结合电压谐波补偿和VSG的MMC-MG系统并离网切换控制

王兴贵，董婉婉，王海亮

(兰州理工大学 电气工程与信息工程学院，甘肃 兰州 730050)

0 引言

传统交流微电网中微源通过桥式逆变器进行并网，不同微源逆变器之间并联，且每个逆变环节输出的电压幅值、相位、频率均不同，从而使系统内产生环流，降低系统电能质量[1-3]。为解决上述问题，文献[4]提出了一种模块化多电平串联结构微电网(Modular Multilevel Converter Microgrid, MMC-MG)，该微电网具有输出电压正弦度高、频率稳定性好、输出功率等级易扩展等优点。

微电网具有孤岛和并网两种运行模式，当系统进行模式切换时，易发生大范围电压、频率波动现象，影响系统稳定运行。针对普通微电网的并离网切换，主要有双模式切换和单模式切换[5-6]。其中，虚拟同步发电机(Virtual Synchronous Generator, VSG)控制因具有电压源特性，能用于微电网并网运行和孤岛运行，因此，被广泛应用于微电网并离网切换领域。文献[7]在VSG的基础上，利用锁相环对公共耦合点(Point of Common Coupling, PCC)两端电压和相位进行预同步，减小模式切换时冲击电流的幅值。文献[8]在预同步环节中加入二次调压，不仅使系统在孤岛情况下稳定运行，且保证了系统并离网的平滑切换。文献[9]在PCC两端连接一个虚拟阻抗，通过控制虚拟阻抗上流过的虚拟无功功率或虚拟电流为零，保障系统运行模式平稳过渡。

该文在双闭环控制中加入电压谐波补偿，以降低系统孤岛转并网时发电模块电压波动对输出电压的影响。然后，引入VSG控制，该控制仅能保证系统并网转孤岛时稳定过渡，不能保证孤岛转并网时不产生冲击电流。因此，还需要加入预同步控制，缩小PCC两端电压幅值、相位的差值，确保系统模式切换过程的平滑过渡。

1 MMC-MG系统拓扑结构

MMC-MG系统拓扑结构如图1所示。该系统以MMC结构为基础，将光伏、风力微源经变换器后与混合储能系统(Hybrid Energy Storage System, ESS)并联，然后接入MMC半桥子模块电容两端，构成发电模块(Generation Module, GM)。每个桥臂均由N个GM和一个电抗器L构成。系统输出端经滤波装置给本地负载供电或将多余电能送入电网。

图1 MMC-MG系统拓扑结构

2 影响系统并离网切换的因素

2.1 GM输出电压波动

受桥臂电流交流分量的影响，混合储能控制下的GM输出电压仍存在较小波动。此时，载波移相调制(Carrier Phase Shifting SPWM, CPS-SPWM)下系统逆变环节输出电压Uab为[10]：

(1)

式中：uzab代表Uab中的直流分量；usab代表Uab中的基频偏差量；udc为GM电压；M为调制比；ω0为调制波角频率；N为投入GM个数。

其中，uzab、usab表达式如下：

(2)

(3)

式中：Δupj,Δunj(j=a,b,c)分别为上、下桥臂中GM电压偏差量。

从式(1)中看出，这些偏差量叠加会导致系统输出电压包含直流分量和基频偏差量。系统孤岛运行时，会使系统输出电压产生偏移；而系统孤岛转并网运行时，直流分量入网会降低并网电流质量。因此，需抑制系统所含的直流分量和基频偏差量。

2.2 系统离网转并网运行

图2是系统运行模式切换示意图。开关S断开时，系统处于孤岛运行，通过负载ZL的电流iL1为：

图2 系统运行模式切换示意图

(4)

式中：UDG，θDG，ωDG分别为逆变环节输出电压的幅值、相位和角频率。

开关S闭合时，系统处于并网运行，若忽略线路阻抗Zg，通过负载ZL的电流iL2为：

(5)

式中：Ug，θg，ωg分别为网侧输出电压幅值、相位和角频率。

式(4)(5)相减，可得电流差ΔiL：

(6)

(a)当UDG=Ug=U，ωDG=ωg=ω，θDG≠θg时：

(7)

(b)当UDG=Ug=U，ωDC≠ωg，θDG=θg=θ时：

(8)

(c)当UDG≠Ug，ωDG=ωg=ω，θDG=θg=θ时：

(9)

由式(7)～(9)可知，只有UDG=Ug，ωDG=ωg，θDG=θg时，ΔiL=0。若不满足上述要求，系统离网转并网会产生冲击电流。

3 系统孤岛转并网切换控制策略

VSG具有电压源特性，当系统由并网向孤岛转换时，系统输出电压幅值、相位、频率仅有微小变化，此时，直接断开PCC，系统仍可以稳定运行。因此该文主要研究孤岛转并网过程。

3.1 电压谐波补偿

2.1节中分析了GM输出电压波动对系统并离网切换的影响。假设A相上桥臂产生电压波动，令Δupa=m，其余值为零，对式(2)进行dq变换，可得：

(10)

对式(3)进行dq变换，可得：

(11)

由式(10)、(11)可知，uzab，usab经dq变换后变为基频分量和二倍频分量，需要加入电压谐波补偿来降低GM电压波动对系统并离网切换的影响。其原理如图3所示。

图3 电压谐波补偿控制框图

系统输出电压Uabc经过Park变换后，通过低通滤波器得到直流分量，直流分量与原始值作差得到交流分量，再经PI调节后获得电压调节量，最后叠加到调制信号中，从而抑制直流分量。

3.2 VSG的基本原理及预同步控制

VSG的有功-频率环表达式如下[11]：

(12)

Pm=Pref+kω(ωn-ω)

(13)

(14)

