一種微電網分布式電源新型控制策略

周林，鄭光輝,廖波

(1.輸配電裝備及系統安全與新技術國家重點實驗室(重慶大學)，重慶市 400044;2.四川電力設計咨詢有限責任公司，成都市 610016)

一種微電網分布式電源新型控制策略

周林1，鄭光輝1,廖波2

(1.輸配電裝備及系統安全與新技術國家重點實驗室(重慶大學)，重慶市 400044;2.四川電力設計咨詢有限責任公司，成都市 610016)

針對分布式電源不具有慣性使得微電網控制困難的問題，引入了虛擬同步發電機(virtual synchronous generator，VSG)控制技術，設計了基于VSG算法的逆變器控制策略，并針對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，并分別作為組網單元和并網單元，它們控制方式不同但均具有類似同步發電機的負荷響應特性，在實現微電網虛擬慣性的同時可以達到靈活控制的目的；對微電網的協調控制進行了分析，設計了微電網頻率調整和電壓控制策略，針對孤島向并網模式平滑切換，采取基于虛擬功率的預同步控制策略；最后通過MATLAB/Simulink仿真驗證了該控制策略的有效性。

微電網；虛擬同步發電機(VSG)；控制策略；預同步

0 引 言

分布式發電是一種潛力巨大的新能源利用形式，具有能源利用率高、應用靈活和可靠性高等優點[1-2]。然而，分布式電源的大量接入會給配電網造成一系列負面影響[3-5]，為了充分利用各種新能源發電形式，國外學者于21世紀初提出了微電網的概念[6]。

微電網是由包括光伏和風力發電在內的各種分布式電源、儲能裝置、相關負荷和監控、保護裝置匯集而成的小型發配電系統，是一個能夠實現自我控制、保護和管理的自治系統，既可以與外部電網并網運行，也可以獨立運行。微電網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快速的特點，當結合快速鎖相環時，可以實現直流輸入快速等量輸出。然而，分布式電源電能由光伏和風力發電等不可調度新能源發電形式提供，在現有常用的控制策略且無儲能裝置的情況下，分布式電源不具慣性，無法響應實時負荷變化，這不僅導致并網模式下電網動態特性變差，同時也造成微電網孤島運行時模式的協調控制難度加大[5,7]。虛擬同步發電機(virtual synchronous generator，VSG)控制技術[8]的提出為分布式光伏電源提供了一種新的控制思路，相繼有部分學者對該控制技術進行了研究，文獻[5]基于同步發電機模型建立了VSG算法，并應用于逆變器控制策略中，文獻[9-12]則均將VSG算法應用于微電網孤島運行時逆變電源控制。目前VSG算法的實現均通過將其應用于逆變器控制，這種方式下未考慮直流電源的可靠性因素，系統控制靈活度下降，且未考慮雙模式運行能力。

本文針對微電網分布式電源提出了一種新型的運行控制策略，將分布式電源分為組網和并網單元，并均配置有儲能裝置，其中組網單元采用基于VSG算法的逆變器控制策略，并網單元采用本文提出的基于VSG算法的直接功率控制策略，該策略使微電網的運行控制更加靈活、可靠。在此基礎上對微電網雙模式運行能力進行分析，并提出一種實現模式平滑切換的預同步控制策略，該策略物理意義明確且無須檢測相位。最后，搭建MATLAB/Simulink仿真模型，對本文提出的控制策略的有效性進行驗證。

1 系統結構

本文采用如圖1所示微電網系統結構，系統應用2臺分布式電源并聯運行為負荷供電，并在公共連接點(point of common coupling，PCC)處通過靜態開關(static transfer switch，STS)連接至主電網。

圖1 微電網結構圖

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

2 系統控制

微電網系統控制分為分布式電源獨立控制和微電網協調控制，其中分布式電源控制策略在各單元本地控制器獨立實現，微電網協調控制則由微電網中央控制器(microgrid central controller，MCC)完成。

2.1 獨立控制策略

分布式電源獨立控制策略包含前級Boost變換器最大功率點跟蹤(maximum power point tracking，MPPT)控制、儲能雙向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、擾動觀察法、電導增量法等[13]，在此不再贅述，本文針對分布式電源的控制策略引入了虛擬同步發電機控制技術，根據不同的實現方式，逆變器和雙向DC/DC變換器控制策略也不同。

