DOI: 10.12677/jsta.2025.132016, PDF, HTML, XML,  被引量   
作者: 郭 哲：长江大学电子信息与电气工程学院，湖北 荆州
关键词: 风光储；VSG控制；平滑切换；Wind-Solar-Energy Storage； VSG Control； Smooth Switching

文章引用：郭哲. 风光储直流微电网运行控制策略[J]. 传感器技术与应用, 2025, 13(2): 145-161. https://doi.org/10.12677/jsta.2025.132016

1. 引言

随着“双碳”战略目标的提出，新能源和新型负荷的大规模接入对电力系统，将构建新型电力系统。微电网作为配电网侧源网荷储资源集成的新技术形态，以其清洁高效、灵活智能等特征，在新型电力系统构建中展现出了重要价值[1]。微电网可分为交流、直流、交直流混合微电网，光伏发电系统、风力发电系统、储能系统等在微电网中存在广泛应用[2]。

文献[3]在传统扰动观察法的基础上提出了一种基于滞环比较的变步长改进型扰动观察法，优化了光伏发电的最大功率跟踪控制。文献[4]对永磁同步风力发电机的零d轴控制法、单位功率因数控制法两种机侧变流器控制策略进行了理论对比分析。文献[5]对虚拟同步发电机控制策略及其在微电网中的应用进行研究，并定量分析系统模型参数摄动对并网功率跟踪的影响。文献[6]提出了一种基于虚拟同步发电机的并网/离网平滑切换控制方法，保证电网并网/离网稳定运行。

文献[7]提出一种可用于风光储直流微电网的双输入变步长扰动观察法，但没有涉及交流侧。文献[8]提出了一种基于储能系统的荷电状态以改变各分布式电源逆变器下垂系数的自适应控制策略，通过实时调整各自的下垂系数来分配系统因负荷扰动造成的功率缺额，但没有涉及VSG孤岛运行。文献[9]开发了一种电源管理策略，该策略可改善混合AC/DC微电网中的电能质量，其储能系统应用了改进的互连转换器拓扑，但该策略仅适用于并网模式。文献[10]介绍了一种用于混合AC/DC微电网中改进的互连转换器的电池管理系统，但没有考虑平滑切换策略。

本文对风光储各单元系统的控制策略进行了详细阐述，分析了在多种微源作用下的系统的不同工况。双向DC/AC变换器采用VSG控制，增加了系统的阻尼和惯量，使其在并网/离网模式下均能稳定运行，且采用预同步控制保证了系统的平滑切换。

2. 微电网结构和仿真模型

2.1. 风光储直流微电网系统结构

风光储直流微电网系统由交流侧、直流侧、双向AC/DC连接器组成如图1所示。交流侧中，仅由交流负荷直接接至交流母线。直流侧中，光伏发电单元通过Boost变换器实现最大功率跟踪，风力发电通过机侧整流器实现最大功率跟踪，单元蓄电池储能通过双向DC/DC变换器实现充放电控制，直流负荷直接接至直流母线。整个系统通过交流侧的PCC可以在孤岛和并网模式间切换运行。

2.2. 光伏电池仿真模型

根据图2所示的光伏电池等效电路，可以得到光伏电池的表达式为：

Figure 1. Typical structure of wind-solar-energy storage DC microgrid system

图1. 风光储直流微电网系统典型结构

Figure 2. Equivalent circuit of photovoltaic cell

图2. 光伏电池等效电路

$I_{\text{pv}}=I_{\text{ph}}-I_{\text{o}}\left\{\text{exp}\left[\frac{q\left(V_{\text{pv}}+I{R}_{\text{s}}\right)}{AKT}\right]-1\right\}-\frac{V_{\text{pv}}+I{R}_{\text{s}}}{R_{\text{p}}}$ (1)

其中： $I_{\text{ph}}$ 为光照产生的电流； $I_{\text{o}}$ 为二极管反向饱和漏电流；q为电量；A为拟合常数；T为电池温度；K为玻尔兹曼常数； $R_{\text{p}}$ 为等效并联电阻； $R_{\text{s}}$ 为等效串联电阻。

