CN113742907B - 一种光伏电站短路电流统一计算方法 - Google Patents

Abstract

本申请公开了一种光伏电站短路电流统一计算方法，包括：利用故障分析时的已知量建立光伏电站内不同发电单元电流限幅环节作用与否判定规则，对故障特性的差异规律进行表征，以此为基础，结合发电单元并网点正序电压跌落系数迭代计算对发电单元进行分群，将站内全部发电单元按照电流限幅环节发生作用与电流限幅环节未发生作用分为两个群，分别计算两个群发电单元的输出电流，最终将其合成累加得到光伏电站的短路电流。与传统计算方法相比，本发明可大大降低计算误差，能够更为全面表征光伏电站的实际故障电流变化特征，在应用于电力系统分析和整定计算软件时，能够提供更为精准的短路电流模型。

Description

一种光伏电站短路电流统一计算方法

技术领域

本发明属于电力系统新能源发电技术领域，涉及一种光伏电站短路电流统一计算方法。

背景技术

随着“双碳”目标的提出和能源转型的发展，越来越多的新能源光伏电站投入运行。光伏电站渗透率的逐渐增高，使得电网故障特性发生根本性改变。现有的模拟仿真、整定计算软件中通常忽略光伏电站的影响，或将光伏电站视为同步发电机处理，导致所得故障分析计算结果与实际电网故障特征存在较大出入。

如图6所示，大规模光伏电站是由若干光伏发电单元集群组合而成，发电单元首先经电缆(或架空线路)汇集后接入汇集母线，之后经架空线路接入升压变电站。站内发电单元在空间位置上不规则分散分布，它们感受到的故障电压与光照度等均存在一定差异，导致故障期间站内发电单元的暂态运行控制模式复杂多变。如何建立实际发电单元集群系统故障特征的光伏电站短路计算模型至关重要。

目前现有的光伏电站短路计算方法和研究多是基于站内所有发电单元故障特性基本一致的假设，在分析发电单元故障穿越控制响应特性基础上，基于单一光伏发电单元故障暂态特性建立整个光伏电站的短路计算模型。在实际中由于受光照度、故障后电压跌落程度等影响，站内不同空间处光伏发电单元的故障特性存在差异，这会导致现有光伏电站短路计算模型无法真实反映实际系统短路电流变化特性，相应地使用这些模型和计算方法的故障分析、整定计算软件在精准度及暂态特性描述上不能满足需求。

发明内容

为解决现有技术中的不足，本申请提供一种光伏电站短路电流统一计算方法，能够更为精准地刻画短路故障下不同发电单元的行为特性差异规律，提升短路电流计算准确度。

为了实现上述目标，本发明采用如下技术方案：

一种光伏电站短路电流统一计算方法，利用故障分析时的已知量建立光伏电站内不同发电单元电流限幅环节作用与否判定规则，对故障特性的差异规律进行表征，以此为基础，结合发电单元并网点正序电压跌落系数迭代计算对发电单元进行分群，将站内全部发电单元按照电流限幅环节发生作用与电流限幅环节未发生作用分为两个群，分别计算两个群发电单元的输出电流，最终将其合成累加得到光伏电站的短路电流。

本发明进一步包括以下优选方案：

优选地，所述故障分析时的已知量包括发电单元的电流限幅值、输出功率、并网点正序电压、额定视在功率、额定电压。

优选地，所述方法包括以下步骤：

步骤1：对光伏电站进行故障分析，确定光伏电站运行参数，包括发电单元的并网点初始电压、电流限幅值、额定视在功率、额定电压和输出功率；

步骤2：设置收敛系数ε，用于表征迭代计算精度；

步骤3：迭代计算光伏电站内每个发电单元并网点正序电压跌落系数，当满足收敛系数ε表征的迭代计算精度后，输出跌落系数，进入步骤4；

步骤4：根据步骤1的光伏电站运行参数和跌落系数，确定发电单元的电流限幅环节作用情况，在将站内全部光伏发电单元进行遍历式计算后，按照电流限幅环节发生作用、电流限幅环节未发生作用将发电单元分为两个群；

