孤岛微电网中虚拟机差异化故障穿越方法-solarbe文库

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孤岛微电网中虚拟机差异化故障穿越方法Differentiated Fault Ride-Through Method for Synchronverter in IslandedMicrogrid段青 1, 盛万兴 1, 沈超 2, 帅智康 2, 马春艳 1, 黄文 21．配电变压器节能技术北京市重点实验室中国电力科学研究院,北京市海淀区 1001922．国家电能变换与控制工程技术研究中心湖南大学,湖南省长沙市 410082DUAN Qing 1, SHENG Wanxing1, SHEN Chao2, SHUAI Zhikang2, MA Chunyan1,HUANG Wen21. Key Laboratory of Distribution Transformer Energy-Saving TechnologyChinaElectric Power Research Institute, Haidian District, Beijing 100192, China2. National Electric Power Conversion and Control Engineering TechnologyResearch Center Hunan University, Changsha 410082, Hunan Province, China 段青1974,男,高级工程师,博士后,研究方向为配电网运行控制、电力电子技术、柔性配电技术、分布式发电、配电自动化、并网技术,E-mailduanqingepri.sgcc.com.cn; 盛万兴1965,男,教授级高工,博士生导师,研究方向为智能电网、电力系统及其自动化及电网经济运行;沈超1992,男,博士研究生,研究方向为微电网控制与稳定性分析,E-mailchaoshnu.edu.cn; 马春艳1988,女,硕士,工程师,研究方向为电力变换技术、配网电能质量控制、电力设备研发等,E-mailmachunyanepri.sgcc.com.cn。基金项目国家电网公司基础前瞻性项目PD71-17-024; Basic Forward-LookingProject of the SGCCPD71-17-024;文章编号 1000-3673（2017）10-3307-08 中图分类号 TM721摘要孤岛条件下,多虚拟机组成的微电网在暂态过程中存在严重的过流及稳定性问题。分析了虚拟机冲击电流的数学模型,提出了快速限流控制和虚拟阻抗限流控制两种限流方法。在此基础上,考虑微电网的安全性与稳定性,提出了孤岛微电网中虚拟机差异化故障穿越控制策略。该策略对故障程度严重的近端虚拟机,采用快速电流控制抑制冲击电流同时合理分配功率;对于故障程度较浅的远端虚拟机,采用虚拟阻抗控制限制短路电流同时为微电网提供频率支撑。基于 PSCAD/EMTDC 的仿真结果验证了控制策略的有效性。关键词虚拟机; 孤岛微电网; 快速限流控制; 虚拟阻抗控制; 差异化故障穿越控制;DOI10.13335/j.1000-3673.pst.2017.1053ABSTRACTIn islanding mode, microgrids composed of multiple synchronverters suffer fromserious overcurrent and stability problems during transient process. A mathematical model of inrush current of synchronverter is established. Two currentlimiting methods, fast current restraining control and virtual impedance currentlimiting control, are proposed to eliminate fault current. Then, differentiated faultride-through