基于頻率分割和虛擬直流機的混合儲能控制策略研究*

陳景文李曉飛莫瑞瑞羅熠文

(陜西科技大學(xué)電氣與控制工程學(xué)院，陜西西安 710021)

直流微電網(wǎng)是將新能源發(fā)電單元、儲能單元、負(fù)荷以及保護(hù)單元等結(jié)合起來新的組網(wǎng)形式，這種形式不需要考慮頻率波動、無功功率、諧波污染等問題，具有更高的電能質(zhì)量，近年來受到國內(nèi)外專家的廣泛關(guān)注[1-3]，混合直流微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)如圖1 所示。由于新能源發(fā)電的波動性和負(fù)荷切換的隨機性，會引起直流微電網(wǎng)母線電壓的波動，如何保證母線電壓的穩(wěn)定性是目前直流微電網(wǎng)急需解決的問題；并且儲能單元中的能量型電池頻繁的充放電會影響其使用壽命，增加投資成本，如何緩解充放電沖擊，延長其使用壽命也是微電網(wǎng)的研究方向。

圖1 混合直流微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)示意圖

目前，針對直流微電網(wǎng)母線電壓穩(wěn)定和緩解儲能單元頻繁充放電沖擊的研究已有不少成果。李培強等[4]提出一種直流微電網(wǎng)雙向AC/DC 變換器并聯(lián)系統(tǒng)的低電壓偏移功率均分控制策略，通過反饋直流線路的平均電流作為全局變量，并引入積分環(huán)節(jié)，實現(xiàn)各變換器的功率精確分配，進(jìn)而減小直流母線電壓偏移。崔健等[5]將擴張狀態(tài)觀測器引入至虛擬直流發(fā)電機控制中，估計并補償負(fù)載擾動，使得負(fù)載突變時直流母線電壓保持給定值。黃頔[6]提出了一種負(fù)荷用直流變換器的虛擬直流發(fā)電機控制方法，繼承了旋轉(zhuǎn)電機的慣性特性，當(dāng)帶載變化時，能夠緩和恢復(fù)受擾動的負(fù)荷側(cè)電壓，且維持直流微網(wǎng)負(fù)荷端電壓在其額定值。米陽等[7]提出了系統(tǒng)中混合儲能的分級控制策略，根據(jù)不同儲能裝置的荷電狀態(tài)切換混合儲能的主出力單元，以防止部分儲能設(shè)備過充或過放。Xiao Jianfang 等[8]提出了一種獨立于通信鏈路的分布式混合儲能控制方案。所有儲能單元均通過下垂控制來調(diào)節(jié)系統(tǒng)母線電壓，并將局域低通濾波器(LPF)應(yīng)用于低斜坡速率充放電的儲能單元，以此來實現(xiàn)系統(tǒng)凈功率分解和儲能單元功率共享。Morstyn 等[9]提出了一種無中央控制器的混合儲能控制方案，利用超級電容平抑系統(tǒng)高頻功率，而蓄電池平抑系統(tǒng)低頻功率，并且根據(jù)兩種儲能的荷電狀態(tài)來調(diào)節(jié)儲能的充、放電量。李培強[4]、崔健[5]、黃頔等[6]旨在維持直流母線電壓的穩(wěn)定，未討論儲能裝置的壽命等問題；米陽[7]、Xiao Jianfang[8]、Morstyn T 等[9]主要研究以混合儲能維持母線電壓穩(wěn)定，能量層的控制描述相對較少。

研究中將系統(tǒng)直流母線電壓作為控制指標(biāo)，以虛擬直流發(fā)電機(Virtual Direct Current Generator，VDG)技術(shù)為控制核心，平抑直流微電網(wǎng)母線電壓因新能源發(fā)電波動或者負(fù)荷切換引起的波動，并且在控制系統(tǒng)中設(shè)計功率分割器對直流微電網(wǎng)的凈功率進(jìn)行分割，高頻功率通過功率型電池進(jìn)行平抑，低頻功率通過能量型電池進(jìn)行平抑，充分發(fā)揮混合儲能不同介質(zhì)的優(yōu)勢，抑制系統(tǒng)功率波動，降低能量型電池的循環(huán)充放電沖擊，延長其使用壽命。

1 混合儲能分頻控制策略

能量型電池適合抑制低頻擾動(即低頻功率)，功率型電池適合抑制高頻擾動(即高頻功率)。為了充分發(fā)揮混合儲能優(yōu)勢，需要將系統(tǒng)凈功率Phess進(jìn)行分割，以滿足混合儲能合理充放電需求。