步骤5：计算两个群中所包含的发电单元输出电流；

步骤6：对两个群中所包含的发电单元输出电流进行矢量合成，得到光伏电站短路电流。

优选地，步骤1中，电流限幅值、额定视在功率和额定电压均由站内发电单元的型号决定，从相应型号的说明书中获取；

输出功率根据光伏电站当地典型夏日或冬日的光照度变化规律确定。

优选地，步骤2中，所述收敛系数ε在0.02-0.1之间选择。

优选地，步骤3中，发电单元i并网点正序电压跌落系数γ_i由站内发电单元的空间电气分布距离决定；

γ_i(k+1)-γ_i(k)≤ε时，输出跌落系数，进入步骤4，k为迭代次数。

优选地，发电单元并网点正序电压跌落系数的计算公式为：

其中，γ_i(k)为发电单元i第k次迭代计算所得的并网点正序电压跌落系数；

U^k _pn.f为第k次迭代计算对应光伏发电单元并网点的故障电压，通过联立系统节点导纳矩阵和第k-1次计算所得的故障电流得到。

优选地，步骤4中，发电单元的电流限幅环节作用与否的判据为：

当时，判定系数α_i＝0，表明第i个发电单元的电流限幅环节未发生作用；反之，判定系数α_i＝1，第i个发电单元的电流限幅环节发生作用；

其中，I_lim-i、P_pv-i、γ_i、S_gN-i、U_gN-i分别为发电单元i的电流限幅值、输出功率、并网点正序电压跌落系数、额定视在功率、额定电压。

优选地，步骤5中，发电单元输出电流计算公式为：

其中，I_f-i为发电单元i的输出电流。

优选地，步骤6中，光伏电站短路电流计算公式为：

其中，I_f为为光伏电站短路电流，n为站内发电单元个数，m为站内电流限幅环节发生作用的发电单元个数，I_lim-j为发电单元j的电流限幅值。

本申请所达到的有益效果：

1、相比于传统将光伏电站视为恒流源或者受控电流源的方法，本发明从电网故障分析和整定计算角度考虑，利用故障分析时的已知量(电流限幅值、额定视在功率和额定电压等由站内发电单元的型号决定的已知量)建立光伏电站内不同发电单元电流限幅环节作用与否判定规则，对故障特性的差异规律进行表征，将站内光伏发电单元暂态运行控制模式的差异性与电流限幅环节是否发生作用直接相关(以电流限幅判定系数表征不同运行控制模式)；

以此为基础，通过将站内全部光伏发电单位分群(电流限幅环节是否发生作用)，对其分别计算短路电流，再合成输出的统一短路电流，充分考虑了站内不同空间位置发电单元处于不同暂态运行控制模式的差异性，更为精准地反应短路电流的变化规律。

2、本发明所提出的分群算法在具体实现上，利用了光伏电站实际运行中参数，并进行了反复迭代计算，可根据需求设定对应的计算精度，动态调整计算正序电压跌落系数，在具体函数约束关系下得到新的分群结果，相比于固定参数的计算方法，本发明自适应能力。

附图说明

图1是本发明一种光伏电站短路电流统一计算方法流程图；

图2是本发明进行跌落系数计算的含伏电站的配电网拓扑示例图；

图3是图2含伏电站的配电网的故障等值网络图；

图4是光伏发电单元典型拓扑结构图；

图5是本发明实施例中光伏电站内发电单元分群算法流程图；

图6是本发明实施例中含光伏电站的电网拓扑结构图；

图7是本发明实施例中光伏电站短路电流统一计算方法输出波形。

具体实施方式

下面结合附图对本申请作进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本申请的保护范围。

本发明的一种光伏电站短路电流统一计算方法，利用故障分析时的已知量建立光伏电站内不同发电单元电流限幅环节作用与否判定规则，对故障特性的差异规律进行表征，以此为基础，结合发电单元并网点正序电压跌落系数迭代计算对发电单元进行分群，将站内全部发电单元按照电流限幅环节发生作用与电流限幅环节未发生作用分为两个群，分别计算两个群发电单元的输出电流，最终将其合成累加得到光伏电站的短路电流。

