光伏電站參與電網(wǎng)頻率調(diào)節(jié)技術(shù)的研究

朱嵐康，單寶旭，隋本剛

（國網(wǎng)浙江省電力有限公司嘉興供電公司，浙江 嘉興 314033）

0 引言

光伏發(fā)電具有隨機(jī)波動性，隨著光伏電站的數(shù)量和規(guī)模的加大，電網(wǎng)的穩(wěn)定性受到影響。特別是在光伏滲透率較高的地區(qū)，由于目前大部分光伏電站本身不參與調(diào)頻且自身沒有慣量，電網(wǎng)的頻率穩(wěn)定性會受到光伏電站輸出功率的影響[1]。

針對光伏電站的頻率波動問題，學(xué)者們做了大量的研究。文獻(xiàn)[2]針對電網(wǎng)頻率的波動，采取分層方法實(shí)現(xiàn)頻率的調(diào)整。此策略由2 種模式組成：頻率變化不大時啟動模式一，設(shè)置1個虛擬的調(diào)速器，類似于同步發(fā)電機(jī)下垂特性，通過增發(fā)功率抑制頻率波動；頻率變化較大時啟動模式二，例如負(fù)荷驟降時，緊急控制減少光伏輸出功率，平衡系統(tǒng)的有功功率，等頻率波動恢復(fù)到模式一的范圍內(nèi)，控制模式恢復(fù)到模式一。文獻(xiàn)[3]提出跟蹤偽最大功率點(diǎn)的方法，使光伏陣列保有一定的裕量。該方法通過損失一部分的有功輸出功率，使光伏能夠響應(yīng)系統(tǒng)的頻率波動，這是光伏發(fā)電單元具有調(diào)節(jié)頻率能力的基礎(chǔ)。文獻(xiàn)[4]提出配置超級電容器儲能裝置，利用儲能裝置儲存和釋放電能的能力，調(diào)節(jié)光伏輸出有功功率，以響應(yīng)系統(tǒng)頻率變化。

本文在分析大型光伏電站并網(wǎng)模型的基礎(chǔ)上，研究掌握正常工況下的光伏調(diào)頻技術(shù)，在仿真平臺上搭建光伏電站的模型，并探討和明確光伏發(fā)電單元調(diào)頻與光伏電站場站級控制系統(tǒng)調(diào)頻的優(yōu)缺點(diǎn)。

1 光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)模型

光伏電站由光伏發(fā)電單元將太陽能轉(zhuǎn)化為直流電能，逆變器將光伏產(chǎn)生的直流電能轉(zhuǎn)化為交流電能，再經(jīng)過站內(nèi)升壓變壓器送至集電線路，最后經(jīng)由主變電站將電能高壓送出。

1.1 光伏電池模型

基于光伏電池的物理特性，結(jié)合光照強(qiáng)度與溫度的影響，根據(jù)參考數(shù)值下的標(biāo)準(zhǔn)參數(shù)，任意電池溫度T 和光照強(qiáng)度S 下的光伏方陣的I-U特性與參數(shù)能夠推導(dǎo)得出[5]：

1.2 逆變器及其控制模型

目前，大型光伏電站多采用單級式結(jié)構(gòu)，主要由光伏陣列、逆變器、控制系統(tǒng)等部分組成[6]。為了方便控制器的設(shè)計，需要對逆變器交流側(cè)電壓方程進(jìn)行dq 變換，其控制模型如圖1 所示。其中，Ug為電網(wǎng)電壓，Lg為電網(wǎng)等效電感，UPCC為單臺逆變器并網(wǎng)點(diǎn)電壓，L1，L2，Cf分別為LCL濾波器的電感和電容；i1，i2分別為逆變器橋出口電流和并網(wǎng)電流；ic為濾波電容電流；Idc為直流電流；C3s/2r為派克變換；GUdc（s）為直流控制環(huán)節(jié)；Gi-d（s）和Gi-q（s）分別為d 軸和q 軸控制單元；和分別為d 軸和q 軸電流；ω 為頻率。本控制策略采用電壓外環(huán)、電流內(nèi)環(huán)的雙環(huán)控制[7]，利用PLL（鎖相環(huán)）技術(shù)對電網(wǎng)電壓幅值和相位進(jìn)行采樣，得到旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)系下的電網(wǎng)電壓幅值ed，eq和相位參考量θ。

圖1 逆變器結(jié)構(gòu)及控制模型

2 光伏發(fā)電單元參與系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)

