含源网络中复合储能式电力电子变压器的协调控制

2023-11-04王强郭伟杨策

科学技术与工程 2023年29期

王强, 郭伟, 杨策

(1.三峡大学电气与新能源学院, 宜昌 443002; 2.智慧能源技术湖北省工程研究中心, 宜昌 443002)

在“碳达峰、碳中和”的时代目标下,清洁能源的发电方式逐渐被大家关注[1-3]。电力电子变压器(power electronic transformer,PET)具有传统变压器的变压、隔离等功能外,多端口的拓扑结构方便接入各种分布式电源、储能设备和负载。单独新能源因环境的随机性影响输出功率,使系统呈弱惯性。PET在无发电单元情况下难以处理电网电压跌落或中断问题,对含源网络的电能质量提升有限。而复合储能系统利用可调度的能量,可以解决光伏系统因间歇性、随机性的特点所引起系统波动和PET无法应对电压跌落或中断的问题[4]。

传统电力系统以交流为主,而新能源发电和储能系统输出形式为直流,其直接并入直流微网的特点,可以避免交直流的切换,方便直流负载的接入。并且可以不考虑相位、频率以及无功等问题[5-6]。

直流母线电压是反映系统稳定运行和功率平衡的关键指标[7],在储能系统与新能源共同作用于平抑功率波形的问题,国内外已取得了一定的研究成果。文献[8]以电力电子变压器结构为基础,提出了一种PET与储能协调运行的微电网控制策略,使分布式能源的利用率达到最大。但该研究是在低压交流接口进行分析,并且采用单一储能装置平抑系统负荷功率波动存在一定的局限性。文献[9]将储能和氢燃料电池组合应用在微网中,采用基于组网型电源协调控制策略,实现了两者之间的弱通信协调运行。但使用的控制对通信的实时性以及信号测量的精准性要求太高。文献[10-12]是利用新能源和储能系统之间的协调控制策略,来实现直流母线电压的稳定,提高负荷功率的分配精度。文献[13-14]通过结合光伏系统和储能系统,对其控制协调优化来解决配电网不平衡电压运行的问题。但对不同储能元件组合及结构变化的分析未进一步深入研究。

中国科学院电工研究所已在2010年研制了两代PET样机,并成功挂网运行,其中第二代PET主要用于连接10 kV交流电网与750 V低压直流微网和部分交流负荷,可以实现交流电网与直流微网的功率协调控制与能量管理,从而将新能源与PET进行并网成为了可能[15]。也有学者对光储系统应用在PET中进行研究,并对所提三级互联隔离性PET的结构及控制进行了实验验证,从而实现了对分布式能源的有效利用[16]。

文献[17]提出了一种多端口DC/DC变换器蓄电池组,并使用软启动控制方式减小蓄电池并入母线的冲击电流。采用的储能装置虽然可在一定程度上抑制功率波动,但单一储能装置无法拥有功率密度大以及能量响应快的特点。在该基础上,现首先用超级电容功率密度高、充电速度快的特点来弥补蓄电池的功率密度低、响应速度慢的缺点,并在具有特性互补的复合储能系统的基础上,加入新能源光伏系统,并采用光储协调控制将光储系统应用在PET低压直流侧,使复合储能式PET能在含源网络中的性能得到提升。

1 系统结构

1.1 三相四线制PET拓扑结构

如图1所示为一种采用三相四线制的电力电子变压器。主要分为3个阶段,其中输入级采用高频电压型整流器,将电网侧交流电整流成直流电为下一级变换做准备;隔离级主要由单相全桥逆变器、高频变压器和单相全桥整流器组成,作用是进行电压等级交换以及隔离;输出级采用3个单相逆变器,该三相四线制接型可以增加负载的容量以及解决不平衡负载问题[18]。在10 kV/400 V、500 kV·A的PET环境中,已有学者采用一种可调节输出功率的均衡控制来保持直流母线电压的质量输出[19]。

