基于虛擬同步發電機的微電網并離網安全控制策略

郭亦宗，郭創新

基于虛擬同步發電機的微電網并離網安全控制策略

郭亦宗，郭創新*

（浙江大學電氣工程學院，浙江省 杭州市 310027）

微電網作為綜合能源系統的一大分支，廣泛用于分布式電源的就地消納。而隨著冷、熱、氣等逐漸引入，對微電網安全控制的要求也越來越高。針對微電網的孤島和并網建模及兩運行狀態之間的過渡過程進行分析，提出了改進虛擬同步發電機(virtual synchronous generator，VSG)模型下的控制策略。通過引入合適的虛擬阻抗，有效模擬了同步電抗的特性，保證孤島運行基本穩定的同時，使得并網至孤島的切換在該模型下不需要添加額外的控制部分即可完成平滑過渡；針對孤島至并網的切換，提出了改進型的預同步控制模型，該模型能快速準確地跟蹤電網電壓幅值、頻率以及相位。最后，結合實際算例對所構造的模型在Matlab/Simulink環境下進行仿真，驗證了所提模型的正確性及其優勢。

微電網；無縫切換；虛擬同步發電機(VSG)；虛擬阻抗；改進預同步控制

0 引言

隨著我國經濟社會的迅速發展，能源效益和環境效益被越來越多地作為考量工程價值的標準，迫切需要優良的可再生清潔能源作為替代和補充以滿足日益增長的電力需求。同時，實現多能互補是能源互聯網發展的基礎與關鍵。

我國的分布式電源相關研究不僅僅是技術課題，更是上升為國家戰略。馬麗梅等[1]構建了有效的可計算的一般均衡(computable general equilibrium，CGE)模型算法，以研究中國的能源轉型規劃，結果表明：我國將經過3個階段完成能源轉型，并在2035年進入能源轉型的成熟期。基于此，國內外許多學者針對如何更好地利用分布式電源展開了相關研究[2-8]。為更好地利用分布式電源的優勢，解決其不穩定、調度困難等問題，研究人員提出了一種新的實現形式——微電網，即在輸電網、配電網的定義方式下，將電源、負荷、儲能以及控制裝置等模塊結合起來而組成的小型電網。微電網相當于在大電網中獨立出來的一個小型網絡，能夠解決分布式電源不可調度的問題，既可作為一個獨立的單元孤島運行，也可以與大電網互聯，可控性和可靠性大大提高，能更好地整合資源[9]。

考慮因檢修等計劃性離網以及綜合能源下電網的故障概率提高，勢必會造成微電網與大電網的公共連接點(point of common coupling，PCC)開合次數增加。因此，保證孤島和并網2種模式間的安全可靠切換、平滑過渡，制定出一套實用性、經濟性好的微電網控制方案，具有巨大的經濟和社會意義。

對于微電網并離網，目前國內外較為成熟的研究依然是基于主從控制和對等控制2種模式。鄭競宏等[10]基于主從控制模式的切換方法，提出一種狀態跟隨控制器，減小了微電網并網及孤島2種運行模式切換過程中的暫態振蕩，但對于大負荷和多節點系統依然存在沖擊電流和電壓的畸變問題。王武[11]提出了改進主電源恒壓頻比的控制模式，可以有效抑制電源控制模式切換時出現的電流畸變和電壓突降問題，但此切換策略占用大量處理器資源，經濟性較差。文獻[12-13]提出采用下垂控制來實現孤島穩定以及并網和離網過程的平滑切換，引入非線性下垂曲線來及時調整功率差額，但沒有考慮大量負荷頻繁投切以及綜合能源轉化的安全穩定問題。岳同耿日等[14]提出采用主從控制與對等控制2種模式相結合的控制策略，雖然能夠對2種模式的缺點進行改善，但正常運行時無法滿足“即插即用”的需求。文獻[15-19]提出了虛擬同步發電機(virtual synchronous generator，VSG)模型，該模型能夠在單一控制模式下實現并離網運行和切換，但存在抵御負荷變動能力較差、預同步并網時間較長等問題。

基于上述研究現狀，針對微電網并離網存在的問題，本文提出了一種改進虛擬同步發電機模型，并在預同步控制部分改變控制對象進而提高預同步效率的安全控制策略。

1 改進虛擬同步發電機控制模型

1.1 虛擬同步發電機原理

在微電網并離網控制過程中，控制對象實質上是光伏、風機、燃氣輪機等電源連接電網的逆變器。類比傳統電網的安全控制技術，電網的波動均是由同步發電機(synchronous generator，SG)的有功調頻器和勵磁調節器進行控制，因此，若能在逆變器的控制中模仿同步發電機的特性，引入相應參數實現大慣性、阻尼的要求，將會極大地提高系統切換過程的穩定性。虛擬同步發電機與同步發電機的并網對比如圖1所示。