control strategy is put forward for security and stability of themicrogrid considered. In the proposed strategy, fast current restraining control isused to suppress inrush current and distribute the power reasonably. Virtualimpedance current limiting control is used to limit short circuit current and provide frequency support for the microgrid. Simulation results based on PSCAD/EMTDCverify effectiveness of the proposed control strategy.KEY WORDS synchronverter; islanded microgrid; fast current restrainingcontrol; virtual impedance current limiting control; differentiated faultride-through method;0 引言分布式电源大量接入配电网,提升了配电网的电能质量和供电可靠性 [1-2]。微电网作为能够有效整合分布式能源、负荷、储能装置以及电动汽车的系统,近年来得到了广泛关注与推广[3-4]。在微电网中,以电压控制型变流器装置作为接口的分布式能源在电压与频率的支撑中起着不可替代的作用,尤其是在孤岛条件下[5]。常见电压控制方式有恒压恒频控制以及下垂控制[6-9]。恒压恒频控制在孤岛条件下能够稳定系统的电压与频率,保证较好的电能质量,然而对变流器的容量要求较高[7]。具备自动分配负荷特性的下垂控制变流器既能维持微电网电压与频率的稳定,又能实现负荷均分。但是下垂控制对线路阻感特性要求较为严格,在线路呈现阻性的低压网络中往往需要额外的控制去适应 [9]。近些年,从控制上模拟同步电机电磁特性与转动特性的逆变器虚拟机,由于较强的适应性以及电网友好性成为研究热点[10-11]。然而相较于传统电压控制方式,虚拟机的虚拟惯性在短路故障时会产生更大的冲击电流,甚至达到 7 倍的额定电流,严重威胁系统安全[11]。对于常见电压控制,针对故障冲击电流已有一些抑制方法。文献[12]提出一种根据电压跌落幅值大小增加虚拟阻抗的限流方式,从而保证下垂控制器在暂态过程中能够限制故障电流;然而在近端发生故障时电压跌落幅度较深,增加的虚拟阻抗达到上限值,很难有效限制冲击电流。文献[13]提出一种区别过载与过流的调制波电压直接控制方式,通过直接控制调制波电压在故障时能够有效控制变流器输出电流;然而这种方式严重依赖通信,给系统可靠性带来隐患。此外,常见电压控制中电流内环的电流限幅器能够对短路故障引起的冲击电流起到一定的限制作用[14-15]。虚拟机在短路过程中存在更为严重的冲击电流,且虚拟同步控制中缺少电流限幅器,依靠原有控制无法限制冲击电流 [10]。文献[16]描述了一种并网模式下基于模式平滑切换的低电压穿越控制方法,该方法采用传统低电压切换成电流控制的方法限制故障电流,并在故障切除后能够平滑切换至虚拟同步控制;然而这一方法未对电压控制型变流器故障电流成分进行分析,限流方法缺乏针对性。在孤岛模式下,微电网的频率与电压由变流器提供。切换成电流控制的变流器无法提供电压与频率支撑,使得暂态过程中的微电网变得更为脆弱,甚至导致系统失稳。因此在孤岛条件下,变流器的故障穿越控制既要防止过流可能带来的装置损坏,又要保持微电网的电压与频率稳定。然而已有研究故障穿越的相关文献往往较少考虑这一情况。针对孤岛模式下多虚拟机所组成的微电网,本文提出一种差异化故障穿越方法。该方法通过检测虚拟机滤波器端口电压以及输出电流,判断虚拟机所需要采用的故障限流方式。对于故障程度严重的近端虚拟机,将虚拟同步控制切换成直接电流控制以限制冲击电流,同时合理分配功率。