图1 含大功率脉冲性负荷的柴-储并联系统结构示意图
Fig.1 Structure diagram of diesel-storage microgrid system with high-power pulse load
摘要 针对偏远地区高可靠性供电需求，以柴油发电机与储能单元为核心构建的柴-储并联系统已成为关键解决方案。然而，高能脉冲性负荷的间歇性接入（表现为反复瞬态投切）会导致两级式储能变换系统中间直流母线电压剧烈波动，严重威胁系统稳定运行及负载供电质量。对此，该文提出了一种基于状态观测电流前馈的直流惯性增强控制方法，一方面通过虚拟惯性增强方法，增强储能系统直流侧的惯性，提升系统的稳定性；另一方面通过电流状态观测器预测直流侧负载电流，并将其作为前馈指令快速补偿脉冲性负荷消耗的瞬时能量，从而抑制直流母线的电压波动。该文建立了脉冲性负荷下的储能系统数学模型，并揭示了脉冲性负荷下的直流电压波动机理，同时根据所提的惯性增强控制策略，建立了系统小信号模型，分析了直流母线电压波动的抑制机理，并设计了系统的控制参数。最后通过实验验证了该文所提控制方法的正确性和有效性。
关键词：直流电压波动 前馈控制 状态观测器 两级式储能变换 脉冲性负荷 虚拟直流发电机控制 惯性增强
对于岛礁、高原、边防、山区、荒漠等偏远地区，由柴油发电机和储能单元作为核心能量支撑的柴-储并联系统，既能有效地解决柴油发电单一供电的不足，又能解决采用大电网高压远距离，甚至跨海跨山输电面临的建设难、成本高等难题，已成为实现偏远地区高可靠、高品质、长期稳定供电的重要手段[1-2]。然而，考虑到偏远地区国防与民用特殊负荷的接入[3-4]，如电子雷达等脉冲性负荷，这类负荷往往呈现连续脉冲特性，短时能量高（峰值功率为平均功率的3～8倍）、工作周期在数十毫秒到数百毫秒之间[5-8]，与常规负荷存在明显差异性和特殊性[9]，使得柴-储并联系统在能量支撑方面面临新的技术挑战。
由于脉冲性负荷短时高能量的供电需求，柴油发电机需联合储能系统共同给脉冲性负荷供电，以维持交流侧母线电压和脉冲性负荷的能量平衡[10-11]。
对于储能系统而言，常通过DC-DC与DC-AC两级变换系统给负载供电[12]。储能系统中间直流侧是维系DC-DC变换器和DC-AC变换器的纽带，其电压的稳定对系统稳定运行及负载的可靠供电至关重要[13-15]。然而，在脉冲性负荷的高能冲击下，储能系统中间直流侧母线电压面临较大的低频波动，波动频率与脉冲性负荷的周期密切相关[16-17]，特别是在脉冲性负荷加载和卸载时，其波动更为明显，具体表现为：在脉冲性负荷加载时，储能系统中直流母线电容上的能量会迅速释放而引起电压急剧下跌，影响后级脉冲宽度调制（Pulse Width Modulation, PWM）逆变器的正常运行；在脉冲性负荷卸载时，直流侧电容也会因积聚能量而使电压迅速升高，严重时甚至出现过电压而损坏电力电子设备[18-19]。因此，抑制储能系统中间直流侧母线电压具有重要意义。
在两级式储能变换系统中，可以通过增大中间直流侧的电容来平抑电压的波动，但事实上通过增大电容的方式会额外增加设备的成本和体积，同时也会减慢系统的动态响应[20-21]。目前，关于中间直流侧电压抑制的研究主要集中在外接稳压装置、前馈控制和虚拟惯性控制三类。外接稳压装置主要通过外接母线稳压器实现直流侧母线电压的稳定，具有快速性和稳定性的优点，但体积大、成本高[22]；前馈控制可提升系统的动态响应，但缺乏惯性支撑，在脉冲性负荷下面临稳定性不足的问题[23-24]；虚拟惯性控制主要通过引入虚拟控制方式增强系统惯性，抑制直流母线电压波动，但会减慢系统的动态响应[25-27]。文献[22]提出了一种自适应直流母线电压稳压器，可补偿直流母线的电压纹波，但该方法通过外加电力电子装置补偿母线电压，增加了设备的成本和体积。文献[23]提出了一种基于功率平衡和时滞补偿相结合的前馈控制，以抑制暂态过程中直流母线电压的冲击和波动，但该方法需要额外增加传感器来采样直流母线电流。为此，文献[24]提出了一种基于非线性扰动观测器的前馈控制，该方法采用扰动观测器预测前馈电流，从而提高直流侧电压的动态响应，抑制直流母线电压的波动。文献[25]提出了一种虚拟惯性控制来增强中间直流侧的惯性，提升直流母线的电压稳定性。为避免引入恒功率负载所引发的直流电压振荡，文献[26]提出了一种多模式虚拟惯性控制策略，采用线性和指数两种模式以不同速率提供惯性功率。文献[27]提出一种虚拟直流发电机（Virtual DC Generator, VDG）控制，并且引入直流发电机额定角速度随机械功率按比例变化的环节，从而抑制了负载随机波动引起的直流母线电压波动。但上述方法并未考虑周期性脉冲性负荷引起的直流母线电压波动，在周期性脉冲性负荷的冲击下，系统既需要有一定的惯性以抑制母线电压的波动，又需要快速的响应以补充脉冲性负荷消耗的能量。
