基于储能稳压的交直流混合电能路由器协调控制策略

0 引言

受能源危机和环境问题的驱动,以电力为核心的能源互联网得到广泛关注[1-5]。电能路由器(power router,PR)作为构建能源互联网的关键装备,可实现以电能为核心的多能源互联、交直流灵活变换、能量的双向流动等,有效减小多能源分散接入电力系统带来的不利影响[6-7],将是未来智能配电装备的重要研究方向。

目前,PR在组网结构形态[8-9]、线路容量配置[10]、关键技术及功能[11]、主回路结构及功能仿真[12]、运行控制[13-14]、关键参数设计[15]等多个方面都已开展相关研究。由文献[8-15]可看出,PR内部包含多个/多种变换器以满足多种能源的转换、变换及交直流负荷接入等需求。而PR各变换器通过某一固定电压的公共直流母线连接是更合适的选择[16]。那么控制直流电压稳定即可控制分布式电源、负荷及自身储能间的功率平衡。文献[17]引入大电容稳定直流母线电压,然而大电容会造成系统体积大、响应慢等问题。文献[18-20]分别应用混合储能、无通信互联线储能系统及多层控制实现直流母线的稳定控制。

然而,以往研究多分析单个AC/DC或DC/DC变换器控制策略,PR各个端口间协调控制策略的研究却相对较少。同时,并网变换器在并/离网间变化时,需要PQ和V/f模式切换 [21-22],增加了控制复杂性。虚拟同步机控制策略[23-24]通过功率指令控制并网和负载供能。若将该控制策略用于PR交流端口控制中,即可实现PR的友好并网;又可在离网时直接为负载供能,无需并、离网模式切换。在端口间协调控制方面,文献[25]通过级联系统中整流器的输出功率等于逆变器输入功率来限制直流电压的波动,却造成整流和逆变控制器间的耦合。文献[26]用双向DC/AC变流器控制母线电压,其余电源控制功率输出,解除耦合,但并网转为独立运行时,需由储能单元控制直流母线电压,同样增加了控制复杂性。若PR中始终由储能单元控制直流母线电压,DC/AC变流器可灵活调节交、直流系统间功率交互,控制简单易行。

此外,PR还应具备电网馈线间互联功能[27-28],在PR单端电网故障时,通过另一端口并网协调供电,实现潮流瞬时转供,体现其网间电能“路由”功能。PR两端电网均故障时,通过自身储能维持自稳定运行,将有效保障重要负荷电力供应,提高供电连续性及可靠性。

基于上述研究,本文组合多变换器构成PR结构,提出4种运行模式并分析各模式下的功率流动情况,提出基于储能稳定直流电压的协调控制策略,实现PR各模式下多个端口及各级变换器间能量的灵活传递及功能。通过仿真及实验验证了所提协调控制策略的正确性和有效性。

1 交直流混合PR结构

参阅《能源互联网 第5部分：能源路由器(能量路由器)功能规范和技术要求》国家标准征求意见稿中关于PR“电能路由”的基本功能的定义:能在三个或以上电能端口之间,根据外部控制指令或依据实际工况进行电能的传输分配和路径选择。本文利用多个变换器通过直流母线进行级联,构成包含两个交流端口、三个直流端口并集成储能及其变换器的PR的结构,如图1所示。

图1 PR结构
Fig.1 Structure of PR

该PR包含交流端口1、交流端口2、中压直流端口1、低压直流端口2、低压直流端口3、内部储能及其变换器。在不考虑PR设备内部故障前提下,PR的交流端口1变换器和交流端口2变换器均采用三相三线制结构为交流一般/重要负荷供电,并通过直流链路进行级联;中间直流链路提供700 V直流端口1,通过Buck变换器提供低压直流端口2和端口3,分别用于700 V/220 V/48 V直流负荷接入;对于自身储能变换器,可工作于双向Buck-Boost模式,实现能量在直流母线电压稳定、储能充放电的灵活控制;此外,光伏和风机等分布式电源将通过其DC/DC变换器接入直流端口1所连接的直流母线(链路)上。

