段正陽，李 冰，黃 珣，陳 鑫，耿曉超，張善峰，嚴(yán)干貴

（1.冀北電力有限公司 工程管理分公司，北京 100070；2.東北電力大學(xué) 電氣工程學(xué)院，吉林 吉林 13201）

0 引言

光伏并網(wǎng)容量的增加導(dǎo)致電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)動(dòng)慣量逐漸減小，抵抗負(fù)荷變化能力減弱，嚴(yán)重威脅電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行[1]～[4]，需要光伏發(fā)電主動(dòng)參與電網(wǎng)頻率調(diào)節(jié)。傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的頻率控制通常使用分級(jí)控制來維持發(fā)電和負(fù)荷平衡[5]，一次調(diào)頻是由系統(tǒng)中原動(dòng)機(jī)的調(diào)速器完成，只能限制周期較短、幅度較小的負(fù)荷變動(dòng)引起的頻率偏移（第一類負(fù)荷）；二次調(diào)頻是由系統(tǒng)中原動(dòng)機(jī)的調(diào)頻器完成，完成負(fù)荷變動(dòng)周期更長(zhǎng)、幅度更大的調(diào)頻任務(wù)（第二類負(fù)荷）[5]。針對(duì)含高比例光伏發(fā)電的電力系統(tǒng)，其頻率的一次調(diào)節(jié)與二次調(diào)節(jié)同樣面臨嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。

目前，國(guó)內(nèi)外學(xué)者針對(duì)光伏發(fā)電參與電網(wǎng)調(diào)頻一次調(diào)節(jié)已展開部分研究。文獻(xiàn)[6]提出光伏發(fā)電采用恒定功率控制策略，留有一定的備用容量，當(dāng)電網(wǎng)頻率出現(xiàn)擾動(dòng)時(shí)，光伏發(fā)電系統(tǒng)通過增加或減少有功功率使其主動(dòng)參與電網(wǎng)頻率調(diào)節(jié)。文獻(xiàn)[7]針對(duì)較小負(fù)荷波動(dòng)引起的頻率偏差，提出光伏儲(chǔ)能系統(tǒng)有功調(diào)頻控制策略，平抑系統(tǒng)功率波動(dòng)。文獻(xiàn)[8]提出一種基于變減載率的光伏發(fā)電參與電網(wǎng)調(diào)頻控制策略，依據(jù)電網(wǎng)頻率改變實(shí)時(shí)調(diào)節(jié)光伏發(fā)電的減載運(yùn)行水平。文獻(xiàn)[9]基于函數(shù)的非線性奈奎斯特穩(wěn)定性判據(jù)，分析光伏發(fā)電接入系統(tǒng)前后調(diào)頻控制增益的穩(wěn)定范圍，為相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)和現(xiàn)場(chǎng)調(diào)頻裝置參數(shù)整定提供借鑒。針對(duì)新能源發(fā)電參與電網(wǎng)頻率二次調(diào)節(jié)的研究工作主要集中在風(fēng)力發(fā)電領(lǐng)域。文獻(xiàn)[10]～[12]針對(duì)風(fēng)力發(fā)電并網(wǎng)功率波動(dòng)問題，提出風(fēng)電場(chǎng)與AGC機(jī)組協(xié)同控制策略，抑制頻率波動(dòng)，提高風(fēng)電的消納量，降低運(yùn)行成本。然而，對(duì)于光伏發(fā)電參與電網(wǎng)頻率的二次調(diào)節(jié)及其與電網(wǎng)側(cè)AGC協(xié)調(diào)控制的研究工作，鮮有文獻(xiàn)涉及。

本文以雙級(jí)式光伏發(fā)電為研究對(duì)象，在備用一定有功功率的基礎(chǔ)上，提出有功功率-頻率下垂控制策略，通過修正逆變器原有的控制結(jié)構(gòu)，實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電主動(dòng)參與電網(wǎng)頻率調(diào)節(jié)?？紤]一次頻率調(diào)節(jié)偏移與越界等問題，提出適應(yīng)電網(wǎng)側(cè)AGC不同控制模式（定頻率控制模式、定聯(lián)絡(luò)線功率控制模式以及聯(lián)絡(luò)線功率頻率偏差控制模式）的二次頻率調(diào)節(jié)控制策略，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)頻率的無差調(diào)節(jié)。最后，在PSCAD/EMTDC中搭建了含多個(gè)光伏發(fā)電并聯(lián)的仿真模型，仿真結(jié)果對(duì)理論分析與控制策略進(jìn)行了有效驗(yàn)證。

