光储联合发电系统组网型控制策略对比研究

朱克平，何英静，姜卫同，朱鹏程，胡鹏飞

（1.国网浙江省电力有限公司经济技术研究院，杭州 310008；2.浙江大学电气工程学院，杭州 310027）

0 引言

为了应对气候变化和能源危机，全球能源转型势在必行，新能源发电技术和储能技术将成为我国实现“碳达峰”、“碳中和”双碳目标的最主要手段[1]。到2030 年我国风电和光伏装机总容量预计达到12 亿千瓦以上，到2025 年新型储能装机规模将比2020 年翻10 倍，达到3 000 万千瓦[2]。随着新能源的高速发展，未来的电网中将存在大量的电力电子变流器，高比例电力电子设备的接入将对电力系统造成一系列的冲击和影响[3-4]。

与传统同步发电机通过调整转子的转速调节发电机的频率和相位不同，电力电子变流器内含有大量的半导体开关器件，他是通过相应的控制策略控制半导体开关器件的通断快速调节输出电压与频率，实现与电网之间的同步，而不同的控制策略会使电力电子变流器表现出不同的外特性[5]。目前，电力电子设备的控制策略可分为跟网型控制（grid-following 控制）和组网型控制（grid-forming 控制）2 种方式[6]。跟网型控制主要指通过锁相环（phase locked loop，PLL）同步单元实现并网[7]，其结构简单、稳定可靠，是最常见的控制形式。组网型控制包括P-f下垂控制、虚拟同步机（virtual synchronous generator，VSG）控制、直流母线电压/无功功率控制（DC bus voltage and reactive power control，DCVQ）等多种控制形式[8]，与组网型控制不同的是，采用这些控制方法的变流器具有孤岛运行的能力[9]。

锁相环型变流器能通过锁相环快速响应电网频率变化从而做出相应的调节，但只能被动跟踪而不具备频率支撑能力，并且在弱电网工况下锁相环回路与其他控制回路会存在耦合，容易使系统产生振荡，降低系统的稳定性[10]。相较之下，组网型控制能够主动地建立频率信号，在鲁棒性方面优于锁相环型变流器，更适用于大规模电力电子装备的并网控制。

近年来，国内外相关学者对组网型控制开展了大量的研究，文献[11]基于同步发电机的转子运动方程、一次调频特性及无功调节延迟特性提出了一种新型的VSG 控制方法，使变流器呈现更好的同步发电机特性。文献[12]针对分布式光伏发电系统，提出了一种新型的下垂控制方法，能更好的平抑功率波动，提高系统的稳定性和鲁棒性。文献[13]在传统VSG 控制的基础上提出了一种改进的虚拟同步机控制方法，能够更好的实现并网启动控制。但以上研究均以恒定电压源等效直流侧，未考虑真实应用场景中直流母线电压的变化。为了模拟更真实的运行状况，本文考虑了具体的应用场景：光伏和储能联合发电系统，以研究在更符合实际的系统中采用组网型控制是否可行，以及在面临大扰动时是否能发挥组网型控制的优越性。

针对一个具体的光储联合发电系统，本文首先依据其拓扑结构建立相应的电磁暂态模型，然后分别将两种组网型控制策略应用于光储系统的逆变器，综合对比分析两种组网型控制策略在面对多种非理想工况下的响应特性，主要贡献为：

1）针对目前多数文献中以恒定直流电压源作为VSC 直流侧，而忽略了实际应用场景的问题，本文从光储联合发电系统各部分具体的电路拓扑和控制策略出发，将VSC 的直流侧以具体的光伏阵列模型和蓄电池储能模型替代，不仅可以测试常见的新型控制策略在实际场景中的适用性，而且更加符合VSC 的实际运行工况；

2）将两种不同的组网型控制策略，虚拟同步机（VSG）控制和直流母线电压/无功功率（DCVQ）控制应用于并网逆变器，通过在Matlab/Simulink 中建立的电磁暂态模型，分析了两者在不同故障场景下的响应情况，对比2 种组网型控制策略不同的特点，为将来暂态稳定分析、控制方式改进等提供参考。

