儲能型風電場黑啟動火電機組過程中的功率協調控制策略

杜 平，萬玉良，米增強，孫朝陽，劉力卿，袁 賀

(1.國網內蒙古東部電力有限公司 調度控制中心，內蒙古自治區 呼和浩特 010020；2.新能源電力系統國家重點實驗室(華北電力大學)，河北 保定 071003)

儲能型風電場黑啟動火電機組過程中的功率協調控制策略

杜 平1，萬玉良1，米增強2，孫朝陽2，劉力卿2，袁 賀2

(1.國網內蒙古東部電力有限公司 調度控制中心，內蒙古自治區 呼和浩特 010020；2.新能源電力系統國家重點實驗室(華北電力大學)，河北 保定 071003)

針對呼倫貝爾電網所處特殊地理位置和需求，在前期對儲能型風電場作為局域電網黑啟動電源的可行性進行分析的基礎上，考慮并計及電池儲能系統運行狀態，提出了儲能型風電場黑啟動火電機組過程中的功率協調控制策略。分別建立了儲能型風電場層有功控制器和無功控制器：根據電池儲能系統的荷電狀態調整風電場的有功輸出，以將電池儲能系統的荷電狀態維持在規定范圍內；根據電池儲能系統的實際無功輸出調整風電場的無功輸出，減小儲能系統的無功電流，提高電池儲能系統的功率調節裕度。分析了雙饋風電機組的有功與無功功率極限，建立了風電場有功與無功分配模型，實現風電場功率在風電機組間的分配。通過算例對所提協調控制策略進行了仿真分析，驗證了該控制策略適用于儲能型風電場啟動火電機組輔機的黑啟動過程。

儲能型風電場；黑啟動電源；協調控制；荷電狀態；功率調節裕度

0 引言

水力發電廠(含抽水蓄能電站)由于其具有自啟動能力，成為電網黑啟動電源的最佳選擇[1]。但是我國內蒙古等地區水資源匱乏，區域內幾乎沒有水力發電廠，發生大面積停電后在其局域電網的快速恢復問題上存在著嚴重缺陷，只能依賴于外網或主網，恢復時間會大大延長，這必將給當地造成嚴重的損失[2]。針對局域電網所處特殊地理位置和需求，尋找可以作為其黑啟動電源的新型電源，對于提高局域電網的黑啟動能力具有重要作用。文獻[3]以蒙東呼倫貝爾電網為研究對象，基于當地十分豐富的風電資源，提出了通過為大良風電場配置大容量電池儲能系統以帶動東海拉爾電廠火電機組進行啟動的方案，探討了儲能型風電場作為局域電網黑啟動電源的可行性。該文提出當未來1 h風速大于4.5 m/s時，便可以進行儲能型風電場的自啟動，并利用儲能型風電場對局域電網進行恢復。因風電出力具有波動性且其功率調節相對較慢，需要和儲能系統配合，以提高其作為黑啟動電源的可靠性。但是如果儲能系統的荷電狀態(State of Charge, SOC)較低，將會因其能量不足而無法保證黑啟動過程的順利進行；若需要儲能系統輸出功率較大，則可能存在出力能力和功率調節裕度不足問題。文獻[3]中并未充分考慮儲能系統的荷電狀態和功率裕度問題，而是為其配置了較大的電池儲能系統，以保證充足的能量和功率供給。考慮到配置電池儲能系統的經濟性，本文從儲能型風電場的控制策略著手，在啟動火電機組輔機過程中對儲能系統的運行狀態進行優化。如果在這一過程中能夠通過調節風電場的有功輸出，使儲能系統適時地充電或放電，將其荷電狀態維持在一定范圍內，那么就可以減小對儲能系統的容量需求。同時考慮到風電機組具備較為充裕的無功調節能力，可以由風機承擔這一過程中的無功輸出，從而減小儲能系統的電流輸出，提高其功率調節裕度，使其能夠在必要時提供足夠的功率支撐，同時也降低了對儲能系統中逆變器的容量需求。

