的控制实现储能电池并网状态下的充电及孤网状态下的稳压,从而提高直流微电网的电压质量和系统对孤网、并网切换的响应速度。文献[14]在模型构建中同时考虑了供需平衡与备用要求,并在3种微网运行情景下进行算例分析。在计算时采用改进的和声搜索算法,并将其与传统的和声搜索算法与粒子群算法进行比较,以验证模型和方法的有效性。文献[15]提出了混合储能系统(hybrid energy storage system, HESS)的小波包-模糊控制策略。针对微电网不同运行特点,以网内不平衡功率对蓄电池充、放电指令进行修正,再通过自适应模糊控制获得蓄电池充放电的最终指令,实现微电网的经济稳定运行。
本文从光储微网系统的拓扑结构入手,分别介绍微网系统的工作模式、储能系统的集成设计和控制策略,利用Matlab仿真软件建立仿真模型,通过仿真验证控制策略的有效性。根据实际需求设计具备PQ、VF和电池侧恒压控制3种工作模式的PCS。处于PQ工作模式时,能根据电网调度部门指令控制有功功率及无功功率输出,具备四象限满容量运行的能力。在VF工作模式下,蓄电池保持交流母线电压恒定。从锂离子电池本身的特性来看,还需PCS具备电池侧恒压控制的特点。本文采用斩波器负责升压同时实现直流母线电压恒定,而由逆变器实现PQ控制、VF控制、电池侧恒压控制。本文采用LCL滤波器,与传统L滤波器和LC滤波器相比,LCL滤波器可以更好地抑制高次谐波,有效地降低电感值,提高系统的动态性能,并且受电网的影响较小。
1 系统拓扑结构与工作模式
图1为光伏储能微网系统的拓扑结构。光伏组件经过经典的二级变换,实现了光伏电压的最大功率输出和控制直流总线电压在稳定值的作用,交流电压相位与电网同步。
图1 光储微网系统拓扑结构Fig.1 Topological structure of PV energy storage micro-grid system
电网通过断路器QF4、QF1与光伏微网系统相连接,普通负荷通过断路器QF5、QF4连接到电网,普通负荷通过断路器QF5、QF1连接到交流母线。
储能单元通过半桥式斩波器将电压升到固定值,再经过变流器和断路器QF2连接到交流母线上,变流器负责储能系统的功率控制。重要负荷通过断路器QF3和交流母线连接。
交流母线型微网系统的工作模式通常有3种:并网整体运行、并网储能旁路运行、光储独立运行。具体分析如下。
模式(1):QF1、QF2、QF3均闭合。光伏系统和储能系统均投入运行。光照充足时,光伏发电除了满足重要负荷的需求,将多余能量送至储能系统和电网。控制储能系统的功率,当光储微网系统所需的能量大于设定的电网馈电功率上限值时,储能系统吸收能量来满足需求,使对电网的输电功率低于设定的电网馈电功率上限值。光照不充足时,此时的负荷有可能高于光伏发电量,使得需从电网取电。当电网发电量大于设定的电网发电功率上限值时,储能系统释放能量使电网发电量不超出限定值。
模式(2):QF1、QF3闭合,QF2断开。与模式(1)相比,储能系统不工作。这种工作模式一般出现在3种情况下:(1)光储微网系统对电网的输电功率满足设定的电网输电的区间要求,储能输电量应该为0,此时进入这种模式可以减少逆变器和斩波器的损耗,从而提高系统运行效率;(2)当需要对电池组进行定期校准或者更换时,可在电网输电满足设定的电网输电的区间要求时,或者在电网吸收功率超出限值时(此时可减小光伏发电量)切换到这种模式;(3)储能系统发生故障,或储能系统SOC低于下限且需要储能系统发电时,则同时切除普通负荷,断开QF5,确保重要负荷供电。
模式(3):QF2、QF3闭合,QF1断开。储能系统和不断间电源(uninterruptable power supply, UPS)系统投入运行。这种工作模式多数在夜晚没有光照且储能SOC较高的情况下发生。依靠储能系统的剩余电量维持负荷工作,这样减少了弃光行为发生的概率,充分利用了可再生能源发出的电能,提高了系统运行的经济性。
2 储能系统的集成设计
铅酸电池的使用寿命受其充电次数的限制,往往需要搭配超级电容这样的功率型储能器件以实现对高频功率的充放。锂离子电池兼具能量型储能和功率型储能的优点,而且技术比较成熟,因此本文选用锂离子电池作为储能系统的组成部件。
储能装置的安装地点分别在变电侧与配电侧。
安装在变电侧的储能装置容量较大,功率为MW级,存储时间为4~8 h;而安装在配电侧的储能装置功率为200~500 kW,存储时间为2~4 h。储能系统的拓扑结构由其功率配置决定,而具体的电池串(battery string, BS)个数则由储能系统的能量配置决定。
