含虚拟同步发电机的光、柴、储独立微网控制-solarbe文库

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含虚拟同步发电机的光/柴/储独立微网控制策略Control Strategy of Islanded Photovoltaic-Diesel-Storage Microgrid WithVirtual Synchronous Generator林岩, 张建成华北电力大学电气与电子工程学院,河北省保定市 071003LIN Yan, ZHANG JianchengSchool of Electrical and Electronic Engineering, North China Electric Power University, Baoding 071003, Hebei Province, China 林岩1991,男,硕士研究生,研究方向为光伏发电控制技术,E-mail510286577163.com;张建成1965,男,教授,博导,研究方向为新型能量储存技术、新能源发电控制技术等,E-mailzhang_jiancheng126.com。文章编号 1000-3673（2017）04-1277-08 中图分类号 TM46摘要为实现独立微网的长期稳定运行,提出了一种含虚拟同步发电机virtual synchronousgenerator,VSG的光/柴/储微网控制策略。在光伏电源侧配置储能组成光储发电系统,利用VSG 技术控制逆变器将其虚拟为同步发电机,通过设计能量管理,将光伏瞬时出力和储能荷电状态反馈到 VSG 控制中,实时调整光储系统的有功和频率输出。柴油发电机与光储系统采用对等控制,共同参与微网的一次调频,维持微网有功平衡,同时由柴油发电机承担二次调频任务。最终实现了光伏电能的最大输出和储能设备荷电状态的控制,保证了独立微网的灵活控制和经济稳定运行。最后,通过 Matlab/Simulink 工具搭建了仿真模型,对相关分析和所提策略进行了仿真验证。关键词微网; 虚拟同步发电机; 光伏电源; 柴油发电机; 超级电容器;DOI10.13335/j.1000-3673.pst.2016.2054ABSTRACTTo achieve long-term stable operation of islanded microgrid, a control strategy is proposed for photovoltaic PV-diesel-storage microgrid with virtual synchronousgenerator VSG. A PV-storage system is formed by equipping energy storage onphotovoltaic generator side and VSG is used to control inverter. The system issimulated as a synchronous generator SG. By designing energy management, PVinstantaneous output and charge state of storage is feedback to VSG control toadjust active power and frequency output of the system. PV-storage system anddiesel generator DEG are controlled equally to participate in primary frequency regulation and maintain active power balance of microgrid. Meanwhile, secondaryfrequency regulation is undertaken by DEG. Maximum PV output and storage statecontrol is realized and flexible control and stable operation of islanded microgrid isensured. Finally, relevant analysis and the proposed strategy are verified withMatlab/Simulink simulation.KEY WORDS microgrid; virtual synchronous generator; photovoltaicgenerator; diesel generator; super capacitor;0 引言近年来,以可再生能源为主的微网概念得到了国际社会的广泛关注[1-2]。