对于故障程度较浅的远端虚拟机,通过虚拟阻抗控制限制短路电流,同时为微电网提供频率支撑。1 微电网典型拓扑及虚拟机控制本文研究孤岛状态下多分布式电源distributed generator,DG所组成的微电网,其典型拓扑结构如图 1 所示。该微电网包含 3 个分布式电源,每个分布式电源经过 LC 滤波器滤波之后通过输电线路接入微电网。图 1 中Z LC1、ZLC2 与 ZLC3 分别为 3 个分布式电源 LC 滤波器等效阻抗;Zline1、Zline2 与 Zline3 分别代表三段输电线路阻抗;Zg 代表短路接地阻抗;Zload 为恒定负载等值阻抗。DG 所采用的控制策略均为钟庆昌等人所提出的虚拟同步控制[10],能够为微电网提供电压与频率支撑,同时具备较强的抗扰动能力。图 2 给出了虚拟同步控制策略的控制算法。虚拟同步控制主要包含模拟同步电机转子方程和励磁环节的功率控制外环以及电磁暂态方程。电磁暂态方程为图 1 微电网拓扑结构 Fig. 1Topology of a microgrid 图 2 虚拟机控制算法 Fig. 2Control algorithm of synchronverter⎧ ⎩ ⎨ ⎪ ⎪ TeMfifQ−ω MfifeωMfifsinθ {TeMfifQ−ωMfifeωMfifsin⁡ θ 1式中代表传统内积计算;Te 表示虚拟机的电磁功率;Mfif 以及 e 分别代表虚拟励磁参数以及虚拟机内电势;θ是虚拟机同步角;ω为同步角速度;i 为虚拟机输出电流;Q 为虚拟机输出无功功率。在功率控制外环中,P*与 Q*分别代表虚拟机额定有功与无功功率,Tm 为机械转矩,J 表示虚拟机的虚拟惯性,K 是无功环时间常数,Dp 与 Dq 分别代表虚拟机的虚拟阻尼以及电压下垂系数,E*是参考电压幅值,Em 为虚拟机输出相电压幅值,ω*代表参考角频率。式2给出了功率控制环节的数学描述⎧ ⎩ ⎨ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ dω dt1J[Tm−Te−DPω ∗ −ω ]dMfifdt1K[Q∗ −QDqE∗ −Em]{dωdt1J[Tm−Te−DPω∗ −ω]dMfifdt1K[Q∗ −QDqE∗ −Em] 22 虚拟机故障电流分析2.1 故障电流成分分析由于虚拟机为电压控制型逆变器,所以虚拟机可以等值为受控电压源串联阻抗的形式[11]。为了分析虚拟机在短路故障发生时所产生的故障电流,将微电网其余部分简化等值为一电压源串联阻抗,如图 3 所示。此时,虚拟机的故障电流分析可简化为关于 2 个电压源间潮流的数学描述。图 3 中E、Vg、Z 和 Zg 分别代表虚拟机内电势有效值、网络等效电压有效值、虚拟机输出阻抗以及网络等值阻抗;δ、θ和θ g 分别代表功角、输出阻抗角以及网络等值阻抗角。图 3 虚拟机简化等值电路 Fig. 3Simplified equivalent circuits of synchronverter当系统发生短路故障时系统的主要参数总阻抗、总阻抗角、网络等值电压以及功角分别变为 Z °eq、θ°、Vg°和δ°。此时 a 相故障电流由微分代数方程式3所决定L′ diadtR′ ia2√ Esinω tδ −2√ V′ gsinω tδ −δ ′ L′diadtR′ia2Esin⁡ ωtδ−2Vg′sin⁡ ωtδ−δ′3 由数学理论可知,式3的解由特解与通解组成。通解由电压源决定,代表故障电流的周期分量;特解与故障时刻及系统等值阻抗有关,代表故障电流的非周期分量。周期分量 ip 可以由下式所描述粗斜体表示相量非周期分量 i ap 由式5所描述,其幅值由故障发生 t0 时刻故障前与故障后电流周期分量瞬时值之差决定。iap[2√ |E−Vg|Zeqsinω t0φ −2√ |E−V′ g|Z′ eq⋅ sinω t0φ ′ ]e−tTaiap [ 2|E−Vg|Zeqsin⁡ ωt0φ−2|E−Vg′|Zeq′⋅ sin⁡ωt0φ′ ] e−tTa 5式中T aL°/R°,代表指数衰减分量的时间常数,L°和 R°分别代表故障后系统总电抗值和总电阻值。此时故障后任意时刻 a 相电流值可表示为i′ aipiapia′ipiap 6b 相、c 相电流可以通过上述方法依次求得。