周里濤， 吳 巖， 徐昌前， 張弓帥， 楊朝翔

(1. 國網(wǎng)四川省電力公司信息通信公司，四川 成都 610041; 2. 云南電網(wǎng)有限責(zé)任公司玉溪供電局，云南 玉溪 653100;3. 華北電力大學(xué) 高壓與電磁兼容北京重點(diǎn)實驗室，北京 102206)

0 引 言

由于基于電力電子電源(如風(fēng)力渦輪機(jī)、光伏等)的大規(guī)模接入，低壓配電網(wǎng)(low-voltage distribution grid, LVDG)目前正面臨著巨大的挑戰(zhàn)[1-2]。特別是，電壓和頻率的穩(wěn)定性是系統(tǒng)調(diào)度員的主要擔(dān)憂之一，因為系統(tǒng)的慣性水平正在顯著降低，配電系統(tǒng)變得更加脆弱，故需要開發(fā)先進(jìn)的控制方法來支撐可再生能源高度滲透下的配電網(wǎng)。憑借電力電子轉(zhuǎn)換器的快速調(diào)節(jié)特性和儲能系統(tǒng)的靈活性，設(shè)計確保配電網(wǎng)安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行的支撐方法是目前的研究熱點(diǎn)。

目前，一些國家已經(jīng)制定了電網(wǎng)準(zhǔn)則，要求連接到配電網(wǎng)的逆變器在異常情況下可提供支撐，如短路故障和設(shè)備故障等[3]。具體來說，要求商用光伏逆變器和風(fēng)電場逆變器分別提供無功功率支撐[4-5]，在電網(wǎng)發(fā)生短路故障(如單相接地、三相接地等)時提供電壓和頻率支撐[6-7]。此外，風(fēng)力發(fā)電機(jī)提供的綜合慣性已被證明可提高系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性[8]。連接到配電網(wǎng)的逆變器在異常情況下要么與電網(wǎng)斷開，要么保持連接以提供支撐。在文獻(xiàn)[9-12]中，支撐方案的特性由輸電線路準(zhǔn)則決定。然而，這種方法并不適用于LVDG。

針對平衡和不平衡情況下電網(wǎng)電壓支撐方法已有一定研究，但均沒有考慮到配電網(wǎng)的一些獨(dú)特特性。設(shè)計通過變流器連接LVDG的儲能系統(tǒng)控制策略，應(yīng)該考慮配電線路的阻抗特性以及變流器的實時調(diào)節(jié)能力。關(guān)鍵問題之一是由于低壓配電網(wǎng)的低電感電阻比(R/X)，解耦控制方法在LVDG中是無效的。因此，有效的電壓支撐不僅需要無功功率，也需要有功功率供應(yīng)。針對配電網(wǎng)平衡和不平衡情況，文獻(xiàn)[13]提出了一種考慮電網(wǎng)阻抗的新型電流基準(zhǔn)發(fā)生器，但未考慮電壓支撐。文獻(xiàn)[14]開發(fā)了一種優(yōu)化算法來最大化LVDGs中的電壓支撐和不平衡補(bǔ)償，其中變換器以其額定電流支撐電壓，而不考慮電壓暫降的強(qiáng)度。然而，這種方法可能會在電壓支撐概念中引入較大的不連續(xù)，從而對電壓施加強(qiáng)烈的振蕩。文獻(xiàn)[15]提出了一種電壓支撐方案，以消除現(xiàn)有電網(wǎng)電壓頻率支撐方法的不連續(xù)性，降低死帶區(qū)可能出現(xiàn)的振蕩。這些控制方案的核心是根據(jù)同步電機(jī)模型設(shè)計的。需要指出的是，機(jī)電振蕩的阻尼和慣量仿真是每一種虛擬同步發(fā)電機(jī)(virtual synchronous generator, VSG)的共同特點(diǎn)。一些更先進(jìn)的VSG控制方案還考慮了有功無功功率的耦合和諧波電流抑制。

