光伏減載驅動新能源同步機參與電.系統調頻的研究*

付文啟， 楊 鑫， 管 飛， 谷昱君， 黃永章,2

[1.華北電力大學 新能源電力系統國家重點實驗室，北京 102206；2.華電(煙臺)功率半導體技術研究院有限公司，山東 煙臺 264000]

0 引 言

隨著新能源機組發電量的不斷上升，同步電機電源數量急劇下降，電網呈現空心化態勢[1]。由于電力電子換流器是新能源機組與大電網的能量交互節點，受限于換流器的物理特性，新能源機組無法為系統提供足夠的慣性，且通常運行在最大功率點跟蹤(MPPT)模式，不參與電力系統調頻。因此，新能源裝機容量的擴大持續降低了電網的頻率穩定性[2-3]。

傳統的同步機組參與電力系統調頻可以劃分為2個階段：(1)基于電磁耦合特性的發電機組釋放轉子轉動慣量的自發性慣性響應階段，該階段出現的頻率變化率(ROCOF)最大值，是頻率保護裝置動作的指標之一[4]，因此具備足夠無延時的、真實的轉動慣量是系統穩定運行的必備條件；(2)基于能量守恒定律的發電機組增發有功功率的主動性功率響應階段，該階段中的頻率最低點(NF)，同樣是頻率保護裝置動作的指標之一[5]，因此系統具備足夠的功率備用容量和快速的功率響應能力是降低頻率偏差幅值、進而增強電網頻率支撐能力的關鍵因素。

目前研究主要通過對電力電子換流器控制進行改造來“補充”光伏(PV)系統慣量，采用減載控制[6]或配置儲能[7]與虛擬慣量相結合[8]的方法。雖然是借鑒同步電機的慣性響應理論，但是虛擬慣量不同于真實旋轉慣量，并非基于電磁耦合特性的自發響應，而是基于檢測偏差信號進行反饋控制的主動功率響應，響應存在計算時延[9]，即使采用虛擬同步發電機控制能消除計算時延，受制于電力電子換流器的開關頻率物理限制，其模擬的慣性響應依舊存在數十毫秒的時延，無法對ROCOF最大值起到有效的抑制作用，因而并未滿足系統的真正需求。為此，文獻[10]根據同步電機理論，提出了新能源驅動新能源同步機(MGP)并網的新型并網方式，使MGP成為電網與新能源機組的能量交互節點，利用同步電機的優良屬性提升新能源電網安全穩定運行的能力。文獻[11]提出了MGP的源-網相位控制策略，并通過仿真和試驗驗證了MGP可以追蹤電網功率，安全有效并網。文獻[12]證明MGP能提供比同容量火電機組更多的阻尼，增強新能源電網的功角穩定性和頻率穩定性。文獻[13]證明MGP系統具備無延時的、真實的轉動慣量，能夠為PV機組提供慣性支持，并且其慣性響應能力比同質量塊的同容量火電機組更強。因此，PV驅動新能源并網是一種解決高比例新能源電網慣量不足的有效辦法。

PV驅動MGP并網能增強電網的真實慣性，從而有效減小ROCOF的幅值。與此同時，若PV機組能預留一定減載儲備，并憑借電力電子換流器的快頻響應能力參與系統調頻，則可提高頻率調節第2階段的NF，進一步增強電力系統的頻率調節能力。在減載控制方面，文獻[14]在仿真中通過控制直流參考電壓高于最大功率點電壓的方式實現PV減載運行，但由于控制簡單，存在誤差較大的問題。文獻[15]考慮溫度和光照強度的影響，采用擬合二次多項式方法估算最大功率，據此控制PV變減載運行，但由于需要進行二次擬合，結果依然存在實際減載率與給定減載率誤差較大的問題。

綜上，本文基于MGP的直流電壓反饋控制策略，提出了一種PV定減載率算法用于控制PV出力，并引入頻率反饋環，形成了MGP綜合控制策略，從而能調用PV減載有功儲備配合轉動慣量參與電力系統調頻。在電磁暫態仿真軟件PSCAD/EMTDC的3機9節點仿真模型中對該綜合控制策略的有效性進行了驗證。

