本發(fā)明涉及儲能系統(tǒng)優(yōu)化控制技術領域，具體涉及一種基于大容量儲能系統(tǒng)的孤島并聯(lián)運行的控制方法。

背景技術：

化石能源的消耗以及全球變溫問題的日益嚴重促進了可再生能源并網(wǎng)發(fā)電技術的快速發(fā)展。近年來，光伏與風電等可再生能源并網(wǎng)穿透力不斷增強，由于分布式發(fā)電單元輸出功率具有隨機性和間歇性特點，為了提升系統(tǒng)電能質量和穩(wěn)定性，通常將在風光發(fā)電系統(tǒng)中配置大功率儲能系統(tǒng)構成小型獨立自治微電網(wǎng)。

微電網(wǎng)可以運行在并網(wǎng)和孤島模式，在并網(wǎng)模式期間儲能系統(tǒng)主要采用功率平抑控制策略減小間歇性和隨機性波動功率影響電力系統(tǒng)穩(wěn)定性，在孤島期間儲能系統(tǒng)需要建立電壓和頻率保證孤島系統(tǒng)能夠自治穩(wěn)定運行。與并網(wǎng)運行相比，大功率蓄電池儲能系統(tǒng)并聯(lián)孤島運行工況更加復雜，對于如何實現(xiàn)多個蓄電池儲能系統(tǒng)功率均分控制是主要關鍵難點。在傳統(tǒng)下垂控制中，系統(tǒng)沒有考慮蓄電池的實際荷電狀態(tài)，也沒有考慮蓄電池荷電狀態(tài)的安全運行范圍，不利于實現(xiàn)多個蓄電池儲能系統(tǒng)的均分控制。

技術實現(xiàn)要素：

本發(fā)明的目的在于克服現(xiàn)有控制方式的不足，提供一種基于大容量儲能系統(tǒng)的孤島并聯(lián)運行的控制方法。

實現(xiàn)本發(fā)明目的的技術方案為：一種基于大容量儲能系統(tǒng)的孤島并聯(lián)運行的控制方法，包括以下步驟：

步驟一、建立兩級式拓撲結構的光伏發(fā)電系統(tǒng)，前級采用boost變換器進行最大功率跟蹤控制，后級采用電壓源型逆變器進行功率控制；

步驟二、建立由永磁同步電機、風力渦輪機以及雙PWM變換器組成的風力發(fā)電系統(tǒng)，其中機側變換器用于最大功率跟蹤，網(wǎng)側變換器用于直流電壓控制；

步驟三、建立由蓄電池陣列和電壓源型逆變器組成的大容量蓄電池儲能系統(tǒng)；

步驟四、在孤島運行模式時，將步驟三建立的系統(tǒng)采用下垂控制方法維持PCC電壓和頻率穩(wěn)定；

步驟五、根據(jù)蓄電池荷電狀態(tài)初始值的不同將儲能系統(tǒng)運行狀態(tài)分為兩種情況：相同的荷電狀態(tài)和不同荷電狀態(tài)；

荷電狀態(tài)相同時，對功率進行平均分配；

荷電狀態(tài)不同時根據(jù)SOC的狀態(tài)調整儲能變換器的輸出功率情況，將儲能系統(tǒng)的充放電方式分為三種；

1)當蓄電池儲能系統(tǒng)的荷電狀態(tài)均未達到上限或者下限閾值時，此時多個儲能系統(tǒng)按照SOC實際狀態(tài)進行功率均分控制；

2)當多個蓄電池儲能系統(tǒng)中的任意一個蓄電池SOC達到上限閾值時，啟動變下垂控制調整下垂曲線使其充電功率逐漸變小，而蓄電池SOC未達到上限閾值的系統(tǒng)充電功率逐漸增加；

3)當多個蓄電池儲能系統(tǒng)中的任意一個蓄電池SOC進入下限閾值時，啟動變下垂控制策略使其放電功率逐漸變小，而蓄電池SOC未進入下限閾值的儲能系統(tǒng)放電功率逐漸增加。

