基于虚拟同步发电机的构网型光储变流器控制策略研究

温春雪，毛 健，王 鹏，李建林

（北京未来电化学储能系统集成技术创新中心（北方工业大学），北京 100144）

0 引言

近年来，清洁能源替代化石能源已成为未来新型电力系统发展的重要趋势[1]，“双碳目标”的实现及建设清洁能源占比逐步提升的新型电力系统，离不开光伏、风电等新能源和储能系统。光伏能源具有随机性和波动性，大量接入电网时会使系统呈低惯性、弱阻尼态势，继而影响系统的稳定性，对此可通过配备储能装置组成光储系统实现协同出力[2]。

目前变流器控制策略可分为跟网型（Grid-following，GFL）和构网型（Grid-forming，GFM）两种[3]，变流器采用跟网型控制的较多，在与电网同步时需要锁相环测量公共耦合点的相位信息，不利于在弱网进行稳定性分析，此时应采用构网型控制策略。构网型变流器采用与同步发电机类似的功率同步策略，能自行构建交流侧输出电压，主动支撑变流器的频率和电压的调节，常应用于储能装置中，构网型变流器还能为系统提供惯性和阻尼。相较于跟网型控制，构网型控制可根据实际情况，以同步发电机的外特性为依托，通过适时优化改变控制模型来应对不同的场景。基于此，本文在储能系统采用构网型虚拟同步发电机（Virtual Synchronous Generator，VSG）控制策略来增强系统惯性，可由光伏阵列单元、储能装置、负载等构成一种微电网系统，以微电网的形式接入配电网，进而提升新型电力系统的频率和电压稳定性。文献[4]通过VSG 控制来实现光伏储能逆变器的并网，在电压电流双环控制中采用自适应模糊比例积分（Proportion Integration，PI）控制，保持直流侧母线电压的稳定性，进而抑制功率波动和调节系统的频率电压，在负荷功率产生突变时，能从电网获得相应的功率进行抵偿。文献[5]基于VSG控制原理，设计改进的虚拟惯性自适应控制，对储能荷电状态（State of Charge，SOC）进行控制，改善了系统的输出频率，提高了储能装置的充放电性能。

微电网多集中在中低压配电网，包含大量的电力电子元器件，这些电力电子元器件控制灵活，响应速度快，但过载能力及故障穿越能力低[6]，供电不稳定，需重复启动和停运，因此要求微电网系统在离网工况下具备黑启动功能。文献[7]指出，微电源具备如下两个条件就能实现黑启动：在微电源电能转换的直流侧并联适当的储能装置（蓄电池或超级电容）；微电源逆变器采用电压控制方式以建立低压配电网络。文献[8]指出将储能逆变器交流侧电压偏差和频率差值作为负反馈环节增加至储能逆变器电压频率PI控制环中，并借助小信号模型分析增加阻尼模块后的稳定性[9]。

本文以单台虚拟同步机为载体，建立微电网黑启动系统整体模型，介绍构网型VSG 的工作原理，推导小信号模型表达式，分析转动惯量和阻尼系数对系统的影响，通过对原无功-电压环进行改进来实现零起升压功能，提升微电网刚开始离网运行时的系统稳定性。通过虚拟功率预同步控制，实现离网与并网间的无缝切换。在并网工况下，通过调节光伏出力，验证光伏板和电网侧的输出功率存在差值时，可通过储能变流器充放电来维持光伏板和蓄电池储能元件的功率之和与电网侧的输出功率达到相对平衡，确保光储微电网系统的良好运行。

1 微电网黑启动系统整体结构

建立的微电网黑启动系统结构图见图1。系统以电力电子逆变器为主体，采用串行恢复策略，包含锂电储能VSG和光伏组件两个微源，选择具有调频、调压、零起升压能力，有足够备用容量的锂电储能VSG作为黑启动微源，选择没有调频调压能力的光伏阵列单元作为非黑启动微源，其中光伏阵列单元是由分布式电源和电力电子器件共同组成的大规模电网发电系统[10]，整体为交直流混合微电网结构，采用双级式光伏并网逆变器。光伏阵列单元作为分布式电源通过前级DC-DC 变换器对光伏板输出电压进行升压，之后经过逆变器转变为交流电。

