光伏虚拟同步发电机工程应用效果分析及优化

巩 宇, 王 阳, 李 智, 史学伟, 宋 鹏, 杨伟新, 韦 徵

(1. 国网冀北电力科学研究院(华北电力科学研究院有限责任公司), 北京市100045; 2. 风光储并网运行技术国家电网公司重点实验室, 北京市 100045; 3. 国网新源张家口风光储示范电站有限公司, 河北省张家口市 075000; 4. 南瑞集团(国网电力科学研究院)有限公司, 江苏省南京市 211106)

0 引言

中国光伏发电装机容量增长迅猛,至2016年累计光伏装机容量已达77.42 GW,位居世界首位,较2015年增长124%,光伏发电作为未来电力系统的主力电源之一已成为必然。并网光伏发电系统通过逆变器等电力电子装置与电网相连,虽然暂态响应速度快,但其基本不具备惯性和阻尼,无法支撑电网的一次调频[1-2]。大规模光伏并网势必会降低电力系统的惯量和阻尼[3-5],使电网鲁棒性变弱[6-8]。虚拟同步发电机(virtual synchronous generator,VSG)技术通过模拟同步机的运行特性,能够增强系统稳定性,正在成为在光伏高渗透率并网场景下,提升系统稳定运行能力的有效方案之一[9-10]。

目前国内外对光伏虚拟同步发电机(photovoltaic virtual synchronous generator,PV-VSG)的研究主要集中在微电网应用和控制策略方面[11-16]。文献[11]将基于转子运动方程的VSG控制策略应用于孤网储能电压源型逆变器中,对VSG控制策略的参数整定、零起升压时间优化、多个子微电网的同期并列装置优化进行了详细论述。文献[12]注意到相比于储能系统，光伏电源具有时变性和功率有限性,针对单台PV-VSG运行场景,提出了并网和离网模式下的控制策略,并进行了仿真验证。文献[13-14]研究了光伏独立供电、光伏与水电联合供电及两种模式间的无缝切换,通过微电网的实际运行验证了控制策略的有效性。文献[15]针对微电网控制运行策略,提出了一种自适应虚拟转子惯量的VSG控制算法,并进行了仿真验证。文献[16]分别根据同步发电机转子运动方程和励磁调节系统设计了有功频率和无功电压控制算法,并在MATLAB中搭建仿真模型对算法进行验证。目前未见国内外对于PV-VSG在大电网中的工程应用及效果的实证分析。

2016年,国家电网公司在张北风光储示范电站开工建设了首个应用于大电网的VSG示范工程,探索多种实现方式和技术路线的可行性与经济性,初步完成24台共12 MW光伏逆变器的虚拟同步机技术改造工作。

本文从理论分析、现场实测数据对比等方面对该工程所采用的两种控制策略的调频性能进行研究;针对现场实测结果中出现的性能缺陷,提出了两种优化后的控制策略,并通过半实物仿真验证其有效性。

1 PV-VSG的控制策略和实现方式

1.1 PV-VSG的拓扑结构

PV-VSG的拓扑结构如图1所示,在传统光伏发电单元的直流母线上并联由DC/DC和储能电池组成的储能单元。VSG控制系统持续检测并网点频率,当发生频率扰动时,通过控制储能单元的DC/DC和光伏逆变器的功率输出,实现主动调频。

图1 单元式PV-VSG拓扑结构Fig.1 Topology of unit-type PV-VSG

张北VSG示范工程采用了模拟转子运动方程和改变功率给定值两种控制策略对光伏逆变器进行改造,两种控制策略分别采用50 kW×30 min锂离子电池、50 kW×15 s超级电容作为储能电池。

1.2 主动调频控制策略

模拟转子运动方程和改变功率给定值两种控制策略均以目前新能源发电设备广泛采用的矢量控制为基础,通过在d,q轴电流分量id,iq的控制环中加入与电网频率f相关的附加控制量,实现主动调频控制。

