CN105552945A - 电池储能系统 - Google Patents
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Abstract
本发明提供电池储能系统，建立串联型、并联型及串/并联型锂离子大容量电池系统的等效电路模型；采用扩展卡尔曼滤波法对大容量电池系统进行荷电状态估计；提出风力机不工作时孤网系统稳定运行控制策略，分析了电池储能系统工作原理，根据电池系统工作特性并结合传统下垂控制策略，提出了基于电池系统荷电状态的有功功率下垂控制策略，即外环功率控制；针对下垂控制存在固有静态误差、中低压电网线路阻抗不完全为纯感性等因素而导致下垂控制的控制精度不高的问题，提出了含线性补偿环的电压幅值-频率控制策略，即内环电压控制。
Description
技术领域
本发明涉及电池领域，具体涉及电池储能系统。
背景技术
电池储能系统是一种能实现能量存取、功率双向流动的装置，其开发与应用极大地促进了电网智能化发展，相当于为电网增加了一个存储电能的环节，有利于提高电网设备综合利用率、增强电网运行灵活性；抑制高比重可再生能源的波动程度，稳定其功率输出，又能与可再生能源协调控制实现系统孤网稳定供电，有助于解决可再生能源大规模并网或孤网运行的问题；能实现系统有功、无功功率的平衡控制，维持系统电压和频率稳定，尤其是对孤网系统而言，有利于提高系统稳定性、改善电能质量。
电池储能系统主要由电池子系统、功率转换子系统、电池管理子系统、监控子系统组成。电池储能系统的工作模式之一为孤网运行模式，电池储能系统工作于孤网运行模式时，常用控制方法之一为对等式下垂控制，对等式下垂控制通过借鉴同步发电机的自同步和电压-频率下垂特性，各控制器利用当地检测信息来控制各自运行方式，无需外部提供给定信息。对等式下垂控制因其无互联线、可实现即插即用、易扩展及可靠性高等优点，已被广泛应用于孤网运行控制。但是，对等式下垂控制在实际应用中存在的局限性：现有控制策略主要着眼于下垂控制自身存在的局限性或主要针对可再生能源与单个电池储能系统并联运行控制等问题，而较少考虑实现可再生能源与电池储能系统、多个电池储能系统并联运行协调控制及其负荷分配控制等问题。
发明内容
本发明提供电池储能系统，解决现有电池储能系统未解决可再生资源与电池储能系统、多个电池储能系统并联运行协调控制及其负荷分配控制等问题。
本发明通过以下技术方案解决上述问题：
电池储能系统，其电能存储的步骤为：
1)建立串联型、并联型、串/并联型大容量电池等效电路的建模；
2)基于扩展卡尔曼滤波法的电池系统SOC估计，采用安时法来估计的同时，通过电池端电压观测值的反馈作用修正安时法所得的SOC，从而保证电池端电压估计值迅速跟随其电压观测值，得到更为精确的SOC估计值；
选取电池系统的SOC及两个电容的端电压作为系统状态变量，选取电池系统的电流作为系统输入量，得到系统离散状态空间方程如式；
将电池的回路方程作为观测方程，得到SOC估计值的递推关系式，建立整个SOC估计过程中协方差的递归关系式；
确定SOC预测估计误差协方差的初始值，确定了算法的初值后，再结合地推过程估计电池系统的SOC估计值。
上述方案中，所述电池储能系统应用于风-储孤网系统时，所述电池储能系统在允许范围内通过协调控制各模块电池储能系统子系统输出端的有功、无功功率来平滑风电与负载间的功率差，进而保证系统电压和频率稳定在一定范围以满足供电要求；
通过调节各模块化电池储能系统子系统输出端能量补偿风电与负载间的能量差以保证系统能量供求平衡；
在电池系统充满电且风电大于负荷需求时，投入卸荷装置，消耗多余的能量；
当电池系统放完电且风电小于负荷需求时，为继续向系统中敏感负载供电，投入备用电源；
所述电池储能系统的接入用于解决由风能波动与负荷扰动给孤网系统所产生的频率稳定性问题提供一种有效的方式；
当系统频率突升时，通过控制电池储能系统进行充电来吸收系统多余的有功功率；而当系统频率突降时，通过控制电池储能系统进行放电来补偿系统有功功率缺额。