1.2 低压直流母线结构

图2为低压直流母线结构。以PET为满载情况,则不考虑PET输出能量。该结构主要有蓄电池组、超级电容、光伏、双向DC/DC变换器和直流负荷。其中蓄电池组采用一种多端口DC/DC变换器的拓扑结构接入母线;超级电容器由双向直流变换器A并入母线;光伏由DC/DC变换器B并入母线;直流负荷直接接入母线。为了满足超级电容在短时间内对大功率能量的供给,变换器A可选择较好的开关管;变换器B为采用最大功率点跟踪(maximum power point tracking,MPPT)控制的拓扑结构,能以最大利用率使光伏系统输出能量[20]。

系统的能量流动关系如图3所示。

各个部分的能量关系式如下。

Psource=Pinv+Pdc

(1)

Psto=Psource-Ppv

(2)

(3)

Psc=Psto-Pbat

(4)

式中:s为微分环节;τ为时间常数;1/(τs+1)为低通滤波环节。

1.3 复合储能系统结构

在图4所示的复合储能系统中,蓄电池采用一种多端口拓扑结构,由3个Buck/Boost变换器并联而成,增加了蓄电池组的输出能量,同时减小了对单个开关管的电压应力,也解决了多个电池组串并联所引起的电路环流隐患[21]。同时并联应用了超级电容来弥补蓄电池功率密度小的不足,使用复合储能结构来发挥蓄电池与超级电容充放电互补的特点,对脉动荷载所引起的能量冲击问题起到了平抑的作用[22]。

SW(n)为切合开关,对各端口进行投切作用;K(n)为保护直流断路器,在系统出现故障时切断;RS为启动电阻,与K(4)进行配合,减小启动瞬间的冲击电流;Li(n)为储能电感;ibat(n)、isc分别为蓄电池组与超级电容充放电电流;Cdc为滤波电容;Udc为低压侧直流母线电压;Ubat(n)、USC分别为蓄电池、超级电容的端口电压

1.4 约束条件

(1)分布式能源系统输出功率约束为

Pi,min≤Pi(t)≤Pi,max

(5)

式(5)中Pi,min、Pi,max分别为分布式电源i输出容量的上下限。

(2)储能系统充放电功率约束为

Pc,min≤PES(t)≤Pc,max

(6)

Pd,min≤PES(t)≤Pd,max

(7)

式中:Pc,max、Pc,min、Pd,max和Pd,min分别为储能系统的充、放电功率上下限。

(3)储能系统充放电容量约束为

EES,min≤EES(t)≤EES,max

(8)

式(8)中:EES(t)为t时刻储能系统所储存的能量;EES,max、EES,min分别为储能系统储存能量上下限。

2 系统能量平衡控制策略

2.1 蓄电池组能量流均衡控制

蓄电池为系统提供能量传输需要长时间的工作,但各个蓄电池组的起始荷电状态(state of charge,SOC)并不相同,不同端口之间的能量传输将影响着整个系统的能量传递效率[23]。

首先测蓄电池组的SOC状态,求取平均值,公式为

(9)

ΔσSOC_bat(k)为蓄电池K端口与平均SOC状态值的误差,公式为

(10)

能量流均衡控制主要使多个蓄电池组的荷电状态经过调节后接近同一值。首先将Pbat在各个蓄电池组端平分,通过各个蓄电池SOC状态来控制各个端口平均的功率,从而调节不同蓄电池组的功率偏差,最终得到传递功率目标值Pbat(k)_ref和电流参考值Ibat(k)_ref。

(11)

2.2 超级电容控制策略

由于系统中存在能量损耗等因素,其损耗将由超级电容承担,且超级电容能量密度低,端电压变化快,从而导致持续的消耗能量,将采用一种恒压限流充放电模式来减少不必要的消耗,并控制超级电容SOC在一适当水平。该超级电容主要采用恒压限流模式和定压模式。

2.2.1 恒压限流充放电模式

在该模式下,超级电容应在适当的SOC水平(设为SOCN)为下次负载突变准备,既能吸收功率也能释放功率。设超级电容的荷电状态在SOCN时,吸收功率与释放功率相等,则

