光儲交直流混合孤島微網控制策略研究

(廣西大學電氣工程學院， 廣西南寧530004)

0 引言

目前，獨立的光伏發(fā)電系統(tǒng)存在著波動性和隨機性等不可避免的缺點，該因素也是造成電網不能向用戶側提供穩(wěn)定、可靠用電需求的原因之一[1]。同時，大規(guī)模的分布式光伏發(fā)電接入電網系統(tǒng)，對電網造成嚴重的影響，如電壓升高、諧波增大和功率沖擊等問題。而在孤島微網系統(tǒng)中，這些問題隨著光伏滲透率的增加也變得更為突出。

運行在孤島模式的微網系統(tǒng)，通常情況下會利用電池儲能作為能量緩沖裝置來平衡微電網系統(tǒng)中多余或缺額的功率。為保證微網內重要負荷持續(xù)穩(wěn)定運行，文獻[2]提出考慮光儲可持續(xù)帶載能力的配電網動態(tài)孤島劃分策略，來提高配電網可靠性。文獻[3]將柴油發(fā)電機與超級電容、蓄電池組成多元互補協(xié)調系統(tǒng)分享差額功率，實現孤立微網的長期穩(wěn)定運行。在儲能控制方面，文獻[4]提出混合儲能的能量管理策略及雙向功率變換器的控制策略，使正常運行下的微網儲能元件維持在合理的荷電狀態(tài)范圍內。文獻[5]采用基于頻率協(xié)調并考慮儲能的荷電狀態(tài)，來實現多儲能單元的出力分攤，讓光儲發(fā)電系統(tǒng)工作在調度模式和光伏平抑模式。

然而，儲能接入微網要么是直接通過逆變器逆變成交流電，要么是通過與其他的分布式電源相連接后再逆變成交流電。而后者的組合方式給系統(tǒng)的控制提供了靈活性。在該種結構中，許多研究人員引進了上層功率管理系統(tǒng)來協(xié)調光伏和儲能單元的運行，使微網在不同的工況下滿足系統(tǒng)內的功率平衡，如文獻[6-8]。上層的功率管理系統(tǒng)往往是需要程序算法來實現，一定程度上也給系統(tǒng)增加了復雜度。如文獻[9]中提出一種基于本地信息的能量管理和協(xié)調控制策略，在結合恒壓控制并采用開環(huán)槳距角控制方法下，來解決孤島微網直流母線電壓波動和系統(tǒng)不穩(wěn)定問題。同樣的，在文獻[10]提出一種基于無源控制的功率管理策略來控制光伏和儲能，該文獻所提的方法需要增加更多的通信來保證系統(tǒng)的穩(wěn)定運行，這無疑會加大成本的投入。

上述的文獻主要是從能量管理層來控制光儲混合單元的，所建的模型中也沒有考慮到直流側負載的投切。為此，不少學者研究了無需通信和能量管理層來實現孤島微網的功率管理和微網的協(xié)調控制，如文獻[11-13]。基于上述文獻，本文針對孤島模式下的光儲交直流混合微網，從底層角度出發(fā)，考慮儲能荷電狀態(tài)越限和直流母線參考電壓越限的偏差量形成多回路控制策略管理光伏和儲能的兩個DC/DC變換器，確保系統(tǒng)運行不越限，且實現光儲混合系統(tǒng)功率平衡的同時向后級安全供電。

微電網處于孤島運行模式時，因失去了外部電網的支撐作用，需要有一部分電源提供電壓和頻率支撐，該部分也叫主控單元。本文對主控單元擬采用虛擬同步機(virtual synchronous generator，VSG)控制策略，負荷的變化主要由作為主控單元的分布式電源來跟隨，因此要求其功率輸出應能夠在一定范圍內可控制且能夠快速地跟隨負荷的波動變化。從控單元采用恒功率(PQ)控制，向交流側提供期望的功率需求。最后，通過Matlab/Simulink建立光儲交直流微網模型進行了仿真分析，驗證了采用上述控制策略的微電網能穩(wěn)定可靠運行。

