基于虛擬同步發電機技術的風光儲發電系統探索

隋秋楠

【關鍵詞】風光儲；PSCAD；VSG；故障穿越；電力系統

引言

經濟的快速發展帶來對能源的更深層次需求，大電網的發展可以在很大程度上滿足對電力的需求，但在面對多元的需求時其不足也開始顯現，如不同的工業用電、居民用電的需求以及個性化供電需求。分布式發電以其經濟性和靈活性越來越受到重視，實現電力資源的優化配置，從而提高電力利用效率。盡管分布式發電本身有很多優點，但不可否認對比大電網，其更容易受到干擾甚至脫網，進而造成電網安全事故。在分布式發電系統中，由于大量的電力電子設備的接入，使得系統運行時旋轉慣性和阻尼分量很小，并且風光發電系統輸出功率具有不穩定性，負載的多變導致系統在頻率和電壓控制的難度上陡增，為了保證穩定性，系統結構就會更為復雜。儲能系統的增加，采用虛擬同步發電機控制技術使得系統具有傳統同步電機特性，增加系統的阻尼分量和旋轉慣性，提高系統的穩定性和新能源的友好性。清潔能源開發利用過程中，儲能技術的加入，是實現儲備能量、不浪費能源和實現能源資源科學利用的關鍵所在，且對今后能源結構轉型產生直接影響，所以清潔能源開發利用與儲能技術發展有密切關聯，需要促成兩項工程的順利推進、協同發展，可有效推動我國實現綠色經濟發展，也希望本次研究具有較強借鑒與參考價值。

一、VSG原理

圖1 風光儲多源發電系統拓撲結構圖

VSG技術就是參考同步電機的機械方程與電磁方程構建虛擬的網壓和頻率的控制器，這是一種系統控制的策略，大量的電力電子器件使用使得這種策略可以實現，控制電力電子設備時采用這種控制策略使其可以具有同步電機的特征。將虛擬同步機技術運用在風光儲多源發電系統的電源側變流器中，構成同步變流器，其可以等效為同步發電機，其一般拓撲結構如圖1所示。

風光儲多源發電系統通過直流母線互聯，儲能系統直接并聯在風力發電機組變流器直流母線和光伏系統逆變器直流側輸入端。通過對網側電流和電壓信號的采集完成整個系統電力電子設備的控制信號調制，完成能量的交互。系統的控制重點其實就是控制直流母線電壓的穩定，當負載功率與輸入功率不匹配時，可以造成直流母線電壓的波動從而不穩定，對于這種波動利用儲能系統就可以吸收或者釋放直流母線能量來穩定直流母線電壓，最終平滑抑制功率的波動。儲能系統的加入使得風光儲多源發電系統能夠實現具有同步發電機的靜態和動態特征。

二、系統建模

（一）永磁直驅風力發電機組

本文只對永磁直驅同步風力發電機P M S G（Permanent Magnet Synchronous? Generator）而言，采用PSCAD/EMTDC仿真軟件中的現成模塊搭建模型[1]。設置額定容量20kW，額定頻率50Hz，額定轉速15r/min，直流母線電壓1050VDC，直流電容10mF，定子繞組電感42mH，極對數42，額定風速10（m/s），空氣密度ρ=1.275（kg/m³），槳距角β=0，最佳葉尖速比λ_opt=7.75，風機切入轉速3.5（r/s）。

（二）光伏系統

太陽能電池主要利用光生伏打效應產生電能[2]。在PSCAD/EMTDC中搭建輸出0-750V的直流電源。在標準1000 W/m2照度和25℃測試溫度下為參考，系統設計時以開路電壓29V的單個太陽能電池板為例，其特征值為22.4V的單體額定電壓，8A的單體短路電流，單體的額定電流為6.92A，太陽能電池組件按照26個單體串聯后并聯3組構成，則系統輸出的最大短路電流為24A，開路電壓可達到754V，最大輸出功率可達到16kW。

（三）儲能系統

儲能系統能夠有效實現需求側管理、消除峰谷差、平滑負荷及提高電網運行的可靠性和穩定性等功能[3]。本文以磷酸鐵鋰蓄電池為例，在不相同的使用工況下釋放出的電能也不同，故其效率也是不同，因此效率分析尤其重要，實際使用中需要測試其在不同的放電率下的效率。電池的損耗主要由損失的電荷和其損失的能量造成的，通常放電效率滿足表達式：η_d=η_v×η_c，其中放電效率等于電壓效率與容量效率的乘積，容量效率通常情況下取值為1?？梢钥闯鲭娀瘜W儲能電池的放電效率主要取決于電壓效率，電化學儲能電池的電壓效率為放電前后實際的電壓比值，參見式（1）。

