張榮海，劉配配，王玕，張紫凡，羅亞迪

（1.廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司韶關(guān)供電局，韶關(guān) 512000； 2.廣州城市理工學(xué)院電氣工程學(xué)院，廣州 510800）

引言

隨著我國“雙碳”戰(zhàn)略目標(biāo)的制定，新能源發(fā)電將逐步替代傳統(tǒng)能源發(fā)電，成為電力供應(yīng)的“主力軍”。但風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電受隨機(jī)性、波動(dòng)性與間歇性的影響，電能質(zhì)量通常較差[1]。水電作為目前技術(shù)最成熟的清潔能源，具有較為靈活的調(diào)節(jié)能力和穩(wěn)定的供電質(zhì)量[2]。利用區(qū)域可再生能源的優(yōu)勢，因地制宜，推動(dòng)區(qū)域能量互補(bǔ)，是解決當(dāng)前綠色供能的有效途徑，有助于建成高度耦合的綜合能源系統(tǒng)，為電網(wǎng)提供質(zhì)優(yōu)、價(jià)廉、清潔、可再生的電力[3,4]。

目前小型風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電和水力發(fā)電通常布局分散，就近接入當(dāng)?shù)嘏潆娋W(wǎng)[5]，運(yùn)行于最大功率發(fā)電模式，幾乎不具備功率控制能力，難以實(shí)現(xiàn)多機(jī)聯(lián)動(dòng)協(xié)調(diào)。此外，考慮儲(chǔ)能的安全性、經(jīng)濟(jì)性與電能密度等因素，當(dāng)前區(qū)域風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電、水力發(fā)電多運(yùn)行于無儲(chǔ)能設(shè)備和弱通信模式下。研究無儲(chǔ)能與弱通信下的風(fēng)光水多能互補(bǔ)的暫態(tài)穩(wěn)定性，對實(shí)際運(yùn)行的區(qū)域風(fēng)光水發(fā)電控制及其微電網(wǎng)穩(wěn)定具有指導(dǎo)意義，對微電網(wǎng)的穩(wěn)定及其能采取的恢復(fù)措施，具有重要影響。文獻(xiàn)[6]研究了無儲(chǔ)能下的風(fēng)光微電網(wǎng)孤島初期幅頻特性，表明孤島初期，相較于單電源，風(fēng)電和光電互補(bǔ)能有效支撐電網(wǎng)電壓，防止電壓崩潰。文獻(xiàn)[7]以電網(wǎng)在孤網(wǎng)初期頻率穩(wěn)定性最優(yōu)為目標(biāo)，研究區(qū)域小水電與風(fēng)力發(fā)電的最優(yōu)容量比。文獻(xiàn)[8]通過分析光伏發(fā)電對互補(bǔ)系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定性的影響機(jī)理，提出了基于等面積定則的水光協(xié)調(diào)緊急切機(jī)控制方法。

本文將重點(diǎn)研究在無儲(chǔ)能情況下區(qū)域風(fēng)光互補(bǔ)、風(fēng)水互補(bǔ)、水光互補(bǔ)孤島初期的頻率變化情況，通過對風(fēng)、光、水電運(yùn)行機(jī)理分析與仿真研究，研究不同能源互補(bǔ)形式下的系統(tǒng)在孤島初期的頻率變化規(guī)律，為無儲(chǔ)能系統(tǒng)的穩(wěn)定控制提供分析基礎(chǔ)。