上面给出了理想电压源故障电流数学描述方法。然而对于虚拟机,故障电流有所不同。虚拟同步控制中,功率控制环根据虚拟机输出有功功率与无功功率调整内电势的电压幅值与相角。当故障发生时,虚拟机输出功率增加,虚拟机内电势幅值与频率都相应减小,进而调整虚拟机的输出功率。这种内电势与输出功率的关系称之为耦合,这种耦合使得虚拟机故障电流与理想电压源有所不同。在故障发生后,由于虚拟机具备较大的惯性,其内电势的幅值及相角不突变,由式5所确定的非周期分量幅值仍由故障时刻决定。然而此后虚拟机的内电势幅值与相角缓慢变化,由式4所确定的周期分量的计算过程需要考虑内电势幅值与相角的变化。 2.2 故障电流峰值主导因素分析如前所述,虚拟机在故障时会产生较大的冲击电流,极端条件下甚至达到额定电流的 7 倍,这严重威胁了设备安全。从 2.1 节的分析可知,虚拟机故障电流由周期分量与衰减的非周期分量组成。非周期分量在故障瞬间决定,并且以固定时间常数衰减如式5所示;由于虚拟机内电势的幅值与相角在短路过程中缓慢改变,导致周期分量的幅值与相角也在改变,且总体呈现减小趋势输出功率增加,内电势幅值与相角逐渐减小。为避免虚拟机冲击对设备可能带来的损害,必须在故障电流达到峰值之前限制故障电流。图 4 给出了理想电压源故障电流波形。其中,iap0 与 ip0 分别代表故障电流非周期分量初始值与周期分量初始值。观察可知,在故障半个周期之内故障电流达到峰值 ipeak。相较于理想电压源,虚拟机功率环的作用使得故障电流周期分量的幅值总体呈下降趋势,因此虚拟机故障电流峰值理论上会略小于图 4 所示的峰值。图 4 典型电压源故障电流波形 Fig. 4Typical fault current waveform of ideal voltage source如图 4 所示,当初始电流等于零,ωt0φ°-90°时,在故障发生后半个周期内故障电流可能达到最大峰值,其值可表示为由上述分析可知,虚拟机故障电流峰值主要由非周期分量所决定。而非周期衰减分量主要与初始幅值以及衰减时间常数 2 个量有关,如式5所示。初始幅值等于故障前电流瞬时值及故障后电流瞬时值之差。由于虚拟机虚拟惯性的存在,故障瞬间虚拟机内电势不突变,因此衰减分量幅值为不可改变量。通过改变衰减时间常数 Ta 可以实现在周期分量达到最大值之前,非周期分量衰减至较小值,这时候冲击电流的幅值将极大减小。3 虚拟机故障穿越控制由第 2 节分析可知,虚拟机故障电流主要由衰减的非周期分量和周期分量组成。一种可行的限制故障电流的方式是通过虚拟阻抗控制方式减小故障电流周期分量幅值。与此同时,通过合理分配虚拟阻抗值还能够减小故障后等值电路的时间常数,从而实现非周期分量在较短时间内衰减至较小值。另一种方式是切换至直接电流控制方式,从而有效地控制故障冲击电流。从这 2 个方面出发,本节将给出故障穿越控制具体实现方法。3.1 快速限流控制虚拟机故障过程会产生较大的冲击电流,且故障电流峰值出现在故障后半个周期内,需要较快的控制对峰值电流进行限制,以保证设备安全。通过检测三相电流瞬时值以及逆变器端口电压值判断故障是否发生。故障检测判定条件为{maxia,ib,ic≥ ithEm≤ Vth{maxia,ib,ic≥ithEm≤Vth 8式中ith、Vth 分别代表电流阀值与电压阀值,一般而言,电流阀值取为 1.5 倍额定值,而电压阀值为 0.9 倍额定值[17-18],两者取与逻辑关系,从而区别过载与短路故障;Em 是相电压幅值,可由下式求得Em−43vavbvbvcvavc−−−−−−−−−−−−−−−−−−−√ Em−43vavbvbvcvavc 9 式中 va、vb 与 vc 分别是虚拟机经滤波器后端口三相电压瞬时值。图 5 给出了虚拟机快速限流控制算法。在正常稳态运行时,逆变器采用虚拟同步控制,开关在1 处闭合;当检测到故障发生,开关在 2 处闭合,控制器切换至快速限流控制算法,对变流器输出电流进行直接控制。在短路故障过程中,虚拟机经受严重的过电流冲击,保护变流器装置是故障穿越控制的首要保证。其次,故障状态下的微电网较为脆弱,需要变流器输送额外的电流以支撑电网。一般情况下,变流器装置在器件选型时需要留有裕量,从而保证变流器具备一定的过载能力 [18]。