适用于配网分布式储能的电压频率协调支撑控制

周里涛， 吴 岩， 徐昌前， 张弓帅， 杨朝翔

(1. 国网四川省电力公司信息通信公司，四川 成都 610041; 2. 云南电网有限责任公司玉溪供电局，云南 玉溪 653100;3. 华北电力大学 高压与电磁兼容北京重点实验室，北京 102206)

由于基于电力电子电源(如风力涡轮机、光伏等)的大规模接入，低压配电网(low-voltage distribution grid, LVDG)目前正面临着巨大的挑战[1-2]。特别是，电压和频率的稳定性是系统调度员的主要担忧之一，因为系统的惯性水平正在显著降低，配电系统变得更加脆弱，故需要开发先进的控制方法来支撑可再生能源高度渗透下的配电网。凭借电力电子转换器的快速调节特性和储能系统的灵活性，设计确保配电网安全经济运行的支撑方法是目前的研究热点。

目前，一些国家已经制定了电网准则，要求连接到配电网的逆变器在异常情况下可提供支撑，如短路故障和设备故障等[3]。具体来说，要求商用光伏逆变器和风电场逆变器分别提供无功功率支撑[4-5]，在电网发生短路故障(如单相接地、三相接地等)时提供电压和频率支撑[6-7]。此外，风力发电机提供的综合惯性已被证明可提高系统频率稳定性[8]。连接到配电网的逆变器在异常情况下要么与电网断开，要么保持连接以提供支撑。在文献[9-12]中，支撑方案的特性由输电线路准则决定。然而，这种方法并不适用于LVDG。

针对平衡和不平衡情况下电网电压支撑方法已有一定研究，但均没有考虑到配电网的一些独特特性。设计通过变流器连接LVDG的储能系统控制策略，应该考虑配电线路的阻抗特性以及变流器的实时调节能力。关键问题之一是由于低压配电网的低电感电阻比(R/X)，解耦控制方法在LVDG中是无效的。因此，有效的电压支撑不仅需要无功功率，也需要有功功率供应。针对配电网平衡和不平衡情况，文献[13]提出了一种考虑电网阻抗的新型电流基准发生器，但未考虑电压支撑。文献[14]开发了一种优化算法来最大化LVDGs中的电压支撑和不平衡补偿，其中变换器以其额定电流支撑电压，而不考虑电压暂降的强度。然而，这种方法可能会在电压支撑概念中引入较大的不连续，从而对电压施加强烈的振荡。文献[15]提出了一种电压支撑方案，以消除现有电网电压频率支撑方法的不连续性，降低死带区可能出现的振荡。这些控制方案的核心是根据同步电机模型设计的。需要指出的是，机电振荡的阻尼和惯量仿真是每一种虚拟同步发电机(virtual synchronous generator, VSG)的共同特点。一些更先进的VSG控制方案还考虑了有功无功功率的耦合和谐波电流抑制。

本文对配电网的电压支撑进行了改进，以支撑在配电网阻抗的X/R比明显低于LVDG。所提的电压支撑方法消除了当前电网电压频率调整中存在的不连续现象。由于有功功率和无功功率都能支撑高阻性配电网的电压，因此，可以通过调节有功功率和无功功率获得最佳的电压支撑。此外，一次频率支撑通过增加虚拟惯量控制环来模拟同步发电机特性，实现频率变化率(rate of change of frequency,RoCoF)和稳态频率偏差的最小化，从而提高频率稳定性。在此基础上，根据短路故障特性计算自适应增益，提出一种电压频率支撑均衡分配的协调控制方案。最后，通过实验验证了所提电压频率支撑方法的有效性和优越性。

图1为飞轮储能系统的结构图。机侧变换器(machine side converter, MSC)控制永磁体同步装置的运行(即充电/放电)。MSC与电网侧变换器(grid side converter, GSC)通过直流端口电容器连接，GSC控制直流端口电压，以平衡系统中的潮流。然后，采用LC滤波器降低高频谐波。最后，飞轮储能系统(flywheel energy storage system, FESS)通过共耦合点(point of common coupling, PCC) 与低电感电阻比配电网连接。根据现有的电网规范，电压支撑是通过注入无功电流iQ来实现的，无功电流定义为滞后于电压9 0°的电流。参考无功电流可表示为：

图1 FESS的结构及其相关的控制器

其中，Vn和V分别为标称电压和PCC处的电压幅值。iQ0为正常运行期间的无功电流。电压下垂增益kv决定了电压支撑强度，且应满足kv≥2。当电压超过预先定义的死区时，就会激活电压支撑。VL和VH分别表示死区下界和上界，VLmin和VHmax分别表示达到额定注入电流In的最小和最大电压极限。在提供电压支撑时，应选择合适的变流器额定电流，以避免过流保护跳闸和过热负载。故有功电流iP可表示为：Δf和频率下垂增益kf来调节有功功率基准P*：