1 微電網結構與模型

1.1 系統(tǒng)結構

如圖1所示，一個簡單的光儲交直流混合微網。該混合微網包含單元1和單元2兩個小型的光儲直流微網。單元1和單元2中的光伏陣列通過升壓型DC/DC變換器連接到直流母線向后級供電，儲能也是通過雙向DC/DC變換器鏈接到直流母線來吸收或者釋放電能，兩個直流微網單元中連接有可投切的直流負載。同時，兩個直流微網單元分別通過AC/DC逆變器向交流負載供電，兩個逆變器都接有LC濾波器以減少輸出波紋。由于該混合交直流微電網沒有與大電網連接，所以它會處在孤島模式下運行。

圖1 光儲交直流混合孤島微網結構Fig.1 Diagram of the PV/battery hybrid system

在該模式下，把單元1設計成主電源為電網提供電壓和頻率支撐，單元2設計成從電源。主電源的逆變器采用虛擬同步發(fā)電機(VSG)控制，從電源逆變器采用恒功率控制策略。單元1直流母線電壓為650 V，單元2的直流母線電壓為350 V，整個交直流混合系統(tǒng)運行在不同負載需求下。

在微網運行在孤島模式時，儲能對于系統(tǒng)的功率平衡和電壓穩(wěn)定起著重要作用。通過儲能變流器或光伏升壓變換器來保證直流母線電壓穩(wěn)定，同時需要控制主逆變器向交流微網提供穩(wěn)定、高質量的交流電壓。基于系統(tǒng)的運行情況，光伏應可工作在最大功率點或不工作在最大功率點。

圖2 光伏電池等效電路Fig.2 Equivalent circuit photovoltaic cells equivalent circuit

1.2 光伏模型

光伏電池單體輸出的電壓低，功率小，需要將其串、并聯(lián)成光伏模塊。光伏電池的理想等效電路如圖2所示，其電路參數如下：Vpv為電池開路電壓，Rsh為旁漏電阻，Rs為光伏電池內阻；Id為二極管在無光照時的反向飽和電流，與電池溫度T有關；Ish為旁漏電流；輸出端電流Ipv；Iph為光子在光伏電池中的激發(fā)電流，G為光照強度。

(1)

(2)

(3)

式(1)中,np為太陽能電池并聯(lián)個數。式(2)中，Isso為短路電流；ki為短路電流溫度系數。式(3)中，Irr為反向飽和電流，Tr為參考溫度，Egap為間隙階躍能量，A為理想因子，且A為1和2之間的常數；玻爾茲曼常數k=1.38×10-23J/K；電子電荷q=1.6×10-19C。

1.3 儲能裝置模型

作為系統(tǒng)儲能裝置的蓄電池，對運行在孤島模式下的微電網至關重要，蓄電池可以在缺少傳統(tǒng)發(fā)電機的情況下調節(jié)電壓和頻率，確保含有間歇性能源(如光伏、風力發(fā)電)的微網能穩(wěn)定運行和實現系統(tǒng)功率平衡。蓄電池的工作特性與放電深度DOD、荷電狀態(tài)SOC和蓄電池電壓Vbat等有關，其中，荷電狀態(tài)和電池電壓是儲能裝置的兩個重要的物理量，它們的表達式分別為：

(4)

(5)

式中，C為蓄電池容量，ibat為蓄電池充放電電流；Vo為蓄電池的開路電壓；Rbat為蓄電池內阻；P為極化電壓；M、N為蓄電池特性常數。

考慮儲能系統(tǒng)的壽命，并利用儲能持續(xù)平滑可再生能源功率波動，就必須保證儲能系統(tǒng)荷電狀態(tài)在任意時刻都維持在一定的閾值內：

SOCmin≤SOC≤SOCmax，

(6)

式中SOCmin、SOCmax分別為儲能系統(tǒng)荷電狀態(tài)上下限。

2 光儲混合系統(tǒng)前級控制策略

圖3 光儲混合結構Fig.3 Diagram of PV/Battery hybrid system

在光儲混合系統(tǒng)中，將儲能與光伏整列組合時可以考慮兩種配置。第一種是將儲能和光伏陣列分別與逆變器連接經逆變后向后級供電，該種連接方式往往不利于調節(jié)光伏的出力，會給系統(tǒng)帶來一定的安全隱患；另一種配置是將光伏陣列與儲能裝置并聯(lián)后接到直流母線上，該種連接方式讓系統(tǒng)功率平衡的調節(jié)具有一定的靈活性。本文也采用第二種連接方式，如圖3所示，光伏陣列通過一個單向的升壓變換器連接到直流母線，Ppv為光伏陣列注入直流母線的功率。儲能通過一個雙向的DC/DC變換器連接到直流母線，PB為儲能充放電功率。在所設計的光儲混合系統(tǒng)中，兩個變流器輸出端分別接有獨立的電容Cdc1和Cdc2。這種光伏和儲能的組合方式不僅確保對儲能充放電可完全控制，而且在選擇儲能額定電壓和直流母線電壓等級上提供了靈活性。當有多余的光伏輸出功率時，儲能便存儲過多的光伏功率；當光伏輸出功率不足以提供負載功率需求時，儲能便提供負載功率缺額。

