虛擬同步發電機技術及其在光儲微電網中的應用

陶銀正蒲道杰毛福斌

（1.國網安徽省電力公司檢修公司，合肥 230061；2.合肥工業大學，合肥 230009）

虛擬同步發電機技術及其在光儲微電網中的應用

陶銀正1蒲道杰1毛福斌2

（1.國網安徽省電力公司檢修公司，合肥 230061；2.合肥工業大學，合肥 230009）

為了提高變電站站用電系統的供電可靠性，針對基于虛擬同步發電機技術的儲能逆變器及其在光儲微電網中的應用進行研究。介紹微網系統的拓撲結構和不同工作模式，設計微網各個子系統的參數，建立基于虛擬同步發電機（VSG）控制策略的儲能逆變器數學模型，分析VSG并網和孤島兩種控制模式及其之間的切換。針對 500kV河瀝變電站光儲微網系統，利用其中100kVA儲能逆變器進行實驗，驗證VSG控制策略的可行性與有效性。

微電網；儲能逆變器；虛擬同步發電機；可靠性

微電網是指由分布式電源、儲能裝置、能量轉換裝置、相關負荷和監控保護裝置匯集而成的小型發配電系統，是一個能夠實現自我控制、保護和管理的自治系統，可以實現并網或孤島運行[1]。儲能逆變器作為微電網的重要組成部分，可以滿足微電網多樣化的用電需求，可以作為不間斷電源，增強局部供電的可靠性，支持本地頻率和電壓；還可以克服微網慣性小、抗擾動能力弱的問題，對微網的穩定控制和電能質量的改善起到關鍵作用。作為一種新的儲能逆變器控制方案，虛擬同步發電機（VSG）技術受到了廣泛的關注[2-4]。和下垂控制相比，VSG通過模擬同步發電機的運行特性，不僅可以更好地支撐微網的頻率，還可以實現多逆變器的并聯組網運行，改善了微網的運行性能。

目前，國內外關于微電網相關技術及其研究成果的集中驗證和展示主要集中在示范工程項目[5-6]，既有安裝在邊遠地區、海島孤網運行的微電網，也有與配電網并網運行的微電網。示范工程對微電網的研究和應用均具有重要的意義。然而，微電網示范工程由于供電環境復雜、運行模式多樣，在保證供能的基礎上更多的關注能量綜合控制、多微電源協調控制等。對于微電網運行模式的分析和相關控制策略的研究較少或受容量限制不具備代表性和借鑒性。另外，基于微網系統的高壓變電站站內用電系統不間斷供電應用以及相關工程現場的實驗驗證較為缺乏。

基于以上研究現狀，本文針對500kV河瀝變電站光儲微網系統進行研究，給出了微網系統的拓撲結構和不同工作模式，設計了微網各個子系統的參數，建立了基于虛擬同步發電機（VSG）控制策略的儲能逆變器數學模型，分析了VSG并網和孤島兩種控制模式及其之間的切換。利用其中 100kVA儲能逆變器進行實驗，驗證VSG控制策略的可行性與有效性。

1 微網系統的拓撲結構和工作模式

1.1 微網系統的拓撲結構

本文中微網系統主要由4個子系統組成，包括光伏子系統（電池板、匯流箱、光伏逆變器等），儲能子系統（蓄電池組、直流配電柜、儲能逆變器等），配電子系統（交流切換配電柜等）和能量管理與監控子系統（通信柜、通信線路、監控終端等、MEMS系統、SCADA系統），如圖1所示。

圖1 微網系統拓撲結構圖

1.2 微網系統的工作模式

根據斷路器KM1和KM2的不同開關狀態，微網系統主要工作在以下3種模式。

1）離網運行：儲能逆變器工作在VSG控制模式，建立交流電壓，支撐交流母線，光伏逆變器工作在MPPT控制模式，儲能逆變器和光伏逆變器輸出交流側并聯，組建交流母線微網系統，如圖2所示。此時，光伏單元發電優先供給本地負荷消納，多余的電量存儲到儲能單元；當儲能單元電量已充滿時，限制光伏單元發電功率或進行關機，保證功率平衡。

