光伏電站參與電網(wǎng)頻率調(diào)節(jié)技術(shù)的研究

朱嵐康，單寶旭，隋本剛

（國網(wǎng)浙江省電力有限公司嘉興供電公司，浙江 嘉興 314033）

0 引言

光伏發(fā)電具有隨機波動性，隨著光伏電站的數(shù)量和規(guī)模的加大，電網(wǎng)的穩(wěn)定性受到影響。特別是在光伏滲透率較高的地區(qū)，由于目前大部分光伏電站本身不參與調(diào)頻且自身沒有慣量，電網(wǎng)的頻率穩(wěn)定性會受到光伏電站輸出功率的影響[1]。

針對光伏電站的頻率波動問題，學(xué)者們做了大量的研究。文獻[2]針對電網(wǎng)頻率的波動，采取分層方法實現(xiàn)頻率的調(diào)整。此策略由2 種模式組成：頻率變化不大時啟動模式一，設(shè)置1個虛擬的調(diào)速器，類似于同步發(fā)電機下垂特性，通過增發(fā)功率抑制頻率波動；頻率變化較大時啟動模式二，例如負荷驟降時，緊急控制減少光伏輸出功率，平衡系統(tǒng)的有功功率，等頻率波動恢復(fù)到模式一的范圍內(nèi)，控制模式恢復(fù)到模式一。文獻[3]提出跟蹤偽最大功率點的方法，使光伏陣列保有一定的裕量。該方法通過損失一部分的有功輸出功率，使光伏能夠響應(yīng)系統(tǒng)的頻率波動，這是光伏發(fā)電單元具有調(diào)節(jié)頻率能力的基礎(chǔ)。文獻[4]提出配置超級電容器儲能裝置，利用儲能裝置儲存和釋放電能的能力，調(diào)節(jié)光伏輸出有功功率，以響應(yīng)系統(tǒng)頻率變化。

本文在分析大型光伏電站并網(wǎng)模型的基礎(chǔ)上，研究掌握正常工況下的光伏調(diào)頻技術(shù)，在仿真平臺上搭建光伏電站的模型，并探討和明確光伏發(fā)電單元調(diào)頻與光伏電站場站級控制系統(tǒng)調(diào)頻的優(yōu)缺點。

1 光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)模型

光伏電站由光伏發(fā)電單元將太陽能轉(zhuǎn)化為直流電能，逆變器將光伏產(chǎn)生的直流電能轉(zhuǎn)化為交流電能，再經(jīng)過站內(nèi)升壓變壓器送至集電線路，最后經(jīng)由主變電站將電能高壓送出。

1.1 光伏電池模型

基于光伏電池的物理特性，結(jié)合光照強度與溫度的影響，根據(jù)參考數(shù)值下的標(biāo)準(zhǔn)參數(shù)，任意電池溫度T 和光照強度S 下的光伏方陣的I-U特性與參數(shù)能夠推導(dǎo)得出[5]：

1.2 逆變器及其控制模型

目前，大型光伏電站多采用單級式結(jié)構(gòu)，主要由光伏陣列、逆變器、控制系統(tǒng)等部分組成[6]。為了方便控制器的設(shè)計，需要對逆變器交流側(cè)電壓方程進行dq 變換，其控制模型如圖1 所示。其中，Ug為電網(wǎng)電壓，Lg為電網(wǎng)等效電感，UPCC為單臺逆變器并網(wǎng)點電壓，L1，L2，Cf分別為LCL濾波器的電感和電容；i1，i2分別為逆變器橋出口電流和并網(wǎng)電流；ic為濾波電容電流；Idc為直流電流；C3s/2r為派克變換；GUdc（s）為直流控制環(huán)節(jié)；Gi-d（s）和Gi-q（s）分別為d 軸和q 軸控制單元；和分別為d 軸和q 軸電流；ω 為頻率。本控制策略采用電壓外環(huán)、電流內(nèi)環(huán)的雙環(huán)控制[7]，利用PLL（鎖相環(huán)）技術(shù)對電網(wǎng)電壓幅值和相位進行采樣，得到旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)系下的電網(wǎng)電壓幅值ed，eq和相位參考量θ。

