基于虚拟同步发电机控制策略的风光并网技术

邵海， 李平， 付薇冰， 杨国华

(国网新疆电力公司经济技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830011)

0 引 言

风光等可再生能源的出力通常会受环境、天气等综合因素的影响，具有一定的有限性和随机性，因此其特性区别于常规能源，会导致交流母线上频率变化过快，降低了供电质量与可靠性。风电、光伏等发电系统相比于传统发电机组呈现出低惯性和少阻尼的特点，没有能力对维持电网动态稳定性作出应有贡献。

随着系统电力电子化程度越来越高,电力电子变流器低惯量和欠阻尼的天然缺陷日益暴露,电网的安全稳定运行受到了挑战。如何通过对关键控制策略的革新，保证高比例、大规模风光友好接入已成为学界讨论的热点。本文对一种风电、光伏系统虚拟同步机(Virtual Synchronous Generator，VSG)的结构以及相应的控制策略进行了研究，并在MATLAB/Simulink仿真软件中进行仿真试验并进行分析，该方案在减缓微电网交流母线频率变化速率和幅值的同时，有利于增强光伏系统虚拟同步发电机的灵活性、可靠性和易扩展性，可以大大增强分布式发电系统的即插即用性[1]。

1 基于虚拟同步机的风、光分布式能源并网方案

图1 直驱式虚拟同步风力发电机并网结构图

传统的风、光分布式能源并网方案有直驱式风储联合并网的拓扑结构和光伏阵列并网的拓扑结构，但存在一些缺陷：在孤岛运行情况下，储能变流器往往采用V/f控制，提供交流母线上的电压和频率支撑。而且，当风光出力不能满足调度出力或者当微电网发生严重故障甚至濒临解列时，会导致在原有的控制策略下，常规控制下的储能逆变器面对功率和潮流的迅速突变无法提供足够的电压和频率支撑，从而增加了对储能系统可靠性的要求。

图2 虚拟同步机光伏并网结构图

为解决风储、光储联运系统缺乏母线频率支撑能力的问题，本文介绍了一种实用性强、易扩展的风光并网结构，采用图1、图2所示的拓扑方案。图1所示的是直驱式风机与储能装置联运的拓扑图，该方案保留了原有风机背靠背的电力电子变流器设计，再与储能逆变器并联运行。图2所示的光伏并网方案，对于光伏并网单元仍保留了DC/DC 变流器和光伏逆变器。以上两种拓扑中储能逆变器采用VSG控制策略。

综合来看，该方案在实际运行中具有灵活装配、方便扩展和可靠性高的优点，风光并网所需的逆变器所采用的常规控制策略不需要改变，而对并联的储能逆变器采用VSG控制策略[2]，生成风储、光储系统整体类同步机特性。该结构可削弱风、光出力变动对系统频率动态特性的影响，减缓频率变化速率。

2 虚拟同步机风光发电系统的控制策略分析

2.1 直驱型风机控制策略分析

直驱型风机的控制策略集中于对背靠背电压源性变流器(Voltage Source Converter，VSC)的控制。背靠背VSC的控制策略取决于两端交流系统互联的控制目标。与风机相连的变流器定直流电压和无功功率，并网逆变器定有功功率和无功功率的控制策略。因为直驱型风机发电系统的能量流动一般是单向的，所以背靠背VSC连接风机和网侧两个交流系统。

2.2 光伏逆变器控制策略分析

光伏逆变器的控制策略一方面与上一级的DC/DC变流器控制策略进行协调，另一方面需要实现MPPT的功能。本文仍采用较为成熟的光伏电池工程实用化数学模型以及基于定步长的扰动观测法的光伏最大功率点跟踪算法。风光储联运的情景相似，如果风光可用最大功率过剩，即风光可用最大出力大于调度指令所需的功率或者实际的负载，在此情景下，容易出现系统频率突增和电压越限。风光过剩功率应馈送至储能装置或者适当弃风弃光，这取决于实际电网运行的情境需求。如果风光最大可用功率不足，即负载或调度的功率需求大于风光电源可用最大功率，功率缺额由储能电池承担，本文侧重探讨光储联合系统的控制策略。

2.3 储能逆变器控制策略

对于风储、光储发电系统中的储能逆变器采用虚拟同步机的控制策略。根据不同阶次的同步发电机模型可以实现不同阶次的VSG，这里选用简单明了和实用性强的同步发电机二阶模型。该建模方式包括同步机的电磁特性和机械运动特征，不仅较好地实现了同步发电机的外特性模拟，还考虑了同步发电机的电磁和机电特性。式(1)和式(2)分别是感应电动势与磁链的关系和有功、无功功率在VSG控制策略下的计算式。

(1)

(2)

