朱克平，何英靜，姜衛(wèi)同，朱鵬程，胡鵬飛

（1.國網(wǎng)浙江省電力有限公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，杭州 310008；2.浙江大學(xué)電氣工程學(xué)院，杭州 310027）

0 引言

為了應(yīng)對氣候變化和能源危機(jī)，全球能源轉(zhuǎn)型勢在必行，新能源發(fā)電技術(shù)和儲能技術(shù)將成為我國實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰”、“碳中和”雙碳目標(biāo)的最主要手段[1]。到2030 年我國風(fēng)電和光伏裝機(jī)總?cè)萘款A(yù)計(jì)達(dá)到12 億千瓦以上，到2025 年新型儲能裝機(jī)規(guī)模將比2020 年翻10 倍，達(dá)到3 000 萬千瓦[2]。隨著新能源的高速發(fā)展，未來的電網(wǎng)中將存在大量的電力電子變流器，高比例電力電子設(shè)備的接入將對電力系統(tǒng)造成一系列的沖擊和影響[3-4]。

與傳統(tǒng)同步發(fā)電機(jī)通過調(diào)整轉(zhuǎn)子的轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)發(fā)電機(jī)的頻率和相位不同，電力電子變流器內(nèi)含有大量的半導(dǎo)體開關(guān)器件，他是通過相應(yīng)的控制策略控制半導(dǎo)體開關(guān)器件的通斷快速調(diào)節(jié)輸出電壓與頻率，實(shí)現(xiàn)與電網(wǎng)之間的同步，而不同的控制策略會(huì)使電力電子變流器表現(xiàn)出不同的外特性[5]。目前，電力電子設(shè)備的控制策略可分為跟網(wǎng)型控制（grid-following 控制）和組網(wǎng)型控制（grid-forming 控制）2 種方式[6]。跟網(wǎng)型控制主要指通過鎖相環(huán)（phase locked loop，PLL）同步單元實(shí)現(xiàn)并網(wǎng)[7]，其結(jié)構(gòu)簡單、穩(wěn)定可靠，是最常見的控制形式。組網(wǎng)型控制包括P-f下垂控制、虛擬同步機(jī)（virtual synchronous generator，VSG）控制、直流母線電壓/無功功率控制（DC bus voltage and reactive power control，DCVQ）等多種控制形式[8]，與組網(wǎng)型控制不同的是，采用這些控制方法的變流器具有孤島運(yùn)行的能力[9]。

鎖相環(huán)型變流器能通過鎖相環(huán)快速響應(yīng)電網(wǎng)頻率變化從而做出相應(yīng)的調(diào)節(jié)，但只能被動(dòng)跟蹤而不具備頻率支撐能力，并且在弱電網(wǎng)工況下鎖相環(huán)回路與其他控制回路會(huì)存在耦合，容易使系統(tǒng)產(chǎn)生振蕩，降低系統(tǒng)的穩(wěn)定性[10]。相較之下，組網(wǎng)型控制能夠主動(dòng)地建立頻率信號，在魯棒性方面優(yōu)于鎖相環(huán)型變流器，更適用于大規(guī)模電力電子裝備的并網(wǎng)控制。

近年來，國內(nèi)外相關(guān)學(xué)者對組網(wǎng)型控制開展了大量的研究，文獻(xiàn)[11]基于同步發(fā)電機(jī)的轉(zhuǎn)子運(yùn)動(dòng)方程、一次調(diào)頻特性及無功調(diào)節(jié)延遲特性提出了一種新型的VSG 控制方法，使變流器呈現(xiàn)更好的同步發(fā)電機(jī)特性。文獻(xiàn)[12]針對分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)，提出了一種新型的下垂控制方法，能更好的平抑功率波動(dòng)，提高系統(tǒng)的穩(wěn)定性和魯棒性。文獻(xiàn)[13]在傳統(tǒng)VSG 控制的基礎(chǔ)上提出了一種改進(jìn)的虛擬同步機(jī)控制方法，能夠更好的實(shí)現(xiàn)并網(wǎng)啟動(dòng)控制。但以上研究均以恒定電壓源等效直流側(cè)，未考慮真實(shí)應(yīng)用場景中直流母線電壓的變化。為了模擬更真實(shí)的運(yùn)行狀況，本文考慮了具體的應(yīng)用場景：光伏和儲能聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)，以研究在更符合實(shí)際的系統(tǒng)中采用組網(wǎng)型控制是否可行，以及在面臨大擾動(dòng)時(shí)是否能發(fā)揮組網(wǎng)型控制的優(yōu)越性。

