【《基于虚拟同步发电机（VSG）的多变换器互联运行系统控制和仿真研究》11000字】

基于虚拟同步发电机（VSG）的多变换器互联运行系统控制和仿真研究摘要：随着新能源的发电容量不断增加,多台变换器互联运行的应用越来越多，加上电力电子化设备的大量引入，导致系统更加欠缺惯性和阻尼，系统面对频率波动的稳定性也远不如传统的火力发电机组。因此如何将其互联互济并更好地并网或给负荷供电愈发成为研究热点。基于虚拟同步发电机(VirtualSynchronousGenerator,VSG)电力电子变换器具备有阻尼分量和旋转惯量,可以为互联系统提供有功和无功支撑。基于VSG的多变换器互联运行对提高新能源与大电网的友好互动具有现实意义。本文主要对基于VSG的多变换器互联运行系统进行研究和仿真，系统包含光伏变换器、储能变换器和VSG变换器，该系统模拟了现实电网中将分布式电源接入电网所应用的多变换器互联运行系统。由于VSG变换器的接入使系统具有了更多的阻尼和惯性，当系统面对频率波动时有更好的稳定性。首先对储能变换器和光伏变换器的工作原理和控制方法进行研究，其中包含控制算法中的内环控制、外环控制等。经过对比和分析确定储能变换器采用下垂控制（Droop）,光伏变换器采用恒功率控制（PQ）。接着对虚拟同步发电机的二阶数学模型进行公式推导，并以此为基础对VSG控制方法进行分析，包括VSG算法和电压电流控制环等。分析后确定VSG变换其采用电压型VSG算法。最后对多变换器互联运行控制方法进行研究。并在实验平台上对基于VSG的多变换器互联运行系统进行仿真，系统输出满足要求。结果表明基于VSG的多变换器互联运行系统有更好的稳定性。关键词：微电网；虚拟同步发电机；多变换器互联运行目录TOC\o"1-2"\h\z\u\t"标题3,3"摘要 I第一章绪论 11.1研究背景 11.2虚拟同步发电机技术研究现状 21.2研究内容 3第二章储能变换器和光伏发电变换器的控制原理 42.1储能变换器的基本结构 42.1.1储能变换器的控制原理 52.2光伏变换器的控制原理 62.2.1Boost电路参数设计 72.2.2光伏发电最大功率点跟踪算法 92.3本章总结 10第三章基于VSG的变换器控制原理 113.1光伏变换器仿真 113.2VSG变换器的控制原理 133.2.1VSG变换器控制参数设计 153.2.2VSG变换器预同步控制原理 163.3本章总结 17第四章仿真验证与分析 184.1光伏变换器仿真 184.2储能变换器仿真 204.3储能VSG变换器仿真 244.4多变换器互联运行仿真 284.5本章总结 29第五章结论与展望 305.1全文总结 305.2研究展望 30参考文献 32附录A 33第一章绪论1.1研究背景近年来，随着电力行业的快速普及与发展，电能已经渗透到生产、生活中的方方面面，电能在促进经济发展与社会稳定等方面占据着越来越重要的地位。电网的稳定运行及电网提供的电能质量就是社会运行的必要保障，电网已经成为国家经济命脉的基础产业和公共事业。智能电网整合可持续再生能源并入中国发电行列，通过电力电子技术、自动化技术与控制理论来实现电网调度的自动化，提升电网的自愈、兼容及抗干扰能力，维护电网系统的稳定及可靠性；利用信息、通信、自动化、互联等技术对发电、输电、配电、供电及用电过程等流程实现信息化和数字化。随着风力发电、太阳能发电等新能源发电技术快速兴起。在此背景下诞生了由分布式电源组成的微电网。新能源在空间上的分布极为分散，这便为因地制宜带来了很大的方便。分布式发电技术能够高效灵活的利用这些新能源，分布式发电技术的优势在于可以完美的解决在利用这些新能源的过程中所遇到的问题，使这些新能源能够融入传统的大电网降低部分发电成本，最重要的是，分布式发电使传统电力系统的发电方式多样化，能够大大提高电网的供电可靠性[8]。