具备VSG特征并网变流器的预同步及主动孤岛判别方法研究*

2018-08-28翟登辉王鹏辛军任志航杨东海

电测与仪表 2018年15期

翟登辉，王鹏，辛军，任志航，杨东海

(1.许继集团有限公司，河南许昌 461000； 2.国网河南省电力公司电力科学研究院，郑州 454000； 3.国网河南省电力公司郑州供电公司，郑州 450000)

0 引言

分布式发电系统已经开始大规模的接入电网，其能量渗透率也在不断增加。然而，分布式发电系统中采用的大量并网变流器存在响应速度快、无惯性和低阻抗问题，其常用控制策略(PQ控制、V/f控制、Droop下垂控制)都无法解决变流器的惯性缺乏问题，进而难以参与电网电压、频率调整，这些都给配电网和微电网的安全稳定运行带来了巨大的挑战。因传统同步发电机具有高阻抗、大惯性[1]及自同步特性，虚拟同步发电机(Virtual Synchronous Generator，VSG)技术[2-9]成为近年来国内外学者的研究热点。VSG技术按照同步电机特性运行，除了具有传统同步电机的下垂外特性以外，还具有惯性和阻尼物理特性，根据电网电压和频率的变化自动改变自身输出的功率，避免扰动情况下电压和频率的快速变化及系统振荡，进而实现变流器的新型“源-网”互动和“电网友好型”特征。

VSG技术一般包括虚拟调速器、虚拟励磁控制器以及虚拟同步机本体特性三个部分，其中虚拟调速器和虚拟励磁控制器[10]是模拟同步电机的下垂外特性，虚拟同步电机本体特性就是模拟其惯性和阻尼特性。从以下两个方面就VSG技术进行研究分析：

(1)在并离网切换方面，具备VSG特征的并网变流器在并网转离网时，因其电压源外特性而维持电压和频率正常，则无需转换控制模式就自动实现了无缝切换；在离网转并网时，因两侧电压幅值和相位一般存在偏差，则直接并网会出现较大的电流冲击，恶化电能质量，甚至导致离网转并网失败。文献[11]将变流桥侧输出电压与电网电压进行同步，并未考虑LC滤波器影响，进而导致桥侧电压和滤波后电压相位存在偏差，尤其在带有本地负载时偏差更大，以致于无法实现同步。文献[12]采用基于虚拟功率和电压频率二次控制的预同步单元，可实现带载离/并网切换，具体是基于虚拟阻抗理念对变流器的虚拟输出功率进行闭环控制为零，进而实现预同步并网，但是该方法采用的是PI控制器，对PI控制器参数的准确设计相对困难，并且也很难保证虚拟功率完全为零。文献[13]通过调节微电网侧变流器输出电压的旋转速度，控制电压的d轴分量为零和q轴分量为设定值，进而实现同步，但是当电压差小于30 V时就认为已同步，此压差会导致并网瞬间冲击电流较大，并且基于单锁相环思想实现预同步控制，但没有考虑LC滤波器的影响。

(2)在主动孤岛判别方面，常规变流器通常采用直接电流控制或功率控制(即PQ控制)进行并网发电，其主动孤岛判别[14-18]一般采用移频、功率扰动、注入谐波等方法，而具备VSG特征的并网变流器在电网断开后，由于其仍保持电压源外特性，电压和频率都保持稳定，以往的移频或功率扰动等方法因不能打破电压或频率的平衡而失效，目前对其研究的相关文献甚少，因此需要寻找一种适合具备VSG特征并网变流器的新型主动孤岛判别方法。

针对具备VSG特征的并网变流器，在离网转并网时，采用一种基于逐步追踪思想的预同步并网方法[19]对变流器输出侧电压相位和幅值分别调节，当变流器侧与电网侧电压的幅值差和相位差在很小范围内时，将电网侧电压幅值和相位作为变流器侧的给定参考值，以保证两侧系统幅值和相位始终一致，减小并网合闸的瞬时电流冲击；此外，当发生计划性或非计划性孤岛时，提出一种电网电压自扰动的孤岛判别方法，即对电网侧电压幅值以微小步长进行负方向扰动。通过MATLAB仿真分析，验证了所提方法的有效性和可行性。

