適應電網側AGC不同控制模式的光伏發(fā)電參與電網頻率調節(jié)

段正陽，李 冰，黃 珣，陳 鑫，耿曉超，張善峰，嚴干貴

（1.冀北電力有限公司 工程管理分公司，北京 100070；2.東北電力大學 電氣工程學院，吉林 吉林 13201）

0 引言

光伏并網容量的增加導致電力系統(tǒng)轉動慣量逐漸減小，抵抗負荷變化能力減弱，嚴重威脅電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行[1]～[4]，需要光伏發(fā)電主動參與電網頻率調節(jié)。傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的頻率控制通常使用分級控制來維持發(fā)電和負荷平衡[5]，一次調頻是由系統(tǒng)中原動機的調速器完成，只能限制周期較短、幅度較小的負荷變動引起的頻率偏移（第一類負荷）；二次調頻是由系統(tǒng)中原動機的調頻器完成，完成負荷變動周期更長、幅度更大的調頻任務（第二類負荷）[5]。針對含高比例光伏發(fā)電的電力系統(tǒng)，其頻率的一次調節(jié)與二次調節(jié)同樣面臨嚴峻挑戰(zhàn)。

目前，國內外學者針對光伏發(fā)電參與電網調頻一次調節(jié)已展開部分研究。文獻[6]提出光伏發(fā)電采用恒定功率控制策略，留有一定的備用容量，當電網頻率出現擾動時，光伏發(fā)電系統(tǒng)通過增加或減少有功功率使其主動參與電網頻率調節(jié)。文獻[7]針對較小負荷波動引起的頻率偏差，提出光伏儲能系統(tǒng)有功調頻控制策略，平抑系統(tǒng)功率波動。文獻[8]提出一種基于變減載率的光伏發(fā)電參與電網調頻控制策略，依據電網頻率改變實時調節(jié)光伏發(fā)電的減載運行水平。文獻[9]基于函數的非線性奈奎斯特穩(wěn)定性判據，分析光伏發(fā)電接入系統(tǒng)前后調頻控制增益的穩(wěn)定范圍，為相關標準和現場調頻裝置參數整定提供借鑒。針對新能源發(fā)電參與電網頻率二次調節(jié)的研究工作主要集中在風力發(fā)電領域。文獻[10]～[12]針對風力發(fā)電并網功率波動問題，提出風電場與AGC機組協(xié)同控制策略，抑制頻率波動，提高風電的消納量，降低運行成本。然而，對于光伏發(fā)電參與電網頻率的二次調節(jié)及其與電網側AGC協(xié)調控制的研究工作，鮮有文獻涉及。

本文以雙級式光伏發(fā)電為研究對象，在備用一定有功功率的基礎上，提出有功功率-頻率下垂控制策略，通過修正逆變器原有的控制結構，實現光伏發(fā)電主動參與電網頻率調節(jié)?？紤]一次頻率調節(jié)偏移與越界等問題，提出適應電網側AGC不同控制模式（定頻率控制模式、定聯絡線功率控制模式以及聯絡線功率頻率偏差控制模式）的二次頻率調節(jié)控制策略，進而實現頻率的無差調節(jié)。最后，在PSCAD/EMTDC中搭建了含多個光伏發(fā)電并聯的仿真模型，仿真結果對理論分析與控制策略進行了有效驗證。

1 雙級式光伏發(fā)電并網系統(tǒng)結構

圖1 雙級式光伏發(fā)電系統(tǒng)結構Fig.1 Configuration of double-stage grid-connected PV generation

雙級式光伏發(fā)電系統(tǒng)結構如圖1所示。系統(tǒng)主要由光伏陣列、DC/DC變換器、逆變器、變壓器、線路、負荷和交流電網構成。圖1中：Cb1，Cb2為直流濾波電容；UPV為光伏陣列側直流電壓；Udc為逆變器側直流電壓；Lf為輸出濾波電感；Rg，Lg分別為線路電阻、線路電感；Ut，Ug分別為并網點電壓、電網電壓；Pload為負荷。

2 變流器的拓撲結構與控制策略

2.1 Boost變換器及其控制策略

Boost變換器具有結構簡單、體積小、效率高等優(yōu)點[13]，[14]。由圖 1可知，Boost變換器既可以實現光伏陣列的最大功率追蹤，也可以控制逆變器側直流電壓的穩(wěn)定。本文采用Boost變換器的控制策略如圖2所示。逆變器側直流電壓參考值Udcref與Udc的誤差信號經PI控制器后生成占空比d，進而產生驅動脈沖驅動Boost變換器工作。

