多能互補系統孤島初期運行穩定性對比研究

張榮海，劉配配，王玕，張紫凡，羅亞迪

（1.廣東電網有限責任公司韶關供電局，韶關 512000； 2.廣州城市理工學院電氣工程學院，廣州 510800）

引言

隨著我國“雙碳”戰略目標的制定，新能源發電將逐步替代傳統能源發電，成為電力供應的“主力軍”。但風力發電、光伏發電受隨機性、波動性與間歇性的影響，電能質量通常較差[1]。水電作為目前技術最成熟的清潔能源，具有較為靈活的調節能力和穩定的供電質量[2]。利用區域可再生能源的優勢，因地制宜，推動區域能量互補，是解決當前綠色供能的有效途徑，有助于建成高度耦合的綜合能源系統，為電網提供質優、價廉、清潔、可再生的電力[3,4]。

目前小型風力發電、光伏發電和水力發電通常布局分散，就近接入當地配電網[5]，運行于最大功率發電模式，幾乎不具備功率控制能力，難以實現多機聯動協調。此外，考慮儲能的安全性、經濟性與電能密度等因素，當前區域風力發電、光伏發電、水力發電多運行于無儲能設備和弱通信模式下。研究無儲能與弱通信下的風光水多能互補的暫態穩定性，對實際運行的區域風光水發電控制及其微電網穩定具有指導意義，對微電網的穩定及其能采取的恢復措施，具有重要影響。文獻[6]研究了無儲能下的風光微電網孤島初期幅頻特性，表明孤島初期，相較于單電源，風電和光電互補能有效支撐電網電壓，防止電壓崩潰。文獻[7]以電網在孤網初期頻率穩定性最優為目標，研究區域小水電與風力發電的最優容量比。文獻[8]通過分析光伏發電對互補系統暫態穩定性的影響機理，提出了基于等面積定則的水光協調緊急切機控制方法。

本文將重點研究在無儲能情況下區域風光互補、風水互補、水光互補孤島初期的頻率變化情況，通過對風、光、水電運行機理分析與仿真研究，研究不同能源互補形式下的系統在孤島初期的頻率變化規律，為無儲能系統的穩定控制提供分析基礎。

1 風電并網簡化模型

風電并網簡化模型如圖1所示。其中風力發電采用雙饋異步風電機組（doubly fed induction generator,DFIG），主要由風機、傳動機構、雙饋感應電機、“背靠背”變流器和控制系統組成[9-10]。DFIG的定子側與電網直接相連；轉子側通過雙脈沖寬度調制變流器與電網“背靠背”連接。轉子側變流器（rotor side converter，RSC）采用矢量控制算法，通過控制轉子側電壓，實現對定子側輸出有功功率和無功功率的解耦控制。有功控制目標是使發電機輸出的有功功率能夠跟蹤輸入的參考功率；無功控制目標為維持發電機端口電壓恒定。網側變流器（grid side converter，GSC）通過直流電容與轉子側變流器相連，交流側與電網相連，網側控制器的目標為控制直流電容電壓恒定和變流器輸出的無功功率。雙饋異步風電機組與負荷組成的系統與主網連接，并網時由主網維持系統頻率恒定；當并網開關斷開時，含雙饋異步風電機組的系統運行于孤島模式，微網的頻率與系統容量、系統慣性及功率不平衡度有關[11]。

圖1 風電并網發電系統圖

轉子運動方程為：

式中：

Tj—雙饋異步發電機的慣性時間常數；

Tm—輸入機械轉矩；

Te—發電機電磁轉矩；

D—阻尼系數；

ωr—轉子角速度。

2 光伏并網簡化模型

無儲能情況下的小型光伏陣列并網模型如圖2所示。光伏輸出的直流電依次經并網逆變器、LC濾波器、變壓器、并聯RLC負載、并網開關后接入主網[12,13]。逆變器控制電路采用電壓外環電流內環雙閉環控制，采集直流端電壓UPV與電流IPV通過MPPT控制獲得電壓外環的參考電壓，電流內環采用PI控制；采集變壓器輸出端的三相電壓與電流通過三相鎖相環獲得電壓的相位信息，實現逆變器輸出電流與電網電壓的同步。