(12)

式(12)中:UH为超级电容SOC上限时的开路电压;UN为超级电容荷电状态为SOCN时的开路电压;UL为超级电容SOC下限时的开路电压。

根据超级电容荷电状态公式,即

(13)

则有

(14)

(15)

式中:UC,max为超级电容满荷电状态下的开路电压。

以UN作为超级电容恒压限流充放电的标准。为了避免超级电容在UN附近时频繁以小电流充放电,从而损耗器件的使用周期,可以在处于UN附近时将超级电容闭锁。区间宽度取±2%UN,恒压限流充放电流程如图5所示。

图5 恒压电流充放电流程图Fig.5 Flow chart of constant voltage current charging and discharging

其中,超级电容SOC上下限选取为10%与90%,恒压限流充放电模式的控制基准为ESC=UN。

2.2.2 定压模式

当直流母线电压震荡后,超级电容将采用电压外环电流闭环的双闭环控制策略,使直流母线稳定在400 V。

2.3 光储控制策略

含光伏系统并网时,系统的能量管理控制主要为电压跟随型控制和功率分配型控制,如图6和图7所示。

Pref为因输出侧负载变化所需要的能量;Pdc_ref为稳定电压直流侧所需能量;Pbat_ref、Psc_ref分别为复合储能系统中蓄电池和超级电容所需提供能量;Pinv_ref为输出侧所提供能量

图7 功率分配型示意图Fig.7 Power distribution type schematic

电压跟随型过程中,对输出侧所需的能量需要通过逆变器来给定,但由于电力电子器件开关响应快慢所带来的的影响,使逆变器侧给定的功率指令存在误差。而在功率分配型过程中,发电单元是承担直流母线电压稳定的主要部分,从而避免了与逆变器侧指令进行比较,使系统指令精度更高。

在经过功率分配型控制策略后,得到复合储能系统的参考功率Psto,经过低通滤波器,分别得到蓄电池组和超级电容的充放电参考功率Pbat和Psc。在蓄电池组中,首先对各电池组荷电状态σSOC_bat进行测定,在通过式(9)和式(10)计算后得到各端口的不均衡值,再与蓄电池分配的参考值经过式(11)得到各蓄电池组端口电流参考值Ibat,然后与流过滤波电感后的反馈电流作差,经过电流闭环控制后,再通过脉宽调制(pulse width modulation,PWM)对DC/DC变换器进行控制,从而改变蓄电池组的充放电。而超级电容在定压模式时,在对系统分配的功率Pscref进行充放电的同时,还要对直流母线电压的稳定进行调整。低压侧母线给定电压Udcref与实际电压Udc作差后经过PI调节,再与iscref和反馈电流il做比较,经过PI调节后与PWM脉宽调制产生占空比以此调节开关管,从而有效控制超级电容充放电。系统稳定后超级电容可对控制进行切换,从而运行在恒压限流模式,减小超级电容的消耗。复合储能控制策略图如图8所示。

图8 复合储能控制策略Fig.8 Control strategy of hybrid energy

3 仿真研究

为了验证复合储能式PET低压直流侧在含源网络中的有效性,在MATLAB/Simulink中搭建如图1所示的仿真模型。通过对光照强度变化、直流负荷突变以及电压跌落的情况进行仿真研究,从而对比分析该方法的可行性。系统的仿真参数如表1所示。

表1 系统参数Table 1 System parameters

3.1 蓄电池组、超级电容优化波形

由于蓄电池的容量参数较大,SOC状态变化缓慢,不易观察,为加快SOC收敛速度,将用容量为10 A·h电池进行试验,K取100。图9为采用能量均衡控制时的荷电状态变化图。将3个蓄电池的初始SOC设置为80.5%、80%和79.6%。由图9可知,在经过15 s后,3组蓄电池的SOC状态趋于一致。从而验证了能量均衡的有效性。

