孟建輝 石新春 王 毅 付 超 李 鵬

（華北電力大學(xué)新能源電力系統(tǒng)國家重點實驗室 保定 071003）

1 引言

近年來，基于電力電子逆變接口的分布式能源（Distributed Energy Resources，DER）在電力系統(tǒng)中所占比重增長迅速，許多國家和地區(qū)均制定了各自的分布式能源發(fā)展計劃[1,2]。其大量接入會對整個電力系統(tǒng)的動態(tài)響應(yīng)及穩(wěn)定性造成影響[3]，為了降低其給系統(tǒng)帶來的不利影響，最大程度上提高DER的利用率，將 DER接入微電網(wǎng)獨立運行或繼而接入配電網(wǎng)運行，是提高DER利用率的有效方式之一[4-6]。

微電網(wǎng)通常是由柴油發(fā)電機(jī)、DER、儲能裝置、負(fù)荷、變流器及監(jiān)控保護(hù)裝置等共同組成的小型發(fā)配電系統(tǒng)[7,8]。其中，柴油發(fā)電機(jī)可以作為整個系統(tǒng)的平衡節(jié)點，以支撐系統(tǒng)的電壓和頻率。但是由于整個微電網(wǎng)系統(tǒng)的轉(zhuǎn)動慣量較小，是一弱電網(wǎng)系統(tǒng)，當(dāng)微電網(wǎng)系統(tǒng)獨立運行且 DER接入較多時其頻率穩(wěn)定性能較差，因為轉(zhuǎn)動慣量反映了系統(tǒng)阻止頻率突變的能力，是保證系統(tǒng)頻率穩(wěn)定的重要因素之一。所有的同步發(fā)電機(jī)（Synchronous Generator，SG）組及部分電動機(jī)負(fù)荷可以對系統(tǒng)的轉(zhuǎn)動慣量提供支持，而DER是無旋轉(zhuǎn)的靜止元件，通過變流器并網(wǎng)，無旋轉(zhuǎn)慣量[9,10]。針對該問題，國內(nèi)外的學(xué)者提出通過改變DER逆變電源的控制策略，向系統(tǒng)注入虛擬的轉(zhuǎn)動慣量，使DER逆變電源模擬出類似同步發(fā)電機(jī)所具有的旋轉(zhuǎn)慣性和阻尼特性，即虛擬同步發(fā)電機(jī)（Virtual Synchronous Generator，VSG）控制方法[11]，有望成為 DER逆變電源接入系統(tǒng)的主流技術(shù)。

文獻(xiàn)[11]首次提出了虛擬同步發(fā)電機(jī)的概念，該方案通過同步發(fā)電機(jī)的模型來控制逆變電源的輸出電流，將其等效為受控電流源，對孤立微電網(wǎng)的適應(yīng)性不強。文獻(xiàn)[12]利用SG的數(shù)學(xué)模型，在有功功率和無功功率外環(huán)控制中加入頻率調(diào)節(jié)器和電壓調(diào)節(jié)器，實現(xiàn)了分布式逆變電源的電流型 VSG控制，但該算法中頻率調(diào)節(jié)器使用一節(jié)延遲環(huán)節(jié)，并不能準(zhǔn)確地反映出 SG的轉(zhuǎn)子運動特性。文獻(xiàn)[13]提出了能夠運行在并網(wǎng)和自治兩種模式的電壓型VSG控制方法，該方法模擬了SG的轉(zhuǎn)子和一次調(diào)頻特性，提高了系統(tǒng)頻率的穩(wěn)定性，但該算法并未考慮 SG無功環(huán)節(jié)的延遲特性，且底層電壓電流為非解耦控制，并網(wǎng)時控制參數(shù)不易設(shè)計，諧波較大。文獻(xiàn)[14]根據(jù)SG的電磁方程、一次調(diào)頻及調(diào)壓控制特性提出的電壓型 VSG控制算法，較好地模擬了SG的外特性，取得了良好的控制效果。此外，文獻(xiàn)[15-19]針對 VSG算法的參數(shù)選擇及相關(guān)應(yīng)用進(jìn)行了研究，均在不同程度上仿真驗證了其相比于傳統(tǒng)控制算法的優(yōu)勢。

