一種微電網(wǎng)分布式電源新型控制策略

周林，鄭光輝,廖波

(1.輸配電裝備及系統(tǒng)安全與新技術(shù)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(重慶大學(xué))，重慶市 400044;2.四川電力設(shè)計(jì)咨詢有限責(zé)任公司，成都市 610016)

一種微電網(wǎng)分布式電源新型控制策略

周林1，鄭光輝1,廖波2

(1.輸配電裝備及系統(tǒng)安全與新技術(shù)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(重慶大學(xué))，重慶市 400044;2.四川電力設(shè)計(jì)咨詢有限責(zé)任公司，成都市 610016)

針對(duì)分布式電源不具有慣性使得微電網(wǎng)控制困難的問題，引入了虛擬同步發(fā)電機(jī)(virtual synchronous generator，VSG)控制技術(shù)，設(shè)計(jì)了基于VSG算法的逆變器控制策略，并針對(duì)該控制策略存在的不足提出了一種基于VSG算法的直接功率控制策略；微電網(wǎng)中不同分布式電源分別采用上述2種基于VSG算法的控制策略，并分別作為組網(wǎng)單元和并網(wǎng)單元，它們控制方式不同但均具有類似同步發(fā)電機(jī)的負(fù)荷響應(yīng)特性，在實(shí)現(xiàn)微電網(wǎng)虛擬慣性的同時(shí)可以達(dá)到靈活控制的目的；對(duì)微電網(wǎng)的協(xié)調(diào)控制進(jìn)行了分析，設(shè)計(jì)了微電網(wǎng)頻率調(diào)整和電壓控制策略，針對(duì)孤島向并網(wǎng)模式平滑切換，采取基于虛擬功率的預(yù)同步控制策略；最后通過MATLAB/Simulink仿真驗(yàn)證了該控制策略的有效性。

微電網(wǎng)；虛擬同步發(fā)電機(jī)(VSG)；控制策略；預(yù)同步

0 引 言

分布式發(fā)電是一種潛力巨大的新能源利用形式，具有能源利用率高、應(yīng)用靈活和可靠性高等優(yōu)點(diǎn)[1-2]。然而，分布式電源的大量接入會(huì)給配電網(wǎng)造成一系列負(fù)面影響[3-5]，為了充分利用各種新能源發(fā)電形式，國(guó)外學(xué)者于21世紀(jì)初提出了微電網(wǎng)的概念[6]。

微電網(wǎng)是由包括光伏和風(fēng)力發(fā)電在內(nèi)的各種分布式電源、儲(chǔ)能裝置、相關(guān)負(fù)荷和監(jiān)控、保護(hù)裝置匯集而成的小型發(fā)配電系統(tǒng)，是一個(gè)能夠?qū)崿F(xiàn)自我控制、保護(hù)和管理的自治系統(tǒng)，既可以與外部電網(wǎng)并網(wǎng)運(yùn)行，也可以獨(dú)立運(yùn)行。微電網(wǎng)中分布式電源多為逆變器接口電源，逆變器接口電路具有響應(yīng)快速的特點(diǎn)，當(dāng)結(jié)合快速鎖相環(huán)時(shí)，可以實(shí)現(xiàn)直流輸入快速等量輸出。然而，分布式電源電能由光伏和風(fēng)力發(fā)電等不可調(diào)度新能源發(fā)電形式提供，在現(xiàn)有常用的控制策略且無儲(chǔ)能裝置的情況下，分布式電源不具慣性，無法響應(yīng)實(shí)時(shí)負(fù)荷變化，這不僅導(dǎo)致并網(wǎng)模式下電網(wǎng)動(dòng)態(tài)特性變差，同時(shí)也造成微電網(wǎng)孤島運(yùn)行時(shí)模式的協(xié)調(diào)控制難度加大[5,7]。虛擬同步發(fā)電機(jī)(virtual synchronous generator，VSG)控制技術(shù)[8]的提出為分布式光伏電源提供了一種新的控制思路，相繼有部分學(xué)者對(duì)該控制技術(shù)進(jìn)行了研究，文獻(xiàn)[5]基于同步發(fā)電機(jī)模型建立了VSG算法，并應(yīng)用于逆變器控制策略中，文獻(xiàn)[9-12]則均將VSG算法應(yīng)用于微電網(wǎng)孤島運(yùn)行時(shí)逆變電源控制。目前VSG算法的實(shí)現(xiàn)均通過將其應(yīng)用于逆變器控制，這種方式下未考慮直流電源的可靠性因素，系統(tǒng)控制靈活度下降，且未考慮雙模式運(yùn)行能力。

