帶蓄電池SOC反饋的虛擬同步發電機系統

陳虹妃, 張宸宇， 繆恵宇，楊 赟， 鄭建勇

( 1. 東南大學電氣工程學院，江蘇 南京 210096;2. 國網江蘇省電力有限公司電力科學研究院，江蘇 南京 211103)

0 引言

近年來，由于全球能源問題日益嚴重，分布式發電受到世界各國的廣泛關注[1-2]。并網逆變器連接著分布式電源與電網，其控制策略與性能關系著分布式發電系統的運行狀態[3-4]。虛擬同步發電機(virtual synchronous generator，VSG)技術作為并網逆變器的一種控制方式[5]，通過虛擬慣量和虛擬阻尼模擬同步發電機的某些特性，有效解決了常規逆變器低慣量、無阻尼的缺點[6]。

在傳統電力系統中，同步發電機起著調節系統頻率的作用。而微電網中，希望并網逆變器也具有類似的頻率管理能力，能夠應對分布式電源間歇性的特點以及負荷的波動[7]。為此，需要給VSG額外配置一定量的儲能單元。現有關于VSG的研究多為針對逆變器的VSG控制策略[8-14]，關于直流側儲能單元的配置與控制的研究較少[15-18]。

常用的儲能裝置蓄電池能量密度較大，但循環壽命較短，超級電容功率密度較高，所能補償的能量有限，采用帶蓄電池和超級電容組成的混合儲能單元的虛擬同步發電機，可融合不同儲能的優勢。在系統發生功率波動時，由超級電容補償高頻功率波動，蓄電池補償低頻的功率波動[19-25]。文獻[18]提出了帶蓄電池儲能的VSG系統控制策略，通過變下垂系數的方法間接控制系統出力。文獻[22]提出了一種應用于普通逆變器的混合儲能系統能量管理方法，使用低通濾波器對功率波動進行高低頻分離，實現功率分配，但低通濾波器的截止頻率并未給出理論化的求解方法。文獻[25]提出了一種應用于VSG的混合儲能系統能量分配方法，通過對控制方法的改進，由超級電容模擬VSG的慣性環節處理高頻功率波動，由蓄電池處理低頻功率波動，但并未考慮蓄電池的使用壽命，在系統功率波動較大時不夠合理。

本文建立并研究了帶有混合儲能單元的虛擬同步發電機系統的數學模型，在文獻[25]的基礎上，進一步考慮蓄電池的荷電狀態，給出了一種含蓄電池荷電狀態(state of charge，SOC)反饋的VSG系統控制策略，使得系統功率波動較大時，更好地發揮儲能單元的作用并達到延長蓄電池使用壽命這一目的。

1 虛擬同步機的數學模型

在VSG中，可再生能源可視作系統的原動機，儲能單元及其變換器對應原動機和同步發電機的轉動慣性[8]。帶有混合儲能單元的VSG系統拓撲如圖1所示。I1～I8是帶反并聯二極管的IGBT模塊；Ld和Rd分別是VSG的同步電感和同步電阻；Ldc是儲能側Boost電路的濾波電感；Uvsgabc和ivsgabc分別是VSG輸出的三相電壓和三相電流；f是系統頻率；Uvsgdc是VSG直流側電壓。

圖1 帶有混合儲能單元的VSG系統拓撲Fig.1 Schematic diagram of VSG system connected to hybrid energy storage

蓄電池經過Boost電路與超級電容相連接，兩者所構成的混合儲能單元與光伏模塊共同并聯在VSG的直流側，混合儲能單元可在光伏出力不足時放電，供負荷使用，也可在光伏出力剩余時進行能量存儲。在蓄電池正常充放電的過程中，Boost電路起著控制VSG直流側電壓穩定的作用；當蓄電池充電達到上限時，光伏側DC/DC電路由最大功率點跟蹤(MPPT)模式切換為穩定VSG直流側電壓。整個過程中，始終保證VSG直流側電壓恒定，逆變輸出穩定的交流電壓并實現有功/無功功率的跟隨。

記及同步發電機機械和電磁方程，將VSG模擬成傳統的同步發電機，由圖1得VSG機械方程為：

(1)

