CN116914791A - 基于混合储能系统在微网系统的功率流动逻辑控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于混合储能系统在微网系统的功率流动逻辑控制方法，解决了现有技术的不足，包括：对微网系统中的功率缺额分配方案：利用蓄电池能量型储能元件承担系统中的低频功率波动，超级电容功率型储能元件承担系统中的高频功率波动，用于降低系统的配置容量；定义微网系统逆变器控制方案：由蓄电池和超级电容组成的混合储能系统来平抑母线电压和频率的波动，因此混合储能逆变器接口采用V/f控制策略；建立微网混合储能系统控制策略：在微网系统的能量管理逻辑方面设定微网的运行条件和混合储能系统及燃气轮机的动作逻辑，并对蓄电池和超级电容运行及工作模式进行分析。
Description
技术领域
本发明涉及电网储能技术领域，尤其是指基于混合储能系统在微网系统的功率流动逻辑控制方法。
背景技术
微网系统，是指由分布式电源、储能装置、能量转换装置、相关负荷和监控、保护装置汇集而成的小型发配电系统，是一个能够实现自我控制、保护和管理的自治系统，既可以与外部电网并网运行，也可以孤立运行。是智能电网的重要组成部分。
混合储能系统的有效控制策略是为了实现储能载荷在蓄电池和超级电容之间的有效平衡分配，用以充分发挥蓄电池能量型储能元件和超级电容功率型储能元件的储能优势，是实现蓄电池和超级电容混合储能系统平抑风光分布式微源及负荷之间功率波动变换的有效途径和关键。在现有的微网系统运行中，缺乏对于混合储能系统的有效控制，导致微网的运行稳定性降低，同时，混合储能系统控制手段缺乏会导致储能系统的能源浪费，造成蓄电池的工作寿命下降，降低了运行的效率。
发明内容
本发明的目的是克服现有技术中的微网系统运行缺乏对于混合储能系统的有效控制，导致微网的运行稳定性降低，同时，混合储能系统控制手段缺乏会导致储能系统的能源浪费，造成蓄电池的工作寿命下降，降低了运行的效率缺点，提供一种基于混合储能系统在微网系统的功率流动逻辑控制方法。
本发明的目的是通过下述技术方案予以实现：
基于混合储能系统在微网系统的功率流动逻辑控制方法，包括：
对微网系统中的功率缺额分配方案：利用蓄电池能量型储能元件承担系统中的低频功率波动，超级电容功率型储能元件承担系统中的高频功率波动，用于降低系统的配置容量；
定义微网系统逆变器控制方案：由蓄电池和超级电容组成的混合储能系统来平抑母线电压和频率的波动，因此混合储能逆变器接口采用V/f控制策略；
建立微网混合储能系统控制策略：在微网系统的能量管理逻辑方面设定微网的运行条件和混合储能系统及燃气轮机的动作逻辑，并对蓄电池和超级电容运行及工作模式进行分析。
作为优选，所述的由蓄电池和超级电容组成的混合储能系统来平抑母线电压和频率的波动，因此混合储能逆变器接口采用V/f控制策略具体为：
当光伏微源及风力发电机在辐射条件、温度变化或风速、风向等具有随机性外界因素造成能量输出的波动时，首先由储能系统进行功率的平滑控制，保持网内功率平衡，提高其输出电能质量和增强供电可靠性；
滤波器电感电容及派克变换后dq0轴分量表达式为：
式中，u0——逆变器输出端电压；i1——滤波器输出端电流；ω——交流母线电压角频率；在逆变内环控制器中均采用双环控制且PI控制调节能够稳定逆变器的输出端口电压，电流内环通过PI调节实现电流的无静差跟踪控制，提高响应速度和精细调节程度；
电流内环的电压调节方程并代入式(1-2)中如下所示：
式中，kp、ki——PI调节器参数；i01dref、i01qref——滤波器电容支路dq轴分量参考值。
电压外环的电流调节方程并代入式(1-2)中如下所示：