本文對配電網(wǎng)的電壓支撐進(jìn)行了改進(jìn)，以支撐在配電網(wǎng)阻抗的X/R比明顯低于LVDG。所提的電壓支撐方法消除了當(dāng)前電網(wǎng)電壓頻率調(diào)整中存在的不連續(xù)現(xiàn)象。由于有功功率和無功功率都能支撐高阻性配電網(wǎng)的電壓，因此，可以通過調(diào)節(jié)有功功率和無功功率獲得最佳的電壓支撐。此外，一次頻率支撐通過增加虛擬慣量控制環(huán)來模擬同步發(fā)電機(jī)特性，實現(xiàn)頻率變化率(rate of change of frequency,RoCoF)和穩(wěn)態(tài)頻率偏差的最小化，從而提高頻率穩(wěn)定性。在此基礎(chǔ)上，根據(jù)短路故障特性計算自適應(yīng)增益，提出一種電壓頻率支撐均衡分配的協(xié)調(diào)控制方案。最后，通過實驗驗證了所提電壓頻率支撐方法的有效性和優(yōu)越性。

1 配網(wǎng)儲能系統(tǒng)結(jié)構(gòu)及建模

圖1為飛輪儲能系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)圖。機(jī)側(cè)變換器(machine side converter, MSC)控制永磁體同步裝置的運(yùn)行(即充電/放電)。MSC與電網(wǎng)側(cè)變換器(grid side converter, GSC)通過直流端口電容器連接，GSC控制直流端口電壓，以平衡系統(tǒng)中的潮流。然后，采用LC濾波器降低高頻諧波。最后，飛輪儲能系統(tǒng)(flywheel energy storage system, FESS)通過共耦合點(diǎn)(point of common coupling, PCC) 與低電感電阻比配電網(wǎng)連接。根據(jù)現(xiàn)有的電網(wǎng)規(guī)范，電壓支撐是通過注入無功電流iQ來實現(xiàn)的，無功電流定義為滯后于電壓9 0°的電流。參考無功電流可表示為：

圖1 FESS的結(jié)構(gòu)及其相關(guān)的控制器

其中，Vn和V分別為標(biāo)稱電壓和PCC處的電壓幅值。iQ0為正常運(yùn)行期間的無功電流。電壓下垂增益kv決定了電壓支撐強(qiáng)度，且應(yīng)滿足kv≥2。當(dāng)電壓超過預(yù)先定義的死區(qū)時，就會激活電壓支撐。VL和VH分別表示死區(qū)下界和上界，VLmin和VHmax分別表示達(dá)到額定注入電流In的最小和最大電壓極限。在提供電壓支撐時，應(yīng)選擇合適的變流器額定電流，以避免過流保護(hù)跳閘和過熱負(fù)載。故有功電流iP可表示為：Δf和頻率下垂增益kf來調(diào)節(jié)有功功率基準(zhǔn)P*：

本文采用甩負(fù)荷或可再生能源削減分別處理低頻和過頻擾動。根據(jù)定義頻率支撐強(qiáng)度的頻率偏差

其中，P0表示頻率事件之前的有功功率。頻率偏差Δf為：

其中，f為工作頻率，fL和fH分別為死區(qū)下界和上界。根據(jù)電網(wǎng)要求，在f≤fmin或f≥fmax時，變流器應(yīng)與電網(wǎng)斷開。fmin和fmax為設(shè)計的頻率閾值，分別表示變流器必須保持與電網(wǎng)連接的最小和最大頻率。需要強(qiáng)調(diào)的是，當(dāng)短路發(fā)生時，它會影響系統(tǒng)電壓和頻率。因此，電壓下垂增益越大，頻率支撐能力越差，而頻率下垂增益越大，電壓支撐能力越差。因此，有功電流應(yīng)為0，以避免逆變器違反限制。這將對頻率穩(wěn)定性產(chǎn)生重大影響，特別是在系統(tǒng)慣性較低的弱電網(wǎng)中，即便故障前的有功電流也不會由逆變器提供。因此，電壓和頻率支撐的均衡補(bǔ)償對于確保適當(dāng)?shù)碾娋W(wǎng)支撐至關(guān)重要。