圖1 逆變器結(jié)構(gòu)及控制模型

2 光伏發(fā)電單元參與系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)

光伏的頻率控制策略是基于頻率偏差的功率跟蹤控制實現(xiàn)的，而實現(xiàn)控制的前提是使光伏具有功率可調(diào)的能力，因此光伏必須有備用容量。以并網(wǎng)側(cè)采集到的頻率與標(biāo)準(zhǔn)量的偏移量作為控制信號，反饋至逆變器雙環(huán)控制，通過調(diào)節(jié)電子管的占空比來控制有功功率輸出。光伏陣列具有上下調(diào)整功率的能力，所以能夠跟隨頻率的波動輸出功率，調(diào)整光伏出力變化引起的頻率波動[8-9]。

2.1 控制策略設(shè)計

本文在MPPT（最大功率點跟蹤）方法的基礎(chǔ)上設(shè)計光伏陣列頻率反饋功率跟蹤控制策略。首先設(shè)定擬定的功率跟蹤點在保證p0=0.9pmax的情況下，保證跟蹤點電壓U0＜U，則保證了找到的電壓量在最大功率點的左側(cè)。設(shè)置目標(biāo)函數(shù)為擬定的功率跟蹤偏移量Δp，頻率波動導(dǎo)致的頻率偏移量通過光伏陣列的有功功率出力來調(diào)整，光伏陣列出力改變的信號由Δp 得到。光伏陣列的調(diào)整量Δpmax不能大于同一時刻光伏陣列輸出功率最大值的10%。由下垂控制原理可知擬定跟蹤功率點的偏移量與頻率偏移量之間的關(guān)系為：

式中：C 為比例系數(shù)，按照頻率功率差的最大值取值。

設(shè)定一個輸出的功率p′，利用設(shè)定的擬定功率初始標(biāo)準(zhǔn)值p0和功率的偏移量可以得到此值，即：

在確定了功率的輸出值之后，便可以找到對應(yīng)的電壓輸出值，通過PWM（脈沖寬度調(diào)制）得到的占空比來控制IGBT（絕緣柵雙極型晶體管）的輸出。

2.2 控制策略仿真分析

本文采用典型的兩區(qū)域四機系統(tǒng)，系統(tǒng)的詳細參數(shù)見文獻[16]。4 臺機組額定功率均為810 MW，將500 MW 的光伏電站接入?yún)^(qū)域1 的母線6上，將區(qū)域1 其中1 臺發(fā)電機的出力減少500 MW，用500 MW 光伏電站替代出力。根據(jù)搭建的光伏發(fā)電單元，采用單機倍乘的方法等效一個50 MW 容量的光伏單元，500 MW 的光伏電站由10 個這樣的等值光伏單元組成。

仿真步長為10 ms，仿真持續(xù)時間為20 s，2 s 時將負荷L7 的有功功率增加333.5 MW，其他條件不變，圖2 是光伏不加調(diào)頻控制的仿真結(jié)果。從圖2 可以看出，2 s 時由于負荷的增加，系統(tǒng)頻率開始降低，最低值達到59.4 Hz 左右。

圖3 是光伏增加調(diào)頻控制的仿真結(jié)果。從圖中可以看出，當(dāng)頻率降低的時候，光伏增加出力，幫助系統(tǒng)及時恢復(fù)了頻率，系統(tǒng)頻率最低值在59.5 Hz 以上。

對比圖2 與圖3 可以發(fā)現(xiàn)：沒有增加調(diào)頻的光伏電站一直保持400 MW 左右的出力，系統(tǒng)頻率最多降低至59.4 Hz 左右；增加了調(diào)頻的光伏電站在系統(tǒng)負荷增加、系統(tǒng)頻率降低時增加出力，幫助系統(tǒng)及時恢復(fù)頻率，系統(tǒng)最低頻率達到59.5 Hz 以上，充分說明了控制策略的有效性。

3 場站級控制系統(tǒng)參與系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)

同步發(fā)電機能夠在電網(wǎng)頻率波動時發(fā)揮一次調(diào)頻能力[10-15]，而目前的并網(wǎng)光伏發(fā)電站幾乎都不具備這種能力，即光伏電站的功率頻率系數(shù)：