根据式(1)在MATLAB/Simulink搭建光伏电池模型，标准光照为1000 kW/m²，标准温度为25℃，其单个组件参数为V_mp = 29 V，V_oc = 36.3 V，I_mp = 7.35 A，I_sc = 7.84 A。在不改变温度、改变光照的情况下I-V、P-V曲线如图3所示。

Figure 3. Photovoltaic characteristic curve

图3. 光伏特性曲线

Figure 4. Flowchart of the disturbance observation method

图4. 扰动观测法流程图

在光伏发电中，一般采用最大功率跟踪控制，常用的最大功率跟踪控制方法有电导增量法、扰动观测法等，其中扰动观测法简单实用，得到了广泛应用。本文在求解最大功率点功率和电压时采用扰动观测法，其基本原理如图4所示。

2.3. 风力发电系统建模

本文采用永磁直驱风力发电机进行建模分析。

若风力机叶片半径为R，空气密度为 $\rho$ ，风速为v，根据贝茨理论风力机能够获取的最大功率为：

$P_{\text{m}}=\frac{1}{2}\rho \pi R^2{C}_{\text{p}}\left(\beta ,\lambda \right)v^3$ (2)

式中： $\rho \approx 1.225\text{kg}/{\text{m}}^{\text{3}}$ ； $C_{\text{p}}\left(\beta ,\lambda \right)$ 为风能利用系数。

风能利用系数 $C_{\text{p}}\left(\beta ,\lambda \right)$ 与风速、风机转速 $\omega$ 以及叶片桨距角 $\beta$ 有关，可近似为式中：

$\begin{array}{l}{C}_{\text{p}}\left(\lambda ,\beta \right)=0.5173\left(\frac{116}{{\lambda }_{\text{i}}}-0.4\beta -5\right){\text{e}}^{\frac{-21}{{\lambda }_{\text{i}}}}+0.0068\lambda \\ \frac{1}{{\lambda }_{\text{i}}}=\frac{1}{\lambda -0.08\beta }-\frac{0.035}{{\beta }^3+1}\end{array}$ (3)

叶尖速比如下式所示：

$\lambda =\frac{R\omega }{v}$ (4)

叶尖速比与风机风能利用系数 $C_{\text{p}}\left(\lambda ,\beta \right)$ 的关系如图5所示，当风电系统在正常情况下，通过调节发电机定子电流来调整发电机转速，使得风机的叶尖速比位于最优叶尖速比附近，从而获得最大的风能。对永磁直驱式同步风力发电机组机侧变流器进行控制的目标是通过改变发电机的负载转矩，进而控制发电机转速，使风力机在最佳叶尖速比附近运行，如图6所示。

Figure 5. Wind energy utilization coefficient versus tip speed ratio and pitch angle

图5. 风能利用系数与叶尖速比及桨距角关系

Figure 6. Schematic diagram of the optimum leaf tip speed ratio method

图6. 最佳叶尖速比法原理图

本文永磁同步发电机的dq坐标系下的数学模型为：

$\begin{array}{l}{u}_{\text{d}}=\frac{\text{d}{\psi }_{\text{d}}}{\text{d}t}-{\omega }_{\text{e}}{\psi }_{\text{q}}+R_{\text{s}}{i}_{\text{d}}\\ u_{\text{q}}=\frac{\text{d}{\psi }_{\text{q}}}{\text{d}t}-{\omega }_{\text{e}}{\psi }_{\text{d}}+R_{\text{s}}{i}_{\text{q}}\\ {\psi }_{\text{d}}=L_{\text{d}}{i}_{\text{d}}+{\psi }_{\text{f}}\\ {\psi }_{\text{q}}=L_{\text{q}}{i}_{\text{q}}\end{array}$ (5)

式中： $u_{\text{d}}$ ， $u_{\text{q}}$ 是定子绕组电压的d，q轴分量； ${\psi }_{\text{d}}$ ， ${\psi }_{\text{q}}$ 是定子绕组磁链的d，q轴分量； $i_{\text{d}}$ ， $i_{\text{q}}$ 是定子绕组电流的d，q轴分量； ${\omega }_{\text{e}}$ 是转子电角速度； $L_{\text{d}}$ ， $L_{\text{q}}$ 是d，q轴同步电感； ${\psi }_{\text{f}}$ 为永磁体的磁链； $R_{\text{s}}$ 为同步电阻。