独立微网是指与大电网隔离、独立运行的小型电力系统,其主要供电对象是海岛或偏远地区的用户[3]。为保证独立微网的供电可靠性,通常需要在微网中配置传统柴油发电机[4]。但柴油发电不仅成本高昂、环境危害大[5],且柴油机燃料费用将随微网规模扩大而急剧上升[6]。光伏发电是当前发展最为迅速的技术之一,自 2002 年以来,全球光伏产量以年均 48的增速持续增长 [7]。光伏阵列工作寿命长、可靠性高、维护费用低[8],光伏电源相对分散,与柴油机发电在资源分布上具有较好的匹配性[9]。由光伏电源与柴油发电机组成光/柴混合微网是优化微网结构,降低其发电成本的有效途径[10]。早期的控制方式将光伏电源处理为一个不可控单元,不参与微网的调频调压[11]。但随着光伏电源渗透率的不断提高,其缺少惯性和输出强波动性的特点,将危及微网的稳定运行 [12]。而柴油发电机的惯性较小、负荷跟踪能力受限,更难以限制微网频率偏移,保证良好的动态响应。文献[13-14]提出在微网中加入储能设备以提高微网的整体性能,但其所提控制需要依赖中央控制器协调,且未考虑储能设备的荷电状态变化。虚拟同步发电机技术能通过模拟同步发电机转子方程,使分布式发电系统表现出虚拟的惯性和阻尼特性,在物理和数学上实现与同步发电机的等效[15-16],并具备参与一次调频和一次调压的能力,有望解决因分布式电源电力电子接口大规模入网而引起的系统稳定性问题[17-19]。通过改进底层控制方法,电压控制型的 VSG 系统能同时工作于并网和离网模式下,并参与组建微网[20]。文献[21-22]研究了基于虚拟同步发电机控制策略的分布式电源接入微网后对提高微网运行稳定性的支持作用。然而目前针对 VSG 的研究往往聚焦于后级逆变器接口的控制方法,而以直流电源来等效前级的分布式电源与储能元件[23]。文献[24-26]均研究了 VSG 控制对提高独立微网稳定性的作用。文献[24]虽提出在直流侧配置蓄电池组及光伏阵列,但并未阐明直流侧各元件的控制方法,以及如何实现直流侧控制与 VSG 控制的有机联系。文献[25-26]采用 VSG 技术控制蓄电池充放电。文献[25]通过代入实际数据进行全面比较,证明 VSG 控制与传统控制相比具有较大的优势。文献[26]提出了一种双路径的蓄电池控制方法,但并未考虑蓄电池的荷电状态变化,实际仍是一种简化等效。基于以上研究,本文针对光伏、柴油发电机、储能组成的独立微网,提出了一种新的控制策略。控制主要分为 2 部分,其中光储系统采用 VSG 控制,通过能量管理,实现光伏电源功率最大输出,同时将储能荷电状况控制在安全可控范围内;柴油发电机根据转速和微网负载变化调节出力,与光储系统输出功率相匹配,满足微网的负载需求,最终保证微网安全稳定可靠运行。最后,利用 Matlab/Simulink 搭建微网模型进行仿真实验,对所提控制策略进行验证。1 独立微网结构含 VSG 的光/柴/储独立微网结构如图 1 所示。光伏阵列及超级电容器分别经 Boost 变换器和双向 DC/DC 变换器汇入直流母线,三相逆变器采用 VSG 控制,使光储系统的功频输出表现虚拟惯性。光储发电单元与柴油发电机互为补充,通过交流母线组成独立混合微网,共同向网中的负载供电。光储系统与柴油发电机采用对等控制,根据微网频率变化调节有功输出,二者之间不需配置外加通信设备,增加了微网控制的灵活性。静态下,光储系统输出光伏最大功率,以减小微网的发电成本;柴油发电机出力取决于光储系统与负荷间的有功差额;储能设备在稳态下不工作。动态下,微网的调节过程分为以下 3 个阶段图 1 含 VSG 的独立微网结构 Fig. 1 Structure of islanded microgrid with VSG 1）有功瞬态补偿。微网受到干扰时,光储系统和柴油发电机的输出频率在惯性环节作用下呈缓慢变化。为保持有功功率平衡,柴油发电机改变转子转速、光储系统利用储能设备充放电对微网有功缺额进行瞬态补偿。