图9 蓄电池组SOC变化图Fig.9 SOC change chart of battery

由图10可知,在超级电容没有采用恒压限流控制策略时,由于系统内部损耗的各种因素,使超级电容的荷电状态在系统平稳或负载突变时都以微小的趋势持续减少,在0 s到1.5 s期间,SOC状态从50.252%减小到50.243%。采用恒压限流策略后,使蓄电池组补偿了系统中的损耗,在系统发生突变后,也能使超级电容的SOC维持在50.252%左右,能为下一次系统的突变做好准备。

图10 超级电容SOC对比图Fig.10 SOC comparison chart of SC

3.2 光照变化

从图11(b)看出,在0.5 s之前,光伏系统采用MPPT控制在最大光照强度下的输出功率为50.7 kW,储能系统输出功率约为0.6 kW。由图11(a)可看出,在0.5 s时,光照强度数值从1 000 W/m2降到700 W/m2,从而使光伏系统输出功率减少到28.2 kW,此时储能系统迅速调节输出功率到22.7 kW。弥补了光伏系统因光照波动而导致的缺额功率22.5 kW。验证了光储系统之间能量调动的有效性。

图11 光照变化仿真图Fig.11 Simulation diagram of illumination change

3.3 负荷突增之间能量调动

在低压直流母线端,系统在0.5 s时突然切入直流负荷100 kW,在1 s时负载被切除。在没有供电单元的情况下,从图12分析,低压直流母线电压在短时间从400 V降到240 V,对输出侧负载无法有效输出平稳电压,明显影响供电系统的稳定。

图12 无光储系统接入波形Fig.12 Waveform without photovoltaic-energy storage system access

在加入供电单元后,光伏系统在MPPT模式下为系统提供51 kW能量,在直流负载投切时,由图13(a)可观察到有微小波动,但并不影响系统稳定运行,基本保持最大输出功率不变。从图13(b)可看出,储能系统在负荷投入瞬间,在系统的功率分配型控制下,使整个储能系统迅速释放50 kW的能量,维持载突变情况下系统内的能量平衡。

对复合储能系统进行分析,由图13(c)可观察到,超级电容主要应对负荷突变时的高频分量,瞬间释放电流达到78 A,蓄电池则以相对较缓的速率增加到69 A进行放电。在1 s时直流负载突减的瞬间,超级电容的DC/DC变换器转为Buck模式,迅速吸收系统中过剩能量,充电电流最大达到86 A,在超级电容缓冲作用下,蓄电池则以平缓趋势下降到0.8 A来供电。

由图13(d)对低压直流母线侧分析,在直流负载投切瞬间,直流母线电压在0.52 s与1.02 s分别达到412 V和389 V,波动的幅度并不会冲击系统的稳定性,从而为负载侧提供稳定电压,供电不受影响。

3.4 电压跌落

在电网电压出现跌落到额定值的40%状况下,对光储系统的接入前后进行波形的分析。图14为PET输入侧的电网电压波形,图15为输入侧电网出现电压跌落前后低压直流母线的电压波形。由图15(a)可观察,在0.15 s时电压无法保持在稳定的400 V,大幅度的波动将导致输出侧负载电压出现畸变,对系统的稳定性有较大冲击。由此分析,在无光储系统投入时,该系统不能有效应对电网电压跌落,低压直流母线无法正常保持在额定值。

ui为输入侧电压;ua、ub、uc分别为a相、b相和c相的相电压

图15 电压跌落仿真结果Fig.15 Simulation results when voltage sag occurs

在并入光储系统后,由图15(b)分析,在0.15 s出现电压跌落后,由于有储能系统以及光伏及时提供能量,光储系统提供的能量能补充电网端瞬间缺额功率,从而维持母线电压的稳定。在0.3 s电网侧恢复额定电压后,经过储能系统对多余能量的吸收,使低压直流母线经过最大为5.2 V的波动后,并在0.33 s时不再大幅度振荡。在整个跌落的过程中,光储系统保持了直流母线电压稳定的波形,从而为输出级负载的平稳运行提供了保障。同时良好电压波形也保证了光伏系统的稳定运行,防止并网点因电压的跌落而导致系统的脱落,提高了对光伏系统的消纳能力。