分布式光伏接入对配网系统的暂态特性影响研究

陈 茜,周运斌,崔 涵,王海云,陈小月,王 卫,王方雨,郑智慧

(1.国网北京市电力公司电力科学研究院,北京 100075;2.国网北京市电力公司,北京 100031;3.武汉大学电气与自动化学院,武汉 430072)

0 引言

随着分布式光伏不断接入配电网,系统的负荷动态特性发生了极大改变[1-2],一方面,其动态响应与传统负荷完全不同,尤其是在电网发生故障时,可能会产生光伏脱网[3-4];另一方面,分布式光伏接入可能引起馈线的逆向潮流,原本的负荷节点在某些时间段或工况下会向电网输送功率,影响电网电压稳定[5]。

为了提高分布式光伏并网稳定性,除了在系统内增加储能装置[6-8]和无功补偿装置[9-10]外,一般要求光伏电站在电网发生电压跌落故障时,能够保证不脱网运行,并提供一定的无功支撑直至电网电压恢复至正常运行状态,即低电压穿越(Low Voltage Ride Through,LVRT)能力,该能力通过优化光伏并网逆变器的无功控制实现[11-12]。文献[13]提出了采用前馈控制策略改进光伏并网逆变器的低电压穿越控制,提高故障时的调节速度;文献[14]断开了电压外环的控制,双闭环控制系统变为由并网点电压跌落幅度决定的单电流控制,实现在LVRT过程中的无功支撑;文献[15]对单相光伏发电系统的LVRT进行了研究,很好地改善了并网电流的谐波问题;文献[16]考虑了通信延迟等因素对LVRT的影响。由于分布式光伏接入带来的潮流反向问题,光伏发电系统向配电网输送有功功率可能会引起电压升高超过电压规范[17-19],因此需要有相应的电压调整策略,即光伏逆变器的高电压穿越(High Voltage Ride Through,HVRT)控制。对光伏并网系统HVRT的相关研究较少,大多参考LVRT的控制策略,文献[20]利用小信号分析了电压升高期间的功率特性,提出了不改变有功功率,控制无功电流参考值的HVRT策略。然而,上述电压穿越控制策略均聚焦于理论分析和仿真验证,没有和实际逆变器故障运行响应进行对比和校验,难以直接应用于反映实际光伏电站及并网系统潮流情况的建模。目前,随着配电网结构日趋复杂,对光伏并网系统的故障响应能力要求日渐提高,光伏电站同时具备有效且符合实际的LVRT和HVRT能力对电网安全运行意义重大。

在研究分布式光伏自身动态特性的基础上,探究其接入配电网后对配网潮流的影响,需要根据配网结构及其他负荷特性进行建模。对于除分布式光伏以外的负荷模型,一般根据能够反映负荷电压和功率变化特征的数学模型来建立,分为静态负荷与动态负荷[21]。建立考虑分布式光伏接入的配电网电磁暂态模型,可以实现在配网侧发生电压跌落和升高时,光伏输出以及配网各母线潮流的暂态特性,为实际工程提供参考。

笔者从光伏并网系统详细模型及逆变器并网控制策略出发,研究了适用于低电压和高电压故障下,有功与无功解耦的逆变器保护控制策略,并基于逆变器实际电压穿越检测报告进行了检验。基于北京某分布式光伏电站及其接入的220 kV变电站110 kV侧参数和接线,使用PSCAD建立含光伏及动静负荷的配电网电磁暂态模型,分析辐照度变化时光伏出力和系统潮流,并实现了低电压穿越和高电压穿越故障下光伏对电网无功的调整。

1 光伏并网系统模型

单级型光伏并网系统拓扑结构见图1。光伏阵列发出直流电经三相逆变器和滤波器转化为工频交流电,再经过升压变压器输入电网。逆变器在正常运行下的并网通过对逆变器输出电流的控制实现,并通过坐标变换实现对输出有功、无功的控制,在系统发生故障时能够通过控制逆变器输出一定的无功功率以支撑电网,增强电力系统的稳定性。