首先，基于同步發電機模型建立VSG算法，為了避免引入復雜的暫態過程，采用同步發電機經典二階模型[14]，忽略凸極效應，并令極對數p=1，該模型包括轉子運動方程和定子電氣方程，如式(1)所示。

(1)

基于同步發電機二階模型，并擴展至三相可以建立如圖2所示VSG算法。

圖2 虛擬同步發電機算法框圖

觀察圖2可知，VSG算法可以得到定子電流及內電動勢信號，將其作為分布式電源逆變器電流或電壓環給定參考值，便可使分布式電源模擬同步發電機輸出特性。微電網中需要有采用電壓控制方式的逆變電源以建立微電網電壓，針對逆變器采用電壓控制方式的分布式電源，應用VSG算法后的控制結構圖如圖3所示。

圖3 基于VSG算法的逆變器控制結構圖

由圖3可知，該控制策略以電容電壓為控制對象，VSG算法的作用相當于功率外環，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電機，但也同時使得有功與無功控制之間存在耦合，必須對無功功率進行附加控制，增加控制復雜度。另一方面，該控制策略需要注入直流母線功率與VSG算法實時有功功率信號PVSG匹配，否則系統將無法穩定運行。由于直流電源由光伏和儲能組成，光伏輸出功率不可調度，需要儲能裝置雙向DC/DC變換器以直流母線電壓為控制對象，由儲能裝置保持前后級功率平衡，這便對儲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加輸出電流內環的雙閉環控制，VSG算法用于對系統輸出功率的直接控制。為使系統輸出有功功率等于PVSG，采用如圖5所示的雙向DC/DC變換器控制策略實現對儲能裝置的充放電控制。

圖5 儲能裝置充放電控制框圖

同時，該控制策略可針對并網/孤島雙模式運行靈活選擇無功功率控制策略：孤島運行模式下，QVSG為VSG算法根據自身下垂特性分擔的無功功率，用于實現微電網的一次電壓控制，Qsec為MCC根據二次電壓控制分配的無功功率調度；并網模式下，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現了模擬同步發電及基本特性的目的，可以根據本地電壓信號自動響應微電網負荷變化，同時沿用了常用的逆變器控制策略，無功功率控制靈活，且可動態跟蹤直流母線注入功率，系統的穩定工作不受儲能裝置限制。

鑒于其優勢，微電網中大多數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，不具有組網能力，稱其為并網單元。微電網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)，稱其為組網單元。結合上述控制策略，分布式電源本地控制可實現自動響應負荷變化，各單元獨立運行，無需快速的互聯通信，符合“即插即用”(plug and play)要求。然而，僅依靠分布式電源獨立控制無法保證微電網供電質量和可靠運行，因此需要對分布式電源進行協調控制。

2.2 微電網協調控制

2.2.1 頻率調整

微電網孤島運行模式下的頻率由實時有功功率平衡決定，這種平衡被打破時微電網頻率會發生偏移。為了保證微電網在短期負荷擾動下頻率偏移值不超出允許范圍及長期負荷變化時的頻率恢復，需要對頻率進行實時調整。針對不同的負荷擾動類型，將頻率調整分為一次調頻和二次調頻[10]。其中，一次調頻由功頻控制器實現，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，其調頻系數Kω=DωN。微電網各分布式電源調頻系數之和需保證在微電網可承受的最大負荷波動情況下頻率偏移不超過允許值，并根據各單元自身容量設置調頻系數。當微電網負荷波動過大時，則可根據頻率偏移值選擇切掉相對重要性較低的負荷。

一次調頻實現的是有差調節，在中長期負荷波動時，為使微電網頻率恢復至額定值，還需要進行二次調頻。二次調頻則需要由MCC對微電網各分布式電源的有功功功率進行調度：首先由微電網頻率偏移經比例積分環節獲得功率調度值，再結合微電網能源優化策略及容量分配等因素以一定比例分配至各調頻單元。