上述方案中，所述风-储孤网系统含风力机，所述风力机不工作时，通过控制并联运行的模块化电池储能系统子系统的出力来实现公共母线电压和频率的稳定；采用含电压线性补偿的电压-频率双环控制策略；在该策略下，任意2个模块化电池储能系统子系统并联运行时系统协调控制策略有关；
模块化电池储能系统子系统并联运行协调控制策略为每个模块化电池储能系统子系统分别检测各自本地信息，如电压、电流，并计算出对应有功功率、无功功率及电压幅值；利用BMS给定的SOC估计值及其无功容量给定值分别确定有功及无功功率下垂控制系数；结合由下垂控制特性得到相应的电压幅值和角频率给定值；与电压线性补偿环的输出相叠加，并经电压控制而产生开关信号，从而协调控制各模块化电池储能系统子系统输出的有功、无功功率幅值和流向，进而控制电池储能系统输出电压幅值和频率的大小，最终实现维持频率和电压的稳定。
上述方案中，在所述风-储孤网系统中，单个模块化电池储能系统子系统控制策略为检测模块化电池储能系统子系统本地公共母线的线电压和相电流，并计算出本地有功功率、无功功率和电压幅值，经基于电池系统SOC估计值的改进型下垂控制特性分别得到相应的电压幅值及角频率，再与由线性补偿环得到的电压幅值和角频率进行相加，分别得到给定电压幅值和角频率，计算调制比、产生开关信号，控制输出有功、无功功率的幅值和流向，最终实现对频率和电压的控制。
上述方案中，所述下垂控制的相当于比例调节器，引入线性补偿以微调电压幅值和频率的给定值；线性补偿环节主要由公共母线电压幅值给定与检测值的差值作为比例-积分调节器的输入，得到电压补偿值；由公共母线电压角频率给定直接经过频率补偿系数后，产生角频率补偿值。
本发明的优点与效果是：
本发明建立串联型、并联型及串/并联型锂离子大容量电池系统的等效电路模型；采用扩展卡尔曼滤波法对大容量电池系统进行荷电状态估计；提出风力机不工作时孤网系统稳定运行控制策略，分析了电池储能系统工作原理，根据电池系统工作特性并结合传统下垂控制策略，提出了基于电池系统荷电状态的有功功率下垂控制策略，即外环功率控制；针对下垂控制存在固有静态误差、中低压电网线路阻抗不完全为纯感性等因素而导致下垂控制的控制精度不高的问题，提出了含线性补偿环的电压幅值-频率控制策略，即内环电压控制。
具体实施方式
以下结合实施例对本发明作进一步说明，但本发明并不局限于这些实施例。
串联型大容量电池等效电路的建模分析：由多个电池单体经串联而成，在串联电路中，电流处处相等、总电压等于串联各部分电路两端电压之和，由于电池单体的不一致，实际放电时大容量电池的工作状态由性能最差的电池单体决定，如容量最小的电池单体，最先到达放电截止电压而停止放电，从而导致大容量电池停止放电。因此，大容量电池的实际端电压等于性能最差电池达到其放电截止电压时各电池单体端电压之和，且一般不小于各电池单体放电截止电压之和；串联型大容量电池的开路电压为各电池单体开路电压之和，且不小于串联型大容量电池的端电压；串联型大容量电池的阻抗等于各电池单体阻抗之和；对于串联型大容量电池，当串联型大容量电池放电时，各电池单体的放电电流及放电时间彼此相等，即在某一放电过程中各电池单体消耗的电荷是相等的，但因电池单体的不一致，同样存在性能最差的电池最先达到放电截止电压时导致串联型大容量电池提前停止放电的问题，因此，串联型大容量电池的SOC也就取决于性能最差电池单体的SOC。
并联型大容量电池等效电路的建模分析：并联型大容量电池由多个电池单体经并联而成，因并联电路中各支路两端电压相等、总电流等于各支路电路中的电流之和，同时，在电池实际放电过程中，各电池单体开路电压必不小于其端电压；大容量电池向负载供电时，由于电池单体的不一致，流经各支路中电池单体的电流也将不同，但因各支路两端电压相等，通常是支路电池SOC高的输出电流大些，直到各支路电池SOC相等时各支路电流趋于相等；并联型大容量电池中，当一个支路的电池单体达到放电截止电压而停止放电时，并不影响其他支路电池单体的供电，因此，大容量电池的放电电荷应等于各支路电池的放电电荷之和。