2 PR典型运行模式及功率流动分析

2.1 PR典型运行模式

根据前述PR的结构,其两交流端口变换器均为双向AC/DC变换器,可通过功率指令控制功率大小及流向,并且得益于虚拟同步机的控制特性,均可工作于并网/离网带负载模式,并且各运行模式均以储能维持直流母线电压稳定为基础,无需控制策略的切换即可优先消耗分布式电源为负荷供电,实现就地消纳或友好并网。本节将运行模式分为4类,包括:①交直流配电模式;②柔性互联模式;③潮流转供模式;④自稳定模式。

各运行模式下,PR两交流端口的运行状态及各模式之间的切换如图2所示,其中模式①对应于区域Ⅰ;模式②中一端整流一端逆变的情况对应于区域Ⅰ和Ⅲ,两交流端口变换器均逆变的情况对应区域Ⅱ,均为整流的情况对应于区域Ⅳ;模式③作为与模式①互补的工况,对应于区域Ⅲ;模式④则对应于区域Ⅱ。

图2 各运行模式与PR内部AC/DC变换器运行状态对应关系图
Fig.2 Relationship between operation mode and AC/DC converter state of PR

与图2相对应的功率流向如图3所示。需要强调的是,因为直流电压由储能稳定,所以在各运行模式切换时,其变换器的控制方式无需切换即可实现对传输功率的控制。即使在某端电网故障(此处特指供电中断,而非短路故障)时,只需通过切换运行方式,由PR内部变流器提供系统电压和频率的支撑,实现非故障区域不间断供电。下文将直流类负荷(700 V/220 V/48 V)进行简化,统一用直流负荷表示。其中的箭头方向代表电流/功率流向。

图3 PR典型运行模式
Fig.3 Typical operation modes of PR

1)交直流配电模式

如图3中模式①所示为交直流配电模式,也可称为常规运行模式,具体表现为:内部蓄电池储能稳定直流母线电压,VSC1和VSC2通过功率指令控制功率大小及流向。其中,交流电网1向本地交流(重要)负荷供电,此时并网的VSC1双向运行,可向直流负载供电或分布式电源友好并网,而VSC2则通过虚拟同步机控制带交流负荷运行。

2)柔性互联模式

如图3中模式②所示为柔性互联模式[26-27],具体表现为:内部蓄电池储能稳定直流母线电压,VSC1和VSC2通过虚拟同步机功率指令控制功率大小及流向。该模式下交流电网1和2通过PR的VSC1和VSC2实现了柔性互联,同时直流母线接纳分布式电源并为直流负荷供电,此时VSC1与VSC2均为双向AC/DC变换器。可通过对VSC1和VSC2给定相反的功率指令实现交流电网1和2的能量交换,并且在分布式电源过剩时,可按不同的比例分别友好并入交流电网1和2。此外,根据虚拟同步机无功功率指令,还可以对电网进行无功补偿。

3)潮流转供模式

如图3中模式③所示为潮流转供模式,该模式可看作与模式1互补的模式,具体表现为:当主要提供电能的交流电网1出现故障而无法供电后,PR可通过VSC2进行并网,实现潮流的瞬时转供,保障VSC1交流侧本地重要负荷供电,此时,并网的VSC2双向运行,可向直流负载供电或直流母线剩余分布式电源并网,而VSC1继续由原来的虚拟同步机控制带交流负荷运行,而无需进行并/离网模式切换。

4)自稳定模式

如图3中模式④所示为自稳定运行模式,具体表现为:当两交流电网同时出现故障或VSC1和VSC2离网时,PR内部储能维持直流电压稳定的同时,配合分布式电源为交直流负荷供电,实现短时的自稳定运行,待故障恢复后,重新工作于交直流配电模式。

2.2 PR各模式下内部功率流动分析

PR内部自带储能在运行模式①、②、③下仅用于直流稳压,并始终运行在满电状态(本文定义荷电状态大于等于95%为满电状态。各个暂态切换的过程中储能会有能量的消耗,但相对于储能的容量很小,所以忽略这部分消耗,认为始终保持在满电状态)。而在运行模式4下,储能在实现直流稳压功能的同时,将为交直流负荷提供短时功率支撑。下面对4种运行模式下的功率流动进行分析。

