微電網中儲能系統的集成設計與控制策略

劉元，李永東，陳霄航

(1.新疆大學電氣工程學院，烏魯木齊市 830002；2.清華大學電機工程與應用電子技術系，北京市 100084；3.國網南平供電公司，福建省南平市 353000)

微電網中儲能系統的集成設計與控制策略

劉元1，李永東2，陳霄航3

(1.新疆大學電氣工程學院，烏魯木齊市 830002；2.清華大學電機工程與應用電子技術系，北京市 100084；3.國網南平供電公司，福建省南平市 353000)

由于光照強度與溫度變化，光伏發電功率的波動導致微網系統并網側功率發生較大波動。通過控制電池儲能系統的有功功率，可以使平滑光伏電源功率波動成為可能。研究了光儲聯合發電系統的運行模式，提出了適用于光儲聯合發電系統的集成設計和控制策略，并對儲能用功率轉換系統進行了分析和設計；最后基于某光伏電站和負荷的實際歷史運行數據，對所提出的方案進行仿真研究。仿真結果驗證了光儲聯合發電系統控制策略的有效性，鋰電池儲能并網系統能夠穩定地并網/離網運行，切換過渡過程平滑穩定。

儲能；微電網；PQ控制；VF控制

0 引 言

太陽能是一種可再生能源，且存量巨大。只需將每年地球表面接受的太陽輻射的0.1%按5%的轉換率轉換成電能，就夠全世界消耗40年。但是，由于光照的周期性和溫度的不斷波動，光伏電站輸出功率的穩定性較差，這會導致電壓波動甚至斷電。儲能技術的發展和應用，可以解決光伏發電的隨機性和波動性問題，實現光伏發電的平滑輸出，調節功率波動引起的電網電壓、頻率及相位的變化。

常見的儲能方式包括機械儲能、電化學儲能、電磁儲能、相變儲能等。其中，機械儲能包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能；電磁儲能包括超級電容器儲能和超導磁儲能；電化學儲能包括蓄電池儲能、液流電池儲能、燃料電池儲能；相變儲能主要是指冰蓄冷儲能。目前光伏微電網中廣泛采用的儲能系統主要是電池儲能系統，電池儲能系統由電池和能量轉換系統[1](power conversion system，PCS)組成。我國微電網中常用的電池有鋰離子電池、鈉硫電池、全釩液流電池等。其中鋰離子電池具有儲能密度高、儲能效率高、自放電小、適應性強、循環壽命長等多種優點，因此本文的電池儲能系統采用鋰離子電池。

連接電池和交流母線的PCS有DC/AC變換器和DC/DC/AC兩級變換器2種。關于DC/AC變換器的研究方面，文獻[2]研究了主從控制模式下微網并網、離網以及切換過程中儲能系統的控制策略，主要包括PQ控制和VF控制；文獻[3]研究了通過給風電場增加儲能裝置實現風電場并網點有功功率和電壓的控制；文獻[4]通過組合建模的方法建立風光儲聯合發電系統的機電暫態模型，主要采用儲能系統的PQ控制；文獻[5-6]研究了鋰電池變換器的設計，實現了PQ控制的鋰電池的恒壓充放電控制；文獻[7]利用了電網的下垂特性通過測量有功無功功率實現了對電壓頻率的快速補償，從而確保了電壓和頻率的穩定；文獻[8]在下垂控制的基礎上，在電壓頻率超出標準時切換到電壓功率電流的三級控制，既具備下垂控制的穩定優點，又具備三級控制的快速性特點。關于DC/DC/AC兩級變換器的研究方面，文獻[9]中逆變器控制直流母線電壓和無功功率，斬波器控制有功功率。文獻[10-11]中逆變器控制有功無功功率，斬波器控制直流母線電壓。文獻[12]為全釩液流電池設計了控制電路，由逆變器控制直流母線電壓和無功功率，斬波器根據荷電狀態(state of charge，SOC)和電池電壓狀態運行在電池側恒壓控制、恒功率控制、涓流控制3種模式。文獻[13]提出一種直流側儲能電池DC/DC換流器與接口換流器協調控制策略，通過接口換流器的控制實現儲能電池并網狀態下的充電及孤網狀態下的穩壓，從而提高直流微電網的電壓質量和系統對孤網、并網切換的響應速度。文獻[14]在模型構建中同時考慮了供需平衡與備用要求，并在3種微網運行情景下進行算例分析。在計算時采用改進的和聲搜索算法，并將其與傳統的和聲搜索算法與粒子群算法進行比較，以驗證模型和方法的有效性。文獻[15]提出了混合儲能系統(hybrid energy storage system， HESS)的小波包-模糊控制策略。針對微電網不同運行特點，以網內不平衡功率對蓄電池充、放電指令進行修正，再通過自適應模糊控制獲得蓄電池充放電的最終指令，實現微電網的經濟穩定運行。