因此在故障过程中,我们设定变流器输出两倍电流额定值 Iset,其有功分量与无功分量由移相角φ确定。考虑到配电网络线路呈现阻性特性的现实,电压跌落时需要同图 5 快速限流控制算法Fig. 5 Fast restraining fault current control algorithm时输送额外的电流有功分量以及无功分量,这里我们优先考虑有功分量的满足。因此电流有功分量 IP、无功分量 IQ 以及移相角φ可由式10求得。⎧ ⎩ ⎨ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ IP1.5Irated IQI2set−I2P−−−−−−−√ φ arctanIQ/IP{IP1.5Irated IQIset2−IP2φarctan⁡ IQ/IP 10式中 I rated 代表变流器额定输出电流值。将变流器输出端口电压进行锁相,并以此作为参考角可以得到故障电流参考值 Iabc ref。此时,故障参考电流值可由式11计算求得。 ⎧ ⎩ ⎨ ⎪ ⎪ iarefIsetsinθ φ ibrefIsetsinθ φ −120∘ icrefIsetsinθ φ 120∘ {iarefIsetsin⁡ θφ ibrefIsetsin⁡ θφ−120∘ icrefIsetsin⁡ θφ120∘ 11滞环控制广泛应用电流跟踪控制[19],能够实现快速电流跟踪。考虑到器件的驱动信号的死区设置,滞环控制驱动信号频率不宜过高。同时,滞环带宽设置还要考虑电能质量要求。这里我们通过设置滞环带宽为 1 A,在保证驱动信号可靠的同时维持较高的电能质量 [19]。3.2 虚拟阻抗限流控制虚拟阻抗限流控制通过在控制环中增加虚拟阻抗,从而减小调制波电压,实现故障限流。图 6给出了虚拟阻抗限流控制的实现算法。正常运行时,变流器以虚拟机状态正常运行,开关闭合于 1 处;故障发生后,开关切换至 2 处,加入虚拟阻抗,实现限制故障电流的目的。故障检测判定条件如式8所示。短路过程中,变流器输出电流急剧变图 6 虚拟阻抗控制算法 Fig. 6 Virtual impedance control algorithm化,带来宽频带的信号,而虚拟电感对高频谐波具有一定的放大作用。因此增加低通滤波器LPF用来滤除高频谐波,增强抗高频扰动能力,但与此同时也会带来限流保护延迟问题。经过大量仿真验证,我们低通滤波器的截止频率取 3000 Hz,既能改善电能质量,又不影响虚拟阻抗控制的限流效果。从上文分析可知,虚拟机故障电流主要包含衰减非周期分量与周期分量。非周期分量的幅值由故障时刻决定,以时间常数 TaL°/R°衰减,并且虚拟机的故障电流峰值主要跟非周期分量有关。因此虚拟阻抗限流控制不仅要限制故障电流的周期分量,更要限制衰减非周期分量。通过增加呈阻性的虚拟阻抗,使得非周期分量衰减时间常数变为TaL′ Lv/R′ RvTaL′Lv/R′Rv 12并且式4所描述的故障电流周期分量变为因此通过合理增加虚拟阻抗值,既能够加快非周期分量的衰减速度,又能够限制故障电流周期分量的幅值。不同于下垂控制,虚拟同步控制对于线路阻感特性敏感度较低,增加阻性的虚拟阻抗依然能够维持系统的稳定,因此虚拟阻抗限流控制不需要考虑功率的耦合。此外,系统往往经受不同程度的短路故障,在电压跌落深度不同时,需要依据电压跌落幅度自适应地选择虚拟阻抗的大小。式14与式15描述了虚拟电阻与虚拟电抗依据电压跌落幅度自适应取值方程。当变流器输出端口电压大于 0.9E*时,变流器正常运行。当电压跌落至低于 0.5E*时,为了维持系统稳定性以及保持变流器输送功率能力,虚拟阻抗维持在最大值[12]。当电压跌落至 0.9E*以下且大于 0.5E*时,变流器采用自适应虚拟阻抗限流控制。其中,KL 与 KR 分别表示虚拟电抗与虚拟电阻系数。为了减小故障电流非周期分量的衰减时间常数,这里取KR2KLKR2KL 16此外,为了进一步加快非周期分量的衰减,虚拟电阻初始值为 2 倍稳态值,以时间常数 T 逐渐衰减;而虚拟电抗值从零开始,以时间常数 T 逐渐增加至稳态值,如式14与式15所示。很小的时间常数从效果上等效于线路瞬间由高阻变为电阻,可能给网络带来冲击。因此,时间常数 T不能过小,然而又不能影响故障后趋于稳态时变流器的工作。