分布式光伏接入對配網系統的暫態特性影響研究

陳 茜,周運斌,崔 涵,王海云,陳小月,王 衛,王方雨,鄭智慧

(1.國網北京市電力公司電力科學研究院,北京 100075;2.國網北京市電力公司,北京 100031;3.武漢大學電氣與自動化學院,武漢 430072)

0 引言

隨著分布式光伏不斷接入配電網,系統的負荷動態特性發生了極大改變[1-2],一方面,其動態響應與傳統負荷完全不同,尤其是在電網發生故障時,可能會產生光伏脫網[3-4];另一方面,分布式光伏接入可能引起饋線的逆向潮流,原本的負荷節點在某些時間段或工況下會向電網輸送功率,影響電網電壓穩定[5]。

為了提高分布式光伏并網穩定性,除了在系統內增加儲能裝置[6-8]和無功補償裝置[9-10]外,一般要求光伏電站在電網發生電壓跌落故障時,能夠保證不脫網運行,并提供一定的無功支撐直至電網電壓恢復至正常運行狀態,即低電壓穿越(Low Voltage Ride Through,LVRT)能力,該能力通過優化光伏并網逆變器的無功控制實現[11-12]。文獻[13]提出了采用前饋控制策略改進光伏并網逆變器的低電壓穿越控制,提高故障時的調節速度;文獻[14]斷開了電壓外環的控制,雙閉環控制系統變為由并網點電壓跌落幅度決定的單電流控制,實現在LVRT過程中的無功支撐;文獻[15]對單相光伏發電系統的LVRT進行了研究,很好地改善了并網電流的諧波問題;文獻[16]考慮了通信延遲等因素對LVRT的影響。由于分布式光伏接入帶來的潮流反向問題,光伏發電系統向配電網輸送有功功率可能會引起電壓升高超過電壓規范[17-19],因此需要有相應的電壓調整策略,即光伏逆變器的高電壓穿越(High Voltage Ride Through,HVRT)控制。對光伏并網系統HVRT的相關研究較少,大多參考LVRT的控制策略,文獻[20]利用小信號分析了電壓升高期間的功率特性,提出了不改變有功功率,控制無功電流參考值的HVRT策略。然而,上述電壓穿越控制策略均聚焦于理論分析和仿真驗證,沒有和實際逆變器故障運行響應進行對比和校驗,難以直接應用于反映實際光伏電站及并網系統潮流情況的建模。目前,隨著配電網結構日趨復雜,對光伏并網系統的故障響應能力要求日漸提高,光伏電站同時具備有效且符合實際的LVRT和HVRT能力對電網安全運行意義重大。

在研究分布式光伏自身動態特性的基礎上,探究其接入配電網后對配網潮流的影響,需要根據配網結構及其他負荷特性進行建模。對于除分布式光伏以外的負荷模型,一般根據能夠反映負荷電壓和功率變化特征的數學模型來建立,分為靜態負荷與動態負荷[21]。建立考慮分布式光伏接入的配電網電磁暫態模型,可以實現在配網側發生電壓跌落和升高時,光伏輸出以及配網各母線潮流的暫態特性,為實際工程提供參考。

筆者從光伏并網系統詳細模型及逆變器并網控制策略出發,研究了適用于低電壓和高電壓故障下,有功與無功解耦的逆變器保護控制策略,并基于逆變器實際電壓穿越檢測報告進行了檢驗?；诒本┠撤植际焦夥娬炯捌浣尤氲?20 kV變電站110 kV側參數和接線,使用PSCAD建立含光伏及動靜負荷的配電網電磁暫態模型,分析輻照度變化時光伏出力和系統潮流,并實現了低電壓穿越和高電壓穿越故障下光伏對電網無功的調整。

1 光伏并網系統模型

單級型光伏并網系統拓撲結構見圖1。光伏陣列發出直流電經三相逆變器和濾波器轉化為工頻交流電,再經過升壓變壓器輸入電網。逆變器在正常運行下的并網通過對逆變器輸出電流的控制實現,并通過坐標變換實現對輸出有功、無功的控制,在系統發生故障時能夠通過控制逆變器輸出一定的無功功率以支撐電網,增強電力系統的穩定性。

