成功案例

基于远宽能源前沿技术的创新探索和经典案例

大连海事大学-孤岛直流微电网蓄电池储能系统分层协同控制策略

用户与研究成果简介:

大连海事大学刘彦呈教授科研团队,针对孤岛直流微电网蓄电池储能系统荷电状态失衡、负载电流分配不均以及直流母线电压偏移等问题,提出了一种多储能并联分层协同控制策略。首先,基于多智能体一致性算法构造了相邻通信网络架构,系统中所有储能变换器仅需与相邻储能变换器通信就能在本地估算出相关的全局平均变量,避免了采用集中控制器导致单点故障问题,并有效降低了系统通信负担;其次,在相邻通信网络架构的基础上分别设计了自适应下垂控制器、虚拟压降均衡控制器和平均母线电压补偿控制器,以协同实现荷电状态动态平衡、负载电流精确分配和平均母线电压无差恢复的控制目标。所设计的自适应下垂控制器具有比已有先进方法更快的荷电状态收敛速度,虚拟压降均衡控制器能够完全消除变换器线路阻抗失配对负载均流精度的影响,平均母线电压补偿控制器无需PI调节即可实现平均母线电压快速恢复稳定;此外,利用了根轨迹法分析了关键设计参数对系统稳定性的影响,结果表明所提控制策略具有较大的稳定裕度。该研究利用硬件在环实验(基于上海远宽StarSim系列软硬件的半实物仿真平台)验证了所提控制策略的有效性和优越性,并将相应成果总结发表于SCI重点期刊《IEEE Transactions on Power Systems》:

Yuji Zeng, Qinjin Zhang, Yancheng Liu, et al. Hierarchical Cooperative Control Strategy for Battery Storage System in Islanded DC Microgrid[J]. IEEE Transactions on Power Systems, 2021, early access. DOI: 10.1109/TPWRS.2021.3131591.


课题研究背景



直流微电网蓄电池储能系统协同控制研究意义与现状

近年来,在全球节能减排的重大战略目标驱动下,能源电力领域的零碳化进程开启了加速模式,大规模布局风能、太阳能、氢能等可再生能源发电机组替代传统化石燃料发电模式已是大势所趋。然而,高渗透率的分布式可再生能源对传统电网的安全稳定运行造成冲击,需构建以新能源为主体的新型电力系统,以提升电网运行能力和调度水平,保障可再生能源高效消纳。为了将分布式可再生能源进行有效聚合,微电网技术应运而生。相比于交流微电网, 直流微电网无需考虑频率调节、无功补偿和谐波抑制等问题,能与光伏、储能、燃料电池等直流电源兼容,具备损耗小、效率高和运行灵活等优点,因此直流微电网的应用受到了广泛关注。


由于可再生能源发电具有间歇性和波动性,通常需要配备分布式储能单元(battery storage unit, BSU)平抑可再生能源发电带来的功率波动,以维持直流母线电压平稳。在直流微电网中,各BSU均通过储能变换器并联于直流母线,常采用下垂控制作为多储能并联均流方法,但传统的下垂控制方法未考虑荷电状态(State of Charge, SoC)均衡问题。为了防止BSU过充过放和提前退出运行,需确保在BSU的运行过程中实现SoC动态均衡,以实现负荷电流合理分配。此外,若各变换器输出端到直流母线之间的线路阻抗不一致,将严重影响负荷电流分配精度。更重要的是,下垂系数和线路阻抗会导致平均母线电压偏移给定值,若压降过大则势必诱发系统失稳。因此,需研究一种同时考虑SoC动态均衡、负荷电流精确分配和平均母线电压无差恢复的控制策略。


研究重要内容和创新点



含多光伏和蓄电池储能单元的分布式直流微电网架构

在含多组光伏(photovoltaic, PV)和BSU构成的分布式直流微电网中,各分布式PV和BSU均通过电力电子变换器并联于直流母线,蓝色虚线为能量流动方向,ri为线路阻抗。BSU在微电网中主要扮演“削峰填谷”的角色,平抑PV发电带来的功率波动,并在极端情况下为系统提供短暂的电能支撑。分布式直流微电网的结构如下图所示。


