适用于光储联合发电系统的组网型控制仿真分析

蒋德秋

(成都飞机工业（集团）有限责任公司，四川 成都610091)

《中华人民共和国2020年国民经济和社会发展统计公报》指出，到2030年我国风电和光伏装机总容量将达到12亿kW以上[1]。新能源发电系统通过电力电子变流器并入电网，未来高渗透率、分布广泛的电力电子设备将极大地改变电力系统的运行方式。

本文以光伏发电系统并网为例，光伏电池板将光能转化电能，与直流母线相连，然后经电力电子变流器向电网输送电能。将直流电逆变为交流电的电力电子变流器称为逆变器。通过不同的控制策略控制逆变器中的开关器件的开断可实现电能的交换和功率的传输，常见的逆变器以三相桥式全控整流电路为基础。跟网型控制和组网型控制是并网逆变器两种不同类型的控制策略[2]。跟网型控制通常用于连接高短路比的强电网，一般以锁相环作为同步的基本结构。组网型控制借鉴了同步发电机的摇摆方程，可连接低短路比的弱电网，是目前研究的重点。常见的组网型控制包括：下垂控制、虚拟同步机控制、DCVQ控制等[3]。

目前常见的对逆变器控制策略的研究中将直流侧等效为恒定直流电压源，用于简化分析。本文搭建了含光储联合发电系统的电磁暂态仿真模型，将DCVQ控制应用于并网逆变器；研究了在不同故障场景下的响应情况，总结了DCVQ控制策略的特点，为将来暂态稳定分析、控制方式改进等提供了参考。

1 光储联合发电系统的结构

一个光储联合发电系统接入三相交流网络的系统结构如图1所示。光伏发电系统和蓄电池在直流母线连接，经过并网逆变器与上级电网连接。

图1 光储联合发电系统电气接线图

1.1 光伏发电系统建模

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，如图2所示。

图2 光伏发电系统的DC/DC变流器电路拓图

光伏发电系统的DC/DC变流器采用基于扰动观察法[4]的最大功率跟踪（maximum power point tracking,MPPT）控制，扰动步长为0.0001s。在MPPT输出光伏电压参考值VMPPT后，采用电压电流双内环的控制方法，电压外环输出光伏电流参考值IMPPT作为电流内环的输入。光伏DC/DC控制原理如图3所示。

图3 光伏DC/DC控制原理图

1.2 电池储能系统建模

图4为铅酸蓄电池经过双向DC/DC变流器接入直流母线的电路拓扑图。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。

图4 电池储能接入电路拓扑图

DC/DC变流器的控制结构如图5所示，为恒直流电压的双环控制[5]。为防止蓄电池工作在极端的荷电状态（state of charge，SOC）区间，添加了逻辑判断环节，其中NXOR是异或非门，当且仅当偶数个输入为真时输出为真。VDCref和VDC分别为直流母线电压参考值和实际值；ILB为流过电感IB的电流。

图5 储能系统双向DC/DC控制原理图

1.3 并网逆变系统建模

并网逆变系统包含电压源逆变器（voltage source converter，VSC）和LC滤波器，如图6所示，其中为直流母线并联的电容。本文研究了直流母线电压/无功功率控制（DCVQ）控制对于光储联合发电系统的适用性。

图6 并网逆变系统电路拓扑图

DCVQ控制属于新型组网型控制。DCVQ控制的具体策略可由同步发电机的摇摆方程推得。摇摆方程如式（1）所示：

式中：J和D分别为同步发电机的转动惯量和阻尼系数；ω为同步发电机转子的角速度；PT和Pe分别为原动机机械功率和电磁功率。

在DCVQ控制中，将直流母线电容Cdc的充放电类比同步发电机转子的加减速，可得DCVQ控制的同步环路控制律如式（2），

式中：Gm为虚拟电导；Cdc为直流母线电容值；Vdc为直流母线电压。

联立式（1）和式（2），可得DCVQ控制的同步环路控制律如式（3）：

DCVQ控制的无功-电压控制环路见式（4）。式中：U d,rdf为电压内环的电压参考值；Qref和Qe分别为无功输出的参考值和实际值；U N和U分别是公共连接点（PCC）处电压参考值和实际值；Dq和Kq分别是下垂系数和无功比例系数。

由此可得DCVQ控制的控制结构如图7所示，上方为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；下方为无功-电压控制环[6]。

图7 DCVQ控制结构图

2 仿真分析

本文基于MATLAB/SIMULINK搭建了如图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如表1所示。分析了并网逆变器在采用DCVQ控制策略时面临不同故障时的输出特性，故障类型为变压器低压侧母线发生不同程度的金属性三相接地短路故障，如图1中的变压器低压侧母线（图6电路结构中PCC处）所示；或电网频率发生跌落。所有故障均在t=1s发生，t=3 s清除。

表1 仿真参数

2.1 PCC处发生三相对称短路

图8为变压器低压侧母线（PCC处）经电阻接地，并网逆变器采用DCVQ控制策略时的电磁暂态仿真结果图。其中实线表示并网逆变系统出口处的有功功率，虚线表示光伏发电系统MPPT处有功功率。

由图8可以看出，在不同故障情况下光伏发电系统输出的功率基本相等，为MPPT控制的输出功率。采用DCVQ控制的并网逆变器在面临严重的接地故障时频率仍能维持在50 Hz附近，直流侧电压在1000 V附近。此外，接地电阻越小，故障期间输出的功率越小，蓄电池储能充电越快，此时需及时清除故障，否则会面临电池饱和，系统与电网失去同步的风险。

图8 PCC处三相接地短路仿真结果对比

2.2 上级电网发生频率波动

图9为上级电网发生不同程度的频率波动时采用DCVQ控制的电磁暂态仿真结果。

由图9可以看出DCVQ控制基本上可以保持频率、直流电压稳定，但是在频率跌落至49.90 Hz时出现功率为负值的情况，意味着电池储能系统充电，如图9(d)所示，此时的储能SOC迅速上升，在频率恢复后仍未在短时间内回到正常运行状态。可见电网的频率波动对DCVQ控制的影响较大。

图9 上级电网频率波动仿真结果对比

3 结束语

本文分析了光储联合发电系统在不同故障工况下，采用DCVQ组网型控制时的电磁暂态特性。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，但对电池储能系统的要求较高。当电网频率发生变化时，DCVQ的暂态稳定性大大降低。虽然DCVQ控制能在短时间内保持频率稳定和直流母线电压稳定，但功率并未恢复到正常运行状态，储能将快速充放电，遭受损害。