虚拟同步发电机及其在多能互补微电网中的运行控制策略

石荣亮 张 兴 刘 芳 徐海珍 余 勇



虚拟同步发电机及其在多能互补微电网中的运行控制策略

石荣亮1张 兴1刘 芳1徐海珍1余 勇2

（1. 合肥工业大学电气与自动化工程学院 合肥 230009 2. 阳光电源股份有限公司 合肥 230088）

针对西藏措勤县微网示范电站具有光伏、风电以及水电等在内的多能互补微网特性，研究并提出可以灵活实现微网组网的虚拟同步发电机（VSG）控制策略，讨论了多能互补微网系统各单元的组成及其控制，阐述了VSG的原理与系统建模，研究并分析了系统运行中光电站独立供电模式、光伏电站与水电站联合供电模式以及两种模式间的无缝切换策略，通过该微网的运行考核验证了所提控制策略的可行性与有效性。结果表明，所提的VSG控制策略具有较好的有功、无功均分性能；同时，还能很好地为系统提供惯性和阻尼，提升微网的供电质量与稳定运行能力；此外，还能满足微网不同运行模式之间的无缝切换。

多能互补微网 虚拟同步发电机 光电站 水电站 无缝切换

0 引言

微网是一种将分布式电源、负荷、储能装置、交流变换器以及监控保护装置有机整合在一起的小型发配电系统[1,2]。凭借微网的运行控制和能量管理等关键技术，可以实现其并网或孤岛运行、降低间歇性分布式电源给配电网带来的不利影响，提高供电可靠性和电能质量[3]。作为一种重要的技术解决方案，微网被提出用于解决可再生分布式能源的接入和管理问题[4,5]。在此背景下，微网在全球范围内迅速发展，相关研究和实践活动日益广泛和深入。

示范工程是微网相关技术及其研究成果的集中验证和展示，对微网的研究和应用均具有重要的意义。目前，国外用于科研的微网主要实现检验微网各部分动态性能、对稳态和暂态过程进行分析等；而用于居民小区配套的微网主要实现冷热电三联供，运行模式单一，对于微网运行模式的综合分析、综合控制及无缝切换等研究较少或受容量限制不具备代表性和借鉴性[6,7]。国内微网由于供电环境复杂、运行模式多样，在保证供能的基础上更多的关注能量综合控制、多微电源协调控制及快速解列并列装置的研制[8-10]。对于含柴油发电、光电、风电、储能及水电等分布式电源构成的多能互补微网离网运行、并网运行及两种模式间的无缝切换[11-14]，还缺乏系统的研究与现场考核。

本文针对西藏措勤县微网示范电站这一典型的多能互补微电网，主要分析其在运行过程中的光电站独立供电模式、光电站与水电站联合供电模式以及两种模式间的无缝切换。基于现场额定容量为500kV∙A的储能电压源型逆变器（Voltage Source Inverter, VSI），提出可以灵活实现微网组网，及其应对离网与并网运行模式间无缝切换的虚拟同步发电机（Virtual Synchronous Generator, VSG）控制策略；并对VSG的惯性与阻尼参数、储能单元配置及零起升压时间进行了合理化设计；最后通过该微网示范电站的运行考核验证了所提控制策略的可行性。

1 西藏措勤县微网示范电站及其多能互补微电网结构

西藏措勤县微网示范电站包括水电、光伏、风电、柴油发电、锂电储能和铅酸储能等互补供电电源，其中，水电装机容量960kW、光伏容量440kW、风电装机容量60kW、柴油发电机300kW、储能变流器共计1MW和储能电池容量2.7MW·h，是接入能源类型最多，系统复杂程度最高，使用环境最恶劣的微网工程之一[15]。该电站位于海拔4 700多米的西藏阿里措勤县，建成3条电源进线、4条负荷出线的10kV电网，初步形成了供电可靠、检修灵活的县域电网，电网辐射县城4条街道和周边村镇4 000多城镇、工商、牧民客户。多能互补微电网的拓扑结构如图1所示。

