基于虚拟同步发电机的储能逆变器控制策略及无缝切换技术

王浩，郝正航，陈卓，陈湘萍，滕飞，孔德政

(贵州大学电气工程学院，贵阳 550025)

随着能源危机问题的和环境问题的日益严重，分布式能源得到了广泛的关注和应用。采用虚拟同步发电机(virtual synchronous generator，VSG)控制，使电网具有同步机的惯性和阻尼特性，提高逆变器的抗干扰特性[1-4]。微电网在孤岛和并网两种模式下的稳定运行以及平滑切换能力是微网的技术优势，以及提高并网电能质量的关键[5-7]。在微网进行模式切换过程中，易引起公共连接点的冲击电流和电压畸变，对电网稳定运行产生严重影响，需采取相应运行控制策略，以保证切换过程的平稳性[8-10]。

目前国内外学者针对微网无缝切换技术进行了研究。文献[11-12]提出了储能逆变器在微网不同模式切换下功率调节、电压支撑的重要性，研究了储能逆变器在不同运行模式间的切换方法。文献[13]利用电压幅值和相位进行预同步控制，改进VSG控制在低电压穿越控制的不足。文献[14]为实现在VSG控制和有功和无功功率(PQ)控制之间切换，对有功功率和无功功率的控制方法进行了改进。文献[15-16]对微网系统的工作模式进行了分析，针对微网孤岛与并网运行模式的特点，提出一种基于控制器状态跟随的并行切换方法，对VSG控制与PQ控制的相位和电流状态实时跟踪。当微电网进行并网与孤岛模式切换过程中，文献[17]在增加PI控制环节后，得到电压参考值使得模式切换过程平滑过渡。文献[18]以虚拟同步机(virtual synchronous machine，VISMA)模型为研究对象，提出一种VSG控制与PQ控制无缝平滑切换技术，并通过小信号模型分析参数稳定性。文献[19]通过一种模型预测方案进行无缝切换控制，该策略在计及成本函数下具有实现简单的优点。文献[20]针对储能逆变器设计分层控制结构，减少模式切换时对电网电压和频率的影响，提高了系统稳定性。

针对微网控制策略无缝切换的研究，在分析储能逆变器基本结构和控制方法的基础上，现提出基于频率扰动的微网预同步控制方法，优化微网系统的运行模式切换时对系统的电压、电流冲击。通过调节两种控制策略的外环参考电流的平滑过渡，改善控制系统切换时刻和公共连接点开关动作时刻不协调性。最后利用MATLAB/Simulink仿真平台进行仿真分析，以验证其在优化电压畸变、减少冲击电流和稳定功率波动方面的可行性。

1 储能逆变器结构

图1所示为储能逆变器主要控制的拓扑结构图，其中当公共耦合点处开关(circuit breaker，CB)处于闭合状态时，变流器运行于并网状态；当开关CB处于断开状态时，变流器运行于孤岛模式。通常储能逆变器在孤岛模式时充当电压源，为微网稳定电压和支撑频率，采取VSG控制；储能逆变器在并网恒功率运行时，采取PQ控制。

Udc为直流侧的输入电压；S1～S6为全控型开关器件；R、L、C分别为滤波电路的电阻、电感及电容；L1为线路电感；Uabc、Iabc为逆变器输出电压和电流；P、Q为逆变器输出有功功率和无功功率测量值；Pref、Qref为有功功率和无功功率的参考值；uod、ioq、iod、ioq分别为逆变器输出电压、电流在旋转坐标系下分量；E0为VSG空载电势；eabc为VSG电势

1.1 VSG控制策略

同步发电机一般有二阶模型、三阶模型、五阶模型等。为避免同步发电机的复杂电磁耦合，简化对有功功率和无功功率的解耦控制，采取二阶控制模型，极对数为1的隐极式同步发电机作为VSG算法研究。

虚拟同步发电机的机械方程可表示为

(1)

式(1)中：J为转动惯量；D为阻尼系数；ω为实际电气角速度；ω0为额定电气角速度；Tm为机械转矩；Te为电磁转矩；Td为阻尼转矩；δ为功角。其中在极对数为1的情况下机械角速度值与电气角速度相同，电磁转矩Te可由VSG电势eabc和输出电流iabc计算得到，即

(2)

式(2)中：P为VSG输出的电磁功率；Q为VSG的输出无功功率；Uod和Uoq分别为eabc在旋转坐标系下的dq轴分量；Iod和Ioq分别为iabc在dq轴分量，通过陷波器可得到VSG的平均功率Pe和Qe。

在VSG控制中，为了使逆变器运行具有更好的稳定性，引入虚拟惯量J和阻尼系数D。其中虚拟惯量J可以使系统在功率和频率变化时具有一定惯性；阻尼系数D可以使系统的功率具有阻尼震荡能力。