图1 微电网黑启动系统结构图Fig.1 Structure diagram of microgrid black-start system

储能蓄电池先采用双向DC-DC 变换器来完成能量的相互交换与存储，控制策略采取电压电流双闭环方式，电压外环决定充放电，电流内环决定具体的占空比，当光伏板的输出功率大于电网侧的输出功率时，双向DC-DC 变换器转变为BUCK 电路，多余的电能输送给蓄电池，此时蓄电池充电；而当光伏板的输出功率小于电网侧的输出功率时，双向DC-DC 变换器转变为BOOST 电路，此时蓄电池放电，维持了系统动态交互中的能量平衡。文献[11]在光储系统方面提出一种模糊控制的蓄电池充放电策略，提高了系统的动态性能。构网型储能变流器部分采用VSG 控制策略，可主动建立频率和电压，既可以在孤岛工况下带负载，又能够正常并网运行，通过为逆变器引入虚拟惯量，检测并网点处的频率信号，将其转化为角频率，并通过功率环控制环节，跟踪系统同步角速度，完成功率支持的预期目标[12]。文献[13]对VSG的稳定性进行分析，对约束条件进行相应的参数设计，实现了微电网在运行过程中自动平抑电网电压和频率波动。光储VSG系统的核心是维持直流侧母线电压的稳定，本质是光伏阵列单元的输出功率和电网侧功率达到相对平衡的状态。其基本能量关系见式（1）：

式中：Ppv为光伏阵列单元的输出功率；Pbattery为蓄电池的输出功率；P0为线路损耗；Pg为电网侧功率。光伏阵列单元输出功率与蓄电池输出功率之和与电网侧功率和线路阻抗损耗功率应保持相对平衡。

2 微电网黑启动系统控制策略

2.1 构网型VSG控制原理

构网型VSG整体结构如图2所示。

图2 构网型VSG整体结构图Fig.2 Overall structure of VSG with grid structure

先把储能变流器近似等于同步发电机，来满足系统调节过程中蓄电池能量的吸收和释放，利用构网型控制策略实现功率同步功能，输出励磁电动势的幅值相角等，通过引入同步发电机的二阶数学模型，把虚拟惯性和阻尼引入逆变器，见式（2）：

其中，

式中：Tmn，Ten，Tdn分别为机械转矩、电磁转矩、阻尼转矩；J 为转动惯量，决定系统在负荷变化时，同步机调节功率的振荡频率；Dp为阻尼系数，决定阻尼系统功率振荡的衰减速率；θ为功角；Pmn为机械功率；t为时间。

构网型VSG通过对同步发电机的有功-频率和无功-电压下垂特性进行模拟，实现一次调频和一次调压性能（如图3所示），得到励磁电动势向量。

图3 增加一次调频、一次调压功能的VSG功率环控制环节Fig.3 VSG power loop control with added primary frequency regulation and primary voltage regulation function

调速器方程、无功电压下垂方程见式（3）、（4）：

2.2 VSG小信号模型

VSG并网电路简化后见图4。

图4 VSG简化电路图Fig.4 VSG simplified circuit block diagram

VSG输出电流I为：

VSG视在功率S为：

VSG输出的有功功率和无功功率小信号表达式为：

由转子运动方程变形得：

令ΔP=Pen-Pmn，Δω=ω-ωN，ω=Δω+ωN代入式（9）得：

由无功电压下垂方程变形得：

由式（7）、（8）、（11）、（12）得到VSG逆变器的小信号模型为：

并网电压稳定后，VSG 有功频率控制框图如图5所示。

图5 VSG有功频率控制框图Fig.5 VSG active frequency control block diagram

根据控制框图可以得到VSG 有功功率小信号模型的闭环传递函数见式（14）：

式中：ζ为阻尼比。

从而可以得到二阶模型的无阻尼自然振荡角频率和阻尼比为：

经分析可知，转动惯量越大，振荡角频率越小，曲线振荡越剧烈，阻尼比越小，系统的超调量越大，系统过渡阶段的时间越长。而阻尼系数越大，阻尼比越大，超调量越小，曲线越平稳，可提升系统的稳定性。二阶系统一般在欠阻尼情况下动态性能最好，阻尼比的取值范围为0～1，0.707是最佳阻尼比，根据最佳阻尼比可以计算出参考虚拟惯性和阻尼。

