新型电力系统下虚拟同步机的定位和应用前景展望

曹 炜，钦焕乘，陆建忠，何必伦，庄侃沁，励 刚

（1.上海电力大学电气工程学院,上海市 200090；2.国家电网有限公司华东分部,上海市 200120）

0 引言

近年来可再生能源发展迅猛,预计2030 年,中国以风光为主的新型电源装机容量占比将达到56.1%［1］。在“碳达峰·碳中和”（以下简称“双碳”）背景下,风光等新型电源未来必将承担电力供应的主要任务,以逆变器为接口的非同步机电源将占有较多份额［2］,电力系统呈现出“高比例可再生能源、高比例电力电子设备”（以下简称“双高”）形态。然而,电力电子装置大规模接入会导致系统惯量、阻尼降低以及调频、调压、过流能力下降,对电网安全稳定运行造成严峻挑战。这种形势下,具备主动支撑能力的新能源相关控制技术逐渐成为当前研究热点之一。

虚拟同步机（virtual synchronous generator,VSG）技术可模拟同步机组惯量、阻尼、调频、调压等外特性,有望成为未来“源-网-荷”友好交互的有效控制手段之一［3-4］。近年来,关于VSG 技术的相关研究发展迅速,从技术路线上,形成电流源型VSG 和电压源型VSG 两种路线；在基本控制手段上,逐渐发展成为能够模拟同步机励磁、调速器、调频器等功能的VSG。目前,VSG 研究热点主要集中在本体控制算法与参数整定［3］、多机并联［5］、与能源载体的配合［6-7］、小扰动稳定性分析以及大扰动稳定性分析等方面,主要针对VSG 本体或多VSG 之间进行稳态及暂态的分析和控制改进,研究场景主要是分布式电源或微电网,而对于VSG 接入大电网的稳定性影响研究较少,大量VSG 接入电网的响应尚不明确。此外,由于电力电子元器件的限制,VSG 无法模拟同步机强大的过流能力,VSG 在限流状态下相关性能的发挥及其对系统稳定性的影响仍有待研究。

国家电网有限公司和国家标准化管理委员会分别于2019 年7 月和2020 年7 月发布《虚拟同步发电机技术导则》［8］（以下简称“导则”）企业标准和《虚拟同步机—总则》［9］（以下简称“总则”）国家标准。两者关于VSG 的技术定义中,核心内涵都是模拟同步机的惯量、内电势等机电暂态特性；但其外延的细节有所不同,后者是基础性标准,规定了VSG 的基本功能要求。在VSG 体系下,“源-网-荷”的交互涵盖了“源-网”和“网-荷”交互两种方式,相应的交互方式也分别模拟了发电机和电动机两种外特性［10］。而导则仅要求模拟发电机外特性。“总则”和“导则”都强调功能,不涉及实现方式,也未描述其限流的局限性。

部分学者也曾对VSG 相关研究进行综述［3,11］,主要侧重于VSG 本体控制策略、自身并网稳定性分析等方面,而VSG 接入系统的整体稳定性分析、VSG 限流局限性对系统稳定性的影响以及未来电网中VSG 的定位鲜有论述。本文对相关研究现状进行梳理及分析,并结合未来新型电力系统发展,从辅助服务的角度对VSG 的定位进行分析,最后对VSG 发展和后续研究提出相应建议。

1 电网电源分类

综合已有研究,可将电网中的电源分为电网跟随型（grid following,GFL）电源和电网构造型（grid forming,GFM）电源两大类［12-14］。文献［14］根据有无惯量特性对两类电源进一步细化,如图1 所示。

图1 电源分类Fig.1 Classification of power sources

对于GFL 电源,其采用锁相环追踪系统频率和电压相角来保持与网内电源同步,不具有组网能力。GFL 电源可进一步分为无惯量GFL 电源控制,如传统的PQ 控制、电流源型下垂控制,以及有惯量GFL 电 源 控 制,如 电 流 源 型VSG 控 制［15］。然 而,GFL 电源依赖于电网提供稳定的频率和电压参考才能正常工作［16］,并且自身控制回路的稳定性要弱于GFM 电源［17］。在此背景下,GFM 电源成为学术热点。

同步发电机是传统的GFM 电源,图1 中其他GFM 电源通过自同步方式保持与网内电源同步,可不借助锁相环,具有组网能力。GFM 电源可进一步分为无惯量GFM 电源和有惯量GFM 电源。其中,无惯量GFM 电源控制包括传统的VF 控制、电压源型下垂控制、功率同步控制（power synchronization control,PSC）［18］以及新兴的虚拟振荡控制（virtual oscillation control,VOC）［19］和 可 控 虚 拟 振 荡 控 制（dispatchable virtual oscillation control,dVOC）［20］。有惯量GFM 控制包括带低通滤波（low-pass filter,LPF）的下垂控制［21］、电压源型VSG 控制［22］、基于电压 源 型 VSG 考 虑 励 磁 特 性 的 同 步 器（synchronverter） 控 制［23］、同 步 功 率 控 制（synchronous power controller,SPC）［24］以及利用直流侧电容电压模拟摇摆方程的匹配控制（matching control）［25］等。

部分典型新型电源控制回路如图2 所示。图中:P0、Q0、V0、ω0分别为标称有功功率、无功功率、电压以及角频率；P、Q、V、ω分别为电网有功功率、无功功率、电压以及角频率；Pr、Qr、Vr、θ分别为输出参考有功功率、无功功率、电压以及角度；Kp、Kq分别为有功、无功下垂系数；Ki为积分增益；J、Dp分别为惯量和阻尼系数；ωp、ωq分别为LPF 的有功、无功截断角频率；s为复频域变量；t为时间。当前系统同步机电源仍占主导地位,电网大多数新能源电源逆变器仍采用GFL 电源控制,GFM 电源控制还处于研究、样机或实验性应用阶段。在众多的GFM 电源中,VSG 作为一种典型的GFM 电源得到学术界广泛关注。

图2 部分典型电源控制回路Fig.2 Some typical power control circuits

2 VSG 原理及作用

2.1 电流源型VSG 原理及特征

电流源型VSG 控制框图如图2（b）所示。其以有功功率和无功功率为控制目标,在传统的矢量控制基础上,附加相关控制环节,使其具有主动调频和调压的功能,输出特性更接近电流源。电流源型VSG 和传统同步机的惯性响应机理有所不同,如附录A 图A1 所示,当系统发生扰动时,电流源型VSG要先感知系统频率变化,才能由控制环节改变其输出有功功率来间接影响频率,响应存在延迟。电流源型VSG 频率响应曲线如附录A 图A2 所示［26］。当系统受扰后,虽然电流源型VSG 改善了系统的频率特性曲线,频率极小点抬高,但是系统的初始频率变化率（rate of change of frequency,RoCoF）并未改变,这方面和同步发电机有较大差异。同步发电机的惯性响应是无延迟响应,其转动惯量越大,初始RoCoF 越小,到达频率极小点的时间越慢。从这一点来看,电流源型VSG 的惯性响应不能视作同步惯性,而是快速频率响应。