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多储能并联分层协同控制结构与设计原理

本文的控制目标是实现SoC动态均衡、负荷电流按BSU额定容量比例分配及平均母线电压平稳控制。在主控层,通过设计基于SoC的自适应下垂控制器,实现SoC动态均衡的同时确保负荷电流自主合理分配;在二次控制层,分别设计虚拟压降均衡控制器和平均母线电压补偿控制器,以消除不匹配线阻的影响及补偿因下垂系数和线路阻抗引起的母线电压偏移量;在通信层,构筑多智能体相邻通信网络,网络中的每个BSU仅与相邻BSU通信,通过一致性算法在本地迭代估算相关的全局平均变量并共同收敛到集体期望值。


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所提分层协同控制策略能够同时实现SoC动态均衡、负荷电流精确分配和平均母线电压无差恢复的控制目标,能够有效防止BSU过充/过放,维持系统稳定运行。此外,平均状态观测器的设计能够有效减轻系统通信负担,增强了系统的可靠性和可扩展性。


注:详细的控制器设计过程和相应理论分析详见大连海事大学科研团队发表的文章。


基于实时仿真器的算法验证



基于任意拓扑小步长实时仿真的多储能并联协同控制方法验证

研究在实验验证阶段,模拟了光伏功率突变、负载功率脉动、相邻BSU通信中断和某个BSU故障等情况,并与先进控制方法进行对比,验证了所提控制策略的有效性和优越性。一般来说,大型直流微电网运行优化控制这种实验一般较难在实物系统上实现;纯软件仿真又有无法接入真实控制器的缺点,较难反应出真实控制器中的延迟和有限精度。实时仿真器可以同真实控制器连接,又不会有高压大功率实验危险的问题,是直流微电网运行优化控制验证的理想测试设备。


任意拓扑小步长实时仿真对于多储能并联分层协同控制方法验证的重要性

电力电子系统通常含有高速动作的开关元件,其实时仿真有一定挑战,通常有两种方法来实现电力电子系统的实时仿真,一种是基于PWM占空比测量的平均值大步长方法,一种是基于细节模型的小步长实时仿真。


对于多储能并联分层协同控制方法来说,它需要检测到瞬时电路反应,而不是经过大步长平均的信号,因此基于PWM占空比的平均值大步长方法不适用于此研究。同时实时仿真器要能够仿真各种直流微电网运行工况,或者说任意的拓扑组合;一些只能仿真正常工况的实时仿真器也不适用。


远宽能源(www.modeling-tech.com)提供的StarSim实时仿真器,基于电力电子器件的细节模型,利用最新的FPGA技术,可以实现1微秒步长、任意拓扑、任意工况的电力电子系统实时仿真,被广泛应用于孤岛直流微电网控制策略验证、可再生能源并网、电机驱动等的实时仿真中;大连海事大学的科研团队就采用了StarSim电力电子实时仿真器来进行所提出的孤岛直流微电网多储能并联分层协同控制策略的试验验证。  


下图是HIL+DSP测试平台示意图,其包括实时仿真系统HIL和TMS320F28379D-DSP, 其中电力电子系统是利用StarSim FPGA Solver按1微秒的步长实时仿真;控制算法模型运行在DSP控制器上,实时仿真器和DSP控制器通过真实的物理I/O互连。


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下图为在小步长实时仿真实验平台上直流微电网不同运行工况下的蓄电池储能系统中各BSU的SoC、变换器输出电流和输出端直流母线电压的实验波形。


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由上面四个实验案例的波形图可以看出,在光伏和负载功率波动、通信中断和BSU故障等工况下,所提多储能并联分层协同控制策略能够实现SoC快速均衡、负载电流按BSU额定容量比例分配和平均母线电压无差恢复,并具有比先进方法更快的SoC收敛速度。

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