由式(1-4)可知滤波电感dq轴电压对qd轴电流ωLfi0q、ωLfi0d实现了解耦补偿控制，式(1-6)电容dq轴电流对qd轴电压ωCfu1q、ωCfu1d实现了解耦补偿控制；
恒压恒频逆变器控制一般通过网侧反馈电压用以调节SVPWM调制信号，从而控制母线电压稳定在设置值，为电压外环电流内环双环控制；频率控制为恒定值。
作为优选，所述的燃气轮机的动作逻辑为：当混合储能系统出现故障或其荷电状态缺失时，由燃气轮机对系统提供不平衡功率的补偿供给与支持，微型燃气轮机的装机容量相对较大，为提高系统运行的可靠性和实现其即插即用的特性，采用了下垂控制策略。
作为优选，所述的对蓄电池和超级电容运行及工作模式进行分析具体为：
规则1，当系统总的差额功率为正值时，微网内微源输出功率大于负荷消耗功率，需要储能单元充电以维持网内功率平衡，此时检测蓄电池荷电状态，未达到蓄电池SOC上限时，混储系统进行充电运行，当充电结束后，蓄电池和超级电容两者之间进行能量交换，确保使超级电容始终维持在初始的荷电状态；若蓄电池已到SOC上限，可增大负荷消耗功率。
规则2，当系统总的差额功率为负值时，微网内微源输出功率小于负荷消耗功率，需要储能单元放电以维持网内功率平衡，此时检测蓄电池荷电状态，如果大于蓄电池最低荷电状态，则混合储能系统进行放电运行，当放电结束后，蓄电池和超级电容两者之间进行能量交换，确保使超级电容始终维持在初始的荷电状态。
规则3，系统总差额功率为负值时，若蓄电池荷电状态大于其最低正常工作值，同运行规则2；若蓄电池荷电状态低于其最低正常工作值，则不具备放电条件，此时启动处于下垂控制的微型燃气轮机，实现即插即用，继续维持网内功率平衡。
作为优选，还对基于混合储能系统在微网系统的功率流动逻辑控制方法进行仿真分析，用于验证基于混合储能系统在微网系统的功率流动逻辑控制方法进行仿真分析有效性和正确性。
本发明的有益效果是：本发明为使混合储能系统能够在保证微网电能质量具有较高的可靠性和稳定性的同时，可以较长时间对风光发电输出功率进行有效平抑并提高蓄电池的工作寿命，其混合储能单元采用了总差额功率分频控制并限制蓄电池的功率限值保护控制；与此同时，采用微型燃气轮机进行储能单元间的协调控制，增强微网运行的灵活性和衍生性，最后对整个微网系统进行了仿真验证，验证了各个变换器及混储系统控制策略的有效性。通过本方案保证了微电网系统能够安全稳定可靠运行。
附图说明
图1是本发明的一种逻辑控制策略示意图；
图2是本发明的混合储能系统功率控制流程图；
图3是本发明的混合储能系统V/f控制原理框图；
图4是本发明的燃气轮机外环下垂协调控制原理图；
图5是本发明的混合储能系统功率分配图；
图6是本发明的微电网混合储能协调控制流程图；
图7是本发明的风光分布式微源输出功率示意图；
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进一步描述。
实施例：
基于混合储能系统在微网系统的功率流动逻辑控制方法，如图1所示，包括：
对微网系统中的功率缺额分配方案：利用蓄电池能量型储能元件承担系统中的低频功率波动，超级电容功率型储能元件承担系统中的高频功率波动，用于降低系统的配置容量；
定义微网系统逆变器控制方案：由蓄电池和超级电容组成的混合储能系统来平抑母线电压和频率的波动，因此混合储能逆变器接口采用V/f控制策略；
建立微网混合储能系统控制策略：在微网系统的能量管理逻辑方面设定微网的运行条件和混合储能系统及燃气轮机的动作逻辑，并对蓄电池和超级电容运行及工作模式进行分析。
混合储能系统的控制策略逻辑涉及到各储能元件的充放电状态的切换过程，对储能系统的工作寿命及风光发电系统的安全稳定运行至关重要，因此微网中微源与负荷之间的功率缺额的有效平抑及在两种储能类型之间的合理分配是保证负荷良好电能质量的关键所在。混合储能在微网中需实现的功能为：