这里 T 取 2 倍工频周期。 3.3 差异化故障穿越控制3.1 以及 3.2 节分别介绍了快速限流控制与虚拟阻抗限流控制的具体实现方法。快速限流控制通过切换控制,直接控制变流器输出电流;而虚拟阻抗限流控制通过增加虚拟阻抗,实现故障限流。然而针对孤岛微电网的运行,这 2 种方法故障穿越方法均有不足。在孤岛微电网中,由于供电半径小,短路故障往往对整个网络中变流器的运行均产生影响。为了保护变流器,将虚拟同步控制全部切换至电流控制后,微电网缺乏稳压稳频的装置,这使得微电网供电质量难以得到保证。而采用虚拟阻抗进行限流,为了保证网络稳定以及输送功率能力,虚拟阻抗取值会存在上限值[12]。在电压跌落幅度较大的情况下,虚拟阻抗限流很难起到很好的效果。为此,本小节将针对这一问题,提出一种差异化故障穿越控制策略。图 7 给出了差异化故障穿越控制实现方法。该方法核心在于通过检测故障深度,区别故障严重的近端变流器与故障较浅的远端变流器,从而对不同变流器采用不同的故障穿越控制。正常运行时,变流器运行于虚拟同步控制模式,开关闭合于 1 处。当故障发生,对于故障远端变流器,切换至虚拟阻抗控制开关 2,从而限制故障电流,同时为微电网提供电压与频率支撑;对于故障近端变流器,切换至快速限流控制模式开关 3,保护变流器的同时提供额外的功率输出支撑电网。故障深度检测需要根据故障电流大小以及电压跌落深度进行判断,并根据判断结果选择合适的图 7 差异化故障穿越算法 Fig. 7 Differentiating fault ride-through control algorithm故障穿越控制方式。其对应关系如表 1 所示。为了充分发挥虚拟阻抗控制与快速限流控制的优势,对于电压跌落幅度较浅,故障电流较小的变流器,采用虚拟阻抗限流方式,维持电压控制模式;对于电压跌落幅度较深,故障电流较大的变流器,采用快速限流控制,保护变流器且输出额外电流,支撑电网。表 1 控制算法切换 Tab. 1 Switch of FRT control algorithm4 仿真验证依据图 1,在 PSCAD/EMTDC 仿真环境中搭建了由 3 台容量相同的虚拟机所组成的孤岛微电网系统。仿真系统参数如表 2 所示。仿真中,系统在 1 s 进入额定运行状态;在 2 s 时发生三相短路故障,在靠近 DG3 处接入短路电阻 Zg;2.5 s 时故障切除。当短路电阻接入时,变流器DG1、DG3 等值线路阻抗较小,故障电流较大,故障程度较为严重;而 DG2 由于距离故障点较远,输电线路阻抗较大,故障程度较浅。下面将分别就快速限流控制、虚拟阻抗限流控制以及差异化故障穿越控制 3 种控制算法给出相应仿真结果。表 2 系统及控制器参数 Tab. 2 Parameters of the controller and the system4.1 案例分析4.1.1 案例 1均采用快速限流控制图 8 给出了虚拟机在 2 s 切换成快速限流控制,2.5 s 故障切除,2.8 s 切换回虚拟同步控制的仿真结果。图 8 从上至下分别为 DG1、DG2 与 DG3 的输出电流波形,微电网频率以及公共母线电压。可以看出,采用滞环控制能够快速限制冲击电流,故障电流几乎没有峰值,稳定在 2倍额定电流 24 A 附图 8 快速限流控制仿真结果 Fig. 8 Simulation results of fast current restraining control近。故障切除后,快速限流控制电流参考值设定为额定电流,并于 2.8 s 切换为虚拟同步控制。故障发生虚拟机切换成电流控制后,孤岛微电网失去频率支撑点,使得频率不受控制,一度达到 54 Hz,电能质量出现较大问题。在实际工程中,这将给用户设备安全带来极大挑战,是不可行的。此外,在故障过程中输送额外的有功无功电流对故障母线电压有一定的抬升作用。4.1.2 案例 2均采用虚拟阻抗控制图 9 给出了采用虚拟阻抗实现变流器限流的仿真结果。此时,虚拟阻抗控制依据式14与式15加入 4j1Ω的虚拟阻抗。图 9 从上至下分别为 DG1、DG2 与 DG3 的输出电流波形,微电网频率以及公共母线电压。