基于自适应调节的微源逆变器虚拟同步发电机控制策略

2016-10-12张亚楠张建文

电源学报 2016年3期

关键词：微网阻尼控制策略

张亚楠，朱淼，张建文，蔡旭

（上海交通大学风力发电研究中心，上海200240）

基于自适应调节的微源逆变器虚拟同步发电机控制策略

张亚楠，朱淼，张建文，蔡旭

（上海交通大学风力发电研究中心，上海200240）

微电网通过各类功率变换器实现分布式电源分布式开发、就地吸纳和高效应用，但其孤岛运行时惯性很小，频率受负荷波动的影响很大。对于微源逆变器引入虚拟同步发电机控制策略，这对改善微网系统频率稳定性具有重要作用。基于此，提出一种自适应调节的虚拟同步发电机控制策略。首先根据微网实际运行状况实时修正虚拟惯性参数，实现了控制策略的自适应调节，从而保证微网系统的安全稳定运行；然后详细分析所引入转动惯量系数和阻尼系数对微源控制系统的各类影响。Matlab/Simulink仿真结果验证了所提控制策略的正确性和有效性。

孤岛运行；逆变器；虚拟同步发电机控制；自适应调节；频率稳定性

引言

随着能源危机问题的日益突出，以新能源为主体的分布式发电DG（distributed generation）逐渐兴起［1，2］，分布式电源采用“分布式开发、就地吸纳和应用”的模式，其大规模接入给传统大电网的运行带来了巨大的挑战［3］。为协调大电网和分布式电源的矛盾，充分挖掘分布式发电为电网和用户带来的价值和效益，将分布式电源通过微网接入系统是提高其利用率的有效方式［4-7］。

微网通常由DG、储能、负荷和监控系统等组成［8，9］。与传统的旋转同步发电机相比，基于电力电子逆变接口的DG控制策略灵活、响应迅速，但也因其不含机械转子而无旋转惯量［10，11］，不利于微网的安全稳定运行［12］。

如果使得并网逆变器能够模拟同步发电机的外特性，就可以借鉴传统电力系统的运行经验，将一些传统电网的运行控制策略移植到微网中［13-15］。基于该思想，有学者通过引入同步发电机静态下垂特性，提出了微源逆变器下垂控制策略［16-20］，其静态输出特性与传统同步发电机的一次调频类似，可实现并列微源之间的有功功率自动分配。然而，下垂控制仅从静态下垂特性角度对传统同步发电机电源输出特性进行模拟，未能模拟同步发电机的真实运行特性。

为了使DG更加真实地模拟同步发电机，国内外学者提出了虚拟同步发电机VSG（virtual synchronous generator）控制方法［21-23］，其在下垂控制的基础上，又模拟出旋转惯性和阻尼特性，有望成为DG接入微网系统的主流技术。虚拟同步发电机的概念最先由欧洲VSYNC工程提出［22］，主要控制思想是通过构造虚拟惯量以及一次调频指令，并通过电流闭环反馈控制使得DG在暂态时具有同步发电机的特性。文献［23］利用同步发电机的数学模型，直接控制滤波电感上的电流，间接地使逆变器具有同步发电机的特性。以上电流控制型VSG在弱电网环境或孤岛运行模式下无法胜任电压支撑作用，为此，一些学者提出了电压控制型VSG控制。文献［24］提出的虚拟同步发电机控制方法，借鉴经典同步发电机二阶数学模型与调速器等控制策略，模拟出同步发电机频率和电压下垂特性以及大转动惯量特性；文献［25］利用电磁暂态关系对同步发电机进行建模，再加上调压控制器、调频控制器构成Synchronous，对虚拟同步发电机特性进行进一步优化；但上述两种控制方法并未对其在提髙系统频率稳定性上的作用进行详细分析。

