一种基于虚拟储能的VSG控制方法

李梦月，马刚，张健，杨扬，王加澍，仲泽天

(南京师范大学 电气与自动化工程学院，江苏 南京 210042)

随着分布式能源渗透率的不断增加，微电网正逐渐发展成为一个低惯量、欠阻尼的网络，电网稳定性受到严峻挑战[1-2]。虚拟同步发电机(virtual synchronous generator，VSG)技术通过模拟同步发电机的惯性和阻尼特性，克服传统并网逆变器无惯性给电网带来的冲击，可有效平抑电网频率的快速波动，提升电网对分布式电源的接纳能力[3-5]。

VSG技术的实现依赖于一次能源的稳定和足够的能量缓冲[6-9]。然而，目前国内外专家学者主要关注VSG控制策略的设计及改进，在进行仿真试验时，通常以一个直流电源等效分布式电源及其储能设备，默认储能设备容量足够大[10-12]。为解决实际应用场景中直流侧电压波动的问题，部分学者在VSG直流侧引入储能单元。文献[13]提出在直流侧引入分钟级的短期储能单元，作为分布式电源与VSG之间的能量缓冲模块，增强系统动态响应。文献[14]研究了一种引入储能单元的虚拟同步机，利用传统同步电机二阶模型的阶跃响应原理，分析分布式发电波动时虚拟同步机的储能功率需求，并据此设计了储能单元。

上述文献所提基于分钟级短期储能或电池储能的VSG控制策略中，短期储能单元响应速度较慢，传统储能成本较高且容量有限；而虚拟储能技术通过控制部分负荷的功率值可实现与普通储能相等的效果，成本更低，容量更大，已成为电力行业研究热点[15-16]。文献[17]提出一种融合需求侧虚拟储能系统的冷热电联供楼宇微电网优化调度方法，在保证温度舒适度的前提下充分发掘楼宇参与微电网经济优化运行的虚拟储能潜力，可在一定程度上降低微电网的运行成本。文献[18]提出一种蓄电池和虚拟储能的协调控制策略，通过虚拟储能和电池储能的优化协调，既可保证用户舒适度，又可有效减少电池储能的充放电频次。文献[19]提出将电力弹簧(electric spring，ES)与存在宽电压范围的非关键负载串联，组成智能负载实现虚拟储能的效果用来保证关键负载电压的稳定，是一种全新的控制思路。

随着分布式电源和本地负荷规模的扩大，面对电源波动或负荷突增，传统VSG并网系统难以保证直流侧电压以及并网点电压质量[20-22]。对此，本文提出一种基于虚拟储能的改进VSG控制策略，主要研究基于智能负载的虚拟储能单元功率控制方法，包括三端口DC/DC变流器和双向DC/DC变换器的拓扑结构及其控制策略，将虚拟储能单元引入传统VSG并网系统，在保证VSG并网电压的同时，保障系统内负荷与分布式能源变化时的供电稳定性；通过MATLAB/Simulink仿真验证所提改进VSG控制策略的有效性和可行性。

1 VSG原理

VSG主拓扑结构如图1所示，其中，带储能的分布式电源、三相逆变器以及滤波电路共同构成VSG的外部接口电路。通过模拟同步发电机对三相逆变器进行控制，使其外特性与同步发电机等价，为微电网提供惯性和功率支撑，其控制性能由模拟同步发电机的程度决定。图1中：Ls和Rs分别为并网系统线路电感和电阻；Lg和Rg分别为电网电感和电阻；uabc和iabc分别为系统三相电压和电流；PCC为公共并网点，SPWM为正弦脉冲宽度调制，控制逆变电路中开关器件的通断。

图1 VSG主电路拓扑结构Fig.1 Topological diagram of VSG main circuit

为简化分析，取极对数p=1，此时电气角速度(角频率)等于机械角速度。根据同步发电机的转子运动方程(摇摆方程)可得：

(1)

(2)

式中：t为时间；Tm为机械转矩；Te为电磁转矩；Td为阻尼转矩；J为转动惯量；ω为电气角速度；θ为电气角度。式(1)表明，当(TmTeTd)为常数时，转动惯量J与dω/dt成反比。

由式(1)可得角频率与有功功率的关系为

(3)

式中：D为定常阻尼系数；Pm为VSG的虚拟机械功率；Pe为虚拟电磁功率。其中Pm为分布式电源的输出功率，由有功功率参考值Pref和频率响应调节功率ΔPf构成，为了模拟同步发电机有功-频率控制和无功-电压控制，提高VSG频率稳定性，将Pm和电枢端电压Um分别表示如下：

Pm=Pref+ΔPf=Pref+Kp(ω0-ω),

(4)

Um=Uref+Kq(Qref-Q).

