光储系统电网侧故障下VSC变流器的跟网-构网型控制方法研究学术报告

作者及发表信息

本研究的作者包括马覃峰（南方电网贵州电网有限责任公司电力调度控制中心）、安甦（同单位）、刘明顺（同单位）、李铭（国电南瑞科技股份有限公司）、谢文譞（同单位）。研究发表于《广东电力》2023年第12期，DOI编号为10.3969/j.issn.1007-290x.2023.12.006，基金支持来自中国南方电网有限责任公司科技项目（编号gzkjxm20210372）。

学术背景

随着高比例新能源并网，光伏（PV）发电系统和负荷的随机波动性导致传统跟网型控制（grid-following control）在电网电压跌落时难以提供足够的动态无功支撑，威胁系统安全稳定运行。光储系统（PV-ES）中电压源型变流器（VSC）的控制策略成为关键研究方向。

研究目标包括：
1. 对比跟网型与构网型（grid-forming control）控制策略在短路故障下的电压支撑能力；
2. 提出一种结合储能变流器构网型控制与光伏逆变器跟网型控制的一体化方案；
3. 通过仿真验证该方案在故障期间的动态无功补偿效果。

研究流程与方法

1. 数学模型建立与控制策略设计

研究首先建立了VSC的跟网型和构网型控制数学模型：
- 跟网型控制：基于锁相环（PLL）和矢量电流控制（VCC），外环通过有功/无功功率参考值生成电流内环指令，内环控制输出正弦基波电压（图2）。
- 构网型控制：采用下垂控制模拟同步发电机特性，无需PLL，通过有功-频率、无功-电压下垂特性调节系统惯性和阻尼（图3）。

2. 电压支撑控制策略设计

针对GB/T 37409—2019标准，提出分级电压支撑策略：
- 浅度跌落（α≥0.9）：保持有功电流不变，无功电流按斜率k=1.5动态补偿；
- 深度跌落（α<0.267）：有功电流降为0，无功电流输出最大值（1.1倍额定电流）。
- 临界状态（0.267≤α<0.9）：根据式（5）-（6）动态调整有功/无功电流参考值（表1）。

3. 仿真模型搭建与验证

在PSCAD/EMTDC平台搭建光储系统模型（图1），参数见表2，包含：
- 光伏单元（PV-1，100 kW）、储能单元（ES-1/ES-2，各50 kW）、10.5 kV/380 V变压器及交流电网。
- 故障设置：三相接地故障（2 s发生，持续1 s）和单相接地故障，对比三种控制方案：
- 方案1：双跟网型（无电压支撑）；
- 方案2：双跟网型+电压支撑；
- 方案3：ES构网型+PV跟网型+电压支撑。

主要结果

1. 三相故障下的动态响应

• 方案1：PCC电压跌至0.39 p.u.，无功功率无支撑（图5）；
  
• 方案2：无功功率提升至0.4 p.u.，电压抬升至0.48 p.u.（较方案1提升23%）（图6）；
  
• 方案3：ES构网控制将无功功率提升至1.148 p.u.，电压恢复至0.55 p.u.（提升41%），且暂态时间延长至0.032 s，体现惯性优势（图7、表4）。
  

2. 单相故障下的性能

• 方案3的故障相电压峰值从0抬升至0.7 p.u.（提升70%），显著优于其他方案（图9、表5）。
  

结论与价值

1. 控制策略对比：构网型控制通过模拟同步发电机特性，提供更强的电压支撑和系统惯性；跟网型控制响应快但无功补偿能力有限。
   
2. 一体化方案优势：ES构网+PV跟网的组合在故障期间电压支撑能力最优，三相/单相故障下电压恢复分别提升41%和70%。
   
3. 应用价值：为高比例新能源电网的故障穿越（LVRT）设计提供了理论依据，可减少脱网风险，增强电网稳定性。
   

研究亮点

1. 创新控制架构：首次提出光储系统中ES构网与PV跟网的协同控制策略，兼顾动态响应与惯性支撑。
   
2. 分级电压支撑算法：基于跌落深度的自适应电流分配方法，符合国家标准且避免过流。
   
3. 工程指导意义：仿真结果验证了构网型控制在弱电网场景下的必要性，为实际系统改造提供参考。
   

未来方向

1. 过电流冲击抑制与设备寿命评估；
   
2. 构网/跟网模式无缝切换策略优化；
   
3. 实验平台验证频率扰动抑制效果。
   

（注：文中图/表引用均来自原文献，术语如PCC（公共连接点）、LVRT（低电压穿越）等首次出现时标注英文原文。）