句榮濱，宋旭日，鐘麗波，趙曉娜，鄭 璐

(1.國網(wǎng)遼寧省電力有限公司，遼寧 沈陽 110006；2.中國電力科學研究院，北京 100192； 3.國網(wǎng)沈陽供電公司，遼寧 沈陽 110003；4.國網(wǎng)遼寧省電力有限公司技能培訓中心，遼寧 錦州 121003； 5.國網(wǎng)葫蘆島供電公司,遼寧 葫蘆島 125003)

微電網(wǎng)是具有規(guī)模小、分散式特點的獨立系統(tǒng)，利用豐富而先進的現(xiàn)代電力技術，將分布式電源(燃氣輪機、風機、光伏發(fā)電、燃料電池等)儲能及保護系統(tǒng)等裝置整合在一起，直接與用戶側相接。微電網(wǎng)作為我國社會經(jīng)濟發(fā)展的基礎設施和重要的公用事業(yè)，充分發(fā)揮其資源優(yōu)化配置，滿足了電力短缺地區(qū)用戶的特定需求，有效提高了用戶側的電力特性，例如在提高本地供電可靠性的同時降低了饋線損耗；在保持本地電壓穩(wěn)定性和提供不間斷電源的同時提高了余熱能量利用效率等[1-4]。

目前微電網(wǎng)控制特性、能量管理及控制是微電網(wǎng)集中性研究范疇，而對于微電網(wǎng)動態(tài)運行特性缺少更加專業(yè)且深入地發(fā)掘及研究。文獻[5-6]首先在不同微電源的微電網(wǎng)動態(tài)仿真結果的基礎上，分析研究不同微電源配置方案對微電網(wǎng)運行模式轉換動態(tài)運行特性的影響，但沒有對不同微電源的特性進行對比研究分析；文獻[7]建立了風/光/柴互補的微電網(wǎng)，對故障情況下微電網(wǎng)故障恢復能力進行了仿真驗證，但沒有對抑制微電網(wǎng)暫態(tài)特性的措施進行研究；文獻[8]考慮了風/光/燃氣輪機等微電源的動態(tài)特性，對微電網(wǎng)運行模式切換進行了仿真，但忽略了模式切換過程中的暫態(tài)特性；文獻[9-10]闡述了基于IEC60909標準的分布式電源短路計算，用交/直流電壓源代替分布式電源，但忽略了各微電源的外在特性。

風能和太陽能具有天然互補性，因此風能與太陽能混合微電網(wǎng)可以向用戶提供更加穩(wěn)定的電能，從而提高微電網(wǎng)的供電可靠性。本文在電磁暫態(tài)仿真軟件EMTP/ATP搭建太陽能電池模型、永磁同步風力發(fā)電機模型、負荷模型，并利用軟件自帶的變壓器、線路等一起構成簡單的微電網(wǎng)模型。根據(jù)IEC60909標準對微電網(wǎng)暫態(tài)運行特性(包括三相接地短路、單相接地短路等)進行了仿真研究，結果表明本文建立的微電源及微電網(wǎng)模型能夠很好的模擬實際運行情況，為實際工程計算提供了方法和手段。

1 IEC60909標準概述

IEC60909標準是2001年由國際電工委員會IEC(International Electrotechnical Commission)制定的新的關于短路計算的國際標準，標準明確指出三相交流系統(tǒng)短路電流計算使用的元件數(shù)學模型、計算方法、計算假定條件等，可以為暫態(tài)穩(wěn)定計算提供支持。

IEC60909標準規(guī)定電力系統(tǒng)內(nèi)部某點發(fā)生短路故障時，在該點引入1個虛擬電壓源作為網(wǎng)絡的唯一電壓源。其他電源電勢為零，并用內(nèi)阻抗代替，包括同步發(fā)電機、同步電動機、異步電動機和其他饋電網(wǎng)絡的電勢等。短路電流計算如圖1所示。

對稱三相短路初始電流計算為

(1)

