光伏电站一次调频能力的深度挖掘研究与应用

2021-09-03霍红岩

太阳能 2021年8期

周磊，张谦，霍红岩，齐军

(1. 内蒙古电力科学研究院，呼和浩特 010020；2. 内蒙古电力调控中心，呼和浩特 010020)

0 引言

随着优先开发、调度新能源发电等政策的实施，人们在享用清洁、绿色的新能源电力的同时，这类电力也给电力系统的安全稳定运行带来了一系列挑战。随着新能源发电占比的提高，电力系统的电源结构发生了较大变化，新能源发电对其产生的影响已从简单的局部电压波动、谐波污染等影响电能质量发展到影响电力系统的安全[1-3]。其中一个重要影响在于，电力系统可用的一次调频响应资源逐步减少，进一步加大了电力系统频率的安全风险[4-6]；而且随着特高压直流输电工程的大量投产，以及异步电力系统的联网运行，电力系统的功率平衡难度及调频难度不断加大，直流大功率闭锁(相继闭锁)对电力系统频率的安全造成了严重威胁[7-9]，迫切需要新能源电站参与电力系统一次调频，以提升电力系统频率的安全水平。

GB/T 19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》[10]和GB/T 3l464-2015《电网运行准则》[11]中仅对光伏电站接入电力系统后在不同频率区间的运行方式进行了规定，但并未对光伏电站参与电力系统一次调频做出规定；而DL/T 1870-2018《电力系统网源协调技术规范》[12]对新能源电站参与电力系统一次调频的技术要求做出了规定。除技术规范外，也有一些研究人员对光伏电站参与电力系统一次调频进行了研究。文献[13]的研究表明，单个光伏逆变器实现了参与电力系统一次调频，但其响应性能只是稍优于火电机组；文献[14]对单体逆变器的快速有功功率控制进行了研究，实现了光伏逆变器一次调频的快速响应，但未对电站级快速功率控制对稳定电力系统频率的支撑作用进行研究；文献[15]首次实现了光伏电站级快速功率调控技术的应用，但其主要应用于安全稳定控制系统，对整个电力系统一次调频的支持作用未作进一步的研究，也未考虑二次调频与一次调频功能相互配合的问题，且该技术应用于电力系统的规模及电站的容量、电压的等级均有限。

本文主要通过建立电力系统频率响应模型，从测量、通信、逆变器控制等方面深度挖掘光伏电站有功功率控制潜力，使光伏电站高性能参与电力系统一次调频，并对自动发电控制(AGC)与一次调频协同配合的方法进行了研究，以便于最大限度地提升光伏电站一次调频能力。此技术方案已进行了首次应用，各项性能指标均达到全国领先水平，验证了该技术方案的可行性和先进性。

1 含光伏电站的电力系统频率响应模型

电力系统具有高度非线性和时变性的特性，与电压特性及功角特性相比，其频率响应的时间尺度一般为秒级(s级)，相对较慢[16]。在分析负荷波动情况下电力系统频率的控制策略时，若忽略电力系统的快速动态变化(即电压及功角变化)，可大幅降低建模的复杂程度，减小运算量和数据量。

当前电力系统的电源-负荷的有功功率差值与频率变化量之间的传递函数可简化表示为：

式中，Δf为频率变化量；ΔPM为火电机组输入的机械功率变化量；ΔPL为负荷的有功功率变化量；ΔPRES为新能源发电的总有功功率变化量；ΔPtie为联络线的总有功功率变化量；H为电力系统的惯性系数；D为电力系统的等效阻尼系数；s为拉普拉变换微分算子。