电磁转矩方程在dq坐标系下的表达形式为：

$T_{\text{s}}=\frac{3}{2}p\left({\psi }_{\text{d}}{i}_{\text{q}}-{\psi }_{\text{q}}{i}_{\text{d}}\right)$ (6)

式中： $T_{\text{s}}$ 是电磁转矩；p是极对数。

2.4. 储能电池建模

在微电网中接入微电源的输出功率具有不稳定性，需要储能电池作为分布式发电中的储能设备。本文所采用的储能电池模型为通用模型，其物理模型如图7所示，由受控电压源和一个定值电阻串联组成，其中 $E_{\text{bat}}$ 由式(7)确定：

$E_{\text{bat}}=E_0-K\left(\frac{Q}{Q-{\displaystyle \int I_{\text{battery}}\text{d}t}}\right)+A\exp \left(-B{\displaystyle \int I_{\text{battery}}\text{d}t}\right)$ (7)

其中： $E_{\text{bat}}$ 为储能电池空载时的电压； $E_0$ 为储能电池额定电压；K为极化电压；Q为储能电池容量； ${\displaystyle \int I_{\text{battery}}\text{d}t}$ 为实际充放电电量；A为指数域电压降落值；B为指数域时间常数倒数； $E_{\text{battery}}$ 为储能电池实际端电压； $R_{\text{battery}}$ 为终端电阻； $I_{\text{battery}}$ 为储能电池充放电电流。

Figure 7. Generalized model of the battery

图7. 蓄电池通用模型

3. 风光储微电网控制策略

3.1. 光伏发电控制策略

将光伏发电单元通过Boost升压电路连接至直流母线，其拓扑结构如图8所示，所采用的最大功率跟踪控制策略为扰动观察法。光伏电池输出电压U、电流I经过扰动观察法迭代计算后得到最大功率点对应的占空比D，将D输入PWM发生器，PWM发生器输出信号驱动开关管IGBT，以实现最大功率跟踪。

Figure 8. MPPT control for photovoltaic power generation

图8. 光伏发电MPPT控制

3.2. 风力发电控制策略

永磁直驱式同步风力发电机组机侧变流器的控制目标是通过改变发电机的负载转矩，进而控制发电机转速，使风力机在最佳叶尖速比附近运行。永磁同步发电机的控制策略一般采用基于转子磁场定向矢量控制，本文的矢量控制采用零d轴电流控制。将永磁同步发电机的dq坐标系下的电压方程重新表述为

$\begin{array}{l}{u}_{\text{d}}=R_{\text{s}}{i}_{\text{d}}+L_{\text{d}}s{i}_{\text{d}}-{\omega }_{\text{e}}{L}_{\text{q}}{i}_{\text{q}}\\ u_{\text{q}}=R_{\text{s}}{i}_{\text{q}}+L_{\text{q}}s{i}_{\text{q}}+{\omega }_{\text{e}}{L}_{\text{d}}{i}_{\text{d}}+{\omega }_{\text{e}}{\psi }_{\text{f}}\end{array}$ (8)

永磁直驱式同步风力发电机组机侧变流器控制框图如图9所示。

3.3. 储能电池控制策略

储能电池通过双向DC/DC变换器来控制充放电，其拓扑结构和控制框图如图10所示，其为Buck/Boost升降压变换电路，PWM1开通，PWM2关断，为Buck降压电路，储能电池充电，PWM1关断，PWM2开通，为Boost升压电路，储能电池放电。所采用的控制策略为电压电流双闭环控制，电压外环控制直流母线电压稳定，电流内环控制储能电池充放电电流。Vdc与直流母线电压参考值的差值经过PI调节后输出为储能电池充放电电流参考，与充放电电流实测值的差值经过PI调节，输入到PWM发生器来驱动开关管PWM1和PWM2。