1 雙級(jí)式光伏發(fā)電并網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

圖1 雙級(jí)式光伏發(fā)電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)Fig.1 Configuration of double-stage grid-connected PV generation

雙級(jí)式光伏發(fā)電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。系統(tǒng)主要由光伏陣列、DC/DC變換器、逆變器、變壓器、線路、負(fù)荷和交流電網(wǎng)構(gòu)成。圖1中：Cb1，Cb2為直流濾波電容；UPV為光伏陣列側(cè)直流電壓；Udc為逆變器側(cè)直流電壓；Lf為輸出濾波電感；Rg，Lg分別為線路電阻、線路電感；Ut，Ug分別為并網(wǎng)點(diǎn)電壓、電網(wǎng)電壓；Pload為負(fù)荷。

2 變流器的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)與控制策略

2.1 Boost變換器及其控制策略

Boost變換器具有結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單、體積小、效率高等優(yōu)點(diǎn)[13]，[14]。由圖 1可知，Boost變換器既可以實(shí)現(xiàn)光伏陣列的最大功率追蹤，也可以控制逆變器側(cè)直流電壓的穩(wěn)定。本文采用Boost變換器的控制策略如圖2所示。逆變器側(cè)直流電壓參考值Udcref與Udc的誤差信號(hào)經(jīng)PI控制器后生成占空比d，進(jìn)而產(chǎn)生驅(qū)動(dòng)脈沖驅(qū)動(dòng)Boost變換器工作。

圖2 Boost變換器控制策略Fig.2 Control strategy of Boost

2.2 逆變器及其控制策略

逆變器通常采用機(jī)電暫態(tài)模型進(jìn)行分析[15]，相應(yīng)的控制策略如圖3所示。功率外環(huán)控制根據(jù)有功功率和無功功率需求，分別生成d軸和q軸電流指令值，通過調(diào)節(jié)d軸和q軸電流值來調(diào)節(jié)注入電網(wǎng)的有功和無功功率。

圖3 逆變器控制策略Fig.3 Control strategy of inverter

圖3中：Pref，P分別為有功功率的參考值、實(shí)際值；Qref，Q分別為無功功率的參考值、實(shí)際值；id和iq分別為d軸和q軸電流分量；idref和iqref分別為d軸電流和q軸電流的參考值；Ud和Uq分別為d軸和q軸的電壓分量；θpll為鎖相環(huán)輸出相位。

3 主動(dòng)參與電網(wǎng)頻率調(diào)節(jié)控制策略

3.1 一次頻率調(diào)節(jié)控制策略

為了充分利用光伏發(fā)電功率調(diào)節(jié)的快速性，本文在備用一定有功功率的基礎(chǔ)上，采用有功功率-頻率下垂控制來修正逆變器的控制策略，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電參與電網(wǎng)頻率的一次調(diào)節(jié)，設(shè)置的有功功率-頻率特性曲線如圖4所示。

圖4 有功功率-頻率下垂曲線Fig.4 Droop characteristic curve of active power-frequency

由圖4可知，其數(shù)學(xué)表達(dá)式為

式中：fd為頻率響應(yīng)動(dòng)作值；k為頻率調(diào)整系數(shù)，1/Hz；Pn為任意光照度下光伏發(fā)電輸出最大功率，即下垂系數(shù)隨光照度變化而變化；P0為初始功率值。

修正后的逆變器控制策略如圖5所示。擾動(dòng)的電網(wǎng)頻率經(jīng)下垂控制環(huán)節(jié)得到功率參考值PPVref，功率誤差信號(hào)經(jīng)PI控制器后生成逆變器d軸電流參考值idref。

圖5 有功功率-頻率下垂控制策略Fig.5 Control strategy of active power-frequency

3.2 二次頻率調(diào)節(jié)控制策略

電網(wǎng)側(cè)AGC通過調(diào)整選定機(jī)組的輸出功率，使電網(wǎng)頻率恢復(fù)到指定的正常值以及保證控制區(qū)域間的功率交換為給定值，也稱之為負(fù)荷-頻率控制（LFC）。通常情況下，AGC系統(tǒng)通過在調(diào)速器的負(fù)荷設(shè)定值上增加復(fù)歸或積分控制，將頻率恢復(fù)到給定值。

