劉星宇， 徐少華， 李相俊， 韓曉娟

(1.中國電力科學研究院有限公司，北京100192；2.華北電力大學控制與計算機工程學院，北京102206)

近年來，電化學儲能技術的商業(yè)化已較為成熟，國內先后建成了數十座大規(guī)模電化學儲能電站，并建立了包含電化學儲能系統(tǒng)檢測指標、檢測方法、檢測流程和檢測平臺的儲能系統(tǒng)檢測評價體系[1-2]。隨著電網規(guī)模的擴大，單臺儲能變流器(power converter system，PCS)無法滿足輸電能力的要求，通常采用多PCS 并聯(lián)提高電站輸電能力。然而由于并網阻抗的存在，多機并聯(lián)的拓撲關系結構會引發(fā)PCS 間相互耦合，影響系統(tǒng)穩(wěn)定性，單靠測試設備對儲能系統(tǒng)進行測試與評價已經不能滿足要求。因此，需要在原有研究的基礎上，基于儲能系統(tǒng)實際測試數據建立可真實反映儲能系統(tǒng)輸出特性的仿真模型，并根據不同時間尺度條件下的仿真結果分析并網穩(wěn)定判據，為實際儲能系統(tǒng)的運行維護提供參考依據[3-5]。

PCS 多機并聯(lián)后通過變壓器接入母線是現階段儲能電站的主流拓撲結構。以青海格爾木時代新能源光伏儲能電站為例，該項目為50 MWp 光伏電站，配置了15 MW/18 MWh 磷酸鐵鋰電池儲能系統(tǒng)，用來提高光伏電站的可調度性，促進電網和光伏發(fā)電的協(xié)調發(fā)展，并減少棄光電量，項目于2016年開始并網發(fā)電，屬于大規(guī)模儲能與發(fā)電站聯(lián)合運行的典型案例。該儲能電站的拓撲結構如圖1 所示，儲能系統(tǒng)以3 MW 為一個單元，每個單元經過6 臺500 kW 儲能變流器接入一臺3.15 MVA 升壓變的低壓側母線，升壓至35 kV 后再通過110 kV 升壓站接入變電站。

圖1 青海格爾木時代新能源光儲電站單元拓撲圖

目前已有相關文獻，對PCS 多機并聯(lián)乃至大規(guī)模儲能電站的建模進行了一定研究，文獻[6]基于下垂控制設計了2 臺PCS 并聯(lián)接入微電網的仿真系統(tǒng)，并分析了模型參數對PCS及并聯(lián)系統(tǒng)的影響；文獻[7]使用諾頓等效電路搭建了多臺PCS 并聯(lián)仿真運行模型并對其穩(wěn)定性進行了分析，但單臺與并聯(lián)的規(guī)格均與現役主流儲能電站不符；文獻[8]參照光儲系統(tǒng)結構搭建了光儲聯(lián)合電站模型從而研究儲能設備在電站控制中的應用，但未考慮到具體電站拓撲結構；文獻[9]以調度特性作為基礎搭建了電池儲能系統(tǒng)優(yōu)化調度模型，但無法表征系統(tǒng)內部運行特性。同時，上述文獻在對系統(tǒng)穩(wěn)定性進行判定時均未考慮不同PCS 間的參數差異與具體拓撲結構的影響。

綜上所述，本文以實物電站作為研究對象，首先按電站規(guī)格對單體PCS 參數進行設計，并通過設定參數取值范圍體現各單體間的差異；之后通過一種dq 坐標系下的全解耦控制策略，消除了多PCS 間耦合對系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響；然后根據電站拓撲結構連接各PCS，完成大規(guī)模儲能電站的等值建模；最后基于現行儲能電站檢測標準對電站模型進行仿真，并通過與實測數據的對比驗證所建模型的性能，為實際儲能系統(tǒng)檢測提供參考依據。

1 儲能電站建模

1.1 PCS 參數設計

儲能PCS 的主要組成部分為逆變器與濾波器，其中LCL型濾波器因其對高次諧波的優(yōu)良衰減效果與低開關頻率下的性能優(yōu)勢，在實際應用中逐漸代替了傳統(tǒng)的L 型濾波器[10-11]。圖2 為三相并網逆變器拓撲結構圖，圖中VT1-VT6代表左側三相逆變電路的各個IGBT 開關管，R1為變流器側濾波電感L1的等效內阻，R2為網側濾波電感L2的等效內阻，C 為LCL 濾波器的電容。

