光儲直流微網(wǎng)混合儲能控制策略研究

陳景文，周 媛，李曉飛，田毅韜

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

0 引言

近年來，由太陽能等新能源發(fā)電組成的微電網(wǎng)進(jìn)入了人們的研究領(lǐng)域，相比交流微網(wǎng)，直流微網(wǎng)因結(jié)構(gòu)簡單，無需考慮無功功率控制等問題成為了研究熱點[1-3]。然而，可再生能源易受到環(huán)境因素的影響，其間歇性和隨機(jī)性會引起直流母線電壓波動，使系統(tǒng)無法安全穩(wěn)定運行[4]。為解決該問題，最常用的方法是在微電網(wǎng)內(nèi)加裝儲能系統(tǒng)，實現(xiàn)削峰填谷，改善微電網(wǎng)的供電可靠性[5-7]。

儲能器件按功能劃分可分為能量型和功率型，為同時滿足微電網(wǎng)對儲能系統(tǒng)高能量密度、高功率密度、動態(tài)響應(yīng)速度快和循環(huán)壽命長等要求，需將具有不同特性的儲能器件相組合形成混合儲能系統(tǒng)（Hybrid Energy Storage System，HESS），以提升儲能系統(tǒng)的整體性能[8-10]。目前，針對如何充分發(fā)揮各儲能器件的優(yōu)勢，實現(xiàn)其優(yōu)勢互補(bǔ)已有不少研究成果。文獻(xiàn)[11]提出了一種適用于混合儲能系統(tǒng)的功率自主分頻控制方法。文獻(xiàn)[12]設(shè)計了一種分頻段響應(yīng)控制策略，有效提升了儲能系統(tǒng)的性能。文獻(xiàn)[13]提出了一種無中央控制器的混合儲能控制方案，利用蓄電池和超級電容分別平抑系統(tǒng)的低頻及高頻功率，并根據(jù)2 種儲能的荷電狀態(tài)來調(diào)節(jié)儲能的充、放電量。

為進(jìn)一步增強(qiáng)直流微電網(wǎng)母線電壓的穩(wěn)定性，在交流微網(wǎng)中采用虛擬同步發(fā)電機(jī)對逆變器進(jìn)行控制，增強(qiáng)電網(wǎng)電壓和頻率穩(wěn)定性[14-20]，有學(xué)者提出直流微電網(wǎng)DC/DC 變換器亦可采用具有直流電機(jī)特性的虛擬直流發(fā)電機(jī)（Virtual Direct current Generator，VDG）控制來提升與直流母線連接的柔性[21-22]。文獻(xiàn)[22]提出了一種基于VDG 的風(fēng)機(jī)后級變換器控制策略，提高了風(fēng)儲直流微電網(wǎng)的慣性并通過粒子群算法求得了系統(tǒng)的最優(yōu)轉(zhuǎn)動慣量。文獻(xiàn)[23-27]提出將VDG 技術(shù)應(yīng)用到微電網(wǎng)儲能設(shè)備中，抑制可再生能源間歇性導(dǎo)致的直流母線電壓波動。文獻(xiàn)[28]將VDG 與無源控制相結(jié)合，即在儲能接口變換器的控制中電流內(nèi)環(huán)采用無源控制，電壓外環(huán)引入VDG 控制，可減小負(fù)載及光伏輸出功率變化時的母線電壓波動，更好地提高直流母線電壓的穩(wěn)定性。文獻(xiàn)[29]將VDG 應(yīng)用到光伏系統(tǒng)控制策略中，構(gòu)成光伏系統(tǒng)最大功率點跟蹤（Maximum Power Point Tracking，MPPT）+VDG 雙級控制策略，消除了光照強(qiáng)度、負(fù)荷等突然變化對光伏系統(tǒng)的影響。文獻(xiàn)[11-13]主要是從混合儲能系統(tǒng)中儲能器件的特性出發(fā)，通過采取有效的控制手段增強(qiáng)混合儲能系統(tǒng)的性能，而對于系統(tǒng)缺乏慣量特性并增強(qiáng)直流母線電壓的穩(wěn)定性問題考慮較少。文獻(xiàn)[21-29]旨在維持直流母線電壓的穩(wěn)定，未討論如何充分發(fā)揮儲能器件的優(yōu)勢以及延長其使用壽命等問題。