與現(xiàn)有技術相比，本發(fā)明具有以下優(yōu)點：

(1)本發(fā)明采用變下垂控制法，克服了傳統(tǒng)方法難以均分控制的問題，避免常規(guī)方法控制信號的不精確性，該方法能夠在SOC處于正常運行區(qū)間使得儲能并聯(lián)系統(tǒng)按照SOC實際狀態(tài)進行均分分配，在SOC達到上限或者下限閾值時，通過控制策略能夠使得SOC較大的蓄電池充電功率逐漸減小，SOC較小的蓄電池放電功率逐漸減小，進而能夠盡可能的防止蓄電池出現(xiàn)過度充電和過度放電現(xiàn)象，減小儲能系統(tǒng)切除的概率，提升可靠性；

(2)與傳統(tǒng)的儲能系統(tǒng)控制方法相比，本發(fā)明發(fā)揮了蓄電池充放電的靈活性，既符合儲能系統(tǒng)的實際需求，又提高了蓄電池的壽命，達到了工業(yè)用戶的心理期望。

附圖說明

圖1為本發(fā)明的應用的大容量儲能系統(tǒng)應用的典型結構示意圖。

圖2為本發(fā)明的應用的下垂控制原理圖。

圖3為本發(fā)明的應用的改進下垂控制的內部結構示意圖。

圖4(a)和圖4(b)為本發(fā)明考慮蓄電池SOC上限和下限的變下垂因子的計算原則示意圖。

圖5(a)-圖5(f)為本發(fā)明實施例在蓄電池SOC達到下限時的仿真結果圖，圖5(a)為風機輸出功率，圖5(b)為負載功率，圖5(c)為光伏輸出功率，圖5(d)為儲能系統(tǒng)輸出功率，圖5(e)為蓄電池1的SOC，圖5(f)為蓄電池2的SOC。

圖6(a)-圖6(f)為本發(fā)明實施例在蓄電池SOC達到上限時的仿真結果圖，圖6(a)為風機輸出功率，圖6(b)為負載功率，圖6(c)為光伏輸出功率，圖6(d)為儲能系統(tǒng)輸出功率，圖6(e)為蓄電池1的SOC，圖6(f)為蓄電池2的SOC。

具體實施方式

參見圖1，為本發(fā)明的應用的大容量儲能系統(tǒng)應用的典型結構示意圖，大容量儲能系統(tǒng)通常配置在光伏和風電發(fā)電系統(tǒng)中。光伏采用兩級式拓撲結構，前級采用boost變換器實現(xiàn)最大功率跟蹤控制，后級采用電壓源型逆變器實現(xiàn)功率控制。風力發(fā)電系統(tǒng)由永磁同步電機、風力渦輪機以及雙PWM變換器組成，機側變換器實現(xiàn)最大功率跟蹤，而網(wǎng)側變換器實現(xiàn)直流電壓控制。蓄電池儲能系統(tǒng)主要由蓄電池陣列和電壓源型逆變器組成，在并網(wǎng)模式下儲能系統(tǒng)主要工作在功率平抑控制模式，減小電網(wǎng)側的功率波動，提升電能質量；在孤島運行模式下，多個并聯(lián)型儲能系統(tǒng)主要采用下垂控制維持PCC電壓和頻率穩(wěn)定，為本地負載提供電壓和頻率支撐，實現(xiàn)不間斷供電。

本發(fā)明的一種基于大容量儲能系統(tǒng)的孤島并聯(lián)運行的控制方法，包括以下步驟：

步驟一、建立兩級式拓撲結構的光伏發(fā)電系統(tǒng)，前級采用boost變換器進行最大功率跟蹤控制，后級采用電壓源型逆變器進行功率控制；

步驟二、建立由永磁同步電機、風力渦輪機以及雙PWM變換器組成的風力發(fā)電系統(tǒng)，其中機側變換器用于最大功率跟蹤，網(wǎng)側變換器用于直流電壓控制；

