不对称条件下的储能虚拟同步发电机低电压穿越控制技术

何安然, 侯 凯, 王小红, 蒋应伟, 刘建平, 卢方舟

(1. 南瑞集团(国网电力科学研究院)有限公司, 江苏省南京市 211106; 2. 智能电网保护和运行控制国家重点实验室, 江苏省南京市 211106)

0 引言

大力发展分布式发电,在改善电网运行经济性、优化电力系统运行方式及构建环境友好型电力系统等方面均具有重要意义[1-2]。2015年7月,国家发改委、能源局颁布的《关于促进智能电网发展的指导意见》明确指出,“将推广具有即插即用、友好并网特点的并网设备,满足新能源、分布式电源广泛接入要求”[3]。随着分布式电源渗透率的增加,电网将逐步发展为以电力电子变换器为主导的低惯量、欠阻尼网络,稳定性问题愈发严重。虚拟同步发电机(virtual synchronous generator,VSG)技术因其能使逆变器模拟同步发电机运行机制、有利于改善系统稳定性而成为研究热点[4]。

为解决分布式能源就地消纳和间歇波动问题,储能技术得到了快速发展,伴以对分布式电站频率支撑的要求,储能VSG技术应运而生[5]。在分布式能源系统中,储能VSG技术应用的基本思路是根据系统功率波动情况,利用VSG技术实时调节储能单元的输出功率,在平抑功率波动的同时还可为系统提供惯性支撑,以维持频率与电压稳定[6-9]。同时,为了真实模拟同步发电机的工作特性,实现分布式能源虚拟电站的建设目标,要求储能VSG装置必须具备高、低电压故障穿越能力。

目前,低电压穿越(LVRT)技术主要针对风电变流器、光伏逆变器等开展,并以常规正负分解、锁相环技术实现。文献[10-12]主要采用传统的正负序双环电流进行控制。文献[13-14]根据不对称故障模型研究了正、负序双环控制模型。文献[15]重点研究了基于储能电池的低电压故障穿越控制方法,该控制思想以功率平衡为首要原则,实现对电池系统的保护,但忽略了实际工况问题,无法总是满足既定目标。另外,以上文献均基于常规并网技术实现,对于VSG控制技术的LVRT鲜有介绍。

本文以5 MW储能VSG为研究对象,立足电网电压对称平衡工况,剖析三相电压源型(VSC)拓扑数学模型,分析d-q旋转坐标系下网侧电压前馈本质,提出了基于α-β坐标系下的电压前馈策略,该控制算法采用电流源型并网方式,兼具电感电流d-q控制能力和快速电压前馈功能,避免常规电压正、负序分离带来的控制延迟,无需正负序双d-q环电流运算,极大地降低了处理器运算负担,具备实现正常情况下的功率控制和不对称故障条件下的动态无功控制。

1 VSG工作原理

1.1 拓扑结构

VSG的本质是通过控制逆变器模拟同步发电机的工作原理,从而实现类似同步发电机的运行特性。其常规拓扑一般选择VSC结构,如图1所示。

图1 VSG拓扑结构Fig.1 Topological structure of VSG

由图1可知,VSG主电路为VSC逆变器拓扑,包括直流电压源、DC/AC变换器及滤波电路等;其中直流电压源相当于原动机、DC/AC变换器相当于机电能量转换过程。

1.2 数学模型

目前,同步发电机以经典两阶数学模型为主,主要包括电磁部分与机械运动部分[16]。电磁部分建模以定子电气方程为原型,其表达式如下:

(1)

式中:uabc为VSC阀组端口电压;eabc为电网电压;iabc为交流电感电流;Rs和Ls分别为交流滤波电感等效电阻和感抗。

式(1)数学模型表述了定子电路的“电压—电流”关系,机械运动方程反映了VSG的转子惯性及阻尼特征。目前,针对VSG的机械部分建模较为统一,主要利用转子运动方程建模,即

(2)

式中:Tm和Te分别为机械转矩与电磁转矩;ω和ωref分别为实际电角速度与额定电角速度;θ为电角度;D为阻尼系数;J为转子转动惯量。正是由于J的存在,使VSG在功率和频率动态过程中具有惯性;而D则使得VSG具备阻尼功率振荡的能力。

1.3 LVRT技术要求

根据VSG技术导则要求,LVRT考核曲线如图2所示[17]。

图2 LVRT故障运行曲线Fig.2 Fault operating curve of LVRT

根据《电站式虚拟同步发电机技术要求和试验方法》规定电网故障期间,VSG装置动态无功能力要求如下。

从动态无功电流响应开始到电压恢复至正常范围(0.9≤UT≤1.1)期间,VSG输出的动态无功电流Iq应实时跟踪交流侧电压变化,并应满足如下公式:

