一种微电网分布式电源新型控制策略

周林，郑光辉,廖波

(1.输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室(重庆大学)，重庆市 400044;2.四川电力设计咨询有限责任公司，成都市 610016)

一种微电网分布式电源新型控制策略

周林1，郑光辉1,廖波2

(1.输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室(重庆大学)，重庆市 400044;2.四川电力设计咨询有限责任公司，成都市 610016)

针对分布式电源不具有惯性使得微电网控制困难的问题，引入了虚拟同步发电机(virtual synchronous generator，VSG)控制技术，设计了基于VSG算法的逆变器控制策略，并针对该控制策略存在的不足提出了一种基于VSG算法的直接功率控制策略；微电网中不同分布式电源分别采用上述2种基于VSG算法的控制策略，并分别作为组网单元和并网单元，它们控制方式不同但均具有类似同步发电机的负荷响应特性，在实现微电网虚拟惯性的同时可以达到灵活控制的目的；对微电网的协调控制进行了分析，设计了微电网频率调整和电压控制策略，针对孤岛向并网模式平滑切换，采取基于虚拟功率的预同步控制策略；最后通过MATLAB/Simulink仿真验证了该控制策略的有效性。

微电网；虚拟同步发电机(VSG)；控制策略；预同步

0 引 言

分布式发电是一种潜力巨大的新能源利用形式，具有能源利用率高、应用灵活和可靠性高等优点[1-2]。然而，分布式电源的大量接入会给配电网造成一系列负面影响[3-5]，为了充分利用各种新能源发电形式，国外学者于21世纪初提出了微电网的概念[6]。

微电网是由包括光伏和风力发电在内的各种分布式电源、储能装置、相关负荷和监控、保护装置汇集而成的小型发配电系统，是一个能够实现自我控制、保护和管理的自治系统，既可以与外部电网并网运行，也可以独立运行。微电网中分布式电源多为逆变器接口电源，逆变器接口电路具有响应快速的特点，当结合快速锁相环时，可以实现直流输入快速等量输出。然而，分布式电源电能由光伏和风力发电等不可调度新能源发电形式提供，在现有常用的控制策略且无储能装置的情况下，分布式电源不具惯性，无法响应实时负荷变化，这不仅导致并网模式下电网动态特性变差，同时也造成微电网孤岛运行时模式的协调控制难度加大[5,7]。虚拟同步发电机(virtual synchronous generator，VSG)控制技术[8]的提出为分布式光伏电源提供了一种新的控制思路，相继有部分学者对该控制技术进行了研究，文献[5]基于同步发电机模型建立了VSG算法，并应用于逆变器控制策略中，文献[9-12]则均将VSG算法应用于微电网孤岛运行时逆变电源控制。目前VSG算法的实现均通过将其应用于逆变器控制，这种方式下未考虑直流电源的可靠性因素，系统控制灵活度下降，且未考虑双模式运行能力。

本文针对微电网分布式电源提出了一种新型的运行控制策略，将分布式电源分为组网和并网单元，并均配置有储能装置，其中组网单元采用基于VSG算法的逆变器控制策略，并网单元采用本文提出的基于VSG算法的直接功率控制策略，该策略使微电网的运行控制更加灵活、可靠。在此基础上对微电网双模式运行能力进行分析，并提出一种实现模式平滑切换的预同步控制策略，该策略物理意义明确且无须检测相位。最后，搭建MATLAB/Simulink仿真模型，对本文提出的控制策略的有效性进行验证。

1 系统结构

本文采用如图1所示微电网系统结构，系统应用2台分布式电源并联运行为负荷供电，并在公共连接点(point of common coupling，PCC)处通过静态开关(static transfer switch，STS)连接至主电网。

图1 微电网结构图

其中，分布式电源采用光伏这一具有代表性的新能源，并结合储能装置，二者经DC/DC变换器并联接至逆变器直流母线，光伏侧DC/DC变换器为Boost变换器，储能侧则采用能够满足电能双向流动的Buck-Boost双向DC/DC变换器，直流到交流的变换为采用SPWM调制的三相全桥逆变器。

2 系统控制

微电网系统控制分为分布式电源独立控制和微电网协调控制，其中分布式电源控制策略在各单元本地控制器独立实现，微电网协调控制则由微电网中央控制器(microgrid central controller，MCC)完成。

2.1 独立控制策略

分布式电源独立控制策略包含前级Boost变换器最大功率点跟踪(maximum power point tracking，MPPT)控制、储能双向DC/DC变换器充放电控制和逆变器控制，其中MPPT控制常用的方法有恒压法、扰动观察法、电导增量法等[13]，在此不再赘述，本文针对分布式电源的控制策略引入了虚拟同步发电机控制技术，根据不同的实现方式，逆变器和双向DC/DC变换器控制策略也不同。

首先，基于同步发电机模型建立VSG算法，为了避免引入复杂的暂态过程，采用同步发电机经典二阶模型[14]，忽略凸极效应，并令极对数p=1，该模型包括转子运动方程和定子电气方程，如式(1)所示。