針對一個(gè)具體的光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)，本文首先依據(jù)其拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)建立相應(yīng)的電磁暫態(tài)模型，然后分別將兩種組網(wǎng)型控制策略應(yīng)用于光儲系統(tǒng)的逆變器，綜合對比分析兩種組網(wǎng)型控制策略在面對多種非理想工況下的響應(yīng)特性，主要貢獻(xiàn)為：

1）針對目前多數(shù)文獻(xiàn)中以恒定直流電壓源作為VSC 直流側(cè)，而忽略了實(shí)際應(yīng)用場景的問題，本文從光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)各部分具體的電路拓?fù)浜涂刂撇呗猿霭l(fā)，將VSC 的直流側(cè)以具體的光伏陣列模型和蓄電池儲能模型替代，不僅可以測試常見的新型控制策略在實(shí)際場景中的適用性，而且更加符合VSC 的實(shí)際運(yùn)行工況；

2）將兩種不同的組網(wǎng)型控制策略，虛擬同步機(jī)（VSG）控制和直流母線電壓/無功功率（DCVQ）控制應(yīng)用于并網(wǎng)逆變器，通過在Matlab/Simulink 中建立的電磁暫態(tài)模型，分析了兩者在不同故障場景下的響應(yīng)情況，對比2 種組網(wǎng)型控制策略不同的特點(diǎn)，為將來暫態(tài)穩(wěn)定分析、控制方式改進(jìn)等提供參考。

1 光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)

圖1 為光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)接入三相交流網(wǎng)絡(luò)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，該系統(tǒng)由光伏發(fā)電系統(tǒng)、儲能系統(tǒng)、并網(wǎng)逆變系統(tǒng)、線路阻抗、雙繞組變壓器和上級電網(wǎng)組成[14]。

圖1 光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)拓?fù)鋱DFig.1 Topological diagram of optical storage combined power generation system

光伏發(fā)電系統(tǒng)的DC/DC 變流器采用BOOST 升壓電路接入直流母線。日照強(qiáng)度和光伏電池板的工作溫度決定了光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)出有功功率的能力，在一定的工作環(huán)境下理論上存在最大有功功率輸出值。為充分利用新能源發(fā)電，最大化增加經(jīng)濟(jì)效益和資源效益，DC/DC 變流器采用最大功率跟蹤（maximum power point tracking，MPPT）控制[15]，根據(jù)當(dāng)前的光照強(qiáng)度和電池結(jié)溫，實(shí)時(shí)檢測光伏陣列電壓和電流，通過與上一控制周期內(nèi)計(jì)算得到的輸出功率比較，始終取更大的有功值作為功率參考值，從而使光伏發(fā)電系統(tǒng)始終保持最大功率輸出。

電池儲能系統(tǒng)的DC/DC 變流器采用經(jīng)典雙向半橋變換電路，具有升、降壓的雙向變換功能，可以實(shí)現(xiàn)直流電能雙向流動(dòng)。能量從蓄電池流向直流母線時(shí)，直流變換器工作在升壓模式下，實(shí)現(xiàn)升壓功能；能量從直流母線流向蓄電池時(shí)，直流變換器工作在降壓模式下，實(shí)現(xiàn)降壓功能?？刂撇呗詾楹阒绷麟妷旱碾p環(huán)PWM 控制[16]。本文的儲能單元選用鉛酸電池。

