光伏接入对玉树电网安全稳定性影响及控制策略

2014-09-27宋云亭李媛媛

电力自动化设备 2014年6期

周俊，丁剑，王青，宋云亭，李媛媛

（中国电力科学研究院，北京 100192）

0 引言

随着全球能源短缺和环境污染等问题日益突出，光伏发电因其清洁、安全、便利、高效等特点，已成为世界各国普遍关注和重点发展的新兴产业。在此背景下，我国光伏发电产业增长迅猛，产业规模不断扩大。青海地区太阳能资源丰富，资源储量仅次于西藏，年总辐射量可达 5800～7400 MJ/m2，开发条件较为便利。根据规划，青海电网“十二五”期间海西光伏发电规模将达4 GW。光伏电站具有间歇式出力特性，且和接入地区电网结构密切相关，大规模光伏接入系统将会影响电网的安全稳定运行。与此同时，由于各地经济发展不平衡、地理环境差异大等原因，各地区电网的发展阶段和网架特点差异很大，部分局部电网与主网联系较为薄弱，严重故障时将解列为孤网运行，而光伏、风电等新能源的加入使得弱联系电网的问题更为突出。

为保证弱联系电网的安全稳定运行，二次系统应配备性能完善的继电保护系统和安全稳定控制措施，组成完善的防御系统。目前，对于孤网安全稳定特性及控制策略已有研究。文献[1]研究了水电群孤网运行方式下影响系统安全稳定的主导因素，提出了水电群孤网运行的安全稳定控制策略。文献[2]分析了光伏并网发电系统对电网的影响。文献[3]提出了直流孤岛运行方式下的安全稳定控制策略。目前的研究主要还是集中在大电网、特高压直流等方面[4-5]。可见，国内外对于局部电网的稳定问题尚未引起足够的重视，特别是含光伏等新能源接入的局部电网相关专题研究较少，尚未形成较系统的防范措施原则和解决方案。

本文以玉树电网为例，针对与主网联系较弱的局部电网的网架特点，分析光伏发电接入系统后对电网安控策略的影响，并根据存在的问题提出切实可行的解决措施。对其解列后的频率、电压特性进行深入透彻的研究，提出弱联系电网运行控制和稳定控制原则及措施，降低电网运行控制风险，减少负荷损失。

1 光伏发电系统的机电暂态建模

光伏发电系统建模针对其主要部分光伏电池阵列、VSC并网换流器及其控制系统建立能够反映其运行特性的数学模型，并按各部分之间的连接关系建立其接口数据模型，从而形成能准确反映并网特性的光伏发电系统机电暂态模型，模型总体结构如图1所示，图中Udc为直流母线侧电压，Ip、Iq分别为输出电流在静止坐标系中p、q轴的分量。从图1中可以看出，光伏发电系统的建模主要包括光伏阵列模型、VSC并网换流器及控制系统模型以及各部分之间的数据接口。

图1 光伏发电系统总体结构图Fig.1 Overall structure of PV power generation system

1.1 光伏阵列模型

光伏电池主要技术参数为：短路电流Isc、开路电压Uoc、最大功率点的负载电流Im、最大功率点的负载电压Um、光伏电池温度T和光照强度S。

在实际温度和光照强度条件（标准电池温度Tref（15℃）和标准光照强度 Sref（1000 W/m2））下对上述参数进行折算[6-7]：

其中，a、b、c 为常数，a=0.0015 ℃，b=0.5，c=0.0018℃；T为实际温度；S为光照强度；Uoc为单体电池标准条件下的开路电压（kV）；Isc为单体电池标准条件下的短路电流（kA）；Um为单体电池标准条件下的最大功率点电压（kV）；Im为单体电池标准条件下的最大功率点电流（kA）。

折算后可得到光伏电池适用于工程计算的数学模型表达式：

其中，IL、U分别为光伏电池的输出端直流电流和直流电压。

1.2 储能电池模型

电池自身的充放电特性具有高度的非线性，其电气参数具有很强的时变性，建立其完整的充放电模型难度较大。对于机电暂态模型，其时间尺度在分钟以内，在这么短的时间内电池的几个反映其特性的指标基本保持不变，如电池荷电状态SOC（State Of Charge）、开路电压等。因此，可以认为电池在机电暂态过程中的充放电特性和参数是线性和非时变的。在此基础上建立了电池组在机电暂态仿真计算中的等效电路模型[7-8]，如图2所示。图中，EO为电池某个运行状态时的电池电势，与SOC有关，接近静置电压；Rb为电池的欧姆电阻；Rp、Cp分别为电池的极化电阻、电容，用以描述整个极化特性。。

图2 电池组机电暂态等效电路模型Fig.2 Electromechanical transient equivalent circuit model of battery group

