不對稱故障下考慮故障時間的儲能變流器動態(tài)電壓支撐策略研究

邢超 ，肖家杰 ，李培強 ?，奚鑫澤 ，郭祺 ，覃日升

（1.云南電網有限責任公司電力科學研究院，云南 昆明 650217；2.湖南大學 電氣與信息工程學院，湖南 長沙 410082）

在雙碳目標提出的背景下，截至2022年8月底，我國光伏發(fā)電裝機累計達到349.9 GW，成為我國第三大電源［1］.但光伏發(fā)電的出力波動性與隨機性嚴重影響到了電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行［2-3］.而儲能作為解決光伏平滑接入、靈活消納的重要手段，其規(guī)模化應用已成為發(fā)展的必然趨勢［4-5］.不對稱故障是電網最常見的故障，PCS 作為儲能并網的關鍵設備應具備主動支撐電網的能力，保證系統(tǒng)安全地進行故障穿越［6］.不對稱故障是電網最常見的故障類型，會導致PCC 電壓跌落、輸出電流幅值越限和交直流側功率波動等不利影響［7-8］.因此，研究不對稱故障穿越策略具有重要意義.

在不對稱故障下的并網研究領域中，研究學者在不對稱電壓暫降下主要通過抑制有功功率波動、抑制無功功率波動及負序電流作為控制目標［9］.文獻［10］通過建立不同控制目標下的電流參考矢量表達式，引入有功功率波動、無功功率波動等控制參數(shù)，然后利用果蠅算法進行優(yōu)化求解來協(xié)調控制.文獻［11］利用補償電流VSG 控制策略實現(xiàn)對正序電流、負序電流及功率波動的協(xié)調控制.文獻［12］將三相電壓通過Clark 變換到αβ坐標系上來簡化控制，無須使用鎖相環(huán)和進行復雜的坐標變換.但需要指出的是，在故障穿越過程中不僅僅針對功率和電流進行控制，并網點電壓大小決定了并網系統(tǒng)不脫網連續(xù)運行時間，有必要在故障期間支撐并網點電壓［13］.德國并網標準規(guī)定［14］：若正序電壓低于額定電壓的90%，正序電壓每跌落1%，則PCS 需要向電網提供2%的無功電流.但該標準只考慮了抬升正序電壓，沒有考慮限制負序電壓，容易造成電壓越限或效果不理想.由此，文獻［15］以抑制功率波動和逆變器輸出電流幅值不越限作為約束條件，以提升正序電壓作為控制目標進行控制.文獻［16-18］通過分析推導不平衡電壓跌落下的輸出特性，實現(xiàn)PCC 電壓支撐、電流限幅、抑制電壓不平衡度的多目標控制策略.需要指出的是，現(xiàn)有研究沒有考慮故障時間，而是直接將PCC 電壓抬升至不脫網范圍.然而，這將浪費PCS 容量，當電壓跌落程度較大時，可能造成大量有功功率缺額.為實現(xiàn)不對稱故障下靈活支撐PCC電壓，PCS的控制策略還需進一步優(yōu)化和完善.

針對上述問題，本文提出了一種不對稱故障下的PCC 電壓動態(tài)支撐策略.首先分析了不對稱故障下PCS 的運行特性，推導了電壓支撐方程；然后基于上述電壓支撐方程，根據(jù)并網標準劃分了故障穿越運行區(qū)域，基于電壓支撐方程和故障穿越運行區(qū)域設計了PCC 電壓動態(tài)支撐方案；同時對PCS 輸出電流幅值進行限制，在保證電壓支撐效果和容量充足的情況下，進一步對負序電壓進行抑制；最后通過仿真驗證了所提策略的可行性和有效性.

1 不對稱故障下PCS的運行特性

儲能并網結構如圖1 所示［19］.圖中，Cdc為直流側電容，Udc為直流側電壓，iabc為輸出電流，Lf為交流側濾波電感，uabc為PCC電壓，Lg為等效至低壓側線路電感，Rg為等效至低壓側線路電阻，ugabc為等效至低壓側的電網電壓.

圖1 儲能并網結構Fig.1 Grid-connected energy storage structures

發(fā)生不對稱故障時，電網電壓可分解為正序、負序和零序分量.由于儲能并網系統(tǒng)一般經Dyn11 或Yyn0 型變壓器入網，低壓側不存在零序分量，低壓側的電網電壓ug和PCC電壓u可表示為：

根據(jù)電流有功分量和無功分量的相位關系，可得到輸出電流的表達式為：

式中：iα、iβ為αβ坐標系上的電流和分別為正負序有功電流幅值和分別為正負序無功電流幅值.