圖2 Boost變換器控制策略Fig.2 Control strategy of Boost

2.2 逆變器及其控制策略

逆變器通常采用機電暫態(tài)模型進行分析[15]，相應的控制策略如圖3所示。功率外環(huán)控制根據有功功率和無功功率需求，分別生成d軸和q軸電流指令值，通過調節(jié)d軸和q軸電流值來調節(jié)注入電網的有功和無功功率。

圖3 逆變器控制策略Fig.3 Control strategy of inverter

圖3中：Pref，P分別為有功功率的參考值、實際值；Qref，Q分別為無功功率的參考值、實際值；id和iq分別為d軸和q軸電流分量；idref和iqref分別為d軸電流和q軸電流的參考值；Ud和Uq分別為d軸和q軸的電壓分量；θpll為鎖相環(huán)輸出相位。

3 主動參與電網頻率調節(jié)控制策略

3.1 一次頻率調節(jié)控制策略

為了充分利用光伏發(fā)電功率調節(jié)的快速性，本文在備用一定有功功率的基礎上，采用有功功率-頻率下垂控制來修正逆變器的控制策略，進而實現光伏發(fā)電參與電網頻率的一次調節(jié)，設置的有功功率-頻率特性曲線如圖4所示。

圖4 有功功率-頻率下垂曲線Fig.4 Droop characteristic curve of active power-frequency

由圖4可知，其數學表達式為

式中：fd為頻率響應動作值；k為頻率調整系數，1/Hz；Pn為任意光照度下光伏發(fā)電輸出最大功率，即下垂系數隨光照度變化而變化；P0為初始功率值。

修正后的逆變器控制策略如圖5所示。擾動的電網頻率經下垂控制環(huán)節(jié)得到功率參考值PPVref，功率誤差信號經PI控制器后生成逆變器d軸電流參考值idref。

圖5 有功功率-頻率下垂控制策略Fig.5 Control strategy of active power-frequency

3.2 二次頻率調節(jié)控制策略

電網側AGC通過調整選定機組的輸出功率，使電網頻率恢復到指定的正常值以及保證控制區(qū)域間的功率交換為給定值，也稱之為負荷-頻率控制（LFC）。通常情況下，AGC系統(tǒng)通過在調速器的負荷設定值上增加復歸或積分控制，將頻率恢復到給定值。

基于上述分析，建立如圖6所示的光伏發(fā)電與電網側AGC協(xié)調控制的二次頻率調節(jié)策略。

圖6 協(xié)調控制策略Fig.6 Coordinated control strategy

圖6中：RTH為轉速調節(jié)器的調差系數；TGT為調速器系數；FHP為原動機高壓缸做功比例；TRH為原動機再熱時間常數；TCH為主進汽容積和汽室時間常數；f為電網頻率；Δf為電網頻率擾動；PPV-cmd為光伏電站輸出功率指令值；PPV為光伏電站輸出功率；Punit為同步發(fā)電機組輸出功率；H為同步發(fā)電機組的慣性時間常數；D為同步發(fā)電機組的阻尼系數；Pload為負荷；ΔPload為負荷擾動；ΔPtie為聯絡線偏差功率；ACEi，SACEi為區(qū)域誤差控制信號；PFPV1，PFPV2，PFPV32，PFcon-gen為功率分配系數；Pset-point-PV1，Pset-point-PV2，Pset-point-PV3，Pset-point-con-gen分別為光伏電站、同步發(fā)電機組二次調頻指令值。

當系統(tǒng)內出現負荷擾動，首先，同步發(fā)電機組和光伏電站一次調頻控制系統(tǒng)先動作，經過幾十秒后將系統(tǒng)頻率維持在允許波動范圍；其次，AGC控制系統(tǒng)檢測系統(tǒng)頻率偏差與子系統(tǒng)間聯絡線偏差，產生區(qū)域控制偏差ACE，基于各機組的運行狀態(tài)以及最優(yōu)經濟性分配生成各機組輸出功率參考值；最后，各機組調節(jié)其輸出功率，實現頻率無差調節(jié)。

