大容量鋰電池儲能電站的等值仿真方法

周姝燦，盧洵，劉新苗，龔賢夫，左鄭敏，彭虹橋

(1. 廣東電網有限責任公司電網規劃研究中心，廣州510620；2. 廣東電網有限責任公司，廣州510620)

0 引言

鋰電池儲能電站由于其資源配置靈活、響應速度快、不受天氣以及地理位置的影響等優勢，在促進可再生資源整合和提高系統運行靈活性中體現了巨大的潛力[1 - 3]。其中，在不可調度的間歇發電資源滲透率較高的系統中，大規模電網側儲能電站可以有效地抑制頻率波動、電壓波動，具有削峰填谷的作用，受到了國內外儲能領域的重點關注[4 - 6]。例如，2018年江蘇鎮江東部為緩解燃煤機組退役對用電高峰的影響，投運了總功率為101 MW、總容量為202 MWh的8座儲能電站，是目前世界最大規模的儲能項目，可實現萬千瓦等級在毫秒級的負荷響應，在用電高峰期發揮了極強的頂峰作用，大幅提高了江蘇電網對可再生能源的接納能力[7]。2021年4月21日，國家發改委、國家能源局在《關于加快推動新型儲能發展的指導意見(征求意見稿)》中指出，到2025年，新型儲能總裝機規模達30 GW以上，其中在電網側關鍵節點布置大容量鋰電池儲能將成為實現電力系統碳達峰碳中和的關鍵支撐之一。

目前國內外對大容量儲能電站的建模與仿真方法的研究多針對儲能電站的某一組成部分，而少有文獻對儲能電站的整體建模與仿真進行總體介紹和研究。文獻[8]中建立了儲能電站中電池的戴維南模型并采用擴展卡爾曼濾波方法進行荷電狀態估計，以模擬電池的動態特性，文獻[9]在單體鋰電池模型的基礎上進行縮放以等效建立儲能電站的電池組模型。文獻[10 - 11]中建立了儲能電站的協同控制模型，解決了多儲能單元之間的電壓和頻率異步問題。文獻[12 - 13]雖然提出了儲能電站的整體建模與仿真方法，但缺乏對建模與仿真細節的闡述，不便于進一步探究。

本文從鋰電池組建模、儲能變流器和換流變參數設計、控制策略以及等值建模方法4個方面詳細闡述了鋰電池儲能電站仿真建模中的關鍵方法，并基于江蘇鎮江東部電網側百兆瓦級鋰電池儲能電站的布置方式和設計參數在PSCAD 4.6.2中搭建了大容量鋰電池儲能電站的等值仿真模型。最后，仿真測試驗證了所提出的等值仿真方法的正確性。

1 大容量儲能電站布置方式

如圖1所示，目前大容量鋰電池儲能電站一般采用戶外集裝箱式電池艙布置方案。電池艙作為一個儲能單元，主要由鋰電池組、儲能變流器(power conversion system PCS)、換流變壓器、電池管理系統(battery management system，BMS)等組成。電池艙內鋰電池組由單體鋰電池根據電池組額定電壓和額定容量進行一定數量的串并聯組成，然后通過成套的PCS以及換流變壓器升壓至指定電壓。整個儲能電站根據總容量由多個電池艙并聯組成，各電池艙的運行狀態由其內部的BMS監測，其相關運行狀態數據上傳至總站的數據采集(supervisory control and data acquisition，SCADA)和能量管理系統(energy management system，EMS)，上級電網調度中心可通過實時以太網和百兆以太網與總站的SCADA和EMS通信，以監控儲能電站整體運行狀態并控制PCS運行[14]。

圖1 大容量儲能電站布置方式Fig.1 Layout mode of large capacity energy storage power station

2 大容量鋰電池儲能電站建模

2.1 鋰電池組建模

鋰電池組由單體鋰電池串并聯組成，因此電池組建模主要包括單體鋰電池模型和串并聯模型兩部分。常用的單體鋰電池的等效電路模型包括Linear模型、Thevenin模型、PNGV模型和MC模型[15]。其中MC模型能充分反應電池的動態電氣特性，建模精度較其他3種等效模型更高，但MC模型隨著并聯RC網絡的增加參數辨識將變得十分困難，在當前鋰電池建模的研究中，通常采用二階RC網絡，作為建模精確度與復雜度之間的最佳折衷。二階MC模型的等效電路圖如圖2所示。其中，Ibatt為充放電電流；Uoc為開路電壓；R0為電池內阻。兩個RC網絡中的極化電阻Ri和極化電容Ci刻畫鋰電池的極化電壓特性，其中一個RC網絡中的R1和C1描述電池的短期暫態過程，另一個RC網絡中的R2和C2描述電池的長期暫態過程。電路中的所有非線性電路參數都是荷電狀態(state of charge，SOC)的函數，曲線擬合方法常用于獲取非線性電路參數的具體表達式，表達式的一般形式如式(1)所示。通過安時積分等方法估算出的SOC值可用于實時更新各電路參數，以實現鋰電池的精確建模。

