虚拟同步发电机并网运行适应性分析及探讨

葛 俊, 刘 辉, 江 浩, 王晓声, 孙大卫

(1. 国网冀北电力有限公司, 北京市 100054; 2. 国网冀北电力科学研究院(华北电力科学研究院有限责任公司), 北京市 100045; 3. 风光储并网运行技术国家电网公司重点实验室, 北京市 100045)

0 引言

随着新能源的快速发展,电网中新能源的占比正在逐渐提高。由于目前新能源发电设备通常采用最大功率点跟踪(maximum power point tracking,MPPT)控制,无法响应系统频率和电压的变化。因此,新能源的大量接入会对电网特性产生显著影响,如系统惯量和阻尼降低、旋转备用容量减少等,电网的安全稳定运行面临着严峻的技术挑战。

虚拟同步发电机(virtual synchronous generator,VSG)技术通过对新能源发电设备的控制系统进行改进,可以使新能源发电设备具有与常规同步机组类似的频率和电压调节特性,从而解决了高比例新能源接入后电网缺乏支撑能力的问题[1]。

目前学术界已有诸多VSG的相关研究。文献[2-7]研究了VSG本体的控制模型和控制策略,主要分析了VSG调频和调压的机理,以及不同控制参数或电网工况对VSG运行特性的影响。研究结果表明,通过在新能源变流器控制中引入与传统同步机组励磁和调速相类似的控制,可使新能源具备与传统机组类似的调频和调压支撑能力。由于控制均在变流器中实现,因此控制参数设置应更为灵活,需要结合新能源设备自身能力和电网需要合理整定控制参数。文献[8-11]则分别研究了VSG应用于微电网时的控制策略及微电网的调频、调压策略。由于微电网中一般需要依靠新能源发电设备自主建立电压和频率,因此上述文献中研究的VSG均采用V/f控制,未研究VSG采用P/Q控制时的运行和控制策略,同时也未涉及VSG并入大电网时的相关技术研究。通过对现有文献的总结和梳理,可以发现目前研究主要关注VSG本体模型及控制策略。与此同时,目前VSG的应用场景主要为微电网,关于VSG技术在并网新能源的示范应用较少。

为探索VSG技术在大容量并网新能源中的应用,国家电网有限公司决定在国家风光储输示范电站建设VSG示范工程。截至2017年底,已完成24台12 MW光伏VSG和59台118 MW风电VSG的改造,同时新建了2台5 MW的集中式储能VSG。该示范工程建成后,如何合理发挥VSG的支撑能力,保证VSG并网后在复杂电网工况下的安全高效运行,是亟待解决的问题[12]。

本文从VSG示范工程建设中遇到的难点出发,结合目前新能源发展中遇到的相关技术问题,将VSG并网后在复杂电网工况下的安全高效运行概括为VSG的并网适应性问题,具体包括以下三个方面:①VSG并网后能否保持稳定运行,即并网稳定问题;②VSG在电网故障时能否不脱网连续运行,即故障穿越问题;③如何在不损失新能源发电量的前提下对电网进行合理适度的频率支撑,改善系统频率特性,即风电VSG转子惯量支撑问题。

为深入研究VSG并网适应性问题,本文首先对比分析了目前VSG的两种主流技术路线,随后对VSG并网适应性三个方面问题的研究分别进行了梳理和总结,在此基础上指出现有研究的不足,并针对性地介绍了本文在VSG并网适应性问题上取得的研究成果及未来亟须解决的技术问题。最后,结合现有文献及本文的研究成果,对未来VSG并网适应性问题的研究方向进行了展望。

1 VSG技术路线简介

目前VSG技术主要包括两种技术路线:一种由利物浦大学等机构提出,通过控制逆变器内电势的幅值和相角,使新能源发电设备具备调频调压功能,即电压控制型VSG[2];另一种由鲁汶大学等机构提出,通过控制逆变器输出电流的dq轴分量,使新能源发电设备具备调频调压功能,即电流控制型VSG[13-14]。本节对以上两种技术路线进行了简介。