串/并联型大容量电池等效电路的建模分析：由串联型大容量电池及并联型大容量电池的模型推导出串/并联型大容量电池的等效电路模型；假设电池系统由m个电池串并联而成，每个电池串由n个电池单体串联而成，由于串/并联型大容量电池中各支路是由串联型大容量电池构成，因此，根据前面关于串联型大容量电池模型中电流及端电压工作特性所述，可得串/并联型大容量电池中第k条支路电流及端电压；根据串联型大容量电池的阻抗特性，可得第k条支路的阻抗；在串/并联型大容量电池中，当一个支路中串联型大容量电池达到放电截止电压而停止放电时，并不影响其他支路中串联型大容量电池的供电，串/并联型大容量电池的放电电荷应等于各支路串联型大容量电池的放电电荷之和。
串联型电池系统SOC为在满足电池单体安全使用条件下，电池系统剩余可用电量与其额定容量的比值；并联型电池系统SOC为若电池系统容量冗余足够大，则当一条并联支路的电池达到截止电压而停止放电时，并不影响其他支路电池的供电，因此，在正常情况下，电池系统的放电电荷等于各支路电池的放电电荷之和；串/并联型电池系统SOC为假设电池系统由串联型电池系统经简单并联而成，且满足串联型电池系统中电池单体安全使用要求且电池系统容量冗余足够大。
基于扩展卡尔曼滤波法的电池系统SOC估计，采用安时法来估计的同时，通过电池端电压观测值的反馈作用修正安时法所得的SOC，从而保证电池端电压估计值迅速跟随其电压观测值，得到更为精确的SOC估计值。本发明将电池系统的端电压作为系统输出量，选取电池系统的SOC及两个电容的端电压作为系统状态变量，选取电池系统的电流作为系统输入量，串/并联型电池系统模型，得到系统离散状态空间方程如式；同时，将电池的回路方程作为观测方程，得到SOC估计值的递推关系式，且建立了整个SOC估计过程中协方差的递归关系式；确定算法初始值在递推过程中，选择合适的初始值对SOC估计值估计效果及递推收敛速度具有一定的影响，需要确定的初始值主要有：SOC估计值、SOC预测估计误差协方差的初始值、上极化电压的初始值、上极化电压的初始值。关于SOC预测估计误差协方差的初始值的选取值，可通过检测电池系统端电压再利用开路电压法查表而得，或由BMS中上一次记录的SOC预测估计误差协方差的值而得；关于两个电容的极化电压，一般情况下，在起始阶段电池电容极化效应并不明显，故通常认为系统状态初始值由方差决定，其初值的大小影响算法的收敛速度；确定了算法的初值后，再结合地推过程估计电池系统的SOC估计值。
电池储能系统可应用于风-储孤网系统中。风-储孤网系统主要由至少2个电池储能系统、风电、备用电源以及负载组成，各部分交流侧链接在公共母线上。其中，负载包括电机、敏感负载及卸荷负载。在风-储孤网系统中，因风电具有波动性及间歇性特点，只能由电池储能系统承担系统电压和频率稳定的控制任务，即系统在电池系统容量的允许范围内通过协调控制各模块化电池储能系统子系统输出端的有功、无功功率来平滑风电与负载间的功率差，进而保证系统电压和频率稳定在一定范围以满足供电要求；同时通过调节各模块化电池储能系统子系统输出端能量来补偿风电与负载间的能量差以保证系统能量供求平衡。此外，在电池系统充满电且风电大于负荷需求时，可投入卸荷装置，消耗多余的能量；当电池系统放完电且风电小于负荷需求时，为继续向系统中敏感负载供电，可投入备用电源。
由于旋转电机存储的动能可为传统电力系统提供热备用，而风-储孤网系统的惯性较小，对由负荷扰动所带来的频率变化更为敏感。与此同时，孤网系统中风电输出功率具有波动性、间歇性等特点，若将其视为负的负荷则进一步加剧了系统频率的波动。电池储能系统的接入为解决由风能波动与负荷扰动给孤网系统所产生的频率稳定性问题提供了一种有效的方式。当系统频率突升时，通过控制电池储能系统进行充电来吸收系统多余的有功功率；而当系统频率突降时，通过控制电池储能系统进行放电来补偿系统有功功率缺额。因基于功率转换系统及其相应控制策略，电池储能系统的运行时间常数较小，且动态响应快，故而电池储能系统可用于承担系统的调频任务。从而，电池储能系统运行时其调频特性可由一阶惯性传递函数表示为此外，电池系统荷电状态的大小影响着电池储能系统的调频能力，其值须控制在一定范围内，即电池放电深度不能超过某一定值，这是由于电池储能系统除了参与系统频率调节外，往往还需保证风力机不工作时系统带载负荷一定时间。