2.2 电压源型VSG 原理及特征

电压源型VSG 控制框图如图2（f）所示,其以电压和频率为控制目标,有功回路模拟发电机转子运动方程,无功回路采用综合控制,控制特性与传统逆变器差异较大。电压源型VSG 的惯性响应机制如附录A 图A3 所示,系统受扰后,电压源型VSG 机端电磁功率变化,产生不平衡转矩,进而导致频率改变［27］,频率不设死区。电压源型VSG 采用的控制策略使其等效内电势的幅值和相角不能发生突变,电磁功率是由电网络确定的自由量,其惯性响应是产生不平衡转矩时的无延迟响应,从机电暂态角度看,电磁功率能够瞬间释放。因此,电压源型VSG 所提供的虚拟惯性响应和同步发电机提供的惯性响应高度相似,可视作虚拟同步惯性。电压源型VSG 频率响应曲线如附录A 图A4 所示［28］。当VSG 的转动惯量增大时,其频率最低点抬高,初始RoCoF 变小。

2.3 VSG 的低电压穿越及限流

由于电力电子逆变器过流能力弱,早期的逆变器当电网故障时,其电流上升到一定程度就切出。但切出逆变器接入电网的新能源电源,会恶化电网的功率不平衡,不利于电网安全稳定运行,所以要求新能源电源具有一定的低电压穿越（简称低穿）能力。要想在保证逆变器本身安全的前提下实现低电压穿越,就必须实现限流,VSG 亦是如此。

2.3.1 电流源型VSG 低电压穿越技术

由于电流源型VSG 仍以传统新能源的矢量控制为基础,基本可沿用传统低电压穿越模式实现快速限流。根据国标GB/T 19964—2012［29］及相关研究［30］,电流源型VSG 可按照传统低电压穿越策略进行限流,具体来说可根据故障发生后并网点电压的变化灵活输出d轴、q轴电流参考值,从而使逆变器工作在额定限值附近且向电网提供一定无功支撑。

2.3.2 电压源型VSG 低电压穿越技术

电压源型VSG 以电压和频率为控制目标,其等效内电势一般设置为按照机电时间常数变化 （秒级）,而电网故障的暂态过程较为短暂（毫秒级）,这就导致VSG 等效内电势和故障点电压之间矢量差增大,从而产生较大的故障电流。

目前,电压源型VSG 的限流策略可以分为两类。一类是快速限流法,即在故障时切换成传统低穿方式实现快速限流,与电流源型VSG 低穿方式本质上相同。快速限流法技术较为成熟,在电网电压跌幅较深的情况下仍能有效抑制冲击电流［31］,但故障期间电压源型VSG 转子运动方程等控制回路失效,失去对电网的主动支撑作用。另一类是新型限流法,此类限流方法在低穿期间保留电压源型VSG原有控制环节,并在此基础上附加控制回路或算法实现限流,如虚拟阻抗法、相量限流法等。采用新型限流法的VSG 在电压跌幅较深的情况下,无法有效抑制冲击电流［31］,限流效果不如电流源型VSG 的快速限流法,但在暂态过程中转子运动方程等控制回路不失效,仍保留对电网的主动支撑效果。例如,文献［30］提出一种基于模式平滑切换的VSG 限流策略,在故障时将VSG 切换为传统低电压穿越模式实现快速限流,但此时VSG 无法对电网提供稳定的电压和频率支撑；文献［31］针对孤岛微电网系统提出一种差异化故障穿越方法,通过快速限流法和虚拟阻抗法相结合,维持系统稳定运行的同时实现限流；文献［32-34］通过将虚拟阻抗法和相量限流法相结合来分别抑制VSG 短路电流中的暂态分量和稳态分量。

2.4 VSG 与同步发电机特性对比

尽管VSG 借鉴了同步发电机的机电暂态模型和控制方法,但其本质上仍以电力电子逆变器为接口,相关特性与传统同步机有着不同程度的差异。表1 对VSG 和同步发电机相关特性进行综合对比。

表1 VSG 和同步发电机特性对比Table 1 Characteristic comparison between VSG and synchronous generator

1）惯性类型

同步发电机和电压源型VSG 都通过惯性环节形成构网能力,两者惯性响应高度相似,可视为系统的同步惯性（当电压源型VSG 未启动限流模式时）,但同步发电机的惯性是物理系统本身的属性,而电压源型VSG 的惯性靠控制实现,因此不如同步发电机惯性响应可靠,且过流能力制约了其在短路等严重故障下惯量支撑功能的发挥。而电流源型VSG并没有改变频率的初始变化率,国际上一般视作快速频率响应。

2）调频特性

虽然两种VSG 在惯性控制结构上有较大差异,但是它们都模仿了同步发电机的一次调频功能。对于电压源型VSG,因为其输出的电磁功率不是目标受控量,在机电暂态中由等值电网络决定。和真实同步机一样,其一次调频靠改变直流侧（原动机）的输入功率指令来实现。而对于电流源型VSG,其输出电流和电磁功率是直接目标受控量,可通过在电磁功率指令上直接叠加一次调频功率指令来实现一次调频。即电压源型VSG、电流源型VSG、同步机的一次调频控制逻辑是相同的。

3）过流能力

同步发电机可以在故障时承受较大的短路电流,其值可达额定电流数倍。而VSG 过流能力较差,需要通过限流手段将短路电流限制在逆变器安全运行的范围内［35］（约为1.2～1.5 倍额定电流）。若电压源型VSG 启动限流,即使采用新型限流法,从机电暂态的角度,其内电势大小和相位也会突变（若电压源型VSG 没有过流能力限制,短路时VSG 内电势的幅值和相位也将保持不变）。

4）能量来源

VSG 本质上以电力电子逆变器为接口,实际系统中并不存在同步发电机所具有的原动机、调速器和励磁控制系统等单元,所以实现VSG 不但要有相应的控制逻辑,还需要配置适当容量和功率密度的储能单元［36］或降功率运行［3］。但是对于双馈风机,可以不降功率,也不配置储能,通过转速控制释放储存在风机叶片中的动能［37］,实现电流源型VSG。然而,此方法可能会引起频率二次跌落［38］,需要改进控制策略以增强频率支撑能力［39］。此外,风机VSG由于机械系统的制约,其控制响应效果不如光伏或储能VSG。