对于火电机组而言，若忽略锅炉的慢特性与发电机的快速动态特性，可将调速器及汽轮机模型进行简化，得到简化后的火电机组频率调节模型为：

式中，ΔPC为功率调整信号，即二次调频的指令；R为一次调频调差率；Tg为调速器的等效时间常数；Tt为汽轮机的等效时间常数。

为了获得电力系统频率控制的动态特性，在火电机组频率调节模型的建模过程中有必要考虑相关规程、规范中对电力系统的要求和发电机组自身调节能力的限制。火电机组的实际输出功率调节速率受限于锅炉燃烧的大滞后特性，使其有功功率的调节速率受到限制，通常再热型汽轮发电机组的输出功率调节速率为0.01～0.03 pu/min。调速器运行死区是另一个影响火电机组调频性能的重要因素，过大的调速器运行死区将显著降低火电机组的调频性能，火电机组的调速器运行死区阀值通常整定为0.033 Hz和0.05 Hz。

针对频率响应分析及仿真，可以采用非线性环节，如饱和非线性环节和死区非线性环节，对火电机组的输出功率调节速率及调速器运行死区进行模拟。优化后的火电机组频率调节模型框图如图1所示。图中，VL、VU分别为调速器阀门关闭速率的最大值和最小值。

图1 优化后的火电机组频率调节模型框图Fig. 1 Block diagram of optimized frequency regulation model of thermal power unit

根据图1，再结合火电机组实际的死区非线性特性，将火电机组一次调频函数由单纯的调差率函数更改为有功功率-频率下垂特性曲线。将调频死区的阈值设置为0.033 Hz，调频范围设置为±0.233 Hz，有功功率响应幅值设置为±0.08 pu，R设置为5%。

不同电力系统区域之间通过高压输电线路或联络线互联，每一个区域的频率变化均会影响到与之互联的区域，因此电力系统中每个控制区域的二次频率调节系统必须控制本区域的频率及区域间的交换功率[17]。假设N个电力系统区域互联，其中通过联络线从区域i流向区域j的有功功率Ptie,ij可表示为：

式中，Vi、Vj分别为区域i和区域j的等效发电机机端电压；Xij为区域i和区域j之间联络线的等效电抗；δi、δj分别为区域i和区域j的等效发电机功角。

当δi、δj分别处于某平衡点处时，式(3)可以改写为：

式中，Δδi、Δδj分别为δi和δj相对于δi0和δj0的功角变化量；ΔPtie,ij为区域i与区域j之间联络线交换的有功功率变化量；Tij为区域i与区域j的同步系数。

其中，Tij可表示为：

根据频率与功角之间的关系，式(4)可以改写为：

式中，Δfi、Δfj分别为区域i和区域j的频率变化量。

在互联的N个电力系统区域中，区域i与其他区域之间联络线交换的总有功功率变化量ΔPtie,i可表示为：

在互联的电力系统中，二次调频回路主要采用区域控制偏差信号(ACE)来实现区域频率的稳定及联络线功率控制。对于新能源发电渗透率高的区域，ACE中必须要反映新能源发电的功率变化，所以区域i的控制偏差信号ACEi可表示为：

式中，βi为区域i的偏差系数；Mc为区域i中的常规电源个数；m为Mc中的任意电源；Mr为区域i中的新能源电源个数；n为Mr中的任意电源；PCON,act为常规电源的实际功率；PCON,sched为常规电源的预测功率；PRES,act为新能源电源的实际功率；PRES,sched为新能源电源的预测功率。

电力系统中每个控制区域都有不同类型的发电机组，当控制区域发生负荷波动以后，调度能量管理平台将按照发电机组各自的二次调频参与系数将二次调频指令发送至发电机组，每个控制区域内所有发电机组的参与系数之和为1，区域i内的发电机组的二次调频指令可表示为：

式中，ΔPCi,k为i区域内第k个发电机组的二次调频指令；M为区域i中的电源总个数；Ki(s)为区域控制器，虽然在实践中，区域控制器通常采用复杂的状态反馈器或高阶动态控制器，但本文主要考虑一次调频性能，且测试系统较为简单，因此采用PI控制器即可满足控制需要；αi,k为i区域第k个发电机组的参与系数，其为可变系数，会受到市场运营情况等因素的影响。