2.3 黑启动微源零起升压控制

微电网中黑启动是指整个微电网系统发生外部故障或内部误扰动时，整个微电网陷入全黑状态，此时不借助外力或外部大电网，由具有自恢复能力的黑启动微源先启动，并带动非黑启动微源来实现整个微电网的重启，减少停电带来的损失[14-15]。

微电网中逆变器型电源反应速度较快，为抑制微电网系统内黑启动过程中可能产生的励磁涌流，VSG 还需具有额外的零起升压功能，来建立微电网交流母线侧的电压，具体的传递函数表达式为：

式中：U0为微电网系统交流侧电压的额定值；a为斜率；T为输出电压从0上升到额定相电压峰值311 V所需的时间。在输出电压上升到额定相电压311 V后，VSG的输出电压保持不变，表示黑启动微源从零起升压过程自动切入到VSG 控制，负责给负载供电。改进后的无功环如图6所示。

图6 带零起升压功能的无功-电压控制环Fig.6 Reactive-voltage control loop with zero-start boost function

零起升压阶段T 的设计需经过计算，T 决定了VSG 输出电压的变化快慢，需要合理地设计T 的范围，具体的推导过程见文献[16]。微电网逆变器VSG 控制信号往往存在一些误差，在仿真里面设计的零起升压时间为50 ms，可提升黑启动升压的稳定性和零起升压的速度。

2.4 预同步控制策略

微电网在离网工况下，VSG 输出电压的幅值相角可能与电网电压之间存在一定的差值，若不对幅值相位进行一定补偿，再并入电网后会引起较大的冲击电流，对系统造成不利影响。

本文采用的预同步控制策略是虚拟功率预同步控制策略，在VSG的功率环控制环节上单独建立1个新的控制环节，根据系统实际情况，恰当选择虚拟功率控制环的参数，避免了虚拟功率环与原输入功率控制环节采用相同的转动惯量和阻尼系数，导致预同步时间长等不足，改进的VSG功率环节控制框图如图7所示，虚拟功率控制框图如图8所示。

图7 改进的VSG功率环节控制框图Fig.7 Improved VSG power link control block diagram

图8 虚拟功率控制框图Fig.8 Virtual power control block diagram

图中，虚拟功率环用于实现预同步控制策略，具有调频调压的作用，可满足准确性和快速性的要求。DvΔωN是二次调频指令，在预同步控制时通过下发一次指令实现频率无差调节，通过反馈虚拟功率作为VSG功率环的输入，可实现VSG输出相角的调节；Dq/Kvs是积分环节，能实现电压幅值的无差调节，当VSG 与电网电压完全重合时，虚拟功率环上的传输功率为0，代表预同步已完成。

3 仿真分析

利用Matlab/Simulink 仿真平台搭建如图1 所示的仿真模型，光伏阵列单元使用PQ控制，储能装置为锂离子电池，光储微电网系统采用VSG 控制策略，直流侧母线电压为800 V，锂离子电池容量为1000 Ah，额定电压600 V，初始荷电状态为70%，由具有调频调压和零起升压能力的储能VSG 作为黑启动微源，光伏阵列单元作为非黑启动微源，微电网主系统参数见表1。

表1 微电网主系统参数Tab.1 Parameters of microgrid main system

3.1 VSG零起升压过程仿真分析

首先对微电网构网型储能VSG 零起升压过程进行仿真分析，切除微电网内所有的用电设备、负载、电网等，让黑启动微源空载启动，结果见图9。

图9 零起升压过程Fig.9 Zero start boost process

由图9 可知，VSG 带动配电变压器进行零起升压，花费了50 ms建立起了微电网电压，可见微电网系统不仅实现了黑启动的功能，在微电网母线电压为0时，能够自己建立电压，输出电流的值也比较稳定，在50 ms 建立起电压之后，迅速接入5000 W 负载来保持系统的稳定性。