并網(wǎng)逆變系統(tǒng)包含電壓源逆變器（voltage source converter，VSC）和LC 濾波器，是光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)接入上級交流電網(wǎng)的必要環(huán)節(jié)。目前常用的并網(wǎng)VSC 控制策略有定功率控制和定直流母線電壓控制，而對于運(yùn)行在孤島模式下的光儲微網(wǎng)，一般采用恒壓/恒頻率控制。目前有大量對于組網(wǎng)型控制的研究，本文對比了兩種不同的組網(wǎng)型控制：VSG控制和DCVQ 控制在應(yīng)用于具體的光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)時(shí)的響應(yīng)情況。

2 光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)電磁暫態(tài)建模

2.1 光伏發(fā)電系統(tǒng)建模

2.1.1 光伏陣列模型

光伏發(fā)電系統(tǒng)中光伏陣列板是由多個(gè)光伏電池串并聯(lián)形成的，目前常見的單個(gè)硅太陽能電池等效電路見圖2。其中VPV是光伏陣列出口處電壓；IL是光生電流，Id是流過并聯(lián)二極管的電流，IPV是光伏陣列輸出的電流；Rsh和Rse分別是并聯(lián)、串聯(lián)等效電阻[17]。

圖2 光伏電池等效電路Fig.2 Equivalent circuit of photovoltaicbattery

光伏陣列出口處的IPV-VPV特性公式為

式中：q=1.6×10-19為電子電荷量；nI為約等于1的二極管理想因數(shù)；k=1.38×10-23J/K 為玻爾茲曼常數(shù)；N為一個(gè)光伏電池模組中串聯(lián)的發(fā)電單元數(shù)；T為光伏電池板溫度；Vd是二極管的電壓；I0是二極管飽和電流；IL和I0都是與日照強(qiáng)度和光伏電池板的工作溫度相關(guān)的變量[18]。

本文在Matlab 中建立的光伏陣列模型中，10 個(gè)串聯(lián)的光伏電池組成一個(gè)光伏模塊以提升VPV，同時(shí)將20 個(gè)串聯(lián)的光伏發(fā)電模塊并聯(lián)以提升IPV。單個(gè)光伏電池在標(biāo)準(zhǔn)溫度25℃、標(biāo)準(zhǔn)光照強(qiáng)度1 000 MW/m2時(shí)，開路電壓Voc=37.7 V，短路電流Isc=8.85 A；最大功率點(diǎn)處的電壓Vmp=30.5 V，Imp=8.2 A，相應(yīng)的最大功率點(diǎn)處的功率Pmp=VmpImp=250.1 W。本文中光伏陣列模型的IPV-VPV曲線和PPV-VPV曲線見圖3，從圖3 可看出標(biāo)準(zhǔn)溫度和光照下此光伏陣列的最大功率點(diǎn)處IPVmp=20Imp=164 A，VPVmp=10Vmp=305 A，PPVmp=20×10Pmp=50 020 W。

圖3 光伏陣列模型的Ipv-Vpv曲線和Ppv-Vpv曲線Fig.3 Ipv-Vpv and Ppv-Vpv curve of photovoltaic array

2.1.2 光伏發(fā)電系統(tǒng)DC/DC 控制策略

光伏發(fā)電系統(tǒng)的DC/DC 變流器電路拓?fù)鋱D見圖4。其中直流側(cè)額定電壓VPV=1 000 V。

圖4 光伏發(fā)電系統(tǒng)的DC/DC變流器電路拓圖Fig.4 Circuit topological diagram of DC/DC converter for photovoltaic power generation system

