飞轮与电池混合储能的直流微网母线电压波动抑制策略

张继红 刘云飞 吴振奎 鲍 镘 付文豪

（内蒙古科技大学信息工程学院）

微网可以实现自我控制、自我保护和综合电能管理， 是分布式发电 （Distributed Generation，DG）系统与储能设备的有效组织方式［1～4］。 伴随高渗透率的DG接入电网和多样化负载构成的变化趋势，有关直流微网的控制技术正逐步成为业内专家研究的热点［5～7］。

与交流微网相比，直流微网的突出优势在于无频率波动、功角变化、不存在涡流和无功损耗。因此，直流母线电压波动是衡量网内系统功率平衡和微网运行可靠性的重要技术指标［8，9］。一旦直流母线电压出现波动， 势必影响负荷的正常运行，甚至引起保护误动或设备损坏［10，11］。 另外，微网系统的功率平衡任务多由电力电子器件变换实现，一方面使得系统惯性减小、抗扰能力变弱；另一方面影响分布式电源出力，使得过载能力变差［12，13］。 因此，抑制直流微网母线电压波动，不仅需要从理论方面提出合理可行的控制策略，还需要考虑设置储能以增加系统惯性。 笔者主要从这两方面着手，提出解决问题的可行思路。

为达到稳定直流微网母线电压的目的，国内外专家从不同层面开展了相关研究， 其中文献［14］以给定母线电压作为控制参量实现了能量管理， 通过实时采集母线电压的变化来确定分布式电源逆变器的工作模式，基本满足“即插即用”的电源快速“投退”要求。 但该方法存在多个逆变器同时、 同方向调节的现象， 可能引起系统运行超调，出现稳态运行点的变化，尤其对恒功率负载较为不利。文献［8，15，16］结合本地信息的能量需求和综合调控方法， 给出了网内含通信信息的二次电压调节策略，从而补偿了母线电压的波动需求，但该方法对主控制器的可靠性要求较高。 文献

［17］提出了超级电容和蓄电池的双储能系统在微电网中的控制和应用， 设计了抑制功率高频波动和低频波动的具体措施，具有一定的参考价值。文献［18，19］介绍了直流微网电压综合协调控制策略并对直流母线电压进行分区处理， 分别采取不同的控制策略，达到了功率平抑补偿目的，但该方法还需综合考虑双储能的容量优化配比和荷电状态约束，因而应用范围受到一定限制。

笔者以直流母线电压波动为研究对象，结合两类储能不同工作特性及各自的荷电状态，提出相应的控制策略。 在考虑一类储能无法同时满足负荷的功率密度与能量密度需求的条件下，将飞轮储能（FESS）和蓄电池储能两者进行合理组合，实现优势互补，延长了蓄电池的使用寿命，降低了电子开关器件动作频率，提升了微网运行的整体经济效益。

1 直流微网拓扑结构

直流微网拓扑结构如图1所示。 光伏发电系统和风力发电机分别通过各自的变流器与母线相连，飞轮和蓄电池组成的混合储能系统经由相应变换器与母线连接，柴油发电机主要用于紧急情况的电源备用，通常情况下不投入使用，负荷主要为常见的交流与直流负荷，微网经由变流器与主电网连接。 由于并网型微网的控制较为简单，基本无电压波动或功率缺额现象，笔者重点研究独立微网运行的电压稳定问题。 由图1可知，直流母线的功率交换可表示为：

图1 直流微网拓扑结构

式中 PG——光伏发电系统或风力发电机输出功率；

PLoad——负载消耗功率；

ΔP——母线的总功率变化量；

ΔPbat——蓄电池功率变化量；

ΔPFESS——飞轮功率变化量。

当ΔP ＞0时， 系统内输出功率大于负载消耗功率，此时储能为充电状态；当ΔP＜0时，系统内输出功率不足，无法提供负载功率，储能为放电状态。 由于直流系统电压与功率成线性关系，因此微网母线电压瞬时值可通过储能系统功率与电流表示：

其中，IHESS为混合储能系统 （Hybrid Energy Storage System，HESS）的电流。

式（2）表明，连接于母线的负荷变化、分布式电源的出力变化都将对母线电压波动产生重要影响，但最直接、最有效的解决办法为借助混合储能系统进行功率平衡。

2 混合储能系统配置及其结构

2.1 配置原则

储能系统（Energy Storage System，ESS）的配置一方面考虑缓减可再生能源发电的随机性与间歇性，使其出力趋于平滑，有利于微网的稳定运行；另一方面可以实现能量跨时调度，参与配电网的优化设置，增加系统惯性［20］。 电池类储能具有能量密度大的显著优势，但功率密度一般、响应慢，适用于平抑低频功率波动；而飞轮储能具有功率密度大、响应速度快的显著优势，但能量密度有限，适用于平抑高频功率波动。 笔者将蓄电池和飞轮储能进行组合， 构成混合储能系统， 以期在平抑功率波动层面发挥更有效的作用。

