风光储微电网-火电机组黑启动全过程储能控制策略研究

谢 楠 ，杨沛豪 ，何 萍 ，陈 垚

（1.商洛学院电子信息与电气工程学院，商洛 726000；2.商洛市分布式新能源应用技术研究中心，商洛 726000；3.西安交通大学电气工程学院，西安 710049；4.西安热工研究院有限公司，西安 710054；5.国网吴忠供电公司，吴忠 751100）

随着新能源发电渗透率不断提高，电力系统网架结构变得越加复杂，在风光新能源微电网中配套相应规模储能设备已经成为行业共识[1-3]。大规模储能技术作为能源变革关键技术之一，因为可以为电网提供调峰、调频、应急响应等多种服务，近年来发展迅速[4-5]。

“黑启动”作为电网应急响应辅助服务之一，可以协助停电区域快速恢复供电、减少经济损失。通过内部自启动能力的部件向其他发电单元送电，逐步恢复系统运行和有序供电，最终实现电站自启动。风光储黑启动是微电网在失去外部电网供电的情况下，通过内部自启动能力的部件——储能实现微电网自启动，启动输电线路对侧火电厂辅机设备，使火电机组恢复运行，逐步扩大电力系统恢复范围，最终实现整个电力系统的恢复[6-9]。

为了实现新能源储能辅助电网黑启动，文献[10]从黑启动储能出力、线路空充时间及黑启动过程中储能换流器控制方式3个方面，提出一种基于3层多代理（Agent）系统的储能黑启动控制策略。针对储能设备不能满足黑启动零启升压所需功率，文献[11]提出一种快速跟踪线路对侧负荷与新能源最大功率追踪控制相结合的方法，实现新能源发电单元储能设备协调控制，使新能源储能可以作为电网黑启动稳定电源点[12]。为了实现储能黑启动所需储能容量最优配置，文献[13]以储能黑启动全过程有功、无功输出极限为约束条件，以全寿命周期费用最小为目标函数，得到黑启动所需储能容量最优配置[14]。为了实现黑启动初期有功功率、无功功率快速调节，文献[15]提出一种虚拟惯量控制方式，将实时频率偏差引入风电及储能换流器控制系统中，通过释放旋转动能，可以快速进行功率调节，为系统提供一定频率支撑[16]。为了在新能源储能-火电并列运行瞬间，实现储能换流器控制方式平滑切换，文献[17]提出一种基于状态跟随控制器的控制策略切换方案，有效减小了切换瞬间带来的暂态振荡问题。能源储能-火电并列运行后，由于储能设备容量较小，无法为系统提供稳定电压与频率支撑[18]。针对此问题，文献[19]提出一种将储能逆变器交流输电线路电压偏差和频率偏差作为负反馈阻尼环节添加至储能逆变器电压、频率PI控制环节中，并利用时域小信号模型分析所添加阻尼模块稳定性[20]。

本文首先根据风光火储联合运行系统拓扑结构，分析风光储微电网联合火电机组黑启动全过程；然后建立储能换流装置有功-频率、无功-电压下垂控制模型，并对无功-电压下垂控制进行改进，提出一种引入变斜率传递函数的储能换流装置电压控制方案，并分析黑启动零起升压所需时间取值范围，实现在黑启动初始阶段储能输出电压稳定；接着为了抑制风光储-火电机组并列运行时，系统频率、电压暂态波动，在储能换流器下垂控制中引入频率、电压非线性补偿模块，并建立小信号模型分析控制系统的稳定性；最后将上述控制策略通过Matlab/Simulink仿真来验证所提方案的有效性。

1 风光火储黑启动全过程

为了分析风光火储黑启动全过程，建立如图1所示风光火储联合运行系统拓扑结构。图1中，光伏组件通过逆变装置、升压变及并网开关K1与交流母线相连；风电机组通过背靠背换流装置、升压变及并网开关K2与交流母线相连；储能设备通过换流装置、升压变与交流母线相连；用电负荷通过降压变与交流母线相连。光伏发电系统、风电发电系统、储能系统共同组成新能源交流微电网。火电机组通过升压变及并网开关K3与电网连接，为了实现火电机组启动，需要先启动油系统、给水系统等辅机设备，辅机设备通过启备变及开关K4与电网相连。

图1 风光火储联合运行系统拓扑结构Fig.1 Topology of wind-PV-thermal-energy storage combined operation system

风光储微电网与火电机组通过变压器及输电线路相连。风光火储黑启动全过程可分为以下步骤。

（1）切除风光储微电网中负荷，确保储能设备在空载状态下启动。

（2）启动储能设备，采用零起升压的方法来逐步提升初始电压，向微电网交流母线进行供电。通过控制策略将交流母线电压幅值、频率控制在额定，为新能源发电系统提供稳定电压幅值和频率参考。