將式（3）進行反克拉克變換，可得到輸出電流幅值的表達式為：

式中：Imax為輸出電流幅值最大值；I+和I-分別為正負序電流幅值；arctan2（y，x）為四象限反正切函數(shù).

將式（2）進行反克拉克變換，可得到PCC 電壓幅值的表達式為：

式中：Umax和Umin分別為最大電壓幅值和最小電壓幅值.

由于輸電線路的Lg遠大于Rg，故忽略Rg.根據(jù)圖1，以α相為例，可得到以下關系式：

2 PCC電壓動態(tài)支撐策略

2.1 故障穿越運行區(qū)域

發(fā)生短路故障時，大部分并網標準都要求PCS能在故障期間不脫網連續(xù)運行至少150 ms.根據(jù)低壓穿越曲線類型，本文將低壓穿越劃分為分段型和連續(xù)型，選取具有代表性的并網標準：中國制定的《電化學儲能系統(tǒng)接入電網技術規(guī)定》（GB/T 36547—2018）［20］和美國電氣與電子工程師學會制定的IEEE 1547—2018，具體要求如圖2所示.

圖2 故障穿越運行區(qū)域Fig.2 Fault ride-through operating area

圖2 陰影部分為故障穿越運行區(qū)域，當PCC 電壓處于該區(qū)域內，PCS應保持與電網的連接.

2.2 電壓支撐策略

1）故障穿越運行區(qū)域1

連接AB，可得到直線lAB為：

式中：U表示PCC電壓標幺值；t表示故障時間.

令t=0，可得到U為0.2.若實施電壓支撐前的最小電壓幅值Umin0＜0.2UN，設置Umin的參考值為：

式中：Uminref為Umin的參考值；UN為電網額定電壓.

若Umin0≥0.2UN，設置Uminref為：

電網故障初期，只抬升正序電壓，保持負序電壓不變，將Umin=Uminref和U-=代入式（5），可得到滿足要求的正負序電壓參考值為：

在運行區(qū)域1 內，要實現(xiàn)PCS 不脫網一直運行，除了抬升Umin，還應保證Umax在電壓支撐過程不越限，即Umax≤1.1UN.當Umax到達1.1UN時，調整電壓參考值，將Umin=Uminref和Umax=1.1UN代入式（5），可得到滿足要求的正負序電壓參考值為：

2）故障穿越運行區(qū)域2

連接DE和CE，可得直線lDE和lCE為：

由于0.018＜0.019，因此保留lDE.令t=0，可得到U為0.52.當Umin0＜0.52UN時，設置Uminref為：

故障穿越運行區(qū)域2 的正負序電壓參考值可參考式（11）和式（12）進行計算.

將正負序電壓參考值代入式（7），可得到無功電流參考值為：

輸出電流幅值是影響儲能變流器安全運行的一個重要因素［21-22］，本文設置電流幅值的最大允許值為1.2IN，IN為額定電流幅值.將式（17）代入式（4），得到的輸出電流幅值最大值記作Imax1，若Imax1≥1.2IN，電流參考值可表示為：

式中：P0為故障前PCS 輸出的有功功率為Imax達到1.2IN時所對應的有功電流.

2.3 電壓不平衡度抑制

以故障穿越運行區(qū)域1為例，當PCS不脫網連續(xù)運行時間達到2 s 且輸出電流沒有達到極限值時，表明儲能變流器還有容量裕度來進一步降低電壓不平衡度.在式（5）中，φ的取值范圍為［-180°，180°］，由余弦函數(shù)的對稱性可知，在φ∈［0，60°］內就能得到所有可能出現(xiàn)的Umax和Umin，可表示為：

由式（21）可知，當φ∈［0，60°］時，cosφ＞0，cos（φ+120°）＜0.若PCS不脫網連續(xù)運行時間達到2 s，并網點三相電壓與正序電壓會存在以下關系.

式中：Umax1、Umin1和為PCS 不脫網連續(xù)運行時間達到2 s 時的最大電壓幅值、最小電壓幅值和正序電壓幅值.

由式（21）和式（22）可知，進一步降低負序電壓時，Umax和Umin的變化趨勢為：

保持t=2 s 時的正序電流參考值不變，為保證逆變器輸出電流不越限，負序無功電流參考值可設置為：

3 仿真驗證

為驗證本文所提方法的可行性與有效性，在MATLAB/Simulink 中搭建了圖1 所示的儲能并網系統(tǒng)模型，其仿真參數(shù)如表1 所示，系統(tǒng)控制策略結構如圖3所示.