電網發生故障和穩定運行的控制策略不同在于，雖機側變流器所含的控制策略依然采用雙閉環的結構形式，但此時網側逆變器已經不再處于是正常電壓下的單位功率因數的狀態，其雖也采用電網電壓的定向矢量控制，但一旦電網側的電壓突然進入故障穿越時，風電機組則就需要按照期間電壓變化值與額定無功補償電流值至少1∶2的原則對電網進行就地補償。與高穿不同，低穿時電網電壓在發生三相對稱跌落的瞬間時刻，電流的跟隨特性使得網側電流不能隨之立刻變化，但電壓跌落最終導致有功功率的降低，而對于機側依然和故障前狀態相同，正常輸出功率，系統為了維持直流母線電壓平衡，就會造成網側電流增大，往往變流器設計選型時功率器件是有容量限制的，就會導致其過流而失效。為了保證功率器件的有效性，當系統電壓跌落到一定深度和時間后，不能一味增加網側電流來維持平衡了。下面就以高穿為例分析：

網側變流器通常以滿功率因數狀態模式運行，當并網電壓因故障導致下跌或上升時，網側變流器從滿功率因數狀態模式切換進入到故障補償模式，優先通過發出或吸收無功來去支撐電網的電壓；變流器的無功輸出受限于本身的電抗器和電容器容量，此時若變流器發出的無功補償電流已經達到輸出上限，自身已無法再滿足其無功補償需要時，這時可以采用發電機側功率補償控制，也就是降功率來保證無功的輸出，隨著功率的下降，轉矩不變的情況下，轉速就會隨之升高或者超限故障，但是這不符合低電壓和高電壓穿越的要求，在保證輸出功率不變的同時，保證無功輸出滿足標準要求。但結合直流側VSG控制策略就是剛好彌補了這個空缺，而且該VSG控制策略可以根據電壓跌落程度選擇對應的無功補償，進一步提高了穿越裕度的同時，也避免了直流側繼續升壓，快速穩定直流母線電壓。

三、仿真分析

（一）系統模型設計

圖2 VSG 仿真模型

為了驗證正常運行時風光儲多源發電系統的穩定性以及故障穿越時VSG 控制策略的有效性。呂志鵬、劉洋等人提出的設計方法是在PSCAD/EMTDC搭建一套風光儲多源發電系統，在系統網側變流器采用虛擬同步發電機控制策略來實現系統具有同步電機的特性[4-5]。模型結構如圖2所示。

參照模擬風機在三相短路故障情況下，此時分別以并網點電壓驟升30%和驟降20%為例，驟升至1.3p.u.左右，故障起始時間為1.0s，要求風電機組保持并網運行時間0.2s；驟降到了 0.8p.u.數值，持續了有 100ms的時間，且之后幾秒時間內電壓出現遞減下降的趨勢和維持時間變長的現象，直至 1.0s后才恢復正常數據。當處在電網電壓驟升驟降的時間內，電網故障狀態下永磁直驅風電機組不采用VSG策略時，網側一直維持單位功率因數的狀態運行即其無功輸出為零。

圖3 故障穿越時直流母線電壓對比

由于風速和光照本身具有波動性，并網點測量有功功率P以及直流母線電壓在0.5s前波動較強，波動幅度分別最高可達400V左右；同樣測試環境條件下，基于VSG策略的風光儲多源發電系統接入直流母線DC750V后，在并網點測量的不論是有功功率還是無功功率的最高波動幅度都不超過200V，無明顯超調，系統可以在更短的時間達到穩定輸出，在0.1s內直流母線電壓即可保持穩定在750V。

光伏發電系統和風力發電系統都是易受環境因素影響的間歇性能源，故在加入VSG控制策略的儲能系統進行充放電輔助調控運行下，直流母線電壓的穩定性得到了顯著的提升。由此可見，充足容量的儲能系統和協調控制方式可有效平抑功率波動。

結論

本文根據變流器網側和機側部分結構和功能控制特性的不同，研究了VSG策略在風光儲多源發電系統中的應用，其中，對VSG策略系統的結構，系統在風光儲多源系統的搭建，以及系統的功能做了介紹，通過故障穿越時傳統控制策略和VSG控制策略直流母線數據的分析，重點對高電壓穿越時功率特性及影響展示了系統性能評估的有效性。在仿真軟件PSCAD/EMTDC中搭建仿真平臺驗證控制策略的有效性和可行性。