为此，本文提出了一种基于状态观测电流前馈的直流惯性增强控制方法，一方面类比直流发电机，构造虚拟惯性，增强储能系统直流侧的惯性，提升系统的稳定性；另一方面通过电流状态观测器预测直流侧负载电流，并将其作为前馈指令快速补偿脉冲性负荷消耗的瞬时能量，从而抑制直流母线的电压波动。本文建立了脉冲性负荷下的储能系统数学模型，并揭示了脉冲性负荷下的直流电压波动机理，同时根据所提的惯性增强控制策略，建立了系统小信号模型，分析了直流母线电压的抑制机理。最后通过实验验证了本文所提控制方法的正确性和有效性。
本文所研究的含大功率脉冲性负荷的柴-储并联系统结构示意图如图1所示。系统主要由柴油发电机、储能变换系统和大功率脉冲性负荷等构成。柴油发电机主要包括柴油机、同步发电机。储能系统主要包括储能电池、DC-DC变换器、储能变换器，储能变换器采用三相H桥结构。在大功率脉冲性负荷投入时，储能变换器需与柴油发电机同步供电以满足负荷短时功率需求，同时储能单元需要快速出力，以满足脉冲性负荷的供电需求。
图1 含大功率脉冲性负荷的柴-储并联系统结构示意图
Fig.1 Structure diagram of diesel-storage microgrid system with high-power pulse load
脉冲性负荷功率特性如图2所示。脉冲性负荷功率PPL(t)是幅值为Ppeak、周期为TPL、占空比为DPL的方波，可分解为平均分量PPL_avg和动态分量PPL_dym(t)两部分，表示为
（1）
其中
（2）
（3）
图2 脉冲性负荷功率特性
Fig.2 Power characteristic of pulse load
脉冲性负荷的等效功率如图3所示。其中，脉冲性负荷电流的平均分量对系统有持续的能量消耗，要求系统提供稳定的电能供应。脉冲性负荷功率的动态分量表现为连续的正负低频脉冲波冲击，不同于常规负载投切带来的单次冲击，会严重影响系统的稳定可靠供电。
图3 脉冲性负荷的等效功率
Fig.3 Equivalent power of pulse load
脉冲性负荷下的储能变换系统结构如图4所示。DC-DC变换器采用Buck-Boost变换结构，储能逆变器采用三相全桥逆变结构。DC-DC变换器采用常规的电压电流双闭环控制以维持直流侧电压的稳定。由于脉冲性负荷的接入，直流侧电压将出现反复波动，影响系统的稳定性及储能逆变器输出波形质量。图4中，udc为直流电压，ub为储能电池电压，udc_ref为直流母线电压指令值，iL为电感电流，iref为电流内环指令值，im和io分别为变换器输出电流和直流侧输出电流，iC为直流电容侧输出电流，Cdc为直流母线电容。
图4 脉冲性负荷下的储能变换系统结构
Fig.4 Structure of energy storage conversion system with high-power pulse load
根据基尔霍夫定律及功率平衡原理可得
（4）
式中，pL为负载总功率。
考虑到电流内环带宽远大于电压外环带宽，电流内环可简化成增益为Kin的比例环节，其表达式为
（5）
利用式（4）和式（5）进行小信号分析可得
（6）
式中，Δ表示对应变量的小信号量；大写字母表示对应变量在系统稳态时的取值。根据式（6）可得到如图5所示的系统控制小信号模型。图5中，Gv(s)为电压外环控制传递函数，其表达式为
（7）
式中，kp为比例参数；ki为积分参数。
图5 系统控制小信号模型
Fig.5 Block diagram of small signal control system
当系统采用直流侧电压恒压控制时，∆udc_ref= 0，因此可得到直流侧电压小信号表达式为
（8）
当仅考虑脉冲性负荷引起的直流侧电压波动时，输出电压-负载功率的传递函数Gup(s)可简化为
（9）
其中
（10）
根据式（9）可以得到不同直流母线电容Cdc下，阶跃响应的直流侧电压时域特性，如图6所示。由图6可知，随着Cdc不断增大，系统电压峰值Δudc_max不断减小，调节时间tss不断增大。由此可见，通过增大母线电容的方式抑制直流电压波动，会降低系统的动态响应速度。
图6 不同容值下的电压波动时域特性
Fig.6 Time-domain characteristics of voltage fluctuation under different capacitance values
为简单起见，采用固定占空比的脉冲性负荷进行分析，脉冲性负荷频域功率ΔpL(s)表达式为
（11）