2.2 混合储能控制结构

蓄电池和飞轮储能系统结构如图2所示。 结合两类储能的运行特性，要求飞轮的充放电控制优先于蓄电池，并以满足母线各设备间平滑交换功率为目的。 首先，飞轮储能基本不受充放电次数限制，属于功率型储能设备，因而在充放电控制方面具有优先权；其次，飞轮储能荷电状态不满足充放电时启动蓄电池运行程序，发挥蓄电池出力功能；最后，若负荷功率波动较大，需要提供较多输出功率时， 混合储能同时提供高低频功率，两类储能联合工作，实现混合储能共同抑制电压波动。

图2 混合储能系统结构

为简化储能系统变流器并减少电力电子开关动作产生的谐波和电能损耗，首先将飞轮所发交流电整流转换为直流电，然后与蓄电池变流器形成对称方式并联于直流母线，并使两者储能元件完全隔离，实现各自单独自由地充放电。 当储能元件向直流母线放电时DC/DC变换器工作在Boost模式，当直流母线向储能元件充电时DC/DC变换器工作在Buck模式。 混合储能的工作电流可表示为：

式中 Ibat——蓄电池输出电流。

根据图2系统结构列写出如下回路电压电流方程：

式中 Idc——母线电流计算值；

IFESS——飞轮输出电流；

Ubat——蓄电池输出电压；

UFESS——飞轮直流电压。由此可得出：直流母线电压波动幅值与储能充、放电电流直接相关。

3 单元级控制策略

3.1 改进电压下垂控制策略

光伏、风机和用电负荷投切直接影响直流母线电压的稳定性，而混合储能的设置可以在一定范围内减小其波动值。 为使电压控制更加精准、有效，笔者拟采用改进电压下垂控制策略，弥补传统控制母线电压跌落、 功率分配不均等问题。下面首先分析传统电压下垂模型：

式中 k——下垂系数；

Udc-ref——母线电压设定值。

传统下垂控制方式存在如下不足：

a. 电流的变化依赖于母线电压的变化，若母线电压偏差较小，则电流的调节处于死区或调节较为缓慢；

b. 电流的调节没有考虑储能的荷电状态情形。

为此， 笔者提出改进系数的下垂控制策略，使各储能功率分配合理、 荷电状态趋于一致，并尽可能地减少储能过充或过放现象。

由于直流微电网中功率交换量一般较小，因此线路线损不会很大，可忽略不计，这样各混合储能输出电压近似相等，即：

其中，Udc-FESS为飞轮输出电压，Udc-bat为电池输出电压。 结合式（5）、（6）可以得到飞轮储能输出电流下垂系数kFESS与电池输出功率下垂系数kbat的关系：

可以得知，两类储能的下垂系数是可变的，其大小与输出功率（电流）成反比，解决了传统下垂控制系数不变、无法智能分配负荷功率的问题。

文献［17］给出了基于荷电状态（SOC）的储能系统下垂系数模型，该模型包含参数较多，算法较为复杂。 为简单起见，笔者将储能的荷电状态分为3个区段， 针对不同区段分别进行设置。 当0.1＜SOC＜0.9时， 储能的充放电系数参考下式，其余情况为单方向充电或放电模式：

其中，kxi为i类储能的充放电系数，k0为初始下垂系数，n为功率平衡系数［17］。

3.2 变流器控制策略

为证实混合储能控制策略的合理性，主要考虑以下3种情形的运行效果 （以蓄电池为例进行说明），设计内容如下。

情形1 蓄电池荷电状态为SOC＞0.9时，应采用浮充充电，既可以使蓄电池安全充电，又可以维持蓄电池的电量以备放电时使用，浮充充电的控制框图如图3所示。

图3 浮充充电控制框图

情形2 蓄电池荷电状态为0.1≤SOC≤0.9时，应采用恒压充电方式，充电过程中可以随蓄电池的荷电状态自动调节充电电流，以加快充电速度。 恒压充电控制框图如图4所示，图中ICV-ref为限幅后指令电流，ICV-max和ICV-min分别为指令电流的上限值和下限值。

图4 恒压充电控制框图

情形3 蓄电池荷电状态为SOC＜0.1时，不允许继续放电， 当需要充电时可以参考图4给出的模型。

光伏系统工作模式主要考虑最大功率点跟踪（MPPT）和恒压控制两种。 为最大限度地利用可再生能源，光伏系统通常工作于MPPT模式。 当母线电压过高或功率满足所供负荷且储能荷电状态较高时，应转换为恒压模式。 本次设计的光伏模块控制模型如图5所示， 图中Upv为光伏发电输出电压，Ipv为光伏发电输出电流，Uref为恒压控制给定电压，Iref为经PI控制器输出后的给定电流，U、I分别为实际电压、电流，Gpv为输出到光伏阵列的控制信号。