(1)实现微网系统内的功率平衡：在风光互补发电系统中，光伏电池和风力发电系统根据当前外界环境条件下，按照最大功率输出；网内负荷根据当前用户量的变化而变化，因此网内微源和负荷存在功率差额，无法实现功率的完全平衡，这时需要由混合储能系统承担这部分功率缺额，有效完成微网波动功率平抑。
(2)保证电压母线的稳定控制：稳定的交直流母线电压涉及到系统的稳定运行及逆变电压质量，因此混合储能系统需要有足够快点的动作响应速度和功率吞吐速率。
(3)实现功率差额在两者储能元件的合理分配：由于超级电容和蓄电池分别属于功率型和能量型储能元件，因此其具有不同的工作特性和响应特点。由于蓄电池相比较超级电容具有循环寿命短、功率密度较低、响应速度较为缓慢，但能量密度高的优势，适合长时间的充放电状态，利用蓄电池承担网内差额功率的低频部分，超级电容承担剩余功率的高频部分，因此需在微网总差额功率后设置低通滤波装置。混合储能系统功率控制流程如图2所示。
图2中，PG为风光发电单元输出总功率；PL为微网内负荷功率；PH为风光分布式微源与负荷之间的总功率差额，即为混合储能系统需平抑的波动功率；PF为总功率差额经过低通滤波后的低频功率；UB为蓄电池端电压；USC为超级电容端电压；IBref为蓄电池进行功率平抑等效后的充放电参考电流，正值表示放电，负值表示充电；ISC为超级电容充放电电流；PB为蓄电池承担的低频波动功率；PSC为超级电容承担的高频波动功率，其中PH＝PB+PSC。
交直流混合微网孤岛运行时，由蓄电池和超级电容组成的混合储能系统来平抑母线电压和频率的波动，因此混合储能逆变器接口采用V/f控制策略。当光伏微源及风力发电机在辐射条件、温度变化或风速、风向等具有随机性外界因素造成能量输出的波动时，首先由储能系统进行功率的平滑控制，保持网内功率平衡，提高其输出电能质量和增强供电可靠性。
混合储能接口逆变器的V/f控制策略保证了分布式微源造成网内功率不平衡时能够提供电压和频率的支撑，确保孤岛运行时，保证网内敏感负荷正常运行，作用相当于系统内的平衡节点；其控制结构框图如图3所示。
图3中，u1为HESS经逆变器及LC滤波器后的交流电压；ug为交流母线电压；i0为逆变器输出侧电流。u1d、u1q与udref、uqref的差值进行比例积分控制后，对滤波器电容支路电流进行补偿得到电流内环控制参考系数，由此可知需对内外双环结构进行解耦补偿控制。
滤波器电感电容及派克变换后dq0轴分量表达式为：
式中，u0——逆变器输出端电压；i1——滤波器输出端电流；ω——交流母线电压角频率；在逆变内环控制器中均采用双环控制且PI控制调节能够稳定逆变器的输出端口电压，电流内环通过PI调节实现电流的无静差跟踪控制，提高响应速度和精细调节程度；
电流内环的电压调节方程并代入式(1-2)中如下所示：
式中，kp、ki——PI调节器参数；i01dref、i01qref——滤波器电容支路dq轴分量参考值。
电压外环的电流调节方程并代入式(1-2)中如下所示：
由式(1-4)可知滤波电感dq轴电压对qd轴电流ωLfi0q、ωLfi0d实现了解耦补偿控制，式(1-6)电容dq轴电流对qd轴电压ωCfu1q、ωCfu1d实现了解耦补偿控制；
恒压恒频逆变器控制一般通过网侧反馈电压用以调节SVPWM调制信号，从而控制母线电压稳定在设置值，为电压外环电流内环双环控制；频率控制为恒定值。
当混合储能系统出现故障或其荷电状态缺失时，由燃气轮机对系统提供不平衡功率的补偿供给与支持。微型燃气轮机的装机容量相对较大，为提高系统运行的可靠性和实现其“即插即用”的特性，采用了下垂控制策略，其接口逆变器外环下垂控制策略原理结构如图4所示。
