黄阮明王海群张铭泽李灏恩屈靖雅赵晶晶

(1.国网上海市电力公司经济技术研究院,上海 徐汇 200223;2.上海电力大学电气工程学院,上海 杨浦 200090)

0 引言

新能源微电网集合了大量风电、光伏等可再生能源,风电、光伏等出力的间歇性、波动性给微电网频率调节带来了不利影响。风电、光伏发电采用电力电子逆变器并网,降低了旋转同步发电机在微电网中的比例,微电网惯性变小、抗干扰能力减弱,因此对微电网调频能力提出了更高的要求[1-6]。文献[7]提出一种考虑储能调频的动作时机及深度的容量配置方法。文章采用虚拟惯性控制与下垂控制相结合的控制策略,通过时域灵敏度分析确定了2种控制的动作时机,通过调频评估指标得出了储能在不同调频场景下的适宜动作深度,从而确定相应场景下所需最小储能配置容量。文献[8]考虑储能在参与调频时可能出现的过充过放问题,提出了基于模糊控制的储能容量动态恢复策略,使储能在参与调频时尽量保持健康的荷电状态(state of charge,SOC),在保证调频效果的同时减少储能的充放电次数,延长储能使用寿命。储能具有双向出力,瞬时吞吐能力强的特点,是提高电网调频能力的有效解决方案[9-10]。储能长时间参与调频需要足够的容量支撑,但其较高的价格限制了储能的大量配置[11-12]。一些研究者提出了通过负荷侧需求管理来参与调频,文献[13-17]以需求侧响应的方式使负荷参与调频。文献[18-19]提出负荷高峰时刻通过调节系统电压,利用负荷电压敏感性改变负荷功率需求从而协助频率调整。文献[20]在法国瓜德罗普群岛,试验验证了利用电压调控,快速减少负载功率,可以显著改善孤岛微电网发生大扰动情况下的频率暂态波动的问题。

本文利用微电网中负荷电压灵敏性特点,通过改变负荷侧电压改变负荷功率需求从而协助频率调整,考虑负荷、储能、柴油机调频响应特性,提出微电网频率协同控制策略,在充分发挥不同电源调频能力的同时减小微电网调频对大容量储能的依赖,提升微电网频率稳定性。

1 负荷电压静态特性分析

本文负荷采用式(1)的幂函数模型。

式中:Ploadj、Qloadj分别是第j根母线在电压幅值为U0j时的功率消耗;np、nq分别是有功和无功负荷电压静态特性系数。电压静态特性系数可以表明负荷对母线电压变化的敏感程度,np、nq增加时,电压变化对负载的影响也会增大。

负荷电压静态特性指电压变化时,负荷功率与电压的关系,也可称为负荷电压敏感性。母线i电压幅值降低ΔU i时,母线j电压变化为

式中:Z ji表示节点阻抗矩阵第j行第i列的元素;Z ii为节点阻抗矩阵第i行第i列的元素。

当系统中母线j电压值变化ΔUj时,根据式(1),负荷有功变化量为

将式(2)带入,可得

因此当母线i电压变化时引起的总的负荷有功变化为

np取值不同时,母线电压由1.0 pu下降至0.95 pu引起的负荷有功变化如图1所示。由图1可见当电压幅值下降5%,np值为1.1～1.7时,负荷功率减少5.5%～8.3%。

图1 n p取值不同时,电压变化对负荷产生的影响Fig.1 Effect of voltage variation on Load with different n p v alues

2 电压频率控制

本文将频率偏差引入电压下垂控制环节,在频率波动时快速改变负荷母线电压大小,使负荷快速参与调频,即电压频率控制(voltage based frequency control,VFC)方法。计及负荷电压静态特性后,下垂控制的稳态频率为

加入VFC控制器后的改进下垂控制如图2所示。

图2 改进下垂控制结构框图Fig.2 Improved droop control structure block diagram

图中:频率偏差经PI控制环节,输出到超前滞后环节,UVFC信号为电压频率控制信号,KVFC为频率偏差放大系数,TVFC为UVFC积分系数;调节超前滞后环节时间常数Ta、Tb可增大系统阻尼,在保证响应速度的情况下减小冲击信号。UVFC-max、UVFC-min为UVFC信号的最大、最小值,将UVFC的最大值与最小值取为±0.05 pu,以限制VFC控制器对电压质量的影响。UVFC信号与原始电压叠加得到ΔU*继续输入下垂控制环节。当系统频率降低时,频率偏差为负,UVFC信号为负,逆变器输出电压值减小,此时负荷所在母线电压降低,负荷有功功率减小,频率升高。