圖2 離網運行示意圖

2）并網運行：儲能逆變器工作在P/Q控制模式，光伏逆變器工作在MPPT控制模式，儲能逆變器和光伏逆變器輸出交流側并聯到電網，如圖3所示。此時，光伏功率大于負載功率，負荷由光伏單元供電，同時多余電量通過儲能逆變器給儲能單元充電。當儲能單元電量充滿，光伏逆變器處于限功率模式運行（針對電網不可逆流）或多余電量向上一級電網輸送。光伏功率小于負載功率，負荷由光伏單元和市電單元共同給負載供電或光伏單元和儲能單元共同給負載供電。

圖3 并網運行示意圖

3）電網供電：儲能單元容量低時設定值，系統自動切換到在電網供電模式，負荷由電網供電，如圖4所示。此時，光伏單元發電給儲能單元充電，負荷由電網供電。當儲能單元電量恢復到設定值時，微網系統恢復到離網運行。

2 微網子系統的參數設計

微網系統的設計主要包括組件功率計算、光伏逆變器選型計算、蓄電池組容量計算和儲能逆變器選型計算。

圖4 電網供電運行示意圖

1）組件功率計算：

式中，P0為太陽電池組件的峰值功率，單位Wp；P為負載的功率，單位 W；t為負載每天的用電小時數，單位H；Q為連續陰雨期富余系數（一般為1.2～2）；η1為系統的綜合效率（一般為 80.68%左右）；T1為當地的日平均峰值日照時數，單位H。

2）光伏逆變器選型計算：

式中，Pn為逆變器的容量，單位W；P為組件功率，單位Wp；cosθ為逆變器的功率因數（一般為1）；Q為逆變器所需的裕量系數（一般選1～1.1）。

3）蓄電池組容量計算：

式中，C為蓄電池組的容量，單位Ah；P為負載的功率，單位W；t為負載每天的用電小時數，單位H；V為蓄電池組的額定電壓，單位 V；K為蓄電池的放電系數，考慮蓄電池效率、放電深度、環境溫度影響因素而定，一般取值為 0.4～0.8，該值的大小也應該根據系統成本和用戶的具體情況綜合考慮；η2為逆變器的效率；η3為蓄電池循環放電效率；T2為連續陰雨天數（一般為1～5天）。

4）儲能逆變器選型計算：

式中，Pn為逆變器的容量，單位VA；P為負載的功率，單位W；cosθ為逆變器的功率因數（一般為0.9）；Q為逆變器所需的裕量系數（一般選1.2～1.5），對于沖擊型負載該系數適當放大一定裕量系數。

3 基于VSG控制的儲能逆變器

三相隔離型 VSG逆變主電路及其控制結構如圖5所示。本文采用基于VSG控制的電壓源結構，主要包括：①VSG控制器，主要引入隱極同步發電機的二階機電暫態模型來模擬其轉子慣性和阻尼特性，并得到VSG輸出端口電壓給定值；②內環控制器，通常采用電壓電流雙環設計，用以跟蹤VSG控制器輸出的電壓指令；③SVPWM發生和驅動控制器。

圖5 三相VSG主電路拓撲及其控制結構

VSG控制器在實現有功-頻率下垂控制和無功-電壓下垂控制的同時，還需模擬同步發電機轉子慣性和阻尼特性。針對 VSG控制器中的有功-頻率控制而言，同步發電機的一次調頻特性以VSG調速器方程模擬，而同步發電機慣性及其阻尼特性則以VSG轉子運動方程來模擬。VSG調速器方程、VSG轉子運動方程[7]、無功-電壓下垂方程分別如式（5）、式（6）、式（7）所示。

式中，ωref、ωm和ωg分別為VSG給定角頻率、輸出角頻率和電網角頻率；m為有功下垂系數；Pref、Pm和Pe分別為VSG給定有功功率、機械功率和輸出有功功率；J=J0ωm為VSG慣性，D=D0ωm為VSG阻尼，J0、D0分別為 VSG慣性系數和阻尼系數；Qref和 Qe分別為給定無功功率、輸出無功功率；n為無功下垂系數；Uref和U分別為VSG給定端電壓幅值和輸出端電壓幅值；Δθ為預同步使能時疊加在相位角θ上的調節角度。在需要說明的是，考慮到VSG僅工作于額定角頻率附近，使用純積分環節需要較長的啟動時間。為了優化VSG的啟動特性[8]，在VSG輸出角頻率處加入前饋量ωref。