圖1 光伏并網系統拓撲結構

1.1 光伏電池陣列

光伏電池利用半導體材料的光電效應將太陽能輻射轉化為電能,目前光伏發電系統廣泛使用的光電轉換器件多為硅光伏電池。理想光伏電池可以由產生光生電流的恒流源與正偏置二極管并聯的等效電路來描述,同時應考慮電池本身損耗,等效為旁路電阻Rsh與串聯電阻Rs。單個光伏電池的等效電路見圖2[22],通過將單塊電池進行串并聯構成光伏電池陣列。

圖2 光伏電池等效電路

圖2中輸出電壓UL與輸出電流IL的關系為

(1)

式中,Iph為光生電流,其數值取決于光伏電池面積與、光照幅值和本體溫度;ID為二極管電流;I0為無光照時二極管的反向飽和電流;q為電子電荷量;A為常數,一般取1.3;k為玻爾茲曼常數;T為環境絕對溫度。

由于公式(1)求解較為困難,工程中一般將其轉化為采用標準測試條件(標準照度S=1 000 W/m2,標準溫度T=25 ℃)下的短路電流Isc、開路電壓Uoc、最大功率點處的電壓Um和電流Im進行計算[23],見式(2)、(3)。其他工況下的Isc、Uoc、Um與Im由標準工況數據進行推算。

(2)

(3)

1.2 逆變器并網控制策略

逆變器在正常運行情況下的并網控制見圖3。逆變器并網控制系統由直流電壓外環和有功、無功電流內環構成,圖中內環控制的電壓電流參數均為標幺值。電壓外環以光伏最大功率點跟蹤(Maximum Power Point Tracking,MPPT)技術[24]得到的最大功率點處的電壓Udc*為參考值進行PI控制,以穩定逆變器直流側電壓Udc。電流內環采用同步旋轉坐標系下的雙閉環控制策略,利用坐標變換將逆變器并網點的三相交流量(ua、ub、uc、ia、ib、ic)轉換成同步坐標系下的d、q直流量(ud、uq、id、iq),逆變器有功輸出由d軸電流控制,其參考值id*為電壓外環的輸出;逆變器無功輸出由q軸電流控制,電流參考指令一般采用功率因數模式確定,功率因數根據場站調度指令確認,一般逆變器處于單位功率因數運行狀態,即iq*取為0。電流內環輸出信號經坐標變換及空間矢量脈寬調制(SVPWM)得到逆變器開關驅動信號S1…S6。

圖3 逆變器并網控制策略

為實現坐標變換過程中對電網電壓矢量的定向,通常加入基于電網電壓基波的鎖相環(PLL)技術,獲得電壓矢量的位置角θPLL,進行坐標變換。

1.3 逆變器保護控制策略

國網《光伏發電站接入電網技術規定》,35 kV及以上電壓等級并網的光伏電站需具備高電壓穿越(HVRT)和低電壓穿越(LVRT)能力,具體要求見圖4,并提出了故障穿越期間光伏電站注入電網的動態無功電流要求見式(4)。

圖4 分布式光伏高/低電壓穿越要求

(4)

在電壓穿越過程中,為提高光伏發電效率和保證系統運行安全,應對有功輸出的電流參考值有所要求。對低電壓穿越故障,兩種取值方式為定有功電流系數和定逆變器網側電流方法,前者在不同省份和地區有不同的系數取值(如陜西電網要求低穿期間有功電流應為故障前的有功電流值的0.5～0.7倍),后者對逆變器網側電流的限值一般要求限制在1.05倍額定電流以下,在d、q坐標系下,逆變器有功電流與無功電流參考值的關系見式(5)。高電壓穿越期間,未脫網逆變器輸出的有功功率應與故障前相同。故障穿越期間逆變器保護策略的整體流程見圖5。

圖5 故障穿越期間逆變器保護策略

id*2+iq*2≤1.05

(5)

