具備VSG特征并網變流器的預同步及主動孤島判別方法研究*

2018-08-28 06:00:58翟登輝王鵬辛軍任志航楊東海

電測與儀表 2018年15期

翟登輝，王鵬，辛軍，任志航，楊東海

(1.許繼集團有限公司，河南許昌 461000； 2.國網河南省電力公司電力科學研究院，鄭州 454000； 3.國網河南省電力公司鄭州供電公司，鄭州 450000)

0 引言

分布式發電系統已經開始大規模的接入電網，其能量滲透率也在不斷增加。然而，分布式發電系統中采用的大量并網變流器存在響應速度快、無慣性和低阻抗問題，其常用控制策略(PQ控制、V/f控制、Droop下垂控制)都無法解決變流器的慣性缺乏問題，進而難以參與電網電壓、頻率調整，這些都給配電網和微電網的安全穩定運行帶來了巨大的挑戰。因傳統同步發電機具有高阻抗、大慣性[1]及自同步特性，虛擬同步發電機(Virtual Synchronous Generator，VSG)技術[2-9]成為近年來國內外學者的研究熱點。VSG技術按照同步電機特性運行，除了具有傳統同步電機的下垂外特性以外，還具有慣性和阻尼物理特性，根據電網電壓和頻率的變化自動改變自身輸出的功率，避免擾動情況下電壓和頻率的快速變化及系統振蕩，進而實現變流器的新型“源-網”互動和“電網友好型”特征。

VSG技術一般包括虛擬調速器、虛擬勵磁控制器以及虛擬同步機本體特性三個部分，其中虛擬調速器和虛擬勵磁控制器[10]是模擬同步電機的下垂外特性，虛擬同步電機本體特性就是模擬其慣性和阻尼特性。從以下兩個方面就VSG技術進行研究分析：

(1)在并離網切換方面，具備VSG特征的并網變流器在并網轉離網時，因其電壓源外特性而維持電壓和頻率正常，則無需轉換控制模式就自動實現了無縫切換；在離網轉并網時，因兩側電壓幅值和相位一般存在偏差，則直接并網會出現較大的電流沖擊，惡化電能質量，甚至導致離網轉并網失敗。文獻[11]將變流橋側輸出電壓與電網電壓進行同步，并未考慮LC濾波器影響，進而導致橋側電壓和濾波后電壓相位存在偏差，尤其在帶有本地負載時偏差更大，以致于無法實現同步。文獻[12]采用基于虛擬功率和電壓頻率二次控制的預同步單元，可實現帶載離/并網切換，具體是基于虛擬阻抗理念對變流器的虛擬輸出功率進行閉環控制為零，進而實現預同步并網，但是該方法采用的是PI控制器，對PI控制器參數的準確設計相對困難，并且也很難保證虛擬功率完全為零。文獻[13]通過調節微電網側變流器輸出電壓的旋轉速度，控制電壓的d軸分量為零和q軸分量為設定值，進而實現同步，但是當電壓差小于30 V時就認為已同步，此壓差會導致并網瞬間沖擊電流較大，并且基于單鎖相環思想實現預同步控制，但沒有考慮LC濾波器的影響。

(2)在主動孤島判別方面，常規變流器通常采用直接電流控制或功率控制(即PQ控制)進行并網發電，其主動孤島判別[14-18]一般采用移頻、功率擾動、注入諧波等方法，而具備VSG特征的并網變流器在電網斷開后，由于其仍保持電壓源外特性，電壓和頻率都保持穩定，以往的移頻或功率擾動等方法因不能打破電壓或頻率的平衡而失效，目前對其研究的相關文獻甚少，因此需要尋找一種適合具備VSG特征并網變流器的新型主動孤島判別方法。

針對具備VSG特征的并網變流器，在離網轉并網時，采用一種基于逐步追蹤思想的預同步并網方法[19]對變流器輸出側電壓相位和幅值分別調節，當變流器側與電網側電壓的幅值差和相位差在很小范圍內時，將電網側電壓幅值和相位作為變流器側的給定參考值，以保證兩側系統幅值和相位始終一致，減小并網合閘的瞬時電流沖擊；此外，當發生計劃性或非計劃性孤島時，提出一種電網電壓自擾動的孤島判別方法，即對電網側電壓幅值以微小步長進行負方向擾動。通過MATLAB仿真分析，驗證了所提方法的有效性和可行性。

