基于大容量储能系统的微电网运行控制研究

牟晓春， 王佳佳， 孙守鑫， 张超， 吴雪瑞

(1．国电南瑞科技股份有限公司，江苏 南京 210000；2. 河海大学 能源与电气学院，江苏 南京 210000；3.国网潍坊供电公司，山东 潍坊 310000； 4. 河南科技大学 电气工程学院，河南 洛阳 471023)

0 引 言

以高效、经济和环保的可再生能源为主的分布式发电技术得到越来越多的应用[1-3]。作为微电网的核心元件——并网变流器，其几乎没有转动惯量，当分布式电源的渗透率越来越高时，导致电力系统中的转动惯量和旋转备用容量的相对减少，分布式电源和负载的功率波动，极易引起电网系统失去稳定。由于缺少转动惯量和阻尼的作用，在微电网模式转换时,其输出的电压和频率常为阶跃式，对电网系统造成极大的冲击，更有可能引起并网失败。为此，将并网逆变器和同步发电机的特性结合起来，同时在分布式发电电源交流侧配置储能系统，并配以基于同步发电机模型的并网逆变器控制算法，这就是虚拟同步发电机(Virtual Synchronous Generator，VSG)技术[4-6]。

文献[7-8]介绍了逆变器在孤岛模式下的下垂控制策略，在孤岛运行时提供电压和频率的参考值。文献[9-14]提出微电网在并网时采用PQ控制，孤岛时采用V/f控制，并给出了在不同工况下的仿真波形，但是当微电网在两种运行模式切换时，需要改变控制测略。

本文详细地讲述了虚拟同步机的算法、组成结构以及理论基础，并用MATLAB软件分本体模型、有功功率-频率控制器以及励磁控制器三部分建立了VSG仿真模型。基于VSG的风储一体发电系统，进行了并网、孤岛、并网孤岛模式转换及孤岛下切增负荷的仿真验证。仿真结果表明,所设计的系统能够根据电网功率、电压和频率的变化,进行实时有效调节，整个过程无需改变控制策略，保证了系统的稳定性和可靠性。

1 储能技术

电能在实际中的主要储存方式有三大类型，分别是：物理储能、电磁储能和电化学储能。

物理储能指利用动能或势能等方式对电能进行存储，主要形式有飞轮储能、抽水蓄能和压缩空气储能等。电磁储能是指通过电磁能实现储能，基本方式有超导储能和超级电容储能等。电化学储能关键在于电池，它可以在很长时间内稳定保存化学能，也可在随时释放电能。电池分为很多种类，不同的电池因为成分不同所产生的反应也不一样。下面介绍锂电池的常见等效模型。

图1 等效电路模型

1)理想模型

图1(a)所示为理想等效电路模型。该锂电池模型电路中包含一个电压源和一个电阻，并且认为电阻的阻值及电压源的电压在工作过程中保持不变，此模型只能应用在假定电池无限的仿真中。

2)通用等效电路模型

图1(b)所示为通用等效电路模型。该电路中包含一个受控电压源Eb和电池内阻Rb。

忽略电池的自放电与记忆特性以及温度的影响，默认电池的容量和内阻为定值，受控源Eb的表达式为：

其中：

(1)

式中：Q为电池容量；Eb，E0分别为电池的空载电压和电池恒定电压；K为极化电压；Efull，Eexp，Enom分别为完全充电电压，末端点的电压和标称点的电压；Qexp，Qnom分别为末端点的容量和标称点的容量；A、B、K均由电池的电压—容量放电曲线中相关的点计算得到。

2 基于虚拟同步发电机的逆变器系统

2.1 虚拟同步机建模

为了避开复杂的磁场效应以及体现同步发电机的基本特性，采用同步发电机的二阶模型，其中包括同步发电机定子电压方程以及转子的机械方程。

(2)

(3)

式中:E0为励磁电动势；U、I、Ra、Xs分别为电枢端电压、电枢电流、电枢电阻和电枢电感；J为转动惯量；Ω为机械角速度；MT为机械转矩；Me为电磁转矩。

对式(2)、式(3)进行推导与变换，得到以电角度形式所表示的转子机械运动方程：

(4)

