风储联合系统调频控制策略研究

严干贵，王昱博，钟诚，高扬

(1.东北电力大学电气工程学院，吉林省吉林市 132012；2.国网吉林省电力有限公司吉林供电公司，吉林省吉林市 132001)

风储联合系统调频控制策略研究

严干贵1，王昱博1，钟诚1，高扬2

(1.东北电力大学电气工程学院，吉林省吉林市 132012；2.国网吉林省电力有限公司吉林供电公司，吉林省吉林市 132001)

风力发电作为一种可再生能源发电在电网中的渗透率逐年升高，其具有的随机性、波动性和间歇性给电力系统的安全稳定运行带来了不利影响。与此同时，储能技术在近年来得到大力发展，其快速性和大范围吞吐性可以弥补风电机组单独运行时所带来的不利影响。首先对风电和储能系统的输出特性进行分析。其次针对风电并网发电在遇到频率波动时不具备惯性的问题，提出了应用储能补偿系统惯量，利用频率变化率作为反馈输入并调节惯量常数K，使风储联合系统作为一个整体对外提供有功功率参与电网调频，再利用Matlab/Simulink仿真验证了本文所提出控制策略补偿系统惯量的有效性。最后仿真对比风电机组单独参与电网调频与风储联合系统调频控制策略，得出风储联合系统参与电网调频的优越性。

系统惯量；调频；控制策略；风储联合系统

0 引 言

近年来，受资源紧缺影响，各国开始大力发展新能源，风能作为清洁能源得到广泛应用，风力发电技术受到各国重视并得到快速发展。随着风电渗透率越来越高，其自身的随机性、间歇性和波动性对电力系统供电充裕性及频率稳定性带来了一定的冲击和挑战[1-2]。同步发电机转子转速和电网频率直接耦合，当电网频率变化时，同步发电机拥有一定的惯性，能够直接起到阻尼作用。而风电机组则是利用变频器控制，与电网频率完全解耦，其转子动能被变频器控制“隐藏”，风电机组转动惯量认为是0。为了使风电机组能够具有一定惯性并参与电网调频，通常采取有功功率和无功功率独立解耦控制，但这会导致整个系统等效惯量降低，其实质是减弱了含风力发电电力系统的调频能力。

为了减小由于风电渗透率的提高对整个系统调频能力的影响，各国大力发展储能技术使其能够补偿风力发电。储能技术因其自身具有快速响应能力及大功率吞吐特点被广泛应用于平滑风电场有功出力并抑制风电功率波动[3]、提高风电机组阻尼[4]、增强低电压穿越能力[5]、补偿新能源系统虚拟惯量[6-7]等，使得风电机组及风电场运行特性[8]得到明显改善。风电场配置储能系统后可以实现惯量控制并可得到与同容量同步发电机相似的性能，与此同时，也对电网调峰、削峰填谷以及改善用户端的电能质量有一定的作用[9]。风储联合系统可以提高运行稳定性，发展前景被广泛看好。

基于以上所述，本文提出在风电场配置储能装置实现风储联合系统参与电网调频的控制策略，风电场只需配置较小容量的储能装置即可得到传统电源的惯量和调频能力，有助于提高风储联合系统参与电网调频时的工程适用性以及运行经济性。

1 风储联合系统

风力发电受到大力发展，但与此同时也带来了诸多问题。由于风电场出力会受到风速影响，当频率出现波动时，风电场单独参与调频效果比同步发电机参与调频的效果差。因此，本文提出风电场配置储能电池参与电网调频。风储联合系统由风电场配置储能电池产生与传统同步发电机相近的调频效果。在风储联合系统中，考虑到风电场运行经济性，即以最大功率跟踪方式(maximum power point tracking，MPPT)运行，为了避免出现弃风现象并结合储能系统自身的快速性及大范围功率吞吐特点，通过控制储能系统变流器，使其输出功率参与电网调频，而风电场并未参与电网调频。

在风储联合系统中，风电机组一般采用永磁直驱同步发电机[10]，其由风力机、永磁同步发电机(permanent magnet synchronous generator，PMSG)、机侧变流器以及网侧变流器组成，如图1所示。将储能系统配置在风电场出口并网点(point of common coupling，PCC)处，相比于将储能系统连接在背靠背变流器直流母线上，本文所采取的方式将会减少一级能量变换，并且经济性更好，便于集中控制[11]。