1.1 电压控制型VSG

电压控制型VSG的等效电路如附录A图A1所示。可知,电压控制型VSG可以等效为一个幅值为E、相位为θ的电压源。对于图A1中的VSG,通过控制其相位θ和幅值E即可实现对其有功功率P和无功功率Q的控制。

电压控制型VSG的控制框图如附录A图A2所示[2]。可知,电压控制型VSG直接生成逆变器电压幅值E和相角θ信号,其控制结构与传统矢量控制逆变器差别较大。

1.2 电流控制型VSG

电流控制型VSG的等效电路如附录A图A3所示。可知,电流控制型VSG可以等效为一个幅值为I、相位为φ的电流源,利用锁相环(PLL)将VSG输出电流I∠φ分解为d轴电流id和q轴电流iq,通过控制id和iq可实现对其P和Q的控制。

电流控制型VSG的控制框图如附录A图A4所示[14]。可知,电流控制型VSG仍采用矢量控制结构,通过在外环控制引入附加反馈使其具备调频调压功能。

需要说明的是,上述介绍电压控制型和电流控制型VSG时均针对的是逆变器电路。对于光伏发电,其主电路拓扑只包含一个逆变器,可以直接应用VSG技术;对于双馈风电机组而言,其利用转子侧逆变器控制风机的有功和无功功率,因此需要在转子侧逆变器应用VSG技术[15];而对于直驱风电机组而言,其利用网侧逆变器控制风机的有功和无功功率,因此需要在网侧逆变器应用VSG技术。综上,上文所介绍的两种技术路线既适用于光伏VSG,也适用于风电VSG。

2 VSG小扰动稳定性分析

VSG技术对现有新能源设备的控制进行了改进,引入了附加控制环节使其具备调频、调压功能。因此,需要研究新能源VSG并网后能否稳定运行。本节主要分析电压控制型VSG和电流控制型VSG的小干扰稳定性,并对未来研究方向进行简要探讨。

2.1 电压控制型VSG小扰动稳定性问题

电压控制型VSG在虚拟同步控制有功控制环中,引入了两个新的状态变量,即VSG的角频率ω和内电势相角θ。因此,电压控制型VSG与传统逆变器相比,引入了新的模态,需要重点关注该新模态的稳定性。现有文献分别对接入微电网和并入大电网的电压控制型VSG的小干扰稳定性进行了研究[16]。

文献[17]研究了单台电压控制型VSG接入微电网运行时的小干扰稳定性,指出负载和线路电阻增加有利于系统稳定,VSG虚拟阻抗的增加对低频模态阻尼有所改善,但不利于高频模态阻尼,需要合理兼顾低频和高频的阻尼特性。文献[18-19]分析了多台电压控制型VSG接入微电网运行时的小干扰稳定性,重点分析了VSG控制环节中的虚拟惯量Tj和阻尼系数D对稳定性的影响,指出Tj过大和D过小均会降低系统阻尼,导致系统失稳。

文献[5]利用传递函数研究了单台电压控制型VSG并入大电网运行时的小干扰稳定性,指出电压控制型VSG中虚拟惯量Tj和阻尼系数D对其动态特性有显著影响。Tj较大时,VSG支撑能力强,但系统阻尼较弱;D较大时,系统阻尼强,但动态响应较慢。文献[20]利用波特图分析了单台电压控制型VSG并网系统的稳定性,同样指出Tj较大时系统稳定性较差。为同时兼顾VSG动态响应特性和小干扰稳定性,文献[21]在VSG的控制环节中增加了一个超前控制环节,提高了VSG功率响应速度,同时增强了系统阻尼,保证了系统的稳定运行。