如图1所示，具体包括以下步骤：

步骤1：对光伏电站进行故障分析，确定光伏电站运行参数，包括发电单元的并网点初始电压、电流限幅值、额定视在功率、额定电压和输出功率；

电流限幅值、额定视在功率和额定电压均由站内发电单元的型号决定，从相应型号的说明书中获取；

输出功率根据光伏电站当地典型夏日或冬日的光照度变化规律确定。

步骤2：设置收敛系数ε，用于表征迭代计算精度；

电压的跌落系数企业标准规定通常不大于0.9，从现有仿真分析和整定计算精度考虑，收敛系数的取值可在0.02-0.1之间选择。取值越大，迭代次数越少，相对而言精度不如小收敛系数；取值越小，越精细，但会造成计算繁琐复杂。0.05左右的收殓系数可以满足当下需求。

步骤3：迭代计算光伏电站内每个发电单元并网点正序电压跌落系数，当满足收敛系数ε表征的迭代计算精度后，输出跌落系数，进入步骤4；

具体实施时，对含光伏电站的实际电力系统进行反复迭代计算，在设置的计算精度下得到站内每个光伏发电单元并网点正序电压跌落系数。

并网点初始电压用于在迭代计算中的电压跌落系数的第一次计算。

发电单元i并网点正序电压跌落系数γ_i由站内发电单元的空间电气分布距离决定；

γ_i(k+1)-γ_i(k)≤ε时，输出跌落系数，进入步骤4，k为迭代次数；

即在满足精度需求后，各发电单元的跌落系数取值为γ_i(k+1)，输出第k+1次的跌落系数。

如图2所示，光伏电站中包含4个光伏发电单元，以此为例，说明γ_i的计算方法。

图2中，表示系统电势；Z_s表示系统等值阻抗；Z_Ln表示线路阻抗。/>表示第n个光伏发电单元并网点故障电压；/>为逆变电源提供的故障点电流；/>为流经线路的电流；/>为流向负荷的电流。

当在第3个和第4个光伏发电单元之间处发生三相短路时，故障等值网络如图3所示：

图3中，为系统等效电流源；Y_s为系统等值导纳；Y_Ln为线路等值导纳；Y_f为过渡电阻的等值导纳；Y_LDn为负荷等值导纳。

根据等值网络图3，可得出故障点的节点导纳方程：

其中：

每个光伏发电单元提供的故障电流为：

根据导纳方程，建立节点电压方程组如下式所示：

采用迭代修正的方法，可得到

发电单元并网点正序电压跌落系数的计算公式为：

其中，γ_i(k)为发电单元i第k次迭代计算所得的并网点正序电压跌落系数；

U_gN-i为第i个光伏电池并网点额定电压，通常为已知量；

U^k _pn.f为第k次迭代计算对应光伏发电单元并网点的故障计算电压，通过联立系统节点导纳矩阵和第k-1次计算所得的故障电流得到第k次的U^k _pn.f，在系统拓扑及光伏发电单元确定之后，整个系统导纳矩阵即为定值，由于分母为额定电压，视为定值，便得得到光伏发电单元i的第k次迭代计算所得跌落系数，过程类比潮流计算。

步骤4：当跌落系数满足设定的计算精度时，根据步骤1的光伏电站运行参数和跌落系数，确定发电单元的电流限幅环节作用情况，在将站内全部光伏发电单元进行遍历式计算后，按照电流限幅环节发生作用、电流限幅环节未发生作用将发电单元分为两个群：一个群中包含电流限幅环节发生作用的发电单元，另一群包含电流限幅环节未发生作用的发电单元。

光伏发电单元的典型拓扑结构如图4所示，发电单元先经过DC/DC斩波器进行电压变换，之后利用逆变器将其与电网相连。电网短路故障下，并网点电压Ug迅速改变，但逆变器出口处电压Ui并不随之迅速改变，导致流过滤波器的电流快速增大，该电流极有可能超出逆变器最大允许电流值(尤其在不对称故障情况下)。此情况下，逆变器控制回路中电流限幅环节发生作用，流过逆变器的实际电流受限，等于其最大允许电流值。

