風儲聯合系統調頻控制策略研究

嚴干貴，王昱博，鐘誠，高揚

(1.東北電力大學電氣工程學院，吉林省吉林市 132012；2.國網吉林省電力有限公司吉林供電公司，吉林省吉林市 132001)

風儲聯合系統調頻控制策略研究

嚴干貴1，王昱博1，鐘誠1，高揚2

(1.東北電力大學電氣工程學院，吉林省吉林市 132012；2.國網吉林省電力有限公司吉林供電公司，吉林省吉林市 132001)

風力發電作為一種可再生能源發電在電網中的滲透率逐年升高，其具有的隨機性、波動性和間歇性給電力系統的安全穩定運行帶來了不利影響。與此同時，儲能技術在近年來得到大力發展，其快速性和大范圍吞吐性可以彌補風電機組單獨運行時所帶來的不利影響。首先對風電和儲能系統的輸出特性進行分析。其次針對風電并網發電在遇到頻率波動時不具備慣性的問題，提出了應用儲能補償系統慣量，利用頻率變化率作為反饋輸入并調節慣量常數K，使風儲聯合系統作為一個整體對外提供有功功率參與電網調頻，再利用Matlab/Simulink仿真驗證了本文所提出控制策略補償系統慣量的有效性。最后仿真對比風電機組單獨參與電網調頻與風儲聯合系統調頻控制策略，得出風儲聯合系統參與電網調頻的優越性。

系統慣量；調頻；控制策略；風儲聯合系統

0 引 言

近年來，受資源緊缺影響，各國開始大力發展新能源，風能作為清潔能源得到廣泛應用，風力發電技術受到各國重視并得到快速發展。隨著風電滲透率越來越高，其自身的隨機性、間歇性和波動性對電力系統供電充裕性及頻率穩定性帶來了一定的沖擊和挑戰[1-2]。同步發電機轉子轉速和電網頻率直接耦合，當電網頻率變化時，同步發電機擁有一定的慣性，能夠直接起到阻尼作用。而風電機組則是利用變頻器控制，與電網頻率完全解耦，其轉子動能被變頻器控制“隱藏”，風電機組轉動慣量認為是0。為了使風電機組能夠具有一定慣性并參與電網調頻，通常采取有功功率和無功功率獨立解耦控制，但這會導致整個系統等效慣量降低，其實質是減弱了含風力發電電力系統的調頻能力。

為了減小由于風電滲透率的提高對整個系統調頻能力的影響，各國大力發展儲能技術使其能夠補償風力發電。儲能技術因其自身具有快速響應能力及大功率吞吐特點被廣泛應用于平滑風電場有功出力并抑制風電功率波動[3]、提高風電機組阻尼[4]、增強低電壓穿越能力[5]、補償新能源系統虛擬慣量[6-7]等，使得風電機組及風電場運行特性[8]得到明顯改善。風電場配置儲能系統后可以實現慣量控制并可得到與同容量同步發電機相似的性能，與此同時，也對電網調峰、削峰填谷以及改善用戶端的電能質量有一定的作用[9]。風儲聯合系統可以提高運行穩定性，發展前景被廣泛看好。

基于以上所述，本文提出在風電場配置儲能裝置實現風儲聯合系統參與電網調頻的控制策略，風電場只需配置較小容量的儲能裝置即可得到傳統電源的慣量和調頻能力，有助于提高風儲聯合系統參與電網調頻時的工程適用性以及運行經濟性。

1 風儲聯合系統

風力發電受到大力發展，但與此同時也帶來了諸多問題。由于風電場出力會受到風速影響，當頻率出現波動時，風電場單獨參與調頻效果比同步發電機參與調頻的效果差。因此，本文提出風電場配置儲能電池參與電網調頻。風儲聯合系統由風電場配置儲能電池產生與傳統同步發電機相近的調頻效果。在風儲聯合系統中，考慮到風電場運行經濟性，即以最大功率跟蹤方式(maximum power point tracking，MPPT)運行，為了避免出現棄風現象并結合儲能系統自身的快速性及大范圍功率吞吐特點，通過控制儲能系統變流器，使其輸出功率參與電網調頻，而風電場并未參與電網調頻。

