結合電壓諧波補償和VSG的MMC-MG系統并離網切換控制

王興貴，董婉婉，王海亮

(蘭州理工大學 電氣工程與信息工程學院，甘肅 蘭州 730050)

0 引言

傳統交流微電網中微源通過橋式逆變器進行并網，不同微源逆變器之間并聯，且每個逆變環節輸出的電壓幅值、相位、頻率均不同，從而使系統內產生環流，降低系統電能質量[1-3]。為解決上述問題，文獻[4]提出了一種模塊化多電平串聯結構微電網(Modular Multilevel Converter Microgrid, MMC-MG)，該微電網具有輸出電壓正弦度高、頻率穩定性好、輸出功率等級易擴展等優點。

微電網具有孤島和并網兩種運行模式，當系統進行模式切換時，易發生大范圍電壓、頻率波動現象，影響系統穩定運行。針對普通微電網的并離網切換，主要有雙模式切換和單模式切換[5-6]。其中，虛擬同步發電機(Virtual Synchronous Generator, VSG)控制因具有電壓源特性，能用于微電網并網運行和孤島運行，因此，被廣泛應用于微電網并離網切換領域。文獻[7]在VSG的基礎上，利用鎖相環對公共耦合點(Point of Common Coupling, PCC)兩端電壓和相位進行預同步，減小模式切換時沖擊電流的幅值。文獻[8]在預同步環節中加入二次調壓，不僅使系統在孤島情況下穩定運行，且保證了系統并離網的平滑切換。文獻[9]在PCC兩端連接一個虛擬阻抗，通過控制虛擬阻抗上流過的虛擬無功功率或虛擬電流為零，保障系統運行模式平穩過渡。

該文在雙閉環控制中加入電壓諧波補償，以降低系統孤島轉并網時發電模塊電壓波動對輸出電壓的影響。然后，引入VSG控制，該控制僅能保證系統并網轉孤島時穩定過渡，不能保證孤島轉并網時不產生沖擊電流。因此，還需要加入預同步控制，縮小PCC兩端電壓幅值、相位的差值，確保系統模式切換過程的平滑過渡。

1 MMC-MG系統拓撲結構

MMC-MG系統拓撲結構如圖1所示。該系統以MMC結構為基礎，將光伏、風力微源經變換器后與混合儲能系統(Hybrid Energy Storage System, ESS)并聯，然后接入MMC半橋子模塊電容兩端，構成發電模塊(Generation Module, GM)。每個橋臂均由N個GM和一個電抗器L構成。系統輸出端經濾波裝置給本地負載供電或將多余電能送入電網。

圖1 MMC-MG系統拓撲結構

2 影響系統并離網切換的因素

2.1 GM輸出電壓波動

受橋臂電流交流分量的影響，混合儲能控制下的GM輸出電壓仍存在較小波動。此時，載波移相調制(Carrier Phase Shifting SPWM, CPS-SPWM)下系統逆變環節輸出電壓Uab為[10]：

(1)

式中：uzab代表Uab中的直流分量；usab代表Uab中的基頻偏差量；udc為GM電壓；M為調制比；ω0為調制波角頻率；N為投入GM個數。

其中，uzab、usab表達式如下：

(2)

(3)

式中：Δupj,Δunj(j=a,b,c)分別為上、下橋臂中GM電壓偏差量。

從式(1)中看出，這些偏差量疊加會導致系統輸出電壓包含直流分量和基頻偏差量。系統孤島運行時，會使系統輸出電壓產生偏移；而系統孤島轉并網運行時，直流分量入網會降低并網電流質量。因此，需抑制系統所含的直流分量和基頻偏差量。

2.2 系統離網轉并網運行

圖2是系統運行模式切換示意圖。開關S斷開時，系統處于孤島運行，通過負載ZL的電流iL1為：

圖2 系統運行模式切換示意圖

(4)

式中：UDG，θDG，ωDG分別為逆變環節輸出電壓的幅值、相位和角頻率。

開關S閉合時，系統處于并網運行，若忽略線路阻抗Zg，通過負載ZL的電流iL2為：

(5)