1 VSG數學模型

1.1 變流器主電路與同步電機模型對比

圖1 變流器與同步電機的等效關系

(1)電氣方程。

變流器的電氣方程為：

(1)

而傳統同步電機的電磁方程為：

(2)

由式(1)和式(2)可知，變流器與傳統同步電機的定子電磁方程極為相似，為VSG技術的實現提供了可能性。

(2)機械運動方程。

同步發電機的機械運動方程為：

(3)

式中J為發電機轉動慣量，使系統在功率和頻率振蕩過程中具有了慣性，單位為kg·m2；D為阻尼系數，具有阻尼系統功率振蕩的能力，單位為N·m·s/rad；Tm、Te和Td分別為輸入機械轉矩、電磁轉矩和阻尼轉矩；Pm和Pe分別為輸入機械功率和電磁功率；ω為同步發電機轉子的角速度，ω0為額定角速度，單位為rad/s；θ為電角度，單位為rad。

變流器本身因采用IGBT等開關器件而不具備同步電機的機械特性，因此需要虛擬其慣性及阻尼特性，即虛擬同步發電機的機械運動方程。

1.2 VSG算法基本原理

傳統同步電機本體除了具有以上所述電氣和機械特性外，還具有外在的下垂特性，即其控制系統：調速系統和勵磁控制系統。因此，VSG算法應包括虛擬調速器、虛擬勵磁控制器及虛擬慣性阻尼環節，其簡易控制框圖見圖2。

圖2 VSG算法控制框圖

(1)虛擬調速器。

根據虛擬發電機調速原理，引入虛擬調速器概念，也稱有功功率-頻率控制器，即P/f下垂控制器，調節框圖見圖2，具體方程如下：

Pm=P0+Kf(f0-f)

(4)

式中f0為額定頻率；f為實際系統頻率；Pm為虛擬機械功率；P0為給定有功功率；Kf是調頻系數。有功功率和頻率存在下垂關系，當電網頻率升高或降低時，通過虛擬調速器調節，會自動減小或增加輸送到電網的有功功率，進而參與電網調頻。

(2)虛擬勵磁控制器。

根據傳統同步發電機的勵磁原理，引入虛擬勵磁控制器概念，也稱無功功率-電壓控制器，即Q/U下垂控制器，調節框圖見圖2，具體方程如下：

E*=E0+KQ(Q0-QVSG)

(5)

式中E0為初始給定電壓；E*為經VSG算法計算得到的參考電壓幅值；Q0為給定無功功率；QVSG為經VSG算法計算得到的無功功率；KQ是調壓系數。無功功率與電壓存在下垂關系，當電網電壓升高或降低時，虛擬勵磁控制器會自動減少或增加輸出的無功功率，進而參與電網調壓。

2 預同步控制及主動孤島判別

具備VSG特征的并網變流器在進行離網轉并網時，需要事先進行預同步并網控制以保證變流器側與電網側電壓完全同步，進而實現“零”沖擊合閘并網；此外，當發生計劃性或非計劃性孤島時，無論變流器需離網運行還是進行孤島保護停機，都需要判別出是否發生孤島。預同步及主動孤島判別算法的總體框圖見圖3，具體變量含義見表1。

圖3 預同步及主動孤島判別方法總體框圖

變量名含義uabc、ugabc變流器輸出側及電網側三相電壓E*、Udg變流器輸出側及電網側電壓幅值θ0、θg變流器輸出側及電網側電壓相位Urefout變流器輸出側參考電壓幅值 ξθ、ξu相位差及電壓差閾值stepTheta、stepU相位及電壓調節步長Umin電壓最低閾值sign1、sign2符號變量(取值1,-1或0)Δθ、ΔU兩側電壓的相位差和幅值差dθ、dU相位及電壓調節步長不斷累加值

3.1 離/并網預同步控制

以A相為例，變流器輸出側電壓ua和電網側電壓uga分別為：

ua=U0·sin(ω0t+θ0)

(6)

uga=U1·sin(ω1t+θ1)

(7)

式中U0、U1分別為兩側電壓幅值；ω0、ω1分別為兩側角頻率；θ0、θ1分別為兩側初相角。

兩側電壓瞬時差值[12]為：

Δu=ua-uga=

U0·sin(ω0t+θ0)-U1·sin(ω1t+θ1)

