含风电孤立中压微电网静态电压稳定性分析及改善策略

赵卓立，杨 苹，蔡泽祥，周少雄，Timothy C.Green，雷金勇

（1.华南理工大学 电力学院，广东 广州 510641；2.帝国理工学院，英国 伦敦 SW7 2AZ；3.华南理工大学 风电控制与并网技术国家地方联合工程实验室，广东 广州 511458；4.华南理工大学 广东省绿色能源技术重点实验室，广东 广州 511458；5.南方电网科学研究院，广东 广州 510080）

0 引言

可再生和绿色分布式发电系统渗透率的不断提高，将促进发电方式、输配电方式和电能使用方式出现新的变革。作为实现智能电网中主动配电网的有效方式，微电网有利于引入大量可再生能源发电，减少太阳能、风能等强波动性/间歇性能源的接入对大电网造成冲击，在中低压层面上有效解决分布式电源高渗透率运行时的问题，同时降低电网脆弱性，使电力系统更可靠、安全、清洁和经济[1-4]。当微电网由于外部电网故障或应用于偏远地区和海岛供电时，需孤岛运行。孤立微电网是由分布式电源DG（Distributed Generation）、储能装置、能量转换装置、相关负荷，联合协调控制保护装置和智能调度系统组成的小型发配电系统，是一个能够实现自我控制、保护和管理的自治系统[5-7]。

与定速异步风电机组相比，双馈异步风力发电机组 DFIG（Doubly-Fed Induction Generator）能通过转子绕组的交流励磁控制来实现有功、无功功率的解耦控制，改善风电机组的功率因数[8]。在孤立微电网中引入DFIG，能够提高微电网的电压和频率稳定性[9-10]。与传统电网不同，微电网系统惯性较小，而DFIG受风速影响输出功率具有强间歇性、随机性和弱支撑性的特点，其动态特性给微电网的稳定运行带来较大影响，风电高渗透率将带来微电网中稳定性、可靠性和电能质量问题[11]。在扰动下，高渗透率微电网表现出包含连续和离散事件驱动的更为频繁与复杂的混合动态特性[12]。DFIG对微电网稳定性的影响和改善措施成为微电网研究面临的重要课题。

文献[9]研究通过引入DFIG改善微电网的动态特性，建立微电网中DFIG的动态模型，并提出增加额外的电压控制环和频率控制环，以提高并网和计划/非计划孤岛切换稳定性；然而，该研究忽略考虑风速扰动下系统的动态表现。文献[13-15]较早考虑了风速波动对微电网稳定性的影响；文献[13]在DFIG中通过引入旋转质量块和超级电容的方式实现虚拟惯量，以提高风速波动情况下微电网的静态稳定性；文献[14-15]分别引入超级电容和蓄电池储能控制策略以减缓由于风功率波动引起的微电网频率与电压波动。然而，在风速、负荷以及储能系统荷电状态SOC（State Of Charge）变化时，实际上微电网运行方式安排和电源投运安排将发生改变，目前这些文献提出的用于改善风速波动情况下微电网稳定性的控制策略均没有考虑微电网运行方式约束。因此，考虑微电网运行方式约束的静态电压稳定机理还需进一步探讨。

与此同时，微电网作为弱电网，容量较小，负荷特性对系统的稳定有不可忽视的影响，负荷形式对微电网稳定性具有重要影响。目前研究微电网稳定性的论文中，微电网中所有负荷都用恒定阻抗或恒定功率负荷仿真模拟[16-18]，但在配电网负荷中，大体上60%的负荷由直接连接感应电动机组成[19-20]，因此使用恒定阻抗或恒定功率负荷进行仿真会导致仿真结果不具备可信性。

针对上述问题，本文以主从控制模式微电网为研究对象，在研究微电网中双馈风电机组的功率电压特性的基础上，考虑微电网运行方式约束，提出基于就地层储能稳定控制、DFIG快速变桨控制的静态电压稳定增强控制策略，以改善风速扰动下微电网的电压稳定性。在PSCAD/EMTDC中建立了中压海岛微电网系统及微电网稳定控制策略模型，微电网系统包含柴油发电机、双馈风电机组、储能系统以及由静态负荷和动态负荷组成的综合负荷模型，研究结果验证了所提静态电压稳定增强控制策略的有效性。

