基于虚拟同步发电机的微网逆变器控制策略

谢 东, 臧大进, 高 鹏, 王俊傢, 朱 珠

(铜陵学院 电气工程学院, 安徽 铜陵 244000)

基于虚拟同步发电机的微网逆变器控制策略

谢 东, 臧大进, 高 鹏, 王俊傢, 朱 珠

(铜陵学院 电气工程学院, 安徽 铜陵 244000)

针对基于下垂控制的微网逆变器控制方式的不足, 研究了一种新的微网逆变器控制策略.该控制技术通过本体算法的实现及调速器、励磁调节器的设计, 模拟了同步发电机的工作特点与控制特性, 使微网逆器在孤岛与并网模式下能稳定运行,具有良好的预并列控制及功率均分控制特性, 提高了微网逆变器控制的可靠性和灵活性.仿真和试验结果表明：该微网系统能根据有功与无功负荷的变动对逆变器输出电压的幅值与频率进行快速调节, 以保持系统电压和频率的稳定性; 同时, 在逆变器孤岛状态下并联运行时, 能根据逆变器容量按比例进行负荷分配, 以维持系统的功率平衡, 满足了微网逆变电源的控制要求.

微网; 逆变器; 虚拟同步发电机; 调速器; 励磁调节器

为应对能源危机及环境污染, 基于风能、太阳能等可再生清洁能源的分布式发电得到了快速发展.分布式电源直接并入大电网会带来电压扰动等诸多问题, 与单纯的分布式电源相比, 微网可以实现可再生能源的大规模利用, 并能够提高供电可靠性和电能质量.因此, 微网是当前的一个研究热点[1-4].

微网是由各种微电源、储能单元、负荷及监控保护装置组成的集合, 而微网逆变器是微网系统集成的关键.目前微网逆变器控制策略的研究多集中在下垂控制及其改进上, 下垂控制的缺点是模式切换复杂, 且仅体现了同步发电机的外特性, 无法实现同步发电机大惯性、大输出感抗的特点, 而大惯性有利于微网系统内频率的稳定, 大输出感抗有利于孤岛模式时微网逆变器并联运行控制.所以, 同步发电机的特点对于小惯性、低输出阻抗的逆变器组建微网十分有利.另外, 电力系统中每台同步发电机都配有调速器和励磁控制器, 以进行同步发电机之间的有功、无功负荷的均衡分配并维持系统电压和频率稳定[5-8].

综上所述, 可在微网逆变器控制中加入相关算法使其具有同步发电机运行特性, 同时参照同步发电机的调速器和励磁控制器调节原理来设计相应的控制器, 这就是微网逆变器的一种新型控制策略, 即基于虚拟同步发电机(virtual synchronous generator, VSG)的控制策略.该控制策略可方便地借鉴电力系统成熟的控制和调度理论来设计微网控制结构与能量管理体系, 提高微网控制的灵活性和可靠性.文献[9]提出了电流控制型VSG的控制思想, 其缺点是无法支撑微网在孤岛运行模式时的电压和频率, 只能工作于并网模式.文献[10]介绍了改进的基于电压控制型VSG的控制策略, 但未给出具体的设计过程.文献[11]介绍了VSG本体算法及VSG控制器的设计方法, 但对多台微网逆变器组网运行时有功及无功功率均分控制未作具体分析.针对上述研究的不足, 本文在详细阐述VSG原理与设计方法的基础上, 对孤岛模式下逆变器之间功率均分控制策略提出了分析与计算方法, 并通过仿真与试验验证了理论分析的正确性.

1 VSG的原理与设计

VSG通过模拟同步发电机的机电暂态特性实现微网逆变电源大惯性、大输出感抗的特点, 通过模拟同步发电机调速器和励磁调节器实现微网系统的电压与频率控制和功率均分控制.本文通过对照同步发电机特性来介绍VSG控制原理及其控制器的设计方法.

1.1 VSG的控制原理

为方便分析, 这里以单相VSG为例分析其工作原理, 对应的原理图如图1所示.