微电网虽然有诸多优点，但是由于这些新能源出力的随机性和间歇性需要在电网中投入大量的电力电子设备来控制和转换这些能源。电力电子设备虽然具有反应灵敏、驱动迅速的优点，却几乎没有传统火力发电所具有的阻尼和惯性，这对电网系统的稳定是不利的。因此，大电网中往往还配有大型火力发电机来补充系统的阻尼和惯性。但是微电网中一般没有条件接入大型火力发电机，因此由于缺少惯性和阻尼，系统的稳定性较差，易受到外界干扰。为了提高系统的稳定性和电能质量，虚拟同步发电机技术应运而生。1.2虚拟同步发电机研究现状虚拟同步发电机(VSG)的主要原理是通过控制变换器的三相桥开关模式来模拟同步发电机的工作特性，使系统在频率波动时电力电子端口的输与具有惯性和阻尼分量的传统同步发电机的输出类似。使可再生能源渗透率较高的微电网中也可以拥有与传统同步发电机相类似的惯性和阻尼分量，从而使可再生能源更好的融入电网。虚拟同步发电机最早的雏形是人们在储能变换器的基础上做出适当的控制，提高电网的运行稳定性。之后在该方法的基础上引入了转子的虚拟转动惯量、虚拟励磁环节和同步电机的一次调频特性，使变换器具备类似同步电机的转子大惯性特点和调频、调压功能，这种控制算法模拟程度较高，基本具备了同步发电机的特性。此后还出现了虚拟同步电动机，但现实中应用最多的还是虚拟同步发电机。到目前为止，VSG控制技术已经发展了近40年，其中VSG的研究工作主要集中在VSG建模、控制策略、稳定性分析和应用上[1]。电流控制型VSG和电压控制型VSG是VSG控制技术中最主要的两类。前者由于不能提供组网所用的电压和频率支撑，不能让运行于离网工作状态，且只能在分布式能源接入较少，即渗透率不高的场合并网使用。因此，在发展的过程中由于分布式能源在电网中的占比逐渐上升而被淘汰。电压控制型VSG中具有代表性模型有两种：其中一种是将一次调频控制与转子惯性环节结合无功-电压控制由同步发电机励磁特性获得，当并网时加入积分环节，实现无功率的无差输出[9]。此种设计提高系统的频率稳定性的同时，逆变器并网/离网都是以电压源形式运行，极大地方便了逆变器的并网/离网切换过程。另一种加准确的反应同步发电机的电磁特性，不仅实现逆变器的转子惯性、一次调频与调压之外还模拟出了同步电机的磁暂态过程，较为完整的模拟出了传统的同步发电机的特性。但大多数VSG的应用场所不太需要考虑磁暂态过程，因此这种方法实际使用的不多。现在的VSG已经日趋成熟，可以实现电网的调压以及调频、均匀分布功率等功能[2]。在微电网中往往存在多台变换器互联运行的情况，但是由于微网中无法接入大容量同步电机来补充系统的惯性和阻尼，因此一般采用基于虚拟同步发电机技术的变换器来提供的惯性和阻尼分量。这种包含虚拟同步发电机的电力电子变换器的多变换器互联系统具有保持电网系统稳定的阻尼分量和旋转惯量,将其与分布式电源互联运行可以稳定互联系统的有功和无功输出。随着分布式电源发电量的增加,这种互联系统在实际电网中的应用越来越多，可以使微电网互联互济并更好地并网或给负荷供电。由此可见，基于VSG的多变换器互联运行对提高新能源与大电网的友好互动具有现实意义。1.2研究内容本题对基于VSG的多变换器互联运行控制仿真研究，对光伏变换器、储能变换器、VSG变换器的工作原理及多变换器互联运行控制方法进行了理论分析并进行仿真验证，涉及到主要内容如下：第1章为绪论。本章主要介绍了研究背景、虚拟同步发电机的概念、虚拟同步发电机技术研究现状和基于VSG的多变换器互联运行系统的应用。第2章首先分析储能变换器和光伏发电变换器的工作原理，其次对两类变换器的控制方法进行研究给出了控制电路的框图。第3章首先对虚拟同步发电机的二阶数学模型进行公式推导，其次对VSG变换器的控制方法进行分析，给出了VSG控制算法框图和电压电流双解耦控制框图。第4章在第2章和第3章的主电路和控制框图的基础上，在Matlab/Simulink中搭建由储能变换器、光伏发电变换器和VSG变换器组成的多变换器互联运行控制仿真系统模型对控制方法进行验证。