基于VSG的附加阻尼控制及其在光储并网系统中的应用

郭丹 熊炜 袁旭峰 代康林

文章编号  1000-5269（2024）01-0083-06

DOI：10.15958/j.cnki.gdxbzrb.2024.01.13

收稿日期：2023-05-06

基金项目：国家自然科学基金资助项目（52067004）；贵州省科学技术基金资助项目（[2022]154）

作者简介：郭  丹（1998—），女，在读硕士，研究方向：电力系统稳定控制，E-mail：18720268839@163.com.

*通訊作者：熊  炜，E-mail：wxiong@gzu.edu.cn.

摘  要：大规模光伏就近接入系统后，将导致系统的惯性整体下降，在系统遭受扰动后降低其稳定裕度，极端情况下出现功率振荡。将基于虚拟同步的附加阻尼控制策略应用于光储并网系统中。首先，建立光储并网的小信号模型，分析系统的阻尼特性；其次，在光储逆变侧采用基于虚拟同步发电机（virtual synchronous generator， VSG）的附加阻尼控制，并通过小信号模型分析了附加阻尼控制对系统频率振荡的影响；再次，在PSCAD/EMTDC环境中建立光储并网系统仿真模型，与传统控制策略进行对比，结果验证了所提附加阻尼控制的有效性和正确性。

关键词：光储并网；虚拟同步发电机；附加阻尼；频率振荡

中图分类号：TM743

文献标志码：A

随着化石能源的逐渐枯竭和环境问题的日益严重，大力开发利用可再生能源已成为大势所趋［1-3］。光伏作为清洁能源得到了广泛的应用，装机比例不断上升。然而，大规模光伏通过逆变器并入电力系统，严重削弱了系统的惯量水平和阻尼能力，导致频率振荡现象频发，威胁电力系统的安全稳定运行［4-6］。目前，抑制电力系统低频振荡的方法主要有电力系统稳定器（power system stabilizer， PSS）、储能装置和附加阻尼装置等［7-9］。但以上方法都需要加装一定的设备，经济效益不高且在可再生能源高渗透的系统中受限。

文献［10］提出一种光伏-同步机广域协调阻尼控制，可以实现同步发电机与光伏电站阻尼控制之间的协同控制，改善系统的动态性能。文献［11］建立了计及光伏的惯量支撑和调频能力的电力系统频率响应模型，并根据频率偏差量和变化率量化不同场景下的频率响应特性。但是上述改善系统频率稳定性的控制策略通常较为复杂，已有学者提出采用虚拟同步发电机（virtual synchronous generator， VSG）技术可以为系统提供惯量和阻尼支撑，从而减弱可再生能源并网给电网带来的冲击。文献［12］提出一种基于储能协调的光储微网改进虚拟同步发电机控制策略，通过对VSG控制的改进，抑制光储系统的频率偏差。但是如何将附加阻尼控制引入VSG控制策略中，并将其应用于光储并网系统低频振荡抑制中，目前少有研究。

为此，本文建立光储并网系统的小信号模型，分析系统抑制低频振荡的机理；在此基础上引入基于VSG的附加阻尼控制策略，建立系统小信号模型，并分析附加阻尼控制抑制低频振荡的机理；最后，通过PSCAD仿真平台验证了该策略的有效性。

1  光储并网系统抑制低频振荡机理分析

图1是光储并网系统拓扑结构图。其中：PG和δ分别为同步发电机的输出功率及功角；PS为无穷大电网的输出功率；PPE和QPE分别为光储系统输出的有功功率和无功功率;X1、X2、XPE为线路的等效电抗［13-14］;U、Ug和Us分别为光储系统并网点、同步发电机和无穷大电网的电压。

同步发电机和网侧的输出功率分别为：

PG=UgU sin θX1（1）

PS=UsU sin（δ－θ）X2（2）

PG+PPE=PS（3）

将式（1）和式（2）线性化后代入式（3）可得

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

（Δδ－X2UsU cos（δ0－θ0）ΔPPE）（4）

将式（4）代入线性化的式（1）有

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

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

同步发电机经典二阶模型的转子运动方程［15］可表示为

Hdωdt=Pm－PG－D（ω－1）

dδdt=ω－1 （6）

式中：H和D分别为同步发电机的惯量和阻尼系数；Pm为同步发电机输入的机械功率；ω为角速度。

将其线性化后可表示为

Hs2Δδ+DsΔδ+ΔPG=0（7）

式中，s为拉氏变换算子。将式（5）代入式（7）可得

Hs2Δδ+DsΔδ+AUgU cos θ0X1Δδ－

AUgX2cos θ0UsX1cos（δ0－θ0）ΔPPE=0（8）

当光伏侧采用传统逆变器控制时，ΔPPE=0，系统的阻尼不变，此时有

Hs2Δδ+DsΔδ+AUgU cos θ0X1Δδ=0（9）

根据上述分析可知，当光伏侧逆变器采用传统控制时，无法为系统提供功率支撑，增强了系统的阻尼。因此，本文提出在光储系统侧逆变器采用VSG技术，并引入附加阻尼控制策略，当系统产生振荡时，光储可以提供足够的功率支撑，有效抑制振荡。

2  附加阻尼控制抑制低频振荡原理

VSG控制策略由主电路和VSG控制系统组成，如图2所示。对于主电路部分，主要由6个全控型IGBT组成，R和L分别为等效电阻和同步电感，C为滤波电路的电容，uabc和iabc分别为逆变器滤波后输出的电压和电流。光伏和储能提供稳定的直流电压，为了便于分析，用直流电压源Udc等效代替。对于控制部分，VSG控制器通过功率计算得到瞬时的有功功率P和无功功率Q，再经过虚拟调速器控制和虚拟励磁器控制后分别生成参考电压的幅值和相位，并合成三相电压矢量，经过dq变换和电压电流双闭环控制得到调制波，并经过SVPWM调制控制开关器件的开断。