光伏的頻率控制策略是基于頻率偏差的功率跟蹤控制實(shí)現(xiàn)的，而實(shí)現(xiàn)控制的前提是使光伏具有功率可調(diào)的能力，因此光伏必須有備用容量。以并網(wǎng)側(cè)采集到的頻率與標(biāo)準(zhǔn)量的偏移量作為控制信號，反饋至逆變器雙環(huán)控制，通過調(diào)節(jié)電子管的占空比來控制有功功率輸出。光伏陣列具有上下調(diào)整功率的能力，所以能夠跟隨頻率的波動輸出功率，調(diào)整光伏出力變化引起的頻率波動[8-9]。

2.1 控制策略設(shè)計

本文在MPPT（最大功率點(diǎn)跟蹤）方法的基礎(chǔ)上設(shè)計光伏陣列頻率反饋功率跟蹤控制策略。首先設(shè)定擬定的功率跟蹤點(diǎn)在保證p0=0.9pmax的情況下，保證跟蹤點(diǎn)電壓U0＜U，則保證了找到的電壓量在最大功率點(diǎn)的左側(cè)。設(shè)置目標(biāo)函數(shù)為擬定的功率跟蹤偏移量Δp，頻率波動導(dǎo)致的頻率偏移量通過光伏陣列的有功功率出力來調(diào)整，光伏陣列出力改變的信號由Δp 得到。光伏陣列的調(diào)整量Δpmax不能大于同一時刻光伏陣列輸出功率最大值的10%。由下垂控制原理可知擬定跟蹤功率點(diǎn)的偏移量與頻率偏移量之間的關(guān)系為：

式中：C 為比例系數(shù)，按照頻率功率差的最大值取值。

設(shè)定一個輸出的功率p′，利用設(shè)定的擬定功率初始標(biāo)準(zhǔn)值p0和功率的偏移量可以得到此值，即：

在確定了功率的輸出值之后，便可以找到對應(yīng)的電壓輸出值，通過PWM（脈沖寬度調(diào)制）得到的占空比來控制IGBT（絕緣柵雙極型晶體管）的輸出。

2.2 控制策略仿真分析

本文采用典型的兩區(qū)域四機(jī)系統(tǒng)，系統(tǒng)的詳細(xì)參數(shù)見文獻(xiàn)[16]。4 臺機(jī)組額定功率均為810 MW，將500 MW 的光伏電站接入?yún)^(qū)域1 的母線6上，將區(qū)域1 其中1 臺發(fā)電機(jī)的出力減少500 MW，用500 MW 光伏電站替代出力。根據(jù)搭建的光伏發(fā)電單元，采用單機(jī)倍乘的方法等效一個50 MW 容量的光伏單元，500 MW 的光伏電站由10 個這樣的等值光伏單元組成。

仿真步長為10 ms，仿真持續(xù)時間為20 s，2 s 時將負(fù)荷L7 的有功功率增加333.5 MW，其他條件不變，圖2 是光伏不加調(diào)頻控制的仿真結(jié)果。從圖2 可以看出，2 s 時由于負(fù)荷的增加，系統(tǒng)頻率開始降低，最低值達(dá)到59.4 Hz 左右。

圖3 是光伏增加調(diào)頻控制的仿真結(jié)果。從圖中可以看出，當(dāng)頻率降低的時候，光伏增加出力，幫助系統(tǒng)及時恢復(fù)了頻率，系統(tǒng)頻率最低值在59.5 Hz 以上。

對比圖2 與圖3 可以發(fā)現(xiàn)：沒有增加調(diào)頻的光伏電站一直保持400 MW 左右的出力，系統(tǒng)頻率最多降低至59.4 Hz 左右；增加了調(diào)頻的光伏電站在系統(tǒng)負(fù)荷增加、系統(tǒng)頻率降低時增加出力，幫助系統(tǒng)及時恢復(fù)頻率，系統(tǒng)最低頻率達(dá)到59.5 Hz 以上，充分說明了控制策略的有效性。

3 場站級控制系統(tǒng)參與系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)

同步發(fā)電機(jī)能夠在電網(wǎng)頻率波動時發(fā)揮一次調(diào)頻能力[10-15]，而目前的并網(wǎng)光伏發(fā)電站幾乎都不具備這種能力，即光伏電站的功率頻率系數(shù)：