為此，論文針對直流微電網(wǎng)中的混合儲能系統(tǒng)提出了基于VDG 的混合儲能單元分頻控制策略。首先對網(wǎng)內(nèi)凈功率進(jìn)行分頻處理，使高頻功率由超級電容平抑，低頻功率由蓄電池平抑。在此基礎(chǔ)上，對超級電容儲能變換器采取VDG 控制，以增大功率密度型儲能的阻尼和慣性，提高直流母線電壓的動態(tài)穩(wěn)定性，蓄電池儲能變換器采用電壓電流雙閉環(huán)控制。通過基于VDG 的混合儲能單元分頻控制策略可使2 種儲能器件協(xié)調(diào)配合，優(yōu)化了儲能單元的充放電性能，并增強(qiáng)了系統(tǒng)的魯棒性和穩(wěn)定性。論文對該方法進(jìn)行了詳盡的分析與設(shè)計，通過理論和仿真對比驗證了該方法的有效性。

1 光儲直流微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)

圖1 為光儲直流微電網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，主要包括光伏發(fā)電單元、儲能單元和交直流負(fù)荷3 個主要結(jié)構(gòu)單元。整個系統(tǒng)以直流母線作為公共接口，分別通過不同類型的電力電子變換器和3 個單元進(jìn)行能量交互。其中，光伏電池經(jīng)直流升壓變換器并入直流母線，運行于最大功率點（MPPT）模式。儲能單元由超級電容和蓄電池組成，分別通過雙向DC/DC 變換器連接在直流母線上，實現(xiàn)能量雙向流動。文中主要討論孤島模式下的微電網(wǎng)控制問題，由光伏發(fā)電單元和混合儲能單元共同平抑系統(tǒng)內(nèi)產(chǎn)生的隨機(jī)功率波動。

圖1 光儲直流微電網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)Fig.1 Topology of optical storage DC microgrid

2 虛擬直流發(fā)電機(jī)模型設(shè)計與分析

2.1 VDG模型

虛擬直流發(fā)電機(jī)原理如圖2 所示，儲能單元變換器采用雙向DC/DC 電路拓?fù)?，可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。

圖2 虛擬直流發(fā)電機(jī)原理圖Fig.2 Schematic diagram of VDG

圖2 中，E為電樞感應(yīng)電勢；Ra為電樞回路等效電阻；Ia為電樞電流；Uo為電機(jī)輸出電壓；U1為儲能單元接口電壓；I1為儲能單元輸出電流；U2，I2分別為雙向DC/DC 變換器輸出電壓，即直流母線電壓和雙向DC/DC 變換器輸出電流；L為電感，r為其寄生電阻；C1和C2為電容；S1和S2為IGBT 開關(guān)管。由圖2可知，直流發(fā)電機(jī)和雙向DC/DC 變換器具有相似的二端口網(wǎng)絡(luò)，兩個二端口網(wǎng)絡(luò)之間存在對偶關(guān)系。

為方便分析，假設(shè)直流發(fā)電機(jī)的電極對數(shù)等于1，則電機(jī)的機(jī)械角速度等于電角速度。由圖2 可知直流發(fā)電機(jī)電樞回路的電壓方程為：

式中：CT為直流電機(jī)轉(zhuǎn)矩系數(shù)；Φ為磁通量；ω為轉(zhuǎn)子機(jī)械角速度。

直流發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子運動方程，即機(jī)械方程為：

式中：J為直流電機(jī)慣性時間常數(shù)；Tm，Te分別為機(jī)械轉(zhuǎn)矩和電磁轉(zhuǎn)矩；D為阻尼系數(shù)；Δω為機(jī)械角速度變化量；Pm，Pe分別為機(jī)械功率和電磁功率；ω為機(jī)械角速度；ω0為額定機(jī)械角速度。

由式（2）可知，當(dāng)直流發(fā)電機(jī)的機(jī)械功率發(fā)生變化時，通過J和D的作用，ω會發(fā)生變化，進(jìn)而改變感應(yīng)電勢，最終可達(dá)到穩(wěn)定直流發(fā)電機(jī)輸出電壓的目的。

2.2 VDG控制策略

VDG 控制策略主要由直流母線電壓調(diào)節(jié)模塊、虛擬直流發(fā)電機(jī)模塊和電流跟蹤模塊構(gòu)成。結(jié)合圖2 和直流發(fā)電機(jī)的電樞電壓方程與轉(zhuǎn)子運動方程，得到VDG 控制策略模型，如圖3 所示，其中，虛擬直流發(fā)電機(jī)調(diào)節(jié)模塊中的1/s為積分算子。