第5章为结论与不足。第二章储能变换器和光伏发电变换器的控制原理2.1储能变换器的基本结构储能变换器一般由三相IGBT桥臂、LC滤波器、并网/离网切换开关以及控制部分组成。其主要功能是控制储能装置充电或者放电，实现电网与储能装置之间的双向能量转换。既可以将电网的电能储存起来，也可以将储存的电能输向电网。储能变换器的能量转换损耗低，效率高，同时控制方式简便，结构简单。储能变换器结构图如图2.1所示[3]。图2.1储能变换器结构图然而，由于储能变换器所采用的储能装置不能持续稳定的充放电，电压会随时间变化，且蓄电池组的电压可变化范围小，无法适应灵活的供电方式。因此，储能变换器往往用来与其他电源相配合运行以此来保证系统的稳定性。例如，现如今电网中普遍存在的可再生清洁能源，这些能源的本身特性导致分布式发电的输出功率十分不稳定，无法并入电网加以利用。储能装置可以在分布式发电输出功率高时将多余的电能储存，当分布式发电输出功率低时根据需求输出能量，提高系统输出功率的稳定性，以便向电网输送功率。而且当电力系统故障导致瞬时停电时，储能系统可以快速释放电量，向系统输送功率，维持电网的稳定。由此可以看出由储能变换器和储能装置组成的系统在电力系统稳定过程中有重要的作用。2.1.1储能变换器的控制原理储能变换器所采用的控制方法主要包括恒压恒频控制（VF控制）和下垂控制（Droop控制）。其中VF控制采用的是电压电流双闭环控制，根据系统给定参考电压和频率，电压闭环可以保持输出电压的稳定性，电流闭环还有抗干扰和降低谐波的作用。双闭环控制可以有效地获得系统的状态信息，并提高系统稳定性。VF控制可以保证电压以及频率的稳定，但是这种主从控制策略结构对主单元和通信系统的依赖性很高，可靠性差，一旦主单元或者通信系统出现故障，微电网将不能正常工作甚至彻底崩溃而且通信成本很高[4]。因此，使用最多的是下垂控制。在下垂控制的系统中，当系统频率降低，由于下垂控制对其作用，系统输出功率会增加，系统中功率的增加是随着下垂控制的特性而变化的。在变化的过程中会达到一个新的平衡点。公式(2.1)为下垂特性等式，其中n、m分别为无功和有功下垂系数，其线性关系如图2.2所示。 (2.1) (2.2)(b)图2.2下垂线性关系图 图2.3下垂控制原理框图图2.3所示的是下垂控制的储能变换器原理框图，该控制方法是通过采集逆变器输出电压和电流计算出瞬时功率然后经过下垂系数和电压电流环进行控制，使逆变器输出功率稳定。由于该控制方法中不需要系统给定功率，所以既可以独立运行，又可以并网运行。同时，还有利于实现多变换器间的功率分配。2.2光伏变换器的控制原理光伏变换器主要采用三相交流逆变器结构，其中的三相桥臂开关器采用的是IGBT，滤波器采用的是LC低通滤波器。光伏变换器的工作原理是将光伏模块产生的直流电通过该装置变换成交流电供给负载使用，并将产生多余的电能并入电网[5]。由于光伏资源具有间歇性、随机性、不确定性，所产生的输出功率在不断变化，为了最大程度的利用光伏资源并减小并网后对电网频率的影响，不可以将产生的电能直接并入电网，而需要经过最大功率点跟踪电路控制（Boost/MPPT）后方可接入电网，该控制方式可以使光伏模块始终工作在最大功率点处。并且需要工作在并网状态下，使大电网对电压、频率进行支撑，因此一般将恒功率控制（PQ控制）作为光伏变换器的控制方法。图2.4PQ控制原理框图图2.4所示的是光伏变换器PQ控制原理框图，由图中可知此控制方法是将实际输出的电流和电压进行坐标变换得到的坐标分量经过PI等算法构成功率外环和电流内环内环；将双环控制后输出的电压进行坐标逆变换后得到电压参考值，经信号调制后控制三相桥臂的开断。由于PQ控制结构中没有电压闭环的稳压作用，所以需要电网支撑电压和频率，因此这种控制方法适用于并网状态。