光伏虛擬同步發(fā)電機工程應(yīng)用效果分析及優(yōu)化

鞏 宇, 王 陽, 李 智, 史學(xué)偉, 宋 鵬, 楊偉新, 韋 徵

(1. 國網(wǎng)冀北電力科學(xué)研究院(華北電力科學(xué)研究院有限責(zé)任公司), 北京市100045; 2. 風(fēng)光儲并網(wǎng)運行技術(shù)國家電網(wǎng)公司重點實驗室, 北京市 100045; 3. 國網(wǎng)新源張家口風(fēng)光儲示范電站有限公司, 河北省張家口市 075000; 4. 南瑞集團(國網(wǎng)電力科學(xué)研究院)有限公司, 江蘇省南京市 211106)

0 引言

中國光伏發(fā)電裝機容量增長迅猛,至2016年累計光伏裝機容量已達77.42 GW,位居世界首位,較2015年增長124%,光伏發(fā)電作為未來電力系統(tǒng)的主力電源之一已成為必然。并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)通過逆變器等電力電子裝置與電網(wǎng)相連,雖然暫態(tài)響應(yīng)速度快,但其基本不具備慣性和阻尼,無法支撐電網(wǎng)的一次調(diào)頻[1-2]。大規(guī)模光伏并網(wǎng)勢必會降低電力系統(tǒng)的慣量和阻尼[3-5],使電網(wǎng)魯棒性變?nèi)鮗6-8]。虛擬同步發(fā)電機(virtual synchronous generator,VSG)技術(shù)通過模擬同步機的運行特性,能夠增強系統(tǒng)穩(wěn)定性,正在成為在光伏高滲透率并網(wǎng)場景下,提升系統(tǒng)穩(wěn)定運行能力的有效方案之一[9-10]。

目前國內(nèi)外對光伏虛擬同步發(fā)電機(photovoltaic virtual synchronous generator,PV-VSG)的研究主要集中在微電網(wǎng)應(yīng)用和控制策略方面[11-16]。文獻[11]將基于轉(zhuǎn)子運動方程的VSG控制策略應(yīng)用于孤網(wǎng)儲能電壓源型逆變器中,對VSG控制策略的參數(shù)整定、零起升壓時間優(yōu)化、多個子微電網(wǎng)的同期并列裝置優(yōu)化進行了詳細論述。文獻[12]注意到相比于儲能系統(tǒng)，光伏電源具有時變性和功率有限性,針對單臺PV-VSG運行場景,提出了并網(wǎng)和離網(wǎng)模式下的控制策略,并進行了仿真驗證。文獻[13-14]研究了光伏獨立供電、光伏與水電聯(lián)合供電及兩種模式間的無縫切換,通過微電網(wǎng)的實際運行驗證了控制策略的有效性。文獻[15]針對微電網(wǎng)控制運行策略,提出了一種自適應(yīng)虛擬轉(zhuǎn)子慣量的VSG控制算法,并進行了仿真驗證。文獻[16]分別根據(jù)同步發(fā)電機轉(zhuǎn)子運動方程和勵磁調(diào)節(jié)系統(tǒng)設(shè)計了有功頻率和無功電壓控制算法,并在MATLAB中搭建仿真模型對算法進行驗證。目前未見國內(nèi)外對于PV-VSG在大電網(wǎng)中的工程應(yīng)用及效果的實證分析。

2016年,國家電網(wǎng)公司在張北風(fēng)光儲示范電站開工建設(shè)了首個應(yīng)用于大電網(wǎng)的VSG示范工程,探索多種實現(xiàn)方式和技術(shù)路線的可行性與經(jīng)濟性,初步完成24臺共12 MW光伏逆變器的虛擬同步機技術(shù)改造工作。

本文從理論分析、現(xiàn)場實測數(shù)據(jù)對比等方面對該工程所采用的兩種控制策略的調(diào)頻性能進行研究;針對現(xiàn)場實測結(jié)果中出現(xiàn)的性能缺陷,提出了兩種優(yōu)化后的控制策略,并通過半實物仿真驗證其有效性。

