参与电网频率调节的并网换流器直流侧电压控制方法

袁 敞，左 羚，吴 鸣

（1.新能源电力系统国家重点实验室（华北电力大学），北京 102206；2.国网上海能源互联网研究院有限公司，上海 201213）

近年来，随着以电力电子变换器为接口的可再生能源与负荷大规模接入电网，使其缺乏了传统同步电机的惯性与阻尼的特性，减弱了电力系统的调压调频能力[1]，因此，虚拟同步机VSM（virtual syn⁃chronous machine）技术被提出。VSM技术模拟了同步电机的惯性及阻尼特性，能够有效抑制电网频率的波动，提高系统的稳定性[2-5]。

由于VSM技术具有优良的控制性能，使它的应用范围非常广泛，例如应用在风力发电、光伏发电、电动汽车等方面。目前，对于新能源发电的开发利用大多注重于电源侧，然而面对越来越多的负荷通过电力电子变换器接入电网，文献[6]提出希望负荷也能为电网提供惯性支撑，使新能源与负荷均能参与电网调节，从而提高电网的稳定运行；文献[7-8]通过在PWM整流器处采用虚拟惯量控制，利用直流侧负荷来为系统提供惯量，达到调节系统频率的作用。相较于VSM，使用负荷参与电网频率调节的研究相对较少。

文献[9]给出基于电力电子接口的储能系统惯性表征及计算方法。文献[10]基于直流电容电压下垂控制提出2种改进虚拟惯量的策略，并对比3种控制策略的优劣性；但如何合理设计虚拟惯量控制参数并未给出。文献[11]提出一种考虑直流侧电容存储能量的风电机组虚拟惯性控制策略，在频率变化情况下能够充分利用电容所存储的能量来增强电网的惯性，提高电网的频率调节能力。文献[12]以双级式光伏发电为研究对象，分别分析了常规虚拟惯量控制、低压直流电容动态的虚拟惯量控制，以及高压直流电容动态的虚拟惯量控制3种控制策略，实现了光伏发电主动参与电网频率的调节；但虚拟惯量控制对系统稳定性影响仍需进一步完善，且光伏发电参与电网频率调节的成本计算方式不明确。文献[13-14]提出基于直流侧电容实现虚拟惯性控制的概念，将换流器直流侧电容电压与电网频率相结合，利用直流侧电容存储的能量为电网提供惯性支撑，对系统频率进行支持。文献[15]提出一种对电动汽车的虚拟惯性自适应控制，使其能为直流网络电压提供惯性支撑及抑制频率较大变化，最后仿真验证了该控制策略的有效性。文献[16]基于储能的虚拟惯量控制技术，通过对比不同类型的储能虚拟惯量特点，最终提出超级电容与电池混合储能的虚拟惯量控制技术。

本文在不增加硬件成本的前提下，利用直流侧负荷支撑能力，对系统网侧换流器采取虚拟惯量控制，使其能够表现出同步发电机旋转惯量的作用。在系统受到扰动时，通过检测电网频率及时修正并网换流器直流侧电压，实现虚拟惯量的作用，进而参与系统频率调节。

1 电力系统惯量的组成

传统电力系统的惯量资源较为充足，主要由同步发电机（大量）和异步电动机组成。随着高占比新能源接入电力系统，低惯量问题越发显现。如果采用VSM技术，系统有效惯量组成形式则演变为包含同步发电机（少量）、异步电动机、具有虚拟惯量功能的风电/光伏及储能等“源-荷-储”多样化惯量资源，如图1所示。

图1 新能源电力系统惯量组成示意Fig.1 Schematic of inertia composition of new energy power system

为补偿新能源接入电网带来的低惯量特性，除了提出VSM技术以外，可对含有并网换流器接入的负荷进行虚拟惯量控制。当系统遭受扰动时，并网换流器直流侧负荷参与电网频率调节，减小频率的波动。

2 并网换流器直流侧电压控制方法

2.1 同步发电机与并网换流器直流侧电容惯量表现的理论分析

2.2 虚拟惯量控制

加入虚拟惯量的并网换流器控制框图如图2所示。由图2可知，电压外环采用虚拟惯量控制，将电网角频率改变量Δω与直流侧电压改变量ΔUdc耦合起来，使直流侧电容电压能够响应系统的频率变化，为系统提供暂态的能量支撑。并网换流器直流侧电压参考值Udc_ref和电压改变量ΔUdc一起作为电压外环的给定值，与直流侧电压检测值Udc做差，经过PI控制器输出后，再作为电流内环的给定值id_ref和电网电流d轴分量id一起实现电流闭环控制。由于不考虑无功对系统的影响，因此将q轴的电流给定值iq_ref设为0，只进行电流的内环控制。