本文在上述文獻(xiàn)的基礎(chǔ)上，首先通過理論分析及相關(guān)公式的推導(dǎo)闡明了 VSG控制在微電網(wǎng)系統(tǒng)中的重要作用。其次，針對DER逆變電源的控制策略，提出將 SG的轉(zhuǎn)子運動方程、一次調(diào)頻特性及無功調(diào)節(jié)延遲特性引入到逆變電源的上層控制中，底層控制則根據(jù)同步發(fā)電機(jī)并網(wǎng)矢量關(guān)系得到。最后為了驗證所提 VSG控制策略對微電網(wǎng)系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性的支持作用，搭建了簡單微電網(wǎng)系統(tǒng)的Matlab/Simulink仿真模型，并根據(jù)實驗室已有條件，設(shè)計了微電網(wǎng)的實驗平臺，對理論分析進(jìn)行了仿真及物理實驗驗證。

2 微電網(wǎng)與VSG控制

2.1 含VSG控制的微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)

VSG通常由能量存儲單元、逆變裝置及相應(yīng)的控制算法組成，本文在研究中假設(shè)系統(tǒng)配備有足夠的儲能裝置，且自身的荷電狀態(tài)能夠滿足系統(tǒng)對其的輸出要求，研究重點放在 DER逆變電源本身的VSG控制策略上。含 VSG單元的簡單微電網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖1所示，其中，T1～T4為交流變壓器，KM表示靜態(tài)開關(guān)。

蓄電池組及光伏陣列經(jīng)直流升壓裝置升壓后匯集到直流母線上，再經(jīng)含 VSG控制的逆變單元及隔離變壓器變換為交流電，從而與同步發(fā)電機(jī)及負(fù)載單元組成簡單的微電網(wǎng)系統(tǒng)。該微電網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)可通過變壓器與主電網(wǎng)相連，也可獨立運行，本文重點考慮其不與主電網(wǎng)相連時的弱電網(wǎng)情況，系統(tǒng)的頻率及電壓依然由實際的同步發(fā)電機(jī)組來支撐，但DER在整個微電網(wǎng)系統(tǒng)中的穿透功率水平較高，以便測試系統(tǒng)發(fā)生頻率波動時所提控制策略的作用及效果。

含 VSG控制的逆變單元連接在直流母線與交流母線之間，對于這樣含大量DER的微電網(wǎng)系統(tǒng)有著極其重要的作用。因為該微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)下，系統(tǒng)的慣性較小，任何負(fù)荷的突然變化都會導(dǎo)致微電網(wǎng)系統(tǒng)的供需不平衡，從而改變同步發(fā)電機(jī)組的轉(zhuǎn)速變化，進(jìn)而影響到系統(tǒng)頻率的穩(wěn)定。然而，利用具備快速響應(yīng)特性的 VSG裝置可以減小由于負(fù)荷突變而造成的頻率偏差，從而改善微電網(wǎng)的頻率穩(wěn)定性并提升DER自身的穿透功率水平。

2.2 VSG控制與頻率穩(wěn)定性

在傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中，當(dāng)系統(tǒng)輸出的功率與負(fù)荷消耗的功率不平衡時，便會產(chǎn)生功率差，此時同步發(fā)電機(jī)組轉(zhuǎn)子機(jī)械部分存儲的旋轉(zhuǎn)動能會補償這一偏差，從而造成同步發(fā)電機(jī)組轉(zhuǎn)速下降，而系統(tǒng)的頻率又是由 SG的轉(zhuǎn)速決定的，則系統(tǒng)的頻率會偏離原先的額定值。由于DER逆變電源本身不具有旋轉(zhuǎn)動能，其穿透功率水平的提高必然會加大頻率偏差的范圍，因此有必要對VSG控制與系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性的關(guān)系進(jìn)行理論推導(dǎo)分析。