改变功率给定值控制模型下:

(1)

(2)

(3)

Pe=VdcIboost_ref

(4)

式中:ΔPTj为虚拟惯量调频功率;ΔPKf为一次调频功率;Iboost_0为初始电流给定值;Iboost_ref考虑调频后的电流参考值;f0为额定频率;f为电网频率;PN为逆变器额定功率;Δf为电网频率变化量;Δt为对应电网频率变化的时间;Vdc为直流母线电压;Pe为VSG电磁功率,即VSG交流侧实际输出功率。

Tj表征VSG模拟传统同步机惯性时间常数的特征参数，有

其中J为VSG的转动惯量，ω0为系统额定角速度。

Kf为有功调频系数,表征在调频工况下,VSG支撑的有功功率与频率变化量的比值，有

模拟转子运动方程控制策略包括式(5)的模拟调频控制器模型和式(6)的同步发电机本体模型两部分[17]。

Pm=Kω(ω0-ωg)+Pref

(5)

(6)

式中:Kω为同步发电机调差系数;Pm为机械功率,指VSG原动机功率;Pref为初始有功功率给定值;ω为VSG内部生成的角速度;ωg为电网角速度;KDp为阻尼系数;θ为电角度;θg为电网相角;δ为功角；Vt为机端电压;E为内电势；X为定子阻抗；idcref为d轴电流参考值。

该控制方式以储能单元和光伏当前功率作为原动机功率,控制策略中引入了阻尼系数KDp,通过模拟转子运动方程生成VSG的内电势角度θ,结合锁相环得到的电网相角θg,计算得到功角给定调频电磁功率,并基于电压电流双闭环控制实现调频支撑。

两种控制策略的控制框图见附录A图A1和图A2。

改变功率给定值和模拟转子运动方程两种控制策略原理不同,会在以下两个方面导致支撑效果的差异。

1)调频启动时间。与模拟转子运动方程控制策略相比,采用改变功率给定值控制策略的PV-VSG需要计算频率变化率,进行锁相环采集和频率滤波,此过程需要至少5个工频周期共100 ms,导致虚拟惯量调频启动时间相对较长,对调频响应速度不利。而采用模拟转子运动方程控制方式的PV-VSG惯量启动时间更快。

2)并网振荡风险。模拟转子运动方程控制策略模拟同步发电机的二阶模型,并网系统的阻尼比与控制参数中的惯性时间常数、阻尼系数相关。若惯性时间常数和阻尼系数的整定失配,将弱化并网系统的动态响应特性,甚至出现负阻尼的情况,造成功率振荡;而改变功率给定值控制策略,没有一阶惯性环节,直接输出功率参考值,惯性时间常数对系统稳定基本没有影响。

1.3 示范工程整机调频实现方式

由于示范改造的两类PV-VSG所配置的储能单元、调频支撑幅值、光储协同方式不同,整机调频实现方式存在以下三点差异。

1)调频支撑方式

示范工程采用的两种PV-VSG改造方案均在直流侧配置储能电池以提供调频有功支撑,但光储协调控制逻辑存在差异:在调频工况下,模拟转子运动方程控制策略配备的锂电池单元优先响应调频,既可放电以提供有功支撑,又可充电以吸纳交流侧输出功率;当电网频率升高,锂电池单元充电功率小于调频功率需求时,将降低光伏功率以满足调频需求,光伏功率可降至10%PN。而改变功率给定值控制策略所配备的超级电容在电网频率上升时不动作,只靠光伏侧降低功率响应调频,光伏侧功率最多可降低20%PN;当电网频率降低时,储能单元提供功率支撑,光伏侧不动作。

2)储能单元配置

项目采用的两种电池类型各有优劣，锂电池具有相对成本低、比能量高、维护工作量大等特点,超级电容具有高倍率充放电、低温耐受性好、循环寿命长、维护工作量小等特点。同样成本下,锂离子电池满功率支撑时间可达到30 min,而超级电容满功率支撑时间只有15 s,支撑时间过短,无法弥合1～2 min的一、二次调频时间间隔,可能造成电网频率的再次跌落。