步驟三、建立由蓄電池陣列和電壓源型逆變器組成的大容量蓄電池儲能系統(tǒng)；

步驟四、在孤島運行模式時，將步驟三建立的系統(tǒng)采用下垂控制方法維持PCC電壓和頻率穩(wěn)定，為本地負載提供電壓和頻率支撐；

步驟五、根據(jù)蓄電池荷電狀態(tài)初始值的不同將儲能系統(tǒng)運行狀態(tài)分為兩種情況：相同的荷電狀態(tài)和不同荷電狀態(tài)；

荷電狀態(tài)相同時，對功率進行平均分配；

荷電狀態(tài)不同時根據(jù)SOC的狀態(tài)調整儲能變換器的輸出功率情況，將儲能系統(tǒng)的充放電方式分為三種；

1)當蓄電池儲能系統(tǒng)的荷電狀態(tài)均未達到上限或者下限閾值時，此時多個儲能系統(tǒng)按照SOC實際狀態(tài)進行功率均分控制；

2)當多個蓄電池儲能系統(tǒng)中的任意一個蓄電池SOC達到上限閾值時，啟動變下垂控制調整下垂曲線使其充電功率逐漸變小，而蓄電池SOC未達到上限閾值的系統(tǒng)充電功率逐漸增加；進而避免蓄電池因SOC達到上限進入停止模式；

3)當多個蓄電池儲能系統(tǒng)中的任意一個蓄電池SOC進入下限閾值時，啟動變下垂控制策略使其放電功率逐漸變小，而蓄電池SOC未進入下限閾值的儲能系統(tǒng)放電功率逐漸增加，進而避免蓄電池因SOC達到下限進入停止模式。

進一步的，如圖2、圖3所示，步驟五中變下垂控制策略具體為：

引入蓄電池之間的比值系數(shù)k，將系數(shù)k分別與功率參考值和下垂系數(shù)進行相乘進而改變儲能逆變器的下垂系數(shù)和功率參考點，使其按照SOC實際狀態(tài)進行功率均分，變下垂控制等式為：

(P^*·k-P)·k_p·k＝ω^*-ω

(Q^*·k-Q)·k_q·k＝u_ref-u_m

式中，P^*和P分別為有功功率指令和實際值，Q^*和Q分別為無功功率指令和實際值，k_p和k_q分別為有功下垂系數(shù)和無功下垂系數(shù)，ω^*和ω分別為基波角頻率指令值和實際值，u_ref和u_m分別為電壓額定值和實際值，k為第一蓄電池和第二蓄電池的荷電狀態(tài)比值。

將蓄電池SOC經(jīng)過滯環(huán)控制器；

參見圖4(a)-圖4(b)，蓄電池SOC達到下限和上限閾值時有功功率下垂的表達式分別為：

(P^*·k-P)·k_p·k+k_xm＝ω^*-ω

(P^*·k-P)·k_p·k+k_sm＝ω^*-ω

式中：k_xm為下限變下垂因子；k_sm為上限變下垂因子；

當SOC達到下限閾值時，其滯環(huán)控制器輸出為1激活積分支路，此時下限變下垂因子k_xm逐漸增加，使得達到下限的蓄電池儲能逆變器輸出功率逐漸減??；

當SOC達到上限閾值時，其滯環(huán)控制器輸出為1激活積分支路，使得k_sm逐漸增加，進而使得達到上限的儲能逆變器吸收功率減??；

通過變下垂因子可以調整變下垂控制輸出曲線特性進而調整儲能變換器的功率狀態(tài)以保證蓄電池SOC處于安全運行范圍。

通過仿真軟件搭建風光儲孤島運行的仿真模型。光伏發(fā)電系統(tǒng)額定功率為0.5MW，風力發(fā)電系統(tǒng)額定功率為1.5MW，蓄電池儲能系統(tǒng)容量為1200Ah，額定功率為2MW。下面分為兩種情況進行仿真，分別為模式1和模式2。模式1為其中一個蓄電池SOC達到下限閾值，模式2為其中一個蓄電池SOC達到上限閾值。設置SOC上限為85％，下限為35％，上限閾值為80％，下限閾值為40％。當達到下限或者上限閾值時啟動變下垂控制，當蓄電池SOC達到上限和下限時，儲能系統(tǒng)停止工作。

