同步逆变器并离网切换策略研究

张钦臻，朱鹏鹏

（上海电力大学 电子与信息工程学院,上海 201306）

1 概述

随着全球化石燃料的不断消耗及环境问题的日益加重，推动了微电网及可再生分布式能源发电技术在电网中的应用[1]。然而大量的可再生分布式发电单元通过电力电子接口接入电网，传统的同步发电机所具有的阻尼及惯性不足以维持电网稳定、高效的运行[2]，亟需一种友好的并网设备连接微电网与电网。虚拟同步机是将电力电子变流器控制成具有传统同步机内部阻尼、惯量特性和外部下垂特性的方法[3]。其中作为虚拟同步机的一种实现方式——同步逆变器将同步机的数学结构模型转化为电压参考指令，引入到逆变器的控制中，并根据需要在逆变器直流侧配备充足的储能单元即可为系统提供惯量支撑，提升系统运行的稳定性。文献[4]提出了虚拟同步发电机的并离网切换策略，但没有考虑并网时无功功率对微电网带来的冲击。文献[5]基于虚拟同步发电机技术的无缝切换策略，可以很好的进行离/并网切换，但是结构相对复杂。

本文在研究同步逆变器结构、控制原理的基础上，针对微电网并网、离网的两种工作状态，提出了采用同步逆变器技术的微电网无缝切换策略。在Matlab/Simulink 中搭建了仿真模型，验证了所提出无缝切换策略的有效性。

2 同步逆变器的原理

2.1 同步逆变器的控制原理

同步逆变器由物理结构和控制结构两部分构成。

物理结构上，由图1 所示，同步逆变器由直流侧电源、三相全桥拓扑、LC 滤波器、并/离网切换装置构成。图中Udc为直流侧电压，eabc为三相全桥拓扑桥臂处的电压可等效为同步机的内电势，C 为滤波电容、L 为滤波电感模拟同步机的定子电感，L 的等效电阻及功率器件的寄生电阻模拟同步机的定子电阻，UCabc为LC 滤波器中电容电压等效为同步发电机机端电压。进而同步逆变器的电磁方程表示为：

式中：iabc为同步逆变器滤波电感中的电流，R 为同步逆变器电阻。

控制结构上，由采样和控制电路两部分构成。采样电路将采集到同步逆变器滤波电容侧的电压及滤波电感中的电流引入到同步逆变器的控制电路中产生逆变器的指令电压，从而控制同步逆变器的输出电压。同步逆变器的机械控制方程表示为：

式中：θ 为同步逆变器的功角，J 为转动惯量，Te和 Tm分别为同步逆变器的电磁、机械转矩，ω 和ωn分别为同步逆变器的虚拟角速度、额定角速度，Dp为同步逆变器的阻尼系数，同步逆变器的机械转矩可由式（3）计算得出

图1 同步逆变器的拓扑结构及控制图

式中：Pe为同步逆变器的电磁功率。

式（2）为同步机的机械方程也就是人们常说的发电机摇摆方程，同步逆变器将上述的转动惯量J 引入到控制方程中，使逆变器在频率、功率的动态变化中具备了惯性，阻尼系数Dp的引入使逆变器的功率波动具备了阻尼特性。

2.2 同步逆变器的有功功率设定

当传统同步机并网运行时，依据电网的频率与自身下垂系数，通过调速器、调频器来改变其机械转矩的输出。借鉴上述原理，同步逆变器通过引入虚拟的机械转矩Tm作为参考机械转矩，由指令机械转矩和频率反馈指令转矩两部分组成：

式中：Pref为同步逆变器的有功指令功率，kf为调频系数。

2.3 同步逆变器的无功功率设定

传统同步机通过调节励磁电流来调节同步机的机端电压与输出的无功功率。同步逆变器可以通过调节内在的虚拟电势来模拟同步发电机的机端电压及调节无功功率的输出。

将无功功率引入到同步逆变器的电压调整中，可增强微电网在孤岛和并网模式切换时的稳态性能，同步逆变器的虚拟电势E 可以表示为：

式中：Eref为同步逆变器的电势指令值，kq为电压-无功调节系数，Qref为同步逆变器的无功功率指令值，Q 为同步逆变器输出的无功功率。

3 同步逆变器的并/离网切换策略

交流微电网一般以光伏、风力等可再生的分布电源、负荷、储能电池等设备串接在交流母线上组成，在交流侧通过PCC 耦合点与电网相连接，其具有并网运行和孤岛运行两种工作模式。在传统微电网中至少有一台并网逆变器做PQ、V/F 双模式切换。微电网处于并网运行模式时，有双模式运行能力的并网逆变器采集电网侧电压和频率运行于PQ 控制模式，根据自身有功、无功功率指令向负荷及电网输送容量；当微电网处于离网状态时，双模式运行的并网逆变器由PQ 控制切换至V/F 控制，维持微电网电压和频率的稳定，为系统内其它逆变器提供电压和频率的参考。但通过切换双模式并网逆变器的工作方式来实现微电网工作模式的切换往往比较复杂且操作不当会导致系统遭受大电流冲击。同时并网逆变器的双模式切换需要时间，在切换过程中会出现几个频率周期的电压中断，影响系统中敏感负荷的工作。

