基于虚拟同步发电机技术的风光储发电系统探索

隋秋楠

【关键词】风光储；PSCAD；VSG；故障穿越；电力系统

引言

经济的快速发展带来对能源的更深层次需求，大电网的发展可以在很大程度上满足对电力的需求，但在面对多元的需求时其不足也开始显现，如不同的工业用电、居民用电的需求以及个性化供电需求。分布式发电以其经济性和灵活性越来越受到重视，实现电力资源的优化配置，从而提高电力利用效率。尽管分布式发电本身有很多优点，但不可否认对比大电网，其更容易受到干扰甚至脱网，进而造成电网安全事故。在分布式发电系统中，由于大量的电力电子设备的接入，使得系统运行时旋转惯性和阻尼分量很小，并且风光发电系统输出功率具有不稳定性，负载的多变导致系统在频率和电压控制的难度上陡增，为了保证稳定性，系统结构就会更为复杂。储能系统的增加，采用虚拟同步发电机控制技术使得系统具有传统同步电机特性，增加系统的阻尼分量和旋转惯性，提高系统的稳定性和新能源的友好性。清洁能源开发利用过程中，储能技术的加入，是实现储备能量、不浪费能源和实现能源资源科学利用的关键所在，且对今后能源结构转型产生直接影响，所以清洁能源开发利用与储能技术发展有密切关联，需要促成两项工程的顺利推进、协同发展，可有效推动我国实现绿色经济发展，也希望本次研究具有较强借鉴与参考价值。

一、VSG原理

图1 风光储多源发电系统拓扑结构图

VSG技术就是参考同步电机的机械方程与电磁方程构建虚拟的网压和频率的控制器，这是一种系统控制的策略，大量的电力电子器件使用使得这种策略可以实现，控制电力电子设备时采用这种控制策略使其可以具有同步电机的特征。将虚拟同步机技术运用在风光储多源发电系统的电源侧变流器中，构成同步变流器，其可以等效为同步发电机，其一般拓扑结构如图1所示。

风光储多源发电系统通过直流母线互联，储能系统直接并联在风力发电机组变流器直流母线和光伏系统逆变器直流侧输入端。通过对网侧电流和电压信号的采集完成整个系统电力电子设备的控制信号调制，完成能量的交互。系统的控制重点其实就是控制直流母线电压的稳定，当负载功率与输入功率不匹配时，可以造成直流母线电压的波动从而不稳定，对于这种波动利用储能系统就可以吸收或者释放直流母线能量来稳定直流母线电压，最终平滑抑制功率的波动。储能系统的加入使得风光储多源发电系统能够实现具有同步发电机的静态和动态特征。

二、系统建模

（一）永磁直驱风力发电机组

本文只对永磁直驱同步风力发电机P M S G（Permanent Magnet Synchronous  Generator）而言，采用PSCAD/EMTDC仿真软件中的现成模块搭建模型[1]。设置额定容量20kW，额定频率50Hz，额定转速15r/min，直流母线电压1050VDC，直流电容10mF，定子绕组电感42mH，极对数42，额定风速10（m/s），空气密度ρ=1.275（kg/m³），桨距角β=0，最佳叶尖速比λ_opt=7.75，风机切入转速3.5（r/s）。

（二）光伏系统

太阳能电池主要利用光生伏打效应产生电能[2]。在PSCAD/EMTDC中搭建输出0-750V的直流电源。在标准1000 W/m2照度和25℃测试温度下为参考，系统设计时以开路电压29V的单个太阳能电池板为例，其特征值为22.4V的单体额定电压，8A的单体短路电流，单体的额定电流为6.92A，太阳能电池组件按照26个单体串联后并联3组构成，则系统输出的最大短路电流为24A，开路电压可达到754V，最大输出功率可达到16kW。

（三）储能系统

储能系统能够有效实现需求侧管理、消除峰谷差、平滑负荷及提高电网运行的可靠性和稳定性等功能[3]。本文以磷酸铁锂蓄电池为例，在不相同的使用工况下释放出的电能也不同，故其效率也是不同，因此效率分析尤其重要，实际使用中需要测试其在不同的放电率下的效率。电池的损耗主要由损失的电荷和其损失的能量造成的，通常放电效率满足表达式：η_d=η_v×η_c，其中放电效率等于电压效率与容量效率的乘积，容量效率通常情况下取值为1。可以看出电化学储能电池的放电效率主要取决于电压效率，电化学储能电池的电压效率为放电前后实际的电压比值，参见式（1）。