表1 模型仿真參數(shù)Tab.1 Model simulation parameters

圖3 系統(tǒng)控制策略結構Fig.3 System control strategy structure

在眾多不對稱故障類型中出現(xiàn)概率最高的是單相接地故障，故本文通過改變a相電網電壓跌落程度來設置不同故障場景，從而驗證本文所提控制策略的有效性，具體設置如表2所示.其中P0=30 kW.

表2 故障場景設置Tab.2 Setting of fault scenarios

3.1 場景1：電壓跌落至0.4UN

本文在0.5 s 設置電網發(fā)生a 相接地故障，a 相電網電壓跌落至額定電壓UN的40%，此時電網正序電壓為248.8 V，電網負序電壓為62.2 V.在故障發(fā)生時采用本文所提策略進行控制，以GB/T 36547—2018為例，仿真結果如圖4所示.

圖4 故障場景1的仿真結果Fig.4 Simulation result of fault scenario 1

分析圖4（a）～4（e）可知：

1）在0.5 s 時發(fā)生故障，此時啟動PCC 電壓動態(tài)支撐策略.故障初期以抬升正序電壓為主，當Umax達到1.1UN時，同時輸出正負序無功電流，繼續(xù)抬升Umin，將Umax穩(wěn)定在1.1UN.由于場景1電壓跌落程度不大，故能將PCC 三相電壓抬升至0.9UN～1.1UN，并且PCS還有容量剩余.若故障在2 s內未切除，則對負序電壓進一步抑制，降低電壓不平衡度，在場景1 下能將負序電壓抑制到0，可實現(xiàn)PCC三相電壓平衡.

2）從圖4（d）可以看出，在支撐PCC 電壓的過程中，PCS 輸出電流幅值始終沒有越限，可以保證系統(tǒng)安全地進行故障穿越.

3）由圖4（e）可知，若故障在2 s 內切除，則可減少無功功率的輸出，留有更多的容量裕度應對電網有功需求.

3.2 場景2：電壓跌落至0

在0.5 s 設置電網發(fā)生a 相接地故障，a 相電網電壓跌落至零，此時電網正序電壓為207.3 V，負序電壓為103.7 V.在故障發(fā)生時采用本文所提策略進行控制，以GB/T 36547—2018為例，仿真結果如圖5所示.

圖5 故障場景2的仿真結果Fig.5 Simulation result of fault scenario 2

由圖5（a）～5（e）可知：

1）在0.5 s 時發(fā)生故障，此時啟動PCC 電壓動態(tài)支撐策略.由于場景2 的電壓跌落程度嚴重，且PCS容量有限，未能將Umin支撐至0.9UN.因此，此時的不脫網連續(xù)運行時長為1.91 s.

2）由圖5（e）中可知，若故障時長超過1.58 s，為保證PCC 電壓支撐效果，此時需要削減有功功率的輸出.若故障時長低于1.58 s，可按30 kW 輸出有功功率.

3.3 對比分析

為驗證本文所提策略的優(yōu)越性，選取文獻［18］中的控制策略作為本文的對比實驗.為進一步體現(xiàn)本文所提策略在電壓跌落程度較大時的支撐效果，本節(jié)故障場景設置與場景2 一致.對比實驗的仿真結果如圖6所示.

圖6 對比實驗仿真結果Fig.6 Comparison of experimental simulation results

由圖6（a）～6（e）可知：

在0.5 s 時發(fā)生故障，此時啟動文獻［18］中的控制策略.雖然此時的有功功率仍為30 kW，但不脫網連續(xù)運行時長為1.73 s，相較于本文所提策略，其不脫網連續(xù)運行時長減少了0.18 s.由此可知，本文所提策略有助于繼電保護裝置和重合閘裝置清除故障，保證并網系統(tǒng)不脫網持續(xù)運行.

需要指出的是，本文僅對GB/T 36547—2018 并網標準和單相接地故障進行仿真，但本文所提控制策略不僅限于該并網標準和單相接地故障，類比本文思路，也可在其他并網標準下進行電壓支撐.

4 結論

針對不對稱故障影響儲能并網系統(tǒng)可靠運行的問題，本文提出了一種不對稱故障下儲能變流器的電壓動態(tài)支撐策略，并進行了理論分析和仿真驗證，結論如下：

1）所提控制策略能根據(jù)具體的并網標準進行電壓支撐，并且還能保證PCS 輸出電流幅值不越限，使得并網系統(tǒng)能夠安全地進行故障穿越.

2）所提控制策略能根據(jù)故障時間對PCC 電壓進行動態(tài)支撐，相較于對比方法，當電壓跌落程度較大時，本文控制策略的不脫網連續(xù)運行時長更長.

3）所提控制策略能在保證電壓支撐效果的基礎上，減少故障下的有功功率缺額，當電壓跌落程度較小時，還能進一步對負序電壓進行抑制.