虛擬直流發電機勵磁補償控制策略

支娜，丁可，張輝，黃慶輝，劉亞琴

（1.西安理工大學自動化與信息工程學院，陜西西安710048；2.浙江大學電氣工程學院，浙江杭州310000；3.西安應用光學研究所，陜西西安710065）

直流微網因其具備優異的再生能源接納能力，與交流微網相比無需考慮無功功率控制和頻率跟蹤等問題，且直流母線與直流負載直接相連省去中間AC/DC環節，控制方式更加簡單，系統損耗更小，近年得到廣泛的關注[1-4]。

不同于傳統以蒸汽輪機等旋轉器件主導的交流大慣性電力網絡，電力電子變換器所構成的直流微電網為低慣性系統[5-6]，網內功率波動主要由儲能裝置進行消納，而儲能裝置通常通過PI控制的DC/DC變換器接入直流母線，其輸出特性不具備慣性，無法為直流微網提供慣性支持[7-11]。

為增加直流微網慣性，抑制由再生能源波動或負載投切所產生的母線電壓波動，提高直流母線電壓動態穩定性，虛擬直流發電機（VDCG）控制策略被提出。文獻[12]提出將VDCG控制策略用于光伏側直流變換器上，以緩沖再生能源波動及負載投切時直流母線電壓波動。文獻[13]中提出混合微網能量路由器思想，對微網內的交流變換器采用虛擬同步發電機（virtual synchronous generator，VSG）控制，而直流變換器采用VDCG控制，以增強微網的阻尼和慣性，提高母線電壓動態穩定性。文獻[14]深入探究VDCG的工作原理，提出簡化VDCG控制模型，有效降低VDCG控制的復雜度。以上文獻多為單臺變換器VDCG控制研究，而在實際直流微網中，單臺儲能單元的容量較小，通常無法滿足負荷功率的需求，需將多個儲能單元并聯運行，構成分布式儲能系統（distributed energy storage system，DESS），提升儲能裝置變流器的功率等級。

針對多VDCG并聯運行的控制，需要考慮多機功率分配及虛擬機輸出下垂特性所造成的電壓偏移問題。文獻[15]提出儲能系統多機并聯虛擬直流發電機功率協調控制策略，將儲能裝置單機運行時的電壓調節環改為功率分配環，達到不同容量儲能裝置間功率協調分配目的，但其勵磁系數采用固定的勵磁常數，當失去母線電壓調節環時，使得直流微網在發生負載投切或再生能源功率波動時，VDCG自身下垂特性造成直流母線電壓偏移問題。

為解決直流母線電壓偏移問題，本文在文獻[15]研究的基礎上，提出虛擬直流發電機勵磁補償控制策略。該控制策略在負載投切及再生能源波動造成直流母線電壓偏移時，根據各儲能裝置自身容量進行功率分配，并實時對VDCG勵磁進行補償，在自動實現儲能變換器充、放電控制的同時，實現直流母線電壓的二次調節，有效提高了直流母線電壓的動態穩定性。

1 VDCG勵磁補償控制策略

直流微網孤島運行模式基本架構如圖1所示，光伏板通過Boost變換器與直流母線相連，直流負載通過變換器掛接在母線上，而儲能裝置作為微網內主要功率波動消納裝置，通過雙向變換器與直流母線連接，且由于變換器自身功率限制，多采用多機并聯運行模式。

圖1 直流微網架構圖Fig.1 DC microgrid architecture diagram

圖1中，儲能裝置接口變換器多采用PI雙環控制[7]，該控制策略無法為直流母線電壓提供慣性支持，為模擬直流發電機大慣性及高阻尼特性，將虛擬直流機模型嵌入到PI雙閉環控制回路中，提出儲能裝置接口變換器虛擬直流發電機控制策略[13]。為進一步提升直流母線電壓穩定性，在傳統直流電機模型上引入虛擬阻尼繞組，加入虛擬阻尼繞組后直流機模型如下式：

式中：D為阻尼系數；ω，ωN分別為實際角速度與額定角速度；J為轉動慣量；Te，Tm分別為電磁轉矩和機械轉矩；Uo，E分別為直流發電機機端輸出電壓和感應電動勢；Ra，Ia分別為電樞電阻與電樞電流；CT為轉矩系數；Φ為每極磁通。

式（1）為引入虛擬阻尼繞組直流發電機轉子運動方程，式（2）為電勢平衡方程。

嵌入直流發電機轉子運動方程及電勢平衡方程控制后，儲能變換器VDCG控制策略能夠有效提升微網直流母線電壓慣性，增強母線電壓動態穩定性[14]。

直流微電網中的分布式儲能系統（DESS）多采用多機并聯模式運行，為協調不同容量儲能裝置間的功率分配，需在VDCG中加入功率分配算法[15]，各儲能單元的給定功率Pmi計算如下：