根据式（8）～式（11）可得脉冲性负荷下直流母线电流和电压时域响应如图7所示。图7a为DC-DC变换器输出电流∆im、直流母线电容电流∆iC、直流侧输出电流∆io的时域曲线；图7b为直流侧电压∆udc的时域响应曲线。
图7 脉冲性负荷下直流母线电流与电压时域曲线
Fig.7 Time domain curves of DC bus current and voltage under pulse load
图7a中，当脉冲性负荷投入时，直流侧电流发生脉冲性突变（图中∆io曲线），但实际上DC-DC变换器输出电流∆im在脉冲性突变的暂态过程中并不能立即跟踪直流侧输出电流∆io（∆im-∆io≠0）。此电流差额需由直流侧放电电流∆iC补充，以满足脉冲性负荷的需求，这一过程会导致直流母线电压的反复波动，如图7b所示。
由此可知，直流侧母线电压波动的主要原因是，在脉冲性负荷投切下，储能变换器的响应速度无法立即跟踪脉冲性负荷的功率突变，导致直流母线电容需要不断地充放电以维持脉冲性负荷功率的平衡，从而引起直流侧母线电压的波动。
针对脉冲性负荷引起的直流母线电压波动问题，本文提出了一种基于状态观测电流前馈的直流惯性增强控制方法，一方面通过类比直流发电机，构造虚拟惯性，以增强直流侧的惯性，减少直流侧电压的波动；另一方面通过电流状态观测器预测直流侧负载电流，并将其作为前馈指令快速补偿脉冲性负荷消耗的瞬时能量，从而抑制脉冲性负荷引起的直流母线电压波动。
类比直流发电机模型，在变换器中引入惯性和阻尼以模拟直流发电机的外特性，增强直流母线的惯性和抗干扰能力。
虚拟直流发电机模型如图8所示，将DC-DC变换器等效成一个二端口网络，以模拟直流发电机的惯量特性和阻尼特性。图8中，直流发电机电气方程和机械方程为
（12）
式中，Eg为直流发电机电枢电动势；ug为电机输出端电压；ig为电机输出电流；Rg为电机内阻；CT_g为电机转矩系数；Φg为磁通；Jg为直流发电机惯性常数；Tm_g和Te_g分别为电机机械转矩和电磁转矩；Dg为阻尼系数；ωg和ωn_g分别为电机角速度和其额定值。
图8 虚拟直流发电机模型
Fig.8 Model of VDG
类比直流发电机，可得到直流DC-DC变换器的方程为
（13）
式中，Evir为虚拟电动势；ivir为虚拟输出电流；Rvir为虚拟内阻；CT_vir为虚拟转矩系数；Φvir为虚拟磁通；Jvir为虚拟惯性常数；Tm_vir和Te_vir分别为虚拟机械转矩和虚拟电磁转矩；Dvir为虚拟阻尼系数；ωvir和ωn_vir分别为虚拟电机角速度和其额定值。
虚拟机械转矩Tm_vir、虚拟电磁转矩Te_vir表达式为
（14）
本文所提出的带前馈控制的惯性增强控制策略如图9所示。该控制策略通过电压外环来维持母线电压的稳定运行，通过惯性增强部分来提升直流母线的惯性，利用状态观测器来预测直流负载侧电流，并构成前馈控制以抵消脉冲性负荷引起的波动，同时利用电流内环控制维持电感电流的跟踪。
图9 带前馈控制的惯性增强控制策略
Fig.9 Improved virtual DC motor control strategy with feedforward control
图9中，该控制策略首先通过直流母线电压外环PI控制电流指令值iref经惯性增强部分得到虚拟电流ivir；其次，利用状态观测器得到负载电流的估计值
，并将其折算至输入侧，得到前馈电流指令if，前馈电流与指令电流iref二者的差iL_ref作为电流内环电流的指令值，并经内环PI控制得到储能变换器的调制信号d。其中惯性增强部分和负载电流状态观测前馈控制部分分别叙述如下。
1）惯性增强部分
惯性增强部分通过模拟直流发电机特性而得到系统的虚拟输出电流ivir，并与前馈部分组合得到系统电流的指令值。该部分的传递函数Gvir(s)表达式为
（15）
2）负载电流状态观测前馈控制部分
根据式（4）可知，直流侧电压udc和电感电流iL、直流负载侧电流io之间的关系为
（16）
其中，d0=Ub/Udc。将式（16）离散化得到相应的离散化状态方程，即
（17）
其中
（18）
式中，Ts为控制周期。
为方便起见，用x(k)、u(k)、y(k)分别表示系统模型的状态变量、输入和输出，即x(k)=[udc(k) idc(k)]T，u(k)=iL(k)，y(k)=udc(k)，则式（17）可简化为式（19）所示的状态方程。
（19）
因此，当已知k时刻的观测值，就可以根据系统的观测模型预测k+1时刻的状态，即
（20）
式中，
为模型k时刻的状态观测值；
为模型k+1时刻的状态预测值。
通过测量k+1时刻的系统输出值y(k+1)，并利用观测误差
来修正预测值，从而得到k+1时刻的观测值
，即
（21）
式中，L为反馈矩阵。
因此可得到k+1时刻电流io观测值
表达式为
（22）