对于光伏电站而言，考虑到逆变器和滤波器、隔离变压器等连接组件的迟延性，且电站的频率响应速度相对较慢，因此采用包含逆变器时间常数TIn和连接组件时间常数TLC的二阶简化模型足以研究光伏电站的频率特性。光伏电站有功功率ΔPPV的二阶简化模型可表示为：

式中，ΔPI1,Tt为光伏电站的光伏组件在光照强度为I1、工作温度为Tt时转换的有功功率，为光照强度-温度-功率函数。

考虑到AGC限功率，并加入了一次调频功能，因此式(11)可改写为：

式中，ΔPlim,Δf为光伏电站调频功率综合函数，光伏电站运行在限功率工况下才能进行电力系统频率下扰工况时的一次调频响应。

ΔPlim,Δf可表示为：

式中，ΔPlim为光伏电站的有功功率限定量，其值始终大于等于零；RPV为光伏电站的一次调频调差率。

2 光伏电站参与电力系统一次调频的仿真分析

根据上述含光伏电站的电力系统频率响应模型，基于IEEE 24节点可靠性测试系统，通过在节点5、节点17、节点20分别接入光伏电站，建立了3个区域24个节点的光伏发电高渗透率下的电力系统频率响应仿真系统，其单线图如图2所示。图中，<1>～<24>代表节点。

图2 3个区域24个节点的光伏发电高渗透率下的电力系统频率响应仿真系统单线图Fig. 2 Single-line diagram of power system frequency response simulation system under high penetration rate of PV power generation with 24 nodes in 3 zones

该仿真系统的各节点及线路的标准数据参照文献[17]设置，发电机组的参数参照文献[18]设置。该仿真系统共分3个区域，分别为区域1、区域2和区域3，不同区域中的发电机组容量、负荷配置及PI控制器的参数设置如表1所示。

表1 不同区域中的发电机组容量、负荷配置及PI控制器的参数设置Table 1 Parameters setting of capacity of generator unit，load configuration and PI controller in different zones

图2中，区域1通过联络线16-19和16-14向区域2提供部分发电量；区域1通过联络线24-3向区域3提供部分发电量。

本文所建立的光伏发电高渗透率下的电力系统频率响应仿真模型考虑了太阳能的随机变化性，为了研究光伏发电对电力系统频率的影响，分别在光伏发电渗透率为0%、10%、15%这3种情况下加入相同的扰动量，并对3个区域的电力系统的频率变化量进行了测试。测试结果显示，当在第50 s切割联络线16-19并进行干扰时，区域2受到的影响最为强烈，因此只对区域2的频率响应情况进行展示。区域2中不同光伏发电渗透率下的电力系统频率响应的仿真结果如图3所示。

图3 区域2中不同光伏发电渗透率下的电力系统的频率响应的仿真结果Fig. 3 Simulation results of frequency response of power system under different PV power generation penetration rate in zone 2

由图3可知，随着光伏发电渗透率越高，电力系统的频率波动越频繁，且频率变化量随之增加。另外，从图中还可以看出，当受到扰动后，光伏发电渗透率高的电力系统的频率波动幅度较光伏发电渗透率低的电力系统的频率波动幅度有所增加，且恢复时间加长。

在区域2中光伏发电渗透率达到15%的电力系统内，根据式(13)加入光伏电站一次调频功能，使光伏电站参与电力系统一次调频，并分别建立光伏电站一次调频调节时间t=5 s和t=1 s时的2种模型；且无论光伏电站是否参与电力系统一次调频，均在第50 s切割联络线16-19进行干扰。区域2中光伏电站不参与一次调频与参与一次调频但不同调节时间下的电力系统频率响应的仿真结果如图4所示。

图4 区域2中光伏电站不参与一次调频与参与一次调频但不同调节时间下的电力系统频率响应的仿真结果Fig. 4 Simulation results of frequency response of power system under PV power station not participating in primary frequency regulation and participating in primary frequency regulation but with different regulation time in zone 2