所以在光伏電站接入電網(wǎng)的所有頻率功率特性系數(shù)為：

圖2 光伏不加調(diào)頻控制的仿真結(jié)果

圖3 光伏增加調(diào)頻控制的仿真結(jié)果

式中：KG，KL分別為發(fā)電機、負荷一次調(diào)頻的單位調(diào)節(jié)功率。假設(shè)所有的光伏電站都具有一次調(diào)頻的能力，則整個系統(tǒng)的頻率功率特性系數(shù)：

式中：KG-S為光伏電站單位調(diào)節(jié)功率。

對比式（5）與式（6），可以得到同等容量具有一次調(diào)頻能力的光伏電站接入電網(wǎng)，系統(tǒng)頻率功率特性參數(shù)值比較大，由于其他原因?qū)е碌念l率波動比較小，因此系統(tǒng)相對比較穩(wěn)定。

3.1 控制策略設(shè)計

當(dāng)光伏電站需要響應(yīng)電網(wǎng)系統(tǒng)調(diào)頻要求時，場站級控制系統(tǒng)根據(jù)并網(wǎng)點頻率波動情況以及光伏電站當(dāng)前的運行工況來確定有功功率輸出指令，其場站級控制總框圖如圖4 所示。通過測量系統(tǒng)頻率偏差，得到功率控制指令Pord，再由場站級功率控制系統(tǒng)將其下發(fā)至單機控制系統(tǒng)，故障穿越及限流保護模塊通過單機控制系統(tǒng)輸出的電流控制量Ipcmd以及電壓參考量UG得到有功功率電流控制量IP，進而控制光伏電站的有功出力。

3.2 控制策略仿真分析

圖4 光伏發(fā)電站場站級控制總框圖

本文在典型的兩區(qū)域四機系統(tǒng)上進行改造，改造算例系統(tǒng)如圖5 所示。區(qū)域1 有2 臺額定功率均為700 MW 的傳統(tǒng)發(fā)電機，區(qū)域2 有2 臺額定功率分別為719 MW 和700 MW 的傳統(tǒng)發(fā)電機，將500 MW 的光伏電站接入?yún)^(qū)域1 的母線6 上，將區(qū)域1 其中1 臺發(fā)電機的出力減少500 MW，用500 MW 光伏電站替代出力。

仿真步長為10 ms，仿真持續(xù)時間為20 s，在2 s 的時候?qū)⒇摵蒐7 的有功功率增加333.5 MW，其他條件不變，圖6 是光伏增加場站級調(diào)頻控制的仿真結(jié)果。 可以看出，在該負荷擾動下，只需3 個光伏等值單元參與系統(tǒng)調(diào)頻即可，對比圖2 可知，該場站級調(diào)頻控制方法可以有效減小系統(tǒng)頻率偏差。

3.3 比較光伏單元調(diào)頻與場站級調(diào)頻的適用性

圖5 改造算例系統(tǒng)

圖6 光伏增加場站級調(diào)頻控制的仿真結(jié)果

場站級控制系統(tǒng)實際上是從光伏電站的角度通過逆變器的上層對可用逆變器進行整體控制，通過場站級控制系統(tǒng)將這些功率指令下發(fā)到可用的逆變器來完成控制。而光伏單元的調(diào)頻不會經(jīng)過這個系統(tǒng)，直接從并網(wǎng)點測得頻率偏差后，反饋至逆變器進行調(diào)頻。兩者在調(diào)頻時間上是不同的，由于場站級調(diào)頻是要經(jīng)過場站級控制系統(tǒng)完成，會使用比光伏單元調(diào)頻更多的時間。在大型光伏電站中，場站級控制系統(tǒng)對于逆變器整體控制顯得更加適用。

4 結(jié)語

本文通過對大型光伏電站進行建模，設(shè)計實現(xiàn)了光伏單元參與系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)策略和場站級控制系統(tǒng)參與系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)策略，并分析比較了兩種策略的適用性。光伏單元調(diào)頻響應(yīng)速度快，但可控性不好；場站級控制系統(tǒng)調(diào)頻可控性好，控制靈活，但是有時間延遲。 在允許的時間精度內(nèi)，場站級控制系統(tǒng)更適用于大型光伏電站頻率控制。