2 储能容量配置

为使风储联合系统取代常规同步发电机组并入电网运行，风电场所配置的储能电池容量应等于常规同步发电机额定转速下转子释放的动能，这才会产生和同容量常规同步发电机一样的惯量效果。对于风储联合系统而言，频率变化时，采取适当的控制策略使得储能电池发出的功率和同步发电机发出的功率相同，即二者对于系统而言产生相同的惯量，则说明二者具有相同的惯性响应。由于电网频率向上和向下的波动情况相似，且向下波动的范围大于向上波动的范围，因此只需分析频率向下波动时，二者惯性响应的情况即可。电力系统安全运行时，频率下限为48 Hz，同步发电机转子转速变化范围为0.96 pu (48 Hz)～1 pu(50 Hz)，则同步发电机能够释放的最大转子动能为

图1 风储联合系统结构图

(1)

式中：J为等效转动惯量；ωs为发电机额定转速。

发电机额定转速时，存储的转子动能为

(2)

式中：PN为发电机额定功率；TJ为发电机惯性时间常数。

假设储能装置在时间t内释放的能量与同步发电机释放的能量相同，则

ΔEESS=ΔEkmax=PESSt=0.078 4PNTJ

(3)

式中：ΔEESS为所配置储能装置释放的能量；PESS为所配置储能装置的有功功率。

假设t=TJ，则所配置储能装置的功率为

PESS=0.078 4PN

(4)

由公式(4)可知，只要对储能系统采取适当的控制策略，配置风电场额定功率10%的储能装置(考虑到储能装置上下双向调节情况，适当放宽，满足功率需求)，就可以使风储联合系统惯量与同容量同步发电机惯量相等，而所需配置能量容量大小应该满足公式(3)，TJ一般取10 s[12]。所配置的储能装置不会对风机运行产生任何影响，因此在实现一次调频基础上，使得电力系统运行更加安全可靠。

3 风储联合系统调频控制策略

3.1 风电场单独参与电网调频

3.1.1 风机模型

风机转轴上机械输入功率可由式(5)表示[13]。

(5)

式中：Pm为风机转轴上机械输入功率；ρ为空气密度，kg/m3；R为风轮半径，m；v为风速m/s；Cp为风能利用系数；λ为叶尖速比；β为桨距角。

风能利用系数Cp与λ和β的关系为：

(6)

(7)

(8)

式中ω为风力机转子转速，rad/s。

永磁直驱风电机组动态传动模型为

(9)

式中：Tm为机械转矩，N·m；Te为发电机输出电磁转矩，N·m；F为摩擦粘滞系数，Pa·s。

3.1.2 风电场单独参与电网调频控制策略

风轮叶片和发电机转子具有很大的转动惯量，风电机组正常运行过程中会存储很大的机械动能，并可以转换为有功功率参与电网调频。常见的风电场单独参与电网调频的方法有转子转速控制、频率下垂控制、桨距角控制、模拟惯量控制以及协调控制。图2为含有风电场参与的电网调频模型。

图2 含风电的电力系统频率调节模型

当风速波动或者突然增减负荷时，电网平衡状态将会被打破，频率会出现偏差Δf。当忽略传统同步发电机发出功率时，由图2可得到P和Δf的关系。

(10)

本节所描述的为通常情况下风电场惯性控制策略，虽然可以在一定程度上起到对电网频率调节作用，减小频率波动，但却存在以下2个问题。

(1)风能利用率下降。风电机组正常运行在最大运行方式下，但电网频率下降时，转子转速会降低，偏离了最佳叶尖速比，风能利用率降低，出现弃风现象，风电系统运行经济性差。

(2)调频能力有限。由于风速的随机性，风电场参与电网调频会受到限制且频率调节范围有限。

3.2 风储联合系统参与电网调频控制策略

图3展示了风储联合系统参与电网的调频控制策略。

图3中：usd和usq分别表示定子电压的d轴和q轴分量；isd和isq分别表示定子电流的d轴和q轴分量；Ps为发电机输出有功功率；egd和egq分别表示电网电压的d轴和q轴分量；isd和isq分别表示电网电流的d轴和q轴分量；ugd和ugq分别表示网侧变流器d轴和q轴的电压分量；Kp、Ki、Kd表示惯量常数；fref表示频率参考值。

由图3可知，风电场机侧变流器采用转子磁场定向矢量控制，经过坐标变换后，dq同步旋转坐标系下分别采用直轴电流和交轴电流控制有功功率和无功功率。通过定子电流d轴分量来控制PMSG转速，使其保持最佳叶尖速比运行，实现最大风能捕获。

网侧变流基于电网电压定向矢量控制。直流母线采用闭环控制，通过控制并网d轴电流来实现单闭环控制并维持直流母线电压稳定，控制q轴电流来实现变流器向电网输出无功功率。系统工作正常时，网侧变流器运行在单位功率因数状态。