(1)

式中：KSOC為電池荷電狀態；Uoc為電池開路電壓函數，λoc、aoc、boc、coc、doc、foc為Uoc表達式的各項擬合參數；R0為電池內阻函數，a0、λ0、f0為R0表達式的各項擬合參數；Ri為第i個電池極化電阻函數，aRi、λRi、fRi為Ri表達式的各項擬合參數；Ci為第i個電池極化電容函數，aCi、λCi、fCi為Ci表達式的各項擬合參數，i∈1, 2； 以上擬合參數均為常數，由實際電池測試數據擬合確定。

圖2 二階MC鋰電池模型Fig.2 Second-order MC lithium battery model

鋰電池組建模中對單體電池進行串并聯有兩種方式：先串后并和先并后串。根據工程建設經驗，采用先串后并(Ns個單體電池串聯組成一個電池堆，然后Np個電池堆并聯)的電池組布置方式有利于后期電池檢測與更換[16 - 17]。假設儲能電站采用規格參數完全相同的單體鋰電池，忽略串并聯支路的能量利用率和電流不平衡度對電池組整體性能的影響，電池組的串并聯數的確定如式(2)—(3)所示。

(2)

(3)

式中：Ns、Np分別為電池組中單體電池的串聯數和電池堆的并聯數；Upack為電池組的額定輸出電壓，kV；Ubattery為單體電池的電壓，V；Spack為電池組的額定容量，MWh；Cbattery為單體電池的額定容量，Ah。

2.2 PCS和換流變參數設計

PCS的換流電抗器作為PCS與電網進行能量交換的中間環節，對實現兩者之間的功率交換、濾波以及故障恢復發揮著至關重要的作用。換流電抗器包括換流變壓器漏抗和相電抗器，在設計時應根據PCS無功功率輸出范圍以及輸出電壓增益確定，此外還要滿足電流跟蹤速度的要求和電流諧波的要求[18 - 19]。具體而言，換流電抗器的電感L應滿足式(4)。

(4)

換流變壓器可以降低PCS允許損耗和電壓電流諧波分量以及隔離交直流零序分量，其二次側額定電壓值直接影響PCS有功無功功率的運行范圍，在選擇二次側電壓時應考慮直流電壓、直流電壓利用率、調制比、換流電抗器以及PCS運行范圍。

2.3 儲能電站控制策略

儲能電站的控制策略體現在對PCS的控制上，通過一系列控制策略使得PCS能夠控制儲能單元的充放電功率、維持交流側電壓，減小并網波動。如圖3所示，儲能電站的上層控制包括定PQ控制、定交流電壓控制、內環電流控制、孤島模式下的V/f控制以及調制波的生成模塊[20 - 21]。

在并網模式下，PQ控制采用內外環解耦的控制方式。外環控制中，有功功率類控制采用定有功功率控制，以控制儲能電站以設定功率進行充放電；無功功率類控制采用定無功功率控制或定交流電壓控制，以控制儲能電站的無功功率或維持交流母線電壓。如圖3所示，正常情況下采用定無功功率控制，即故障信號開關打開，系統此時沒有故障；當系統出現故障時，故障信號開關關閉，此時采用定交流電壓控制。在孤島模式下采用V/f控制，維持交流母線電壓和頻率保持不變。此外，外環控制中還包括Q/V、P/f下垂控制以實現有差調節；電流限制模塊用于限制暫態下的故障電流。內環電流控制通過外環控制傳遞來的d軸和q軸電流信號進行PI調節以生成的d軸和q軸的電壓分量，經極坐標變換后得到理想調制波的幅值和相角，再由dq-abc變換單元，產生調制波所需的abc三相電壓，傳遞至下層控制單元，實現PCS閥級開關動作。