對于常規(guī)同步發(fā)電機(jī)組，其輸出的功率與消耗的功率不平衡時，旋轉(zhuǎn)動能Ek便會補償這一偏差，其中偏差值ΔEk[20]可表示為

式中，ΔP為輸出與消耗的功率差；ωm、ωg分別為SG的機(jī)械角頻率和電角頻率；J為轉(zhuǎn)動慣量；p表示同步發(fā)電機(jī)的極對數(shù)，設(shè)極對數(shù)為1。由式（1）可得

假設(shè)該系統(tǒng)中有n個SG，則式（2）可變?yōu)?/p>

式中，Jt為系統(tǒng)總的轉(zhuǎn)動慣量。

為了使DER逆變電源模擬出類似SG所具有的旋轉(zhuǎn)慣量，可將其輸出的有功功率與系統(tǒng)的頻率變化建立一定的函數(shù)關(guān)系，從而使得DER逆變電源具有相應(yīng)的虛擬慣量。而具有n個SG及m個VSG單元的有功功率與慣量（包括實際的轉(zhuǎn)動慣量與虛擬慣量）之間的關(guān)系可表示為

此時，系統(tǒng)總的慣量為

從式（5）可以看出，在包含SG與VSG單元的電力系統(tǒng)中，總的旋轉(zhuǎn)慣量是由兩者共同決定的。當(dāng)DER大量接入到電力系統(tǒng)中時，SG總的旋轉(zhuǎn)慣量相對減小，如果此時接入的DER逆變電源不具有旋轉(zhuǎn)慣量，則系統(tǒng)總的旋轉(zhuǎn)慣量減小，系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性變差，進(jìn)而影響到 DER自身接入到電力系統(tǒng)的穿透功率水平。然而，通過相應(yīng)的控制策略及方法，使得大量接入的DER逆變電源轉(zhuǎn)變?yōu)閂SG單元，即包含虛擬的旋轉(zhuǎn)慣量，則可以相對增加系統(tǒng)總的旋轉(zhuǎn)慣量，提高系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性，進(jìn)而也可提高DER接入電網(wǎng)的穿透功率水平。

3 DER逆變電源的VSG控制策略

3.1 SG矢量關(guān)系原理

為了能夠使 DER逆變電源具有 SG的相似特性，首先對SG的相關(guān)原理進(jìn)行說明。SG并網(wǎng)發(fā)電時的等效電路及電壓電流相量關(guān)系如圖2所示。圖中，Us為 SG的內(nèi)部電動勢；R、jX分別為等效電阻及電抗；Ug為端電壓，聯(lián)網(wǎng)運行時也即并網(wǎng)電壓；Ig為輸出電流；φ為相位角。此處，設(shè)定旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)系直軸 d的方向與網(wǎng)端電壓Ug同相，交軸 q與 d軸垂直。

圖2 SG并網(wǎng)等效電路及矢量關(guān)系圖Fig.2 Grid-connected equivalent circuit and vector diagram of the SG

將圖2中相關(guān)矢量分別在d軸及q軸上分解，可以得出輸出電流在直軸和交軸上參考值的表達(dá)式為

其中，導(dǎo)納Y及Usd、Usq分別為

相位角φ表示轉(zhuǎn)子角速度ω與系統(tǒng)角速度ωg差值的積分，即

實際SG中，其轉(zhuǎn)子角速度ω是由調(diào)速器決定的，與有功功率及角頻率設(shè)定值有關(guān)；內(nèi)部電動勢Us是由勵磁系統(tǒng)決定的，與無功功率及電壓設(shè)定值相關(guān)。根據(jù) SG相關(guān)原理，可以將其調(diào)速器模型及勵磁系統(tǒng)模型融入到DER逆變電源的控制中，從而使其具有與SG相似的響應(yīng)特性。

3.2 VSG控制算法

因同步發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子具備一定慣性，其頻率在較短時間內(nèi)不會發(fā)生突變，根據(jù)其轉(zhuǎn)子運動方程[20,21]，將虛擬慣性控制引入到分布式逆變電源的控制算法中，從而模擬出同步發(fā)電機(jī)的轉(zhuǎn)子運動特性，可得分布式逆變電源的有功頻率控制方程為

