混合儲能系統功率自主分頻控制方法

陳燕東　譚文娟　周小平　周樂明　楊苓　伍文華

摘? ?要：針對分布式電源出力間歇性與負載多變性的問題，儲能成為直流微電網電壓支撐與改善電能質量的重要途徑.為了充分利用混合儲能系統的優勢，實現功率的合理分配，提出了一種適用于混合儲能系統的功率自主分頻控制方法，該方法通過在各儲能單元下垂控制環中引入虛擬阻感或虛擬電容，重塑各變換器的等效輸出阻抗值，從而實現了超級電容和蓄電池的優勢互補.在負荷突變時，超級電容能快速吸收系統功率波動的高頻部分，提高系統的動態響應;蓄電池則主要用來平衡系統功率波動的低頻部分，延長蓄電池的使用壽命，從而保證系統穩定可靠運行.仿真驗證了所提方法的正確性.

關鍵詞：直流微電網;儲能系統;自主分頻控制;虛擬阻抗;下垂控制

中圖分類號：TM910? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? 文獻標志碼：A

An Autonomous-frequency-split Power Control

Method for Hybrid Energy Storage System

CHEN Yandong，TAN Wenjuan，ZHOU Xiaoping，ZHOU Leming，YANG Ling，WU Wenhua

（National Electric Power Conversion and Control Engineering Technology Research Center，

Hunan University，Changsha 410082，China）

Abstract：In view of the intermittent distributed power output and load variability，energy storage becomes an important way to support DC microgrid voltage and improve power quality. In order to make full use of the advantages of hybrid energy storage to achieve reasonable power distribution，an autonomous-frequency-split power control strategy for hybrid energy storage is proposed. In this method，the equivalent output impedance of converters is reshaped by introducing the virtual impedance or virtual capacitor in the droop control. By this way，the advantages of supercapacitor and battery can be integrated. At the load mutation，supercapacitor rapidly absorbs the high-frequency component of power fluctuation to improve the dynamic respond speed. Meanwhile，battery is mainly used to balance the low-frequency power in order to extend the service life and ensure the reliable operation of system. The simulation verifies the correctness of the proposed method.

Key words：DC microgrid;energy storage system;autonomous-frequenay-split coritrol;virtual impedance;droop control

隨著微電網技術的發展，發展太陽能、風能等分布式可再生能源成為解決能源危機和環境污染的有效途徑 [1-3].微電網作為將分布式電源、儲能系統及電力負荷整合到可控子網絡的核心，已成為未來智能配用電系統的重要組成部分.依據各單元所連接母線的性質可將微電網分為交流微電網和直流微電網兩類.與交流微電網相比，直流微電網具有結構簡單、能量轉換次數少，效率高等優勢，且無需考慮頻率偏移、相位同步和無功補償等問題，推動了直流微電網的迅速發展[4].

考慮到分布式發電裝置功率輸出的間歇性和不確定性，采用儲能裝置平抑系統的功率波動，使用戶獲得穩定、可靠、高質的電能[5-7].但是單一的儲能設備由于工作特性的原因使其使用范圍受限，如超級電容雖功率密度大且能夠快速響應系統波動，但卻不適用于大容量儲能;蓄電池雖然能量密度大、適用于大容量儲能，但其響應速度慢且壽命較短.為了充分發揮兩者的優勢，混合儲能系統應運而生，在負荷突變時混合儲能系統能及時進行削峰填谷，保證了直流微電網系統供電的可靠性[8-12].而如何充分利用混合儲能系統的優勢，實現合理的功率調配，降低系統的運行成本，延長儲能元件的使用壽命成為混合儲能控制系統應用中亟需解決的

問題.

文獻[13]提出了一種新型模型預測控制器和動態規劃算法，根據總功率請求和超級電容器的充電狀態來決定功率分配，削弱了蓄電池電流的峰值，延長了其使用壽命.文獻[14]利用小波包解耦了系統功率波動高頻和中頻分量并采用模糊控制對混合儲能功率輸出進行修正，在一定程度上平抑了電源功率輸出的間歇性并維持了微電網內供需的實時平衡.文獻[15-16]提出了將系統不平衡功率經高通或者低通濾波器進行濾波，提取出高頻功率波動和低頻功率波動分量，作為超級電容儲能和蓄電池儲能需輸出功率的參考，實現了混合儲能各單元對系統功率波動的最優分配.然而上述控制方法嚴重依賴于集中控制器為本地單元提供的功率參考值，且對系統的凈功率測量精度要求較高，一旦通信系統發生延時或者故障，會影響系統的安全穩定運行，嚴重時可能導致整個系統的停運[17-18].