1 MGP系統結構與慣性作用

1.1 MGP系統

MGP系統的結構如圖1所示。MGP系統由2臺相同容量的同步電機組成，由于同軸相連，2臺電機始終保持在同轉速、同轉向的運行狀態。MGP系統工作方式為：新能源發電(PV、風電)經電力電子換流器驅動MGP系統的同步電動機(SM)，再由同步電動機帶動同步發電機(SG)發電并網。

圖1 新能源經MGP并網的系統結構

MGP的主體為2臺同步電機，能夠為新能源電網提供真實的旋轉慣性。可以通過定義相同容量下MGP機組與火電機組的轉動慣量之比η對比MGP的慣性：

(1)

式中：mSG和mSM為MGP中SG和SM的轉子質量；mexciter為勵磁機質量；r為MGP轉子截面半徑；mG為火電機組同步發電機電機質量；mLP和mHP為火電機組低壓缸和高壓缸質量；R為火電機組同步發電機的轉子截面半徑。

假設MGP與火電機組的轉子截面半徑相同，參考文獻[13]，對比同容量下的MGP與火電機組的轉子總質量，可得轉動慣量比η約為0.66。

1.2 MGP的真實慣量水平提升作用

電力系統發生功率擾動后，電網功頻動態過程的最初階段為慣性響應階段。MGP無延時的、真實的慣性作用可以降低電網頻率的變化速率，延緩頻率抵達最低點的時間，間接減小最大頻率偏差，并為一次調頻動作爭取時間。

對于新能源占比為k的電網，由于其模擬的慣性響應存在時延，假設其對初始時刻頻率變化的抑制不作貢獻，則初始時刻的ROCOF表達式為

(2)

式中：fN為額定頻率；ΔP為功率不平衡量；M為系統等效慣性時間常數；SB為系統額定容量。

由式(2)可知，隨著新能源滲透率的不斷加大，相同功率缺額下電網的初始ROCOF不斷惡化。若新能源中有占比為R的機組經MGP并網，則式(2)變換為

(3)

由式(3)可知，新能源經MGP并網提升了電網的真實慣量水平，因而可以減小初始ROCOF，進一步提高新能源電網的最大滲透率。

2 減載控制算法

2.1 直流電壓反饋控制策略

由2臺電機組成的MGP系統，其功角特性會呈現新的特點。在MGP并網運行后，同步電動機和同步發電機將產生2個功角δM和δG，MGP傳輸有功功率與2臺電機功角密切相關。當新能源端輸出有功功率發生變化時，相應地改變MGP兩端電壓的相位差，就能實現MGP對新能源端輸出功率的跟蹤。

當新能源端為PV系統時，由PV特性可知，控制PV陣列直流母線電容電壓就能控制PV輸出有功功率變化，并根據文獻[11]，可得圖2所示的基于PV系統的MGP直流電壓反饋控制策略。控制實現步驟為：(1)給PV陣列設定一個直流母線電容電壓參考值Uref，以此來控制PV輸出參考對應的有功功率;(2)采集實際直流電壓Udc，將二者差值經PI調節得到換流器的相位偏差信號作為頻率調節信號，通過脈寬調制(PWM)來控制MGP輸出的有功功率。

圖2 直流電壓反饋控制策略

2.2 減載運行算法

在實際運行過程中，PV系統受到環境溫度和光照強度不斷變化的影響，輸出有功功率呈現波動性特點。在PV運行曲線隨機變動情況下，保證減載率始終維持在某一數值，是定減載控制策略的實現目標。

PV系統的減載率表達式可定義為

(4)