2.2.1Boost电路参数设计图２.5所示的是Boost电路图。Boost电路可以将输入的电压升压后输出，但其输出电压的极性与输进电压相反。当开关管导通时，电流通过开关管形成环路，电能转换为电感中的磁能存储。当开关管关断时，电感器中的磁能转换为电能，电感类似一个电压源左侧为负，右侧为正，该电压通过导通的二极管构成一个新的环路，输出电压为负载两端的电压。其中为电路输入电压，为电路输出电压，为电感电流，为电路输出电流，为开关管和为二极管的，其互补导通，为电感，Ｃ为电容，为负载。 图2.5Boost电路拓扑结构图在开关管导通时， (2.3) (2.4)在二极管导通时， (2.5) (2.6)变换器输出电压为， (2.7)其中为占空比。电感电压等于输入电压为； (2.8)其中为开关周期。电感值为； (2.9)电容电流为；(2.10)电容表达式；(2.11)电路的输入阻抗为；(2.12)从式(2.12)中可以看出，当R不变时，输入阻抗的大小与Boost电路的占空比有关。当Boost电路的输入阻抗值与光伏模块内阻抗型同时，即达到了最大功率点。 2.2.2光伏发电最大功率点跟踪算法在光伏发电模块的应用中，为了能够最有效的将光伏资源转换为电能，人们提出了光伏发电的最大功率点跟踪算法，这种算法可以将光伏模块的输出功率稳定在最大功率点处。通过等效电路的特点可知，为了输出最大功率，系统的输出阻抗要与外阻抗相匹配。扰动观察法、电导增量法和模糊控制法是比较常见的三种算法，其中应用最多的是扰动观察法。图2.6是扰动观察法的流程框图。其中、为当前周期的输出功率和电压，、为上一周期的输出功率和电压。扰动观察法是通过改变负载外阻抗，从而改变光伏电伏模块的输出电压和功率，观察、比较外负载阻抗变化后所对应的输出电压和功率相较之前的变化量，从而确定下一步负载外阻抗的变化[5]。如果输出功率较之前变大，则继续增大外负载；反之，如果输出较之前变小，则减小外负载。反复比较，最终趋近最大功率点。该方法响应速度慢，在光照条件波动时，难以快速精准的确定最大功率点。电导增量法理论依据来自逻辑判断式; (2.13)将该式变化整理后得； (2.14)其中为前后电流差值，为前后电压差值。通过不断比较电流、电压、功率的前后差值与瞬时电导值是否满足逻辑判断式来判断最大功率点是否达到。虽然该方法响应速度快，精度高，但是算法太过于复杂。图2.6扰动观察法流程图模糊控制法跟踪速度快，抗干扰能力强但精准度低，而且在外界条件恶劣时难以快速找到并接近最大功率点。2.3本章总结本章简要介绍了储能变换器和光伏变换器的整体控制结构。首先对储能变换器的基本结构和控制原理进行分析；其次对光伏变换器的组成部分进行列举并对其控制结构进行分析；最后对光伏变换器中的Boost电路进行参数设计并对光伏发电最大功率点跟踪算法进行简要的分析和介绍。总结出由的输出为提供输入，MPPT算法的结果引导Boost电路改变电路的输入阻抗，实现最大功率点的阻抗匹配。第三章基于VSG的变换器控制原理3.1虚拟同步发电机数学模型通常在解物理问题时可以对物理模型作一些近似处理，这样不仅能更好体现模型的相关特性，而且还可以把许多的问题简单化以便利人们去研究探讨。本文主要以同步发电机的二阶数学模型进行分析，对同步发电机的励磁环节、功频控制以及转子的运动方程来进行模拟。模型主要包含：由转子的机械部分推导出的运动方程和定子的励磁部分推导出的电气方程以及相应的物理量。同步发电机简化模型如图3.1所示。 图3.1同步发电机简化模型图同步发电机转子运动方程由旋转物体运动公式可知： (3.1)其中，为不平衡转矩；为转子的转动惯量；Ω为机械角速度；为转子角加速度。从转矩角度可得： (3.2)其中，是机械转矩,为阻尼转矩,是电磁转矩。当转子转速为ω0时，动能为： (3.3)转矩用标幺值表示： (3.4)上式中转矩的基准值为，其中为功率基准值。