在线供电模式的移动储能装置控制策略研究

2018-06-05

电气开关 2018年5期

(国网宁德供电公司，福建宁德 352100)

1 引言

为了保证重要场所的供电可靠性，广泛采用了移动式应急电源车，移动式应急电源车在政治保电、城市电网应急、对抗重大自然灾害以及电力紧缺地区临时用电等中发挥了很大的作用，虽然目前储能技术有了很大的进展，国内外在储能系统并离网切换上的研究有了很大的进展，但是要做到真正地无缝切换还是很困难的，尤其是对于更大功率的储能装置系统。本文所研究的储能装置可以实现对负载不间断供电。在线供电模式的移动储能装置能够实现负载的不间断供电[1]。这对于国家政治和经济的发展都有特别重大的意义。

2 储能系统拓扑结构

大容量移动式储能系统拓扑[2-3]如图1所示，主要由储能单元、交直流变换单元以及监控系统三部分构成。

3 储能装置控制策略

3.1 并网模式下控制策略

PCS并网运行时，直接采用电网频率和电压作为支撑，可根据需要对输入输出功率、直流侧电压或充放电电流进行有效控制[4-6]。

(1)恒功率充放电控制

恒功率(P/Q)控制的目的是使储能系统输出的有功和无功功率维持在其参考值附近。储能系统并网运行时，直接采用电网频率和电压作为支撑，根据上级控制器发出的有功和无功参考值指令，储能变流器按照P/Q控制策略实现有功、无功功率控制，其有功功率控制器和无功功率控制器可以分别调整有功和无功功率输出，按照给定参考值输出有功和无功功率，以使储能系统的输出功率维持恒定。P/Q控制框图如图2所示。

图1 储能系统拓扑结构图

图2 P/Q控制框图

图2中，Pref、Qref分别为功率给定参考值；P、Q分别为功率实测值；idref、iqref分别为交流侧电流dq轴分量的参考值；id、iq分别为交流侧电流dq轴分量的实际值；ud、uq分别为逆变器输出电压dq轴分量的实际值；udl、uql分别为逆变器输出电压dq轴分量的参考值；L为交流侧耦合电感；θ为电压初始相位角。

要实现上述控制，首先要进行有功和无功的解耦，将AC/DC变流器输出的三相ABC坐标系中的电压电流分量变换到同步旋转dq坐标系中的分量，并使q轴电压分量uq=0，则逆变器输出功率可以表示为：

(1)

功率给定参考值Pref、Qref与实际测量值P、Q之间的差值在PI调节器作用下，为逆变器输出电流提供参考值idref、iqref。输出电流参考值和电流实际值id、iq的差值在PI调节器作用下，为逆变器输出电压提供参考分量，同时，根据逆变器出口滤波电感参数L，计算dq轴电压耦合分量ωLid、ωLiq，通过叠加，得到逆变器输出电压参考值udl、uql，再经过坐标变换，将其转化为三相abc坐标分量，对逆变器进行控制。

(2)直流侧恒压控制

储能变流器直流侧恒压控制的目的是使储能系统直流母线电压维持在参考值附近。外环采用直流电压PI调节，维持电池电压的恒定。电压给定值为储能电池允许的电压值，电压实际值由测量元件直接测得直流母线电压。恒压控制框图如图3所示。

图3 AC-DC的恒压控制框图

图3中，Vref为直流电压参考值；Vdc为直流电压实测值；其余变量含义与图2中相同。

电流内环无功电流的参考值由有功电流参考值和功率因数求取：

(2)

直流电压参考值Vref与实际测量值Vdc之间的差值在PI调节器作用下，为逆变器输出d轴电流提供参考idref。q轴电流参考值由式(2)计算得到。输出电流参考值和电流实际值id、iq的差值在PI调节器作用下，为逆变器输出电压提供参考分量，同时，根据逆变器出口滤波电感参数L，计算dq轴电压耦合分量ωLid、ωLiq，通过叠加，得到逆变器输出电压参考值udl、uql，再经过坐标变换，将其转化为三相abc坐标分量，对储能变流器进行控制。

(3)直流侧恒流控制

储能变流器直流侧恒流控制的目的是使储能系统直流母线电流维持在参考值附近。外环采用直流电流PI调节，维持储能电池输入/输出电流的恒定。电流给定值必须在储能电池允许范围内，实际值由测量元件直接测得。恒流控制框图如图4所示。

图4中Iref为直流电流参考值；Idc为直流电流实测值；其余变量含义与图2中相同。

3.2 离网模式下控制策略

PCS离网运行时，独立为负荷供电，通常采用电压/频率(V/f)控制方法，控制交流侧的电压和频率为系统提供稳定的电压和频率支撑。V/f控制的基本思想是无论储能系统的输出功率如何变化，其出口电压的幅值和频率均不会发生变化。

图4 恒流控制框图

本次设计中采用电压电流双闭环控制，以输出电压为外环控制，滤波电感电流为内环控制，如图5所示。图5中，uref为给定电压参考值；udref、uqref分别电压参考值的dq分量；idref、iqref分别为交流侧电流dq轴分量的参考值；id、iq分别为交流侧电流dq轴分量的实际值；Vd、Vq分别为逆变器输出电压dq轴分量的实际值；Vsd、Vsq分别为逆变器输出电压dq轴分量的参考值；Ls为交流侧耦合电感；f为给定频率指令；ω为电压初始电角度；θ为电压相位角。