图1 多能互补微电网的拓扑结构

柴油发电、光伏、风电及水电作为分布式能源，既能向负载供电，又能为储能电池充电；储能电池作为可控单元，一方面能够消除风电、光伏和水电等可再生能源发电的间歇性对系统稳定性的影响，另一方面能接受系统调度、削峰填谷，提升系统的供电质量；不同储能单元之间的能量也能交互传递；形成一个风/光/柴/储/水多能互补的微网。该系统由光电站和水电站两部分组成，其中，S为母联开关；S1、S2、S3为光电站与水电站组网开关；S4～S8为分布式电源连接开关；S9～S12为负载开关。

2 多能互补微网中的分布式电源及其控制

2.1 传统水电机组特性

水电站由3台320kW的异步水力发电机组成。水力发电机组大致分为调频机组和调功机组两类。其中，调频机组的调频特性如图2a所示。当系统频率在49.5～50.5Hz范围内，水轮机保持其导叶的开度不变；当系统频率超出49.5～50.5Hz范围时，调频机组开始调节其导叶开度，控制其有功输出，但由于导叶开度控制属于分级控制，因此会产生控制超调量。同时，由于水轮机的转子惯性小，其对应的一次调频下垂系数较大。

（a）调频机组 （b）调功机组

图2 水电机组调频特性

Fig.2 Frequency modulation principle of hydropower

调功机组的调频原理如图2b所示。该类机组在正常运行时，按照调度系统的指令值运行。如果系统频率超出46～54Hz范围，调功机组调节其导叶开度参与调频。同样，调频过程也会产生频率超调。

2.2 基于储能VSI的VSG建模

储能单元由2.4MW·h铅酸储能电池和300kW·h锂电储能电池组成，其在微网中担任组网和运行控制的基本功能。锂电池作为功率型储能单元应对瞬间高功率的输入与输出，主要用于系统调频；铅酸电池作为能量型储能单元应对高电能的调制与管理，主要用于系统调峰。将两者配置于微网系统中，有利于系统的调频、调峰，维持微网稳定运行。储能发电系统采用如图3a所示的结构，由蓄电池、储能VSI和隔离变压器构成，储能VSI的控制系统同时实现分布式电源组网运行及其与水电站并联运行两个目的。

（a）主电路结构

（b）控制框图

图3 基于储能VSI的VSG控制结构

Fig.3 The control strategy of VSG based on VSI

考虑图3a所示的储能VSI主电路结构，借鉴同步发电机的转子运动方程及电磁方程，下面将给出基于储能VSI的VSG控制策略[16-20]。

首先，由牛顿第二定律可知，VSG的转子运动方程可表示为

式中，m、e和D分别为同步发电机的机械、电磁和阻尼功率；在极对数为1的情况下，同步发电机的机械角速度即为其电气角速度；0为电网同步角速度；为阻尼系数；为转动惯量。其中，VSG输出的瞬时电磁功率可以由机端电压abc和输出电流abc计算得到。

式中，od、oq分别为abc在旋转坐标系下的d、q轴分量；od、oq分别为abc的d、q轴分量。通过陷波器可得VSG的平均电磁功率e为

式中，y为陷波器的谐波角频率；为品质因数。VSG的虚拟机械功率m由两部分组成，即

式中，ref为VSG的有功给定；D为VSG的自动频率调节器的输出；为有功调节系数。可见，VSG的频率-有功控制在为微网系统提供惯性与阻尼的同时，还能针对其接入点频率的偏差做出有功调节响应，有效提升储能VSI应对频率异常事件的能力。

其次，由图3a可以得到VSG的电磁方程为

式中，为同步电抗；为电枢电阻；abc为VSG的内电动势，abc=[sinsin(2p/3) sin(+2p/3)]T，为VSG的相位，=，为内电动势的幅值。

VSG暂态电动势由两部分组成，即

式中，0为VSG的空载电动势；E为VSG的无功功率调节器的输出；为无功调节系数；ref为VSG的无功给定；为VSG输出的平均无功功率，可表示为

可见，VSG的电压-无功调节在保证并联储能VSI间无功均流的同时，还能参与微网电压调节，根据电压幅值偏差为其接入的电网提供必要的无功支撑。结合式（1）～式（7）可得图3b所示的基于储能VSI的VSG控制框图，为了改善电压输出性能，底层采用电容电压外环与电感电流内环的双环控制。