电气角速度ω与机械角速度Ω存在以下关系； ; (3.5)假设极对数为1，ω0为角速度； (3.6)其中H为惯性时间常数。将上式改写成 ； (3.7)将上式进行简单变换得： (3.8) (3.9)将上式变换得： (3.10)同步发电机定子的电气方程由图3.1可以得到同步发电机定子的电气方程： (3.11)综上可得同步发电机的二阶数学模型： (3.12) (3.13)其中，E是励磁电动势；是输出电压；R是电枢电阻，X是同步电抗；J为转子转动惯量；D为阻尼系数；θ是相角；是实际电角速度；是机械角速度；是参考角速度，当同步发电机在稳定运行时，近似有[6]。通过以上分析，可以利用同步发电机和逆变器结构的相似之处来设计合理的控制方法，就能够使逆变器有着和同步发电机一样的特性。3.2VSG变换器的控制原理VSG控制是采用同步发电机的数学模型在下垂控制的基础上进行改进。使VSG控制不仅可以像Droop控制一样通过电压电流闭环控制对输出电压进行调压和调频，还可以使采用该控制的系统具有像同步发电机一样的阻尼和惯性，增强系统的抗干扰能力。解决了电力电子变换器无惯性和阻尼的问题，为更多分布式新能源友好接入传统电网创造了条件[7]。 图3.2VSG变换器控制原理图图3.2为VSG变换器控制原理图。其控制结构可分两部分，包括基于虚拟同步发电机控制算法的功率环控制和电压电、流环的双解耦控制结构。L、C分别为电感和电容，Iabc、Uabc为VSG输出电流和电压。将采集的电压和电流进行功率计算得到变换器实际输出的瞬时功率，与系统给定的参考功率共同进入虚拟同步发电机算法模块进行功率环控制，输出的电压Uq_ref和Ud_ref再进入电压电流控制模块进行电压、电流环的双解耦控制，最后将输出的电压进行信号调制，控制三相桥臂的开断。 图3.3VSG控制算法原理图控制核心方程为： (3.14)图3.2为VSG控制算法原理图。为额定电压，为转动惯量，为无功下垂系数，D为阻尼系数。由瞬时有功功率经参数计算得到的相角与瞬时无功功率Q经计算得到的电压合成三相电压并经过坐标变换输出电压、。 图3.4电压电流双解耦控制结构图图3.4为电压电流双闭环控制结构图。其中Uod和Uoq分别为电容电压d轴和q轴分量，iLd和iLq分别为电感电流d轴和q轴分量。通过上述控制使VSG变换器不但拥有下垂特性，还可以使系统具有惯性和阻尼特性，当电网频率波动时，可以改变输出的有功功率来调节电网频率；当电网电压波动时，可以通过改变输出的无功功率进行调压。3.2.1VSG变换器控制参数设计VSG输出的视在功率为： (3.15)将阻抗变为，为阻抗角； (3.16)其中有功部分为： (3.17)对上式微分得： (3.18) (3.19)将替换为并根据同步电机电磁功率和机械功率的关系得： (3.20)其中为额定角频率，为电磁功率，为机械功率。对上式进行拉普拉斯变换得： (3.21)已知二阶闭环传递函数为： (3.22)由(3.21)、(3.22)得： (3.23) (3.24)其中为自然震荡角频率，为阻尼比。由上式可知，当D不变时，J与成负相关，调节速度会变慢；当J不变时，D与成正相关使调节速度变大。不同容量的VSG变换器有着不同的最佳参数组合，当容量和角速度确定时可以根据系统最佳配置的原则，来确定的取值，通过式(3.23)、(3.24)就可以计算出转动惯量J和阻尼系数D的最佳配置参数组合。3.2.2VSG变换器预同步控制原理在变换器由独立运行模式切换到并网模式的过程中需要通过控制将变换器的电流和电压与电网达到同步后方可并网，如果不加控制的直接并入电网，会产生大量的冲击电流破坏系统稳定。预同步控制通过对电网电压的采集，确保在并网时PCC两端电压保持同步，从而减小并网电流对电网的冲击实现平滑并网。 图3.5预同步控制原理图图3.5是预同步控制原理图。预同步控制是通过锁相环(PLL)实时检测变换器侧和电网侧(PCC)的电压。