圖3 虛擬直流發(fā)電機(jī)控制框圖Fig.3 Control block diagram of VDG

U2_ref為雙向DC/DC 變換器輸出電壓參考值和實際值，直流母線電壓調(diào)節(jié)模塊通過PI 調(diào)節(jié)器控制直流變換器的輸出電壓，進(jìn)一步得到虛擬電機(jī)輸出功率的偏差值ΔP，再由變換器輸出功率參考值Pref和輸出功率偏差值ΔP得到虛擬直流發(fā)電機(jī)的機(jī)械功率Pm，可表示為：

結(jié)合式（1）和式（2），可得電樞電流Ia為：

假設(shè)雙向DC/DC 變換器為理想器件，損耗可忽略，根據(jù)功率平衡原則，可以得到式（5）：

當(dāng)雙向DC/DC 變換器工作在穩(wěn)定狀態(tài)時，可以得到：

結(jié)合式（5）和式（6）可得儲能單元輸出電流給定值I1_ref，如式（7）所示：

將I1_ref與I1比較，經(jīng)PI 進(jìn)行電流環(huán)無靜差跟蹤控制，最后通過脈沖寬度調(diào)制（Pulse Width Modulation，PWM），實現(xiàn)整體的回路控制。

2.3 VDG控制策略的小信號分析

由式（1）和式（2），可得到式（8）：

對式（8）中的相關(guān)變量添加如式（9）中的擾動：

式中：ωe，分別為虛擬直流發(fā)電機(jī)平衡點的實際角速度及其擾動量；Tme，分別為平衡點的機(jī)械轉(zhuǎn)矩及其擾動量。

結(jié)合式（8）和（9）可得到虛擬直流發(fā)電機(jī)的小信號模型GVDG（s），如式（10）所示：

結(jié)合圖3 得到VDG 控制策略的小信號模型，如圖4 所示，其中分別為基于VDG控制的雙向DC/DC 變換器相應(yīng)變量的擾動量，為占空比的擾動量，Vm為載波峰值。

由圖4 可得VDG 控制策略中雙向DC/DC 變換器占空比擾動量與輸出電壓擾動量的傳遞函數(shù)為：

圖4 虛擬直流發(fā)電機(jī)小信號模型Fig.4 Small signal model of VDG

式中：kPu和kIu分別為電壓環(huán)PI 控制器的比例、積分系數(shù)；kPi和kIi分別為電流環(huán)PI 控制器的比例、積分系數(shù)；s為拉普拉斯算子。

根據(jù)式（12）分別繪制不同慣性系數(shù)J和阻尼系數(shù)D時控制器的Bode 圖，如圖5 所示。傳遞函數(shù)中涉及的控制器參數(shù)如表1 所示。

圖5 不同J和D時VDG控制器的Bode圖Fig.5 Bode diagram of VDG controller with different J and D

表1 控制器參數(shù)設(shè)計表Table 1 Design of controller parameters

由圖5（a）可知，轉(zhuǎn)動慣量J主要影響系統(tǒng)的高頻段，且在一定區(qū)間內(nèi)J值增大，幅值裕量增加，系統(tǒng)穩(wěn)定性提升；J越大則提供的慣性越大，系統(tǒng)平抑?jǐn)_動信號的性能越好。由圖5（b）可知，阻尼系數(shù)D主要影響系統(tǒng)的低頻段，且隨著D的增大，相角裕量增加，系統(tǒng)穩(wěn)定性提升；D越大則系統(tǒng)對擾動信號的抑制作用越強(qiáng)。根據(jù)Bode 圖分析可知，加入VDG控制策略后，選取合適的轉(zhuǎn)動慣量和阻尼系數(shù)參數(shù)，可以使整個系統(tǒng)擁有較好的幅值裕量和相角裕量，進(jìn)而有效提升系統(tǒng)的穩(wěn)定性。需要注意的是，J取值過大會導(dǎo)致系統(tǒng)的慣性過大，使系統(tǒng)對輸出調(diào)節(jié)不能做出及時響應(yīng)，反而不利于穩(wěn)定性的提升，因此在取值時，除了要考慮參數(shù)本身對系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響外，還要結(jié)合實際被控對象和外界條件等因素的影響，根據(jù)控制需求和系統(tǒng)響應(yīng)速度進(jìn)行合理設(shè)計。綜合考慮系統(tǒng)的穩(wěn)定性約束和慣性需求，仿真系統(tǒng)中轉(zhuǎn)動慣量J和阻尼系數(shù)D的取值分別為5 和20。

3 基于VDG 的混合儲能單元分頻控制策略

圖6 為所提基于VDG 的混合儲能單元分頻控制策略總體結(jié)構(gòu)圖。

圖6 基于VDG的混合儲能單元分頻控制策略Fig.6 Frequency division control strategy of hybrid energy storage unit based on VDG