根據電化學儲能系統PCS技術規范GB/T 34120—2017[22]，當PCS交流側電壓d軸分量降低至0.85以下或超過1.2出現低壓穿越或高壓穿越時應保證儲能變流器不脫網連續運行；否則，允許儲能變流器切出。對故障期間沒有切出的儲能變流器，其有功功率在故障解除后應能快速恢復，從故障解除開始，以至少每秒30%額定功率的變化率恢復至故障之前的值。在交流側由于短路故障等發生電壓跌落時，PCS注入電網的動態無功電流IT應實時跟蹤并網點電壓變化，并應滿足式(5)。

(5)

式中：UT為PCC點電壓標幺值：IN為PCS額定電流標幺值。

2.4 儲能電站等值建模方法

大容量儲能電站一般采用多個PCS并聯的布置方式，即由多個小容量儲能單元(如0.5 MW/1 MWh)并聯組成。在對儲能電站進行建模與仿真時，若對組成儲能電站的全部小容量儲能單元均進行單獨建模將會大大降低模型的計算速度與效率。由于各儲能單元輸出外特性基本一致，故在進行建模時可以對儲能電站進行等值，將單個儲能單元容量等值放大以建立所需容量的儲能模型。本文參考PSCAD Type4風電場模型建立縮放單元模型。將小容量儲能單元的輸出電流擴大一定倍數，然后通過可控電流源注入交流系統，擴大注入交流系統的功率，從而等效建模百兆瓦級儲能電站的功率輸出。此縮放元件會產生少量無功功率，所以采用電流源進行縮放建模，適用于對少量無功功率的增加沒有影響的系統。縮放單元的模型如圖4所示，縮放單元的建模類似于n-1條并聯的無損傳輸線，傳輸線阻抗X參考PSCAD中Type- 4 Wind Turbine 模型取為0.025 p.u.，n為需等值的儲能電站總功率與單個儲能單元輸出功率的比值，縮放單元中的總注入電流為(n-1)iabc，總阻抗為X/(n-1)，其中，iabc為儲能單元輸出的三相電流瞬時值。

圖4 縮放單元模型Fig.4 Scale unit model

3 大容量鋰電池儲能電站仿真

根據第2節提出的大容量儲能電站建模方法并參照江蘇鎮江東部電網側百兆瓦級儲能電站的布置方式和系統參數，如電池組容量為1 MW/2 MWh，以及PCS升壓艙內PCS的額定容量等。本文在PSCAD中搭建了大容量鋰電池儲能電站的等值仿真模型，如圖5所示。

圖5 基于PSCAD的儲能電站仿真模型Fig.5 Simulation model of energy storage power station based on PSCAD

該模型采用兩個0.5 MW/1 MWh的儲能單元并聯、每個儲能單元配置一個500 kW的PCS和一個550 kVA換流變壓器升壓至10 kV[23]。為了模擬百兆瓦級的儲能功率輸出，根據2.4節儲能電站等值建模方法，經并聯形成的1 MW/2 MWh儲能單元模型通過功率縮放單元將輸出功率擴大100倍，以等值建模百兆瓦級的儲能電站，最后通過升壓變壓器接入220 kV電網。模型具體參數如表1所示。

表1 儲能電站仿真模型參數Tab.1 Simulation model parameters of energy storage power station

3.1 儲能單元仿真測試

本文單體鋰電池采用中國TCL超級電池公司的商用鋰離子聚合物電池產品TCL-PL- 383562(電池規格為4 V/0.85 Ah)的實驗擬合參數，具體參數表達式詳見文獻[16]。采用第2.1節所述電池組建模方法在PSCAD中搭建的電池組仿真模型如圖6所示。為搭建額定輸出電壓為1 000 V的0.5 MW/1 MWh儲能單元模型，由式(2)—(3)求得Ns應取250，Np應取1 176。SOC值可通過安時積分法獲得。

圖6 電池組仿真模型Fig.6 Battery pack simulation model

3.1.1 單體鋰電池Voc測試

單體鋰電池的建模準確性是儲能單元及儲能電站模型準確性的基礎。鋰電池二階MC模型中的非線性電路參數由實驗曲線擬合獲得，準確性可得到保障。其中，開路電壓Voc(KSOC)作為可控電壓源的電壓輸入代表了鋰電池的能量源，是鋰電池參數中最為重要的部分。文獻[16]在80 mA的恒定放電電流下放電約37 000 s測試了單體鋰電池Voc的變化曲線。本文將放電電流擴大1 000倍，即在80 A的放電電流下仿真37 s，以等效該實驗場景，仿真曲線與實驗曲線(將實驗所得曲線的時間坐標相應減少1 000倍)的對比如圖7所示。