图1 光伏并网系统拓扑结构

1.1 光伏电池阵列

光伏电池利用半导体材料的光电效应将太阳能辐射转化为电能,目前光伏发电系统广泛使用的光电转换器件多为硅光伏电池。理想光伏电池可以由产生光生电流的恒流源与正偏置二极管并联的等效电路来描述,同时应考虑电池本身损耗,等效为旁路电阻Rsh与串联电阻Rs。单个光伏电池的等效电路见图2[22],通过将单块电池进行串并联构成光伏电池阵列。

图2 光伏电池等效电路

图2中输出电压UL与输出电流IL的关系为

(1)

式中,Iph为光生电流,其数值取决于光伏电池面积与、光照幅值和本体温度;ID为二极管电流;I0为无光照时二极管的反向饱和电流;q为电子电荷量;A为常数,一般取1.3;k为玻尔兹曼常数;T为环境绝对温度。

由于公式(1)求解较为困难,工程中一般将其转化为采用标准测试条件(标准照度S=1 000 W/m2,标准温度T=25 ℃)下的短路电流Isc、开路电压Uoc、最大功率点处的电压Um和电流Im进行计算[23],见式(2)、(3)。其他工况下的Isc、Uoc、Um与Im由标准工况数据进行推算。

(2)

(3)

1.2 逆变器并网控制策略

逆变器在正常运行情况下的并网控制见图3。逆变器并网控制系统由直流电压外环和有功、无功电流内环构成,图中内环控制的电压电流参数均为标幺值。电压外环以光伏最大功率点跟踪(Maximum Power Point Tracking,MPPT)技术[24]得到的最大功率点处的电压Udc*为参考值进行PI控制,以稳定逆变器直流侧电压Udc。电流内环采用同步旋转坐标系下的双闭环控制策略,利用坐标变换将逆变器并网点的三相交流量(ua、ub、uc、ia、ib、ic)转换成同步坐标系下的d、q直流量(ud、uq、id、iq),逆变器有功输出由d轴电流控制,其参考值id*为电压外环的输出;逆变器无功输出由q轴电流控制,电流参考指令一般采用功率因数模式确定,功率因数根据场站调度指令确认,一般逆变器处于单位功率因数运行状态,即iq*取为0。电流内环输出信号经坐标变换及空间矢量脉宽调制(SVPWM)得到逆变器开关驱动信号S1…S6。

图3 逆变器并网控制策略

为实现坐标变换过程中对电网电压矢量的定向,通常加入基于电网电压基波的锁相环(PLL)技术,获得电压矢量的位置角θPLL,进行坐标变换。

1.3 逆变器保护控制策略

国网《光伏发电站接入电网技术规定》,35 kV及以上电压等级并网的光伏电站需具备高电压穿越(HVRT)和低电压穿越(LVRT)能力,具体要求见图4,并提出了故障穿越期间光伏电站注入电网的动态无功电流要求见式(4)。

图4 分布式光伏高/低电压穿越要求

(4)

在电压穿越过程中,为提高光伏发电效率和保证系统运行安全,应对有功输出的电流参考值有所要求。对低电压穿越故障,两种取值方式为定有功电流系数和定逆变器网侧电流方法,前者在不同省份和地区有不同的系数取值(如陕西电网要求低穿期间有功电流应为故障前的有功电流值的0.5～0.7倍),后者对逆变器网侧电流的限值一般要求限制在1.05倍额定电流以下,在d、q坐标系下,逆变器有功电流与无功电流参考值的关系见式(5)。高电压穿越期间,未脱网逆变器输出的有功功率应与故障前相同。故障穿越期间逆变器保护策略的整体流程见图5。

图5 故障穿越期间逆变器保护策略

id*2+iq*2≤1.05

(5)

