中國儲能網訊：為應對能源危機與環(huán)境問題，大力發(fā)展風電、光伏等可再生能源，實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標已經成為共識。預計到2030年，中國非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上。構建新型電力系統(tǒng)是落實碳達峰、碳中和目標的重要途徑。隨著新能源滲透率持續(xù)攀升與電力電子設備的大量使用，電力系統(tǒng)的形態(tài)和特性將發(fā)生顯著變化，低慣量特性凸顯。此外，隨著同步發(fā)電機被電力電子變流器接口型電源大量替代，電力系統(tǒng)調頻資源不斷減少，電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行面臨巨大挑戰(zhàn)?。
《中國電力》2024年第10期刊發(fā)了胡英杰等撰寫的《考慮容量限制的構網型光儲系統(tǒng)慣量與一次調頻參數優(yōu)化配置方法》一文。文章提出了一種考慮容量限制的頻率控制參數優(yōu)化配置方法。與控制參數固定時相比，該方法能夠自適應調整下垂、虛擬慣量系數，在保證出力不越限的同時充分利用光儲系統(tǒng)的暫態(tài)頻率支撐能力。
摘要
隨著電力系統(tǒng)可再生能源占比不斷提高，系統(tǒng)的慣量水平逐步降低，通過配置儲能使光伏發(fā)電提供慣量與一次調頻支撐成為應對頻率穩(wěn)定性問題的有效手段。過小的頻率支撐參數無法充分利用光儲系統(tǒng)的調頻能力，而過大的參數將導致暫態(tài)過程中儲能或變流器功率越限，引發(fā)設備損壞風險。為此，提出了一種考慮容量限制的光儲系統(tǒng)慣量與一次調頻參數優(yōu)化配置方法。首先，基于構網型光儲系統(tǒng)的控制方程建立了頻率偏差、頻率死區(qū)、一次調頻系數與變流器出力間的解析關系，從而推導出保證變流器和儲能出力不越限的一次調頻系數的可行邊界。其次，以光儲系統(tǒng)容量限制和其參與暫態(tài)頻率支撐的動態(tài)方程為約束，建立了最大化頻率最低點的光儲系統(tǒng)頻率支撐優(yōu)化模型，以確定最佳的虛擬慣量系數。最后，仿真分析驗證了該方法可在多種場景下充分利用光儲系統(tǒng)的暫態(tài)頻率支撐能力，并滿足容量限制。
01
構網型光儲系統(tǒng)的拓撲結構及控制策略
構網型光儲系統(tǒng)的拓撲示意如圖1所示，光伏陣列控制器通過控制Boost前級的占空比以對端電壓Ut進行控制，實現(xiàn)MPPT功能；儲能單元通過雙向Buck-Boost電路連接到直流母線，控制直流電壓保持恒定；三相逆變器采用虛擬同步（virtual synchronous generator，VSG）控制，通過LCL濾波器濾除諧波后向電網送出功率。VSG控制策略使并網變流器可以模擬同步發(fā)電機的慣量與一次調頻特性，以在系統(tǒng)發(fā)生功率擾動時提供頻率支撐。
式中：H為VSG的虛擬慣量系數；D為VSG的虛擬阻尼系數；Pc0為有功功率設定值；Pc為有功功率實際值；KD為VSG的一次調頻系數；KQ為無功-電壓下垂系數；圖片為無功功率參考值；Qc為無功功率實際值；U0為變流器交流側電壓參考值；U為變流器交流側電壓的實際值。
02
一次調頻系數邊界估計
VSG控制的慣量、阻尼及一次調頻系數等參數對頻率支撐效果有顯著影響。設置較大的控制參數會得到更好的頻率支撐效果，但也可能導致暫態(tài)過程中變流器和儲能的功率超出其容量限制，影響設備的使用壽命甚至造成設備損壞。因此，需要確定保證變流器和儲能功率不越限的控制參數可行域。
當頻率跌落至最低點時，頻率偏差最大，光儲系統(tǒng)用于一次調頻的功率達到最大值；由于最低點的頻率變化率為零，光儲系統(tǒng)用于慣量支撐的功率也為零。光儲系統(tǒng)提供的功率支撐應小于其剩余容量，由式（1）可得
03
控制參數協(xié)同優(yōu)化方法
忽略機組間的頻率搖擺過程，用系統(tǒng)頻率響應模型（system frequency response，SFR）模型描述系統(tǒng)的頻率動態(tài)為
根據式（12）求解所研究系統(tǒng)的頻率最低點的解析表達式是非常困難的。對此，本文將式（12）轉化為離散形式，并將離散化方程作為約束進行優(yōu)化問題的數值求解。采用歐拉法對式（12）進行差分化，可得
04
仿真驗證
在Matlab/Simulink平臺上搭建了圖1所示的光儲并網系統(tǒng)的仿真模型，交流系統(tǒng)的額定電壓為10 kV，基準容量為1 MV·A，其他參數如表1所示。
表1 仿真系統(tǒng)主要參數