（3）利用储能设备向风机辅机供电，当风速满足启动条件后，风机自动捕获风能，当电压幅值及频率达到交流母线电压幅值和频率参考值时，闭合并网开关K2，风机实现组网。光伏组件工作于最大功率点追踪MPPT（maximum power point tracking）模式，当逆变器输出侧电压幅值及频率达到交流母线电压幅值和频率参考值时，闭合并网开关K1。

（4）闭合开关K4，通过启备变给火电厂油系统、给水系统等辅机设备供电，辅机启动后，水蒸汽推动汽轮机带发电机转子旋转产生磁场，定子切割磁感线产生电能，通过主变、升压站及并网开关K3接入电网。火电厂并网后，扩大黑启动恢复面。

2 储能换流装置黑启动下垂控制

2.1 储能有功、无功下垂控制策略

图1中储能外接输电系统简化电路如图2所示。图2中：U0∠δ为储能系统输出电压；U0为空载输出电压幅值参考值；δ为电压功角；Z=R+jX为输电线路阻抗；X为输电线路感抗；Us∠0°为微电网交流母线电压。

图2 储能外接输电系统简化电路Fig.2 Simplified circuit of energy storage connected to transmission system

储能输出有功P和无功功率Q可表示为

根据式（2）可知：储能有功功率调节决定于电压功角δ，功角变化与频率ω变比有关，储能无功功率调节取决于储能系统输出电压。本文在储能黑启动全过程中，通过模拟同步发电机下垂外特性实现对储能换流装置的控制。有功-频率及无功-电压下垂控制的控制方程为

式中：ω为储能换流装置输出电压频率；ω0为空载输出电压频率参考值；m为有功下垂系数；U为储能换流装置输出电压幅值；n为无功下垂系数。可以得到有功-频率和无功-电压下垂特性，如图3所示。

图3 下垂特性示意Fig.3 Schematic of droop characteristics

在黑启动初始阶段储能系统孤网运行，储能换流装置按照下垂系数进行有功、无功调节，此阶段需要维持电压和频率保持在一定范围内。当输电线路空充完毕，启动对侧火电机组辅机，储能系统并网运行，此时储能下垂控制系统通过调节电压频率和电压幅值来输出恒定有功、无功，储能黑启动全过程中采用下垂控制避免了黑启动过程中储能V/f控制和P/Q控制的切换，简化了控制系统，提高了可靠性。但是传统下垂控制中，下垂系数m、n为定值，有功-频率、无功-电压下垂特性为线性，斜率固定，下垂控制灵活性不高。

2.2 变斜率储能换流装置电压控制策略

为了在黑启动初始阶段即储能零启升压空充线路过程中保持风光储微电网交流母线稳定，本文提出一种变斜率储能换流装置电压控制方案，在传统无功-电压下垂控制中引入变斜率传递函数模块，抑制黑启动建压过程中的冲击电流。变斜率传递函数表达式为

图4 引入变斜率传递函数模块无功-电压下垂控制示意Fig.4 Schematic of reactive power-voltage droop control with variable slope transfer function module

图4中，在黑启动初始阶段，即t∈[0 Ts），储能设备零启升压空充线路，通过引入变斜率传递函数来抑制升压变初始阶段产生的冲击电流，以α斜率由0逐渐增大为U0。当交流母线稳定至额定值，即Ts时刻，传递函数斜率α=0，此时储能换流装置由黑启动升压控制状态转换为无功-电压下垂控制状态。

2.3 黑启动零起升压时间取值分析

储能设备零启升压至额定所需时间Ts在整定时需要考虑所连升压变的磁通饱和现象，黑启动初始阶段，储能升压变原边端电压时域方程为

式中，θ为电压初相角。储能升压变的原边端电压磁通表达式为

式中，N1、R1、L1、ϕ分别为储能升压变原边线圈匝数、电阻、自感、总磁通。将式（5）代入式（6）中，忽略自感变化（L1为常数），可以得到储能升压变原边磁通分段表达式如下。

当 t∈[0 Ts）时，有

式中：ϕm为储能升压变原边磁通幅值，ϕm=；A1、A2为系数方程，分别表示为

式中，ϕr为初始时刻储能升压变剩余磁通。定义初始时刻，即t=0时刻，电压初相角θ=180°，储能升压变剩余磁通ϕr=0。忽略原边磁通分段表达式中指数分量衰减，可以得到储能升压变铁心磁通最大值表达式为