电网发生故障和稳定运行的控制策略不同在于，虽机侧变流器所含的控制策略依然采用双闭环的结构形式，但此时网侧逆变器已经不再处于是正常电压下的单位功率因数的状态，其虽也采用电网电压的定向矢量控制，但一旦电网侧的电压突然进入故障穿越时，风电机组则就需要按照期间电压变化值与额定无功补偿电流值至少1∶2的原则对电网进行就地补偿。与高穿不同，低穿时电网电压在发生三相对称跌落的瞬间时刻，电流的跟随特性使得网侧电流不能随之立刻变化，但电压跌落最终导致有功功率的降低，而對于机侧依然和故障前状态相同，正常输出功率，系统为了维持直流母线电压平衡，就会造成网侧电流增大，往往变流器设计选型时功率器件是有容量限制的，就会导致其过流而失效。为了保证功率器件的有效性，当系统电压跌落到一定深度和时间后，不能一味增加网侧电流来维持平衡了。下面就以高穿为例分析：

网侧变流器通常以满功率因数状态模式运行，当并网电压因故障导致下跌或上升时，网侧变流器从满功率因数状态模式切换进入到故障补偿模式，优先通过发出或吸收无功来去支撑电网的电压；变流器的无功输出受限于本身的电抗器和电容器容量，此时若变流器发出的无功补偿电流已经达到输出上限，自身已无法再满足其无功补偿需要时，这时可以采用发电机侧功率补偿控制，也就是降功率来保证无功的输出，随着功率的下降，转矩不变的情况下，转速就会随之升高或者超限故障，但是这不符合低电压和高电压穿越的要求，在保证输出功率不变的同时，保证无功输出满足标准要求。但结合直流侧VSG控制策略就是刚好弥补了这个空缺，而且该VSG控制策略可以根据电压跌落程度选择对应的无功补偿，进一步提高了穿越裕度的同时，也避免了直流侧继续升压，快速稳定直流母线电压。

三、仿真分析

（一）系统模型设计

图2 VSG 仿真模型

为了验证正常运行时风光储多源发电系统的稳定性以及故障穿越时VSG 控制策略的有效性。吕志鹏、刘洋等人提出的设计方法是在PSCAD/EMTDC搭建一套风光储多源发电系统，在系统网侧变流器采用虚拟同步发电机控制策略来实现系统具有同步电机的特性[4-5]。模型结构如图2所示。

参照模拟风机在三相短路故障情况下，此时分别以并网点电压骤升30%和骤降20%为例，骤升至1.3p.u.左右，故障起始时间为1.0s，要求风电机组保持并网运行时间0.2s；骤降到了 0.8p.u.数值，持续了有 100ms的时间，且之后几秒时间内电压出现递减下降的趋势和维持时间变长的现象，直至 1.0s后才恢复正常数据。当处在电网电压骤升骤降的时间内，电网故障状态下永磁直驱风电机组不采用VSG策略时，网侧一直维持单位功率因数的状态运行即其无功输出为零。

图3 故障穿越时直流母线电压对比

由于风速和光照本身具有波动性，并网点测量有功功率P以及直流母线电压在0.5s前波动较强，波动幅度分别最高可达400V左右；同样测试环境条件下，基于VSG策略的风光储多源发电系统接入直流母线DC750V后，在并网点测量的不论是有功功率还是无功功率的最高波动幅度都不超过200V，无明顯超调，系统可以在更短的时间达到稳定输出，在0.1s内直流母线电压即可保持稳定在750V。

光伏发电系统和风力发电系统都是易受环境因素影响的间歇性能源，故在加入VSG控制策略的储能系统进行充放电辅助调控运行下，直流母线电压的稳定性得到了显著的提升。由此可见，充足容量的储能系统和协调控制方式可有效平抑功率波动。

结论

本文根据变流器网侧和机侧部分结构和功能控制特性的不同，研究了VSG策略在风光储多源发电系统中的应用，其中，对VSG策略系统的结构，系统在风光储多源系统的搭建，以及系统的功能做了介绍，通过故障穿越时传统控制策略和VSG控制策略直流母线数据的分析，重点对高电压穿越时功率特性及影响展示了系统性能评估的有效性。在仿真软件PSCAD/EMTDC中搭建仿真平台验证控制策略的有效性和可行性。