由于VSG是通过引入同步发电机转子运动方程和定子电压方程，使光储并网系统具有虚拟惯量和阻尼特性，VSG的转子运动方程可表示为

Jdωdt=Pm1－Pe1ωref－Dv（ω－ωref）

dδdt=ω－ωref （10）

式中：J为虚拟惯量；Pm1和Pe1分别为输入的机械功率和输出的电磁功率；Dv为VSG的阻尼系数；ω和ωref分别为VSG的实际角速度、额定角速度；δ为电角度。

本文采用基于附加阻尼控制的VSG技术有功-频率环，如图3所示。其根据系统频率变化调节VSG输入和输出的有功功率，达到增强系统阻尼，抑制系统低频振荡的目的。无功-电压控制如图4所示。

图中：Kw为附加阻尼控制系数；Kq为无功电压调节系数；K为无功积分系数。

根据有功-频率控制可得

ΔPm1=－KwΔω（11）

将式（11）代入式（10）得

ΔPe1=（－Kw－Dvωref－Jωrefs）Δω（12）

将式（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分别为光储并网系统的等效惯量和阻尼系数。

根据式（11）—（15）可知：基于附加阻尼控制的VSG技术的引入，增强了光储并网系统的等效惯量和阻尼，抑制振荡的效果将更加显著。

3  仿真分析

为了验证所采用的基于附加阻尼控制的VSG技术的正确性，在PSCAD/EMTDC中搭建仿真模型并验证。系统主要仿真参数为：光照强度1 200 W/m2，温度28 ℃，直流母线电压1 kV，初始负荷5 MW，滤波电感3 mH，滤波电容20 μF，额定频率50 Hz。

3.1  参数对频率响应的影响

图5—图7为在5 s左右突增3 MW的有功负荷时系统的频率变化曲线，其分析了虚拟惯量J、阻尼系数Dv、Kw不同的取值对系统低频振荡的抑制效果。令Kw=0，Dv=15 N·m·s/rad，则虚拟惯量对系统频率的影响如图5所示。由图5可知：随着J的取值增大，系统的动态响应逐渐变慢，超调量变大，并且系统的调节时间变长。图6为Kw=0，J=0.5 kg·m2时，阻尼系数对系统频率的影响。由图6可以看出：随着Dv取值的增大，系统频率振荡的衰减速度加快，超调量变小，调节时间缩短，系统的阻尼性能逐渐增强。

令J=0.5 kg·m2，Dv=15 N·m·s/rad，分析Kw对系统频率的影响，如图7所示。从图7可以看出：相较于Kw=0，系统频率振荡的幅度显著减小，且随着Kw的增大，系统振荡的幅值减小，阻尼性能更强。综上所述，参数的选取要参考系统的具体情况，在一定范围内，通过适当调节转动惯量或者阻尼系数，可以提高系統的稳定裕度，同时加快系统的响应速度，减小超调量，提高系统的稳定性。

3.2  负载突增下的频率及功率响应

在5 s左右系统突增3 MW的有功负荷时，逆变器采用不同控制策略下系统的频率振荡曲线，如图8所示。由图8可以看出：传统双闭环控制、无附加阻尼VSG控制与附加阻尼VSG控制下，频率恢复稳定所需时间分别为10 s、8 s和5 s，附加阻尼VSG控制下系统的频率振荡幅值和调节时间明显减小。因此，当功率发生扰动时，附加阻尼VSG控制可以增强系统的阻尼性能，有效抑制系统的频率振荡。

图9为在5 s左右系统产生低频振荡时，逆变器分别采用传统双闭环控制、无附加阻尼VSG控制与附加阻尼VSG控制策略时，对应输出的有功功率。由于负载增大时，转子角速度ω在稳态工作点处振荡，因此相应的功率需求发生波动。从图9可以看出：逆变器采用传统控制时，由于系统惯性不足，频率振荡对逆变器输出的有功功率影响不大，此时无法提供功率支撑；逆变器采用无附加阻尼VSG控制时，VSG控制为系统提供一定的惯量和阻尼，此时逆变器输出的最大有功功率为21.6 MW，可以响应系统的频率振荡为其提供短期的功率支撑；逆变器采用附加阻尼VSG控制时，与其他控制相比，逆变器可以根据系统频率的变化快速响应，为系统提供足够的功率支撑，此时逆变器输出的最大有功功率为23 MW，系统的阻尼性能更强，可以缓解系统的功率不平衡，加速系统进入稳态。

3.3  负载突减下的频率及功率响应

在5 s左右系统突减3 MW的有功负荷时，逆变器采用不同控制策略下系统的频率振荡曲线和功率响应曲线分别如图10和图11所示。VSG附加阻尼控制策略的抑制效果与上述突增3 MW的有功负荷类似。根据仿真结果可知：在负荷突增和突减的情况下，附加阻尼VSG控制都能根据系统的频率偏差调节有功功率，有效抑制系统的低频振荡，进一步缩小频率的振荡幅度，使系统快速恢复稳定。

4  结论

由于大规模光伏并网可能会给系统安全稳定运行带来冲击，本文提出采用基于VSG的附加阻尼控制策略抑制光储并网系统中的低频振荡。通过建立光储并网系统小信号模型，分析得到附加阻尼控制的引入可以增强系统的阻尼特性；并且仿真分析证明了在负载突变时，该控制策略可以有效抑制系统的低频振荡。相比于传统VSG控制策略，其显著缩短了系统的调节时间，减小频率超调量，有效改善了系统的动态性能。

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（责任编辑：周晓南）

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