式中：if为励磁电流;e为虚拟感应电动势;θ为虚拟同步机功角 。

图3 虚拟同步机基本控制结构

分析式(1)、式(2)可知，VSG数学模型主要给定了定子电气方程、虚拟转子方程以及系统阻抗之间的关系，具体建模过程以及各参数含义可见参考文献[3]所述。图3给出虚拟同步机基本控制结构，主要包括：虚拟调速、虚拟励磁以及VSG本体的数学模型，该结构简洁易懂，易于搭建仿真模型实现。

需要特别说明的是，为模拟同步发电机的外特性，在一定程度上弱化了虚拟同步发电机的物理意义，主要保留虚拟调速和虚拟励磁部分，省去VSG本体数学模型，并采用量测的电压和电流计算获得功率参考。为更加突出虚拟同步发电机的物理意义，同时为保证虚拟同步机的原生特性，本文仍采用VSG 本体数学模型进行建模和计算。

3 仿真分析

为了验证所提风储、光储虚拟同步机的拓扑结构，以光储虚拟同步机为例，研究VSG控制策略在改善交流母线动态性能，降低系统频率变化率上的作用，在MATLAB/Simulink中搭建了光储并网仿真模型。

3.1 仿真工况描述

风储模型和光储模型具有很强的相似性，尤其是当不启用MPPT功能的时候，因此这里以光储模型为例仿真采用传统的基本拓扑结构。光伏逆变器采用基于扰动观测法的MPPT算法[4]，储能逆变器分别采用传统控制策略和本文介绍的这种虚拟同步机控制策略。具体仿真参数如表1所示。

表1 主要仿真参数

仿真中，针对并网运行模式，分别试验光伏最大出力改变给传统控制策略与VSG控制策略分别带来的影响，来验证VSG控制策略对于减缓母线频率变化率所起的作用。

3.2 与其他风储、光储虚拟同步机拓扑的对比

本文介绍的如图1和图2所示的风储和光储虚拟同步机典型拓扑结构具有结构简单、可扩展性强的优点。如图4、图5所示的风储、光储联合运行的虚拟同步机结构将储能装置设置在直流母线上，增加了直流环节控制的难度，不利于装配扩展，降低了该拓扑的实用性[5]。

图4 第二种直驱式风机-储能虚拟同步机

图5 第二种光储虚拟同步机

3.3 光储虚拟同步机控制方案对比

由上文分析，采用VSG控制策略的光伏虚拟同步机能够维持交流母线电压频率稳定，减慢频率的变化速率。VSG控制策略中起到模拟同步机运行模式的两个重要参数是转动惯量J和阻尼系数D。以下是对不同转动惯量和阻尼系数对VSG控制策略对频率的影响特点。

1)不同转动惯量对稳定频率的影响

图6 不同惯性下光伏功率变化时的频率响应

并网条件下，当太阳能光照度发生变化时，光伏阵列的输出功率会发生变化。为了观测光伏出力对交流母线上所连负荷的影响，扰动发生前后均未执行最大功率跟踪。图6为负荷所连母线上的电压经过 PLL 锁相得到的频率。图6中曲线分别代表转子转动惯量J=0.1 kg·m2和J=1 kg·m2的情形。

可以看出，随着光伏输出功率的变化，储能逆变器将相应增加暂态过程的输出功率来维持母线频率的稳定。惯性越大，母线频率的变化速度越低，频率变化的幅度越小，动态性能越好。由此可得，合理设计控制器的虚拟惯量有利于应对光伏功率波动对电网频率的扰动。

2)不同阻尼系数对稳定频率的影响

图7 不同阻尼系数下光伏功率变化时的频率响应

并网条件下，不同阻尼系数下光伏出力变化时光伏系统出口母线电压经过PLL锁相得到的频率如图 7所示。图7中的曲线分别代表虚拟同步机阻尼系数D=30 N·m·s/rad 和D=150 N·m·s/rad的情形。

由仿真波形图可以看出，阻尼参数越大，频率波动的速度越小、幅度越小，向稳态频率回复的速度越快，达到稳态的时间相应变短。设计合适的阻尼参数有利于虚拟同步机遏制失稳，提升逆变器动态特性，使得光伏并网具有友好的特性。

4 结束语

本文介绍了分布式微电网中，一种应用了虚拟同步发电机原理的风储、光储发电系统，分别从拓扑结构、控制策略及动态性能三个层面进行了研究。该结构具有灵活性高、易于扩展和可靠性高的优点。理论分析和仿真试验佐证了VSG技术融合了电力电子设备的灵活性与同步发电机的运行机制，通过设置合理的转动惯量和阻尼系数可以有效弥补电力电子化电力系统欠阻尼、惯性小的问题。该方案能平抑发电系统频率波动，并在风光出力波动时，有效改善交流母线的频率的动态响应，提高用电侧的电能质量，使风光发电系统具有友好接入电网的能力。