基于风储协调控制的微电网平滑切换控制策略

符杨，黄丽莎，赵晶晶

（上海电力学院电气工程学院，上海200090）

基于风储协调控制的微电网平滑切换控制策略

符杨，黄丽莎，赵晶晶

（上海电力学院电气工程学院，上海200090）

微电网由并网运行模式转孤岛运行模式的平滑切换是微电网稳定运行研究的重要内容。为提高切换过程的暂态稳定性，针对风光储互补型微电网，在考虑有功功率缺额情况下，设计并提出了基于双馈感应风机有功功率综合控制模型的微电网平滑切换控制策略，利用风机和蓄电池的协调控制减小切换过程的暂态波动。该综合控制模型包括最大功率跟踪控制模块、虚拟惯性控制模块、转速恢复模块和转速保护模块。虚拟惯性控制和蓄电池的协调作用实现了微网运行模式的平滑切换，转速恢复模块和转速保护模块确保了双馈风机安全、稳定运行。基于DIgSILENTPowerFactory软件搭建微网模型并进行仿真分析，验证了所提出控制策略的有效性。

微电网；平滑切换；双馈感应风机；频率控制；电压控制

微电网技术的研究是分布式能源系统研究领域的热点之一[1-3]。微电网供电可靠性高的一个重要因素就在于它具有并网运行和孤岛运行两种工作模式。并网运行时，微电网根据网内功率匹配情况从配电网吸收或输出能量；当电网故障、停电检修等原因造成微电网与主电网的连接中断时，微电网从并网运行模式切换到孤岛运行模式，继续向微网内的负荷供电，保证重要负荷的不间断供电。微电网孤岛运行的重要前提就是能够从并网运行模式平滑切换到孤岛运行模式。

为保证微电网运行模式的平稳过渡，近年来国内外许多学者对微电网的平滑切换控制策略进行了研究。文献[4]建立风光蓄交流微电网，蓄电池储能装置采用电压频率控制（V/f控制）策略，以维持微电网孤岛运行时的电压和频率的稳定；风力发电单元和光伏发电单元采用恒功率控制（PQ控制）策略，以获取可再生能源的最大利用率。但蓄电池频繁的充放电会减少其使用寿命，且文献中未考虑并网转孤岛时功率缺额的情况。文献[5]提出在计划离网前，以减小V/f控制的微电源的功率变化量为目标，使PQ控制的微源按照其容量约束分担负荷，从而确保内部功率平衡，减小冲击实现平滑过渡。但该方法没有考虑到微电网发生非计划孤岛的情况。文献[6-7]基于改进型下垂特性的控制器，抑制微电网运行模式切换过程中电压和频率的振荡。但下垂控制存在电压和频率偏移额定值的问题。文献[8]从分布式电源容量与微电网内负荷匹配程度的角度，提出3区域平滑切换控制策略，在保证重要负荷供电的前提下采用两部切负荷的方法减小切换过程的暂态波动。但负荷的频繁波动对微电网电压和频率会造成不利的影响。文献[9]以超级电容为储能元件，设计了一种包括功率环、逆变器滤波电容电压环以及滤波电感电流环的三环反馈控制策略，用以满足微电网平滑切换的要求。文献[10-11]采用孤岛运行时主从控制策略，将超级电容器和蓄电池组成的复合储能装置作为主电源，利用超级电容器功率密度大、动态响应快的特点，迅速填补切换时出现的功率缺额，而孤岛平稳运行时的主电源则由蓄电池来承担。文献[12]利用飞轮储能提高储能系统作为主电源时的响应速度，为微电网的孤岛运行提供短时的功率支持。但超级电容器和飞轮储能的成本过高，不利于实现微电网经济运行的目标。

本文提出了基于双馈感应风力发电机有功功率综合模型的微电网平滑切换控制策略，无需附加飞轮储能和超级电容器等功率型储能装置，利用双馈感应风机的一次调频方法[13-14]改进有功控制环节，平抑微电网运行模式切换过程的暂态波动。该方法同样具有输出功率大、动态响应快的特点，并且达到了与飞轮储能和超级电容器相近的平抑效果，同时显著降低了微电网的投资成本。

1 微电网并网转孤岛运行分析

1.1微电网结构

本文采用的微电网如图1所示，各分布式电源通过逆变器和变压器接入10 kV配网。其中，光伏电池采用PQ控制；DFIG采用最大功率跟踪MPPT（maximum power point tracking）控制[15]；蓄电池在不同运行模式下的控制方式不同：并网运行时，蓄电池采用PQ控制；孤岛运行时，蓄电池逆变器的控制方式由PQ控制切换为V/f控制，以主电源的形式为微电网提供电压和频率支持。微电网内的负荷均为重要负荷，需保证不间断供电，其中负荷B、负荷C接在0.4 kV低压侧，分别由光伏电池和蓄电池直接供电。微网中的PCC点和各分布式电源都由微网能量管理系统EMS（energymanagement system）进行监控，各分布式电源控制方式的改变均由EMS系统发送指令，统一管理。