当变换器侧和电网侧的电压幅值差的有效值小于基准值时，说明变换器侧和电网侧的电压差满足要求，实现了VSG变换器电压和电网电压的电压幅值预同步；当变换器侧和电网侧电压的相位差的有效值小于基准值时，说明变换器侧和电网侧的电压相位差满足要求，实现了VSG变换器电压和电网电压的电压相位预同步；当变换器侧和电网侧电压的频率差的有效值小于基准值时，说明变换器侧和电网侧的电压频率差满足要求，实现了VSG变换器侧电压和电网侧电压的电压频率预同步。只有当以上三个预同步全部实现的时候，满足预同步全部条件，才可以进行并网。当变换器并网后，变换器的输出电压和频率由电网来提供支撑。当负载的功率大于VSG输出功率时，VSG变换器会与电网共同分配负载的功率。如果VSG变换器的输出功率大于负载功率，会首先向负载提供功率，然后将剩余的功率输送给电网。实现功率流向的平衡。3.3本章总结本章简要介绍了VSG变换器的整体控制原理。首先，对虚拟同步发电机数学模型进行公式推导。然后，对VSG变换器的控制结构进行分析，其中主要包括虚拟同步发电机算法和电压电流双闭环解耦控制。接着，对VSG变换器的控制参数进行设计，总结出确定转动惯量J和阻尼系数D最佳配置参数组合的方法。最后，对VSG变换器预同步控制原理进行简要的分析和介绍。第四章仿真验证与分析4.1光伏变换器仿真光伏变换器仿真模块由光伏模块、Boost电路、MPPT电路和PQ控制的三相桥组成，可以将光伏资源接入电网中，由于采用PQ控制所以无法离网运行。本文以MATLAB/Simulink为实验平台对光伏变换器控制原理的正确性和有效性进行验证，具体方法为搭建光伏变换器仿真模型输出功率为8kW，其仿真主要参数如表4.1所示。表4.1光伏变换器仿真主要参数参数数值参数数值电网电压380V电网频率50Hz滤波电感700μH开关频率10kHz滤波电容8μF图4.1为光伏变换器输出单相电压、电流波形图。由图中可以看出光伏变换器的输出电压的幅值约为300V，输出电流的幅值约为20A，电压和电流基本满足要求。图4.18kW光伏变换器输出单相电压、电流图图4.28kW光伏变换器输出电压频率图图4.2为光伏变换器输出电压频率图。由图可以看出输出电压的频率在0S至0.15S的过程中发生频率震荡，其中震荡的最高点频率为50.01Hz,最低点频率为49.992Hz；频率变化范围为0.018Hz，满足要求。图4.38kW光伏变换器输出功率图图4.3为光伏变换器输出功率图。由图中可以看出光伏变换器输出有功功率在0S至0.15S发生波动，之后趋向8kW并保持稳定，满足功率设定;无功功率在0S至0.1S发生波动，之后保持为零。通过上述结果可以计算出该光伏变换器的功率因数约为0.75，仿真实现了光伏变换器的基本运行功能。4.2储能变换器仿真储能变换器仿真模块由储能电池作为直流电源，三相桥采用Droop控制，可以通过开关断路器实现并离网。本文以MATLAB/Simulink为实验平台对储能变换器控制原理的正确性和有效性进行验证，具体方法为搭建储能变换器仿真模型输出功率为8kW，其仿真主要参数如表4.2所示。 表4.2储能变换器仿真主要参数参数数值参数数值电网电压380V开关频率10kHz滤波电感0.9mH有功下垂系数0.000001滤波电容20μF无功下垂系数0.1图4.4(a)为储能变换器加入负载过程中所输出的单相电压、电流波形图。如图所示，在0S至0.5S输出电压的幅值约为50V，输出电流的幅值约为125A;0.5S时加入1kW的负载，输出电压的幅值变为60V，输出电流的幅值变为100A。输出的电流、电压基本满足要求。加入负载图4.4(b)为储能变换器并网过程输出的单相电压、电流波形图。如图所示，在0.5S至1S内输出电压的幅值约为60V，输出电流的幅值约为100A;1S时并入电网，输出电压的幅值变为300V，输出电流的幅值变为1000A。