现有文献一般利用传递函数研究电压控制型VSG并网系统的小干扰稳定性,在建模时通常忽略VSG内环控制及LC滤波元件的动态,因此无法获得系统全部模态的信息。本文对两种控制型VSG并网系统进行完整建模,通过系统特征根分析其并网稳定性,建模和分析过程如下。

1)建立VSG并网系统各环节(包括滤波电容电感、VSG内部的有功和无功控制、虚拟阻抗控制和电流内环控制环节)的状态方程。

2)联立以上状态方程,求解系统稳态运行工作点。在稳态运行工作点对状态方程进行线性化,得到系统的小信号线性状态方程。

3)求解小信号线性状态方程的特征根,判断系统稳定性。

根据以上分析流程,分别作出VSG惯性时间常数Tj从0.5 s变化到20 s,以及VSG有功调频系数Kf从20变化到5时,VSG并网系统的特征根轨迹,如图1所示[17]。

图1 Tj和Kf对电压控制型VSG稳定性的影响Fig.1 Impacts of Tj and Kf on the stability of voltage-controlled VSG

图1中,λ9,λ10为VSG控制引入的新模态对应的特征根。可知,随着Tj的增加和Kf的减小,λ9,λ10快速向右半平面移动,新模态的阻尼迅速减小。当Tj>2 s或Kf<6.75时,λ9,λ10位于右半平面,系统失稳。即惯性时间常数Tj过大或调频系数Kf过小时,电压控制型VSG并网系统会由于新模态阻尼为负而失稳。由图1还可知,VSG虚拟同步控制参数变化时,对系统其他模态影响很小。因此在分析VSG并网系统稳定性时,可采用文献[5,21]的方法,即忽略VSG内环控制及LC滤波元件动态,只考虑电压控制型VSG的控制外特性进行分析。

2.2 电流控制型VSG小扰动稳定性问题

电流控制型VSG的控制仍以目前新能源发电设备广泛采用的矢量控制为基础。由于没有引入新的积分环节,电流控制型VSG并网系统与常规新能源并网系统相比,并未引入新的模态。但VSG控制环节可能对系统原有模态的阻尼产生较大影响,因此仍需研究电流控制型VSG的并网稳定性问题。

现有文献分析了传统逆变器和下垂控制逆变器的小信号稳定性[22-23]。虽然电流控制型VSG与传统逆变器和下垂控制逆变器中均包含锁相环,但锁相环的作用有较大区别。传统逆变器和下垂控制逆变器中,锁相环的主要作用是获得电网电压的相角;而在电流控制型VSG中,锁相环除输出电网电压相角外,还同时输出电网频率及频率变化率,作为虚拟同步控制环节的输入信号。因此,电流控制型VSG中,锁相环与虚拟同步控制环节的有功—频率控制相耦合,会对稳定性产生重要影响。

本文主要分析电流控制型VSG并网运行时,锁相环及VSG控制参数对其稳定性的影响。按照典型参数变化范围，图2所示为电流型VSG的惯性时间常数Tj从0.5 s变化到20 s,以及锁相环比例控制参数KPpll从10变化到100时,VSG并网系统的特征根轨迹。

图2 Tj和KPpll对电流控制型VSG稳定性的影响Fig.2 Impacts of Tj and KPpll on the stability of current-controlled VSG

由图2可知,Tj和KPpll对电流控制型VSG并网系统中,由滤波电容电感形成的高频谐振模态对应的特征根(λ1～λ4)的影响较大。随着Tj和KPpll的增加,λ1,λ2快速向右半平面移动,对应模态的阻尼迅速减小,与此同时,λ3,λ4快速向左半平面移动,对应模态的阻尼迅速增大,而其他模态的阻尼基本不变。当Tj>6 s或KPpll>26时,λ1,λ2越过虚轴分布在右半平面,系统失稳。因此,当Tj或KPpll较大时,电流控制型VSG并网系统可能由于滤波电容电感对应的高频模态阻尼为负而失稳。

