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基于自适应虚拟谐波阬的光储VSG并网电流谐波抑制模型（Simulink仿真实现）

news 2026/5/31 1:21:04

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💥第一部分——内容介绍

基于自适应虚拟谐波阻抗的光储VSG并网电流谐波抑制模型研究

摘要

高比例光伏、储能等分布式新能源的规模化并网，使得电力电子变流设备大量接入电网，导致电网背景谐波污染问题日益突出，引发光储并网系统并网电流畸变、运行稳定性下降等一系列问题。传统虚拟同步发电机（VSG）并网控制策略采用固定控制参数与被动谐波抑制方式，无法适配新能源出力波动、系统功率指令动态变化的复杂工况，谐波抑制效果受限。本文依托《基于自适应虚拟阻抗的光储并网系统谐波抑制策略》核心研究成果，构建基于自适应虚拟谐波阻抗的光储VSG并网电流谐波抑制模型。该模型以VSG控制为核心架构，结合混合广义积分器实现谐波信号精准提取，依托PI控制完成虚拟谐波阻抗的动态自适应调节，有效解决了传统策略在功率指令变动前后谐波抑制能力失衡的问题，显著优化并网电流波形质量，能够支撑风光分布式能源的高质量、友好并网，具备优异的工况适应性与工程应用价值。

关键词

光储并网系统；虚拟同步发电机；自适应虚拟谐波阻抗；谐波抑制；混合广义积分器

一、引言

在新型电力系统建设背景下，光伏、储能等分布式新能源成为电力能源结构转型的核心支撑。光储并网系统依托光伏的发电特性与储能的调峰稳压能力，可有效平抑电网功率波动，提升配电网运行灵活性与可靠性。但光储系统并网依赖大量逆变器等电力电子设备，设备开关特性与电网原有背景谐波相互耦合，会造成并网电流严重畸变，降低电能质量，同时易引发系统谐振、设备损耗加剧、保护装置误动作等问题，制约分布式新能源的规模化并网应用。

虚拟同步发电机（VSG）控制技术通过模拟传统同步发电机的外特性与运行惯性，能够有效解决传统逆变器并网无惯性、阻尼弱、并网稳定性差的缺陷，是当前光储并网系统的主流控制方式。但传统VSG控制配套的谐波抑制策略多采用固定虚拟阻抗参数，仅能适配单一稳态工况，当光伏出力随机波动、储能充放电状态切换或系统功率指令调整时，固定虚拟阻抗无法匹配实时谐波畸变特征，谐波抑制精度大幅下降，难以满足复杂电网工况下的高质量并网需求。

为突破传统策略的工况局限性，本文基于自适应控制思想，复现优化现有先进谐波抑制模型，构建融合混合广义积分器谐波提取与PI自适应调节的虚拟谐波阻抗控制体系。该模型可根据并网电流谐波含量的实时变化动态调整虚拟阻抗参数，在系统功率指令稳态运行与动态切换场景下均能保持优良的谐波抑制效果，为高比例分布式新能源并网的电能质量治理提供可靠的技术支撑。

二、光储VSG并网系统整体架构

本文研究的光储VSG并网系统主要由光伏阵列、储能单元、DC/DC变换器、VSG并网逆变器、滤波单元及电网负载构成，整体系统架构遵循分布式新能源并网的典型拓扑结构。光伏阵列作为核心发电单元，将太阳能转化为直流电能，储能单元配合实现电能的储存与释放，平抑光伏出力的间歇性与随机性，保障直流侧电压稳定。直流侧电能经VSG并网逆变器完成交直流变换，通过滤波单元滤除高频开关谐波后并入公共电网，实现新能源电能的并网输送。

系统核心控制层面采用标准化VSG控制架构，完整模拟同步发电机的有功调频、无功调压及惯性阻尼特性，从根源上提升光储系统并网的稳定性与兼容性。相较于传统并网逆变器控制，VSG控制可赋予电力电子并网设备主动支撑电网的能力，适配电网频率、电压的小幅波动，契合新型电力系统对分布式电源主动并网支撑的需求。但基础VSG控制未针对性适配电网谐波干扰问题，面对复杂电网背景谐波时，并网电流畸变问题无法得到有效解决，因此需引入专属的谐波抑制控制策略优化系统性能。

