光储联合发电系统站级功率控制器及其仿真研究

(中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司，陕西 西安 710075)

0 引言

大型并网光伏电站以“集中开发、高压接入、外送消纳”为主要特点。建设大型并网光伏电站是大规模集中利用太阳能的有效方式，随着光伏系统成本的持续降低和发电效益的不断提高，大型并网光伏电站具有广阔的应用前景。然而以光伏为代表的新能源电站的出力特性、网源协调性能与传统电源差异很大，大规模光伏发电并网会对电网产生一系列不良影响：光伏的间隙性出力引起电网电压波动，低故障穿越能力降低电网安全稳定裕度[1-3]。电网从自身安全运行角度出发，要求并网光伏电站具备一定的常规电源特性。电池储能具有响应速度快，充放电调节灵活的特点，储能辅助光伏电站响应电网运行指令，参与电站电压与频率调节，可提升光伏电站的可调度与可调节能力，光储联合发电系统是一种新型光伏电站设计方案。

当前，中小型光伏电站的站级功率控制主要由综自系统 (supervisory control and data acquisition, SCADA)、自动发电控制系统(automatic generation control, AGC)、自动电压控制系统 (automatic voltage control，AVC)与光伏逆变器集群联合实现，其中，SCADA系统实现光伏组件、逆变器、变压器和配电系统等主要设备运行状态监控、电站内各计量点信息采集，完成信息上报；AGC系统实现有功功率分配与控制；AVC系统实现无功功率分配与控制；光伏逆变器控制光伏组件实现最大功率跟踪控制(maximum power point tracking，MPPT)与定功率控制。光伏逆变器在容量富余条件下也可向电网提供一定的无功功率。由于光伏出力受光照变化、云层遮挡等自然条件影响，间歇性的光伏出力显著降低了光伏电站响应电网指令、参与电网频率/电压调节的能力。近些年来，随着电网对光伏电站自身有功/无功控制能力、故障穿越能力的不断提升，越来越多的国外大型光伏发电项目配置了站级功率控制器(power plant controller, PPC)[4-5]。

1 大型光储联合电站典型结构

国内外电网对光伏电站有功/无功控制能力、并网功率因数、参与电网频率电压调节，故障穿越能力等方面均做出了一定限值要求。大型光伏电站为了更好的满足上述要求，一般配置有储能系统与无功补偿装置，大型并网光储电站的典型拓扑结构如图1所示，主要由光伏系统(包括光伏组件、光伏逆变器以及就地升压变等主要设备)、储能系统(包括储能电池、储能逆变器以及就地升压变等主要设备)、无功补偿装置(包括并联电容器组FC、静止无功发生器SVG等)、中低压配电系统等组成。其中，储能系统可以集中形式接入交流中压母线，也可以分散形式接入光伏逆变器直流侧与光伏系统合用光伏逆变器，为了增加储能系统的运行灵活性、方便现场运维与巡视检修，储能系统多采用交流中压集中接入形式；无功补偿装置一般并接于交流中压母线；光储电站联合出力通过主变升压后实现并网。

图1 大型光储联合电站典型接线示意图

配置站级功率控制器PPC的光储联合电站与传统光伏电站性能对比见表1所示，通过PPC可以实现光储联合电站的整体控制，有效提高电站有功无功出力控制与调节能力、故障穿越能力，提升电站运行灵活性，并降低电站弃光率。

表1 传统光伏电站与配置PPC的光储联合电站性能对比

2 站级功率控制器PPC功能与结构

2.1 站级功率控制器PPC功能

根据电网对光伏电站的运行要求，站级功率控制器PPC的主要功能可以分为以下四类：定功率控制(或跟踪计划出力)、爬坡率控制(或平滑出力波动)、有功/频率调节、无功/电压调节，如图2所示。需要说明的是，最大功率跟踪控制主要涉及光伏系统自身，目前多由光伏逆变器及其就地控制器实现。

图2 站级功率控制器PPC主要功能示意图

2.1.1 定功率控制(跟踪计划出力)

定功率控制(或跟踪计划出力)是光伏电站一种典型运行方式，光伏电站根据功率预测向电网调度上报发电预测曲线。电网调度结合光伏预测曲线与负荷预测曲线进行修正后，向光伏电站下达出力指令并对光伏电站实时出力进行考核。传统光伏电站的定功率控制由下级光伏逆变器设定光伏组件运行点而实现，但由于光伏出力受光照、温度等自然因素影响，光伏电站有功出力不受控，定功率控制效果不佳。光储联合发电系统站级功率控制器PPC可通过灵活控制储能系统充放电，协调光伏与储能出力，完成电站的定功率控制，实现跟踪计划出力目标。