本文從光儲微網系統的拓撲結構入手，分別介紹微網系統的工作模式、儲能系統的集成設計和控制策略，利用Matlab仿真軟件建立仿真模型，通過仿真驗證控制策略的有效性。根據實際需求設計具備PQ、VF和電池側恒壓控制3種工作模式的PCS。處于PQ工作模式時，能根據電網調度部門指令控制有功功率及無功功率輸出，具備四象限滿容量運行的能力。在VF工作模式下，蓄電池保持交流母線電壓恒定。從鋰離子電池本身的特性來看，還需PCS具備電池側恒壓控制的特點。本文采用斬波器負責升壓同時實現直流母線電壓恒定，而由逆變器實現PQ控制、VF控制、電池側恒壓控制。本文采用LCL濾波器，與傳統L濾波器和LC濾波器相比，LCL濾波器可以更好地抑制高次諧波，有效地降低電感值，提高系統的動態性能，并且受電網的影響較小。

1 系統拓撲結構與工作模式

圖1為光伏儲能微網系統的拓撲結構。光伏組件經過經典的二級變換，實現了光伏電壓的最大功率輸出和控制直流總線電壓在穩定值的作用，交流電壓相位與電網同步。

圖1 光儲微網系統拓撲結構Fig.1 Topological structure of PV energy storage micro-grid system

電網通過斷路器QF4、QF1與光伏微網系統相連接，普通負荷通過斷路器QF5、QF4連接到電網，普通負荷通過斷路器QF5、QF1連接到交流母線。

儲能單元通過半橋式斬波器將電壓升到固定值，再經過變流器和斷路器QF2連接到交流母線上，變流器負責儲能系統的功率控制。重要負荷通過斷路器QF3和交流母線連接。

交流母線型微網系統的工作模式通常有3種：并網整體運行、并網儲能旁路運行、光儲獨立運行。具體分析如下。

模式(1)：QF1、QF2、QF3均閉合。光伏系統和儲能系統均投入運行。光照充足時，光伏發電除了滿足重要負荷的需求，將多余能量送至儲能系統和電網?？刂苾δ芟到y的功率，當光儲微網系統所需的能量大于設定的電網饋電功率上限值時，儲能系統吸收能量來滿足需求，使對電網的輸電功率低于設定的電網饋電功率上限值。光照不充足時，此時的負荷有可能高于光伏發電量，使得需從電網取電。當電網發電量大于設定的電網發電功率上限值時，儲能系統釋放能量使電網發電量不超出限定值。

模式(2)：QF1、QF3閉合，QF2斷開。與模式(1)相比，儲能系統不工作。這種工作模式一般出現在3種情況下：(1)光儲微網系統對電網的輸電功率滿足設定的電網輸電的區間要求，儲能輸電量應該為0，此時進入這種模式可以減少逆變器和斬波器的損耗，從而提高系統運行效率；(2)當需要對電池組進行定期校準或者更換時，可在電網輸電滿足設定的電網輸電的區間要求時，或者在電網吸收功率超出限值時(此時可減小光伏發電量)切換到這種模式；(3)儲能系統發生故障，或儲能系統SOC低于下限且需要儲能系統發電時，則同時切除普通負荷，斷開QF5，確保重要負荷供電。