4 仿真算例驗證

在PSCAD/EMTDC中搭建如圖7所示的兩區(qū)四機仿真模型。

圖7 兩區(qū)四機仿真模型Fig.7 Four-machine two-area simulation model

圖中光伏發(fā)電為3個光伏電站并聯，各光伏電站的容量均為267 MW，各同步發(fā)電機組容量均為900 MW，負荷消耗有功功率為2 000 MW（負荷 1為 600 MW；負荷 2為 1 400 MW），仿真系統(tǒng)主要參數見表1，2。

表1 雙級式光伏發(fā)電參數Table 1 Main parameters of double-stage grid-connected PV generation

表2 同步發(fā)電機組參數Table 2 Main parameters of synchronous generator

4.1 一次調頻仿真分析

①3個光伏電站額定輸出功率為267 MW（光照條件相同，下垂系數分別為 0.85/Hz，1/Hz，0.834/Hz），均限功率運行（σ=20%），負荷為 2 000 MW。t=40 s時，負荷突增200 MW，電網頻率、各個光伏電站輸出功率以及同步發(fā)電機組輸出功率（SG1）如圖 8 所示。

圖8 負荷增加時系統(tǒng)響應曲線Fig.8 The system responses for a load increased

②3個光伏電站額定輸出功率為267 MW（下垂系數相同，光照條件分別為 1000，900，800W/m2），均限功率運行（σ=20%），負荷為2 000 MW。t=40 s時，負荷突增200 MW，電網頻率、各個光伏電站仿真波形如圖9所示。

圖9 負荷增加時系統(tǒng)響應曲線Fig.9 The system responses for a load increased

由圖8，9可知，隨著系統(tǒng)頻率的降低，各光伏電站按照各自給定的控制策略來控制光伏陣列增加有功功率，抑制電網頻率跌落。由于光伏電站運行工況、控制參數的差異性，光伏電站輸出功率在暫態(tài)過程以及穩(wěn)態(tài)下均有差異性。

③3個光伏電站額定輸出功率為267 MW（下垂系數相同，光照條件相同），負荷為2 000 MW。t=40 s時，負荷突增200 MW，不同備用功率比下（σ=20%，30%），電網頻率、光伏電站輸出功率（PPV1）以及同步發(fā)電機組輸出功率（SG1）如圖10所示。

圖10 不同備用功率比下負荷增加時系統(tǒng)響應曲線Fig.10 The system responses for a load increased under different power reserve ratios

由圖10可知：兩種運行工況下負荷不變，備用功率比不同時，會導致系統(tǒng)頻率初始值、最低頻率跌落以及頻率穩(wěn)態(tài)值均存在差異性；在頻率動態(tài)調節(jié)過程中，光伏發(fā)電可提供的支撐功率取決于頻率偏差，不同備用功率比對該過程影響較小。

4.2 負荷、光照強度波動時一次調頻仿真分析

考慮到實際系統(tǒng)中負荷與光照強度的波動特性，在仿真中分別設置負荷連續(xù)擾動、光照強度連續(xù)擾動，系統(tǒng)頻率響應如圖11所示。

圖11 負荷波動和光照強度波動時系統(tǒng)頻率響應Fig.11 The system frequency responses when the load fluctuates and the illumination fluctuates

由圖11可知：光伏發(fā)電不參與電網頻率調節(jié)時，系統(tǒng)功率波動所帶來的功率缺額將全部由常規(guī)同步發(fā)電機組來承擔，而當光伏發(fā)電主動參與電網頻率調節(jié)時，可按照預先設定的下垂控制策略來抑制負荷擾動、光照強度擾動引發(fā)的電網頻率波動，增強其穩(wěn)定性。

4.3 二次調頻仿真分析

AGC的控制模式為定頻率控制，各光伏電站額定輸出功率為267 MW，限功率運行（σ=20%），負荷消耗有功功率為2 000 MW。t=40 s時，負荷突增200 MW；t=65 s時，AGC控制系統(tǒng)動作，系統(tǒng)頻率、區(qū)域間聯絡線功率、各光伏電站輸出功率以及各同步發(fā)電機組輸出功率如圖12所示。

圖12 負荷增加時系統(tǒng)響應曲線（計及二次調頻）Fig.12 The system responses for a load increased（considering the second frequency regulation）

