光儲聯合發電系統站級功率控制器及其仿真研究

(中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司，陜西 西安 710075)

0 引言

大型并網光伏電站以“集中開發、高壓接入、外送消納”為主要特點。建設大型并網光伏電站是大規模集中利用太陽能的有效方式，隨著光伏系統成本的持續降低和發電效益的不斷提高，大型并網光伏電站具有廣闊的應用前景。然而以光伏為代表的新能源電站的出力特性、網源協調性能與傳統電源差異很大，大規模光伏發電并網會對電網產生一系列不良影響：光伏的間隙性出力引起電網電壓波動，低故障穿越能力降低電網安全穩定裕度[1-3]。電網從自身安全運行角度出發，要求并網光伏電站具備一定的常規電源特性。電池儲能具有響應速度快，充放電調節靈活的特點，儲能輔助光伏電站響應電網運行指令，參與電站電壓與頻率調節，可提升光伏電站的可調度與可調節能力，光儲聯合發電系統是一種新型光伏電站設計方案。

當前，中小型光伏電站的站級功率控制主要由綜自系統 (supervisory control and data acquisition, SCADA)、自動發電控制系統(automatic generation control, AGC)、自動電壓控制系統 (automatic voltage control，AVC)與光伏逆變器集群聯合實現，其中，SCADA系統實現光伏組件、逆變器、變壓器和配電系統等主要設備運行狀態監控、電站內各計量點信息采集，完成信息上報；AGC系統實現有功功率分配與控制；AVC系統實現無功功率分配與控制；光伏逆變器控制光伏組件實現最大功率跟蹤控制(maximum power point tracking，MPPT)與定功率控制。光伏逆變器在容量富余條件下也可向電網提供一定的無功功率。由于光伏出力受光照變化、云層遮擋等自然條件影響，間歇性的光伏出力顯著降低了光伏電站響應電網指令、參與電網頻率/電壓調節的能力。近些年來，隨著電網對光伏電站自身有功/無功控制能力、故障穿越能力的不斷提升，越來越多的國外大型光伏發電項目配置了站級功率控制器(power plant controller, PPC)[4-5]。

1 大型光儲聯合電站典型結構

國內外電網對光伏電站有功/無功控制能力、并網功率因數、參與電網頻率電壓調節，故障穿越能力等方面均做出了一定限值要求。大型光伏電站為了更好的滿足上述要求，一般配置有儲能系統與無功補償裝置，大型并網光儲電站的典型拓撲結構如圖1所示，主要由光伏系統(包括光伏組件、光伏逆變器以及就地升壓變等主要設備)、儲能系統(包括儲能電池、儲能逆變器以及就地升壓變等主要設備)、無功補償裝置(包括并聯電容器組FC、靜止無功發生器SVG等)、中低壓配電系統等組成。其中，儲能系統可以集中形式接入交流中壓母線，也可以分散形式接入光伏逆變器直流側與光伏系統合用光伏逆變器，為了增加儲能系統的運行靈活性、方便現場運維與巡視檢修，儲能系統多采用交流中壓集中接入形式；無功補償裝置一般并接于交流中壓母線；光儲電站聯合出力通過主變升壓后實現并網。

圖1 大型光儲聯合電站典型接線示意圖

配置站級功率控制器PPC的光儲聯合電站與傳統光伏電站性能對比見表1所示，通過PPC可以實現光儲聯合電站的整體控制，有效提高電站有功無功出力控制與調節能力、故障穿越能力，提升電站運行靈活性，并降低電站棄光率。

表1 傳統光伏電站與配置PPC的光儲聯合電站性能對比

2 站級功率控制器PPC功能與結構

2.1 站級功率控制器PPC功能

根據電網對光伏電站的運行要求，站級功率控制器PPC的主要功能可以分為以下四類：定功率控制(或跟蹤計劃出力)、爬坡率控制(或平滑出力波動)、有功/頻率調節、無功/電壓調節，如圖2所示。需要說明的是，最大功率跟蹤控制主要涉及光伏系統自身，目前多由光伏逆變器及其就地控制器實現。

圖2 站級功率控制器PPC主要功能示意圖

2.1.1 定功率控制(跟蹤計劃出力)

定功率控制(或跟蹤計劃出力)是光伏電站一種典型運行方式，光伏電站根據功率預測向電網調度上報發電預測曲線。電網調度結合光伏預測曲線與負荷預測曲線進行修正后，向光伏電站下達出力指令并對光伏電站實時出力進行考核。傳統光伏電站的定功率控制由下級光伏逆變器設定光伏組件運行點而實現，但由于光伏出力受光照、溫度等自然因素影響，光伏電站有功出力不受控，定功率控制效果不佳。光儲聯合發電系統站級功率控制器PPC可通過靈活控制儲能系統充放電，協調光伏與儲能出力，完成電站的定功率控制，實現跟蹤計劃出力目標。

