光儲微電網中儲能逆變端短路特性研究

高建勛

（廣東電網有限責任公司韶關供電局，韶關 512000）

引言

以太陽能發電為代表的新能源受自然條件約束，其輸出功率具有隨機性、間歇性與波動性。隨著新能源發電站裝機規模不斷增長，系統等效慣量減小以及調頻能力減弱等問題給配電網繼電保護帶來新的挑戰[1,2]。電網對靈活性調節電能資源的需求越來越迫切。引入電池儲能系統（Battery energy storage system, BESS）是一種有效平抑新能源電站出力波動的方案。自2021年起，已經有多地發布要求或鼓勵分布式光伏配建儲能的政策，屋頂分布式光伏項目逐步由“單一光伏”向“光伏+儲能”建設方式轉變，以確保電網安全運行和用戶供用電安全[3,4]。

BESS作為分布式能源的配套設備廣泛應用后，其對配電網短路電流水平的影響也慢慢地受到學者們關注。文獻[5]分析了不對稱短路故障下影響BESS輸出電流的因素，提出一種適用于不對稱短路故障下短路電流迭代算法。文獻[6]針對大型儲能電池簇內、簇間極間短路故障進行分析，提出一種基于熔斷器的保護配置方案。文獻[7-8]對比分析了控制器外環參數、濾波環節參數與直流側等效儲能等主要因素對暫態短路輸出特性的影響。文獻[9]探討了故障位置、直流側輸入功率、無功功率、系統短路容量與接入臺數對逆變型新能源電源故障特性的影響。

在此背景下，本文基于MATLAB/Simulink軟件搭建含分布式光伏電站、分布式儲能電站的微電網系統仿真平臺，研究不同故障下BESS輸出短路電流，對比分析不同儲能接入容量、并離網運行狀態等相關因素對儲能電站逆變端短路故障的影響，為儲能接入的配電網保護控制提供分析基礎。

1 光儲微電網系統結構

含分布式光伏電站、分布式儲能電站的微電網系統結構如圖1所示。系統由分布式光伏電站、BESS、負荷、微網控制器，并網開關以及配電網組成[10]。其中光伏電站與BESS采用單級式變換器結構將直流電變換為交流電后經LC濾波器、并網開關、變壓器并入配電網。

圖1 含分布式光伏電站、儲能電站的配電網系統結構圖

正常運行時，光伏電站工作于MPPT模式，BESS工作于恒功率模式，其功率值由中央微網控制器基于本地負荷進行設定，有功功率關系如式（1）。

式中：

PPCC—并網開關處功率；

PPV1、PPVn—光伏電站1、光伏電站n的發電功率；

PB1、PBn—儲能電站1、儲能電站n發出或吸收的功率；

PLoad—本地負荷功率。

中央微網控制器對上連接調度主站，對下管理控制光伏電站、儲能電站、并網開關、負荷開關等設備，通過對下端設備的數據（如電壓、電流、功率、狀態等）采集，實現系統狀態感知、儲能充放電管理，調節光伏目標功率等控制，維持微網內功率的平衡。

2 BESS變流器控制策略

BESS由電池儲能單元、變流器、LC濾波器、電池管理與監控單元組成，電池儲能單元由多個電池單體串并聯構成，通過儲能變流器將直流電變換為一定電壓等級的交流電后并入配電網[11]。

BESS變流器拓撲如圖2所示，儲能電池輸出的直流電經三相全橋變流器后接LC濾波器并入電網。圖中Lf、Cf分別表示濾波電感和濾波電容；PCC為三相并網開關；uBabc、iBabc分別表示BESS側三相并網電壓與三相并網電流；PB、QB分別表示變流器輸出有功功率與無功功率。

圖2 儲能變流器拓撲結構

BESS變流器采用PQ雙閉環控制策略[12]，即功率外環、電流內環的控制結構。控制器將采集的三相電壓與三相電流信號進行PQ計算后獲得變流器輸出功率值PB、QB，將其與參考功率Pref、Qref作比較后經PI環節輸出內環參考電流信號Idref與Iqref。其中參考功率由微網控制器給定。

式中：

Kp1、Ki1、Kp2、Ki2—PI環節控制參數。

三相并網電流iBabc通過abc-dq0坐標變換轉化為dq軸電流Id、Iq，再與內環參考電流信號比較后經過PI環節與前饋解耦環節輸出dq軸下的參考電壓信號。dq軸參考電壓經坐標反變換和SVPWM調制輸出三相全橋的導通與關斷信號，從而控制BESS按照給定的參考功率輸出。文中BESS按照單位功率因數輸出有功功率。

