Quais são os princípios do VSG?

VSG 技术原理

前言

本白皮书系统梳理了储能构网技术 VSG 的系统功能介绍，现有应用场景痛点、产品阵列推荐以及优势方案介绍。

1. VSG 原理及功能介绍

虚拟同步发电机（Virtual Synchronous Generator, VSG）是基于电力电子技术的先进控制策略。它通过模拟传统同步发电机的机电特性和动态行为，让逆变器或储能系统具备传统发电机的惯性支撑、频率调节和电压稳定性支持能力。

传统同步发电机依靠原动机（水轮机、汽轮机等）带动转子旋转发电，天然具有惯性、阻尼特性，能通过调频调压与电网互动。VSG 则通过控制算法，让原本无这些特性的新能源发电设备或储能设备"模仿"传统同步发电机运行，核心目标是增强可再生能源与电网的协同能力，提升电力系统稳定性与兼容性。

VSG 在适配不同的应用场景时，共有四大功能分支：

• 并网构网支撑——储能并网，无需 EMS 即可根据频率及电压的变化及时提供有功、无功支撑，为系统提供惯量和阻尼，优化系统谐波。
• 电网无缝切换——储能系统持续构网，使用快速分断装置配合主动、被动孤岛功能检测掉电来实现快速隔离故障回路，实现不停机无缝切换。
• 柴储混动配合——通过 VSG 配合柴发，实现增容式混动输出应用，无需 STS，减少硬件成本。
• 离网并机构网——实现无通信/弱 CAN 通信离网构网系统，通过 EMS 协控整个系统。

革命性离网无通信 12 台并机现场

2. 并网构网支撑

2.1 应用背景

芬兰、巴西电网目前已经强制要求储能并网需要具备构网功能，欧洲土耳其要求调频响应时间 100 ms，德国目前也在拟定构网收益标准。

具有构网功能的 PCS 在源网侧呈现更稳定、更柔性的电源特征，使用虚拟阻尼、惯性响应、虚拟阻抗重塑三大核心机制降低系统谐振风险，助力新型电力系统电压、频率更加稳定，构建新型电力系统收益模型。

2.2 支持产品列表

2.3 应用方案

800V 交流耦合光储多支路构网方案

合规性
215 kW PCS 模块已具备 400V / 690V / 800V CE + 欧洲 EN50549 并网认证。

组串式多支路方案
提供簇级 SOC 均衡功能，组串式多支路构网方案使得任一路储能失效不影响系统运行，保障系统高在线率及稳定性。

800V 构网交流光储耦合方案
支持 800 V 交流输出，可直接与主流光伏逆变器交流耦合，加上 VSG 构网算法通过虚拟阻尼、惯性响应、虚拟阻抗重塑三大核心机制并网构网功能降低系统谐振风险，光储系统仅需一台变压器即可并网。

并网 VSG 构网功能
储能系统通过并网构网功能，支持：

• 微秒级被动一次调频调压
• 谐波抑制
• 主动二次调频调压
• 柔性惯量支撑功能

网侧故障时，最大提供 1.5 倍额定功率 200 ms 构网支撑，助力电网稳定运行，打造全新储能并网系统被动收益模式。

3. 与电网实现无缝切换

3.1 产品形态

3.2 构网切换方案介绍

3.2.1 方案一 配置 STS 模块（250kW-500kW-1MW）

VSG 搭配 STS 模块切换（20 ms 切换时间——并网 VSG 切换到离网 VSG）

整个过程由 STS 模块和 PCS 模块驱动进行并离网切换，STS 模块和 PCS 之前需要 CAN 通信，相较于传统 PQ/VF 切换模式，VSG 配合 STS 模块由于是弱通信，故通信稳定性更好，通信距离更长，抗干扰更强。

切换带载能力，由于不涉及切换，会优于传统模式，增幅 30% 以上。

3.2.2 方案二 配置电操 + 同期装置（100 ms）

应用模式：针对无 VG 端子模块或并网点开关较远的情况（仅任一主机通讯即可） 并转离

并切离：PCS 运行于并网 VSG 模式，同时做主动/被动孤岛检测 - 主动孤岛：电网掉电，PCS 发送分闸指令到外部开关，同时切到离网 VSG 模式 - 被动孤岛：电网掉电，PCS 根据 DI 干节点检测外部开关分合状态，切到离网 VSG

离转并

此时由 EMS 调整离网 PCS 电压频率基准对齐电网，通过同期装置检测同步，通过同期装置发送干接点信号进行合闸控制，PCS 读取电操分合闸状态从离网切到并网 VSG

3.2.3 方案三 VG 采样同期合闸方案

• 配置电操开关切换+VG 采样（100ms）（仅任一主机通讯即可）
• 配置接触器开关切换+VG 采样（20ms）（仅任一主机通讯即可）

PCS 以 VSG 模式运行，通过一组 DO 干接点控制外部切换开关的分合闸，一组 DI 干节点检测外部开关的分合状态，一组电压采样做网侧的电压相位及幅值监控。掉电的主动孤岛检测和被动孤岛检测均由 PCS 完成，离切并的同步由 PCS 主动与电网同期并发送合闸指令给到电操。