IEC 60909對于各元件通用模型處理方法基本是以元件銘牌參數(shù)作為變量，以相應系數(shù)進行計算修正。通過不同系數(shù)值的變量變換，得出模型系統(tǒng)最大及最小短路電流值。各元件數(shù)學模型主要分析如下。

a.同步發(fā)電機(適用于永磁同步風力發(fā)電機)

系統(tǒng)發(fā)生短路時，同步發(fā)電機存在1個暫態(tài)過程，尤其靠近發(fā)電機機端短路瞬間發(fā)電機會產(chǎn)生較大的次暫態(tài)電勢，該暫態(tài)過程不可以忽視。假定短路瞬間E″的縱分量保持不變，如圖2所示，可以算出發(fā)電機短路阻抗修正公式，見式(2)、式(3)。

(2)

(3)

b.異步電動機(適用于太陽能電池)

IEC60909規(guī)定通過DC/AC并網(wǎng)的微電源，忽略其原動機類型，可將其等效為異步電動機，等效電路為接地阻抗，短路阻抗值為

(4)

式中：UrM、IrM和SrM分別為異步電動機的額定電壓、額定電流和額定視在功率；ILR/IrM為異步電動機的堵轉電流與額定電流比值，一般取3。

c.變壓器

IEC60909標準規(guī)定變壓器短路阻抗可以根據(jù)式(5)進行修正。

(5)

式中：xT為短路電抗，對于三繞組變壓器，把xT改為xAB，xBC，xAC。

2 微電源模型

2.1 永磁同步風力發(fā)電機模型

a.風輪機模型

風輪機簡化數(shù)學模型為

(6)

式中：Pg為風輪機獲得風能的功率，W;ρ為空氣密度(標準狀況為1.29 kg/m3)；A為掃風面積，m2；R為風輪機葉片半徑，m；Cp為風能利用系數(shù)；Vw為風速，m/s。

風輪機捕獲風能的大小是由風能利用系數(shù)CP決定，CP是槳距角β和葉尖速比λ的函數(shù)，葉尖速比λ計算為

(7)

式中：ω為風輪角速度,rad/s；R為風輪半徑,m；Vw為風速,m/s。

b.永磁同步風力發(fā)電機模型

永磁同步風力發(fā)電機仿真模型如圖3所示[11]。

永磁同步風力發(fā)電機在dq同步旋轉坐標系下電壓方程為

(8)

式中：id和iq分別為發(fā)電機的d軸和q軸電流；Ld和Lq分別為發(fā)電機的d軸和q軸的電感；Ra為定子電阻；ωe為電角頻率，ωe=npωg；np為發(fā)電機轉子極對數(shù)；λ0為永磁鐵磁鏈，λ0=0.175 Wb；ud和uq分別為發(fā)電機出口電壓的d軸和q軸分量。

永磁同步風力發(fā)電機電磁轉矩為

Te=1.5np[(Ld-Lq)idiq+iqλ0]

(9)

永磁同步風力發(fā)電機傳動模型為

(10)

式中：ω為風輪角速度,rad/s；R為風輪半徑,m；Vw為風速,m/s。

2.2 太陽能發(fā)電單元模型

2.2.1 太陽能電池數(shù)學模型

本文采用的太陽能電池數(shù)學模型為工程用模型，模型計算技術參數(shù)為工程技術參數(shù)，包括短路電流Isc、開路電壓Uoc、最大功率點電流Im、最大功率點電壓Um、最大功率點功率Pm，從而可以在一定精度的計算模型基礎上，研究分析太陽能電池特性。太陽能電池模型描述如下[12-13]。

a.參考條件下，輸出電壓為Uo、對應電流為I時，太陽能電池的I-U特性方程為

(11)

在最大功率點處，式(11)仍然成立。

式中:參數(shù)C1、C2分別為

(12)

(13)

