微电网储能系统的设计
日期：2021-11-25    浏览次数: 4059

　　设计了一种适用于380V交流微电网的锂电池组储能系统。该系统核心是具备功率双向流动功能的双向DC-DC变换器和双向DC-AC变换器的主电路及其控制部分。在Matlab/Simulink平台下进行了储能系统数值仿真，结果表明两变换器主电路及其控制部分各项指标满足要求，可行性强;最后通过试验，验证该系统相关指标满足微电网并网、孤岛工作模式下电能质量要求，系统运行安全可靠。

　　在全球日益严重的环境污染和能源短缺问题的背景下，新能源技术与微电网技术应运而生。结合我国自身现状和国外经验，将微电网[1]定义为：通过本地分布式电源(DG)、储能系统、能量变换装置及相关负荷等组成的特殊电网，在充分满足本地用户对电能质量和供电安全要求的基础上，实现电网的并网、孤岛模式运行[2]。并网模式指微电网与主网并联运行时，向主网输出或吸收能量，主网控制频率和电压等重要电能质量指标;孤岛模式指微电网管理系统进行孤岛检测[3]，发现主网含分布式电源的微电网运行与优化控制的合作研究(国家国际科技交流与合作专项)资助项目(2010DFB63200)，山西省高等学校中青年拔尖创新人才支持计划资助，山西省电力公司科技项目支持。

　　故障或电能质量不满足要求时，微电网可以与主网断开独立运行。此时，由本地微电源或储能系统向负荷供电，电压和频率等重要指标由微电网自身控制。因此，微电网孤岛运行及其两种模式切换过程中的电能质量问题成为关键。

　　微电网储能系统可以较好地解决此类问题，论文研究的重点为基于PWM控制技术的双向DC-DC变换器与双向DC-AC变换器及其控制的锂电池组储能系统。储能系统在其控制下于孤网模式进行放电，为微电网提供稳定的电压和频率支持，并网模式下进行充电储存能量。

　　微电网系统结构

　　设计的储能系统以确保微电网电能质量为目标，系统结构如图1所示。其中，储能介质的选择至关重要，锂电池组凭借其安全性能高、能量密度大及动作速度快等特性，成为大容量储能蓄电的最佳选择，本系统即使用单体标称容量为50A·h的锂电池组作为存储介质。

　　图1中，储能系统控制部分采集微电网相关信息进行系统计算和充、放电逻辑选择，生成多路PWM信号，对双向DC-DC变换器和双向DC-AC变换器实施控制，从而对储能系统工作模式与状态进行选择切换。其中，双向DC-DC变换器在充、放电过程中作为稳压接口电路调节锂电池组的蓄能和释能。双向DC-AC变换器将储能系统经LC滤波电路与可变负载连接，最后通过静态开关与主网相联。

　　储能系统建模

　　1.锂电池组数学模型

　　当前的大容量锂电池组研究中，电池组主要采用内阻模型[4]。内阻模型将电池组等效为理想电流源与电阻串联。储能系统中，锂电池组的端电压Ub和电池充电状态[5]SOC(StateofCharge)是系统的重要参量。计算公式为

　　2.双向DC-DC变换器

　　由于储能系统通过双向DC-AC变换器与交流母线联接时需要稳定的直流电压，而锂电池组充放电时出口电压变化幅度非常大，通常使用双向DC-DC变换器作为接口电路，实现DC-AC变换器直流侧电压的恒定。本系统选择双向半桥变换器作为DC-DC主电路[6]。

　　双向DC-DC变换器有充电和放电两种工作模式[7]。充电模式时DC-DC变换器工作在buck状态，能量由电网流向锂电池组，为其充电;放电模式时DC-DC变换器工作在boost状态，能量由锂电池组流向电网，锂电池组进行放电。

　　3.双向DC-AC变换器

　　双向DC-AC变换器既可以将直流电逆变为三相交流电，也可以将交流电整流为稳定的直流电。目前，主要有电压源型和电流源型变换器，电压源型变换器输出电压可控，而电流源型变换器输出电流可控。对于储能系统来说，一般要求其输出电压稳定，故本系统选择电压源型变换器[7]。