2 電壓頻率協(xié)調(diào)支撐控制

配電線路的阻抗特性使電壓和頻率之間的解耦控制失效，因此，有功功率和無功功率都有助于提高電壓的穩(wěn)定性。

2.1 電壓支撐策略

該方法的目的是最大化PCC上的正序電壓，因此，本文只考慮正序電壓和電流。PCC處的正序電壓矢量v和變流器注入的正序電流矢量i定義為：

其中，vd、vq和id、iq為對應(yīng)的正序電壓和電流，用dq坐標(biāo)系表示。采用先進(jìn)鎖相環(huán)(PLL)，如 α βPLL，可動態(tài)地分解電壓為正序和負(fù)序分量，并估算出正序電壓。變流器通過電網(wǎng)阻抗(Z=R+jX)連接到電網(wǎng)。因此，PCC處的電壓向量可以表示為：

式中：R——電網(wǎng)電阻；

X——電網(wǎng)電抗；

vg——電網(wǎng)電壓向量。

對于LVDGs,X/R比要低得多，故需要考慮iR和 j(iX)這兩項。定義電流注入的最佳相位角 θopt為：

優(yōu)化的相角保證了最佳的電壓支撐，根據(jù)配電線路的X/R特性，在欠壓時最大限度地增加正序電壓。一般來說，對欠壓和過壓提供最大支撐的電流角θ為：

由于電抗項X=2πfL，最佳角度會隨著頻率的變化而改變。故本文利用電網(wǎng)實際頻率估計最佳角度。假定電網(wǎng)阻抗比是已知的，且存儲在變流器控制器中。在這種情況下，可以使用阻抗測量裝置測量電網(wǎng)阻抗，并將其作為變流器的初始參數(shù)。估計方法要求逆變器向電網(wǎng)注入諧波或負(fù)序電流，然后測量其對PCC電壓的影響，從而估計電網(wǎng)阻抗。因此，電壓支撐模式下的電流參考向量可以用電流大小和角度來定義。采用下垂控制方法，根據(jù)電壓偏差 ΔV調(diào)節(jié)幅值和角度：

式中：I0和 θ0——正常運(yùn)行時電流的大小和角度；

Δθmin可定義為：

為了達(dá)到保證最大電壓支撐的電流角 θ所需的電壓偏差為 ΔVθ=VL-VLθmin=VLθmax-VH，根據(jù)故障前角度自適應(yīng)改變角度下垂增益kθ，以確保參考電壓角達(dá)到電流角 θ，且角度偏差最小。通過式(9)和式(10)，所提出的電壓支撐方案消除了從正常工作模式切換到電壓支撐模式時可能出現(xiàn)的不連續(xù)，反之亦然。本文所提電壓支撐方案的示意圖如圖2所示。

圖2 所提電壓支持策略

2.2 頻率支撐策略

傳統(tǒng)的頻率支撐方案通過增加虛擬慣量控制環(huán)改善電網(wǎng)的RoCoF，其主要目標(biāo)是將虛擬慣量和基于下垂的控制相結(jié)合，使RoCoF和穩(wěn)態(tài)頻率偏差最小。下垂控制下頻率偏差變化較慢，而虛擬慣量控制下頻率的導(dǎo)數(shù)變化較快，二者有機(jī)結(jié)合可在頻率穩(wěn)定性方面實現(xiàn)顯著的改進(jìn)。頻率支撐模式下的參考電流矢量可以用極坐標(biāo)表示，為頻率支撐時的參考幅度和參考角。根據(jù)基于頻率的下垂增益(kf)和基于RoCoF的虛擬慣量增益kvi改變電流大小，如下所示：