1 PV-VSG的控制策略和實現(xiàn)方式

1.1 PV-VSG的拓撲結(jié)構(gòu)

PV-VSG的拓撲結(jié)構(gòu)如圖1所示,在傳統(tǒng)光伏發(fā)電單元的直流母線上并聯(lián)由DC/DC和儲能電池組成的儲能單元。VSG控制系統(tǒng)持續(xù)檢測并網(wǎng)點頻率,當發(fā)生頻率擾動時,通過控制儲能單元的DC/DC和光伏逆變器的功率輸出,實現(xiàn)主動調(diào)頻。

圖1 單元式PV-VSG拓撲結(jié)構(gòu)Fig.1 Topology of unit-type PV-VSG

張北VSG示范工程采用了模擬轉(zhuǎn)子運動方程和改變功率給定值兩種控制策略對光伏逆變器進行改造,兩種控制策略分別采用50 kW×30 min鋰離子電池、50 kW×15 s超級電容作為儲能電池。

1.2 主動調(diào)頻控制策略

模擬轉(zhuǎn)子運動方程和改變功率給定值兩種控制策略均以目前新能源發(fā)電設(shè)備廣泛采用的矢量控制為基礎(chǔ),通過在d,q軸電流分量id,iq的控制環(huán)中加入與電網(wǎng)頻率f相關(guān)的附加控制量,實現(xiàn)主動調(diào)頻控制。

改變功率給定值控制模型下:

(1)

(2)

(3)

Pe=VdcIboost_ref

(4)

式中:ΔPTj為虛擬慣量調(diào)頻功率;ΔPKf為一次調(diào)頻功率;Iboost_0為初始電流給定值;Iboost_ref考慮調(diào)頻后的電流參考值;f0為額定頻率;f為電網(wǎng)頻率;PN為逆變器額定功率;Δf為電網(wǎng)頻率變化量;Δt為對應(yīng)電網(wǎng)頻率變化的時間;Vdc為直流母線電壓;Pe為VSG電磁功率,即VSG交流側(cè)實際輸出功率。

Tj表征VSG模擬傳統(tǒng)同步機慣性時間常數(shù)的特征參數(shù)，有

其中J為VSG的轉(zhuǎn)動慣量，ω0為系統(tǒng)額定角速度。

Kf為有功調(diào)頻系數(shù),表征在調(diào)頻工況下,VSG支撐的有功功率與頻率變化量的比值，有

模擬轉(zhuǎn)子運動方程控制策略包括式(5)的模擬調(diào)頻控制器模型和式(6)的同步發(fā)電機本體模型兩部分[17]。

Pm=Kω(ω0-ωg)+Pref

(5)

(6)

式中:Kω為同步發(fā)電機調(diào)差系數(shù);Pm為機械功率,指VSG原動機功率;Pref為初始有功功率給定值;ω為VSG內(nèi)部生成的角速度;ωg為電網(wǎng)角速度;KDp為阻尼系數(shù);θ為電角度;θg為電網(wǎng)相角;δ為功角；Vt為機端電壓;E為內(nèi)電勢；X為定子阻抗；idcref為d軸電流參考值。

該控制方式以儲能單元和光伏當前功率作為原動機功率,控制策略中引入了阻尼系數(shù)KDp,通過模擬轉(zhuǎn)子運動方程生成VSG的內(nèi)電勢角度θ,結(jié)合鎖相環(huán)得到的電網(wǎng)相角θg,計算得到功角給定調(diào)頻電磁功率,并基于電壓電流雙閉環(huán)控制實現(xiàn)調(diào)頻支撐。