1 風(fēng)電并網(wǎng)簡化模型

風(fēng)電并網(wǎng)簡化模型如圖1所示。其中風(fēng)力發(fā)電采用雙饋異步風(fēng)電機(jī)組（doubly fed induction generator,DFIG），主要由風(fēng)機(jī)、傳動(dòng)機(jī)構(gòu)、雙饋感應(yīng)電機(jī)、“背靠背”變流器和控制系統(tǒng)組成[9-10]。DFIG的定子側(cè)與電網(wǎng)直接相連；轉(zhuǎn)子側(cè)通過雙脈沖寬度調(diào)制變流器與電網(wǎng)“背靠背”連接。轉(zhuǎn)子側(cè)變流器（rotor side converter，RSC）采用矢量控制算法，通過控制轉(zhuǎn)子側(cè)電壓，實(shí)現(xiàn)對定子側(cè)輸出有功功率和無功功率的解耦控制。有功控制目標(biāo)是使發(fā)電機(jī)輸出的有功功率能夠跟蹤輸入的參考功率；無功控制目標(biāo)為維持發(fā)電機(jī)端口電壓恒定。網(wǎng)側(cè)變流器（grid side converter，GSC）通過直流電容與轉(zhuǎn)子側(cè)變流器相連，交流側(cè)與電網(wǎng)相連，網(wǎng)側(cè)控制器的目標(biāo)為控制直流電容電壓恒定和變流器輸出的無功功率。雙饋異步風(fēng)電機(jī)組與負(fù)荷組成的系統(tǒng)與主網(wǎng)連接，并網(wǎng)時(shí)由主網(wǎng)維持系統(tǒng)頻率恒定；當(dāng)并網(wǎng)開關(guān)斷開時(shí)，含雙饋異步風(fēng)電機(jī)組的系統(tǒng)運(yùn)行于孤島模式，微網(wǎng)的頻率與系統(tǒng)容量、系統(tǒng)慣性及功率不平衡度有關(guān)[11]。

圖1 風(fēng)電并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)圖

轉(zhuǎn)子運(yùn)動(dòng)方程為：

式中：

Tj—雙饋異步發(fā)電機(jī)的慣性時(shí)間常數(shù)；

Tm—輸入機(jī)械轉(zhuǎn)矩；

Te—發(fā)電機(jī)電磁轉(zhuǎn)矩；

D—阻尼系數(shù)；

ωr—轉(zhuǎn)子角速度。

2 光伏并網(wǎng)簡化模型

無儲(chǔ)能情況下的小型光伏陣列并網(wǎng)模型如圖2所示。光伏輸出的直流電依次經(jīng)并網(wǎng)逆變器、LC濾波器、變壓器、并聯(lián)RLC負(fù)載、并網(wǎng)開關(guān)后接入主網(wǎng)[12,13]。逆變器控制電路采用電壓外環(huán)電流內(nèi)環(huán)雙閉環(huán)控制，采集直流端電壓UPV與電流IPV通過MPPT控制獲得電壓外環(huán)的參考電壓，電流內(nèi)環(huán)采用PI控制；采集變壓器輸出端的三相電壓與電流通過三相鎖相環(huán)獲得電壓的相位信息，實(shí)現(xiàn)逆變器輸出電流與電網(wǎng)電壓的同步。

圖2 光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)圖

由于光伏裝機(jī)容量較電網(wǎng)的容量小，電壓質(zhì)量依賴上層電網(wǎng)的支撐和調(diào)節(jié)，因此控制目標(biāo)通常設(shè)定為最大功率發(fā)電模式。并網(wǎng)開關(guān)斷開時(shí)，光伏電站與負(fù)荷組成孤島模式，為維持孤島系統(tǒng)電壓和頻率的穩(wěn)定性，并網(wǎng)逆變器常采用V/f和Droop控制策略。由于缺少主網(wǎng)的支撐，系統(tǒng)的電壓和頻率變化情況取決于微網(wǎng)內(nèi)的功率變化情況。

并網(wǎng)開關(guān)閉合時(shí)，光伏陣列運(yùn)行于并網(wǎng)模式，光伏逆變器的輸出功率為Pinv+jQinv；本地負(fù)載消耗的功率為Pload+jQload；電網(wǎng)提供的功率為ΔP+jΔQ。