图5 光伏模块控制模型

风力发电通常采用功率控制模式，并通过偏航、变桨等手段最大程度地捕获风能。 目前用于风力发电的电机类型较多， 控制策略也不尽相同，此处不再赘述。

4 系统级控制策略

笔者结合飞轮储能和蓄电池的运行特性，将光伏发电系统、风力发电机及负荷等一并纳入控制范围，采取系统级控制。 首先将风力发电机、光伏发电系统以最大功率跟踪方式进行发电，若存在多余功率情况时存储于储能系统；相反，当负荷增大较多，风、光无法满足供电需求时启动储能进行放电供给负荷。 笔者设计的系统级控制策略如图6所示，图中UW为风力发电输出电压，IW为风力发电输出电流，ω为MPPT控制中的角频率。

图6 直流微网系统级控制策略

5 微网系统仿真及实验验证

5.1 仿真算例

参考图1结构，采用PSCAD/EMTDC电力系统仿真软件搭建直流微网仿真模型，参数为：母线电压0.4 kV，光伏阵列额定功率50 kW，风力发电机额定功率40 kW，蓄电池容量500 A·h，飞轮储能10 kW，线路阻抗忽略不计，时间以秒为单位。

图7给出了两类储能单独运行方式的功率输出波形对比。 系统在0.2 s时负荷增加到3 kW，1.6 s时负荷减少2.5 kW，3 s时负荷增加到4 kW。对以上3种负荷变化过程中的两类储能功率输出进行分析可得：在负荷波动的情况下，两种储能方式都可以提供充足的功率输出，但分析0.2 s和1.6 s时功率变化可以清晰看出，在负荷变化瞬间飞轮储能可以及时响应并增大或减小输出功率，而蓄电池储能会出现时间延迟，面对短时间的功率缺额，飞轮储能具有绝对优势，可以对高频信号起到良好的平抑作用。 从另一方面讲，虽然蓄电池储能响应较慢， 但更适用于功率缺额大、缺额时间较长的负荷变化情况，进而可以很好地平抑低频信号。 因此混合储能系统可以保证电压稳定在最佳状态。

图7 飞轮与蓄电池储能功率输出波形对比

为进一步说明引入改进下垂系数方法构建混合储能系统的必要性， 图8给出了蓄电池单独作为储能的输出功率和母线电压随电池输出功率变化的波形。 由图可知，蓄电池在负荷变化过程中会给予充足的功率补偿，但单台储能系统在平抑功率波动时也会引起不同程度的母线电压波动。分析0.3、0.8、2.0、3.0 s时发生的功率波动情形，尽管功率变化量不等，但均可满足平抑功率波动所需，却会导致功率响应不及时问题，进而使母线电压在0.3、0.8、3.0 s时出现明显的降落现象。 且功率波动幅度越大，电压波动现象愈发明显。 虽然波动幅值符合母线电压波动范围要求，但频繁地充放电无疑会加重该问题的发生，也会引发电池使用寿命降低的问题。

图8 电池单独储能输出功率与母线电压波形

引入改进下垂控制法后的混合储能系统平抑功率波动情况如图9所示。 在平抑功率波动时，总输出功率为蓄电池储能和飞轮储能输出功率之和，但由于二者荷电状态不同，输出功率大小也存在差异。 如图9a所示，以2.3 s时为例，蓄电池储能输出功率标幺值为0.4，飞轮储能输出功率标幺值为0.3，二者所提供的总功率即为负荷所需功率标幺值为0.7。此时，蓄电池的荷电状态相较于飞轮储能的荷电状态较大， 故输出功率所占比例较大。 此外，放电量与功率分配准则相关，依据改进下垂系数进行合理分配， 在不影响电压稳定的前提下达到平抑功率波动的作用。 其抑制效果如图9b所示， 在负荷需求不断变化的过程中， 混合储能系统均可提供良好的功率补偿。 电流波形显示， 控制策略能够快速跟踪功率变化， 因此母线电压几乎无波动现象， 证实了混合储能系统的优势。

图9 混合储能系统平抑功率波动情况

5.2 实验测试

借助重点实验室搭建类似图1所示的直流微网，实验中采用TMS320VC54型DSP作为中央处理器，重点测试蓄电池储能在补偿功率过程中母线电压的波动情况。 蓄电池容量为100 A·h，变流器开关器件选用IGBT，开关频率为15 kHz，直流负载采用接触器直接投切方式。

限于文章篇幅，本次实验仅对直流母线电压波动和电池补偿负荷功率情形进行了测试，实验结果如图10所示。 在20 ms时，负荷功率减少了1 kW，对应电流降低4.5 A，母线电压出现了向上波动的情形，幅值不超5 V；在20 ms时负荷增加1 kW，储能电流增加4.5 A，母线电压向下波动大约5 V。 结果证实了储能系统对于稳定电压的合理性。

图10 实验结果

6 结束语

笔者提出了直流母线电压稳定控制策略，将母线电压波动幅值与储能荷电状态相结合构建的不同控制策略具有较强的操作性。 采用的改进下垂控制方法综合考虑了两类储能的运行特性，避免了蓄电池的过充与过放情况，降低了电力电子器件的频繁动作过程，减少了系统谐波的产生几率，延长了设备的使用寿命，提高了经济效益。仿真和实验测试结果均证实了该控制策略的有效性。