3.2 离网与并网切换

在0.2 s 时接入5000 W 负载，之后进行预同步操作，实现离网与并网之间的无缝切换。

逆变器输出电压与电网电压的幅值差以及相位差波形见图10，虚拟功率波形见图11。由图10和图11可知，在0.5 s逆变器输出电压与电网电压的幅值完全重合。同时相位差也变为0，虚拟功率环上的传输功率也降为0，说明预同步已经完成，实现了离网与并网之间的无缝切换。

图10 逆变器输出电压与电网电压的幅值差以及相位差波形Fig.10 Amplitude and phase difference waveform between inverter output voltage and grid voltage

图11 虚拟功率波形Fig.11 Virtual power waveform

微电网系统频率如图12所示。由图可知，在刚开始零起升压阶段，空载启动，负载远低于功率参考值，频率会大于50 Hz，之后经过两次投切负载，根据VSG的下垂以及调频特性，所需的频率补偿量会减小，之后预同步并网，建立起系统电压后，频率保持在50 Hz左右。

图12 微电网系统频率Fig.12 Microgrid system frequency

3.3 并网工况下仿真分析

接下来进行并网工况下的仿真分析，把光伏板也接入微电网系统内。

3.3.1 工况一

设定光照强度为1000 W/m2，温度为25 ℃，此时光伏板输出有功功率为15500 W，与电网侧的输出功率一致，1 s时增加10 kW负载，1.5 s时移除负载，其仿真波形见图13。可以看出，光伏板输出功率等于电网侧的输出功率，蓄电池既不充电也不放电，在1 s 和1.5 s 时有负载的投入和切除，输出功率和频率会出现短期的暂态波动现象，充分体现了VSG的调频特性，都属于正常现象。

图13 工况一的仿真波形Fig.13 Simulation waveform of working condition I

3.3.2 工况二

模拟光伏阵列板的输出功率大于电网侧输出功率，增大光伏出力至大于电网侧输出的15.5 kW，其仿真波形见图14。可以看出，此时光伏板的输出功率大于电网侧输出功率，多余的电能转移给蓄电池，蓄电池电流为负值，功率也为负值，荷电状态SOC会增大，说明该工况下会给蓄电池充电。

图14 工况二的仿真波形Fig.14 Simulation waveform of working condition II

3.3.3 工况三

模拟光伏阵列板的输出功率小于电网侧输出功率，减小了光伏出力，使得光伏板的输出功率低于电网侧的输出功率15.5 kW，其仿真波形见图15。

图15 工况三的仿真波形Fig.15 Simulation waveform of working condition III

由图15可知，此时光伏板的输出功率小于电网输出功率，蓄电池电流变为正值，蓄电池的SOC 在减小，输出功率也为正值，说明此时蓄电池储能系统在放电，同时光伏板和蓄电池的功率之和与电网侧功率基本吻合，证明了光伏板和蓄电池的功率之和与电网侧的输出功率能够保持相对平衡。

4 结语

本文针对以逆变器型微源为主体的微电网系统，从不同微源的控制策略和黑启动方案作为切入点，设计了一种微电网黑启动方案，通过优化无功-电压环，不仅使储能VSG 微源具有下垂特性，还具备了黑启动功能，经过计算零起升压时间，提升了微电网黑启动的速度和稳定性，还建立了构网型VSG 的数学模型和小信号模型，通过引入惯性和阻尼，改善了频率和电压的稳定性。之后通过在Matlab/Simulink仿真验证，证明了微源的零起升压策略的有效性，避免了因为发生不可控故障而出现停运的现象，之后加入了预同步控制策略，使得有调频调压能力的储能VSG 能够实现微电网在离网与并网之间的无缝切换，最后验证了在并网工况下各个微源之间的协调控制，验证了构网型光储变流器控制策略的有效性。