若逆变器输出电流受限或者该电流增大的速率小于并网点电压减小的速率时，逆变器送出到电网的功率将减小。光伏发电单元输入到逆变器直流侧的功率变化速率大于交流侧功率变化速率，导致交直流侧功率不平衡，直流电压将以较快速度上升。为同时保障故障期间直流电压维持在允许范围之内，直流卸荷电路会投入，实现平衡逆变器交直流侧功率。

任意对称与不对称故障下，因站内光伏发电单元始终仅输出正序电流，所以第i个光伏发电单元输出到电网的平均有功和无功功率表达式为(逆变器通常采用电网电压定向于d轴的矢量控制策略)：

式中，分别表示第i个光伏发电单元输出的平均有功与无功功率分量；

根据现有低电压穿越规范，光伏发电单元的无功功率支撑要求与其并网点的电压跌落程度直接相关；

表示第i个光伏发电单元并网点正序电压的d轴分量；

分别表示光伏发电单元提供的正序电流的d轴与q轴分量。

将光伏发电单元提供的正序电流d轴与q轴分量向量合成，可到第i个发电单元输出电流与功率的关系：

式中：为故障期间第i个光伏发电单元向电网提供的平均视在功率；

U_gN-i为光伏发电单元并网点额定电压；

γ_i为第i光伏发电单元并网点正序电压跌落系数。

短路故障时逆变器交直流侧电压、电流以及功率之间关系如式(3)所示：

式中：和/>为光伏发电单元并网点正序、负序电压矢量；/>和/>为逆变器出口处正序、负序交流电压矢量；

I^p和Iⁿ为流过逆变器的正序、负序交流电流矢量；

R为考虑开关器件死区效应、滤波电感上等效电阻的综合等值电阻；

L为滤波器等值电感；

ω₁为电网角频率；

P_pv表示光伏发电单元输出到逆变器直流侧的功率，其大小主要由光照强度决定；

P_g为经逆变器送入电网有功功率；

U_dc为直流电压；

C为直流电容。

逆变器交流测正序无功电流分量与正序电压跌落系数、额定电流的关系如式(4)所示：

式中：为光伏发电单元并网点正序电压跌落系数，U_gN为光伏发电单元并网点额定电压。I_N为流过逆变器的额定电流。

联立式(3)、(4)可以得到短路故障时，直流卸荷电路与电流限幅环节尚未发生作用情况下，第i个光伏发电单元向电网提供的平均有功与无功功率分量：

根据式光伏发电单元的输出电流(式(3))和在短路故障时，直流卸荷电路与电流限幅环节尚未发生作用情况时其提供功率分量(式(5))，建立如下光伏电站内不同发电单元电流限幅环节作用与否的判据：

根据计算结果，当时，判定系数α_i＝0，表明第i个光伏发电单元的电流限幅环节未发生作用；反之，判定系数α_i＝1，第i个光伏发电单元的电流限幅环节发生作用。

电流限幅判定系数表征不同运行控制模式。

其中，I_lim-i、P_pv-i、γ_i、S_gN-i、U_gN-i分别为发电单元i的电流限幅值、输出功率、并网点正序电压跌落系数、额定视在功率、额定电压。

分群步骤如图5所示，对于系统故障分析与继电保护整定计算研究来说，光照度(与P_pv-i直接相关)、并网点正序故障电压均为已知量，本发明中的分群方法将它们作为分群指标，一定程度上避开了实际电网故障分析计算时逆变器暂态控制响应特性无法获知的难题，为建立光伏电站短路电流计算模型提供了可能。

步骤5：计算两个群中所包含的发电单元输出电流；

结合式(2)和式(4)，得到不同运行控制模式下(不同电流限幅判定系数下)的发电单元输出电流计算公式为：

其中，I_f-i为发电单元i的输出电流。

步骤6：对两个群中所包含的发电单元输出电流进行矢量合成，得到光伏电站短路电流。

假设光伏电站内共n个PV发电单元，利用上述分群方法对发电单元进行分群后，发电单元可分为2个群，其中一个群中包含m个发电单元(电流限幅环节均发生作用)，另一群包含剩余n-m个发电单元(电流限幅环节尚未发生作用)。

