微网储能变换器并网/离网无缝切换策略仿真

田 兵，毛承雄，陆继明，王 丹，陈 迅，曾 杰

（1.华中科技大学强电磁工程与新技术国家重点实验室，武汉430074；2.华中科技大学电气与电子工程学院，武汉430074；3.广东电网公司电力科学研究院，广州510600）

微网作为电力系统可控的“细胞”，并网/离网切换是其基本功能[1-3]，微网中的储能电源在并网时控制微网与电力系统的能量交换，离网时保障微网中敏感负荷的供电，储能电源的并网/离网切换动态过程直接影响到敏感负荷的供电质量。目前，围绕微网无缝切换技术已开展大量研究[4-10]。由于并网/离网转换前后控制对象发生变化，并网状态和离网状态控制策略的不同，电网故障时不能快速脱网，因此切换过渡过程较长，冲击较大，对敏感负荷的供电质量也有较大影响。文献[11]分析了切换过渡过程并提出一种电压电流加权控制策略，有效抑制了切换过程电流冲击，但过渡过程较长；文献[12]提出一种采用abc 坐标系控制的切换方法，将切换过程分成4 个阶段，也能有效地减小切换冲击，但阶段较多，增加了控制复杂性，电网电压发生跌落时不能快速脱网。

本文建立了储能逆变器在并网和离网情况下的控制系统模型，并讨论了并网/离网切换控制方法。在电网电压正常情况下若需要主动离网切换，则采取并网固态开关分断前逆变器逐步承担全部敏感负荷功率的方法，以减小切换过渡过程；对于电网电压发生跌落时被动离网，则采用滞环电流控制的切换方法，加速逆变器脱网，减小对敏感负荷的冲击。并网切换时，若存在初始相位差，采用频率滑差的方法实现零相位差无缝切换。最后，在Matlab/Simulink 环境中建立了系统模型，对不同的转换过程进行了仿真，仿真结果验证了切换控制策略的有效性和可行性。

1 控制系统模型

储能系统结构如图1 所示。储能装置采用蓄电池组；由开关管T1、T2、电感Ld，以及直流电容Cd构成Buck/Boost 变换器；VT1～VT6构成三相电压源型逆变器；L、C 构成滤波器，R 为电感内阻，带敏感负荷Z，经过反并联晶闸管开关S1、S2、S3与电网连接。

图1 储能系统结构Fig.1 Structure of energy storage system

储能系统在电网正常情况下工作于并网模式，作为电网可调度负荷，补偿本地无功负荷，使系统对电网呈现单位功率因数；在电网需要检修或异常情况下，固态开关S1～S3迅速断开，储能系统工作于离网模式，保障本地敏感负荷的供电；电网恢复正常后，闭合固态开关，恢复到并网工作模式。

1.1 并网模型

在电网电压正常情况下，并网固态开关闭合，储能工作于并网模式，其输出电压由电网给定，即ue，k=ek，k=a，b，c。通常电网容量远大于变换器容量，因此在并网模式下，滤波电容及负荷的影响可忽略。通过控制输出电感电流来控制其与电网的有功和无功交换。

根据图1 所示电流方向，在三相静止坐标系下建立储能逆变器方程，即

为简化控制，将式（1）变换到dq 同步旋转坐标系下，选取电网电压合成矢量为d 轴，则变换矩阵为

则在dq 坐标系下有

因此，由于滤波电感的存在，逆变器在dq 坐标系下是耦合的。采用双闭环前馈解耦控制系统仿真模型如图2 所示。电流内环控制电感电流，d轴直流电压外环稳定逆变器直流侧电压，q 轴电网无功电流外环保证系统对电网呈现单位功率因数。

图2 逆变器并网控制仿真模型Fig.2 Simulation model of controling for inverter connected to grid

1.2 离网模型

在离网情况下，负荷端电压由逆变器维持，控制模型需考虑滤波电容和负荷的影响。采用双闭环前馈解耦控制仿真模型如图3 所示。旋转坐标系与并网时一致。电感电流内环提高动态响应速度，并具有限流作用，d 轴电容电压外环保障负荷端电压质量，q 轴电压外环给定值为0，保证从并网切换到离网后负载电压相位不变。而逆变器直流侧电压由蓄电池及Buck/Boost 电路维持。在电感电流方程基础上滤波电容电压方程为