在利用儲能型風電場啟動火電機組輔機的過程中，要通過控制其電池儲能系統和風電場的有功和無功功率輸出以使系統的頻率和電壓能夠保持穩定。目前國內外缺少對這一過程相應控制策略的研究，而對電池儲能系統與風電場在聯網和孤網狀態下的功率協調控制策略研究較多。文獻[4-6]研究了風電場在聯網狀態下，通過控制儲能系統的功率輸出來實現對風電功率波動的平抑。文獻[7-9]通過分析雙饋風電機組的功率極限，對雙饋型風電場參與電網無功調節的控制策略進行了研究。文獻[10]則根據電網的實時運行狀態與要求，提出了一種電池儲能系統與風電場的無功協調控制策略，有效提高了電網電壓穩定性。文獻[11, 12]研究了雙饋風電機組在孤網狀態下的控制策略。文獻[13]研究了雙饋風電機組并聯電池儲能系統后的孤網協調控制策略，利用所提策略能在風速和負載發生變化時使孤網系統的頻率和電壓保持穩定。

本文以呼倫貝爾電網為背景，通過分析儲能型風電場作為黑啟動電源方案中的不足之處，提出了一種利用儲能型風電場啟動火電機組輔機的功率協調控制策略，在帶動火電機組輔機啟動的過程中能夠優化其電池儲能系統的運行狀態，保證黑啟動過程的順利進行。分別建立了儲能型風電場層有功控制器、無功控制器，以及風電場內風電機組之間功率分配模型。通過對風機輸出的調節將電池儲能系統的荷電狀態維持在規定范圍內，并減小儲能系統的無功電流，提高其功率調節裕度。最后通過仿真對所提控制策略的有效性進行了驗證。

1 儲能型風電場啟動火電機組的控制方案分析

呼倫貝爾區域電網內無水力發電廠作為黑啟動電源，在其發生大停電事故后只能依靠東北電網進行恢復，恢復所需時間較長。大良風電場和東海拉爾電廠均位于呼倫貝爾市的海拉爾區內，兩者經西良線與伊西線相連，如圖1所示。大良風電場內裝備有33臺額定容量為1.55 MVA的雙饋風電機組，東海拉爾電廠則裝備2×25 MVA和2×50 MVA的4臺火電機組。

圖1 大良風電場與東海拉爾電廠的連接圖

東海拉爾電廠是當地的重要電源，承擔著供熱任務，但其并不具備自啟動能力。在文獻[3]中提出了在大良風電場配置大容量電池儲能系統，并利用該儲能型風電場作為黑啟動電源帶動東海拉爾電廠3#火電機組進行啟動的控制方案。該方案采用風電場功率預測系統對風電場的風速進行超短期預測[14]，若其未來60 min的風速能持續大于4.5 m/s，就能執行利用儲能型風電場帶動3#火電機組進行啟動的方案：采用V/f控制策略[15]對電池儲能系統進行控制，為大良風電場母線建立穩定的電壓，使風電機組能夠陸續啟動發電；儲能型風電場自啟動成功后，需進一步對黑啟動路徑上的變壓器、輸電線路以及火電機組的輔機等進行供電，最終達到帶動火電機組啟動的目的。在這一過程中，電池儲能系統的控制策略保持不變，而令風電機組限電棄風運行，并輔助電池儲能系統參與系統的調頻和調壓[16]。

通過分析可知，3#火電機組的輔機在啟動過程中，由于其輔機較多且容量較大，并且每臺輔機運行時均需吸收大量有功，所有輔機全部啟動用時較長，這一過程會造成較大的能量消耗；另外，每臺輔機在啟動瞬間均會產生較大的啟動電流，對儲能型風電場造成較大的無功沖擊。

