王寶

（陜西德源府谷能源有限公司）

0 引言

在傳統(tǒng)煤炭資源日益枯竭的背景下，人們開(kāi)始試圖用風(fēng)能、太陽(yáng)能等可再生資源的分布式發(fā)電技術(shù)進(jìn)行發(fā)電，光伏是分布式能源的重要形式，光伏發(fā)電技術(shù)將會(huì)有十分廣闊的發(fā)展前景。柔性直流輸電（VSC-HVDC）有潮流快速逆轉(zhuǎn)、有功無(wú)功解耦調(diào)控等特點(diǎn)，為能源并網(wǎng)、電網(wǎng)實(shí)現(xiàn)跨區(qū)域互聯(lián)等提供可靠的技術(shù)支持。近年，VSC-HVDC輸送功率比例持續(xù)增加，端電網(wǎng)內(nèi)機(jī)組開(kāi)機(jī)影響著實(shí)際壓縮情況，增加了系統(tǒng)穩(wěn)定性維持的難度。故而，應(yīng)積極探究頻率調(diào)控措施，確保不同區(qū)域之間形成相互支持的強(qiáng)大能力。

1 分析電網(wǎng)頻率動(dòng)態(tài)屬性

構(gòu)建電力系統(tǒng)頻率響應(yīng)模型（SFR），其能輔助分析發(fā)電機(jī)慣性時(shí)間常量給頻率動(dòng)態(tài)屬性帶來(lái)的影響。

可以利用下式表示由負(fù)荷擾動(dòng)△PL至△f的傳遞函數(shù)G(s)[1]：

如果系統(tǒng)負(fù)荷存在階躍擾動(dòng)的情況時(shí)，用下式表示頻率f：

式中，ζ表示阻尼比；ωn、ωd分別表示無(wú)阻尼阻尼震蕩頻率。

運(yùn)用以上公式，可以較順利地計(jì)算出能呈現(xiàn)電力系統(tǒng)頻率屬性的指標(biāo)，分析各指標(biāo)的改變規(guī)律，對(duì)頻率動(dòng)態(tài)屬性做出更合理的評(píng)估結(jié)論。

圖1 頻率響應(yīng)模型

在光伏發(fā)電接進(jìn)柔直互聯(lián)區(qū)的分析情景下，伴隨VSC-HVDC 輸送功率比例持續(xù)增加，減縮受端電網(wǎng)內(nèi)傳統(tǒng)電源的開(kāi)機(jī)，減少等效轉(zhuǎn)動(dòng)慣量值，會(huì)造成系統(tǒng)的頻率屬性不斷下降，以致在干擾因素作用下受端電網(wǎng)的頻率改變率提高、最低點(diǎn)位下降、穩(wěn)態(tài)偏差加大等，不利于系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)作。

2 系統(tǒng)構(gòu)造

光伏發(fā)電接進(jìn)柔直互聯(lián)區(qū)的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)見(jiàn)圖2[2]。

圖2 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

3 頻率附加控制措施

3.1 頻率-直流電壓（f-Udc）

觀察圖2，可用下式表示VSC-HVDC內(nèi)電容的動(dòng)態(tài)特性[3]：

式中，Pg為傳送至受端電網(wǎng)的有功功率。為精簡(jiǎn)分析過(guò)程，不考慮有功功率損耗。

運(yùn)用Cdc模擬發(fā)電機(jī)組的慣量響應(yīng)情況，則有：

式中，Hdc為VSC2的慣性時(shí)間常數(shù)。

將f-Udc附加控制整合到VSC2的控制器內(nèi)，受端電網(wǎng)頻率被干擾時(shí)，調(diào)整電壓參考值Udcref，以把受端電網(wǎng)頻率干擾信號(hào)傳送到電壓擾動(dòng)信號(hào)。

3.2 VSC1 附加控制

附加控制的宗旨在于把VSC-HVDC內(nèi)電壓擾動(dòng)信號(hào)傳送至光伏發(fā)電側(cè)，提升受端電網(wǎng)頻率人工耦合效率，附加控制公式[4]：

式中，fPV0、KA分別表示VSC1側(cè)的原始頻率、控制參數(shù)。

3.3 虛擬慣量控制

參照逆變器鎖相環(huán)的工作機(jī)制，推導(dǎo)出電網(wǎng)頻率f公式，能夠運(yùn)算出光伏發(fā)電動(dòng)態(tài)過(guò)程內(nèi)增發(fā)的有功功率△PPV：

式中，Utq代表發(fā)電單元端的電壓矢量；kppll、kipll分別是控制器的比例、積分系數(shù)。

虛擬慣量的調(diào)控策略見(jiàn)圖3，和其他調(diào)頻控制方法相比，本文設(shè)計(jì)的這種策略操作過(guò)程簡(jiǎn)單、實(shí)用性強(qiáng)，不會(huì)提高硬件成本投入。