2 含分布式光伏的負荷模型

2.1 綜合負荷模型

傳統負荷模型僅考慮靜態負荷與動態負荷,其中靜態負荷采用恒阻抗模型或多項式模型,動態負荷采用三階感應電動機模型,靜態與動態負荷按比例進行分配?？紤]到電網配電線路和無功補償設備的影響,有學者提出了考慮配電網的綜合負荷模型(Synthesis Load Model,SML),并得到廣泛使用。為進一步提高模型準確度,國內外學者提出多種改進模型結構,包括增加理想變壓器、同步發電機等,能夠較好地反映不同系統結構下的負荷動態特性。

2.2 含分布式光伏的負荷模型

隨著分布式電源在配電網的廣泛使用,配電網負荷特性發生改變,綜合負荷模型無法對配電網動態特性,尤其是電網故障條件下的特性,進行準確描述,需要建立反映分布式電源特性的負荷模型。

本研究建立的負荷模型的并網點選取在110 kV高壓母線處,針對配電網結構,考慮系統等值阻抗、輸電線路模型及變壓器模型;針對負荷,采用傳統負荷模型與分布式光伏并網系統模型并聯,形成綜合負荷模型。傳統負荷模型一般根據能夠反映負荷電壓和功率變化特征的數學模型來建立,傳統負荷模型的靜態負荷模型通常為代數方程,采用多項式模型,將負荷分為恒阻抗、恒電流和恒功率成分,在仿真中僅采用恒阻抗模型。動態負荷采用三階感應電動機模型[25],等值電路見圖6,Rs、Xs、Rr、Xr分別為定子繞組電阻、電抗和轉子繞組電阻、電抗,Xm為勵磁電抗,s為轉差率。

圖6 三階感應電動機等值電路

基于北京地區某分布式光伏電站及其接入的220 kV變電站110 kV側參數和接線,使用PSCAD建立等值至110 kV母線的配電網電磁暫態模型,拓撲圖見圖7,其中G為等值的110 kV電源,Z為恒阻抗負荷,IM為感應電動機,PV為圖1所示的單級型工頻隔離光伏并網發電系統,其中逆變器出口接縮放元件,實現多組光伏發電系統并聯輸出,PV1為一組額定功率為8 MW的光伏并網系統,PV2為一組3 MW的光伏并網系統。傳統負荷模型仿真參數見表1,光伏并網系統參數見表2。

表1 傳統負荷參數

表2 光伏并網系統參數

圖7 含分布式光伏的配電網拓撲圖

3 分布式光伏接入的配電網暫態特性

3.1 光照變化的擾動特性

光伏發電系統的輸出功率受外界環境影響較大,尤其是光照條件。溫度相同時,隨輻照度增加,光伏電池最大輸出功率增加,光伏并網系統輸出功率增大,進而影響并網點潮流。仿真模擬了光伏電池輻照度變化時,光伏并網系統與110 kV并網點有功、無功變化,如圖8所示,其中PV1設置圖8(a)的輻照度變化,PV2保持1 000 W/m2輻照度不變。

圖8 輻照度變化及各點潮流

輻照度改變,光伏電池板始終工作在最大功率點附近,PV1輸出有功跟隨輻照度變化,輸出無功有較小波動;PV2輸出功率無變化;110 kV并網點有功功率和無功功率因為有其他負荷接入,均顯示為負值,表示電網向負荷輸送功率,但有功無功變化趨勢與PV1輸出有功變化趨勢一致。該模型能夠描述分布式光伏接入配網的有功波動情況。

3.2 光伏并網逆變器故障電壓穿越能力

為校驗逆變器故障電壓穿越能力,基于某公司額定容量500 kVA的光伏并網逆變器、國家能源太陽能發電研發(實驗)中心的低電壓穿越檢測報告和中國電力科學研究院的高電壓穿越檢測報告,在PSCAD中搭建光伏并網逆變器進行模型驗證。在70%重載、對稱故障下設置電網電壓跌落幅值分別為80%、60%、40%、20%;在80%重載、對稱故障下設置電網電壓升高幅值分別為18%、24%。仿真中采用圖9所示電路對光伏逆變器進行故障電壓穿越能力仿真,LVRT故障通過投切短路阻抗形成并網電壓分壓,HVRT故障通過投切電容器抬升并網電壓。電壓穿越檢測報告與仿真模型的無功電流及有功輸出見圖10。