储能系统的典型功率主要包括100 kW、250 kW、500 kW和1 MW等。本文选取500 kW等级的储能系统,其拓扑结构如图2所示。由于每个电池串为200 kW·h,采用4.6 MW·h的储能容量。每个电池串采用200个3.2 V/400 A·h的单元电池串联组成,单元电池由4个3.2 V/400 A·h单体电池并联构成。电池管理系统共配置150个电池管理单元(battery management unit,BMU)和10个储能电池管理系统(battery management system,BMS)。
3 储能系统的控制策略
3.1 储能系统控制规则
储能系统的主电路如图3所示,PCS由逆变器和多台斩波器组成。由于微电网的运行模式有并网模式和孤岛模式2种,这要求PCS具有PQ和VF 2种工作模式。而储能系统出于自身保护的需要,又必须具备恒压充放电的功能。
图2 500 kW/2 MW·h储能系统的拓扑结构Fig.2 Topological structure of 500 kW/2 MW·h energy storage system
斩波器负责升压同时实现直流母线电压恒定,而逆变器负责实现PQ控制、VF控制和电池侧恒压控制。
图3 储能系统主电路Fig.3 Main circuit of energy storage system
3.2 斩波器的控制策略
DC/DC变换器的主要作用是将储能电压升高至固定值。本文采用半桥式斩波器,有升压和降压2种模式,控制策略为电压外环和电流内环的PI控制。
式(1)为升压模式中电流内环控制方程、降压模式中电流内环控制方程以及电压外环控制方程。
(1)
式中:D为Boost电路的占空比;Kp1、Ki1为电流调节器比例积分系数;Ibat为蓄电池电流;Ibat_ref为蓄电池电流指令值;Udc为斩波器输出侧电压;Ubat为蓄电池端电压;Ubat_ref为蓄电池端电压的指令值;Kp2、Ki2为电压调节器比例积分系数。
DC/DC变换器整体控制框图如图4所示,其中虚线框内为电流内环。
图4 DC/DC变换器的控制框图Fig.4 Integral control block diagram of DC/DC converter
3.3 逆变器的PQ控制
在并网模式下,逆变器运行在PQ控制模式,其由功率外环和电流内环组成,功率外环如图5所示。
图5 指令电流运算电路Fig.5 Operational circuit of current order
通过式(2)的计算可得到d、q轴的电流指令值idref和iqref。再由电流内环实现电网侧电流的快速跟踪,如式(3)所示。交流侧参考电压ud、uq再经过dq/abc反变换得到三相电压参考值,在SPWM调制波生成过程中与三角载波进行对比。
(2)
(3)
式中:Pref和Qref分别为有功功率和无功功率的给定值;ud、uq分别为网侧电压ua、ub、uc在dq坐标轴上的等效分量;id、iq分别电感电流iaL、ibL、icL在dq坐标轴上的等效分量;usd、usq为逆变器参考电压;Kp和Ki为电流调节器的控制参数;ω为电网角频率。
需要注意的是有功无功功率的检测方法,由瞬时功率理论可以得到式(4),然而由于计算时间延迟而导致相位偏差,其结果将产生大量谐波,因此采取将传感器测量的三相电压和电流进行dq分解再计算功率的方法。以电网侧电压a相峰值时刻为d轴0角度时刻,将电压电流分解为稳定值,再经过式(5)计算出各支路的瞬时功率值。
(4)
(5)
3.4 逆变器的VF控制
在孤岛运行模式下,系统失去电网电压和频率的支撑,逆变器需切换到VF控制模式下。VF控制与PQ控制的不同之处在于Idref和Iqref的获取方式不同。由网侧滤波电容节点的支路方程推导得出,如式(6)所示。
(6)
式中:C为电容;igd为网侧电流的d轴分量;igq为网侧电流的q轴分量。
VF控制模式下系统的控制框图如图6所示。
图6 VF控制框图Fig.6 VF control block diagram
为保证切换过程的平滑性,在切换时的过渡过程中相角由式(7)确定。
(7)
式中:θnew为需过渡到的新角度;θ为当前角度;ωref为固定角速度,ωref=100π rad/s;K为调节系数。
3.5 逆变器控制电池电压
逆变器控制电池电压,就是由电池电压控制逆变器有功功率,如式(8)所示。
(8)
4 仿真与分析
本文考虑的实际案例为负荷额定容量4 MW,光伏额定容量5 MW,储能系统额定功率为2.5 MW,存储能量为15 MW·h。所以需要5组500 kV·A的PCS,每组存储能量为3 MW·h,储能系统集成设计如图7所示。
锂离子电池等效模型用Matlab/Simulink元件库中的电池模型,选择其中的Lithium-Ion项,其数学模型如式(9)所示。