基于上述分析，建立如圖6所示的光伏發(fā)電與電網(wǎng)側(cè)AGC協(xié)調(diào)控制的二次頻率調(diào)節(jié)策略。

圖6 協(xié)調(diào)控制策略Fig.6 Coordinated control strategy

圖6中：RTH為轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)器的調(diào)差系數(shù)；TGT為調(diào)速器系數(shù)；FHP為原動(dòng)機(jī)高壓缸做功比例；TRH為原動(dòng)機(jī)再熱時(shí)間常數(shù)；TCH為主進(jìn)汽容積和汽室時(shí)間常數(shù)；f為電網(wǎng)頻率；Δf為電網(wǎng)頻率擾動(dòng)；PPV-cmd為光伏電站輸出功率指令值；PPV為光伏電站輸出功率；Punit為同步發(fā)電機(jī)組輸出功率；H為同步發(fā)電機(jī)組的慣性時(shí)間常數(shù)；D為同步發(fā)電機(jī)組的阻尼系數(shù)；Pload為負(fù)荷；ΔPload為負(fù)荷擾動(dòng)；ΔPtie為聯(lián)絡(luò)線偏差功率；ACEi，SACEi為區(qū)域誤差控制信號(hào)；PFPV1，PFPV2，PFPV32，PFcon-gen為功率分配系數(shù)；Pset-point-PV1，Pset-point-PV2，Pset-point-PV3，Pset-point-con-gen分別為光伏電站、同步發(fā)電機(jī)組二次調(diào)頻指令值。

當(dāng)系統(tǒng)內(nèi)出現(xiàn)負(fù)荷擾動(dòng)，首先，同步發(fā)電機(jī)組和光伏電站一次調(diào)頻控制系統(tǒng)先動(dòng)作，經(jīng)過幾十秒后將系統(tǒng)頻率維持在允許波動(dòng)范圍；其次，AGC控制系統(tǒng)檢測(cè)系統(tǒng)頻率偏差與子系統(tǒng)間聯(lián)絡(luò)線偏差，產(chǎn)生區(qū)域控制偏差A(yù)CE，基于各機(jī)組的運(yùn)行狀態(tài)以及最優(yōu)經(jīng)濟(jì)性分配生成各機(jī)組輸出功率參考值；最后，各機(jī)組調(diào)節(jié)其輸出功率，實(shí)現(xiàn)頻率無差調(diào)節(jié)。

4 仿真算例驗(yàn)證

在PSCAD/EMTDC中搭建如圖7所示的兩區(qū)四機(jī)仿真模型。

圖7 兩區(qū)四機(jī)仿真模型Fig.7 Four-machine two-area simulation model

圖中光伏發(fā)電為3個(gè)光伏電站并聯(lián)，各光伏電站的容量均為267 MW，各同步發(fā)電機(jī)組容量均為900 MW，負(fù)荷消耗有功功率為2 000 MW（負(fù)荷 1為 600 MW；負(fù)荷 2為 1 400 MW），仿真系統(tǒng)主要參數(shù)見表1，2。

表1 雙級(jí)式光伏發(fā)電參數(shù)Table 1 Main parameters of double-stage grid-connected PV generation

表2 同步發(fā)電機(jī)組參數(shù)Table 2 Main parameters of synchronous generator

4.1 一次調(diào)頻仿真分析

①3個(gè)光伏電站額定輸出功率為267 MW（光照條件相同，下垂系數(shù)分別為 0.85/Hz，1/Hz，0.834/Hz），均限功率運(yùn)行（σ=20%），負(fù)荷為 2 000 MW。t=40 s時(shí)，負(fù)荷突增200 MW，電網(wǎng)頻率、各個(gè)光伏電站輸出功率以及同步發(fā)電機(jī)組輸出功率（SG1）如圖 8 所示。

圖8 負(fù)荷增加時(shí)系統(tǒng)響應(yīng)曲線Fig.8 The system responses for a load increased

②3個(gè)光伏電站額定輸出功率為267 MW（下垂系數(shù)相同，光照條件分別為 1000，900，800W/m2），均限功率運(yùn)行（σ=20%），負(fù)荷為2 000 MW。t=40 s時(shí)，負(fù)荷突增200 MW，電網(wǎng)頻率、各個(gè)光伏電站仿真波形如圖9所示。

圖9 負(fù)荷增加時(shí)系統(tǒng)響應(yīng)曲線Fig.9 The system responses for a load increased

由圖8，9可知，隨著系統(tǒng)頻率的降低，各光伏電站按照各自給定的控制策略來控制光伏陣列增加有功功率，抑制電網(wǎng)頻率跌落。由于光伏電站運(yùn)行工況、控制參數(shù)的差異性，光伏電站輸出功率在暫態(tài)過程以及穩(wěn)態(tài)下均有差異性。