2.1.2 爬坡率控制(平滑出力波动)

爬坡率控制(或平滑出力波动)是提升光伏电站并网电能质量的有效手段，针对传统光伏电站间歇性、波动性的出力特点，国内外电网对光伏并网波动性提出了要求[6-9]，如表2所示。储能系统响应速度快，可快速平抑光伏出力波动，光储联合发电系统站级功率控制器PPC通过相关控制算法(如滤波控制算法、滑动平均算法或模型预测算法等)，实现储能出力的快速计算与指令下达，完成电站的爬坡率控制，实现平滑出力波动目标。

表2 各国电网对并网光伏电站的爬坡率限值

2.1.3 有功/频率调节

有功/频率调节是指光伏电站响应电网需求，快速控制自身有功出力以参与电网频率调节。国内外电网对光伏电站参与电网频率调节均提出了相应要求[3-6]，如表3所示。以我国为例，电网要求光伏电站在49.5 Hz至50.2 Hz频率区间内保持并网连续运行，当系统频率高于50.2 Hz时保持并网2 min，当系统频率在48 Hz至49.5 Hz区间时保持并网10 min。传统光伏电站通过提升光伏逆变器的频率耐受性以满足电网频率限值要求，但当参与电网频率调节时，工作于MPPT模式的光伏电站的有功备用容量低，且无法参与频率上调任务。光储联合发电系统站级功率控制器PPC通过控制储能提升电站整体有功调频备用容量，可以根据有功/频率下垂特性主动参与电网频率的双向调节，维持电站并网点的频率稳定。

表3 各国电网对并网光伏电站的频率要求

2.1.4 无功/电压调节

无功/电压调节具有两部分含义：正常状态下无功/功率因数调节与故障状态下的无功/电压调节。大多数国家的电网要求光伏电站功率因数在±0.95区间可调，即要求光伏电站在并网点具备约30%装机视在功率的独立无功调节能力。工作于MPPT模式的传统光伏电站的无功能力受限，导致参与并网点功率因数调节能力较低。此外，在电网故障状态下，国内外电网对光伏电站运行要求如图3、表4所示[6-9]，各国均要求光伏电站具备一定的低压电穿越能力，并在故障状态下能够向电网注入无功功率以支撑电网电压的恢复。

图3 光伏电站典型低电压穿越要求曲线

表4 各国电网对并网光伏电站的电压支撑要求（故障状态）

光储联合发电系统可通过配置电容器组等固定投切式无功设备以补偿电站内部变压器、中低压电缆线路产生的无功损耗，配置SVG等无功连续可调设备进一步增加电站的无功调节能力。站级功率控制器PPC可以根据无功/电压下垂特性主动参与电网电压调节，同时协调电站内部电容器组FC、静止无功发生器SVG、储能系统无功出力，灵活调节并网点功率因数，维持并网点电压稳定。

2.2 站级功率控制器PPC结构

大型光储联合发电系统的控制系统结构如图4所示，主要由SCADA系统、光伏逆变器就地控制器RTU、储能能量管理系统EMS、电容器组就地控制器、SVG就地控制器及站级功率控制器PPC组成。

站级功率控制器PPC是整个电站的核心控制单元，负责整个电站内光伏系统、储能系统与无功补偿装置之间的协调控制，PPC具有与电网调度的通信接口，接收电网调度下达的有功/无功指令(或频率/电压指令)，通过系统内置的相应算法，将电网指令分解后分别下达给光伏系统、储能系统与无功补偿装置；SCADA系统采集整个电站各功能系统的实时运行参数，监视各功能系统的实时运行状态，并向PPC提供所需信息，PPC给出运行决策，控制电站异常设备及时退出运行。各系统就地控制器负责接收PPC运行指令并向SCADA上报各系统运行参数与状态。