本文在上述文献的基础上，首先将同步发电机的转子运动方程、一次调频特性以及无功功率-电压下垂控制特性引入到逆变电源的上层控制中，底层控制则用传统的电压电流双闭环控制方法，使分布式逆变电源具有虚拟同步发电机运行特性；其次，详细分析所引入转动惯量系数和阻尼系数对微源控制系统的影响，将变虚拟惯性常数控制方法引入到VSG控制中，并通过前馈补偿减弱阻尼系数对系统有功功率均分所造成的不利影响；最后，用Matlab/Simulink仿真平台验证VSG和变虚拟惯性参数控制方法的正确性。

1　分布式逆变电源控制策略

1.1分布式逆变单元主电路结构及控制

基于虚拟同步发电机控制的分布式电源整体控制策略如图1所示。为了更好地研究逆变单元的控制方法，本文简化分布式电源自身的动态响应，用直流电压源接三相全桥逆变器来等效微网电源。

图1 整体控制框图Fig.1　Block diagram of overall control

图1中，Udc为等效直流电压源；T1～T6为IGBT开关管；R、L和C分别为滤波电感电阻、滤波电感及滤波电容；ICabc为滤波电容电流；Uabc和Iabc分别为公共母线端电压和流向公共母线的三相电流；Pref和Qref为有功功率及无功功率设定值；P、Q为逆变单元输出有功功率和无功功率计算值；Pm为调速器输出机械功率；Uref和θ分别为经VSG控制和无功功率-电压控制得到的参考电压幅值及相位角；Ua、Ub、Uc为经上层控制单元得到的三相电压参考值；所提出的基于虚拟同步发电机的分布式逆变电源控制方法主要包括上层算法和底层算法。由中央控制单元给出有功功率和无功功率的设定值，经上层算法得到参考电压瞬时值，上层算法主要包括调速器、VSG控制单元、无功-电压控制单元及参考电压生成模块；然后由底层算法通过一个双环控制得到PWM调制波，电压外环采用比例-积分控制，以提高稳态精度，电流内环采用比例控制，以提高响应速度；再经过正弦脉宽调制SPWM（sinusoidal pulse width modulation）产生脉冲来驱动IGBT的通断。

1.2调速器模块

调速器是同步发电机组并网发电不可缺少的控制单元，在维持系统频率稳定及功率平衡等方面发挥重大作用。基于虚拟同步发电机控制的分布式电源整体控制中，调速器设计的主要目的是通过控制VSG的输入机械功率，保证系统内有功功率平衡和有功负荷合理分配以及维持频率在正常范围内。本文调速器控制框图如图2的所示。

图2 调速器控制框图Fig.2　Block diagram of governor control

图2中，将微源逆变器的输出角频率ω和参考角频率ωref的偏差送入到比例调节器，对输出机械功率Pm进行调节，把调度功率Pref作为前馈引入到调速器控制中，可以大大缩小频率反馈控制的调节范围，有利于系统稳定。此外，在调速系统中加入了功率限幅环节，将微源逆变器的输出功率保持在额定容量以下，实现自我保护功能。

1.3VSG控制模块

VSG控制的核心思想是把转子运动方程运用到控制算法中。当极对数为1时，机械角速度ωg等于电角速度ω，同步发电机的转子运动方程为

式中：D0为阻尼系数；J0为惯性系数。

基于式（1）设计的VSG控制框图如3所示。

图3　VSG控制框图Fig.3　Block diagram of VSG control

1.4无功功率-电压控制模块

无功功率-电压控制模块用于实现微电网无功功率的分配以及电压的调整，本文设计的无功功率-电压控制模块如图4所示。

图4　无功功率-电压下垂控制模块Fig.4　Reactive power-voltage droop control model

图中，Qref为无功功率输入设定值；Kq为无功功率下垂系数；U0为输出端电压设定值。通过此模块可以得到电压参考值Uref。

2　自适应调节VSG控制

同步发电机运行时，转动惯量的大小直接影响转子中存储的动能，进而影响系统的暂态过程。

忽略阻尼项，式（1）可写成

由此看出，转动惯量与系统频率变化率成反比，即当功率缺额一定时，转动惯量越大，输出频率的变化率越小；转动惯量越小，输出频率的变化率就越大。

相比于同步发电机，逆变器所具有较快的动态特性以及几乎零惯性的特点，给微网系统的安全稳定运行带来了巨大挑战。微网有2种运行模式。在与大电网相连的并网运行模式下，直接采用电网频率和电压作为支撑，DG按照制定目标发出有功功率和无功功率，频率较为稳定；而当与大电网断开进入孤岛运行模式时，微网的频率需由自身控制。此时的微网是个独立的小系统，如果其惯性很小，那么少量的功率波动就会引起系统显著的频率偏移，甚至可能导致整个系统的崩溃。