兩種控制策略的控制框圖見附錄A圖A1和圖A2。

改變功率給定值和模擬轉(zhuǎn)子運動方程兩種控制策略原理不同,會在以下兩個方面導(dǎo)致支撐效果的差異。

1)調(diào)頻啟動時間。與模擬轉(zhuǎn)子運動方程控制策略相比,采用改變功率給定值控制策略的PV-VSG需要計算頻率變化率,進行鎖相環(huán)采集和頻率濾波,此過程需要至少5個工頻周期共100 ms,導(dǎo)致虛擬慣量調(diào)頻啟動時間相對較長,對調(diào)頻響應(yīng)速度不利。而采用模擬轉(zhuǎn)子運動方程控制方式的PV-VSG慣量啟動時間更快。

2)并網(wǎng)振蕩風(fēng)險。模擬轉(zhuǎn)子運動方程控制策略模擬同步發(fā)電機的二階模型,并網(wǎng)系統(tǒng)的阻尼比與控制參數(shù)中的慣性時間常數(shù)、阻尼系數(shù)相關(guān)。若慣性時間常數(shù)和阻尼系數(shù)的整定失配,將弱化并網(wǎng)系統(tǒng)的動態(tài)響應(yīng)特性,甚至出現(xiàn)負阻尼的情況,造成功率振蕩;而改變功率給定值控制策略,沒有一階慣性環(huán)節(jié),直接輸出功率參考值,慣性時間常數(shù)對系統(tǒng)穩(wěn)定基本沒有影響。

1.3 示范工程整機調(diào)頻實現(xiàn)方式

由于示范改造的兩類PV-VSG所配置的儲能單元、調(diào)頻支撐幅值、光儲協(xié)同方式不同,整機調(diào)頻實現(xiàn)方式存在以下三點差異。

1)調(diào)頻支撐方式

示范工程采用的兩種PV-VSG改造方案均在直流側(cè)配置儲能電池以提供調(diào)頻有功支撐,但光儲協(xié)調(diào)控制邏輯存在差異:在調(diào)頻工況下,模擬轉(zhuǎn)子運動方程控制策略配備的鋰電池單元優(yōu)先響應(yīng)調(diào)頻,既可放電以提供有功支撐,又可充電以吸納交流側(cè)輸出功率;當電網(wǎng)頻率升高,鋰電池單元充電功率小于調(diào)頻功率需求時,將降低光伏功率以滿足調(diào)頻需求,光伏功率可降至10%PN。而改變功率給定值控制策略所配備的超級電容在電網(wǎng)頻率上升時不動作,只靠光伏側(cè)降低功率響應(yīng)調(diào)頻,光伏側(cè)功率最多可降低20%PN;當電網(wǎng)頻率降低時,儲能單元提供功率支撐,光伏側(cè)不動作。

2)儲能單元配置

項目采用的兩種電池類型各有優(yōu)劣，鋰電池具有相對成本低、比能量高、維護工作量大等特點,超級電容具有高倍率充放電、低溫耐受性好、循環(huán)壽命長、維護工作量小等特點。同樣成本下,鋰離子電池滿功率支撐時間可達到30 min,而超級電容滿功率支撐時間只有15 s,支撐時間過短,無法彌合1～2 min的一、二次調(diào)頻時間間隔,可能造成電網(wǎng)頻率的再次跌落。

3)慣量響應(yīng)死區(qū)

改變功率給定值控制策略通過計算3至5個工頻周期內(nèi)頻率變化率的平均值，為防止電網(wǎng)電壓存在負序分量,導(dǎo)致鎖相環(huán)頻率測量的異常波動,引起頻率測量誤差和調(diào)頻功能的頻繁啟動,采用該策略的PV-VSG設(shè)置了0.3 Hz/s的頻率變化率死區(qū)。死區(qū)的存在,可能會導(dǎo)致實際電網(wǎng)頻率變化率未超過死區(qū)時系統(tǒng)無法提供慣性調(diào)頻支撐的問題,采用模擬轉(zhuǎn)子運動方程控制策略的PV-VSG,在任意工況下均可提供慣性調(diào)頻支撐。

