虛擬同步發電機并網穩定性與控制技術研究綜述*

李 智, 劉 輝, 劉明波, 程雪坤, 張揚帆, 梅 勇, 陳亦平

[1.華南理工大學,廣東 廣州 510641;2.國網冀北電力科學研究院(華北電力科學研究院有限責任公司),北京 100045;3.中國南方電網電力調度控制中心,廣東 廣州 510663]

0 引 言

新能源發電的大規模應用被認為是應對能源危機、環境污染等問題的一種可靠方案,由于其隨機性、間歇性、波動性的特點[1-3],新型變流器控制技術得到了廣泛應用。合理、有效的變流器控制策略對于提升新能源發電的供電質量、可靠性和電網支撐能力具有重要的意義[4]。為改善電力系統的穩定性以及解決新能源發電并網后給電力系統帶來的各種問題,借鑒傳統電力系統的工作原理,新能源發電模擬或部分模擬同步發電機頻率及電壓控制特性已成為亟待突破的關鍵技術[5-6]。

首先提出虛擬同步發電機(VSG)基本理念的是歐洲的VSYNC工程,其提出的VSG從外特性上等效為受控電流源;后來,國內外學術機構也提出多種從外特性上可以等效為受控電壓源的虛擬同步發電機[7]。電流控制型VSG適用于聯網運行,但無法實現孤島運行,在弱電網下因失穩風險難以提供頻率及電壓支撐。為消除電流控制型VSG的缺陷,電壓控制型VSG技術應運而生,其能夠自主構網和孤島運行,在弱電網下具備更強的魯棒性。此外,針對不同并網適應性問題,國內外學者提出了VSG結構下的解決方法。文獻[8]揭示了VSG在并網運行中產生高頻振蕩的機理,分析含濾波器的多臺VSG與電網之間相互作用,并采用虛擬阻抗的方法進行高頻諧振抑制。文獻[9]分析了具有電網支撐能力的新能源機組之間的虛擬慣量引起功率振蕩的原理,并通過合理設計控制參數的方法實現了系統振蕩抑制和多新能源機組間的功率協調控制。文獻[10]分析了VSG在弱電網環境下的穩定運行與發電特性,基于數學模型和暫態仿真分析了引入VSG控制策略對頻率穩定性的影響,以及同步頻率振蕩問題及抑制策略。目前關于虛擬同步發電機技術的研究集中在變流器優化控制方面,但是在理論及應用上仍有很多問題需深入探索。

本文首先分析了電流控制型、電壓控制型VSG的控制原理、控制策略和參與電力系統調頻的基本原理及特點,對已有的技術方案進行了簡要總結和對比;其次,分析了改進型VSG的不同控制策略及運行原理,進一步對并網運行環境下VSG的穩定性分析方法、振蕩機理與抑制策略和故障電壓穿越技術進行了綜述;最后,對I-VSG與同步機組及接入電網的交互作用機制、分析支撐電力系統動態穩定性的技術等關鍵問題進行了展望,指出了后續研究的重點,并提供了可參考的解決思路。

1 虛擬同步發電機基本原理

1.1 電流控制型虛擬同步發電機

基于直接電流控制模式,近似模擬同步發電機的搖擺方程、有功—頻率、無功—電壓控制,形成電流控制型虛擬同步發電機(C-VSG)。

1.1.1 控制策略A

C-VSG控制策略A控制模型采用模擬轉子運動方程的方式,包括模擬調頻控制器模型和同步發電機本體模型兩部分,控制策略A的有功調頻控制框如圖1所示。C-VSG調頻控制器模型和同步發電機本體模型如式(1)和式(2)所示:

圖1 控制策略A有功調頻控制框圖

Pm=Kω(ω0-ωg)+Pref

(1)

(2)

式中:Kω為同步發電機調差系數;Pm為機械功率;Pe為電磁功率;Pref為有功功率指令值;ω0為額定角速度;ω為VSG角速度;ωg為電網角速度;KDp為阻尼系數;J為虛擬慣量;Vt為機端電壓;E為內電勢;X為定子阻抗;θ為電角度;θg為電網相角;δ為功角;idcref為d軸電流參考值;Vdc為直流母線電壓。