图3 逆变器离网控制仿真模型Fig.3 Simulation model of controlling for inverter disconnected to grid

由KCL 定律得

2 并网/离网切换控制

切换控制包括离网和并网两部分，而离网切换又分主动离网和被动离网。主动离网是指微网根据自身情况主动与电网分离；被动离网是指电网发生故障，微网被迫与电网分离。

2.1 主动离网切换控制

主动离网切换控制是在电网电压正常情况下进行的，例如配电网检修。切换过程分3 个阶段完成，如图4 所示，图中iinv=iL-iC为逆变器输出电流。假定切换前储能装置释放能量，则负荷功率由电网和逆变器共同承担。当需要主动离网时，控制器控制Buck/Boost 电路维持直流母线电压为额定值，在图2 中i*Ld不再由直流母线电压环给出，而是由控制器直接给定，且从接收到转换命令后的初始值开始线性增加，并不断检测电网电流，直至电网电流减小到0，增加的斜率不应过小使转换过程过长，也不应过大使控制器不能跟随指令电流。当电网电流下降至0 时自然断开，此时撤消固态开关驱动信号，将控制器转换到离网运行模式，实现无缝切换。切换过程的中间阶段电网没有退出，仍然给负荷提供电压支撑，以减小切换过程对负荷端电压的影响；否则，由于控制器切换后需要调节时间，调节过程中负荷端电压质量难以保证。

图4 逆变器主动离网过程Fig.4 Active process for inventer tranferring from grid-connected to grid-disconnected

2.2 被动离网切换控制

被动离网是指电网发生故障时为保护微网而自身被迫与电网断开连接，此种情况下电网电压异常，要求在最短时间内切断电网，恢复敏感负荷的供电。由于晶闸管不能控制关断，必须等待电流自然过零，因此负荷端电压故障时间较长，为加速晶闸管的关断，缩短过渡过程，减小对负荷的影响，采用滞环电流控制的方法迫使电网电流迅速回零，其切换过程如图5 所示。切换过程分为3 个阶段，假设电网在t1时刻发生故障，控制系统在t2时刻检测到故障信号，同时撤消晶闸管驱动信号，（t2-t1）为检测时间；在t2时刻以前，采用并网模式控制器，此后，切换到滞环电流控制模式，其电流指令值为负荷电流iZ，根据KCL 定律，若控制使得iinv=iZ，则电网电流ig=0，由于滞环电流控制快速跟踪电流，能够加速电网电流回零，使晶闸管开关关断；在t3时刻控制系统检测到晶闸管关断，迅速将控制器切换到离网工作模式，切换过程完成。实际系统中，采用定频滞环电流控制固定功率器件的开关频率，由于变换器在该模式下工作时间只有几ms，因此开关损耗不是主要矛盾，可设置一个较小的电流环宽。

图5 逆变器被动离网过程Fig.5 Passive process for inventer tranferring from grid-connected to grid-disconnected

2.3 并网切换控制

在电网电压恢复正常后，需要将储能装置从离网状态恢复到并网状态。恢复后的电网电压幅值、频率和相位可能与逆变器输出电压的不同。幅值和频率差别一般不大，而相位可能相差较大，因此控制系统需要检测电网电压相位。若与逆变器输出电压相差不足而导致冲击电流，则可以直接触发S1～S3导通完成并网；若相差较大，直接并网将产生冲击电流，严重时可能损坏设备。为了使电网电压与逆变器输出电压同相位，采取调整逆变器输出电压频率的方法，电压频率的调节范围应符合电能质量关于频率的相关规定，主动调整其相位使之与电网电压相同，然后再切换。例如电网和逆变器初始输出电压频率均为50 Hz，相位差180°，现将逆变器输出频率调整为50.5 Hz，若忽略调整频率时相位的突变，则经过t=180/[（50.5-50）×360]=1 s 后，电网电压与逆变器输出电压同相，此时触发S1～S3导通，逆变器切换到并网运行模式，完成转换。