式中：J為轉動慣量；D為阻尼系數；Tm為機械轉矩；Te為電磁轉矩；Td為阻尼轉矩；ω為電氣角速度；ω0為電網同步角速度，由額定頻率f0=50 Hz求得。

VSG通過虛擬慣量J使得逆變器在功率和頻率發生波動的過程中具有慣性，通過虛擬阻尼D使得逆變器存在阻尼電網功率振蕩的能力。這兩個參數，提高了分布式發電系統的運行性能。

類比于傳統同步發電機有功調節方式，對VSG的轉矩調節以實現有功調節。機械轉矩Tm由機械轉矩參考值T0與頻率偏差反饋值ΔT組成，T0使得VSG輸出有功功率跟隨參考值，表示為：

T0=Pref/ω

(2)

式中：Pref為虛擬同步機的有功功率參考值。頻率偏差反饋值ΔT用于調節系統頻率，根據同步發電機的一次調頻特性，將頻率調節器取為比例環節[7]，Kf為調頻系數，表示為：

ΔT=Kf(f-f0)

(3)

有功調節模塊使得VSG輸出的有功功率跟隨參考值的同時，還能對其接入點的頻率偏差進行響應，使得逆變器對頻率波動具有一定的應對能力[7]。

類比于傳統同步發電機無功-電壓調節方式，對VSG的虛擬電勢模值Eabcm調節以實現無功-電壓調節。虛擬電勢由VSG的空載電動勢E0，無功功率偏差指令值ΔEQ，機端電壓偏差指令值ΔEU3部分組成。其中ΔEQ對VSG輸出的無功功率進行調節，ΔEU對VSG輸出機端電壓進行調節，分別表示為：

ΔEQ=KQ(Qref-Q)

(4)

ΔEU=Ku(Uref-Um)

(5)

式中：KQ為無功調節系數；Qref為無功功率指令值；Q為VSG輸出無功功率實際值；Ku為機端電壓調節系數；Uref為VSG機端電壓參考值；Um為機端電壓實際值。

無功調節模塊使得VSG輸出的無功功率跟隨指令值的同時，還能對機端電壓進行調節，并根據電壓的偏差為其提供一定的無功支撐[7]。

由無功調節模塊得到的Eabcm與有功調節模塊得到的θ共同得出VSG電壓向量，進而經過電流滯環的方式，得到控制信號，控制框圖如圖2所示。

圖2 VSG控制框圖Fig.2 Control block diagram of VSG

2 帶蓄電池SOC反饋的控制策略

帶有混合儲能單元的VSG，通過儲能的充放電，增強系統對可再生能源的消納能力，也可使VSG獲得持續性的慣性模擬能力。前述控制方法為控制逆變器VSG輸出有功/無功功率穩定，加入混合儲能單元后，還需對Boost電路與DC/DC變換器中的直流電壓進行控制。

由圖1可知，VSG直流側需提供穩定輸出，以保持Uvsgdc穩定，并通過電壓偏差值對蓄電池和超級電容進行功率分配。直流側電壓偏差量參考值ΔUvsgdcref與系統的頻率f成正比，調節系數為Kfv。當系統由于負載突增或突降而導致頻率的驟降或驟升時，由式(6)可知，ΔUvsgdcref也會相應的驟降或驟升，使得儲能元件進行相應的放電或充電，恢復系統穩定運行。

ΔUvsgdcref=Kfv(f-f0)

(6)

下面具體給出所提的含蓄電池SOC反饋的VSG系統控制策略，將系統的整個運行過程分為蓄電池正常充放電階段和到達充電上限階段。

2.1 蓄電池正常充放電

蓄電池處于正常充放電階段時，所連接的Boost電路控制框圖如圖3所示，采用傳統的電壓外環、電流內環的雙環控制，用以維持虛擬同步發電機直流側電壓Uvsgdc穩定，其中：Uvsgdcref是VSG直流側電壓參考值；iL是蓄電池輸出電流。

