电气工程学报, 2019, 14(2): 92-96 doi: 10.11985/2019.02.016

微电网储能变流器离网/并网切换控制策略研究

朱作滨, 黄绍平, 李振兴, 肖意南

湖南工程学院电气信息学院 湘潭 411100

Research on Off Grid / Grid Switching Control Strategy of Micro-grid Power Converter System

ZHU Zuobin, HUANG Shaoping, LI Zhenxing, XIAO Yinan

School of Electronics and Information Engineering, Hunan Institute of Engineering, Xiangtan 411100 China

收稿日期: 2018-09-22   网络出版日期: 2019-06-25

Received: 2018-09-22   Online: 2019-06-25

作者简介 About authors

朱作滨,男,1988年生,硕士研究生。研究方向为微电网制技术。E-mail：913672953@qq.com。

黄绍平,男,1964年生,硕士,教授。研究方向为微电网控制与保护。

摘要

针对微电网储能变流器常规切换模式在离网转并网切换时电压波动、合闸冲击电流大等问题,提出了一种基于相位预同步的控制器状态跟随离网/并网切换控制策略。采用V/f控制器的输出跟随P/Q控制器的输出,同时引入相位预同步模块,使得离网时的相位角与并网相位角同步。最后,建立储能变流器离网/并网切换Matlab/Simulink仿真模型。仿真结果表明,该方法能够有效抑制微网储能变流器离网/并网切换过程中电压波动,并降低合闸冲击电流。

关键词： 储能变流器 ; 离网/并网 ; 控制器状态跟随 ; 相位预同步

Abstract

In order to solve the problems of voltage fluctuation and large switching impulse current in the off-grid to grid switching mode of micro-grid power converter system, a phase synchronization controller based on state following and off grid/grid switching control strategy is proposed. The output of the V/f controller follows the output of the P/Q controller, and the phase synchronization module is introduced to synchronize the phase angle of the off-grid and the grid-connected phase angle. Finally, the Matlab/Simulink simulation model of the storage grid converter is established. Simulation results show that the proposed method can effectively suppress voltage fluctuation and reduce switching impulse current during off grid/grid switching.

Keywords： Power converter system ; off grid/grid connection ; controller state following ; phase presynchronization

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朱作滨, 黄绍平, 李振兴, 肖意南. 微电网储能变流器离网/并网切换控制策略研究. 电气工程学报[J], 2019, 14(2): 92-96 doi:10.11985/2019.02.016

ZHU Zuobin. Research on Off Grid / Grid Switching Control Strategy of Micro-grid Power Converter System. Journal of Electrical Engineering[J], 2019, 14(2): 92-96 doi:10.11985/2019.02.016

1 引言

微网由分布式电源、储能装置、控制装置、保护装置和负荷等组成,可运行于并网和离网两种模式[1]。当微网储能变流器在离网转并网模式运行切换时,采用常规的方法直接切换存在电压振荡和合闸电流冲击。为了实现微网系统安全可靠稳定的运行,研究微网系统离网/并网切换具有重要意义。

针对微网常规切换中存在的缺陷,很多专家学者对其进行了相关研究。文献[2]针对储能变流器在电网电压正常情况下主动离网切换采取并网固态开关分段前逆变器逐步承担全部敏感负荷功率的方法,以减少切换过渡过程;对于电网电压发生跌落时被动离网,则采用滞环电流控制的切换方法,加速逆变器脱网,减少对敏感负荷的冲击;在离网转并网切换时,储能变流器与电网之间存在相位差,通过频率滑差的方法实现零相位差无缝切换。虽然在控制策略上进行了繁琐的改进,但仿真波形表明切换过程中电压波形畸变严重,波动较大,在孤岛转并网合闸时,合闸冲击电流也比较大。文献[3]研究了风光混合系统(储能变流器)在P/Q和下垂控制下的模式切换,提出的综合控制策略能够保证运行模式切换前后微网功率平滑、电压和频率保持在运行范围内,但并没有对并网过程中产生的暂态振荡做有效处理。文献[4,5]将储能装置或光储作为微网主电源,虽然在孤岛运行转并网时,能够降低合闸冲击电流,但是在并网转离网时使用常规的P/Q、V/f直接切换控制,不能很好地保证电压幅值的恒定。文献[6]研究了光储微网中变流器的平滑切换,通过限幅器限制了并网转孤岛运行时的电压波动及孤岛转并网时的合闸冲击电流。文献[7]针对光储微电网并离网切换过程中的过渡问题,提出了一种适用于主从控制与对等控制相结合的控制策略。仿真波形表明,虽然冲击电流幅值得到了改善,但是电压的幅值在切换过程中仍然存在电压降落,只是改善了电压的畸变率,未能有效抑制电压波动。文献[8]在P/Q、V/f直接切换模式的基础上,对V/f控制进行改进,在电压、电流中增加频率环、参数环,切换过程中电压幅值仍然有小幅度的波动。对离网转并网运行时合闸冲击电流也并未作处理。文献[9]采用主从控制和一种下垂系数随微网频率和电压动态变化的改进下垂控制相结合的综合控制方法。该方法可以实现离网转并网切换电压的稳定,而且还能减少微电源控制方式的切换次数,在一定程度上减少了控制方式切换失败的可能性,从而提高了微电网运行的可靠性。但对于离网转并网时合闸的冲击电流未作处理,这必然导致合闸电流冲击,造成系统不稳定。文献[11,12]提出基于多Agent系统的采用分层控制策略的微电网运行模式平滑切换,通过微网运行方式自动调节控制策略,在离网转并网切换过程中,能够很好地抑制电压的波动和合闸冲击电流。文献[13]提出了一种采用输出闭环跟踪的下垂控制和P/Q控制相互切换的控制方法。在离网转并网时,用下垂控制器的输出跟踪P/Q控制器的输出,实验波形证明该方法实现了离网转并网的切换。文献[14]提出了线性自抗扰(Linear active disturbance rejection control,LADRC)技术的微电网运行模式平滑切换控制策略,在常规的P/Q、V/f 控制的基础上,将V/f控制器的电压外环PI控制器改成LADRC控制器。从仿真波形可知,在离网转并网切换模式下,能够降低电压幅值波动,但是对孤岛转并网运行的合闸冲击电流也未作处理,同样会影响系统的稳定性。