直流母線電壓由連接儲能的雙向DC/DC變換器來控制。在正常運行情況下，采用擾動觀察法(P&O)并調節(jié)光伏輸入端電壓Vpv到最大功率點來控制光伏升壓變換器，以實現最大功率跟蹤(maximum power point tracking，MPPT)控制。如圖4所示，在控制策略中，直流母線電壓Vdc、儲能實時電流iB、光伏輸入的電壓Vpv和ipv都經過一階低通濾波器，這樣可減少開關噪聲，測量噪聲和電流波紋。在光伏控制器中，電壓參考信號Vpvref和Vpv的差值與濾波后的光伏輸出電流ipv經電壓控制器和PWM產生控制信號S1。在儲能雙向升壓控制器中，直流母線參考信號Vdcref和濾波后的實時電壓信號Vdc的差值與儲能充放電電流iB經電壓控制器和PWM產生充電信號S2(buck)和放電信號S3(boost)。

圖4中，光伏陣列輸出電壓參考值Vpvref是光伏功率控制器基于電池和荷電狀態(tài)SOC、光伏輸出最大功率、負載功率獲得的?；谶@些變量，系統(tǒng)中的功率潮流可以分成：正常運行模式，荷電狀態(tài)越限調節(jié)模式，直流母線電壓越限調節(jié)模式。

圖4 光儲系統(tǒng)前級控制框圖Fig.4 Pre-stage control diagram of PV/Battery system

①正常運行模式

系統(tǒng)運行在安全范圍內時，光伏輸出參考電壓Vpvref與MPPT產生的VMPPT相等，此時SOC越限的PI0和PI1控制回路和直流母線電壓偏差越限的PI2和PI3控制回路處于閑置狀態(tài)。此時，光伏輸出電壓Vpv和電流ipv經MPPT算法計算后，讓光伏功率控制器運行在最大功率輸出狀態(tài)。當中，Vpvref與Vpv作差得到的電壓偏差量經單向升壓DC/DC控制器后便把光伏輸出的最大功率注入到直流母線上，同時通過儲能雙向DC/DC控制器來調節(jié)直流母線電壓，使其達到設定的參考電壓Vdcref。在系統(tǒng)正常運行時，通過儲能吸收或釋放電能來實現系統(tǒng)功率平衡，該過程中系統(tǒng)的儲能荷電狀態(tài)沒有超過設定的最大上限SOCmax和最小下限OCSmin，并且充放電電流iB也是在安全范圍內；并且直流母線電壓波動也可限定在指定的安全范圍內。

例如，當儲能實時荷電狀態(tài)SOC小于最大上限SOCmax時，SOCmax與SOC形成的偏差信號為正信號，導致有正向飽和限制的PI1控制器輸出信號為0，因此SOC越限控制回路在儲能正常運行時處于閑置狀態(tài)。其他越限控制回路同理。

②荷電狀態(tài)越限調節(jié)模式

當光伏注入到直流母線的功率大于負載需求時，儲能便吸收直流母線上多余的功率，儲能的荷電狀態(tài)SOC會一直上升，若當儲能荷電狀態(tài)超過SOCmax會影響系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。此時，應該減少光伏的輸出，來平衡系統(tǒng)功率并確保系統(tǒng)運行在安全范圍內。當儲能的實時荷電狀態(tài)超過設定的SOCmax時，PI1控制回路便會起作用，SOCmax和輸入的實時SOC信號相減形成的信號開始變負，該偏差信號經PI1控制器輸出的信號被加到最大功率參考點的電壓VMPPT上，光伏功率控制器會不工作在最大功率輸出狀態(tài)，這樣光伏輸出的功率便會降低。因此，PI1控制回路將一直減少光伏功率的輸出，直到儲能處于不充或不放電狀態(tài)，并且實時荷電狀態(tài)降到SOCmax以下。具體操作為：當PI1輸出信號為0時，比較器產生1信號(啟用)作用到MPPT算法，MPPT算法輸出VMPPT，此時光伏功率控制器輸出最大功率到直流母線上；當PI1輸出信號小于0時，PI1的輸出信號將驅動比較器產生0信號(禁用)使MPPT算法失效，讓MPPT算法輸出較小的Vpv，同時PI1的輸出信號被反饋到由MPPT輸出的電壓上，從而調整光伏輸出參考電壓Vpvref并進一步降低光伏功率控制器的功率輸出。只要光伏輸出功率大于負載需求且實時荷電狀態(tài)超過SOCmax，系統(tǒng)中PI1控制回路會一直處于工作狀態(tài)。

