基于VSG的附加阻尼控制及其在光儲并網系統中的應用

郭丹 熊煒 袁旭峰 代康林

文章編號? 1000-5269（2024）01-0083-06

DOI：10.15958/j.cnki.gdxbzrb.2024.01.13

收稿日期：2023-05-06

基金項目：國家自然科學基金資助項目（52067004）；貴州省科學技術基金資助項目（[2022]154）

作者簡介：郭? 丹（1998—），女，在讀碩士，研究方向：電力系統穩定控制，E-mail：18720268839@163.com.

*通訊作者：熊? 煒，E-mail：wxiong@gzu.edu.cn.

摘? 要：大規模光伏就近接入系統后，將導致系統的慣性整體下降，在系統遭受擾動后降低其穩定裕度，極端情況下出現功率振蕩。將基于虛擬同步的附加阻尼控制策略應用于光儲并網系統中。首先，建立光儲并網的小信號模型，分析系統的阻尼特性；其次，在光儲逆變側采用基于虛擬同步發電機（virtual synchronous generator， VSG）的附加阻尼控制，并通過小信號模型分析了附加阻尼控制對系統頻率振蕩的影響；再次，在PSCAD/EMTDC環境中建立光儲并網系統仿真模型，與傳統控制策略進行對比，結果驗證了所提附加阻尼控制的有效性和正確性。

關鍵詞：光儲并網；虛擬同步發電機；附加阻尼；頻率振蕩

中圖分類號：TM743

文獻標志碼：A

隨著化石能源的逐漸枯竭和環境問題的日益嚴重，大力開發利用可再生能源已成為大勢所趨［1-3］。光伏作為清潔能源得到了廣泛的應用，裝機比例不斷上升。然而，大規模光伏通過逆變器并入電力系統，嚴重削弱了系統的慣量水平和阻尼能力，導致頻率振蕩現象頻發，威脅電力系統的安全穩定運行［4-6］。目前，抑制電力系統低頻振蕩的方法主要有電力系統穩定器（power system stabilizer， PSS）、儲能裝置和附加阻尼裝置等［7-9］。但以上方法都需要加裝一定的設備，經濟效益不高且在可再生能源高滲透的系統中受限。

文獻［10］提出一種光伏-同步機廣域協調阻尼控制，可以實現同步發電機與光伏電站阻尼控制之間的協同控制，改善系統的動態性能。文獻［11］建立了計及光伏的慣量支撐和調頻能力的電力系統頻率響應模型，并根據頻率偏差量和變化率量化不同場景下的頻率響應特性。但是上述改善系統頻率穩定性的控制策略通常較為復雜，已有學者提出采用虛擬同步發電機（virtual synchronous generator， VSG）技術可以為系統提供慣量和阻尼支撐，從而減弱可再生能源并網給電網帶來的沖擊。文獻［12］提出一種基于儲能協調的光儲微網改進虛擬同步發電機控制策略，通過對VSG控制的改進，抑制光儲系統的頻率偏差。但是如何將附加阻尼控制引入VSG控制策略中，并將其應用于光儲并網系統低頻振蕩抑制中，目前少有研究。

為此，本文建立光儲并網系統的小信號模型，分析系統抑制低頻振蕩的機理；在此基礎上引入基于VSG的附加阻尼控制策略，建立系統小信號模型，并分析附加阻尼控制抑制低頻振蕩的機理；最后，通過PSCAD仿真平臺驗證了該策略的有效性。

1? 光儲并網系統抑制低頻振蕩機理分析

圖1是光儲并網系統拓撲結構圖。其中：PG和δ分別為同步發電機的輸出功率及功角；PS為無窮大電網的輸出功率；PPE和QPE分別為光儲系統輸出的有功功率和無功功率;X1、X2、XPE為線路的等效電抗［13-14］;U、Ug和Us分別為光儲系統并網點、同步發電機和無窮大電網的電壓。

