天津大学李霞林：储能构网控制关键技术及工程应用

1天津大学储能构网控制关键技术及工程应用李霞林天津大学电气自动化与信息工程学院2024年4月21日团队介绍院士微电网、储能、高比例新能源电力系统关键技术及应用微电网规划与运行微电网规划与运行分布式发电、微电网朱琳副教授：朱琳副教授：2从2009年起，围绕分布式发电与配电领域获纵向资助：国家973计划1项、863计划3项、国家重点研发计划23储能在微电网及高比例新能源电力系统中发挥重要作用大规模分布式新能源消纳●平抑新能源发电功率波动；减少新能源场站弃光/风；●提高电网电能质量、削峰填谷等。薄弱电网主动支撑●充当备用电源、黑启动电源，提高供电保障能力；●提供电压/频率支撑，延缓配网升级。独立微电网电压频率构建构建系统电压/频率构建系统电压/频率●通过储能或风光储电站，构建系统电压/频率；●支撑可再生能源开发利用满足地区用能需求。4储能变流器的跟网和构网两种典型控制策略1.跟网控制-电流源/构网控制-电压源1.跟网控制-电流源/构网控制-电压源2.单纯从暂态电压/频率支撑的角度，采用f-P(含惯量)/V-Q下垂的跟网控制也能实现PQQpowerθSourceP≈VwV[1]LinY,EtoJH,JohnsonBB,etal.Researchroadmapongrid-forminginverters/R].NationalRenewableEnergyLab.(NREL)Golden,CO(UnitedStates),2020.6虚拟同步机或构网变流器(控制)的一些定义●GB/T38983.1-2020《虚拟同步机第1部分：总则》●2024年3月，中关村储能产业技术联盟团体标准征求意见稿《构网型储能变流器技术规范》虚拟同步机：通过模拟同步机的惯量、内电势等机电暂态特性，使得端口的功率、电压运行外特性与同步机相似的电力电子变流系统或设备。构网型储能变流器：构建并维持输出电压和频率，以电压源特性运行，主动提供电压支撑的储能变流器objectiveofmaintaininganinternalvoltagephasorthatisconstantornearlyconstaintheexternalsystemandmaintainIBRcontrgridandmustalsoregulateactiveandreactivepowerappropriatelytosupportthegrid.powerpowerQf(c)惯量+一次调频(阻尼)模拟严重故障下VSG应能实现：电流限幅、短路电流控制、故障恢复(暂态同步稳定)[3]两类典型限流控制技术[3]:两类典型限流控制技术[3]:●间接电流限制(虚拟阻抗、电压限制)电流电压变换虚拟阻抗环Pi0不同具体的限流控制策略[3]B.FAN,T.LIU,FZ.ZHAO,etal.AReviewofCurrent-LimitingControlofGrid-FormingInvertersUnderSymmetricalDisturbances[J].IEEEOpen严重故障下VSG应能实现：电流限幅、短路电流控制、故障恢复(暂态同步稳定)[3]●直接电流限幅●间接电流限制(虚拟阻抗、电压限制)R.+jxEeR.+jxEeinPCC有功-频率无功-电压f0电玉[3]B.FAN,T.LIU,EZ.ZHAO,etal.AReviewofCurrent-LimitingControlofGrid-FormingI间nvndS制ym效tric电alD路ist示urb[J].IEEEOpenJournalofPowerElectronics,3:955-968,2022.9■故障穿越与暂态稳定严重故障下VSG应能实现：电流限幅、短路电流控制、故障恢复(暂态同步稳定)●现有限流方法均存在暂态同步失稳的风险●不管是考虑限流的，还是不考虑限流的，基可以得到稳定判据或失稳条件●失稳根源：无平衡点或越过临界切除时间/角有没有简单可行的方法同时实现电流限幅、短路电流控制、故障恢复(暂态同步稳定有没有简单可行的方法同时实现电流限幅、短路电流控制、故障恢复(暂态同步稳定)?汇报提纲基于输出电流反馈的变流器构网控制技术■基本原理●正常运行：有功/无功响应特性与传统功率反馈VSG无任何区别ffPrefPrefaa""f电流参考生成电流参考生成虚拟同步控制环节虚拟阻抗环节输出电流反馈型虚拟同步控制虚拟同步控制环节基于输出电流反馈的变流器构网控制技术■基本原理refPrefs虚拟阻抗环节输出电流反馈型虚拟同步控制虚拟同步控制环节电流参考生成式udref在故障下，控制系统中(除电流开环限流处理环节外),无任何环节进入饱和或异基于输出电流反馈的变流器构网控制技术■虚拟阻抗对故障瞬间及切除时的暂态冲击电流的影响●虚拟阻抗越大，对故障瞬时冲击电流抑制效果越好●虚拟阻抗越大，同时也会导致故障期间VSG输出相角增大，导致故障切除瞬时0-0.10[000有必要进行自适应调整虚拟阻抗!