圖2 PCS 并網運行拓撲

由文獻[12-14]的分析可以總結出，濾波器參數的設計原則應滿足在盡量節(jié)省電感磁芯材料的條件下，使得濾波效果最好，同時需要保證諧振頻率不能過小，以免對電流控制器的設計提出過高要求。LCL 濾波器的參數選取應遵守以下條件：

(1)LCL 濾波器因自身電感會產生阻抗，阻抗導致的壓降應小于額定電網電壓的10%；

控制策略部分采取傳統(tǒng)的PI 控制器，按照文獻[8]的方法首先使用dq 變換對abc 坐標系下的三相電流進行轉換，從而實現dq 軸分量的解耦，然后采用電容電流作為反饋量進行PI控制，最后通過SPWM 調制輸出控制信號。同時，由于數臺PCS 處于并聯(lián)狀態(tài)，各PCS 以公共耦合點(point of common coupling，PCC)電壓Upcc并入電網。Upcc與電網電壓之間的耦合關系為：

式中：Upccd和Upccq分別為Upcc在d 軸和q 軸的電壓分量；Rg和Lg為濾波器并網產生總阻抗的等效電阻及電感；Id和Iq分別為并網電流的dq 軸分量；Ed和Eq分別為并網電壓的dq 軸分量。因儲能系統(tǒng)一般只產生或接收有功功率，即Iq可以忽略，Upccd受Id的影響較大，在dq 軸控制中使其為0，即可消除耦合。同時PI 控制的作用系統(tǒng)的無差性可以得到保證。在對dq 坐標系下的儲能系統(tǒng)進行全解耦后，采用圖3 所示的電容電流反饋控制來實現對并網電流的控制。

圖3 PCS電容電流反饋控制框圖

通過疊加定理，可求得PCS 的并網輸出電流表達式為：

其中：

式中：Kp和Ki為PI 控制器的比例系數與積分系數；R 為反饋控制需要設定的虛擬電阻。由式(2)可知，并網電流Iabc中PI 控制參數對系統(tǒng)穩(wěn)定的影響體現于式(2)中1+GK(s)的系統(tǒng)穩(wěn)定性。同時由式(4)可知，微分系數對系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響較小，但通過繪制不同比例增益下的Bode 圖可以在保證系統(tǒng)穩(wěn)定的前提下求出合適的比例系數。

首先設定Ki=103，對比例系數進行整定：分別在Kp=0、20、40、60、80 時，畫出系統(tǒng)的Bode 圖，如圖4 所示。

由圖可見，Kp=40 時的系統(tǒng)頻率響應曲線諧振尖峰抑制效果最好，控制系統(tǒng)閉環(huán)穩(wěn)定，而且相角裕度滿足了系統(tǒng)良好的動態(tài)追蹤性能。然后在Kp取值為40 時使用傳統(tǒng)PI 參數整定方法進行整定，最后求得的控制效果最優(yōu)的微分系數i為Ki=2.85×103。

圖4 Kp取不同值時的Bode圖

考慮到實際電站中各PCS 的電子元件的參數一致性較差，在仿真模型中濾波器的濾波電感與電容均通過設定取值范圍的方式隨機取值。綜上所述，PCS 各項參數取值見表1。

1.2 變壓器參數設計

參照圖1 的電站拓撲圖，多臺PCS 并聯(lián)接入母線需要經過10 kV/380 V 三相變壓器。出于貼近實物的目的考慮，仿真鐵芯設定為不飽和[17]，三相變壓器的類型選擇為三個單相變壓器組合實現，雙繞組聯(lián)結方式變壓器兩側均選擇為中性點接地的Y 連結方式[18]。變壓器的各項參數取值見表2。

1.3 Simulink 平臺的儲能電站模型

儲能電站模型的搭建平臺選用Simulink 平臺，該平臺自帶的Simpowers 元件庫可以支持對儲能電站的關鍵部分三相電橋和變壓器進行簡單的仿真，同時也便于對后續(xù)的數據進行處理。以圖1 的青海格爾木時代新能源光伏儲能電站拓撲作為參考對象，將1.1 中設計的500 kW PCS 單體共30 臺，每6臺并聯(lián)作為一個3 MW 單元并通過變壓器接入匯流母線，即可搭建出如圖5 所示的儲能電站仿真模型。

表1 PCS 仿真參數

表2 三相變壓器相關參數 p.u.