1 光储联合发电系统的拓扑结构

图1 为光储联合发电系统接入三相交流网络的拓扑结构，该系统由光伏发电系统、储能系统、并网逆变系统、线路阻抗、双绕组变压器和上级电网组成[14]。

图1 光储联合发电系统拓扑图Fig.1 Topological diagram of optical storage combined power generation system

光伏发电系统的DC/DC 变流器采用BOOST 升压电路接入直流母线。日照强度和光伏电池板的工作温度决定了光伏发电系统发出有功功率的能力，在一定的工作环境下理论上存在最大有功功率输出值。为充分利用新能源发电，最大化增加经济效益和资源效益，DC/DC 变流器采用最大功率跟踪（maximum power point tracking，MPPT）控制[15]，根据当前的光照强度和电池结温，实时检测光伏阵列电压和电流，通过与上一控制周期内计算得到的输出功率比较，始终取更大的有功值作为功率参考值，从而使光伏发电系统始终保持最大功率输出。

电池储能系统的DC/DC 变流器采用经典双向半桥变换电路，具有升、降压的双向变换功能，可以实现直流电能双向流动。能量从蓄电池流向直流母线时，直流变换器工作在升压模式下，实现升压功能；能量从直流母线流向蓄电池时，直流变换器工作在降压模式下，实现降压功能。控制策略为恒直流电压的双环PWM 控制[16]。本文的储能单元选用铅酸电池。

并网逆变系统包含电压源逆变器（voltage source converter，VSC）和LC 滤波器，是光储联合发电系统接入上级交流电网的必要环节。目前常用的并网VSC 控制策略有定功率控制和定直流母线电压控制，而对于运行在孤岛模式下的光储微网，一般采用恒压/恒频率控制。目前有大量对于组网型控制的研究，本文对比了两种不同的组网型控制：VSG控制和DCVQ 控制在应用于具体的光储联合发电系统时的响应情况。

2 光储联合发电系统电磁暂态建模

2.1 光伏发电系统建模

2.1.1 光伏阵列模型

光伏发电系统中光伏阵列板是由多个光伏电池串并联形成的，目前常见的单个硅太阳能电池等效电路见图2。其中VPV是光伏阵列出口处电压；IL是光生电流，Id是流过并联二极管的电流，IPV是光伏阵列输出的电流；Rsh和Rse分别是并联、串联等效电阻[17]。

图2 光伏电池等效电路Fig.2 Equivalent circuit of photovoltaicbattery

光伏阵列出口处的IPV-VPV特性公式为

式中：q=1.6×10-19为电子电荷量；nI为约等于1的二极管理想因数；k=1.38×10-23J/K 为玻尔兹曼常数；N为一个光伏电池模组中串联的发电单元数；T为光伏电池板温度；Vd是二极管的电压；I0是二极管饱和电流；IL和I0都是与日照强度和光伏电池板的工作温度相关的变量[18]。

本文在Matlab 中建立的光伏阵列模型中，10 个串联的光伏电池组成一个光伏模块以提升VPV，同时将20 个串联的光伏发电模块并联以提升IPV。单个光伏电池在标准温度25℃、标准光照强度1 000 MW/m2时，开路电压Voc=37.7 V，短路电流Isc=8.85 A；最大功率点处的电压Vmp=30.5 V，Imp=8.2 A，相应的最大功率点处的功率Pmp=VmpImp=250.1 W。本文中光伏阵列模型的IPV-VPV曲线和PPV-VPV曲线见图3，从图3 可看出标准温度和光照下此光伏阵列的最大功率点处IPVmp=20Imp=164 A，VPVmp=10Vmp=305 A，PPVmp=20×10Pmp=50 020 W。

图3 光伏阵列模型的Ipv-Vpv曲线和Ppv-Vpv曲线Fig.3 Ipv-Vpv and Ppv-Vpv curve of photovoltaic array

2.1.2 光伏发电系统DC/DC 控制策略

光伏发电系统的DC/DC 变流器电路拓扑图见图4。其中直流侧额定电压VPV=1 000 V。

图4 光伏发电系统的DC/DC变流器电路拓图Fig.4 Circuit topological diagram of DC/DC converter for photovoltaic power generation system

如前文所述，光伏发电系统的DC/DC 变流器采用MPPT 控制，其基本原理是通过开关元件T1的开断，实现DC/DC 变流器阻抗的改变，使得DC/DC 对于光伏阵列端口的输入阻抗与光伏阵列的内阻相等，从而实现最大功率点的跟踪。