Figure 9. MPPT control of wind turbine rectifier

图9. 风机整流器MPPT控制

Figure 10. Bidirectional DC/DC control for storage batteries

图10. 储能电池双向DC/DC控制

3.4. 双向AC-DC连接器VSG控制策略

考虑如图11所示的双向AC-DC连接器(逆变器)拓扑。主电路为三相全桥拓扑，U_dc为直流输入电压，桥臂中点接LC滤波器，逆变器输出电压为滤波电容端电压，三相滤波电感电流为I_abc，流入微网母线的逆变器输出电流为U_abc。系统控制环路主要包括功率环和电压电流双环两部分。功率环控制器通过采样得到逆变器输出电压U_abc和输出电流I_abc，计算得到逆变器输出的有功功率P和无功功率Q，然后通过VSG算法，生成内环控制器的参考电压E和参考相位θ；内环控制器采用电压电流双闭环控制，参考电压和输出电压反馈经过电压环调节器，生成电流环的参考，此参考与滤波电感电流反馈经过电流环调节器，生成六路PWM驱动信号驱动逆变器桥臂开关管通断。

Figure 11. Bidirectional AC-DC connector VSG control structure

图11. 双向AC-DC连接器VSG控制结构

双向AC-DC连接器的dq轴数学模型如下式：

$\begin{array}{l}{L}_{\text{f}}\frac{\text{d}{i}_{\text{Ld}}}{\text{d}t}=u_{\text{dref}}-u_{\text{d}}+\omega L_{\text{f}}{i}_{\text{Lq}}-R{i}_{\text{Ld}}\\ L_{\text{f}}\frac{\text{d}{i}_{\text{Lq}}}{\text{d}t}=u_{\text{qref}}-u_{\text{q}}-\omega L_{\text{f}}{i}_{\text{Ld}}-R{i}_{\text{Lq}}\\ C_{\text{f}}\frac{\text{d}{u}_{\text{d}}}{\text{d}t}=i_{\text{Ld}}-i_{\text{d}}+\omega C_{\text{f}}{u}_{\text{q}}\\ C_{\text{f}}\frac{\text{d}{u}_{\text{q}}}{\text{d}t}=i_{\text{Lq}}-i_{\text{q}}-\omega C_{\text{f}}{u}_{\text{d}}\end{array}$ (9)

式中：其中 $i_{\text{Ld}}$ 和 $i_{\text{Lq}}$ 是LC滤波器在dq轴中的输入电流； $i_{\text{d}}$ 和 $i_{\text{q}}$ 是LC滤波器在dq轴中的输出电流； $u_{\text{dref}}$ 和 $u_{\text{qref}}$ 、 $u_{\text{d}}$ 和 $u_{\text{q}}$ 是LC滤波器输入和输出端的dq轴电压； $C_{\text{f}}$ 、 $L_{\text{f}}$ 和R分别是LC滤波器的电容、电感和内阻； $\omega$ 是角频率。

由于R值很小，可以忽略不计。由式(9)建立前馈解耦的电压电流双闭环控制，如图12所示。

Figure 12. Voltage-current double closed-loop control

图12. 电压电流双闭环控制

VSG控制主要通过模拟同步发电机的转子运行特性、有功调频控制以及无功调压控制等特性，使逆变器从外特性上可与同步发电机相比拟。

由牛顿第二定律可知，虚拟同步发电机的机械方程可表示为：

$J\frac{\text{d}\omega }{\text{d}t}=T_{\text{m}}-T_{\text{e}}-D\left(\omega -{\omega }_0\right)=\frac{P_{\text{m}}}{\omega }-\frac{P_{\text{e}}}{\omega }-D\left(\omega -{\omega }_0\right)$ (10)

式中：J为同步发电机的转动惯量； $T_{\text{m}}$ 、 $T_{\text{e}}$ 分别为同步发电机的机械、电磁转矩； $\omega$ 为角速度； ${\omega }_0$ 为电网同步角速度；D为阻尼系数； $P_{\text{m}}$ 、 $T_{\text{e}}$ 分别为机械、电磁功率。