1.3 DC/AC换流器模型

图3 换流器控制框图Fig.3 Block diagram of converter control

光伏并网需要经过DC/AC换流器，其控制目标可以按照不同的直流侧设备进行不同的设置，图3为光伏电站的电压源并网控制模式。图中，Udcref为直流电压参考值，TmA为有功测量环节时间常数，TA1为有功外环超前时间常数，TA为有功外环滞后时间常数，KPA为有功外环比例环节放大倍数，KIA为有功外环积分环节放大倍数，TSA为有功外环延迟时间常数，TmB为无功测量环节时间常数，TB1为无功外环超前时间常数，TB为无功外环滞后时间常数，KPB为无功外环比例环节放大倍数，KIB为无功外环积分环节放大倍数，TSB为无功外环延迟时间常数，Kd为无功外环电压控制放大倍数。换流器的无功控制有2种：一种为定电压控制（即电压闭环控制），又称电压源控制模式；另一种为定无功功率控制（即电压开环控制），又称电流源控制模式[9-11]。

2 弱联系电网暂态特性分析

弱联系电网一般是指与主网联系较为薄弱的局部电网，故障后可能导致电网与主网解列或较容易发生热稳等问题。弱联系局部电网种类较多，大致可分为全负荷的局部电网、电源与负荷基本平衡、电源送出地区、电源受入地区共4类。下面以玉树电网为例分析其暂态特性。

2.1 玉树电网概况

玉树电网远离青海主网，主要靠小水电和主网供电以及共和光伏供电。从图4可以看出，玉树电网典型运行方式下发电机组实际出力8.4 MW，机组平均功率因数0.96，有功负荷为46.7 MW。玉树电网通过唐乃亥—玛多—玉树单回长距离330 kV线路受电38.3 MW，线路全长610 km左右，属于典型的弱联系电网。

图4 玉树电网地理接线图Fig.4 Geographic diagram of Yushu Grid

2.2 暂态后孤网运行特性分析

玉树电网与青海主网联系较为薄弱，玛多—玉树单回330 kV线路N-1故障将导致玉树电网与青海主网解列，解列后将形成玉树孤网。当玛多—玉树单回330 kV线路N-1故障导致玉树地区电网与青海主网解列后，玉树孤网内机组功角稳定，330 kV母线电压跌落后能恢复至320 kV左右，网内电压水平偏低但满足运行要求。经计算可知，解列后孤网频率大幅跌落，最低频率32 Hz，系统频率失稳。由于玉树电网主要送电通道属于长链式结构，在线路N-1故障或主变故障跳开后将形成孤网。孤网运行方式下，网内发电机组功角均能保持稳定，电压水平较低，但能保持稳定运行。孤网最主要的问题是频率失稳，应配备安控措施解决频率稳定问题。

2.3 光伏出力对安控措施的影响

由于光伏等新能源的间歇性特性，光伏接入必然会对玉树电网安控措施造成一定影响。在光伏出力为0 MW、140 MW、280 MW情况下，分析光伏出力对330 kV线路N-1故障后安控措施的影响，暂态稳定计算结果如图5所示。

由图5可知，光伏出力主要影响日月山—共和断面，对共和—唐乃亥断面基本无影响，光伏出力对安控措施的影响如下。

a.共和光伏出力为0。共和—日月山断面潮流为受电91.5 MW。除唐乃亥—班多线路N-1故障，系统保持稳定外，其余线路故障均导致玉树或唐乃亥地区形成孤网，孤网失稳形式主要是频率失稳，当形成玉树—唐乃亥联合孤网时，通过切除28.9 MW负荷措施并切除相应切负荷点的无功补偿，可以保持孤网稳定运行。

b.共和光伏出力140 MW。共和—日月山断面潮流为外送53MW。除唐乃亥—班多线路N-1故障，系统保持稳定外，其余线路故障均将导致玉树或唐乃亥地区形成孤网，孤网失稳形式主要是频率失稳，当形成玉树—唐乃亥联合孤网时，通过切37.9 MW负荷措施并切除相应切负荷点的无功补偿，可以保持孤网稳定。

图5 光伏出力与安控切负荷量关系曲线Fig.5 Relationship between PV power output and shedding load for safety control

c.共和光伏出力280 MW。共和—日月山断面潮流为外送186.4 MW。除唐乃亥—班多线路N-1故障，系统保持稳定外，其余线路故障均将导致玉树或唐乃亥地区形成孤网，孤网失稳形式主要是频率失稳，当形成玉树—唐乃亥联合孤网时，通过切91.3MW负荷措施并切除相应切负荷点的无功补偿，可以保持孤网稳定。