圖2 光伏并網發電系統圖

由于光伏裝機容量較電網的容量小，電壓質量依賴上層電網的支撐和調節，因此控制目標通常設定為最大功率發電模式。并網開關斷開時，光伏電站與負荷組成孤島模式，為維持孤島系統電壓和頻率的穩定性，并網逆變器常采用V/f和Droop控制策略。由于缺少主網的支撐，系統的電壓和頻率變化情況取決于微網內的功率變化情況。

并網開關閉合時，光伏陣列運行于并網模式，光伏逆變器的輸出功率為Pinv+jQinv；本地負載消耗的功率為Pload+jQload；電網提供的功率為ΔP+jΔQ。

式中：

R、L、C—并聯RLC負載電路中電阻值、電感值、電容值；

ω—負載端電壓角頻率；

UPCC—負載連接點電壓。

并網開關斷開時，光伏單獨向本地負載供電，當光伏逆變器輸出的功率與本地負載消耗的功率平衡時，并網開關斷開前后負載處電壓和頻率維持在穩定值附近，可能發生光伏孤島運行。當光伏逆變器輸出的功率與本地負載消耗的功率差值較大時，并網開關斷開前后負載處電壓和頻率將出現較大偏差，破壞穩態運行。

2 水電并網簡化模型

小型水力發電站由水輪機、調速器、勵磁系統和同步發電機組成[14]。小水電并網發電系統如圖3所示。通常情況下，小水電處于并網狀態，向主電網輸送電能，保持功率滿發。當發生線路故障等情況時，小水電與上層電網間的聯絡開關斷開，小水電切換為孤島運行狀態，此時孤島內常因功率不平衡而導致電壓水平和頻率發生變化，變化規律與水輪機運行特性以及功率不平衡度相關。

圖3 小水電并網發電系統圖

孤島內頻率變化主要受兩方面影響，一是功率不平衡程度，二是水電裝機容量及機組慣量。孤島初期，調速器未動作，孤島內所有機組在同步力矩的作用下達到同一加速度[15]。此時孤島內機組的角速度變化如下式[16,17]：

式中：

J—水電機組的轉動慣量；

ω—機組的角速度；

Mt，Mg—水輪機的主動力矩與發電機阻力矩；

Pmi，Pei—機組i的機械功率及電磁功率。

由上式可知，轉子角速度變化率與系統功率不平衡度Pmi-Pei成正比。當孤島瞬間，水電機組孤島前輸送給電網的功率將因孤島發生而無法送出，使得Pei突然降低。而發電機的機械功率由于水電機組慣性不能突變。孤島前Pmi=Pei，孤島后Pmi＞Pei，轉子的角加速度為一個正值，水電機組轉速快速上升，進而系統頻率升高。

3 仿真分析

基于MATLAB/Simulink平臺搭建風光、風水、水光互補運行的并網模型。其中風力發電功率、光伏發電功率、水力發電功率均為450 kW，考慮到分布式風電、水電多運行于偏遠山區，風力電站發電后經5 km輸電線路傳輸至負載，水力電站發電后廠用電5 kW，剩余功率經5 km輸電線路傳輸至負載。正常運行時，互補系統工作于并網模式，風電、光電運行于最大功率發電工況，小水電運行于最大功率因數發電模式，由主網穩定系統頻率。當故障情況下，為保障本地負荷的供電可靠性或孤島保護設備動作期間，互補系統運行于孤島微網模式，由微網內能量管理系統控制微網頻率。但山區存在通信時延，微網內設備通信質量與協調控制能力較差。孤島初期，能管控制器不能及時動作，本文通過對比頻率與電壓波形研究互補系統在孤島初期的暫態穩定性。仿真運行初始狀態設置為并網運行，5 s后并網聯絡開關斷開，互補發電電源與本地負載組成孤島系統。仿真孤島后1 s內頻率變化與電壓變化。

表1 不同荷源比下互補系統容量配置

3.1 風光互補孤島初期頻率-電壓變化情況

圖4～6分別為負荷電源容量比（以下簡稱荷源比）為50 %、100 %、150 %時的孤島初期頻率-電壓曲線。當荷源比為50 %時，系統孤島后頻率與電壓呈振蕩上升趨勢，0.067 s后系統頻率升至50.5 Hz，1 s后頻率升至53.6 Hz；三相電壓標幺值在5.1 s時達到1.438。當荷源比為100 %時，系統孤島后頻率呈振蕩上升趨勢，振蕩頻率高于50 %工況，1 s后頻率達到50.5 Hz；三相電壓穩定在基準值附近。當荷源比為150 %時，系統孤島后頻率與電壓呈振蕩下降趨勢，0.096 s后頻率達到49.5 Hz，1 s后頻率降至48.2 Hz；5.1 s時三相電壓標幺值降至0.835，并能保持一定時間的穩定。