式中：J为转动惯量；Pm，Pe分别为VSG的机械功率、电磁功率；D为阻尼系数；ω为VSG输出的实际角频率；ωn为额定角频率；θ为参考电压相角；Pref为有功功率参考值；kω为调差系数。

VSG的无功-电压环控制方程为：

Uref=U0+kq(Qref-Q)

(15)

式中：Uref为VSG输出电压参考值；U0为额定电压；kq为无功调节系数；Qref，Q分别为无功功率参考值和实际值。

VSG控制输出的电压幅值与相位可近似看作MMC-MG系统的输出。在进行预同步时，采用VSG输出的电压幅值UVSG、相位θVSG与网侧Ug，θg进行比较，作相应的电压幅值和相位补偿。图4为VSG输出电压与网侧电压的矢量图。

图4 VSG输出电压与网侧电压矢量图

将UVSG，Ug分解到αβ轴上，得电压差ΔU为：

(16)

将式(16)经PI调节送入VSG无功-电压控制环，用于补偿PCC两端电压幅值差，则式(15)变为：

(17)

式中：kpu，kiu分别PI控制器的比例、积分参数；

相位同步原理如下所示：

(18)

式中：ω*为补偿后的角频率；kpθ，kiθ分别为调节电压相位时PI控制器的比例、积分参数。

VSG一次调频属于有差调节。因此，借鉴电力系统二次调频原理，在原有的有功-频率环上引入积分补偿，可实现无差调节。此时，式(12)可变为：

(19)

式中：k为频率积分补偿系数。

要控制PCC自动闭合还需并网触发信号，该信号包含PCC两端相位差、电压差和频率差。当这三个条件同时满足阈值要求时，可触发PCC闭合。该文以sinΔθ作为相位触发信号，当Δθ足够小时，有sinΔθ≈Δθ，sinΔθ由图4计算可得：

(20)

PCC两端的电压差为：

|ΔU|=|UVSGsin(ωVSGt+θVSG)-Ugsin(ωgt+θg)|

(21)

若UVSG=Ug=U，ωVSG=ωg=ω，θVSG≠θg，则上式可化简为：

(22)

(23)

根据我国GB/T 33592-2017分布式电源并网运行规范控制规定[12]，当Δf≤±0.2 Hz、Δθ≤15°、ΔU≤±5%UN时，系统可以并网。该文选取ΔU≤±3%UN、Δf≤±0.2 Hz时系统并网，此时，由式(23)计算出PCC两端相位差为1.72°。当Δθ=1.72°时，sin1.72°=0.03。图5是并网信号产生条件。图中，|u|表示对输入信号取绝对值，UN=220 V。

图5 并网信号产生条件

图6为包含电压幅值、相位、频率预同步的虚拟同步发电机控制策略。图7为MMC-MG系统并离网切换控制框图。系统孤岛运行时，仅需VSG控制、电压谐波补偿、双闭环控制及CPS-SPWM调制。系统孤岛转并网时，在上述控制的基础上，开启预同步控制。达到并网触发信号后，闭合PCC，同时退出预同步控制，系统处于并网状态。当接收到离网信号时，直接断开PCC即可。

图6 预同步与VSG结合控制策略示意图

图7 MMC-MG系统并离网平滑切换控制框图

4 仿真分析

为验证该文所研究控制策略的有效性，搭建了MMC-MG系统并离网切换仿真模型，具体参数如表1所示。设置交流负载为阻性负载，有功功率为 5 kW，无功功率为0 Var。VSG中Pref=10 kW，Qref=0 Var。初始时刻，系统处于孤岛运行模式，0.4 s接收到并网信号，1.5 s系统由并网转孤岛运行。

表1 系统仿真模型参数

4.1 电压谐波补偿

设置系统A相上桥臂upa1=140 V，B相上桥臂upb2=170 V，其余每个GM电压均维持160 V。图8是加入电压谐波补偿前后系统并离网切换输出电压、电流的对比仿真图。

图8 电压谐波补偿波形图

4.2 MMC-MG系统孤岛转并网运行

图9为系统孤岛转并网输出电压波形。未加预同步控制时，系统输出电压从311 V跌落至270 V。加入预同步后，系统并网时电压跌落现象得到缓解，电压可维持在311 V左右，较为稳定。

图9 系统孤岛转并网输出电压波形

系统孤岛转并网逆变侧输出电流波形如图10所示。未加入预同步时，并网瞬间产生幅值高达100 A的冲击电流。闭合预同步开关S1-S2后，系统并网未产生冲击电流，可实现平滑过渡，但过渡时间较长，大约需要0.38 s。在此基础上，加入二次调频，即闭合开关S3，预同步时间缩短了0.1 s。

图10 系统逆变侧输出电流波形

图11为系统孤岛转并网时网侧输出电流波形。可以看出未加预同步控制时，入网电流产生冲击，幅值约为98 A。加入预同步后入网电流没有出现冲击，0.1 s后电流幅值稳定在11 A。

图11 网侧输出电流波形

4.3 MMC-MG系统并网转孤岛运行

系统由并网转孤岛运行仿真波形如图12所示。1.5 s系统并网转孤岛运行时，电压有一瞬间的冲击，幅值约为324 V，其波动未超过5%，符合电压稳定性判定标准。且电流在切换瞬间未发生明显畸变。

图12 系统并网转孤岛仿真分析

5 总结

该文针对发电模块电压存在波动，从而导致系统并离网切换时输出电压不稳定的问题，提出了一种电压谐波补偿和二次调频预同步相结合的MMC-MG系统并离网平滑切换控制策略。仿真结果表明，所提控制策略不仅可以缓解系统电压偏移现象，还可以在模式切换时减小冲击电流、降低频率波动、缩短预同步并网时间、保证系统安全可靠运行。