2.3 惯性和阻尼参数的整定

对于图3所示的VSG系统，可得VSG的输出视在功率为

式中，g为微网电压幅值；为VSG的功角，=(0)d；为线路等效电抗，=gs。由于一般很小，得sin≈，则有功功率可近似为

对式（9）分别求一阶、二阶导数得到

把式（4）及式（10）代入式（1）得到

对式（11）进行拉氏变换得到

由前述分析及式（12）得到VSG的小信号稳定分析模型，如图4a所示，其中p=+1。VSG的输入与输出功率之间的传递函数是一个典型的二阶系统，其自然振荡角频率l和阻尼比分别为

（a）VSG小信号模型

（b）J和Dp参数时系统的动态响应

图4 VSG动态响应分析结构

Fig.4 Dynamic responses of the VSG

表1列出了500kV·A的VSG的关键参数。把表1中的数据代入式（13）可得VSG在不同和p参数下的动态响应结果，如图4b所示。由式（13）和图4可以看出VSG的转动惯量决定了其动态响应过程中的振荡频率；而阻尼p决定了其振荡衰减的速率。举例说明，当20kg·m2时，为获得较快响应和较小超调，可选p=12，此时=0.707，对应于最优二阶系统。

表1 500kV·A的VSG的关键参数

Tab.1 Key parameters of the 500kV·A VSG prototype

2.4 储能单元配置原则

VSG是由储能单元、逆变器及控制三部分组成，且由式（13）可知，其动态响应与和p参数密切相关。参数和p与系统的阻尼比以及储能单元配置也息息相关，下面给出不同和p时储能单元的配置原则[20]。

首先，考虑系统过阻尼＞1时，式（12）对应的二阶系统的特征根为

当指令功率阶跃Dref时，VSG输出响应为

其中，1＜2。储能单元释放/吸收的能量为

当→∞时，储能单元所释放/吸收的总能量为

式（18）对时间求导并令其导数为0，有

可知，当=0时，()取得最大值为Dref，也是储能单元最小需要配置的功率。同理，可分析系统欠阻尼与临界阻尼时的储能单元配置情况，由于论文篇幅有限，只给出结果，见表2，其中储能单元最小容量即为功率指令阶跃Dref时储能单元所释放/吸收的总能量。

表2 VSG储能单元配置结果

Tab.2 Selection results of VSG energy storage unit

从表2可知：虽然不同的和p参数对应不同的阻尼比以及不同的动态响应特性，但是VSG储能单元所需配置的最小功率和最小容量相同。表3给出了现场锂电储能与铅酸储能电池的配置情况。

表3 储能电池配置情况

Tab.3 Configuration of VSG energy storage battery

案例分析：锂电储能单元由3个电池柜并联组成，每个电池柜由17个电池箱串联组成，每个电池箱由36个3.2V/66A·h的电池单体按照3P12S方式组成。那么锂电储能VSG的直流侧标称电压为653V（=17×12×3.2V），锂电电池允许的最大充、放电脉冲电流为2，即锂电储能单元的最大充、放电电流为1 188A（=2×66×3×3A），则最大允许充、放电功率为776kW（=653×1188W）；根据式（17）可得最小容量约为0.006 4∆ref，而为了保证储能VSI不过载运行，Dref≤500kW，即0.006 4Dref≤3.2，其值远小于300kW∙h，说明了锂电储能容量配置是合理的。同理，可分析铅酸储能配置情况。通过分析现场储能单元的配置情况，可知储能VSI直流侧的储能电池满足VSG的运行需求，储能单元配置合理。

3 系统运行模式及其切换控制

3.1 并网/离网无缝切换技术

微网具有孤岛和并网两种不同的运行模式。为了适应微网的这一特点，需要研究储能VSI的并网、离网双模式运行方式及两种模式间的无缝切换。

3.1.1 并网/孤岛模式切换

从前面的分析可以发现，VSG具有与同步发电机相比拟的外特性，等效为1个可控的电压源，既可完成并网运行，也能自治地离网运行。因此，在计划或非计划孤岛时，当电网切除后，VSG仍保持电压源模式运行为微网提供电压支撑，因而可以自然地实现并网/孤岛模式的无缝切换。