式中：ϕmax1为t∈[0 Ts）时间段内铁心磁通最大值；ϕmax2为t∈[Ts∞）时间段内铁心磁通最大值。当t∈[0 Ts）时，需保持ϕmax1≤ϕm来避免储能升压变原边因铁心饱和出现的暂态励磁电流冲击；当t∈[Ts∞）时，铁心磁通已饱和，此时磁通为（1.2～1.4）ϕm。将ϕmax1≤ϕm及ϕmax2≤1.4ϕm代入式（10）中，可以得到储能设备零启升压至额定所需时间Ts取值范围为

取式（11）中Ts取值范围交集，储能设备零启升压至额定所需时间Ts需满足

3 黑启动并列运行下垂控制补偿模块

3.1 频率、电压非线性补偿模块

当风光储微电网恢复供电，输电线路空充完毕，此时启动对侧火电厂辅机，风光储-火电并列运行，扩大黑启动供电恢复面。不同于传统电机，储能换流装置因为无惯性环节，在有功、无功调节过程中，常常存在频率、电压暂态波动，对整个系统稳定性带来不利影响，严重时将导致黑启动失败。

为了增加黑启动供电恢复阶段储能下垂控制系统的鲁棒性，采用频率、电压非线性补偿模块作为有功-频率、无功-电压下垂控制的非线性补偿器。为了得到其表达式，首先根据式（3）下垂控制方程定义频率调节偏差Δω、电压调节偏差ΔU为

式中：ΔP为有功功率调节量；ΔQ为无功功率调节量。为了使频率、电压调节偏差为0，在式（12）右侧添加Δω、ΔU的比例积分项，根据偏差量实时调节补偿量，即

式中：kpω、kpU分别为频率、电压偏差PI调节中的比例项；kiω、kiU分别为频率、电压偏差PI调节中的积分项；s为拉普拉斯因子。

将式（13）得到的非线性补偿器与式（3）下垂控制方程相结合，减少黑启动供电恢复阶段输电线路频率、电压暂态波动，则有

根据式（14）可知：将频率调节偏差Δω、电压调节偏差ΔU进行二次控制实现频率、电压的偏差修复，将偏差值反馈至下垂控制一次系统中，使储能换流装置输出电压频率及幅值控制更加精确。

3.2 小信号模型稳定性分析

为了分析增加非线性补偿器后储能换流装置下垂控制稳定性，本文采用小信号模型稳定性分析法来研究控制系统动态稳定性能，线性化式（2）储能输出有功、无功功率化简方程，得到其小信号模型为

式中：G、H、F为小信号模型参数；Use为动态系统交流母线电压幅值；U0e为动态系统储能换流装置输出电压幅值；Xe为动态系统输电线路感抗。线性化式（14）含有非线性补偿器的下垂控制方程，得到其小信号模型为

储能换流装置输出功率及下垂控制小信号模型的特征值主要存在于低频段，需要经过低通滤波器LPF（low-pass filter）实现对特征值的提取。基于此建立如图5所示的频率、电压小信号模型。

图5 频率、电压小信号模型框图Fig.5 Block diagram of small signal model of frequency and voltage

图5中：τ'为非线性补偿模块时间常数；τ″为下垂控制时间常数。LPF传递函数GLPF可表示为

式中：ωcut为低通滤波器的截止频率，本文取0.5π rad/s；ξ为低通滤波器阻尼比，本文取0.7。

将频率、电压小信号模型用空间状态方程表示为

式中：B1、B2为系数矩阵；xω、xU为空间状态变量，，其中xω1、xω2、xω3、xω4分别表示频率输出值、频率参考值、PI控制输出值、积分项功角，xU1、xU2分别表示电压输出值、PI控制输出值。系数矩阵可表示为

使用Matlab软件寻找B1、B2系数矩阵的根轨迹，分析增加非线性补偿器后储能换流装置下垂控制的稳定性，频率、电压零极点如图6所示。

图6 频率、电压零极点图Fig.6 Frequency and voltage zero pole diagram

由图6可以看出：储能换流装置控制系统频率、电压零极点分布在左半平面，增加非线性补偿器后控制系统在稳定范围内，动态稳定性能良好。

4 Matlab/Simulink仿真分析

为了验证本文所提储能黑启动全过程控制策略的有效性，在Matlab/Simulink平台搭建如图1所示的风光火储联合运行系统，风电系统参数如表1所示，光伏系统参数如表2所示，储能系统参数如表3所示，输电线路参数如表4所示，火电机组及辅机系统参数如表5所示，储能并网装置控制参数如表6所示。