式中：

R、L、C—并聯(lián)RLC負(fù)載電路中電阻值、電感值、電容值；

ω—負(fù)載端電壓角頻率；

UPCC—負(fù)載連接點(diǎn)電壓。

并網(wǎng)開關(guān)斷開時(shí)，光伏單獨(dú)向本地負(fù)載供電，當(dāng)光伏逆變器輸出的功率與本地負(fù)載消耗的功率平衡時(shí)，并網(wǎng)開關(guān)斷開前后負(fù)載處電壓和頻率維持在穩(wěn)定值附近，可能發(fā)生光伏孤島運(yùn)行。當(dāng)光伏逆變器輸出的功率與本地負(fù)載消耗的功率差值較大時(shí)，并網(wǎng)開關(guān)斷開前后負(fù)載處電壓和頻率將出現(xiàn)較大偏差，破壞穩(wěn)態(tài)運(yùn)行。

2 水電并網(wǎng)簡化模型

小型水力發(fā)電站由水輪機(jī)、調(diào)速器、勵(lì)磁系統(tǒng)和同步發(fā)電機(jī)組成[14]。小水電并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)如圖3所示。通常情況下，小水電處于并網(wǎng)狀態(tài)，向主電網(wǎng)輸送電能，保持功率滿發(fā)。當(dāng)發(fā)生線路故障等情況時(shí)，小水電與上層電網(wǎng)間的聯(lián)絡(luò)開關(guān)斷開，小水電切換為孤島運(yùn)行狀態(tài)，此時(shí)孤島內(nèi)常因功率不平衡而導(dǎo)致電壓水平和頻率發(fā)生變化，變化規(guī)律與水輪機(jī)運(yùn)行特性以及功率不平衡度相關(guān)。

圖3 小水電并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)圖

孤島內(nèi)頻率變化主要受兩方面影響，一是功率不平衡程度，二是水電裝機(jī)容量及機(jī)組慣量。孤島初期，調(diào)速器未動(dòng)作，孤島內(nèi)所有機(jī)組在同步力矩的作用下達(dá)到同一加速度[15]。此時(shí)孤島內(nèi)機(jī)組的角速度變化如下式[16,17]：

式中：

J—水電機(jī)組的轉(zhuǎn)動(dòng)慣量；

ω—機(jī)組的角速度；

Mt，Mg—水輪機(jī)的主動(dòng)力矩與發(fā)電機(jī)阻力矩；

Pmi，Pei—機(jī)組i的機(jī)械功率及電磁功率。

由上式可知，轉(zhuǎn)子角速度變化率與系統(tǒng)功率不平衡度Pmi-Pei成正比。當(dāng)孤島瞬間，水電機(jī)組孤島前輸送給電網(wǎng)的功率將因孤島發(fā)生而無法送出，使得Pei突然降低。而發(fā)電機(jī)的機(jī)械功率由于水電機(jī)組慣性不能突變。孤島前Pmi=Pei，孤島后Pmi＞Pei，轉(zhuǎn)子的角加速度為一個(gè)正值，水電機(jī)組轉(zhuǎn)速快速上升，進(jìn)而系統(tǒng)頻率升高。