Table 1 Main Parameters of the Test System
儲能單元和光伏陣列共用一個變流器，需要同時考慮變流器和儲能單元的容量限制。變流器的初始無功功率為0.4 p.u.，則考慮變流器容量限制時最大有功功率約為1.56 p.u.，考慮儲能單元容量時，剩余有功容量最大為0.3 p.u.。
4.1 剩余容量對一次調頻響應的影響
VSG的慣量參數為5 p.u.，并應用本節(jié)所提方法計算得到最大的一次調頻系數。表2為算例1—算例5的初始有功功率、剩余有功容量和最大一次調頻一次調頻系數。
表2 算例1—算例5的控制參數設置
Table 2 Control Parameter Settings for Case 1 to Case 5
從表2可以看出，考慮變流器/儲能單元的容量限制時，最大一次調頻系數隨著剩余容量的增大而增大。T=15 s時本地負荷突增0.6 p.u.，圖3為系統(tǒng)頻率響應及光伏發(fā)電有功功率。從圖3 a)可以看出，當光伏/儲能不參與調頻時，系統(tǒng)頻率最低點達到了允許的最小值（即49.2 Hz）；當光儲系統(tǒng)參與調頻時，系統(tǒng)頻率最低點高于49.2 Hz，頻率最低點提升效果隨著剩余容量增加而增加。從圖3 b)可以看出，應用本文方法計算的最大一次調頻一次調頻系數時，不同條件下有功功率均不會越過逆變器的容量限制。此外，不同情況下暫態(tài)過程中儲能單元輸出的最大功率為0.19 p.u.，未越過儲能單元容量限制。
圖3 系統(tǒng)頻率響應及光伏發(fā)電（直流儲能）有功功率
Fig.3 System frequency response and active power of photovoltaic generation (DC energy storage)
4.2 所提參數優(yōu)化方法效果驗證
分別應用所提參數優(yōu)化方法所得控制參數、較大的控制參數（一次調頻系數20、慣量系數10）和較小的控制參數（一次調頻系數40、慣量系數20），不同條件下的仿真結果如圖4和圖5所示。
圖4 系統(tǒng)頻率響應及逆變器輸出有功功率（算例1）
Fig.4 System frequency response and inverter output active power (example 1)
圖5 系統(tǒng)頻率響應及逆變器輸出有功功率（算例2）
Fig.5 System frequency response and inverter output active power (example 2)
1）算例1：剩余容量較大。換流器初始有功功率1.3 p.u.，剩余有功容量為0.26 p.u.，求解本文所提的協(xié)同優(yōu)化問題可得一次調頻系數為13.76，慣量系數為16.44，仿真結果如圖4所示。
在圖4中，采用3種控制參數配置方案時逆變器輸出的有功功率均未越限。相比采用固定控制參數的情況，采用本文方法系統(tǒng)的頻率最低點從48.76 Hz提升到49.2 Hz，提升了0.44 Hz?？梢钥闯?，采用所提參數協(xié)同優(yōu)化方法時，系統(tǒng)頻率最低點提升效果更好，而采用固定控制參數時系統(tǒng)頻率越限。
2）算例2：剩余容量較小。換流器初始有功功率1.45 p.u.，剩余有功容量為0.11 p.u.，求解本文所提的協(xié)同優(yōu)化問題可得一次調頻系數為3.90，慣量系數為12.45，仿真結果如圖5所示。
當換流器剩余有功容量較少時，求解優(yōu)化問題所得的一次調頻系數和慣量系數同步下降。在圖5中，采用本文方法和較小的控制參數時，系統(tǒng)頻率最低點十分接近；采用較大的控制參數時，系統(tǒng)頻率最低點被有效提升。然而，采用較大的控制參數會造成逆變器輸出的有功功率越限?？梢钥闯觯^大的控制參數導致有功功率超出了變流器容量限制0.07 p.u.，采用所提方法時，逆變器輸出的功率被有效限制有功容量范圍內。
05
結語
本文提出了一種考慮容量限制的構網型光儲系統(tǒng)慣量與一次調頻參數優(yōu)化配置方法。一是在考慮到光儲系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的前提下，推導出一次調頻系數可行邊界計算方法。二是以最小化頻率偏差為目標建立了考慮變流器和儲能容量約束的頻率支撐控制參數優(yōu)化模型，在系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的基礎上，可根據擾動大小自適應地調整頻率支撐控制參數，以充分發(fā)揮構網型光儲系統(tǒng)的暫態(tài)頻率支撐能力。