當光伏輸出功率很小，且儲能系統(tǒng)一直處于放電狀態(tài)時，儲能的荷電狀態(tài)可能會低于設定的最小下限SOCmin。當儲能的實時荷電狀態(tài)低于SOCmin時，PI0控制回路將會啟動，SOCmin與SOC的偏差信號經PI0控制器后向需求響應側發(fā)送切除負載的信號，以保證系統(tǒng)不崩潰。

③直流母線電壓越限調節(jié)模式

在系統(tǒng)正常運行情況下，PI2控制回路都處于閑置狀態(tài)。并且，相對于需求響應側來說，都可以通過儲能系統(tǒng)來實現系統(tǒng)功率的平衡。因此也認為，儲能的充放電電流都在安全運行的范圍內。而當系統(tǒng)中光伏輸出的功率遠大于負載需求時，充電電流iB可能超過了儲能系統(tǒng)能承受的上限，這會嚴重影響儲能的壽命甚至影響系統(tǒng)的安全可靠運行。

因此，當系統(tǒng)中光伏輸出的功率很大，而負載需求很小時，儲能的充電電流iB會超過設定的上限。當過多的光伏輸出功率不能被儲能在短時間內消納時，便會引起直流母線電壓短時間內急劇上升，此時，僅靠儲能雙向升壓變換器無法實現直流母線的穩(wěn)壓控制，所以此時就需要減少光伏功率輸出，使系統(tǒng)能夠運行在安全的范圍內。在圖(4)中，利用直流母線電壓的偏差量形成的PI2控制回路反饋到光伏功率控制器，便可實現減少光伏功率輸出從而實現直流母線電壓在短時間內不急劇上升，避免了系統(tǒng)的崩潰。在控制策略中，直流母線電壓可設定大小為ΔV的電壓安全偏差信號，該偏差信號ΔV限定具體值可根據不同的場景需求來設定。

系統(tǒng)運行時，通過檢測直流母線實時電壓Vdc，一旦直流母線電壓值超過允許的上限Vref+ΔV，PI2控制回路便會起作用，直流母線電壓允許的上限Vref+ΔV與直流母線瞬時值Vdc相減，形成的負值經過PI2控制器作用于比較器，驅動光伏功率控制器以減少功率輸出。當中，MPPT算法經比較器產生的反饋信號將鎖存較小的Vpv值，該情形與SOC控制回路調節(jié)減少光伏輸出功率相似。

反之，當負載需求遠大于光伏輸出功率且儲能提供的功率缺額不能維持直流母線電壓時，直流母線電壓會驟然下降，此時PI3控制回路便會起作用，設定的直流母線電壓下限Vref-ΔV與直流母線瞬時值Vdc相減經PI3控制器后向需求響應側發(fā)送切除負載的信號，以保證系統(tǒng)不崩潰。

3 后級逆變器主從控制策略

微電網的主從控制策略指的是微網系統(tǒng)中的某個或某幾個控制器作為主控單元，其余的控制器作為從控單元。當微網運行在孤島模式時，微電網的內部需要某個或某幾個分布式電源來模仿主電網給孤島微網提供電壓和頻率支撐?；谔摂M同步發(fā)電機控制策略的組網逆變器具有與同步發(fā)電機相似的調頻調壓特性，能夠較好地適應微網孤島運行的要求。在本文的后級控制中，主控單元(主逆變器)的控制采用虛擬同步發(fā)電機控制策略，該策略為獨立運行的微網提供電壓和頻率支撐；從控單元(從逆變器)采用恒功率控制策略，可向需求響應側提供恒定的功率需求。