2.3 小结与探讨

综合2.1节和2.2节的分析,将VSG并网小干扰稳定问题总结如下。

1)电压控制型VSG中的虚拟同步控制环节引入了新的模态,当虚拟同步环节的控制参数(惯性时间常数Tj和有功调频系数Kf)整定不当时,该新模态的阻尼为负,从而导致系统出现次同步振荡而失稳,并网运行时需要重点关注该新模态的阻尼。

2)电流控制型VSG的虚拟同步控制环节会影响滤波电容电感相关的高频模态的阻尼。当虚拟同步环节或锁相环的控制参数(惯性时间常数Tj和锁相环比例控制参数KPpll)整定不合理时,该高频模态阻尼为负,系统出现高频振荡而失稳,并网运行时需要重点关注该高频模态的阻尼。

虽然目前已有研究对VSG的并网稳定性问题进行了分析和讨论,但总体而言相关研究尚处于起步阶段,仍有以下问题亟待解决。

1)现有研究没有提出新能源VSG主要控制参数的整定方法。由本节分析可知,VSG虚拟同步控制中的惯性时间常数Tj、有功调频系数Kf等参数对其并网稳定性至关重要,因此需要结合理论分析和工程实践提出新能源VSG控制参数的整定方法。

2)现有研究大部分针对光伏VSG展开,鲜有涉及风电VSG。由于风电VSG的结构比光伏VSG更为复杂,因此需要深入研究风电VSG的并网稳定性,以保证风电VSG的安全稳定运行。

3)现有文献对多台VSG并联运行时的稳定性进行了研究,但均假设每台VSG的容量和控制参数完全一致,因此结论与单台VSG的稳定性类似。在实际系统中,不同类型VSG的容量、控制参数甚至控制策略均存在差异,需要研究不同类型和不同参数VSG并网运行的稳定性。

3 VSG故障穿越技术

电网发生故障时，新能源发电设备脱网自保会恶化电网频率和电压动态,因此目前新能源发电设备均需具备故障穿越能力。同理,改造后的VSG仍然需要具备故障穿越能力。目前VSG故障穿越技术的研究还较少。本节分别介绍电压控制型和电流控制型VSG故障穿越技术,并对未来研究进行展望。

3.1 电压控制型VSG故障穿越技术

由于电压控制型VSG的控制结构与常规新能源有较大区别,因此二者的故障穿越特性与故障穿越策略均有较大差异。目前,针对电压控制型VSG的故障特性与故障穿越策略研究尚处于起步阶段。

故障特性方面,文献[24]主要利用仿真研究电压控制型VSG的故障特性。研究结果表明,电网故障过程中,VSG会承受很大的故障电流。由于电力电子器件承受电流冲击能力较弱,因此过大的故障电流会影响电压控制型VSG的安全运行。

本文从电压控制型VSG实现功率控制的机理出发,分析其故障特性与故障过流的产生原因。对于电压控制型VSG而言,其功率控制是通过对其内电势的幅值及频率进行控制实现,其惯性响应的强弱取决于内电势频率调节的快慢。为保证VSG能够提供较强的惯性支撑,其内电势的响应速度较慢,时间尺度通常为秒级。而电网故障激发的暂态过程持续时间很短,通常为毫秒级。因此,在电网故障的暂态过程中,电压控制型VSG的内电势由于无法快速响应机端电压的变化,会导致VSG与故障点之间产生较大的电压差,这也正是导致VSG故障电流过大的根本原因。

附录B图B1为电网故障期间,常规新能源与电压控制型VSG电流的波形。可知,由于VSG内电势响应较慢,会出现明显的故障过流,故障瞬间电流幅值高达1.9(标幺值),与常规新能源机组的1.15相比增加了65%,严重威胁到VSG的安全运行。