(8)

若要實現Δu=0，具體步驟是：

(1)通過控制U0大小，使其與電網側電壓幅值U1相等，即U0=U1=U。則電壓瞬時差值可簡化為：

(9)

因此，只要通過控制變流器側電壓的幅值和相位，使其與電網側電壓的幅值和相位分別相等，就能實現無沖擊預同步并網。文中基于逐步追蹤思想，變流器在接收離網轉并網指令后，分別對變流器輸出側電壓的相位及幅值實時調節。具體步驟是：(1)經VSG算法后得到變流器輸出側電壓相位θ0和參考幅值E*，電網經SPLL鎖相得到電網側電壓相位θg和幅值Udg，按照式(10)進行處理得到Δθ、ΔU、Urefout和θ，其中dθ和dU的初值設定為0；(2)根據Δθ和ΔU大小，確定符號變量sign1和sign2的值，以清楚調節方向，并按照公式(11)對dθ和dU進行調節；(3)循環判斷Δθ和ΔU大小，若ΔU<ξu且Δθ<ξθ，認為同步過程結束。

(10)

(11)

3.2 主動孤島判別方法

變流器并網運行期間，當電網發生計劃性或非計劃性孤島時，則變流器需要進行孤島檢測，針對具備VSG特征變流器的電壓源外特性，采用一種電網電壓自擾動的主動孤島算法，具體擾動過程是依據公式(12)重復進行，其中step是擾動步長，Udg為電網側電壓幅值，Urefout為變流器側的參考電壓幅值，k為擾動次數。

Urefout(k)=Udg(k)-step

(12)

式(12)表明，將電網電壓幅值Udg減少step，即進行了一次擾動，并將擾動后的值作為變流器輸出側新的電壓參考幅值，該過程重復進行。具體原理是：

(1)若電網正常連接。

第1次擾動后：Urefout(1)=Udg(1)-step；

第2次擾動后：Urefout(2)=Udg(2)-step；

第k次擾動后：Urefout(k)=Udg(k)-step。

由于電網電壓Udg維持正常，則進行第k次擾動后Udg(k)=Udg，因此，Urefout(k)=Udg-step，表明變流器側電壓參考值Urefout(k)與電網電壓Udg的差值始終為step，因此Urefout(k)也維持正常，不會因持續擾動而逐步變小。

(2)若電網斷開。

第1次擾動后：

Urefout(1)=Udg(1)-step=Udg-step

第2次擾動后，由于失去電網支撐，則電網側電壓Udg(2)就等于變流器輸出側電壓參考值Urefout(1)，即Udg(2)=Urefout(1)。那么：

Urefout(2)=Urefout(1)-step=Udg-2step

第k次擾動后：

Urefout(k)=Urefout(k-1)-step

=Udg-k·step

(13)

式(13)表明，對Udg的持續擾動就會使得Urefout逐步減小，當Urefout小于一定閾值時，則認為發生了孤島，進而封鎖脈沖。

4 仿真驗證

4.1 接線圖及仿真參數數值選取

圖4中，K1是變流器內部交流側繼電器，K2是并網開關，K3是負載開關。為驗證所提預同步以及主動孤島算法的效果，基于MATLAB/Simulink平臺，搭建了VSG變流器的單機帶載并網仿真模型，算法通過編寫S-function的C語言程序來實現。其中預同步以及主動孤島算法所涉及的主要仿真參數數值見表2。

圖4 變流器接入電網的接線示意圖

參數變量數值ξθ、ξuξθ=0.001,ξu=1stepTheta、stepUstepTheta=0.01stepU=0.5UminUmin=100JJ=2DD=10

4.2 仿真結果

圖5是兩側系統的A相電壓波形，首先變流器空載離網運行，K1斷開，K2閉合，K3斷開；其次在0.06 s時刻下發離網轉并網指令，執行預同步算法，大概0.16 s時同步完成，并閉合K1，同時閉合K3投入負載，兩側電壓平滑切換，實現無沖擊并網。在0.16 s～0.4 s期間，變流器由離網切換至并網運行，此時開始調用主動孤島程序，由電壓波形可知，自擾動算法對系統運行基本無影響。最后在0.4 s時刻斷開K2，主動孤島擾動效果明顯，電壓很快下降，大概在0.47 s時刻封鎖脈沖，進行孤島保護。