圖5(a)-圖5(f)為本發(fā)明在蓄電池SOC達到下限時的仿真結果圖，圖5(a)為風機輸出功率，圖5(b)為負載功率，圖5(c)為光伏輸出功率，圖5(d)為儲能系統(tǒng)輸出功率，圖5(e)為蓄電池1的SOC，圖5(f)為蓄電池2的SOC。

在起始階段，蓄電池1的初始SOC為40.6％，蓄電池2的初始SOC為81.2％，大功率蓄電池儲能系統(tǒng)首先建立穩(wěn)定交流電壓和頻率，負載功率為1.8MW，仿真波形與模式1類似。在5s時，光伏發(fā)電系統(tǒng)和風力發(fā)電系統(tǒng)接入交流母線，此時風速為7m/s，光照強度為1000W/m²，采用MPPT算法可以實現(xiàn)分布式發(fā)電單元的最大功率運行，分布式發(fā)電單元輸出功率小于負載功率，不足的功率由儲能系統(tǒng)提供。在7s時，風速由7m/s變?yōu)?m/s，此時風速增加，風機輸出功率增加。在10s時負載功率由1.8MW增加至3.3MW，儲能系統(tǒng)按照SOC狀態(tài)輸出功率，當達到17.08s時，蓄電池1的SOC達到下限閾值40％，因此啟動變下垂控制，使得蓄電池1的輸出功率逐漸減小，而蓄電池2的功率逐漸增加進而減緩蓄電池1的荷電狀態(tài)達到下限速度，防止蓄電池1較快的達到下限。

圖6(a)-圖6(f)為本發(fā)明在蓄電池SOC達到上限時的仿真結果圖，圖6(a)為風機輸出功率，圖6(b)為負載功率，圖6(c)為光伏輸出功率，圖6(d)為儲能系統(tǒng)輸出功率，圖6(e)為蓄電池1的SOC，圖6(f)為蓄電池2的SOC。

在起始階段，蓄電池1的初始SOC為41％，蓄電池2的初始SOC為79.8％，大功率蓄電池儲能系統(tǒng)首先建立穩(wěn)定交流電壓和頻率，負載功率為0.6MW。在5s時，光伏發(fā)電系統(tǒng)和風力發(fā)電系統(tǒng)接入交流母線，此時風速為8m/s，光照強度為1000W/m²，采用MPPT算法可以實現(xiàn)分布式發(fā)電單元的最大功率運行，分布式發(fā)電單元輸出功率大于負載功率，剩余的功率對儲能系統(tǒng)進行充電，蓄電池SOC逐漸增加。在9s和12s時，風速分別為10m/s和11m/s，此時風速增加，風機輸出功率增加，分布式發(fā)電單元與負載吸收功率差值變大，蓄電池儲能系統(tǒng)充電功率增加，SOC上升速度增加。在24.55s時，蓄電池2的SOC達到上限閾值80％，此時啟動變下垂控制，從圖中可以看出變下垂控制能夠使得蓄電池2的吸收功率逐漸減小，而蓄電池1的吸收功率逐漸增加，進而防止蓄電池2達到上限。

以上所述僅為本發(fā)明的較佳實施例而已，并不用以限制本發(fā)明，凡在本發(fā)明的思想和原則之內所作的任何修改、等同替換和改進等，均應包含在本發(fā)明的保護范圍之內。