风储联合并网发电系统建模与运行控制

李军徽， 杨嫄嫄， 冯爽， 葛延峰, 金鹏

(1.东北电力大学 电气工程学院，吉林 吉林132012；2.国网辽宁省电力有限公司，辽宁 沈阳 110006；3.国网辽宁省电力有限公司沈阳供电公司，辽宁 沈阳 110006)

风储联合并网发电系统建模与运行控制

李军徽1， 杨嫄嫄1， 冯爽1， 葛延峰2, 金鹏3

(1.东北电力大学 电气工程学院，吉林 吉林132012；2.国网辽宁省电力有限公司，辽宁 沈阳 110006；3.国网辽宁省电力有限公司沈阳供电公司，辽宁 沈阳 110006)

针对并网风力发电的随机波动，在风电场配置规模化电池储能系统，采用结构简单且控制性能良好的永磁同步风电机组，构建风储联合并网发电系统模型并实现其运行控制。基于最大功率捕获和有功无功解耦控制设计风力发电机组的控制系统，釆用定周期比控制策略和反馈线性化理论实现电池储能系统的功率传输控制。在PSCAD/EMTDC仿真软件中搭建了风储联合发电系统仿真模型，结果表明，釆用定周期比控制策略和反馈线性化理论设计电池储能单元可以快速跟踪参考控制指令，实现对风电功率波动的平抑，进而验证了所提出风储联合并网发电系统模型和控制系统的有效性。

风储联合发电；电池储能；定周期比；反馈线性化；平抑功率波动

0 引 言

与火电等常规电源相比，风电的间歇性、波动性等特点，导致风电接入电网给电力系统的安全运行带来了很大的挑战。随着风电在电源中的比例不断增大，这种矛盾日益加大，如何改善风电的波动性已经成为风电等新可再生能源并网发电领域研究的热点[1-2]。目前，一种有效的解决方案就是在风电场引入大规模电池储能系统，构建风储联合并网发电系统，利用先进的储能技术改善风电的波动特性，使得风储联合出力平稳可靠，从而提高风电的并网安全性[3-5]。

已有相关文献对风储联合并网发电系统的建模与运行控制策略进行研究。文献[6-7]提出了采用电解水制氢和蓄电池组合构成的蓄能独立式风力发电系统模型，提高了蓄能的可靠性；文献[8]基于带混合储能系统的双馈电机的风电场，设计了模糊神经PID控制器，对混合储能装置的PID参数进行在线优化，仿真验证了该控制策略能实现平抑风电波动；文献[9]利用混合储能基于移动平均算法对风光波动进行平抑，文献[10]通过对区域电网负荷与风电出力数据的统计、分析，提出了协调两者的储能系统平滑风电场出力策略，并给出了数学模型；文献[11-12]基于双馈风电机组、光伏发电和储能的单元级机电暂态模型，利用组合建模法得到风光储联合发电系统机电暂态模型，仿真结果对模型进行验证；文献[13]考虑弃风和储能控制手段,以风储联合运行的效益最大化为目标,提出了抑制风电爬坡率的风储联合优化控制策略。文献[14]提出一种新型风力发电机与FPC的联合系统，实现有功和无功的优化控制，有效提高机组并网运行特性。文献[15]建立了不同类型电池储能电站的综合兼容性模型，考虑电池的不同特性和经济指标，从规划角度给出应用场景，并未对接入风电后的储能模型与特性进行研究。文献[16]结合飞轮工作特性，为实现直流母线电压恒定，分别在充放电过程提出了一种改进负荷控制策略和一种综合优化弱磁控制策略，并通过仿真实验和工程试验得到验证。

本文构建了风储联合并网发电系统模型并实现其运行控制，基于最大功率捕获和有功无功解耦控制设计风力发电机组的控制系统，釆用定周期比控制策略和反馈线性化理论实现储能系统的功率传输控制。最后基于PSCAD/EMTDC电磁暂态软件搭建了风储联合并网发电系统仿真平台，以平抑风电功率的波动为目标设计风速突变与随机风速下的典型算例，验证了模型和控制系统的正确性和有效性。