2 基于現(xiàn)場實測的VSG調(diào)頻特性對比分析

根據(jù)國家電網(wǎng)公司正在制定的單元式PV-VSG技術(shù)要求與實驗方法企業(yè)標準，PV-VSG虛擬慣量響應(yīng)時，最大有功功率增量不低于10%PN，響應(yīng)時間不大于500 ms，有功功率誤差不大于±2%PN；一次調(diào)頻響應(yīng)時，當系統(tǒng)頻率下降時，有功調(diào)節(jié)量達到10%時可不再增加;當系統(tǒng)頻率上升時，有功調(diào)節(jié)量達到20%PN時可不再減小，一次調(diào)頻啟動時間應(yīng)不大于3 s，響應(yīng)時間應(yīng)不大于12 s，調(diào)節(jié)時間不大于30 s，有功功率調(diào)節(jié)誤差不應(yīng)超過±2%PN。按此標準，進行后續(xù)研究。

2.1 調(diào)頻特性對比分析

光伏逆變器裝機容量PN=500 kW,設(shè)置Tj=5 s,Kf=20,此時PV-VSG具有響應(yīng)虛擬慣量和一次調(diào)頻的能力?，F(xiàn)場測試工況如圖2中電網(wǎng)頻率變化曲線,電網(wǎng)頻率先以斜率-0.5 Hz/s從工頻降低至48.1 Hz,持續(xù)一段時間后以斜率0.5 Hz/s恢復(fù)至工頻;以斜率0.5 Hz/s升高至51.4 Hz,持續(xù)一段時間后以斜率-0.5 Hz/s恢復(fù)至工頻。現(xiàn)場測試工況曲線見附錄A圖A3。

圖2 兩種控制策略下的PV-VSG響應(yīng) 調(diào)頻典型實測曲線Fig.2 Typical measured frequency regulation curves of PV-VSG with two control strategies

圖2中還可見PV-VSG調(diào)頻實測曲線。當電網(wǎng)頻率由50 Hz降低到48.1 Hz,兩種控制策略均由儲能單元支撐有功50 kW,圖2(a)中鋰電池支撐功率持續(xù)1 min,直到電網(wǎng)頻率恢復(fù),圖2(b)中超級電容支撐15 s后停止放電,當電網(wǎng)頻率恢復(fù)后超級電容立刻進入充電狀態(tài)。

當電網(wǎng)頻率由50 Hz升高到51.4 Hz,由式(2)計算可知穩(wěn)態(tài)時PV-VSG理論上應(yīng)降低功率280 kW。如圖2(a)所示,現(xiàn)場實測工況下模擬轉(zhuǎn)子運動方程控制策略共降低功率288 kW,其中儲能單元吸收功率50 kW,光伏功率降低238 kW;圖2(b)中改變功率給定值控制策略僅光伏功率降低105 kW,而儲能單元不動作,VSG總功率降低105 kW,滿足國家電網(wǎng)公司正在制定的標準中VSG響應(yīng)調(diào)頻功率下降20%PN后就可不再繼續(xù)下降的要求。

電網(wǎng)頻率下降至48.1 Hz時,兩種控制策略的一次調(diào)頻性能參數(shù)見表1,可以看出在頻率降低的工況下,兩種控制策略各項性能指標均滿足電網(wǎng)調(diào)頻要求。

表1 頻率下降至48.1 Hz的PV-VSG調(diào)頻參數(shù)Table 1 PV-VSG parameter when grid frequency drops to 48.1 Hz

2.2 慣量響應(yīng)特性對比分析

設(shè)置Tj=5,Kf=0,此時VSG僅響應(yīng)虛擬慣量,測試工況如圖2(b)所示,由式(1)可知,當電網(wǎng)頻率以df/dt=0.5 Hz/s變化時,VSG輸出功率應(yīng)降低功率25 kW;電網(wǎng)頻率變化率為df/dt=-0.5 Hz/s時,VSG應(yīng)支撐功率25 kW。

