虚拟同步机

分布式发电、储能及电动汽车等电力电子装置大规模并入配电网，削弱了系统的惯性和阻尼，对电网安全、可靠运行造成较大影响。虚拟同步机技术是实现电力电子装置柔性、灵活并网的先进控制技术，可以使电力电子设备模拟同步电机的外特性，实现分布式电源、储能、电动汽车等装备的即插即用、灵活并网，最终形成配电侧源、网、荷、储的分布式、自适应协同运行机制。

在风电场直流侧配备储能以实现虚拟同步机控制的方案需要对风电场的硬件进行改造升级，成本较高；在风电场交流侧配备储能虽成本较低，但现有的风电场与交流侧储能独立控制的方法对风电场出力波动的平抑作用有限。在不改变风电场现行控制基础上，文章提出一种风电场及其交流侧配备的构网型储能设备的虚拟同步发电机协同控制方案，可使新能源和储能联合系统呈现电压源效应并提供系统阻尼和惯量，考虑了储能容量对控制效果的限制作用，并提出了储能容量与风电场装机量的最佳配比，通过仿真实验对该方案的有效性进行了论证。结果表明：通过协同控制风电场与其交流侧配备的构网型储能出力，可以与风电场直流侧配备储能的虚拟控制实现相同的频率与电压支持效果，并有效平抑风力发电的波动性。

以同步发电机为主导的电力系统正在演变为以虚拟同步机（virtual synchronous generator，VSG）为主导的新型电力系统，电力系统的动态特性发生了重大变化。现阶段，绝大多数文献的研究场景是在无穷大电源的基础下，分析单机或多机并网系统的动态特性，对全部虚拟同步机为主导的电力系统动态特性研究较少。因此，先建立了全部虚拟同步机为主导的三机九节点系统的模型，通过微分方程仿真得到系统的动态特性曲线。然后，利用纵横交叉算法（crisscross optimization，CSO），延迟优化新型电力系统惯量，并与无优化控制系统作对比，在系统发生扰动后，优化后的系统振荡幅值变小，调节时间变小。最后，通过仿真验证了上述结论的正确性。

虚拟同步机(virtual synchronous generator, VSG)技术可以使并网逆变器具有与同步发电机类似的外特性。VSG系统暂态稳定性的主要影响因素是虚拟惯量和阻尼系数，但现有的控制策略在参数调节过程中存在灵活性不足的缺点，不能有效解决系统暂态稳定性和暂态恢复时间的问题。针对这一问题，提出动态调节阻尼补偿量的概念。将阻尼系数和阻尼补偿量共同作为系统的等效阻尼系数，设计了基于径向基函数(radial basis function, RBF)的VSG虚拟惯量和动态阻尼补偿自适应控制策略，实现了参数之间的解耦，使系统的阻尼随着系统频率的变化进行动态调整。通过建立VSG数学模型，确定了参数的具体取值范围。最后，在仿真平台上搭建VSG系统，分别在出力波动和低压穿越两种工况下验证了所提控制策略相较于传统RBF控制策略的优越性。

直流充电桩充电速度快、效率高的优点使得电动汽车负载可以频繁投切，但其作为直流系统具有惯性小、阻尼弱的特点。为降低电动汽车负载投切对直流侧电压扰动的影响，文中提出一种基于改进虚拟惯性(virtual inertia，VI)控制的直流充电桩控制方法。首先，类比虚拟同步机(virtual synchronous machine，VSM)技术推出VI控制，赋予直流系统一定的惯性与阻尼支撑。其次，采用指令滤波反推积分滑模(command filter backstepping integral sliding mode，CFBISM)控制对VI控制进行改进，即采用积分滑模(integral sliding mode，ISM)控制优化VI控制，增强系统的鲁棒性，并采用指令滤波反推控制对其中关键参数进行重构，避免控制器出现计算膨胀现象，同时对电流内环采用改进ISM控制从而进一步提升控制效果。然后，通过Lyapunov稳定性判据证明所提控制方法的稳定性。最后，通过仿真对比验证了文中所提控制方法可将直流侧电压波动限制在2 V以内，动态响应速度提高约0.1 s，关键参数在稳态时的扰动限制在1 V左右，从而验证了其响应速度快、鲁棒性好的特性。

风电的大规模渗透一定程度上降低了电力系统的调频能力，储能作为一种相对成熟、行之有效的技术手段，被广泛用于电网调频。为此，研究了储能系统在虚拟同步机控制下参与电网调频的响应过程及优化配置。 方法 基于DIgSILENT/PowerFactory仿真软件搭建储能控制模型与电力系统，对系统投入储能前后的频率响应特性进行分析。进一步，考虑风电机组在不同出力模式下的备用容量，通过风速区间的划分与风电机组功率预留系数的确定，优化储能系统的配置结果，实现储能系统调频系数的自适应调整。 结果 储能的投入能够有效改善系统频率响应、减少弃风。通过合理预留风电机组自身调频容量，储能系统可以为电网提供可靠的功率支撑。 结论 基于风机风速与输出功率的储能系统调频系数自适应调整方法，能够在满足系统调频需求的同时有效减小储能系统的超调量和输出功率，延长储能工作时间。

当由多虚拟同步发电机(virtual synchronous generator, VSG)组成的电网遭受外部扰动时，源端会出现功率振荡，影响系统的稳定运行。为解决这个问题，提出一种基于同步虚拟阻尼的多VSG功率振荡抑制策略；建立多VSG系统的传函模型，分析功率振荡的主要原因；通过功率下垂的比例微分特性，推导出同步虚拟阻尼的数学模型，并用于同步VSG控制环路中，从而增加系统在暂态情况下的等效阻尼，抑制系统的功率振荡。另外，通过构造能量函数的方法证明改进后系统的稳定性。最后，通过仿真验证了该控制策略抑制系统功率振荡的有效性。

电压源型双馈风电机组通过采用虚拟同步机控制这种典型的构网型控制方式，可以为电网提供一定的阻尼与惯性，而在电网发生电压跌落故障时，其可能会出现与同步机相似的功角稳定问题。首先，借助等面积定则分析电网电压发生三相对称跌落时，网侧转差功率与变功率给定值对暂态功角稳定性的影响。同时为使变功率给定控制策略在暂态期间适应网侧变流器动态变化，提出了一种基于暂态功角前馈的虚拟同步机控制双馈风电机组稳定性优化方法。将功角偏差量通过前馈的方式补偿暂态过程中虚拟同步机的不平衡转矩，加速功角越过暂态期间平衡点后的减速过程。通过暂态功角曲线的加减速面积确定前馈系数的选取范围，在保证功角收敛的情况下维持电压源型控制穿越故障。最后，通过仿真与硬件在环实验平台验证上述理论分析的正确性及优化方法的有效性。

随着新能源和电力电子设备的渗透率不断提高，引起新型电力系统惯量不足和稳定性下降等问题。以光储一体机并网系统为例，提出一种基于虚拟同步机(virtual synchronous generator, VSG)的模型预测双环协同优化控制(model prediction double-loop co-optimisation, MPDC)策略。在功率外环方面，根据同步发电机转子频率特性，采用模型预测控制对不同阶段的VSG参考功率进行修正。在内环方面，选取有限集三矢量模型预测电流控制(finite control set-three vector-model predictive current control, FCS-TV-MPCC)实现准确跟踪外环输出参考电压。仿真与实验结果表明，所提控制策略能提高频率跟踪精度，且与传统控制方法相比，在负载发生突变情况下可减小系统频率超调，同时降低频率变化率，从而改善有功调频特性。