同步發電機和網側的輸出功率分別為：

PG=UgU sin θX1（1）

PS=UsU sin（δ－θ）X2（2）

PG+PPE=PS（3）

將式（1）和式（2）線性化后代入式（3）可得

Δθ=UsX1cos（δ0－θ0）UgX2 cos θ0+UsX1cos（δ0－θ0）×

（Δδ－X2UsU cos（δ0－θ0）ΔPPE）（4）

將式（4）代入線性化的式（1）有

ΔPG=AUgU cos θ0X1Δδ－UgX2 cos θ0UsX1cos（δ0－θ0）ΔPPE（5）

A=UsX1cos（δ0－θ0）UgX2cos θ0+UsX1cos（δ0－θ0）

同步發電機經典二階模型的轉子運動方程［15］可表示為

Hdωdt=Pm－PG－D（ω－1）

dδdt=ω－1 （6）

式中：H和D分別為同步發電機的慣量和阻尼系數；Pm為同步發電機輸入的機械功率；ω為角速度。

將其線性化后可表示為

Hs2Δδ+DsΔδ+ΔPG=0（7）

式中，s為拉氏變換算子。將式（5）代入式（7）可得

Hs2Δδ+DsΔδ+AUgU cos θ0X1Δδ－

AUgX2cos θ0UsX1cos（δ0－θ0）ΔPPE=0（8）

當光伏側采用傳統逆變器控制時，ΔPPE=0，系統的阻尼不變，此時有

Hs2Δδ+DsΔδ+AUgU cos θ0X1Δδ=0（9）

根據上述分析可知，當光伏側逆變器采用傳統控制時，無法為系統提供功率支撐，增強了系統的阻尼。因此，本文提出在光儲系統側逆變器采用VSG技術，并引入附加阻尼控制策略，當系統產生振蕩時，光儲可以提供足夠的功率支撐，有效抑制振蕩。

2? 附加阻尼控制抑制低頻振蕩原理

VSG控制策略由主電路和VSG控制系統組成，如圖2所示。對于主電路部分，主要由6個全控型IGBT組成，R和L分別為等效電阻和同步電感，C為濾波電路的電容，uabc和iabc分別為逆變器濾波后輸出的電壓和電流。光伏和儲能提供穩定的直流電壓，為了便于分析，用直流電壓源Udc等效代替。對于控制部分，VSG控制器通過功率計算得到瞬時的有功功率P和無功功率Q，再經過虛擬調速器控制和虛擬勵磁器控制后分別生成參考電壓的幅值和相位，并合成三相電壓矢量，經過dq變換和電壓電流雙閉環控制得到調制波，并經過SVPWM調制控制開關器件的開斷。

由于VSG是通過引入同步發電機轉子運動方程和定子電壓方程，使光儲并網系統具有虛擬慣量和阻尼特性，VSG的轉子運動方程可表示為

Jdωdt=Pm1－Pe1ωref－Dv（ω－ωref）

dδdt=ω－ωref （10）

式中：J為虛擬慣量；Pm1和Pe1分別為輸入的機械功率和輸出的電磁功率；Dv為VSG的阻尼系數；ω和ωref分別為VSG的實際角速度、額定角速度；δ為電角度。

本文采用基于附加阻尼控制的VSG技術有功-頻率環，如圖3所示。其根據系統頻率變化調節VSG輸入和輸出的有功功率，達到增強系統阻尼，抑制系統低頻振蕩的目的。無功-電壓控制如圖4所示。

圖中：Kw為附加阻尼控制系數；Kq為無功電壓調節系數；K為無功積分系數。

根據有功-頻率控制可得

ΔPm1=－KwΔω（11）

將式（11）代入式（10）得

ΔPe1=（－Kw－Dvωref－Jωrefs）Δω（12）

將式（12）代入式（8）得：

H1s2Δδ+D1sΔδ+AUgU cos θ0X1Δδ=0（13）

H1=H+AJωrefUgX2cos θ0UsX1cos（δ0－θ0）（14）

D1=Dv+A（Kw+Dvωref）UgX2cos θ0UsX1cos（δ0－θ0）（15）

式中：H1和D1分別為光儲并網系統的等效慣量和阻尼系數。

根據式（11）—（15）可知：基于附加阻尼控制的VSG技術的引入，增強了光儲并網系統的等效慣量和阻尼，抑制振蕩的效果將更加顯著。

3? 仿真分析

為了驗證所采用的基于附加阻尼控制的VSG技術的正確性，在PSCAD/EMTDC中搭建仿真模型并驗證。系統主要仿真參數為：光照強度1 200 W/m2，溫度28 ℃，直流母線電壓1 kV，初始負荷5 MW，濾波電感3 mH，濾波電容20 μF，額定頻率50 Hz。