式中，H=[0 1]。
通过合理设计观测器反馈矩阵L的增益就能准确快速地得到所观测的负载电流，结合式（17）～式（22）可得到如图10所示的状态观测器。
图10 基于直流侧负载电流状态观测前馈控制
Fig.10 Feed-forward control based on DC-side load current with state observer
由图10可知，利用已知的直流侧电压udc和电感电流iL就可以对直流负载侧电流io进行虚拟测量。
对式（13）和式（14）进行线性化可得
（23）
根据式（6）和式（23）可得到所提控制方法的小信号模型，如图11所示。
图11 所提控制方法的小信号模型
Fig.11 Small signal model of the proposed control method
根据图11中的小信号模型，可以得到输出电压表达式为
（24）
其中
（25）
2.3.1 开环控制性能分析
忽略扰动变量，根据梅森增益公式可求得所提控制下系统的开环传递函数Gop(s)为
（26）
式中，GuiL(s)为母线电压∆udc对电感电流∆iL的传递函数，其表达式为
（27）
惯性系数Jvir变化时的开环伯德图如图12所示。由图12可知，惯性系数的变化将影响系统的开环增益和截止频率，当惯性系数Jvir增大（从0.2增大至5）时，系统开环增益变小，截止频率也相应变小，因此系统动态响应也将变慢。
图12 惯性系数Jvir变化时的开环伯德图
Fig.12 Open-loop Bode plot when the inertia coefficient Jvir varies
阻尼系数Dvir变化时的开环伯德图如图13所示。当阻尼系数Dvir增大（由5增大至20）时，系统开环增益减小，截止频率也相应减小，但是系统相位裕度增大，系统稳定性提高。
图13 阻尼参数Dvir变化时的开环伯德图
Fig.13 Open-loop Bode plot when the inertia coefficient Dvir varies
2.3.2 前馈特性分析
考虑到电流观测值与实际电流存在一定的延时，观测到的输出电流可简化为
（28）
式中，τ为延时系数，可根据状态观测器得出。
结合式（6）可得
（29）
结合式（24）和式（29），可得到
（30）
式中，α1(s)为延时环节，表达式为
（31）
根据式（30），可得到周期为200 ms、脉宽为100 ms的脉冲性负荷接入时，变换器直流侧电压时域曲线，如图14所示。图14中，点画线和实线分别为采用本文前馈控制和未采用前馈控制的时域响应曲线。
图14 所提控制方法下直流侧电压时域曲线
Fig.14 Time domain curve of DC bus voltage with the proposed method
由图14可知，在脉冲性负荷冲击下，未采用前馈控制方法的系统电压波动相对较大，响应时间较长，电压很难在一个周期内恢复到稳态值；当加入前馈控制后，直流侧电压波动很小，响应时间更快，具有较好的效果。
电压波动峰值Δudc_max及调节时间tss是衡量系统参数的关键指标，因此可根据电压波动峰值和调节时间来设计系统的参数。当系统Jvir和Dvir变化时，电压波动峰值Δudc_max及调节时间tss的变化规律如图15所示。
图15 不同参数下系统的时域特性
Fig.15 Time-domain characteristics of the system under different parameters
图15a为Δudc_max的变化规律，当Jvir增大时，Δudc_max增大；但Dvir对Δudc_max影响较小，当Dvir增大时，Δudc_max略微增大。图15b为tss的变化规律，当Dvir增大时，tss增大；Jvir对tss影响较小。对于本文的控制系统而言，在设计参数Dvir、Jvir时，Δudc_max和tss应满足式（32）。
（32）
根据式（32）以及图15的分布规律，本文的Jvir、Dvir取值分别为0.2、10。
结合式（20）和式（21）可得
（33）
定义e(k)为实际值与观测值之间的误差，即
，结合式（19）和式（33）可得观测器的误差方程为
（34）
根据式（34）可知，观测误差的动态特性由矩阵A-LCA决定。当A-LCA快速收敛时，观测误差也将快速收敛于零。事实上，通过设计反馈增益矩阵L可以保证系统观测器的动态响应要求。误差方程的特征方程为
（35）
式中，λ为矩阵
的特征根。
将矩阵A、L、C代入式（35）可得到
（36）
式中，L1和L2分别为反馈矩阵L的两个参数。
当式（36）中λ2=0时，观测误差将在两个控制周期衰减到0，过渡时间最短，此时可以得到反馈矩阵L的表达式为