式中：Ug，θg，ωg分別為網側輸出電壓幅值、相位和角頻率。

式(4)(5)相減，可得電流差ΔiL：

(6)

(a)當UDG=Ug=U，ωDG=ωg=ω，θDG≠θg時：

(7)

(b)當UDG=Ug=U，ωDC≠ωg，θDG=θg=θ時：

(8)

(c)當UDG≠Ug，ωDG=ωg=ω，θDG=θg=θ時：

(9)

由式(7)～(9)可知，只有UDG=Ug，ωDG=ωg，θDG=θg時，ΔiL=0。若不滿足上述要求，系統離網轉并網會產生沖擊電流。

3 系統孤島轉并網切換控制策略

VSG具有電壓源特性，當系統由并網向孤島轉換時，系統輸出電壓幅值、相位、頻率僅有微小變化，此時，直接斷開PCC，系統仍可以穩定運行。因此該文主要研究孤島轉并網過程。

3.1 電壓諧波補償

2.1節中分析了GM輸出電壓波動對系統并離網切換的影響。假設A相上橋臂產生電壓波動，令Δupa=m，其余值為零，對式(2)進行dq變換，可得：

(10)

對式(3)進行dq變換，可得：

(11)

由式(10)、(11)可知，uzab，usab經dq變換后變為基頻分量和二倍頻分量，需要加入電壓諧波補償來降低GM電壓波動對系統并離網切換的影響。其原理如圖3所示。

圖3 電壓諧波補償控制框圖

系統輸出電壓Uabc經過Park變換后，通過低通濾波器得到直流分量，直流分量與原始值作差得到交流分量，再經PI調節后獲得電壓調節量，最后疊加到調制信號中，從而抑制直流分量。

3.2 VSG的基本原理及預同步控制

VSG的有功-頻率環表達式如下[11]：

(12)

Pm=Pref+kω(ωn-ω)

(13)

(14)

式中：J為轉動慣量；Pm，Pe分別為VSG的機械功率、電磁功率；D為阻尼系數；ω為VSG輸出的實際角頻率；ωn為額定角頻率；θ為參考電壓相角；Pref為有功功率參考值；kω為調差系數。

VSG的無功-電壓環控制方程為：

Uref=U0+kq(Qref-Q)

(15)

式中：Uref為VSG輸出電壓參考值；U0為額定電壓；kq為無功調節系數；Qref，Q分別為無功功率參考值和實際值。

VSG控制輸出的電壓幅值與相位可近似看作MMC-MG系統的輸出。在進行預同步時，采用VSG輸出的電壓幅值UVSG、相位θVSG與網側Ug，θg進行比較，作相應的電壓幅值和相位補償。圖4為VSG輸出電壓與網側電壓的矢量圖。

圖4 VSG輸出電壓與網側電壓矢量圖

將UVSG，Ug分解到αβ軸上，得電壓差ΔU為：

(16)

將式(16)經PI調節送入VSG無功-電壓控制環，用于補償PCC兩端電壓幅值差，則式(15)變為：

(17)

式中：kpu，kiu分別PI控制器的比例、積分參數；

相位同步原理如下所示：

(18)

式中：ω*為補償后的角頻率；kpθ，kiθ分別為調節電壓相位時PI控制器的比例、積分參數。

VSG一次調頻屬于有差調節。因此，借鑒電力系統二次調頻原理，在原有的有功-頻率環上引入積分補償，可實現無差調節。此時，式(12)可變為：

(19)

式中：k為頻率積分補償系數。

要控制PCC自動閉合還需并網觸發信號，該信號包含PCC兩端相位差、電壓差和頻率差。當這三個條件同時滿足閾值要求時，可觸發PCC閉合。該文以sinΔθ作為相位觸發信號，當Δθ足夠小時，有sinΔθ≈Δθ，sinΔθ由圖4計算可得：

(20)

PCC兩端的電壓差為：

|ΔU|=|UVSGsin(ωVSGt+θVSG)-Ugsin(ωgt+θg)|

(21)