图4 站级功率控制器PPC结构

3 站级功率控制器PPC仿真研究

3.1 站级功率控制器PPC控制策略

利用PSCAD/EMTDC电磁仿真软件，对大型光储联合发电系统的站级功率控制器PPC的定功率控制及爬坡率控制功能进行了仿真验证，PPC的仿真控制策略如图5所示。

图5 光储联合电站定功率控制及爬坡率控制控制框图

交流并网型光储联合电站的运行目标可分为平滑功率波动与跟踪计划出力2类。光储联合发电系统的有功出力控制如图5所示。假定光伏组件追踪最大功率点运行以实现最大发电量，在辐照度G下光伏场有功出力为Psolar，将Psolar经一阶惯性环节后的变化量作为储能的平滑功率波动目标值Psmooth。将调度计划指令值Psch与Psolar的差值作为储能的跟踪计划出力目标值Ptrack，通过模式选择开关切换储能运行目标。考虑到降低储能动作次数以延长寿命，设置储能启动死区。将目标功率值Pdif与储能出力值Pb的差值进行PI控制。考虑储能的实时荷电状态SOC，当计算的储能拟出力值将导致储能荷电状态SOC越限时，控制储能停止出力以保护电池，否则将储能有功出力参考信号Pb_ref送入储能控制单元。

3.2 站级功率控制器PPC运行仿真

某大型光储联合发电站总装机容量为240 MW，其接线示意如图6所示。其中，光伏电站装机容量为200 MW，由200个1 MWp光伏子阵组成，每4个光伏子阵设置1台4 MVA 0.65/35 kV升压变将光伏子阵出口电压升至35 kV，随后通过集电线路汇流，在汇集站经35 kV/220 kV主变压器升压后并入电网；根据大规模新能源电站储能容量规划与仿真建模方法[10-11]，配置储能功率为风电场装机功率的20%，储能时长为0.5 h，即电池储能容量为40 MW/20 MWh。电池储能系统由20个容量为2 MW/1 MWh的储能单元组成，储能在汇集站主变压器35 kV侧接入系统；此外，在35/220 kV升压站内配置SVG无功补偿装置。

图6 光储联合发电系统接线示意图

3.2.1 爬坡率控制仿真结果

在爬坡率控制模式下，光储联合电站仿真时长定为20 s，仿真步长Δt为10μ s。控制太阳辐照度在900 W/m2附近以±200 W/m2随机变化，以模拟自然工况。站级功率控制器PPC控制光伏系统工作于最大功率跟踪MPPT模式以最大限度利用太阳能，同时实时控制储能出力，以最大限度减少光储联合出力爬坡率，平抑光伏间歇性波动。

光储联合出力在爬坡率控制模式下的仿真结果如图7所示，当t=0.5 s时启动光伏系统，光伏出力随光照波动而波动，光伏出力与光照变化对应良好，光伏出力在[150 MW, 200 MW]之间波动。储能在光伏波峰时充电，在光伏波谷时放电，使得光储联合出力波动率降低，在仿真20 s内，储能荷电状态SOC在初始值80%附近小幅变化。结果表明：通过站级功率控制器PPC的协调控制实现了光储联合出力的爬坡率控制。

图7 爬坡率控制模式下光储联合电站出力仿真

3.2.2 定功率控制仿真结果

在定功率控制模式下，光储联合电站仿真时长仍为20 s，仿真步长Δt为10μs。控制太阳辐照度在900 W/m2附近以±200 W/m2随机变化。设定电网调度指令为170 MW，站级功率控制器PPC控制光伏系统工作于最大功率跟踪MPPT模式以最大限度利用太阳能，同时实时控制储能出力，使得光储联合出力最大限度跟踪电网调度指令值。

光储联合出力在定功率控制模式下的仿真结果如图8所示，当t=0.5 s时启动光伏系统，在t=2～4 s时段光伏出力随光照下降而下降，站级功率控制器PPC控制储能快速放电以弥补功率缺额，在t=4～20 s时段光伏出力高于电网调度指令，站级功率控制器PPC控制储能持续充电，并根据光伏出力实时调整储能充电功率。在仿真20 s内，储能荷电状态SOC在初始值80%附近小幅变化。结果表明：通过站级功率控制器PPC的协调控制功能，实现了光储联合出力的定功率控制。

图8 定功率控制模式下光储联合电站出力仿真

4 结语

光储联合发电站是一种新型并网光伏电站设计方案，通过在光伏场站配置储能系统与无功补偿装置，可以有效提升电站可调度性。光储联合发电系统通过站级功率控制器PPC实现电站内部光伏、储能与无功补偿装置的协调控制，实现定功率控制、爬坡率控制、有功/频率调节、无功/电压调节等功能，同时提升电站在故障状态下的穿越能力。仿真结果表明：通过预先设置PPC控制逻辑算法，光储联合发电系统可以实现出力可控与调度灵活。