2 儲能型風電場的功率協調控制策略

為了使儲能型風電場能夠在帶動火電機組輔機啟動的同時，還能對其中電池儲能系統的運行狀態進行優化，保障火電機組黑啟動過程的順利進行，本文提出了儲能系統與風電場的功率協調控制策略:為了使電池儲能系統的荷電狀態能夠維持在一定范圍內，建立了儲能型風電場層有功控制器，當荷電狀態偏離設定值時，能夠根據荷電狀態情況實時調整風電場的有功輸出；為了減小儲能系統的無功電流，提高電池儲能系統的功率調節裕度，同時降低對逆變器的容量配置需求，建立了儲能型風電場層無功控制器，根據電池儲能系統的無功輸出實時調整整個風電場的無功輸出，充分利用風電機組的無功調節能力；通過對雙饋風電機組的有功與無功極限約束進行分析，建立風電場功率命令分配模型，將風電場層有功控制器與無功控制器的功率命令分配至每臺風電機組，使每臺機組均按命令輸出特定功率，從而實現對電池儲能系統運行狀態進行優化的整體目標，所提協調控制策略如圖2所示。

圖2 儲能型風電場功率協調控制策略框圖

2.1 電池儲能系統與風電機組的本地控制策略

為使風電場35 kV母線的頻率和電壓能夠保持穩定，采用V/f控制策略對電池儲能系統進行控制，一般將其頻率參考值fbref和電壓設定值Vbref均設為1，如圖2所示。雙饋風電機組的轉子側變頻器采用基于電網電壓定向的矢量控制技術進行控制，通過改變其功率設定值Piref和Qiref對其功率輸出進行主動調整。為了減小風電場的功率波動，使其運行于限電棄風狀態[16]。在雙饋風電機組的轉子側變頻器中引入下垂控制模塊，能夠使機組輔助電池儲能系統參與系統的調頻與調壓。

電池儲能系統采用V/f控制策略進行控制時，本質上相當于系統的平衡節點，無法對其有功輸出Pb和無功輸出Qb進行直接控制；雙饋風電機組則相當于系統的PQ節點，通過主動調整其有功與無功輸出實現對電池儲能系統功率輸出的間接調整，從而完成對電池儲能系統運行狀態的優化。

2.2 儲能型風電場層有功控制器

為了使電池儲能系統的荷電狀態能夠維持在設定區間內，同時避免對風電場有功輸出的頻繁調整，本文建立了儲能型風電場層有功控制器。該控制器利用超短期風電功率預測系統對風電場下一時刻的風速進行預測，并根據風速預測值評估風電場下一時刻的最大可輸出有功功率Pwmax；將電池儲能系統荷電狀態的區間設為[SOCmin，SOCmax],根據電池儲能系統的荷電狀態及其變化趨勢對風電場的有功輸出命令進行調整。

(1)當電池儲能系統的SOC小于最小值SOCmin時，可通過適當調整風電場下一時刻的有功輸出命令Pwref以增大其有功輸出，從而減小電池儲能系統的放電功率或使電池儲能系統由放電狀態轉變為充電狀態，達到增大其SOC的目的。但需注意的是，風電場的有功輸出命令值Pwref必須小于下一時刻的最大可輸出功率Pwmax。

(2)當電池儲能系統的SOC大于其最大值SOCmax時，可通過適當調整風電場下一時刻的有功輸出命令Pwref以減小其有功輸出，從而間接增大電池儲能系統的放電功率，達到降低其SOC的目的。

(3)當電池儲能系統的SOC逐漸增大至SOCmax時，采用有功功率調節模塊，根據電池儲能系統的充電功率Pb實時調整風電場的有功輸出命令Pwref，通過降低風電場的有功輸出將電池儲能系統的充電功率Pb調整為0，使電池儲能系統的SOC維持在SOCmax。調節模塊中包含比例-積分(PI)控制器，如圖3所示。其中，Pb表示儲能系統當前時刻的充電功率，Pw表示風電場當前時刻的有功輸出。