1 VSG数学模型

1.1 变流器主电路与同步电机模型对比

图1 变流器与同步电机的等效关系

(1)电气方程。

变流器的电气方程为：

(1)

而传统同步电机的电磁方程为：

(2)

由式(1)和式(2)可知，变流器与传统同步电机的定子电磁方程极为相似，为VSG技术的实现提供了可能性。

(2)机械运动方程。

同步发电机的机械运动方程为：

(3)

式中J为发电机转动惯量，使系统在功率和频率振荡过程中具有了惯性，单位为kg·m2；D为阻尼系数，具有阻尼系统功率振荡的能力，单位为N·m·s/rad；Tm、Te和Td分别为输入机械转矩、电磁转矩和阻尼转矩；Pm和Pe分别为输入机械功率和电磁功率；ω为同步发电机转子的角速度，ω0为额定角速度，单位为rad/s；θ为电角度，单位为rad。

变流器本身因采用IGBT等开关器件而不具备同步电机的机械特性，因此需要虚拟其惯性及阻尼特性，即虚拟同步发电机的机械运动方程。

1.2 VSG算法基本原理

传统同步电机本体除了具有以上所述电气和机械特性外，还具有外在的下垂特性，即其控制系统：调速系统和励磁控制系统。因此，VSG算法应包括虚拟调速器、虚拟励磁控制器及虚拟惯性阻尼环节，其简易控制框图见图2。

图2 VSG算法控制框图

(1)虚拟调速器。

根据虚拟发电机调速原理，引入虚拟调速器概念，也称有功功率-频率控制器，即P/f下垂控制器，调节框图见图2，具体方程如下：

Pm=P0+Kf(f0-f)

(4)

式中f0为额定频率；f为实际系统频率；Pm为虚拟机械功率；P0为给定有功功率；Kf是调频系数。有功功率和频率存在下垂关系，当电网频率升高或降低时，通过虚拟调速器调节，会自动减小或增加输送到电网的有功功率，进而参与电网调频。

(2)虚拟励磁控制器。

根据传统同步发电机的励磁原理，引入虚拟励磁控制器概念，也称无功功率-电压控制器，即Q/U下垂控制器，调节框图见图2，具体方程如下：

E*=E0+KQ(Q0-QVSG)

(5)

式中E0为初始给定电压；E*为经VSG算法计算得到的参考电压幅值；Q0为给定无功功率；QVSG为经VSG算法计算得到的无功功率；KQ是调压系数。无功功率与电压存在下垂关系，当电网电压升高或降低时，虚拟励磁控制器会自动减少或增加输出的无功功率，进而参与电网调压。

2 预同步控制及主动孤岛判别

具备VSG特征的并网变流器在进行离网转并网时，需要事先进行预同步并网控制以保证变流器侧与电网侧电压完全同步，进而实现“零”冲击合闸并网；此外，当发生计划性或非计划性孤岛时，无论变流器需离网运行还是进行孤岛保护停机，都需要判别出是否发生孤岛。预同步及主动孤岛判别算法的总体框图见图3，具体变量含义见表1。

图3 预同步及主动孤岛判别方法总体框图

变量名含义uabc、ugabc变流器输出侧及电网侧三相电压E*、Udg变流器输出侧及电网侧电压幅值θ0、θg变流器输出侧及电网侧电压相位Urefout变流器输出侧参考电压幅值 ξθ、ξu相位差及电压差阈值stepTheta、stepU相位及电压调节步长Umin电压最低阈值sign1、sign2符号变量(取值1,-1或0)Δθ、ΔU两侧电压的相位差和幅值差dθ、dU相位及电压调节步长不断累加值

3.1 离/并网预同步控制

以A相为例，变流器输出侧电压ua和电网侧电压uga分别为：

ua=U0·sin(ω0t+θ0)

(6)

uga=U1·sin(ω1t+θ1)

(7)

式中U0、U1分别为两侧电压幅值；ω0、ω1分别为两侧角频率；θ0、θ1分别为两侧初相角。

两侧电压瞬时差值[12]为：

Δu=ua-uga=

U0·sin(ω0t+θ0)-U1·sin(ω1t+θ1)

(8)