5）控制参数选取

受自身物理结构限制,同步发电机惯量、阻尼等参数一般为固定值,而VSG 控制参数选取较为灵活［40］。相关研究表明,首先,VSG 在合适的参数配置下,其电压和频率的支撑效果优于相同工况下的同步机［41］；其次,VSG 控制参数可获得传统同步发电机无法达到的取值范围（与配置的储能容量或降功率运行时的裕度有关）；最后,VSG 可附加控制算法使惯量、阻尼等参数随系统状态改变而改变［42］,实现参数自适应控制。

6）谐波特性

同步发电机输出电压所含谐波与定转子、绕组的设计和工艺有关,主要谐波为低次谐波,控制频带窄；而VSG 输出谐波与开关管开断频率、滤波器设计、控制回路等有关,高、中、低次谐波均存在,控制频带宽［43］。

3 VSG 对系统稳定运行的影响及局限性探讨

3.1 VSG 对系统稳定运行的影响

VSG 模拟同步机机电暂态特性的同时也继承了其存在的稳定性问题。此外,VSG 本质上要依托电力电子元器件发挥作用,具有电力电子特性,在自身并网稳定性方面和传统同步机相比存在一定差异,分析更为复杂。同时,在广义同步稳定性的分析框架内也包括了VSG 接入对系统稳定性的影响。基于已有研究,本节梳理了VSG 对频率稳定性、小扰动稳定性及大扰动稳定性的影响。

3.1.1 频率稳定性

本节主要介绍VSG 接入对大电网频率稳定性的影响以及VSG 接入微电网或配电网后相关控制策略或算法的改进。

相关研究表明,VSG 接入对大电网频率稳定性的影响取决于网内电源结构。爱尔兰电网曾基于非同步机渗透率评估电网惯性水平［44］。研究发现,当系统处于惯性不敏感区时,非同步机电源占比较少,增加惯量对电网频率特性改善效果一般,美国西部互联电网和东北电网频率特性的相关研究也同属于这种情况［45-46］。文献［47］以中国某大型受端系统为基础,将网内所有风机替换为电流源型VSG,并设置功率缺额扰动。研究结果表明,对于该惯量充足的大系统,增加惯量反而恶化了系统受扰后的频率曲线,且相比于虚拟惯量功能,VSG 一次调频功能对系统的持续调节更为重要；当系统处于惯性敏感区时,非同步机电源占比较大,VSG 可明显改善系统频率稳定性。文献［48］以爱尔兰系统为基础,在新能源渗透率为50%左右时,将网内所有同步机替换为电压源型VSG,研究发现在严重功率缺额扰动下,新系统的频率响应特性甚至优于原系统,在不考虑限流的情况下可实现100%新能源渗透率,而利用传统GFL 电源替换同步机时,当新能源渗透率达到80%时,系统已无法正常运行。在未来“双高”特性的系统中,仅从增强大电网频率稳定性的角度来看,无论是电压源型VSG 的虚拟同步惯性还是电流源型VSG 的快速频率响应都将有广阔的发展空间以及进一步研究的必要［49-51］。

此外,对VSG 接入配电网或微电网的频率稳定性也有一定研究,以电压源型VSG 为主,焦点主要集中在自身控制策略及控制算法的改进,以提升频率稳定性。文献［52］指出VSG 虚拟惯量较大时抑制扰动能力较强,但响应速度差,而虚拟惯量较小时响应速度较快,并据此提出一种VSG 惯量自适应控制策略,该策略可根据频率偏移自动调节虚拟惯量大小,可同时满足配电网输出波动小以及响应速度快的特性,从而有效提升频率动态调节性能。文献［53］通过建立一种微电网频率稳定优化模型,将VSG 惯量、阻尼参数作为约束条件进行参数优化设计,以最大频率变化率和频率最低点作为衡量频率稳定的指标。结果表明,在一定的约束范围内,增大VSG 虚拟惯量和阻尼参数有利于改善微电网频率稳定性。文献［54］设计了一种频率无差调节控制策略,其可以根据角频率变化率自由切换一次调频、二次调频模式,在满足微电网功率无差调节前提下实现了VSG 功率的合理分配。

值得注意的是,VSG 在高压直流输电系统中的应用也有一定研究。部分学者在该领域提出的相关控制策略,如新型惯量支撑及快速调频控制策略［55］、变惯量控制策略［56］、具有惯量支撑能力的灵活协调阻尼控制策略［57］等,在灵活降低系统RoCoF、抑制系统频率偏差和振荡等方面效果良好。

综上所述,目前在配电网及微电网领域,VSG研究主要集中在自身主要控制参数（惯量、阻尼）或控制策略（一、二次调频等）的优化,目标旨在提升频率稳定性；而在大电网领域,已有研究主要集中在VSG 接入大电网时其虚拟惯量对频率特性的影响。已有研究表明,对于惯量充足的大电网,增加虚拟惯量对频率特性改善效果不明显,甚至会恶化系统频率特性［47］；相反,当系统中非同步机电源占比达到某种程度时（即达到爱尔兰电网所述的惯性敏感区时）,增加惯性可明显改善系统的频率特性［48］。建议各区域电网展开不同非同步机电源渗透率下惯性敏感区的研究,以便对VSG 等控制方式的投入时机进行指导,从而使其频率调节性能得以充分利用。

3.1.2 小扰动稳定性

本节主要分析VSG 自身小扰动稳定性研究及VSG 接入对系统的小扰动稳定性的影响。

目前大多研究VSG 单机无穷大（或单机带负载）及多VSG 接入微电网的小干扰稳定性,研究方法主要采用传递函数法以及状态空间法。电压源型VSG 的控制特性决定了其存在与同步机类似的小扰动稳定问题,所不同的是其众多参数灵活可调的特性增加了小扰动稳定性分析的维度和难度。相关研究表明,电压源型VSG 的虚拟惯量及阻尼参数［35,58-59］、有 功 及 无 功 下 垂 系 数［59-60］、虚 拟 阻 抗 参数［61］、电压外环控制参数［62-63］的选取均会影响VSG小扰动稳定性。此外,电网中线路阻抗参数、负荷阻抗参数［64］也会对VSG 小扰动稳定性产生影响。电流源型VSG 虽然仅从外特性上模拟同步机,但是其在矢量控制基础上的附加控制环节仍然会影响自身小扰动稳定性,且与电压源型VSG 相比,分析小信号稳定性时还要对锁相环进行建模分析,增加了建模的复杂性。相关研究表明,电流源型VSG 的虚拟惯量、锁相环比例-积分（PI）环节系数、滤波器截止频率等参数［35,65］均会影响VSG 小扰动稳定性。