式中：Ω为电角速度；ωN为同步电角速度；PT为机械功率；Pe为电磁功率；θ为电角度。其算法实现结构如图2所示，控制结构流程如图3所示。

图2 虚拟同步机算法实现结构图

图3 虚拟同步机算法控制流程图

图3的具体推导过程如下：

(1)先由转子的机械方程计算出系统的电角速度ω，然后积分得到相位角。假定相角初始值为0，则A相相位初始值为ωt，代入正弦sin函数，乘以由励磁控制器得到的励磁电动势幅值Emag，则得到A相的励磁电动势向量。分别在相角上减去120°和240°就可以得到B相与C相的励磁电动势向量。三相叠加就得到三相合成励磁电动势。

(2)定子压降的生成过程：设虚拟电阻和同步电阻抗值为Ra+jXs，电枢电流为储能电池逆变器输出电流Ia的实际采样值，采用公式Ia=Ia∠Ψi将电流分解为幅值和相角；将电枢电阻作为实部，同步电抗作为虚部，合成向量，再转换为幅值与相角形式；最后将幅值相乘相角相加，合成定子线路的电压降。

(3)储能单元输出端电压的生成：将之前的运算结果代入式(2)即可得到储能单元输出端电压向量U。将之与实际端电压值进行比较，经PI控制器输出到SVPWM调制生成控制变流器的脉冲触发信号，完成整个本体模型算法。

2.2 虚拟同步机控制器设计

2.2.1功频控制器设计

发电机组发出的有功功率P1与电网频率f1的相互关联性能够用功频曲线的倾斜度来展现，即：

(5)

式中:R为发电机组的调差系数，反应功率与频率相反的变化趋势；PN为额定有功功率；fN为额定频率；ΔP为发电机组输出有功功率的变化量；Δf为对应频率的变化量；ΔP*为有功功率变化量标么值；Δf*为频率变化量的标么值；R*为发电机组频率调差系数的标么值。

为了使在实际运行中的同步发电机组能恰当地分担功率变化，可以让并在一起的同步发电机的R*相等，一起参与一次调频，从而维持电网频率稳定。例如，两台发电机并联运行时，可得：

(6)

式中:ΔP1*和ΔP2*为两台发电机有功功率增加量的标么值；R1*和R2*为两台发电机组频率调差系数的标么值。发电机组间的频率调差系数与机组的有功功率分配成反比。

2.2.2励磁控制器设计

定义电压调差系数δ：

(7)

式中:QN为发电机组的额定无功功率；VN为额定电压；Q1为发电机组实际的输出无功功率；V1为实际电压；ΔQ为发电机组输出无功功率的变化量；ΔV为对应电压的变化量；ΔQ*为无功功率变化量的标么值；ΔV*为电压变化量的标么值；δ*为电压调差系数的标幺值。

当系统电压下降时，发电机无功电流增大，具有下垂外特性，并联的发电机合理分担无功功率负荷。例如，两台并联的发电机，当发电机的端电压因为无功负荷增加而下降时，两台机承担无功变化量为：

(8)

式中：ΔQ1*和ΔQ2*为两台发电机无功功率增加量的标么值；δ1*和δ2*为两台发电机组电压调差系数的标么值。因此，在无功功率波动时，两台并联发电机的无功分配与电压调差系数大小成反比。假设并联运行的每台发电机的电压调差系数相等，各发电机就会依容量大小自动分担负荷功率的波动值。在真实的电网环境中，电压调差系数通常取3%～5%。

3 系统的建模与仿真

3.1 风储一体系统模型概况

图4为风储一体发电系统并网模型图。

图4 风储一体发电系统并网模型图

模型的仿真运行模式如表1所示。

表1 系统运行模式与负荷状态表

3.2 仿真结果研究

3.2.1锂电池性能

电池荷电状态特性说明：电池荷电状态(State of Charge，SOC)定义为：在规定放电倍率的情况下，电池中剩余电量与在相同条件下电池的额定容量的比值，即：

(9)