若要实现Δu=0，具体步骤是：

(1)通过控制U0大小，使其与电网侧电压幅值U1相等，即U0=U1=U。则电压瞬时差值可简化为：

(9)

因此，只要通过控制变流器侧电压的幅值和相位，使其与电网侧电压的幅值和相位分别相等，就能实现无冲击预同步并网。文中基于逐步追踪思想，变流器在接收离网转并网指令后，分别对变流器输出侧电压的相位及幅值实时调节。具体步骤是：(1)经VSG算法后得到变流器输出侧电压相位θ0和参考幅值E*，电网经SPLL锁相得到电网侧电压相位θg和幅值Udg，按照式(10)进行处理得到Δθ、ΔU、Urefout和θ，其中dθ和dU的初值设定为0；(2)根据Δθ和ΔU大小，确定符号变量sign1和sign2的值，以清楚调节方向，并按照公式(11)对dθ和dU进行调节；(3)循环判断Δθ和ΔU大小，若ΔU<ξu且Δθ<ξθ，认为同步过程结束。

(10)

(11)

3.2 主动孤岛判别方法

变流器并网运行期间，当电网发生计划性或非计划性孤岛时，则变流器需要进行孤岛检测，针对具备VSG特征变流器的电压源外特性，采用一种电网电压自扰动的主动孤岛算法，具体扰动过程是依据公式(12)重复进行，其中step是扰动步长，Udg为电网侧电压幅值，Urefout为变流器侧的参考电压幅值，k为扰动次数。

Urefout(k)=Udg(k)-step

(12)

式(12)表明，将电网电压幅值Udg减少step，即进行了一次扰动，并将扰动后的值作为变流器输出侧新的电压参考幅值，该过程重复进行。具体原理是：

(1)若电网正常连接。

第1次扰动后：Urefout(1)=Udg(1)-step；

第2次扰动后：Urefout(2)=Udg(2)-step；

第k次扰动后：Urefout(k)=Udg(k)-step。

由于电网电压Udg维持正常，则进行第k次扰动后Udg(k)=Udg，因此，Urefout(k)=Udg-step，表明变流器侧电压参考值Urefout(k)与电网电压Udg的差值始终为step，因此Urefout(k)也维持正常，不会因持续扰动而逐步变小。

(2)若电网断开。

第1次扰动后：

Urefout(1)=Udg(1)-step=Udg-step

第2次扰动后，由于失去电网支撑，则电网侧电压Udg(2)就等于变流器输出侧电压参考值Urefout(1)，即Udg(2)=Urefout(1)。那么：

Urefout(2)=Urefout(1)-step=Udg-2step

第k次扰动后：

Urefout(k)=Urefout(k-1)-step

=Udg-k·step

(13)

式(13)表明，对Udg的持续扰动就会使得Urefout逐步减小，当Urefout小于一定阈值时，则认为发生了孤岛，进而封锁脉冲。

4 仿真验证

4.1 接线图及仿真参数数值选取

图4中，K1是变流器内部交流侧继电器，K2是并网开关，K3是负载开关。为验证所提预同步以及主动孤岛算法的效果，基于MATLAB/Simulink平台，搭建了VSG变流器的单机带载并网仿真模型，算法通过编写S-function的C语言程序来实现。其中预同步以及主动孤岛算法所涉及的主要仿真参数数值见表2。

图4 变流器接入电网的接线示意图

参数变量数值ξθ、ξuξθ=0.001,ξu=1stepTheta、stepUstepTheta=0.01stepU=0.5UminUmin=100JJ=2DD=10

4.2 仿真结果

图5是两侧系统的A相电压波形，首先变流器空载离网运行，K1断开，K2闭合，K3断开；其次在0.06 s时刻下发离网转并网指令，执行预同步算法，大概0.16 s时同步完成，并闭合K1，同时闭合K3投入负载，两侧电压平滑切换，实现无冲击并网。在0.16 s～0.4 s期间，变流器由离网切换至并网运行，此时开始调用主动孤岛程序，由电压波形可知，自扰动算法对系统运行基本无影响。最后在0.4 s时刻断开K2，主动孤岛扰动效果明显，电压很快下降，大概在0.47 s时刻封锁脉冲，进行孤岛保护。