頻率下垂增益kf可根據(jù)當(dāng)前電流電網(wǎng)規(guī)范設(shè)置，而虛擬慣性增益由擺動方程確定：

式中：Hvi——虛慣性常數(shù)；

fn——電網(wǎng)標(biāo)稱頻率(50 Hz)。

頻率支撐方案需要對頻率導(dǎo)數(shù)進(jìn)行估計，由于噪聲的放大，頻率導(dǎo)數(shù)容易產(chǎn)生不穩(wěn)定。對于頻率導(dǎo)數(shù)的估計，首先通過鎖相環(huán)估計電網(wǎng)頻率，然后在離散時間內(nèi)計算其導(dǎo)數(shù)。隨后，在導(dǎo)數(shù)信號上加一個時間常數(shù)為1 s的低通濾波器，去除高頻成分。頻率支撐只與有功功率有關(guān)。因此，僅調(diào)整頻率支撐電流的大小也會導(dǎo)致無功功率的增加，特別是在變流器在故障前注入無功功率的情況下。頻率支撐期間的參考電流角也需要根據(jù)故障類型改變，以僅實現(xiàn)有功電流的增加/減少。當(dāng)無功電流在故障前為零時，欠頻事件的參考角為，過頻事件的參考角為。如果事件前無功電流不為零，則參考角為：

其中，iP0表示故障前的有功電流。需要注意的是，無功電流根據(jù)故障前的情況保持不變，只保證有功功率的增加或減少，保持無功功率不變，直到變流器達(dá)到其限流電流。

2.3 電壓頻率協(xié)調(diào)支撐策略

本文還提出了電壓和頻率的協(xié)調(diào)方案，以在任何電網(wǎng)運(yùn)行條件下提供適當(dāng)和均衡的支撐。根據(jù)短路故障的特點(diǎn)，計算出自適應(yīng)權(quán)值，確保偏差最大的情況優(yōu)先提供電壓和頻率支撐。因此，電壓/頻率或組合事件期間的電流矢量可以表示為所提電壓和頻率支撐方案的線性組合。因此，定義和可表示為：

一旦參考電流和角度可以被估計，則它們可以很容易地從極坐標(biāo)變換到dq坐標(biāo)系：

分配常數(shù)ks通過調(diào)節(jié)參考電流角來保證電壓和頻率支撐之間的均衡補(bǔ)償：

需要注意的是，分配常數(shù)應(yīng)該在[0,1]范圍內(nèi)，因此， ΔVpu和 Δfpu分別表示歸一化后的電壓偏差和頻率偏差，分別為：

其中 RoCoFmax表示各系統(tǒng)調(diào)度員在將變流器與電網(wǎng)斷開之前所能允許的最大RoCoF。在一個組合事件(0＜ks＜1)的情況下，協(xié)調(diào)方案可以根據(jù)事件的嚴(yán)重程度分配支撐強(qiáng)度。

3 仿真與半實物實驗驗證

3.1 仿真驗證

為了驗證所提方法的有效性和優(yōu)越性，本文使用Matlab/Simulink仿真平臺，F(xiàn)ESS相關(guān)為1.3 kW/2 kWh，額定轉(zhuǎn)速為14 000 r/min。此外，本文所提電壓頻率支撐控制也可以應(yīng)用于任何類型的具有電力電子接口的儲能系統(tǒng)。其他仿真模型開發(fā)的參數(shù)如表1所示。仿真模型中的阻抗比假設(shè)是已知的，并在初始化階段使用。FESS及其相關(guān)控制器的詳細(xì)結(jié)構(gòu)如圖1所示。該模型包括一個永磁發(fā)電機(jī)，其慣量也包括飛輪質(zhì)量慣性和一個背靠背的兩電平變換器配置及其控制器。GSC采用了電流控制器，在正常和異常情況下都能注入/吸收完美平衡的電流。電流控制器采用雙同步參照系(double synchronous reference frame, DSRF)設(shè)計，包含4個PI控制器，如圖3所示。用正序電流控制器調(diào)節(jié)主電流注入，用負(fù)序電流控制器補(bǔ)償不平衡影響。為了在不對稱電壓故障時實現(xiàn)平衡電流注入/吸收，負(fù)序參考電流設(shè)置為0。這種電流控制器需要估計正、負(fù)序列電壓，可以用先進(jìn)的同步單元(如DNαβ PLL)實現(xiàn)。電流也需要被分解成正序和負(fù)序分量，然后饋入DSRF電流控制器。通過正序(+)、負(fù)序(-)之間的轉(zhuǎn)換，使當(dāng)前控制器生效：

表1 仿真參數(shù)