1 研究系统描述

研究系统为珠海万山海岛新能源微电网示范项目东澳岛智能微电网。东澳岛微电网为10 kV中压海岛微电网，系统规划单线图如图1所示。系统由10 kV等级的3条辐射状配电馈线组成，并通过静态开关SS（Static Switch）、变压器后经35 kV海底电缆连接至桂山海上升压站、大万山岛微电网以及桂山岛微电网。馈线2与馈线3接有感应电动机动态负荷、静态负荷1与静态负荷2。系统包括3个分布式发电单元：馈线1上的柴油发电机组（1.275 MV·A）、馈线 3 上的 DFIG（0.9 MV·A）和储能系统（0.8 MV·A）。其中，柴油发电机组装备有固态电子调速器和数字式自动励磁调整装置。储能系统配置2台500 kW变流器，直流侧分别接一组2000 A·h阀控式铅酸蓄电池组（电池组出口电压600 V），交流侧经1台380 V/10 kV升压变压器接入10 kV母线。东澳岛微电网中远期主要考虑以海岛联网为主的孤岛运行方式，为海岛用户供电。

2 微电网中双馈风电机组运行特性分析

DFIG接入微电网的等效电路如图2所示，所有转子侧分量已折算到定子侧，其中Rs为定子电阻，Rr为转子电阻，Xls为定子漏抗，Xlr为转子漏抗，Xm为定转子之间互抗，Zeq为转子侧变流器的等效阻抗，s为发电机转差率，E与U分别对应微电网10 kV母线1以及风机并网点的电压。DFIG通过等值线路（阻抗Zgrid=Rgrid+jXgrid）连接到微电网母线1。

图1 东澳岛中压海岛微电网系统单线图Fig.1 Single-line diagram of Dongao Island medium-voltage microgrid

图2 DFIG接入微电网的等效电路图Fig.2 Equivalent circuit diagram of microgrid-connected DFIG

风速扰动下，DFIG注入微电网系统功率变化时，会使线路上的电流产生ΔI的变化，在风机并网点的电压变化值为[21-22]：

其中，ΔSn为DFIG的注入功率变化；Sk为并网点短路容量；φ为从DFIG接入点看入的电网阻抗角；θ为DFIG的功率因数角。

将ΔU分解为纵分量ΔUR和横分量ΔUX，并进行归一化：

一般地，电压变化量的横分量ΔUX产生电压相角差，在实际分析中，往往可以忽略；而电压变化量的幅值主要由纵分量ΔUR决定。ΔP与ΔQ之间的关系取决于DFIG运行功率因数。

传统低压微电网中线路参数Rgrid≫Xgrid，因此可忽略由于无功功率ΔQ产生的电压降落变化，认为系统节点电压主要取决于有功潮流。而10 kV中压微电网中线路参数Rgrid≈Xgrid，呈阻感混合特性，中压微电网将出现强耦合情况，因此系统节点电压同时受有功潮流与无功潮流影响。由式（2）可见，DFIG在风速扰动下的电压稳定性与接入点的短路容量的大小、DFIG与微电网系统联络线的阻抗参数以及DFIG的功率因数大小有密切的关系。

3 微电网静态电压稳定增强控制策略

3.1 小扰动电压稳定增强控制策略

由于微电网中高压柴油发电机电压稳定时间为4 s，电压调节速度相对较慢；同时东澳岛微电网柴油发电机与DFIG地理位置相距4.34 km，DFIG并网点远端的柴油发电机无法对并网点电压进行快速调整。因此DFIG在风速扰动下导致输出功率的快速波动将降低微电网小扰动电压稳定性，严重时将引起微电网电压失稳。

由式（2）可知，对于单位功率因数运行的DFIG，ΔQ=0；若令 ΔP=0，可使 ΔU≈0；因此，风速扰动过程中，通过控制储能系统输出或DFIG桨距角减小ΔP，可有效抑制节点电压波动ΔU，增强微电网小扰动电压稳定性。

针对微电网不同运行方式约束，设计小扰动电压稳定增强控制策略。根据东澳岛实测风速数据，双馈风力发电机组典型日出力特性曲线如图3所示；统计数据表明，风电出力大于70%的情况多集中于20∶00至次日08∶00。考虑东澳岛微电网电源构成及出力特性，采用的运行方式安排与小扰动电压稳定增强控制策略如表1所示。

图3 东澳岛微电网DFIG典型日出力特性曲线Fig.3 Typical daily output curve of DFIG of Dongao Island microgrid

表1 运行方式安排与小扰动电压稳定增强控制策略Table1 Operating modes and enhanced voltage stability control strategy under small disturbance