2 含分布式光伏的负荷模型

2.1 综合负荷模型

传统负荷模型仅考虑静态负荷与动态负荷,其中静态负荷采用恒阻抗模型或多项式模型,动态负荷采用三阶感应电动机模型,静态与动态负荷按比例进行分配。考虑到电网配电线路和无功补偿设备的影响,有学者提出了考虑配电网的综合负荷模型(Synthesis Load Model,SML),并得到广泛使用。为进一步提高模型准确度,国内外学者提出多种改进模型结构,包括增加理想变压器、同步发电机等,能够较好地反映不同系统结构下的负荷动态特性。

2.2 含分布式光伏的负荷模型

随着分布式电源在配电网的广泛使用,配电网负荷特性发生改变,综合负荷模型无法对配电网动态特性,尤其是电网故障条件下的特性,进行准确描述,需要建立反映分布式电源特性的负荷模型。

本研究建立的负荷模型的并网点选取在110 kV高压母线处,针对配电网结构,考虑系统等值阻抗、输电线路模型及变压器模型;针对负荷,采用传统负荷模型与分布式光伏并网系统模型并联,形成综合负荷模型。传统负荷模型一般根据能够反映负荷电压和功率变化特征的数学模型来建立,传统负荷模型的静态负荷模型通常为代数方程,采用多项式模型,将负荷分为恒阻抗、恒电流和恒功率成分,在仿真中仅采用恒阻抗模型。动态负荷采用三阶感应电动机模型[25],等值电路见图6,Rs、Xs、Rr、Xr分别为定子绕组电阻、电抗和转子绕组电阻、电抗,Xm为励磁电抗,s为转差率。

图6 三阶感应电动机等值电路

基于北京地区某分布式光伏电站及其接入的220 kV变电站110 kV侧参数和接线,使用PSCAD建立等值至110 kV母线的配电网电磁暂态模型,拓扑图见图7,其中G为等值的110 kV电源,Z为恒阻抗负荷,IM为感应电动机,PV为图1所示的单级型工频隔离光伏并网发电系统,其中逆变器出口接缩放元件,实现多组光伏发电系统并联输出,PV1为一组额定功率为8 MW的光伏并网系统,PV2为一组3 MW的光伏并网系统。传统负荷模型仿真参数见表1,光伏并网系统参数见表2。

表1 传统负荷参数

表2 光伏并网系统参数

图7 含分布式光伏的配电网拓扑图

3 分布式光伏接入的配电网暂态特性

3.1 光照变化的扰动特性

光伏发电系统的输出功率受外界环境影响较大,尤其是光照条件。温度相同时,随辐照度增加,光伏电池最大输出功率增加,光伏并网系统输出功率增大,进而影响并网点潮流。仿真模拟了光伏电池辐照度变化时,光伏并网系统与110 kV并网点有功、无功变化,如图8所示,其中PV1设置图8(a)的辐照度变化,PV2保持1 000 W/m2辐照度不变。

图8 辐照度变化及各点潮流

辐照度改变,光伏电池板始终工作在最大功率点附近,PV1输出有功跟随辐照度变化,输出无功有较小波动;PV2输出功率无变化;110 kV并网点有功功率和无功功率因为有其他负荷接入,均显示为负值,表示电网向负荷输送功率,但有功无功变化趋势与PV1输出有功变化趋势一致。该模型能够描述分布式光伏接入配网的有功波动情况。

3.2 光伏并网逆变器故障电压穿越能力

为校验逆变器故障电压穿越能力,基于某公司额定容量500 kVA的光伏并网逆变器、国家能源太阳能发电研发(实验)中心的低电压穿越检测报告和中国电力科学研究院的高电压穿越检测报告,在PSCAD中搭建光伏并网逆变器进行模型验证。在70%重载、对称故障下设置电网电压跌落幅值分别为80%、60%、40%、20%;在80%重载、对称故障下设置电网电压升高幅值分别为18%、24%。仿真中采用图9所示电路对光伏逆变器进行故障电压穿越能力仿真,LVRT故障通过投切短路阻抗形成并网电压分压,HVRT故障通过投切电容器抬升并网电压。电压穿越检测报告与仿真模型的无功电流及有功输出见图10。