由此可见,电网参数和VSG 本体控制算法相关参数都会对小干扰稳定性产生不同程度的影响,需综合考虑相关参数的优化整定配合,以进一步增强VSG 并网适应性。此外,电流源型VSG 小扰动稳定性目前研究较少。然而在向“双高”系统的迈进过程中,电流源型VSG 由于其仅需在传统矢量控制基础上增加控制环节的便捷性和较好的频率调节特性,未来可能会在某一时间段有一定的发展空间,建议加强这方面的研究。

在广义同步稳定性研究框架内［66］,VSG 接入系统后对网内同步机之间稳定性的影响也同样值得关注。然而,相关研究多针对传统GFL 电源进行此方面的分析［67-70］,针对VSG 的研究较少。在VSG 对系统的小扰动稳定性影响方面,已有研究表明［71-73］,电压源型VSG 等GFM 电源应用于弱电网时并网适应性较强,可有效提升弱电网的电网强度,增强小扰动稳定性。此外,文献［74］在假定GFM 或GFL 电源出力恒定且与电网电源保持同步的条件下,研究其接入送端系统对同步机小扰动稳定性的影响。该文献通过对简单系统进行数学建模,采用整步功率作为衡量同步机小扰动稳定的标志。结果表明,非同步机电源接入对同步机小扰动稳定有一定改善作用,但是这种改善会随非同步电源渗透率的增加而变化。该文献在假定非同步机电源始终不失步的情况下进行分析,所以其研究成果与非同步机电源控制方式无关。未来,建议结合VSG 控制特性开展针对同步机之间小扰动稳定性的理论分析及电磁暂态仿真研究。

3.1.3 暂态稳定性

本节主要分析VSG 自身暂态稳定性影响研究以及VSG 接入对系统的整体暂态稳定性影响。

目前主要聚焦于对VSG 自身暂态稳定性的研究,研究场景多为单机无穷大系统。由于电压源型VSG 的控制特性决定了其继承了传统同步机的功角稳定问题,该方面的研究热点也自然聚焦于电压源型VSG。

首先,与小扰动稳定类似,VSG 本体灵活可控的参数和电网参数都会对VSG 自身暂态稳定性产生影响。相关研究表明,电压源型VSG 的虚拟惯量及 阻 尼 参 数［75-77］、无 功 下 垂 系 数［78］、线 路 阻 抗 参数［77-78］等都会影响VSG 自身暂态稳定裕度；其次,采用适当的暂态控制策略也可提高VSG 自身的暂态稳定性。由图2（f）可知,VSG 有功回路主要模拟同步机转子运动方程。由此可得,VSG 发生暂态功角失稳的内在因素是其存在类似同步机暂态过程中参考有功功率和输出电磁功率之间不平衡的问题,可基于等面积定则进行分析。

对于传统同步机调速系统,原动机出力变化较慢,一般暂态过程中机械功率设为固定值［79］,而VSG 可根据故障情况快速自适应调节有功功率指令值,进而降低故障期间VSG 机端不平衡转矩,减少加速面积,增强VSG 自身暂态功角稳定性。基于上述思想,现有研究一般将有功功率指令值在故障期间设置为与电网电压及VSG 端电压相关的灵活调节值［32-34,80］,从而增强VSG 自身暂稳性能。由于相关研究基本基于VSG 单机无穷大系统,相应控制策略接入复杂电网的适应性问题和改进措施有待进一步完善。

广义同步稳定性的框架也囊括了VSG 等非同步机电源和同步机组成的交流系统整体暂态稳定性分析。文献［74］在假定VSG 等新型电源能保持自身暂态稳定的前提下进行理论分析,探讨其接入单机无穷大送端系统时,不同渗透率对同步机暂态功角稳定性的影响,并采用极限切除时间作为同步机暂态稳定性能的标志。研究表明,随着VSG 渗透率增加,极限切除时间增大,说明VSG 接入送端改善了同步机大扰动功角稳定性。文献［81］对含电压源型VSG 的四机两区域系统进行电磁暂态仿真研究。研究结果表明,当电压源型VSG 替换送端同步机时,系统极限切除时间增加,说明新系统暂态稳定性能要好于原纯同步机系统。此外,电压源型VSG 分区域替换送、受端同步机时也可以增强相应区域的暂态稳定性能。总之,相关理论及仿真研究均表明VSG 接入送端时有利于系统的暂态稳定性,且相关仿真研究表明VSG 接入受端时也有利于系统暂态稳定性,但目前还未发现相应理论推导。

3.2 VSG 限流局限性探讨

如前所述,VSG 通过逆变器控制及配置必要的储能（或预留发电能力裕度）模拟同步发电机组的机电暂态特性,可使VSG 具有与同步机相似的外特性。但无论何种形式的VSG（或其他逆变器接入的GFM 电源）,由于其主电路部分是逆变器,受电力电子元器件本身的限制,任何构网型控制策略都不能模拟同步机强大的过流能力,即任何构网型逆变器都要受过流能力较小的限制,在特定情境下影响其构网能力（惯性是构网能力的表现方式之一）、阻尼、调频、调压等外特性的实现。

而过流能力可使同步机在整个暂态过程保持为幅值和相角不突变的电压源,使其在整个暂态过程始终具有构网能力；其次,可使同步机在暂态过程中提供电压支撑,保证较多的电压敏感的发电或用电设备在暂态过程中不脱网；最后,可使同步机能够提供传统继电保护设备正常发挥作用所需的足够大的电流。

VSG 的电力电子特性给电网的运行带来了比传统同步机更多的问题（如谐波、宽频振荡等［43,82］）。其中,过流能力事关替代同步发电机支撑电网运行的根本,故本节聚焦于可能是最难突破的过流能力问题。本节讨论的VSG 也被定义为除限流能力外其机电暂态特性（包括惯性、阻尼、调频、调压特性等）和传统同步机完全相同的电压源型VSG,然后在此假设下探讨其对电力系统安全稳定运行的影响。

3.2.1 限流与电网短路容量

短路容量是表征系统稳定性的重要指标之一,反映电力系统中某一供电点的电气性能。短路容量越大,该点的戴维南等效阻抗越小,与系统电源联系越紧密,从而有较强的带负荷能力和电压稳定能力。

当电力系统在原有电源结构上新增包括VSG在内的逆变器并网的新能源电源时,即使故障时启动限流,系统短路容量也会增大,加剧短路电流超标等问题,但和新增同步机相比,这种影响要小得多,如果距离短路电流超标点比较远,这种影响可以忽略；当用包括VSG 在内的逆变器并网的新能源电源等容量替换传统同步机组时,故障点一定范围内的VSG 将启动限流,使系统短路容量减小。因此,随着新型电力系统的建设,短路电流超标问题远期可能得到缓解,但更远期可能面临短路电流不足带来的一系列问题,如继电保护误动或拒动、电压稳定性下降、连接电网的设备稳定裕度下降等。