2）一次调频。随着频率的逐渐偏移,柴油发电机和光储系统根据各自的下垂特性曲线改变有功出力,进行一次调频。3）二次调频。由柴油发电机完成二次调频,使微网频率最终回复到额定值。光储系统仅参与一次调频,二次调频结束后光储系统恢复光伏最大功率输出,储能设备仅参与动态调节。由于本文以柴油发电机负责二次调频,故配置的光伏阵列出力小于微网负载。微网的有功功率平衡方程为式中PDEG 和 Ppv 分别为柴油发电机和光伏阵列出力;PVSG 为 VSG 单元输出功率;PLoad 为微网的有功负载;P s 为超级电容器吸收或释放的功率。当微网出现功率不平衡时,柴油发电机转子将利用旋转动能对其进行补偿,补偿的有功大小与机组惯性大小 J 及转速变化Δωg 的数学关系[27]为Δ PddtJΔ ω 2g2JΔ ω gdΔ ω gdtΔPddtJΔω2g2JΔωgdΔωgdt 2对于系统中的 n 台同步发电机组,有Δ P∑ i1nΔ Pi∑ i1nJiΔ ω gdΔ ω gdtΔP∑i1nΔPi∑i1nJiΔωgdΔωgdt 3 将以上关系延伸到通过模拟同步发电机而具备虚拟惯性的光储发电系统后,对于含有 n 台SG、m 台 VSG 的微网,可将式3拓展为 ΔPSG 和ΔPVSG 分别为 SG 和 VSG 在频率偏移时补偿的有功功率。2 光储发电系统控制2.1 VSG 控制三相逆变器的有功-频率环节采用 VSG 控制,无功-电压环节采用一般的下垂控制方法,图 2 为VSG 控制框图。图 2 VSG 控制框图 Fig. 2 Control diagram of VSG其中,有功-频率控制方程为Pm−Pe2Hsω −ω refDω −ω gPm−Pe2Hsω−ωrefDω−ωg 5Pmkω ω ref−ω gPrefPmk ω ωref−ωgPref 6式中P m、Pe 分别为虚拟机械功率和电磁功率;ωg、ω和ωref 分别为交流母线、VSG 的角频率和角频率参考值;H 为虚拟惯性时间常数;D 为虚拟阻尼因子。在虚拟惯性环节的输出端引入角频率前馈信号ωref。式6为模仿同步发电机调节原理构成的功频调节器,使光储系统能够参与一次调频,kω为有功功率下垂系数,Pref 为参考功率。如图 3 所示,通过调整 Pref,能在不改变斜率的情况下,垂直地平移 VSG 的下垂特性曲线,改变其输出有功大小。图 3 VSG 下垂特性曲线 Fig. 3 Droop characteristics curve of VSG2.2 能量管理设计如图 4 所示的能量管理,对光储发电系统进行协调控制。图 4 能量管理 Fig.4 Energy management 光伏阵列采用最大功率跟踪maximum powerpoint tracking,MPPT控制,光伏阵列始终保持最大输出,Ppv 为光伏阵列的瞬时输出功率。为实现控制目标,对 Pref 对进行整定,光储系统正常运行时令 PrefPpv,则当微网频率稳定于额定值时,PePpv,光伏阵列发出的有功将全部将输入微网。当微网出现功率供需不平衡时,VSG 控制根据微网频率变化调整光储系统的有功输出,并以P pv与 Pe 的差值 Ps作为对超级电容器的充放电功率信号,通过控制储能设备吸收/释放能量来模拟同步发电机的旋转动能变化和一次调频功能,抑制微网的频率波动。考虑到运行过程中,超级电容器可能因过充/过放而受到损坏,为避免该情况发生,采用超级电容器端电压Usc表征其荷电状态,将超级电容器电压的绝对/相对工作上下限分别设定为U sc-min,Usc-max/U¯sc-minU¯sc-min,U¯U¯sc-max。通过改变 Pref,来调节超级电容器的充放电功率,将其荷电状态控制在安全范围内。令PrefPpvΔPmaxΔPmin,Pref 为 VSG 参考功率,ΔPmax/ΔPmin 为 VSG 的功率修正指令。当超级电容器荷电状态正常时 PrefPpv,光伏电能全部输入到微网中。当 U scU¯U¯sc-max 时,Usc 与U¯U¯sc-max 的差值经 PImax 得到的修正指令ΔPmax,增大 VSG 的输出功率。将 PImin 的幅值上限和 PImax 的幅值下限设置为零。当U¯sc-min≤ Usc≤ U¯sc-maxU¯sc-min≤Usc≤U¯sc-max 时,ΔP max、ΔPmin 输出均为零,不影响 VSG 输出。PImin 幅值下限设置为-Pm°,Pm°kωωref-ωg Ppv,即加入功率修正指令前的虚拟机械功率。