对这两个群中所包含的发电单元输出电流(式(7))进行矢量合成，即可得到包含站内全部光伏发电单元的统一短路电流，即光伏电站短路电流，计算公式为：

电流限幅值I_lim-j、额定视在功率S_gN-i和、额定电压U_gN-i均由站内发电单元的型号决定，发电单元型号一致情况下，这些变量的取值是相同的，它们通常可以从相应型号的说明书中获取。

光伏发电单元提供的功率P_pv-i主要跟光照度有关，若光伏电站所处地形条件较平坦，不考虑云遮挡情况可认为站内发电单元感受到的光照度是相同的，即站内所有发电单元的P_pv-i是相同的，其可根据光伏电站当地典型夏日或冬日的光照度变化规律确定。

并网点正序电压跌落系数γ_i 主要由站内发电单元的空间电气分布距离(拓扑结构)决定，其取值可在上述分群步骤中得到。

可见，站内发电单元型号已知的情况下，本发明所提对称与不对称故障下的光伏电站统一短路电流计算方法主要与光照度、发电单元感受到的正序电压跌落系数有关，而这些量在电网故障分析、整定计算中通常为已知量，这可有效避免逆变器暂态控制响应特性未知给光伏电站短路电流分析与计算所带来的难题。

实施例1

搭建仿真模型，对利用传统电磁暂态分析软件的仿真输出结果和本发明的输出结果进行对比。具体步骤为：

步骤1：输入运行参数，包含：并网点初始电压、电流限幅值、额定视在功率、额定电压，上述参数可由说明书提供；单个发电单元提供的功率，依据典型夏日或冬日的光照度变化规律确定。

步骤2：输入迭代计算精度下的收敛系数ε；

在分群算法中需对含光伏电站的电力系统进行反复迭代计算，迭代计算的精度根据需要设定，由收敛系数ε表征。

步骤3-4：分群计算：

在设置的计算精度下迭代计算站内每个光伏发电单元并网点正序电压跌落系数，当满足精度需求后，根据式(6)确定该光伏发电单元的电流限幅环节作用情况。

在将站内全部光伏发电单元进行遍历式计算后，得到两个电流限幅环节是否发生作用的分群。

对图6所示实施例的64个发电单元进行分群，分群结果如表1所示。

表1光伏电站分群结果

步骤5-6：短路电流计算：

在具体故障场景和分群结果下，利用式(7)、(8)计算包含全部光伏发电单元的光伏电站输出短路电流。

设定在图6所示的母线f处，t＝0.5s时发生三相短路和两相相间短路，对本发明所提出的光伏电站短路故障下短路电流统一计算方法的效果进行验证。

图7所示为将本发明植入电力系统仿真软件后的光伏电站短路电流输出波形，表2所示为不同情况下本发明输出的短路电流与传统模型计算方法的对比。

表2不同情况下本发明与传统模型方法的短路电流计算结果对比

可见，与传统计算方法相比，本发明方法可大大降低计算误差，能够更为全面表征光伏电站的实际故障电流变化特征，在应用于电力系统分析和整定计算软件时，能够提供更为精准的短路电流模型。

综上所述，本发明首先将光伏电站内发电单元稳态短路电流与故障暂态运行控制模式(即并网逆变器电流限幅环节作用与否)结合，明确利用输出功率和并网点正序故障电压来表征故障暂态运行控制模式的方法，建立不同发电单元电流限幅环节作用与否判定方法；在此基础上，提出基于故障暂态运行控制模式差异性的光伏发电单元分群方法，在满足正序电压跌落系数的迭代计算精度需求下，实现对全站光伏发电单元的分群；对处于不同运行控制模式的发电单元输出的短路电流进行累加合成，即可得到光伏电站输出的短路电流。