1.2 分布式电源控制方式

本文采用的PQ控制框图如图2所示[16]。PQ控制采用功率控制与电流PI控制相结合的双环控制方式，输出控制逆变器脉宽调制信号。PQ控制的目标是保证分布式电源的输出功率跟踪参考功率，保持恒功率输出状态。

V/f控制框图如图3所示。V/f控制采用多闭环反馈控制结构，包含功率外环、电压外环和电流内环，功率外环得到d轴电流参考值idref，电压外环得到q轴电流参考值iqref，且功率外环中的有功功率基准值要随着频率的变化而变化。V/f控制的目标是根据微电网的电压和频率实时调节分布式电源的参考功率，通过调整输出功率稳定微电网的电压和频率。

DFIG采用矢量控制方法，其原理如图4所示[17]。转子电流的q轴分量iq控制有功分量，d轴id分量控制无功功率，实现了有功和无功的解耦控制。DFIG机组电流参考指令iqref、idref分别取决于MPPT控制和无功功率控制。由于微电网运行模式切换过程时间较短，假定切换前后风速恒定，即DFIG输出的有功功率恒定。网侧逆变器采用Vdc-Q控制方式，保证直流侧电压及输出无功功率的恒定。

1.3 并网转孤岛运行条件

孤岛运行可分为计划孤岛运行和非计划孤岛运行。计划孤岛根据分布式电源的容量和故障前的运行状态、本地负荷的大小，事先确定合理的孤岛区域，与配电网断开，切换过程通常较为稳定。非计划孤岛是当有故障发生时，保护动作，断路器跳闸，微电网在不可预知的情况下与配电网断开连接，这种运行状态通常伴随微网内的功率不匹配，频率、电压的波动等情况。为提高微电网供电可靠性，本文主要研究微电网并网转非计划孤岛运行模式的平滑切换。

1.4 并网转孤岛过程分析

并网运行时，微电网根据网内功率匹配情况从配电网吸收或发出功率，配电网为微电网提供电压和频率支撑；进入孤岛运行模式后，蓄电池由PQ控制切换至V/f控制，调整输出功率，维持微网内部电压和频率的稳定。但微电网由并网转孤岛的瞬间，电源和负荷功率可能不匹配，存在功率缺额的情况。功率缺额较大时，蓄电池很可能无法快速做出响应，主要原因是：①蓄电池在微网并网时通常处于浮充状态，孤岛后由浮充状态切换为放电状态需要相应的转换时间；②蓄电池属于能量型储能装置，无法在切换瞬间向微电网注入大量的功率，如果所需的输出功率较大则需要相应的调整时间。因此，蓄电池无法迅速填补微电网运行模式切换瞬间出现的功率缺额，易导致微网内部功率失衡，电压和频率出现较大的波动。因此，本文提出了基于DFIG有功功率综合控制模型的控制策略，配合蓄电池进行协调控制，确保微电网运行模式的平滑切换。

2 DFIG有功功率综合控制模型

DFIG有功功率综合控制模型如图5所示。该模型包含MPPT控制模块、虚拟惯性控制模块、转速恢复模块和转速保护模块。在MPPT控制策略的基础上，添加虚拟惯性控制模块和转速恢复模块，对DFIG有功功率的参考值进行调整，实现蓄电池和风机的协调控制，满足微电网平滑切换和DFIG稳定运行的要求。转速保护模块的作用则是保护风机转子转速维持在安全运行范围。

2.1 虚拟惯性控制模块

DFIG采用MPPT控制，意味着风机的有功输出仅跟随风力机转速的变化而变化，无法对微网的频率变化做出响应。为使其能够提供类似于同步发电机的惯量支持，在DFIG有功功率控制环节中添加虚拟惯性控制模块[18]，如图6虚线框所示。

图6中，f为测得的微电网频率，f0为参考频率。为了获得较好的频率响应，分别增加d f/d t与Δf两个辅助控制回路。并网运行时，微电网的电压和频率由配电网支撑，虚拟惯性控制模块不参与调频。切换至孤岛运行模式后，虚拟惯性控制模块投入运行。当微电网频率变化时，该控制模块能够快速调整有功功率参考值，对微电网的频率变化提供动态支持。当频率稳定时，控制模块不起作用。从能量守恒的角度，虚拟惯性控制是通过降低或增加转子转速，将机械能转化为电能或将电能转化为机械能，实现有功功率的调节。