式中，H為虛擬慣性時間常數(shù)，與轉(zhuǎn)動慣量J相對應(yīng)，是按照發(fā)電機(jī)額定基準(zhǔn)規(guī)格化后的量，采用H表示較簡便，詳情參見文獻(xiàn)[21]；Pin、Pout分別為逆變電源的輸入和輸出功率；ω、ωg分別為逆變電源及公共母線的角頻率；Kd為阻尼系數(shù)。

當(dāng) DER逆變電源工作在并網(wǎng)模式且電網(wǎng)為強電網(wǎng)時，其頻率ωg被鉗位，無需DER逆變電源進(jìn)行調(diào)頻。但當(dāng) DER逆變電源工作在微電網(wǎng)這樣的弱電網(wǎng)中時，需要分布式逆變電源具備一定的調(diào)頻能力，以支持微電網(wǎng)系統(tǒng)的穩(wěn)定。因此提出增加有功-頻率下垂控制環(huán)節(jié)，構(gòu)成調(diào)頻控制器。即

式中，Pref為有功功率輸入設(shè)定值；Dp為有功功率的下垂系數(shù)；ωref為角頻率的參考值。

此外，下垂系數(shù)Dp在選擇時與傳統(tǒng)控制算法相似，太小了會影響有功功率的調(diào)節(jié)精度，太大了會對系統(tǒng)的穩(wěn)定性產(chǎn)生不利影響。因此在Dp的選擇上既要考慮有功功率調(diào)節(jié)的精度，又要考慮微電網(wǎng)系統(tǒng)的穩(wěn)定性，設(shè)計時可以采用小信號分析的方法。

聯(lián)立式（9）和式（10）可得 DER逆變電源的“調(diào)速器”模型，即有功-頻率控制器的傳遞函數(shù)為

則有功-頻率控制框圖如圖3所示。

圖3 有功-頻率控制框圖Fig.3 Active power-frequency control diagram

所設(shè)計的調(diào)頻控制器可以在微電網(wǎng)頻率波動時提供附加的功率，減小系統(tǒng)頻率的波動。此外，阻尼控制模塊Kd(ω-ωg)可以保證分布式逆變電源頻率與微電網(wǎng)系統(tǒng)頻率一致。

同樣，與同步發(fā)電機(jī)勵磁系統(tǒng)相似，設(shè)計DER逆變電源的無功-電壓控制器如圖 4所示。其中，Qref為無功功率輸入設(shè)定值；Dq為無功功率的下垂系數(shù)；Ta為延遲環(huán)節(jié)的時間常數(shù)；Uset為DER逆變電源端壓參考值；Ug為DER逆變電源的輸出電壓，并網(wǎng)運行時與系統(tǒng)母線電壓一致；kp、ki為比例積分系數(shù)。

圖4 無功-電壓控制框圖Fig.4 Reactive power-voltage control diagram

DER逆變電源的參考電壓表達(dá)式為

式中，下垂系數(shù)Dq決定了系統(tǒng)的無功-電壓下垂特性；增加的一階延遲環(huán)節(jié)，模擬了同步發(fā)電機(jī)勵磁系統(tǒng)的調(diào)節(jié)過程，可使無功功率緩慢地過渡到新的穩(wěn)態(tài)值，減小特定情況下其對系統(tǒng)的沖擊；而 PI控制器用以保證輸出電壓的穩(wěn)定。

此外，針對配有儲能裝置的分布式電源常采用的下垂控制策略[22]，其雖然模擬了SG的一次調(diào)頻及部分勵磁調(diào)節(jié)特性，但是并未模擬出 SG的轉(zhuǎn)子運動特性，當(dāng)其接入系統(tǒng)時頻率穩(wěn)定性能相對較差。這是由于轉(zhuǎn)子具有慣性，當(dāng)功率缺額時，轉(zhuǎn)速將緩慢降低以釋放動能，并在調(diào)速器的作用下達(dá)到新的穩(wěn)態(tài)，因此其頻率具有一定的抗擾動能力。而僅采用下垂控制策略時，逆變器的響應(yīng)速度較快，擾動情況下頻率變化迅速，對系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性不利。