1.2 PQ控制策略

微网在接入电网运行后的电压和频率与电网相同，储能逆变器采用VSG控制能根据所接入电网的电压和频率作为参考值，调节微网的有功功率和无功功率的输出，维持系统的稳定运行，保证电网电能质量。当电网和储能变流器之间频率、电压的额定值出现差值时，可以通过吸收或发出对应有功功率、无功功率维持系统稳定。当差值较大，储能逆变器不能满足需求时，会导致储能变流器过载。并网运行时，依靠VSG的频率和电压调节有功功率和无功功率不能适应并网运行。在PQ控制模式下，采用功率外环和电流内环，可将电网的给定功率值作为参考调节微网输出恒定有功功率和无功功率，使微网处于并网状态下具有较好调节特性。对储能变流器通过PQ控制和VSG控制两种模式的切换，并网运行时采用PQ控制，孤岛运行时采用VSG控制。

2 无缝切换技术和预同步控制

2.1 并网/孤岛模式无缝切换

微电网具有孤岛和并网两种运行模式。为使微网能工作在不同工况下，需要研究并网逆变器的并网、孤岛两种运行模式和两种模式之间的无缝切换。

2.1.1 并网模式到孤岛模式切换

基于虚拟同步机控制的储能逆变器利用与同步发电机相似外特性可等效成一个孤立电压源。当电网发生故障或需要进行检修时，微网与电网之间需要断开连接，储能逆变器输出电压U和相位φ仍然保持断开连接时的状态运行。利用在孤岛模式下微网内的负载功率和并网时的指令功率之间功率偏差，通过电压和频率的调节功率的特性，不断修正后最终电势E和功角δ能稳定到一个新的功角平衡点。微网内发出功率与负载功率达到一个动态平衡，从而实现并网模式到孤岛模式的稳定无缝切换。

2.1.2 孤岛模式到并网模式切换

虚拟同步发电机在孤岛模式下，输出电压的相位和幅值经由电压、频率的调节后，会与电网电压的幅值和相位产生一定瞬时差值。若在瞬时差值较大时，微网由孤岛运行模式直接投入电网使用，会引起较大的冲击电流，导致并网失败，产生安全隐患。

储能逆变器输出单相相电压与电网电压之间的瞬时差值Δu表达式为

Δu=u0-ug=U0sin(ωt+θ)-Ugsin(ω0t+θg)

(3)

式(3)中：u0为孤岛模式下储能逆变器输出单相相电压；ug为电网电压；U0和Ug为幅值；θ和θg为相位。

通常孤岛模式下虚拟同步发电机的输出电压与电网电压之间幅值近似，可看作有U0≈Ug=U，那么式(3)可以化简为

(4)

由式(4)可知，由于孤岛运行模式下微网电压与电网电压之间的角频率和相角有偏差，在公共耦合点两侧电压可能出现峰值为2U的瞬时差值。在电压差值较大的工况直接投入并网，会产生较大冲击电流，从而切换失败或者引起电压发生畸变，影响电网稳定运行。

微网在并入电网会经变压器升压，电压幅值通常与电网相符，但在频率固定情况下，相位无法调节，微网和电网之间电压相位会存在固定相位差，电压瞬时差值会有周期性变化，从而在微网的频率和相角上无法与电网保持同步，出现冲击电流，采用预同步控制能稳定进行无缝切换。并网运行时采用PQ控制，孤岛运行时采用VSG控制。

2.1.3 PQ/VSG控制模式无缝切换

当电网发生故障或有检修计划时，公共耦合点(point of common coupling，PCC)开关断开，逆变器控制策略应及时从PQ控制切换到VSG控制策略，以保证PCC开关动作时刻的同步性。为维持微网在离网后的电压稳定，离网运行后的电压环初始输出应保持与并网运行时电流给定值同步，给定角与锁相环输出角度相同。孤岛切换至并网模式后，微网从VSG控制切换到PQ恒功率控制，在PCC开关闭合前，通过调节变流器输出电压与电网电压的幅值差在允许范围内，避免切换瞬间发生冲击电流引起并网失败。逆变器的控制策略切换时刻和PCC开关动作时刻不协调，可能会导致负载电压波动并引起冲击电流。针对此问题，利用VSG控制和PQ控制的技术特点，设计一种数值缓冲器，利用PQ控制电流环和VSG控制的电流内环结构相同，PQ控制和VSG同时运行，在切换过程中电流内环控制结构不变，保持微网和电网之间的相位和两种控制的电流内环id、iq指令平滑过渡，使得控制策略能够顺利切换。储能逆变器在收到并网切换指令后，为保证电压不发生较大波动，经过预同步调节控制，对电网电压进行实时跟踪对比，对逆变器输出电压幅值Ug和相位θg进行调节。由于iPQ和iVSG之间可能存在差值，为防止PQ至VSG切换时出现电流指令跳变，在收到模式切换信号后，将iVSG和iPQ作为数值缓启动器的初值和终值，经过数值缓启动器的调节，使iVSG逐渐过渡到iPQ，保证从VSG控制平滑切换到PQ控制，表达式为