该控制策略，在电压闭环的基础上，又增加了电流内环，实现了既对输出电压有效值进行控制，又对输出电流的波形进行控制。电压外环控制为交流侧提供电压支撑，电感电流内环控制能够快速跟踪负荷变化，提高动态响应速度。

图5 电压电流双闭环控制框图

4 系统仿真与分析

以250kW储能装置为例进行仿真研究，仿真电路如图6所示。

为了验证在线供电模式的移动储能装置控制策略的正确性，通过MATLAB/Simulink仿真软件对储能装置系统进行仿真[7]。主要是对以下三种情况进行仿真研究：电网电压正常，电网电压不正常，离网运行。其中电网电压不正常中的电网电压突然断电的情况最能体现储能系统能实现不间断供电的作用。

图6 在线供电模式的移动储能装置仿真电路

4.1 电网电压正常

图7和图8为并网充电满载运行时电池电流、电网电流和直流母线电压的仿真波形。由图7可见，在电网电压正常时，电池电流和电网电流均正常；由图8可见，在满载充电情况下，直流侧端电压略低于750V。稳态时，直流电压波动峰峰值为2V，直流电压纹波为0.27%，满足纹波要求。

注：图中Vc为电网电压；Ig为电网侧电流；Ibat为电流侧电流；Udc为直流母线电压。图7 充电时电网电流与充电电流波形

图8 充电时的直流母线电压波形

4.1.1 电网电压不正常

电网电压不正常包括电网电压突变和过欠压、三相不平衡、电网电压含谐波。

①网电压突变和过欠压

图9所示为充电时电网电压突变以及过欠压时候的电网电流和电池电流波形，在0.1s前电网电压正常，0.1s时电网电压突升为正常电压的115%，0.2s时突降为正常电压的85%。可以看到在电网电压突升突降时电池电流均有一定的振荡，但震荡幅值较小，在10ms以内能恢复稳定，系统仍然能够正常工作。电网过压和欠压恢复稳定时的电流谐波畸变率分别为2.51%、2.13%。均能满足谐波畸变率的要求。

图9 电压突变时电网电流和电池电流波形

②网电压不平衡

图10所示为电网电压不平衡时的电池电流和并网电流波形，由于不平衡时电压中有很大的负序分量，可以看到输出三相电流略有不平衡，且THD=4.66%。由于负序电压会产生高一次的功率波动，导致直流侧电池电流出现了较高的2次电流纹波，电流纹波为5.22A。可以在指令中注入一定的负序电流，保证负序电流和正序电压的乘积与正序电流和负序电压乘积相差180度，从而相互抵消。

图10 电压不平衡时电网电流和电池电流波形

③电网电压含大量谐波

图11所示为电网电压中存在6%5次谐波，5%7次谐波时的电网电流和电池电流波形。可以看到电网电流中5、7次电流谐波明显增加，并网电流THD=3.96%，仍能满足5%要求。电网电压含有较大的5、7次谐波时，在直流侧主要引起6次(300Hz)的电池电流纹波，因此可以在直流母线电容旁并联一个谐振频率为300Hz的LC串联谐振回路，用来吸收300Hz的电流纹波。由图可见，在直流侧加入谐振回路后，谐振回路将电池电流中的300Hz纹波吸收，电池电流纹波在4A以内，和电网正常时电池电流纹波大小相同。

图11 电压含谐波时电网电流和电池电流波形

④电网电压突然断电

图12为系统满载运行，电网电压突然断电时电池电流和电网电流以及负载电压电流的仿真波形。先对系统进行充电启动，0.2s时断开电网电压，0.4s重新接入电网电压。由图12可见，电池电流基本没有超调。由图14可见三相负载端电压在电网电压断开瞬间稍有波动，但是并不影响负载正常运行，输出电流影响甚微，系统正常运行。

图15为放电时充电电流波形。由图(a)、(b)可知放电电流含有较大的25Hz(0.62A)、150Hz(0.41A)，300Hz(0.37A)、2850Hz(0.24A)、3150Hz(0.2A)电流纹波，电流总的纹波小于3A，直流电流纹波为0.7%，满足纹波要求。

5 总结

本文设计了在线供电模式的移动储能装置的系统拓扑结构，该系统能够保证系统的不间断供电，保证了系统的供电可靠性，对变流器并网、离网控制策略进行分析研究，介绍变流器的并/离网控制方式，根据储能电站并/离网特点，并网运行时，直接采用电网频率和电压作为支撑，可根据需要对输入输出功率、直流侧电压或充放电电流进行有效控制。PCS离网时，储能系统独立为负荷供电，通常采用电压/频率(V/f)控制方法，控制交流侧的电压和频率为系统提供稳定的电压和频率支撑。运用MATLAB/Simulink软件对储能系统在电网电压正常，电网电压不正常进行仿真分析。仿真结果表明，在电网电压不正常的情况下，储能系统仍能正常工作，保证负载不间断运行，验证了储能控制策略的有效性。