3.1.2 孤岛/并网模式切换

在储能VSI接收到并网指令时，其输出电压的幅值和相位与电网电压之间可能存在一定的偏差。如果对其输出电压，尤其是相位不加以控制，则储能VSI并入电网后会对电网产生过大的电流冲击，导致孤岛/并网切换失败。

式中，ga为电网电压；oa为储能VSI输出电压。一般地，储能VSI输出电压幅值与电网电压幅值差别不大，即近似地有o≈g=，那么为

可见，离网运行的储能VSI电压与电网电压之间可能存在频率差和相位差，导致PCC两侧电压存在大的瞬时偏差（偏差的最大峰值为）。在电压不同步的情况下，将储能VSI投入电网，可能产生过大的冲击电流，导致切换失败。因此，需要寻找一种稳定的无缝切换控制方法。

预同步单元用于控制VSG的输出电压跟踪电网电压，以降低并网/离网模式切换过程中的冲击电流，实现无缝切换[21]。包括幅值同步和相位同步，分别通过调整0和0实现，控制原理为

式中，Dwsyn为叠加在0上的相位同步信号；Dsyn为叠加在0上的幅值同步信号；g为电网电压的相位；、K分别为相位、幅值的同步系数。预同步控制框图如图5所示，闭合S启动预同步控制，断开S退出预同步控制，并复位相位、幅值的同步积分调节器。

图5 预同步控制框图

3.2 微网运行模式及其切换

微网运行模式主要分为三种：光电站供电模式、水电站供电模式及光电站与水电站联合供电模式。由于水电站供电的研究与应用已经较为成熟，这里主要介绍光电站供电、光电站与水电站联合供电以及两种模式间的切换。具体实现如图6所示。

3.2.1 光电站独立供电模式

当水电站处于枯水期或检修停电时，为了实现不间断供电，光电站将独立供电。首先，断开组网开关S3及负载开关S9～S12，确保储能VSI能够空载启动。其次，闭合连接开关S4～S8以及组网开关S1和S2，确保光电站内所有配电变压器零起升压。再次，先后启动铅酸储能VSG与锂电储能VSG，经过预同步控制过程，实现两者并联，共同支撑微网电压。此后，启动光伏及风电等电流源型变流器，利用光伏与风电给储能电池充电。最后，逐个闭合负载开关S9～S12，实现光电站独立供电。柴油发电机作为应急备用电源，在储能电池亏电的特殊情况下，起动柴油发电机。

图6 微网两种运行模式及其切换流程

3.2.2 光电站与水电站联合供电模式

为了减小水电站的出力以延长水电机组的使用寿命，光电站与水电站并联运行，联合为现场负荷供电。首先，逐个闭合控制开关S1～S8，将水电送入光电站，为各分布式单元提供电压支撑。然后，先后启动铅酸储能VSG与锂电储能VSG，经过预同步控制过程，实现水电站并联运行。最后，依次启动光伏以及风机变流器，实现光电站与水电站联合向负荷供电。

3.2.3 联合/独立供电模式切换

在光电站与水电站并联运行过程中，当水电站计划或非计划停电时，光电站将切换到独立供电模式。由于储能VSI在两种工作模式下都保持VSG控制的电压源模式并联运行，进而在切换过程中不会出现明显的暂态过程。配置在储能VSI直流侧的储能电池，能够自动提供VSG在新的运行平衡点对输出功率缺额的补给，保证了光电站在脱离水电站后独立供电的稳定性。

3.3 VSG关键参数选择

3.3.1 同步控制参数选择

根据图5可知，每个工频周期得到微网电压与VSG输出电压的相位差值D，则VSG下一周期基准电压的频率为[21]

式中，D为VSG电压超前微网电压的相位。若微网相位超前，即D为负值，经过式（17）的调节，下一周期VSG电压基准频率大于微网频率，则在下一个周期内，它们之间的相位差就会减小，经过若干个工频周期，最终两者间的相位差为0。假定经过一个工频周期，使两者相位同步，则有