如前文所述，光伏發(fā)電系統(tǒng)的DC/DC 變流器采用MPPT 控制，其基本原理是通過開關(guān)元件T1的開斷，實(shí)現(xiàn)DC/DC 變流器阻抗的改變，使得DC/DC 對于光伏陣列端口的輸入阻抗與光伏陣列的內(nèi)阻相等，從而實(shí)現(xiàn)最大功率點(diǎn)的跟蹤。

本文在Matlab 中建立的DC/DC 控制器中，MPPT采用擾動(dòng)觀察法[19]，擾動(dòng)步長為0.000 1。此外，在MPPT 輸出光伏電壓參考值VPVref后，采用電壓外環(huán)、電流內(nèi)環(huán)的雙環(huán)控制方法，電壓外環(huán)輸出光伏電流參考值IPVref作為電流內(nèi)環(huán)的輸入。電壓、電流環(huán)分別引入了VPV和IPV的負(fù)反饋，使得VPV和IPV能穩(wěn)定為給定值，增加了控制器的控制精度和動(dòng)態(tài)性能。光伏DC/DC 控制原理見圖5。

圖5 光伏DC/DC控制原理圖Fig.5 Control schematic diagram of photovoltaic DC/DC

2.2 電池儲能系統(tǒng)建模

鉛酸蓄電池經(jīng)過雙向DC/DC 變流器接入直流母線，電池儲能接入電路拓?fù)鋱D見圖6。

圖6 電池儲能接入電路拓?fù)鋱DFig.6 Topology of battery energy storage access to circuit

DC/DC 變流器工作在恒直流母線電壓模式，采用雙環(huán)控制調(diào)節(jié)直流電壓[20]。 T1和T2采用互補(bǔ)PWM 控制方法，2 個(gè)開關(guān)管同時(shí)動(dòng)作，可以更快地實(shí)現(xiàn)充、放電狀態(tài)的切換。儲能系統(tǒng)雙向DC/DC 控制原理見圖7。

圖7 儲能系統(tǒng)雙向DC/DC控制原理圖Fig.7 Control schematic diagram of bidirectional DC/DC of energy storage system

儲能雙向DC/DC 變流器同樣采用雙環(huán)控制，即直流電壓外環(huán)和電感電流內(nèi)環(huán)。圖7 中設(shè)置虛線框區(qū)域的目的是限制蓄電池工作在正常的蓄電池荷電狀態(tài)（state of charge，SOC）區(qū)間，即防止蓄電池工作在放電極限區(qū)和充電極限區(qū)。其中NXOR 是異或非門，若有偶數(shù)個(gè)輸入為TRUE，則輸出TRUE，反之輸出FALSE；SOCmin和SOCmax分別取0.2、0.9。此外，VDCref和VDC分別為直流母線電壓參考值和實(shí)際值；ILBref和ILB分別為電感LB電流的參考值和實(shí)際值。

2.3 并網(wǎng)逆變系統(tǒng)建模

并網(wǎng)逆變系統(tǒng)[21]包含VSC 和LC 濾波器，并網(wǎng)逆變系統(tǒng)電路拓?fù)鋱D見圖8。其中C為直流母線并聯(lián)的電容。

圖8 并網(wǎng)逆變系統(tǒng)電路拓?fù)鋱DFig.8 Circuit topological diagram of grid connected inverter system

2.3.1 VSG 控制策略

VSG 的控制結(jié)構(gòu)[22]見圖9，下標(biāo)dq 分別表示電氣量在dq 旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)軸上的分量。圖9（a）為VSG控制的有功環(huán)，也是替代鎖相環(huán)起到與電網(wǎng)保持同步的環(huán)路；圖9（b）為無功環(huán)，其輸出為濾波器出口母線電壓d軸參考值。

圖9 VSG控制結(jié)構(gòu)圖Fig.9 Structural diagram of VSG control

VSG 有功環(huán)路的控制律公式為

式中：Pe和Pref分別為公共連接點(diǎn)（PCC）處有功功率實(shí)際值和有功功率參考值；ω0=100π 為系統(tǒng)額定角頻率；ωVSG為有功換輸出的角頻率值；J和D分別是虛擬慣量和阻尼系數(shù)。