3 不同短路故障的仿真分析

在圖1所示的BESS逆變端進行不同短路故障的仿真。設置在仿真運行0.2 s時發生故障，故障持續時間為0.1 s，故障前系統運行于穩態，光伏工作在MPPT模式，最大發電功率為250 kW，本地負荷300 kW，為平抑功率波動，微網控制器設定儲能運行于放電模式，放電功率可調節。由于配電網中單相接地故障發生頻率較高，三相接地故障影響嚴重，文中重點研究BESS逆變端發生單相接地故障和三相短路故障場景下的配電網短路運行特性。分別從逆變端儲能側、逆變端母線側分析故障電壓、故障電流的特征。

3.1 并網單相接地短路故障特性

并網開關閉合時，單相短路接地故障（以A相為例）仿真波形如圖3所示。

從圖3（a）中可以看出，（0.1～0.2）s過程中系統正常運行，單相對地電壓幅值為310 V，0.2 s時系統發生A相接地短路故障，故障相電壓降低，非故障相電壓保持不變。圖3（b）、圖3（c）分別為逆變端儲能側、逆變端母線側三相電流波形，（0.1～0.2）s時正常運行，單相對地電流幅值為110 A，圖3（b）A相接地短路故障后，三相電流波形發生畸變，最大約為額定電流的5倍。圖3（c）中A相對地電流上升到額定電流的90倍，B 相、C 相對地電流最大約為額定電流的5倍。0.3 s故障切除后，系統恢復正常運行。

圖3 單相短路接地故障（以A相為例）的仿真波形圖

3.2 并網三相接地短路故障特性

并網開關閉合時，三相短路接地故障的仿真波形如圖4所示。

從圖4（a）中可以看出，（0.1～0.2）s過程中系統正常運行，單相對地電壓幅值為310 V，0.2 s時系統發生三相接地短路故障，三相電壓急劇下降。圖4（b）、（c）分別為逆變端儲能側、逆變端母線側三相電流波形，（0.1～0.2）s時正常運行，單相對地電流幅值為110 A，圖4（b）中B相、C相電流突變，隨后三相電流穩定，最大約為額定電流的5.5倍。圖4（c）中三相對地電流上升到額定電流的135倍。0.3 s故障切除后，系統恢復正常運行。

圖4 三相短路接地故障的仿真波形圖

表1 系統參數

3.3 離網單相接地短路故障特性

并網開關斷開時，單相短路接地故障（以A相為例）的仿真波形如圖5所示。

從圖5（a）中可以看出，（0.1～0.2）s過程中系統正常運行，單相對地電壓幅值為310 V，0.2 s時系統發生A相接地短路故障，A相電壓大幅度下降，B相、C相電壓小幅度上升。圖5（b）、（c）分別為逆變端儲能側、逆變端母線側三相電流波形，（0.1～0.2）s時正常運行，單相對地電流幅值為110 A，故障發生后，三相電流發生畸變。圖5（b）中三相電流突變，隨后逐漸穩定。圖5（c）中A相電流大幅上升到額定電流的10倍，B、C相電流與逆變端儲能側電流波形一致。0.3 s故障切除后，經0.02 s系統恢復正常運行。圖5（d）為A相接地短路后儲能并網功率，正常運行時，儲能放電，放電有功功率為50 kW，故障后儲能輸出功率在放電165 kW至充電40 kW間大幅度波動。

圖5 單相短路接地故障（以A相為例）的仿真波形圖

3.4 離網三相接地短路故障特性

并網開關斷開時，三相短路接地故障的仿真波形如圖6所示。

從圖6（a）中可以看出，（0.1～0.2）s過程中系統正常運行，單相對地電壓幅值為310 V，0.2 s時系統發生三相接地短路故障，三相電壓急劇下降。圖6（b）、（c）分別為逆變端儲能側、逆變端母線側三相電流波形，（0.1～0.2）s時正常運行，單相對地電流峰峰值為110 A，圖6（b）中三相電流突變，隨后三相電流穩定，最大約為額定電流的5.5倍。圖6（c）中三相對地電流上升到額定電流的7倍。0.3 s故障切除后，經0.15 s系統恢復正常運行。圖6（d）為三相接地短路后儲能并網功率，正常運行時，儲能放電，放電有功功率為50 kW，故障期間儲能輸出功率在1 kW附近，故障消除后，儲能輸出功率大幅波動，在故障消除0.15 s后輸出功率恢復穩定。

圖6 三相短路接地故障的仿真波形圖

4 結論

本文在考慮儲能典型并網控制的基礎上，從仿真模型的角度分析儲能逆變端在短路故障發生、故障切除全過程中的輸出特性，通過對比仿真得出以下結論：

1）不同接入容量的BESS對逆變端母線側的故障電流無影響。

2）并離網狀態下，針對不同的短路故障，逆變端儲能側故障電流與并離網狀態無關，逆變端母線側故障電流在系統并網運行時，三相電流變化幅度大，最大可達到離網運行故障電流的20倍。

3）單相短路故障發生時，逆變端三相電流波形均會發生畸變，故障期間控制策略將會失效。

4）三相短路故障發生時，逆變端三相電流波形均能維持正弦波形，離網狀態下，在故障切除后系統需要一定的時間才能恢復正常運行。