光储联合发电系统的功率振荡特性分析与控制*

2017-01-10朱晓荣杨黎杨立滨张祥宇

电测与仪表 2017年8期

朱晓荣，杨黎，杨立滨，张祥宇

（1.华北电力大学新能源电力系统国家重点实验室，河北保定071003；2.青海省光伏发电并网技术重点实验室，西宁810000）

0 引言

近年来，随着光伏与储能技术的成本降低，光伏发电在电力系统中得到迅速推广，装机比重不断上升。截止2014年底，中国光伏发电累计装机容量达到了2 805万千瓦。其中，新增装机容量为1 060万千瓦，约占全球新增装机的五分之一［1］。目前，青海、甘肃等西部地区，高渗透光伏区域电网正逐步构建完成。在区域互联的电力系统网架下，因新能源接入影响系统动态稳定等问题将会逐渐凸显。

电网受到扰动后，并列运行的同步发电机转子间的相对摇摆会引起低频振荡威胁系统的安全稳定运行［2］，而对于新能源比例较高的区域电网，功率的波动性、故障后机组解列等都会加剧区域电网内同步发电机所承受的振荡功率，因而这一问题将变得更加突出。现今，对于电力系统低频振荡的抑制措施已有很多种。传统电力系统抑制低频振荡通常利用电力系统稳定器（power system stabilizer，PSS）控制发电机励磁以提高系统的阻尼［3-4］。然而，在新能源电力系统中，PSS会因大量传统发电机组被新能源机组替代而无法继续为系统提供有效阻尼。随着电力电子器件大量应用于现代电网，利用其灵活的有功、无功调节抑制功率振荡成为解决此问题的有效方法之一。如文献［5-7］利用可控串补（TCSC）、静止同步补偿器（STATCOM）、静止无功补偿器（SVC）等无功补偿装置通过调节无功控制并网点电压，改善了系统的阻尼特性。而基于电力电子变流器并网的变速风电机组则通过控制机组注入系统的有功功率同样可以有效抑制故障引起的系统功率振荡，使电力系统改善其动态稳定性具有了更为灵活多样的调节手段［8-9］。与风电相似，光伏发电目前也已实现功率跟踪控制功能，并因其无旋转惯性，通常为其配备储能系统抑制发电功率波动。虽然目前该联合系统控制功能相对单一，尚缺乏并网友好性，但仍具备独立调节有功、无功的控制潜力。文献［10］基于光伏电池组的发电特性，利用其有功、无功功率的调节能力，针对单机无穷大系统内设计了附加阻尼控制器。由于光伏发电系统自身存在功率波动，且缺乏能量储备，不具备持续性功率支持能力，因此需要结合储能装置提供有功储备，抑制自身功率波动，实现有功、无功调节，使控制更加灵活。文献［11］使用储能装置结合STATCOM成功实现了电力系统多模态振荡的抑制。然而，光储联合系统参与抑制功率振荡目前未见文献研究，尚需深入探讨。大规模光伏渗透区域电网同样存在功率振荡威胁，通过光储系统增强阻尼，对于提高系统动态稳定性具有重要意义。

文章以建立三机系统为例，首先分析通过调节光储系统的有功、无功增加系统阻尼的原理，并在光储联合系统并网功率控制的基础上，提出光储系统基于有功、无功控制的附加阻尼控制策略。该控制策略通过检测光伏侧直流电压变化，实现功率振荡过程中光伏并网逆变器和蓄电池储能系统的控制模式切换，使联合系统具备持续调节注入系统有功、无功功率的能力，并改善电网的阻尼特性。最后基于Matlab/Simulink建立含30%光伏容量的三机系统模型进行仿真，验证了其抑制振荡的有效性。

1 光伏储能系统并网发电原理

1.1 光伏储能系统的模型及控制策略

图1 光储发电系统拓扑结构图Fig.1 Topological structure diagram of photovoltaic energy storage system

图1为光储联合发电系统的拓扑结构图。其中，Boost变换器与太阳能电池板连接，通常用于光伏的最大功率点追踪控制，同时可抬升直流电压满足电压源型逆变器的工作电压。三相逆变器用于控制直流侧电压恒定，维持两侧功率平衡，实现光伏并网运行。蓄电池储能元件配备双向DC/DC变流器构成储能系统，通常用于平抑光伏发电功率的波动［12-14］。当辐照强度高，光伏系统处于较强的工作状态下，储能系统通过检测光伏输出的波动功率，当其功率变化幅度超过限值时，利用功率外环调节，平抑光伏对电网的功率扰动。该运行模式储能系统无需频繁投入运行，其控制策略采用双闭环控制，外环为功率环，内环为电流环。若光伏发电系统出力高于负荷需求，储能元件利用DC/DC变流器运行于充/放电模式，蓄电池通过充电储存光伏电池发出的多余能量，也可根据负载需求，利用已储存的电能为重要负荷供电。此外，针对夜间无光照并且储能系统存储能量较高的情况下，联合系统也可使储能独立运行，维持重要的负荷用电。