VSG 的無功環(huán)路輸出為PCC 處d軸電壓的參考值Ud,ref，通常q軸電壓參考值Uq,ref=0 ?？傻肰SG 無功環(huán)路的控制律為

式中：Kq為無功比例系數(shù)；Dq為Q-V下垂系數(shù)；Ud,ref為電壓內(nèi)環(huán)的d軸電壓參考值；Qref是無功參考值；Qe是無功輸出；UN和U分別是并網(wǎng)逆變器輸出的電壓幅值參考值和實(shí)際值。

2.3.2 DCVQ 控制策略

直流母線電壓/無功功率控制（DCVQ）控制是一種新型的組網(wǎng)型控制策略，其控制結(jié)構(gòu)見圖10，圖10（a）為DCVQ 控制的直流母線電壓-頻率控制環(huán)，可以在控制直流母線電壓的同時(shí)跟蹤電網(wǎng)的頻率信息與相位信息；圖10（b）為無功-電壓控制環(huán)[23]。

圖10 DCVQ控制結(jié)構(gòu)圖Fig.10 Structural diagram of DCVQ control

傳統(tǒng)同步發(fā)電機(jī)通過調(diào)節(jié)轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速來實(shí)現(xiàn)有功功率平衡，其公式為

式中：J為同步電機(jī)的轉(zhuǎn)動(dòng)慣量；D為同步電機(jī)的阻尼系數(shù)；ω為同步電機(jī)轉(zhuǎn)子的旋轉(zhuǎn)角速度；Pin和Pout分別為同步電機(jī)的機(jī)械功率和輸出電磁功率。

對于DCVQ 型并網(wǎng)逆變器，通過直流母線電容的充發(fā)電類比同步發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子的加減速，表達(dá)公式為

式中：Gm為虛擬電導(dǎo)；Pin和Pout分別為分布式能源提供的有功功率和實(shí)際注入電網(wǎng)的有功功率；Cdc為直流母線電容的容值；udc為直流母線電壓。

聯(lián)立式（4）和式（5），可得角速度變化量與直流母線電壓變化量之間的關(guān)系公式為

DCVQ 的無功-電壓控制控制環(huán)與VSG 控制策略的無功環(huán)相同，見公式（3）。

3 仿真對比與結(jié)果分析

本文基于Matlab/Simulink 搭建了圖1 所示的光儲聯(lián)合并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)，系統(tǒng)的元件參數(shù)和控制參數(shù)見表1。分別驗(yàn)證并網(wǎng)逆變器在2 種組網(wǎng)型控制策略下面臨不同故障時(shí)的輸出特性，故障位置為變壓器低壓側(cè)的母線，見圖11。故障類型為不同程度的三相接地短路以及電網(wǎng)頻率跌落。所有故障均在t=1 s 時(shí)發(fā)生，t=2 s 時(shí)清除。

表1 仿真參數(shù)Table 1 Simulation parameters

3.1 三相接地短路故障工況1（接地電阻Rfault=2 Ω）

圖12 為變壓器低壓側(cè)母線經(jīng)2 Ω 電阻接地，并網(wǎng)逆變器采用兩種不同控制策略時(shí)的電磁暫態(tài)仿真結(jié)果圖。

圖12 Rfault=2 Ω 時(shí)仿真結(jié)果對比Fig.12 Comparison of simulation resultsat when Rfault=2 Ω

由圖12（a）可以看出，在接地電阻為2 Ω 時(shí)，兩種控制都可以實(shí)現(xiàn)頻率的穩(wěn)定控制，而VSG 相比DCVQ 將頻率限制在了更小的波動(dòng)范圍，具有更好的暫態(tài)和穩(wěn)態(tài)性能。

