多能互补系统孤岛初期运行稳定性对比研究

2022-11-25张荣海刘配配王玕张紫凡罗亚迪

环境技术 2022年5期

张荣海，刘配配，王玕，张紫凡，罗亚迪

（1.广东电网有限责任公司韶关供电局，韶关 512000； 2.广州城市理工学院电气工程学院，广州 510800）

引言

随着我国“双碳”战略目标的制定，新能源发电将逐步替代传统能源发电，成为电力供应的“主力军”。但风力发电、光伏发电受随机性、波动性与间歇性的影响，电能质量通常较差[1]。水电作为目前技术最成熟的清洁能源，具有较为灵活的调节能力和稳定的供电质量[2]。利用区域可再生能源的优势，因地制宜，推动区域能量互补，是解决当前绿色供能的有效途径，有助于建成高度耦合的综合能源系统，为电网提供质优、价廉、清洁、可再生的电力[3,4]。

目前小型风力发电、光伏发电和水力发电通常布局分散，就近接入当地配电网[5]，运行于最大功率发电模式，几乎不具备功率控制能力，难以实现多机联动协调。此外，考虑储能的安全性、经济性与电能密度等因素，当前区域风力发电、光伏发电、水力发电多运行于无储能设备和弱通信模式下。研究无储能与弱通信下的风光水多能互补的暂态稳定性，对实际运行的区域风光水发电控制及其微电网稳定具有指导意义，对微电网的稳定及其能采取的恢复措施，具有重要影响。文献[6]研究了无储能下的风光微电网孤岛初期幅频特性，表明孤岛初期，相较于单电源，风电和光电互补能有效支撑电网电压，防止电压崩溃。文献[7]以电网在孤网初期频率稳定性最优为目标，研究区域小水电与风力发电的最优容量比。文献[8]通过分析光伏发电对互补系统暂态稳定性的影响机理，提出了基于等面积定则的水光协调紧急切机控制方法。

本文将重点研究在无储能情况下区域风光互补、风水互补、水光互补孤岛初期的频率变化情况，通过对风、光、水电运行机理分析与仿真研究，研究不同能源互补形式下的系统在孤岛初期的频率变化规律，为无储能系统的稳定控制提供分析基础。

1 风电并网简化模型

风电并网简化模型如图1所示。其中风力发电采用双馈异步风电机组（doubly fed induction generator,DFIG），主要由风机、传动机构、双馈感应电机、“背靠背”变流器和控制系统组成[9-10]。DFIG的定子侧与电网直接相连；转子侧通过双脉冲宽度调制变流器与电网“背靠背”连接。转子侧变流器（rotor side converter，RSC）采用矢量控制算法，通过控制转子侧电压，实现对定子侧输出有功功率和无功功率的解耦控制。有功控制目标是使发电机输出的有功功率能够跟踪输入的参考功率；无功控制目标为维持发电机端口电压恒定。网侧变流器（grid side converter，GSC）通过直流电容与转子侧变流器相连，交流侧与电网相连，网侧控制器的目标为控制直流电容电压恒定和变流器输出的无功功率。双馈异步风电机组与负荷组成的系统与主网连接，并网时由主网维持系统频率恒定；当并网开关断开时，含双馈异步风电机组的系统运行于孤岛模式，微网的频率与系统容量、系统惯性及功率不平衡度有关[11]。

图1 风电并网发电系统图

转子运动方程为：

式中：

Tj—双馈异步发电机的惯性时间常数；

Tm—输入机械转矩；

Te—发电机电磁转矩；

D—阻尼系数；

ωr—转子角速度。

2 光伏并网简化模型

无储能情况下的小型光伏阵列并网模型如图2所示。光伏输出的直流电依次经并网逆变器、LC滤波器、变压器、并联RLC负载、并网开关后接入主网[12,13]。逆变器控制电路采用电压外环电流内环双闭环控制，采集直流端电压UPV与电流IPV通过MPPT控制获得电压外环的参考电压，电流内环采用PI控制；采集变压器输出端的三相电压与电流通过三相锁相环获得电压的相位信息，实现逆变器输出电流与电网电压的同步。

图2 光伏并网发电系统图

由于光伏装机容量较电网的容量小，电压质量依赖上层电网的支撑和调节，因此控制目标通常设定为最大功率发电模式。并网开关断开时，光伏电站与负荷组成孤岛模式，为维持孤岛系统电压和频率的稳定性，并网逆变器常采用V/f和Droop控制策略。由于缺少主网的支撑，系统的电压和频率变化情况取决于微网内的功率变化情况。

并网开关闭合时，光伏阵列运行于并网模式，光伏逆变器的输出功率为Pinv+jQinv；本地负载消耗的功率为Pload+jQload；电网提供的功率为ΔP+jΔQ。

式中：

R、L、C—并联RLC负载电路中电阻值、电感值、电容值；

ω—负载端电压角频率；

UPCC—负载连接点电压。

并网开关断开时，光伏单独向本地负载供电，当光伏逆变器输出的功率与本地负载消耗的功率平衡时，并网开关断开前后负载处电压和频率维持在稳定值附近，可能发生光伏孤岛运行。当光伏逆变器输出的功率与本地负载消耗的功率差值较大时，并网开关断开前后负载处电压和频率将出现较大偏差，破坏稳态运行。