表1 风电系统仿真参数Tab.1 Simulation parameters of wind power system

表2 光伏系统参数Tab.2 Parameters of PV system

表3 储能系统参数Tab.3 Parameters of energy storage system

表4 输电线路参数Tab.4 Parameters of transmission line

表5 火电机组及辅机系统参数Tab.5 Parameters of thermal power unit and auxiliary system

表6 储能并网装置控制参数Tab.6 Control parameters of energy storage gridconnected device

本文重点研究储能黑启动控制方案，设定0～1 s储能系统零起升压至额定，25 s时刻风电系统并网，40 s时刻光伏系统并网，50 s投入火电机组辅机负荷。

截取黑启动0～2.5 s，储能系统升压变原边线电压、励磁电流波形如图7所示。

由图7可知：储能系统可以实现黑启动建压启动功能，零启升压至额定所需时间Ts设定合理。根据图7（a）可知：储能系统升压变原边线电压可以稳定上升至额定380 V，不会产生暂态磁链，升压变磁链不会进入饱和区。根据图7（b）可知：储能系统在建压阶段电流幅值较为稳定，采用具有变斜率传递函数模块的下垂控制方案，可以有效抑制黑启动建压过程中的冲击电流。

图7 储能系统升压变电压、电流波形Fig.7 Voltage and current waveforms of boost transformer in energy storage system

黑启动过程中储能系统输出功率，风电系统输出功率、光伏系统输出功率、火电机组辅机负荷吸收功率对比波形如图8所示。

根据图8可知：风光火储联合运行系统在黑启动过程中，按照既定策略，储能系统先后协助风电系统、光伏系统并网，风光储联合系统向对侧火电机组辅机供电，启动辅机后实现火电厂并网扩大黑启动恢复面。在储能换流器控制系统中采用变斜率下垂控制方案，避免了控制方式切换造成的功率波动。本文所设计的黑启动方式，电源点和负荷接入启动顺序正确，时间设定合理，能够实现风光火储联合运行系统全状态黑启动。

图8 黑启动过程中风光火储联合运行系统功率变化Fig.8 Power change of wind-PV-thermal-energy storage combined operation system during black start process

分别采用传统下垂控制和本文所提含有非线性补偿模块的下垂控制，截取风光火储联合运行系统黑启动0～70 s输电线路电压频率及幅值对比波形如图9和图10所示。

图9 黑启动输电线路电压频率对比波形Fig.9 Voltage frequency comparison waveforms of transmission line during black start process

图10 黑启动输电线路电压幅值对比波形Fig.10 Voltage amplitude comparison waveforms of transmission line during black start process

由图9可知：在黑启动过程中，不论是在储能系统零起升压、风电、光伏并网还是火电厂辅机投入运行，都存在频率波动。对比采用传统下垂控制和本文所提含有非线性补偿模块的下垂控制得到的频率波形，常规下垂控制无法抑制频率波动，在风电机组并网后频率变化最大达到0.27 Hz，当启动线路对侧火电机组辅机后，频率最小下降至49.68 Hz，且在调节过程中有频率振荡现象。而本文所提含有非线性补偿模块的下垂控制在黑启动全过程中，可以保持频率稳定，面对风电、光伏系统投入，频率最大可保持在50.12 Hz内，面对火电机组辅机投入，频率偏差保持在0～0.12 Hz范围内。

由图10可知：在黑启动建压、稳压过程中同样存在电压波动现象。对比采用传统下垂控制和本文所提含有非线性补偿模块的下垂控制得到的电压幅值波形，常规下垂控制无法抑制电压超调，在储能系统零启升压过程中，存在1.5 kV的超调量，风电、光伏并网时也会引起电压波动，当火电机组辅机投入时，因为较大的无功冲击造成电压下降，且在电压恢复阶段伴随电压振荡现象。而本文所提含有非线性补偿模块的下垂控制在黑启动全过程中可以保持电压稳定，不管是储能系统零启升压、新能源并网还是火电机组辅机投入运行，因为电压补偿模块都可以有效抑制电压超调。

5 结语

本文采用下垂控制策略在储能黑启动全过程中。针对黑启动初始阶段，储能零启升压空充线路过程中交流母线不稳定问题，提出一种变斜率储能换流装置电压控制方案。针对新能源储能-火电并列运行时，系统频率、电压暂态波动问题，提出一种在储能逆变器下垂控制中引入频率、电压非线性补偿模块的改进下垂控制方案。

仿真结果表明：本文所提变斜率储能换流装置电压控制方案，可以黑启动初始微电网交流母线稳定，抑制建压过程中的冲击电流；所提含有非线性补偿模块的下垂控制可以保证黑启动全过程频率稳定及抑制电压超调。本文所提方案具有一定的工程应用价值。