在风-储孤网系统中，风能波动与负荷扰动同样会导致系统电压的波动，通过调节电池储能系统的无功功率输出可抑制系统电压的波动。当up降低时，可协调控制电池储能系统发出无功功率以补偿系统无功功率缺额；当up突升时，可协调控制电池储能系统吸收系统多余的无功功率。因电池储能系统中的功率转换系统作为电力电子设备，具有运行时间常数较小、且动态响应快等优点，故电池储能系统亦适宜承担调节系统电压的任务。此外，影响电池储能系统与其内部的模块化电池储能系统子系统的调压能力的因素也有所不同。对于单个模块化电池储能系统子系统而言，其调压能力受其视在功率及系统对其调频能力要求等因素影响，即模块化电池储能系统子系统视在功率恒定时，系统对其调频能力要求越高，则其调压能力将会降低；但是，对于电池储能系统而言，其总调压能力还与所采用的控制策略有关。
风力机不工作时孤网系统控制策略，系统稳定运行关键在于通过控制并联运行的模块化电池储能系统子系统的出力来实现公共母线电压和频率的稳定。针对系统的模块化电池储能系统子系统并联运行结构、电池系统工作特性，下垂特制固有的静态误差、中低压线路阻抗并不完全呈现为纯感性等特点，采用了含电压线性补偿的电压-频率双环控制策略。假设并联运行的电池储能系统容量足够大，满足系统总负荷运行一段时间的要求，假设各电池系统中单体电池端电压不一致性对其端电压影响不大，且电池系统端电压满足变换器逆变控制时的最小电压要求，假设整个运行过程中，电池始终处于安全运行状态，则任意2个模块化电池储能系统子系统并联运行时系统协调控制策略有关。
模块化电池储能系统子系统并联运行协调控制策略主要思想：是每个模块化电池储能系统子系统分别检测各自本地信息，如电压、电流等，并计算出对应有功功率、无功功率及电压幅值；利用BMS给定的SOC估计值及其无功容量给定值分别确定有功及无功功率下垂控制系数；结合由下垂控制特性得到相应的电压幅值和角频率给定值；与电压线性补偿环的输出相叠加，并经电压控制而产生开关信号，从而协调控制各模块化电池储能系统子系统输出的有功、无功功率幅值和流向，进而控制电池储能系统输出电压幅值和频率的大小，最终实现维持频率和电压的稳定。
单个模块化电池储能系统子系统控制策略为检测模块化电池储能系统子系统本地公共母线的线电压和相电流，并计算出本地有功功率、无功功率和电压幅值，经基于电池系统SOC估计值的改进型下垂控制特性分别得到相应的电压幅值及角频率，再与由线性补偿环得到的电压幅值和角频率进行相加，分别得到给定电压幅值和角频率。计算调制比、产生开关信号，控制输出有功、无功功率的幅值和流向，最终实现对频率和电压的控制。
采用下垂控制策略可较好地解决负荷功率分配的问题，得到功率转换系统给定电压幅值及频率值，但仍存在误差，其主要原因是在孤网系统中，各模块化电池储能系统子系统与公共母线之间的线路阻抗及功率转换系统输出阻抗并不完全呈现为纯电抗，尤其是线路阻抗在低电压线路中主要呈现阻性，而带滤波电抗器的功率转换系统输出阻抗主要呈感性。由此使得模块化电池储能系统子系统输出的无功功率、有功功率与其输出电压幅值、频率之间产生较强的耦合作用。采用基于有功调频、无功调幅的传统下垂控制虽可对各模块化电池储能系统子系统进行负荷分配控制，但因上述强耦合作用而存在功率分配误差。在检测模块化电池储能系统子系统输出电压幅值、频率以计算其输出有功功率和无功功率过程中难免出现误差，从而再根据下垂特性计算得到的功率转换系统给定电压幅值及频率必会与其实际给定值产生偏差。下垂控制的实质是等同于一个比例调节器，当下垂系数一定时其给定功率与输出功率间一直存在稳态误差。为解决上述因素带来的电压幅值和频率给定值误差问题，引入线性补偿以微调电压幅值和频率的给定值。线性补偿环节主要由两部分构成：由公共母线电压幅值给定与检测值的差值作为比例-积分调节器的输入，得到电压补偿值；由公共母线电压角频率给定直接经过频率补偿系数后，产生角频率补偿值。