1 风储联合发电系统模型与控制

1.1 风力发电模型与控制系统

直驱永磁风力发电机具有转速可调、效率高、控制灵活等特点[17-18]，因此，基于永磁风力发电机构建风力发电系统。直驱永磁风力发电系统结构图如图1，主要包括风力机，发电机和背靠背变流器等。

图1 永磁风力发电机组结构Fig.1 Structure of permanent magnet wind turbine

风力机从空气中捕获的风能由下式可确定[19]

(1)

其中

(2)

式中：ρ为空气的密度，kg/m3；R为风力机叶片半径，m；vw为风速，m/s；Cp为风能利用系数；β为叶片的桨距角；λ为风力机叶尖速比；ω为风力机的转速，rad/s。

同步旋转坐标系下永磁同步发电机的电压方程[20]：

(3)

磁链方程：

(4)

式中：Usd、Usq为定子电压空间矢量的d、q轴分量，isd、isq为定子电流空间矢量的d、q轴分量，Rs为定子电阻，ωr为转子旋转的电角速度，Ld，Lq为定子d、q轴等值绕组自感；ψf为转子永磁体产生的磁链。

同步旋转坐标系下，背靠背变流器发电机侧变流器与电网侧变流器结构相同，下面仅给出网侧变流器的数学模型为：

(5)

式中：u2d、u2q为分别为变流器d、q轴输出电压的基波分量；S2d、S2q为dq坐标系下的变流器开关量；udc为直流电压；i2d、i2q为网侧dq轴电流；ω为电网角频率；L、R分别为网侧变流器与电网之间的连接电感及等值电阻；ed、eq为电网d、q轴电压，idc1为发电机侧变流器流入直流电容的直流电流。

永磁风力发电系统的整体控制图如图2所示，主要由风力机的桨距角控制、发电机与网侧变流器的控制组成。发电机侧变流器控制的目标为将永磁同步发电机发出的频率和电压幅值均变化的交流电整流成直流电，控制风力机转速，实现最优风能利用；网侧变流器控制目标为将直流电逆变为与电网同频率、同幅值的交流电，维持直流侧电压恒定，并根据电网需求实现与电网间的无功交换。

图2 永磁风力发电机控制系统示意图Fig.2 Diagram of permanent magnet wind generator control system

风力机的桨距角控制以转速ω为反馈量，桨距角为控制对象。当风速高于额定风速时，风力机转速将上升超过额定转速，桨距角控制开始起作用，将发电机的实际转速ω与额定转速ωref比较，经PI控制器得到桨距角的控制信号，桨距角伺服系统执行后得到风力机叶片的实际桨距角；发电机侧变流器控制采用双闭环控制结构，外环根据转速-功率最优曲线，得到转速ω下有功功率参考值Pref，与经过滤波后的定子侧实际的功率值P1比较后，得到q轴电流的参考值iqref，根据发电机的运行状态得到d轴电流参考值idref，内环基于前馈解耦控制策略，得到变流器端口处dq轴分量的参考电压ud2和uq2,再通过PWM控制得到变流器的脉冲控制信号，实现了对电流的跟踪和解耦控制；网侧变流器控制仍采用双闭环控制，外环根据直流侧电压参考值Udcref和无功功率参考值Qref，与直流侧电压实际值Udc和网侧无功功率Q2比较后，经PI控制器得到内环d轴、q轴电流的参考值idref、iqref，同样基于前馈解耦控制策略，实现了内环对电流的跟踪和解耦控制。

1.2 电池储能模型与控制系统

电池储能系统结构如图3，主要由电池储能单元与功率调节单元组成。其中电池组由多个电池串联等效，功率调节单元包括升降压斩波(Buck-Boost)电路、储能并网变流器等。

图3 电池储能系统结构图Fig.3 Structure of battery energy storage system

当电池储能系统工作于放电状态时，升降压斩波电路工作于Boost模式，V1保持关断，V2根据控制信号开通或关断；当电池储能系统工作于充电电状态时，升降压斩波电路工作于Buck模式，V2保持关断，V1根据控制信号开通或关断。选取d轴与电网电压矢量重合，q轴超d轴90°，充/放电两种方式下主电路的数学模型相似，下面仅给出Buck模式下电路的数学模型：

(6)

