该文受国家重点研发计划（2016YFB0900500）、国家电网公司科技项目（520101170022）资助。原文发表在《全球能源互联网》2018年第1卷第1期，欢迎品读。

虚拟同步发电机是一种能够等效常规同步发电机运行特征的先进发电控制技术。2016年，国家电网公司在张北风光储电站开工建设首个用于大电网的虚拟同步发电机示范工程，探索虚拟同步发电机的技术可行性与经济性，填补其在大电网中应用研究的空白。文章针对虚拟同步发电机的不同技术路线进行了对比分析，介绍了虚拟同步发电机示范工程的实施方案及运行情况，对已改造设备的控制效果进行了实测验证。

1.1 电压控制型与电流控制型虚拟同步发电机对比分析

虚拟同步发电机分为电压控制型和电流控制型两种控制结构，其主动调频外特性基本一致，均能够在电网频率扰动时向电网提供相同幅度的有功功率支撑。然而，两者的振荡模态存在较大差异。电压控制型VSG的虚拟同步控制环节为系统引入了新的模态；电流控制型VSG具有与常规逆变器相同的高频振荡特性，但虚拟同步控制环节会影响系统原有模态的阻尼。

（a）电压控制型

（b）电流控制型

⬆ 图1 电压控制型与电流控制型VSG控制框图

1.2 风电虚拟同步发电机不同控制方式对比分析

风电虚拟同步发电机主要分为变桨距预留备用容量控制方式和转子动能释放控制方式。两种控制方式的调频支撑能力和运行经济性存在较大差异。预留备用控制方式可提供长时间的有功支撑能力，而转子动能释放控制方式有功支撑时间有限，且可能造成二次频率扰动。与转子动能释放控制方式相比，预留备用控制方式要求风机脱离MPPT运行曲线，造成大量的发电量损失，经济性差。

⬆ 图2 预留备用容量控制方式运行示意图

1.3 光伏虚拟同步发电机不同控制方式对比分析

光伏虚拟同步发电机可分为模拟转子运动方程控制方式和改变功率给定值控制方式，两者在惯性调频响应时间和惯性调频支撑能力方面存在差异。

一期示范工程涉及风电虚拟同步发电机118MW，光伏虚拟同步发电机12MW，电站式储能虚拟同步发电机10MW，于2017年底竣工。

风电虚拟同步发电机工程改造采用两种实施方案。一是在风电机组的主控系统中增加虚拟同步发电机功能算法。该方案优点在于通过软件升级实现，不需额外增加硬件，改造成本低。二是利用场站侧VSG协调控制器经高速通信网络对每一个就地VSG控制器进行控制。该方案优点在于全场风电虚拟同步发电机的控制目标均为并网点，不会因机端采样信号差异出现多机并联时的有功/无功环流问题，缺点在于需要增加额外的硬件成本。

 ⬆ 图3 风电虚拟同步发电机主控系统改造方案

光伏虚拟同步发电机的两种方案分别采用了磷酸铁锂电池和超级电容器。受到DC-DC变流器的容量约束，超级电容器的高倍率放电能力无法充分发挥。相对超级电容器，同样容量的磷酸铁锂电池配置成本更低，但低温耐受性较差。

⬆ 图4 光伏虚拟同步发电机拓扑结构

对于国家风光储示范工程中未参与改造的风机和光伏逆变器，按照10%惯性容量配比原则，配置2台5MW的电站式虚拟同步机。

目前，虚拟同步发电机整体运行情况良好，但由于机组锁相环得到的机端频率波动较大，导致调频功能频繁启动。这种情况可能会对调频功能可靠性和使用寿命造成影响。

对示范工程中的虚拟同步发电机开展现场实测，结果表明，机组均可快速准确地响应电网频率的变化，提供有功功率支撑。

3.1 风电虚拟同步发电机

分别对采用预留备用控制方式和转子动能释放控制方式的风电虚拟同步发电机进行现场实测。转子动能释放方式下典型测试曲线如图5所示。

⬆ 图5 风电VSG转子动能释放控制方式实测曲线

3.2 光伏虚拟同步发电机

分别对采用模拟转子运动方程控制方式和改变功率给定值控制方式的光伏虚拟同步发电机进行现场实测。模拟转子运动方程的典型实测曲线如图6所示。

⬆ 图6 光伏VSG改变功率给定值控制方式实测曲线

示范工程中的虚拟同步发电机均能在电网频率发生扰动时快速提供有功支撑，取得了良好的实施效果，但仍存在部分工况支撑效果不理想、并网振荡风险未排除、并网运行适应性不明确等问题。未来将继续依托示范工程，从推广应用模式、系统阻尼提升、储能电池选型、低频振荡抑制等方面开展研究。