圖9 光伏并網系統故障電壓穿越測試原理

圖10 光伏并網逆變器模型驗證

逆變器無功電流在故障和故障恢復期間以及有功動態響應趨勢與實際電壓穿越檢測報告基本一致;仿真中,理想情況下并網逆變器正常運行期間不發出無功,因此無功電流為0,而實際電壓穿越測試中,由于并網逆變器接入的系統可能含有感性元件,會提供一定量的無功,因此無功電流監測值不為0。

電壓對稱跌落后,逆變器向系統注入一定的無功功率以支撐并網點三相電壓恢復,輸出有功有一定程度的降低以保證輸出電流不越限;電壓對稱升高時,逆變器輸出無功變為負值,即開始從電網系統吸收無功功率,輸出無功基本保持不變。故障消失后,逆變器電壓和有功功率能夠迅速恢復至原穩定值,驗證了光伏并網逆變器模型具備規定的故障穿越能力。

3.3 含光伏并網系統的配電網故障暫態特性

在圖7的110 kV并網點處設置三相電壓跌落和三相電壓升高故障,持續時間0.5 s,母線電壓有效值見圖11、圖13,PV1出口、PV2出口、各母線潮流見圖12、圖14。由圖11、圖13可知,配網側發生故障,光伏及負荷側母線電壓跌落和升高幅值與配網側基本相同,該故障條件使得光伏系統進入電壓穿越保護控制,動態負荷和靜態負荷消耗的功率也隨之變化。

圖11 母線電壓跌落情況

圖12 三相電壓跌落故障各點潮流

圖13 母線電壓升高情況

圖14 三相電壓升高故障各點潮流

正常運行過程中,光伏系統基本不發出無功,在低電壓和高電壓故障過程中,PV1和PV2輸出有功功率和無功功率見表3,無功功率為正表示向系統輸出無功,為負代表吸收有功。

表3 故障期間光伏系統輸出功率

仿真結果表明,故障過程中光伏系統的無功及有功輸出變化與光伏保護控制策略的技術要求一致。分析僅接入動靜負荷的10 kV 3號母線,電壓跌落時,動靜負荷消耗的有功和無功均減少,電壓升高時,動靜負荷消耗的有功和無功增加。由圖12(f)及圖14(f)可知,在電壓跌落故障過程中,故障點即110 kV并網點的無功潮流增加5.4 Mvar,一方面靜態和動態負荷由于電壓跌落,無功消耗降低,另一方面,光伏系統在故障期間開啟低電壓穿越保護策略,為電網提供無功支撐。在電壓升高故障過程中,故障點無功減少3.1 Mvar,約50%的無功由光伏系統吸收。該負荷模型能夠有效反映在配網側發生故障時,動靜負荷及光伏系統的電磁暫態特性及其對配網的影響,光伏在進行高低穿控制后能夠對電網無功進行有效調節,同時在容量范圍內提供有功功率。

4 結論

分布式光伏接入配電網對系統運行及故障動態特性產生影響。筆者在理論上重點研究了光伏并網逆變器并網及保護控制策略,提出分別適用于低電壓和高電壓故障下,有功與無功解耦的逆變器保護控制策略,其中,低電壓控制策略在提供無功支撐的基礎上,需要考慮逆變器容量和發電效率因素,對有功輸出采取限制措施?；趯嶋H電壓穿越檢測報告進行檢驗,逆變器有功及無功動態響應趨勢與檢測報告基本一致,仿真模型運行符合電網實際情況。

根據北京某光伏電站實際數據,將傳統綜合負荷與光伏并網模型并聯,建立考慮分布式光伏接入的配電網電磁暫態模型,仿真得到,輻照度改變條件下,光伏電池板始終工作在最大功率點附近,光伏系統輸出有功跟隨輻照度變化,模型能夠描述分布式光伏接入配網的有功波動情況;對光伏并網系統進行故障電壓穿越測試,驗證光伏并網系統模型具備規定的故障穿越能力;對配網側發生故障時系統的動態特性進行研究,得到該負荷模型能夠有效反映故障條件下動靜負荷及光伏系統的電磁暫態特性及其對配網的影響,光伏系統能夠對電網無功進行有效調節。