3 系统仿真研究

本文在Matlab/Simulink 环境下建立了5 kV·A系统模型，模型参数为：额定线电压400 V，线路阻抗为（0.5+j0.1）Ω，负荷为5 kV·A 阻感负荷，cos φ=0.85，储能装置额定电压480 V，额定容量288 kC，初始荷电状态SOC 为80%，逆变器直流侧额定电压750 V，直流母线电容6.8 mF，输出滤波电感10 mH，电感内阻0.35 Ω，滤波电容22 μF，开关频率10 kHz。

3.1 主动离网切换

转换前电网电压正常，储能变换器工作于并网模式，电网与储能系统共同提供负荷电流。在t1=0.25 s 时，要求储能变换器由并网状态切换到离网状态，切换过程的波形如图6 所示。

图6 储能变换器主动离网切换波形Fig.6 Waves of energy storage system for active transferring fromgrid-connectedtogriddisconnected

从图6 可以看出，在转换指令信号有效后（STS=1），储能系统逐渐增大输出功率，输出电流增大；并网电流逐渐减小，当减小到一定程度时（t2=0.303 s），撤消晶闸管驱动信号（SDRV=0），晶闸管几乎在撤消驱动的同时断开（SOFF=1），逆变器转变为离网状态，提供全部负荷电流，此时将控制器切换到离网模式，很大程度上减小了过渡过程，因此对负荷端电压影响很小。

3.2 被动离网切换

电网故障后，储能变换器应尽快脱离电网，以保障敏感负荷的供电。图7 为电网a 相发生电压跌落时的切换波形，其中图7（a）～图7（e）为采用传统等待晶闸管续流结束断开电网的切换过程波形，图7（f）～图7（i）为采用本文提出的采用滞环电流加速断开的切换波形。

图7 单相电压跌落离网切换波形Fig.7 Waves of single-phase voltage transferring from grid-connected state to grid-disconnected state during single phase voltage drop

从图7 可以看出，单相电压跌落发生在t1=0.300 s 时刻，在t2=0.301 667 s 时检测到故障，并撤消晶闸管驱动，检测时间为1.667 ms。采用传统切换方法时，晶闸管续流3.2 ms 后断开（SOFF=1），最严重的情况可能持续半个周期（10 ms），而采用滞环电流方法的续流时间仅为0.8 ms，加速与电网分离，缩短了切换过程，减小了切换对负荷的影响。

图8 电网短路故障切换波形Fig.8 Waveforms of transfer in grid short fault condition

图8为电网两相相间短路和三相对地短路被动离网切换波形，其中图8 分别为a、b 两相相间短路被动离网切换波形和三相对地短路被动离网切换波形。在切换过程中均有震荡及过电流现象，主要是由于电网断开前储能逆变器输出滤波电容经过线路阻抗对短路点放电产生的。在实际设计中，可考虑采取LCL 滤波器消除该现象。由图8 可见，采用滞环电流加速切换方法能够加速电网断开，缩短切换过渡过程，减小对负荷的影响。

3.3 并网切换

电网电压恢复正常后，储能变换器将从离网模式切换到并网模式。电网已恢复正常，并在t=0.1 s 时发出并网切换命令，电网电压与负荷端电压初始相角差为10°。切换波形如图9 所示。

图9 系统从离网状态切换到并网状态的波形Fig.9 Waves of energy storage system transferring from grid-disconnected state to grid-connected state

从图9 可以看出，当接收到并网指令后，由于逆变器输出电压与电网电压存在相位差，并没有立即导通固态开关，而是调整逆变器输出频率，减小相位差，当相位差接近0 时才切换。由此表明并网切换平滑无冲击，对负荷几乎无影响。

4 结语

为减小微网中储能变换器并网/离网切换时对敏感负荷的影响，本文研究了不同情况下的切换控制策略。对于主动离网切换，逆变器在并网固态开关断开前逐渐承担全部负荷功率，能够有效减小过渡过程，减小对敏感负荷的影响；对于被动离网切换，采用滞环电流控制方法能够加速电网脱离，缩短切换过渡过程；对于存在初始相位差的并网切换，采取调整逆变器输出频率缩小相位差的方法能够有效地减小并网冲击。仿真表明上述3种切换过程实现了无缝无冲击切换。

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