本文采用甩负荷或可再生能源削减分别处理低频和过频扰动。根据定义频率支撑强度的频率偏差

其中，P0表示频率事件之前的有功功率。频率偏差Δf为：

其中，f为工作频率，fL和fH分别为死区下界和上界。根据电网要求，在f≤fmin或f≥fmax时，变流器应与电网断开。fmin和fmax为设计的频率阈值，分别表示变流器必须保持与电网连接的最小和最大频率。需要强调的是，当短路发生时，它会影响系统电压和频率。因此，电压下垂增益越大，频率支撑能力越差，而频率下垂增益越大，电压支撑能力越差。因此，有功电流应为0，以避免逆变器违反限制。这将对频率稳定性产生重大影响，特别是在系统惯性较低的弱电网中，即便故障前的有功电流也不会由逆变器提供。因此，电压和频率支撑的均衡补偿对于确保适当的电网支撑至关重要。

配电线路的阻抗特性使电压和频率之间的解耦控制失效，因此，有功功率和无功功率都有助于提高电压的稳定性。

2.1 电压支撑策略

该方法的目的是最大化PCC上的正序电压，因此，本文只考虑正序电压和电流。PCC处的正序电压矢量v和变流器注入的正序电流矢量i定义为：

其中，vd、vq和id、iq为对应的正序电压和电流，用dq坐标系表示。采用先进锁相环(PLL)，如 α βPLL，可动态地分解电压为正序和负序分量，并估算出正序电压。变流器通过电网阻抗(Z=R+jX)连接到电网。因此，PCC处的电压向量可以表示为：

式中：R——电网电阻；

X——电网电抗；

vg——电网电压向量。

对于LVDGs,X/R比要低得多，故需要考虑iR和 j(iX)这两项。定义电流注入的最佳相位角 θopt为：

优化的相角保证了最佳的电压支撑，根据配电线路的X/R特性，在欠压时最大限度地增加正序电压。一般来说，对欠压和过压提供最大支撑的电流角θ为：

由于电抗项X=2πfL，最佳角度会随着频率的变化而改变。故本文利用电网实际频率估计最佳角度。假定电网阻抗比是已知的，且存储在变流器控制器中。在这种情况下，可以使用阻抗测量装置测量电网阻抗，并将其作为变流器的初始参数。估计方法要求逆变器向电网注入谐波或负序电流，然后测量其对PCC电压的影响，从而估计电网阻抗。因此，电压支撑模式下的电流参考向量可以用电流大小和角度来定义。采用下垂控制方法，根据电压偏差 ΔV调节幅值和角度：

式中：I0和 θ0——正常运行时电流的大小和角度；

Δθmin可定义为：

为了达到保证最大电压支撑的电流角 θ所需的电压偏差为 ΔVθ=VL-VLθmin=VLθmax-VH，根据故障前角度自适应改变角度下垂增益kθ，以确保参考电压角达到电流角 θ，且角度偏差最小。通过式(9)和式(10)，所提出的电压支撑方案消除了从正常工作模式切换到电压支撑模式时可能出现的不连续，反之亦然。本文所提电压支撑方案的示意图如图2所示。

图2 所提电压支持策略

2.2 频率支撑策略

传统的频率支撑方案通过增加虚拟惯量控制环改善电网的RoCoF，其主要目标是将虚拟惯量和基于下垂的控制相结合，使RoCoF和稳态频率偏差最小。下垂控制下频率偏差变化较慢，而虚拟惯量控制下频率的导数变化较快，二者有机结合可在频率稳定性方面实现显著的改进。频率支撑模式下的参考电流矢量可以用极坐标表示，为频率支撑时的参考幅度和参考角。根据基于频率的下垂增益(kf)和基于RoCoF的虚拟惯量增益kvi改变电流大小，如下所示：

频率下垂增益kf可根据当前电流电网规范设置，而虚拟惯性增益由摆动方程确定：

式中：Hvi——虚惯性常数；

fn——电网标称频率(50 Hz)。

频率支撑方案需要对频率导数进行估计，由于噪声的放大，频率导数容易产生不稳定。对于频率导数的估计，首先通过锁相环估计电网频率，然后在离散时间内计算其导数。随后，在导数信号上加一个时间常数为1 s的低通滤波器，去除高频成分。频率支撑只与有功功率有关。因此，仅调整频率支撑电流的大小也会导致无功功率的增加，特别是在变流器在故障前注入无功功率的情况下。频率支撑期间的参考电流角也需要根据故障类型改变，以仅实现有功电流的增加/减少。当无功电流在故障前为零时，欠频事件的参考角为，过频事件的参考角为。如果事件前无功电流不为零，则参考角为：

其中，iP0表示故障前的有功电流。需要注意的是，无功电流根据故障前的情况保持不变，只保证有功功率的增加或减少，保持无功功率不变，直到变流器达到其限流电流。

2.3 电压频率协调支撑策略

本文还提出了电压和频率的协调方案，以在任何电网运行条件下提供适当和均衡的支撑。根据短路故障的特点，计算出自适应权值，确保偏差最大的情况优先提供电压和频率支撑。因此，电压/频率或组合事件期间的电流矢量可以表示为所提电压和频率支撑方案的线性组合。因此，定义和可表示为：