故障穿越策略方面,文献[24]提出了基于控制模式平滑切换的策略,主要研究传统故障穿越策略与虚拟同步控制的切换方法,但该策略需要对电网电压进行检测与判断,且故障期间将VSG当做状态保持器,增加了控制结构的复杂性。为避免控制策略切换带来的上述问题,文献[25]提出了增大虚拟同步阻抗的控制策略,该方法可有效抑制故障电流,但其代价是降低了VSG的运行稳定性;文献[26]提出了电网电压前馈与有功功率指令调节相结合的控制策略,该方法同样可以有效抑制VSG故障电流,但对电压相位变化导致的故障电流分量效果欠佳。

本文团队在文献[27]中，通过前馈补偿内电势的故障分量来加快VSG内电势的动态响应特性,从而减小故障过流,实现VSG的故障穿越[27]。图3所示为电网发生单相接地故障时,应用所提出故障穿越策略前后,VSG三相电流的波形。可知,应用上述故障穿越策略后,VSG电流暂态峰值从2.9(标幺值)减小到1.4,幅值衰减了52%,验证了该补偿策略对故障过流的有效抑制作用。

图3 应用故障穿越策略前后电压控制型 VSG故障电流波形Fig.3 Fault current waveforms of voltage-controlled VSG without and with the proposed fault ride-through control strategy

3.2 电流控制型VSG故障穿越技术

目前关于电流控制型VSG的故障特性与故障穿越策略研究还较少。电流控制型VSG是在常规新能源矢量控制技术的基础上附加了频率调节控制,保留了电流内环控制结构。虽然电流控制型VSG对常规新能源控制结构的改变较少,但仍有必要探究频率支撑功能对其故障穿越能力的影响。

从功率控制方式角度看,与电压控制型VSG相比,电流控制型VSG中的锁相环和电流内环控制可使其内电势快速跟踪电网电压变化,因此在电网故障期间,电流控制型VSG的故障过流情况较电压控制型VSG相比有所改善。

附录B图B2所示为电网故障期间,常规新能源与电流控制型VSG电流的波形。可知,电网故障期间,常规新能源机组故障电流峰值为1.15(标幺值),电流控制型VSG故障电流峰值为1.1。即两者故障电流的幅值相差不大,故障特性基本相同。同时,电流控制型VSG的故障电流峰值(1.1)明显小于电压控制型VSG的故障电流峰值(1.9)。

由于电流控制型VSG与常规新能源机组的控制结构基本相同,可考虑沿用常规新能源机组较为成熟的故障穿越技术,如加装硬件保护(包括撬棒、卸荷电路等)和改进软件控制策略等[28-29],保证电流控制型VSG在电网故障时能够实现不脱网运行。

3.3 小结与探讨

总体而言,目前关于VSG故障特性和故障穿越策略研究较少,还需要从以下方面开展深入研究。

1)对比研究风电、光伏不同类型VSG的故障特性与故障穿越策略。由于风电和光伏控制结构和复杂程度的差异,电网故障对不同类型VSG的影响机制也存在差异,因此需要对比分析其故障特性,根据不同类型机组制定合理的故障穿越策略。

2)深入分析VSG的物理本质和控制机理,从内电势控制方式的角度对比分析常规新能源机组、电压控制型VSG和电流控制型VSG的区别,研究电网故障情况下,上述三种机组的内电势变化规模和动态响应特性。从改进内电势故障响应特性的角度研究提升VSG故障穿越能力的方案。

4 风电VSG转子惯量支撑技术

光伏和风电VSG频率支撑技术路线可分为预留功率备用和不留功率备用两种[30-39]。不留功率备用技术路线可避免预留备用导致的弃风和弃光,经济性较好,因此得到研究者的广泛关注。不留功率备用技术路线的技术原理,是利用发电单元本身的“惯性”为系统提供短时频率支撑。因光伏系统没有旋转部件,故基本无法采用此方法进行频率支撑。对于风电而言,可利用其转子惯性实现频率支撑。

