適用于光儲聯合發電系統的組網型控制仿真分析

蔣德秋

(成都飛機工業（集團）有限責任公司，四川 成都610091)

《中華人民共和國2020年國民經濟和社會發展統計公報》指出，到2030年我國風電和光伏裝機總容量將達到12億kW以上[1]。新能源發電系統通過電力電子變流器并入電網，未來高滲透率、分布廣泛的電力電子設備將極大地改變電力系統的運行方式。

本文以光伏發電系統并網為例，光伏電池板將光能轉化電能，與直流母線相連，然后經電力電子變流器向電網輸送電能。將直流電逆變為交流電的電力電子變流器稱為逆變器。通過不同的控制策略控制逆變器中的開關器件的開斷可實現電能的交換和功率的傳輸，常見的逆變器以三相橋式全控整流電路為基礎。跟網型控制和組網型控制是并網逆變器兩種不同類型的控制策略[2]。跟網型控制通常用于連接高短路比的強電網，一般以鎖相環作為同步的基本結構。組網型控制借鑒了同步發電機的搖擺方程，可連接低短路比的弱電網，是目前研究的重點。常見的組網型控制包括：下垂控制、虛擬同步機控制、DCVQ控制等[3]。

目前常見的對逆變器控制策略的研究中將直流側等效為恒定直流電壓源，用于簡化分析。本文搭建了含光儲聯合發電系統的電磁暫態仿真模型，將DCVQ控制應用于并網逆變器；研究了在不同故障場景下的響應情況，總結了DCVQ控制策略的特點，為將來暫態穩定分析、控制方式改進等提供了參考。

1 光儲聯合發電系統的結構

一個光儲聯合發電系統接入三相交流網絡的系統結構如圖1所示。光伏發電系統和蓄電池在直流母線連接，經過并網逆變器與上級電網連接。

圖1 光儲聯合發電系統電氣接線圖

1.1 光伏發電系統建模

光伏發電系統的DC/DC變流器采用BOOST升壓電路接入直流母線，如圖2所示。

圖2 光伏發電系統的DC/DC變流器電路拓圖

光伏發電系統的DC/DC變流器采用基于擾動觀察法[4]的最大功率跟蹤（maximum power point tracking,MPPT）控制，擾動步長為0.0001s。在MPPT輸出光伏電壓參考值VMPPT后，采用電壓電流雙內環的控制方法，電壓外環輸出光伏電流參考值IMPPT作為電流內環的輸入。光伏DC/DC控制原理如圖3所示。

圖3 光伏DC/DC控制原理圖

1.2 電池儲能系統建模

圖4為鉛酸蓄電池經過雙向DC/DC變流器接入直流母線的電路拓撲圖。能量從蓄電池流向直流母線時，直流變換器工作在升壓模式下，實現升壓功能；能量從直流母線流向蓄電池時，直流變換器工作在降壓模式下，實現降壓功能。控制策略為恒直流電壓的雙環PWM控制。

圖4 電池儲能接入電路拓撲圖

DC/DC變流器的控制結構如圖5所示，為恒直流電壓的雙環控制[5]。為防止蓄電池工作在極端的荷電狀態（state of charge，SOC）區間，添加了邏輯判斷環節，其中NXOR是異或非門，當且僅當偶數個輸入為真時輸出為真。VDCref和VDC分別為直流母線電壓參考值和實際值；ILB為流過電感IB的電流。

圖5 儲能系統雙向DC/DC控制原理圖

1.3 并網逆變系統建模

并網逆變系統包含電壓源逆變器（voltage source converter，VSC）和LC濾波器，如圖6所示，其中為直流母線并聯的電容。本文研究了直流母線電壓/無功功率控制（DCVQ）控制對于光儲聯合發電系統的適用性。

圖6 并網逆變系統電路拓撲圖

DCVQ控制屬于新型組網型控制。DCVQ控制的具體策略可由同步發電機的搖擺方程推得。搖擺方程如式（1）所示：

式中：J和D分別為同步發電機的轉動慣量和阻尼系數；ω為同步發電機轉子的角速度；PT和Pe分別為原動機機械功率和電磁功率。

在DCVQ控制中，將直流母線電容Cdc的充放電類比同步發電機轉子的加減速，可得DCVQ控制的同步環路控制律如式（2），

式中：Gm為虛擬電導；Cdc為直流母線電容值；Vdc為直流母線電壓。

聯立式（1）和式（2），可得DCVQ控制的同步環路控制律如式（3）：

DCVQ控制的無功-電壓控制環路見式（4）。式中：U d,rdf為電壓內環的電壓參考值；Qref和Qe分別為無功輸出的參考值和實際值；U N和U分別是公共連接點（PCC）處電壓參考值和實際值；Dq和Kq分別是下垂系數和無功比例系數。

由此可得DCVQ控制的控制結構如圖7所示，上方為DCVQ控制的直流母線電壓-頻率控制環，可以在控制直流母線電壓的同時跟蹤電網的頻率信息與相位信息；下方為無功-電壓控制環[6]。

圖7 DCVQ控制結構圖

2 仿真分析

本文基于MATLAB/SIMULINK搭建了如圖1所示的光儲聯合并網發電系統，系統的元件參數和控制參數如表1所示。分析了并網逆變器在采用DCVQ控制策略時面臨不同故障時的輸出特性，故障類型為變壓器低壓側母線發生不同程度的金屬性三相接地短路故障，如圖1中的變壓器低壓側母線（圖6電路結構中PCC處）所示；或電網頻率發生跌落。所有故障均在t=1s發生，t=3 s清除。

表1 仿真參數

2.1 PCC處發生三相對稱短路

圖8為變壓器低壓側母線（PCC處）經電阻接地，并網逆變器采用DCVQ控制策略時的電磁暫態仿真結果圖。其中實線表示并網逆變系統出口處的有功功率，虛線表示光伏發電系統MPPT處有功功率。

由圖8可以看出，在不同故障情況下光伏發電系統輸出的功率基本相等，為MPPT控制的輸出功率。采用DCVQ控制的并網逆變器在面臨嚴重的接地故障時頻率仍能維持在50 Hz附近，直流側電壓在1000 V附近。此外，接地電阻越小，故障期間輸出的功率越小，蓄電池儲能充電越快，此時需及時清除故障，否則會面臨電池飽和，系統與電網失去同步的風險。

圖8 PCC處三相接地短路仿真結果對比

2.2 上級電網發生頻率波動

圖9為上級電網發生不同程度的頻率波動時采用DCVQ控制的電磁暫態仿真結果。

由圖9可以看出DCVQ控制基本上可以保持頻率、直流電壓穩定，但是在頻率跌落至49.90 Hz時出現功率為負值的情況，意味著電池儲能系統充電，如圖9(d)所示，此時的儲能SOC迅速上升，在頻率恢復后仍未在短時間內回到正常運行狀態。可見電網的頻率波動對DCVQ控制的影響較大。

圖9 上級電網頻率波動仿真結果對比

3 結束語

本文分析了光儲聯合發電系統在不同故障工況下，采用DCVQ組網型控制時的電磁暫態特性。當變壓器低壓母線側遭受三相接地短路時，DCVQ控制通常能保持更好的暫態穩定性，但對電池儲能系統的要求較高。當電網頻率發生變化時，DCVQ的暫態穩定性大大降低。雖然DCVQ控制能在短時間內保持頻率穩定和直流母線電壓穩定，但功率并未恢復到正常運行狀態，儲能將快速充放電，遭受損害。