1.1.2 控制策略B

C-VSG控制策略B采用附加頻率控制信號方式,通過在初始電流值附加線性模擬一次調頻、慣性及阻尼特性的控制變量,實現有功調頻,其有功調頻控制框圖如圖2所示,控制方式如式(3)所示:

圖2 控制策略B有功調頻控制框圖

(3)

式中:iboost_0為初始電流給定值;fN為額定頻率;f0為電網實際頻率;PN為額定功率;Kf為有功調頻系數;Tj為虛擬慣性時間常數;Δf為電網頻率變化量;Δt為對應電網頻率變化的時間。

C-VSG能夠呈現有功調頻外特性,能近似模擬同步發電機有功調頻特性,但無法模擬勵磁調節機理。此外,由于秉持電流源特性,并依賴鎖相環,其只能應用在并網或有同步發電機組網的微電網模式下。

1.2 電壓控制型虛擬同步發電機

電壓控制型虛擬同步發電機(V-VSG)基于同步發電機轉子運行方程和勵磁控制設計控制策略,其自賦內電勢,變流裝置外特性為受控電壓源,可運行在并網或孤島模式下,實現模式無縫切換。V-VSG控制策略分為基于虛擬慣性模擬的內稟電壓控制策略[11]和考慮電磁暫態模型的Synchronverter控制策略[12]。

1.2.1 虛擬慣性頻率控制策略

虛擬慣性頻率控制策略采用ω-P阻尼控制器作為V-VSG的一次調頻方式,基于轉子運動方程進行虛擬慣量控制,從功角特性角度模擬同步發電機的搖擺方程,使得變流器具備近似同步發電機的慣量和一次調頻響應,但無電磁方程,未體現電磁暫態物理過程,控制原理如圖3所示。

圖3 虛擬慣性頻率控制框圖

1.2.2 Synchronverter控制策略

Synchronverter控制策略通過對同步發電機進行物理建模,VSG電磁暫態過程的數學模型如式(4)所示:

(4)

式中:Mf為轉子和定子繞組間的互感系數;if為勵磁電流;Te為電磁轉矩;P為有功功率;Q為無功功率;E為內電勢。

基于同步發電機機械—電磁物理模型,通過附加有功調頻和勵磁控制器,構建Synchronverter,如圖4所示。

圖4 Synchronverter型V-VSG功率控制策略

Synchronverter控制策略通過對同步發電機電磁暫態特性進行模擬,使新能源機組具備轉子慣性、有功調頻及勵磁調壓功能,具備有功、無功的無差控制能力。但有功、無功未實現解耦控制,且功率外環控制環路引入積分環節,存在滯后環節,系統存在振蕩模式,在大擾動下可能造成系統失穩。

綜上所述,C-VSG和V-VSG在實現原理上有很大區別,前者僅模擬了同步發電機的外特性,后者模擬了同步發電機的轉子運動方程。C-VSG基于附加頻率信號模式,控制過程依賴鎖相環環節生成電角度,且在弱電網環境下難以提供電壓支撐,無法自組網,存在與常規變流器類似的振蕩、失穩模式,但由于沒有完全模擬同步發電機的轉子運行方程,不會出現類似于同步發電機的功角振蕩;V-VSG適用于并網或孤島模式,可實現模式無縫切換,能夠自主構網,更接近同步發電機,但存在有功、無功耦合,運行響應滯后,在大擾動下可能造成系統失穩等問題。

2 改進型虛擬同步發電機控制策略

基于改進同步發電機結構的虛擬同步發電機(I-VSG)整體控制策略A和B分別如下。

2.1 控制策略A

I-VSG整體控制策略A如圖5所示。

圖5 改進型虛擬同步機控制策略A框圖

I-VSG輸出電磁轉矩和無功功率[13-14]如式(5)所示:

(5)