不留备用技术路线的风电VSG虽然经济性较好,但在技术性能上存在频率二次跌落(second frequency drop,SFD)问题,这也是该技术路线需要解决的关键技术问题。目前文献中提出多种方法以改善风电转子惯量支撑导致的二次跌落问题。

文献[33]提出利用附加功率控制以避免风机在调频结束后立即恢复转速,以改善频率二次跌落。该策略可以将二次跌落时间推迟,但代价是风机偏离正常运行点时间较长,牺牲了风机部分发电量。

文献[34]提出阶跃控制策略,即风机功率在频率支撑和退出调频时均直接阶跃变化至给定的功率值,同时该文献利用水电机组和风电机组协调配合以减小系统频率的二次跌落。文献[37]同样采用阶跃控制策略,考虑了同一风电场中不同风机工况的差异性,提出各风电机组按照风速—有功增量—可持续时间相依的风机调频控制策略,以减小频率二次跌落。阶跃控制的优点是可以根据风机工况合理设置功率给定值,但也存在一定的问题。其一是风机调频的外特性与同步机差异较大,其二是风机提供的调频支撑功率与系统频率动态特性无关,可能会出现风机调节过多或过少的情况,不利于改善系统的频率特性。

为避免阶跃控制的问题,研究者将虚拟惯量和虚拟一次调频引入风机控制,该控制与VSG的控制原理相同。文献[38]提出根据系统频率和风机当前工况动态调整虚拟同步控制系数,在各种工况下均能实现风电机组对系统频率的支撑,同时改善系统频率的二次跌落。文献[39]同样采用变系数控制策略,其中风机调频系数与风速和风机转子转速相关。变系数控制策略可根据系统和风机工况发挥风电机组的支撑能力,但目前工程上风机的控制策略仍以恒系数控制为主,因此与工程应用尚有一定距离。

为深入分析风电VSG转子惯量支撑问题,本节首先分析风电VSG的转子惯量频率支撑过程,之后分析风电VSG转子惯量支撑对系统频率动态特性的影响及频率二次跌落问题的严重性,最后提出工程上可行的频率二次跌落问题改善方法。

4.1 风电VSG转子惯量支撑过程

利用仿真分析风电VSG转子惯量支撑过程,仿真工况如下:风机采用MPPT控制方式,风速为11.1 m/s,风机频率支撑转速下限为0.83(标幺值),转矩下限为0.2,转矩指令值变化率上下限为±0.2 s-1,仿真结果如图4所示。

图4 风电VSG转子惯量频率支撑过程仿真结果Fig.4 Simulation results of rotor inertia based frequency support of wind power VSG

由图4可知,风电VSG在利用转子惯量提供频率支撑时,主要包括两个阶段,即频率支撑阶段和转速恢复阶段。在频率支撑阶段,风机电磁功率增加,导致风机转速下降和风能利用系数降低,因此风机机械功率会下降;在转速恢复阶段,需要控制风机电磁功率小于机械功率,使风机转速逐渐恢复。因此,风机由频率支撑阶段进入转速恢复阶段时,风机电磁功率必然会降低,即系统中必然会出现功率缺额,该缺额会导致系统频率出现二次跌落。

4.2风电VSG转子惯量支撑对系统频率动态特性的影响

为详细研究风电转子惯量支撑导致的系统频率二次跌落,仿真单台火电机组和单台风电机组组成系统在负荷增加时的频率动态。根据国内某区域电网的装机和负荷情况,等比例缩小后,设置仿真系统参数如下:火电机组额定容量250 MW,风电机组额定容量60 MW,负荷L1为222 MW,如附录C图C1所示。

仿真风机风速8 m/s,VSG控制参数Kf=20,Tj=5 s,频率支撑转速下限为0.83(标幺值)情况下,投入负荷L2(11.1 MW,系统当前负荷的5%)时的系统频率动态和风电VSG电磁功率,并与风电不调频情景进行对比,如图5所示。