模式(3)：QF2、QF3閉合，QF1斷開。儲能系統和不斷間電源(uninterruptable power supply, UPS)系統投入運行。這種工作模式多數在夜晚沒有光照且儲能SOC較高的情況下發生。依靠儲能系統的剩余電量維持負荷工作，這樣減少了棄光行為發生的概率，充分利用了可再生能源發出的電能，提高了系統運行的經濟性。

2 儲能系統的集成設計

鉛酸電池的使用壽命受其充電次數的限制，往往需要搭配超級電容這樣的功率型儲能器件以實現對高頻功率的充放。鋰離子電池兼具能量型儲能和功率型儲能的優點，而且技術比較成熟，因此本文選用鋰離子電池作為儲能系統的組成部件。

儲能裝置的安裝地點分別在變電側與配電側。

安裝在變電側的儲能裝置容量較大，功率為MW級，存儲時間為4～8 h；而安裝在配電側的儲能裝置功率為200～500 kW，存儲時間為2～4 h。儲能系統的拓撲結構由其功率配置決定，而具體的電池串(battery string, BS)個數則由儲能系統的能量配置決定。

儲能系統的典型功率主要包括100 kW、250 kW、500 kW和1 MW等。本文選取500 kW等級的儲能系統，其拓撲結構如圖2所示。由于每個電池串為200 kW·h，采用4.6 MW·h的儲能容量。每個電池串采用200個3.2 V/400 A·h的單元電池串聯組成，單元電池由4個3.2 V/400 A·h單體電池并聯構成。電池管理系統共配置150個電池管理單元(battery management unit，BMU)和10個儲能電池管理系統(battery management system，BMS)。

3 儲能系統的控制策略

3.1 儲能系統控制規則

儲能系統的主電路如圖3所示，PCS由逆變器和多臺斬波器組成。由于微電網的運行模式有并網模式和孤島模式2種，這要求PCS具有PQ和VF 2種工作模式。而儲能系統出于自身保護的需要，又必須具備恒壓充放電的功能。

圖2 500 kW/2 MW·h儲能系統的拓撲結構Fig.2 Topological structure of 500 kW/2 MW·h energy storage system

斬波器負責升壓同時實現直流母線電壓恒定，而逆變器負責實現PQ控制、VF控制和電池側恒壓控制。

圖3 儲能系統主電路Fig.3 Main circuit of energy storage system

3.2 斬波器的控制策略

DC/DC變換器的主要作用是將儲能電壓升高至固定值。本文采用半橋式斬波器，有升壓和降壓2種模式，控制策略為電壓外環和電流內環的PI控制。

式(1)為升壓模式中電流內環控制方程、降壓模式中電流內環控制方程以及電壓外環控制方程。

(1)

式中：D為Boost電路的占空比；Kp1、Ki1為電流調節器比例積分系數；Ibat為蓄電池電流；Ibat_ref為蓄電池電流指令值；Udc為斬波器輸出側電壓；Ubat為蓄電池端電壓；Ubat_ref為蓄電池端電壓的指令值；Kp2、Ki2為電壓調節器比例積分系數。

DC/DC變換器整體控制框圖如圖4所示，其中虛線框內為電流內環。

圖4 DC/DC變換器的控制框圖Fig.4 Integral control block diagram of DC/DC converter

3.3 逆變器的PQ控制

在并網模式下，逆變器運行在PQ控制模式，其由功率外環和電流內環組成，功率外環如圖5所示。

圖5 指令電流運算電路Fig.5 Operational circuit of current order

通過式(2)的計算可得到d、q軸的電流指令值idref和iqref。再由電流內環實現電網側電流的快速跟蹤，如式(3)所示。交流側參考電壓ud、uq再經過dq/abc反變換得到三相電壓參考值，在SPWM調制波生成過程中與三角載波進行對比。

(2)

(3)

式中：Pref和Qref分別為有功功率和無功功率的給定值；ud、uq分別為網側電壓ua、ub、uc在dq坐標軸上的等效分量；id、iq分別電感電流iaL、ibL、icL在dq坐標軸上的等效分量；usd、usq為逆變器參考電壓；Kp和Ki為電流調節器的控制參數；ω為電網角頻率。