3.2.2 限流与电网强度

传统电网强度定义为同步发电机接入处的系统短路容量和设备的额定容量之比,即短路比,其值越大,设备投切对电网影响越小,接入点的电压波动也越小。

随着电力电子设备的大规模接入,衍生出的相关短路比概念也被用于分析电力电子设备（风光、直流等）馈入传统交流系统的稳定性,如直流多馈入短路比［83］、电力电子多馈入广义短路比［84］等,其值越大,馈入系统越稳定。相关定义与研究分析是从电力系统小干扰稳定的角度,判断电力电子多馈入下的系统相对强度,应用于单馈入系统时,与传统的短路比定义一致。由于短路比服务于小扰动分析,VSG 限流并不会对相关研究的电网强度定义与研究成果产生影响,且电压源型VSG 等GFM 电源应用于弱电网时还可增强电网强度。

3.2.3 限流与故障时的电压支撑及故障后电压恢复

VSG 限流引起的最严重的影响莫过于故障时较差的电压支撑能力,这也是与同步发电机最显著的区别。文献［85］在电网相同位置分别接入储能VSG 和同步机,设置电网接入点发生非金属性短路故障。结果表明,受过流能力的限制,故障期间VSG 等效内电势无法达到常规同步机的水平,电压支撑能力较差。

文献［81］研究表明,虽然VSG 限流恶化了故障时系统的电压稳定性,但是在非同步机电源主导的电力系统中,电网故障切除后VSG 端电压恢复速度极快（完全由其控制系统决定）,而传统同步机由于其励磁绕组时间常数为数秒,其定子端电压恢复存在一定延迟。从这个角度看,故障后VSG 端电压快速响应能力又有利于电网动态电压稳定性。

至于故障中限流产生的电压稳定负面作用和故障后电压快速响应的正面作用到底对系统动态产生怎样的影响,需进一步开展研究。

3.2.4 限流与频率支撑

VSG 能否在功率缺额扰动下提供稳定的频率支撑取决于系统中VSG 的规模与分布。在小电网中,例如网内仅有两台等容量的VSG 向负荷供电,当其中一台VSG 因故障切出时,若不快速连锁切除一定量的负荷,另一台VSG 会因限流难以保证系统稳定运行。而在具有一定规模的多VSG 电力系统中,例如由100 台等容量VSG 供电的电力系统,假设VSG 都处于额定满发状态,其暂态过流能力为1.2 倍,若因某种原因致使部分VSG 退出运行时,那么余下的VSG 在暂态过程中也会发生过流。当17 台机组切出时,剩余机组过流倍数为100/（100-17）=1.204,即至少17 台VSG 同时切出,未切出的机组才会因为限流失去构网能力,所以一定的电网规模有利于功率缺额扰动下的电网频率支撑。

3.2.5 限流与构网能力互济

由于过流能力的限制,VSG 一旦启动限流则在整个暂态过程中无法保持为幅值和相角不突变的电压源,其在暂态过程中（至少是短时,大致10 ms 以内）可能失去构网能力。

假设电网中全部电源均是VSG 控制方式的逆变器电源（电压源型）,当系统某一点发生短路故障时,离短路点电气距离较近的VSG 启动限流,可能失去构网能力；离短路点电气距离较远的VSG 可能不会启动限流,仍能保持构网能力,为失去构网能力的VSG 和传统逆变器提供频率和电压参考。但这种互济假设是否可行,以及能否保证故障中和故障后的电力系统暂态稳定性,还有待更详细的研究。

3.3 无惯性构网机制研究

典型的电压源型VSG 通过模拟同步机的转子运动方程,或者说通过模拟同步机的惯性来实现其构网能力,具体表现为在一次调频死区内其频率是根据输入、输出间不平衡功率由转子运动方程决定的。实际上由图1 和图2 可知,部分无惯性同步控制机制同样具有构网能力,即惯性并不等于构网能力。

根据阶数不同划分,无惯量GFM 电源本质上是一阶系统,有惯量GFM 电源本质上是二阶系统。在频率稳定性方面,由于电压源型VSG 本身模拟同步机惯量、阻尼的二阶特性,在参数整定合适的情况下,理论上可延缓频率跌落速度,增加系统受扰后的频率变化率,相较于无惯量GFM 控制,在新能源比例较高时对系统频率稳定性更为有利。

在小扰动稳定方面,以文献［86］为例,其分别建立了电压源型下垂控制（无惯量GFM 电源代表之一）和电压源型VSG 控制的小信号模型。研究表明,当有功指令阶跃变化时,对于下垂控制,逆变器输出有功功率可快速跟踪指令变化而不会发生振荡和超调；而对于VSG 控制,当有功指令阶跃变化时,输出有功功率会产生明显的振荡和超调［86］（惯量越大或阻尼越小,振荡和超调越大）。由此可见,无惯量GFM 电源更有利于系统小扰动稳定性,并网适应性较好。

在暂态稳定性方面,文献［13］对典型一阶无惯量GFM 电源、二阶有惯量GFM 电源（如图2（c）—（f）所示）在不触发过流情况下的暂态稳定性进行对比研究,结果表明,由于无惯量GFM 电源的一阶性质,只要其故障后存在平衡点,就可以保持稳定运行,而对于二阶有惯量GFM 电源,即使故障后存在平衡点,在参数整定不当的情况下（如较大的惯量和较小的阻尼）,也可能发生暂态失稳。从暂态稳定的角度看,无惯量GFM 电源比有惯量GFM 电源更具竞争力［13］。

由此可见,相较于无惯量GFM 电源,电压源型VSG 通过增加系统阶数来改善频率稳定性的同时,更易产生小扰动及暂态失稳问题,反而无惯量GFM电源并网适应性较好。

部分国外学者曾基于电压源型下垂控制（有些学者也称其为“ 零惯量虚拟同步机（virtual synchronous machine with zero inertia,VSM0H）”［87-89］对无惯量系统展开可行性研究。文献［88］建立简单等值电力系统,研究同步机、电流源型VSG 及普通逆变器、VSM0H 的电源组合对等值负载供电时系统的非同步机渗透率极限。该文设置总负荷5%的功率阶跃扰动,并设定当系统在某一非同步机渗透率时,若受扰1.5 s 后频率变化率大于0.5 Hz/s 或者扰动开始前频率已失稳,便认为该系统已达到非同步机渗透率极限。当系统中仅存在同步机、电流源型VSG 时,仿真结果如表2 所示。从表中可以看出,非同步机渗透率极限反而随着虚拟惯量的降低而增大,在虚拟惯量为零时达到最大值。然而,该文献并未给出相应理论解释或分析,仅在结论中表明附加惯性响应的逆变器似乎无助于增加非同步机渗透率极限。原文或相关文献虽暂未给出相应解释,但是这一现象有助于初步认识在新型电力系统下,惯性可能并非是制约高比例电力电子化电力系统发展的关键要素,而其他因素,如变流器的构网能力也应加以考虑。研究表明,当系统中存在同步机、VSM0H、传统逆变器时,在VSM0H 电源占比为10%的情况下,非同步机渗透率极限可达100%。