在系統(tǒng)凈功率平衡策略中，利用低通濾波器（Low Pass Filter，LPF）對系統(tǒng)凈功率Phess進(jìn)行分頻處理，低頻功率通過蓄電池進(jìn)行平抑，高頻功率通過超級電容進(jìn)行平抑，再結(jié)合底層的充放電控制策略，對混合儲能單元進(jìn)行有效的控制。

1）系統(tǒng)凈功率平衡策略

光儲微網(wǎng)系統(tǒng)正常工作時，為滿足功率平衡原則，有式（13）：

式中：PPV為光伏單元發(fā)電功率；PE為儲能單元輸出功率；Pload為負(fù)荷功率。

儲能單元需平抑的凈功率PHESS經(jīng)LPF 可得到系統(tǒng)低頻功率Plow，進(jìn)而得到高頻功率Phigh，如式（14）和式（15）所示：

對系統(tǒng)凈功率處理后，即可對不同頻率的功率波動采取對應(yīng)的儲能器件進(jìn)行平抑。為了充分發(fā)揮2 種儲能器件的優(yōu)勢，分別對其設(shè)計控制策略。

2）功率密度型電池控制策略

由于超級電容具有使用壽命長、充放電響應(yīng)速度快、效率高等特點，當(dāng)網(wǎng)內(nèi)功率突變時，在母線電壓的調(diào)節(jié)過程中起主導(dǎo)作用，其控制策略的好壞直接影響系統(tǒng)工作的穩(wěn)定性。故針對超級電容儲能變換器采用VDG 控制。

3）能量密度型電池控制策略

由于蓄電池的成本相對較高、充放電次數(shù)有限、壽命較短，因此在設(shè)計其控制策略時需要考慮過度充放電和頻繁充放電對其使用壽命的影響。故針對蓄電池儲能變換器，采取如圖6 所示的電壓電流雙閉環(huán)控制策略。將該值與實測值U1比較后通過電壓環(huán)比例積分控制器得到電流參考值I2_ref，將I2_ref與實測值I2比較后送給電流環(huán)比例積分控制器，最后通過PWM 調(diào)制驅(qū)動變換器工作。

4 仿真分析

4.1 仿真模型及參數(shù)

為驗證本文所提策略的有效性，根據(jù)圖6 所示控制結(jié)構(gòu)，在Matlab/Simulink 環(huán)境中搭建光儲直流微電網(wǎng)孤島運行仿真模型，并在光伏功率波動和負(fù)載變化2 種工況下進(jìn)行仿真。VDG 控制器參數(shù)見表1，雙向DC/DC 變換器子系統(tǒng)參數(shù)見表2。電壓電流雙閉環(huán)控制中電壓環(huán)和電流環(huán)比例、積分系數(shù)均分別為1 和10，蓄電池采用鋰電池。

表2 雙向DC/DC儲能變換器子系統(tǒng)參數(shù)Table 2 Parameters of bidirectional DC/DC energy storage converter

4.2 光伏輸出功率波動時的仿真結(jié)果

光伏發(fā)電單元采用電導(dǎo)增量法運行于MPPT 控制模式，其光伏輸出功率變化見圖7。

圖7 光伏輸出功率波動時的仿真結(jié)果Fig.7 Simulations of photovoltaic output power fluctuation

圖7（a）中，初始光照強(qiáng)度為500 W/m2，輸出功率為6 kW；2 s 時，光照強(qiáng)度變成1 000 W/m2，輸出功率增加至11 kW 左右；4 s 時，光照強(qiáng)度變成800 W/m2，輸出功率下降至9 kW 左右。整個時段內(nèi)無負(fù)荷接入，環(huán)境溫度保持25℃恒定。

圖7（b）中，當(dāng)2 s 前光照強(qiáng)度保持500 W/m2不變時，超級電容、蓄電池分別吸收功率2 kW 和4 kW；2 s 時光照強(qiáng)度增加至1 000 W/m2，二者的吸收功率分別增加至約4 kW 和7 kW；4 s 時光照強(qiáng)度減少至800 W/m2，其吸收功率分別隨之減少至約3 kW 和6 kW。當(dāng)均采用傳統(tǒng)下垂控制時，如圖7（c），超級電容和蓄電池的吸收功率分別在2 s 和4 s 以同樣的幅度由2 kW 增加至5.5 kW、由6 kW 減少至4.5kW 左右。將2 種控制策略下的混合儲能輸出功率曲線對比可知，當(dāng)光伏輸出功率波動時，采用VDG+雙閉環(huán)控制的混合儲能能更好地發(fā)揮蓄電池能量密度大的特性，增強(qiáng)了儲能單元的使用壽命。圖7（d）為光伏功率波動時相應(yīng)直流母線電壓變化情況，可以看出，在2 s 光伏功率突增時，采用VDG+雙閉環(huán)控制下的母線電壓波動為2 V，而傳統(tǒng)下垂控制下的母線電壓波動為3.1 V，4 s 光伏功率突減時，所提控制策略下的母線電壓波動約為1 V，而傳統(tǒng)下垂控制下的母線電壓波動為1.5 V。由此可知，在光伏輸出功率波動時，基于VDG 的混合儲能單元分頻控制策略可有效抑制直流母線電壓突變，提高了母線電壓的動態(tài)穩(wěn)定性。