图9 光伏并网系统故障电压穿越测试原理

图10 光伏并网逆变器模型验证

逆变器无功电流在故障和故障恢复期间以及有功动态响应趋势与实际电压穿越检测报告基本一致;仿真中,理想情况下并网逆变器正常运行期间不发出无功,因此无功电流为0,而实际电压穿越测试中,由于并网逆变器接入的系统可能含有感性元件,会提供一定量的无功,因此无功电流监测值不为0。

电压对称跌落后,逆变器向系统注入一定的无功功率以支撑并网点三相电压恢复,输出有功有一定程度的降低以保证输出电流不越限;电压对称升高时,逆变器输出无功变为负值,即开始从电网系统吸收无功功率,输出无功基本保持不变。故障消失后,逆变器电压和有功功率能够迅速恢复至原稳定值,验证了光伏并网逆变器模型具备规定的故障穿越能力。

3.3 含光伏并网系统的配电网故障暂态特性

在图7的110 kV并网点处设置三相电压跌落和三相电压升高故障,持续时间0.5 s,母线电压有效值见图11、图13,PV1出口、PV2出口、各母线潮流见图12、图14。由图11、图13可知,配网侧发生故障,光伏及负荷侧母线电压跌落和升高幅值与配网侧基本相同,该故障条件使得光伏系统进入电压穿越保护控制,动态负荷和静态负荷消耗的功率也随之变化。

图11 母线电压跌落情况

图12 三相电压跌落故障各点潮流

图13 母线电压升高情况

图14 三相电压升高故障各点潮流

正常运行过程中,光伏系统基本不发出无功,在低电压和高电压故障过程中,PV1和PV2输出有功功率和无功功率见表3,无功功率为正表示向系统输出无功,为负代表吸收有功。

表3 故障期间光伏系统输出功率

仿真结果表明,故障过程中光伏系统的无功及有功输出变化与光伏保护控制策略的技术要求一致。分析仅接入动静负荷的10 kV 3号母线,电压跌落时,动静负荷消耗的有功和无功均减少,电压升高时,动静负荷消耗的有功和无功增加。由图12(f)及图14(f)可知,在电压跌落故障过程中,故障点即110 kV并网点的无功潮流增加5.4 Mvar,一方面静态和动态负荷由于电压跌落,无功消耗降低,另一方面,光伏系统在故障期间开启低电压穿越保护策略,为电网提供无功支撑。在电压升高故障过程中,故障点无功减少3.1 Mvar,约50%的无功由光伏系统吸收。该负荷模型能够有效反映在配网侧发生故障时,动静负荷及光伏系统的电磁暂态特性及其对配网的影响,光伏在进行高低穿控制后能够对电网无功进行有效调节,同时在容量范围内提供有功功率。

4 结论

分布式光伏接入配电网对系统运行及故障动态特性产生影响。笔者在理论上重点研究了光伏并网逆变器并网及保护控制策略,提出分别适用于低电压和高电压故障下,有功与无功解耦的逆变器保护控制策略,其中,低电压控制策略在提供无功支撑的基础上,需要考虑逆变器容量和发电效率因素,对有功输出采取限制措施。基于实际电压穿越检测报告进行检验,逆变器有功及无功动态响应趋势与检测报告基本一致,仿真模型运行符合电网实际情况。

根据北京某光伏电站实际数据,将传统综合负荷与光伏并网模型并联,建立考虑分布式光伏接入的配电网电磁暂态模型,仿真得到,辐照度改变条件下,光伏电池板始终工作在最大功率点附近,光伏系统输出有功跟随辐照度变化,模型能够描述分布式光伏接入配网的有功波动情况;对光伏并网系统进行故障电压穿越测试,验证光伏并网系统模型具备规定的故障穿越能力;对配网侧发生故障时系统的动态特性进行研究,得到该负荷模型能够有效反映故障条件下动静负荷及光伏系统的电磁暂态特性及其对配网的影响,光伏系统能够对电网无功进行有效调节。