表2 不同惯性时间常数下的非同步发电机渗透率Table 2 Penetration rate of non-synchronous generators with different inertia time constants

美国电力系统工程研究中心曾基于VSM0H 电源对其西部互联电网进行无惯量系统的运行仿真,研究在一条主要联络线突然闭合情况下的系统稳定性［89］。研究表明,VSM0H 端口限流值设定较大时,故障点附近的VSM0H 均未脱网,系统仍能稳定运行,即使端口限流值设定较小引起故障点附近VSM0H 脱网,其他机组也会迅速弥补功率缺额,维持系统稳定运行。

以上研究表明,制约“双高”电力系统发展的可能并不是惯性,而是变流器的构网能力。但是相应研究场景并没有校验短路等严重故障,也并未在短路故障时考虑限流情况下系统是否具有稳定运行的能力。此外,从实际生产运行的角度,现有的许多并网设备,如某些继电保护和交流电机负载只能在RoCoF 较慢的工况下正常工作,取消惯性是否会导致此类设备无法正常运行也有待考虑。

新型电网的发展演变不是一蹴而就的,而是在逐渐增长的新能源占比下不断更新和完善相关并网技术,在演变过程中,是重点关注增强构网能力而忽略惯量影响,还是通过技术手段维持原有的惯量水平,需要进行专业的可靠性、安全性、经济性等方面的评估。至少从中短期电网发展来看,惯量在维持电网安全稳定运行方面仍有较大的作用,保留惯量也十分必要。

4 VSG 国内外应用情况

目前,中国已在多个场景下实现VSG 的应用。在主网领域,张北风光储基地于2016 年对现有系统进行改造,建设用于大电网的VSG 工程,调节能力达到547.5 MW,有效提升了新能源消纳能力［37］；VSG 在中国的配电网及微电网领域里也有一定的示范工程或实际工程应用,如天津中新营业厅光储荷微网项目、诸暨市兆山电器屋顶光伏项目等示范工程应用以及重庆巫溪光伏项目等实际工程应用［90］。值得注意的是,巫溪光伏项目利用VSG 专门解决该偏远地区电压不稳及越限问题,而不强调实现VSG 全部定义功能。

国外VSG 主要应用在主网领域,目前在英国和澳大利亚有小范围的现场试验或工程应用。100 MW 级储能VSG 于2017 年在南澳大利亚主网应用,并于2020 年扩容至150 MW［91-92］,系统受扰后,VSG 调频功能在时间跨度上囊括了惯量响应和一、二次调频［92］。南澳约克半岛于2018 年安装了30 MW 储能VSG,在并网模式下可提供惯性支持,维持系统稳定运行,并在发生故障时可支持该半岛孤网运行［93-94］。

此外,苏格兰69 MW 级Dersalloch 风场于2019年加装了VSG 控制方式,并进行为期6 个星期的并网试验。研究发现,VSG 可以根据所配置的惯性水平做出适当的功率响应,但其响应效果可能在风速极低的情况下达不到相应设定水平,这时需搭配储能以保证良好的响应效果［95］。

附录B 表B1 对上述VSG 应用情况进行梳理和总结。从相关VSG 应用中不难发现,相较于具体应用场景下的电网规模,目前国内外各种VSG 项目的工程应用规模并不大,且即使是新能源接入比例较高的国家,也没有利用VSG 大规模参与电网调节。此外,在实际工程应用中,并没有要求实现VSG 定义的全部功能,而是根据电网需求具体利用VSG 某些功能,例如巫溪扶贫项目,专门为电压调整能力较弱的地区设计,解决电压波动问题。从这个角度看,VSG 在未来新型电网中宜根据具体应用场景需求提供所需辅助服务。

5 “双碳”目标下VSG 的定位

5.1 VSG 与辅助服务

尽管“总则”和“导则”分别定义了VSG,并对功能及其调节性能、响应速度等做了要求,但在VSG的具体应用中并不严格要求实现所有这些功能和指标。例如,附录B 表B1 所示的巫溪项目重点在于电压调整,也不配储能,并不要求提供惯性和一次调频功能；文献［47］研究表明,现阶段中国的大电网还不需要VSG 提供同步惯性和快速频率响应等。从辅助服务的角度来看,在具体的应用场景中,并无必要要求VSG 提供国标定义中所有的辅助服务（相当于同步机能够提供的辅助服务）并达到相应的指标。

此外,国外成功接纳高比例新能源的同步电网（如英国［96］、爱尔兰［97-98］、德国［99］等）配置了一些新的辅助服务,如同步惯性、快速频率响应、短路电流等,以保证高比例新能源接入电网的安全稳定运行。国外部分机构,如欧盟风电协会、特斯拉等,也对新能源辅助服务技术进行了一系列研究。同时,中国新能源参与电网调频辅助服务已具备了技术条件［91,100-105］,详见附录C。国外相关无惯性系统的初步研究表明,构网能力可由惯性之外的机制实现,即构网能力并不等同于惯性。实际上,通过设计合适的控制回路以及与相应能源载体的配合,逆变器可以衍生出更多的功能,这些功能都可提供辅助服务。

本章从辅助服务角度审视VSG,对VSG 可提供的辅助服务进行归纳分析,并与同步发电机、同步调相机、无惯量GFM 电源等可提供的辅助服务进行对比。图3 梳理了传统电网所需的辅助服务,并对新型电力系统需新增的辅助服务进行了构想。

图3 新型辅助服务构想Fig.3 Concept of new ancillary services

在同步机主导的传统电力系统中,同步惯性、构网能力、强过流能力等是同步机的“天然”属性,并不是稀缺资源,未作为辅助服务；而在以新能源为主的新型电力系统中,同步机原有的“天然”属性是稀缺资源,所以同步惯性、虚拟同步惯性、快速频率响应、短路容量、构网能力等有必要定义为辅助服务,由传统机组和新型电源共同提供。