本文在Matlab 中建立的DC/DC 控制器中，MPPT采用扰动观察法[19]，扰动步长为0.000 1。此外，在MPPT 输出光伏电压参考值VPVref后，采用电压外环、电流内环的双环控制方法，电压外环输出光伏电流参考值IPVref作为电流内环的输入。电压、电流环分别引入了VPV和IPV的负反馈，使得VPV和IPV能稳定为给定值，增加了控制器的控制精度和动态性能。光伏DC/DC 控制原理见图5。

图5 光伏DC/DC控制原理图Fig.5 Control schematic diagram of photovoltaic DC/DC

2.2 电池储能系统建模

铅酸蓄电池经过双向DC/DC 变流器接入直流母线，电池储能接入电路拓扑图见图6。

图6 电池储能接入电路拓扑图Fig.6 Topology of battery energy storage access to circuit

DC/DC 变流器工作在恒直流母线电压模式，采用双环控制调节直流电压[20]。 T1和T2采用互补PWM 控制方法，2 个开关管同时动作，可以更快地实现充、放电状态的切换。储能系统双向DC/DC 控制原理见图7。

图7 储能系统双向DC/DC控制原理图Fig.7 Control schematic diagram of bidirectional DC/DC of energy storage system

储能双向DC/DC 变流器同样采用双环控制，即直流电压外环和电感电流内环。图7 中设置虚线框区域的目的是限制蓄电池工作在正常的蓄电池荷电状态（state of charge，SOC）区间，即防止蓄电池工作在放电极限区和充电极限区。其中NXOR 是异或非门，若有偶数个输入为TRUE，则输出TRUE，反之输出FALSE；SOCmin和SOCmax分别取0.2、0.9。此外，VDCref和VDC分别为直流母线电压参考值和实际值；ILBref和ILB分别为电感LB电流的参考值和实际值。

2.3 并网逆变系统建模

并网逆变系统[21]包含VSC 和LC 滤波器，并网逆变系统电路拓扑图见图8。其中C为直流母线并联的电容。

图8 并网逆变系统电路拓扑图Fig.8 Circuit topological diagram of grid connected inverter system

2.3.1 VSG 控制策略

VSG 的控制结构[22]见图9，下标dq 分别表示电气量在dq 旋转坐标轴上的分量。图9（a）为VSG控制的有功环，也是替代锁相环起到与电网保持同步的环路；图9（b）为无功环，其输出为滤波器出口母线电压d轴参考值。

图9 VSG控制结构图Fig.9 Structural diagram of VSG control

VSG 有功环路的控制律公式为

式中：Pe和Pref分别为公共连接点（PCC）处有功功率实际值和有功功率参考值；ω0=100π 为系统额定角频率；ωVSG为有功换输出的角频率值；J和D分别是虚拟惯量和阻尼系数。

VSG 的无功环路输出为PCC 处d轴电压的参考值Ud,ref，通常q轴电压参考值Uq,ref=0 。可得VSG 无功环路的控制律为

式中：Kq为无功比例系数；Dq为Q-V下垂系数；Ud,ref为电压内环的d轴电压参考值；Qref是无功参考值；Qe是无功输出；UN和U分别是并网逆变器输出的电压幅值参考值和实际值。

2.3.2 DCVQ 控制策略

直流母线电压/无功功率控制（DCVQ）控制是一种新型的组网型控制策略，其控制结构见图10，图10（a）为DCVQ 控制的直流母线电压-频率控制环，可以在控制直流母线电压的同时跟踪电网的频率信息与相位信息；图10（b）为无功-电压控制环[23]。