3)惯量响应死区

改变功率给定值控制策略通过计算3至5个工频周期内频率变化率的平均值，为防止电网电压存在负序分量,导致锁相环频率测量的异常波动,引起频率测量误差和调频功能的频繁启动,采用该策略的PV-VSG设置了0.3 Hz/s的频率变化率死区。死区的存在,可能会导致实际电网频率变化率未超过死区时系统无法提供惯性调频支撑的问题,采用模拟转子运动方程控制策略的PV-VSG,在任意工况下均可提供惯性调频支撑。

2 基于现场实测的VSG调频特性对比分析

根据国家电网公司正在制定的单元式PV-VSG技术要求与实验方法企业标准，PV-VSG虚拟惯量响应时，最大有功功率增量不低于10%PN，响应时间不大于500 ms，有功功率误差不大于±2%PN；一次调频响应时，当系统频率下降时，有功调节量达到10%时可不再增加;当系统频率上升时，有功调节量达到20%PN时可不再减小，一次调频启动时间应不大于3 s，响应时间应不大于12 s，调节时间不大于30 s，有功功率调节误差不应超过±2%PN。按此标准，进行后续研究。

2.1 调频特性对比分析

光伏逆变器装机容量PN=500 kW,设置Tj=5 s,Kf=20,此时PV-VSG具有响应虚拟惯量和一次调频的能力。现场测试工况如图2中电网频率变化曲线,电网频率先以斜率-0.5 Hz/s从工频降低至48.1 Hz,持续一段时间后以斜率0.5 Hz/s恢复至工频;以斜率0.5 Hz/s升高至51.4 Hz,持续一段时间后以斜率-0.5 Hz/s恢复至工频。现场测试工况曲线见附录A图A3。

图2 两种控制策略下的PV-VSG响应 调频典型实测曲线Fig.2 Typical measured frequency regulation curves of PV-VSG with two control strategies

图2中还可见PV-VSG调频实测曲线。当电网频率由50 Hz降低到48.1 Hz,两种控制策略均由储能单元支撑有功50 kW,图2(a)中锂电池支撑功率持续1 min,直到电网频率恢复,图2(b)中超级电容支撑15 s后停止放电,当电网频率恢复后超级电容立刻进入充电状态。

当电网频率由50 Hz升高到51.4 Hz,由式(2)计算可知稳态时PV-VSG理论上应降低功率280 kW。如图2(a)所示,现场实测工况下模拟转子运动方程控制策略共降低功率288 kW,其中储能单元吸收功率50 kW,光伏功率降低238 kW;图2(b)中改变功率给定值控制策略仅光伏功率降低105 kW,而储能单元不动作,VSG总功率降低105 kW,满足国家电网公司正在制定的标准中VSG响应调频功率下降20%PN后就可不再继续下降的要求。

电网频率下降至48.1 Hz时,两种控制策略的一次调频性能参数见表1,可以看出在频率降低的工况下,两种控制策略各项性能指标均满足电网调频要求。

表1 频率下降至48.1 Hz的PV-VSG调频参数Table 1 PV-VSG parameter when grid frequency drops to 48.1 Hz

2.2 惯量响应特性对比分析

设置Tj=5,Kf=0,此时VSG仅响应虚拟惯量,测试工况如图2(b)所示,由式(1)可知,当电网频率以df/dt=0.5 Hz/s变化时,VSG输出功率应降低功率25 kW;电网频率变化率为df/dt=-0.5 Hz/s时,VSG应支撑功率25 kW。

