3.2 微网自动消纳工况
微网自动消纳工况包括：微网并网时负荷低谷方式下由储能系统平衡,微网孤岛运行时由储能系统作为主控电压源,以及孤岛转并网等过程。以纳米变侧为例,设置过程为：初始状态并网(0 s)—孤岛(10 s)—转并网(18 s),孤岛、并网时刻可控,设置孤岛转并网前0.5 s进行同步补偿。具体参数如
表2所示。
仿真波形如图13—18所示。
记录并网及孤岛时各微电源输出功率以及负
表2 参数设置
图13 电池SOC
图14 电网频率
图15 逆变器输出电压
图16 逆变器输出电流
图17 有功功率
荷如表3所示,+表示输出,-表示消耗。结合仿真波形可以得出,微电网并网运行(0—10s)时,各微
图18 无功功率
表3 功率分布(1)
电源输出总有功功率Pout=2.6MW,无功功率Qout=
900kvar,本地负荷Pload=1.13MW,Qload=795kvar,其中变压器损耗未计及,微网的多余能量通过蓄电池储能充电平衡,储能的SOC值增大;微电网孤岛运行(10—18s)时,由PQ控制切换为V/F控制,储能根据微网负载提供有功供给,储能SOC值减小,有功值发生反转,无功有微小的波动;18 s后,微网再次并网运行。通过观测微网并网(0 s)—孤岛(10 s)—并网(18 s)的过程中,微电源并网点电压、电流均快速响应且平滑过渡,且电网频率波动较小,基本维持在50 Hz。
3.3 电力高峰外部电网受电工况
当微电源提供的功率一定,而负载超荷运行时,除了由储能系统放电,还可以通过柔性直流传输线从外部电网得到功率供给。具体功率分布如表4 功率分布(2)
由表4可知,有功功率有2.53 MW的功率缺口,相对于柔直容量的0.158 pu,如果考虑线路损耗及变压器损耗,按0.2 pu进行补偿。以下通过仿真分析基于柔性直流互联从外部电网受电时功率传输情况。两站分别为SM_MMC1、SS_MMC2,均为27电平。两站的控制均在SS_Control,其中MMC1采用定有功、定无功控制,MMC2采用定直流电压、定无功控制。MMC1站接外部电网,为功率发出端;MMC2接配网,为接收端。各个站的有功及无功参考信号均来自监控界面SC_Console,经SS_Control计算得到3个站的调制波,最后分别由SS_PWM_ gen1通过载波移相的方式产生2个站的PWM信号。
运行条件：两站交直流并联运行,MMC1有功出力为0.2 pu,且两站均不送出无功,运行结果如图19、20所示。
图19 MMC1、MMC2相关波形
图20 储能系统相关波形
图19分别为MMC1、MMC2交流侧电压、电流以及有功功率。解锁后,MMC1发出有功(P1= 0.2 pu),MMC2接收有功(P2=-0.2 pu)。MMC2交流侧与配电网相连,在系统电源发出功率不变的情况下,该0.2 pu有功功率为配电网本地负荷提供电力缺口。图20为蓄电池并网点电压、电流、频率以及电池SOC波形,所有微电源出力时,电网电压、电流以及频率波形稳定,蓄电池处于满发,由外部系统提供功率支撑稳定运行。
4 结论
本文基于实时数字仿真平台RT-LAB建立交直流混合主动配电网模型,该拓扑包含±20 kV柔性直流互联系统、分布式光伏、分布式风电、储能系统、电动汽车充换电负荷以及直流微网等可控单元及相应变流器控制的详细建模。该模型在RT-LAB实时仿真平台实时运行,模型分为9个核进行并行计算,仿真步长50 μs,核资源占用最多为88.96%,平均占用资源为41.5%,显著体现了系统仿真的高效性和时效性。
针对电力盈亏优先考虑储能系统平衡的局限性问题,将柔性直流互联应用于主动配电网功率协调控制,可以在换流站一端出现功率缺口时由直流母线及时提供功率供给,并对储能系统充放电消纳工况、高峰电力缺口时由柔性直流互联从外部电网受电工况进行仿真分析,验证该系统在配电网应用的有效性。该模型为交直流混合主动配电系统理论及工程应用的研究提供前期参考和理论指导。