　　储能系统控制

　　系统控制主要包括能量管理系统逻辑、双向DC-DC变换器控制部分和双向DC-AC变换器控制部分，控制系统决定了储能系统的性能。

　　1.储能系统能量管理工作逻辑

　　微电网能量管理系统(EMS)决定微电网的运行模式，如图2所示。应当指出，锂电池组的荷电状态SOC不能直接测量，但是可以通过式(2)求得。

　　图2中，SOCmax为锂电池组最高荷电状态，即此时锂电池组饱合不可进行充电;SOCmin为锂电池最低荷电状态，此时锂电池组严重亏电不可进行放电;Pnet为孤岛内负荷功率需求量;Pmax为储能系统可提供的最大功率;Ubattery为锂电池的出口端电压;Ucharge为恒压、恒流充电状态的切换条件电压。

　　主网电能质量依据IEEE1547TM[8]相关标准进行判定。

　　2.双向DC-DC变换器控制

　　双向DC-DC变换器的作用是维持DC-AC变换器直流侧电压恒定。当储能设备充、放电时，DC-AC变换器直流侧电压始终恒定，可以减小DC-AC变换器控制系统的偏差，保持系统稳定，从而使交流侧输出或输入的频率和电压稳定，保证整个系统可靠运行。其控制框图如图3所示。

　　系统采用限功率恒流/恒压方式充、放电。在综合考虑储能设备状态和网侧直流电压状态后，选通Sboost或Sbuck开关信号即可实现双向功率流动功能。

　　3.双向DC-AC变换器控制

　　重点介绍双向DC-AC变换器逆变工作模式的控制。逆变工作模式选择V/f下垂控制策略，控制目标为DC-AC变换器交流侧三相电压与频率，控制结构如图4所示。

　　图4中，Ln、Cn及Rn分别为滤波器的电感、电容及电阻;Zn为负载阻抗(n=a、b、c);Vn为逆变器输出电压;iLn为其输出电流;un为负载电压;icn为流向滤波器电容电流;Snb为控制信号。

　　图4中，V/f下垂控制器主要由功率控制器和电压、电流双环控制器组成。首先通过采集负载电压和逆变器输出的电压和电流，计算出微电源输出的有功功率和无功功率，然后经功率控制器得到相应三相瞬时参考电压udref、uqref，最后通过电压、电流双环控制器产生开关信号，实现对DC-AC变换器的逆变工作模式控制。双向DC-AC变换器整流工作控制目标为直流侧电压，此处不再赘述。

　　双向功率流动功能控制方法与双向DC-DC变换器控制方法类似。整流和逆变两种工作模式各输出六路PWM控制信号，综合考虑储能设备状态和主网状态后，选通相应开关信号即可实现。

　　储能系统仿真分析

　　进行系统实现前，根据实际系统参数，在Matlab/Simulink环境中进行数值仿真，验证方案的可行性，为系统实现提供理论依据。

　　1.样机系统参数

　　储能系统样机及微电网主要参数如下：

　　锂电池储能装置单体额定电压为3.2V，标称容量为50A·h，150块串联，锂电池组出口额定电压为480V，额定功率为50kW，充放电限制电流为100A;双向DC-AC变换器直流网侧电压为648～852V。DC-AC交流网侧线电压为380(1±10%)V，频率为(50±0.2)Hz，开关频率为20kHz，滤波电感为1mH，滤波电容为510μF。

　　2.Matlab/Simulink数值仿真结果及分析

　　按照微电网储能系统结构与系统参数，在Matlab/Simulink环境下搭建微电网储能系统。并进行以下三种模式的仿真实验。

　　(1)孤岛模式

　　孤岛模式为系统工作于孤岛模式逆变状态下，微电网储能系统的设计PowerSystem由储能系统为微电网内负荷供电。实验过程中对负荷由10kW增加至20kW左右，对DC-AC交流侧三相电流进行观测，波形如图5所示。