式中:Np為光伏電池并聯(lián)數(shù);Ns為光伏電池串聯(lián)數(shù)。

b.考慮不同光照強度、不同溫度的太陽能電池輸出特性變化

首先通過已知的參考日照強度和參考電池溫度的Isc、Uoc、Im、Um計算出新的日照強度和電池溫度的I＇sc、U＇oc、I＇m、U＇m,然后代入實用表達式得到新的太陽能電池的I-U特性曲線。

(14)

式中：Sref為參考太陽能輻射強度(1000 W/m2)；Tref為參考電池溫度(25 ℃)；ΔT為實際電池溫度與參考電池溫度的差值；ΔS為實際光強與參考光強差值；太陽光強為S和電池溫度為T時，I＇sc為太陽能電池短路電流；U＇oc為開路電壓；I＇m為最大功率點電流；U＇m為最大功率點電壓；a、b、c的典型值為a=0.0025/℃、b=0.5/℃、

c=0.00 288/℃。

2.2.2 太陽能電池控制策略

太陽能電池輸出電流為直流，輸出電壓受溫度、光強等因素影響，所以輸出頻率并不穩(wěn)定，因此需要通過整流逆變裝置進行電路調節(jié)后對負載供電，從而提高穩(wěn)定的供電特性。太陽能電池并網(wǎng)控制如圖4所示。

太陽能電池采用下垂控制，高壓系統(tǒng)的功率因數(shù)受控制頻率影響，因此可以通過改變逆變器輸出電壓頻率控制有功功率的動態(tài)表現(xiàn)，同理控制逆變器輸出電壓幅值可以控制其無功功率的流動。

3 風/光互補微電網(wǎng)電磁暫態(tài)模型

微電網(wǎng)仿真系統(tǒng)電壓等級為10 kV；變壓器容量為400 kVA；變比為10 kV/400 V；輸電線路為等值模型，其中Lc=0.264 mH/km,Rc=0.28 Ω/km，為方便計算負荷模型由RL串、并聯(lián)組成；系統(tǒng)功率因數(shù)為0.8。具體參數(shù)如圖5所示，為方便計算，供電線路均采用三相三線制，所有的微電源和負荷為三相電源和負荷，仿真主要設計三相對稱接地短路和單相接地短路，利用電力系統(tǒng)分析軟件EMTP/ATP進行仿真計算。

4 仿真分析

當公共耦合母線發(fā)生故障，與其對應的PCC(公共耦合點)并網(wǎng)斷路器檢測到系統(tǒng)電壓降落，并有較大的故障電流持續(xù)從微電網(wǎng)涌入大電網(wǎng)，此時斷路器能夠及時動作。微電網(wǎng)內(nèi)部各微電源在合理的控制策略下，維持微電網(wǎng)電壓和頻率穩(wěn)定，保證對微電網(wǎng)內(nèi)部負荷持續(xù)供電。

4.1 發(fā)生三相接地短路故障

假設圖5中公共耦合母線t=0.8 s時發(fā)生三相接地短路故障，故障持續(xù)0.4 s，t=1.2 s時故障解除。微電網(wǎng)暫態(tài)特性分析如下。

微電網(wǎng)各微電源出口端電壓值如圖6所示，0.8 s前，系統(tǒng)正常運行，端電壓為220 V；0.8 s時系統(tǒng)發(fā)生三相接地短路故障，端電壓下降為正常值的20%左右；1.2 s后故障解除，端電壓恢復到短路前正常水平。由于風機、太陽能電池等效短路阻抗不同，同時由于線路阻抗的存在，故障時其端電壓并不相同。