式中:kG為功頻靜態特性系數;Δf為電網頻率偏差;fN為電網額定頻率。

電力系統中頻率變化的允許范圍通常為±0.2 Hz，kG取50，則可計算得d為20%，即PV系統輸出有功功率為額定功率的80%。

由MGP直流電壓反饋控制策略可知，給定PV直流母線電容電壓，就能控制PV系統輸出功率，由此將減載算法的控制目標轉化為對PV直流母線電容電壓Uref的控制。

本文采用文獻[16]中的PV電池模型，并以該PV電池為單位搭建了模擬PV電站的PV陣列模型，其關鍵參數如表1 所示。

表1 PV陣列模型參數

以該PV陣列為例，不同光照強度和溫度下的PVP-U曲線如圖3所示。

圖3 不同溫度和光照強度對應的P-U曲線

由于環境溫度和光照強度對PV輸出功率的影響是解耦的，可以分別求解不同光照強度和溫度在對應減載率下PV直流電壓的離線表達式，最后再將兩式的乘積作為定減載率下的直流參考電壓擬合表達式。

分析光照強度的影響，設定環境溫度恒定為25 ℃，以每秒上升100 W/m2為間隔，記錄100～1 400 W/m2區間的PV陣列在20%減載率下對應的PV直流電壓Udc，如圖4所示。

圖4 不同光照強度對應的Udc

根據圖4擬合曲線，可設光照強度與直流電壓的擬合表達式為

UdG=a0G0.4+b0G0.3+c0

(5)

式中:G為光照強度;a0、b0和c0為擬合系數。

代入表達式求得各項擬合系數：a0=-1.380 1，b0=-3.476 6，c0=9.449 8, 殘差平方和、R判定系數、調整R系數分別為0.000 6、0.999 9、0.999 8。

分析光照強度的影響，設定光照強度恒定為1 000 W/m2，在PV陣列中以每5 ℃為間隔，記錄0～45 ℃區間的PV陣列在20%減載率下對應的PV直流電壓Udc，如圖5所示。

圖5 不同溫度對應的Udc

根據圖5擬合曲線，設擬合表達式為

UdT=a1T+b1

(6)

式中：T為環境溫度；a1和b1為擬合系數。

代入表達式求得各項擬合系數：a1=-0.028 0，b1=15.889 8,殘差平方和、R判定系數、調整R系數分別為0.185 4、0.999 8、0.999 6。

最后聯立式(5)和式(6)可得不同光照強度和溫度對應于20%減載率下PV直流母線電容電壓的擬合函數表達式為

(7)

隨機選取6個溫度和光照強度，與該PV陣列的實際最大功率進行比較，結果如表2所示。

由表2可以得出，本文選取的擬合函數表達式計算得到的PV曲線減載20%情況下的Uref，其對應的輸出功率與目標減載輸出功率間的差值最大不超過0.5 MW，說明選取的曲線擬合表達式能較為準確地估算出該PV陣列減載率為20%時對應的直流母線電壓參考值。

表2 估算結果對應的實際減載率

3 頻率反饋控制環的引入

電網處在功率不平衡狀態時，減載運行下的PV系統可以釋放有功儲備，配合MGP的慣性響應參與電力系統調頻。參考常規發電機組的功-頻靜態特性曲線與MGP的直流電壓反饋控制策略，只要建立電網頻率變化量與PV直流母線參考電壓之間的耦合關系，PV系統的輸出功率就能響應電網的頻率變化，由此可得頻率反饋控制系數的表達式：

(8)

式中：Δf為電網頻率偏差量；ΔUdc為直流母線電壓參考值改變量;fN為額定頻率。

MGP的頻率反饋控制框圖如圖6所示。為使PV板一直處在穩定運行范圍內，需要對最終輸出到SPWM控制中的電壓信號進行限幅處理。

圖6 頻率反饋控制框圖

在基于PV系統驅動MGP并網的直流電壓反饋控制策略基礎上引入減載控制和頻率反饋控制，可得圖7所示的MGP綜合控制策略。

圖7 MGP的綜合控制策略

由綜合控制策略的控制邏輯可知，正常運行狀態時，PV系統跟隨環境溫度和光照強度變化驅動MGP輸出額定減載下的有功功率，當電網頻率波動時，MGP觸發無延時慣性響應，與此同時頻率反饋控制動作，根據頻率變化量修改直流母線電壓參考值，釋放減載儲備響應電網頻率變化，配合MGP的慣性響應參與電力系統調頻。