图2 加入虚拟惯量的并网换流器控制框图Fig.2 Control block diagram of grid-connected converter with virtual inertia

在并网换流器加入虚拟惯量控制后，通过改变控制律中的参数k使系统增加相应的惯量，当系统发生频率波动时，除去同步发电机对频率支持外，该部分也可以对频率进行支持，从而减小频率变化偏差。

3 仿真验证

为了验证第2节理论分析的正确性，利用PSCAD/EMTDC仿真平台搭建三相PWM整流电路仿真模型，其中并网换流器控制部分分别采用无虚拟惯量和有虚拟惯量2种控制方式，其结构如图3和图4所示。仿真模型由发电机、并网换流器及2组负载组成，其中，PG为同步发电机发出的功率；Pv为光伏系统发出的功率；Pdc为并网换流器直流侧并联电容吸收的功率；PL1、PL2为与频率无关的电阻负载所吸收的功率；Cdc为直流侧电容；R为直流侧电阻。仿真系统主电路参数和各个控制器参数如表1和表2所示。

图3 无虚拟惯量控制的并网换流器结构Fig.3 Structure of grid-connected converter without virtual inertia control

图4 有虚拟惯量控制的结构框图Fig.4 Structural block diagram with virtual inertia control

表1 主电路参数Tab.1 Main circuit parameters

表2 PI控制器参数Tab.2 Parameters of PI controller

设置仿真时长为8 s，系统频率为50 Hz；在6 s时投切一组负载电阻RL2模拟系统遭受扰动，频率发生变化。对以下3种情况进行仿真：①系统由1台发电机参与频率调节；②系统由2台发电机参与频率调节；③在1台发电机的基础上，并网换流器部分加入虚拟惯量控制。验证在这3种情况下的频率变化最大偏差。

3.1 负荷突增3种情况的对比

通过搭建无虚拟惯量和有虚拟惯量控制的系统模型，在6 s时分别向3种情况下的系统中投入一组相同的负荷，仿真结果如图5和图6所示。

图5 3种情况下负荷突增的频率波形Fig.5 Frequency waveforms of load surge under three conditions

图6 3种情况下负荷突增的并网换流器直流侧电压波形Fig.6 DC-side voltage waveforms of grid-connected converter with load surge under three conditions

由图5仿真结果可以看出，在6 s投入负荷，3种情况的系统频率均会下降，但3种频率的最大偏差各不相同。系统只由1台同步发电机参与频率调节时，6 s负荷突增，系统频率下降到49.85 Hz，最大变化偏差为0.15 Hz，经0.1 s调整又恢复到50 Hz；当系统由2台同步发电机参与频率调节时，负荷突增导致频率下降到49.927 Hz，此时系统中由2台发电机提供惯量，其最大变化偏差为0.073 Hz；第3种情况是在仅由1台发电机参与频率调节的系统中，并网换流器处加入虚拟惯量控制，由仿真结果可知，系统频率降到49.924 Hz，频率最大变化偏差为0.076 Hz。从数值上可以看出，第2种与第3种情况的频率变化最大偏差基本相等，但对于系统恢复到50 Hz所需要的调节时间来说，后者大约需要2 s才能恢复到50 Hz。因此仿真结果表明，并网换流器可以表现类似同步发电机参与频率调节的作用，利用本文所提出的虚拟惯量控制方法可以减少53.3%的频率偏差。但在提升频率调节效果的同时，调节时间存在一定延长，优于同步发电机。

由图6仿真结果可以看出，并网换流器直流侧电压Udc在6 s负荷突增时也会发生变化。与之相比，未加入虚拟惯量控制的系统，其直流侧电压在6 s投入负荷时没有发生改变，仍然与负荷突增前直流侧参考电压保持一致。而采用虚拟惯量控制的系统，其并网换流器直流侧电压下降，最低点为791 V，最大变化偏差ΔUdc=7V，经0.3 s恢复到稳定值。