（37）
因此，可建立负载电流的最小拍观测方程为
（38）
为验证本文所提控制方法的有效性，在Matlab中搭建了仿真平台，相关参数见表1。
表1 储能变换器参数
Tab.1 Parameters of Energy storage converter
参数数值参数数值 Udc_ref/V700Cdc/μF800 ωn_vir/(rad/s)140Jvir0.2 Dvir10Rvir0.2 Ts/kHz10CT_virФvir5.1
图16分别对比了周期为200 ms、峰值功率为 5 kW的脉冲性负荷投入时不同控制方法下的直流侧电压波形。如图16所示，当脉冲性负荷投入时，直流侧母线电压波形均出现上下波动，主要原因是储能变换器的响应速度无法立即跟踪脉冲性负荷的功率突变，导致直流母线电容需不断充放电以维持负荷功率的平衡。脉冲性负荷占空比为0.5时的直流侧电压波形如图16a所示。若采用传统PI控制方法（蓝色点线），在脉冲性负荷运行时，其电压波动峰值最大，达717 V；若仅采用惯性增强控制方法（绿色虚线），在脉冲性负荷运行时，电压波动峰值约为708 V，较传统PI控制峰值小，但达到稳定状态的时间长，说明惯性增强部分给储能系统直流侧提供了惯性支撑；当采用本文所提控制时（红色实线），直流侧电压波动很小，波动峰值约为702 V，说明采用本文所提控制方法很好地抑制了直流母线电压的波动，提高了系统的稳定性。图16b为脉冲性负荷占空比为0.7时的直流侧电压波形，其波动规律与占空比为0.5时相似，此处不再赘述。
图16 直流侧电压波动仿真对比（周期为200 ms、峰值功率为5 kW）
Fig.16 Simulation comparison of DC-side voltage fluctuation (cycle: 200 ms, peak power: 5 kW)
图17分别对比了周期为200 ms、峰值功率为 7 kW的脉冲性负荷投入时不同控制方法下的直流侧电压波形。图17a为脉冲性负荷占空比为0.5时的直流侧电压波形，图17b为脉冲性负荷占空比为0.7时的直流侧电压波形。
图17 直流侧电压波动仿真对比（周期为200 ms、峰值功率为7 kW）
Fig.17 Simulation comparison of DC-side voltage fluctuation (cycle: 200 ms, peak power: 7 kW)
如图17a所示，若采用传统PI控制方法（蓝色点线），在脉冲性负荷运行时，直流母线电压波动较大，其电压下跌至约650 V；而仅采用惯性增强部分控制时（绿色虚线），电压仅下跌至688 V，相比传统PI控制，其能维持直流侧母线电压的稳定；当采用本文所提控制时（红色实线），直流侧电压波动很小，电压仅下跌3 V左右。仿真结果表明，采用本文所提控制方法很好地抑制了直流母线电压的波动，提高了系统的稳定性。
如图17b所示，当脉冲性负荷占空比为0.7时，仅采用惯性增强控制部分和所提控制电压波动规律与占空比为0.5时相似，但采用传统PI控制时，由于脉冲性负荷平均功率的增大，直流母线电压进一步下跌至约629 V，进一步说明了本文所提控制方法具有较好的平抑直流母线电压的功能。
对比图16和图17可知，惯性增强部分使得直流母线电压下跌幅度较小，在增大功率后达到稳定的时间也相对较短，而传统控制方法因为直流母线电压下跌幅度较大，需要更长时间来恢复，这进一步说明了本文所提的惯性增强控制部分具有较好的稳定性。
为验证本文所提控制方法的有效性，搭建了储能变换器实验平台如图18所示。实验平台主要由储能变换器、铅炭电池组、脉冲性负荷等构成，具体配置如下：
1）储能变换器，采用双向Buck-Boost电路，输入端与铅炭电池组相连，具体参数见表1。
2）铅炭电池组，输出电压为400 V，容量为300 A·h。
3）脉冲性负荷，采用DC-AC变换器与脉冲性负荷模拟器相组合，其中脉冲性负荷模拟器峰值功率可达20 kW（峰值功率可根据需要进行调节），脉冲周期≤1 s，占空比可连续调节。
图18 储能变换器实验平台
Fig.18 Experimental platform ofenergy storage converter system
为验证本文所提控制方法的有效性，对比了脉冲周期为200 ms、占空比为0.5时，常规控制方法和所提控制方法的输出电流波形。周期为200 ms、占空比为0.5（脉宽为100 ms）的脉冲性负荷下系统实验波形如图19所示。若采用常规控制方法，系统直流侧电压波动明显加剧，出现周期性的波动，难以达到稳定状态，储能变换器最大输出电压峰值可达780 V，高出给定值11.4%，且恢复到期望值电压的时间约为80 ms；采用本文所提控制方法时，系统电压波动得到明显抑制，直流侧最大电压为728 V，仅高出给定值4%，响应时间约为30 ms，系统响应速度更快。
