含直流儲能的雙端柔性直流輸電技術提高微網并網穩定運行能力的研究

申明, 張曉斌

(西北工業大學 自動化學院, 陜西 西安　710072)

微網是由分布式電源、儲能裝置、負荷、能量轉換裝置及監控保護裝置等整合而成的小型發、配電系統[1-2]。將分布式電源以微網的形式接入配電網是充分利用分布式電源的有效手段，由于分布式電源輸出功率具有較大的波動性和隨機(間歇性)性，當微網通過靜態開關接入配電網，會在電網公共連接點(point of common coupling，PCC)處引起功率波動和改變電網潮流分布，進而會影響配電網的電壓和頻率的穩定[3-4]。

近年來，國內外學者對如何平抑分布式發電出力的間歇性和波動性進行了大量研究，一種方式是在微網并網時，微網內各分布式電源采用PQ、V/f、下垂等控制策略對自身出力進行調節，保持PCC點處的功率平衡。但是，隨著負荷減輕，各分布式電源的出力被限制，不能滿額輸出，造成了浪費[5-7]，若微網發生非永久性故障將導致PCC點三相電壓跌落或不對稱。另一種方式是采用分布式或集中式儲能實施平抑，儲能設備通過電壓源變流器(voltage source converter,VSC)可實現四象限靈活運行，起到平抑微網功率波動、“削峰填谷”和不間斷供電等作用。但是，儲能設備的初始投資和運行費用較高，導致微網運行經濟性降低，因此在保證微網運行特性的前提下，應盡量減少儲能設備的用量[8-10]。

柔性直流輸電(voltage source converter-low voltage direct current,VSC-LVDC)技術是一種新型的輸電技術，具有功率雙向傳輸,可向無源網絡供電，易于構成多端直流系統等優點，在對輸送的有功功率進行快速控制的同時還能動態補償無功功率，穩定交流母線電壓，提高故障穿越能力，非常適用于微網并網[11-14]。因此將VSC-LVDC與儲能裝置結合用于微網并網，既實現平滑PCC點處的功率波動，又維持了配網的功率潮流分布，還可提高故障穿越能力[15-17]。

本文在分析微網接入對配電網影響的基礎上，針對10 kV電壓等級的區域微網并網，采用集中式儲能配置方式，研究了一種含直流儲能的柔性直流輸電并網接口系統，提出了基于兩段式充電的矢量解耦三環控制策略和蓄電池充放電切換控制方案，并對系統進行仿真分析，結果表明能有效控制交換功率，保持配電網輸送功率方向與大小的恒定，抑制分布式電源和負荷變化引起的功率波動，提高蓄電池使用性能，保證了配電網PCC點處的電壓與頻率穩定。

1　柔性并網接口系統結構

柔性并網接口系統由配網側換流器(VSC1)、微網側換流器(VSC2)和儲能單元組成，如圖1所示，換流器采用三相兩電平結構。圖中，Ls1,s2為濾波電感,us1abc為配網三相交流電壓,is1abc為配網側三相交流電流,uc1abc為換流器VSC1交流側三相電壓,us2abc為微網三相交流電壓,is2abc為微網側三相交流電流,uc2abc為換流器VSC2交流側三相電壓,uB為蓄電池組端電壓,iB為流經蓄電池的電流,SOC為儲能單元荷電狀態(state of charge,SOC)。系統工作時,通過控制VSC1可以實現配網PCC點處的功率大小與方向的恒定,控制VSC2實現儲能單元充放電與功率傳輸,平抑微網功率波動,維持微網內的功率平衡。

圖1　柔性并網接口系統結構圖

2　柔性并網接口數學模型

2.1　兩端換流器數學模型

設電網電壓三相對稱, 濾波電感Ls1,Ls2為線性且不飽和,兩側VSC參數相同,且控制獨立,因此兩側換流器可以看成2個獨立且相似的系統,可只對一側系統進行分析,圖2為配網側換流器具體結構,圖中,udc1為VSC1直流側電壓,idc為VSC1直流側電流,ic為流經電容的電流,id為流經直流母線的電流。

依據基爾霍夫電壓電流定律建立電路方程,并取電感電流和電容電壓為狀態變量,可得配網側換流器狀態方程如下:

圖2　配網側換流器結構圖

(1)

對(1)式進行Clark和Park變換,可得到dq坐標系下狀態方程,為:

(2)

式中,is1d,is1q為VSC1交流側三相電流的d,q軸分量,us1d,us1q為PCC點處電網三相電壓的d,q軸分量,uc1d,uc1q為VSC1交流側三相電壓的d,q軸分量。

同理,可推得微網側換流器在dq坐標系下的狀態方程:

(3)