(5)

式(5)中：T为从初值到终值的缓启动时间；Δi为步长。

储流逆变器由PQ控制切换为VSG控制时，由于iPQ实时跟踪iVSG，即iPQ=iVSG。VSG并网运行时其输出电压相角θ跟随电网相角θg，即有θ≈θg，保证了储能变流器由VSG控制平滑切换至PQ控制过程中平滑切换。

2.2 并网预同步控制

图2为并网预同步过程电压矢量图。为使电网与微网间电压的相位达到同步，调节U的角速度ω，使Ug和U重合，微网能顺利从孤岛模式切换到并网运行。

Ug、U分别为电网电压和微电网电压，其角速度为ω0、ω；θ、θg分别为微网与电网电压相位，Δθ为其差值

如图3所示，通过锁相环得到电网和微网电压的相位与角频率。设置相位差阈值，微网相位θ与电网相位θg相减得到Δθ，当Δθ小于设定相位差阈值，在允许并网范围内，微网执行并网操作；当Δθ不在允许并网范围，则通过调节微网电压的角频率使得Δθ不断减少直至到达相位差阈值内，即可执行并网操作。

图3 预同步控制频率调节流程图

3 仿真验证分析

为验证提出的相关控制策略的可行性，根据图1所示模型，在MATLAB/Simulink 仿真平台下进行仿真，仿真时长为1 s。主要选取参数如表1所示。

表1 VSG实验参数设置

初始时刻微网处于离网运行，所带本地负载有功功率和无功功率分别为10 kW和10 kvar。在接到并网指令后在0.5 s 时刻开始进行预同步控制。孤岛到并网模式在进行无缝切换过程中的电压波形如图4所示。

图4 预同步控制并网电压波形

VSG输出电压经过预同步环节进行频率有差调节后，使其输出电压幅值与相位与电网电压对比，在两者瞬时差值低于设定阈值，满足电网安全运行条件后闭合并网开关，实现孤岛模式到并网模式的切换。

通过设置传统切换模式作为对照组，对比微网输出电压、电流和有功功率。图5和图6分别为微网输出电压和电流波形，对比传统切换模式和无缝切换模式可知，在传统切换模式下，系统在 0.5 s 时发出切换指令后，电流出现了较大的冲击电流，输出电压也发生了较大波动，对电网稳定运行产生严重影响。在预同步控制切换模式下，经过预同步调节至 0.55 s 后，开始切换控制模式，经过预同步控制调整后的输出电压不发生波动，输出电流能实现平滑切换，对电网产生较小冲击。

图5 微网输出电压波形

图6 微网输出电流波形

图7所示为逆变器输出有功功率波形，在0.5 s前微网带5 kW有功负荷并处于孤岛运行模式，系统在0.5 s 时发出并网切换指令，在完成预同步控制调节后，逆变器开始与电网进行同步，微网从VSG控制切换到PQ恒功率控制，在0.7 s后微网有功功率稳定输出10 kW，其中向电网输出有功功率为5 kW。相较于传统切换模式，逆变器在接收到并网指令并经过预同步环节调整后，在0.55 s 后开始逐渐增加输出功率，能够让逆变器输出有功功率平滑过渡到10 kW。

图7 输出有功功率波形

图8所示为并网模式到孤岛模式切换微网输出电压和电流波形，在1 s时刻进行模式切换。因为VSG具有电压源性质，在离网运行状态下可以提供电压支撑，整个切换过程不需要额外控制，即可实现电压电流平滑过渡。

图8 并网模式转孤岛模式输出波形

4 结论

针对微网运行模式展开研究，提出一种适应孤岛和并网运行模式间无缝切换的控制策略，解决运行模式切换时引起的电压震荡和电流冲击问题，得到以下结论。

(1)针对微网在并网后频率和相角难以保持同步问题，采用基于频率扰动调节电压的预同步方案，通过仿真运行验证了方案可行性。

(2)针对PQ控制和VSG控制平滑切换问题，利用VSG技术特点，使PQ控制的单电流环与VSG控制的电压电流双环同时运行。通过数值缓启动器的调节外环参考电流平滑过渡，从而减少模式切换对电网造成的冲击。

(3)建立了MATLAB/Simulink仿真模型，仿真结果验证了无缝切换控制策略在调节功率、稳定电压和平滑过渡电流得可行性。