3.2 负荷突增不同控制参数下的频率变化偏差

通过改变虚拟惯量控制中的控制参数k，对比在不同k值下的频率变化偏差。分别取k=2，3，4，5，6，仿真结果如图7和图8所示。

图7 不同控制参数下负荷突增的系统频率Fig.7 System frequency of load surge under different control parameters

图8 不同控制参数下负荷突增的并网换流器直流侧电压Fig.8 DC-side voltage of grid-connected converter with load surge under different control parameters

由图7和图8仿真结果可以看出，在6 s负荷突增时，随着虚拟惯量控制中的控制参数k的增大，频率变化偏差减小，系统频率变化减少。k=2时频率下降到49.903 Hz；k=4时频率变化偏差相对减小，频率变化最低点为49.918 Hz；k=6时，频率变化偏差最小，此时系统频率最低点是49.927 Hz，其对应的最大变化偏差为0.073 Hz。控制参数k的增大使虚拟惯量控制的并网换流器参与频率调节的作用加强，其对应的并网换流器直流侧电压下降得更多，为系统提供频率支撑，与理论分析一致。k=6时，Udc最低下降到791 V，经0.3 s恢复到稳定值。但控制参数k存在变化范围，经仿真验证k=6是k的变化临界值，继续增大k系统将会失稳。

3.3 负荷突减3种情况的对比

对系统进行切负荷，同样在6 s时将负荷RL2切除，得到仿真结果如图9和图10所示。

图9 3种情况下负荷突减的频率波形Fig.9 Frequency waveforms of sudden load reduction under three conditions

图10 3种情况下负荷突减的并网换流器直流侧电压波形Fig.10 DC-side voltage waveforms of grid-connected converter with sudden load reduction under three conditions

由图9和图10仿真结果可以看出，6 s时负荷突减和负荷突增表现效果相同。负荷突减，系统频率增加，加入虚拟惯量控制的并网换流器系统频率最高点为50.074 Hz；2台发电机参与频率调节的系统，其频率上升到50.072 Hz，2种情况均比只有1台发电机参与频率调节的效果好，二者频率最高点和频率变化最大偏差基本相同。相应地加入虚拟惯量控制的并网换流器直流侧电压上升，最高点为805.5 V，经调节后再次回到稳定值。

因此系统发生负荷突增或突减，通过虚拟惯量控制的并网换流器根据系统频率变化相应调节其直流侧电压，为系统提供暂态能量，从而参与系统频率调节，减小频率最大变化偏差，与理论分析相符。

3.4 负荷突减不同控制参数下的频率变化偏差

与增负荷相同，改变虚拟惯量控制中的控制参数k，对比不同k值下的频率变化偏差。分别取k=2，3，4，5，6，仿真结果如图11和图12所示。

图11 不同控制参数下负荷突减的系统频率Fig.11 System frequency of sudden load reduction under different control parameters

图12 不同控制参数下负荷突减的并网换流器直流侧电压Fig.12 DC-side voltage of grid-connected converter with sudden load reduction under different control parameters

由图11和图12仿真结果可以看出，系统负荷突减，控制参数k的增大会使系统频率变化偏差减小。k=2时，频率变化最高点为50.097 Hz；k=4时频率最高上升到50.083 Hz；当k=6时，频率上升减小，最大变化偏差为0.07 Hz，与第3.3节图11中的2台同步发电机参与频率调节作用效果基本相同。并网换流器直流侧电压Udc随着控制参数k的增大也会发生改变，k越大，Udc变化最高点越大。当k=6时，最高达到805 V。经过0.3 s，系统频率和并网换流器直流侧电压都再次恢复到稳定值，系统继续正常运行。因此，虚拟惯量控制中控制参数k的不同选取，可以使并网换流器控制参与系统的频率调节作用不同。

4 结论

本文提出了一种控制并网换流器直流侧负荷电压对系统频率进行调节的方法。该控制方法可以有效地增加系统的惯量，减小系统扰动时频率的变化偏差。且此方法简单，可在不增加系统硬件成本的基础上，做到虚拟惯量控制的并网换流器等同于同步发电机的频率调节效果，最后仿真验证了该方法的有效性。得出结论如下：

（1）加入虚拟惯量控制的并网换流器可以减小频率波动；

（2）控制参数k的不同取值会影响系统频率变化偏差，仿真结果表明，基于本文提出的控制律，可使系统频率偏差降低53.3%；

（3）虚拟惯量控制中参数k的合理选取，可使并网换流器产生等效于同步发电机的虚拟惯量，从而参与系统频率调节。