圖3 在DSRF中設(shè)計的主網(wǎng)變換器電流控制器的詳細(xì)結(jié)構(gòu)圖

為了分析所提控制方案的性能，在電網(wǎng)中設(shè)置了一個相對地故障。在本案例中，故障從t=0.5 s開始，引起如圖4所示的欠壓、欠頻組合事件。PCC的正序電壓降至V= 0.7 p.u.，頻率降至f= 49.7 Hz，均超過了電網(wǎng)規(guī)定的閾值。應(yīng)該注意的是，在這個案例研究中，電網(wǎng)被建模為一個理想的電壓源，因為該研究的主要目標(biāo)是驗證所提議的方案的運(yùn)行效果。因此，將頻率下降建模為頻率上的階躍下降，并通過DN α β PLL進(jìn)行估計，從而使電網(wǎng)處于故障模式，激活所提出的控制方案。故障前，正常模式的有功功率設(shè)置為P= 200 W和無功功率Q=0 Var。

圖4 欠電壓和欠頻率事件的仿真結(jié)果

此外，本文還在Matlab/Simulink中建立了四線LVDG模型，包含多個負(fù)載、分布式發(fā)電和FESS，如圖6所示。中壓電網(wǎng)(MV)采用500 kVA容量同步發(fā)電機(jī)的六階模型進(jìn)行建模，并配備了基于下垂的調(diào)速器和AC5A勵磁機(jī)，以研究LVDG的頻率動態(tài)變化情況。

圖6 含F(xiàn)ESS的低壓配電網(wǎng)

為了進(jìn)行分析，t=10 s時，LVDG在中壓饋線處發(fā)生了三相故障。故障發(fā)生300 ms后，斷路器(CB)跳閘以清除故障。導(dǎo)致變電站2到變電站n斷連，導(dǎo)致100 kVA功率不平衡。由于故障，正序PCC電壓由1 p.u.降至0.43 p.u.，電網(wǎng)頻率由50 Hz降至49.3 Hz。故障前FESS發(fā)電量P0=1 kW，整個配電網(wǎng)總需求P=300 kW。

圖7為系統(tǒng)仿真效果圖。同步發(fā)電機(jī)的慣量降低了40%來表示微弱并網(wǎng)條件。由圖可知，同步發(fā)電機(jī)的慣性越小，頻率振蕩越大，頻率最低點(diǎn)越低，RoCoF越大。提出的電壓頻率協(xié)同支撐方案將頻率最低點(diǎn)限制在48.84～48.97 Hz，最大RoCoF值由0.64 Hz/s提高到0.57 Hz/s，正序電壓幅值由0.431 p.u.提高到0.451 p.u.。由此可見，所提出的控制方案明顯改善了弱電網(wǎng)的電壓和頻率穩(wěn)定性。

圖7 弱電網(wǎng)條件不同場景下B6母線的電網(wǎng)頻率和電壓

3.2 半實物實驗驗證

最后，本文還進(jìn)行了半實物實驗驗證。圖8為實驗平臺的結(jié)構(gòu)圖。實驗參數(shù)和條件與前述仿真相同，圖9為實驗效果圖?？紤]到實際飛輪儲能運(yùn)行控制的風(fēng)險性，本文采用一個可編程直流源(EA-PS 9750—20)來模擬飛輪儲能。

圖8 實驗裝置示意圖

圖9 實驗結(jié)果圖

由圖可知，半實物實驗效果與仿真效果具有一致性，驗證了仿真的準(zhǔn)確性，說明本文所提方法能有效提供系統(tǒng)的電壓頻率穩(wěn)定性。

4 結(jié)束語

本文提出了一種用于連接LVDG的儲能系統(tǒng)協(xié)調(diào)電壓頻率支撐控制，該控制方法充分考慮電網(wǎng)阻抗比，設(shè)計了一種電壓支撐方案，能夠最大限度地提高LVDG內(nèi)的電壓水平。同時采用虛擬慣量控制模擬同步發(fā)電機(jī)的固有特性，提高頻率的穩(wěn)定性。在此基礎(chǔ)上，還提出了一種協(xié)調(diào)方案，以保證電壓和頻率支撐之間的均衡補(bǔ)償。最后，通過仿真和實驗研究驗證了所提出支撐方案的有效性和優(yōu)越性。