式中,is2d,is2q為VSC2交流側三相電流的d,q軸分量,us2d,us2q為PCC點處微網三相電壓的d,q軸分量,uc2d,uc2q為VSC2交流側三相電壓的d,q軸分量,udc2為VSC2直流側電壓。

2.2　儲能單元數學模型

儲能單元采用蓄電池組,使用可控電壓源和固定電阻串聯構建的恒內阻模型進行等效,等效電路如圖3所示。

圖3　蓄電池恒內阻模型等效電路

此模型將蓄電池內阻的變化轉化為電的變化,能夠模擬蓄電池的充放電特性,其開路電壓通過非線性方程來計算,其電壓方程如下:

充電電壓:

(4)

放電電壓:

(5)

2.3　傳輸功率關系

根據直流網絡分析方法,系統直流側電壓電流關系如下所示:

(6)

根據瞬時無功功率理論和Park變換,忽略系統內阻和變流器損耗,將d軸定位在PCC處電壓相量時,可以得到穩態時換流器交流側注入換流器的有功功率、蓄電池吸收的有功功率之間的關系(規定吸收功率為正,發出功率為負),如(7)式所示:

(7)

式中,Pgrid為VSC1從配網吸收的功率,Pmicro為VSC2向微網送出的功率,PB為儲能單元吸收的功率。

從上述數學模型可知,配網與微網注入與吸收的功率不同時,將改變直流母線電壓,當直流母線電壓升高至蓄電池充電電壓時,蓄電池進行充電吸收功率,反之,則放電發出功率,從而維持直流側功率平衡。由于要保證配網側功率恒定,微網側的功率波動會引起蓄電池充放電狀態的切換,從而降低了蓄電池的使用壽命,因此需要協調功率傳輸與充放電的控制,保證配網與微網的功率平衡和蓄電池的使用性能。

3　并網接口系統控制策略

并網接口系統主要具有2個作用:①在并網時,配網與微網之間雙向功率傳輸,并且保證微網功率波動時配網側PCC點的電壓穩定;②對蓄電池進行充放電控制,以平抑微網側的功率波動,并且實現并離網的柔性切換。因此,并網運行時,使配網側換流器處于主控地位,保證其交換功率的恒定,而蓄電池與微網側換流器處于被動地位,依據配網指定輸送功率、微網吸收的功率和SOC,改變直流側電壓,控制蓄電池充電或放電;在離網運行時,配網側換流器將會切斷觸發脈沖,斷開與配網的連接,微網側換流器與蓄電池構成集中式儲能并網單元,向微網提供電壓與功率支撐。

3.1　配網側換流器控制策略

圖4　配網側換流器控制框圖

3.2　微網側換流器控制策略

圖5　微網側換流器控制框圖

3.3　儲能單元充放電控制策略

蓄電池作為并網系統的重要組成部分,其是否合理地充、放電將直接影響微網并網的運行性能和蓄電池的使用性能。離網時,蓄電池與換流器VSC2構成了常規的儲能充放電裝置,其控制采用PQ控制方式即可實現蓄電池的充放電;在并網時,功率傳輸與充放電兩者之間需要綜合考慮,因此本文主要對并網狀態下蓄電池的控制進行研究,為了提高蓄電池的使用壽命,充電方式采用兩階段充電,放電方式采用恒功率放電,其控制框圖如圖6所示。

圖6　蓄電池充放電控制框圖

1) 當Pgrid>-Pmicro,說明配網向微網傳送的功率大于微網所需功率,則差額部分用于向蓄電池進行充電,此時先檢查蓄電池電壓狀態,如果蓄電池電壓己達到滿充電壓上限值,則不管功率多余多少都不予以充電;如果蓄電池電壓沒有超過限值,則給蓄電池充電;然后根據蓄電池SOC狀態判斷選擇恒流充電或恒壓充電,如果SOC≥95%,則選擇恒壓充電,反之選擇恒流充電;

2) 當Pgrid<-Pmicro,說明配網傳送的功率小于微網所需吸收的功率,蓄電池進入放電狀態,此時先檢查蓄電池電壓,如果蓄電池電壓己低于過放電壓下限值,則不予以放電;如果蓄電池電壓沒有超過限值,則蓄電池恒功率放電;

3) 當Pgrid=-Pmicro,說明配網傳送的功率等于微網吸收的功率,則蓄電池不進行充放電。

圖7　蓄電池充放電切換控制策略

當Pmicro>0時,說明微網內分布式電源發出的功率超出微網內負荷的需要,此時微網向配網輸送功率或者兩端同時向蓄電池充電,若同時向蓄電池充電,則兩端換流器的控制策略不變;若向配網輸送功率,則只改變VSC1功率的傳送方向,其余控制方法與Pmicro<0時一致。