3.1? 參數對頻率響應的影響

圖5—圖7為在5 s左右突增3 MW的有功負荷時系統的頻率變化曲線，其分析了虛擬慣量J、阻尼系數Dv、Kw不同的取值對系統低頻振蕩的抑制效果。令Kw=0，Dv=15 N·m·s/rad，則虛擬慣量對系統頻率的影響如圖5所示。由圖5可知：隨著J的取值增大，系統的動態響應逐漸變慢，超調量變大，并且系統的調節時間變長。圖6為Kw=0，J=0.5 kg·m2時，阻尼系數對系統頻率的影響。由圖6可以看出：隨著Dv取值的增大，系統頻率振蕩的衰減速度加快，超調量變小，調節時間縮短，系統的阻尼性能逐漸增強。

令J=0.5 kg·m2，Dv=15 N·m·s/rad，分析Kw對系統頻率的影響，如圖7所示。從圖7可以看出：相較于Kw=0，系統頻率振蕩的幅度顯著減小，且隨著Kw的增大，系統振蕩的幅值減小，阻尼性能更強。綜上所述，參數的選取要參考系統的具體情況，在一定范圍內，通過適當調節轉動慣量或者阻尼系數，可以提高系統的穩定裕度，同時加快系統的響應速度，減小超調量，提高系統的穩定性。

3.2? 負載突增下的頻率及功率響應

在5 s左右系統突增3 MW的有功負荷時，逆變器采用不同控制策略下系統的頻率振蕩曲線，如圖8所示。由圖8可以看出：傳統雙閉環控制、無附加阻尼VSG控制與附加阻尼VSG控制下，頻率恢復穩定所需時間分別為10 s、8 s和5 s，附加阻尼VSG控制下系統的頻率振蕩幅值和調節時間明顯減小。因此，當功率發生擾動時，附加阻尼VSG控制可以增強系統的阻尼性能，有效抑制系統的頻率振蕩。

圖9為在5 s左右系統產生低頻振蕩時，逆變器分別采用傳統雙閉環控制、無附加阻尼VSG控制與附加阻尼VSG控制策略時，對應輸出的有功功率。由于負載增大時，轉子角速度ω在穩態工作點處振蕩，因此相應的功率需求發生波動。從圖9可以看出：逆變器采用傳統控制時，由于系統慣性不足，頻率振蕩對逆變器輸出的有功功率影響不大，此時無法提供功率支撐；逆變器采用無附加阻尼VSG控制時，VSG控制為系統提供一定的慣量和阻尼，此時逆變器輸出的最大有功功率為21.6 MW，可以響應系統的頻率振蕩為其提供短期的功率支撐；逆變器采用附加阻尼VSG控制時，與其他控制相比，逆變器可以根據系統頻率的變化快速響應，為系統提供足夠的功率支撐，此時逆變器輸出的最大有功功率為23 MW，系統的阻尼性能更強，可以緩解系統的功率不平衡，加速系統進入穩態。

3.3? 負載突減下的頻率及功率響應

在5 s左右系統突減3 MW的有功負荷時，逆變器采用不同控制策略下系統的頻率振蕩曲線和功率響應曲線分別如圖10和圖11所示。VSG附加阻尼控制策略的抑制效果與上述突增3 MW的有功負荷類似。根據仿真結果可知：在負荷突增和突減的情況下，附加阻尼VSG控制都能根據系統的頻率偏差調節有功功率，有效抑制系統的低頻振蕩，進一步縮小頻率的振蕩幅度，使系統快速恢復穩定。

4? 結論

由于大規模光伏并網可能會給系統安全穩定運行帶來沖擊，本文提出采用基于VSG的附加阻尼控制策略抑制光儲并網系統中的低頻振蕩。通過建立光儲并網系統小信號模型，分析得到附加阻尼控制的引入可以增強系統的阻尼特性；并且仿真分析證明了在負載突變時，該控制策略可以有效抑制系統的低頻振蕩。相比于傳統VSG控制策略，其顯著縮短了系統的調節時間，減小頻率超調量，有效改善了系統的動態性能。

參考文獻：

[1]柴華， 張學軍， 李明賢， 等. 光伏發電系統抑制電力系統功率振蕩的機理［J］. 電網技術， 2021， 45（5）： 1809-1818.