如圖7所示，0.8 s前系統(tǒng)電流處于正常水平，0.8 s系統(tǒng)發(fā)生三相接地短路故障。短路初期，圖7(a)中太陽能電池出口短路沖擊電流高達68 A，5個周波之后，由于直流分量迅速衰減到零，短路電流穩(wěn)定值為38.3 A左右，為正常值的6～7倍，短路沖擊系數(shù)為1.78；1.2 s后故障切除，系統(tǒng)恢復正常。圖7(b)中風機出口短路沖擊電流高達120 A，3個周波之后，由于直流分量迅速衰減到零，短路電流穩(wěn)定值為67.54 A左右，為正常值的4～5倍，短路沖擊系數(shù)為1.75；1.2 s后故障切除，系統(tǒng)恢復正常。由于風機、太陽能電池內(nèi)阻抗值不同，短路電流直流分量衰減速度存在一定的差距，阻抗L/R比值越低，直流分量衰減越快，短路電流達到暫態(tài)穩(wěn)定的速度也就越快。

4.2 發(fā)生單相接地短路故障

假設圖5中公共耦合母線t=0.8 s時發(fā)生A相接地短路故障，系統(tǒng)檢測到故障發(fā)生，斷路器斷開微電網(wǎng)與大電網(wǎng)之間連接，故障持續(xù)0.4 s，t=1.2 s后故障解除，微電網(wǎng)重新并網(wǎng)運行。以風機為例進行系統(tǒng)故障暫態(tài)特性分析。

如圖8所示，0.8 s之前系統(tǒng)正常運行，風機各相端電壓均為220 V；0.8 s時系統(tǒng)發(fā)生A相接地短路故障，風機A相端電壓下降為正常值的10%左右，而B、C兩相則上升為線電壓；1.2 s之后故障切除，A、B、C各相端電壓恢復到短路前正常水平。

如圖9所示，0.8 s之前，系統(tǒng)電流處于正常水平；0.8 s系統(tǒng)發(fā)生A相接地短路故障，與B、C相相比，A相短路電流幅值增加較大，為正常值的4倍左右；1.2 s之后系統(tǒng)恢復正常。

5 算例驗證

為驗證在EMTP/ATP平臺上搭建的模型及基于IEC60909標準的短路計算有效性，本部分采用手算的方法來驗證，包括相關計算模型參數(shù)和最大化的三相接地短路故障結果，系統(tǒng)接線如圖5所示，建模過程中對系統(tǒng)進行如下處理。

a.將太陽能發(fā)電單元、風力發(fā)電單元以等值電壓源加內(nèi)阻抗串聯(lián)代替，其他參數(shù)與圖5相同。

b.忽略線路正序和零序的對地電容，采用等值線路參數(shù)。

c.負荷采用定負荷模型，以恒定阻抗代替。

表1 風力發(fā)電單元三相短路計算結果對比

表2 太陽能發(fā)電單元三相短路計算結果對比

由于在數(shù)學模型和計算方法上的差異，EMTP/ATP和手算模型的計算結果不完全一致，但差別不大。從表1和表2的計算結果來看，短路電流交流分量初始值誤差較大，為13%左右，沖擊電流誤差值較小，基本可以驗證模型的有效性。

引起計算結果誤差的原因有以下3個方面。

a.模型元素自身誤差，例如風力發(fā)電單元、太陽能發(fā)電單元。

b.應用典型參數(shù)帶來的誤差，例如輸電線路采用的典型參數(shù)與實際參數(shù)有一定偏差。

c.運行方式選取帶來的誤差，IEC60909的結果實際是對最大短路電流的估算，并沒有提供系統(tǒng)運行方式的詳細數(shù)據(jù)。

6 結束語

本文在電磁暫態(tài)仿真軟件EMTP/ATP環(huán)境中搭建風/光互補發(fā)電的微電網(wǎng)模型，并基于IEC60909標準對微電網(wǎng)暫態(tài)短路特性進行仿真，詳細分析了微電網(wǎng)公共耦合母線處三相接地短路和單相接地短路故障。研究表明在故障情況下，微電源出口電壓會降為正常值的20%左右，短路電流水平為正常值的6～10倍；故障解除后微電網(wǎng)能夠快速恢復穩(wěn)定運行，滿足用戶的電能質量要求；最后通過與人工計算的短路電流結果進行對比，結果證明了模型的有效性。