1)对应于交直流配电模式,功率流动主要包括如下两方面。

①分布式电源(光伏、风机)出力大于交直流负荷用电量,即

PDG>PDC-Ld+PAC-Ld

(1)

式中：PDG为分布式电源出力;PDC-Ld为直流负荷;PAC-Ld为交流负荷。

此时,PR通过VSC1向电网回馈能量,即

PVSC1,Grid+=PDG-PDC-Ld-PAC-Ld

(2)

式中:PVSC1,Grid+为向电网回馈的能量,即分布式发电余量上网。

②分布式电源(光伏、风机)出力小于交直流负荷用电量,即

PDG≤PDC-Ld+PAC-Ld

(3)

此时,PR通过VSC1从电网吸收能量,即

PVSC1,Grid-=PDG-PDC-Ld-PAC-Ld

(4)

式中:PVSC1,Grid-为从电网吸收的能量。

2)对应于柔性互联模式,功率流动主要包括如下两方面。

①分布式电源(光伏、风机)出力大于交直流负荷用电,即PDG>PDC-Ld+PAC-Ld,此时,PR通过VSC1和VSC2向电网回馈能量,即

PVSC1,Grid++PVSC2,Grid+=PDG-PDC-Ld-PAC-Ld

(5)

式中:PVSC1,Grid+和PVSC2,Grid+为正值,分别表示通过VSC1和VSC2馈入其交流侧电网的功率。

②分布式电源(光伏、风机)出力小于交直流负荷用电,即PDG≤PDC-Ld+PAC-Ld,此时,PR通过VSC1从电网吸收能量：

PVSC1,Grid-+PVSC2,Grid-=PDG-PDC-Ld-PAC-Ld

(6)

式中：PVSC1,Grid-和PVSC2,Grid-为负值,分别表示通过VSC1和VSC2吸收其交流侧电网的功率。

理论上PVSC1,Grid+,PVSC2,Grid+,PVSC1,Grid-,PVSC2,Grid-可按任意比例进行能量分配,同时,当其比例不等于1∶1时,更能体现两个电网之间的能量交互,即柔性互联。

3)对应于潮流转供模式,功率流动与运行模式①相同,只是在交流电网1出现故障的情况下,原本由交流电网1提供的电能改由交流电网2通过VSC2提供。此处不再赘述。

4)对应于自稳定(两端电网故障)模式,储能进行直流母线稳压的同时,根据分布式发电与负荷功率的差值,决定其提供短时的电能支撑或者进行弃能。其功率流动包括如下两方面。

①当分布式电源(光伏、风机)出力大于交直流负荷用电量时,即PDG>PDC-Ld+PAC-Ld,则进行弃能。

②当分布式电源(光伏、风机)出力小于交直流负荷用电量时,即PDG≤PDC-Ld+PAC-Ld,则调用储能,满足功率平衡,即

PDG+Pbat=PDC-Ld+PAC-Ld

(7)

式中：Pbat为电池输出功率。

若储能不足以维持功率平衡,则进行切负载。

3 PR协调控制策略

3.1 分布式电源基本控制策略

本文以光伏和风机代表分布式电源接入PR。其中,光伏及其变换器采用最大功率点跟踪(MPPT)控制,而风机则采用永磁同步发电机输出经不控整流和Boost升压电路接入直流母线。由于直流电压的稳定由储能维持,光伏、风机等分布式电源只需控制为电流源的形式,使其向PR直流母线/直流端口1注入功率即可。其控制原理不再赘述。

3.2 储能的变换器控制及其能量管理策略

无论在何种模式下,都需要首先通过PR内部储能首先稳定直流电压,进而实现各模式下的协调控制,因而针对储能变换器的控制采用恒压控制模式,通过直流电压外环,稳定直流母线电压,再通过功率环控制为自稳定运行下的交直流负载供电,而电流内环则对电流进行跟踪控制。在运行模式④即自稳定运行模式下,通过上层给定的功率指令,为交直流负荷提供短时电能支撑。关于储能的能量管理的具体控制流程如图4所示。

图4 储能能量管理控制流程图
Fig.4 Flow chart of energy management and control of energy storage