模拟转子运动方程控制策略虚拟惯量响应调频过程为:电网频率下降时,储能单元支撑24.6 kW,电网频率上升时,储能单元吸收25 kW;改变功率给定值控制策略虚拟惯量响应调频过程为:电网频率上升时,光伏功率降低25 kW,电网频率下降时,储能支撑有功25 kW。两种控制策略惯量响应调频实测曲线见附录A图A4。

对惯量响应曲线进行分析,模拟转子运动方程控制策略惯量启动时间为76 ms,响应时间为256 ms,功率误差为0.08%PN;改变功率给定值控制策略惯量启动时间为100 ms,响应时间为404 ms,功率误差为0。两种控制策略虚拟惯量响应均满足电网调频要求,且模拟转子运动方程控制策略惯量响应速度更快。两种控制策略的惯量调频性能参数见附录B表B1。

2.3 振荡风险对比分析

由VSG控制策略可知,影响VSG调频功能的控制参数主要包括有功调频系数、惯性时间常数和阻尼系数,因此对比分析上述控制参数在不同整定值下对VSG调频能力的影响。与电流控制型VSG相比,不同有功调频系数只表现为稳态一次调频功率的不同,所以此处主要考察惯性时间常数Tj和阻尼系数KDp对调频动态过程的影响。

1)惯性时间常数

电网频率以由50 Hz降低到48.1 Hz,阻尼系数设置为80,设置Kf=0,Tj分别设为5,6,8,10,15,20 s,考察不同惯性时间常数对PV-VSG调频动态响应的影响。

不同惯性时间常数下PV-VSG调频动态曲线如图3所示。由图3(a)可知,对于模拟转子运动方程控制策略,在阻尼系数恒定的情况下,随着惯性时间常数增大,动态响应过程变长,当惯性时间常数过大时,可能会出现振荡现象;Tj=20 s时,VSG惯量响应调节时间达到1.2 s,振荡最大幅值为40 kW;而对于改变功率给定值控制策略的PV-VSG,惯性时间常数不同对调频动态过程基本无影响,如图3(b)所示,Tj=5,20 s时,两条调频曲线动态过程基本接近,均没有出现明显的欠阻尼和振荡。

图3 不同惯性时间常数下现场实测调频曲线Fig.3 Measured frequency regulation curves under different inertial time constants

2)阻尼系数

设置Kf=20,Tj=5 s,KDp=50,80,150(N·m·s)/rad,当电网频率由50 Hz阶跃到49.9 Hz,考察阻尼系数对PV-VSG调频动态响应的影响。

对于模拟转子运动方程控制策略,阻尼系数的影响规律与惯性时间常数产生的效果相似,小的阻尼导致功率超调变大,稳态调节时间变长,严重时甚至可能出现功率振荡。由图4可知,在模拟转子运动方程控制策略下,当阻尼系数KDp分别为50,80,150(N·m·s)/rad,超调量分别为0.88Pe,0.75Pe和0.43Pe,阻尼系数越小,调频动态过程越长,KDp=50(N·m·s)/rad时调节时间为670 ms,远长于另外两条曲线。而改变功率给定值控制策略未引入阻尼系数,VSG功率直接响应虚拟惯量与一次调频功率的计算值,不会发生振荡现象。改变功率给定值控制策略虚拟惯量曲线见附录A图A5。

图4 不同阻尼系数下的实测调频曲线Fig.4 Measured frequency regulation curves under different damping coefficient

3 不同控制策略的缺陷与优化

在实验室搭建了RT-LAB硬件在环半实物仿真平台,其由硬件实物和数字仿真模型两部分组成。其中数字仿真模型为PV-VSG的主电路部分,包括光伏方阵、逆变器主电路和电网模型,硬件实物为工程现场实际采用的控制器。两部分通过模拟/数字接口实现信号的交互。附录A图A6,图A7分别为RT-LAB硬件在环仿真平台示意图与实物图。

依托半实物仿真平台,首先对现场测试工况进行了复现,验证了平台的准确性。在此基础上,通过模拟PV-VSG在实际运行中可能遇到的典型、特殊、极端工况,验证这两种控制策略的可靠性与合理性。