(5)

式中：Qref、Q分别为并网逆变器的无功功率参考值和实际值；Uref为电压幅值参考值；Kp、Kq分别为调频系数和调压系数；ω0为电网同步角速度。

由式(4)可知，VSG的输出功率特性由分布式电源和电网状态共同决定，分布式电源或电网的波动容易引起并网逆变器控制失控失稳，甚至导致电网解列，严重影响VSG并网系统的稳定性。为解决该问题，本文在典型VSG的基础上，在保证VSG并网点电压稳定的前提下引入虚拟储能单元，利用三端口DC/DC变流器、双向DC/DC变换器和储能电池等拓扑结构，通过将分布式电源功率波动施加到具有宽电压和功率范围的非关键负载上，来保证VSG直流侧母线电压的稳定。

本文采用的基于虚拟储能的改进VSG并网系统基本结构如图2所示，根据所接负载类型，将并网系统中直流母线分为关键直流母线和非关键直流母线。以光伏发电为代表的分布式电源输出端与三端口DC/DC变流器的端口Ⅰ并联；三端口DC/DC变流器的端口Ⅱ接入非关键直流母线，与具有宽电压和功率范围的非关键负载(电水壶、电热水器等)RNC并联，非关键负载电压为UNC，端口Ⅲ接入关键直流母线，与关键负载(电脑、冰箱、空调等)RC并联；双向DC/DC变换器一端与蓄电池并联，其电压为Ubat，另一端连接至关键直流母线上；三相逆变器直流端接关键直流母线，交流端经过无源低通(low pass，LC)滤波单元后，通过交流并网点接入电网，且在公共并网点处与本地负荷并联。图2中：UDC为光伏电源电压；三端口变流器端口Ⅲ电压U3、双向DC/DC变换器电网端电压、关键负载电压UC以及三相逆变器直流侧电压均相同，为关键直流母线电压Udc。

图2 基于虚拟储能的改进VSG并网系统基本结构Fig.2 Basic structure of the improved VSG grid-connected system based on virtual energy storage

2 虚拟储能单元设计

2.1 虚拟储能单元功率需求模型

(6)

式中：ωn为VSG的自然角频率；ξ为阻尼比；s为复频率。

分布式电源波动、系统负荷投切等造成VSG直流侧母线功率阶跃变化时，可由虚拟储能模块“释放”或“吸收”能量对其进行缓冲，为平抑波动所需的缓冲功率

(7)

对式(6)进行求解，并将解析解带入式(7)，求解不同阻尼比相对应的虚拟储能单元功率需求量，见表1，其中p1、p2为式(6)的特征根。

表1 虚拟储能单元功率需求Tab.1 Power requirements of virtual energy storage unit

2.2 三端口DC/DC变流器控制

本文基于虚拟储能的改进VSG并网控制方法中，三端口DC/DC变流器控制包括移相和解耦2个部分，其中，移相控制方法步骤如下：

步骤1：将端口Ⅰ所对应的全桥电路驱动信号预先设定为10 kHz的方波。

步骤2：将端口Ⅰ的输出电流I1与其参考电流I1,ref的差值，通过比例积分控制器(PI)和解耦控制得到移相角φ12，与原相角相加可得端口Ⅱ所对应的全桥电路驱动信号。

步骤3：将端口Ⅲ的输出电压U3与其参考电压U3,ref的差值，通过比例积分控制器(PI)和解耦控制得到移相角φ13，与原相角叠加可得端口Ⅲ所对应的全桥电路驱动信号。

为简化三端口DC/DC变流器的移相解耦控制回路传递函数的推导步骤，假设其为理想型变压器，将二次参数折算至一次侧得：

(8)

经过星形-三角形变换，等效电感表示为：

(9)

式中：L12、L23、L13分别为经过星形-三角形变换后的等效电感；L1为三端口DC/CD变流器端口Ⅰ的漏电感。

变换后三端口DC/DC变流器任意2个端口都可视为双有源桥，通过叠加定理得到功率方程为：

(10)