3.3 DER逆變電源整體控制策略

提出的基于 VSG控制的分布式逆變電源整體控制策略如圖5所示，為了更好地研究DER逆變單元的控制方法，忽略儲能及分布式能源自身的動態(tài)響應(yīng)特性，將其用直流電壓源來代替。

圖5 整體控制框圖Fig.5 Overall control diagram

圖5中，Udc為等效直流電壓源；S1～S6為IGBT開關(guān)管；R、L、C分別為濾波電感內(nèi)阻、濾波電感及濾波電容；Iabc表示輸出的三相電流；Uabc為濾波電容三相電壓，也即公共母線端電壓；PLL（phase locked loop）為鎖相環(huán)。

DER逆變電源在提出的基于 VSG控制策略下工作時，系統(tǒng)會首先根據(jù)中央控制器的指令得到有功功率及無功功率的參考值，經(jīng)有功-頻率及無功-電壓控制模型后分別輸出角頻率及電壓參考值，再根據(jù)同步發(fā)電機(jī)的矢量關(guān)系得到輸出電流分別在旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)系d軸和q軸分量上的參考值，分別與實際測量值比較后經(jīng) PI控制器及坐標(biāo)反變換后驅(qū)動PWM發(fā)生器產(chǎn)生脈沖來控制開關(guān)管的通斷。此外，實際電壓角頻率及相角的測量是通過PLL得到的。

據(jù)以上理論推導(dǎo)及分析可得，通過 SG轉(zhuǎn)子運動方程、無功電壓特性及相關(guān)的相量關(guān)系原理，將DER逆變電源的輸出功率與頻率、無功功率與電壓建立了一定的函數(shù)關(guān)系，使得DER逆變電源具備了虛擬的轉(zhuǎn)動慣量，這種控制策略下的DER逆變電源再接入到微電網(wǎng)系統(tǒng)時便可以增加系統(tǒng)總的旋轉(zhuǎn)慣量，從而為改善微電網(wǎng)系統(tǒng)頻率的穩(wěn)定性做出貢獻(xiàn)。

4 仿真分析

4.1 仿真系統(tǒng)概述

為了驗證所提出的 VSG控制策略，本文利用Matlab/Simulink仿真軟件搭建了如圖1所示的微電網(wǎng)仿真系統(tǒng)平臺，其中實際的同步發(fā)電機(jī)組包含G1和G2兩個，其容量大小分別為16kV·A、8.1kV·A，G1作為系統(tǒng)的平衡節(jié)點，來支撐整個微電網(wǎng)系統(tǒng)的電壓和頻率，且具備二次調(diào)頻能力。G2有功輸出一定，不承擔(dān)系統(tǒng)的調(diào)頻任務(wù)。DER逆變電源額定容量為5kV·A，負(fù)載Ld為恒定有功負(fù)荷，容量為10kW。其中，系統(tǒng)的仿真參數(shù)詳見附錄。

仿真時，將采用傳統(tǒng)解耦控制算法[23]及本文所提VSG控制算法下的DER逆變電源分別接入所搭建的微電網(wǎng)系統(tǒng)進(jìn)行對比分析。仿真過程設(shè)置如下：初始時刻，光伏電源運行在最大功率跟蹤狀態(tài)，其光照強度為470kW/m2，G1、G2及DER逆變電源的輸出功率分別為 3.5kW、2kW 及 2kW，負(fù)載Ld為7.5kW，系統(tǒng)穩(wěn)定運行，5s時通過增減負(fù)載Ld的大小來觀測整個微電網(wǎng)系統(tǒng)的動態(tài)響應(yīng)。

4.2 負(fù)載突增下的仿真分析

圖 6和圖 7所示為負(fù)載Ld在 5s時突增1.5kW情況下的頻率響應(yīng)及功率響應(yīng)對比結(jié)果。

圖6 負(fù)載Ld突增1.5kW時系統(tǒng)的頻率響應(yīng)對比Fig.6 Comparison of the network frequency response during loadLdsudden increasing of 1.5kW