式中:ω為機械角速度;ωn為額定角速度;Dp為有功調頻系數;Jd為轉動慣量;Dq為無功調壓系數;Te和Q分別為有功功率和無功功率指令值;P和Qref分別為有功功率和無功功率參考值;Vref為機端額定電壓;uoD為d軸電壓。

運行過程中,I-VSG通過有功控制環節輸出相角,經無功控制環節輸出電壓參考值,得到αβ坐標系下的電壓分量。電動勢e與電網電壓u的偏差除以虛擬阻抗得到αβ坐標系下的電流分量,通過PR控制、靜止坐標系變換,驅動PWM脈沖控制開關通斷。

綜上可知,I-VSG在傳統虛擬同步發電機基礎上增加電流內環,通過雙閉環模式,控制功率輸出,實現新能源機組對系統的頻率、電壓響應。這種控制模式的I-VSG并網系統,能夠有效增加系統總體慣量,提高系統的頻率-電壓穩定性。

2.2 控制策略B

I-VSG整體控制策略B如圖6所示。I-VSG控制策略B由功率外環和電流內環構成,其中,有功控制環節模擬同步發電機的慣性、一次調頻,無功控制環節模擬無功調壓特性,電流內環控制采用PI控制,dq軸電流解耦。

圖6 改進型虛擬同步機控制策略B框圖

控制策略B將電壓在dq坐標系下進行分解。運行過程中,I-VSG根據自動發電控制(AGC)、自動電壓控制(AVC)或最大功率點(MPPT)指令得到有功功率及無功功率的參考值。然后,經有功控制環節輸出相角,經無功控制環節輸出電壓參考值。再根據坐標變換,由平面abc坐標下的電壓參考值旋轉并計算獲得dq坐標系下d、q軸分量上的電壓參考值,經虛擬阻抗控制環節,得到電流d、q軸分量,通過PI控制,得到d、q軸電壓矢量值,驅動PWM發生器產生脈沖,以控制功率器件的通斷。輸入電網電壓角頻率ω0直接釆用系統額定頻率,無需鎖相環。

綜上所述,基于控制策略B的I-VSG可以提高新能源發電對電網的支撐性,采用內稟自同步機制來模擬同步發電機頻率、電壓暫態響應,為系統提供一次調頻、無功調壓等支撐功能。與策略A相同,策略B也是基于電流內環對設備進行電流幅值控制,且都具備虛擬轉動慣量,從而起到支撐電力系統頻率穩定性的作用。

3 虛擬同步機穩定性與故障電壓穿越

相比于同步發電機,I-VSG參數模型與其并不完全等價,I-VSG的設備參數、并網系統的耦合效應,會對電力系統穩定性產生影響。為探究I-VSG控制參數、濾波參數對并網系統穩定性的影響及誘因,文獻[15]構建I-VSG的高階小信號模型,基于該模型,分析了不同參與因子及其根軌跡和穩定性。為研究控制參數的靈敏度,文獻[16]構建I-VSG的小信號分析模型,研究了電氣、控制等參數對I-VSG控制特性的影響,基于最優二階系統,形成I-VSG慣性時間常數和阻尼系數參數整定方法。針對I-VSG的參數優化設計問題,文獻[17]通過小信號模型觀察開關頻率、功率等級對I-VSG并網系統穩定運行的影響,比較系統穩定運行邊界和參數的要求,得到I-VSG控制器參數優化設計方法。文獻[18]通過開環頻率特性,分析了并網系統中I-VSG的暫態響應特性和穩定性,建立自適應改變的I-VSG虛擬慣性控制參數模型,提高了I-VSG暫態穩定性。I-VSG的小干擾穩定性和暫態穩定性與傳統同步發電機在一定程度上類似,受到擾動時同樣存在功角的搖擺過程,且考慮到應用I-VSG的電力電子設備的特性及其參數的可調節性,I-VSG的并網穩定問題會更加復雜。