通过现场实测和半实物仿真,共发现调频控制逻辑错误、光储协调控制不当、调频支撑能力不足、控制参数整定不合理四大类、共12个技术问题,并完成了闭环优化。

VSG控制逻辑及参数整定方面已有文献报道[18-20],本文重点针对光伏可用功率不参与调频和光储协调控制问题进行分析和优化。

3.1 VSG功率深度利用策略优化

常规光伏逆变器通常采用最大功率点跟踪(MPPT)运行方式以获得最大出力。当系统功率过剩时,光伏电站接收自动发电控制(AGC)指令进入限功率状态,此时功率与MPPT点功率之间的差值定义为调频可用容量,本文介绍的两种调频控制策略对这一容量的利用考虑不足。

限功率工况下PV-VSG调频曲线如图5所示,MPPT点功率为467 kW,限功率到245 kW后,电网频率下跌,PV-VSG仅由储能单元响应调频支撑功率50 kW,持续15 s,光伏可用容量并未加以利用。

图5 限功率器工况下PV-VSG调频曲线Fig.5 Frequency rugulation curves of PV-VSG in limited power condition

本文对上述策略缺陷进行优化,基本的控制原理如下所述。

1)运行状态判断

当电网频率下跌时,逆变器接入的光伏电源存在两种运行状态:限功率状态和MPPT运行状态。VSG需对逆变器所处运行状态进行判断。

由光伏阵列P-V输出特性曲线可知,限功率状态下直流母线电压Udc大于MPPT点电压Udc-mppt[12];当电网频率下跌时,逆变器控制直流母线电压向电压减小的方向扰动,若输出功率增大,则此时逆变器处于限功率状态。其他情况下,判定逆变器处于MPPT运行状态。

2)VSG输出功率

电网频率跌落时,VSG主动调频应支撑功率ΔP,其中储能单元优先支撑功率Pbat,调频功率缺额P′=ΔP-Pbat由光伏提供。

①当逆变器处于MPPT运行状态,光伏不响应调频,光伏功率Ppv=Pmppt,VSG输出功率为Ppv+Pbat。

②当逆变器处于限功率状态,光伏功率为Ppv,若Ppv+P′≥Pmppt,VSG输出功率为Pmppt+Pbat;若Ppv+P′

VSG功率深度利用策略优化原理图见附录A图A8。

优化后策略采用功率电流双环控制策略实现上述控制原理,控制框图见附录A图A9。

当电网频率偏差超出频率死区后,储能系统会迅速输出调频功率Pbat;响应调频功率参考值Pref与交流侧实际输出功率P作差后经PI转换输出Idref进入电流内环,经变换后输出PWM波驱动逆变器输出调整后功率Pout,此时会出现两种情况。

1)Idfdb=Idref,则逆变器输出功率值为Pout=Pref。

2)始终Idfdb

将优化后策略在RT-LAB仿真平台进行验证。PV-VSG采用基于模拟转子运动方程控制策略,设置光伏电源MPPT点功率为410 kW,调频前限功率到200 kW,Tj=5,Kf=20,在150 s时,系统频率以0.5 Hz/s降低至49.5 Hz,180 s时频率恢复,PV-VSG调频功率曲线如图6所示。

图6 PV-VSG功率深度利用策略调频曲线Fig.6 Frequency regulation curves of PV-VSG using deep utilization control strategy

根据理论计算,当频率降低至49.5 Hz时PV-VSG应增加有功100 kW。150 s频率降低时,储能单元输出50 kW有功功率,光伏出力由200 kW增加为250 kW,PV-VSG总输出功率增加为300 kW,与理论有功支撑幅值一致;在168 s时,储能单元闭锁,此时光伏单元立即增加调频功率,补充由于储能单元闭锁造成的功率缺失,PV-VSG输出总功率维持不变,始终满足电网调频需求。可见,本文提出的控制策略能够有效利用光伏可用容量。