2.1.2 爬坡率控制(平滑出力波動)

爬坡率控制(或平滑出力波動)是提升光伏電站并網電能質量的有效手段，針對傳統光伏電站間歇性、波動性的出力特點，國內外電網對光伏并網波動性提出了要求[6-9]，如表2所示。儲能系統響應速度快，可快速平抑光伏出力波動，光儲聯合發電系統站級功率控制器PPC通過相關控制算法(如濾波控制算法、滑動平均算法或模型預測算法等)，實現儲能出力的快速計算與指令下達，完成電站的爬坡率控制，實現平滑出力波動目標。

表2 各國電網對并網光伏電站的爬坡率限值

2.1.3 有功/頻率調節

有功/頻率調節是指光伏電站響應電網需求，快速控制自身有功出力以參與電網頻率調節。國內外電網對光伏電站參與電網頻率調節均提出了相應要求[3-6]，如表3所示。以我國為例，電網要求光伏電站在49.5 Hz至50.2 Hz頻率區間內保持并網連續運行，當系統頻率高于50.2 Hz時保持并網2 min，當系統頻率在48 Hz至49.5 Hz區間時保持并網10 min。傳統光伏電站通過提升光伏逆變器的頻率耐受性以滿足電網頻率限值要求，但當參與電網頻率調節時，工作于MPPT模式的光伏電站的有功備用容量低，且無法參與頻率上調任務。光儲聯合發電系統站級功率控制器PPC通過控制儲能提升電站整體有功調頻備用容量，可以根據有功/頻率下垂特性主動參與電網頻率的雙向調節，維持電站并網點的頻率穩定。

表3 各國電網對并網光伏電站的頻率要求

2.1.4 無功/電壓調節

無功/電壓調節具有兩部分含義：正常狀態下無功/功率因數調節與故障狀態下的無功/電壓調節。大多數國家的電網要求光伏電站功率因數在±0.95區間可調，即要求光伏電站在并網點具備約30%裝機視在功率的獨立無功調節能力。工作于MPPT模式的傳統光伏電站的無功能力受限，導致參與并網點功率因數調節能力較低。此外，在電網故障狀態下，國內外電網對光伏電站運行要求如圖3、表4所示[6-9]，各國均要求光伏電站具備一定的低壓電穿越能力，并在故障狀態下能夠向電網注入無功功率以支撐電網電壓的恢復。

圖3 光伏電站典型低電壓穿越要求曲線

表4 各國電網對并網光伏電站的電壓支撐要求（故障狀態）

光儲聯合發電系統可通過配置電容器組等固定投切式無功設備以補償電站內部變壓器、中低壓電纜線路產生的無功損耗，配置SVG等無功連續可調設備進一步增加電站的無功調節能力。站級功率控制器PPC可以根據無功/電壓下垂特性主動參與電網電壓調節，同時協調電站內部電容器組FC、靜止無功發生器SVG、儲能系統無功出力，靈活調節并網點功率因數，維持并網點電壓穩定。

2.2 站級功率控制器PPC結構

大型光儲聯合發電系統的控制系統結構如圖4所示，主要由SCADA系統、光伏逆變器就地控制器RTU、儲能能量管理系統EMS、電容器組就地控制器、SVG就地控制器及站級功率控制器PPC組成。

站級功率控制器PPC是整個電站的核心控制單元，負責整個電站內光伏系統、儲能系統與無功補償裝置之間的協調控制，PPC具有與電網調度的通信接口，接收電網調度下達的有功/無功指令(或頻率/電壓指令)，通過系統內置的相應算法，將電網指令分解后分別下達給光伏系統、儲能系統與無功補償裝置；SCADA系統采集整個電站各功能系統的實時運行參數，監視各功能系統的實時運行狀態，并向PPC提供所需信息，PPC給出運行決策，控制電站異常設備及時退出運行。各系統就地控制器負責接收PPC運行指令并向SCADA上報各系統運行參數與狀態。