3.1 虛擬同步發電機穩定性分析

常規新能源機組并入電網后,如果控制策略不合理或控制參數設置不當,可能會出現振蕩問題。一方面,常規新能源機組通過電力電子變換器接入電網,而電力電子變換器產生的的大量高頻諧波需要利用濾波器濾除。由于LC、LCL等濾波器的高階特性,以及控制器延時的影響,當多臺含濾波器的電力電子變換器以及電網之間相互作用時,可能會出現高頻振蕩現象。文獻[19]和[20]揭示了新能源機組在微電網中高頻振蕩的機理,并利用虛擬阻抗的方法對系統高頻振蕩進行抑制。另一方面,在利用I-VSG技術為新能源機組提供主動支撐電網能力時,I-VSG引入的支撐慣量可能會導致系統發生同步頻率附近的振蕩。

學術界對I-VSG并網穩定性及弱電網適應性的研究十分關注。文獻[24]分析了基于風電的I-VSG弱電網穩定運行與發電特性。文獻[25]分析了由I-VSG機組之間的虛擬慣量引起的功率振蕩的原理,并通過合理設計控制參數的方法抑制了系統振蕩,實現了各新能源機組的功率協調控制。文獻[26]分析了I-VSG同步頻率問題以及抑制策略。

目前關于新能源機組并網穩定性的研究,絕大多數文獻均采用小信號分析方法。小信號分析方法主要研究在某一平衡點附近,新能源機組受到小干擾后的穩定性與動態響應。在大多數文獻中,小信號分析方法一般分為小信號建模與小信號穩定性分析兩個部分。

小信號建模是小信號穩定性分析的基礎。I-VSG并網的小信號建模主要關注I-VSG并網運行中各種對象的建模方法,包括I-VSG的小信號建模、電網等效建模以及綜合I-VSG與電網的整體系統的小信號建模。文獻[27]建立了使用單臺I-VSG的小信號模型。在單臺I-VSG的小信號模型的基礎上,文獻[28]建立了考慮電網結構整體系統的小信號模型。文獻[29]在文獻[30]與文獻[31]的基礎上,進一步細化了I-VSG的模型,考慮了電壓電流控制器的動態、LCL濾波器動態等部分。在考慮風電電源側特性方面,文獻[32]針對雙饋風機進行了小信號建模,文獻[33]針對含虛擬慣量與頻率控制功能的雙饋風機在故障情況下的小信號模型,建立了更為完整的小信號模型。

在小信號建模的基礎上,小信號穩定性分析主要研究I-VSG的控制策略、新能源機組的接口類型以及電網變化等因素對系統小信號穩定性的影響。其主要分析方法是對小信號模型的狀態矩陣進行特征值分析。文獻[34]通過參與因子分析,指出電網主導低頻模式主要受下垂控制器參數影響,下垂參數過大可能會導致I-VSG并網失穩。文獻[35]構建了由多臺具有下垂控制的I-VSG的下垂系數構成的小干擾安全域,并通過安全域中某一點距邊界的最短距離來評估系統的穩定裕度。文獻[36]對比分析了I-VSG運行平衡點變化對系統穩定性分析的影響。

3.2 虛擬同步發電機振蕩機理與抑制

I-VSG通過功角特性,無需PLL環節,即實現與電網的準確同步,由于引入了新的狀態變量,例如阻尼系數等,可能激發其他的振蕩模式,文獻[37-39]分析了I-VSG可能引發同步頻率諧振(SFR)的機理和振蕩模式,提出了振蕩抑制策略。

在dq坐標系下建立系統小信號模型,通過推導I-VSG的動態全頻域功角關系,闡明I-VSG存在的SFR現象。分析可知,全頻段的動態功角關系式為

(6)

其中:

(7)

式中:jX=jωsL,ωs為同步旋轉頻率;U為被定向到d軸的電網電壓;E和δ0分別為變流器橋臂電壓幅值和相位;L和R分別為濾波電感和并網線路電阻量。

在穩態時,電阻值可忽略不計,由式(6)可以得到:

(8)

式(8)為同步發電機功角關系,分析同步頻率下諧振點,由式(8)可得到2個極點,位置取決于R和L的參數值。由于R忽略不計,所以極點的實部近似為零,只剩虛部,即極點在虛軸附近。文獻[28-30]將SFR現象引入到I-VSG的運行環路中,分析其對設備的影響,引入SFR現象的I-VSG控制框圖如圖7所示。