图5 风电VSG转子惯量频率支撑与风电不调频 情况下系统频率和风机电磁功率仿真结果Fig.5 Simulation results of frequency and electromagnetic power with and without rotor inertia based frequency support of wind power VSG

由图5可知,风电不调频情况下,负荷L2投入后系统频率最低点为49.73 Hz,利用转子惯量支撑的风电VSG参与调频情况下,负荷L2投入后系统频率最低点提升至49.83 Hz,但风电VSG退出调频时,导致的系统频率二次跌落的最低值为49.09 Hz,远低于系统一次跌落的最低值49.83 Hz,甚至远低于风电不调频时系统频率一次跌落最低值49.73 Hz。

下面分析不同风速和新能源占比情况下,风电VSG采用转子惯量支撑与风电不调频相比,系统频率的最低点(对于风电VSG转子惯量支撑而言为频率二次跌落时的最低值),如附录C图C2和图C3所示。可知,由于风电VSG转子惯量支撑存在二次跌落问题,因此不同新能源占比及不同风速情况下,风电VSG参与调频比风电不参与调频时的系统频率最低点更低,且二次跌落幅度为一次跌落幅度的2～20倍。由此可知,风电VSG单纯依靠转子惯量进行频率支撑时,如果控制策略和控制参数选择不当,会产生非常严重的频率二次跌落。因此,需要对风电VSG进行优化,以改善系统频率的二次跌落。

4.3 频率二次跌落的改善方法

由4.1节的分析可知,风电VSG提供频率支撑会导致转子转速下降,转速下降得越多,机械功率减小越多,退出调频时的功率缺额越大。因此,可以通过提高风机退出调频的转速下限值和减小风电VSG一次调频系数KP和支撑时间Ts(KP不大于5,Ts小于10 s),从而改善系统频率二次跌落。

图6为本文提出的风电调频策略、文献[38]策略及风电不调频三种情况下,系统频率特性和风电电磁功率的动态曲线。其中本文策略下风电VSG控制参数为Kf=20,Tj=5 s,支撑时间Ts为6 s。

由图6可知,本文提出的风电VSG控制策略可以提高系统频率一次跌落时的频率最低值,与风电不调频相比,系统频率一次跌落最低值由49.73 Hz提高到49.77 Hz。与此同时,本文所提策略对应的系统频率二次跌落最低值由改进前风电VSG的49.09 Hz提高到49.80 Hz,高于系统频率一次跌落最低值,与原策略相比显著地改善了频率二次跌落。综上,利用改进的风电VSG进行调频可以获得良好的系统频率特性,即对系统频率起支撑作用,同时又不致引起严重的频率二次跌落。

图6 不同风电调频策略的应用效果Fig.6 Application effects of different wind power frequency regulation strategies

4.4 小结与探讨

本节主要分析了风电VSG转子惯量频率支撑技术,包括频率支撑过程,对系统频率特性的影响即频率二次跌落问题,以及频率二次跌落的改善方法。对本节小结如下。

1)风电VSG在不留功率备用情况下,可以利用转子惯量实现频率支撑功能。在频率支撑过程中,风机电磁功率增加,机械功率减小,转子转速下降。因此在退出调频时,必然需要降低电磁功率以恢复转子转速,对系统而言相当于出现功率缺额。

2)风电VSG退出调频时会对系统造成冲击,系统频率会出现二次跌落。对不同新能源占比和不同风速的分析表明,风电VSG控制参数设置不当时,频率二次跌落幅度远大于风机不调频时的一次跌落幅度,严重影响系统频率特性,甚至导致频率失稳。

3)通过合理设置风电VSG控制参数,可以在一定程度上改善频率二次跌落,风电VSG参与系统频率支撑后可改善系统频率一次跌落,同时显著改善原始VSG导致的严重的频率二次跌落,使系统具有良好的频率动态特性。