圖5 Simulink 平臺儲能電站仿真模型

2 基于測試標準的大規(guī)模儲能系統(tǒng)接入電網仿真分析

標準GB.T 36548-2018《電化學儲能系統(tǒng)接入電網測試規(guī)范》的主要適用對象為額定功率100 kW 及以上，可在額定功率放電工況下工作15 min 以上的于35 kV 以下電壓等級電網工作的并網型儲能電站，對該種電站的設備與測試相關內容進行了規(guī)定。參照該標準對大規(guī)模儲能系統(tǒng)仿真模型進行測試，并將仿真結果與南瑞電氣設備與工程能效測評中心出具的青海格爾木時代新能源光儲電站15 MW/18 MWh 儲能系統(tǒng)的檢測報告結果進行對比，從而對仿真系統(tǒng)的性能進行驗證。其中，各項測試的仿真采樣步長均為5×10-6s，實測值的數據粒度則因測試項目而有所分別。

2.1 充放電調節(jié)時間測試

具體測試方法為：在系統(tǒng)處于熱備用狀態(tài)時，向儲能系統(tǒng)發(fā)送額定功率充放電指令，記錄開始放電時刻；然后當放電功率偏差維持在儲能系統(tǒng)額定功率的2%以內時，該時刻與開始放電的時間差值為放電調節(jié)時間；重復以上操作兩次，取最大調節(jié)時間作為測試結果。

圖6 和圖7 為三次測試中采用為測試結果的充放電功率調節(jié)時間仿真與實測曲線，其中實測數據的采樣步長為4×10-5s。仿真與實測的調節(jié)時間對比如表3，仿真系統(tǒng)充放電調節(jié)時間與實測值基本一致(誤差在15 ms 以內)，證明了仿真系統(tǒng)的有效性。

圖6 放電功率調節(jié)時間測試曲線

圖7 充電功率調節(jié)時間測試曲線

表3 充放電調節(jié)時間對比 s

2.2 有功功率調節(jié)能力測試

有功功率調節(jié)能力的測試分兩步:第一步按固定差額逐漸增加設定充放電有功功率并觀察控制效果;第二步則是在額定功率附近不斷改變功率值，來對儲能系統(tǒng)正常運行中可能出現的功率微調工況進行模擬。

2.2.1 梯度功率變化充放電有功功率測試

具體測試方法為：按圖8 所示，設置系統(tǒng)初始有功功率為0，然后調節(jié)放電或充電有功功率至±0.25P額定、±0.5P額定、±0.75P額定、±P額定，然后逐級降低充電或放電有功功率至±0.75P額定、±0.5P額定、±0.25P額定、0，記錄對應的功率值和變化曲線。

圖8 充放電有功功率測試設定曲線1

按測試步驟仿真后得到的梯度充放電功率曲線與實測功率曲線的對比見圖9 所示，因仿真系統(tǒng)不存在實際系統(tǒng)的響應時間，故實驗過程較實測快。其中實測數據取200 ms 作為數據計算時間窗，計算對應的有功功率平均值。在各額定功率數值下，功率曲線均可迅速調節(jié)至平穩(wěn)，而且波形畸變率也較小。具體數值分析如表4，無論在充電還是放電階段，控制效果穩(wěn)定后平均絕對誤差的仿真與實測值基本一致，誤差在3 kW 以內。

圖9 梯度功率充放電曲線與實測功率曲線對比

表4 梯度功率變化充放電有功功率測試數值分析 kW

2.2.2 額定功率附近功率變化有功功率測試

圖10 所示為設置系統(tǒng)初始有功功率為0，調節(jié)有功功率至0.9P額定、-0.9P額定、0.8P額定、-P額定、P額定、-0.8P額定，各點保持一段時間，記錄對應的功率值和變化曲線。

圖10 充放電有功功率測試設定曲線2

按測試步驟仿真后得到的梯度充放電功率與實測功率曲線的對比如圖11 所示。其中實測數據取200 ms 作為數據計算時間窗，計算功率平均值。該實驗各設定功率比起梯度功率充放電實驗更接近額定功率，具體數值分析如表5，仿真數據與實測數據的平均絕對誤差與最大絕對誤差基本一致。綜合兩個有功功率調節(jié)能力測試可以總結出，本文使用的儲能系統(tǒng)模型可以適應儲能系統(tǒng)出力需求，迅速調節(jié)功率，證明了系統(tǒng)在額定功率范圍內的正常運行能力。