由圖12（b）可看出DCVQ 控制下接地短路前的輸出功率大于光伏MPPT 功率，則儲能會(huì)保持放電。而VSG 控制中Pref設(shè)置為光伏發(fā)電系統(tǒng)中MPPT 輸出的功率PPVmp，因此在達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)時(shí)VSG 的輸出功率等于PPVmp，則儲能的充放電更為緩和。

圖12（c）為直流側(cè)電壓值，由于直流電壓主要通過電池儲能系統(tǒng)控制，故在接地電阻為2 Ω 時(shí)可以保持在1 000 V，且暫態(tài)過程超調(diào)量小，暫態(tài)時(shí)間短。

3.2 三相接地短路故障工況2（接地電阻Rfault=1 Ω）

圖13 為變壓器低壓側(cè)母線經(jīng)1 Ω 電阻接地時(shí)不同控制下的電磁暫態(tài)仿真結(jié)果。由圖13 可以看出這種故障情景下兩種控制方式都無法維持正常運(yùn)行。DCVQ 控制雖然可以保持頻率、直流電壓穩(wěn)定，但是出現(xiàn)功率為負(fù)值的情況，意味著電池儲能系統(tǒng)將長時(shí)間快速充電，非理想運(yùn)行狀況。VSG 控制的頻率、周期出現(xiàn)周期性變化，其原因如文獻(xiàn)[25]分析。

圖13 Rfault=1 Ω 時(shí)仿真結(jié)果對比Fig.13 Comparison of simulation results when Rfault=1 Ω

在故障清除后，兩種控制方式都可恢復(fù)正常運(yùn)行。

3.3 電網(wǎng)頻率變化（頻率由50 Hz跌落至49.9 Hz）

圖14 為電網(wǎng)頻率由50 Hz 跌落至49.9 Hz 時(shí)不同控制下的電磁暫態(tài)仿真結(jié)果。由圖14 可以看出這種故障情景下DCVQ 控制方式無法維持正常運(yùn)行，且在故障清除后也無法恢復(fù)至正常運(yùn)行狀況。由于有功為較大的負(fù)值，則電池儲能設(shè)備處于大功率的充電狀態(tài)，長時(shí)間將造成嚴(yán)重后果。相比之下，VSG 控制可以跟隨系統(tǒng)頻率的變化，維持系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行。

圖14 電網(wǎng)頻率由50 Hz跌落至49.9 Hz仿真結(jié)果對比Fig.14 Comparison of simulation results of power grid frequency dropping from 50 Hz to 49.9 Hz

4 結(jié)語

本文對比研究了一種考慮直流側(cè)電壓動(dòng)態(tài)的光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)在不同的故障工況下，采用兩種組網(wǎng)型控制策略時(shí)的電磁暫態(tài)特性。

當(dāng)變壓器低壓母線側(cè)遭受三相接地短路時(shí)，DCVQ 控制通常能保持更好的暫態(tài)穩(wěn)定性，但是對電池儲能系統(tǒng)的要求較高，長時(shí)間處于短路狀態(tài)會(huì)使儲能充電飽和造成失穩(wěn)。當(dāng)線路的功率傳輸能力低于光伏MPPT 功率時(shí)，VSG 控制會(huì)周期性振蕩及時(shí)切除故障后會(huì)恢復(fù)正常運(yùn)行。當(dāng)電網(wǎng)頻率發(fā)生變化時(shí)，VSG 比DCVQ 具有更好的暫態(tài)穩(wěn)定性。雖然一定程度上DCVQ 控制也能保持頻率穩(wěn)定和直流母線電壓穩(wěn)定，但是故障清除后電池儲能系統(tǒng)長時(shí)間處于充電狀態(tài)，當(dāng)電池充電飽和時(shí)也將造成失穩(wěn)。

致謝

本文得到國網(wǎng)浙江省經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院專項(xiàng)“配置大容量儲能新能源匯聚站研究”的支持，特此感謝！