图1 VSG的原理图Fig.1 Theory diagram of virtual synchronous generator

图1中主电路采用单相桥式电压型逆变电路,L1为滤波电感,C为滤波电容, 电感L2的作用是使VSG输出阻抗呈感性以实现对功率的控制; 流经L2的电流io和滤波电容C的端电压uc经检测后送入功率计算环节，求得VSG的输出功率Pe, 而由调速器得到VSG输入机械功率指令Pm以及由励磁调节器获得励磁感应电动势指令E0; 再由VSG本体算法根据Pe、Pm、E0及电感电流iL求出电压指令uref; 最后, 经过脉冲宽度调制(PWM)控制与驱动电路, 对逆变器功率开关器件的通断进行控制, 进而控制滤波电容C的端电压uc, 使VSG能够模拟同步发电机基本的运行与控制特性.

1.2 VSG的本体算法

VSG通过引入同步发电机的转子运动方程和定子电气方程来模拟其机电暂态特性.同步发电机在不同应用场合有二阶、三阶等多种数学模型, 这里选择其二阶模型构建VSG的本体算法, 既能体现同步发电机的运行特性, 又避免了同步发电机繁琐的电磁耦合关系, 便于VSG输出功率的解耦控制.假定采用隐极式的同步发电机, 极对数为1, 不考虑涡流、磁滞损耗等因素, 可得同步发电机的二阶数学模型[12].同步发电机转子运动方程及定子电气方程分别如式(1)和(2)所示.

(1)

式中:Pm为同步发电机转子输入机械功率;Pe为定子电磁功率;D、J分别为阻尼系数和转动惯量;ω是电角速度; Δω是额定和实际电角速度之差.

U=E0-I(Ra+jXt)

(2)

式中:E0为定子绕组的励磁感应电动势;U为定子绕组端电压;I为定子电流;Ra、Xt分别为定子电枢的电阻和同步电抗.对同步发电机而言,Ra小、Xt大可抑制电流突变并有利于功率控制, 而D、J系数较大则使同步发电机的转速随输出功率的改变缓慢变化, 有利于系统频率的稳定.根据同步发电机的数学模型, 可得VSG本体算法结构框图如图2所示.

图2 VSG本体算法结构框图Fig.2 Block diagram of VSG ontology algorithm

图2中Pm、Pe、D、J、ω、E0、U、I、Ra、Xt等参数与同步发电机对应参数的物理意义相同, 这些参数设计可参照同功率等级的同步发电机选取, 实际应用中D、J等参数可灵活配置, 不受同步发电机实际制造工艺的限制.考虑到逆变器主电路等效输出电阻很小, 为功率计算方便, VSG的本体算法中电磁功率Pe用其输出功率代替.

1.3 VSG控制器的设计

1.3.1 VSG调速器的设计

电力系统中, 同步发电机需借助调速器来调节有功负荷变动所引起的频率波动.调速器根据同步发电机运转时实际角速度和基准角速度偏差量的大小, 对汽轮机汽门或者水轮机导水叶的开度进行调节, 以改变原动机输出机械功率的大小, 从而满足有功负荷的变动需求, 保持系统频率的稳定.同步发电机有功-频率特性如式(3)所示.

Pref-P=-Kω(ωref-ω)

(3)

式中:Pref和P分别为系统有功功率的给定值和实际值；ωref和ω分别为系统频率的给定值和实际值Kω为同步发电机频率调节系数.同理, VSG的调速器也是通过调节VSG所输入机械功率的大小, 使得VSG有功出力与负荷达到功率平衡, 从而维持微网系统的频率稳定.

VSG调速器结构框图如图3所示.图3(a)中Pm为VSG输入机械功率,Kω的物理意义与同步发电机的相同.由图3(a)可看出, VSG与同步发电机有同样的有功-频率特性.

(a) VSG调速器结构

(b) 带有模式切换和预并列控制的调速器结构图3 VSG调速器的结构框图Fig.3 Block diagram of VSG speed governor

1.3.2 VSG励磁调节器的设计

电力系统中, 同步发电机需借助励磁调节器来调节无功负荷变动所引起的输出电压波动.励磁调节器根据同步电机输出电压的实际值与参考值偏差自动调节励磁电流大小, 进而改变定子绕组励磁感应电动势大小, 使定子端电压在负荷变动时保持稳定, 并实现系统的无功功率平衡[13-14].

根据同步发电机励磁调节器的控制原理, 可设计VSG的励磁调节器, 其结构框图如图4所示.