本文提出的风储联合系统参与电网调频是将电网频率变化率Δf作为整个风储联合系统的反馈环输入量输入到控制系统中，经过比例―积分―微分(proportion-integral-derivative，PID)控制器来控制储能系统输出功率大小。PESS/egd作为反馈量与d轴给定电流igd做差再经过比例积分器得到输入电压值，经过与参考电压值做差，得到储能系统逆变器的控制量，及时将储能系统输出的有功功率送入电网当中。因此，合理制定PID控制器中的惯量系数K将是控制策略的重点。

图3 风储联合系统参与电网调频控制策略

PESS=KΔf

(11)

惯量系数K是根据负荷大小以及风储联合系统需要发出有功功率的大小来制定，并使得调节后频率不会出现越限情况。由于风电机组运行在最大功率跟踪状态并不参与电网调频，因此电网频率变化需要风储联合系统发出的有功功率，实际就是储能系统需要发出的有功功率，则有

PESS=ΔP

(12)

如果想得到与常规同步发电机一样的虚拟惯量效果，应该使风储联合系统参与电网调频的时间与发电机惯量时间常数相近的前提下，发出与常规同步发电机惯量[14]作用相同的能量，具有和等容量同步发电机一样的惯性响应能力，这也会对改善系统频率稳定性起到一定作用。另外，合理配置储能系统也将有利于实现风储联合系统商业化[15-16]投运。

4 仿真分析

为验证本文所提出控制策略的可实施性，以我国东北电网为例，应用Matlab/Simulink平台仿真验证，搭建了如图4所示的等值模型。取现场采集数据，等值同步发电机和风电场分别经过升压变压器(66 kV/220 kV)接入到输电线上，与此同时储能系统配置在风电场出口处，通过电力电子变流器接入系统。风电场额定功率为500 MW，储能系统额定功率为50 MW，同步发电机额定功率为1 000 MW，有功负荷为1 300 MW。

图4 仿真系统结构图

系统正常运行状态下，在5 s时突然增加90 MW负荷，风电场无惯量控制及配置储能后有惯量控制的仿真结果如图5—7所示。

图5给出了2种情况下系统的响应曲线，由图5可见：无惯量控制的风电场单独运行时，系统频率跌至48.45 Hz，而配置储能电池后的风储联合系统具有一定的惯量，在负荷相同的情况下，其频率跌至48.75 Hz，系统频率最低值得到提高，配置储能电池后的风储联合系统有效地改善了系统频率变化特性。

图5 增加90 MW负荷的系统频率响应

图6 同步发电机发出的有功功率

图7 储能系统发出有功功率

图6给出了2种情况下同步发电机有功功率输出情况。在无惯量控制情形下，风电功率输出一定时，同步发电机通过一次和二次调频输出有功功率，对系统频率起到调节作用。而本文提出的风储联合系统惯量控制使得风电场配置储能系统后具有相近于同步发电机的惯量，既可以快速响应频率跌荡，大范围吞吐有功功率又使得同步发电机有功功率输出幅度有所减小并提供一定的备用容量。图7所示为储能装置输出功率，储能装置参与到电网调频当中。

在相同运行工况下，系统有功负荷突减65 MW，对比无惯量控制和有惯量控制的仿真结果如图8所示。由图8可以看出，无惯量控制系统频率上升到 50.95 Hz，而有惯量控制系统频率则上升到 50.68 Hz。采用本文提出的控制策略后频率上升幅度明显减小，风储联合系统惯量对于频率波动起到一定的阻尼作用，系统频率特性得到明显改善。

图8 减小65 MW负荷的系统频率响应

5 结 论

(1)风电场采用大约10%的储能装置即可使得整个风储联合系统具有与同容量同步发电机相近的惯量。

(2)系统出现负荷突变时，本文所提的控制策略能够有效补偿风电场惯性，快速响应电网频率变化，同时能够使得风电场运行于最佳叶尖速比状态，避免出现弃风现象，提高了整个风电场的运行经济性。

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(编辑 景贺峰)

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

国家重点基础研究发展计划项目(973项目) (2013CB228201)；国家电网公司科技项目(SGLNSY00FZJS1500191)

TM 614

A

1000-7229(2016)12-0055-06

10.3969/j.issn.1000-7229.2016.12.007

2016-07-05

严干贵(1971)，男，博士，教授，博士生导师，主要研究方向为新能源发电联网运行分析与控制、电力电子技术等；

王昱博(1989)，男，硕士研究生，主要研究方向为风储并网参与系统调频；

钟诚(1985)，男，博士，副教授，主要研究方向为可再生能源发电与电力系统运行分析；

高扬(1990)，女，硕士研究生，主要研究方向为风车协调调度研究。

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