本发明建立了大容量电池系统的等效电路模型，根据串、并联电路特性及锂离子电池单体的工作特性，建立了串联型、并联型及串/并联型锂离子大容量电池系统的等效电路模型；针对安时法存在SOC初始值难以确定、长时间的误差积累等问题，采用含电压补偿的安时和开路电压混合SOC估计法对大容量电池系统中电池单体进行SOC估计；采用扩展卡尔曼滤波法对大容量电池系统进行荷电状态估计；提出风力机不工作时孤网系统稳定运行控制策略，分析了电池储能系统工作原理，根据电池系统工作特性并结合传统下垂控制策略，提出了基于电池系统荷电状态的有功功率下垂控制策略，即外环功率控制。针对下垂控制存在固有静态误差、中低压电网线路阻抗不完全为纯感性等因素而导致下垂控制的控制精度不高的问题，提出了含线性补偿环的电压幅值-频率控制策略，即内环电压控制。在不同带载情况下，该系统不仅能维持系统电压幅值和频率稳定，且能有效地分配负荷有功功率，有利于提高电池均衡管理能力。
Claims (5)
1.电池储能系统，其特征在于，其电能存储的步骤为：
1)建立串联型、并联型、串/并联型大容量电池等效电路的建模；
2)基于扩展卡尔曼滤波法的电池系统SOC估计，采用安时法来估计的同时，通过电池端电压观测值的反馈作用修正安时法所得的SOC，从而保证电池端电压估计值迅速跟随其电压观测值，得到更为精确的SOC估计值；
选取电池系统的SOC及两个电容的端电压作为系统状态变量，选取电池系统的电流作为系统输入量，得到系统离散状态空间方程如式；
将电池的回路方程作为观测方程，得到SOC估计值的递推关系式，建立整个SOC估计过程中协方差的递归关系式；
确定SOC预测估计误差协方差的初始值，确定了算法的初值后，再结合地推过程估计电池系统的SOC估计值。
2.根据权利要求1所述的电池储能系统，其特征在于：
所述电池储能系统应用于风-储孤网系统时，所述电池储能系统在允许范围内通过协调控制各模块电池储能系统子系统输出端的有功、无功功率来平滑风电与负载间的功率差，进而保证系统电压和频率稳定在一定范围以满足供电要求；
通过调节各模块化电池储能系统子系统输出端能量补偿风电与负载间的能量差以保证系统能量供求平衡；
在电池系统充满电且风电大于负荷需求时，投入卸荷装置，消耗多余的能量；
当电池系统放完电且风电小于负荷需求时，为继续向系统中敏感负载供电，投入备用电源；
所述电池储能系统的接入用于解决由风能波动与负荷扰动给孤网系统所产生的频率稳定性问题提供一种有效的方式；
当系统频率突升时，通过控制电池储能系统进行充电来吸收系统多余的有功功率；而当系统频率突降时，通过控制电池储能系统进行放电来补偿系统有功功率缺额。
3.根据权利要求2所述的电池储能系统，其特征在于：
所述风-储孤网系统含风力机，所述风力机不工作时，通过控制并联运行的模块化电池储能系统子系统的出力来实现公共母线电压和频率的稳定；采用含电压线性补偿的电压-频率双环控制策略；在该策略下，任意2个模块化电池储能系统子系统并联运行时系统协调控制策略有关；
模块化电池储能系统子系统并联运行协调控制策略为每个模块化电池储能系统子系统分别检测各自本地信息，如电压、电流，并计算出对应有功功率、无功功率及电压幅值；利用BMS给定的SOC估计值及其无功容量给定值分别确定有功及无功功率下垂控制系数；结合由下垂控制特性得到相应的电压幅值和角频率给定值；与电压线性补偿环的输出相叠加，并经电压控制而产生开关信号，从而协调控制各模块化电池储能系统子系统输出的有功、无功功率幅值和流向，进而控制电池储能系统输出电压幅值和频率的大小，最终实现维持频率和电压的稳定。
4.根据权利要求3所述的电池储能系统，其特征在于：
在所述风-储孤网系统中，单个模块化电池储能系统子系统控制策略为检测模块化电池储能系统子系统本地公共母线的线电压和相电流，并计算出本地有功功率、无功功率和电压幅值，经基于电池系统SOC估计值的改进型下垂控制特性分别得到相应的电压幅值及角频率，再与由线性补偿环得到的电压幅值和角频率进行相加，分别得到给定电压幅值和角频率，计算调制比、产生开关信号，控制输出有功、无功功率的幅值和流向，最终实现对频率和电压的控制。
5.根据权利要求4所述的电池储能系统，其特征在于：所述下垂控制的相当于比例调节器，引入线性补偿以微调电压幅值和频率的给定值；线性补偿环节主要由公共母线电压幅值给定与检测值的差值作为比例-积分调节器的输入，得到电压补偿值；由公共母线电压角频率给定直接经过频率补偿系数后，产生角频率补偿值。
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