由基于VSG控制的分布式电源整体控制框图可知，引入VSG控制策略后，微源的频率控制单元包含P-f下垂控制模块和VSG控制模块。前者用于模拟同步发电机的频率静态输出特性，即一次调频特性，保证并列微源之间的有功功率自动分配；后者用于模拟同步发电机转子运动方程，实现微源虚拟惯性的动态频率调节。此时，微源输出频率增量与有功功率增量的关系为

由式（3）可知，在有功功率负荷波动的情况下，微源输出频率不再表现为阶跃响应，而是体现出一阶惯性环节响应特性。因此，通过采用VSG控制策略，可以引入虚拟惯性，使得频率的变化具有一定的过渡时间，有效提高频率抵御负荷变化的能力。

虚拟惯性时间常数J取值不同，在频率动态调节过程中逆变电源将表现出不同的惯性。J的取值太小，微网系统的惯性就小，此时微小的负荷波动就可能引起频率的快速变化；J的取值越大，对微网系统的频率支持作用越明显，但是，这就意味着系统的动态响应越慢，即频率到达稳定状态的时间也更漫长。

当系统有功功率负荷发生变化时，由基于VSG控制的分布式电源整体控制单元的闭环响应存在稳态误差，微源输出端P-f下垂特性曲线发生了变化，其表达式为

式中：Kω′为微源输出端静态P-f下垂特性曲线的斜率，Kω′=1/（Dω0-1/Kω），Kω为微源P-f下垂控制模块中P-f下垂特性曲线的斜率。

由式（4）可知，VSG控制模块中的阻尼系数D会减小微源输出端P-f下垂特性曲线斜率，降低微源之间的有功功率分配精度。减小阻尼系数D，可以减小上述影响，却可能导致系统出现低频功率振荡等问题。

需要指出的是：虚拟同步发电机控制策略中的虚拟转动惯量及阻尼系数是在控制策略中虚拟引入的，可以参考实际同步发电机的参数并根据需要灵活选取，而不受任何实际制造工艺的限制，这也是虚拟同步发电机控制的一个独特的优势。

工程中，转动惯量J是根据电网频率信息及频率稳定要求加以确定的。为充分利用微源逆变器的容量，应选取转动惯量J为

式中，Pmax为逆变器的功率上限。

本文提出一种变虚拟惯性常数VSG控制策略。在微网孤岛运行时，当负荷出现扰动，可以根据其暂态过程中频率变化率df/dt的值，实时修正虚拟惯性时间常数J。既抑制频率变化率过快，又将系统频率调整时间控制在可控范围内，优化频率的恢复曲线。具体控制方案如下。

设置阈值C1和C2，用来跟踪频率变化过程，并启用相应的控制方案。

（1）工作模式1。当|df/dt|＞C1时，此时频率变化率过快，应采用大转动惯量常数，减缓系统的暂态过程；

（2）工作模式2。当|df/dt|≤C2时，频率恢复很慢，应采用小转动惯量常数，加速频率的恢复；

（3）工作模式3。当C2≤|df/dt|＜C1时，频率恢复速度合适，转动惯量不变，等待频率的恢复。

此时，微电网的频率控制流程如图5所示。

针对阻尼系数D改变下垂系数影响负荷分配的情况，为了不改变频率控制器的结构，需添加前馈量进行补偿，进而减弱阻尼系数对微源P-f下垂特性曲线的影响。保证并列微源之间按照预定P-f下垂特性曲线进行有功功率自动分配。