(a) VSG励磁调节器结构

(b) 带有模式切换和预并列控制的VSG励磁调节器结构图4 VSG励磁调节器的结构框图Fig.4 Block diagram of VSG excitation controller

图4(a)中,U和Uref分别为VSG输出电压的实际值与给定值,U0为VSG的定子额定电压,E0为VSG定子励磁感应电动势,KU为VSG电压调节系数.由图4(a)表明, VSG励磁调节器对其输出电压的调节与同步发电机有相似的调节原理, 所以两者有相同电压调节的特性, 这有利于VSG维持其输出电压的稳定并保持系统无功功率的平衡.

2 孤岛模式时VSG功率均分控制

VSG并网工作时, 逆变器采用恒功率(PQ)控制, 而在孤岛运行方式下则由PQ控制切换为恒压(VF)控制.同时, 当VSG在孤岛模式并联运行时, 应根据各VSG容量大小按比例分担负荷, 即进行功率均分控制[15-16].

2.1 VSG的有功功率均分控制

由VSG的本体算法和调速器结构框图, 可得VSG频率闭环控制的结构如图5所示.

图5 VSG频率闭环控制的结构图Fig.5 Block diagram of VSG frequency closed loop control

VSG频率指令ωref通常等于其基准频率ω0, 所以由图5可得传递函数如式(4)所示.

(4)

因调速器对频率的调节作用增大了系统阻尼, 所以阻尼系数D可设定为0, 则式(4)可简化为

(5)

当VSG等效输出阻抗及线路阻抗之和呈感性时, VSG输出的有功功率[13]近似为

(6)

式中:U为VSG的输出电压;Ucom为微网并联母线电压;δ为U与Ucom间的相位差角(即功角);X为VSG等效输出阻抗及线路阻抗之和.

根据VSG频率闭环控制的分析, 可得VSG有功功率闭环调节的结构如图6所示.

图6 VSG有功功率闭环调节的结构图Fig.6 Block diagram of VSG active power closed loop control

由图6可求出

(7)

根据式(7), VSG稳态时有功功率输出应为

Pe=Pref+Kω(ω0-ωcom)

(8)

由式(8)可知, 为实现有功功率的均分控制, 各 VSG 的频率调节系数Kω与其有功容量Pk间要满足

(9)

2.2 VSG的无功功率均分控制

根据同步发电机定子结构, 可得图7(a)所示VSG定子等效电路, 对应的相量图如图7(b)所示.图7中E0和U分别为VSG定子绕组的励磁感应电动势及输出电压,I为定子电流,X为VSG等效输出阻抗.

(a) 等效电路 (b)相量图图7 VSG定子等效电路及其相量图Fig.7 VSG stator equivalent circuit and its phasor diagram

一般情况下，E0和U相位差很小[13], 所以cosδ≈1, 由此可得

E0≈E0cosδ=U+IQX

(10)

而VSG输出无功功率Q近似为定子电流的无功分量IQ与定子输出电压额定值U0的乘积, 即Q≈IQU0, 所以综合式(10)及VSG的励磁调节器结构可得

(11)

式(11)可改写为

(12)

为实现孤岛模式下VSG的无功功率均分控制, 须保证VSG能进行无功功率的调度, 可设计VSG的电压调节特性方程如下

U=U0-n(Q-Qref)

(13)

式中:n为无功-电压调节系数;Qref为VSG输出无功功率的调度指令.由式(12)和(13)可计算出VSG 输出电压指令Uref为

(14)

按式(14)设定Uref, 可使VSG输出的无功功率根据Qref进行调度, 而式(13)则表明, 为保证VSG能根据其无功容量按比例来分担无功负荷, 各VSG 的n值与其无功容量Qk间需满足式(15).

n1Q1=n2Q2=…=nkQk

(15)

当VSG的等效输出阻抗及线路阻抗之和呈感性时, VSG输出的无功功率[13]近似为

(16)

式(16)中的参数含义与式(6)相同.若不考虑采样延迟, 由上述无功功率控制的分析, 可得出VSG无功功率的闭环调节结构图如图8所示.

图8 VSG无功功率的闭环调节结构图Fig.8 Block diagram of VSG reactive power closed loop control

根据图8可知,稳态时VSG输出无功功率为

(17)

由式(17)表明, 稳态时VSG输出无功功率大小和等效输出阻抗与线路阻抗之和有关, 为使各并联VSG能按其容量大小分担无功负荷, 除了要按式(15)设定各VSG的n值外, 还必须满足式(18).