圖11 充放電有功功率曲線

表5 充放電有功功率測試數值分析 kW

2.3 光儲聯(lián)合系統(tǒng)運行控制測試與對比

大型儲能電站仿真中，如文獻[19]中設計的光伏電站，往往各個儲能單元、升壓變壓器、濾波器參數均相同，在穩(wěn)態(tài)、短路等暫態(tài)工況下外部特性一致。故為減少仿真計算量，將整個仿真模型等效為一個整體，只包含單臺儲能逆變器，單臺變壓器與單條輸電線路，從而將模型簡化為整體等效模型。該種仿真模型著重研究電站的整體外部特性，可以更直觀地表現整體電壓與功率，同時仿真時間相對較短[19]。圖12為光伏電站整體等效仿真模型的示意圖。

圖12 儲能電站整體等效仿真模型

作為建模對象的青海格爾木時代新能源光儲電站15 MW/18 MWh 儲能系統(tǒng)，其主要工作模式為接受光伏電站并網狀態(tài)與出力調度，從而達到改善光伏電站輸出特性，提升新能源消納水平，與進行輔助調峰調頻的功能。通過在并網狀態(tài)下發(fā)布手動調度指令，可以對并網模式下的儲能電站出力精度進行檢測。

出力精度的測試基于手動模式下功率指令與接收到的功率值之差，出力精度誤差=100%×(測量值-設定值)/設定值，按標準規(guī)定，合格的儲能電站各項出力精度均不應低于90%。測試方法為：首先測試各PCS 出力精度，對1 到5 號儲能單元的每一臺PCS 有功功率設置為0，然后逐漸升高放電或充電有功功率到±100、±300、±500 kW，記錄對應功率值，每次功率穩(wěn)定后維持一段時間，再繼續(xù)下發(fā)下一功率指令；然后以全站為規(guī)模測試出力精度，設置全站有功功率為0，逐漸升高充放電有功功率至全站最大有功功率的25%、50%、75%、100%，并記錄對應功率值與出力精度。

對本文搭建的光儲電站等值仿真模型與圖11 所示的整體等效仿真模型分別進行出力精度測試，并將結果與在青海格爾木時代新能源光儲電站15 MW/18 MWh 儲能系統(tǒng)進行的同種出力精度測試進行對比，對比結果見表6。

表6 出力精度測試數值分析 %

由表6 的數值分析可以看出，兩種仿真模型的全站出力精度范圍與實測基本一致，其中本文所建模型因控制參數取值等原因與實測數據的出力精度差略大于整體等效模型，但在單PCS 出力精度方面，整體等效仿真模型因將整個模型等效為單臺儲能逆變器并網，仿真結果無法表現出某些PCS 單體因元件參數差異等原因導致的出力精度相對較低的情況。使用該種模型進行大規(guī)模儲能電站建模，則可能導致全站出力精度符合標準，而PCS 單體出力精度不合格，從而對儲能電站運行造成安全隱患。

3 結論

本文參照目標電站拓撲建立了適用于大規(guī)模儲能電站的儲能系統(tǒng)仿真模型，并基于相關測試標準對模型進行仿真分析并與實際儲能電站的測試數據進行對比分析，驗證了模型的有效性。具體結論如下所述：

(1)功率控制能力方面，實測數據與模型仿真結果均控制在40 ms 左右，而且仿真結果與實測值基本一致；額定范圍內的功率曲線穩(wěn)定后，最大絕對誤差保持在額定功率的2%以內，而且仿真與實測值基本一致，誤差在3 kW 以內；

(2)因各PCS 之間的耦合與參數一致性較差等原因，儲能系統(tǒng)內部各單元的輸電能力呈現出差異，并對系統(tǒng)穩(wěn)定性產生影響。與傳統(tǒng)的整體等效仿真模型相比，本文所建仿真模型可以表現出這種性能上的差異，預防并聯(lián)系統(tǒng)諧振與個別單元不符合標準的情況；

(3)本文模型可以對儲能電站暫態(tài)運行工況進行模擬，并在輸出特性上與實際電站表現相近，為儲能電站的運維提供了數據參考，同時為大規(guī)模儲能電站運行穩(wěn)定判據的研究提供了分析基礎。