综上，光伏出力主要影响共和—日月山、共和—唐乃亥330 kV断面，且光伏出力与安控切负荷量成正比。比较而言，共和光伏对唐乃亥—玛多、玛多—玉树断面安控措施基本无影响。

2.4 光伏接入地点对安控措施的影响

根据规划，共和光伏将直接与日月山连接，唐乃亥与日月山通过单回330 kV线路相连。光伏电站接入位置的变化也会对安控措施造成一定影响，光伏移走后玉树电网330 kV线路N-1故障计算结果如表1所示。仿真结果表明，共和光伏移走后主要影响日月山—唐乃亥，而对唐乃亥—玛多、玛多—玉树断面基本无影响，但仍会对安控措施造成影响，结论如下：共和光伏移走后，唐乃亥—日月山断面潮流为受电93.8 MW。当线路故障导致玉树地区形成孤网时，采取切负荷措施后，系统最高频率49.5 Hz，稳态恢复频率49.3 Hz。

表1 光伏移走后玉树电网330 kV线路N-1故障计算结果Tab.1 Calculative results for 330 kV line N-1 fault of Yushu Grid without PV station

综上，光伏接入主要影响日月山—唐乃亥断面。比较而言，共和光伏接入方式对唐乃亥—玛多、玛多—玉树断面安控措施基本无影响。

3 玉树电网安全稳定控制措施

3.1 电网安全稳定标准及配置

通常按照故障的严重程度分为正常状态下的安全稳定控制、紧急状态下的安全稳定控制、极端紧急状态下的安全稳定控制3道防线。第一道防线是对系统安全性能的最基本要求，由系统主要元件的自动调节装置或调度自动化系统的预防性控制实现，一般不需要采取措施，本文主要针对第二、三道防线展开研究。

玉树电网第二、三道防线的协调配合，从根本上应遵循导则要求：针对第Ⅱ类扰动，配置第二道防线措施，针对第Ⅲ类扰动，配置第三道防线措施，各项措施本身没有严格的划分。为保证玉树电网发生第Ⅲ类大扰动时系统的安全稳定要求，应配置振荡解列、低频低压减载等第三道防线措施以防止事故扩大避免系统崩溃。第三道防线除了要满足玉树电网发生第Ⅲ类大扰动后系统的安全稳定要求，还应当能够在第二道防线措施不能正确动作时发挥作用，第二道防线与第三道防线各司其职，满足安全稳定控制要求[12]。

3.2 第二道防线措施

根据《电力系统安全稳定控制技术导则》：电力系统第二道防线是指针对预先考虑的故障形式和运行方式，按预定的控制策略，采用安全稳定控制系统（装置）实施切机、切负荷、局部解列等控制措施，防止系统失去稳定。

3.3 第三道防线措施

电力系统第三道防线是由失步解列、频率和电压紧急控制装置构成，当电力系统发失步振荡、频率异常、电压异常等事故时采取解列、切负荷、切机等控制措施，防止系统崩溃。由于故障后玉树电网较容易与主网解列，本文主要对第三道防线中的振荡解列、低压减载、高频切机以及低频减载等内容展开研究。

3.3.1 振荡解列

经过仿真未发现玉树电网存在失步振荡现象，且玉树电网容易断开形成孤网，不具备形成失步振荡的电网结构条件。因此在玉树电网典型方式下，无需配置振荡解列装置[13]。

3.3.2 低压减载

玉树电网小水电机组较多，同时玉树330 kV变电站配有SVC装置，典型方式下，玉树整体负荷水平较轻，基本不存在低压问题。仿真结果表明，孤网条件下，电压水平控制较好。唐乃亥电网常规电源少，动态无功调节手段不足，大负荷方式下电压水平偏低，夜间轻负荷时电压偏高，相关故障孤网后，如大量切负荷，则电压水平迅速升高。存在低电压和高电压2种控制需求。低压减载仅可对解决故障下低压问题有效，但有可能进一步恶化孤网频率稳定特性。针对上述情况，不建议配置低压减载装置[14-15]。

3.3.3 高频切机及低频减载

由于玉树电网内全部为水电机组，对频率异常运行工况的耐受能力强于火电机组。同时，在相关故障形成孤网时，频率呈振荡衰减，且振幅较大，时间较长。另一方面，经调研国内孤立小电网运行时，水电机组高频和低频保护情况可知，其整定值相对放宽。综上，结合玉树频率稳定突出的特点，建议玉树电网典型方式下，不配置高频切机措施，主要由机组自身保护应对可能出现的高频问题。

3.3.4 低频减载方案

低频减负荷整定方案共设7轮，其中基础轮6轮，特殊轮1轮。玉树孤网条件下，低频减载装置共动作6轮，切除负荷总量为23.869 MW。具体情况如表2所示[16]。