將系統(tǒng)凈功率Phess通過低通濾波器進(jìn)行分頻處理，得到低頻功率和高頻功率。通過檢測系統(tǒng)中的新能源發(fā)電總功率PPV、負(fù)荷功率PLoad和PCC 端口傳輸功率Pgrid，通過式(1)進(jìn)行計算得到系統(tǒng)凈功率Phess。

式中:Prat為儲能部分吸收或釋放的功率，即凈功率。

Phess再通過頻率分割器即可得到低頻功率Plow，進(jìn)一步獲得高頻功率Phigh。

1.1 系統(tǒng)凈功率平抑策略

考慮到對能量型電池的保護(hù)，需要設(shè)計能量型電池功率分割模塊，低頻功率Plow通過功率分割模塊后，自動分離為Pbat和Padj。其中，Pbat為能量型電池直接進(jìn)行平抑的功率；Padj為能量型電池充放電過程中因受保護(hù)而多出的功率，由功率型電池、電網(wǎng)或其他輔助調(diào)節(jié)裝置進(jìn)行平抑?？赏ㄟ^式(3)得到多余功率Padj，圖2 為系統(tǒng)凈功率平抑策略。

圖2 系統(tǒng)凈功率平抑策略

由圖2 可知，系統(tǒng)功率分割模塊是能量型電池充放電保護(hù)的關(guān)鍵，也是混合儲能系統(tǒng)協(xié)調(diào)運行的關(guān)鍵。圖3 為功率分割模塊的示意圖。在初始運行時刻Plow大于零，且在[t0，t1]區(qū)間始終處在能量型電池能力范圍之內(nèi)，因而電池將按Plow充電；進(jìn)入[t1，t2]區(qū)間后，Plow超出了能量型電池的能力范圍Pbat，于是電池將轉(zhuǎn)向經(jīng)典的三段式方法恒流充電。同理，當(dāng)Plow小于零時，如果Plow超出了所設(shè)定的能量型電池最大放電功率，電池只按其最大放電能力出力，直至到達(dá)最低荷電狀態(tài)，退出運行。

圖3 功率分割模塊示意圖

1.2 系統(tǒng)凈功率平抑策略優(yōu)化

考慮到用功率型電池支撐母線電壓時，功率型電池工作在電壓源模式，無法直接對充放電電流進(jìn)行控制，其電壓平衡的調(diào)節(jié)過程需要間接實現(xiàn)。所以對圖2 的控制策略進(jìn)行優(yōu)化，優(yōu)化后的控制策略如圖4 所示，相比于原系統(tǒng)凈功率平衡控制策略，在其低頻功率部分Plow增加了額外分量PC＿adj，通過低頻功率調(diào)節(jié)間接調(diào)節(jié)功率型電池的功率，從而控制其電壓平衡。

圖4 系統(tǒng)凈功率平抑策略優(yōu)化

額外功率分量PC＿adj主要根據(jù)功率型電池電壓的實時值進(jìn)行調(diào)整，其波動范圍如圖5(a)所示，[Vlow＿limit，Vup＿limit]表示其工作電壓的極限值范圍，而[VC＿low，VC＿up]表示其電壓調(diào)節(jié)閾值范圍。閾值范圍比極限值范圍小2 V，用于應(yīng)對功率型電池端電壓在調(diào)節(jié)閾值附近時可能出現(xiàn)的劇烈功率波動。額外功率分量PC＿adj是根據(jù)功率型電池端電壓實時計算獲得，二者的關(guān)系具有滯回特性，如圖5(b)所示:當(dāng)功率型電池的電壓在閾值范圍之內(nèi)時，PC＿adj為零，不需要對其電壓進(jìn)行調(diào)節(jié)；當(dāng)其端電壓超出任一閾值時PC＿adj與功率型電池電壓呈線性變化；當(dāng)電壓回落至閾值范圍之內(nèi)時，PC＿adj將保持此臨界值不變直至功率型電池電壓到達(dá)額定，PC＿adj再次變?yōu)榱恪?/p>

圖5 功率型電池電壓平衡調(diào)節(jié)

2 虛擬直流發(fā)電機技術(shù)

電力電子變換器由于缺少阻尼和慣性，導(dǎo)致系統(tǒng)母線電壓在新能源發(fā)電波動和負(fù)荷切換時會迅速變化，導(dǎo)致系統(tǒng)電能質(zhì)量下降。VDG 技術(shù)將直流發(fā)電機的機械方程和電壓方程應(yīng)用到直流變換器的控制中，使其輸出接口對外表現(xiàn)出阻尼和慣性特性，平抑直流母線電壓的波動，提高電能質(zhì)量。