在以上文献对微电网系统平滑切换研究的基础上,针对储能变流器(Power converter system,PCS)系统,提出一种基于相位同步的控制器状态跟随离网/并网切换控制策略。离网运行时,让V/f控制器输出状态跟随P/Q控制器,实现储能系统变流器的离网/并网切换。通过仿真验证了该方法的有效性。

2 PCS结构与控制方法

2.1 PCS基本结构

PCS系统基本结构如图1所示。其中,B为储能蓄电池;Cin为直流母线电容;L为输出滤波电感;R为滤波电感感生电阻;C为输出滤波电容;Va、Vb、Vc为三相并网电压;ia、ib、ic为电感电流;ea、eb、ec为电网电压。

图1

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图1   微网储能变流器控制结构框图


2.2 PCS控制策略

2.2.1 P/Q控制

由PCS数学模型可得旋转坐标系下的电压方程为

$\left\{ \begin{align}& {{e}_{d}}=L\frac{\text{d}{{i}_{d}}}{\text{d}t}+R{{i}_{d}}-\omega L{{i}_{q}}+{{V}_{d}} \\ & {{e}_{q}}=L\frac{\text{d}{{i}_{q}}}{\text{d}t}+R{{i}_{q}}+\omega L{{i}_{d}}+{{V}_{q}} \end{align} \right.$

对式(1)进行拉普拉斯变换并前馈解耦控制,忽略电网电压扰动,得

$\left\{ \begin{align} & {{V}_{q}}=-\left( {{K}_{\text{pi}}}+\frac{{{K}_{\text{ii}}}}{s} \right)\left( {{i}_{q\text{ref}}}-{{i}_{q}} \right)-\omega L{{i}_{d}} \\ & {{V}_{d}}=-\left( {{K}_{\text{pi}}}+\frac{{{K}_{\text{ii}}}}{s} \right)\left( {{i}_{d\text{ref}}}-{{i}_{d}} \right)+\omega L{{i}_{q}} \end{align} \right.$

储能变流器的输出功率参考值为

$\left\{ \begin{align} & {{P}_{\text{ref}}}=\frac{2}{3}\left( {{e}_{d}}{{i}_{d\text{ref}}}+{{e}_{q}}{{i}_{q\text{ref}}} \right)=\frac{2}{3}{{e}_{d}}{{i}_{d\text{ref}}} \\ & {{Q}_{\text{ref}}}=\frac{2}{3}\left( -{{e}_{d}}{{i}_{q\text{ref}}}+{{e}_{q}}{{i}_{d\text{ref}}} \right)=-\frac{2}{3}{{e}_{d}}{{i}_{q\text{ref}}} \end{align} \right.$

由此可得内环dq轴电流参考值为

$\left\{ \begin{align} & {{i}_{d\text{ref}}}=\frac{3}{2}\frac{{{P}_{\text{ref}}}}{{{e}_{d}}} \\ & {{i}_{q\text{ref}}}=-\frac{3}{2}\frac{{{Q}_{\text{ref}}}}{{{e}_{d}}} \end{align} \right.$