当微电网由并网转孤岛模式运行时，DFIG虚拟惯性控制能够迅速向微电网注入大量有功功率，弥补蓄电池响应慢的缺点，承担有功功率缺额。当蓄电池转换为放电状态后，再逐步调整输出功率，维持微网电压和频率的稳定。虚拟惯性控制结束后，DFIG参考功率恢复到初始值，继续采用最大功率跟踪控制策略。DFIG和蓄电池在控制时序上的相互配合保证了微电网运行模式切换过程的平稳过渡。

2.2 转速恢复模块

DFIG虚拟惯性控制的优势在于其响应速度较快，并且能够释放大量的有功功率，但DFIG转子转速恢复较慢，不利于风机的稳定运行。故本文在DFIG有功功率控制环节中再添加转速恢复模块，如图7虚线框所示。ω为发电机转子转速，ωref为参考转速，转速偏差通过PI控制器进行调节。转速恢复模块能够帮助发电机转子以更快的速度恢复到最佳运行状态。为避免转速恢复功能对于有功支撑的削弱，当DFIG输出功率恢复到初始值且持续时间超过1 s时，再投入转速恢复模块，防止暂态过程的二次扰动。

2.3 转速保护模块

当微电网的频率下降过多时，DFIG参与深度调频可能导致转子转速下降过快，甚至出现停转的情况，但此时转速恢复功能尚未启动，这将对风机系统造成破坏性的影响。因此，本文在虚拟惯性控制模块中添加转速保护模块。当转速超出安全运行范围极限，即ω＜ωmin时，DFIG虚拟控制模块立即退出运行，机组不参与微电网的频率调节。工程中ωmin一般设定为0.7[19]。

3 仿真研究

3.1 仿真参数

根据图1所示的微电网结构，本文基于DIgSI⁃LENTPowerFactory软件搭建了微电网仿真模型，仿真主要参数设置如下：光伏逆变器参考功率Pref=2 MW，Qref=0.1Mvar；DFIG发电机转子侧参考功率Pref=2MW，Qref=0.2Mvar，吸收感性无功；蓄电池并网时处于浮充状态，孤岛后转为放电模式，忽略蓄电池最大输出功率的限制；恒功率负荷：PA=4 MW，QA=0.2Mvar，PB=1MW，QB=0.1Mvar，PC= 1MW，QC=0.1Mvar。由仿真参数可知，微网在并网时需向配电网吸取功率。当切换到非计划孤岛运行时，配电网不再提供功率，微网内将出现功率缺额：有功功率2MW，无功功率0.5Mvar。

初始状态t=0～1 s时，微电网并网运行。t=1 s时，配电网发生故障，微电网与配电网断开连接，进入孤岛运行模式。仿真时间30 s。

3.2 DFIG有功功率综合控制仿真分析

3.2.1 DFIG虚拟惯性控制仿真分析

首先，根据图6在DFIG有功功率控制环节中添加虚拟惯性控制模块，验证虚拟惯性控制的作用。虚拟惯量控制模块参数设置如下：K1=1，K2=1，T=1。

采用虚拟惯性控制前后微电网的电压、频率，DFIG和蓄电池输出功率的变化，DFIG转子转速的变化情况如图8所示。

由图8可以看出，未采用DFIG虚拟惯性控制方法时，运行模式的切换瞬间电压和频率出现跌落，电压跌幅接近18%，频率下降0.25 Hz，同时伴随频率波动，微网的暂态稳定性较差。采用虚拟惯性控制方法后，DFIG有功输出增加，迅速填补微网内的有功功率缺额，减小了切换过程微网电压和频率的跌落，电压跌幅下降到15%以内，频率下降幅度减小至0.15Hz。由此可见，微网中虚拟惯性控制通过改变DFIG的有功输出，对微网的电压和频率暂态特性都具有改善作用。蓄电池和DFIG的无功输出无明显变化。由图8（e）可以看出，DFIG虚拟惯性控制后转子转速恢复时间较长，约30 s。

3.2.2 转速恢复模块仿真分析

为加快DFIG虚拟惯性控制后转子转速的恢复，根据图7在虚拟惯性控制模块的基础上加入转速恢复模块。为保证DFIG转速恢复后，使其恢复到最大功率跟踪点，对转速恢复模块中参数KI和参数KP进行选择[20]。其仿真结果如图9（a）和（b）所示，可以看出，KP值越大，转子转速恢复速度越快，但高频振荡现象越明显；KI值越大，转子转速恢复后的稳态值越大。不同KI参数下，转子转速恢复后DFIG有功输出的稳态值如图9（c）所示。由此可见KP取值1，KI取值0.01时，DFIG转速能快速恢复到最大功率跟踪点，使其按最大功率出力。