具体描述为:首先检测储能的荷电状态,若在50%～95%之间,则储能变换器工作,并将直流电压调节至参考值。进一步检测是否有功率指令,如果没有功率指令,则此次程序执行结束,这对应于PR在运行模式①、②、③下内部自带储能仅用于直流稳压的情况。若有功率指令,储能变换器按功率指令运行,并循环检测储能的荷电状态。这对应于PR运行模式④,为交直流负荷提供短时电能支撑的情况。

3.3 PR内部变换器间协调控制策略

本文提出通过蓄电池稳定直流母线电压,交流端口变换器虚拟同步机控制的协调控制策略,满足PR在各运行工况下的需求。由于虚拟同步机控制兼具PQ控制和V/f控制的功能,因而可以满足PR并/离网及孤岛运行控制,而无需进行模式切换,控制和操作简单。此外,虚拟同步机控制策略可实现分布式电源友好并网,这也减小了分布式电源并网对电网造成的影响。

如图5所示为PR各运行工况下内部变换器运行的协调控制策略。对于两交流变换器(VSC1和VSC2),首先利用外感电流和电容电压,根据瞬时功率理论,求得实际的有功功率和无功功率值,根据虚拟同步电机控制,分别参与有功环和无功环的控制,实现有功调频、无功调压,进而级联电压外环、电流内环提高控制的精度,最终利用空间矢量脉宽调制(SVPWM)技术产生脉冲驱动开关管,实现变换器VSC1和VSC2在不同的运行模式下的整流/逆变控制。而对于内部蓄电池储能变换器,则通过直流电压外环,稳定直流母线电压,再通过功率环为自稳定运行下的交直流负载供电,而电流内环则对电流进行跟踪控制。在运行模式①、②、③中,通常设定功率指令为0,此时储能不参与电能交换。而在运行模式④中,储能变换器的控制器功率指令根据上层能量管理系统给定功率指令来设定,用于满足交直流负荷的电能需求。对于两直流负载变换器,则通过直流电压外环稳定其直流输出端口电压分别为220 V和48 V,进而通过电流内环对负载电流进行跟踪。

图5 PR各运行模式下的协调策略
Fig.5 Coordinated strategy in each operation mode of PR

4 仿真实验验证及分析

4.1 仿真分析

为了验证所提协调控制策略的正确性和有效性,在前述分析的基础上,搭建了PR的MATLAB仿真模型,其主要控制参数如附录A表A1所示。

下面给出PR各运行模式下的典型工况仿真进行分析,其中交流端口电压、电流都取a相为例进行分析。

4.1.1 交直流配电模式

图6为PR在交流配电模式下的仿真波形。其中图6(a)为空载时各交直流端口电压,可以看出:各直流端口电压分别稳定在700,220,48 V;而交流端口1和2电压则为正弦。图6(b)为PR在交流配电模式下分布式电源(光伏和风机)、交直流负荷投切时的有功功率情况。

图6 PR交直流配电模式下的仿真波形
Fig.6 Simulation waveforms in AC and DC distribution mode of PR