本文針對(duì)微電網(wǎng)分布式電源提出了一種新型的運(yùn)行控制策略，將分布式電源分為組網(wǎng)和并網(wǎng)單元，并均配置有儲(chǔ)能裝置，其中組網(wǎng)單元采用基于VSG算法的逆變器控制策略，并網(wǎng)單元采用本文提出的基于VSG算法的直接功率控制策略，該策略使微電網(wǎng)的運(yùn)行控制更加靈活、可靠。在此基礎(chǔ)上對(duì)微電網(wǎng)雙模式運(yùn)行能力進(jìn)行分析，并提出一種實(shí)現(xiàn)模式平滑切換的預(yù)同步控制策略，該策略物理意義明確且無須檢測(cè)相位。最后，搭建MATLAB/Simulink仿真模型，對(duì)本文提出的控制策略的有效性進(jìn)行驗(yàn)證。

1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

本文采用如圖1所示微電網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)，系統(tǒng)應(yīng)用2臺(tái)分布式電源并聯(lián)運(yùn)行為負(fù)荷供電，并在公共連接點(diǎn)(point of common coupling，PCC)處通過靜態(tài)開關(guān)(static transfer switch，STS)連接至主電網(wǎng)。

圖1 微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)圖

其中，分布式電源采用光伏這一具有代表性的新能源，并結(jié)合儲(chǔ)能裝置，二者經(jīng)DC/DC變換器并聯(lián)接至逆變器直流母線，光伏側(cè)DC/DC變換器為Boost變換器，儲(chǔ)能側(cè)則采用能夠滿足電能雙向流動(dòng)的Buck-Boost雙向DC/DC變換器，直流到交流的變換為采用SPWM調(diào)制的三相全橋逆變器。

2 系統(tǒng)控制

微電網(wǎng)系統(tǒng)控制分為分布式電源獨(dú)立控制和微電網(wǎng)協(xié)調(diào)控制，其中分布式電源控制策略在各單元本地控制器獨(dú)立實(shí)現(xiàn)，微電網(wǎng)協(xié)調(diào)控制則由微電網(wǎng)中央控制器(microgrid central controller，MCC)完成。

2.1 獨(dú)立控制策略

分布式電源獨(dú)立控制策略包含前級(jí)Boost變換器最大功率點(diǎn)跟蹤(maximum power point tracking，MPPT)控制、儲(chǔ)能雙向DC/DC變換器充放電控制和逆變器控制，其中MPPT控制常用的方法有恒壓法、擾動(dòng)觀察法、電導(dǎo)增量法等[13]，在此不再贅述，本文針對(duì)分布式電源的控制策略引入了虛擬同步發(fā)電機(jī)控制技術(shù)，根據(jù)不同的實(shí)現(xiàn)方式，逆變器和雙向DC/DC變換器控制策略也不同。

首先，基于同步發(fā)電機(jī)模型建立VSG算法，為了避免引入復(fù)雜的暫態(tài)過程，采用同步發(fā)電機(jī)經(jīng)典二階模型[14]，忽略凸極效應(yīng)，并令極對(duì)數(shù)p=1，該模型包括轉(zhuǎn)子運(yùn)動(dòng)方程和定子電氣方程，如式(1)所示。

(1)

基于同步發(fā)電機(jī)二階模型，并擴(kuò)展至三相可以建立如圖2所示VSG算法。

圖2 虛擬同步發(fā)電機(jī)算法框圖

觀察圖2可知，VSG算法可以得到定子電流及內(nèi)電動(dòng)勢(shì)信號(hào)，將其作為分布式電源逆變器電流或電壓環(huán)給定參考值，便可使分布式電源模擬同步發(fā)電機(jī)輸出特性。微電網(wǎng)中需要有采用電壓控制方式的逆變電源以建立微電網(wǎng)電壓，針對(duì)逆變器采用電壓控制方式的分布式電源，應(yīng)用VSG算法后的控制結(jié)構(gòu)圖如圖3所示。