2 水电并网简化模型

小型水力发电站由水轮机、调速器、励磁系统和同步发电机组成[14]。小水电并网发电系统如图3所示。通常情况下，小水电处于并网状态，向主电网输送电能，保持功率满发。当发生线路故障等情况时，小水电与上层电网间的联络开关断开，小水电切换为孤岛运行状态，此时孤岛内常因功率不平衡而导致电压水平和频率发生变化，变化规律与水轮机运行特性以及功率不平衡度相关。

图3 小水电并网发电系统图

孤岛内频率变化主要受两方面影响，一是功率不平衡程度，二是水电装机容量及机组惯量。孤岛初期，调速器未动作，孤岛内所有机组在同步力矩的作用下达到同一加速度[15]。此时孤岛内机组的角速度变化如下式[16,17]：

式中：

J—水电机组的转动惯量；

ω—机组的角速度；

Mt，Mg—水轮机的主动力矩与发电机阻力矩；

Pmi，Pei—机组i的机械功率及电磁功率。

由上式可知，转子角速度变化率与系统功率不平衡度Pmi-Pei成正比。当孤岛瞬间，水电机组孤岛前输送给电网的功率将因孤岛发生而无法送出，使得Pei突然降低。而发电机的机械功率由于水电机组惯性不能突变。孤岛前Pmi=Pei，孤岛后Pmi＞Pei，转子的角加速度为一个正值，水电机组转速快速上升，进而系统频率升高。

3 仿真分析

基于MATLAB/Simulink平台搭建风光、风水、水光互补运行的并网模型。其中风力发电功率、光伏发电功率、水力发电功率均为450 kW，考虑到分布式风电、水电多运行于偏远山区，风力电站发电后经5 km输电线路传输至负载，水力电站发电后厂用电5 kW，剩余功率经5 km输电线路传输至负载。正常运行时，互补系统工作于并网模式，风电、光电运行于最大功率发电工况，小水电运行于最大功率因数发电模式，由主网稳定系统频率。当故障情况下，为保障本地负荷的供电可靠性或孤岛保护设备动作期间，互补系统运行于孤岛微网模式，由微网内能量管理系统控制微网频率。但山区存在通信时延，微网内设备通信质量与协调控制能力较差。孤岛初期，能管控制器不能及时动作，本文通过对比频率与电压波形研究互补系统在孤岛初期的暂态稳定性。仿真运行初始状态设置为并网运行，5 s后并网联络开关断开，互补发电电源与本地负载组成孤岛系统。仿真孤岛后1 s内频率变化与电压变化。

表1 不同荷源比下互补系统容量配置

3.1 风光互补孤岛初期频率-电压变化情况

图4～6分别为负荷电源容量比（以下简称荷源比）为50 %、100 %、150 %时的孤岛初期频率-电压曲线。当荷源比为50 %时，系统孤岛后频率与电压呈振荡上升趋势，0.067 s后系统频率升至50.5 Hz，1 s后频率升至53.6 Hz；三相电压标幺值在5.1 s时达到1.438。当荷源比为100 %时，系统孤岛后频率呈振荡上升趋势，振荡频率高于50 %工况，1 s后频率达到50.5 Hz；三相电压稳定在基准值附近。当荷源比为150 %时，系统孤岛后频率与电压呈振荡下降趋势，0.096 s后频率达到49.5 Hz，1 s后频率降至48.2 Hz；5.1 s时三相电压标幺值降至0.835，并能保持一定时间的稳定。

图4 荷源比50 %工况下风光互补微网孤岛频率-电压曲线

3.2 风水孤岛初期频率-电压变化情况

图7～9分别为荷源比为50 %、100 %、150 %时的孤岛初期频率-电压曲线。当荷源比为50 %时，系统孤岛后频率呈上升趋势，0.093 s后系统频率升至50.5 Hz，1 s后频率升至55.8 Hz；三相电压在孤岛后0.18 s内相对稳定，稳定在基准值附近。当荷源比为100 %时，系统孤岛后频率先出现一个大的波动，波峰达到50.2 Hz，随后频率下降，呈振荡上升趋势，1 s后频率升至50.17 Hz；三相电压标幺值稳定在0.988附近。当荷源比为150 %时，系统孤岛后频率呈下降趋势，0.152 s后频率达到49.5 Hz，1 s后频率降至46.9 Hz；5.1 s时三相电压标幺值降至0.830 7，并保持在该值附近。

图7 荷源比50 %工况下风水互补微网孤岛频率-电压曲线

图5 荷源比100 %工况下风光互补微网孤岛频率-电压曲线

图6 荷源比150 %工况下风光互补微网孤岛频率-电压曲线

3.3 水光孤岛初期频率-电压变化情况

图10～12分别为荷源比为50 %、100 %、150 %时的孤岛初期频率-电压曲线。当荷源比为50 %时，系统孤岛后频率呈平滑上升趋势，0.106 s后系统频率升至50.5 Hz，1 s后频率升至56.18 Hz；三相电压标幺值呈振荡上升趋势，5.091 s时升至1.306。当荷源比为100 %时，系统孤岛后频率先出现一个大的波动，波峰达到50.17 Hz，随后频率下降，呈振荡上升趋势，1s后频率升至50.14 Hz；三相电压在稳态值附近波动。当荷源比为150 %时，系统孤岛后频率呈平滑下降趋势，0.162 s后频率降至49.5 Hz，1 s后频率降至44.52 Hz；三相电压呈振荡下降趋势，5.142 s时降至0.904。