当 PImin 取输出下限时 Pm0,即 VSG 不与微网进行能量交换,仅利用光伏电能对储能充电,减小荷电状态调整对微网运行造成的干扰。对 PImax 的幅值上限不作特殊要求。 2.3 双向 DC/DC 变换器控制选用 Buck/Boost 变换器控制超级电容器充放电,控制结构如图 5 所示。采用直流母线电压外环、电感电流内环控制,以能量管理中的反馈信号 Ps 作为电流内环控制前馈。图 5 Buck/Boost变换器控制结构 Fig. 5 Control structure of Buck/Boost converter当微网出现有功功率不平衡时,Buck/Boost 变换器根据直流电压变化和能量管理反馈信号Ps 在 Buck 模式和 Boost 模式之间进行切换,控制超级电容器快速充放电,对有功差额进行补偿,同时平抑直流母线电压波动。3 柴油发电机控制图 6 为柴油发电机调速系统。图 6 中ω ref 为转速参考值;T1、T2、T3 为主控制器控制时间常数;k 为调速器比例系数;T4、T5、T6 为柴油机执行器时间常数;Td 为发动机延迟时间;Tmax/Tmin 为最大/最小转矩值。图 6 柴油发电机调速系统 Fig. 6 Speed regulating system of diesel generator 柴油机正常运行时,忽略转矩限幅环节,并加入同步发电机转子运动方程[28],得到柴油发电机组的整体传递函数如图 7 所示。化简之后得到图 7 柴油发电机组传递函数 Fig. 7 Transfer function of diesel generatorTm−G1s1−G1sTeω refTm−G1s1−G1sTeωref 7G1s−kJs2T1s11T2sT3s21T4s1T5s11T6se−TdsG1s−kJs2T1s11T2sT3s21T4s1T5s11T6se−Tds 8进一步得到发电机转速的传递函数为ω Tm−TeJsTeJsω refG1sG1s−1−TeJsωTm−TeJsTeJsωrefG1sG1s−1−TeJs 9式中J 为同步发电机转动惯量,J 与 H 的函数关系式为 HJω20/Sn,ω0、Sn 为同步发电机的额定转速和额定容量。对式9应用终值定理得到同步发电机接口的微电源,其功频特性由原动机的传递函数决定,因此柴油发电机能够根据微网频率和负载变化调整出力,实现微网频率的无差调节。 4 仿真分析在 Matlab/Simulink 平台搭建图 1 所示的光/柴/储混合微网仿真模型。光伏阵列采用英利公司的 YL250P-29b 型号光伏电池板,参数为Tref25 ℃,Sref1000 W/m2,Uoc376V,Isc35.68 A,Um298 V,Im33.56 A;采用电导增量法实现最大功率跟踪。超级电容器组由 25 个 MAXWELL 公司的 16 V 小型模块超级电容器电池串联而成,等效电容为 2.32 F,等效串联内阻为 2225550 mΩ。将超级电容器的绝对、相对工作电压区间分别设定为[200 V, 400 V]和[230 V, 380 V]。柴油发电机容量为 16 kVA,其余参数见表 13。表1 VSG 控制参数 Tab. 1 Control parameters of VSG 表2 柴油机参数 Tab. 2 Parameters of diesel generator4.1 光照强度突增实验设定光照强度在 5 s 时由 565 W/m2 突增至 1000 W/m2,光伏输出由 5 kW 增至 10 kW,微网负载为 16.6 kW。图 8 为仿真结果。表 3同步发电机参数 Tab. 3 Parameters of synchronous generator 图 8 光照强度突增仿真结果 Fig. 8Simulation results with sudden increase of light intensity 负载不变时,光伏出力增加,微网的输入有功大于负载需求。为平衡有功,同步发电机转速上升、微网频率升高。VSG 输出功率和角频率在虚拟惯性环节作用下缓慢上升,提高微网频率的动态响应。光储系统在 VSG 功频调节器作用下参与一次调频,减缓了有功输出增长;柴油发电机在调速系统控制下减小出力,并进行二次调频。21 s 时二次调频结束,微网频率恢复为 50 Hz,柴油发电机出力减至 6.6 kW,光储系统输出有功由 5 kW 增至 10 kW,调节结束后储能停止充放电。