圖3 基于VSG算法的逆變器控制結(jié)構(gòu)圖

由圖3可知，該控制策略以電容電壓為控制對(duì)象，VSG算法的作用相當(dāng)于功率外環(huán)，這使得該分布式電源輸出功率特性在VSG算法作用下類似同步發(fā)電機(jī)，但也同時(shí)使得有功與無功控制之間存在耦合，必須對(duì)無功功率進(jìn)行附加控制，增加控制復(fù)雜度。另一方面，該控制策略需要注入直流母線功率與VSG算法實(shí)時(shí)有功功率信號(hào)PVSG匹配，否則系統(tǒng)將無法穩(wěn)定運(yùn)行。由于直流電源由光伏和儲(chǔ)能組成，光伏輸出功率不可調(diào)度，需要儲(chǔ)能裝置雙向DC/DC變換器以直流母線電壓為控制對(duì)象，由儲(chǔ)能裝置保持前后級(jí)功率平衡，這便對(duì)儲(chǔ)能裝置提出更高要求。

基于上述原因，本文提出一種基于VSG算法的功率控制策略，其控制原理圖如圖4所示。

圖4 基于VSG算法的功率控制策略框圖

該策略不改變常用逆變器控制策略，逆變器仍沿用直流母線電壓外環(huán)加輸出電流內(nèi)環(huán)的雙閉環(huán)控制，VSG算法用于對(duì)系統(tǒng)輸出功率的直接控制。為使系統(tǒng)輸出有功功率等于PVSG，采用如圖5所示的雙向DC/DC變換器控制策略實(shí)現(xiàn)對(duì)儲(chǔ)能裝置的充放電控制。

圖5 儲(chǔ)能裝置充放電控制框圖

同時(shí)，該控制策略可針對(duì)并網(wǎng)/孤島雙模式運(yùn)行靈活選擇無功功率控制策略：孤島運(yùn)行模式下，QVSG為VSG算法根據(jù)自身下垂特性分擔(dān)的無功功率，用于實(shí)現(xiàn)微電網(wǎng)的一次電壓控制，Qsec為MCC根據(jù)二次電壓控制分配的無功功率調(diào)度；并網(wǎng)模式下，要求分布式電源工作于PQ模式，即保證有功、無功功率輸出恒定，則無功功率給定信號(hào)可切換為Qref。

由以上分析可知，采用基于VSG算法的直接功率控制策略實(shí)現(xiàn)了模擬同步發(fā)電及基本特性的目的，可以根據(jù)本地電壓信號(hào)自動(dòng)響應(yīng)微電網(wǎng)負(fù)荷變化，同時(shí)沿用了常用的逆變器控制策略，無功功率控制靈活，且可動(dòng)態(tài)跟蹤直流母線注入功率，系統(tǒng)的穩(wěn)定工作不受儲(chǔ)能裝置限制。

鑒于其優(yōu)勢(shì)，微電網(wǎng)中大多數(shù)分布式電源可采用基于VSG算法的直接功率控制策略，但此種控制策略下分布式電源逆變器采用電流控制方式，不具有組網(wǎng)能力，稱其為并網(wǎng)單元。微電網(wǎng)中電壓的建立需要保留部分逆變器采用電壓控制方式的分布式電源(如圖3所示)，稱其為組網(wǎng)單元。結(jié)合上述控制策略，分布式電源本地控制可實(shí)現(xiàn)自動(dòng)響應(yīng)負(fù)荷變化，各單元獨(dú)立運(yùn)行，無需快速的互聯(lián)通信，符合“即插即用”(plug and play)要求。然而，僅依靠分布式電源獨(dú)立控制無法保證微電網(wǎng)供電質(zhì)量和可靠運(yùn)行，因此需要對(duì)分布式電源進(jìn)行協(xié)調(diào)控制。