式中，0为微网电压周期，结合式（23）和式（24），得到

同理，一个工频周期内使两者幅值同步，则有

根据式（25）和式（26）得到的相位、幅值积分系数即为微网电压频率值，它会随着微网频率的变化而变化。为了保证一定的稳定裕度，在实际中可以取与K均小于电网频率值。

3.3.2 零起升压时间选择

为抑制配电变压器在VSG启动过程中的励磁涌流，VSG应确保其输出电压幅值是从零并以某一恒定斜率逐渐增大到额定值。因此，输出电压幅值软启动控制按照式（27）给定。

在对配电变压器零起升压的过程中，过快地增加母线电压幅值可能导致VSG因配电变压器出现励磁涌流而故障停机，因此需要对式（27）中的调节时间T的取值加以限制[9]。在零起升压过程中，配电变压器一次侧的端电压为

式中，1为一次绕组的匝数；1、1分别为一次绕组的电阻、自感；为通过一次绕组的总磁通。在零起升压的过程中，假定1为定值，将式（28）代入式（29）并分段求解，得到配电变压器的总磁通为

其中

式中，m为稳态时磁通幅值；1和2为自由分量幅值，并由合闸时刻的铁心剩磁r决定。由式（30）可以看到，铁心主磁通由两部分相加而成，分别为稳态分量和暂态分量。其中，暂态分量为衰减指数函数，衰减的快慢由时间常数=1/1所决定。

考虑最不利情况，为了抑制配电变压器出现励磁涌流，选定电压初始相位=p，且忽略磁通中的指数衰减，即1≈0。假设合闸时刻，铁心剩磁r=0，则式（30）变换为

式（31）对时间求导并令其导数为0，有

由式（32）可知，当cos(t)=0，即t=(21)p/2，为正整数时，()取得极值。式（32）对时间求导，有

由式（33）可知，当sin(t)=0，即t=(41)p/2，()极大值为

为了避免变压器因铁心饱和而出现励磁涌流，在∈(0,T)阶段应保证

而在∈(0,T)时间段，铁心可能达到的最大磁通大于m，考虑到变压器饱和磁通约为1.2～1.4倍的m，则有

为保证VSG启动的快速性以及变压器的铁心磁通在任意时刻不饱和，T的取值范围应取式（35）和式（36）的交集，即VSG在零起升压过程中，其电压幅值上升时间T应满足

4 现场调试步骤及结果分析

为了验证VSG控制策略在多能互补微网运行及控制过程中的可行性和有效性，在图1所示的西藏措勤县微网示范电站中，利用现场的两台额定容量为500kV∙A的储能VSI，搭建两台500kV·A的VSG样机，主要参数见表1。结合3.2节的分析，下面给出现场调试步骤以及相应的测试结果。各关键步骤所对应的实验结果如图7所示。

图7a给出了铅酸储能VSG带着光电站内所有配电变压器零起升压过程中，其输出电压与电流的测试波形。可以看出，启动过程中配电变压器无励磁涌流，这表明了VSG具有对配电变压器进行零起升压的预充磁功能，但由于变压器制造工艺的影响，实验中励磁电流的谐波含量较多。

（a）零起升压过程

（b）电压同步过程

（c）投入现场负荷动态响应过程

（d）并网转离网切换过程

（e）离网转并网过程

图7 现场实验测试结果

Fig.7 Field test results

铅酸储能VSG建立稳定的电压之后启动锂电储能VSG，经过预同步控制，两者间的电压差D逐渐减小，最终实现锂电储能VSG的离网/并网无缝切换，结果如图7b所示。待两者并联稳定运行后，投入现场一路负荷，从图7c可以看出，VSG能够并联稳定运行、快速均分负荷，且在系统负荷发生变化时，保证微网系统电压和频率稳定。

从图7d所示的铅酸储能VSG输出电压与电流波形可以发现，当锂电储能VSG断开后，给系统电压带来的影响不大，且铅酸储能VSG能快速调节其出力，以满足系统功率的供给平衡，实现锂电储能VSG的并网/离网模式的无缝切换。

铅酸储能VSG与水电站并联运行后，锂电储能VSG切入并网与铅酸储能VSG均分负载的测试波形如图7e所示。图7e中自上而下分别为微网母线电压PCC、铅酸VSG输出电流o1、锂电VSG输出电流o2及两者间电流差值Do的波形。从中不难发现在锂电VSG从离网切换到并网模式过程中，经过预同步控制，保证了VSG运行模式的无缝切换，并经过电压和频率的自动调节，两者间的电流差值Do逐渐减小，实现负载均分。最终，完成微网系统不同运行模式及其切换的现场测试。