圖7 引入同步頻率諧振要素的改進型虛擬同步機控制框圖

可以看出,動態功角HPδ(s)在前向通路中起著關鍵作用。VSG的開環傳遞函數為

(9)

式中:J為虛擬慣性;DP為有功調頻系數。

引入一個同步頻率諧振點,設置固定參數,VSG和SG開環傳遞函數伯德圖如圖8所示,由圖可知,SFR時相位滯后180°,欠阻尼狀態下,諧振峰值超過0 dB,激發同步頻率振蕩,系統失穩。

圖8 改進型虛擬同步機和同步機伯德圖

由式(9)可知,諧振幅值的主要影響因素是控制參數、濾波參數及線路電阻。由于電路參數工作在特定狀態下,因此,為了抑制SFR的不利影響,需要優化影響諧振幅值的控制參數J、Dp和R。在諧振點處,J、Dp和R減小,HVSG(s)幅值增大,穩定裕度降低,并由此可能在不恰當的參數設計下激發功率振蕩。改變Dp對|HVSG(jωr)|的影響不明顯,可以通過優化虛擬慣量J和電阻R進行抑制[40-43]。

如圖9可知,I-VSG虛擬慣量參數增大,可有效抑制同步頻率諧振,諧振點幅值在0 dB以下。

文獻[44]認為從理論分析角度,SFR與電阻R幅值呈正相關,電阻增大能抑制諧振發生。采用在電流內環控制回路增加虛擬電阻環節的方式,增強系統阻尼。由圖10可知,虛擬電阻對系統同步頻率振蕩起到正阻尼作用,抑制諧振點峰值。

圖10 改進型虛擬同步機不同虛擬電阻伯德圖

在微電網環境下,建立小信號模型,經推導得到系統五階特征方程,改變下垂系數,通過求解該方程的根軌跡曲線,來判定系統的穩定性;在并網運行狀態下,通過建立系統小信號模型,推導動態全頻域功角關系,闡明I-VSG存在SFR現象,存在失穩風險,可通過增大虛擬慣性J或引入虛擬電阻來抑制同步頻率振蕩。

3.3 新能源VSG故障電壓穿越技術研究

電網發生故障時新能源發電設備脫網自保會加重系統功率缺額,惡化電網頻率和電壓動態。因此,目前新能源發電設備均具備故障穿越能力。作為并網適應性的重要組成部分,I-VSG也需具備故障穿越能力。

目前,針對I-VSG故障穿越技術的研究尚處于起步階段。由于I-VSG沒有電流控制環節,因此無法直接對電流進行控制,故障穿越實現難度較大。文獻[45]分析了在電網故障時利用電網電壓前饋與有功功率指令調節相結合的方法限制I-VSG的內電勢,從而減小故障電流。但實際電網故障時,電壓相位也會發生跳變,該方法中的電壓前饋無法抑制電壓相位變化導致的故障電流分量。文獻[46]分析了增大I-VSG濾波阻抗及限制I-VSG內電勢與故障點的電壓差兩種方法對故障電流的抑制效果。結果表明,增大濾波阻抗可有效抑制故障電流,但會降低I-VSG運行的穩定性;而限制電壓差的方法僅適用于抑制故障穩態電流,對暫態電流抑制能力較差。文獻[47]通過補償I-VSG控制電壓的故障分量來減小其等效阻抗上的壓降,從而實現降低故障電流的效果,但僅對電網對稱故障的情況進行了分析,未討論不對稱故障情況下策略的適用性。

4 虛擬同步發電機穩定分析與控制技術的關鍵問題與研究展望

VSG技術從控制結構深刻推動新能源機組并網特性和網源協調能力向主動支撐發展,特別是I-VSG技術能夠有效改善新能源機組的網源協調運行能力,支撐電網維持穩定和故障恢復。因此,有必要進一步探明不同運行工況I-VSG群的慣量支撐與一次調頻功能對電網頻率動態特性的影響規律,分析其功角穩定性,優化電網故障狀態下I-VSG向系統快速支撐控制方法,提升VSG寬頻帶阻尼的技術,實現VSG并網安全穩定運行以及對電網的主動支撐。