图10 DCVQ控制结构图Fig.10 Structural diagram of DCVQ control

传统同步发电机通过调节转子转速来实现有功功率平衡，其公式为

式中：J为同步电机的转动惯量；D为同步电机的阻尼系数；ω为同步电机转子的旋转角速度；Pin和Pout分别为同步电机的机械功率和输出电磁功率。

对于DCVQ 型并网逆变器，通过直流母线电容的充发电类比同步发电机转子的加减速，表达公式为

式中：Gm为虚拟电导；Pin和Pout分别为分布式能源提供的有功功率和实际注入电网的有功功率；Cdc为直流母线电容的容值；udc为直流母线电压。

联立式（4）和式（5），可得角速度变化量与直流母线电压变化量之间的关系公式为

DCVQ 的无功-电压控制控制环与VSG 控制策略的无功环相同，见公式（3）。

3 仿真对比与结果分析

本文基于Matlab/Simulink 搭建了图1 所示的光储联合并网发电系统，系统的元件参数和控制参数见表1。分别验证并网逆变器在2 种组网型控制策略下面临不同故障时的输出特性，故障位置为变压器低压侧的母线，见图11。故障类型为不同程度的三相接地短路以及电网频率跌落。所有故障均在t=1 s 时发生，t=2 s 时清除。

表1 仿真参数Table 1 Simulation parameters

3.1 三相接地短路故障工况1（接地电阻Rfault=2 Ω）

图12 为变压器低压侧母线经2 Ω 电阻接地，并网逆变器采用两种不同控制策略时的电磁暂态仿真结果图。

图12 Rfault=2 Ω 时仿真结果对比Fig.12 Comparison of simulation resultsat when Rfault=2 Ω

由图12（a）可以看出，在接地电阻为2 Ω 时，两种控制都可以实现频率的稳定控制，而VSG 相比DCVQ 将频率限制在了更小的波动范围，具有更好的暂态和稳态性能。

由图12（b）可看出DCVQ 控制下接地短路前的输出功率大于光伏MPPT 功率，则储能会保持放电。而VSG 控制中Pref设置为光伏发电系统中MPPT 输出的功率PPVmp，因此在达到稳定状态时VSG 的输出功率等于PPVmp，则储能的充放电更为缓和。

图12（c）为直流侧电压值，由于直流电压主要通过电池储能系统控制，故在接地电阻为2 Ω 时可以保持在1 000 V，且暂态过程超调量小，暂态时间短。

3.2 三相接地短路故障工况2（接地电阻Rfault=1 Ω）

图13 为变压器低压侧母线经1 Ω 电阻接地时不同控制下的电磁暂态仿真结果。由图13 可以看出这种故障情景下两种控制方式都无法维持正常运行。DCVQ 控制虽然可以保持频率、直流电压稳定，但是出现功率为负值的情况，意味着电池储能系统将长时间快速充电，非理想运行状况。VSG 控制的频率、周期出现周期性变化，其原因如文献[25]分析。

图13 Rfault=1 Ω 时仿真结果对比Fig.13 Comparison of simulation results when Rfault=1 Ω

在故障清除后，两种控制方式都可恢复正常运行。

3.3 电网频率变化（频率由50 Hz跌落至49.9 Hz）

图14 为电网频率由50 Hz 跌落至49.9 Hz 时不同控制下的电磁暂态仿真结果。由图14 可以看出这种故障情景下DCVQ 控制方式无法维持正常运行，且在故障清除后也无法恢复至正常运行状况。由于有功为较大的负值，则电池储能设备处于大功率的充电状态，长时间将造成严重后果。相比之下，VSG 控制可以跟随系统频率的变化，维持系统的稳定运行。

图14 电网频率由50 Hz跌落至49.9 Hz仿真结果对比Fig.14 Comparison of simulation results of power grid frequency dropping from 50 Hz to 49.9 Hz

4 结语

本文对比研究了一种考虑直流侧电压动态的光储联合发电系统在不同的故障工况下，采用两种组网型控制策略时的电磁暂态特性。

当变压器低压母线侧遭受三相接地短路时，DCVQ 控制通常能保持更好的暂态稳定性，但是对电池储能系统的要求较高，长时间处于短路状态会使储能充电饱和造成失稳。当线路的功率传输能力低于光伏MPPT 功率时，VSG 控制会周期性振荡及时切除故障后会恢复正常运行。当电网频率发生变化时，VSG 比DCVQ 具有更好的暂态稳定性。虽然一定程度上DCVQ 控制也能保持频率稳定和直流母线电压稳定，但是故障清除后电池储能系统长时间处于充电状态，当电池充电饱和时也将造成失稳。

致谢

本文得到国网浙江省经济技术研究院专项“配置大容量储能新能源汇聚站研究”的支持，特此感谢！