圖1 虛擬同步發電機與同步發電機的并網對比

可見，分布式電源或電熱氣耦合設備產生的電源相當于傳統電網中的原動機；三相逆變橋在位置上與同步發電機相對應；LRC濾波器雖然位置和元件相對應，但是數值大小有較大差別。

綜上，在微電網并網和離網的過渡過程中，通過改進VSG的控制策略，使得逆變器不需要切換控制模式，而完全由VSG自動進行頻率和電壓的調整，實現與傳統大電網相似的調節能力，從而降低了切換過程中的暫態振蕩，解決了占用大量處理器資源的問題。

1.2 VSG本體控制模型

1.3 有功頻率和無功電壓控制器

根據同步發電機一次調頻與一次調壓特性曲線，考慮到虛擬同步發電機控制的逆變器區別于同步發電機，沒有調速器、勵磁調節器等機械裝置，也就不存在控制信號到機械裝置響應的過渡時長及機電過程的延時，而完全由電信號對逆變器控制進行頻率和電壓的自主調節。因此，建立了頻率和電壓2個狀態量的下垂控制模型：

1.4 自適應虛擬阻抗

引入VSG的最終目的是將逆變器側等效為能調節頻率和電壓的一端口。不僅要引入慣性和阻尼，還要將輸出端電壓、輸出電流的關系方程與同步發電機相似，則可認為外特性擬合了同步發電機。因此，VSG在輸出阻抗上需要有同步發電機同步電抗的性質。同步電抗影響端電壓隨負荷的波動以及短路電流，在微電網中逆變器的輸出側為LRC濾波器，僅靠這一濾波電抗不足以模擬同步電抗，因此必須在逆變器的控制中引入虛擬阻抗的概念，使逆變器表現出同步電抗的特性。

目前，學術界對虛擬阻抗的研究主要有直接虛擬阻抗法和間接虛擬阻抗法2種控制算法[22]。然而，現有的研究中并沒有給出如何確定虛擬阻抗的大小[23]，并且對于不同的微電網類型無法自適應調節虛擬阻抗的值。因此，本文提出了一種適用于虛擬同步發電機并離網的自適應虛擬阻抗模型，將虛擬阻抗與電網頻率、支路電流聯合閉環控制，達到自適應效果。其表達式為

2 并網轉孤島策略

本文主要研究非計劃性離網時的切換控制策略，相較于計劃性離網，非計劃性離網是不可控、未知的，尤其是當配電網發生故障而必須切斷與微電網的連接時，調度部門無法立即做出反應，只能由微電網內部進行自然過渡。因此，非計劃性離網對微電網自我調整能力的要求較高。

在改進虛擬同步發電機控制策略模型下，當PCC突然斷開時，VSG仍然保持著切換前的并網狀態，與電網側的電壓幅值、相位和頻率基本相同，因此不會造成很大的暫態沖擊電流，可以自然地實現從并網到孤島模式的切換。

但PCC斷開后無法滿足微網內負荷需求與供能的瞬時功率平衡，常常引起頻率和電壓的暫態穩定問題。此時可通過VSG及自適應虛擬阻抗不斷修正逆變器輸出的有功和無功，使感應電動勢和功角達到新的平衡點，再次滿足有功和無功的平衡。VSG算法可使電壓和頻率在短期內只有微小的波動，滿足用戶電能質量的要求。因此，在該控制策略下，不需要逆變器控制模式的切換，從根本上避免了切換過程的電壓、電流畸變以及占用大量處理器資源等問題。

3 孤島轉并網策略

本文作如下近似：孤島運行的電壓與電網電壓幅值相差不大，認為兩者相等。取a相進行分析，兩者的電壓表達式如下：

由式(6)可得兩電壓相量差：

圖2 PCC點電壓跟蹤電網電壓相量圖

4 實際算例仿真

4.1 仿真參數

按照上述模型的控制方法，在Matlab/Simulink環境下搭建仿真模型，并對其仿真效果進行驗證。仿真參數如表1所示。

表1 系統仿真參數

4.2 孤島模式切負荷仿真

微電網在孤島運行時應能夠抵御因負荷的波動而出現的功率不平衡。在Simulink中搭建切負荷仿真模型如圖3所示。

圖3 孤島切負荷仿真模型

在仿真模型設置中，Breaker元件一直保持Open狀態，即為孤島運行。設置仿真步長s= 5ms，算法為Ode45，開始時間為0s，截止時間為0.2s。孤島狀態下恒定負載，設置=10kW，=1kV×A，在切負荷的驗證中，設置切負荷時刻為0.1s，切有功負荷D=1kW。圖4—6為孤島切負荷頻率、電壓和電流的變化曲線。