為提高系統運行的可靠性，各微源和儲能裝置采用下垂控制，根據直流母線電壓信號調整出力以實現不同變換器間的功率均分[19-20].文獻[21]提出了一種多滯環調節方法，依據母線電壓的變化對蓄電池充放電的電流大小進行優化控制，提高了儲能設備運行效率，但蓄電池在各段切換點電流并沒有進行平滑轉換.文獻[22-23]基于超級電容和電池的下垂特性，對直流母線電壓的波動范圍進行分段響應，實現儲能設備工作方式的平滑切換.該方法可自動調整超級電容和電池的出力值，維持系統功率平衡，然而它著重于實現系統穩態時的功率均分，并沒有對各儲能設備的動態的頻率響應控制進行分析.文獻[24]提出一種自主分頻虛擬阻抗控制策略，通過對變換器等效輸出阻抗進行適當的頻域變換，使超級電容和電池分別響應功率波動的高頻分量和低頻分量，但電壓外環所采用的比例控制在系統穩態時會存在靜態誤差，超級電容仍需要提供部分電流去維持系統功率平衡.

為此，本文針對直流微電網中的混合儲能系統提出了一種適用于混合儲能系統的功率自主分頻控制方法.該方法通過在各儲能單元的下垂控制中引入虛擬阻感或虛擬電容控制環，從而改變了各變換器的等效輸出阻抗，使超級電容和蓄電池在負荷突變時能進行分頻響應，提高了系統的動態特性，延長了儲能單元的使用壽命，實現了功率的合理分配.

1? ?直流微電網系統

1.1? ?直流微電網結構

直流微電網主要由微源、電力電子變換器、儲能設備和負荷組成，且通過并網變換器與大電網連接，既可并網運行又可離網運行.在并網模式下，為避免變換器頻繁動作而引入不必要的損耗，儲能系統停止工作，直流微電網通過并網變換器與大電網實現能量互換，這里不做詳細討論.本文著重研究離網模式下混合儲能的暫態特性，由超級電容響應系統凈功率的高頻部分，提高了系統的動態性，蓄電池響應系統凈功率的低頻部分，避免了負載突變時的電流尖峰，延長了其使用壽命.

為了簡化分析，假定分布式系統的能量僅來自于光伏板，且其作為系統的功率終端，始終工作在最大功率跟蹤模式（MPPT）;超級電容和蓄電池作為松弛終端補償光伏與負載間的電流差額，維持母線電壓的穩定.直流微電網結構如圖1所示.

圖1中，混合儲能模塊由超級電容、蓄電池和Buck/Boost變換器組成，實現能量雙向流動，光伏模塊經Boost變換器與直流母線相連，本地負載由DC/DC、DC/AC變換器和阻性負載模擬.其中，Udc為直流母線電壓;Ub和ib分別為蓄電池側電壓和電流;Usc和isc分別為超級電容側電壓和電流;Upv和ipv分別為光伏側電壓和電流;R1和R2為系統負載;iob為蓄電池側變換器DC/DC1輸出;iosc為超級電容側變換器DC/DC2輸出電流;ires是光伏板側變換器輸出電流;iL1和iL2是流向負載的電流

1.2? ?傳統下垂控制分析

考慮到直流微電網中各微源的功率均分，各變換器一般采用下垂控制，以直流母線電壓為參考值，并根據下垂系數大小實時調整出力，實現功率的合理分配，維持系統穩定運行.

針對混合儲能單元，變換器采用下垂控制調整出力，傳統的U-I下垂控制方法可表示為：

Ux = Ucmd - RvxIx （1）

式中：Ux和Ix分別為變換器的輸出電壓和電流;Rvx是變換器相應的等效輸出電阻，其值的大小與系統容量有關.

由式（1）可知，傳統的下垂控制方法能實現微電網中各變換器的功率均分控制，但由于沒有考慮超級電容和蓄電池在功率響應速度和能量存儲密度等方面的差異，很難充分發揮混合儲能系統的優勢，實現混合儲能對系統功率波動的最優分配.