图4中采用P-f和Q-U的下垂控制策略，入交流母线侧电压和电流经派克变换、功率计算后与额定功率Pn、Qn进行下垂协调控制，最后与额定电压和频率得到差值参考量送入逆变器内环控制器。其中燃气轮机内环控制器同样适用于上述V/f解耦补偿控制。
微网系统中由于分布式微源具有明显的功率波动及间歇性，为实现交直流母线电压稳定及功率平衡，采用了蓄电池和超级电容的混合储能系统结构。超级电容的加入能显著改善单一蓄电池储能时对负载功率波动造成充放电的频繁切换现象，提高其使用寿命。但两者科学合理的协调控制策略是发挥各自储能优势，实现微网稳定运行、抑制功率波动的关键。
蓄电池在维持混储直流侧电压稳定的同时，需承担微网中总功率差额的低频平滑部分；超级电容由于具有快速充放电的能力，平抑剩余差值功率部分，其功率分配如图5所示。
图5中，Psource、Pload分别是分布式微电源总输出功率及负荷功率；LPF为低通滤波器；PB、Psc分别为蓄电池和超级电容需平抑功率；ibattery、isc分别为蓄电池和超级电容的控制电流。
由于本文中超级电容在进行功率波动平抑过程中充放电所产生的能量盈亏，最终由蓄电池进行补充或吸收，维持其初始电压，极大降低了配置容量，因此微电网混合储能系统的协调控制只需考虑蓄电池的荷电状态，其协调控制策略流程如图6所示。
混合储能系统中的各储能单元与荷电状态息息相关，尤其蓄电池的工作寿命、充放电模式与其有很大关联。正因为风光分布式发电单元和负荷侧功率的波动性和随机性，蓄电池和超级电容的SOC以及负荷功率大小的有效逻辑管理是微网能够正常运行的关键。图5中，混合储能首先对微源输出功率和负荷消耗功率进行采样分析，得到微网内总的功率差额，在判断混合储能系统的荷电状态是否满足其工作状态，再实施相应的控制策略。其中，风光分布式能源处于最大功率输出状态，蓄电池正常运行的荷电状态满足5％～95％，超级电容一直稳定在持续工作状态。所述的对蓄电池和超级电容运行及工作模式进行分析具体为：
规则1，当系统总的差额功率为正值时，微网内微源输出功率大于负荷消耗功率，需要储能单元充电以维持网内功率平衡，此时检测蓄电池荷电状态，未达到蓄电池SOC上限时，混储系统进行充电运行，当充电结束后，蓄电池和超级电容两者之间进行能量交换，确保使超级电容始终维持在初始的荷电状态；若蓄电池已到SOC上限，可增大负荷消耗功率。
规则2，当系统总的差额功率为负值时，微网内微源输出功率小于负荷消耗功率，需要储能单元放电以维持网内功率平衡，此时检测蓄电池荷电状态，如果大于蓄电池最低荷电状态，则混合储能系统进行放电运行，当放电结束后，蓄电池和超级电容两者之间进行能量交换，确保使超级电容始终维持在初始的荷电状态。
规则3，系统总差额功率为负值时，若蓄电池荷电状态大于其最低正常工作值，同运行规则2；若蓄电池荷电状态低于其最低正常工作值，则不具备放电条件，此时启动处于下垂控制的微型燃气轮机，实现即插即用，继续维持网内功率平衡。
本实施例还对基于混合储能系统在微网系统的功率流动逻辑控制方法进行仿真分析，用于验证基于混合储能系统在微网系统的功率流动逻辑控制方法进行仿真分析有效性和正确性。
为验证所提混合储能系统协调控制策略的有效性和正确性，在仿真软件平台中建立微网系统。风光分布式微源交直流母线电压有效值分别为800V和220V，风力发电单元采用直驱式永磁同步发电机，额定功率Pwind＝5kW，风力机功率系数Cp＝0.48；光伏电池单元MPPT参数为Um＝36.5V，Im＝5.2A，开路电压Uoc＝45.5V，短路电流Isc＝5.6A，标准光照条件下的电压电流变化系数为α＝0.00672，β＝0.2275，电池内阻Rs＝0.5，光伏电池模块串并联各4个，额定功率Ppv＝3kW。分布式微源侧LCL滤波器参数为L1＝4mH，C＝5μF，L2＝3mH。