4 仿真算例分析

為驗證本文所提綜合控制策略的有效性，在電磁暫態仿真軟件PSCAD/EMTDC中搭建了圖8所示的3機9節點系統進行算例驗證。系統中PV滲透率約為44%，火機組G1/G2/G3共出力260 MW，慣性時間常數H取10 s，PV機組出力200 MW，MGP慣性時間常數HMGP取6.6 s。仿真中，在母線4節點可以切換PV并網和PV經MGP并網2種方式。仿真分為2部分：第1部分驗證減載運行算法，第2部分對比PV經采用綜合控制策略的MGP并網和PV直接并網在源、網兩端功率波動下的系統頻率穩定能力。

圖8 3機9節點系統

4.1 減載運行算法驗證

在圖8所示3機9節點系統中BUS4切換至PV經MGP并網，設置的仿真場景中溫度、光照強度變化曲線如圖9(a)、圖9(b)所示，測量的PV系統直流電容電壓和MGP輸出功率的變化情況如圖9(c)、圖9(d)所示。

圖9 減載算法的驗證結果

對比圖9設定光照強度變化曲線和溫度變化曲線可知，直流電壓反饋控制能較為迅速準確地追蹤擬合曲線得出給定直流電壓值的結果，MGP輸出功率曲線表明MGP能按給定減載率輸出有功功率，實現在環境光照強度和溫度變化情況下PV系統的定減載運行。

4.2 不同并網方式的調頻能力對比

綜合控制策略下的PV經MGP并網，PV本身出力隨機波動或電網出現功率不匹配時，MGP均能釋放無延時慣性響應。在電網頻率變化時，MGP還能調用PV有功儲備參與電力系統一次調頻。相比之下，由于PV直接并網不參與電網調頻，電網頻率穩定性會隨PV滲透率增加而變差。

4.2.1 負荷突變

為對比不同并網方式對系統頻率穩定的影響，忽略MGP的內部損耗，在仿真系統中設置BUS6在50 s時負荷突增/減40 MW，觀測系統響應情況，仿真結果如圖10與圖11所示。

圖10 負荷突增下的電網響應情況

圖11 負荷突降下的電網響應情況

由圖10和圖11可知，PV經MGP并網可以為系統提供慣性響應，采用綜合控制后還能調用PV減載儲備參與系統調頻。對比電網頻率改善情況可知，PV采用MGP并網可以減小系統的初始ROCOF，進而延遲頻率偏差最大點到來，并間接減小最大頻率偏差。在采用綜合控制策略后，由于存在控制時延，系統初始ROCOF并未得到明顯改善，但PV減載儲備觸發的功率響應能參與系統一次調頻，較大幅度地減小了系統頻率偏差，進一步提升電網的頻率支撐能力。

4.2.2 PV隨機波動

在PV實際運行中，光照強度和溫度變化會導致出力水平改變。為探究PV出力隨機波動對系統頻率變化的影響，在仿真系統中設置光照強度隨機變動，觀察電力系統的頻率變化情況，光照強度變化曲線和系統響應情況如圖12所示。

圖12 PV出力波動下的電網響應情況

由圖12可知，在光照強度隨機波動的情況下，PV出力也會不斷變動。在PV經MGP并網的情況下，MGP的慣性響應會對PV輸出功率的變化起“削峰填谷”的作用，使得電網頻率波動明顯減小。而MGP采用綜合控制策略后，PV功率響應的動作可以進一步減小PV出力波動的幅度，增強系統的頻率穩定性。

5 結 語

本文提出了一種考慮PV出力波動性的PV系統定減載率驅動MGP并網的綜合控制策略，該控制策略可根據光照強度和溫度變化調整PV系統的直流母線電壓，保持減載率始終處于特定值。在MGP的直流電壓反饋控制中引入頻率反饋環，當電網頻率波動時，PV系統可以因此釋放減載備用容量參與一次調頻。最后在3機9節點仿真系統中驗證了在源、網兩端發生功率波動情況下，PV經采用綜合控制策略的MGP并網均能為系統提供更強有力的頻率支撐。