由图4可知，与光伏电站不参与电力系统一次调频时相比，光伏电站参与电力系统一次调频可以明显改善光伏发电高渗透率下的电力系统的频率特性；而且在相同扰动条件下，光伏电站的一次调频性能越好，其对电力系统的支撑作用越强。相较于光伏电站不参与电力系统一次调频，光伏电站参与电力系统一次调频的调节时间t=5 s时，频率变化量极值的绝对值减小了0.051 Hz，频率扰恢复时间加快了7.3 s。相较于光伏电站参与电力系统一次调频的调节时间t=5 s时，调频的调节时间t=1 s时的频率下扰恢复时间加快了1.3 s，且电力系统频率更加稳定。

3 光伏电站一次调频能力的深度挖掘研究

针对光伏电站参与电力系统一次调频的需求，以及提升光伏电站一次调频性能的需要，本文从实现方式、并网点频率测量、光伏电站有功功率控制周期、逆变器功率控制、光伏电站一次调频参数设置，以及一次调频功能与AGC相互协调等角度出发，深度挖掘光伏电站一次调频能力，提升光伏电站一次调频性能，提高电力系统频率的安全性。

光伏电站一次调频能力的实现方式是影响其调频性能的主要因素，目前以升级AGC系统、升级逆变器及加装一次调频系统这3种实现方式最为典型。

1) 升级AGC系统。主要包括加装单独测频模块，用于测量光伏电站并网点频率，通过升级AGC系统使光伏电站可以接收频率信号，根据有功功率-频率下垂特性曲线进行调频功率运算，并进行调频功率分配及下发，实现光伏电站一次调频功能。采用该方式的优点是加装的设备少，无需对光伏电站有功功率控制架构进行改动，较易于实现；但缺点是从频率接收至逆变器响应过程所涉及的环节较多，响应时间长，一次调频性能较差。

2) 升级光伏逆变器。可以采用频率下发或单独采样的方式获得光伏电站并网点频率，然后对逆变器软、硬件进行改造，使其具备有功功率-频率下垂控制能力，实现一次调频功能。该方式的优点是可以实现一次调频快速响应，响应时间尺度达到毫秒(ms)级；但缺点是由于采用的是单机响应方式，无法实现光伏电站整体协调，且工作量大。

3) 加装一次调频系统。单独加装一套具备并网点频率测量、有功功率-频率下垂特性运算、功率分配及下发等功能的系统，实现一次调频功能。该方式的优点是适用范围广泛，改造周期短，响应性能适中。

本文基于第3种实现方式，并结合第2种实现方式的思路，提出了一种在加装一次调频系统的同时，对通信环节及逆变器控制方式进行优化的可实现深度挖掘光伏电站一次调频能力的方案，并对响应过程的各个环节作出了具体要求。可实现深度挖掘光伏电站一次调频能力的方案框架图如图5所示。

图5 可实现深度挖掘光伏电站一次调频能力的方案框架图Fig. 5 Framework diagram of scheme that can realize deep excavation of primary frequency modulation capability of PV power station

图5中，一次调频系统通过采集并网点电压互感器(PT)的二次信号，先后经过模拟滤波、高速采样、正序变换、频率计算环节，实现电力系统频率的高速、高精度测量。提升光伏电站的一次调频性能应从每个环节进行考虑，由上文分析可知，测频周期作为一项重要参数，测频周期越短，调频性能越好，因此应在1个周波内完成频率的测量，即测频周期应小于20 ms。同步发电机组的转速和频率是强耦合成固定倍数关系，火电机组、水电机组的一次调频功能主要是通过测量转速来实现，一般转速测量精度为0.1 r/min，对应的测频精度为0.0017 Hz。为了实现光伏电站与常规电源机组协同配合进行一次调频，光伏电站的测频精度应小于0.002 Hz。

由于新能源汇集区的电力系统的运行稳定性欠佳，一次调频系统应具备一定的抗干扰能力，才能完全避免在电力系统暂态过程及信号采集故障等情况下发生一次调频误动作，并避免引起故障扩大化。