一旦参考电流和角度可以被估计，则它们可以很容易地从极坐标变换到dq坐标系：

分配常数ks通过调节参考电流角来保证电压和频率支撑之间的均衡补偿：

需要注意的是，分配常数应该在[0,1]范围内，因此， ΔVpu和 Δfpu分别表示归一化后的电压偏差和频率偏差，分别为：

其中 RoCoFmax表示各系统调度员在将变流器与电网断开之前所能允许的最大RoCoF。在一个组合事件(0＜ks＜1)的情况下，协调方案可以根据事件的严重程度分配支撑强度。

3.1 仿真验证

为了验证所提方法的有效性和优越性，本文使用Matlab/Simulink仿真平台，FESS相关为1.3 kW/2 kWh，额定转速为14 000 r/min。此外，本文所提电压频率支撑控制也可以应用于任何类型的具有电力电子接口的储能系统。其他仿真模型开发的参数如表1所示。仿真模型中的阻抗比假设是已知的，并在初始化阶段使用。FESS及其相关控制器的详细结构如图1所示。该模型包括一个永磁发电机，其惯量也包括飞轮质量惯性和一个背靠背的两电平变换器配置及其控制器。GSC采用了电流控制器，在正常和异常情况下都能注入/吸收完美平衡的电流。电流控制器采用双同步参照系(double synchronous reference frame, DSRF)设计，包含4个PI控制器，如图3所示。用正序电流控制器调节主电流注入，用负序电流控制器补偿不平衡影响。为了在不对称电压故障时实现平衡电流注入/吸收，负序参考电流设置为0。这种电流控制器需要估计正、负序列电压，可以用先进的同步单元(如DNαβ PLL)实现。电流也需要被分解成正序和负序分量，然后馈入DSRF电流控制器。通过正序(+)、负序(-)之间的转换，使当前控制器生效：

表1 仿真参数

图3 在DSRF中设计的主网变换器电流控制器的详细结构图

为了分析所提控制方案的性能，在电网中设置了一个相对地故障。在本案例中，故障从t=0.5 s开始，引起如图4所示的欠压、欠频组合事件。PCC的正序电压降至V= 0.7 p.u.，频率降至f= 49.7 Hz，均超过了电网规定的阈值。应该注意的是，在这个案例研究中，电网被建模为一个理想的电压源，因为该研究的主要目标是验证所提议的方案的运行效果。因此，将频率下降建模为频率上的阶跃下降，并通过DN α β PLL进行估计，从而使电网处于故障模式，激活所提出的控制方案。故障前，正常模式的有功功率设置为P= 200 W和无功功率Q=0 Var。

图4 欠电压和欠频率事件的仿真结果

此外，本文还在Matlab/Simulink中建立了四线LVDG模型，包含多个负载、分布式发电和FESS，如图6所示。中压电网(MV)采用500 kVA容量同步发电机的六阶模型进行建模，并配备了基于下垂的调速器和AC5A励磁机，以研究LVDG的频率动态变化情况。

图6 含FESS的低压配电网

为了进行分析，t=10 s时，LVDG在中压馈线处发生了三相故障。故障发生300 ms后，断路器(CB)跳闸以清除故障。导致变电站2到变电站n断连，导致100 kVA功率不平衡。由于故障，正序PCC电压由1 p.u.降至0.43 p.u.，电网频率由50 Hz降至49.3 Hz。故障前FESS发电量P0=1 kW，整个配电网总需求P=300 kW。

图7为系统仿真效果图。同步发电机的惯量降低了40%来表示微弱并网条件。由图可知，同步发电机的惯性越小，频率振荡越大，频率最低点越低，RoCoF越大。提出的电压频率协同支撑方案将频率最低点限制在48.84～48.97 Hz，最大RoCoF值由0.64 Hz/s提高到0.57 Hz/s，正序电压幅值由0.431 p.u.提高到0.451 p.u.。由此可见，所提出的控制方案明显改善了弱电网的电压和频率稳定性。

图7 弱电网条件不同场景下B6母线的电网频率和电压

3.2 半实物实验验证

最后，本文还进行了半实物实验验证。图8为实验平台的结构图。实验参数和条件与前述仿真相同，图9为实验效果图。考虑到实际飞轮储能运行控制的风险性，本文采用一个可编程直流源(EA-PS 9750—20)来模拟飞轮储能。

图8 实验装置示意图

图9 实验结果图

由图可知，半实物实验效果与仿真效果具有一致性，验证了仿真的准确性，说明本文所提方法能有效提供系统的电压频率稳定性。

本文提出了一种用于连接LVDG的储能系统协调电压频率支撑控制，该控制方法充分考虑电网阻抗比，设计了一种电压支撑方案，能够最大限度地提高LVDG内的电压水平。同时采用虚拟惯量控制模拟同步发电机的固有特性，提高频率的稳定性。在此基础上，还提出了一种协调方案，以保证电压和频率支撑之间的均衡补偿。最后，通过仿真和实验研究验证了所提出支撑方案的有效性和优越性。

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