大方式一与小方式一下，储能系统分别处于放电、充电状态平滑风电功率波动，储能有功功率给定值为设定的有功参考值与DFIG输出的有功功率之差（ΔP=0）。小方式二（通常出现在夜晚）下通过快速变桨降低ΔP，可减小风电功率波动；同时由于微电网负荷较小，柴油发电机组在风速扰动下容易偏离正常运行区间，因此该策略可避免风机频繁启停以及柴油发电机组长期低载运行。

3.2 就地层储能稳定控制

储能系统配置在DFIG并网点附近，与DFIG联合运行。图4所示为储能系统的结构及对应的控制策略，蓄电池组通过三相并网逆变器和LC滤波器并入DFIG附近母线4，储能采用有功电压（PV）控制策略，有功功率控制器参与平抑DFIG由于风速变化而产生的功率波动；电压控制器作用是在微电网电压波动过程中通过控制储能系统提供快速无功支撑，参与微电网系统静态电压稳定控制，以改善微电网系统小干扰电压稳定性。如图4所示，PDFIG为母线4风机出口功率，Urms为母线4的瞬时电压有效值；Cu、Cp、Cq、Cid和 Ciq为相应的比例积分控制器，控制器参数见表2。

图4 储能系统的结构及控制策略Fig.4 Structure and control strategy of energy-storage system

表2 增强控制策略控制器参数Table 2 Controller parameters of enhanced control strategy

有功功率控制器以设定的有功参考值与DFIG输出的有功功率之差Pref-PDFIG作为控制器的输入参考信号，从微电网系统侧看，风速波动时储能系统与DFIG共同向微电网注入功率Pref保持恒定。给定额定电压参考值Uref与Urms之差反馈到电压控制器，生成储能系统响应的无功参考值Qref。Pref和Qref经过内环电流控制器生成储能变流器PWM驱动信号，从而调整储能系统输出有功和无功给定的参考值。通过平滑DFIG的有功功率波动和参与扰动过程中的电压调整，从而保持微电网系统电压稳定性。

3.3 就地层DFIG快速变桨控制

由3.1节可知，在风速扰动过程中，小方式二下DFIG快速变桨控制可有效提高微电网静态电压稳定性，其控制策略如图5所示。

图5 DFIG快速变桨控制Fig.5 Fast pitch-angle control of DFIG

微电网中央控制器（MGCC）根据风速、负荷以及储能系统荷电状态安排运行方式。在大方式一与小方式一下，当风速小于额定风速时，机械功率PM小于额定机械功率PMref，DFIG运行在最大风能追踪状态，桨距角参考值βref=0°；当风速大于额定风速时，DFIG桨距角控制将功率保持在额定值。在小方式二下，机械功率PM大于额定机械功率PMref，DFIG响应MGCC 有功调度信号 Pref，βref＞0°。 为反映真实的变桨控制系统伺服机构的动态响应特性，桨距角控制系统模型中采用伺服时间常数TSERVO，桨距角调节的限值及桨距角变化速率限值描述。考虑实际变桨伺服控制系统的限制，快速变桨调节器的最大执行速度设为±10°/s，桨距角的变化范围为 0°～25°。

4 系统仿真及算例分析

4.1 研究系统建模

在PSCAD/EMTDC中建立了图1所示东澳岛微电网系统和稳定控制策略仿真模型，以验证微电网电压协同控制策略对于改善电压稳定性的有效性。其中，高压柴油发电机组模型由调速器、励磁调节器及原动机模型组成，同步发电机采用6阶模型；储能系统由蓄电池模型与双向变流器组成，蓄电池模型采用考虑动态电容和时变内阻的戴维南一阶模型等效，可模拟充放电动态过程；DFIG包含直流Crowbar模块。每条馈线用三相架空线或电缆表示，等效为RL集总参数模型。仿真系统中采用的负荷模型为静态负荷并联感应电动机动态负荷的综合负荷模型，综合负荷模型含40%静态负荷和60%动态负荷。微电网系统具体参数如下。

柴油发电机组技术参数为：额定功率为1020 kW/1275 kV·A，备用功率为 1100 kW/1375 kV·A，额定电压为10.5 kV，2.0倍额定功率过载运行时间为3 min，稳态电压调整率为±1%，瞬态电压调整率为-15%～20%，电压稳定时间为4 s，直轴同步电抗Xd=1.758 p.u.，直轴暂态电抗X′d=0.213 p.u.，直轴次暂态电抗 X″d=0.139 p.u.，负序电抗 X2=0.15 p.u.，零序电抗X0=0.051 p.u.。