光伏电站一次调频功率的分配方式采用按容量等比分配的方式，对有功功率响应性能较差和较好的光伏逆变器进行控制指令欠调和过调微处理，保证调频功率响应的快速性和准确性。

调节电力系统频率需要一次调频与AGC共同作用，电源侧的一次调频与AGC相互协调才能更好地对电力系统频率进行支撑。目前，电力系统频率实际发生扰动后，一次调频通过常规电源机组s级的调速器动作实现频率的自动调节，AGC通过调用分钟级(min级)热备用实现集中式频率控制。由于时间尺度的差异，在电力系统实际运行过程中，往往会出现一次调频指令与AGC指令方向相反的情况，这样势必会削弱电源一次调频性能。对于小频差扰动，此类问题的影响不大；但是对于大频差扰动，为保证电力系统频率安全，应遵循一次调频优先动作的原则，即在频差超过定值(推荐值为±0.1 Hz)后，且一次调频指令与AGC指令方向相反时，应闭锁AGC指令。因此，光伏电站的一次调频系统应通过信息交互与AGC相协调，满足指令叠加、大频差下反向闭锁的功能。

目前，光伏电站有功功率命令是通过网络逐层下达至通信管理单元或规约转换装置，一般需要将传输控制协议(TCP)的控制报文转换成串口MODBUS的协议报文，然后再发送至光伏逆变器。整个通信过程环节冗长，总耗时约为10 s，对一次调频控制性能的影响较大。本文通过增设支持面向通用对象的变电站事件(GOOSE)通信的主、子环网交换机，实现电站一次调频控制指令的快速下发，其中，主环网交换机接收一次调频控制系统的指令并下发至每个光伏方阵的子环网交换机，子环网交换机与光伏逆变器进行直接通信。GOOSE通信为一发多收和无需回传确认的高优先级通信方式，下发命令无需回传确认，既能避免众多光伏逆变器反向确认报文而造成的聚集阻塞，又能避免这些回传报文对公共接收主机造成的巨大通信计算量的冲击。由于GOOSE通信没有回传机制，而是通过连续多帧发送的方式防止报文丢失，并通过实时计算并网点功率形成一次调频的闭环调节，保证了调频指令的准确性和及时性。

当前绝大部分光伏逆变器的最终功率执行单元在收到有功功率指令后，采用MPPT算法进行目标功率执行。功率执行的快慢与MPPT的爬坡速率直接相关。由于光伏电站会受云层遮挡的影响，可能会造成其短时间内接收的太阳辐照度发生剧烈变化，因此光伏逆变器必须具备应对太阳辐照度持续变化的策略。以往的光伏逆变器在云层遮挡的情况下无法始终维持或在短时间内恢复较高的MPPT精度水平，所以会对MPPT的爬坡速率进行较大限制，以降低云层遮挡对光伏逆变器的影响，但这会降低光伏电站的发电效率，且牺牲了有功功率响应速度。目前光伏逆变器行业中MPPT算法的处理技术基本都展现出了很高的水准，可以将MPPT的精度维持在100%的水平左右，所以可以通过升级程序来提升MPPT的爬坡速率，提升光伏电站的发电效率及有功功率的响应速度。通过程序升级可提升约2 s的光伏电站整体有功功率响应速度。

4 实际应用

上述方案于2019年6月在内蒙古电网某光伏电站进行了应用，并于同年9月10日进行了入网试验测试。

该光伏电站共有98台光伏逆变器，并新增了1套具备高精度、快速频率检测及有功功率-频率下垂控制等功能的一次调频控制系统，布置于远动通信柜内，并与升级后的AGC系统进行信息交互；该一次调频控制系统直接采集并网点电流、电压，并且与站内支持GOOSE通信的主环网交换机直接相连；子环网交换机安装于每个光伏阵列的箱式变压器内，利用现场原光缆备用的2芯光纤，与主环网交换机组成新的环网，实现一次调频系统与光伏逆变器直接进行GOOSE通信。对光伏逆变器进行程序升级，以支持GOOSE通信和高速功率响应。