(18)

3 仿真与试验验证

3.1 Matlab仿真验证

为验证VSG控制的有效性, 构建了由两台单相逆变器组成的VSG仿真模型, 进行Matlab仿真验证.仿真参数设置如下: VSG直流电源电压Udc为 400 V, 滤波电感L1及线路附加电感均为1 mH, 滤波电容C为30 μF, 系统频率及电压幅值的基准值分别为314.159 3 rad/s 和311.127 V, VSG定子电枢电阻ra为0 Ω, 同步电抗Xt为5 mH, 阻尼系数D取0, 转动惯量J取为0.6 kg·m2, 频率调节系数取为Kω1=104和Kω2=0.5×104、无功-电压调节系数取为n1=0.5×10-4和n2=10-4、有功给定量取为Pref1=3 000 W和Pref2=1 500 W、无功给定量取为Qref1=1 000 Var和Qref2=500 Var.仿真结果如图9所示.

图9首先设定VSG运行于孤岛模式, 初始瞬间VSG1单独给本地负载供电, 初始有功负荷设定为4 500 W、初始感性无功负荷设定为1 500 Var; 0.5 s时刻VSG2作启动前同步控制, 当其与VSG1输出电压在幅值、频率和相位上达到同步要求时投入运行, 与VSG1一起给本地负载供电; 2.0 s时刻本地负载变化, 有功负荷突增1 500 W、感性无功负荷突增1 500 Var; 3.0 s时刻启动并网前的预并列控制, 达到并网要求时, 两台VSG由孤岛模式切换到并网模式运行.

(a) 两台VSG有功出力的仿真波形

(b) 两台VSG无功出力的仿真波形

(c) 预并列控制时的电压仿真波形

(d) 基于下垂控制的逆变器有功出力的仿真波形

(e) 基于下垂控制的逆变器无功出力的仿真波形

由图9(a)可看出：初始时刻因VSG1单独给负荷供电, 其输出有功功率为4 500 W, 而VSG2输出功率为0; 由于0.5 s时刻VSG2作了预启动控制, 所以0.7 s左右VSG2也投入运行, 因系统有功功率达到平衡, 两VSG按其给定值向负载提供有功功率; 2.0 s时刻有功负荷增大1 500 W, 由于两VSG的Kω值按式(9)设定, 所以VSG1有功出力增加1 000 W, 而VSG2有功出力增加500 W, 满足有功出力根据容量按比例分配的要求.由于3.0 s时刻启动了预并列控制, 3.3 s左右达到并网条件, 两VSG由孤岛模式切换到并网模式继续工作, 其输出的有功功率稳定于各自的有功功率调度指令值, 与前面理论分析相符.

由图9(b)可以看出, 初始阶段VSG1单独承担1 500 Var的无功负荷, VSG2投入运行后, 因两VSG无功-电压调节系数设定为n2=2n1, 所以在实现并网之前, 逆变器1输出的无功功率在负载突变前后均为逆变器2的两倍, 满足式(15)要求, 表明微网系统能实现其无功功率均分控制.并网后, 由前文图4(b)可知, 因引入电压调整量ΔUQ, 两VSG的无功出力最终稳定在其无功功率的调度指令值.

图9(c)中的两个电压分别为两并联VSG在PCC点处电压及电网电压.由图9(c)可见：未进行预并列控制时(3.0 s时刻之前), 两个电压因幅值、频率和相位上存在偏差, 其波形未完全重合(彩色图片可看出); 3.0 s时刻开始实施预并列控制, 两个电压逐渐达到同步, 其电压波形也重合在一起.这说明VSG能很好地实现逆变器运行模式的切换.

作为对照, 图9(d)和图9(e)分别给出了采用下垂控制时两逆变器有功与无功功率均分控制的仿真波形.由图9(d)可见, 在逆变器2投入运行后, 两台逆变器的有功输出存在约200 W的功率偏差, 且随着有功负荷增大，功率偏差也相应增大; 由图9(e)可看出，两逆变器的无功输出同样存在偏差, 无法准确地实现功率均分控制.比较上述仿真结果可知, 基于VSG的控制因具有大输出感抗、大转动惯量的优点, 并模拟了同步发电机的控制特性, 在孤岛模式下逆变器有功和无功输出的偏差很小, 其功率均分控制的性能比下垂控制有明显改善.