三、自适应虚拟谐波阻抗谐波抑制核心原理

虚拟谐波阻抗控制是本文谐波抑制模型的核心核心技术，区别于传统固定阻抗谐波抑制方式，该策略通过主动检测、实时响应、动态调节的闭环控制逻辑实现谐波治理，从控制层面重塑系统谐波阻抗特性，抵消电网背景谐波与设备谐波带来的并网电流畸变问题，整体控制逻辑简洁且适配性极强。

虚拟谐波阻抗的基础抑制原理为信号采集、压降计算、电压修正、闭环调控的完整流程。系统运行过程中，控制单元实时采集VSG逆变器的输出电流信号，通过高精度谐波信号提取模块分离出电流中的各次谐波分量，摒弃基波有功、无功电流的干扰，精准锁定引发波形畸变的谐波信号。将提取的谐波电流信号与预设虚拟谐波阻抗参数进行耦合计算，得到虚拟谐波阻抗对应的谐波压降，该压降可精准表征当前系统的谐波干扰程度。

在此基础上，利用VSG控制生成的原始电压参考值，减去上述虚拟谐波阻抗对应的谐波压降，完成电压参考信号的动态修正，生成适配当前谐波工况的全新电压参考指令。修正后的电压参考信号将输入电压电流双环控制模块，通过双环闭环调控优化系统输出电压与电流的动态特性，生成PWM调制参考信号，最终通过PWM调制技术驱动逆变器功率器件动作，实现逆变器输出波形的精准校正，从源头抑制并网电流谐波畸变。

四、模型核心关键技术实现

4.1 基于混合广义积分器的谐波信号提取技术

谐波信号的精准提取是保障谐波抑制效果的前提，传统谐波提取方法存在延时大、精度低、易受基波信号干扰、对高次谐波识别能力弱等缺陷，难以适配动态工况下的谐波检测需求。本文模型采用混合广义积分器谐波提取方法，结合不同阶数广义积分器的技术优势，可精准分离并网电流中的基波分量与各次谐波分量。

该技术具备良好的频率选择性与动态响应特性，能够在电网频率小幅波动、系统功率动态变化的场景下，快速、精准捕捉实时谐波信息，有效规避基波电流对谐波检测的干扰，为后续虚拟谐波阻抗的计算与调节提供高精度的信号支撑。相较于单一谐波提取算法，混合广义积分器的抗干扰能力更强，动态响应速度更快，适配光储系统出力波动、电网工况多变的运行特点。

4.2 基于PI控制的虚拟谐波阻抗自适应调节技术

传统虚拟谐波阻抗采用固定参数设置，仅能针对特定稳态工况实现最优谐波抑制，一旦系统功率指令、光伏出力、电网谐波环境发生变化，固定阻抗参数将出现匹配偏差，导致谐波抑制效果大幅衰减，甚至引发系统振荡风险。为解决该问题，本文模型引入PI闭环控制算法，实现虚拟谐波阻抗参数的自适应动态调节。

模型以并网电流谐波畸变程度为调节依据，通过PI控制实时监测系统谐波含量变化，动态修正虚拟谐波阻抗的数值大小。当电网背景谐波严重、并网电流畸变率较高时，PI控制自动增大虚拟谐波阻抗，强化谐波抑制力度，快速校正畸变波形；当系统运行工况平稳、谐波含量较低时，自适应减小虚拟谐波阻抗，降低控制损耗，保障系统运行效率。该自适应调节机制彻底打破了固定阻抗参数的工况局限性，让谐波抑制策略可实时匹配系统运行状态。

五、模型运行性能与优势分析

5.1 全工况谐波抑制稳定性优异

该自适应虚拟谐波阻抗谐波抑制模型，彻底解决了传统VSG谐波抑制策略工况适配性差的痛点。在系统功率指令保持稳态、光伏出力平稳的常规工况下，模型可精准抑制电网背景谐波引发的并网电流畸变，将并网电流波形畸变率控制在极低水平，满足国家并网电能质量标准；在功率指令突变、储能充放电切换、光伏出力波动的动态工况下，依托PI自适应调节能力，可快速完成虚拟阻抗参数迭代，维持稳定的谐波抑制效果，实现功率动态切换前后谐波抑制性能无明显衰减。