圖3 正常工作時Boost控制框圖Fig.3 Control block diagram of Boost during normal time

當系統發生功率波動時，由蓄電池和超級電容組成的混合儲能單元需在正常工作范圍內，釋放或吸收多余的功率(式7)，以維持系統穩定。根據儲能元件自身特點，功率型元件超級電容充放電速度快，在波動瞬間迅速進行補償；能量型元件蓄電池由于循環壽命較短，為了限制其充放電功率的變化率，主要補償低頻部分且速度平緩。

ΔPb+ΔPsc=ΔPload+ΔPpv

(7)

式中：ΔPb，ΔPsc，ΔPload和ΔPpv分別為蓄電池、超級電容、負載和光伏的功率變化量。

光伏模塊所連接的DC/DC電路在蓄電池正常充放電時，通過控制光伏陣列的端電壓，使其能夠自動地工作在最大功率輸出點，始終工作在MPPT模式。

2.2 蓄電池達到充電上限

由于在微電網中，分布式電源具有間歇性，負荷具有不確定性。若在某一時刻t1，蓄電池的充電容量已達到臨界，即SSOC=Smax，如此時蓄電池繼續充電，不改變其工作狀態，將會導致儲能元件的過充，縮短使用壽命[26]。為避免這種情況，引入蓄電池SOC反饋控制，主要流程如圖4所示，檢測當前時刻蓄電池儲能系統的SOC，令其與上限值Smax進行比較，以確定Boost電路與光伏側DC/DC模塊的運行模式。Boost電路控制框圖在圖3基礎上，加入蓄電池SOC選擇模塊：Switch，用于切換蓄電池正常充放電過程與充電達到上限時系統的工作方式，具體如圖5所示。

圖4 蓄電池SOC反饋控制流程Fig.4 Flow chart of battery SOC feedback control

圖5 SOC反饋控制Boost電路控制框圖Fig.5 Control block diagram of Boost with battery SOC feedback

由Switch模塊對系統運行過程中，蓄電池實時SSOC數值進行判斷，當Smin

圖6 PV側控制框圖Fig.6 Control block diagram of PV

3 仿真結果與分析

為了驗證所提出的方法的正確性和有效性，基于圖1拓撲結構在MATLAB/SIMULINK中搭建含儲能SOC反饋控制的虛擬同步發電機系統仿真模型。

虛擬同步發電機系統直流母線電壓Uvsgdcref=900 V，系統參數見表1。光伏電池的參數設置為：開路電壓Uoc=430 V；短路電流Isc=31.65 A；出力最大時電壓Um=350 V；出力最大時電流Im=29.55 A；參數a=0.076；b=3.225。蓄電池在標況下的參數設置為：標稱電壓Ubat=500 V；初始SSOC=79.998%；反應時間tre=30 s。將蓄電池SOC的上下限分別設置為：Smax=80%；Smin=40%。

表1 系統參數Tab.1 Parameters of the system

VSG有功/無功功率參考值分別為5 kW/0 var，起初系統正常工作，儲能經Boost電路升壓，使VSG直流側電壓穩定在900 V，輸出有功/無功功率跟隨指令值。在t=0.5 s時，負載突增，而光伏出力不變，系統頻率瞬間下降(圖7)。由于儲能放電，系統頻率經過驟降后，開始增加。類似于一次調頻的有差調節，穩定時，系統頻率約為f=49.989 Hz。由圖3可知，VSG直流側電壓與系統頻率成正比，直流側電壓同樣先出現瞬時暫降后增加，最后穩定在一個略小于正常工作時VSG直流側母線參考電壓Uvsgdcref=900 V的值，約為Uvsgdc=899 V(圖8)。

圖7 系統頻率波形Fig.7 System frequency responses output

圖8 虛擬同步發電機直流側電壓波形Fig.8 VSG DC side voltage output

圖9給出了光伏側DC/DC電路輸出波形。將環境溫度設為恒定25 ℃，當t∈(0,0.5 s)時，系統正常工作，該模塊運行在MPPT模式下，光照強度S=400 W/m2，輸出功率約為Ppv=4.24 kW。但由于Ppv