圖6中，負(fù)載由7.5kW突增至9kW，DER逆變電源采用VSG控制算法時，微電網(wǎng)系統(tǒng)的頻率變化得到了明顯減緩，頻率的最小值由傳統(tǒng)控制算法下的 49.28Hz上升為 49.60Hz，頻率的幅值變化減少了44.4%，基于VSG控制算法下的DER逆變電源在頻率變化的動態(tài)過程中對整個微電網(wǎng)系統(tǒng)起到了顯著的慣性支持作用。

圖7 負(fù)載Ld突增1.5kW時DER逆變電源、G1及G2的有功功率響應(yīng)對比Fig.7 Comparison of the active power response of DER inverter、G1and G2duringLdsudden increasing of 1.5kW

圖 7對比了 DER逆變電源采用傳統(tǒng)控制及VSG控制組網(wǎng)時系統(tǒng)中各個微源的功率響應(yīng)特性。

在DER逆變電源采用傳統(tǒng)控制時，其本身不具備旋轉(zhuǎn)慣性，頻率變化基本不會影響到其功率的輸出值。同步發(fā)電機(jī) G1作為整個微電網(wǎng)系統(tǒng)的平衡節(jié)點，負(fù)荷Ld的突增導(dǎo)致 G1的有功功率輸出快速增加，因原動機(jī)的功率調(diào)節(jié)速度較慢，導(dǎo)致同步發(fā)電機(jī)的功率不平衡，轉(zhuǎn)速下降，進(jìn)而系統(tǒng)的頻率減小。此時，G2的有功功率輸出在頻率變化瞬間波動較大。而當(dāng)DER逆變電源采用所提VSG控制算法時，其本身具備了一定的虛擬慣性，在微電網(wǎng)中負(fù)荷的功率突變時，會對系統(tǒng)突變的功率有一定的分擔(dān)，進(jìn)而緩解 G1的功率不平衡情況，從而降低了系統(tǒng)頻率的變化幅值。此外，從G2的有功功率響應(yīng)對比曲線可以看出，VSG控制時，其功率輸出波動的幅值較小，且進(jìn)入穩(wěn)定狀態(tài)的速度更快。

4.3 負(fù)載突減下的仿真分析

圖 8和圖 9所示為負(fù)載 Ld在 5s時突減 1.5kW情況下的頻率響應(yīng)及功率響應(yīng)對比結(jié)果。

圖8 負(fù)載Ld突減1.5kW時系統(tǒng)的頻率響應(yīng)對比Fig.8 Comparison of the network frequency response during loadLdsudden decreasing of 1.5kW

圖9 負(fù)載Ld突減1.5kW時DER逆變電源、G1及G2的有功功率響應(yīng)對比Fig.9 Comparison of the active power response of DER inverter、G1and G2duringLdsudden decreasing of 1.5kW

圖8中，負(fù)載由7.5kW突減至6kW，DER逆變電源采用VSG控制后，微電網(wǎng)系統(tǒng)頻率的最大值由 50.68Hz減小為 50.37Hz，頻率的變化幅值減少了45.5%，從而改善了系統(tǒng)頻率的動態(tài)響應(yīng)。

圖9為DER逆變電源、同步機(jī)發(fā)電機(jī)G1和G2的功率響應(yīng)對比，可以看出，DER逆變電源采用所提 VSG控制時，G1有功功率輸出的變化率明顯減小，從而在很大程度上緩解了微電網(wǎng)系統(tǒng)頻率的變化，提高了系統(tǒng)頻率的穩(wěn)定性。此外，G2的有功功率輸出波動減小，且快速地達(dá)到穩(wěn)定。