2.2 微電網(wǎng)協(xié)調(diào)控制

2.2.1 頻率調(diào)整

微電網(wǎng)孤島運(yùn)行模式下的頻率由實(shí)時(shí)有功功率平衡決定，這種平衡被打破時(shí)微電網(wǎng)頻率會(huì)發(fā)生偏移。為了保證微電網(wǎng)在短期負(fù)荷擾動(dòng)下頻率偏移值不超出允許范圍及長(zhǎng)期負(fù)荷變化時(shí)的頻率恢復(fù)，需要對(duì)頻率進(jìn)行實(shí)時(shí)調(diào)整。針對(duì)不同的負(fù)荷擾動(dòng)類型，將頻率調(diào)整分為一次調(diào)頻和二次調(diào)頻[10]。其中，一次調(diào)頻由功頻控制器實(shí)現(xiàn)，其基本原理如式(2)所示：

(2)

VSG算法本身帶有功頻控制器的功能，其調(diào)頻系數(shù)Kω=DωN。微電網(wǎng)各分布式電源調(diào)頻系數(shù)之和需保證在微電網(wǎng)可承受的最大負(fù)荷波動(dòng)情況下頻率偏移不超過允許值，并根據(jù)各單元自身容量設(shè)置調(diào)頻系數(shù)。當(dāng)微電網(wǎng)負(fù)荷波動(dòng)過大時(shí)，則可根據(jù)頻率偏移值選擇切掉相對(duì)重要性較低的負(fù)荷。

一次調(diào)頻實(shí)現(xiàn)的是有差調(diào)節(jié)，在中長(zhǎng)期負(fù)荷波動(dòng)時(shí)，為使微電網(wǎng)頻率恢復(fù)至額定值，還需要進(jìn)行二次調(diào)頻。二次調(diào)頻則需要由MCC對(duì)微電網(wǎng)各分布式電源的有功功功率進(jìn)行調(diào)度：首先由微電網(wǎng)頻率偏移經(jīng)比例積分環(huán)節(jié)獲得功率調(diào)度值，再結(jié)合微電網(wǎng)能源優(yōu)化策略及容量分配等因素以一定比例分配至各調(diào)頻單元。

2.2.2 電壓控制

微電網(wǎng)電壓控制同樣需要分為一次電壓控制和二次電壓控制。其中，由于二次電壓控制響應(yīng)時(shí)間長(zhǎng)，負(fù)荷變化幾個(gè)周期內(nèi)電壓出現(xiàn)跌落，為了及時(shí)對(duì)微電網(wǎng)的電壓進(jìn)行支撐，在本地控制器采用一次電壓控制。

一次電壓控制器根據(jù)微電網(wǎng)母線跌落值改變勵(lì)磁內(nèi)電動(dòng)勢(shì)幅值給定值大小，即：

(3)

電壓支撐能力的大小由Kv決定，Kv越大一次電壓控制器電壓支撐作用越強(qiáng)，但為了避免該系數(shù)過大威脅系統(tǒng)動(dòng)態(tài)穩(wěn)定性，此處加入慣性環(huán)節(jié)，從而可以使Kv取值范圍更寬。

微電網(wǎng)母線電壓的獲取可采用在線計(jì)算的方式，計(jì)算所需參數(shù)包括分布式電源實(shí)時(shí)輸出功率信號(hào)、分布式電源輸出阻抗、線路阻抗和定子內(nèi)電動(dòng)勢(shì)，分布式電源電壓、電流a相相量圖如圖6所示，由該相量圖可得母線電壓有效值計(jì)算式，即

(4)

式中：R、X分別為分布式電源輸出阻抗與線路阻抗中電阻、電抗之和。

圖6 分布式電源電壓電流相量圖

二次電壓控制由MCC實(shí)現(xiàn)集中控制，其根據(jù)母線電壓變化調(diào)度分布式電源的無功功率輸出，從而使微電網(wǎng)母線電壓在負(fù)荷變化后可以恢復(fù)至額定值。