此外,在传统电网中,部分辅助服务,如一次调频、部分调压及调峰服务等列为基本辅助服务,新型电网中建议将更多的辅助服务视为有偿辅助服务,还可将调峰服务归入电力市场,并且所有机组提供的辅助服务按相同标准定价,这样可以使维持系统运行所必需的传统电厂通过辅助服务盈利。

5.2 辅助服务对比

新型电网下可利用同步发电机、同步调相机、VSG、无惯量GFM 电源及其他传统GFL 电源共同为系统提供辅助服务,本节对不同电源提供部分辅助服务的相关特性进行梳理。

5.2.1 同步(虚拟同步)惯性服务

同步惯性响应是传统同步机组（同步发电机、同步调相机）物理结构所决定的固有特性。除爱尔兰电网［97-98］外,世界范围内任何电网都没有对同步机的同步惯性进行售卖,其像赠品一样对电网提供服务。新型电力系统中,惯性是系统稀缺资源,而传统同步机组的物理同步惯性可靠性较高,影响系统初始频率变化率,可提供同步惯性辅助服务。

电压源型VSG 惯性响应机理与传统同步机相同,其所提供的惯性是虚拟同步惯性,受扰后对系统的影响和传统同步机类似,但是受过流能力的限制,VSG 在严重扰动或故障下其惯性响应效果不如传统同步机。而电流源型VSG 内电势不是独立电压源,响应存在固有延时（约0.1 s［49］）,无法提供虚拟同步惯性服务,其惯性响应通常视为快速频率响应,并且可设置频率死区。

无惯量GFM 电源由于其一阶构网性质无法提供同步惯性辅助服务。其他传统GFL 电源如PQ 控制、电流源型下垂控制,其一阶跟网型结构也决定其无法提供同步惯性辅助服务。

5.2.2 快速频率响应及一次调频服务

随着高比例新能源投入,频率特性曲线恶化,传统同步发电机组的调频响应速度可能无法及时满足系统频率稳定要求。为了改善新型电力系统频率特性,系统对新型电源调频性能提出新要求,即快速频率响应［50,106］,可由具体控制回路结合储能等能源载体提供。英格兰电网对快速频率响应有以下要求:和传统一次调频类似,响应与频率偏差正相关,响应时间最大不超过1 s 的调频服务［107］。

由上述定义可知,电流源型VSG 频率响应时间约为0.1 s,自然可以提供快速频率响应服务。此外,由于快速一次调频响应时间约为1 s 以内［49］,附加快速一次调频控制回路的任何新型电源,如电压源型VSG、电流源型VSG、无惯量GFM 电源以及其他传统GFL 电源都可以为系统提供快速频率响应服务（快速一次调频服务）。

同步发电机的传统一次调频时间尺度在10～30 s 左右［50］,无法提供快速频率响应服务,但可提供传统一次调频服务,而同步调相机无原动机系统,无法提供传统一次调频服务。

5.2.3 调压服务

传统同步机所具有的励磁系统可向系统提供调压服务。此外,在短路等严重故障情况下,传统同步机具有强大的过流能力,其对电网电压的支撑效果要优于以逆变器为基础的新型电源。VSG、无惯量GFM 电源以及其他传统GFL 电源也可通过控制回路模拟同步机励磁特性实现调压功能。在正常情况下,上述电源对电网电压的支撑效果和传统同步机相同。但是在短路等严重故障下,上述电力电子类电源（包括VSG）,一旦启动限流,由于其提供的短路电流过小,不能像传统同步机那样为电力系统提供强有力的电压支撑,VSG 渗透率较高时是否会产生负荷稳定等问题目前还缺乏研究。

5.2.4 构网服务

传统同步机的惯性响应、磁链守恒特性和强大的过流能力,使其正常和故障情况下都可对电网提供构网服务,为传统GFL 电源提供频率和电压参考,维持系统稳定运行。电压源型VSG 及无惯量GFM 电源通过相关控制回路模拟同步机的电压源特性,正常情况下具有和同步机相同的构网能力,但是在短路等严重故障下,由于过流能力的不足,即使采用新型限流法,在暂态过程中也可能短时（约10 ms 或更长时间）失去构网能力。仅提供广义惯性（见5.3 节）但不提供虚拟同步惯性的电流源型VSG 及其他传统GFL 电源在控制原理上无法对系统提供构网服务,反而需要系统中的GFM 电源提供电压和频率参考才能正常运行。

5.2.5 短路容量服务

由于传统同步机具有强大的过流能力,可提供短路故障下的短路容量服务,增强系统的电压支撑能力和带负荷能力。而所有以逆变器为基础的新型电源受自身过流能力的限制,不能在短路故障下提供较大的短路电流,不能提供短路容量服务,故其短路故障期间电压支撑能力相比于传统同步机显著降低。

5.2.6 调峰、备用服务

同步调相机由于没有原动机系统,无法提供调峰、备用服务。而同步发电机、VSG、无惯量GFM电源甚至传统GFL 电源,都可提供上述服务。以电力电子逆变器为接口的新型电源在搭配足量储能的情况下,提供上述辅助服务时,控制系统的响应速度要优于同步发电机。

电压源型VSG 可以提升弱电网的电网强度及构网能力,但在强电网中稳定性较差,并且其惯性响应是自发响应,无法设置死区,需频繁动用储能等一次侧能源。电流源型VSG 只需在传统矢量控制基础上附加控制环节,控制回路易于实现,且惯性环节可设置死区。综合上述两方面,在新型电力系统的演变过程中,当构网需求较小但惯性水平不足时,利用电流源型VSG 提供辅助服务是较好选择；远期电网构网能力缺失、电网强度较弱时,可利用电压源型VSG 参与电网稳定调节,但即便如此,电压源型VSG 也不是众多GFM 电源提供辅助服务的唯一选择。

5.3 适用于新型电力系统的广义惯性指标

惯性在电力系统中表现为系统受扰后对频率变动的阻碍作用。由同步发电机的转子运动方程可知,系统受扰后,惯性响应是输入功率（如机械功率、光伏直流侧功率等）和输出电磁功率之间出现不平衡功率时的无死区、无延迟响应［47］,反映在频率特性曲线上,同步（虚拟同步）惯性的无延迟响应实际上主要影响系统初始RoCoF 水平,相关研究也常将上述指标作为频率稳定指标之一［108］。同步惯性需求水平与电网规模、频率保护装置设定值、扰动强度等有关［109］。

当前,同步惯性仍是构网能力的唯一实现形式,采用初始RoCoF 指标作为频率稳定指标合情合理。然而,对于新型电力系统来说,除构网能力外的某些控制机制的频率响应虽可能存在延时和（可设置）死区,但动作也十分迅速。因此,新型电力系统更应着眼于提升系统“广义惯性”指标。