由式（1）可知，微源系统的频率调节特性方程为

则稳态时的功率增量为

图5　孤岛模式下微电网的频率控制流程Fig.5　Flow chart of frequency control in island microgrid

由式（7）可以看出，将ΔωDω0叠加到VSG的调速器的参考有功功率上，即可完成消除阻尼系数D对有功功率负荷分配的不利影响的补偿。

3　仿真分析与验证

为验证VSG算法以及上文提出的控制策略，本文基于Matlab/Simulink仿真软件，搭建了图1所示单机系统，系统仿真参数见表1。

首先将本文研究的基于VSG的控制策略与传统的下垂控制策略DCS（droop control strategy）比较，两者均工作在孤岛运行模式，起初负荷维持在功率20 kW，0.3 s时突增至 40 kW，0.7 s时恢复至 20 kW，仿真结果如图6所示。

从图6所示的结果可以看出，当有功负荷发生波动时，采用下垂控制时系统频率迅速降低至49.8 Hz；采用虚拟同步发电机控制时，频率则缓慢降低。虚拟同步发电机控制有效地延缓了频率的下降速度，增强了微源惯性，提高了孤岛运行时微网系统的频率稳定性。

表1　DG仿真参数（单机系统）Tab.1　Simulation parameters of VSG

图6　负荷阶跃时的频率变化Fig.6　Frequency variation with load step-increase

仿真分析转动惯量参数J、阻尼系数D以及调速器参数Kω对VSG输出频率的影响，仿真结果如图7所示。首先设定阻尼系数D=0，调速器参数Kω=5×104/π，转动惯量分别取3、11、18，初始负载有功功率和无功功率分别为20 kW和10 kvar，1 s时，负载有功功率和无功功率分别突增20 kW和10 kvar，仿真结果如图7（a）所示。从图7（a）可以看出，当J=3时，当系统出现负荷短时冲击时，系统频率变化仍然较快，随着J的增加，系统的频率调整时间也逐渐增加。当J=18时，频率的调整时间变得很长，系统动态响应变差。上述仿真可以看出，虚拟惯性参数J取值不同，逆变电源在频率动态调节的过程中表现出不同的惯性。逆变电源虚拟出的惯性越大，对微网系统频率的支持作用越明显。但是随着J的增加，微网系统的动态响应缓慢，微网系统达到稳定状态的时间过长，也会对微网系统的稳定运行造成不利的影响。

图7　VSG参数对输出频率影响的仿真Fig.7　Frequency variation with a load step-increase for different values of J，D，Kω

阻尼系数D对VSG输出频率的影响的仿真如图7（b）所示。设定转动惯量常数J=11，阻尼系数分别为0、20、40，调速器参数Kω=5×104/π，初始负载有功功率和无功功率分别为20 kW和10 kvar，1 s时，负载有功功率和无功功率分别突增20 kW和10 kvar。

从图7（b）可以看出，阻尼系数D并不改变频率变化的动态过程，仅影响频率变化的稳态值，且阻尼系数D越大，频率的稳态变化量越小。

仿真分析频率调节系数Kω对VSG输出频率的影响时，设定转动惯量J=11，阻尼系数D=0，Kω分别取3×104/π、4×104/π、5×104/π，初始负载有功功率和无功功率分别为20 kW和10 kvar，1 s时，负载有功功率和无功功率分别突增20 kW和10 kvar。仿真结果如图7（c）。由图可以看出，Kω与频率变化量成反比，而与频率变化率df/dt无关。Kω越小，频率调整时间越长，这是因为Kω改变了VSG调速器的输出机械功率，进而影响了频率调整时间。

图8为采用自适应调节VSG控制下负荷突增情况下的频率响应对比结果（这里设定C1=0.2，C2= 0.5）。可以看出，即使采用VSG控制，当负荷突增的瞬间，系统的频率变化率仍然很大；采用自适应调节VSG控制策略后，可以能够有效地降低负荷突增瞬间微网系统的频率变化率，改善了微网系统的动态响应；同时，系统的频率调整时间也并没有过分增加，从而验证了变虚拟惯性常数控制策略的有效性。