应用模式一：网侧主动分闸保护切离网，停机合闸切并网

• 并网切离网：PCS 运行于并网 VSG 模式，然后网侧的电操主动分闸，PCS 读取电操的分合闸状态切到离网 VSG 模式。
• 离网切并网：PCS 运行于离网 VSG 模式，先停机，然后电操合闸。PCS 切换到并网 VSG 模式，开机并网。

应用模式二：网侧被动掉电切离网，并网不停机自动合闸

• 并网切离网：PCS 运行于并网 VSG 模式，同时做主动/被动孤岛检测
• 主动孤岛：电网掉电，PCS 发送分闸指令到外部开关，同时切到离网 VSG 模式
• 被动孤岛：电网掉电，PCS 根据 DI 干节点检测外部开关分合状态，切到离网 VSG
• 离网切并网：PCS 运行于离网 VSG 模式，同期装置实时检测网侧状态，电压恢复后，自动同步网侧相位幅值。同步完成后，发送合闸指令给电操，PCS 根据 DI 干节点状态切到并网 VSG 模式。

4. 油机、光伏系统共同构成微网承担负载（弱网支撑）

4.1 应用背景与痛点

在偏远地区弱电网或需要备电的应用场景，发电机通常作为一个稳定的交流源作为供能单元使用。但是发电机的燃油费用昂贵，且应对突增负载时系统暂态特性不稳定，频率、电压跌落范围大。所以人们常会将光伏和储能加入到微网系统中，来降低柴发燃油的消耗。

但是往往在传统的光储柴离网系统中，会存在以下痛点。

痛点一：柴发频率电压特性不稳导致 STS 频繁切换或锁相不成功——暂态波动引发连锁故障

偏远地区常用的小型柴发（≤500 kW）因调速器响应滞后（典型响应时间 0.5-1 s）、励磁系统调节精度低，在突增负载（如电机启动、焊机工作）时：

• 频率可瞬间跌落 0.5-10 Hz
• 电压跌落 15%-30%

而 STS 的切换触发阈值通常设定为频率偏差 ±0.5 Hz、电压偏差 ±10%，柴发暂态波动易频繁触发切换；同时，锁相环（PLL）需追踪柴发电压相位，电压畸变率超过 5% 或频率波动速率 > 0.2 Hz/s 时，会导致锁相失败，无法实现光储与柴发并机。

痛点二：储能为并网模式与柴发共同带载时存在逆功风险——源网荷失衡引发设备损伤

并网模式下的储能系统采用电流源控制策略，输出功率跟踪指令信号；而柴发作为电压源，通过调速器和励磁系统维持频率电压稳定，两者控制逻辑存在本质差异。当光伏出力突增（如云层遮挡消失）或负载突降（如大型设备停机）时，储能输出的有功功率若超过实时负载需求，由于 EMS 的响应速度多余电能会反向注入柴发。由于柴发为机械旋转设备，逆功会导致转速异常升高（超额定转速 5%-10%），触发调速器保护动作，甚至造成曲轴、飞轮等机械部件疲劳损伤。

痛点三：光储容量由于谐振风险受柴发容量及特性限制——清洁能源利用率被严重制约

光储系统通过逆变器接入微网，其输出阻抗与柴发内阻抗（感性阻抗，随负载变化）、线路阻抗易在特定频率（通常 30-300 Hz）下形成串联或并联谐振。柴发容量越小，内阻抗变化范围越大，谐振风险越高；同时，同步柴发与异步柴发的内阻抗特性差异显著，同步柴发的励磁调节会加剧阻抗波动，进一步压缩光储容量上限。行业普遍采用"光储容量 ≤ 柴发容量 70%"的经验阈值，部分严苛场景甚至需控制在 50% 以内。

4.2 产品优势系统解决方案

4.2.1 无需 STS 柴储冷备切换方案

PCS 使用 VSG（虚拟同步发电机）模式时，自带锁相同步功能，故当柴发系统建立电压，PCS 接入该系统时，PCS 可以自动根据柴发建立的电压源锁相同步接入系统，无需额外设备。且通过 VSG 的电压频率控制环路保障与柴发的耦合运行，共同构网。

在柴发接入已经建立电压源的光储系统时，由于柴发种类不同，有的柴发仅能单机使用，有的柴发自带同步功能（同步发电机），所以需要不同方案适配不同种类柴发。

应用场景——同步发电机适配（无需任何辅助切换设备） 当系统耦合的发电机自带同步功能，即控制器可同步外部电源后控制柴发内电操闭合。配合该类型同步发电机时，使用 VSG 模式，柴发系统和储能系统可以自由无缝切换。