式中：Ubus，Uref分別為母線電壓及其給定值；Iload為負載電流第i個光伏單元最大輸出功率；Pbat為儲能裝置總參考功率為各儲能裝置最大充放電功率。

式（4）所示負載功率與光伏發電單元輸出功率的差值作為儲能系統在光儲微網中所承擔功率輸出，而各儲能裝置自身容量在儲能系統占比則決定各自輸出功率，如式（3）所示，將儲能裝置給定功率作為直流發電機機械功率Pm，實現虛擬直流發電機功率協調控制。

功率分配環有效解決了不同容量儲能裝置并聯運行時，各儲能裝置之間功率協調分配問題，但由式（2）可知由于電樞電阻的存在，VDCG控制自身下垂特性使得其機端電壓Uo隨電樞電流Ia變化出現電壓偏移，其偏移曲線如圖2所示，曲線斜率等于電樞電阻值Ra。

圖2 VDCG下垂特性示意圖Fig.2 Drooping characteristics diagram of VDCG control

由圖2中實線與點劃線可以看出，不同電樞電阻值Ra1，Ra2所對應機端電壓Uo下垂偏移曲線不同，Ra阻值越大其曲線斜率越大，相對應機端電壓Uo與給定感應電勢E*的偏差ΔV也越大，如電樞電流為Ia1時，Ra2對應下垂曲線在工作點C1點的電壓偏差ΔV2，明顯大于Ra1對應下垂曲線在該電流下工作點B1點的電壓偏差ΔV1。若不采取措施消除該電壓偏差，當負載投切或再生能源輸出功率波動時，其變換器輸出端電壓產生穩態電壓偏移問題。

本文在傳統VDCG固定勵磁磁通基礎上進行改進，增加勵磁補償環節，提出勵磁補償VDCG控制策略。當發生負載投切與再生能源功率波動造成母線電壓偏移時，通過調節虛擬直流發電機勵磁磁通，達到電壓二次調節的目的，其控制框圖如圖3所示。

圖3 勵磁補償VDCG控制策略Fig.3 Improved excitation compensation VDCG control strategy

勵磁補償VDCG控制轉矩系數與勵磁磁通乘積量為

電壓偏移量Δu經過PI調節得到勵磁補償量，其和固定勵磁磁通與轉矩系數的乘積值相加后與角速度相乘得到感應電動勢E，由式（2）可得：

直流發電機機端電壓Uo即直流母線電壓Ubus則如下式所示：

由式（5）～式（7）可知，通過對直流發電機勵磁進行補償從而實現對感應電動勢E的調節，其動作過程對應于圖2下垂特性曲線中，在給定感應電動勢E*基礎上疊加補償電壓ΔE1,ΔE2，將下垂曲線向上平移到E1，E2點，此時穩態工作點由B1，C1點上升到A點，對應機端電壓即母線電壓Uo穩定在E*，從而消除電壓偏差，達到對母線電壓二次調節目的。

2 仿真驗證

為驗證所提VDCG勵磁補償控制策略的正確性，在Matlab/Simulink中構建如圖4所示光伏發電單元與雙機并聯儲能裝置為負載供電的光儲直流微網仿真平臺。

圖4 光儲直流微網仿真平臺Fig.4 Optical storage DC micro-network simulation platform

為提高光伏利用率，直流微網運行在孤島模式時光伏發電單元采用MPPT控制，儲能裝置分別采用傳統固定勵磁磁通VDCG控制及勵磁補償VDCG控制，驗證當發生負載投切與光伏功率波動造成母線電壓偏移時勵磁補償策略對母線電壓的二次調節作用，其仿真參數為：直流母線電壓Ubus=400 V；光伏輸出電壓Upv=235 V，輸出電流Ipv=21 A；光伏變換器輸入側電容Cpvin=100μF，輸出側電容Cpvout=1 200μF，輸入側電感Lpv=2mH；儲能裝置端電壓Ubati=96 V，i=1，2；1號儲能裝置初始SOC=80%，2號儲能裝置初始SOC=60%；儲能變換器輸出側電容Cbati=1 200μF，輸入側電感Lbati=2 mH；開關頻率fs=10 kHz，轉動慣量J=15 kg·m2，阻尼系數D=8，轉矩系數CT=38.2，每極磁通Φ=0.033 4 Wb，電樞等效電阻Ra=0.8 Ω，額定角速度ωN=2π×50 rad/s。

再生能源輸出功率波動時，分別采用傳統固定勵磁磁通VDCG控制策略與勵磁補償控制策略，其仿真波形如圖5所示。

圖5 光伏功率波動時兩種控制的仿真波形Fig.5 Simulation waveforms of two kinds of control when photovoltaic power fluctuates