虚拟同步发电机的电磁方程为：

$L\frac{\text{d}{i}_{\text{abc}}}{\text{d}t}=E_{\text{abc}}-u_{\text{abc}}-R{i}_{\text{abc}}$ (11)

式中：L为同步发电机的同步电感；R为同步发电机的同步电阻； $u_{\text{abc}}$ 为同步发电机的机端电压； $E_{\text{abc}}$ 为同步发电机电势； $i_{\text{abc}}$ 为同步发电机输出电流。

式(11)对比式(6)，两式具备相似性，若R忽略不计，则可将 $E_{\text{d}}$ 作为 $u_{\text{dref}}$ 、 $E_{\text{q}}$ 作为 $u_{\text{qref}}$ 输入电压电流双闭环控制。

同步发电机有功调频控制：

$P_{\text{m}}-P_{\text{ref}}=K_{\omega }\left({\omega }_0-\omega \right)$ (12)

式中： $P_{\text{m}}$ 、 $P_{\text{ref}}$ 分别为机械、参考功率； $K_{\omega }$ 为调频系数。

Figure 13. VSG Control

图13. VSG控制

无功调压控制：

$E-E_0=K_{\text{q}}\left(Q_{\text{ref}}-Q_{\text{e}}\right)$ (13)

式中： $Q_{\text{e}}$ 、 $Q_{\text{ref}}$ 分别为逆变器输出无功功率、参考功率； $K_{\text{q}}$ 为调压系数； $E_0$ 为参考电压。

VSG控制框图如图13所示。

3.5. 平滑切换技术

微电网可在离网和并网双模式运行，需要考虑双向AC-DC连接器的并网、离网双模式，及其应对离/并网、并/离网运行模式间的无缝切换策略。

对于并/离网切换，从前面的分析可以发现，基于虚拟同步发电机控制的逆变器具有和同步发电机相比拟的外特性。因此，从并网运行到孤岛运行，虚拟同步发电机仍然保持并网时的状态(虚拟发电机电势和相位)，进而在并/离网模式切换过程中不会出现明显的暂态过程。故可以自然地实现并/离网模式平滑切换。

对于离/并网切换，当虚拟同步发电机处于孤岛运行后，由于电压和频率的调节作用，其运行电压幅值和频率和电网的真实值之间会出现一定的偏差，随着时间的累积，会使得微电网电压和电网电压之间的幅值和相位出现偏差，在不合时宜的并网时刻将微电网投入电网可能会引起过大的冲击电流，导致离/并网失败。所以需要一种预同步控制策略，以实现微网逆变器输出电压对电网电压相位、幅值和频率的追踪与同步。

Figure 14. Pre-synchronization control

图14. 预同步控制

控制框图如图14所示。将电网相角θ_g和VSG相角θ的差值、电网q轴电压u_qg和VSG的q轴电压u_q的差值，分别送入PI调节器，得到预同步值 ${\omega }_{\text{syn}}$ 和 $u_{\text{syn}}$ 。调整 $\omega$ 和E如下：

$\omega ={\omega }_0+{\omega }_{\text{syn}}$ (14)

$E=E_0+u_{\text{syn}}$ (15)

4. 仿真分析

在MATLAB/Simulink仿真平台中搭建如图1结构的风光储VSG仿真模型。在标准温度为25℃，标准光照为1000 W/m²，光伏发电功率为170 kW。桨距角为0，风速为9 m/s时，风机理论功率为110 kW。蓄电池为锂电池，额定电压为400 V，容量为100 Ah。VSG指令有功功率为100 kW，指令无功功率为1 kvar。直流侧电压为750 V。交流侧和大电网相对相电压均为380 V，频率均为50 HZ。直流侧负荷为120 kW，交流侧重要负荷有功功率为100 kW，无功功率为1 kvar，交流侧不重要负荷有功功率为40 kW，无功功率为1 kvar。初始状态下，除不重要负荷外，其他模块均投入使用，0~1.5 s时孤岛运行，1.5~3 s时并网运行，3~4 s孤岛运行。