蓄电池额定电压及容量分别为Ubref＝400V，S＝10Ah，电池内阻Rbattery＝0.4，电感Lbattery＝20mH，开关频率为10kHz，初始荷电状态SOCbinitial＝50％且运行范围为5％～95％；超级电容额定容量及工作电压分别为C＝45F，Uscref＝400V，电感Lbattery＝20mH，开关频率为10kHz，等效内阻2.1e-3Ω，初始电压360V；混合储能系统的滤波电容CHESS＝2000uF，逆变器LC滤波器L＝20mH，C＝15uF。燃气轮机下垂系数α＝1e-5，β＝3e-4；额定功率分别为PGas＝20kW，QGas＝10kvar。
微网中负载突增时储能系统出力波形曲线如图7所示。其中，风速变化曲线值在11ms-1附近进行波动，PLoad为微网总负荷功率、PHESS为混合储能系统输出功率。
0～0.25s为微源启动过程，此时负载功率大于微源功率，混合储能瞬时出力，频率波动稳定在0.4％以内。1s时负载由10kW切换为重载17.5kW，此时PHESS也瞬时增大。超级电容承担不平衡功率的高频波动部分，其输出电流由-4A快速上升至25A且电流波动较大，即时响应；蓄电池承担不平衡功率的平滑部分，其输出电流缓慢平稳增大，此时输出电流由7A缓缓增至26.5A且电流波动较小。1.2s时，系统功率达到平稳状态，超级电容开始充电，以补充在放电过程中的能量损失。1s时，直流侧电压跌落22V(波动率2.75％)后迅速回到额定值；交流母线电压波形基本不受影响，频率最大波动为0.12％。
微网中负载突减时储能系统出力波形曲线分析可知，1s时负荷由10kW切换到轻载3kW，此时分布式微源输出功率大于负载损耗，网内出现剩余功率，混储系统由放电切换为充电状态，实现系统能量平衡。超级电容输出电流由-4A迅速减至-18A；蓄电池输出电流由0逐渐减至-11.5A，很大程度上缓解了突变功率对蓄电池的冲击与损害。1.18s时，系统功率再次达到平衡状态，超级电容释放突变功率平抑过程吸收的能量。其中，直流母线电压上升15.5V(波动率1.94％)后迅速回到额定值；频率最大波动为0.0332％；由此可知混合储能系统有效平抑了微网内功率波动，维持了直流侧母线电压稳定，使其符合供电电能质量。
当混储系统荷电状态缺失时，启动燃气轮机平衡网内功率。混储系统不出力，燃气轮机能平稳跟踪突增负荷，且功率突变瞬间，交流母线电压波形基本不变；频率在允许波动范围内，符合GB/T15945-2008电能质量频率偏差标准。
综上所述，针对风光分布式微源输出功率的波动性及间歇性等弊端，验证了含有燃气轮机与混合储能系统的交直流微网协调控制策略的有效性和正确性。
以上所述的实施例只是本发明的一种较佳的方案，并非对本发明作任何形式上的限制，在不超出权利要求所记载的技术方案的前提下还有其它的变体及改型。
Claims (5)
1.基于混合储能系统在微网系统的功率流动逻辑控制方法，其特征是，包括：
对微网系统中的功率缺额分配方案：利用蓄电池能量型储能元件承担系统中的低频功率波动，超级电容功率型储能元件承担系统中的高频功率波动，用于降低系统的配置容量；
定义微网系统逆变器控制方案：由蓄电池和超级电容组成的混合储能系统来平抑母线电压和频率的波动，因此混合储能逆变器接口采用V/f控制策略；
建立微网混合储能系统控制策略：在微网系统的能量管理逻辑方面设定微网的运行条件和混合储能系统及燃气轮机的动作逻辑，并对蓄电池和超级电容运行及工作模式进行分析。