2 光储抑制系统功率振荡的控制策略

2.1 有功和无功控制增加系统阻尼的原理分析

光伏、储能元件利用电力电子并网变流器，在矢量控制下均可独立调节有功、无功功率，联合运行后更具备了一定的功率储备，具有持续功率支持能力。因而，在目前光储发电系统功率控制的基础上，通过进一步增加辅助功率控制，使其能够在振荡过程中对系统注入阻尼功率，可弥补目前针对功率振荡缺乏抑制能力的这一不足之处，增强并网友好性。下面分析光储系统通过有功和无功控制增加系统阻尼的原理［15-16］。

光储联合发电系统并网结构如图2所示。其中，UG为光储系统并网点电压；E′为G1的q轴暂态电势；U为G2端电压；θ为E′与UG间的相角差；δ为E′与 U间的相角差。δ0、θ0、UG0分别为 δ、θ、UG的初始值；x1、x2分别为线路电抗参数。同步发电机 G1的有功、无功输出可分别表示为：

图2 光伏系统等效电路图Fig.2 Equivalent circuit of photovoltaic system

如不考虑发电机励磁系统和调速器的影响，则发电机经典二阶模型的小扰动方程可写成下式：

根据功率平衡关系得到：

为简化分析，认为逆变器输入电网的无功功率仅引起电网电压UG幅值变化，增量为UG。分别对式（1）和式（2）求小扰动量得：

由上式可知，ΔQv取决于电压UG的波动，故注入系统的无功功率即为ΔQv，设有功和无功增量分别为 ΔPg、ΔQg，kw、kp分别为有功、无功阻尼控制系数，则：

对式（4）求小扰动量得：

联立上式得：

联立上式得小扰动方程：

由式（12）可以看出，当kp＞0时，光储发电系统的有功调节有效增加了电网阻尼；当kw＞0时，光储系统的无功调节会进一步增加系统的阻尼，抑制功率振荡的效果将更加显著。

2.2 光储系统附加阻尼控制的协调控制策略

电网发生功率振荡后，由于光伏无旋转惯性，不直接参与动态响应，电网电压的跌落与恢复，将使直流侧功率不平衡，导致直流母线电压剧烈波动而影响其稳定运行。为了维持直流母线电压稳定的同时抑制系统发生的功率振荡，本文提出了光伏联合储能的多电源协调改善系统阻尼特性的控制策略。该策略通过检测直流母线电压，对蓄电池和光伏逆变器在不同工作模式下，进行合理的配合。为了避免工作模式的频繁切换，在切换点处采用电压滞环控制。如图3，变量S=1、2分别表示储能与光伏并网逆变器配合工作在第一工作模式和第二工作模式。

当直流电压的变化量|ΔVdc|＜0.1时，S=1，此时光伏并网逆变器与蓄电池配合工作在第一工作模式，光伏并网逆变器采用传统的双闭环控制，外环电压环，内环电流环；蓄电池此时仅用来平抑光伏因外界环境影响而产生的功率波动。

图3 工作模式切换控制方法Fig.3 Switch controlmethod of work mode

由功率守恒可知双向DC/DC变换器直流两侧电压和电流的关系为：

式中UBat和IBat分别表示蓄电池的电压和电流，由式（14）即可计算出蓄电池的充放电电流。

综上所述，协调控制策略如图4所示。

图4 协调控制策略框图Fig.4 Block diagram coordinated control strategy

3 仿真分析

为验证本文提出的控制策略，利用Matlab/Simulink仿真软件建立了如图5所示的仿真系统。该系统包含一个100 kW的光伏，两个容量分别为156 kVA和78 kVA的发电机和蓄电池储能装置。负荷L1和L2的容量分别为75 kW和145 kW。仿真结果中的功率，转速和电压均为标幺值。为简化分析，假定辐照强度为800 W/m2，母线B2在10.0 s时刻发生持续0.1 s的三相短路故障。

仿真中采用三种方式。方式一不附加阻尼控制。方式二加入无功阻尼控制。方式三同时加入有功和无功阻尼控制。仿真结果如图6～图12所示。

图5 仿真系统结构图Fig.5 Structure diagram of simulation system

图6 G1电磁功率动态响应曲线Fig.6 Dynamic response curve of G1 electromagnetic power

由图6，图9可看出，系统发生三相短路故障后，由于系统的阻尼不足，功角发生振荡，发电机的功率发生持续的波动。附加了无功阻尼控制后，光伏向系统注入了无功功率，发电机的功率波动时间明显缩短了。当附加了有功阻尼和无功阻尼控制控制后，发电机输出功率的波动时间减小至15 s，功率振荡的衰减更显著。从图8的转子速度曲线可看出，在附加了有功和无功阻尼控制后，转子速度的衰减更快，抑制效果也更好。采用有功加无功控制后，逆变器切换控制策略为直接功率控制，利用蓄电池储能设备维持直流母线电压。从图7看出，加有功和无功阻尼控制后，直流母线电压仍能很好的维持稳定，且波动时间也有大幅的减小。从图11的系统频率动态响应曲线图，系统在附加有功和无功阻尼控制后，频率曲线也很快的趋于稳定，由此也证明了该策略有利于系统的动态稳定。