(3)

式中:ΔIq为VSG输出动态无功电流的增量值;Iq为VSG输出动态无功电流的有效值,数值为正代表输出感性无功功率,数值为负代表输出容性无功功率;Iq0为进入故障前的VSG输出动态无功电流有效值;K1和K2分别为VSG输出的无功电流比例系数,K1和K2可设置,K1的取值范围应为1.5～2.5,K2的取值范围应为0～1.5;UT为VSG交流侧实际电压正序分量与额定电压正序分量的比值;IN为VSG交流侧额定输出的电流值。

2 故障穿越及算法改进

电网故障时,VSG装置与电网的交互功率突然降低,若不及时调节装置的输入/输出功率,则可能导致变流器装置输出电流快速升高,危及装置安全。而在不对称故障条件下,由于负序电压的存在,使得装置出现负序电流,VSG装置若不能实现电流的快速抑制,会导致功率装置过流损坏。此外,受电网负序电压的影响,VSG装置直流侧会存在2倍频振荡功率,影响变流器的整体性能。因此需要对电网故障及时识别,并快速实现电流控制。

2.1 常规不平衡控制策略

作为电网不平衡运行工况之一的不对称故障,其常规控制一般采用正、负序复合控制模型实现[15],如图3所示。图中:SVPWM表示空间矢量脉宽调制;PI表示比例—积分控制器。

当考虑负序分量存在时,将所有电磁量分解到正负序坐标下,并以各自电压d轴定向表示,则功率方程为:

(4)

图3 不平衡条件下的复合控制模型Fig.3 Compound control model under unbalance situation

按照常规储能电池系统LVRT控制策略,一般以恒定有功功率的控制方式选择控制指令,即

(5)

式中:P*和Q*分别为有功功率和无功功率的参考值。

另外,常规运行方式并未考虑系数矩阵秩等于3的工况,存在不可忽略的运行风险,一般采用限制最大电流有效值规避。但是,受负序电流分量的影响,并考虑电力电子器件电流应力限制,常常无法做到4个控制量的完全解耦,即有功功率不可避免地存在交流振荡功率分量;同时又无法达到动态无功补偿要求。考虑故障穿越的特殊性,结合实际运行工况及需求,本文提出了基于α-β坐标系的电压前馈正序电流控制策略,以正序电流作为控制目标,实现不平衡状态时的快速电流控制。

2.2 基于α-β坐标系的电压前馈正序电流控制

综合2.1节分析可知,恒定有功功率的控制方式,在实际运行工况下,多数无法实现既定目标,本文根据实际工况并结合VSG技术特点,提出基于α-β坐标系的电压前馈正序电流控制策略,结合正序电流控制目标,实现动态无功电流的快速控制,并具备对称工况和不平对称工况的统一控制能力。

2.2.1电压前馈的改进

首先对三相电压平衡系统进行分析,改写 VSC的数学模型如下：

(6)

式(6)表明,该控制策略在采用α-β坐标系电压前馈策略的条件下,仍具备d-q电流控制特性。同时,该控制特性同样适用于负序控制模型。

2.2.2负序电流的控制

(7)

需要注意的是在数字控制系统中由于采样和控制上的节拍延时,导致阀组实际输出电压始终滞后于实际电压。因此在前馈控制中必须引入节拍对相位补偿,以实现阀组负序电压的精确输出。本文中相位补偿的本质为预测阀组输出时刻电网的真实电压,针对平衡系统而言,其电压矢量表征为圆,因此通过移相即可实现,但是需要注意的是正序分量按照正的角度予以补偿,而负序分量则必须按照负的角度补偿,即按照按时间尺度预测出控制系统延迟时间里网侧电压的变化量。

2.2.3统一控制策略

综合2.2.1节和2.2.2节的分析结果,应用叠加定理可知。

(8)

综上所述,实现统一控制策略的前提为精准快速的电压前馈控制技术。应用虚拟同步控制于统一控制模型中,控制结构图如图4所示。

图4 α-β坐标系电压前馈正序电流控制示意图Fig.4 Schematic diagram of positive sequence current control based on voltage feed-forward in α-β coordinate system

图4显示,控制系统中角度信息由转子运动方程获得,且为避免电网不平衡带来的有功功率振荡问题,增加了2倍频陷波器以消除功率振荡带来的角度波动影响。另外,电流控制环仍采用d-q双闭环控制策略,具备电流解耦控制的优点。但是摒除了常规d-q坐标下电压前馈环节,优化为α-β坐标系下电压前馈控制,该控制思想具备实现对称和不对称系统统一控制的优点。