3.1 主逆變器控制

將逆變器模擬成同步發(fā)電機來運行叫同步逆變器，同步逆變器通過頻率和電壓的下垂控制能很好地自動分擔有功功率和無功功率。由于采用VSG控制的逆變器具有同步發(fā)電機相類似的轉動慣量，其頻率不易受負載擾動的影響，即在不同的負載條件下，能提供動態(tài)響應好、高質量、可靠的交流電壓。所以，利用VSG控制的快速響應特性可以減小負荷突變造成的頻率偏差，這樣大大的提高光伏、風電等可再生能源的滲透率。

VSG控制策略是采用同步發(fā)電機的暫態(tài)數學模型來模擬轉子的機械特性和定子的電氣特性。其機械特性和電氣特性可以表述成有功功率調節(jié)和頻率下垂控制、無功功率調節(jié)和電壓下垂控制。VSG控制算法敘述如下：

有功功率調節(jié)和頻率下垂控制：

(7)

無功功率調節(jié)和電壓下垂控制：

(8)

式中，Q0為中央控制器給定功率；kQ為無功調節(jié)系數；Qe為逆變器輸出的瞬時無功功率；虛擬空載電勢E0=311V；虛擬勵磁電勢E；kU為機端電壓調節(jié)系數；U為逆變器輸出電壓的有效值。圖5為采用VSG控制策略的主逆變器控制結構框圖。

圖5 含VSG控制的主逆變器控制框圖Fig.5 Control structure of master inverter with VSG

3.2 從逆變器控制

采用恒功率控制，可以根據中央控制器下達的指令輸出恒定的功率，采用該控制策略的逆變器為電流型逆變器。恒功率控制包含兩部分，分別是功率外環(huán)和電流內環(huán)。其中電流內環(huán)采用的是自然坐標系下的分量。這樣不僅可以簡化控制器的計算復雜程度，而且實現了很好的控制效果。P*,Q*為中央控制器給定的有功和無功，P,Q為逆變器實時輸出的有功和無功，usa，usb，usc為控制信號。其控制框圖如圖6所示。

圖6 從控單元的恒功率控制框圖Fig.6 Constant power control diagram of slave unit

4 仿真分析

表1 仿真相關參數Tab.1 Parameter of system simulation

為了驗證上述控制策略在復雜工況下的能向用戶側提供穩(wěn)定、可靠的用電需求，根據上文描述，在MATLAB/Simulink仿真平臺上搭建如圖1所示的光儲混合交直流微網系統(tǒng)模型并進行仿真分析。

正常模式調節(jié)仿真如圖7所示。對于單元2， 0～1.0 s時段，光伏出力4 100 w，投入的直流負載2為0 W。1.0～3.0 s時段，光伏出力變?yōu)? 300 W；在1.0 s時刻，投入2 500 W的直流負載2，一直到4.0 s時刻切除直流負載2。在3.0～5.0 s，光伏出力又變?yōu)? 100 W。如圖8所示，對于單元1，0～1.5s時段，光伏出力為1 500 W；在1.5 s時刻投入1 000 W的直流負載1，一直到3.5 s時刻切除。在整個仿真過程中，交流母線所接的公共交流負載變化情況為：在0～1.0 s時段，公共交流負載為5 000 W；在1.0～3.5 s時段，公共交流負載變?yōu)? 000 W；3.5～5.0 s時段，公共交流負載為5 000 W。

圖7 單元2功率潮流變化
Fig.7 Power flow variety of unit 2

圖8 單元1功率潮流變化
Fig.8 Power flow variety of unit 1

正常調節(jié)模式下，由圖8和圖9可以看出，0～1.0 s和3.5～5.0 s儲能1處于充電狀態(tài)，1.0～3.5 s，儲能1處于放電狀態(tài)。結合圖7和圖9可知，1.0～3.0 s時段，儲能2處于充電狀態(tài)；3.0～4.0 s時段，儲能2處于放電狀態(tài)；0～1.0 s 和4.0～5.0 s時段儲能2處于閑置狀態(tài)。

從圖7中可知，采用恒功率控制策略的從逆變器為交流側提供了4 000 W的預期功率需求。從圖8可知，采用虛擬同步發(fā)電機控制策略的主逆變器向交流側輸出的功率隨著交流負載需求的變化而變化。0～1.0 s時段，交流負載需求為5 000 W，由于從逆變器的輸出承擔了4 000 W的功率需求，因而主逆變器向交流側提供1 000 W。