4.4 不同慣性時間常數(shù)下的對比分析

圖10對比了不同慣性時間常數(shù)H下微電網(wǎng)系統(tǒng)在負(fù)載Ld突增1.5kW時的動態(tài)響應(yīng)特性。

圖10H變化下負(fù)載Ld突增1.5kW時系統(tǒng)的動態(tài)響應(yīng)Fig.10 Dynamic response during loadLdsudden increasing of 1.5kW with the change ofH

可以看出，針對DER逆變電源采用VSG控制策略后，均可以在不同程度上減小系統(tǒng)頻率的變化范圍。虛擬慣性時間常數(shù)H取值不同，在頻率動態(tài)調(diào)節(jié)的過程中DER逆變電源將表現(xiàn)出不同的慣性，即DER逆變電源虛擬出的慣性越大，對微電網(wǎng)系統(tǒng)頻率的支持作用越明顯。但是隨著H的增加，DER逆變系統(tǒng)的動態(tài)響應(yīng)緩慢，超調(diào)量變大，逐漸會產(chǎn)生一定的振蕩。因此，在慣性時間常數(shù)H的選擇上，應(yīng)綜合微電網(wǎng)系統(tǒng)的整體要求及每個微源自身的響應(yīng)特性，并考慮DER逆變電源的動態(tài)響應(yīng)時間、超調(diào)量及達(dá)到穩(wěn)定所需時間等。此外，在DER容量適當(dāng)?shù)那闆r下，通過改變不同的慣性時間常數(shù)可以虛擬不同的慣性大小，展現(xiàn)了其相比于實際同步發(fā)電機(jī)靈活多變的優(yōu)勢。

4.5 三種控制策略的對比分析

圖11對比了針對DER逆變電源采用傳統(tǒng)控制、下垂控制及VSG控制下負(fù)載Ld在5s時突增1.5kW情況下的頻率響應(yīng)特性。

圖11 三種控制策略下系統(tǒng)頻率響應(yīng)對比Fig.11 Comparison of the network frequency response under three control strategies

從圖11可以看出：負(fù)載突增后，相比于傳統(tǒng)控制，采用下垂控制及VSG控制均能在一定程度上減小頻率下降的幅值；下垂控制時，系統(tǒng)頻率的下降速度較快，響應(yīng)迅速，而VSG控制下，頻率則緩慢下降，這是由于虛擬的轉(zhuǎn)子慣性延緩了頻率的下降速度，一段時間后，系統(tǒng)頻率才由平衡節(jié)點G1調(diào)節(jié)至額定頻率，因此相比于傳統(tǒng)控制及下垂控制，VSG控制提高了系統(tǒng)頻率的穩(wěn)定性。

5 實驗驗證

為了充分驗證所提 VSG控制策略對微電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性的支持作用，根據(jù)圖1所示拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，搭建了簡單微電網(wǎng)實驗平臺。該實驗平臺主要包含兩臺通過異步電動機(jī)拖動的額定容量為6.8kV·A的同步發(fā)電機(jī)、10kW的交流可調(diào)負(fù)載以及5kW的DER逆變電源等。其中同步發(fā)電機(jī)的特性模擬是通過西門子S7—200型PLC控制ACS550變頻器，進(jìn)而控制異步電動機(jī)拖動同步發(fā)電機(jī)來實現(xiàn)的，包含單晶光伏及鉛酸儲能的 DER逆變電源是通過切換盤及并機(jī)裝置并入網(wǎng)微電網(wǎng)系統(tǒng)中的。

DER逆變電源的核心控制器采用 TI公司的TMS320F28335，功率開關(guān)管IGBT采用Infineon公司的FF450R12ME4，其驅(qū)動模塊采用Concept公司的 2SC018T2A0—17，實驗波形及數(shù)據(jù)的采集使用Yokogawa公司的 DL850示波記錄儀及 NI公司的cRIO—9025控制器及相關(guān)數(shù)據(jù)分析采集卡。此外，為了縮短VSG控制算法的實驗驗證時間，最大程度上保證仿真算法和實際應(yīng)用的一致性，根據(jù)已經(jīng)搭建的Matlab/Simulink仿真控制模型，利用eZdsp配置好DSP的資源及端口，實現(xiàn)了對仿真模型的快速控制程序代碼的自動生成。

