基于多机并联运行的分布式移动储能系统的离网控制技术

孙文凯， 孙晓林， 周开峰， 赵占， 孙琼

(1.国网雄安新区供电公司， 河北， 雄安 071000；2.平高集团有限公司， 河南， 平顶山 467000)

0 引言

为了促进能源产业的优化升级，达到清洁低碳发展的目的，我国近些年逐步将清洁能源作为重要发展方向，其中光伏与风电呈现出跨越式发展状态，由此造成新能源装机容量的占比逐渐升高。与此同时，电网的安全控制与调控运行等多方面受到间歇式与波动式新能源并网的不利影响，导致清洁能源的有效利用率受到制约。能够同集中式与分布式新能源发电联合运用的电池储能电站会在新能源发电规模逐渐壮大的进程中及电池储能技术的持续发展中成为当下对我国清洁能源发展战略给予有力支撑的关键技术。作为电能储存关键方式之一的电池储能，其关键优势在于能够以不同应用需求为依据灵活配置能量与功率，响应速度较快，且不被地理资源等外部条件所制约，适用于批量生产与大规模运用等，电池储能系统模块化的多机并联也成为储能系统扩容的关键方式。

微电网并网模式以配网作为其无穷大母线，控制较为简便，而相比之下，离网模式下微电网的控制较为困难。微电网在离网模式下运行时，需要保持其电压、电流及频率的平稳。在针对光伏与风电的频繁负载投入及间歇性波动时，需要分布式储能系统对微电网有功与无功功率实施平衡，而分布式储能系统中所运用的控制技术直接决定其平衡微电网有功功率与无功功率的效果。

文献[1]提出了基于非线性扰动观测器的永磁同步电机单环控制技术，以非线性广义预测控制理论为依据，设计显式，此技术虽也可用于对微网的控制，但控制过程中对微网的电压与电流的稳定速度较慢，且电流平稳性较差。文献[2]提出直流微电网下垂控制技术，通过基于传统下垂控制实施改进，实现对微网的控制，该技术能够很快恢复微网存在切入负载时的电压与电流值，但恢复速度较慢，且恢复后电压与电流依然会存在部分波动现象。

综合以上分析，本文提出基于多机并联运行的分布式移动储能系统离网控制技术，能够在微网离网状态下对微网电压、电流的平稳实行高效控制，为微网离网模式下的平稳运行奠定了基础。

1 多机并联运行的分布式移动储能系统离网控制技术

1.1 多机并联运行的分布式移动储能系统模型

多机并联运行的分布式移动储能系统模型如图1所示。

图1 多机并联运行的分布式移动储能系统模型

多机并联运行的分布式移动储能系统模型中将PCC点母线电压作为参考节点[3]，设为VO∠0，将VOm设为单元输出电压，向PCC母线接入引线阻抗，由引线阻抗对储能系统的环流实施抑制，同时能够避免环流过高导致储能系统换流器的损坏。通过图1能够得出储能系统单元m输出的电流运算式：

(1)

式中，βm、j分别表示实际阻抗和节点数量，Rzm为每台储能系统的等效输出阻抗，Vrm为各逆变电源的电压幅值，∠σ为各逆变电源的相角。

运算逆变器输出的不计引线阻抗损耗的复功率表达式为

Sm=Vrm∠σIrm

(2)

各个逆变器输出的功率可表示为

(3)

式中，Pm及Qm分别表示输出有功功率与输出无功功率，Rm表示电阻，Xm表示电抗，σm为逆变器相角。在逆变电源显示强感性等效输出阻抗时，R≈0，简化式(3)后能够得出：

(4)

对式(4)实施微分，再用差分表示能够得到：

(5)

式中，Vr为负载侧母线电压幅值。因Vrm≥σm，可简化式(5)中有功功率为

(6)

在等效阻抗呈阻性时，同理能够推理得出X≈0，推导简化式(3)中的输出功率方程能够得出：

(7)

通过式(7)能够得知无功功率与相角为反比关系，故下垂曲线运用e=eO+kpQm将功率做负反馈，其中kp表示电压外环比例，以保证系统的平稳性，对式(7)实施微分求解可表示为

(8)

综合以上分析能够得知，当分布式移动储能系统处于多机并联运行状态时，线路阻抗呈强感性并且幅值相等，对于并联两机间有功功率分配的调节可通过调节分布式移动储能系统单元的相角实现，而对于并联两机间无功功率分配的调节则可通过调节电压幅值实现[4]。在此主要通过设计多机并联运行的分布式移动储能系统单元中的控制技术，令多机并联运行的分布式移动储能系统能够达到平衡有功功率与无功功率的目的，实现对离网模式下微网运行时电压与电流的平稳性控制[5]。

1.2 储能系统离网控制技术

通过多机并联运行的分布式移动储能系统模型控制离网模式下微网运行时电压与电流的平稳性控制，在此基础上设计负载侧的电压与频率平稳控制。基于以往V/f单环控制，设计一种电容电压外环电容电流内环双环控制技术，实现对以往恒压恒频控制的改进。电容电压外环电容电流内环双环控制结构见图2。