由圖12可知：當系統(tǒng)突增200 MW負荷時，系統(tǒng)內的各光伏電站與同步發(fā)電機組的一次調頻動作來抑制系統(tǒng)頻率跌落，系統(tǒng)單位調節(jié)功率約為1 538 MW/Hz；由于區(qū)域2中的各光伏電站均主動參與系統(tǒng)頻率調節(jié)，在系統(tǒng)頻率降低時各光伏電站增發(fā)功率，因此，區(qū)域1向區(qū)域2輸送的功率降低；當AGC控制系統(tǒng)以恢復系統(tǒng)頻率至50 Hz為控制目標，各光伏電站與同步發(fā)電機組按照AGC控制系統(tǒng)生成的輸出功率參考值調節(jié)各自輸出功率。隨著系統(tǒng)頻率的恢復，各光伏電站輸出的功率低于主動參與一次調頻控制時輸出功率，各同步發(fā)電機組則需要多增發(fā)功率來補償部分功率缺額；由于該算例中同步發(fā)電機組1的參與因子大于其它兩臺同步發(fā)電機組，因此，區(qū)域2中的同步發(fā)電機組1增發(fā)的功率更多，當頻率達到穩(wěn)態(tài)后，兩個區(qū)域間聯絡線的功率也基本維持在負荷突變前的運行情況。

AGC的控制模式為定聯絡線功率控制，各光伏電站額定輸出功率為267 MW，限功率運行（σ=20%），負荷消耗有功功率為2 000 MW。t=40 s時，負荷突增200 MW；t=65 s時，AGC控制系統(tǒng)動作，系統(tǒng)頻率、區(qū)域間聯絡線功率、各光伏電站輸出功率以及各同步發(fā)電機組輸出功率如圖13所示。

圖13 負荷增加時系統(tǒng)響應曲線（計及二次調頻）Fig.13 The system responses for a load increased（considering the second frequency regulation）

由圖13可知：當系統(tǒng)突增200 MW負荷，在40～65 s時，運行情況與定頻率控制一致，各光伏電站與同步發(fā)電機組的一次調頻動作來抑制系統(tǒng)頻率跌落，由于區(qū)域2中的各光伏電站均主動參與系統(tǒng)頻率調節(jié)，因此，區(qū)域1向區(qū)域2輸送的功率降低。當AGC控制系統(tǒng)以聯絡線功率為控制目標（該算例中目標功率為400 MW，且區(qū)域2中的同步發(fā)電機組參與因子設置為負數，即反向調節(jié)）時，各光伏電站與同步發(fā)電機組按照AGC控制系統(tǒng)生成的輸出功率參考值調節(jié)各自輸出功率，由于聯絡線功率增加100 MW，考慮到區(qū)域2中的機組應適當降低其出力，因此，在65～90 s時，系統(tǒng)頻率變化不大。

AGC的控制模式為聯絡線功率頻率偏差控制，各光伏電站額定輸出功率為267 MW，限功率運行（σ=20%），負荷消耗有功功率為2 000 MW。t=40 s時，負荷突增200 MW；t=65 s時，AGC控制系統(tǒng)動作，系統(tǒng)頻率、區(qū)域間聯絡線功率、各光伏電站輸出功率以及各同步發(fā)電機組輸出功率如圖14所示。

圖14 負荷增加時系統(tǒng)響應曲線（計及二次調頻）Fig.14 The system responses for a load increased（considering the second frequency regulation）

系統(tǒng)頻率控制目標為50 Hz，聯絡線功率控制目標為300 MW，該運行情況與定頻率控制一致，經過各光伏電站與同步發(fā)電機組的一、二次調頻控制后，系統(tǒng)頻率恢復至50 Hz，同時維持兩個區(qū)域間聯絡線的功率不變。

5 結論

本文以雙級式光伏發(fā)電為研究對象，在備用一定有功功率的基礎上，提出有功功率-頻率下垂控制策略，通過修正逆變器原有的控制結構，實現光伏發(fā)電主動參與電網頻率調節(jié)。當電網頻率波動時，光伏發(fā)電可按照預先設定的下垂曲線控制光伏陣列增發(fā)或者減少一定量的有功功率，抑制系統(tǒng)頻率的跌落或者升高。同時，提出適應電網側AGC不同控制模式（定頻率控制模式、定聯絡線功率控制模式以及聯絡線功率頻率偏差控制模式）的二次頻率調節(jié)控制策略，實現光伏發(fā)電與電網側AGC的協(xié)調運行以及電網頻率的無差調節(jié)，保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。