圖5中，傳統固定勵磁控制，初始工作點為圖2中A點，其輸出電壓穩定在給定值400 V，當光伏發電單元輸出功率在0.2 s由10 kW下降到8.8 kW，負載功率為9.55 kW，功率缺額0.75 kW，此時儲能裝置1輸出功率0.5 kW，儲能裝置2輸出功率0.25 kW，儲能系統總輸出功率0.75 kW，滿足負載功率缺額，但如圖2所示VDCG自身的下垂特性使得其工作點由A點穩定點下降到B1點，母線電壓由400 V下降到398.7 V，偏移1.3 V。可知，傳統固定勵磁VDCG控制，雖然兩臺儲能裝置根據自身容量分配各自輸出功率值達到功率分配環對儲能裝置功率協調分配控制的目的，但自身下垂特性使得穩態時其母線電壓存在一定電壓偏移。而采用勵磁補償VDCG控制，0.2 s時負載功率維持9.6 kW，功率缺額0.8 kW，此時儲能裝置1輸出0.26 kW，儲能裝置2輸出0.54 kW，總輸出0.8 kW滿足功率缺額，控制策略在保持功率分配比不變的情況下，通過VDCG勵磁補償，在圖2所示給定感應電勢E*基礎上疊加補償電壓ΔE對母線電壓進行二次調節，使得工作點回到穩定點A點，將母線電壓穩定在400 V給定值。多次光伏功率波動仿真波形驗證了該策略的有效性。

圖6為負載投切造成直流微網短時功率波動時，采用傳統固定勵磁磁通與改進勵磁補償VDCG控制策略對比仿真波形。圖中光伏單元輸出功率Ppv額定值為10 kW，采用傳統固定磁通VDCG控制，負載投切使得負載功率在0.2 s由9.6 kW下降到6.5 kW，微網內功率超額3.5 kW，儲能裝置1吸收2.3 kW，儲能裝置2吸收1.2 kW，儲能系統總吸收功率3.5 kW，維持微網內的功率平衡，但由于VDCG自身下垂特性，母線電壓由400 V上升到404 V，偏移4 V。

圖6 負載投切時兩種控制的仿真波形Fig.6 Simulation waveforms of two kinds of control when load changes

由圖6可知，在傳統VDCG控制下，雖然兩臺儲能裝置按照各自功率等級分配其出力狀況，達到功率協調分配目的，但自身下垂特性使得穩態時其母線電壓存在一定電壓偏移。而采用改進勵磁補償VDCG控制，0.2 s時負載功率下降至6.4 kW，功率超額3.6 kW，儲能裝置1吸收1.25 kW，儲能裝置2吸收2.35 kW，儲能裝置總吸收3.6 kW功率，滿足功率平衡要求，控制策略在保持功率分配比不變的情況下，通過VDCG勵磁的補償，對母線電壓進行二次調節，消除下垂特性帶來的電壓偏移，最終將直流母線電壓穩定在400 V給定值。多次負載投切功率波動仿真波形驗證了該策略的有效性。

3 實驗驗證

為進一步驗證所提策略有效性，對光儲微網系統勵磁補償VDCG控制進行實驗驗證。實驗平臺如圖7所示，實驗參數為：直流母線電壓Ubus=200 V，光伏輸出電壓Upv=100 V，光伏輸出電流Ipv=1.4 A，儲能裝置端電壓Ubat=96 V，儲能變換器輸出側電容Cbatout=705μF，儲能變換器輸入側電感Lbat=1.6 mH，開關頻率fs=10 kHz。實驗波形如圖8、圖9所示。

圖7 直流微網實驗平臺實物圖Fig.7 DC microgrid experimental platform

圖8 傳統VDCG控制實驗波形Fig.8 Traditional VDCG control experiment waveforms

圖9 勵磁補償VDCG控制實驗波形Fig.9 Improved excitation compensation VDCG control experiment waveforms

圖8為未采用勵磁補償策略的VDCG控制實驗波形。由波形圖可以看出，光伏發電單元以恒功率輸出，輸出電流Ipv維持恒定。系統初始工作點為圖2中A點，直流母線電壓Ubus維持在給定電壓200 V，在負載功率突變、負載電流Iload由4 A減小到2.05 A時，即電樞電流由圖2中Ia1下降到Ia2時，其工作點由A點上升到B2點，直流母線電壓產生電壓偏移ΔV3，對應實驗波形圖中母線電壓由200 V給定值突變為205 V。

圖9為光儲系統采用勵磁補償VDCG控制策略實驗波形。圖中光伏發電單元仍保持恒功率輸出，輸出電流維持在1.4 A。直流母線電壓在負載功率突變、負載電流由4 A下降為2 A時，即對應圖2中電樞電流由Ia1下降到Ia2，其工作點由穩態工作點A點上升到B2點，產生電壓偏差ΔV3,此時勵磁補償環節通過實時對給定電動勢E*進行補償，使得工作點由B2點回到穩態工作點A點，母線電壓維持在給定200 V，保持了母線電壓穩定。

由圖8和圖9實驗波形對比可知，采用勵磁補償VDCG控制策略有效消除負載突變帶來的母線電壓偏移問題，提高了母線電壓的穩定性，對所提控制策略進行了有效驗證。

4 結論

本文通過在傳統VDCG控制固定勵磁磁通的基礎上增加勵磁補償環節，提出一種勵磁補償VDCG控制策略，當再生能源波動及負載投切時，能夠實時對勵磁磁通進行補償達到二次調壓目的，從而提升了直流母線電壓的穩定性。仿真及實驗結果表明，該控制策略不僅能夠提升直流微電網的慣性，實現不同容量儲能單元之間功率協調分配，同時能夠消除母線電壓偏移，維持直流母線電壓穩定。