调节过程中 VSG 输出功率小于光伏出力,使直流母线电压升高。双向 Buck/Boost 变换器根据母线电压反馈信号和功率差值前馈信号工作于 Buck 模式,控制超级电容器充电,消纳多余的光伏电能,超级电容器端电压上升,直流母线电压回落。由此证明光伏出力突变时,光储系统和柴油发电机将主动参与微网调节,保持光伏最大输出,光储系统能为微网提供惯性支撑,并维持自身稳定。4.2 负载突增实验设定光伏输出为 5 kW,微网负载为 16.6 kW;5 s 时负载增加 5 kW,图 9 为仿真结果。负载突增时,微网输出功率不能满足负载需要。同步发电机释放旋转动能、转速降低;VSG 控制光储系统进行瞬态补偿,有功输出突增。随着一次、二次调频的进行,柴油发电机调整系统控制原动机增加出力,承担微网的新增负载;VSG 的有功输出则逐步减小,最终恢复到正常的光伏最大功率输出5 kW。由于 VSG 控制逆变器增发有功,直流母线电压下降,双向 Buck/Boost 变换器工作于 Boost模式,控制超级电容器快速放电,超级电容器电流为正、端电压下降。证明所提控制策略能在微网负载变化时抑制微网频率波动,提高频率动态响应。4.3 变惯性时间常数实验设定 H 分别取 0.05、0.2、1.0,重复进行 4.1 节中的光照强度突变实验,仿真结果如图 10 所示。从图 10 可以看出,VSG 控制下的光储系统显著增强了微网的总体惯性。H 取值越大,VSG 的虚拟惯性越大,对微网频率波动的抑制作用越为明显。同时,随 H 值的增加,VSG 对不平衡功率的补偿作用逐渐加强,超级电容器吸收的功率增多,端电压升高越为明显。另一方面,H 增加后,VSG 的动态响应随之减慢,并将出现超调现象。这是由于 H 增大,系统阻尼比降低,由过阻尼过渡到欠阻尼状态,将引发一图 9 微网负载突增仿真结果 Fig. 9 Simulationresults with sudden increase of microgrid load 定程度的振荡。H 取 1.0 时,VSG 已进入欠阻尼状态,故微网频率在 21 s 后发生轻微超调,超级电容器端电压也有所下降。因此,在选择 H 值时,不仅要考虑 VSG 的不平衡功率补偿能力,还应充分考虑 VSG 的动态响应、超调等因素。4.4 超级电容器电压越界实验设定超级电容器端电压初始值为 255 V,重复 4.2 中的微网负载突变实验,图 11 为仿真结果。图 10 变惯性时间常数仿真结果 Fig. 10 Simulation results with variable inertia time constant 图 11 超级电容器电压越界仿真结果 Fig. 11 Simulation results when super capacitor voltage crosses the limit对比图 9 可见,9.7 s 时超级电容器端电压降至到 230 V 以下,功率修正指令环节投入运行,VSG 参考功率减小至 5 kW 以下。双向 Buck/Boost 变换器利用多余的光伏功率对储能进行充电,超级电容器端电压上升至 230 V 后,VSG 恢复正常输出。证明所提方案能在超级电容器端电压越界时对荷电状态进行实时调整,且优先利用光伏电能对超级电容器充电,减小了对微网运行的干扰。5 结论为提高独立微网的供电可靠性和稳定运行能力,本文提出了一种含虚拟同步发电机的光/柴/储独立微网控制策略。1）由光伏阵列和超级电容器组成光储发电系统,通过能量管理将光伏瞬时功率信号和储能荷电状态反馈到 VSG 控制中,实时调整光储系统的功频输出,增强微网惯性。2）由柴油发电机完成二次调频,利用微网的频率和负载变化调节柴油发电机出力,与光储系统形成互补,共同参与微网调节。3）利用 Matlab/Simulink 工具进行了仿真实验,仿真结果表明,所提控制策略实现了光伏电能的最大利用,提高了微网频率的动态响应,减小了负载变化和光伏出力波动引起的频率偏移,同时能将储能荷电状态控制在安全范围内。调节过程不需增设外加互联设备,增加了微网控制的灵活性。参考文献[1] 袁越,李振杰,冯宇,等.中国发展微网的目的方向前景[J].电力系统自动化,2010,34159-63. 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