2.根据权利要求1所述的基于混合储能系统在微网系统的功率流动逻辑控制方法，其特征是，所述的由蓄电池和超级电容组成的混合储能系统来平抑母线电压和频率的波动，因此混合储能逆变器接口采用V/f控制策略具体为：
当光伏微源及风力发电机在辐射条件、温度变化或风速、风向等具有随机性外界因素造成能量输出的波动时，首先由储能系统进行功率的平滑控制，保持网内功率平衡，提高其输出电能质量和增强供电可靠性；
滤波器电感电容及派克变换后dq0轴分量表达式为：
式中，u0——逆变器输出端电压；i1——滤波器输出端电流；ω——交流母线电压角频率；在逆变内环控制器中均采用双环控制且PI控制调节能够稳定逆变器的输出端口电压，电流内环通过PI调节实现电流的无静差跟踪控制，提高响应速度和精细调节程度；
电流内环的电压调节方程并代入式(1-2)中如下所示：
式中，kp、ki——PI调节器参数；i01dref、i01qref——滤波器电容支路dq轴分量参考值。
电压外环的电流调节方程并代入式(1-2)中如下所示：
由式(1-4)可知滤波电感dq轴电压对qd轴电流ωLfi0q、ωLfi0d实现了解耦补偿控制，式(1-6)电容dq轴电流对qd轴电压ωCfu1q、ωCfu1d实现了解耦补偿控制；
恒压恒频逆变器控制一般通过网侧反馈电压用以调节SVPWM调制信号，从而控制母线电压稳定在设置值，为电压外环电流内环双环控制；频率控制为恒定值。
3.根据权利要求1所述的基于混合储能系统在微网系统的功率流动逻辑控制方法，其特征是，所述的燃气轮机的动作逻辑为：当混合储能系统出现故障或其荷电状态缺失时，由燃气轮机对系统提供不平衡功率的补偿供给与支持，微型燃气轮机的装机容量相对较大，为提高系统运行的可靠性和实现其即插即用的特性，采用了下垂控制策略。
4.根据权利要求1所述的基于混合储能系统在微网系统的功率流动逻辑控制方法，其特征是，所述的对蓄电池和超级电容运行及工作模式进行分析具体为：
规则1，当系统总的差额功率为正值时，微网内微源输出功率大于负荷消耗功率，需要储能单元充电以维持网内功率平衡，此时检测蓄电池荷电状态，未达到蓄电池SOC上限时，混储系统进行充电运行，当充电结束后，蓄电池和超级电容两者之间进行能量交换，确保使超级电容始终维持在初始的荷电状态；若蓄电池已到SOC上限，可增大负荷消耗功率；
规则2，当系统总的差额功率为负值时，微网内微源输出功率小于负荷消耗功率，需要储能单元放电以维持网内功率平衡，此时检测蓄电池荷电状态，如果大于蓄电池最低荷电状态，则混合储能系统进行放电运行，当放电结束后，蓄电池和超级电容两者之间进行能量交换，确保使超级电容始终维持在初始的荷电状态；
规则3，系统总差额功率为负值时，若蓄电池荷电状态大于其最低正常工作值，同运行规则2；若蓄电池荷电状态低于其最低正常工作值，则不具备放电条件，此时启动处于下垂控制的微型燃气轮机，实现即插即用，继续维持网内功率平衡。
5.根据权利要求1-4任意一项权利要求所述的基于混合储能系统在微网系统的功率流动逻辑控制方法，其特征是，还对基于混合储能系统在微网系统的功率流动逻辑控制方法进行仿真分析，用于验证基于混合储能系统在微网系统的功率流动逻辑控制方法进行仿真分析有效性和正确性。
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| CN117937413B (zh) * | 2024-03-21 | 2024-06-11 | 中建安装集团有限公司 | 一种具有惯性支撑的混合储能直流微电网协调控制方法 |
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