3 仿真分析

基于MATLAB/Simulink平臺(tái)搭建風(fēng)光、風(fēng)水、水光互補(bǔ)運(yùn)行的并網(wǎng)模型。其中風(fēng)力發(fā)電功率、光伏發(fā)電功率、水力發(fā)電功率均為450 kW，考慮到分布式風(fēng)電、水電多運(yùn)行于偏遠(yuǎn)山區(qū)，風(fēng)力電站發(fā)電后經(jīng)5 km輸電線路傳輸至負(fù)載，水力電站發(fā)電后廠用電5 kW，剩余功率經(jīng)5 km輸電線路傳輸至負(fù)載。正常運(yùn)行時(shí)，互補(bǔ)系統(tǒng)工作于并網(wǎng)模式，風(fēng)電、光電運(yùn)行于最大功率發(fā)電工況，小水電運(yùn)行于最大功率因數(shù)發(fā)電模式，由主網(wǎng)穩(wěn)定系統(tǒng)頻率。當(dāng)故障情況下，為保障本地負(fù)荷的供電可靠性或孤島保護(hù)設(shè)備動(dòng)作期間，互補(bǔ)系統(tǒng)運(yùn)行于孤島微網(wǎng)模式，由微網(wǎng)內(nèi)能量管理系統(tǒng)控制微網(wǎng)頻率。但山區(qū)存在通信時(shí)延，微網(wǎng)內(nèi)設(shè)備通信質(zhì)量與協(xié)調(diào)控制能力較差。孤島初期，能管控制器不能及時(shí)動(dòng)作，本文通過對比頻率與電壓波形研究互補(bǔ)系統(tǒng)在孤島初期的暫態(tài)穩(wěn)定性。仿真運(yùn)行初始狀態(tài)設(shè)置為并網(wǎng)運(yùn)行，5 s后并網(wǎng)聯(lián)絡(luò)開關(guān)斷開，互補(bǔ)發(fā)電電源與本地負(fù)載組成孤島系統(tǒng)。仿真孤島后1 s內(nèi)頻率變化與電壓變化。

表1 不同荷源比下互補(bǔ)系統(tǒng)容量配置

3.1 風(fēng)光互補(bǔ)孤島初期頻率-電壓變化情況

圖4～6分別為負(fù)荷電源容量比（以下簡稱荷源比）為50 %、100 %、150 %時(shí)的孤島初期頻率-電壓曲線。當(dāng)荷源比為50 %時(shí)，系統(tǒng)孤島后頻率與電壓呈振蕩上升趨勢，0.067 s后系統(tǒng)頻率升至50.5 Hz，1 s后頻率升至53.6 Hz；三相電壓標(biāo)幺值在5.1 s時(shí)達(dá)到1.438。當(dāng)荷源比為100 %時(shí)，系統(tǒng)孤島后頻率呈振蕩上升趨勢，振蕩頻率高于50 %工況，1 s后頻率達(dá)到50.5 Hz；三相電壓穩(wěn)定在基準(zhǔn)值附近。當(dāng)荷源比為150 %時(shí)，系統(tǒng)孤島后頻率與電壓呈振蕩下降趨勢，0.096 s后頻率達(dá)到49.5 Hz，1 s后頻率降至48.2 Hz；5.1 s時(shí)三相電壓標(biāo)幺值降至0.835，并能保持一定時(shí)間的穩(wěn)定。

圖4 荷源比50 %工況下風(fēng)光互補(bǔ)微網(wǎng)孤島頻率-電壓曲線

3.2 風(fēng)水孤島初期頻率-電壓變化情況

圖7～9分別為荷源比為50 %、100 %、150 %時(shí)的孤島初期頻率-電壓曲線。當(dāng)荷源比為50 %時(shí)，系統(tǒng)孤島后頻率呈上升趨勢，0.093 s后系統(tǒng)頻率升至50.5 Hz，1 s后頻率升至55.8 Hz；三相電壓在孤島后0.18 s內(nèi)相對穩(wěn)定，穩(wěn)定在基準(zhǔn)值附近。當(dāng)荷源比為100 %時(shí)，系統(tǒng)孤島后頻率先出現(xiàn)一個(gè)大的波動(dòng)，波峰達(dá)到50.2 Hz，隨后頻率下降，呈振蕩上升趨勢，1 s后頻率升至50.17 Hz；三相電壓標(biāo)幺值穩(wěn)定在0.988附近。當(dāng)荷源比為150 %時(shí)，系統(tǒng)孤島后頻率呈下降趨勢，0.152 s后頻率達(dá)到49.5 Hz，1 s后頻率降至46.9 Hz；5.1 s時(shí)三相電壓標(biāo)幺值降至0.830 7，并保持在該值附近。