模擬轉(zhuǎn)子運動方程控制策略虛擬慣量響應(yīng)調(diào)頻過程為:電網(wǎng)頻率下降時,儲能單元支撐24.6 kW,電網(wǎng)頻率上升時,儲能單元吸收25 kW;改變功率給定值控制策略虛擬慣量響應(yīng)調(diào)頻過程為:電網(wǎng)頻率上升時,光伏功率降低25 kW,電網(wǎng)頻率下降時,儲能支撐有功25 kW。兩種控制策略慣量響應(yīng)調(diào)頻實測曲線見附錄A圖A4。

對慣量響應(yīng)曲線進行分析,模擬轉(zhuǎn)子運動方程控制策略慣量啟動時間為76 ms,響應(yīng)時間為256 ms,功率誤差為0.08%PN;改變功率給定值控制策略慣量啟動時間為100 ms,響應(yīng)時間為404 ms,功率誤差為0。兩種控制策略虛擬慣量響應(yīng)均滿足電網(wǎng)調(diào)頻要求,且模擬轉(zhuǎn)子運動方程控制策略慣量響應(yīng)速度更快。兩種控制策略的慣量調(diào)頻性能參數(shù)見附錄B表B1。

2.3 振蕩風(fēng)險對比分析

由VSG控制策略可知,影響VSG調(diào)頻功能的控制參數(shù)主要包括有功調(diào)頻系數(shù)、慣性時間常數(shù)和阻尼系數(shù),因此對比分析上述控制參數(shù)在不同整定值下對VSG調(diào)頻能力的影響。與電流控制型VSG相比,不同有功調(diào)頻系數(shù)只表現(xiàn)為穩(wěn)態(tài)一次調(diào)頻功率的不同,所以此處主要考察慣性時間常數(shù)Tj和阻尼系數(shù)KDp對調(diào)頻動態(tài)過程的影響。

1)慣性時間常數(shù)

電網(wǎng)頻率以由50 Hz降低到48.1 Hz,阻尼系數(shù)設(shè)置為80,設(shè)置Kf=0,Tj分別設(shè)為5,6,8,10,15,20 s,考察不同慣性時間常數(shù)對PV-VSG調(diào)頻動態(tài)響應(yīng)的影響。

不同慣性時間常數(shù)下PV-VSG調(diào)頻動態(tài)曲線如圖3所示。由圖3(a)可知,對于模擬轉(zhuǎn)子運動方程控制策略,在阻尼系數(shù)恒定的情況下,隨著慣性時間常數(shù)增大,動態(tài)響應(yīng)過程變長,當慣性時間常數(shù)過大時,可能會出現(xiàn)振蕩現(xiàn)象;Tj=20 s時,VSG慣量響應(yīng)調(diào)節(jié)時間達到1.2 s,振蕩最大幅值為40 kW;而對于改變功率給定值控制策略的PV-VSG,慣性時間常數(shù)不同對調(diào)頻動態(tài)過程基本無影響,如圖3(b)所示,Tj=5,20 s時,兩條調(diào)頻曲線動態(tài)過程基本接近,均沒有出現(xiàn)明顯的欠阻尼和振蕩。

圖3 不同慣性時間常數(shù)下現(xiàn)場實測調(diào)頻曲線Fig.3 Measured frequency regulation curves under different inertial time constants

2)阻尼系數(shù)

設(shè)置Kf=20,Tj=5 s,KDp=50,80,150(N·m·s)/rad,當電網(wǎng)頻率由50 Hz階躍到49.9 Hz,考察阻尼系數(shù)對PV-VSG調(diào)頻動態(tài)響應(yīng)的影響。