圖3 風電場有功功率調節模塊

(4) 當電池儲能系統的SOC逐漸減小至SOCmin時，同樣采用圖3所示有功調節模塊，根據電池儲能系統的放電功率Pb實時調整風電場的有功輸出命令Pwref，以增大風電場的有功輸出，將電池儲能系統的放電功率調整為0，使其SOC維持在SOCmin。

2.3 儲能型風電場層無功控制器

為了提高電池儲能系統的功率調節裕度，使電池儲能系統在輔機投入時能夠具有充足的功率調整能力以維持儲能型風電場的穩定運行，本文建立了儲能型風電場層無功控制器。該控制器根據電池儲能系統的無功輸出Qb實時調整風電場的無功輸出命令值，通過控制風電場的無功輸出將電池儲能系統輸出Qb調整為0，如圖4所示。其中，Qwref為下一時刻風電場的無功功率輸出命令值。

圖4 風電場無功功率調節模塊

2.4 風電場功率命令分配模型

為了使風電場能夠根據儲能型風電場層有功和無功控制器的功率命令調整其有功和無功輸出，本文通過對雙饋風電機組的有功與無功極限進行分析，建立了風電場功率分配模型：根據不同機組的風電功率預測值，確定分配至每臺機組的有功功率命令；實時計算風電機組的無功功率極限，確定分配至每臺機組的無功功率命令。

2.4.1 風電機組有功與無功極限分析

采用矢量定向控制技術分別對雙饋風電機組的轉子側變頻器和網側變頻器進行控制，能夠實現對其有功和無功功率的解耦控制[17]。但受機組容量限制，機組的有功與無功輸出極限相互制約[18]。雙饋風電機組定子的功率輸出能力主要受轉子電流、轉子電壓以及定子電流等因素影響[19]。

當受機組的轉子電流限制，|Ir|

(1)

式中：Zs為定子阻抗；Zr為轉子阻抗；Zm為互感阻抗；s為轉差率。

當受機組的轉子電壓限制，|Ur|

(2)

當受機組的定子電流限制，|Is|

(3)

通過控制，機組的網側變頻器也能與電網之間進行無功交換，其向電網輸出的視在功率Sg可表示為：

(4)

式中：Sgmax為網側變流器最大容量；Pall為定子輸出的有功功率。

根據式S1+Sg，S2+Sg，S3+Sg可得到雙饋風電機組在PQ平面上的有功與無功功率約束曲線(s=-0.2)，機組的有功與無功極限由3條曲線的交集所確定，如圖5所示。

圖5 考慮網側變流器輸出的風電機組功率約束曲線

對圖5中P>0的區域進行局部放大，可以更加直觀地看出，隨著風電機組有功輸出的增加，風電機組的無功功率極限明顯減小，如圖6所示。

圖6 風電機組功率約束曲線局部放大圖

2.4.2 風電機組的有功分配模塊

根據風電功率預測系統數據確定每臺風機下一時刻的最大可輸出有功功率Pimax，并根據式(5)將風電場層有功控制器的有功輸出命令Pwref實時分配至各臺風電機組。

(5)

式中：Piref表示下一時刻第i臺風機的有功輸出參考值。

2.4.3 風電機組的無功分配模塊

已知風電機組分配的有功命令Piref，根據2.4.1中的約束曲線對其無功極限進行實時計算，以獲得風電機組可輸出的最大無功Qimax。將風電場的最大無功出力∑Qimax與風電場層無功控制器的無功輸出命令Qwref進行比較，若Qwref>∑Qimax，則每臺風電機組只需按其功率極限輸出無功功率即可，即Qiref=Qimax；若Qwref<∑Qimax，則按式(6)將無功命令Qiref分配至每臺風電機組。

(6)