对于电网电压不平衡系统,在本文提出的控制思想下,有功功率直流成分仅和正序d轴电流分量相关;无功功率直流分量仅与正序q轴电流分量相关;2倍频交流成分仅与电流有效值有关。

3 实时数字仿真动模实验验证

本文以张北“国家风光储输示范工程”为应用背景,项目组设计并制造了35 kV/5 MW储能VSG装置,该装置内部采用4组功率单元并联方式实现5 MW功率输出能力,电气参数如附录A表A1所示,拓扑结构如图5所示。本文中的VSG控制采用VSG电流源模型,鉴于并联控制分析不属于本文研究范畴,故不在本文深入剖析。5 MW的VSG预计于2017年12月挂网示范运行。

同时为研究VSG特性,探索电站式储能VSG对电网的支撑效果,项目组以模拟风光储示范工程电网为背景,搭建了实时数字仿真(RTDS)动模试验环境,验证了电网接地系统发生不对称短路时,故障穿越的试验波形和控制效果。试验波形如图6至图8所示。

图5 VSG主电路结构Fig.5 Topological structure of VSG

图6 常规控制策略Fig.6 Strategy of conventional control

图7 单相接地故障时电压电流波形Fig.7 Waveforms of voltage and current under single phase to ground fault

图8 相间短路故障时电压电流波形Fig.8 Waveforms of voltage and current under phase-short fault

故障前,VSG装置输出的有功功率为2 MW、无功功率为1 Mvar;三相电流Ia,Ib,Ic分别为2 048,2 056,2 052 A。故障穿越期间,为了兼顾动态无功输出能力和有功输出需求,采用有功功率按正序电压等比例降额、无功功率按需增发的控制策略,其中设定K1=1.5。图7显示实际无功电流增发约为1 316 A,理论增发无功电流为1 314 A;图8显示实际无功电流增发约为3 680 A,理论增发无功电流为3 483 A。

由此可知,采用基于α-β坐标系下的电压前馈控制策略,能够实现对称和不对称故障的统一控制算法设计,具备快速无功响应能力和电气平滑过渡特性。其中限流控制时间约为0.06 s,当发生单相接地故障时,动态无功电流较小,经过约0.1 s的转子调节过渡过程,之后进入稳定动态无功补偿;当发生相间短路故障时,动态无功电流需求较大,转子调节过程基本可忽略,系统很快完成动态无功响应。图7至图8显示,故障暂态期间,电流完全按照设定特性响应,对功率装置较为安全,丰富了电力电子器件的安全设计。故障过渡期间,有功功率按照正序电压等比降额(可以实现有功电流分量恒定),同时无功电流快速增发,以支撑电网电压尽快恢复。

与图6相比,基于本文提出的控制策略与常规储能变流器故障穿越的主要区别如下。

1)与恒定有功功率控制方式相比,该控制策略故障期间交流侧电流仅存在正序分量,电力电子器件电流应力小;而恒定有功功率控制策略中,虽在一定工况条件下实现了恒定有功功率的控制目标,但交流侧存在负序电流,即电流不平衡,三相电力电子器件应力不一致。

2)与一般的故障穿越控制策略相比,本文故障穿越控制受同步发电机转动惯量的影响,故障穿越期间存在较长时间的过渡过程;而一般的故障穿越则暂态控制时间较短,但反映了存在同步发电机转动惯量的穿越特征。

4 结语

本文简述了VSG工作原理,通过分析电压前馈运算的本质,提出了基于α-β坐标系下的电压前馈控制策略,实现了正、负序复合模型下的统一控制目标。文中同时分析了常规不平衡条件下的恒功率控制策略,明确了其以无功功率2倍频分量加倍为代价换取恒定有功功率的控制目标。另外,本文通过建立不平衡条件下的功率模型,提出了基于以正序电流为控制目标,借助α-β坐标系下的电压前馈控制手段,实现对称条件下和不对称条件下的统一控制模型,该控制策略兼具电感电流d-q控制能力和快速电压前馈功能,避免常规电压正、负序分离带来的控制延迟,无需正、负序双d-q环电流运算。最终,通过RTDS动模仿真予以验证,证明了该控制算法的有效性和正确性。本文重点对基于VSG电流源模型的故障穿越动态无功补偿策略进行分析,避免了VSG电压源并联控制的技术难点,因此后续将重点研究基于储能VSG电压源模型的并联控制技术和精准动态前馈电压补偿技术。同时,电压前馈校准中必须进行正负序分离,并按时间尺度单独补偿,鉴于此,项目组正在研究基于全通滤波器相位补偿控制策略。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

参 考 文 献

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