具体工况如下。

PR空载启动,0.3～0.8 s加入10 kW光伏,0.8～1.2 s光伏变为8 kW,1.2～2.5 s光伏变为6 kW;同时,在0.6～1.0 s加入2 kW风机,1.0～1.6 s光伏变为4 kW,1.6 s风机切除。与此同时,0.6 s加入5 kW直流负载,1 s切除。1.0～1.4 s加入10 kW交流负载,1.4～2.0 s交流负载变为20 kW。2.0 s之后负载全部切除。由图6(b)可以看到,0.3～0.5 s,由于10 kW光伏接入,直流母线电压短暂上升后恢复到700 V,并且此时没有负荷接入,PR交流端口1并网的功率为-10 kW,即此时光伏发电全部并入电网。0.6～0.8 s,由于PR中5 kW直流负荷、2 kW风机和10 kW光伏的存在,PR在优先消耗风机和光伏的情况下,将剩余的7 kW电能并网。0.8～1.0 s,由于光伏变为8 kW,直流负载和风机不变,所以此时有5 kW电能并网。1.0～1.2 s,PR有8 kW光伏和4 kW风机接入,同时,还有10 kW交流负荷接入,因而PR在优先给负荷供电后,仍有2 kW电能通过其交流端口1并入电网。1.2～1.4 s,光伏减少2 kW为6 kW,此时光伏和风机功率与负荷功率相等,即没有电能并入电网。1.4～1.6 s,风机为4 kW同时交流负载增加为20 kW,此时光伏和风机共发电10 kW,不足以供给接入的交流负载,因此,PR通过交流端口1从电网取电10 kW。1.6～2.0 s,风机切除,PR自身仅有6 kW光伏供给交流负载,因此PR通过交流端口1从电网取电14 kW。2.0～2.5 s交流负载全部切除,PR中仍有6 kW光伏接入,因而通过其交流端口1并入电网。可以看出,交流配电模式下,PR优先消纳接入的分布式电源,在分布式电源发电量大于负荷用电量的情况下,进行并网;而在分布式电源发电量小于负荷用电量的情况下,再从电网取电,满足负荷需求,与2.2节的功率流动分析相一致。同时,在该模式下,传统控制策略与所提策略都不存在模式切换的问题,所以不再对两种策略进行对比。

4.1.2 柔性互联及潮流转供模式

PR空载启动,首先运行在交直流配电模式,为简化分析,VSC1并网,0.5～0.8 s仅在VSC2侧接入10 kW交流负载。在0.5～0.8 s将PR两端口变换器VSC1和VSC2的有功功率指令分别设置为-10 kW和10 kW。为实现电网两条馈线间的柔性互联,在0.8 s将VSC2并网并切掉负载。0.8～1.2 s,将PR两端口变换器VSC1和VSC2的有功功率指令分别设置为10 kW和-10 kW。1.2～1.5 s,将PR两端口变换器VSC1和VSC2的有功功率指令分别设置为10 kW和-10 kW。在1.5～1.8 s,VSC1离网,VSC2并网并且功率指令设置为-10 kW的同时,VSC1加入10 kW交流负载,以此证明PR的潮流瞬时转供功能,该过程的功率流动情况如附录A图A1所示。可以看出,PR可以在交直流配电模式下通过VSC2并网及功率指令的变化,实现馈线间的柔性互联。而当VSC1离网时,可实现VSC1侧负荷潮流瞬时转供。

4.1.3 自稳定运行模式

PR空载启动,并首先运行在柔性互联模式(VSC1和VSC2均并网运行,有功功率指令分别为10 kW和-10 kW),在0.8～1.8 s,PR两端口变换器VSC1和VSC2均离网,有功功率指令均设置为-5 kW,同时均带5 kW负载。该过程仿真波形如附录A图A2所示。可以看出,在自稳定运行模式下,PR可以为交流负载提供短时的电能供应,从而保证了负荷的供电可靠性。

4.2 实验验证

为验证所提协调控制策略,研制完成一套35 kW PR实验样机,并展开相关测试验证,样机分为AC-DC-AC主体样机和光伏+储能接入模块两部分,并将其装到两个模块中,样机照片如附录A图A3所示。

具体相关部分实验参数如下:三相电网线电压AC 380V;电网频率50Hz;直流母线电压为700V;直流母线电容为880 V/1 100F;前级网侧电感0.6 mH;后级机侧滤波电感3 000H;交流侧滤波电容10F;开关管采用Semikron 62 mm封装半桥模块SKM300GB12E4,开关频率4.8 kHz;直流源/光伏模拟器采用Chroma 62150 H-500 S;电池为欧丽特12 V/38 Ah铅酸蓄电池20块;负载采用20 kW/相纯阻性负载;直流负载用负载箱代替(额定为400 V/10 kW)等。采用Tektronix TDS3024B示波器记录实验验证波形。

交流接口变换器VSC1(因VSC1和VSC2相同,所以此处简化,仅给出VSC1的并/离网运行状态实验波形)在并/离网模式或孤岛运行时的虚拟同步机控制实验波形如附录A图A4所示。由该图可以看出,在并网和离网的切换过程中,通过虚拟同步机控制,交流端口可以很好地保持输出电压稳定,且无需并/离网切换。