3.2 试验验证

为进一步验证本文所述控制策略的控制效果, 搭建了试验平台.试验系统包含两台单相逆变器, 其控制核心为TMS320F28335DSP芯片, 该芯片的功能主要包括VSG控制算法实现、电压和电流信号的采集与处理、系统保护等.系统参数设置如下: 直流电源电压为200 V, 滤波电感取0.7 mH、滤波电容取30 μF、线路附加电感取0.5 mH、两逆变器输出电压及功率的给定值分别为100 V和1 000 W, 逆变器输出端经变压器实现并网; 两VSG的频率调节系数Kω和无功-电压调节系数n取值相同.试验结果如图10所示.

(a)

(b)

(c)

(d)

图10(a)是VSG模式切换以及并网运行后功率调度的试验波形, 所选负荷为2 000 W/0 Var.两台VSG先孤岛模式运行, 再实施预并列控制, 达到并网同步要求后转入并网模式运行, 并网后在1 000 W的给定功率下运行一段时间，再将功率给定值增加500 W继续运行.由图10(a)可看出, VSG能够实施工作模式切换, 且并网后可对其进行功率调度.但切换到并网模式后, 输出有功功率与有功功率的给定值相差约200 W, 原因是电网频率略大于额定值50 Hz, VSG按其有功功率-频率特性进行调节, 所以输出有功功率减少了.

图10(b)为并网后进入稳态时VSG的输出电压与输出电流.由图10(b)可知, VSG有良好的稳态控制特性, 其输出电流畸变率很低, 满足国家对并网电流总谐波畸变率(THD)值的要求.

图10(c)为实施预并列控制后VSG输出电压和电网电压波形.由图10(c)可见, 两个电压逐渐实现了同步, 证明了VSG预并列控制的实施效果.

图10(d)是两VSG孤岛模式下并联运行时, 负荷在某一瞬间由700 W/0 Var突然增加为1 000 W/0 Var的试验波形.由图10(d)表明，两VSG输出电流能随负载增加而快速增大并重新进入稳态, 同时, 两VSG输出电流大小接近, 表明VSG具有快速动态响应特性及良好均流控制特性.

4 结 语

针对基于下垂控制的微网逆器控制方式不足的问题, 本文研究了一种新的控制策略, 即基于VSG的微网逆变器控制策略.该控制技术通过本体算法模拟了同步发电机大转动惯量、大输出感抗的工作特点, 并参照同步发电机的控制特性设计了VSG的调速器与励磁调节器, 从而提高了微网逆变器的控制性能.本文参照同步发电机的工作原理给出了VSG的具体设计方法, 对VSG有功功率和无功功率的控制技术进行了详细的理论分析, 并提出了孤岛模式下实现功率均分的计算公式, 构建了基于VSG控制的微网逆变系统仿真模型, 依照仿真模型搭建了试验平台.仿真和试验的结果证明, 基于VSG的微网逆变器控制策略提高了微网控制的稳定性与灵活性, 能满足微网逆变电源的控制要求, 其功率均分控制性能较下垂控制有明显改善.

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(责任编辑：刘园园)

Control Strategy of Microgrid Inverse Based on Virtual Synchronous Generator

XIEDong,ZANGDajin,GAOPeng,WANGJunjia,ZHUZhu

(College of Electrical Engineering, Tongling University, Tongling 244000, China)

Aiming at the deficiency of droop control, a novel microgrid inverse control strategy is proposed. Through realizing ontology algorithm and designing speed governor and excitation controller, the operation characteristics and control characteristics of synchronous generator are mimicked by this control technology. Thus the microgrid inverter can operate steadily in islanding and grid-connected mode. It has good characteristics of pre-synchronization control and power sharing control, and improves its reliability and flexibility of control. Simulation and experimental results show that, the microgrid system can quickly adjust the amplitude and frequency of inverter output voltage according to the changed active load and reactive load, so the stability of voltage and frequency is maintained; at the same time, in islanding operating mode, the load can be distributed proportionally according to the capacity of inverter to maintain the power balance of the system, so the control requirements of microgrid inverse are met.

microgrid; inverter; virtual synchronous generator; speed governor; excitation controller

1671-0444 (2017)02-0223-08

2016-01-12

安徽省自然科学基金资助项目(160805ME120)；安徽省高校自然科学基金重点资助项目(KJ2015A245)

谢 东(1968—)，男，湖南长沙人，副教授，博士，研究方向为新能源及分布式发电技术.E-mail: XDY@tlu.edu.cn

TM 712

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