由圖4—6可以看出，在孤島模式下切負荷頻率波動在±0.05Hz之內，最終在0.1s附近穩定在50Hz左右，電壓沒有明顯波動，電流在0.1s切負荷瞬間發生輕微波動并立即過渡到新的穩態值，說明該模型在孤島狀態下能夠很好地抵御負荷干擾。

圖4 孤島切負荷頻率變化曲線

圖5 孤島切負荷電壓變化曲線

圖6 孤島切負荷電流變化曲線

4.3 并網轉孤島模式仿真

由于在本文的VSG控制中，并網轉孤島控制策略不需要額外的控制環節，因此直接利用原有孤島情況的仿真模型進行并網轉孤島驗證即可。圖7為并網轉孤島仿真模型。

圖7 并網轉孤島仿真模型

設置仿真時長為0.4s，斷路器開斷時刻為0.2s。圖8、9分別為并網轉孤島頻率和聯絡線電壓、電流在0.1~0.4s的變化曲線。由圖8、9可以看出，在從并網狀態切換至孤島狀態的過程中，頻率變化很小，在0.1s的時間內平滑過渡到50Hz穩定值，電壓、電流不出現跳變。

圖8 并網轉孤島頻率變化曲線

圖9 并網轉孤島聯絡線電壓、電流變化曲線

4.4 孤島轉并網模式仿真

在VSG模型下，若故障后恢復，孤島微電網需要重新并網，即發生孤島向并網切換時不需要切換控制方式，依舊保持VSG控制即可。然而，為了避免并網過程中不出現巨大的沖擊電流，使其平滑過渡，在發出合閘命令操作前需要進行預同步過程。在孤島轉并網的仿真中，加入了改進的預同步子系統和切換開關子系統，其仿真模型分別如圖10、11所示。

在本文模型下，主要根據U的變化來確定何時發出合閘信號。設定U的閾值為2，即控制U小于2，可認為此時PCC點電壓c與電網電壓g在工程誤差范圍內實現同步。設定仿真時間為0.4s，在0.2s發出并網信號，開始預同步過程。圖12—14分別為孤島轉并網頻率，聯絡線電壓、電流，以及U變化曲線。

由圖14可以看出，U在0.2s時開始突變，預同步過程開始，但是由于模型中存在對U的閉環控制，最終使U小于2(閾值設為2)，達到同步的條件才可并網。

并網后PCC點頻率有所波動，但最終經過約0.15s回到50Hz附近，且頻率波動范圍不超過±0.05Hz。PCC點的電流被很好地限制，沒有出現沖擊電流，最終完成平滑過渡。

圖10 改進預同步控制仿真模型

圖11 切換開關子系統仿真模型

圖12 孤島轉并網頻率變化曲線

圖13 孤島轉并網聯絡線電壓、電流變化曲線

圖14 孤島轉并網Uq變化曲線

5 結論

所提出的改進虛擬同步發電機模型適用于孤島、并網運行，對負荷投切有較高的抵御能力。同時，對于微電網孤島和并網2種運行模式之間的轉換避免了對逆變器控制策略的切換，達到無縫切換的目的。

除此之外，所提出的改進虛擬阻抗以及改進預同步控制等模型，對于多種微電網情況有了更加統一的控制模式。通過仿真分析驗證了所提出模型的可行性和有效性，能夠為微電網及綜合能源系統的安全穩定控制提供理論指導。

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Security Control Strategy of Micro-grid Between Grid-connected and Off-grid Based on Virtual Synchronous Generator

GUO Yizong, GUO Chuangxin*

(Electrical Engineering College, Zhejiang University, Hangzhou 310027, Zhejiang Province, China)

As a major branch of integrated energy system, micro-grid is widely used in the local consumption of distributed generation. With the introduction of cold, heat and gas, the requirement of micro-grid security control is becoming higher and higher. The grid-connected and off-grid mode of micro-grid and the transition process between two operating states were analyzed, furthermore, a control strategy based on improved virtual synchronous generator (VSG) model was proposed. By using appropriate virtual impedance, the characteristics of synchronous reactance were effectively simulated, which ensured the stability of off-grid operation and makes the transition from grid-connected mode to off-grid mode smooth without adding additional control. An improved pre-synchronization control model was proposed for the switching from off-grid mode to grid-connected mode, which could accurately and quickly track the voltage amplitude, frequency and phase. Finally, the model was simulated in Matlab/Simulink environment with a practical example to verify the correctness and advantages of the proposed model.

micro-grid; seamless switch; virtual synchronous generator (VSG); virtual impedance; improved pre-synchronization control

10.12096/j.2096-4528.pgt.19151

TK 01; TM 727

國家自然科學基金項目(51877190)。

Project Supported by National Natural Science Foundation of China (51877190).

2020-09-10。

(責任編輯 尚彩娟)