③3個(gè)光伏電站額定輸出功率為267 MW（下垂系數(shù)相同，光照條件相同），負(fù)荷為2 000 MW。t=40 s時(shí)，負(fù)荷突增200 MW，不同備用功率比下（σ=20%，30%），電網(wǎng)頻率、光伏電站輸出功率（PPV1）以及同步發(fā)電機(jī)組輸出功率（SG1）如圖10所示。

圖10 不同備用功率比下負(fù)荷增加時(shí)系統(tǒng)響應(yīng)曲線Fig.10 The system responses for a load increased under different power reserve ratios

由圖10可知：兩種運(yùn)行工況下負(fù)荷不變，備用功率比不同時(shí)，會(huì)導(dǎo)致系統(tǒng)頻率初始值、最低頻率跌落以及頻率穩(wěn)態(tài)值均存在差異性；在頻率動(dòng)態(tài)調(diào)節(jié)過程中，光伏發(fā)電可提供的支撐功率取決于頻率偏差，不同備用功率比對(duì)該過程影響較小。

4.2 負(fù)荷、光照強(qiáng)度波動(dòng)時(shí)一次調(diào)頻仿真分析

考慮到實(shí)際系統(tǒng)中負(fù)荷與光照強(qiáng)度的波動(dòng)特性，在仿真中分別設(shè)置負(fù)荷連續(xù)擾動(dòng)、光照強(qiáng)度連續(xù)擾動(dòng)，系統(tǒng)頻率響應(yīng)如圖11所示。

圖11 負(fù)荷波動(dòng)和光照強(qiáng)度波動(dòng)時(shí)系統(tǒng)頻率響應(yīng)Fig.11 The system frequency responses when the load fluctuates and the illumination fluctuates

由圖11可知：光伏發(fā)電不參與電網(wǎng)頻率調(diào)節(jié)時(shí)，系統(tǒng)功率波動(dòng)所帶來的功率缺額將全部由常規(guī)同步發(fā)電機(jī)組來承擔(dān)，而當(dāng)光伏發(fā)電主動(dòng)參與電網(wǎng)頻率調(diào)節(jié)時(shí)，可按照預(yù)先設(shè)定的下垂控制策略來抑制負(fù)荷擾動(dòng)、光照強(qiáng)度擾動(dòng)引發(fā)的電網(wǎng)頻率波動(dòng)，增強(qiáng)其穩(wěn)定性。

4.3 二次調(diào)頻仿真分析

AGC的控制模式為定頻率控制，各光伏電站額定輸出功率為267 MW，限功率運(yùn)行（σ=20%），負(fù)荷消耗有功功率為2 000 MW。t=40 s時(shí)，負(fù)荷突增200 MW；t=65 s時(shí)，AGC控制系統(tǒng)動(dòng)作，系統(tǒng)頻率、區(qū)域間聯(lián)絡(luò)線功率、各光伏電站輸出功率以及各同步發(fā)電機(jī)組輸出功率如圖12所示。

圖12 負(fù)荷增加時(shí)系統(tǒng)響應(yīng)曲線（計(jì)及二次調(diào)頻）Fig.12 The system responses for a load increased（considering the second frequency regulation）

由圖12可知：當(dāng)系統(tǒng)突增200 MW負(fù)荷時(shí)，系統(tǒng)內(nèi)的各光伏電站與同步發(fā)電機(jī)組的一次調(diào)頻動(dòng)作來抑制系統(tǒng)頻率跌落，系統(tǒng)單位調(diào)節(jié)功率約為1 538 MW/Hz；由于區(qū)域2中的各光伏電站均主動(dòng)參與系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)，在系統(tǒng)頻率降低時(shí)各光伏電站增發(fā)功率，因此，區(qū)域1向區(qū)域2輸送的功率降低；當(dāng)AGC控制系統(tǒng)以恢復(fù)系統(tǒng)頻率至50 Hz為控制目標(biāo)，各光伏電站與同步發(fā)電機(jī)組按照AGC控制系統(tǒng)生成的輸出功率參考值調(diào)節(jié)各自輸出功率。隨著系統(tǒng)頻率的恢復(fù)，各光伏電站輸出的功率低于主動(dòng)參與一次調(diào)頻控制時(shí)輸出功率，各同步發(fā)電機(jī)組則需要多增發(fā)功率來補(bǔ)償部分功率缺額；由于該算例中同步發(fā)電機(jī)組1的參與因子大于其它兩臺(tái)同步發(fā)電機(jī)組，因此，區(qū)域2中的同步發(fā)電機(jī)組1增發(fā)的功率更多，當(dāng)頻率達(dá)到穩(wěn)態(tài)后，兩個(gè)區(qū)域間聯(lián)絡(luò)線的功率也基本維持在負(fù)荷突變前的運(yùn)行情況。