所以在光伏電站接入電網(wǎng)的所有頻率功率特性系數(shù)為：

圖2 光伏不加調(diào)頻控制的仿真結(jié)果

圖3 光伏增加調(diào)頻控制的仿真結(jié)果

式中：KG，KL分別為發(fā)電機(jī)、負(fù)荷一次調(diào)頻的單位調(diào)節(jié)功率。假設(shè)所有的光伏電站都具有一次調(diào)頻的能力，則整個系統(tǒng)的頻率功率特性系數(shù)：

式中：KG-S為光伏電站單位調(diào)節(jié)功率。

對比式（5）與式（6），可以得到同等容量具有一次調(diào)頻能力的光伏電站接入電網(wǎng)，系統(tǒng)頻率功率特性參數(shù)值比較大，由于其他原因?qū)е碌念l率波動比較小，因此系統(tǒng)相對比較穩(wěn)定。

3.1 控制策略設(shè)計

當(dāng)光伏電站需要響應(yīng)電網(wǎng)系統(tǒng)調(diào)頻要求時，場站級控制系統(tǒng)根據(jù)并網(wǎng)點(diǎn)頻率波動情況以及光伏電站當(dāng)前的運(yùn)行工況來確定有功功率輸出指令，其場站級控制總框圖如圖4 所示。通過測量系統(tǒng)頻率偏差，得到功率控制指令Pord，再由場站級功率控制系統(tǒng)將其下發(fā)至單機(jī)控制系統(tǒng)，故障穿越及限流保護(hù)模塊通過單機(jī)控制系統(tǒng)輸出的電流控制量Ipcmd以及電壓參考量UG得到有功功率電流控制量IP，進(jìn)而控制光伏電站的有功出力。

3.2 控制策略仿真分析

圖4 光伏發(fā)電站場站級控制總框圖

本文在典型的兩區(qū)域四機(jī)系統(tǒng)上進(jìn)行改造，改造算例系統(tǒng)如圖5 所示。區(qū)域1 有2 臺額定功率均為700 MW 的傳統(tǒng)發(fā)電機(jī)，區(qū)域2 有2 臺額定功率分別為719 MW 和700 MW 的傳統(tǒng)發(fā)電機(jī)，將500 MW 的光伏電站接入?yún)^(qū)域1 的母線6 上，將區(qū)域1 其中1 臺發(fā)電機(jī)的出力減少500 MW，用500 MW 光伏電站替代出力。

仿真步長為10 ms，仿真持續(xù)時間為20 s，在2 s 的時候?qū)⒇?fù)荷L7 的有功功率增加333.5 MW，其他條件不變，圖6 是光伏增加場站級調(diào)頻控制的仿真結(jié)果。 可以看出，在該負(fù)荷擾動下，只需3 個光伏等值單元參與系統(tǒng)調(diào)頻即可，對比圖2 可知，該場站級調(diào)頻控制方法可以有效減小系統(tǒng)頻率偏差。

3.3 比較光伏單元調(diào)頻與場站級調(diào)頻的適用性

圖5 改造算例系統(tǒng)

圖6 光伏增加場站級調(diào)頻控制的仿真結(jié)果

場站級控制系統(tǒng)實(shí)際上是從光伏電站的角度通過逆變器的上層對可用逆變器進(jìn)行整體控制，通過場站級控制系統(tǒng)將這些功率指令下發(fā)到可用的逆變器來完成控制。而光伏單元的調(diào)頻不會經(jīng)過這個系統(tǒng)，直接從并網(wǎng)點(diǎn)測得頻率偏差后，反饋至逆變器進(jìn)行調(diào)頻。兩者在調(diào)頻時間上是不同的，由于場站級調(diào)頻是要經(jīng)過場站級控制系統(tǒng)完成，會使用比光伏單元調(diào)頻更多的時間。在大型光伏電站中，場站級控制系統(tǒng)對于逆變器整體控制顯得更加適用。

4 結(jié)語

本文通過對大型光伏電站進(jìn)行建模，設(shè)計實(shí)現(xiàn)了光伏單元參與系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)策略和場站級控制系統(tǒng)參與系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)策略，并分析比較了兩種策略的適用性。光伏單元調(diào)頻響應(yīng)速度快，但可控性不好；場站級控制系統(tǒng)調(diào)頻可控性好，控制靈活，但是有時間延遲。 在允許的時間精度內(nèi)，場站級控制系統(tǒng)更適用于大型光伏電站頻率控制。