2? ?自主分頻控制策略

為了充分利用超級電容和蓄電池的優勢，解決混合儲能暫態功率分配的問題，本文通過在各儲能設備的控制電路中增加虛擬電感或虛擬電容控制環，改變各變換器的等效輸出阻抗.在系統暫態時，由于虛擬電感Lv和虛擬電容Cv的作用，使得超級電容迅速吸收暫態功率的高頻部分，蓄電池響應功率的低頻部分.在系統再次達到穩態時，由于Cv對直流分量的阻斷作用，超級電容側不提供能量;而在蓄電池側，虛擬電感Lv的電壓忽略不計，由Rv調整儲能模塊輸出電流的大小.混合儲能的拓撲及控制結構如圖2所示.其中，電感Lb、電容Cob以及開關閥S1與S2組成變換器DC/DC1;電感Lsc、電容Cosc與開關閥S3與S4組成雙向變換器DC/DC2;r為超級電容等效串聯的內阻;io為混合儲能模塊等效的輸出電流;Uob和Uosc分別為DC/DC1和DC/DC2的輸出電壓;Ucmd為直流母線電壓參考值;U*ob和U*osc分別為蓄電池和超級電容電壓外環指令值;ib_ref和isc_ref分別為蓄電池和超級電容電流內環指令值.

建立混合儲能系統的狀態平均方程：

式中：d*b、d*sc分別為變換器DC/DC1和DC/DC2的占空比;θb、θsc為DC/DC1和DC/DC2的工作方向.表1列舉了混合儲能模塊各工作模式下參數的選取原則，其中，※表示各開關閥的工作狀態不確定，需要結合負載變化和混合儲能模塊特性進行切換;1表示各儲能單元工作在放電狀態，-1表示各儲能單元工作在充電狀態，0表示儲能單元處于待機狀態;db和dsc分別為開關管S1和S3在對應模式下的占空比，其穩態值分別為Db=Ub /Ucmd和Dsc=Usc /Ucmd.

為了簡化分析，根據戴維南等效定理可知，蓄電池和超級電容都可等效為電壓源與輸出阻抗串聯，而Rline1和Rline2分別為兩者相對應的線路阻抗，則混合儲能的等效電路如圖3所示.

圖3中，混合儲能模塊等效輸出電流io的大小等于負載電流與光伏輸出電流ires的差值：

io = iL1 + iL2 - iresiosc + iob = io （3）

針對蓄電池側的變換器DC/DC1，增加虛擬電感Lv與Rv，則下垂控制U/I表達式（2）可改進為：

u*ob（t） = Ucmd-（Rv+Rline1）iob（t）-Lv（4）

針對超級電容側的變換器DC/DC2，用虛擬電容Cv替代Rv，則下垂控制U/I表達式（2）可改進為：

u*osc（t） = Ucmd-Rline2 iosc（t）-Cviosc（t）dt （5）

考慮到線路阻抗的值遠小于虛擬阻抗可忽略不計，對式（4）和式（5）進行拉斯變換可得：

u*ob（s） = Ucmd-Rviob（s）-sLviob（s）u*osc（s） = Ucmd-iosc（s） （6）

將式（6）代入式（3）可得：

iob（s） = io（s）iosc（s） = io（s） （7）

將式（7）整理為標準形式：

其中自然頻率和阻尼比的表達式為：

設定ωb為HB（s）的截止頻率，根據其定義可得：

由式（10）計算可得：

從式（8）可以看出HB（s）和HSC（s）類似于一個二階的低通和高通濾波器，因此根據蓄電池和超級電容的工作特性，選擇合理的ωb參數和阻尼比ξ，并依據式（10）計算出虛擬電感Lv和虛擬電容Cv的值，使混合儲能各單元在負載突變時能自主分頻響應其功率波動，以提高系統的動態特性.

用單位階躍信號模擬負載突變進行理論分析，蓄電池和超級電容的動態響應如圖4所示.在負載突變后，超級電容能迅速響應，然后逐漸衰減至0;而蓄電池則緩慢增加，最終等于負載所需要提供的電流值.

3? ?系統控制參數設計

在實際應用系統中，儲能單元的等效輸出阻抗與電壓電流雙環及系統參數的選擇息息相關，而合理的參數選擇是實現電壓波動時功率自主分頻及系統穩定運行的關鍵.