需要注意的是有功無功功率的檢測方法，由瞬時功率理論可以得到式(4)，然而由于計算時間延遲而導致相位偏差，其結果將產生大量諧波，因此采取將傳感器測量的三相電壓和電流進行dq分解再計算功率的方法。以電網側電壓a相峰值時刻為d軸0角度時刻，將電壓電流分解為穩定值，再經過式(5)計算出各支路的瞬時功率值。

(4)

(5)

3.4 逆變器的VF控制

在孤島運行模式下，系統失去電網電壓和頻率的支撐，逆變器需切換到VF控制模式下。VF控制與PQ控制的不同之處在于Idref和Iqref的獲取方式不同。由網側濾波電容節點的支路方程推導得出，如式(6)所示。

(6)

式中：C為電容；igd為網側電流的d軸分量；igq為網側電流的q軸分量。

VF控制模式下系統的控制框圖如圖6所示。

圖6 VF控制框圖Fig.6 VF control block diagram

為保證切換過程的平滑性，在切換時的過渡過程中相角由式(7)確定。

(7)

式中：θnew為需過渡到的新角度；θ為當前角度；ωref為固定角速度，ωref=100π rad/s；K為調節系數。

3.5 逆變器控制電池電壓

逆變器控制電池電壓，就是由電池電壓控制逆變器有功功率，如式(8)所示。

(8)

4 仿真與分析

本文考慮的實際案例為負荷額定容量4 MW，光伏額定容量5 MW，儲能系統額定功率為2.5 MW，存儲能量為15 MW·h。所以需要5組500 kV·A的PCS，每組存儲能量為3 MW·h，儲能系統集成設計如圖7所示。

鋰離子電池等效模型用Matlab/Simulink元件庫中的電池模型，選擇其中的Lithium-Ion項，其數學模型如式(9)所示。

圖7 2.5 MW/15 MW·h儲能系統架構圖Fig.7 2.5 MW/15 MW·h storage system architecture diagram

(9)

式中：Ebat為等效的電池電動勢，是一種非線性電壓，V；Ibat為電池電流，A；R0為電池的等效內阻，Ω；I*為低頻電流動態值，A；It為抽取電量，A·h；τ為濾波時間常數；E0為恒定電壓，V；K為極化常數(1/(A·h))或極化電阻(Ohms)；Q為最大電池電量，A·h；A為指數電壓，V；B為指數電量，1/(A·h)。注意，模型的參數由放電特性來推斷，假定充電時相同。

在進行參數設置時，要注意額定電壓、額定電量、初始荷電狀態，電池內阻等。額定電壓表示電池放電特性的線性區的末尾值。額定電量表示電池的最小有效容量。若電池額定電壓為400 V，則電池最大充放電電流為2 500 kW/400 V=6.25 kA，但是由于1次滿充滿放時間為6 h (15 MW·h/2.5 MW)遠遠大于仿真時間，在仿真過程中荷電狀態幾乎不變，所以額定電量不必取6.25 kA×6 h=37.5 kA·h，只需取一個較大的數即可。另外，還需要注意電池內阻的變化，這是因為經過多次串并聯，儲能系統等效為電池時內阻發生了變化。

系統整體仿真框圖如圖8所示。在PQ模式中，電網側的斷路器QF4閉合，儲能系統對外等效為電流源，對并網側功率控制，實現并網側功率不超過限值，以降低輸電線路容量需求。在VF模式中，斷路器QF4斷開，儲能對外等效為電壓源。在VF模式下，儲能系統控制交流母線電壓恒定；在PQ模式下，儲能系統確保微電網和電網間輸電容量不超過規定的限值。

圖8 系統主電路圖Fig.8 Main circuit diagram of system

對系統進行s級仿真，1 s時將電網接入，儲能系統由VF模式轉為PQ模式。圖9為直流母線電壓有效值和頻率波形，在過渡過程中電壓幅值有短暫降落和回升，頻率在VF模式下最大改變為0.063 Hz，在過渡過程中最大改變為0.196 Hz，符合電網電能質量的要求。