對于模擬轉(zhuǎn)子運動方程控制策略,阻尼系數(shù)的影響規(guī)律與慣性時間常數(shù)產(chǎn)生的效果相似,小的阻尼導(dǎo)致功率超調(diào)變大,穩(wěn)態(tài)調(diào)節(jié)時間變長,嚴重時甚至可能出現(xiàn)功率振蕩。由圖4可知,在模擬轉(zhuǎn)子運動方程控制策略下,當阻尼系數(shù)KDp分別為50,80,150(N·m·s)/rad,超調(diào)量分別為0.88Pe,0.75Pe和0.43Pe,阻尼系數(shù)越小,調(diào)頻動態(tài)過程越長,KDp=50(N·m·s)/rad時調(diào)節(jié)時間為670 ms,遠長于另外兩條曲線。而改變功率給定值控制策略未引入阻尼系數(shù),VSG功率直接響應(yīng)虛擬慣量與一次調(diào)頻功率的計算值,不會發(fā)生振蕩現(xiàn)象。改變功率給定值控制策略虛擬慣量曲線見附錄A圖A5。

圖4 不同阻尼系數(shù)下的實測調(diào)頻曲線Fig.4 Measured frequency regulation curves under different damping coefficient

3 不同控制策略的缺陷與優(yōu)化

在實驗室搭建了RT-LAB硬件在環(huán)半實物仿真平臺,其由硬件實物和數(shù)字仿真模型兩部分組成。其中數(shù)字仿真模型為PV-VSG的主電路部分,包括光伏方陣、逆變器主電路和電網(wǎng)模型,硬件實物為工程現(xiàn)場實際采用的控制器。兩部分通過模擬/數(shù)字接口實現(xiàn)信號的交互。附錄A圖A6,圖A7分別為RT-LAB硬件在環(huán)仿真平臺示意圖與實物圖。

依托半實物仿真平臺,首先對現(xiàn)場測試工況進行了復(fù)現(xiàn),驗證了平臺的準確性。在此基礎(chǔ)上,通過模擬PV-VSG在實際運行中可能遇到的典型、特殊、極端工況,驗證這兩種控制策略的可靠性與合理性。

通過現(xiàn)場實測和半實物仿真,共發(fā)現(xiàn)調(diào)頻控制邏輯錯誤、光儲協(xié)調(diào)控制不當、調(diào)頻支撐能力不足、控制參數(shù)整定不合理四大類、共12個技術(shù)問題,并完成了閉環(huán)優(yōu)化。

VSG控制邏輯及參數(shù)整定方面已有文獻報道[18-20],本文重點針對光伏可用功率不參與調(diào)頻和光儲協(xié)調(diào)控制問題進行分析和優(yōu)化。

3.1 VSG功率深度利用策略優(yōu)化

常規(guī)光伏逆變器通常采用最大功率點跟蹤(MPPT)運行方式以獲得最大出力。當系統(tǒng)功率過剩時,光伏電站接收自動發(fā)電控制(AGC)指令進入限功率狀態(tài),此時功率與MPPT點功率之間的差值定義為調(diào)頻可用容量,本文介紹的兩種調(diào)頻控制策略對這一容量的利用考慮不足。

限功率工況下PV-VSG調(diào)頻曲線如圖5所示,MPPT點功率為467 kW,限功率到245 kW后,電網(wǎng)頻率下跌,PV-VSG僅由儲能單元響應(yīng)調(diào)頻支撐功率50 kW,持續(xù)15 s,光伏可用容量并未加以利用。

圖5 限功率器工況下PV-VSG調(diào)頻曲線Fig.5 Frequency rugulation curves of PV-VSG in limited power condition

本文對上述策略缺陷進行優(yōu)化,基本的控制原理如下所述。

1)運行狀態(tài)判斷

當電網(wǎng)頻率下跌時,逆變器接入的光伏電源存在兩種運行狀態(tài):限功率狀態(tài)和MPPT運行狀態(tài)。VSG需對逆變器所處運行狀態(tài)進行判斷。

由光伏陣列P-V輸出特性曲線可知,限功率狀態(tài)下直流母線電壓Udc大于MPPT點電壓Udc-mppt[12];當電網(wǎng)頻率下跌時,逆變器控制直流母線電壓向電壓減小的方向擾動,若輸出功率增大,則此時逆變器處于限功率狀態(tài)。其他情況下,判定逆變器處于MPPT運行狀態(tài)。