5.2 系统并网兼容性与拓展性强

模型基于标准VSG控制架构优化设计，保留了虚拟同步发电机的惯性支撑、阻尼调节、主动调压调频等核心优势，在实现谐波治理的同时，不会破坏光储系统原有并网稳定性，可持续为电网提供频率、电压支撑。同时，该控制策略不依赖额外硬件滤波设备，仅通过软件算法优化实现谐波抑制，无需增加硬件成本，经济性突出。此外，模型适配光伏、风电等多种分布式新能源并网场景，具备良好的通用性与工程拓展性。

5.3 动态响应速度快、控制精度高

混合广义积分器的应用保障了谐波信号提取的实时性与精准性，从信号源头规避了检测误差；PI自适应闭环控制的动态调节特性，可实现阻抗参数的无差调节，避免参数调节过度或调节不足的问题。整套控制逻辑响应迅速、调控精准，能够适配电网复杂多变的谐波环境，有效规避谐波累积、波形持续畸变等问题，大幅提升分布式能源并网的电能质量。

六、结论

本文基于现有先进研究成果，复现并系统阐述了基于自适应虚拟谐波阻抗的光储VSG并网电流谐波抑制模型。该模型以VSG并网控制为核心基础，融合混合广义积分器高精度谐波提取技术与PI自适应阻抗调节技术，构建了动态、闭环、全工况适配的谐波抑制体系。相较于传统固定参数虚拟阻抗抑制策略，该模型可根据系统功率指令变化、电网谐波波动、新能源出力扰动等工况变化，动态自适应调整虚拟谐波阻抗参数，彻底解决了传统策略动态工况下谐波抑制能力不足的问题。

该模型能够有效优化光储并网系统的电流波形质量，提升新能源并网的稳定性与电能质量，可广泛适配光伏、风电等分布式新能源并网场景，实现分布式能源的友好、高质量并网，对推动高比例新能源接入新型电力系统、提升配电网运行品质具有重要的理论研究价值与工程应用意义。该模型整体设计严谨、性能优异，适合具备电力系统控制、新能源并网基础理论知识的学习者深入研究，是探索新能源并网电能质量优化的优质研究模型。

📚第二部分——运行结果

为了验证本文所提并网谐波电流分离方法的可行性，在电网电压中添加5、7次谐波分量，与SOGI 的分离效果进行对比。（a）、（c）为SOGI 的提取效果，（b）、（d）为混合广义积分器的提取效果。可见，采用混合广义积分器的分离效果明显，有利于虚拟谐波阻抗的实现。

通过混合广义积分器分离的谐波电流合成虚拟谐波阻抗，并结合电压电流双环控制对系统进行谐波补偿。设置光储并网系统调度指令在0.5s 时由30 kW降为20 kW，其并网电流波形图如下图（a）（b）所示。在电网背景谐波的影响下，当VSG 逆变器向系统输送30 kW 有功功率时，并网电流明显畸变，THD 为4.81%；向系统输送20 kW 有功功率时，并网电流幅值减小，其受电网背景谐波的影响更为严重，THD 升高为7.16%，上文分析一致。

下图为加入5、7 次虚拟谐波阻抗补偿后的并网电流波形图。在5、7 次谐波域加入定值虚拟谐波阻抗后，功率指令改变前的并网电流的THD 由4.81%下降到了1.12%，电流正弦度良好；功率指令改变后的并网电流的THD 由7.16%下降到了1.65%，电流正弦度得到了改善，但仍存在失真，逆变器谐波抑制能力减弱。

下图（a）（b）为加入自适应虚拟阻抗后的并网电流曲线，图4-17（c）（d）为调度指令变化前后的电流谐波畸变率。相比于定值虚拟谐波阻抗，在5、7 次谐波频次加入自适应虚拟阻抗后，调度指令变化前后的并网电流谐波畸变率分别降低到0.78%和0.97%，并网电流质量得到了明显提高。5 次谐波含量小于1%，7 次谐波含量小于0.5%，与设定的电流谐波含量参考值一致。

由下图可知，在调度指令变化后，并网电流基波幅值降低，5、7 次谐波含量百分比增加，自适应虚拟谐波阻抗控制算法增加了虚拟谐波电感值，实现了虚拟谐波电感的自适应调节，保证并网逆变器具备良好的谐波抑制能力。