可以看出,对于故障较为严重的变流器 DG1 与 DG3,其输出冲击电流仍然较大,峰值超过了 40 A近 4 倍额定电流,可能使得变流器中的功率半导体器件因为过热而烧毁,严重威胁变流器安全;而对于故障点远端的变流器 DG2,其增加的虚拟阻抗能够很好地限制冲击电流。此外,在 2.5 s 故障切除后远端变流器 DG2 会产生较大的故障恢复冲击电流,影响设备安全,并且网络经过一段时间才趋于稳定。在故障过程中以及故障切除后,采用虚拟阻抗限流控制能够很好地维持微电网频率稳定。与此同时,虚拟阻抗控制限制图 9 虚拟阻抗限流控制仿真结果 Fig. 9 Simulation results of virtual impedance current restraining control了变流器的输出电流,不利于故障期间公共母线电压的抬升。4.1.3 案例 3差异化故障穿越控制图 10 给出了采用差异化故障穿越控制仿真结图 10 差异化故障穿越控制仿真结果 Fig. 10 Simulation results of differentiating faultride-through control果。图 10 从上至下分别为 DG1、DG2 与 DG3 的输出电流波形,微电网频率以及公共母线电压。对于故障程度较浅的变流器 DG2 采用虚拟阻抗控制后能够很好地抑制冲击电流,并且在 2.5 s 故障恢复时不会产生较大的恢复冲击电流。对于故障程度较为严重的变流器 DG1与 DG3,采用快速限流控制,能够快速限制冲击电流。在 2.5 s 故障切除后,电流参考值变为额定电流值,并于 2.8 s 切换回虚拟同步控制,对网络无冲击。此外,采用差异化故障穿越控制的变流器能够有效支撑微电网频率,维持较高的电能质量,并且保持公共母线电压稳定。4.2 案例对比总结4.1 节给出了针对虚拟机冲击电流所提出的几种限流控制策略的仿真结果。从仿真结果分析可知,在孤岛微电网中,采用快速限流控制能够有效抑制变流器冲击电流,然而难以维持微电网频率稳定;采用虚拟阻抗限流控制,能够维持故障期间微电网频率稳定,然而对于故障较为严重的变流器,难以有效控制冲击电流;采用差异化故障穿越控制既能够维持频率稳定又能够实现对冲击电流的有效抑制。性能参数对比结果如表 3 所示。其中,冲击电流峰值及频率波动范围考察从故障发生到故障恢复全过程,而电压波动范围主要考察故障恢复过程。因为故障过程中的电压跌落深度由故障程度所决定,与所采用控制策略无关。表 3 故障限流控制比较 Tab. 3 Comparison of fault current restraining control5 结论本文针对多台虚拟机所组成的微电网,给出了故障电流的数学描述。故障电流主要由衰减的非周期分量以及幅值总体呈下降趋势的周期分量组成,因而得到故障冲击电流的产生由衰减非周期分量主导。针对冲击电流很快达到峰值的特性,本文提出了快速限流控制以及虚拟阻抗限流控制 2 种故障穿越方法。快速限流控制能够抑制冲击电流,但缺乏对网络频率支撑的能力;虚拟阻抗控制能够很好的支撑网络频率,然而对冲击电流的抑制能力较差。基于此,对故障严重的近端变流器采用快速限流控制,对故障较浅的远端变流器采用虚拟阻抗限流控制的差异化故障穿越控制能够很好的结合两者的优势,实现孤岛微电网良好的故障穿越。本文对孤岛微电网暂态过程电压与频率稳定问题仍属于定性认识范畴。如何定量地确定孤岛微电网的稳定边界,从而指导微电网大扰动情况下的稳定控制技术的设计是未来的研究方向。参考文献[1] Guerrero J M,Blaabjerg F,Zhelev T,et al.Distributed generation toward a newenergy paradigm[J].IEEE Industrial Electronics Magazine,2010,4152-64.[2] Blaabjerg F,Chen Z,Kjaer S.Power electronics as efficient interface in dispersed power generation systems[J].IEEE Transactions on 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