在“双碳”目标推动下，风电、光伏等新能源正加速融入电力系统，但它们常面临间歇性、波动性等挑战。为保障供电稳定性，越来越多的场景（如海岛微电网、工业园区、偏远地区）开始采用多源发电系统——将传统同步发电机（柴油机、水力发电机）与逆变型电源（光伏、风电、储能）协同运行。

然而，这些电源的“性格”差异显著：同步机依赖机械调速与励磁控制，天生具备转动惯量；逆变器则基于数字算法，响应快但缺乏惯性。更棘手的是，不同电源可能来自不同电压等级（如光伏480V、柴油机400V），直接并联易引发电压失稳、环流过载等问题。

图示：多源发电系统架构

一、多源发电系统的典型场景与核心挑战

多源发电系统常见于以下场景：

• 海岛微电网：柴油机（同步机）与光伏/储能（逆变器）协同，解决风光间歇性问题；

•工业园区综合能源：燃气轮机（同步机）与屋顶光伏、储能系统联合供电，实现削峰填谷；

• 偏远地区供电：风光储互补系统替代长距离输电，提升供电可靠性。

多源系统的并联运行需解决四大关键问题：

1. 控制范式差异：同步机基于电磁-机械物理特性（调速器控转速→频率，AVR控励磁→电压），逆变器依赖数字算法（如PQ控制、下垂控制）定义功率响应；

2. 惯性特性缺失：新能源（尤其光伏/风电）无转动惯量，负荷突变时频率变化率陡增，易触发保护误动；

3. 保护逻辑冲突：同步机的过流/欠压保护基于电磁暂态特性，逆变器的保护依赖数字采样与阈值判断，协调难度大；

4. 电压水平不一致：不同电源的额定电压可能差异显著（如光伏480V、柴油机400V），直接并联会导致环流或电压崩溃。

二、并联运行的基础逻辑：同步条件与核心矛盾

无论电源类型如何，多机并联需首先满足“电气同步”条件，可概括为：

• 频率一致（如50Hz/60Hz）：由原动机（柴油机调速器）或逆变器基准频率决定；

• 电压幅值相近（偏差≤±5%）：需通过AVR（同步机）或逆变器电压控制环调节，若电源额定电压不同（如480V与400V），需预调节至允许重叠区间；

• 相位角接近（≤5°~10°）：避免合闸瞬间的冲击电流；

• 相序一致（ABC或ACB）：错序将引发短路；

• 波形质量合格（谐波可控）：尤其含非线性负载时。

多源系统中的电源主要分为两类：

• 同步发电机组（柴油机、水力发电机等）：通过机械调速器调节燃料供给控制有功（功率），通过AVR调节励磁电流控制无功（电压支撑），天然具备转动惯量（抑制频率突变）和短路电流能力；

• 逆变型电源（光伏、风电、储能）：通过电力电子逆变器并网，输出特性由控制算法定义（如光伏的MPPT或PQ控制，储能的PQ/VF/下垂控制），无机械惯量（除非配置虚拟惯量），响应快但缺乏频率/电压支撑。

核心矛盾体现在：

• 同步机的物理控制（转速→频率，励磁→电压）与逆变器的数字算法控制逻辑不同；

• 新能源无转动惯量，负荷突变时频率稳定性差；

• 多逆变器并联时，若均采用“恒压恒频（VF）”模式，会因电压调节竞争导致环流；

• 新增矛盾：不同电源的额定电压差异（如480V光伏与400V柴油机）需额外协调，否则直接并联会引发电压不匹配问题。

三、传统同步机并联技术的复用与局限

传统多源同步发电机组的并联经验中，以下原理仍具指导意义：

1. 有功-无功解耦控制：有功（功率）由频率调节（调速器），无功（电压支撑）由AVR调节，二者通过物理特性自然分离；逆变器同样可通过P/Q控制或V/f控制实现类似解耦。

2. 下垂控制（Droop Control）：通过频率-有功（Δf-ΔP）、电压-无功（ΔU-ΔQ）的斜率关系，实现多电源的自治式负荷分配（无需集中通信），是微电网/孤岛系统的经典策略。

3. 负荷共享目标：多电源按容量比例或下垂系数共同承担负荷，避免单一设备过载。

当新能源（逆变器）加入后，传统方法需升级：

• 同步机依赖物理特性实现电压/频率支撑，逆变器需通过算法模拟（如下垂控制或VSG控制）；

• 同步机的调速器/AVR响应为秒级（机械时间常数），逆变器为毫秒级，动态特性不匹配；

• 多逆变器若均采用VF模式并联，会因各自维持电压导致环流与振荡；

• 新增挑战：不同电源的额定电压差异需额外协调，否则并联后电压不匹配会加剧环流或设备损坏风险。

四、新能源适配问题的解决方案

问题1：逆变器缺乏频率/电压支撑，需明确“基准源”

现象：光伏、风电等逆变器本身不产生稳定的电压/频率基准（依赖电网或主电源），若多台逆变器直接并联且均无基准源，系统将因无统一参考而失稳。

解决方案：

• 主从控制：指定一台电源（如柴油机或储能逆变器）作为“主电源”，工作在VF模式（提供恒定电压/频率基准，如400V/50Hz），其他电源（如光伏、风电）工作在PQ模式（仅输出设定有功/无功，跟随主电源）。适用场景：负荷稳定、新能源占比低（如柴油机为主、光伏为辅的微电网）。