2.1 虛擬直流發(fā)電機模型

參照對微電網(wǎng)并網(wǎng)逆變器采用虛擬同步發(fā)電機控制使其對外具有阻尼和慣性特性，可以提高與電網(wǎng)連接的柔性、提升電網(wǎng)電壓和頻率的穩(wěn)定性。對微電網(wǎng)儲能單元的DC/DC 變換器也可采用VDG 控制策略，模擬直流發(fā)電機特性，提升與直流母線的連接柔性，提高母線電壓的穩(wěn)定性。以儲能單元的雙向DC/DC 變換器為研究對象，模擬直流發(fā)電機的VDG 簡化模型如圖6 所示。

圖6 VDG 簡化模型

儲能單元變換器采用的是雙向DC/DC 變換器，可以將其等效為二端口網(wǎng)絡(luò)，低壓側(cè)接儲能單元，高壓側(cè)接直流母線。其中，E是電樞感應(yīng)電勢；Ra是電樞回路等效電阻；Ia是電樞電流；Uo是電機輸出電壓；Ubat是儲能單元接口電壓；Iin是儲能單元輸出電流；Ubus是雙向DC/DC 變換器輸出電壓，即直流母線電壓；Idc雙向DC/DC 變換器輸出電流。

VDG 控制策略可以用直流電機的機械方程和電樞回路電壓方程描述。

機械方程:

式中:J是直流電機的虛擬阻尼；D是直流電機的虛擬慣量；Tm是直流電機的機械轉(zhuǎn)矩；Te是直流電機的電磁轉(zhuǎn)矩；ω是直流電機的實際角速度；ωN是直流電機的額定角速度；Pe是直流電機的電磁功率。

由式(4)可知，虛擬電磁轉(zhuǎn)矩對于虛擬機械轉(zhuǎn)矩是制動性的。當(dāng)功率平衡時，母線電壓穩(wěn)定；當(dāng)負(fù)荷端電壓變化時，虛擬的機械轉(zhuǎn)矩將提供一個慣量使直流變換器與母線柔性連接，給母線電壓波動提供緩沖。

電壓方程:

式中:CT是直流電機的轉(zhuǎn)矩系數(shù)；Φ是直流電機的單極磁通。

由式(5)可知，感應(yīng)電動勢與角速度成正比，在勵磁電流一定時，根據(jù)調(diào)節(jié)實際角速度，調(diào)節(jié)感應(yīng)電動勢，保持感應(yīng)電動勢穩(wěn)定，維持負(fù)荷端電壓平衡。

2.2 虛擬直流發(fā)電機控制策略

對于雙向DC/DC 變換器常采用雙閉環(huán)恒壓控制策略，如圖7 所示。圖中Uref是變換器電壓參考值，即直流母線電壓設(shè)定值；Iref＿1是變換器電流參考值，即流過儲能電感的電流設(shè)定值；PIU和PII分別是電壓外環(huán)和電流內(nèi)環(huán)；PWM 是脈寬調(diào)制單元；DC/DC 是變換器的等效模型。經(jīng)過電壓外環(huán)和電流內(nèi)環(huán)的共同作用，保證輸出電壓的穩(wěn)定。但是雙閉環(huán)恒壓控制策略無法向系統(tǒng)提供足夠的阻尼和慣性。

圖7 雙閉環(huán)恒壓控制策略框圖

為了提高直流微電網(wǎng)的阻尼和慣性，在雙閉環(huán)恒壓控制策略基礎(chǔ)上，加入VDG 控制，模擬直流發(fā)電機的特性。

假設(shè)不考慮器件的損耗，即變換器的效率是100%，則低壓側(cè)的電流，即流過儲能電感的電流是:

結(jié)合式(4)～式(6)可以得到VDG 控制策略如圖8 所示。需要說明，和雙閉環(huán)恒壓控制策略相比較，圖8 中的Iref是變換器高壓側(cè)的電流參考值，ΔP是變換器的輸出功率偏差；ΔT是變換器的虛擬轉(zhuǎn)矩偏差；Δω變換器的虛擬角速度偏差。

圖8 VDG 控制策略

3 系統(tǒng)整體控制設(shè)計

新能源發(fā)電系統(tǒng)在空間尺度上具有低密度分散性，在時間尺度上具有較強的隨機性和波動性，這都給電網(wǎng)的穩(wěn)定運行和有效控制上帶來了巨大挑戰(zhàn)[10-12]。儲能單元可以通過充放電平抑新能源發(fā)電系統(tǒng)的功率波動，提高系統(tǒng)和電網(wǎng)的運行穩(wěn)定性。