图5 锂电池电压曲线图

图6 锂电池电流曲线图

图7 锂电池SOC曲线图

式中：Qrem为电池的剩余容量；Qrat为电池的额定容量；当电池充满电时SOC=100%；电池放完电时SOC=0%。

由图5～图7可知：2.5～4 s、6～7 s、12～14 s和17～20 s，锂电池吸收功率，SOC值平稳上升；10～11.5 s、14～17 s，锂电池发出功率，SOC值平稳下降。由波形可见：锂电池放电曲线较平稳，且能保持相对稳定的电压水平，与锂电池的充放电特性相符。

3.2.2风力发电功率平抑

图8、图9中，P2、P1和PT分别为风力发电输出有功功率、储能电池输出(吸收)有功功率和风储一体发电系统输出功率。由图可知，初始状态下，风力发电系统的电能全部向负荷和电网输送，储能系统处于备用。

由图8可知，储能电池发出(吸收)功率的变化根据风力发电单元输出功率的变化而变化。当风力发电单元输出有功大于1.2 MW时，储能电池会实时吸收多余的有功功率；当风力发电单元输出有功小于1.2 MW时，储能电池实时发出差额的有功功率以弥补功率的不足，从而平抑了由于风速的改变而造成的输出功率波动。

图8 储能与风力发电单元的输出功率

图9 风储一体发电系统输出功率

3.2.3有功功率与频率的仿真结果

图10和图11中：P1、P2、Pgrid分别为负荷1、2吸收的有功功率和无穷大电网提供的有功功率。由图中可知：0～12 s，风储系统与无穷大电网共同承担系统中负荷1的有功功率；12 s时运行模式由并网变为孤岛，由风储系统承单独担负荷的全部有功功率；12～14 s，储能电池吸收有功功率与0～12 s无穷大电网吸收的有功功率基本相等；14～17 s，储能系统发出0.5 MW，以满足14 s时增投的负荷2所导致的有功功率需求的增加；17 s，由于负荷2被切除，储能系统迅速由发出0.5 MW转变为吸收0.075 MW。

图10 负荷1、2上消耗的有功功率

图11 无穷大电网提供的有功功率

图12 系统频率

如图12所示，f为系统频率。由于VSG能平抑功率，所以f在0～12 s内始终稳定于50 Hz。在12 s时由于运行状态的改变以及一次调频的作用，频率升高并稳定在50.06 Hz左右。在14 s时，在运行模式不变的情况下，增投负荷2，频率相应下降并且稳定在49.6 Hz左右。在17 s时，在孤岛的情况下，切除增投的负荷2，频率经过短时振荡即回到并且稳定在50.06 Hz左右。

3.2.4无功功率与电压的仿真结果

图13中，Q1、Q2分别为负荷1、2吸收的无功功率；图14中Qgrid为电网提供的无功功率；图15为并网点电压波形。

图13 负荷1、2上消耗的无功功率

图14 无穷大电网提供的无功功率

图15 风储一体系统的并网相电压幅值

由图13可知：0～12 s，系统所带的负荷一直恒定。风储一体系统与无穷大电网共同向负荷1提供无功功率。在12 s时由于运行状态的改变，风储系统单独承担系统中负荷1的无功功率，储能系统发出约80 kvar的无功功率给负荷1，使系统的端电压和负荷上的电压基本稳定。

在14 s时，增投负荷，从Q1波形图可以看出：储能单元立刻增发约20 kvar的无功功率以满足因负荷2引发的无功功率需求的增加。系统中的无功功率依靠增发的无功功率仍然维持平衡，如图14所示。即使输电线上无功功率的增多使线路压降的增大，导致负荷上的电压有了轻微的下降，但由电压波形图可知，无论是风储一体系统的端电压还是负荷1、负荷2上的电压均能够维持稳定在额定值附近且波动不超过1%。

在17 s时，负荷2切除，储能单元发出的无功功率由100 kvar重新回到80 kvar，系统电压依旧保持稳定。

4 结束语

本文研究了传统同步发电机的特性，提出将VSG作为储能系统的控制方法，掌握了VSG的算法和模型之后，最终搭建了以锂电池储能为核心的风储一体发电系统，并在运行模式变化和负荷状态改变等情况下对其进行了仿真验证。最终，通过仿真结果证明，VSG技术可以实现储能输出功率根据电网有功功率、无功功率的波动以及系统电压、频率的变化进行实时地调节，并让系统的电压、频率保持在标准允许的范围内。