2)VSG輸出功率

電網(wǎng)頻率跌落時,VSG主動調(diào)頻應(yīng)支撐功率ΔP,其中儲能單元優(yōu)先支撐功率Pbat,調(diào)頻功率缺額P′=ΔP-Pbat由光伏提供。

①當逆變器處于MPPT運行狀態(tài),光伏不響應(yīng)調(diào)頻,光伏功率Ppv=Pmppt,VSG輸出功率為Ppv+Pbat。

②當逆變器處于限功率狀態(tài),光伏功率為Ppv,若Ppv+P′≥Pmppt,VSG輸出功率為Pmppt+Pbat;若Ppv+P′

VSG功率深度利用策略優(yōu)化原理圖見附錄A圖A8。

優(yōu)化后策略采用功率電流雙環(huán)控制策略實現(xiàn)上述控制原理,控制框圖見附錄A圖A9。

當電網(wǎng)頻率偏差超出頻率死區(qū)后,儲能系統(tǒng)會迅速輸出調(diào)頻功率Pbat;響應(yīng)調(diào)頻功率參考值Pref與交流側(cè)實際輸出功率P作差后經(jīng)PI轉(zhuǎn)換輸出Idref進入電流內(nèi)環(huán),經(jīng)變換后輸出PWM波驅(qū)動逆變器輸出調(diào)整后功率Pout,此時會出現(xiàn)兩種情況。

1)Idfdb=Idref,則逆變器輸出功率值為Pout=Pref。

2)始終Idfdb

將優(yōu)化后策略在RT-LAB仿真平臺進行驗證。PV-VSG采用基于模擬轉(zhuǎn)子運動方程控制策略,設(shè)置光伏電源MPPT點功率為410 kW,調(diào)頻前限功率到200 kW,Tj=5,Kf=20,在150 s時,系統(tǒng)頻率以0.5 Hz/s降低至49.5 Hz,180 s時頻率恢復(fù),PV-VSG調(diào)頻功率曲線如圖6所示。

圖6 PV-VSG功率深度利用策略調(diào)頻曲線Fig.6 Frequency regulation curves of PV-VSG using deep utilization control strategy

根據(jù)理論計算,當頻率降低至49.5 Hz時PV-VSG應(yīng)增加有功100 kW。150 s頻率降低時,儲能單元輸出50 kW有功功率,光伏出力由200 kW增加為250 kW,PV-VSG總輸出功率增加為300 kW,與理論有功支撐幅值一致;在168 s時,儲能單元閉鎖,此時光伏單元立即增加調(diào)頻功率,補充由于儲能單元閉鎖造成的功率缺失,PV-VSG輸出總功率維持不變,始終滿足電網(wǎng)調(diào)頻需求?？梢?本文提出的控制策略能夠有效利用光伏可用容量。

3.2 VSG光儲協(xié)調(diào)調(diào)頻控制

采用模擬轉(zhuǎn)子運動方程控制策略的PV-VSG的DC/DC與DC/AC為對等控制,兩者各自擁有獨立的控制器。當電網(wǎng)頻率偏差超過死區(qū)時,兩控制器通過各自鎖相環(huán)檢測到頻率變化,模擬轉(zhuǎn)子運動方程控制策略跟隨電網(wǎng)角速度的變化計算應(yīng)支撐的功率值,DC/DC迅速響應(yīng)頻率輸出有功Pbat,如圖7中儲能功率曲線所示。

圖7 模擬轉(zhuǎn)子運動方程控制策略光儲協(xié)同調(diào)頻曲線Fig.7 Frequency rugulation curves of coordinating PV and energy storage based on swing equation control strategy

而采用功率電流雙環(huán)控制的DC/AC鎖相環(huán)節(jié)需計算幾個周波的頻率均值,造成調(diào)頻啟動時間滯后,如圖7中A處所示,導(dǎo)致光儲調(diào)頻不協(xié)調(diào)。