一次调频死区设定为±0.033 Hz，一次调频调差率为3%，频率下扰限幅为+6%PN(PN为光伏电站的额定功率)，频率上扰限幅为-10%PN，闭锁AGC反向频差定值为±0.1 Hz。

通过外接频率变化信号源，模拟并网点PT的二次侧信号，对一次调频控制系统施加50.19 Hz的频率阶跃扰动。光伏电站的频率阶跃扰动曲线如图6所示。

图6 光伏电站的频率阶跃扰动曲线Fig. 6 Step frequency disturbance curve of PV power station

由图6可知，15.50 s时的初始的理论功率及实际功率均为14.755 MW，初始频率为50 Hz；施加50.19 Hz持续时间为20 s的频率阶跃扰动后，光伏电站迅速进行一次调频响应，在15.77 s时频率稳定，理论功率与实际功率均为9.736 MW，调节时间为270 ms，一次调频响应增量为-5.019 MW，调节精度为0.038%；在35.50 s时，理论功率与实际功率均恢复至初始值50 Hz。一次调频响应达到了百ms级别。

综合上述分析可知，一次调频应与AGC系统相协调，可满足正向叠加与大频率变化量下的反向闭锁要求。同样利用频率变化信号源来模拟PT二次信号向一次调频控制系统施加频率阶跃扰动49.91 Hz，同时AGC系统切换为本地控制，并配合改变AGC指令。一次调频指令与AGC指令同相叠加响应曲线如图7所示。

图7 一次调频指令与AGC指令同相叠加响应曲线Fig. 7 Response curve of superposition of primary frequency modulation command and AGC command in the same phase

由图7可知，初始的实际功率为25.976 MW，在21.35 s时向一次调频控制系统施加49.91 Hz的频率扰动；在21.43 s时一次调频响应到位，此时的实际功率为27.943 MW，调节时间为80 ms，实际功率增量满足有功功率-频率下垂特性曲线的设置。初始频率为50 Hz，在24.05 s时通过AGC系统施加5 MW的功率增量，在32 s时AGC响应到位，此时的实际功率为32.900 MW，满足正向叠加要求；在81.35 s时频率恢复至50 Hz，在81.54 s时调频功率恢复，实际功率为30.903 MW，比初始的实际功率25.976 MW增加了4.927 MW，满足AGC指令要求。

一次调频指令与AGC指令反向闭锁响应曲线如图8所示。

图8 一次调频指令与AGC指令反向闭锁响应曲线Fig. 8 Response curve of reverse blocking between primary frequency modulation command and AGC command

由图8可知，初始频率为50 Hz，初始的实际功率为25.917 MW，在18.70 s时向一次调频控制系统施加50.2 Hz频率扰动，在18.82 s时一次调频响应到位，调节时间为120 ms，此时的实际功率为21.192 MW，满足频率上扰最大10%PN的响应要求；在22.51 s时通过AGC系统施加5 MW的功率增量，由于+0.2 Hz的频率变化量超过了+0.1 Hz，闭锁AGC反向功能触发，所以实际功率未增加，满足反向闭锁要求。直至78.75 s时，频率恢复至50 Hz，但为了防止由于电力系统实际频率快速、大范围抖动引起光伏电站功率剧烈波动的情况出现，大频差扰动消失后，反向闭锁功能延时10 s才解除，在93.49 s时光伏电站开始响应当前AGC指令，实际功率增加至31.052 MW，与初始的实际功率25.917 MW相比，增加了5.135 MW，满足AGC指令要求。

采用深度挖掘技术方案与常规技术方案的光伏电站一次调频性能对比，具体如表2所示。

表2 采用深度挖掘技术方案与常规技术方案的光伏电站一次调频性能对比Table 2 Comparison of primary frequency modulation performance of PV power station using deep excavation technical scheme and conventional technical scheme

由表2可知，深度挖掘技术方案与常规技术方案相比，将响应滞后时间、响应时间、调节时间均从s级减少到百ms级，同时由于调节精度也得到了提高，极大地提升了光伏电站一次调频的响应性能，提高了对电力系统频率的支撑能力。