圖3 虛擬慣量的調(diào)控策略

3.4 調(diào)頻控制策略對(duì)頻率動(dòng)態(tài)特性產(chǎn)生的影響

將調(diào)頻、附加控制策略用在光伏發(fā)電、VSCHVDC內(nèi)以后，建立相應(yīng)的頻率響應(yīng)模型，采用表示系統(tǒng)的慣性時(shí)間常數(shù)，有[5]：

可見(jiàn)運(yùn)用調(diào)頻測(cè)量會(huì)影響系統(tǒng)的慣性時(shí)間常數(shù)H，H變化會(huì)作用于系統(tǒng)的頻率動(dòng)態(tài)特性，產(chǎn)生一定影響。

系統(tǒng)處于被負(fù)荷干擾的工況時(shí)，發(fā)現(xiàn)伴隨、數(shù)值的增加，系統(tǒng)等效相應(yīng)增長(zhǎng)，頻率改變率的原始值域超調(diào)量均緩慢降低，最小頻率跌落值逐漸變大，相應(yīng)的穩(wěn)定時(shí)間延長(zhǎng)，整體分析有益于提升系統(tǒng)運(yùn)行的安穩(wěn)性[6]。

3.5 不同控制參數(shù)對(duì)系統(tǒng)可靠性的影響

伴隨參數(shù)HPV、kdc數(shù)值的增加過(guò)程，系統(tǒng)主導(dǎo)特征根會(huì)緩緩朝向?qū)嵼S的正半軸方向發(fā)生移動(dòng)，表明系統(tǒng)運(yùn)行的可靠程度下降。這就預(yù)示著在對(duì)系統(tǒng)選擇調(diào)頻控制參數(shù)時(shí)，要明確不同參數(shù)對(duì)系統(tǒng)調(diào)頻屬性產(chǎn)生的影響，在此基礎(chǔ)上追求實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)可靠性的最大化。

4 仿真驗(yàn)證

于EMTDC/PSCAD內(nèi)建模，已知發(fā)電輸出的額定有功功率200MW。光伏發(fā)電仿真參數(shù)：額定輸出功率500kW，400個(gè)發(fā)電單元，逆變器有功功率外環(huán)、有功及無(wú)功電流內(nèi)環(huán)分別是（2，200）、（1，100）、（1，100）。柔性直流輸電的仿真：額定輸出功率300MW，直流電壓、電容分別是160kV、2000μF，頻控制參數(shù)0.08。

通過(guò)仿真分析，發(fā)現(xiàn)處于變動(dòng)狀態(tài)下的受端電網(wǎng)頻率信號(hào)以換流站直流電壓為載體被運(yùn)輸?shù)剿投穗娋W(wǎng)，光伏發(fā)電系統(tǒng)感知到電網(wǎng)頻率被干擾以后，運(yùn)用虛擬慣量調(diào)控方式去增加輸電功率，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)對(duì)受端電壓頻率下落過(guò)程的有效抑制；光伏發(fā)電的等效慣量和數(shù)值大小變化過(guò)程維持同步，不斷增加時(shí)，頻率動(dòng)態(tài)改變過(guò)程能給更多的功率提供支持作用。

發(fā)電輸出功率處于限功率運(yùn)轉(zhuǎn)狀態(tài)（對(duì)應(yīng)值180MW），t=30s時(shí)，受端電網(wǎng)負(fù)荷降至50MW，即負(fù)荷減少，在這樣的工況下，換流站VSC1、VSC2統(tǒng)一運(yùn)用頻率附加控制、光伏發(fā)電運(yùn)用虛擬慣量調(diào)控時(shí)，對(duì)受端電網(wǎng)頻率的增高過(guò)程能產(chǎn)生有效抑制作用[7]。

發(fā)電輸出功率是180MW，t=30s時(shí)，受端電網(wǎng)負(fù)荷提高 50MW，伴隨控制參數(shù)kdc數(shù)值增加，受端電網(wǎng)頻率動(dòng)態(tài)改變的過(guò)程內(nèi)，VSC-HVDC內(nèi)電容的放電功率相應(yīng)增多，有助于減少系統(tǒng)的最小頻率掉落幅度即頻率改變率，但是伴隨電流電壓數(shù)值減小過(guò)程的推進(jìn)，兩個(gè)換流站發(fā)生過(guò)調(diào)制現(xiàn)象的概率相應(yīng)增加，對(duì)直流輸電過(guò)程可靠性產(chǎn)生一定影響。

5 結(jié)束語(yǔ)

光伏發(fā)電是電網(wǎng)頻率動(dòng)態(tài)進(jìn)程中的主要能量控制單元，虛擬慣量控制情況影響受端頻率變動(dòng)幅度，增加Hpv，有益于維持即固定系統(tǒng)頻率的穩(wěn)定性。利用受端換流站的頻率控制策略，能人工耦合電網(wǎng)頻率和光伏發(fā)電過(guò)程。關(guān)于系統(tǒng)調(diào)頻控制參數(shù)的選擇問(wèn)題，不僅要明確不同參數(shù)對(duì)系統(tǒng)調(diào)頻屬性產(chǎn)生的影響，也要追求實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)可靠性的最大化。