仿真工况：经0.1 s启动后系统稳定，0.5 s时光照强度从1000 W/m²降为500 W/m²，1~1.5 s时启用预同步控制，1.5 s时合上并网开关，2 s时风速从9 m/s上升到12 m/s，2.5 s时接入不重要负荷，3 s时断开并网开关，3.5 s时有功功率从100 kW变为140 kW，4 s时运行结束。

仿真结果分析：由于风机组为风机驱动永磁同步发电机，存在一定功率损耗，需对实际功率进行测算，将风机进行单机并网功率测算，如图15所示。同样，光伏发电也存在一定功率损耗，如图16所示。风力发电效率为93.3%和91.3%；光伏发电效率为99.1%和98.8%。系统功率如图17所示，将光伏发电功率、风力发电实际功率、储能功率、VSG发出功率、直流侧负载功率分别表示为： $P_{\text{pv}}$ $P_{\text{w}}$ $P_{\text{e}}$ $P_{\text{vsg}}$ $P_{\text{Ldc}}$ 。

Figure 15. Wind turbine power calculation

图15. 风机功率测算图

Figure 16. Photovoltaic Power Measurement

图16. 光伏功率测算图

Figure 17. System power variation

图17. 系统功率变化图

其满足关系： $P_{\text{pv}}+P_{\text{w}}+P_{\text{e}}=P_{\text{vsg}}+P_{\text{Ldc}}$ 。该式表征微源与负荷的动态平衡关系，交流侧功率全部由VSG控制。当 $P_{\text{e}}<0$ 时，蓄电池充电；当 $P_{\text{e}}>0$ 时，蓄电池放电。蓄电池变化规律如图18所示。

直流母线电压无论工况如何变化，其始终能在750 V保持稳定，如图19所示。

Figure 18. Battery variation

图18. 蓄电池变化图

Figure 19. DC bus voltage diagram

图19. 直流母线电压图

系统经0.1 s启动，0.5 s时光照强度从1000 W/m²降为500 W/m²，光伏发电功率从170 kW下降为86 kW；2 s时风速从9 m/s上升到12 m/s，风力发电实际功率从103 kW增加为238 kW。系统频率变化如图20所示。

Figure 20. System frequency variation

图20. 系统频率变化图

采用预同步控制让系统从离网到并网平滑切换，并网模式可直接切换到离网模式。1.5 s时离网到并网和3 s时并网到离网的电压电流波形如图21、图22所示。

Figure 21. Off-grid/on-grid switching

图21. 离/并网切换图

Figure 22. On-grid/off-grid switching

图22. 并/离网切换图

2.5 s时投入不重要负荷，VSG有功功率后续稳定在100 kW，此时不重要负荷的功率由大电网承担。3 s时从并网切换到离网状态，此时交流侧负荷功率完全由VSG承担，但由于VSG指令有功功率小于交流侧负荷有功功率，系统频率出现下降。3.5时VSG指令功率上升到140 kW，此时系统频率恢复。由于并没有增加VSG指令无功功率，交流侧电压依然略微下降。电压电流波形如图23所示。

Figure 23. Overall voltage and current variation

图23. 电压电流总体变化图

系统经0.1 s启动后，对交流侧电压电流进行FFT分析，如图24所示。其THD小于5%，完全符合电能质量标准。

Figure 24. Voltage and current harmonic analysis

图24. 电压电流谐波分析图

5. 总结

本文提出了一种风光储直流微电网的控制策略，分析了在多种微源作用下的系统的不同工况，结果表明，储能及VSG控制均能增加系统的惯量，保证了系统在离/并网模式下的稳定运行。可得到如下结论：

(1) 光伏和风机均可在最大功率状态下运行，通过储能可以平抑系统的功率波动。

(2) VSG控制具有有功和无功调节能力，且能模拟同步发电机的惯性和阻尼特性，提升了系统的稳定运行能力。

(3) 通过预同步控制有效减小了并网电压冲击，有利于电网的稳定运行。

本文仍存在许多不足：VSG控制忽略了电阻R，没有考虑虚拟阻抗；双向DC/AC变换器可能存在容量限制，没有考虑多级并联的情况；在交流侧连接合适的微源，构建交直流混合微电网以提高能量效率，也是未来的发展方向。

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