4　仿真分析

為了驗證所提控制策略的正確性,通過MATLAB仿真軟件對圖1所示的并網接口系統進行了仿真分析,仿真模型參數如表1所示。對電壓、電流、功率進行標幺化,取基準交流電壓為0.4 kV,基準直流電壓為0.8 kV,基準額定容量為0.5 MVA。

表1　系統仿真模型參數

圖8為Pgrid>-Pmicro時,配網側、微網側的功率波形和蓄電池充電工作時的波形。初始工作時,采用蓄電池恒流充電方式,蓄電池充電電流為30A,蓄電池初始電量為94.985%,經過一段時間充電,當SOC=95%時,切換為恒壓充電,充電電壓為0.945。在起始工作過程中,SOC保持上升狀態,當t≈2 s時,SOC達到95%,此時將恒流充電方式切換為恒壓充電方式,電壓給定值由0.932跳變為0.945,在經過0.2 s后,直流側電壓跟隨上給定值;在切換過程中,電流有較大的跳變,充電電流峰值達到78 A左右,然后隨著蓄電池電壓的升高,充電電流逐漸減小,達到恒壓浮充狀態。當蓄電池充電方式進行切換時,配網側傳送功率未產生跳變,而且傳送功率一直跟隨給定值,但產生了一定的波動;而微網側接收的功率小于配網側傳送功率,功率之間的差額用于向蓄電池充電,在充電方式進行切換時,由于蓄電池充電電流跳變,微網側接收的功率產生了一定的波動;在整個工作過程中配網側PCC點電壓一直保持在1.05,沒有產生波動。

圖8　Pgrid>-Pmicro時,系統工作波形

圖9為Pgrid<-Pmicro時,通過并網變流器向微網輸送功率時的功率波形。初始工作時,蓄電池為恒壓充電方式,初始電量為96%,充電電壓為0.975,當t=2 s時,微網側突加負載,使得Pgrid<-PM,從而蓄電池切換為恒功率放電,保證微網側的功率平衡。當t<2 s,蓄電池處于充電狀態,此時配網側傳送功率保持恒定,微網側接收功率小于配網側輸送功率,蓄電池SOC保持上升狀態,;當t≥2 s時,微網側所需功率超出配網側傳送功率,此時蓄電池由充電狀態轉換為放電狀態,SOC由上升轉為下降,配網側傳送功率保持不變,而微網側接收功率由0.98上升到1.04,超出的0.04由蓄電池提供功率。

圖10為微網側發生三相短路故障時,未含直流儲能的并網接口配網側PCC點處功率與母線電壓波形。圖中t=1.5 s時微網側發生三相短路故障,持續時間為0.12 s。從圖中可以看出,當發生三相短路故障時,配網側PCC點處傳送功率下降為0,經過約0.3 s后恢復功率傳送,且母線電壓產生較大的波動,波動幅度約為2%。

圖11為并網變流器工作于恒壓充電傳輸模式,且微網側發生三相短路故障時,含直流儲能的并網接口配網側PCC點處功率與母線電壓波形。當t=1.5 s時微網側發生三相短路故障,持續時間為0.12 s。從圖中可以看出,當發生三相短路故障時,配網側PCC點處傳送功率下降到0.8,經過0.3 s后恢復功率傳送,且母線電壓產生0.5%波動。

圖9　Pgrid<-Pmicro時,系統工作波形　　圖10　未含儲能單元時微網側故障配網側電壓與功率波形　圖11　含儲能單元時微網側故障配網側電壓與功率波形

由以上分析可以看出，含直流儲能的柔性并網接口通過對直流側電壓的控制，實現功率的傳送和蓄電池的充放電，在微網所需有功功率增加時，儲能裝置提供有功，而有功功率降低時，儲能裝置吸收有功，實現微網的穩定控制，保證配網側的功率恒定，抑制電壓波動。當發生三相短路故障時，能夠平抑配網側母線電壓的波動，減小配網側功率波動幅度，較快恢復配網側PCC點的電壓與功率傳送，起到改善電能質量的作用。

5　結　論

在分析VSC-LVDC工作特性與儲能裝置作用的基礎上，研究了一種含直流儲能的柔性并網接口，建立了其數學模型，依據數學模型提出了基于階段充電的雙矢量控制策略，搭建了區域微網并網系統仿真模型，實現了直流側儲能單元的充放電與雙端功率傳輸控制，仿真結果說明通過控制VSC-LVDC的直流母線電壓，能夠實現蓄電池的充放電，進一步能夠平抑微網內功率波動造成的配網側PCC點電壓與功率波動，保持配網的功率潮流分布，減小微網并網時對配網造成的擾動，而且能夠有效隔離微網故障，減小微網故障對配網造成的影響。