其中：

式(6)中：ω为交流系统相电压的角频率；id、iq分别为交流系统电流矢量的d、q 轴分量；Ed为交流系统电压矢量的d轴分量；md、mq分别为储能变流器开关函数的d、q轴分量，udc为储能变流器直流侧母线电压。

电池储能控制系统整体控制图如图4所示，包括Buck-Boost电路和储能变流器的控制电路。Buck-Boost电路的控制目标为控制电池储能系统按照给定功率充放电，储能变流器的控制目标为实现直流侧电压和无功功率的恒定，实现电池单元、变流器和电网侧有功功率的平衡直流电压的恒定和传输功率因数的调节及并网点电压的补偿。

图4 电池储能控制系统示意图Fig.4 Diagram of battery energy storage control system

Buck-Boost电路采用定周期比控制策略，即根据参考功率Pref和电池电压Ub，与实际功率P2比较得到参考电流值Ibref，将实际电流Ib与参考电流Ibref比较，得到控制周期内PWM信号，对开关进行控制，使得实际电流跟踪参考电流值。储能并网变流器控制采用双闭环结构，基于反馈线性化理论设计控制器[21]，外环根据电压参考值、实际采集电压值及给定无功功率参考值确定了d、q坐标轴下的电流参考值，并生成VSC控制输入量：幅值m、相角δ，经PWM调控技术生成PWM脉冲，作用于变流器，实现了直流电压和给定无功功率的跟踪。

2 风储联合发电系统整体结构

图5给出了风储联合并网发电系统整体结构图，其中Pout为风储联合输出功率，Pw、Pb分别为风电场和电池储能系统输出功率。电池储能单元根据目标功率与风电场实际输出功率差值，控制储能装置充放电运行。

图5 风储联合系统结构图Fig.5 Structure of wind-ES hybrid system

将目标功率设定为恒定值，当风电场输出功率随风速变化时，通过对储能单元充放电功率传输控制，即当风电场实际输出功率大于目标功率时，储能单元充电，存储多余的风电出力；当风电场实际出力小于目标功率时，储能单元放电，释放能量，补充功率差额，从而实现对风电功率波动的平抑，使得风储联合输出恒定。

3 算例分析

本文基于PSCAD/EMTDC仿真软件，根据所建立的模型与控制系统，参考1.5 MW永磁直驱风电机组的参数搭建风储联合并网发电系统仿真平台，系统主要参数见表1。

为验证所构建风储联合发电系统数学模型和控制策略的有效性，设计了恒定风速突变、随机风工况下,储能系统对风力机输出功率进行平抑，风储联合发电输出恒定功率的典型算例。

表1 风储系统参数

3.1 恒定风速突变下仿真分析

当风速由当前值突变为另一值时，风电机组输出功率发生变化，若设定风储联合发电系统目标功率为固定值，则储能系统根据两者差值进行功率传输控制，各时间段系统的运行条件见表2。

表2 风速突变仿真运行条件设定

图6为恒定风速突变下风速、永磁风力发电系统输出功率、风储联合运行并网功率和电池储能系统输出功率仿真波形图。当风速发生突变时，风力机的输出功率随之变化，电池储能系统根据所设定目标功率进行充放电功率传输控制，使得联合运行并网功率跟踪目标。

图6 风/储联合运行仿真图(t=2～18 s)Fig.6 Simulation results of wind power generator and energy storage system(t=2～18 s)

图7为仿真I区的风速、永磁风力发电系统输出功率，直流侧电压波形局部放大图。由图可知，经过约0.4 s后风电机组输出有功功率稳定到新的值,输出有功功率增加了310 kW，无功功率为0，实现发电机单位功率因数下运行，变流器直流侧电压最大波动值为19 V，这说明风电机组的控制器具有良好的功率跟踪性能。图8为风电机组输出功率变化过程中的系统侧相电压和三相电流波形，由波形可见电流波形有较好的正弦度。

图7 I区放大图(4～6.5 s)Fig.7 Enlarged view of area I(4～6.5 s)

图8 网侧的三相电压电流变化波形(5.18～5.27 s)Fig.8 Three-phase current and voltage curve at grid side(5.18～5.27 s)