图7 2.5 MW/15 MW·h储能系统架构图Fig.7 2.5 MW/15 MW·h storage system architecture diagram
(9)
式中:Ebat为等效的电池电动势,是一种非线性电压,V;Ibat为电池电流,A;R0为电池的等效内阻,Ω;I*为低频电流动态值,A;It为抽取电量,A·h;τ为滤波时间常数;E0为恒定电压,V;K为极化常数(1/(A·h))或极化电阻(Ohms);Q为最大电池电量,A·h;A为指数电压,V;B为指数电量,1/(A·h)。注意,模型的参数由放电特性来推断,假定充电时相同。
在进行参数设置时,要注意额定电压、额定电量、初始荷电状态,电池内阻等。额定电压表示电池放电特性的线性区的末尾值。额定电量表示电池的最小有效容量。若电池额定电压为400 V,则电池最大充放电电流为2 500 kW/400 V=6.25 kA,但是由于1次满充满放时间为6 h (15 MW·h/2.5 MW)远远大于仿真时间,在仿真过程中荷电状态几乎不变,所以额定电量不必取6.25 kA×6 h=37.5 kA·h,只需取一个较大的数即可。另外,还需要注意电池内阻的变化,这是因为经过多次串并联,储能系统等效为电池时内阻发生了变化。
系统整体仿真框图如图8所示。在PQ模式中,电网侧的断路器QF4闭合,储能系统对外等效为电流源,对并网侧功率控制,实现并网侧功率不超过限值,以降低输电线路容量需求。在VF模式中,断路器QF4断开,储能对外等效为电压源。在VF模式下,储能系统控制交流母线电压恒定;在PQ模式下,储能系统确保微电网和电网间输电容量不超过规定的限值。
图8 系统主电路图Fig.8 Main circuit diagram of system
对系统进行s级仿真,1 s时将电网接入,储能系统由VF模式转为PQ模式。图9为直流母线电压有效值和频率波形,在过渡过程中电压幅值有短暂降落和回升,频率在VF模式下最大改变为0.063 Hz,在过渡过程中最大改变为0.196 Hz,符合电网电能质量的要求。
图9 交流母线电压有效值和频率波形Fig.9 RMS and frequency of AC bus voltage
光伏系统发出有功功率、负载吸收有功功率、微电网并网侧有功功率如图10所示。由于检测到光伏发电约为4 MW,负载用电约为3 MW,为了确保向电网传输的多余电量不多于规定的馈电容量上限500 W,将多余电量输入储能系统。储能系统交流侧有功功率和无功功率如图11所示。在经过一个短暂过渡过程后储能功率得到了控制。
图12为直流母线电压和斩波器直流母线侧电流,可知在斩波器的控制下直流母线的电压始终保持在稳定状态。
综上可以得出以下结论。
(1)系统处于孤岛模式时,在储能系统VF控制下,交流母线电压幅值稳定,频率出现轻微波动,最大改变为0.196 Hz;此时并网侧有功功率为0,储能系统有功功率不断变化以维持交流母线频率稳定,无功功率稳定地控制在0左右。
图10 光伏、负载和并网侧的有功功率Fig.10 Active power of PV, load and grid
图11 储能系统交流侧有功功率和无功功率Fig.11 Active power and reactive power on energy storage AC-side
图12 直流母线电压和斩波器直流母线侧电流Fig.12 Voltage of AC bus and chopper’s current at DC bus side
(2)系统处于并网模式时,在储能系统PQ控制下,交流母线电压幅值和频率都保持在稳定状态;此时并网侧有功功率得到控制,使减小系统输电容量成为可能,储能系统有功功率不断变化以平抑计及光伏发电的等效负荷。无功功率稳定地控制在0左右。
(3)储能系统在VF模式和PQ模式切换的过程中,储能系统的有功功率和无功功率均有轻微的下降与震荡,但时间较短,这会引起交流母线电压的有效值也出现短暂的下降,电压频率在经历一个先下降后上升的波动后达到稳定。同时,网侧有功功率经历了短暂的超出限值过程,此过程应该加以重视并尽量缩短时间。
5 结 论
本文研究了光储联合发电系统的运行模式,提出了适用于光储联合发电系统的集成设计和控制策略,并对储能用功率转换系统进行了分析和设计,最后基于某光伏电站和负荷的实际历史运行数据,对所提出的方案进行仿真研究,仿真结果验证了光储联合发电系统控制策略的有效性,锂电池储能并网系统能够稳定地并网/离网运行,切换过渡过程平滑稳定。
与已有储能系统集成设计与控制策略相比,本文的创新之处在于以下几个方面。