3.2 VSG光储协调调频控制

采用模拟转子运动方程控制策略的PV-VSG的DC/DC与DC/AC为对等控制,两者各自拥有独立的控制器。当电网频率偏差超过死区时,两控制器通过各自锁相环检测到频率变化,模拟转子运动方程控制策略跟随电网角速度的变化计算应支撑的功率值,DC/DC迅速响应频率输出有功Pbat,如图7中储能功率曲线所示。

图7 模拟转子运动方程控制策略光储协同调频曲线Fig.7 Frequency rugulation curves of coordinating PV and energy storage based on swing equation control strategy

而采用功率电流双环控制的DC/AC锁相环节需计算几个周波的频率均值,造成调频启动时间滞后,如图7中A处所示,导致光储调频不协调。

当锁相环检测到电网频率恢复后,DC/DC立刻响应频率变化,储能功率恢复至0 kW,由于DC/AC调频响应启动时间较长,此时DC/AC并对频率变化做出反应;由于DC/AC采用功率外环控制,当检测到交流出口侧功率升高了Pbat,为保证交流出口侧功率不变,光伏出力降低了Pbat,如图7中B处所示。

由上述分析可知,图7中A,B处两个VSG出力异常现象的原因分别是:①由DC/DC和DC/AC启动时间不同;②DC/AC调控交流出口侧功率。

本文提出了优化方案:①在DC/DC调频响应启动前加30 ms延时,促使其与DC/AC的频率响应同步;②DC/AC由原来调控交流出口侧功率改为调控光伏直流侧功率,引入直流功率前馈环节,加快调频功率控制响应速度。控制框图见附录 A图 A10。

在RT-LAB半实物仿真平台进行效果验证,测试结果显示:DC/AC功率响应滞后现象大为改善;在电网频率恢复阶段,光伏已没有支撑反向功率现象。优化后光储协同调频仿真曲线见附录A图A11。

4 结语

本文对张北风光储示范电站应用于大电网的虚拟同步发电机示范工程所采用的两类PV-VSG调频控制策略进行了理论分析、现场实测数据对比、控制策略优化与效果验证闭环研究,得到如下结论。

1)模拟转子运动方程和改变功率给定值两种控制策略均能满足电网实际调频需求,但在光储协调控制、运行模式切换等方面仍存在一定的工程实用化问题,需经过检测及闭环优化后,将基本可具备推广应用条件。

2)模拟转子运动方程控制策略惯量响应时间为76 ms,快于改变功率给定值控制策略,但存在由于阻尼参数设置不当导致的振荡风险。

3)在工程采购成本相同的情况下,相比于超级电容作为储能调频单元,采用锂电池可使调频支撑时间从15 s延长至30 min,考虑到储能单元的调频支撑时间和功能综合应用,建议采用锂电池作为储能单元。

4)针对工程实测发现的控制问题,提出光伏虚拟同步机功率深度利用、直流功率反馈的光储协调控制优化策略,硬件在环仿真结果表明该策略解决了限功率工况下光伏备用容量无法参与调频、光储协调控制过程功率响应异常的控制缺陷,具备工程应用可行性。

本文仅从满足电网基本调频需求和工程运行经济性角度对两类PV-VSG控制策略的单机性能开展了一些研究。对于其并网稳定性、高频谐振风险及抑制、多机并联等方面问题仍有大量的工作需要深入研究。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

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巩 宇(1989—),男,通信作者,硕士,工程师,主要研究方向:新能源发电与检测技术。E-mail： gongyuustb@foxmail.com

王 阳(1987—),男,硕士,工程师,主要研究方向:新能源电站运维与管理。E-mail: fgc-wangyang@126.com

李 智(1986—),男,硕士,高级工程师,主要研究方向:新能源发电技术与并网检测。E-mail: lizhi18688575@126.com