4.1 VSG與同步機組及接入電網的交互作用機制研究

隨著VSG應用的進一步推廣,理解VSG與同步機組的動態相互作用,掌握VSG特性對高滲透率下新能源電力系統暫態穩定影響的機理具有十分重要的意義。相較于C-VSG,I-VSG更充分地模擬了同步機的特性,其并網系統更類似于一個接入了“互動同步風機”的電力系統。目前,關于I-VSG小干擾穩定性和暫態穩定性的研究存在以下幾方面的不足。首先,缺少分析和討論不同滲透率對穩定性的影響,特別是,隨著I-VSG技術的不斷發展,有必要研究I-VSG占比較大時的穩定性問題及防控措施;其次,現有對多機系統的研究中一般假設每臺I-VSG的容量、參數均完全一致,而實際I-VSG的容量、參數甚至控制策略都有所差異,需要針對不同類型、不同參數I-VSG多機并網系統的穩定性展開研究;最后,現有研究中缺少I-VSG重要參數的取值標準和選取原則。尤其是虛擬慣量、阻尼系數等I-VSG的重要參數,這些參數對系統穩定性有重要影響,需要對I-VSG的重要參數給出系統化的整定方法。因此有必要對比分析不同電網強度、滲透率、機組組合情況下,考慮I-VSG對系統暫態功角與同步穩定的內涵與機理的影響,進一步理解I-VSG與同步機組、接入電網的交互作用機制,深化I-VSG單機特性和系統穩定性相關研究工作。

4.2 支撐電力系統動態穩定性的分析技術研究

電網故障會導致VSG機端電壓產生大幅波動,在電網故障期間,新能源機組需向電網提供一定的無功電流[48]。因此,需要進一步研究VSG無功電壓控制策略對系統動態、暫態穩定性的影響。現有研究對I-VSG的無功電壓控制進行了不同的策略設計,主要有無功電壓下垂控制、無功電壓綜合控制等[49-54]。但以上控制方案大多基于穩態運行進行設計與參數設置,對電網故障工況下無功電壓控制策略的研究較少。有必要定量分析無功電壓控制策略對支撐系統運行和動態穩定性的影響,進一步優化故障期間無功電壓支撐策略、切換模式及無功功率指令值的給定等。

5 結 語

綜述了研究虛擬同步發電機控制策略和穩定性的相關文獻,對虛擬同步發電機并網穩定與控制技術的關鍵問題與研究進行了展望,對全文總結如下:

(1) C-VSG基于附加頻率信號模式,依賴鎖相環,無法自組網,存在與常規光伏逆變器類似的失穩模式;V-VSG適用于并網或孤島模式,可實現模式無縫切換,但存在有功、無功耦合,運行響應滯后,在大擾動下可能造成系統失穩等問題。

(2) I-VSG通過附加功率控制和引入電流控制內環,提高新能源發電對電網的支撐性,這種控制策略下的VSG,增加電流內環對設備進行控制,且都具備虛擬轉動慣量,增加了系統總體旋轉慣量,從而起到支撐電力系統頻率穩定性的作用。

(3) 本文進一步圍繞I-VSG并網系統穩定性與暫態控制開展分析與綜述,旨在總結研究現狀,并為I-VSG并網系統穩定性、故障恢復和振蕩抑制的深入研究提供思路。首先對常用穩定分析方法進行了概述,梳理并總結了I-VSG接入對系統穩定的影響。在此基礎上,指出了I-VSG穩定分析問題、振蕩抑制和故障電壓穿越的研究重點,深入分析了現有研究的主要成果與存在的不足。最后對I-VSG與同步機組及接入電網的交互作用機制、支撐電力系統動態穩定性的分析技術進行了展望,指出了后續研究的關鍵問題并提供了可參考的解決思路。