式中：fs为开关频率；P12、P13、P32分别位从端口Ⅰ到端口Ⅱ、端口Ⅰ到端口Ⅲ和端口Ⅱ到端口Ⅲ的功率；φ12、φ13、φ32为移相角。

由功率守恒定理可得各端口功率如下：

(11)

值得注意的是，各端口功率由移相角决定，由式(11)可得端口Ⅰ和端口Ⅲ的平均电流I1和I3，方程如下：

(12)

建立三端口DC/DC变流器小信号模型，方程如下：

(13)

式中电流与移相角关系矩阵G中的元素如式(14)—(17)所示。

(14)

(15)

(16)

(17)

式中：φ120为φ12在静态工作点处的值；φ130为φ13在静态工作点处的值。设计解耦矩阵H，使GH为对角矩阵，以确保1个输出由1个控制输入独立确定，即

(18)

(19)

图3为本文基于虚拟储能的改进VSG并网控制方法中，三端口DC/DC变流器控制框图，包括移相和解耦2个部分，其中下标PI表示经比例积分控制器变换后的值。

图3 三端口DC/DC变换器制框图Fig.3 Three-port DC/DC converter block diagram

2.3 双向DC/DC变换器控制

双向DC/DC变换器制框图如图4所示。基于虚拟储能的改进VSG控制策略中，1个周期内双向DC/DC变换器控制方法步骤如下：

图4 双向DC/DC变换器制框图Fig.4 Block diagram of bidirectional DC/DC converter

步骤1，采集关键直流母线电压Udc。

步骤2，关键直流母线电压参考值为Udc,ref与采集的实际值Udc做差，差值ΔUdc经过PI控制器后得到一个输出信号S0。

步骤3，关键直流母线电压Udc与Udc,ref(15%)的值对比。当ΔUdc小于Udc,ref(1-5%)时，双向DC/DC变换器工作在升压模式；当Udc大于Udc,ref(15%)，即当Udc超过Udc,ref超过5%时，双向DC/DC变换器工作在降压模式。

步骤4，2个比较器逻辑输出值分别和输出信号S0进行逻辑与，得到开关驱动信号S1和S2。

3 算例分析

本文提出一种基于虚拟储能单元的改进VSG控制方法，关键点在于在传统VSG的基础上进行改进，利用三端口DC/DC变流器和双向DC/DC变换器与系统负荷构成虚拟储能单元，保证VSG直流侧电压的稳定性。在仿真平台MATLAB/Simulink中搭建仿真模型，验证在系统负荷变化过程中，改进VSG并网系统对公共连接点电压的支撑作用，以及在分布式电源发生阶跃波动时对直流侧母线电压的平抑作用，改进的VSG并网系统如图5所示。

图5 基于虚拟储能的改进VSG并网系统Fig.5 The improved VSG grid-connected system based on virtual energy storage

本文算例设定蓄电池荷电状态(state of charging，SOC)初始值为0.5，额定电压为270 V，额定容量为7 A·h，以便在短时间内观察到SOC的变化。根据光伏发电系统的特性可定义3个典型工作模式：

模式1：电池平衡模式。关键负载电压根据预设值进行调节，太阳能电池板在最大功率点跟踪(maximum power point tracking，MPPT)控制下运行，以最大限度地提高发电量，产生的功率几乎可以被关键负载和非关键负载消耗，而很少流过电池。

模式2：电池放电模式。太阳能电池板产生的功率较少，关键负载被调节为消耗的功率少于其额定值，而电池放电以提供功率的不足。

模式3：电池充电模式。太阳能电池板产生功率较多，即使将关键负载调节为消耗的功率超过其额定值，剩余功率仍大于负载消耗；在这种情况下，MPPT算法不是强制性的，同时必须对电池充电以存储剩余电量。

算例的基本参数见表2。

表2 基本参数Tab.2 Basic parameters

对传统VSG并网策略进行仿真，条件设定如下：仿真总时长为1 s，t=0.4 s时分布式电源电压出现阶跃变化，由810 V阶跃至1 050 V，t=0.7 s时并网点接入负载。仿真结果如图6所示。

图6 传统VSG并网系统中并网点电压幅值仿真波形Fig.6 Simulation waveform of voltage amplitude of grid-connected points in traditional VSG grid-connected system