2.2.3 預(yù)同步控制

本文組網(wǎng)單元與并網(wǎng)單元均無須改變控制策略便可實(shí)現(xiàn)并網(wǎng)/孤島雙模式運(yùn)行，避免了模式切換過程中由于控制策略轉(zhuǎn)換導(dǎo)致切換失敗的問題，提高了模式平滑切換能力。然而，在由孤島模式向并網(wǎng)模式切換過程中，還需要避免由于微電網(wǎng)與主網(wǎng)不同步或存在電壓差而出現(xiàn)電流沖擊而無法順利并網(wǎng)，甚至造成系統(tǒng)設(shè)備損壞的情況[15]。VSG算法具有自同步功能，本文基于此特點(diǎn)，提出一種基于虛擬功率的預(yù)同步控制方法，預(yù)同步整體控制原理如圖7所示。

圖7 微電網(wǎng)模式切換控制原理圖

預(yù)同步控制由靠近微電網(wǎng)與主網(wǎng)連接點(diǎn)的分布式電源完成，本文針對(duì)圖1所示微電網(wǎng)選取DG1實(shí)現(xiàn)預(yù)同步，電壓信號(hào)經(jīng)處理發(fā)送至DG1本地控制器。電壓信號(hào)處理如圖8所示。

圖8 電壓信號(hào)處理

其原理為：假設(shè)主網(wǎng)與微電網(wǎng)電壓為線路兩端的電壓，且令傳輸線的阻抗為R+jωL，則Psyn為線路上傳輸?shù)挠泄β剩?dāng)微電網(wǎng)與主網(wǎng)電壓同步時(shí)，該功率為0。為實(shí)現(xiàn)微電網(wǎng)側(cè)與主網(wǎng)側(cè)電壓的同步，需要取消微電網(wǎng)二次頻率調(diào)整，并將Psyn進(jìn)行限幅后作為虛擬有功功率與DG1輸出有功功率疊加作為VSG算法電磁功率，Psyn的引入相當(dāng)于改變DG1的輸入機(jī)械功率，從而起到對(duì)微電網(wǎng)頻率調(diào)整的作用。隨著頻率調(diào)整的進(jìn)行，微電網(wǎng)與主電網(wǎng)電壓相位差逐漸縮小，Psyn也隨之減小，當(dāng)且僅當(dāng)微電網(wǎng)與主網(wǎng)完全同步，Psyn為0，則微電網(wǎng)功率分配進(jìn)入穩(wěn)定狀態(tài)，并將與主電網(wǎng)保持同步。因此，Psyn同時(shí)可以作為判斷是否同步的指標(biāo)，電壓信號(hào)處理及同步性判斷在微電網(wǎng)控制結(jié)構(gòu)中的第二層進(jìn)行，并最終實(shí)現(xiàn)模式的切換。

該預(yù)同步策略利用了VSG算法實(shí)現(xiàn)微電網(wǎng)負(fù)荷自動(dòng)分配功能，通過引入虛擬功率調(diào)節(jié)微電網(wǎng)頻率，實(shí)現(xiàn)相對(duì)簡(jiǎn)單，無需鎖相環(huán)節(jié)，可靠性更高，在一次調(diào)頻配合下還可保證微電網(wǎng)的頻率波動(dòng)在允許范圍內(nèi)。微電網(wǎng)模式切換還需保證微電網(wǎng)與主網(wǎng)電壓幅值一致，可通過微電網(wǎng)二次電壓控制策略實(shí)現(xiàn)。

3 系統(tǒng)仿真分析

本文結(jié)合圖1結(jié)構(gòu)搭建了微電網(wǎng)系統(tǒng)仿真模型，其中DG1采用基于VSG算法的逆變器控制策略，DG2采用基于VSG算法的功率控制策略，系統(tǒng)參數(shù)見表1。

表1 微電網(wǎng)運(yùn)行參數(shù)

初始時(shí)，微電網(wǎng)處于并網(wǎng)運(yùn)行模式，DG1、DG2均以額定功率輸出，2 s時(shí)微電網(wǎng)主動(dòng)切換至孤島運(yùn)行模式，微電網(wǎng)本地負(fù)荷為25 kW。由圖9所示的仿真波形可知，微電網(wǎng)母線電壓在切換時(shí)沒有出現(xiàn)明顯波動(dòng)，且DG1、DG2自動(dòng)分配負(fù)荷，說明應(yīng)用本文提出的功率控制策略達(dá)到了預(yù)期效果。在微電網(wǎng)孤島運(yùn)行模式下，當(dāng)有功功率負(fù)荷在1.5 s時(shí)突然增加10 kW，如圖10所示，在一次調(diào)頻作用下，DG1、DG2分別增加有功功率輸出，使微電網(wǎng)頻率穩(wěn)定；2.5 s時(shí)，微電網(wǎng)二次調(diào)頻開始作用，頻率逐漸恢復(fù)至額定值。