3.1? ?雙向DC/DC變換器的控制模型分析

混合儲能采用改進下垂控制時的整體控制框圖如圖5所示.電壓外環采用PI控制維持母線電壓的穩定，電流內環采用P控制實現補償電流的快速跟蹤.其中，Uox和iox分別為蓄電池或超級電容側DC/DC變換器輸出的電壓和電流值;Uix為蓄電池或超級電容的端電壓;ix_ref 對應于蓄電池或超級電容電流內環指令值;ix分別是蓄電池或者超級電容的輸出電流的實際值;Gx為電感電壓轉換為電流值的傳遞函數;Zvx對應于蓄電池或超級電容引入的虛擬阻抗或虛擬電容值;Cox分別為變換器DC/DC1和DC/DC2的輸出電容值;當儲能單元為蓄電池時用b代替下標x，為超級電容時用sc代替下標x.

由于電流內環的響應速度遠大于電壓外環，在分析電壓環參數與DC/DC變換器等效輸出阻抗時，可將電流內環簡化為Kcx = 1.設kvpx和kvix對應于電壓外環PIvx調節器的比例系數和積分系數，則從圖5中可計算出變換器輸出電壓為：

則變換器的等效輸出阻抗為：

相應的電壓外環的開環傳遞函數為：

為了確保系統的穩定性，電壓外環的相角裕度應不小于π/4且kvix /kvpx的值約為截止頻率ωvx的0.1～0.2[25]，因此電壓外環參數可以設計為：

取kvix /kvpx = 0.1ωvx，對式（15）進行整理可得：

此外，對于蓄電池側雙向變換器DC/DC1的控制，圖5中Zvx和Gx表示為：

Zvx（s） = Zvb（s） = Rv + sLvGx（s） = θvb/sLx? ? ? ? ? ?（17）

對于超級電容側雙向變換器DC/DC2的控制，圖5中Zvx和Gx表示為：

Zvx（s） = Zvsc（s） = 1/sCvGx（s） = θx /（sLx + r）? ? ? ? ? ?（18）

聯立式（12）～式（18）可得：

從式（20）和式（21）可以看出，儲能單元與雙向變換器DC/DC并不是一個理想的電壓源，其等效輸出阻抗與所引入的虛擬阻抗值及電壓電流環的參數選取相關.

3.2? ?虛擬阻抗參數設計

為了使儲能系統更好地響應負載功率波動，調整引入的虛擬阻抗參數，盡可能地使系統等效輸出阻抗在低頻段為阻感性而在高頻段呈現為容性，從而實現系統能量的自主分頻.本文繪制了系統等效輸出阻抗Zo、電池側等效輸出阻抗Zob、超級電容等效輸出阻抗Zosc采用不同虛擬電容Cv、虛擬電感Lv參數時的波特圖.表2和表3分別為系統參數和不同截止頻率下虛擬阻抗參數，其中每組參數都能保證儲能系統的穩定運行.

從圖6可以看出，采用傳統的下垂控制時，系統等效輸出阻抗Zo與儲能單元等效輸出阻抗Zob和Zosc相近，使得系統在穩態時仍需有超級電容配合蓄電池一起為負載供電.而在負荷突變時，蓄電池也要承擔一部分沖擊電流，影響電池的使用壽命，降低了系統的動態響應速度.

從圖7可以看出，在增加虛擬電感Lv和虛擬電容Cv后，系統等效輸出阻抗Zo在低頻段主要由Zob決定，而在高頻段由Zosc主導，即改進的下垂控制策略可使系統在低頻段和高頻段呈現出不同的阻抗特性，從而實現系統功率的自主分頻.當負荷突變時，超級電容迅速響應功率波動的高頻部分，而蓄電池緩慢變化以響應系統功率波動的低頻部分;當系統再次達到穩態時，由蓄電池提供負載所缺乏的功率，而超級電容側變換器DC/DC2輸出電流變為0，從而實現混合儲能功率的合理分配.

圖7～圖9是在保證其他參數不變的前提下，通過改變截止頻率ωb，調節虛擬電感Lv和虛擬電容Cv的值，改變儲能電容和儲能電池的動態響應時間.對比可以看出，隨著ωb值的增大，響應速度變快，但其分頻響應系統功率的效果會有所削弱，且如果參數選取不當，在其交接頻率處可能會出現超調，導致儲能單元的反復充放電，引起不必要的損耗并縮短其使用壽命.因此，本文在保證系統功率能夠實現合理分配且不發生超調的前提下，充分利用儲能電容和儲能電池的動態特性，將系統的交接頻率設計在1～10 Hz之間，故選用第3組參數.