4.3 負(fù)載功率變化時的仿真結(jié)果

考慮直流負(fù)載功率變化工況時，使光伏發(fā)電單元仍運行于MPPT 控制模式，環(huán)境溫度恒為25℃，光照強(qiáng)度恒為1 000 W/m2，其直流負(fù)載功率變化見圖8。

此時光伏持續(xù)出力約為11 kW，母線電壓參考值仍設(shè)定為800 V，負(fù)載功率變化如圖8（a），相應(yīng)2種控制策略下的混合儲能系統(tǒng)出力情況見圖8（b）和（c）：1.5 s 前無負(fù)載接入，為保證功率平衡，混合儲能共吸收功率約11 kW；1.5 s 時投入15 kW 負(fù)載，此時光伏輸出功率小于負(fù)荷功率，由混合儲能單元提供多余的4 kW 功率；2.5 s 時，負(fù)荷突變?yōu)?8 kW，由于光伏輸出功率保持不變，混合儲能單元增加出力至約7 kW；在3.5 s 負(fù)荷功率下降為15 kW 時，混合儲能出力隨之減小為約4kW；最終于4 s 時將負(fù)載從系統(tǒng)中切除，混合儲能重新吸收約11 kW 的光伏輸出功率。對比圖8（b）和（c）可知，當(dāng)負(fù)載功率變化時，采用VDG 控制的超級電容作為起主導(dǎo)作用的儲能器件能快速響應(yīng)功率波動，并承擔(dān)更大的功率支撐，減緩了蓄電池瞬時大幅度響應(yīng)負(fù)載功率增加時對其壽命的影響。圖8（d）為負(fù)載功率變化時相應(yīng)的直流母線電壓波形，在1.5 s投入負(fù)荷時，基于VDG 控制的母線電壓跌落值為6 V，要比無慣量傳統(tǒng)下垂控制的母線電壓跌落值小4 V；同樣，在4 s 切除負(fù)荷時，基于VDG 控制的母線電壓幅值升高約6 V，要比無慣量傳統(tǒng)下垂控制的母線電壓增幅小約4 V；在2.5 s，3.5 s 負(fù)載功率突增和突減時，基于VDG 控制的母線電壓波動幅值要比無慣量傳統(tǒng)下垂控制的母線電壓波動幅值小1 V 左右。因此，當(dāng)負(fù)載功率變化時，傳統(tǒng)下垂控制下的直流母線電壓幅值超調(diào)量較大，而基于VDG設(shè)計的混合儲能單元分頻控制策略由于向整個系統(tǒng)加入了阻尼和慣性環(huán)節(jié)，母線電壓幅值超調(diào)量小于傳統(tǒng)下垂控制，且恢復(fù)穩(wěn)定狀態(tài)的時間大致相同。

圖8 直流負(fù)載功率變化時的仿真結(jié)果Fig.8 Simulations of DC load power change

5 結(jié)論

本文以光伏直流微電網(wǎng)混合儲能系統(tǒng)為研究對象，考慮超級電容功率密度大等特性及其儲能變換器低慣性、弱阻尼的特點，提出了一種基于虛擬直流發(fā)電機(jī)（VDG）控制的混合儲能單元分頻控制策略。在設(shè)計混合儲能單元分頻控制的基礎(chǔ)上，將VDG 和電壓電流雙閉環(huán)控制分別作用于超級電容和蓄電池儲能變換器，實現(xiàn)2 種儲能電池的優(yōu)勢互補(bǔ)，進(jìn)一步提升了直流母線電壓的動態(tài)穩(wěn)定性。仿真結(jié)果表明相較于傳統(tǒng)下垂控制，所提控制策略可充分發(fā)揮功率密度型電池和能量密度型電池的工作性能，延長了儲能單元的使用壽命，并增強(qiáng)了網(wǎng)內(nèi)負(fù)載供電的可靠性。