2.2.2 電壓控制

微電網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時間長，負荷變化幾個周期內電壓出現跌落，為了及時對微電網的電壓進行支撐，在本地控制器采用一次電壓控制。

一次電壓控制器根據微電網母線跌落值改變勵磁內電動勢幅值給定值大小，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，但為了避免該系數過大威脅系統動態穩定性，此處加入慣性環節，從而可以使Kv取值范圍更寬。

微電網母線電壓的獲取可采用在線計算的方式，計算所需參數包括分布式電源實時輸出功率信號、分布式電源輸出阻抗、線路阻抗和定子內電動勢，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實現集中控制，其根據母線電壓變化調度分布式電源的無功功率輸出，從而使微電網母線電壓在負荷變化后可以恢復至額定值。

2.2.3 預同步控制

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

圖7 微電網模式切換控制原理圖

預同步控制由靠近微電網與主網連接點的分布式電源完成，本文針對圖1所示微電網選取DG1實現預同步，電壓信號經處理發送至DG1本地控制器。電壓信號處理如圖8所示。

圖8 電壓信號處理

其原理為：假設主網與微電網電壓為線路兩端的電壓，且令傳輸線的阻抗為R+jωL，則Psyn為線路上傳輸的有功功率，當微電網與主網電壓同步時，該功率為0。為實現微電網側與主網側電壓的同步，需要取消微電網二次頻率調整，并將Psyn進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的引入相當于改變DG1的輸入機械功率，從而起到對微電網頻率調整的作用。隨著頻率調整的進行，微電網與主電網電壓相位差逐漸縮小，Psyn也隨之減小，當且僅當微電網與主網完全同步，Psyn為0，則微電網功率分配進入穩定狀態，并將與主電網保持同步。因此，Psyn同時可以作為判斷是否同步的指標，電壓信號處理及同步性判斷在微電網控制結構中的第二層進行，并最終實現模式的切換。

該預同步策略利用了VSG算法實現微電網負荷自動分配功能，通過引入虛擬功率調節微電網頻率，實現相對簡單，無需鎖相環節，可靠性更高，在一次調頻配合下還可保證微電網的頻率波動在允許范圍內。微電網模式切換還需保證微電網與主網電壓幅值一致，可通過微電網二次電壓控制策略實現。

3 系統仿真分析

本文結合圖1結構搭建了微電網系統仿真模型，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，系統參數見表1。

表1 微電網運行參數

初始時，微電網處于并網運行模式，DG1、DG2均以額定功率輸出，2 s時微電網主動切換至孤島運行模式，微電網本地負荷為25 kW。由圖9所示的仿真波形可知，微電網母線電壓在切換時沒有出現明顯波動，且DG1、DG2自動分配負荷，說明應用本文提出的功率控制策略達到了預期效果。在微電網孤島運行模式下，當有功功率負荷在1.5 s時突然增加10 kW，如圖10所示，在一次調頻作用下，DG1、DG2分別增加有功功率輸出，使微電網頻率穩定；2.5 s時，微電網二次調頻開始作用，頻率逐漸恢復至額定值。

通過無功負荷變化驗證微電網電壓控制作用，孤島運行模式下，1 s時無功功率負荷增加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母線電壓恢復至額定值。

圖9 由并網至孤島模式切換

圖10 有功負荷突增時的仿真波形

圖11 無功負荷突增時的仿真波形

為驗證本文提出預同步控制策略的有效性，在孤島運行模式下，2 s時開始進行預同步，由圖12可知，初始時微電網母線與主電網電壓存在相位差，虛擬功率Psyn處于限定最大值，經過2 s的調整電壓逐漸趨于同步，Psyn趨于0。

圖12 預同步控制過程

4 結 論

本文基于虛擬同步發電機控制技術提出了一種微電網分布式電源新型控制策略，不僅實現了獨立控制下的負荷自動分配，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的頻率調整和電壓控制的實現及預同步控制，仿真結果表明本文提出預同步控制可以順利完成預同步控制，達到了預期效果。

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(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

重慶市自然科學基金項目(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，博士生導師，從事可再生能源理論與電能質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，從事光伏并網發電系統相關的研究工作，E-mail：zhengguanghui1987@aliyun.com。