圖4 站級功率控制器PPC結構

3 站級功率控制器PPC仿真研究

3.1 站級功率控制器PPC控制策略

利用PSCAD/EMTDC電磁仿真軟件，對大型光儲聯合發電系統的站級功率控制器PPC的定功率控制及爬坡率控制功能進行了仿真驗證，PPC的仿真控制策略如圖5所示。

圖5 光儲聯合電站定功率控制及爬坡率控制控制框圖

交流并網型光儲聯合電站的運行目標可分為平滑功率波動與跟蹤計劃出力2類。光儲聯合發電系統的有功出力控制如圖5所示。假定光伏組件追蹤最大功率點運行以實現最大發電量，在輻照度G下光伏場有功出力為Psolar，將Psolar經一階慣性環節后的變化量作為儲能的平滑功率波動目標值Psmooth。將調度計劃指令值Psch與Psolar的差值作為儲能的跟蹤計劃出力目標值Ptrack，通過模式選擇開關切換儲能運行目標。考慮到降低儲能動作次數以延長壽命，設置儲能啟動死區。將目標功率值Pdif與儲能出力值Pb的差值進行PI控制。考慮儲能的實時荷電狀態SOC，當計算的儲能擬出力值將導致儲能荷電狀態SOC越限時，控制儲能停止出力以保護電池，否則將儲能有功出力參考信號Pb_ref送入儲能控制單元。

3.2 站級功率控制器PPC運行仿真

某大型光儲聯合發電站總裝機容量為240 MW，其接線示意如圖6所示。其中，光伏電站裝機容量為200 MW，由200個1 MWp光伏子陣組成，每4個光伏子陣設置1臺4 MVA 0.65/35 kV升壓變將光伏子陣出口電壓升至35 kV，隨后通過集電線路匯流，在匯集站經35 kV/220 kV主變壓器升壓后并入電網；根據大規模新能源電站儲能容量規劃與仿真建模方法[10-11]，配置儲能功率為風電場裝機功率的20%，儲能時長為0.5 h，即電池儲能容量為40 MW/20 MWh。電池儲能系統由20個容量為2 MW/1 MWh的儲能單元組成，儲能在匯集站主變壓器35 kV側接入系統；此外，在35/220 kV升壓站內配置SVG無功補償裝置。

圖6 光儲聯合發電系統接線示意圖

3.2.1 爬坡率控制仿真結果

在爬坡率控制模式下，光儲聯合電站仿真時長定為20 s，仿真步長Δt為10μ s。控制太陽輻照度在900 W/m2附近以±200 W/m2隨機變化，以模擬自然工況。站級功率控制器PPC控制光伏系統工作于最大功率跟蹤MPPT模式以最大限度利用太陽能，同時實時控制儲能出力，以最大限度減少光儲聯合出力爬坡率，平抑光伏間歇性波動。

光儲聯合出力在爬坡率控制模式下的仿真結果如圖7所示，當t=0.5 s時啟動光伏系統，光伏出力隨光照波動而波動，光伏出力與光照變化對應良好，光伏出力在[150 MW, 200 MW]之間波動。儲能在光伏波峰時充電，在光伏波谷時放電，使得光儲聯合出力波動率降低，在仿真20 s內，儲能荷電狀態SOC在初始值80%附近小幅變化。結果表明：通過站級功率控制器PPC的協調控制實現了光儲聯合出力的爬坡率控制。

圖7 爬坡率控制模式下光儲聯合電站出力仿真

3.2.2 定功率控制仿真結果

在定功率控制模式下，光儲聯合電站仿真時長仍為20 s，仿真步長Δt為10μs。控制太陽輻照度在900 W/m2附近以±200 W/m2隨機變化。設定電網調度指令為170 MW，站級功率控制器PPC控制光伏系統工作于最大功率跟蹤MPPT模式以最大限度利用太陽能，同時實時控制儲能出力，使得光儲聯合出力最大限度跟蹤電網調度指令值。

光儲聯合出力在定功率控制模式下的仿真結果如圖8所示，當t=0.5 s時啟動光伏系統，在t=2～4 s時段光伏出力隨光照下降而下降，站級功率控制器PPC控制儲能快速放電以彌補功率缺額，在t=4～20 s時段光伏出力高于電網調度指令，站級功率控制器PPC控制儲能持續充電，并根據光伏出力實時調整儲能充電功率。在仿真20 s內，儲能荷電狀態SOC在初始值80%附近小幅變化。結果表明：通過站級功率控制器PPC的協調控制功能，實現了光儲聯合出力的定功率控制。

圖8 定功率控制模式下光儲聯合電站出力仿真

4 結語

光儲聯合發電站是一種新型并網光伏電站設計方案，通過在光伏場站配置儲能系統與無功補償裝置，可以有效提升電站可調度性。光儲聯合發電系統通過站級功率控制器PPC實現電站內部光伏、儲能與無功補償裝置的協調控制，實現定功率控制、爬坡率控制、有功/頻率調節、無功/電壓調節等功能，同時提升電站在故障狀態下的穿越能力。仿真結果表明：通過預先設置PPC控制邏輯算法，光儲聯合發電系統可以實現出力可控與調度靈活。