在風儲聯合系統中，風電機組一般采用永磁直驅同步發電機[10]，其由風力機、永磁同步發電機(permanent magnet synchronous generator，PMSG)、機側變流器以及網側變流器組成，如圖1所示。將儲能系統配置在風電場出口并網點(point of common coupling，PCC)處，相比于將儲能系統連接在背靠背變流器直流母線上，本文所采取的方式將會減少一級能量變換，并且經濟性更好，便于集中控制[11]。

2 儲能容量配置

為使風儲聯合系統取代常規同步發電機組并入電網運行，風電場所配置的儲能電池容量應等于常規同步發電機額定轉速下轉子釋放的動能，這才會產生和同容量常規同步發電機一樣的慣量效果。對于風儲聯合系統而言，頻率變化時，采取適當的控制策略使得儲能電池發出的功率和同步發電機發出的功率相同，即二者對于系統而言產生相同的慣量，則說明二者具有相同的慣性響應。由于電網頻率向上和向下的波動情況相似，且向下波動的范圍大于向上波動的范圍，因此只需分析頻率向下波動時，二者慣性響應的情況即可。電力系統安全運行時，頻率下限為48 Hz，同步發電機轉子轉速變化范圍為0.96 pu (48 Hz)～1 pu(50 Hz)，則同步發電機能夠釋放的最大轉子動能為

圖1 風儲聯合系統結構圖

(1)

式中：J為等效轉動慣量；ωs為發電機額定轉速。

發電機額定轉速時，存儲的轉子動能為

(2)

式中：PN為發電機額定功率；TJ為發電機慣性時間常數。

假設儲能裝置在時間t內釋放的能量與同步發電機釋放的能量相同，則

ΔEESS=ΔEkmax=PESSt=0.078 4PNTJ

(3)

式中：ΔEESS為所配置儲能裝置釋放的能量；PESS為所配置儲能裝置的有功功率。

假設t=TJ，則所配置儲能裝置的功率為

PESS=0.078 4PN

(4)

由公式(4)可知，只要對儲能系統采取適當的控制策略，配置風電場額定功率10%的儲能裝置(考慮到儲能裝置上下雙向調節情況，適當放寬，滿足功率需求)，就可以使風儲聯合系統慣量與同容量同步發電機慣量相等，而所需配置能量容量大小應該滿足公式(3)，TJ一般取10 s[12]。所配置的儲能裝置不會對風機運行產生任何影響，因此在實現一次調頻基礎上，使得電力系統運行更加安全可靠。

3 風儲聯合系統調頻控制策略

3.1 風電場單獨參與電網調頻

3.1.1 風機模型

風機轉軸上機械輸入功率可由式(5)表示[13]。

(5)

式中：Pm為風機轉軸上機械輸入功率；ρ為空氣密度，kg/m3；R為風輪半徑，m；v為風速m/s；Cp為風能利用系數；λ為葉尖速比；β為槳距角。

風能利用系數Cp與λ和β的關系為：

(6)

(7)

(8)

式中ω為風力機轉子轉速，rad/s。

永磁直驅風電機組動態傳動模型為

(9)

式中：Tm為機械轉矩，N·m；Te為發電機輸出電磁轉矩，N·m；F為摩擦粘滯系數，Pa·s。

3.1.2 風電場單獨參與電網調頻控制策略

風輪葉片和發電機轉子具有很大的轉動慣量，風電機組正常運行過程中會存儲很大的機械動能，并可以轉換為有功功率參與電網調頻。常見的風電場單獨參與電網調頻的方法有轉子轉速控制、頻率下垂控制、槳距角控制、模擬慣量控制以及協調控制。圖2為含有風電場參與的電網調頻模型。

圖2 含風電的電力系統頻率調節模型

當風速波動或者突然增減負荷時，電網平衡狀態將會被打破，頻率會出現偏差Δf。當忽略傳統同步發電機發出功率時，由圖2可得到P和Δf的關系。

(10)