圖9 交流母線電壓有效值和頻率波形Fig.9 RMS and frequency of AC bus voltage

光伏系統發出有功功率、負載吸收有功功率、微電網并網側有功功率如圖10所示。由于檢測到光伏發電約為4 MW，負載用電約為3 MW，為了確保向電網傳輸的多余電量不多于規定的饋電容量上限500 W，將多余電量輸入儲能系統。儲能系統交流側有功功率和無功功率如圖11所示。在經過一個短暫過渡過程后儲能功率得到了控制。

圖12為直流母線電壓和斬波器直流母線側電流，可知在斬波器的控制下直流母線的電壓始終保持在穩定狀態。

綜上可以得出以下結論。

(1)系統處于孤島模式時，在儲能系統VF控制下，交流母線電壓幅值穩定，頻率出現輕微波動，最大改變為0.196 Hz；此時并網側有功功率為0，儲能系統有功功率不斷變化以維持交流母線頻率穩定，無功功率穩定地控制在0左右。

圖10 光伏、負載和并網側的有功功率Fig.10 Active power of PV, load and grid

圖11 儲能系統交流側有功功率和無功功率Fig.11 Active power and reactive power on energy storage AC-side

圖12 直流母線電壓和斬波器直流母線側電流Fig.12 Voltage of AC bus and chopper’s current at DC bus side

(2)系統處于并網模式時，在儲能系統PQ控制下，交流母線電壓幅值和頻率都保持在穩定狀態；此時并網側有功功率得到控制，使減小系統輸電容量成為可能，儲能系統有功功率不斷變化以平抑計及光伏發電的等效負荷。無功功率穩定地控制在0左右。

(3)儲能系統在VF模式和PQ模式切換的過程中，儲能系統的有功功率和無功功率均有輕微的下降與震蕩，但時間較短，這會引起交流母線電壓的有效值也出現短暫的下降，電壓頻率在經歷一個先下降后上升的波動后達到穩定。同時，網側有功功率經歷了短暫的超出限值過程，此過程應該加以重視并盡量縮短時間。

5 結 論

本文研究了光儲聯合發電系統的運行模式，提出了適用于光儲聯合發電系統的集成設計和控制策略，并對儲能用功率轉換系統進行了分析和設計，最后基于某光伏電站和負荷的實際歷史運行數據，對所提出的方案進行仿真研究，仿真結果驗證了光儲聯合發電系統控制策略的有效性，鋰電池儲能并網系統能夠穩定地并網/離網運行，切換過渡過程平滑穩定。

與已有儲能系統集成設計與控制策略相比，本文的創新之處在于以下幾個方面。

(1)PCS具有PQ、VF和電池側恒壓控制3種工作模式。處于PQ工作模式時，其有功功率指令能夠確保輸電線路容量不超過限值，從而有效節約了輸電線路成本。處于VF工作模式時，蓄電池保持交流母線電壓恒定。當鋰離子電池的荷電狀態處于臨界值時，電池進入恒壓充放電狀態。

(2)本文在進行PQ模式仿真時，采用的不是一般常用的PI方法，而是直接將計算得到的所需PQ值進行分解得到dq軸電流，在仿真過程中得到了比較精確而穩定的結果。

(3)采用逆變器控制電池電壓，而不是采用直接與電池相連的斬波器控制。這樣做的好處是避免了在模式切換過程中斬波器模式的切換，避免了由此帶來的系統不穩定。

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(編輯 景賀峰)

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

新疆維吾爾自治區科技支疆項目(2013911036)

TM 732

A

1000-7229(2016)08-0141-08

10.3969/j.issn.1000-7229.2016.08.022

2016-03-01

劉元(1989)，男，碩士，主要從事微電網與新能源發電方面的研究工作；

李永(1962)，男，博士，博士生導師，天山學者，主要從事高壓大容量多電平變換器、高精度電機控制方面的研究工作；

陳霄航(1989)，男，碩士，助理工程師，主要從事可再生能源發電與并網技術方面的研究工作。