图2 电容电压外环电容电流内环双环控制结构图

图3 储能系统离网控制环简化结构图

储能系统离网控制环简化结构图中，桥路PWM等效增益以kPWM表示，为其取值为1,考虑桥路PWM对小惯性特性实施控制时的参数以φ表示，通常φ=0.5Ts，其中Ts表示储能系统的开关周期，也就是φ取为0.5倍开关周期,储能系统的负载电流b轴分量以iob表示。通过图3实施传递函数的推导，依据线性系统的叠加原理获取微网稳定控制器输出电压的表达式为

(9)

通过式(9)输出电压表达式的前半部分能够得知:在运用电容电流实施内环控制时，储能系统的电压指令具备相同的追踪能力[6-8]；储能系统抗负荷电流扰动的能力由表达式的后半部分表示，定义成Ucb/Iob，代表负载电流扰动对控制储能系统的影响[9-10]。

2 实验结果分析

为了验证基于多机并联运行的分布式移动储能系统离网控制技术的有效性，设计仿真实验。由于实际实验所耗费人力物力资源较大，且本文所研究技术的性能还有待论证，所以采用仿真实验。在MATLAB/Simulink内搭建同一储能电站中的2台并联分布式移动储能系统模型，将本文技术用于所搭建的仿真储能系统中，将电阻串入并联电容上，实验中令所搭建的仿真储能系统运行于离网模式的微电网内，对微电网实施控制，通过控制结果检验本文技术的控制性能。所搭建的仿真储能系统包含1号储能系统与2号储能系统，仿真储能系统详细参数见表1。

表1 2台并联分布式移动储能系统仿真参数

2.1 控制效率对比分析

实验中2台并联分布式移动储能系统在t=0 s时启动，微网的频率与电压建立；当t=0.5 s时，将55 kW的负荷投入，分别通过本文技术、文献[1]技术与文献[2]技术对2台并联分布式移动储能系统实施控制。3种技术控制中仿真储能系统负载侧输出电压如图4所示。

图4 储能系统负载侧输出电压

由图4中储能系统负载侧输出电压标幺值能够看出，通过本文技术对储能系统实施控制时，在负载投入时储能系统输出电压的电压跌落幅值较小，且在0.001 s后立即恢复额定值，但是在运用文献[1]技术与文献[2]技术实施控制时，储能系统的电压均需较长时间方可恢复到额定值，且电压跌落幅值较大。本文设计储能系统可在微网孤岛运行时迅速开启，将频率与电压建立，在投入负荷过程中可通过较短时间迅速将储能系统电压恢复到额定值。由此可见，相较其他2种技术而言，本文技术能够更加快速地将负荷投入时的储能系统电压稳定，具有更高的控制效率。

2.2 控制效果对比分析

仿真储能系统中的1号储能系统在t=18 s时将45 kW的负荷投入，10 kVar负载运行，2号储能系统由锁相母线电压作为电压相角；在t=20 s时，2号储能系统并入微网，此时通过对断路器的开关状态实施检测，分别切换成3种控制技术；当t=23 s时，再将45 kW、10 kVar负荷投入到微网内。所得3种技术控制过程中的仿真储能系统电压、电流波形如图5所示。

(a) 本文技术控制下电压波形

通过图5得知，仿真储能系统所处微电网在离网运行状态下，在18 s向1号储能系统内加入45 kW、10 kVar负荷时，在本文技术控制下，微电网电压能够快速恢复成额定电压，且保持平稳，在23 s向微网投入45 kW、10 kVar负荷时，本文技术能够在投入负荷的第0.7 s时将电压恢复，并在恢复后保持电压稳定，电流方面能够在2号储能系统投入时依旧维持平稳电流，并且能够实现电流的均分；在文献[1]技术的控制下，在第一次投入负荷后，微电网电压在22.8 s时才逐步恢复额定值，在第二次投入负荷后的第0.9 s电压才出现恢复趋势，但并未完全恢复到额定值，电流方面在2号储能系统投入时，电流波动较大，后期电流恢复额定电流后依旧出现波动；在文献[2]技术的控制下，2次投入负荷后，微电网电压的恢复速度均处于其他2种技术之间，但恢复后电压不够稳定，电流方面在2号储能系统投入时电流稍有波动，但恢复额定电流后，电流出现较大波动。综上可见，本文技术能够有效控制离网运行状态下微电网的电压与电流的稳定性，并实现对电流的均分，具有较好的控制性能。

仿真实验证明了基于多机并联运行的分布式移动储能系统离网控制技术的有效性，在实际应用中，可将该方法应用于实际微网运行中，进一步验证所设计方法的实际应用能力。

3 总结

本文针对多机并联运行时分布式移动储能系统的离网控制技术展开研究，通过在单环控制技术基础上设计一种电容电压外环电容电流内环双环控制技术，并将此技术用于多机并联运行的分布式移动储能系统中，实现对离网模式下微网运行时电压与电流的平稳控制，通过仿真实验搭建包含本文技术的多机并联运行的分布式移动储能系统模型，用于离网模式下运行的微网中对微网实施控制。结果验证了本文技术在微网离网运行中投入负荷的情况下，能够迅速高效地

稳定储能系统与微网的电压，同时对于微网的电流能够实现均分，并有效地维持微网电压与电流的平稳性，保证负荷投入后及并联机投入时电流波形的稳定性，控制效果显著。