图19 周期为200 ms、占空比为0.5时脉冲性负荷下系统实验波形
Fig.19 Experimental waveforms under pulse load with a period of 200 ms and a duty cycle of 0.5
脉冲周期为500 ms、占空比为0.5（脉宽为 250 ms）时脉冲性负荷下系统实验波形如图20所示。图20a仅包含惯性增强部分，图20b为所提控制方法的实验结果。当仅采用惯性增强部分控制时，系统最大波动电压达765 V，高出给定值9.3%，其响应时间约为100 ms；采用本文所提控制方法（包含前馈）时，系统振荡得到明显抑制，直流侧最大电压为725V，仅高出给定值3.6%，响应时间约为50 ms，系统响应速度更快。
图20 周期为500 ms、占空比为0.5时脉冲性负荷下系统实验波形
Fig.20 Experimental waveforms under pulse load with a period of 500 ms and a duty cycle of 0.5
根据上述实验结果可知，相比常规控制方法，采用惯性增强部分控制可以抑制电压的波动；而在引入前馈控制后，采用本文所提的方法能更好地抑制系统电压波动。
本文针对脉冲性负荷储能变换器直流侧电压波动进行研究，提出了基于状态观测电流前馈的直流惯性增强控制方法。一方面通过电流状态观测器预测直流侧负载电流，并将其作为前馈指令快速补偿脉冲性负荷消耗的瞬时能量；另一方面采用惯性增强部分，提升直流侧的惯性，抑制直流母线的电压波动。同时，通过实验对比了常规控制方法和本文所提方法的响应特性，并得到如下结论：
1）储能系统中间直流侧母线电压波动的本质是：脉冲性负荷周期性运行导致储能变换系统响应滞后，引起直流母线电容的周期性充放电，最终引发直流母线电压波动。
2）通过引入负载电流状态观测器，可准确地预测直流负载侧电流，有效地避免高频开关信号的干扰；同时，引入前馈可加快直流母线电压的能量补给，提升储能变换系统的动态响应速度。
3）所提控制引入惯性增强部分，模拟直流发电机，构造虚拟惯性，可增强系统惯性，减少直流母线电压的波动，提升系统的稳定性。
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Abstract To address the growing demand for highly reliable power supply in remote areas, hybrid power systems that integrate diesel generators with energy storage units have been widely recognized as a promising solution. These systems combine the long-term energy capacity of diesel generation with the fast-response and dynamic support capability of energy storage, thereby ensuring both reliability and flexibility. Nevertheless, in practical operation, the intermittent connection of high-power pulsed loads—characterized by frequent and repetitive transient switching—introduces severe challenges. In particular, such pulsed loads impose instantaneous power shocks on the system, which cause pronounced voltage fluctuations in the intermediate DC bus of the two-stage energy storage converter. These fluctuations not only jeopardize the stable operation of the hybrid system but also significantly deteriorate the quality of power supply delivered to sensitive loads.