通過無功負(fù)荷變化驗(yàn)證微電網(wǎng)電壓控制作用，孤島運(yùn)行模式下，1 s時(shí)無功功率負(fù)荷增加10 kvar，未采用電壓控制和采用電壓控制后仿真波形如圖11所示。對(duì)比圖11(a)、(b)可知，一次電壓控制起到了電壓支撐作用，二次電壓控制可以使微電網(wǎng)母線電壓恢復(fù)至額定值。

圖9 由并網(wǎng)至孤島模式切換

圖10 有功負(fù)荷突增時(shí)的仿真波形

圖11 無功負(fù)荷突增時(shí)的仿真波形

為驗(yàn)證本文提出預(yù)同步控制策略的有效性，在孤島運(yùn)行模式下，2 s時(shí)開始進(jìn)行預(yù)同步，由圖12可知，初始時(shí)微電網(wǎng)母線與主電網(wǎng)電壓存在相位差，虛擬功率Psyn處于限定最大值，經(jīng)過2 s的調(diào)整電壓逐漸趨于同步，Psyn趨于0。

圖12 預(yù)同步控制過程

4 結(jié) 論

本文基于虛擬同步發(fā)電機(jī)控制技術(shù)提出了一種微電網(wǎng)分布式電源新型控制策略，不僅實(shí)現(xiàn)了獨(dú)立控制下的負(fù)荷自動(dòng)分配，且控制靈活性高，通過仿真證明了該控制策略的有效性，分析了該控制策略下微電網(wǎng)的頻率調(diào)整和電壓控制的實(shí)現(xiàn)及預(yù)同步控制，仿真結(jié)果表明本文提出預(yù)同步控制可以順利完成預(yù)同步控制，達(dá)到了預(yù)期效果。

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[15]Changhee Cho，Jin-Hong Jeon，Jong-Yul Kim，et al.Active synchronizing control of a microgrid[J].IEEE Transactions on Power Electronics，2011，26(12)：3707-3719.

(編輯：張媛媛)

ANovelControlStrategyofDistributedGenerationinMicrogrid

ZHOU Lin1，ZHENG Guanghui1，LIAO Bo2

(1. State Key Laboratory of Power Transmission Equipment & System Security and New Technology, Chongqing University, Chongqing 400044, China;2. Sichuan Electric Power Design & Consulting Co., Ltd., Chengdu 610016, China)

Aiming at the control difficulty of microgrid caused by the lack of the inertia in distributed generator (DG), this paper introduced the control technology of virtual synchronous generator(VSG), designed control strategy of inverter based VSG algorithm, and proposed a power control strategy based on VSG algorithm, according to the shortage of the control strategy above. These two different control strategies based on VSG algorithm were adopted for different DGs in microgrid as networking and grid units respectively, which had similar load response characteristics of synchronous generator with different control methods, and could achieve the goal of flexible control while implementing inertia in microgrid. Then, this paper analyzed the coordinate control of microgrid, designed the regulation of frequency and the control strategy of voltage for microgrid, made the mode switching from islanded to grid-connected smooth, and proposed a pre-synchronization control strategy based on virtual power. Finally, the effectiveness of the control strategy proposed was verified through the simulation in MATLAB/Simulink.

microgrid; virtual synchronous generator(VSG); control strategy; pre-synchronization

重慶市自然科學(xué)基金項(xiàng)目(cstcjjA90001)。

TM 61

： A

： 1000-7229(2014)06-0038-06

10.3969/j.issn.1000-7229.2014.06.008

2014-04-21

：2014-04-25

周林(1961)，男，教授，博士生導(dǎo)師，從事可再生能源理論與電能質(zhì)量分析與控制的研究工作，E-mail：zhoulin@cqu.edu.cn；

鄭光輝(1988)，男，碩士研究生，從事光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)相關(guān)的研究工作，E-mail：zhengguanghui1987@aliyun.com。