图8　负荷突增时系统的动态响应Fig.8　System dynamic response during load sudden increasing

为了验证上述VSG控制方法中，阻尼系数D对微源输出端P-f下垂特性以及有功功率分配性能的影响，本文设计一个如图9所示的双机系统。2 台DG通过线路连接到微网内母线上向负荷供电，微源逆变器均采用自适应调节虚拟同步发电机控制策略，阻尼系数分别取0和20，其余控制参数均相同（参见表1），微源逆变器输出有功功率的仿真结果如图10所示。

图9　微源逆变器并联运行仿真模型Fig.9　Simulation mode of parallel microsource

图10　阻尼系数对微源逆变器有功负荷分配影响Fig.10　Damping coefficient effect on active load distribution

由图10（a）可以看出，由于阻尼系数D的不同，虽然微源调速器参数Kω相同，两台微源的静态有功功率分配不等于1∶1。这是因为阻尼系数D改变了微源输出端静态P-f下垂特性曲线，从而干扰了并联微源逆变器之间的有功功率分配。

由图10（b）可以看出，补偿了阻尼系数D对P-f下垂特性曲线的干扰，负载突变后有功负荷分配的均分效果较好，2台微源逆变器发出的有功功率几乎一样。

4　结语

采用同步发电机的转子运动方程、一次调频特性以及无功功率-电压下垂控制原理构造的虚拟同步发电机控制策略，较好地模拟了同步发电机组大惯性的外特性，提升了微源逆变器频率控制性能。

VSG控制中虚拟惯性时间常数取值不同，在频率动态调节过程中分布式逆变电源将表现出不同的惯性。因此，在惯性时间常数的选择上，应综合微电网系统的整体要求以及每个微源自身的响应特性，并考虑逆变电源的动态响应时间、超调量及达到稳定所需时间等。相比于实际同步发电机，VSG的虚拟惯性时间常数可以根据需要灵活可调。本文采用的自适应调节VSG控制策略，在微网孤岛运行时具有重要作用。它可以有效地降低微网系统发生负荷突变时的频率变化率，同时使频率调整时间不至于过长，有利于微网系统的安全稳定运行。

为了减弱阻尼系数D的引入对微源逆变器输出端P-f下垂特性的不利影响，本文设置了相应的前馈补偿，有效地提高了微源逆变器有功功率分配性能。

本文所提出的基于自适应调节的虚拟同步发电机控制策略对微网逆变电源进行了简化等效。实际微网中含有各种类型DG，其外部输出特性随着工况的改变也呈现各不相同的特性。针对DG实时输出特性，以变虚拟惯性常数为核心的自适应虚拟同步发电机控制策略，在判据整定计算、系统暂态特性分析等方面都具备进一步提升的空间，也是未来工作的努力方向之一。

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Control Strategy of Virtual Synchronous Generator Based on Adaptive Adjusting for Distributed Inverters

ZHANG Yanan，ZHU Miao，ZHANG Jianwen，CAI Xu
（Wind Power Research Center，Shanghai Jiao Tong University，Shanghai 200240，China）

Micro-grid enables distributed power realize distributed development，local absorb and efficient application，but its inertia in islanding is small，and the frequency is greatly affected by load fluctuations.The introduction of virtual synchronous generator control strategy to improve micro-grid system frequency stability plays an important role，and the inertia parameters of virtual synchronous generator control strategy is introduced virtually，it can refer to the actual parameters of synchronous generator and can adjust flexibly according to needs.An adaptive adjustment of virtual synchronous generator control strategy is proposed，which can correct virtual inertia parameters according to the actual operating conditions in real-time and ensure the safety and stable operation of micro-grid systems.Both the correctness and validity of the proposed control strategy have been verified by the simulation results in Matlab/ Simulink platform.

island operation；inverter；virtual synchronous generator；adaptive adjusting；frequency stability