(1)PCS具有PQ、VF和电池侧恒压控制3种工作模式。处于PQ工作模式时,其有功功率指令能够确保输电线路容量不超过限值,从而有效节约了输电线路成本。处于VF工作模式时,蓄电池保持交流母线电压恒定。当锂离子电池的荷电状态处于临界值时,电池进入恒压充放电状态。
(2)本文在进行PQ模式仿真时,采用的不是一般常用的PI方法,而是直接将计算得到的所需PQ值进行分解得到dq轴电流,在仿真过程中得到了比较精确而稳定的结果。
(3)采用逆变器控制电池电压,而不是采用直接与电池相连的斩波器控制。这样做的好处是避免了在模式切换过程中斩波器模式的切换,避免了由此带来的系统不稳定。
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(编辑 景贺峰)
Integrated Design and Control Strategy of Energy Storage System in Micro-Grid
LIU Yuan1, LI Yongdong2, CHEN Xiaohang3
(1. School of Electrical Engineering, Xinjiang University, Urumqi 830002, China; 2. Department of Electrical Engineering, Tsinghua University, Beijing 100084,China; 3. State Grid Nanping Electric Power Supply Company, Nanping 353000, Fujian Province, China)
As sunlight intensity and temperature vary, the photovoltaic power surges, resulting in the great fluctuation of power on the point connected the grid and the micro-grid. By controlling the active power of battery energy storage system, the photovoltaic power surges can be clamed down. This paper studies the operation mode of the photovoltaic-storage combined power generation system, and proposes its integrated design and control strategy. Then, this paper analyzes and designs the power conversion system for energy storage. Finally, this paper carries out the simulation study on the proposed scheme, based on the actual historical operation data of a photovoltaic power station and load. The simulation results verify the effectiveness of the control strategy of the photovoltaic-storage combined power generation system. The lithium battery energy storage and grid-connected system can steadily run in grid-connected or off-grid, and the switching transition process is smooth and stable.
energy storage; micro-grid; PQ control; VF control
新疆维吾尔自治区科技支疆项目(2013911036)
TM 732
A
1000-7229(2016)08-0141-08
10.3969/j.issn.1000-7229.2016.08.022
2016-03-01
刘元(1989),男,硕士,主要从事微电网与新能源发电方面的研究工作;
李永(1962),男,博士,博士生导师,天山学者,主要从事高压大容量多电平变换器、高精度电机控制方面的研究工作;
陈霄航(1989),男,硕士,助理工程师,主要从事可再生能源发电与并网技术方面的研究工作。