圖7 單體鋰電池Voc測試曲線Fig.7 curves of Voc test of single lithium battery

PSCAD仿真結果與參考文獻中的實驗結果基本一致，驗證了本文搭建的鋰電池模型的正確性。限于文章篇幅，對于參考文獻中不同放電電流下的Voc變化不再一一對比。

3.1.2 充放電測試

根據文獻[24]，在熱備用狀態下，對0.5 MW/1 MWh儲能單元進行如下充放電測試：分別將儲能單元有功功率設定值Pref設置為-0.25PN、 0.25PN、 -0.5PN、 0.5PN、 -0.75PN、 0.75PN、 -PN和PN(PN為額定充放電功率，取PN=0.5 MW， 功率設定值為負值表示放電，為正值表示充電)，每個設定值運行3 s，并分別進行±1.1PN的過載測試，所得測試曲線如圖8所示。

圖8 充放電測試曲線Fig.8 Charge-discharge test curves

由圖8可得，儲能單元的充放電功率可準確跟蹤功率設定點且具備±1.1PN的過載充放電能力，平均功率控制精度為0.508 8%。具體的充放電響應時間、充放電調節時間、充放電轉換時間測試結果如表2所示，測試結果均滿足國標GB/36547—2018[25]的要求。在以上功率設定值時儲能單元的SOC曲線如圖9所示，隨著充放電功率的增加，SOC值的變化率增加，但由于儲能單元的容量為1 MWh而仿真時間以秒為單位，SOC值從初始的90%開始到仿真結束時只會發生微弱變化。

表2 充放電響應時間、調節時間和轉換時間測試結果Tab.2 Simulation model parameters of energy storage power station

圖9 SOC測試曲線Fig.9 State of charge test curves

3.2 儲能電站仿真測試

3.2.1 充放電測試

在兩個并聯儲能單元的基礎上通過設置縮放單元的縮放因子分別為1、30、80、100時進行充放電測試，測試所得曲線如圖10所示。

圖10 不同縮放因子下的充放電功率測試曲線Fig.10 Charging and discharging power test curves under different scaling factors

儲能電站模型的充放電功率可準確跟蹤到設定值，平均控制精度為0.508 8%，與不經縮放的儲能單元模型的控制精度相同。此外，對額定功率為100 MW的儲能電站模型進行與3.1.2節相同的充放電測試，測試結果如圖11所示，儲能電站模型的充放電功率可準確跟蹤功率設定點且具備一定過載充放電能力，充放電響應時間、調節時間、轉換時間與表2基本一致，故測試可得縮放單元可實現對儲能電站充放電特性的等值建模且基本不會影響功率控制效果，由于每次測量結果都會有偏差，存在一定的精度，所以百兆瓦級儲能電站模擬的平靜精度為多次測量結果的平均值。

圖11 充放電測試曲線Fig.11 Charge-discharge test curve

3.2.2 故障測試

6 s時在PCC點設置三相金屬性短路故障，故障持續0.12 s，測試所得儲能電站輸出功率、外環電流分量以及PCC點線電壓有效值如圖12所示。

圖12 三相短路故障測試曲線Fig.12 Test curves of three-phase short circuit fault

當故障發生時，儲能電站模型輸出的有功功率從100 MW驟降至20 MW，輸出無功功率從0突增至30 Mvar以支撐交流側電壓；PCC點線電壓有效值降低至0.85 p.u.以下，此時低電壓穿越模塊發揮作用，為維持交流側電壓，定無功功率控制切換為參考值為1 p.u.的定交流電壓控制，外環電流分量不超過低電壓穿越限值(如圖12(c)所示)。隨后在故障清除后可以看出功率、電壓、電流迅速恢復到初始值，暫態過程持續時間較短。

4 結語

本文從鋰電池、儲能變流器及換流變壓器參數設計、控制策略以及等值方法4個部分詳細闡述了大容量儲能電站的仿真建模方法，根據所提出的建模方法參照江蘇鎮江東部電網側百兆瓦儲能電站的系統實際設計參數，在PSCAD中搭建了大容量儲能電站的電磁暫態仿真模型。按照儲能系統接入電網的相關測試規范，對所搭建的儲能電站仿真模型進行充放電特性測試和故障測試，測試結果表明，所建模型具備大容量儲能電站接入電網側的外特性分析仿真能力。在未來的研究中，將利用本文所搭建的等值仿真模型進行大容量儲能電站在電網側的電壓、頻率響應研究和削峰填谷能力分析。