并网离网 图4.4储能变换器输出单相电压、电流图图4.4(c)为储能变换器离网过程输出的单相电压、电流波形图。如图所示，在1.5S至2S内输出电压的幅值约为300V，输出电流的幅值约为1000A;2S时离网，输出电压的幅值变为60V，输出电流的幅值变为100A。 图4.5储能变换器输出电压频率图图4.5为储能变换器输出电压频率图。由图中可以得到0.5S时加入1kW负载，输出电压频率发生波动，波动大小为0.5Hz；1S时并网，频率再次发生波动最终稳定在49.97Hz；2S时离网，频率又产生变化最终恢复到并网前的频率。加入负载图4.6(a)为储能变换器负载切换过程的输出功率图。如图所示，储能变换器的输出功率为8kW,满足功率设定；在0.5S时加入1kW的负载，输出有功功率降至7kW，无功功率发生约1kW的波动后保持为零。并网离网 图4.6储能变换器输出功率图图4.6(b)为储能变换器并网过程的输出功率图。如图，在1S时并网，有功功率和无功功率同时发生波动，经0.15S后逐渐平稳。图4.6(c)为储能变换器离网过程的输出功率图。在2S时离网，有功功率经一次跳跃后平稳，无功功率恢复为零。由上述仿真结果可得仿真实现了储能变换器的基本运行功能。4.3储能VSG变换器仿真储能VSG变换器仿真模块由储能电池作为直流电源，三相桥由VSG控制算法和电压电流双解耦控制方法共同控制，也可通过开关断路器切换并离网运行状态。为了验证储能VSG变换器控制原理的正确性和有效性，在MATLAB/Simulink中搭建了50kW的光伏变换器仿真模型。储能变换器仿真系统主要参数如表4.3所示。表4.3储能VSG变换器仿真主要参数参数数值参数数值电网电压380V开关频率10kHz滤波电感0.9mH转动惯量0.05滤波电容20μF阻尼系数5图4.7(a)为储能VSG变换器切换负载过程的输出单相电压、电流图。如图所示，0S至0.5S输出电压的幅值约为120V，输出电流的幅值约为300A;0.5S时加入10kW的负载，输出电压的幅值变为135V，输出电流的幅值变为230A。加入负载并网离网图4.7储能VSG变换器输出单相电压、电流图图4.7(b)为储能VSG变换器并网过程的输出单相电压、电流图。如图所示，在1S时并网，输出电压的幅值变为300V，输出电流的幅值变为550A。图4.7(b)为储能VSG变换器并网过程的输出单相电压、电流图。在2S时离网，输出电压的幅值恢复为135V，输出电流的幅值变为230A。图4.8储能VSG变换器输出电压频率图图4.5为储能VSG变换器输出电压频率图。由图中可知，0.5S时加入10kW负载，输出电压频率发生波动，波动大小为0.15Hz；1S时并网，频率再次发生波动最终稳定在49.99Hz；2S时离网，频率跌落到49.7Hz但最终恢复到并网前的状态。(a)加入负载图4.9(a)为储能VSG变换器负载切换过程的输出功率图。如图所示，储能变换器的输出功率为50kW,满足功率设定；在0.5S时加入10kW的负载，输出有功功率降至40kW，无功功率发生约10kW的波动后保持为零。 (b)并网(c)离网图4.9储能VSG变换器输出功率图图4.9(b)为储能变换器并网过程的输出功率图。如图，在1S时并网，有功功率和无功功率同时发生波动，经0.15S后逐渐平稳。图4.9(c)为储能变换器离网过程的输出功率图。在2S时离网，有功功率经一次跳跃后平恢复到并网前功率，无功功率恢复为零。由上述仿真结果可得仿真实现了储能VSG变换器的基本运行功能。4.4多变换器互联运行仿真为了验证基于VSG的多变换器互联运行控制系统的可行性，本文以MATLAB/Simulink为实验平台搭建了多变换器互联仿真模型，模型由一个光伏变换器、一个储能变换器和一个储能VSG变换器以及负载和电网等模块组成，通过开关断路器可以实现个自并离网的功能。图4.10多变换器互联运行时光伏变换器输出功率图图4.10所示为多变换器互联