4? ?仿真驗證

為了驗證本文針對混合儲能模塊所提的自主分頻能量管理控制策略的有效性，本文按照圖1所示的拓撲結構和表1所列參數在Matlab仿真環境中搭建了低壓直流微電網模型，其中，光伏模塊采用MPPT控制，保證最大功率輸出，儲能模塊采用下垂控制，維持系統可靠穩定的運行.

1）傳統下垂控制

圖10所示為采用傳統下垂控制策略時混合儲能輸出功率P、直流母線電壓Udc、蓄電池輸出電流iob以及超級電容輸出電流iosc的波形圖.

在系統穩定運行3 s后，負荷驟減，直流母線電壓由原來的267 V增加至269 V，蓄電池放電電流由3.65 A變為1.23 A，超級電容輸出電流由3.62 A變為1.02 A持續放電使直流母線電壓恢復到新的穩定值.在系統投入運行7 s后，負荷突增，直流母線Udc出現了短暫的跌落，蓄電池輸出電流則增至2.25 A進行放電，超級電容放電電流則由1.02 A變為2.1 A，使母線電壓最終穩定在268 V.即該運行模式下，負荷突變，蓄電池仍需承受部分高頻電流;系統再次達到穩態時，超級電容也需協調蓄電池一起為負荷供電維持系統功率的平衡，這不僅降低了混合儲能單元的使用壽命，還影響了混合儲能單元的使用效率.

2）改進的下垂控制

圖11～圖13為采用改進下垂控制策略時混合儲能輸出功率P、直流母線電壓Udc、蓄電池輸出電流iob以及超級電容輸出電流iosc的波形圖.與圖10對比可知，各儲能單元在引入虛擬阻抗或虛擬電容后，超級電容在負荷突變時能迅速吸收功率波動的高頻部分，提高系統的動態性;蓄電池則緩慢變化提供功率波動的低頻成分，以維持直流母線電壓穩定.且采用改進的下垂控制策略后，無論負載如何變化，在系統再次達到穩態后，超級電容輸出電流均恢復至0，由蓄電池提供系統短缺的功率，但由于虛擬電阻的存在，使得母線電壓值有所降低.

由圖11可知，在系統運行3 s后，負荷驟減，超級電容迅速動作，其最大的充電電流達到5 A且在系統穩定后重新恢復至0;電池側的放電電流從7.05 A緩慢減小至1.51 A，維持直流母線電壓穩定.在系統運行7 s后，負荷增大，超級電容迅速放電，其最大輸出電流為2.56 A，隨后恢復至0 ;而蓄電池的輸出電流則緩慢增加至4.45 A，使直流母線電壓最終穩定在266 V.故改進的下垂控制策略針對各儲能單元在功率響應速度和能量存儲密度等方面的差異，能使超級電容和蓄電池自主分頻響應系統功率波動，實現能量的最有利用.

圖12與圖11相比，整體的變化趨勢相同，但系統在負荷突變后達到穩態的時間由1 s縮短為0.4 s，即在保證系統功率合理分頻的情況下，增大截止頻率ωb的值以調整Lv和Cv的大小，系統的動態響應速度能顯著提高.但由圖13可知，隨著截止頻率ωb的持續增大，超級電容在負荷驟變后可能會出現反復充放電的過程，這不僅增大了系統功率損耗，還縮短了儲能單元的使用壽命.因此，各儲能單元在引入虛擬阻抗或虛擬電容控制環時，應結合控制系統選擇合理的參數，以實現混合儲能對系統功率波動的最優分配.

5? ?結? ?論

本文以直流微電網離網運行時混合儲能模塊功率如何分配為研究對象，考慮超級電容功率密度大及蓄電池能量密度高的特性，提出了一種適用于混合儲能系統的功率自主分頻控制方法，通過在各儲能單元的下垂控制中引入虛擬阻感或虛擬電容控制環，改變各變換器的等效輸出阻抗值，實現系統功率的合理分配.仿真結果表明，該方法能夠使負載功率波動的高頻分量和低頻分量自動解耦，并自主分配給超級電容和蓄電池，從而提高了混合儲能的動態響應，延長了儲能單元的使用壽命，維持了系統安全穩定運行.

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