风电VSG转子惯量频率支撑研究还有以下问题亟待解决。

1)风电VSG单机层面二次跌落的改善方法。需要研究不同风速情况下,风电VSG的控制策略选择和控制参数的合理整定方法。

2)风电VSG场站层面二次跌落的改善和解决方法。一方面,需要研究如何对风电场中的多台风电VSG进行协调控制,避免同时从频率支撑状态进入转速恢复状态对系统的冲击;另一方面,可以在风电场加装一定容量的储能参与系统频率支撑,需要研究风储协调控制策略及储能容量优化配置方法。

3)需要研究新能源VSG占比较高的情况下,新能源VSG与传统机组的协调频率控制技术。需要兼顾VSG自身的频率支撑特性,考虑其与传统机组的协调配合,共同实现系统频率支撑。

5 结语

本文主要分析探讨了VSG示范工程建设中遇到的重点问题,即VSG的并网运行适应性问题。本文对目前VSG并网适应性问题的相关研究进行了梳理和总结,针对目前研究存在的不足,有针对性地介绍了相关研究成果,主要结论如下。

1)目前VSG主流技术路线包括电压控制型和电流控制型两种：电压控制型VSG模拟了同步机的机理,控制结构与常规新能源相比区别较大;电流控制型VSG控制结构与常规新能源相似,仍然基于矢量控制,工程改造难度较低。

2)并网稳定方面,电压控制和电流控制型VSG若控制参数整定不当,并网运行后均存在振荡风险。需要重点关注电压控制型VSG虚拟同步功能引入新模态的稳定性,以及电流控制型VSG锁相环和虚拟同步控制耦合交互对系统LC滤波模态的影响,保证其并网后稳定运行。

3)故障穿越方面,由于电流控制型VSG与现有新能源发电设备的控制类似,因此在闭锁虚拟同步控制功能的情况下,可以借鉴现有新能源的故障穿越技术,但需要注意研究其适用性;电压控制型VSG无法直接应用现有的新能源故障穿越技术,需要深入研究其故障特性和故障穿越技术。

4)风电VSG转子惯量支撑技术路线方面,风电VSG利用转子惯量可以实现对系统的频率支撑,但在控制策略和控制参数选择不当时,会导致严重的二次跌落问题,通过减小控制参数和提高退出调频时的转速下限可有效改善二次跌落问题。

虽然目前关于VSG的研究已经取得了一定的成果,但总体而言,VSG技术仍处于研究起步阶段,对其并网适应性问题未来的研究方向展望如下。

1)并网稳定方面,本文研究的是VSG单机并入无穷大电网的情景,后续需要进一步研究VSG多机并网稳定性,以及VSG与同步机系统(对应高比例新能源情景)的稳定性,完善VSG并网稳定理论。

2)故障穿越方面,本文对比分析了电压和电流控制型VSG的故障特性,并提出了电压控制型VSG的故障穿越策略。后续需进一步研究不对称工况下电压控制型VSG的故障穿越策略,及常规新能源故障穿越策略对于电流控制型VSG的适应性。

3)风电VSG转子惯量支撑技术路线方面,本文主要针对风电VSG单机层面的频率支撑问题提出了相应的解决方法。后续需要研究多台风电VSG同时进行转子惯量支撑时的协调控制策略,以及风电场集中式储能配置技术和风储协调控制策略。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

[1] 钟庆昌.虚拟同步发电机与自主电力系统[J].中国电机工程学报,2017,37(2):336-348.

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葛 俊(1970—),男,博士,高级工程师,主要研究方向:电力系统仿真分析与新能源并网技术。E-mail: ge.jun@jibei.sgcc.com.cn

刘 辉(1975—),男,通信作者，博士,教授级高级工程师,主要研究方向:新能源并网技术及电力系统稳定性分析。E-mail： liuhtj@163.com

江 浩(1987—),男,博士,工程师,主要研究方向:新能源并网分析。E-mail: 187355802@qq.com