应用场景——单机发电机适配

• 单机柴发切入：离网状态柴发不启动，光储构网。SOC 到达开启柴发阈值后，柴发启动，通过同期装置/VG 采样 + 电操并入离网系统，PCS 读取分合闸状态切到并网 VSG 模式。
• 柴发切出：SOC 到达上限时，EMS 直接关闭柴发并发送分闸指令，PCS 读取分合闸状态切到离网 VSG 模式。

方案一：同期装置 + 电操 通过外置同期装置 + 电操，保障柴发接入储能系统时相位同步，再进行合闸。

方案二：VG 采样端子 + 电操 PCS 通过 VG 采样端子，柴发启动后，PCS 直接采样柴发侧电压相位及频率，主动与柴发进行相位同步，待确认同步后控制电操合闸，并通过读取开关状态从离网 VSG 切到并网 VSG 模式。

4.2.2 柴储混动 VSG 应用

系统增容应用

VSG 自带一次调频调压支撑及惯量响应，配合油机应对变化的瞬态冲击负载快速支撑，微秒级协同柴发带载。根据参数配置不同，以及柴发特性不同，系统总容量可达到 (柴发 + 储能) × (0.5 - 0.8) 之间，例柴发 100 kW，储能 100 kW，系统在空载状态下可突投 100-160 kW。

该应用也可以用于柴发冷备应用中，微网系统中若有大量感性负载，可通过增容应用方式在负载启动时将柴发并入系统使得系统短暂扩容，在感性负载启动后再关闭柴发。此应用可使得感性负载偏多的微网中，储能系统配置容量大幅降低。

负载功率分配

EMS 可以通过给到二次调频给到 PCS 有功/无功指令，在稳态时将负载分配给柴发和储能系统，如保持发电机的最佳效率点。

构网光储扩容

VSG 构网算法通过向系统主动注入虚拟阻尼、惯性响应、虚拟阻抗重塑三大核心机制降低系统谐振风险，使得储能系统能够与柴发共同构网，相较于传统光储皆为电流源的控制模式，使得系统的光伏容量计算公式从

"光储容量 ≤ 柴发容量 70%"

变为

"光伏容量 = 储能容量 × 75% + 柴发容量 × 70%"

系统谐波抑制

PCS VSG 模式下与柴发协同构网，传统电流源控制无法优化系统谐波，只会在原有柴发系统谐波基础上增加 1-2% 谐波含量。VSG 的电压谐波含量在 1-2% 以内，根据容量不同，储能可以较低谐波含量的部分，中和柴发谐波含量 3%-8%，使得系统整体谐波降低。

5. 纯离网 PCS 并机构网系统

5.1 应用背景

在偏远地区及海岛的应用场景下，没有大电网输入，故需要纯离网光储构网。以及在大型的备电应用场景中，离网状态也需要多 PCS 并机构网。

传统的 VF 离网 PCS 并机受到通信负载率限制，总的构网容量和通信距离受限，而且在离网状态下无法主动控制功率，不能做 SOC 均衡策略，影响整个系统的稳定性，增加维护成本。

5.2 应用方案

5.2.1 离网在线 SOC 均衡功能

传统 VF 通讯架构

VSG 并机架构

VSG 模式下并机无需通信线连接，只需要 EMS 分别调控每个 PCS 的二次调频和调压指令即可保持系统稳定。并机数量目前可以做到 12 台，在离网状态下可通过二次调频指令分开控制每个 PCS 的充放电指令。

5.2.2 离网多台并机组网通信方案

多机柜无通信 VSG 并联

• 启动方式：EMS 通过通讯线向任意一台机器发送开机指令，随之该台机器先建立电压，然后依次向从机下发开机指令依次启动，间隔 30 s。
• 控制方式：EMS 对每一台 PCS 发送功率指令，需要遵循 PCS 总放电功率 − PCS 总充电功率 = 负载

多机柜弱通信 VSG 并联

• 启动方式：EMS 通过通讯线向所有机器发送开机指令，随之主从机等待指令确认完毕后自动同步黑启动。
• 控制方式：EMS 对主机发送 PCS 总功率指令，主机自动均匀同步分配从机功率。
• 弱通信说明：可具备同步一键黑启动、EMS 功率指令同步功能。

多机柜弱通信远距离组网无通信构网并联

• 控制方式：EMS 通过通讯线首先向 CAN 组内容量最大的主机发送开机指令，等待开机完成后，依次向容量递减的 CAN 通信组的主机发送开机指令，期间等待 30 s - 60 s。

5.2.3 离网项目增容应用

对于旧的纯离网项目，往往增容是一个痛点，既要考虑旧 PCS 的通信架构适配，也要考虑通信负载率是否足够。

PCS 离网下可以通过 VSG 无通信构网扩容，可适配任意品牌 PCS，无需考虑通信架构，无缝增容离网系统，使用 All in one 机柜可做到 Place-and-Play 即装即用。

附录：关键参数速查表

VSG 三大核心机制

PCS 产品阵列

切换方案对比

柴储混动 VSG 关键收益

离网并机方案对比