本发明申请人结合说明书附图对本发明的实施示例做了详细的说明与描述，但是本领域技术人员应该理解，以上实施示例仅为本发明的优选实施方案，详尽的说明只是为了帮助读者更好地理解本发明精神，而并非对本发明保护范围的限制，相反，任何基于本发明的发明精神所作的任何改进或修饰都应当落在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种光伏电站短路电流统一计算方法，其特征在于：

利用故障分析时的已知量建立光伏电站内不同发电单元电流限幅环节作用与否判定规则，对故障特性的差异规律进行表征，以此为基础，结合发电单元并网点正序电压跌落系数迭代计算对发电单元进行分群，将站内全部发电单元按照电流限幅环节发生作用与电流限幅环节未发生作用分为两个群，分别计算两个群发电单元的输出电流，最终将其合成累加得到光伏电站的短路电流；

所述方法包括以下步骤：

步骤1：对光伏电站进行故障分析，确定光伏电站运行参数，包括发电单元的并网点初始电压、电流限幅值、额定视在功率、额定电压和输出功率；

步骤2：设置收敛系数ε，用于表征迭代计算精度；

步骤3：迭代计算光伏电站内每个发电单元并网点正序电压跌落系数，当满足收敛系数ε表征的迭代计算精度后，输出跌落系数，进入步骤4；

步骤4：根据步骤1的光伏电站运行参数和跌落系数，确定发电单元的电流限幅环节作用情况，在将站内全部光伏发电单元进行遍历式计算后，按照电流限幅环节发生作用、电流限幅环节未发生作用将发电单元分为两个群；

发电单元的电流限幅环节作用与否的判据为：

当时，判定系数α_i＝0，表明第i个发电单元的电流限幅环节未发生作用；反之，判定系数α_i＝1，第i个发电单元的电流限幅环节发生作用；

其中，I_lim-i、P_pv-i、γ_i、S_gN-i、U_gN-i分别为发电单元i的电流限幅值、输出功率、并网点正序电压跌落系数、额定视在功率、额定电压；

步骤5：计算两个群中所包含的发电单元输出电流；

步骤6：对两个群中所包含的发电单元输出电流进行矢量合成，得到光伏电站短路电流。

2.根据权利要求1所述的一种光伏电站短路电流统一计算方法，其特征在于：

所述故障分析时的已知量包括发电单元的电流限幅值、输出功率、并网点正序电压、额定视在功率、额定电压。

3.根据权利要求1所述的一种光伏电站短路电流统一计算方法，其特征在于：

步骤1中，电流限幅值、额定视在功率和额定电压均由站内发电单元的型号决定，从相应型号的说明书中获取；

输出功率根据光伏电站当地典型夏日或冬日的光照度变化规律确定。

4.根据权利要求1所述的一种光伏电站短路电流统一计算方法，其特征在于：

步骤2中，所述收敛系数ε在0.02-0.1之间选择。

5.根据权利要求1所述的一种光伏电站短路电流统一计算方法，其特征在于：

步骤3中，发电单元i并网点正序电压跌落系数γ_i由站内发电单元的空间电气分布距离决定；

γ_i(k+1)-γ_i(k)≤ε时，输出跌落系数，进入步骤4，k为迭代次数。

6.根据权利要求5所述的一种光伏电站短路电流统一计算方法，其特征在于：

发电单元并网点正序电压跌落系数的计算公式为：

其中，γ_i(k)为发电单元i第k次迭代计算所得的并网点正序电压跌落系数；

U^k _pn.f为第k次迭代计算对应光伏发电单元并网点的故障电压，通过联立系统节点导纳矩阵和第k-1次计算所得的故障电流得到；

U_gN-i为发电单元i的额定电压。

7.根据权利要求1所述的一种光伏电站短路电流统一计算方法，其特征在于：

步骤5中，发电单元输出电流计算公式为：

其中，I_f-i为发电单元i的输出电流。

8.根据权利要求1所述的一种光伏电站短路电流统一计算方法，其特征在于：

步骤6中，光伏电站短路电流计算公式为：

其中，I_f为为光伏电站短路电流，n为站内发电单元个数，m为站内电流限幅环节发生作用的发电单元个数，I_lim-j为发电单元j的电流限幅值。