式中：Qiref為下一時刻第i臺風機的無功輸出參考值。

3 仿真驗證

為驗證本文所提出的儲能型風電場功率協調控制策略的有效性，本文采用內蒙古呼倫貝爾地區大良風電場實際參數建立了仿真模型。仿真中，將風電場33臺風機等效為3臺容量相同的等值風電機組。文獻[3]214中儲能型風電場啟動火電機組輔機的暫態過程中，儲能系統輸出的最大有功功率為3.17 MW，最大無功功率為15.06 MVar，為滿足有功與無功極限，配置了容量為16 MW·h的電池儲能系統，但是此電池儲能系統容量過大，并不經濟。本文控制策略中提出無功功率由風機提供，因此可以僅考慮最大有功功率，并預留一定裕度，在仿真算例中將電池儲能系統的容量設置為5 MW·h。在仿真中將荷電狀態的區間設置為[45%,55%]，以驗證利用所提控制策略能否將荷電狀態維持在規定區間內。

3.1 仿真算例1

對圖7所示系統進行仿真，通過分時投入恒定負載L1、L2、L3，對提出的儲能型風電場協調控制策略進行驗證，仿真結果如圖8和圖9所示。

圖7 系統仿真示意圖

圖8 儲能型風電場功率控制

圖9 風電功率分配

由圖8(a)可知開始時風電場限功率運行，由于負載L1較小，風電場輸出的多余功率由儲能系統吸收，以使系統頻率能夠保持穩定。由圖8(c)可知，在t=11.45 min時,電池儲能系統的SOC達到設定的最大值55%；采用本文所提控制策略，能夠降低風電場的有功輸出，減小電池儲能系統的充電功率,將SOC穩定在55%。如圖8(a)所示，在t=16.6 min時投入負載L2，在t=20 min時投入負載L3，為維持系統頻率穩定，電池儲能系統的有功輸出增大，其SOC逐漸下降；在t=22.9 min時,儲能系統的SOC下降至最小值45%；采用本文所提協調控制策略，能夠增大風電場的有功輸出，將儲能系統的放電功率降為0，使其SOC穩定在45%。在該過程中，系統的電壓僅有微小波動。而由圖8(c)可知，當采用文獻[3]中所提策略對儲能型風電場進行控制時，儲能系統的SOC先從44.5%上升至59.4%，最終下降至41.9%，超出了設定的荷電狀態運行區間。通過采用本文所提控制策略，能夠將電池儲能系統的無功輸出維持為0，如圖8(b)所示；儲能系統電流的有效值明顯減小，如圖8(d)所示，因此提高了其功率調節裕度。

由于風電場內3臺等值風電機組的風速不同，其最大有功出力能力也不相同。由圖9(b)可知，利用本文所建立的風電機組有功分配模塊能夠將風電場層有功控制命令實時分配至各臺風電機組。由于3臺等值風電機組的有功輸出和轉差率差距較小，3臺等值風電機組的無功極限差距并不明顯，如圖9(d)所示。由圖9(c)可知，利用本文所建立的風電機組無功分配模塊能夠將風電場層無功控制命令實時分配至各臺等值風電機組。由于3臺等值風機的最大無功輸出能力差距很小，所以無功分配差距也并不明顯。

綜上所述，在分時投入恒定負載L1、L2和L3時，利用本文所提的功率協調控制策略對儲能型風電場進行控制，能夠在維持系統電壓和頻率穩定的同時，將電池儲能系統的SOC維持在規定范圍內，并提高了電池儲能系統的功率調節裕度。

3.2 仿真算例2

在東海拉爾電廠火電機組熱態啟動所需的諸多輔機中，給水泵的額定容量最大，為1.6 MW，其余輔機容量總和不超過1.6 MW。為進一步對所提控制策略進行驗證，本文將火電機組的輔機等值為2臺1.6 MW的異步電動機，對利用儲能型風電場依次啟動3#火電機組2臺等值輔機的過程進行了仿真，仿真結果如圖10所示。