本節所描述的為通常情況下風電場慣性控制策略，雖然可以在一定程度上起到對電網頻率調節作用，減小頻率波動，但卻存在以下2個問題。

(1)風能利用率下降。風電機組正常運行在最大運行方式下，但電網頻率下降時，轉子轉速會降低，偏離了最佳葉尖速比，風能利用率降低，出現棄風現象，風電系統運行經濟性差。

(2)調頻能力有限。由于風速的隨機性，風電場參與電網調頻會受到限制且頻率調節范圍有限。

3.2 風儲聯合系統參與電網調頻控制策略

圖3展示了風儲聯合系統參與電網的調頻控制策略。

圖3中：usd和usq分別表示定子電壓的d軸和q軸分量；isd和isq分別表示定子電流的d軸和q軸分量；Ps為發電機輸出有功功率；egd和egq分別表示電網電壓的d軸和q軸分量；isd和isq分別表示電網電流的d軸和q軸分量；ugd和ugq分別表示網側變流器d軸和q軸的電壓分量；Kp、Ki、Kd表示慣量常數；fref表示頻率參考值。

由圖3可知，風電場機側變流器采用轉子磁場定向矢量控制，經過坐標變換后，dq同步旋轉坐標系下分別采用直軸電流和交軸電流控制有功功率和無功功率。通過定子電流d軸分量來控制PMSG轉速，使其保持最佳葉尖速比運行，實現最大風能捕獲。

網側變流基于電網電壓定向矢量控制。直流母線采用閉環控制，通過控制并網d軸電流來實現單閉環控制并維持直流母線電壓穩定，控制q軸電流來實現變流器向電網輸出無功功率。系統工作正常時，網側變流器運行在單位功率因數狀態。

本文提出的風儲聯合系統參與電網調頻是將電網頻率變化率Δf作為整個風儲聯合系統的反饋環輸入量輸入到控制系統中，經過比例―積分―微分(proportion-integral-derivative，PID)控制器來控制儲能系統輸出功率大小。PESS/egd作為反饋量與d軸給定電流igd做差再經過比例積分器得到輸入電壓值，經過與參考電壓值做差，得到儲能系統逆變器的控制量，及時將儲能系統輸出的有功功率送入電網當中。因此，合理制定PID控制器中的慣量系數K將是控制策略的重點。

圖3 風儲聯合系統參與電網調頻控制策略

PESS=KΔf

(11)

慣量系數K是根據負荷大小以及風儲聯合系統需要發出有功功率的大小來制定，并使得調節后頻率不會出現越限情況。由于風電機組運行在最大功率跟蹤狀態并不參與電網調頻，因此電網頻率變化需要風儲聯合系統發出的有功功率，實際就是儲能系統需要發出的有功功率，則有

PESS=ΔP

(12)

如果想得到與常規同步發電機一樣的虛擬慣量效果，應該使風儲聯合系統參與電網調頻的時間與發電機慣量時間常數相近的前提下，發出與常規同步發電機慣量[14]作用相同的能量，具有和等容量同步發電機一樣的慣性響應能力，這也會對改善系統頻率穩定性起到一定作用。另外，合理配置儲能系統也將有利于實現風儲聯合系統商業化[15-16]投運。

4 仿真分析

為驗證本文所提出控制策略的可實施性，以我國東北電網為例，應用Matlab/Simulink平臺仿真驗證，搭建了如圖4所示的等值模型。取現場采集數據，等值同步發電機和風電場分別經過升壓變壓器(66 kV/220 kV)接入到輸電線上，與此同時儲能系統配置在風電場出口處，通過電力電子變流器接入系統。風電場額定功率為500 MW，儲能系統額定功率為50 MW，同步發電機額定功率為1 000 MW，有功負荷為1 300 MW。

圖4 仿真系統結構圖

系統正常運行狀態下，在5 s時突然增加90 MW負荷，風電場無慣量控制及配置儲能后有慣量控制的仿真結果如圖5—7所示。

圖5給出了2種情況下系統的響應曲線，由圖5可見：無慣量控制的風電場單獨運行時，系統頻率跌至48.45 Hz，而配置儲能電池后的風儲聯合系統具有一定的慣量，在負荷相同的情況下，其頻率跌至48.75 Hz，系統頻率最低值得到提高，配置儲能電池后的風儲聯合系統有效地改善了系統頻率變化特性。