有必要进行自适应调整虚拟阻抗!基于输出电流反馈的变流器构网控制技术思路：基于VSG思路：基于VSG控制点电压、并网点电压的实时量测信息，开环计算满足暂态电流冲击抑制性能的虚拟阻抗值。LfLfF控制点电压控制点电压ZZ虚拟同步机电网基于输出电流反馈的变流器构网控制技术工况：工况：VSG额定容量50kVA,在t=0.25s时模拟电网电压(等效短路比为2)跌落至e000传统虚拟同步控制(仿真工况-6)传统虚拟同步控制(仿真工况-6)工况：工况：VSG额定容量7.22kVA,模拟电网电压(等效短路比为2)跌落至0.8p.u.,1.5s后恢复电压。所提方法使冲击电流最大幅值从26.4A减小至17.6A,且传统方法故障切除后出现同步失稳现象。t:400ms/divt:100ms/div(a)tavsgc输出电流曲线(c)故障切除瞬间ia±sg输出电流曲线17基于输出电流反馈的变流器构网控制技术工况：工况：VSG额定容量7.22kVA,模拟电网电压(等效短路比为2)跌落至0.4p.u.,所提方法使冲击电流最大幅值从63A减小至52A,减小了17.2%!(a)iatvsc输出电流曲线基于输出电流反馈的变流器构网控制技术工况：分别模拟电网频率从50工况：分别模拟电网频率从50Hz跌落至49.7和49.4Hz,实验中可以看到VSG可以快速进行有功功率响应。00基于输出电流反馈的变流器构网控制技术—交流负荷BC线电压—网侧BC线电压—变流器A相输出电流基于输出电流反馈的变流器构网控制技术协调控制器变流器#1变流器#2阻性负荷d(c)同期过程中并网开关两侧A相电流曲线(a)同期前并网开关两侧BC线电压曲线(b)同期瞬间并网开关两侧BC线电压曲线一变流器#1BC线电压一变流器#2BC线电压高比例新能源消纳-■储能VSG装备与集群协调控制器，规模化应用于某35kV配电网6MW电压源型VSG系统和2MW光储同步发电系统35kv郭里口站白洋淀文化苑景区王家寨村35kv郭里口站白洋淀文化苑景区王家寨村同步发电系统光储光储一体化构网支撑能力提升上层控器◆共直流母线拓扑结构◆统一通信协议，无规约转◆多组储能下垂直流母线电◆相较于光伏+集中式储能用”■主动支撑响应(达到期望功率的90%)时间■主动支撑响应(达到期望功率的90%)时间小于100ms■首次实现国内35kV区域配电网和最大容量6MW电压源型VSG无缝切换与独立供电直流直流交流10台构网储能变流器并联实现35kV区域并网转离网无缝切换■■上级电源为35千伏西达站，单电源供电；水电站6座，容量2.685兆瓦，分布式光伏2.1兆瓦；■2MW/4MWH构网型磷酸铁锂电化学储能站1座系统结构062开关35kV西达站合漳储能站实现35kV区域并网转离网无缝切换储能系统离网操作系统储能系统■■上级电源为35千伏西达站，单电源供电；水电站6座，容量2.685兆瓦，分布式光伏2.1兆瓦；■2MW/4MWH构网型磷酸铁锂电化学储能站1座系统结构实现35kV区域离网转并网无缝切换系统结构062开关35kV西达站合漳储能站控制8离网操作系统储能系统独立微电网电压频率构建-■柴储微电网及分布式构网储能应用口研发了50kVA、100kVA模块化储能VSG系统，式协同运行!1座容量为30MW风电场、3座总容量为80MW光伏电站，历史最大负荷规模75MW额济纳站达来呼布站630kWPCS*4组#10●大规模储能变流器集群并联是重要发展趋势●依赖集中储能构网将导致广域电压/频率控制能力弱、组网灵活性差、运行可靠性低■■湖北广水县域级100%新能源新型电力系统：风电装机194MW、光伏装机50MW、储永+Ⅱ回3号母线—十里变1号110kV母线北环变5~9号储能储能功率仅为新能源装机5%,新能源需具备自主构网能力，源-荷-储快速功率协调控制难度大!●多座分布式储能电站(数十MW/站)●全部采用虚拟同步控制构网分布式构网是趋势，但系统在大、小扰动下的稳定与控制仍面临重大挑战!相关科研项目■国家储能技术产教融合创新平台■智能配电网与微电网国家地方联合研究中心■智能电网教育部重点实验室并网有机储氢、二氧化碳转化二次电池材料、设计、产线电网有机储氢、二氧化碳转化二次电池材料、设计、产线电网并网终端利用交通并网终端利用交通我国2050年可再生能源超过60%,较当前提升46%。经济分析政策研究清洁燃料电解