圖10 利用儲能型風電場啟動2臺等值輔機

如圖10(a)所示，在t=1.7 min時投入第1臺等值輔機，此時輔機功率消耗較小，風電場輸出的多余功率由儲能系統吸收。如圖10(c)所示，儲能系統SOC在t=6.2 min上升至設定的最大值55%，采用本文提出的控制策略，降低了風電場的有功輸出，將儲能系統的充電功率降為0，其SOC穩定在55%。隨著輔機負載的不斷增加，儲能系統增加輸出以補償風電場的功率缺額，其SOC開始下降。在t=9.4 min時投入第2臺等值輔機，儲能系統輸出進一步增加，SOC下降速率增大，但未達到設定的最小值45%。在整個輔機啟動過程中伴有無功功率的波動，而風電場承擔了所有的無功功率，儲能系統無功輸出基本為0，僅補充了風電場的暫態無功缺額，如圖10(b)所示。在輔機投入的整個過程中，系統的頻率和電壓雖有暫態波動，但整體上能夠保持穩定，如圖10(d)和(e)所示。

通過分析儲能型風電場啟動火電機組輔機的仿真結果，應用本文提出的控制策略，可以在該過程中維持系統電壓和頻率的穩定，實現輔機的正常啟動，并且可以對儲能系統的運行狀態進行優化。該仿真結果證明本文提出的控制策略適用于儲能型風電場啟動火電機組輔機的黑啟動過程。

4 結論

針對儲能型風電場黑啟動火電機組的過程，本文提出了一種儲能型風電場功率協調控制策略，并進行了仿真驗證。仿真結果表明：利用本文所提控制策略，能夠使儲能型電場在帶動火電機組輔機啟動的過程中保持系統頻率和電壓的穩定；能夠對電池儲能系統的荷電狀態進行調整，使其維持在設定范圍內；能夠減小儲能系統電流，增大電池儲能系統的功率調節裕度；提高儲能型風電場作為黑啟動電源的可靠性。該控制策略的提出也便于后續研究中更經濟合理的進行儲能系統容量配置。

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The Coordinated Power Control Strategy of Storage-based Wind Farm During Black-start Process of Thermal Power Unit

DU Ping1，WAN Yuliang1，MI Zengqiang2，SUN Zhaoyang2，LIU Liqing2，YUAN He2

(1.Power Dispatching Control Center, State Grid East Inner Mongolia Electric Power Company Limited，Hohhot 010020，China; 2.State Key Laboratory of Alternate Electrical Power System With Renewable Energy Sources North China Electric Power University，Baoding 071003，China)

In view of the special geographical position of HulunBuir power grid and considering the demands of the grid, the proper strategy for power coordination is needed.Based on the feasibility analysis of applying a stor-age-based wind farm as a black-start power source in local power grid, a coordinated power control strategy of a storage-based wind farm during black-start process of thermal power unit is proposed, which takes the operation condition of battery storage system into account.The active and reactive power controllers on storage-based wind farm layer are established respectively.The output active power of wind farm could be adjusted according to the SOC of battery storage system to maintain the SOC within a fixed range, while the output reactive power of wind farm could be adjusted according to reactive power of battery storage system.Thus, a reduction in reactive current of battery storage system and an enhancement in its power regulation margin can be realized.Then the active and reactive power limits of DFIG are analysed.The distribution model of active and reactive power of the wind farm being established, the power distribution among wind turbines in a wind farm is realized.The proposed control strategy is simulated, and results indicate this strategy is suitable for the black-start process of auxiliary machine for a thermal power unit driven by a storage-based wind farm.

storage-based wind farm; black-start power source; coordinated control; state of charge; power regulation margin

10.3969/j.ISSN.1672-0792.2017.06.006

2017-04-14。

中央高校基本科研業務費專項資金(13XS20)；國家電網公司科技項目 (SGMD0000DDJS1500096)。

TM614

A

1672-0792(2017)06-0034-08

杜平(1962-)，男，高級工程師，主要從事繼電保護、系統運行管理工作。