(1)

基于同步发电机二阶模型，并扩展至三相可以建立如图2所示VSG算法。

图2 虚拟同步发电机算法框图

观察图2可知，VSG算法可以得到定子电流及内电动势信号，将其作为分布式电源逆变器电流或电压环给定参考值，便可使分布式电源模拟同步发电机输出特性。微电网中需要有采用电压控制方式的逆变电源以建立微电网电压，针对逆变器采用电压控制方式的分布式电源，应用VSG算法后的控制结构图如图3所示。

图3 基于VSG算法的逆变器控制结构图

由图3可知，该控制策略以电容电压为控制对象，VSG算法的作用相当于功率外环，这使得该分布式电源输出功率特性在VSG算法作用下类似同步发电机，但也同时使得有功与无功控制之间存在耦合，必须对无功功率进行附加控制，增加控制复杂度。另一方面，该控制策略需要注入直流母线功率与VSG算法实时有功功率信号PVSG匹配，否则系统将无法稳定运行。由于直流电源由光伏和储能组成，光伏输出功率不可调度，需要储能装置双向DC/DC变换器以直流母线电压为控制对象，由储能装置保持前后级功率平衡，这便对储能装置提出更高要求。

基于上述原因，本文提出一种基于VSG算法的功率控制策略，其控制原理图如图4所示。

图4 基于VSG算法的功率控制策略框图

该策略不改变常用逆变器控制策略，逆变器仍沿用直流母线电压外环加输出电流内环的双闭环控制，VSG算法用于对系统输出功率的直接控制。为使系统输出有功功率等于PVSG，采用如图5所示的双向DC/DC变换器控制策略实现对储能装置的充放电控制。

图5 储能装置充放电控制框图

同时，该控制策略可针对并网/孤岛双模式运行灵活选择无功功率控制策略：孤岛运行模式下，QVSG为VSG算法根据自身下垂特性分担的无功功率，用于实现微电网的一次电压控制，Qsec为MCC根据二次电压控制分配的无功功率调度；并网模式下，要求分布式电源工作于PQ模式，即保证有功、无功功率输出恒定，则无功功率给定信号可切换为Qref。

由以上分析可知，采用基于VSG算法的直接功率控制策略实现了模拟同步发电及基本特性的目的，可以根据本地电压信号自动响应微电网负荷变化，同时沿用了常用的逆变器控制策略，无功功率控制灵活，且可动态跟踪直流母线注入功率，系统的稳定工作不受储能装置限制。

鉴于其优势，微电网中大多数分布式电源可采用基于VSG算法的直接功率控制策略，但此种控制策略下分布式电源逆变器采用电流控制方式，不具有组网能力，称其为并网单元。微电网中电压的建立需要保留部分逆变器采用电压控制方式的分布式电源(如图3所示)，称其为组网单元。结合上述控制策略，分布式电源本地控制可实现自动响应负荷变化，各单元独立运行，无需快速的互联通信，符合“即插即用”(plug and play)要求。然而，仅依靠分布式电源独立控制无法保证微电网供电质量和可靠运行，因此需要对分布式电源进行协调控制。

2.2 微电网协调控制

2.2.1 频率调整

微电网孤岛运行模式下的频率由实时有功功率平衡决定，这种平衡被打破时微电网频率会发生偏移。为了保证微电网在短期负荷扰动下频率偏移值不超出允许范围及长期负荷变化时的频率恢复，需要对频率进行实时调整。针对不同的负荷扰动类型，将频率调整分为一次调频和二次调频[10]。其中，一次调频由功频控制器实现，其基本原理如式(2)所示：

(2)

VSG算法本身带有功频控制器的功能，其调频系数Kω=DωN。微电网各分布式电源调频系数之和需保证在微电网可承受的最大负荷波动情况下频率偏移不超过允许值，并根据各单元自身容量设置调频系数。当微电网负荷波动过大时，则可根据频率偏移值选择切掉相对重要性较低的负荷。

一次调频实现的是有差调节，在中长期负荷波动时，为使微电网频率恢复至额定值，还需要进行二次调频。二次调频则需要由MCC对微电网各分布式电源的有功功功率进行调度：首先由微电网频率偏移经比例积分环节获得功率调度值，再结合微电网能源优化策略及容量分配等因素以一定比例分配至各调频单元。

2.2.2 电压控制

微电网电压控制同样需要分为一次电压控制和二次电压控制。其中，由于二次电压控制响应时间长，负荷变化几个周期内电压出现跌落，为了及时对微电网的电压进行支撑，在本地控制器采用一次电压控制。

一次电压控制器根据微电网母线跌落值改变励磁内电动势幅值给定值大小，即：

(3)

电压支撑能力的大小由Kv决定，Kv越大一次电压控制器电压支撑作用越强，但为了避免该系数过大威胁系统动态稳定性，此处加入惯性环节，从而可以使Kv取值范围更宽。

微电网母线电压的获取可采用在线计算的方式，计算所需参数包括分布式电源实时输出功率信号、分布式电源输出阻抗、线路阻抗和定子内电动势，分布式电源电压、电流a相相量图如图6所示，由该相量图可得母线电压有效值计算式，即