圖9 光伏側DC/DC電路輸出功率波形Fig.9 PV side DC/DC power output

圖10 蓄電池SOC波形Fig.10 Battery SOC output

在t=0.5 s瞬間，系統發生功率波動。如圖11所示，高功率密度的超級電容立刻放電，對系統的功率缺額進行補償，以維持運行穩定。高能量密度的蓄電池反應速度較慢,放電平滑。當VSG直流側電壓穩定時，超級電容的充放電功率Psc=0，功率缺額全部由蓄電池進行補償。由于功率波動，從圖10可見，當t∈(0.5 s,0.8 s)時，SSOC下降速率較t∈(0,0.5 s)更快，但仍處于正常工作范圍。

圖11 蓄電池與超級電容功率波動波形Fig.11 System power responses output

在t=0.8 s時，光伏電池的光照強度由S=400 W/m2突變為S=1000 W/m2。由前述DC/DC電路控制作用，進行最大功率跟蹤，穩態時輸出最大功率，由圖9可見，其值約為Ppv=10.4 kW。此時，Ppv>Pvsg，分布式電源出力大于負荷所需，儲能開始充電。超級電容反應迅速，立刻充電；蓄電池反應速度較慢，充電平滑。穩態時，超級電容充放電功率Psc=0；蓄電池持續充電，SSOC持續增加，直到t=1.7 s時，SSOC=Smax，充電停止。

由圖10可見，所提的帶混合儲能SOC反饋控制的VSG系統能很好地保證蓄電池在荷電狀態達到上限時，不再進行充電，以避免由于過充導致的縮短使用壽命。由前述分析可知，此時DC/DC模塊切換為穩壓模式，穩態時，光伏電池輸出功率約為Ppv=8 kW。由于Ppv>Pvsg，且SSOC已到達上限，故將停止繼續充電，在SSOC

圖12給出了系統運行全過程，VSG輸出電壓波形，可見在加入蓄電池SOC反饋后，由于Switch模塊的運行切換，使得VSG直流側電壓始終維持穩定，輸出三相交流電壓。

圖12 虛擬同步發電機輸出電壓波形Fig.12 VSG output voltage

圖13給出了系統運行全過程，VSG輸出有功/無功功率波形。當t∈(0,0.5 s)時，系統正常工作，經過短暫的暫態過程，輸出有功/無功功率跟隨參考值。在t=0.5 s時，由于負荷突增導致系統頻率發生波動，經儲能放電，系統有功功率重新達到平衡，儲能所釋放的功率等于負荷增加量。由于有功與頻率相關，在對控制方法進行改進時，忽略無功控制模塊，VSG輸出無功功率始終跟隨指令值，不隨系統頻率波動而發生改變。

圖13 虛擬同步發電機輸出有功/無功功率波形Fig.13 VSG output active/reactive power

4 結論

本文基于虛擬同步發電機技術，研究了帶蓄電池SOC反饋的VSG系統控制方法，使得分布式電源和負荷在發生功率波動時，通過超級電容補償高頻功率波動，蓄電池在合理的充放電范圍內補償低頻功率波動。由仿真驗證了所提出的控制策略在蓄電池處于正常充放電范圍和充電達到臨界時，均可維持系統穩定運行，得出了以下結論：

(1) 在分布式電源和負荷發生功率波動時，通過VSG直流側電壓參考值的調節控制，使得功率波動在蓄電池和超級電容間實現分配，超級電容對系統頻率波動快速響應，蓄電池則可平滑地進行充放電。

(2) 當蓄電池處于正常充放電范圍時，由混合儲能單元連接的Boost電路穩定VSG直流側電壓，使得VSG正常工作；光伏側的DC/DC電路僅用于最大功率跟蹤，工作在MPPT模式。當蓄電池充電達到上限時，通過切換模塊，避免蓄電池過充，由光伏側的DC/DC電路穩定VSG直流電壓，維持系統正常運行。

(3) 仿真結果驗證了所提出的帶蓄電池SOC反饋的虛擬同步發電機系統控制策略的可行性和有效性，在儲能進行平抑系統功率波動的過程中，抑制了過充的發生，保障了蓄電池健康高效的運行，延長了其使用壽命。在今后的研究中，可將超級電容的SOC也考慮在內，進一步完善控制策略。

本文得到國網江蘇省電力有限公司2018年科技項目“微網中虛擬同步機關鍵技術研究”(J2018056)資助，謹此致謝！