为避免VFC控制器输入波动信号频率过高引起的电压频繁波动,减少电压闪变。将调频信号划分为秒级的高、中频信号和分钟级的低频信号。将高频信号分配给具有快速调节能力储能系统,中频信号分配给VFC控制器,低频信号分配给响应较慢的柴油机。调频信号分配过程如图3所示。

图3 调频信号分配器Fig.3 Frequency modulation signal distributor

本文采用2个一阶低通滤波环节对频率波动信号进行分配。其中Td1及Td2分别为首次滤波及二次滤波的时间常数。频率偏差经过分配后各调频电源的出力为

式中:Δf(s)为频率偏差;G1(s)、G2(s)、G3(s)分别为储能系统、负荷控制器、柴油机的传递函数;ΔPB(s)、ΔPLf(s)、ΔPdi(s)分别为储能、负荷侧、柴油机的出力大小。

图4(a)为某电网1天的频率偏差,选取采样周期为1min。频率偏差进行离散傅里叶变换的结果如图4(b)。

柴油机组调频响应时间较慢,约为1 min到十几min,储能及VFC控制器的响应时间则在秒级。根据上图的分析,高频信号主要集中在0～0.003 Hz,0.003 Hz之后的频段范围内频率波动较为平缓,将频率分界点取为1/30 Hz、1/300 Hz,相应的滤波时间常数Td1及Td2为5 min及30 s。输入为阶跃信号时调频信号分配器输出情况如图5。

图4 电网频率偏差Fig.4 Grid frequency deviation

图5 阶跃信号下调频信号分配情况Fig.5 Distribution of FM signal down by step signal

3 仿真分析

光储微电网系统如图6所示,微电源容量见表1。光伏出力情况见图7。

图6 微电网系统Fig.6 Microgrid system

表1 微电源类型及容量Table 1 Micropower type and capacity

图7 光伏出力Fig.7 Photovoltaic power

3.1 VFC调频仿真分析

为验证VFC调频效果,采用DIgSILENT的仿真结果如图8。

图8 光伏出力波动时调频仿真结果Fig.8 Simulation results of frequency modulation when photovoltaic output fluctuates

图8(a)为系统频率变化曲线,光伏出力波动较大,引起系统频率持续波动,采用下垂控制方法时频率峰值49.98 Hz,谷值49.22 Hz,最大峰谷差0.76 Hz;采用VFC策略后,频率峰值49.99 Hz,谷值49.60 Hz,最大峰谷差0.39 Hz,频率波动幅度明显减小。图8(b)为储能系统所在母线电压变化曲线。加入VFC信号后,电压运行水平下降,但保持在0.95 pu以上,但明显2～3 s电压有2次突变。图8(c)为储能SOC变化情况,采用VFC策略SOC降低量减慢,使用VFC控制策略不仅能获得更平稳的调频效果,还能延长储能放电时间。

3.2 柴储荷协同调频策略仿真

为验证采用VFC策略调频后柴储荷协同调频策略的实际效果,采用DIgSILENT的仿真结果如图9所示。

图9 协同调频策略仿真结果Fig.9 Simulation results of cooperative FM strategy

图9(a)对比了不同初始SOC状态下,采用本文所提协同调频策略的仿真情况。储能的电量不同时将影响滤波时间常数Td2的大小,从而使储能出力及VFC出力发生改变。图9(b)为储能所在母线电压变化情况。为了减小频率偏差,VFC信号降低输出电压参考值,储能所在母线电压始终在0.95 pu附近波动。图9(c)为采用协同控制策略后的储能出力情况,图9(d)为储能SOC变化情况。由于SOC较高时储能提供更多的向上调频能力,因此在SOC为0.7时储能出力更多,SOC下降更快。

4 结论

本文利用微电网中负荷电压灵敏性特点,通过改变负荷侧电压改变负荷功率需求从而协助微电网频率调整的控制策略,仿真结果表明:

(1)VFC控制器利用负荷电压敏感性使电压参与调频,响应灵敏,为提高微电网频率稳定性提供了一种有效的解决方案,降低储能电池SOC放电速度。

(2)将调频信号分解为高、中、低频分配给储能、VFC控制器、柴油机,有利于提高VFC控制器的调频效果和延长储能工作时间。