• 对等控制+下垂：所有电源（包括逆变器）均支持下垂控制，通过频率-有功、电压-无功的下垂曲线自治式分配负荷，无需主电源。适用场景：高比例新能源、需去中心化控制的微电网（如纯风光储系统）。

补充电压适配：若主电源电压（如400V）与从电源额定电压（如480V）不一致，需通过变压器降压（480V→400V）或逆变器算法调整输出电压至公共基准区间。

问题2：新能源无转动惯量，频率稳定性差

现象：同步机的转子动能可缓冲负荷突变（如突然切除大负载时，转子减速释放能量维持频率），而光伏/风电无转动惯量，负荷突变时频率变化率可达常规系统的5~10倍，易触发保护跳闸。

解决方案：

• 虚拟惯量控制：在逆变器控制算法中叠加“惯性项”（如ΔP∝d(Δf)/dt），当检测到频率变化时，逆变器快速调整输出功率（类似同步机转子动能释放/吸收），延缓频率变化速率。实现方式：在下垂控制环中引入频率变化率的动态响应。

• 混合惯量设计：保留少量同步机（如柴油机）作为“惯量源”，搭配新能源逆变器的虚拟惯量，兼顾经济性与稳定性。

问题3：多逆变器并联时的“基准冲突”与环流

现象：若多台逆变器均采用VF模式（各自维持220V/50Hz或400V/50Hz），因电压调节精度差异、线路阻抗不一致，会导致环流（无功电流在逆变器间循环流动）；若均采用下垂控制但下垂系数设置不当，会出现有功/无功分配不均。

解决方案：

• 统一基准+主从协调：指定一台逆变器（如储能变流器）作为“电压源”，其他逆变器工作在PQ模式或下垂模式（跟随主电源频率/电压）；或通过通信总线同步控制参考值。

• 下垂参数优化：根据逆变器容量、线路阻抗特性，差异化设置下垂系数（如大容量逆变器下垂斜率更平缓），确保负荷按比例分配；高级逆变器支持“无功电流下垂”或“交叉电流补偿”，抑制环流。

补充电压适配：若逆变器额定电压不同（如480V与400V），需通过变压器预调节或算法动态调整输出电压至公共区间（如400V±5%），再应用下垂控制。

问题4：保护协调与故障穿越能力不足

现象：同步机的过流保护基于电磁暂态（如短路时转子磁场变化），逆变器的保护依赖数字采样（如电流传感器阈值）；新能源在故障时可能因直流侧电压骤降或控制策略失效而脱网，加剧系统失稳。

解决方案：

• 分层保护设计：主保护（如断路器）快速切除严重故障（如短路），次级保护（如逆变器内部限流）协调调整输出（如故障期间降低功率以维持并网）。

• 故障穿越（FRT）能力：逆变器需支持低电压穿越（LVRT）、高电压穿越（HVRT）等标准，通过控制算法在故障期间维持一定功率输出（如光伏逆变器在电压跌落时注入无功支撑电压）。

五、典型控制策略与工程实践

1. 下垂控制：多源自治的“经济方案”

下垂控制通过预设的“频率-有功”“电压-无功”斜率关系（如f = f₀ - kₚ•(P - P₀)，U = U₀ - k_q•(Q - Q₀)），使各电源根据系统负荷自动调整出力。

工程应用：在柴油机+储能+光伏的微电网中，柴油机采用传统下垂模式（调速器+AVR），储能逆变器用数字下垂控制，光伏在光照充足时以PQ模式输出最大功率，负荷高峰时切换为下垂模式分担负载。

电压适配扩展：若光伏额定电压（480V）与系统公共电压（400V）不一致，需通过变压器降压或算法将光伏输出电压虚拟映射为400V基准，再参与下垂控制。

2. 虚拟同步机（VSG）：模拟同步机的“进阶方案”

VSG通过在逆变器控制算法中嵌入“虚拟转子动力学方程”（如J•dω/dt = Tₘ - Tₑ，模拟转矩平衡），使其具备同步机的频率/电压支撑、惯性响应等特性。

优势：无需物理飞轮，即可实现与同步机一致的动态响应，适用于高比例新能源系统（如纯风光储微电网）。

3. 能量管理（EMS）：系统的“智能管家”

EMS负责全局协调，包括：模式切换（并网/孤岛/备用）、动态负荷调度（优先新能源，不足时启动同步机）、储能充放电策略（低谷储电、高峰放电），以及保护逻辑协调（统一故障判定时序）。

关键扩展：对于电压水平不一致的系统，EMS需决策变压器变比或变流器调节策略，确保各电源电压匹配。

六、多源协同的核心是“融合”与“适配”

多源发电系统的稳定运行，本质是同步机（物理控制）与逆变器（数字控制）的融合，以及不同电压等级电源的适配。传统技术（如下垂控制、有功/无功解耦）仍是基础，但需针对新能源的适配性矛盾（无惯量、无基准源、保护冲突）及电压水平差异进行升级：

• 短期方案：通过主从控制（指定基准源并协调电压）、下垂参数优化（含电压适配策略）、虚拟惯量控制，解决频率稳定性与负荷分配问题；

• 长期方案：推广VSG控制（模拟同步机行为）、强化EMS全局协调能力，构建“物理+数字”深度融合的弹性电力系统。