當鎖相環(huán)檢測到電網(wǎng)頻率恢復(fù)后,DC/DC立刻響應(yīng)頻率變化,儲能功率恢復(fù)至0 kW,由于DC/AC調(diào)頻響應(yīng)啟動時間較長,此時DC/AC并對頻率變化做出反應(yīng);由于DC/AC采用功率外環(huán)控制,當檢測到交流出口側(cè)功率升高了Pbat,為保證交流出口側(cè)功率不變,光伏出力降低了Pbat,如圖7中B處所示。

由上述分析可知,圖7中A,B處兩個VSG出力異常現(xiàn)象的原因分別是:①由DC/DC和DC/AC啟動時間不同;②DC/AC調(diào)控交流出口側(cè)功率。

本文提出了優(yōu)化方案:①在DC/DC調(diào)頻響應(yīng)啟動前加30 ms延時,促使其與DC/AC的頻率響應(yīng)同步;②DC/AC由原來調(diào)控交流出口側(cè)功率改為調(diào)控光伏直流側(cè)功率,引入直流功率前饋環(huán)節(jié),加快調(diào)頻功率控制響應(yīng)速度?？刂瓶驁D見附錄 A圖 A10。

在RT-LAB半實物仿真平臺進行效果驗證,測試結(jié)果顯示:DC/AC功率響應(yīng)滯后現(xiàn)象大為改善;在電網(wǎng)頻率恢復(fù)階段,光伏已沒有支撐反向功率現(xiàn)象。優(yōu)化后光儲協(xié)同調(diào)頻仿真曲線見附錄A圖A11。

4 結(jié)語

本文對張北風(fēng)光儲示范電站應(yīng)用于大電網(wǎng)的虛擬同步發(fā)電機示范工程所采用的兩類PV-VSG調(diào)頻控制策略進行了理論分析、現(xiàn)場實測數(shù)據(jù)對比、控制策略優(yōu)化與效果驗證閉環(huán)研究,得到如下結(jié)論。

1)模擬轉(zhuǎn)子運動方程和改變功率給定值兩種控制策略均能滿足電網(wǎng)實際調(diào)頻需求,但在光儲協(xié)調(diào)控制、運行模式切換等方面仍存在一定的工程實用化問題,需經(jīng)過檢測及閉環(huán)優(yōu)化后,將基本可具備推廣應(yīng)用條件。

2)模擬轉(zhuǎn)子運動方程控制策略慣量響應(yīng)時間為76 ms,快于改變功率給定值控制策略,但存在由于阻尼參數(shù)設(shè)置不當導(dǎo)致的振蕩風(fēng)險。

3)在工程采購成本相同的情況下,相比于超級電容作為儲能調(diào)頻單元,采用鋰電池可使調(diào)頻支撐時間從15 s延長至30 min,考慮到儲能單元的調(diào)頻支撐時間和功能綜合應(yīng)用,建議采用鋰電池作為儲能單元。

4)針對工程實測發(fā)現(xiàn)的控制問題,提出光伏虛擬同步機功率深度利用、直流功率反饋的光儲協(xié)調(diào)控制優(yōu)化策略,硬件在環(huán)仿真結(jié)果表明該策略解決了限功率工況下光伏備用容量無法參與調(diào)頻、光儲協(xié)調(diào)控制過程功率響應(yīng)異常的控制缺陷,具備工程應(yīng)用可行性。

本文僅從滿足電網(wǎng)基本調(diào)頻需求和工程運行經(jīng)濟性角度對兩類PV-VSG控制策略的單機性能開展了一些研究。對于其并網(wǎng)穩(wěn)定性、高頻諧振風(fēng)險及抑制、多機并聯(lián)等方面問題仍有大量的工作需要深入研究。

附錄見本刊網(wǎng)絡(luò)版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

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李 智(1986—),男,碩士,高級工程師,主要研究方向:新能源發(fā)電技術(shù)與并網(wǎng)檢測。E-mail: lizhi18688575@126.com