考慮到實際裝置的容量及整個微電網(wǎng)系統(tǒng)的安全性，設(shè)定穩(wěn)態(tài)運行時負(fù)荷為 5kW，同步發(fā)電機(jī)G1和G2各承擔(dān)2kW，DER逆變電源輸出1kW，某一時刻突增負(fù)荷 1kW，分別測試 DER逆變電源采用傳統(tǒng)控制及 VSG控制時整個微電網(wǎng)系統(tǒng)的動態(tài)響應(yīng)，其結(jié)果如圖12和圖13所示。

圖12a和圖13a為兩種控制算法下的電壓電流波形，均為相電壓、相電流，共記錄了20s的波形。圖 12b、圖 13b為不同控制算法下微電網(wǎng)的系統(tǒng)頻率及各微源的功率波形，可以看出，采用VSG控制時，系統(tǒng)的頻率幅值變化明顯減緩，這是由于系統(tǒng)突增負(fù)荷的瞬間，DER逆變電源對突增的功率有所分擔(dān)，從而減緩了同步發(fā)電機(jī) G1輸出功率的變化率，使得頻率變化幅值的最小值有所降低，從而提高了整個微電網(wǎng)系統(tǒng)頻率的穩(wěn)定性。

圖13 VSG控制下負(fù)荷突增1kW時系統(tǒng)的動態(tài)響應(yīng)Fig.13 System dynamic response during load L sudden increasing of 1kW under the VSG control

此外，同仿真分析結(jié)果一樣，VSG控制下，同步發(fā)電機(jī) G2的功率波動范圍減小，且恢復(fù)穩(wěn)定時間縮短。突減負(fù)荷下的實驗同樣可以得出相似的結(jié)論，限于篇幅，不再給出。

以上實驗充分驗證了本文所提出的 VSG控制策略應(yīng)用在DER逆變電源上，可以提高微電網(wǎng)系統(tǒng)的動態(tài)穩(wěn)定性，是提高DER在微電網(wǎng)乃至整個電力系統(tǒng)穿透功率水平的重要方法之一。

6 結(jié)論

本文在理論上推導(dǎo)并分析了虛擬同步發(fā)電機(jī)控制與微電網(wǎng)頻率穩(wěn)定性的關(guān)系，研究了一種基于虛擬同步發(fā)電機(jī)的分布式逆變電源整體控制策略，通過數(shù)字仿真及物理實驗平臺驗證，得出如下結(jié)論：

（1）隨著分布式能源在微電網(wǎng)乃至整個電力系統(tǒng)中穿透率的不斷上升，系統(tǒng)的轉(zhuǎn)動慣量不斷下降，導(dǎo)致系統(tǒng)的動態(tài)頻率響應(yīng)及暫態(tài)穩(wěn)定性不斷惡化。

（2）利用 SG的轉(zhuǎn)子運動方程、一次調(diào)頻特性及無功電壓調(diào)節(jié)、無功延遲特性構(gòu)造的VSG控制策略，較好地模擬了同步發(fā)電機(jī)的特性，將微電網(wǎng)系統(tǒng)的頻率變化和DER逆變電源的輸出功率變化聯(lián)系起來，使得系統(tǒng)總的慣量增加，提高了微電網(wǎng)的頻率穩(wěn)定性。

（3）通過搭建的簡單微電網(wǎng)物理實驗平臺，對含基于VSG控制的DER逆變電源的微電網(wǎng)系統(tǒng)進(jìn)行的實驗驗證，更好地說明了其實際應(yīng)用價值。

（4）對于未來大規(guī)模分布式能源接入整個大的電力系統(tǒng)提供了一種解決方案。

附錄 仿真系統(tǒng)參數(shù)

附表1 DER逆變電源參數(shù)App. Tab.1 Parameters of the DER inverter

附表2 同步發(fā)電機(jī)G1參數(shù)App. Tab.2 Parameters of the G1

附表3 同步發(fā)電機(jī)G2參數(shù)App. Tab.3 Parameters of the G2

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