为了维持直流母线电压Udc和并网点电压Upcc的稳定，t=0.4～0.7 s期间并网系统需承担分布式电源电压阶跃变化，t=0.7～1.0 s期间，并网系统将承担分布式电源电压阶跃变化，Upcc还需承担公共负荷投入造成的冲击。由图6可以看出：系统启动逐渐进入稳定状态后，并网点电压幅值稳定在311 V左右；当t=0.4 s分布式电源发生阶跃时，电压幅值产生明显波动，并网点电压最高增至362 V，偏移量达到了16.4%；t=0.7 s时接入负荷，电压发生跌落并稳定在304 V左右，偏移量为2.3%。根据GB/T 12323—2008《电能质量供电电压允许偏差》的规定，20 kV以下电压偏差不得超过额定值的±7%，经计算，当分布式电源发生阶跃时，并网点电压偏差不符合要求。由此证明，传统VSG可以有效平抑来自电网负荷投切造成的冲击，但是当分布式电源侧能量发生波动时，传统VSG并网系统供电质量难以保证。

为验证本文所提策略的有效性，在平抑源侧阶跃波动方面对改进VSG并网系统进一步仿真对比分析，仿真条件设定如下：仿真总时长为1 s，t=0.5 s时分布式电源电压阶跃变化，仿真期间公共负荷保持接入状态，VSG并网系统需承担公共负荷并维持直流母线电压以及并网点电压的稳定。根据分布式电源电压变化程度不同，并网系统中蓄电池工作在不同模式下。

当分布式电源电压UDC从810 V阶跃至860 V时，仿真结果如图7所示。为保证关键负载的电压质量，设置非关键负载消耗的功率大于其额定值，非关键直流母线电压UNCL从480 V上升至510 V，关键直流母线电压UCL即VSG直流侧母线电压Udc稳定在810 V左右，VSG交流侧并网点电压幅值Upcc稳定在311 V左右，改进VSG并网系统工作在电池平衡模式下，蓄电池既不吸收功率也不发出功率，其SOC值FSOC变化曲线如图7(d)所示。

图7 电池平衡模式下的仿真结果Fig.7 Simulation results of battery-balancing mode

当分布式电源电压UDC从810 V阶跃至1 050 V时，仿真结果如图8所示，非关键负载消耗的功率大于其额定值，非关键直流母线电压UNCL由480 V上升至590 V，改进VSG并网系统工作在电池非平衡模式下，蓄电池发出功率以弥补不足，SOC由50%降低至28.7%，保证了关键直流母线电压UCL即VSG直流侧母线电压Udc和交流侧并网点电压幅值Upcc的稳定性。

图8 电池非平衡模式下的仿真结果Fig.8 Simulation results at battery-unbalancing mode

仿真结果表明：无论是大功率还是小功率波动，直流母线电压一直处于稳定状态，为VSG并网系统提供了很好的母线电压支撑。

为了验证改进后VSG并网系统的双向能量缓冲效果，在t=0.4 s时引入源侧阶跃冲击，从810 V阶跃至1 050 V，t=0.7 s时接入负载，观察并网点电压波动情况。仿真结果如图9所示。

图9 改进VSG并网系统中并网点电压及幅值仿真波形Fig.9 Simulation waveforms of grid-connected point voltage and amplitude in the improved VSG grid-connected system

由图9(a)可知，t=0.4 s引入分布式电源阶跃冲击，并网点电压幅值发生波动后迅速恢复；t=0.7 s接入负载，并网点电压下降至304 V，下降率为2.3%，在正常波动范围内。图9(b)为并网点电压仿真波形，其波形无明显波动。仿真结果表明，改进的VSG并网系统在平抑双向波动方面效果明显。

4 结束语

本文提出一种基于虚拟储能的改进VSG控制策略，利用三端口DC/DC变流器、双向DC/DC变换器和蓄电池与负荷构成虚拟储能单元，通过牺牲非关键直流母线上的电压质量，保证关键直流母线即VSG直流侧母线电压的稳定性；利用三相逆变器平抑负荷侧功率波动，通过功率的双向流通保证并网虚拟同步机直流侧母线电压和并网点电压的稳定性。通过与传统VSG控制策略仿真对比，可知本文所提基于虚拟储能的改进VSG控制策略的贡献在于：①可有效缓解分布式发电系统的储能压力；②降低对发电系统电压质量的要求；③保证功率的双向流通，提高新能源并网系统的稳定性。