圖4 荷源比50 %工況下風光互補微網孤島頻率-電壓曲線

3.2 風水孤島初期頻率-電壓變化情況

圖7～9分別為荷源比為50 %、100 %、150 %時的孤島初期頻率-電壓曲線。當荷源比為50 %時，系統孤島后頻率呈上升趨勢，0.093 s后系統頻率升至50.5 Hz，1 s后頻率升至55.8 Hz；三相電壓在孤島后0.18 s內相對穩定，穩定在基準值附近。當荷源比為100 %時，系統孤島后頻率先出現一個大的波動，波峰達到50.2 Hz，隨后頻率下降，呈振蕩上升趨勢，1 s后頻率升至50.17 Hz；三相電壓標幺值穩定在0.988附近。當荷源比為150 %時，系統孤島后頻率呈下降趨勢，0.152 s后頻率達到49.5 Hz，1 s后頻率降至46.9 Hz；5.1 s時三相電壓標幺值降至0.830 7，并保持在該值附近。

圖7 荷源比50 %工況下風水互補微網孤島頻率-電壓曲線

圖5 荷源比100 %工況下風光互補微網孤島頻率-電壓曲線

圖6 荷源比150 %工況下風光互補微網孤島頻率-電壓曲線

3.3 水光孤島初期頻率-電壓變化情況

圖10～12分別為荷源比為50 %、100 %、150 %時的孤島初期頻率-電壓曲線。當荷源比為50 %時，系統孤島后頻率呈平滑上升趨勢，0.106 s后系統頻率升至50.5 Hz，1 s后頻率升至56.18 Hz；三相電壓標幺值呈振蕩上升趨勢，5.091 s時升至1.306。當荷源比為100 %時，系統孤島后頻率先出現一個大的波動，波峰達到50.17 Hz，隨后頻率下降，呈振蕩上升趨勢，1s后頻率升至50.14 Hz；三相電壓在穩態值附近波動。當荷源比為150 %時，系統孤島后頻率呈平滑下降趨勢，0.162 s后頻率降至49.5 Hz，1 s后頻率降至44.52 Hz；三相電壓呈振蕩下降趨勢，5.142 s時降至0.904。

圖8 荷源比100 %工況下風水互補微網孤島頻率-電壓曲線

圖9 荷源比150 %工況下風水互補微網孤島頻率-電壓曲線

圖10 荷源比50 %工況下水光互補微網孤島頻率-電壓曲線

圖11 荷源比100 %工況下水光互補微網孤島頻率-電壓曲線

圖12 荷源比150 %工況下水光互補微網孤島頻率-電壓曲線

4 結語

結合山區小水電、光伏與風電不同組合發電的情況，控制分布式電源出力不變，改變負荷占比，對風光互補、風水互補、水光互補系統運行情況進行仿真，重點研究不同組合發電方式的系統孤島初期運行穩定性。仿真分析表明：

1）在荷源比50 %工況下，即負荷相對電源較小時，孤島后頻率呈上升趨勢，風光互補發電在孤島后初期頻率變化幅度相對較慢，但頻率抖動較大；水光互補發電頻率變化較快，但頻率變化波形光滑，抖動較小。對比三相電壓波形，風水互補系統孤島后的三相電壓能在短期內保持穩定。

2）在荷源比為100 %時，即負荷與電源近乎平衡時，三種互補發電系統均能穩定運行于孤島微網模式。由此可以在符合并網的條件下快速并網，提高多能互補系統的供電可靠性。

3）在荷源比150 %工況下，即負荷相對電源較大時，孤島后頻率呈下降趨勢，風光互補發電在孤島后初期頻率變化幅度相對較慢；水光互補發電頻率變化較快，頻率變化波形光滑，抖動較小。對比三相電壓波形，風光、風水互補系統孤島后的三相電壓標幺值穩定至0.83附近，水光互補微網系統呈振蕩變化趨勢。