To overcome this issue, this paper proposes a novel DC-side inertia enhancement control strategy that incorporates state-observer-based current compensation. The core idea of the method is twofold. First, a virtual inertia control mechanism is introduced to increase the effective inertia of the DC link within the energy storage system, thereby enhancing its ability to resist disturbances and stabilize the bus voltage. Second, a current state observer is designed to predict the dynamic behavior of the DC-side load current in real time. The predicted current is then utilized as a feedforward signal to rapidly offset the instantaneous energy drawn by pulsed loads. Through the coordinated action of virtual inertia support and feedforward energy compensation, the proposed strategy is able to effectively suppress voltage fluctuations on the DC bus, thus significantly improving system stability and power quality.
The research is carried out in several stages. First, the supply architecture of a diesel-storage hybrid system with pulsed loads is presented. A detailed mathematical model of the energy storage subsystem under pulsed load conditions is then established, which reveals the inherent mechanism of DC voltage fluctuations and clarifies the relationship between load characteristics and bus voltage dynamics. Based on these insights, a composite control framework combining inertia enhancement and current-feedforward compensation is formulated. A small-signal state-space model of the controlled system is further developed to support theoretical analysis. Within this framework, both frequency-domain and time-domain analyses are conducted to verify the suppression mechanism of voltage oscillations and to characterize the dynamic response of the proposed method. Moreover, parameter design procedures for the inertia enhancement controller and current observer are derived based on the small-signal model, ensuring that the control strategy is not only theoretically sound but also practically implementable.
Finally, to validate the proposed approach, both simulation and experimental studies are performed. A Matlab/Simulink simulation platform is first constructed to compare the performance of conventional control, inertia enhancement alone, and the full proposed strategy. The results demonstrate that the proposed control provides superior suppression of voltage fluctuations compared with traditional methods. In addition, a laboratory-scale prototype of the energy storage converter system is developed to experimentally verify the feasibility and effectiveness of the proposed scheme. Experimental results confirm the simulation findings: the system under the proposed control strategy exhibits enhanced stability, faster transient response, and significantly improved suppression of DC bus voltage oscillations. Particularly, the introduction of state-observer current compensation is shown to further optimize the fluctuation suppression performance.
In summary, this work establishes a systematic framework for enhancing the inertia and dynamic performance of diesel–storage hybrid systems subjected to pulsed loads. The proposed strategy combines the advantages of inertia support and feedforward compensation, offering a robust and effective solution to mitigate voltage fluctuations and improve overall power supply quality in remote-area applications.
keywords：DC voltage fluctuation, feedforward control, state observer, two-stage energy storage converter, pulsed power load, virtual DC generator, inertia enhancement
DOI: 10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.250926
中图分类号：TM46
国防科技大学自主科研基金资助项目（ZK24-23）。
收稿日期 2025-06-03
改稿日期 2025-08-11
易伟浪 男，1991年生，博士，助理研究员，研究方向为能量路由器、电力电子控制。E-mail：yiweilang12@126.com
余佩倡 男，1987年生，博士，副教授，研究方向为储能逆变、电磁发射技术等。E-mail：yupeichang@nudt.edu.cn（通信作者）
（编辑 李 冰）