附录A图A5—图A9给出了在交流配电模式、柔性互联(潮流转供)模式及自稳定模式下运行的典型实验波形。

附录A图A5为交直流配电模式下PR各个端口电压波形,各直流端口电压分别稳定在700,220,48 V,交流端口电压稳定在311 V,且为正弦。可以看出,在空载及不接入分布式电源的情况下,PR各交直流端口可通过控制,达到相应电压并维持稳定。

附录A图A6为交直流配电模式下光伏、风机接入配合供电的实验波形。在某个时刻,同时加入5 kW的交流负荷和光伏,VSC1和VSC2的有功功率指令分别设置为0和5 kW。所以VSC1变换器交流侧电流为0,即不从电网取电,从而达到了PR优先消耗分布式电源的目的。其后某一时刻,加入2 kW风机,波形显示电压电流反相位，即由于接入PR的分布式电源总功率大于负荷功率,通过改变VSC1有功功率指令为2 kW,2 kW由VSC1并入电网。因此,在交直流配电模式下,PR既能保证交直流负荷供电,又能在保证优先消耗分布式电源的同时,实现分布式电源余量并网。与之相对应,当VSC1侧电网故障,通过VSC2侧电网供电时,只需将VSC2的交流端口并网,同时将VSC1的交流端口与电网断开即可,此处不再给出。

附录A图A7交直流配电模式下交流负载投切时直流母线电压、交流电压和电流的变化情况。由实验波形可以看出,在负载投切的过程中,直流母线电压始终稳定在700 V,当突投交流负荷时,直流电压短暂下降后恢复正常,交流侧电流增大。当突切交流负荷时,直流电压短暂上升后恢复正常,交流侧电流相应减小。

附录A图A8为PR双端并网模式下的实验波形。其中VSC1的有功功率指令从初始状态(有功功率指令为0)依次改变为2,6,4 kW,最后恢复到初始状态;与之相对应的VSC2的有功功率指令从初始状态(有功功率指令为0)依次改变为-2,-6,-4 kW,最后恢复到初始状态。根据有功功率指令的不同,PR实现VSC1侧电网与VSC2侧电网间的能量交换。可以看出,通过有功功率指令的改变可实现PR所连接的两端电网间能量的自由交换,即实现了电网馈线间的柔性互联。

附录A图A9为PR自稳定运行模式下的实验波形。PR运行于空载状态,首先,交流端口1(VSC1)加入4 kW负载;然后,交流端口2(VSC2)加入2 kW负载;再次,交流端口1再加入2 kW(共6 kW)负载;随后,交流端口2再加入4 kW(共6 kW)负载;最后,交流端口1和2负载切除恢复空载状态。可以看出,在此过程中,PR可实现自稳定运行,可维持交流端口1和2的电压稳定并为负荷供电,提高了供电可靠性及连续性。

5 结语

本文应用变换器级联构成一种PR结构,定义其运行模式并提出相应协调控制策略,实现分布式电源就地消纳、交直流负荷即插即用,PR及其连接电网间能量的双向流动、柔性互联、潮流转供等功能。通过仿真分析及实验验证,证明了所提协调控制方法的正确性和有效性。具体结论如下:

1)应用结构简单的变换器级联构成了PR的主电路,并提供多个交直流端口。能够实现家庭、农户、小型建筑、移动式微电网等低压交直流混合场景下分布式电源就地消纳、交直流负荷的电力供应等。

2)定义了PR运行模式,并提出其在交流单/双端并网、离网模式下的协调控制策略,与传统控制策略进行对比,所提策略无需控制模式切换,降低了传统模式切换方法的复杂性。

3)所提PR除基本交直流配用电功能外,还可实现双端并网时馈线间的柔性互联及能量交换、单端电网故障下潮流的瞬时转供以及双端电网故障下的自稳定运行,极大地提高供电连续性及可靠性。

需要指出的是,本文研究侧重PR自身不存在故障下单机设备基本功能的协调控制策略,未来将对PR的多机组网运行及上层的能量管理系统以及PR交直流端口故障等方面进行更深入的研究。