DFIG技术参数如下：额定功率为800 kW/900 kV·A，定子线电压额定值为0.69 kV，定子绕组电阻Rs=0.0054 p.u.，定子漏感 Lls=0.1 p.u.，转子绕组电阻Rr=0.00607 p.u.，转子漏感 Llr=0.11 p.u.，励磁电感Lm=4.5 p.u.。

综合负荷技术参数如下：静态负荷1为0.2 MW；静态负荷2为0.36 MW；动态负荷（等值感应电动机）的额定功率为 600 hp（447.4 kV·A），电压等级为6 kV，数量为2台。

4.2 风速扰动仿真分析

（1）算例1：大方式一下储能系统平滑风电功率波动改善小扰动电压稳定性。设定稳态风速为12 m/s，从1.5 s开始发生连续阵风扰动，风速下降至6.5 m/s与5.5 m/s。图6描述了储能系统参与控制/无储能2种情况下微电源有功响应与母线4电压特性（均为标幺值）。

图6 阵风扰动下微电源有功响应与母线4电压特性（储能控制/无储能）Fig.6 Active power response of microsource and voltage characteristic of BUS 4 under gust wind disturbance（with/without energy-storage control）

由图6可知，阵风扰动过程中，无储能补偿时柴油发电机组调节速度较慢，响应滞后风速波动约500 ms，微电网母线4电压出现较大波动，波动幅值达8.9%，不满足IEC61000-3-7国际标准对中压电网电压波动幅值技术要求。当储能参与控制时，储能系统毫秒级响应速度能够快速平滑DFIG功率波动，并网点电压波动得到良好的抑制，电压波动幅值降低至1.6%，扰动后电压稳定时间从大于5 s减小为0.85 s。从仿真结果可见，在大方式一下储能系统有效地改善了微电网小扰动电压稳定性。

由于大方式一与小方式一下储能均用于平滑风电功率波动，放电与充电外特性相似，故仅选择大方式一分析。

（2）算例2：小方式二下快速变桨控制改善小扰动电压稳定性。设定初始风速为9.5 m/s，从3 s开始受渐变风扰动，风速上升为12 m/s。图7描述了DFIG桨距角参与控制/无桨距角控制2种情况下微电源有功响应与母线4电压特性（均为标幺值）。

图7 渐变风扰动下微电源有功响应与母线4电压特性（快速变桨控制/无变桨）Fig.7 Active power response of microsource and voltage characteristic of BUS 4 under ramp wind disturbance（with/without pitch-angle control）

由图7可知，DFIG快速变桨控制有效地抑制了母线4电压波动，使电压波动从5.25%降低至1.8%，扰动后电压稳定时间从6.2 s减至2.5 s。此外由表1知，小方式二下微电网负荷较小，储能系统由于蓄电池充满处于停运状态。DFIG快速变桨控制增强小扰动电压稳定性的同时，可减少柴油发电机长期低载运行以及风机频繁启停对微电源运行寿命的影响。

5 结论

a.本文首先分析了中压孤岛微电网中DFIG的功率电压特性，分析表明中压微电网系统节点电压同时受有功潮流与无功潮流影响；利用DFIG可单位功率因数运行的优势，通过控制储能系统输出或DFIG桨距角平抑风电功率波动，可有效抑制并网点电压波动。

b.针对微电网不同运行方式约束，为改善含DFIG微电网静态电压稳定性，提出了基于就地层储能稳定控制、DFIG快速变桨控制的静态电压稳定增强控制策略。在PSCAD/EMTDC中建立了东澳岛微电网系统和稳定控制策略仿真模型，仿真验证了稳定控制策略对于改善电压稳定性的有效性。研究结果表明，小扰动电压稳定增强控制策略能有效抑制阵风以及渐变风扰动下微电网母线和风机并网点电压波动，补偿远端柴油发电机慢动态电压调节能力；小方式二下DFIG快速变桨控制同时可减少柴油发电机长期低载运行以及风机频繁启停。本文提出的电压稳定控制策略有利于微电网的安全稳定运行。

c.本文提出的微电网电压协同控制策略可为多能互补微电网稳定控制策略的研究奠定一定的基础。

致 谢

本文中微电网建模与实验方案设计是在南方电网科学研究院和广东省绿色能源技术重点实验室等工作人员共同参与国家重点智能电网工程——“珠海万山海岛新能源微电网示范项目”下合作完成的，在此致以衷心的感谢。