若UVSG=Ug=U，ωVSG=ωg=ω，θVSG≠θg，則上式可化簡為：

(22)

(23)

根據我國GB/T 33592-2017分布式電源并網運行規范控制規定[12]，當Δf≤±0.2 Hz、Δθ≤15°、ΔU≤±5%UN時，系統可以并網。該文選取ΔU≤±3%UN、Δf≤±0.2 Hz時系統并網，此時，由式(23)計算出PCC兩端相位差為1.72°。當Δθ=1.72°時，sin1.72°=0.03。圖5是并網信號產生條件。圖中，|u|表示對輸入信號取絕對值，UN=220 V。

圖5 并網信號產生條件

圖6為包含電壓幅值、相位、頻率預同步的虛擬同步發電機控制策略。圖7為MMC-MG系統并離網切換控制框圖。系統孤島運行時，僅需VSG控制、電壓諧波補償、雙閉環控制及CPS-SPWM調制。系統孤島轉并網時，在上述控制的基礎上，開啟預同步控制。達到并網觸發信號后，閉合PCC，同時退出預同步控制，系統處于并網狀態。當接收到離網信號時，直接斷開PCC即可。

圖6 預同步與VSG結合控制策略示意圖

圖7 MMC-MG系統并離網平滑切換控制框圖

4 仿真分析

為驗證該文所研究控制策略的有效性，搭建了MMC-MG系統并離網切換仿真模型，具體參數如表1所示。設置交流負載為阻性負載，有功功率為 5 kW，無功功率為0 Var。VSG中Pref=10 kW，Qref=0 Var。初始時刻，系統處于孤島運行模式，0.4 s接收到并網信號，1.5 s系統由并網轉孤島運行。

表1 系統仿真模型參數

4.1 電壓諧波補償

設置系統A相上橋臂upa1=140 V，B相上橋臂upb2=170 V，其余每個GM電壓均維持160 V。圖8是加入電壓諧波補償前后系統并離網切換輸出電壓、電流的對比仿真圖。

圖8 電壓諧波補償波形圖

4.2 MMC-MG系統孤島轉并網運行

圖9為系統孤島轉并網輸出電壓波形。未加預同步控制時，系統輸出電壓從311 V跌落至270 V。加入預同步后，系統并網時電壓跌落現象得到緩解，電壓可維持在311 V左右，較為穩定。

圖9 系統孤島轉并網輸出電壓波形

系統孤島轉并網逆變側輸出電流波形如圖10所示。未加入預同步時，并網瞬間產生幅值高達100 A的沖擊電流。閉合預同步開關S1-S2后，系統并網未產生沖擊電流，可實現平滑過渡，但過渡時間較長，大約需要0.38 s。在此基礎上，加入二次調頻，即閉合開關S3，預同步時間縮短了0.1 s。

圖10 系統逆變側輸出電流波形

圖11為系統孤島轉并網時網側輸出電流波形?？梢钥闯鑫醇宇A同步控制時，入網電流產生沖擊，幅值約為98 A。加入預同步后入網電流沒有出現沖擊，0.1 s后電流幅值穩定在11 A。

圖11 網側輸出電流波形

4.3 MMC-MG系統并網轉孤島運行

系統由并網轉孤島運行仿真波形如圖12所示。1.5 s系統并網轉孤島運行時，電壓有一瞬間的沖擊，幅值約為324 V，其波動未超過5%，符合電壓穩定性判定標準。且電流在切換瞬間未發生明顯畸變。

圖12 系統并網轉孤島仿真分析

5 總結

該文針對發電模塊電壓存在波動，從而導致系統并離網切換時輸出電壓不穩定的問題，提出了一種電壓諧波補償和二次調頻預同步相結合的MMC-MG系統并離網平滑切換控制策略。仿真結果表明，所提控制策略不僅可以緩解系統電壓偏移現象，還可以在模式切換時減小沖擊電流、降低頻率波動、縮短預同步并網時間、保證系統安全可靠運行。