［2］ 黃世樓， 王彤， 金銘鑫， 等. 多光儲虛擬同步發電機接入多機電力系統的動態交互作用機理分析［J］. 高電壓技術， 2022， 48（9）： 3710-3722.

［3］ 陳占鵬， 胡炎， 邰能靈， 等. 考慮靈活性與經濟性的可再生能源電力系統源網聯合規劃［J］. 電力自動化設備， 2022， 42（9）： 94-101.

［4］ 張祥宇， 王志偉， 付媛. 光儲發電系統的虛擬軸系耦合與同步控制［J］. 高電壓技術， 2023， 49（1）： 342-352.

［5］ 劉巨， 趙紅生， 李夢穎， 等. 基于功率譜密度分析的新能源電力系統等效慣量評估［J］. 高電壓技術， 2022， 48（1）： 178-188.

［6］ 張天衛， 袁旭峰， 熊煒， 等. 基于OpenDSS的含光伏發電對配電網電壓及網損的影響［J］. 貴州大學學報（自然科學版）， 2017， 34（5）： 49-53， 70.

［7］ 熊鴻韜， 汪宗恒， 尚磊， 等. 一種用于電力系統低頻振蕩抑制的新能源電站阻尼注入控制器設計及特性分析［J］. 電網技術， 2022， 46（7）： 2690-2700.

［8］ ZHANG M， MIAO Z X， FAN L L. Reduced-order analytical models of grid-connected solar photovoltaic systems for low-frequency oscillation analysis［J］. IEEE Transactions on Sustainable Energy， 2021， 12（3）： 1662-1671.

［9］ 金銘鑫， 王彤， 黃世樓， 等. 含儲能型虛擬同步發電機的直驅風機并網系統自適應協調阻尼控制策略［J］.電力自動化設備， 2021， 41（10）： 170-177， 191.

［10］申屠剛， 吳正驊， 王思家， 等. 含光伏電站的電力系統低頻振蕩廣域阻尼協同控制方法［J］. 中國電力， 2022， 55（12）： 69-77.

［11］顏湘武， 張世崢， 賈焦心. 光伏機組虛擬慣量控制下電力系統頻率特性分析［J］. 可再生能源， 2023， 41（1）： 81-89.

［12］張常友， 朱作濱. 基于儲能協調的光儲微網VSG控制策略研究［J］. 電氣工程學報， 2023， 18（1）： 228-234.

［13］艾松波， 唐欣， 王紅亞. 光伏電站附加阻尼控制器及控制參數優化設計［J］. 電力科學與技術學報， 2020， 35（6）： 21-27.

［14］朱曉榮， 楊黎， 楊立濱， 等. 光儲聯合發電系統的功率振蕩特性分析與控制［J］. 電測與儀表， 2017， 54（8）： 69-74.

［15］呂志鵬， 盛萬興， 鐘慶昌， 等. 虛擬同步發電機及其在微電網中的應用［J］. 中國電機工程學報， 2014， 34（16）： 2591-2603.

（責任編輯：周曉南）

Additional Damping Control Based on VSG and its Application

in Photovoltaic Storage Grid-Connected System

GUO Dan， XIONG Wei*， YUAN Xufeng， DAI Kanglin

（School of Electrical Engineering， Guizhou University， Guiyang 550025， China）

Abstract：

When large-scale photovoltaic is connected to the system nearby， the inertia of the system will decrease as a whole， and its stability margin will be reduced after the system is disturbed， and power oscillation will occur in extreme cases. In this paper， an additional damping control strategy based on virtual synchronization is proposed and applied to photovoltaic storage grid-connected system. Firstly， a small signal model is established to analyze the damping characteristics of the system. Secondly， the additional damping control based on virtual synchronous generator is proposed in the photovoltaic storage inverter side， and the effect of additional damping control on the frequency oscillation of the system is analyzed by small signal model. Finally， the simulation model of the photovoltaic storage grid-connected system is established in the PSCAD/EMTDC environment， and compared with the traditional control strategy， the effectiveness and correctness of the proposed virtual synchronous generation control are verified.

Key words：

photovoltaic storage connected to the grid; virtual synchronous generator; additional damping; frequency oscillations