圖6 VSG功率閉環等效控制框圖

VSG功率閉環等效控制框圖如圖6所示。不難發現，VSG機械功率Pm和輸出有功功率Pe之間的傳遞函數是一個典型的二階系統，對照典型二階系統的閉環傳遞函數：

對于VSG的內環控制，本文采用電容電壓外環和電容電流內環，用以穩定交流電壓輸出和獲得較快的動態響應，其控制器參數的設計和整定參照文獻[8]，這里不再贅述。

VSG具有與同步發電機相媲美的外特性，既可并網運行，也能自治地實現獨立運行。因此，當電網切除后，VSG仍保持電壓源模式運行為微網提供電壓支撐，因而可以自然地實現并/離網模式的無縫切換，無需進行控制策略的切換。

而當VSG離網運行后，將VSG切換到并網運行模式，由于與電網電壓存在幅值和相位差，可能會產生過大的并網沖擊電流。因此，在接收到并網指令時，需要使能預同步控制器，當實現VSG輸出電壓與電網電壓之間的幅值和相位同步時切換至并網模式。

4 實驗驗證

為了進一步驗證 VSG控制方案的有效性和優越性，利用 500kV河瀝變電站光儲微網系統中100kVA儲能逆變器進行實驗驗證，實驗平臺參數見表1。

表1 VSG系統參數

整個過程實驗波形如圖7所示。從t0時刻，儲能逆變器獨立穩定運行于VSG控制模式，如圖8所示；t1時刻增大微網內負荷，此時儲能逆變器 VSG獨立運行，如圖9所示。由圖9可知，VSG能夠維持輸出電壓恒定，輸出電流經過半個周波即達到穩態，暫態過程短暫且平穩，動態性能較好。

圖7 VSG切換實驗波形

圖8 VSG獨立運行時實驗波形

圖9 VSG獨立運行增大負載時實驗波形

1s后直到 t2時刻為 VSG模式切換實驗。VSG經過預同步，幅值和相位差逐漸減小為零，切換至并網運行。并網預同步過程如圖 10所示，VSG切換至并網模式運行波形如圖11所示。可以看出，由于預同步的存在，VSG進行模式切換時避免了暫態電壓電流沖擊，也避免了不同控制策略之間的切換，體現了VSG控制策略的優勢。

圖10 VSG并網同步過程實驗波形

圖11 VSG并網運行時實驗波形

圖12為VSG控制與下垂控制的頻率響應對比圖，不難發現，下垂控制的頻率在負荷增加的瞬間即發生跌落，而由于虛擬慣性的引入，VSG控制能夠有效抑制頻率的動態跌落，提高了系統的頻率穩定性。

圖12 VSG與下垂控制頻率響應對比圖

5 結論

本文主要介紹了高壓變電站內光儲微網系統的拓撲結構和工作模式，詳細設計了微網各個子系統的參數，建立了基于VSG控制策略的儲能逆變器數學模型，分析了VSG并網和孤島兩種控制模式及其之間的切換。通過對500kV河瀝變電站光儲微網系統中100kVA儲能逆變器實驗，驗證了VSG控制策略的可行性與有效性，有效提高了變電站站用電系統的供電可靠性。然而，對于整個微網系統運行的研究，如對多分布式電源的并聯控制、分布式電源接入與退出對微網系統的影響還有待進一步研究。

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Virtual Synchronous Generator Technology and Its Application in PV-Storage Micro-grid

Tao Yinzheng1Pu Daojie1Mao Fubin2
(1.State Grid Anhui Electric Power Company,Maintenance Company,Hefei 230061;2.Hefei University of Technology,Hefei 230009)

In order to improve power supply reliability of substation power supply system,energy storage inverters based on virtual synchronous generator (VSG) technology and its application in PV-storage micro-grid is studied in this paper.The topology of micro-grid and its different working modes are introduced and the parameters of the subsystems are designed.The mathematical model of energy storage inverter based on VSG is built.The grid-connected and stand-alone control modes of VSG and the transitions between them are analyzed.Through PV-storage micro-grid system in 500kV River Li substation experiment results,using 100kVA energy storage inverters,the feasibility and effectiveness of the VSG control strategy is verified.

micro-grid;energy storage inverter;virtual synchronous generator (VSG);reliability

陶銀正（1987-），男，碩士研究生，工程師，研究方向為電力系統。