圖5 增加90 MW負荷的系統頻率響應

圖6 同步發電機發出的有功功率

圖7 儲能系統發出有功功率

圖6給出了2種情況下同步發電機有功功率輸出情況。在無慣量控制情形下，風電功率輸出一定時，同步發電機通過一次和二次調頻輸出有功功率，對系統頻率起到調節作用。而本文提出的風儲聯合系統慣量控制使得風電場配置儲能系統后具有相近于同步發電機的慣量，既可以快速響應頻率跌蕩，大范圍吞吐有功功率又使得同步發電機有功功率輸出幅度有所減小并提供一定的備用容量。圖7所示為儲能裝置輸出功率，儲能裝置參與到電網調頻當中。

在相同運行工況下，系統有功負荷突減65 MW，對比無慣量控制和有慣量控制的仿真結果如圖8所示。由圖8可以看出，無慣量控制系統頻率上升到 50.95 Hz，而有慣量控制系統頻率則上升到 50.68 Hz。采用本文提出的控制策略后頻率上升幅度明顯減小，風儲聯合系統慣量對于頻率波動起到一定的阻尼作用，系統頻率特性得到明顯改善。

圖8 減小65 MW負荷的系統頻率響應

5 結 論

(1)風電場采用大約10%的儲能裝置即可使得整個風儲聯合系統具有與同容量同步發電機相近的慣量。

(2)系統出現負荷突變時，本文所提的控制策略能夠有效補償風電場慣性，快速響應電網頻率變化，同時能夠使得風電場運行于最佳葉尖速比狀態，避免出現棄風現象，提高了整個風電場的運行經濟性。

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(編輯 景賀峰)

Frequency Control Strategy for Wind Storage Combined System

YAN Gangui1，WANG Yubo1，ZHONG Cheng1，GAO Yang2

(1. School of Electrical Engineering, Northeast Dianli University, Jilin 132012, Jilin Province, China; 2. Jilin Power Supply Company of State Grid Jilin Electric Power Supply Company, Jilin 132001, Jilin Province, China)

Wind power as a renewable energy power generation in the power grid has been increased year by year. However due to the randomness, volatility and intermittency, the characteristics of wind have adverse impacts on safe and stable operation of grid. At the same time, energy storage technology has also been developing in recent years, whose rapidity and large-scale throughput can make up for the negative impact of wind turbine operation. Firstly, this paper analyses the output characteristics of wind power and energy storage system. Secondly, we apply the inertia of energy storage technology compensation system for the problem that wind power does not have the inertia during frequency fluctuation; use the frequency rate of change as the feedback input and adjust the inertia constantK. The wind storage combined system as a whole part provides active power to participate in the frequency adjustment of grid. Thirdly,we use Matlab/Simulink simulation to verify the proposed control strategy compensating for system inertia. Finally, compared with wind turbines participating in power grid frequency modulation in the simulation diagram, the superiority that wind storage combined system involved in power grid frequency modulation is proved.

system inertia; frequency modulation; control strategy; wind storage combined system

國家重點基礎研究發展計劃項目(973項目) (2013CB228201)；國家電網公司科技項目(SGLNSY00FZJS1500191)

TM 614

A

1000-7229(2016)12-0055-06

10.3969/j.issn.1000-7229.2016.12.007

2016-07-05

嚴干貴(1971)，男，博士，教授，博士生導師，主要研究方向為新能源發電聯網運行分析與控制、電力電子技術等；

王昱博(1989)，男，碩士研究生，主要研究方向為風儲并網參與系統調頻；

鐘誠(1985)，男，博士，副教授，主要研究方向為可再生能源發電與電力系統運行分析；

高揚(1990)，女，碩士研究生，主要研究方向為風車協調調度研究。

Project supported by Foundation of the National Basic Research Program of China (973 Program) (2013CB228201)