利用Fluke的三相电能质量记录仪得到24h内光电站与水电站联合供电以及水电站独立供电两种模式下负载端三相相电压的有效值波动、频率波动及总谐波失真（Total Harmonic Distortion, THD）的对比实验结果，分别如图8a～图8c所示。图8中上图为联合供电实验结果；下图为独立供电实验结果。

从图8a可以看出，光电站与水电站联合供电时，负载端三相相电压的有效值在之间波动，大部分供电时间都维持在的范围内。水电站独立供电时，电压有效值在的范围内波动，且难以趋于平稳。可见VSG能够根据电压幅值的偏差为其接入的微网提供必要的无功支撑，维持微网电压的平衡。

（a）三相电压有效值波动对比

（b）系统频率波动对比

（c）三相电压的THD对比

图8 实验结果对比

Fig.8 Comparison of experimental results

从图8c可以看出，联合供电时，负载端三相相电压的THD维持在2%附近（最小的THD为1%），而独立供电时，电压的THD在3%附近波动（最大的THD为4.6%）。

通过上述两种不同的供电实验结果对比，可知：水电站独立供电时，由于其调频过程属于分级控制，因此频率会出现较大的波动，实验结果与3.1节分析一致；联合供电时，由于VSG能够针对其接入点电压的频率和幅值偏差作出快速的有功和无功调节响应，因而系统电压的频率和幅值波动较小。可见，这种集合水电、光伏、风电、电池储能等分布式电源的多能源互补的供电模式，可以有效提升微网的供电质量与稳定运行能力。

5 结论

通过在西藏措勤县微网示范电站现场应用中的测试结果验证了所提VSG技术在基于储能VSI的多分布式电源组网、与水电站并联运行以及适应微网不同运行模式间无缝切换的能力。结果表明：

1）基于所提的VSG控制策略，可以将储能VSI模拟成同步发电机，为微网提供惯性和阻尼，有效提升微网的稳定运行能力。

2）在所提控制策略中，储能VSI能针对其接入点电压幅值、频率的偏差自动做出无功与有功调节响应。一方面，起到削峰填谷的作用，提高微网的供电质量；另一方面，还可以通过预同步控制实现微网离网/并网运行模式间的无缝切换。

现场测试结果验证了所提VSG控制策略的可行性和有效性，为多能互补微网示范电站的建设提供了技术保障。

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Control Technologies of Multi-Energy Complementary Microgrid Operation Based on Virtual Synchronous Generator

11112

（1. Institute of Electrical and Automation Engineering Hefei University of Technology Hefei 230009 China 2. Sungrow Power Supply Co. Ltd Hefei 230088 China）

The multi-energy complementary microgrid demonstration power plant of Tibet Couqin county including photovoltaic, wind farm and hydropower was comprehensively investigated in this paper. Firstly, virtual synchronous generator (VSG) control strategy for the flexible configuration of microgrid was proposed. Besides, the component of the multi-energy complementary microgrid and its control were discussed. Also, the principle and mathmatical model of the VSG were described. Additionally, the control function of VSG in the photovoltaic station standalone and parallel with hydropower station operation modes, as well as during the seamless transfer between two modes was analyzed. Finally, operational results of the microgrid were utilized to confirm the feasibility and effectiveness of the proposed control strategies. The experimental results demonstrate that the presented control strategy can not only perform good active and reactive sharing features, but also can provide significant inertia and damping for the microgrid to improve its power quality and stability. Furthermore, seamless transfer between different operation modes can be also ensured to satisfy the requirements of microgrid.

Multi-energy complementary microgrid, virtual synchronous generator, photovoltaic station, hydropower station, seamless transfer

TM464；TM732

石荣亮 男，1987年生，博士研究生，研究方向为新能源利用与分布式发电技术。

E-mail: shirl163@.com（通信作者）

张 兴 男，1963年生，教授，博士生导师，研究方向为特种电源、大功率风力发电用变流器及大型光伏并网发电。

E-mail: longlf@ustc.edu.cn

2015-10-18 改稿日期 2016-02-26

国家重点研发计划（2016YFB0900300）和国家自然科学基金（51677049）资助项目。