考慮到單一儲能形式具有一定的局限性，所以儲能單元采用能量型電池和功率型電池。為了充分發(fā)揮不同類型儲能電池的優(yōu)勢，對儲能單元加入如圖4 所示功率控制策略。針對系統(tǒng)的能量控制層分別采用以下控制策略:為了保證光伏能源得到有效利用，分布式發(fā)電單元采用MPPT 控制策略；為了保證系統(tǒng)接入大電網(wǎng)的穩(wěn)定，并網(wǎng)環(huán)節(jié)采用下垂控制；考慮到儲能單元中，2 種儲能電池的充放電特性，以功率型電池支撐母線電壓，對其采用VDG 控制策略，對能量型電池采用電流閉環(huán)的控制策略，以便其可以更好地參與系統(tǒng)的功率調(diào)節(jié)。系統(tǒng)的整體控制框圖如圖9 所示。

圖9 系統(tǒng)整體控制框圖

4 仿真驗證

在MATLAB/Simulink 中搭建如圖9 所示的混合儲能直流微電網(wǎng)仿真模型，對混合儲能的功率型電池分別采用VDG 和傳統(tǒng)雙PI 閉環(huán)的控制策略，以驗證所提控制策略在平抑直流母線電壓波動，以及對系統(tǒng)凈功率進(jìn)行分割后，利用不同類型電池平抑系統(tǒng)凈功率的可行性和有效性。表1 為控制器參數(shù)取值表。

表1 參數(shù)取值表

參數(shù)設(shè)計如下:表2 為設(shè)置的光照強度和光伏表面溫度；交直流負(fù)載均為100 Ω，直流負(fù)載在1.3 s后反復(fù)投切100 Ω 的負(fù)荷，周期為2 s；設(shè)定直流母線電壓為400 V；VDG 控制策略的參數(shù)如表1 所示，儲能單元的變換器為非隔離型雙向DC/DC 變換器，其中能量型電池(蓄電池)的初始電壓和SOC 值分別設(shè)置為200 V 和90%，功率型電池(超級電容)的初始電壓和極限電壓分別為180 V 和200 V，以另一組功率型電池作為系統(tǒng)的調(diào)節(jié)裝置，其初始電壓和極限電壓分別為180 V 和200 V；采用二階低通濾波器對系統(tǒng)Phess進(jìn)行分頻處理，其截止頻率為0.5 Hz，阻尼系數(shù)為1。

表2 光照強度和環(huán)境溫度

圖10 為系統(tǒng)直流母線電壓波形，可以看出，所提控制策略可以將微電網(wǎng)的直流母線電壓維持在(400±2)V 左右。并且從仿真結(jié)果中可以看出，其控制效果明顯優(yōu)于傳統(tǒng)PI 控制，并且可以將直流母線電壓的波動下降0.52%。

圖10 直流母線電壓波形

圖11 為不同電池的輸出功率波形。由圖11 可以看出，VDG 控制策略下的混合儲能輸出功率和傳統(tǒng)PI 控制下輸出功率具有一定的相似性。但由于VDG 控制的慣性因素，在動態(tài)調(diào)節(jié)中2 種電池的輸出功率較PI 調(diào)節(jié)有所降低，調(diào)節(jié)環(huán)節(jié)輸出更多能量參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)，提升系統(tǒng)穩(wěn)定性。

圖12～圖14 分別為混合儲能系統(tǒng)中功率電池，能量電池和調(diào)節(jié)電池的狀態(tài)波形。

由圖11～圖14 可以看出，在微電網(wǎng)系統(tǒng)功率波動時，混合儲能單元會通過充放電進(jìn)行功率平抑，以穩(wěn)定直流母線電壓。其中，能量型密度電池的電壓和電流變化相對平緩，充放電基本不存在較大波動；功率型密度電池的電壓和電流變化相對較大，可以對系統(tǒng)功率波動進(jìn)行快速平抑；調(diào)節(jié)電池會根據(jù)系統(tǒng)功率波動大小實時調(diào)節(jié)自身充放電的大小，參與系統(tǒng)的功率調(diào)節(jié)。

圖11 儲能單元輸出功率波形

圖12 功率型電池參數(shù)變化波形

圖13 能量型電池參數(shù)變化波形

圖14 調(diào)節(jié)電池參數(shù)變化波形

5 結(jié)論

以混合儲能直流微電網(wǎng)為研究對象，提出了VDG+混合儲能分頻控制策略。通過理論分析和仿真驗證得到的具體結(jié)論如下:

(1)VDG 控制策略模擬了直流發(fā)電機的慣性和阻尼特性，能夠有效緩沖和抑制功率波動對直流母線電壓的影響，提升微電網(wǎng)系統(tǒng)的工作穩(wěn)定性。

(2)混合儲能分頻控制策略通過對微電網(wǎng)的凈功率Phess進(jìn)行分頻處理，利用混合儲能系統(tǒng)不同介質(zhì)的優(yōu)勢對分頻后的功率進(jìn)行分別平抑，可以充分發(fā)揮儲能系統(tǒng)的工作優(yōu)勢。