圖7 荷源比50 %工況下風(fēng)水互補(bǔ)微網(wǎng)孤島頻率-電壓曲線

圖5 荷源比100 %工況下風(fēng)光互補(bǔ)微網(wǎng)孤島頻率-電壓曲線

圖6 荷源比150 %工況下風(fēng)光互補(bǔ)微網(wǎng)孤島頻率-電壓曲線

3.3 水光孤島初期頻率-電壓變化情況

圖10～12分別為荷源比為50 %、100 %、150 %時(shí)的孤島初期頻率-電壓曲線。當(dāng)荷源比為50 %時(shí)，系統(tǒng)孤島后頻率呈平滑上升趨勢，0.106 s后系統(tǒng)頻率升至50.5 Hz，1 s后頻率升至56.18 Hz；三相電壓標(biāo)幺值呈振蕩上升趨勢，5.091 s時(shí)升至1.306。當(dāng)荷源比為100 %時(shí)，系統(tǒng)孤島后頻率先出現(xiàn)一個(gè)大的波動(dòng)，波峰達(dá)到50.17 Hz，隨后頻率下降，呈振蕩上升趨勢，1s后頻率升至50.14 Hz；三相電壓在穩(wěn)態(tài)值附近波動(dòng)。當(dāng)荷源比為150 %時(shí)，系統(tǒng)孤島后頻率呈平滑下降趨勢，0.162 s后頻率降至49.5 Hz，1 s后頻率降至44.52 Hz；三相電壓呈振蕩下降趨勢，5.142 s時(shí)降至0.904。

圖8 荷源比100 %工況下風(fēng)水互補(bǔ)微網(wǎng)孤島頻率-電壓曲線

圖9 荷源比150 %工況下風(fēng)水互補(bǔ)微網(wǎng)孤島頻率-電壓曲線

圖10 荷源比50 %工況下水光互補(bǔ)微網(wǎng)孤島頻率-電壓曲線

圖11 荷源比100 %工況下水光互補(bǔ)微網(wǎng)孤島頻率-電壓曲線

圖12 荷源比150 %工況下水光互補(bǔ)微網(wǎng)孤島頻率-電壓曲線

4 結(jié)語

結(jié)合山區(qū)小水電、光伏與風(fēng)電不同組合發(fā)電的情況，控制分布式電源出力不變，改變負(fù)荷占比，對風(fēng)光互補(bǔ)、風(fēng)水互補(bǔ)、水光互補(bǔ)系統(tǒng)運(yùn)行情況進(jìn)行仿真，重點(diǎn)研究不同組合發(fā)電方式的系統(tǒng)孤島初期運(yùn)行穩(wěn)定性。仿真分析表明：

1）在荷源比50 %工況下，即負(fù)荷相對電源較小時(shí)，孤島后頻率呈上升趨勢，風(fēng)光互補(bǔ)發(fā)電在孤島后初期頻率變化幅度相對較慢，但頻率抖動(dòng)較大；水光互補(bǔ)發(fā)電頻率變化較快，但頻率變化波形光滑，抖動(dòng)較小。對比三相電壓波形，風(fēng)水互補(bǔ)系統(tǒng)孤島后的三相電壓能在短期內(nèi)保持穩(wěn)定。

2）在荷源比為100 %時(shí)，即負(fù)荷與電源近乎平衡時(shí)，三種互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)均能穩(wěn)定運(yùn)行于孤島微網(wǎng)模式。由此可以在符合并網(wǎng)的條件下快速并網(wǎng)，提高多能互補(bǔ)系統(tǒng)的供電可靠性。

3）在荷源比150 %工況下，即負(fù)荷相對電源較大時(shí)，孤島后頻率呈下降趨勢，風(fēng)光互補(bǔ)發(fā)電在孤島后初期頻率變化幅度相對較慢；水光互補(bǔ)發(fā)電頻率變化較快，頻率變化波形光滑，抖動(dòng)較小。對比三相電壓波形，風(fēng)光、風(fēng)水互補(bǔ)系統(tǒng)孤島后的三相電壓標(biāo)幺值穩(wěn)定至0.83附近，水光互補(bǔ)微網(wǎng)系統(tǒng)呈振蕩變化趨勢。