由式(2)、(4)可得储能变流器P/Q控制策略框图如图2所示。

图2

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图2   P/Q控制策略框图


2.2.2 V/f控制

同理由PCS数学模型可得解耦后的电压控制工程,由电压控制工程可得V/f控制策略框图如图3所示。

图3

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图3   V/f控制策略框图


3 微电网PCS离网/并网控制策略原理

PCS离网/并网常规切换方法原理框图如图4所示。

图4

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图4   常规离网/并网切换方法原理框图


并网运行时,K1闭合,K2断开,储能变流器采用P/Q控制;当离网运行时,K1断开,K2闭合,储能变流器采用V/f控制。由于切换过程中两种控制器的输出状态不同,使得在离网/并网切换过程中产生的暂态波动较大。V/f控制器的输出瞬间断开,P/Q控制器的输出瞬间切入。电流内环控制器的输入信号瞬间由某一数值跳变为另一数值,切换过程导致系统输出电压发生暂态波动。同时由于相位的不一致,也会导致合闸冲击电流。

针对PCS常规的离网/并网切换控制策略存在的问题,本文提出基于相位预同步的控制器状态跟随离网/并网切换的方法,如图5所示。

图5

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图5   基于控制器状态跟随的切换模式


在离网运行时,让V/f控制器的输出跟随P/Q控制器的输出,在离网/并网切换时,两者在输出始终保持一致,从而不会产生电压振荡。而PCS的相位和电网相位存在一定偏差,直接离网/并网会产生较大的冲击电流,引入相位预同步模块如图6所示,使得PCS离网运行的相位先同步到电网相位后再并网,从而降低并网合闸冲击电流。其中,θg为电网电压相位;θ为离网运行时储能变流器相位;fref为离网运行时给定频率。

图6

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图6   相位预同步模块


4 仿真模型建立及分析

4.1 仿真模型及参数

根据图1建立仿真模型如图7所示。储能变流器的仿真参数见下表。

表   储能变流器离网/并网系统仿真参数

参数值参数值
Pref/kW-20L/kH3
Qref/var0R/Ω0.01
Udref/V311C/F3.3
Uqref/V0负荷/kW20
C1/mF8

注：Pref取“-”表示蓄电池存储电能;取“+”表示蓄电池放电。

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图7

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图7   储能变流器离网/并网切换仿真模型


4.2 仿真结果与分析

设定蓄电池初始SOC=60%, 容量100 A·h,额定电压V=600 V。

(1) 相位预同步模块。当微网系统处于离网运行模式时,需要重新并网,此时微网系统离网运行时相位与电网相位不一致。如图8所示,曲线1为微网管理器下发指令,曲线2为合闸断路器相位。在t=0.12 s时,微网管理器启动相位预同步模块,微网管理器下发指令由0变为1,将储能变流器输出相位同步到电网相位,等待微网下达合闸命令,随时准备并网,如在t=0.2 s时,合闸断路器相位由1变为0,合闸命令启动,开始并网。

图8

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图8   相位同步仿真波形


(2)离转并网运行。设置t=0.2 s时,由孤岛转并网运行,仿真波形如图9所示。

图9

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图9   离网转并网模式仿真波形


当储能变流器离网运行时,储能变流器使输出跟随负载变化(20 kW),通过蓄电池放电释放能量满足负载需求,也为20 kW;由于离网运行,故输送至电网的功率为0 kW。当储能系统处于并网运行时,储能变流器按给定输出(-20 kW),由电网按给定给蓄电池充电;再加上负载需求20 kW,则电网需向储能系统提供40 kW。满足系统能量守恒,与仿真波形完全相吻合。通过蓄电池的充放电来维持微网系统交流母线电压和频率,为其他微源离网运行提供母线电压支撑。

在离网转并网的切换过程中,交流母线电压波形不存在电压波动,能够实现无缝切换,同时,相位预同步模块地加入使得并网合闸冲击电流得到明显抑制。

5 结论

(1) PCS能够满足系统负荷需求的变化,将P/Q控制运用于并网状态、V/f运用于孤岛运行状态,实现了微网储能变流器的离网/并网切换。

(2) 在常规离网/并网切换模式的基础上,提出了一种基于相位预同步控制器状态跟随的离网/并网切换方法,在并网时能够跟随并网时刻的电压幅值,保证了离网到并网时的平滑切换。同时相位预同步的引入,PCS由离网转并网时PCC两端的合闸冲击电流明显得到了改善,使微网PCS系统运行更安全、更可靠。

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对于采用主从控制策略的微网系统,如何实现并网/孤岛工作模式之间的无缝切换是一项亟待克服的技术难点。首先介绍微网系统的基本结构和工作模式,结合微网系统并网/孤岛工作模式切换时的工作特征,提出一种改进的电压环调节器结构。即根据能量守恒原则,在工作模式切换前预先估算并设置调节器的输出需求,可较好地解决切换过程中微网母线电压的震荡和电流冲击等问题。其次,提出一种适合微网的软件锁相方法,保证各种切换条件下微网母线电压相位的连续性和平顺性,为不同工作模式间的无缝切换奠定基础,并对储能变流器的控制参数进行了优化设计。最后,建立微网系统的仿真模型和完善的实验验证平台,仿真和实验结果共同验证了所提控制策略和锁相方法的有效性和优越性。

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