加入转速恢复模块前后微电网电压、频率，DFIG和蓄电池输出有功的变化，DFIG转子转速的变化情况如图10所示。

从图10可以看出，转速恢复模块投入后转子转速恢复时间缩短。微网中主控单元蓄电池有功输出随之增加，有效弥补了转速恢复过程中DFIG有功功率的跌落，保持了微电网频率的稳定，因此添加转速恢复模块前后微电网电压和频率的变化情况基本不变。由此可见，通过蓄电池和DFIG协调控制，加快了转子转速恢复过程，并使其恢复到最大功率跟踪点转速下，保证了微网的频率稳定，提高了微网孤岛运行的经济性。

3.2.3 转速保护模块仿真分析

为验证转速保护模块的作用，将微电网切换瞬间的有功缺额扩大到3MW，使DFIG转子转速下降到ωmin即0.7倍额定转速以下。仿真并比较加入转速保护模块后DFIG转子转速和有功输出的变化情况，如图11所示。可以看出，加入转速保护模块后，转子转速下降到ωmin时虚拟惯性模块退出，DFIG有功输出下降至初始值，电能转化为机械能，转子转速逐步恢复到正常水平。

4 结论

本文针对微电网并网转孤岛运行模式切换过程，在考虑功率缺额的情况下，设计并提出了基于DFIG有功功率综合控制模型的微电网平滑切换控制策略，通过仿真验证得到结论如下。

（1）虚拟惯性控制模块能够迅速填补切换瞬间微网内的有功功率缺额，弥补蓄电池响应慢的缺点，减小切换过程微网电压和频率的跌落，缩短暂态过渡时间。

（2）通过转速恢复模块控制参数KP、KI的合理选择使DFIG转子转速快速恢复到最大功率跟踪点。转速恢复模块与蓄电池间的协调控制，有效弥补了转速恢复过程中DFIG有功功率的跌落，保持了微电网频率的稳定。

（3）转速保护模块能够避免虚拟惯性控制导致DFIG转子转速下降过多，确保转速在安全范围内，有利于风机的稳定运行。

（4）采用DFIG有功功率综合控制模型，通过风机和蓄电池的协调控制，能够实现微网由并网转孤岛模式的平滑切换。

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M icrogrid ControlStrategy for Smooth M ode Transfer Based on Coordination Between Double-fed Induction Generator and Battery

FUYang，HUANG Lisha，ZHAO Jingjing
（SchoolofElectricalPower Engineering，ShanghaiUniversity of Electrical Power，Shanghai200090，China）

The smooth transfer from grid-connected mode to island mode is important for the steady operation ofmi⁃crogrid.In order to improve the transientstability ofmicrogrid during transfer，this paper proposes a new control strate⁃gy for amicrogrid consisting of photovoltaic cells，battery and double-fed induction generator（DFIG）.Considering the caseofactive power shortfall，thisstrategy isbased on integrated controlmodel foractive power.Coordinated controlbe⁃tween wind turbine and battery reduces the transient fluctuation at themoment of transfer.The integrated model in⁃cludesmaximum power point tracking controlmodule，virtual inertia controlmodule，speed recoverymodule and speed protectionmodule.The coordination between virtual inertia control and battery allows a smooth transfer between differ⁃entmodesof thegrid，while speed recoverymodule and speed protectionmodule ensure the safe and stable operation of wind turbine.Amicrogridmodel is builton the DIgSILENTPowerFactory platform to conduct the simulation，which ver⁃ifies the effectivenessof the proposed controlstrategy.

microgrid；smoothmode transfer；double-fed induction generator（DFIG）；frequency control；voltage con⁃trol

TM76

A

1003-8930（2017）03-0055-07

10.3969/j.issn.1003-8930.2017.03.009

符杨（1968—），男，博士，教授，研究方向为电力系统规划、分布式发电技术等。Email：mfudong@126.com

2015-04-01；

2016-05-06

上海绿色能源并网工程技术研究中心资助项目（13DZ2251900）；上海市重点支撑攻关计划项目（13160500800）

黄丽莎（1990—），女，通信作者，硕士研究生，研究方向为微电网控制、电力系统仿真。Email：lisa0706@live.cn

赵晶晶（1980—），女，博士，副教授，研究方向为配电网优化运行、风力发电并网、分布式发电技术。Email：jjzhao_sh@ 163.com