(4)

式中：R、X分别为分布式电源输出阻抗与线路阻抗中电阻、电抗之和。

图6 分布式电源电压电流相量图

二次电压控制由MCC实现集中控制，其根据母线电压变化调度分布式电源的无功功率输出，从而使微电网母线电压在负荷变化后可以恢复至额定值。

2.2.3 预同步控制

本文组网单元与并网单元均无须改变控制策略便可实现并网/孤岛双模式运行，避免了模式切换过程中由于控制策略转换导致切换失败的问题，提高了模式平滑切换能力。然而，在由孤岛模式向并网模式切换过程中，还需要避免由于微电网与主网不同步或存在电压差而出现电流冲击而无法顺利并网，甚至造成系统设备损坏的情况[15]。VSG算法具有自同步功能，本文基于此特点，提出一种基于虚拟功率的预同步控制方法，预同步整体控制原理如图7所示。

图7 微电网模式切换控制原理图

预同步控制由靠近微电网与主网连接点的分布式电源完成，本文针对图1所示微电网选取DG1实现预同步，电压信号经处理发送至DG1本地控制器。电压信号处理如图8所示。

图8 电压信号处理

其原理为：假设主网与微电网电压为线路两端的电压，且令传输线的阻抗为R+jωL，则Psyn为线路上传输的有功功率，当微电网与主网电压同步时，该功率为0。为实现微电网侧与主网侧电压的同步，需要取消微电网二次频率调整，并将Psyn进行限幅后作为虚拟有功功率与DG1输出有功功率叠加作为VSG算法电磁功率，Psyn的引入相当于改变DG1的输入机械功率，从而起到对微电网频率调整的作用。随着频率调整的进行，微电网与主电网电压相位差逐渐缩小，Psyn也随之减小，当且仅当微电网与主网完全同步，Psyn为0，则微电网功率分配进入稳定状态，并将与主电网保持同步。因此，Psyn同时可以作为判断是否同步的指标，电压信号处理及同步性判断在微电网控制结构中的第二层进行，并最终实现模式的切换。

该预同步策略利用了VSG算法实现微电网负荷自动分配功能，通过引入虚拟功率调节微电网频率，实现相对简单，无需锁相环节，可靠性更高，在一次调频配合下还可保证微电网的频率波动在允许范围内。微电网模式切换还需保证微电网与主网电压幅值一致，可通过微电网二次电压控制策略实现。

3 系统仿真分析

本文结合图1结构搭建了微电网系统仿真模型，其中DG1采用基于VSG算法的逆变器控制策略，DG2采用基于VSG算法的功率控制策略，系统参数见表1。

表1 微电网运行参数

初始时，微电网处于并网运行模式，DG1、DG2均以额定功率输出，2 s时微电网主动切换至孤岛运行模式，微电网本地负荷为25 kW。由图9所示的仿真波形可知，微电网母线电压在切换时没有出现明显波动，且DG1、DG2自动分配负荷，说明应用本文提出的功率控制策略达到了预期效果。在微电网孤岛运行模式下，当有功功率负荷在1.5 s时突然增加10 kW，如图10所示，在一次调频作用下，DG1、DG2分别增加有功功率输出，使微电网频率稳定；2.5 s时，微电网二次调频开始作用，频率逐渐恢复至额定值。

通过无功负荷变化验证微电网电压控制作用，孤岛运行模式下，1 s时无功功率负荷增加10 kvar，未采用电压控制和采用电压控制后仿真波形如图11所示。对比图11(a)、(b)可知，一次电压控制起到了电压支撑作用，二次电压控制可以使微电网母线电压恢复至额定值。

图9 由并网至孤岛模式切换

图10 有功负荷突增时的仿真波形

图11 无功负荷突增时的仿真波形

为验证本文提出预同步控制策略的有效性，在孤岛运行模式下，2 s时开始进行预同步，由图12可知，初始时微电网母线与主电网电压存在相位差，虚拟功率Psyn处于限定最大值，经过2 s的调整电压逐渐趋于同步，Psyn趋于0。

图12 预同步控制过程

4 结 论

本文基于虚拟同步发电机控制技术提出了一种微电网分布式电源新型控制策略，不仅实现了独立控制下的负荷自动分配，且控制灵活性高，通过仿真证明了该控制策略的有效性，分析了该控制策略下微电网的频率调整和电压控制的实现及预同步控制，仿真结果表明本文提出预同步控制可以顺利完成预同步控制，达到了预期效果。

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(编辑：张媛媛)

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

重庆市自然科学基金项目(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，博士生导师，从事可再生能源理论与电能质量分析与控制的研究工作，E-mail：zhoulin@cqu.edu.cn；

郑光辉(1988)，男，硕士研究生，从事光伏并网发电系统相关的研究工作，E-mail：zhengguanghui1987@aliyun.com。