　　对三相电压电流幅值、波形和频率进行观测，均满足电能质量标准，DC-AC直流侧电压在DC-DC变换器控制下保持在648～852V有效范围内。

　　(2)并网模式

　　并网模式由主网对微电网内负荷和储能系统供电，储能系统工作在整流充电模式。对DC-AC变换器直流侧电压、锂电池池组充电电流进行观测。经分析，三相电压电流幅值、波形和频率均满足电能质量标准，DC-AC变换器直流侧电压在DC-DC变换器控制下保持在648～852V有效范围内，锂电池组充电电流在DC-DC变换器恒流控制下在限流范围内正常工作。

　　(3)模式切换

　　并网与孤岛两种运行模式切换过程中的电能质量是储能系统的一个重要指标。分别在仿真时间0.05s时进行孤岛至并网模式切换和并网至孤岛模式切换。经分析，两种模式相互切换时，电能质量在切换瞬间出现幅度和波形的瞬间波动，但交流网侧电压波形和频率均满足电能质量要求。

　　通过Matlab/Simulink数值仿真，储能系统控制达到相关标准，有待系统试验验证。

　　系统样机试验结果与分析

　　对试验系统的实际运行效果，进行了2组储能系统孤岛模式下带负荷放电试验，1组并网模式下整流充电试验和2组模式切换试验。

　　1)储能系统孤岛模式下带负荷放电试验，三相平衡负荷：Ra=29.4Ω，Rb=30.3Ω，Rc=30.11Ω。

　　2)储能系统孤岛模式下带负荷放电试验，三相平衡负荷：Ra=20.1Ω，Rb=20.1Ω，Rc=19.9Ω。

　　3)并网与孤岛模式切换试验，DC-AC变换器交流侧三相电压波形如图6所示。

　　通过分析储能系统孤岛模式下带负荷放电试验结果，储能系统在V/f下垂控制下逆变输出三相交流相电压，有效值为215V，频率为49.96Hz，均达到标准要求;分析储能系统并网模式下整流充电试验结果，双向DC-AC变换器直流侧电压在整流控制下维持在有效值690V，达到标准要求;分析图6中两种模式间切换试验结果，交流电压有效值分别为225.84V和226.38V，均在电能质量标准电压220(1±5%)V范围内，频率50Hz亦满足标准要求。

　　结束语

　　运用Matlab/Simulink数值仿真实验，验证储能系统中双向DC-DC变换器和双向DC-AC变换器的功率电路及其控制部分各项指标满足要求，验证了系统的可行性。并通过样机试验，验证系统相关指标满足微电网并网、孤岛工作模式和不同模式切换过程的电能质量要求，系统运行稳定。但在当前全球能量短缺的背景下，系统能否在包含太阳能、风力发电单元等多种形式微电源的复杂微电网环境中，在更加完善的上层能量管理系统控制下安全、稳定和高效运行，应该是下步继续完善的主要方向。

　　参考文献

　　[1]王成山，杨占刚，等.微网实验室系统结构特征及控制模式分析[J].电力系统自动化，2012，34(1)：99-103.

　　[2]鲁宗相，王彩霞，等.微电网研究综述[J].电力系统自动化，2007，31 (19)：100-106.

　　[3]郭小强，邬伟扬.微电网非破坏性无盲区孤岛检测技术[J].中国电机工程学报，2009，29 (25)：7-12.

　　[4]Liu Xiong，Wang Peng，Loh Poh Chiang，et al.A hy-brid AC/DC micro-grid and its coordination control[J].IEEE Transactions On Smart Grid，2011，2(2)：278-286.

　　[5]刘浩.纯电动汽车用锂离子电池 SOC 估算方案的研究[J].电气应用，2010，29 (12)：54-58.

　　[6]赵玉叶.超级电容器直流储能系统的分析和设计[D].秦皇岛：燕山大学，2011.

　　[7]徐伟.磷酸铁锂动力电池组充电系统的设计与实现[J].电气应用，2011，30 (19)：50-53.

　　[8]IEEE Std 1547 (TM) —2003 IEEE standard for inter con-necting distributed resources with electric power systems[S].

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