广义惯性在文献［49］中被描述为在惯性响应期间阻碍频率变化的各种惯性的总和,如机械旋转惯性、虚拟惯性、负荷等效惯性等。为了便于更多新型电源参与系统频率调节的计划实施,本文将广义惯性定义为“短时（即扰动后某一时间段）RoCoF”,即不再关注频率变化曲线扰动瞬间的切线斜率,而利用某一时间段的截线斜率指标反映各种新型电源并入电网后的综合调频效果,如图4 中红色虚线所示。在短时RoCoF 范围内,扰动后瞬时作用的物理同步惯性和虚拟同步惯性响应、响应速度为0.1 s 的电流源型VSG 快速频率响应以及响应速度不超过1 s 的快速一次调频响应都可改善系统频率特性,增强系统广义惯性水平。当然,提升广义惯性水平的手段不局限于上述方式,如中国华东电网近期开展的新能源主动支撑试验中［105］,外三厂火储联合调节模块在频率设置死区的情况下,储能的阶跃功率响应也可对系统的广义惯性指标有贡献。

图4 系统频率及响应时序Fig.4 Frequency and response sequence of system

综上所述,本文描述的广义惯性是指在扰动后某一时间段内各类电源贡献的阻碍频率变化的综合效果,用短时RoCoF 指标表示。

一部分具有广义惯性的设备有构网能力,如同步机和电压源型VSG 等,它们为系统提供电压和频率参考；另一部分没有构网能力,如电流源型VSG、电流源型下垂控制等。广义惯性、构网能力、同步惯性三者关系如图5 所示。

图5 广义惯性体系Fig.5 Generalized inertial system

广义惯性指标具体数值需根据继电保护及自动装置、大型电气设备等所能承受的RoCoF 范围以及低频减载动作值等因素来界定,应根据系统需要具体展开系统研究。

在传统电网中,物理惯性是构网能力的唯一实现机制,物理惯性等同于构网能力,所以传统电网中的惯性评估多以初始RoCoF 水平作为频率稳定指标展开研究。然而,在新型电力系统中,具有构网能力的控制方式不一定具有惯性,并且某些快速频率响应（如电流源型VSG、快速一次调频控制等）虽然不能像同步惯性一样瞬间发挥作用,从而影响初始RoCoF 水平,但调节速度也十分迅速,足以影响前文所述的反映综合调频效果的短时RoCoF 水平。采用广义惯性,并将其和构网能力分开考虑,有利于更明晰地开展构网能力和系统频率特性以及频率稳定性的研究及控制。

5.4 VSG 在未来电网应用场景设想

5.4.1 大电网应用

首先,新型电力系统可将VSG 和同步调相机组合应用作为技术路线之一。作为同步机的一种,同步调相机在系统受扰后具有等效内电势大小和相位不变的电压源特性。近年来,国外部分小型电网,如纽芬兰、英国、意大利撒丁岛等［45］开始使用同步调相机提升系统惯量和短路容量。从相关应用实践来看,同步调相机不仅仅是传统意义上的提供无功补偿的设备,其在频率支撑、提升系统稳定性等方面也有一定的作用。由图3 可知,VSG 和同步调相机在一二次调频、惯量支撑、构网、过流能力方面可以实现优势互补,两者组合应用具有一定可行性。然而,从技术层面上来说,同步调相机并网位置、容量配置、与VSG 控制参数的整定配合等都有待进一步研究；从经济层面上来说,同步调相机运行过程中有功损耗大、一次投资较大、运行维护复杂,配置同步调相机经济代价比较大。建议综合相关因素展开进一步研究。

此外,3.2.5 节已提出在大电网中,或许可利用发生短路故障时距离短路点较远而未启动限流的VSG,为失去构网能力的VSG 和传统逆变器提供频率和电压参考。但是该构想仅进行了比较初步的分析,是否可行还要进行详细的理论分析和实验验证。

5.4.2 配电网、微电网应用

在配电网场景下可不强调实现VSG 全部定义功能,可以借鉴重庆巫溪项目中VSG 解决电压波动和缺乏动态无功支撑的经验,具体利用VSG 解决配电网中某一具体需求。

在微电网孤网运行领域,当微电网规模较小、只有一个可调新型电源时,可以不用VSG 进行调节,用传统的VF 控制即可。但微电网达到一定规模、具有多个可调新型电源时,可利用VSG 控制方式协调多个可调电源保证微电网稳定性。

微电网在一般情况下可连网运行,依托公共电网供电取得更高的供电可靠性和电能质量。微电网连网运行时其中的可调节电源也可采用VSG 形式,按照电网要求提供辅助服务或自愿参与辅助服务市场。

6 结语

随着“双碳”目标的提出,电力系统将迎来新一轮变革,新型电源控制技术有待进一步发展。在众多控制技术中,VSG 作为研究热点得到广泛关注。本文梳理了VSG 原理特性以及工程应用现状,在此基础上归纳分析了VSG 在频率、小扰动稳定、暂态稳定性等方面的表现,以及自身限流局限性对系统稳定性的影响。最后,指出新型电力系统下可适当新增辅助服务种类,这些辅助服务均可由VSG 等新型电源和传统电源共同提供,并对VSG 在不同规模电网下的应用进行设想。针对现有研究,本文有如下建议:

1）目前,VSG 接入受端电网时的功角、电压稳定性研究欠缺,建议进一步展开研究；

2）针对限流导致的短路时低电压对电网暂态过程产生的影响,建议采用真实电网模型进行故障切除前后的全过程仿真研究；

3）VSG 相关控制参数的设置及其与储能容量或逆变器容量裕度的配合还有待进一步研究；

4）同步机的某些功能（惯性、阻尼、构网）目前未列为辅助服务,在新型电力系统中可考虑将其设置为辅助服务,并将更多基本辅助服务提升为收费辅助服务,通过辅助服务细分,保证同质同价,以引导VSG 等新型电源的使用并保证必须的传统优质辅助服务电厂生存盈利；

5）对于处于惯性不敏感区的互联电网,可适当超前推出电流源型VSG 等GFL 电源提供快速频率响应服务以及一次调频服务；远期同步机占比较少时,可综合利用传统电源和新型电源提升广义惯性指标以及提供构网服务；

6）建议考虑用广义惯性指标代替传统惯性指标,这样可以更方便地指导快速频率响应和惯性响应的实施。广义惯性指标的界定（具体时间段）还应根据系统需要展开研究。

本文研究得到国家电网有限公司华东分部项目“虚拟同步机技术及其在高比例电力电子化电力系统的应用前景调研”资助，特此感谢！

附录见本刊网络版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），扫英文摘要后二维码可以阅读网络全文。