3.1 并网转离网

由第二章的介绍可知，同步逆变器具有与同步机相同的电压外特性，可以等效独立的电压源，因此，在微电网由并网运行模式转为孤岛运行模式的时刻，同步逆变器仍能够保持并网状态时的功角和电压，保证无缝、平滑的切换。在切换完成后，同步逆变器根据参考有功、无功功率指令，结合自身的阻尼系数与微电网中负荷需求，运行于新的功率平衡点，为孤岛运行的微电网提供电压和频率的支撑。

3.2 离网转并网

当微电网处于孤岛运行模式时，由于系统中负荷的种类及其自身的工作模式，其电压、频率和相角会与电网产生偏差。

以同步逆变器电压Ua和电网电压Uga为例，两电压的瞬时差值为：

假设微电网孤岛模式下a 相电压幅值U2与电网a相电压幅值近似相等时，两电压的瞬时差值可进一步表示为：

由上式可知，孤岛运行模式下的微电网电压与电网电压之间峰值差可达2U1，如果不采取适当的并网方式，会给微电网、电网带来较大的电流冲击，轻则导致并网失败，严重情况下会导致微电网解列，带来不可逆的损失。所以要从电压幅值同步、频率同步、相位同步三个角度来讨论同步逆变器的并网策略。

在微电网并网运行过程中，同步逆变器将电网电压幅值作为参考引入到控制中以保持其输出电压幅值与电网电压幅值差小于设定的差值（一般为并网电压的5%），即可作为PCC 耦合点闭合的条件之一。

相位同步以消除同步逆变器和电网之间的相位差为目标，在dq 坐标系下微电网电压Ua与d 轴夹角为θ 且以ω1的角速度旋转，电网电压Uga与d 轴夹角为θ1并以ω 的角速度旋转，通过调节微电网电压Ua的旋转速度使其与电网电压Uga重合，并以相同的速度旋转，即可实现微电网由孤岛运行向并网运行模式的切换。

在控制方式上，将微电网电压Ua、电网电压Uga进行派克变换，令dq 坐标系的q 轴与Uga重合，然后控制Ua在q 轴上的分量为0，即可实现微电网电压对电网电压的追踪。

4 仿真分析

为验证本文提出的同步逆变器并/离网切换策略的有效性，在Matlab/Simulink 仿真平台中搭建了由1 台采用同步逆变器技术的20kW 风力分布式发电单元DG1、2个本地负荷（负荷 1：5kW/0Var、负荷 2：10kW/2kVar）的微电网。电路的仿真参数如下：直流母线电压700V，交流侧额定电压311V，微电网额定频率50Hz，并网电感450μH，并网电阻 0.1Ω，同步逆变器滤波电容 1μF，滤波电感 25μH。按如下时序仿真：0-0.5s 时，DG1 以 10kW/0Var 指令功率开机运行；0.5-1s 时DG1 功率指令升至15kW/2kVar 运行；1.2s 时引入并/离网切换控制；2s 时微电网由并网模式转换到孤岛模式；2.5s 时结束仿真。仿真结果如图2 所示。

由图2 可得，0-0.5s 时微电网运行于离网状态时，同步逆变器能根据系统中所带负荷特性及自身阻尼系数，自动调节输出得有功、无功功率，改切负荷为变系统频率满足系统中负荷对电能的需求。0.5s-1.2s 时，同步逆变器输出功率满足系统负荷实际需求，其可以很好的追踪设定的指令功率，系统频率从49.9Hz 经0.1s 的过渡时间恢复至50Hz。1.2s 时同步逆变器引入并/离网切换控制，微电网由孤岛工作状态向并网工作状态转变，观察图2（a）可以看出，系统频率出现波动，最大上升为50.3Hz，究其原因可由图2（c）得出，在PCC 耦合点侧，电网的电压相位超前微电网的电压相位，同步逆变器需增大系统运行的角速度，以追赶电网电压相位，经过半个周期的调整，两电压相位、频率重合。在1.35s 时，PCC 耦合点闭合，微电网由孤岛运行模式转为并网运行模式实现了并/离网无缝切换。

5 研究结论

图2 离-并网切换仿真波形

本文针对同步逆变器在微电网中的应用进行了研究。首先针对同步逆变器的结构、控制原理进行了分析，得出了同步逆变器具有与同步机相比拟的外特性，在微电网孤岛模式时可以根据负荷特性自身阻尼系数，自动调节向微电网输出的有功、无功功率为系统提供电压和频率的支撑。随后将并网逆变器可以看作为一台独立的电压源，根据微电网运行模式的切换提出了同步逆变器的并/离网切换策略，由仿真实验可知提出的切换策略可以保证同步逆变器追踪电网的电压幅值和相位，减少并网电流对微电网的冲击。