AGC的控制模式為定聯(lián)絡(luò)線功率控制，各光伏電站額定輸出功率為267 MW，限功率運(yùn)行（σ=20%），負(fù)荷消耗有功功率為2 000 MW。t=40 s時(shí)，負(fù)荷突增200 MW；t=65 s時(shí)，AGC控制系統(tǒng)動(dòng)作，系統(tǒng)頻率、區(qū)域間聯(lián)絡(luò)線功率、各光伏電站輸出功率以及各同步發(fā)電機(jī)組輸出功率如圖13所示。

圖13 負(fù)荷增加時(shí)系統(tǒng)響應(yīng)曲線（計(jì)及二次調(diào)頻）Fig.13 The system responses for a load increased（considering the second frequency regulation）

由圖13可知：當(dāng)系統(tǒng)突增200 MW負(fù)荷，在40～65 s時(shí)，運(yùn)行情況與定頻率控制一致，各光伏電站與同步發(fā)電機(jī)組的一次調(diào)頻動(dòng)作來抑制系統(tǒng)頻率跌落，由于區(qū)域2中的各光伏電站均主動(dòng)參與系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)，因此，區(qū)域1向區(qū)域2輸送的功率降低。當(dāng)AGC控制系統(tǒng)以聯(lián)絡(luò)線功率為控制目標(biāo)（該算例中目標(biāo)功率為400 MW，且區(qū)域2中的同步發(fā)電機(jī)組參與因子設(shè)置為負(fù)數(shù)，即反向調(diào)節(jié)）時(shí)，各光伏電站與同步發(fā)電機(jī)組按照AGC控制系統(tǒng)生成的輸出功率參考值調(diào)節(jié)各自輸出功率，由于聯(lián)絡(luò)線功率增加100 MW，考慮到區(qū)域2中的機(jī)組應(yīng)適當(dāng)降低其出力，因此，在65～90 s時(shí)，系統(tǒng)頻率變化不大。

AGC的控制模式為聯(lián)絡(luò)線功率頻率偏差控制，各光伏電站額定輸出功率為267 MW，限功率運(yùn)行（σ=20%），負(fù)荷消耗有功功率為2 000 MW。t=40 s時(shí)，負(fù)荷突增200 MW；t=65 s時(shí)，AGC控制系統(tǒng)動(dòng)作，系統(tǒng)頻率、區(qū)域間聯(lián)絡(luò)線功率、各光伏電站輸出功率以及各同步發(fā)電機(jī)組輸出功率如圖14所示。

圖14 負(fù)荷增加時(shí)系統(tǒng)響應(yīng)曲線（計(jì)及二次調(diào)頻）Fig.14 The system responses for a load increased（considering the second frequency regulation）

系統(tǒng)頻率控制目標(biāo)為50 Hz，聯(lián)絡(luò)線功率控制目標(biāo)為300 MW，該運(yùn)行情況與定頻率控制一致，經(jīng)過各光伏電站與同步發(fā)電機(jī)組的一、二次調(diào)頻控制后，系統(tǒng)頻率恢復(fù)至50 Hz，同時(shí)維持兩個(gè)區(qū)域間聯(lián)絡(luò)線的功率不變。

5 結(jié)論

本文以雙級(jí)式光伏發(fā)電為研究對(duì)象，在備用一定有功功率的基礎(chǔ)上，提出有功功率-頻率下垂控制策略，通過修正逆變器原有的控制結(jié)構(gòu)，實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電主動(dòng)參與電網(wǎng)頻率調(diào)節(jié)。當(dāng)電網(wǎng)頻率波動(dòng)時(shí)，光伏發(fā)電可按照預(yù)先設(shè)定的下垂曲線控制光伏陣列增發(fā)或者減少一定量的有功功率，抑制系統(tǒng)頻率的跌落或者升高。同時(shí)，提出適應(yīng)電網(wǎng)側(cè)AGC不同控制模式（定頻率控制模式、定聯(lián)絡(luò)線功率控制模式以及聯(lián)絡(luò)線功率頻率偏差控制模式）的二次頻率調(diào)節(jié)控制策略，實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電與電網(wǎng)側(cè)AGC的協(xié)調(diào)運(yùn)行以及電網(wǎng)頻率的無差調(diào)節(jié)，保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。