图9为风速由11 m/s突变至9 m/s时，仿真II区风速、储能变流器直流侧电压、电池储能系统输出功率波形局部放大图。由图可知，电池储能系统约需0.4 s由吸收风电机组发出的300 kW有功功率变为发出有功功率200 kW，储能系统变流器直流侧电压最大波动值为240 V，但在0.6 s内可以稳定到参考值附近，可见储能系统可以按照指定的功率指令运行，且直流侧电压在受扰情况下能够较快的恢复到指令值附近。由图6可见在t=13 s时，注入电网的参考无功功率由0突变为100 kVar，由于风电机组为单位功率因数控制，所以储能系统快速响应输出无功功率。

图9 风/储联合运行仿真图(8～13 s)Fig.9 Simulation results of wind-ES system(8～13 s)

3.2 风速随机变化下仿真分析

当风速随机变化时，设定风储联合系统的运行条件如表3，对系统的运行性能进行分析。

表3 随机风速仿真运行条件设定

图10为风速随机变化时风速、永磁风力发电系统输出功率、风储联合运行并网功率和电池储能系统输出功率仿真波形图。

图10 风/储联合运行仿真图(3～12 s)Fig.10 Simulation results of wind power generator and energy storage system (t=3～12 s)

由图10可见，在风速发生变化导致风电机组输出功率也变化时，储能系统能够快速动作，吞吐功率保证了风储联合发电系统总输出功率的恒定，且有功功率和无功功率解耦效果好。

4 结 论

本文构建了风储联合并网发电系统模型并实现其运行控制，基于PSCAD/EMTDC仿真软件搭建了风储联合并网发电系统仿真平台，验证模型和控制系统的有效性，得出以下结论：

1)基于双闭环控制策略的永磁风力发电机组输出有功功率可快速跟随风速变化，实现最大功率捕获，发电机单位因数功率控制下的有功、无功解耦控制效果良好。

2)釆用定周期比控制策略和反馈线性化理论设计电池储能单元的控制系统，通过功率传输控制可以实现对风电功率波动的有效平抑。

3)风储联合并网发电系统输出稳定，整体控制性能良好，改善了风电的波动性，有利于电网的安全稳定运行。

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Modeling and operation control of wind-ES hybrid power system

LI Jun-hui1， YANG Yuan-yuan1， FENG Shuang1， GE Yan-feng2， JIN Peng3

(1.School of Electrical Engineering,Northeast Dianli University,Jilin 132012,China；2.Liaoning Province Electric Power Company of National Grid,Shenyang 110006,China；3.Shenyang Electric Power supply Company,State Grid Liaoning Electric Power Company,Shenyang 110006,China)

Because of volatility characteristics of wind power,the battery energy storage system is deployed in wind farms.And the permanent magnet synchronous generator was adopted due to its simple structure and reliable performance.Then a Wind-ES integrated generation model was established to control the operation of system.The control system of wind turbines was designed based on the maximum power tracking and active-reactive power decoupled control.The fixed period ratio control strategy and the feedback linearization theory was adopted to control the power transmission of battery energy storage system.A simulation model of Wind-ES integrated generation system was built by using the electromagnetic transient simulation software PSCAD/EMTDC.The simulation results show that the battery units based on the fixed period ratio control strategy and the feedback linearization theory quickly track the reference control instruction,and smooth the fluctuations of wind power.It proves effectiveness of the proposed Wind-ES integrated generation model and control system.

wind-ES hybrid power system;battery energy storage;fixed cycle ratio;feedback linearization;smooth power fluctuation

2014-09-29

国家重点基础研究发展计划(973 计划)资助项目(2013CB228201)； 吉林省教育厅“十三五”科学技术研究项目(吉教科合字[2016]第88号)；国家电网公司科技项目资助(SGLNSY00FZJS1500191)

李军徽(1976—)，男，博士，副教授，研究方向为风力发电运行与控制技术、大规模储能技术应用； 杨嫄嫄(1991—)，女，硕士研究生，研究方向为风力发电机组运行与控制技术； 冯 爽(1990—)，女，硕士研究生，研究方向为电力系统运行控制技术； 葛延峰(1975—)，男，博士，高级工程师，研究方向为大电网运行，新能源接入电网与运行、储能、储热； 金 鹏(1979—)，男，硕士，高级工程师，研究方向为新能源接入电网与运行。

李军徽

10.15938/j.emc.2017.05.008

TM 743

A

1007-449X(2017)05-0058-08