在1.0～3.5 s時段，交流負載需求變?yōu)? 000 W，由于從逆變器輸出功率仍為4 000 W，因此，主逆變器向交流側輸出2 000 W。在3.5～5.0 s，交流負載需求降為5 000 W，從逆變器依然保持恒功率輸出，因而主逆變器向交流側提供1 000 W?？梢姡髂孀兤骱芎玫馗S了負載的波動變化。

從圖10可以看出，系統(tǒng)在正常運行時，兩個直流微網單元的直流母線電壓在不同的負載需求下保持了穩(wěn)定。

由圖11可以看出，由于采用了虛擬同步發(fā)電機控制的主電源，使得整個系統(tǒng)在不同的工況下，即負荷投切或是光伏出力突變，都沒有引起系統(tǒng)大的波動，系統(tǒng)的頻率基本保持了穩(wěn)定。

圖11 系統(tǒng)頻率Fig.11 System frequency

圖12顯示，在1.0 s和3.5 s時刻交流負載投切時，交流母線上的電流平滑變化情況。圖13是系統(tǒng)交流負載變化時，交流母線電壓的線電壓波形圖。

圖12 交流母線電流波形圖
Fig.12 Waveform of AC bus current voltage

圖13 交流母線電壓形圖
Fig.13 Waveform of AC bus voltage

對單元1進行SOC越限仿真：在0～5.0 s，直流負載和經逆變器向交流側提供的負載總需求為1 100 W，光伏輸出功率1 330 W。0～2.5 s時段，儲能一直處于充電狀態(tài)；如圖14所示，在2.5 s時刻，儲能實時SOC超過最大上限SOCmax=85 %。如圖15所示，由于PI1控制回路開始起作用，在2.5 s時刻，光伏輸出功率開始減少，最終光伏輸出功率穩(wěn)定在1 100 W。最終達到光伏功率輸出與總負載需求平衡。

圖14 單元1儲能SOC越限
Fig.14SOCexceeds the limit

圖15SOC越限時光伏輸出
Fig.15 Output of PV whenSOCis exceeded

直流母線越限進行仿真：0～1.0 s時段，單元1的直流負載和經逆變器向交流側提供的負載總需求為1 100 W。如圖16所示，光伏在0～1.0 s時段輸出功率為2 500 W；如圖17所示，0～1.0 s時段充電電流大于0，儲能處于充電狀態(tài)。在1.0 s時刻，單元1總負載需求變?yōu)?00 W，單元1直流母線電壓開始上升，并超過了665 V(圖18，ΔV設定為15 V)。在1.0 s時刻，由于PI2控制回路的作用，光伏輸出功率開始減少(圖16)，充電電流也開始降落(圖17)。到3.0 s時刻，負載總需求變?yōu)? 100 W，直流母線電壓也開始回到設定的參考電壓650 V(圖18)。

圖16 單元1光伏輸出功率
Fig.16 Output power of PV of Unit 1

圖17 儲能1充電電流
Fig.17 Charging current of bttery 1

圖18 單元1直流母線電壓越限Fig.18 DC bus voltage exceeds the limit of Unit 1

5 結論

本文針對孤島運行的光儲交直流微網提出了一種綜合的控制策略，即在前級控制中構建多回路功率控制策略和在后級交流逆變控制中采用基于虛擬同步發(fā)電機控制策略的主從控制模式。仿真實驗在不同的工況下對所提控制策略進行了可行性驗證，并得到如下結論：

①多回路功率控制策略將越上限的物理量反饋到光伏功率控制器后，調整了光伏輸出的參考電壓，起到了抑制儲能荷電狀態(tài)越上限或直流母線電壓驟然上升的作用。此外，多回路功率控制策略把越下限的物理量反饋到需求響應側發(fā)送切除直流負載的指令，防止了荷電狀態(tài)超越下限和直流母線電壓驟降。該多回路功率控制策略無需上層能量管理層的控制信號，便可使系統(tǒng)實現前級功率平衡并確保系統(tǒng)運行在安全范圍內。

②后級交流逆變控制中，虛擬同步發(fā)電機的控制策略和恒功率控制策略相結合的主從控制，能使微網系統(tǒng)在不同的需求響應側下，主逆變器能自動跟隨交流負載的變化并確保了交流母線電壓和頻率的穩(wěn)定。