基于混合儲能的雙饋風(fēng)機(jī)的電網(wǎng)支撐能力提升策略

劉 剛，袁 至，王維慶，何 山

（新疆大學(xué) 可再生能源發(fā)電與并網(wǎng)控制教育部工程研究中心，新疆 烏魯木齊 830047）

0 引言

隨著風(fēng)力發(fā)電技術(shù)發(fā)展，雙饋風(fēng)機(jī)的裝機(jī)比例不斷提高，成為了主流機(jī)型[1]。由于雙饋風(fēng)機(jī)采用最大功率點(diǎn)跟蹤（Maximum Power Point Tracking，MPPT）運(yùn)行模式，風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速和系統(tǒng)頻率并無耦合關(guān)系。風(fēng)電的大規(guī)模并網(wǎng)會降低系統(tǒng)調(diào)頻能力[2]，須要雙饋風(fēng)機(jī)以提供慣量和參與一次調(diào)頻的方式為電網(wǎng)提供頻率支撐[3]。另外，并網(wǎng)點(diǎn)的電壓時常跌落，風(fēng)機(jī)須具備一定的低電壓穿 越（Low Voltage Ride Through，LVRT）能 力，從而為電網(wǎng)提供電壓支撐[4]。本文所定義的雙饋風(fēng)機(jī)電網(wǎng)支撐能力即為頻率支撐能力和電壓支撐能力。

由于雙饋風(fēng)機(jī)為系統(tǒng)提供慣量支撐和參與系統(tǒng)的一次調(diào)頻控制時，僅以頻率變化作為參考量。若低電壓穿越發(fā)生時，外部系統(tǒng)難以支撐導(dǎo)致風(fēng)電場系統(tǒng)近似于孤島系統(tǒng)，系統(tǒng)的頻率也將難以維持穩(wěn)定[5]。文獻(xiàn)[6]指出電網(wǎng)故障引起大面積風(fēng)電低電壓穿越造成短路時，系統(tǒng)內(nèi)具有大量功率缺額，電網(wǎng)頻率快速降低，此時雙饋風(fēng)機(jī)控制策略難以區(qū)分是由負(fù)荷變化，還是電網(wǎng)電壓跌落導(dǎo)致的頻率變化。文獻(xiàn)[7]提出風(fēng)機(jī)為系統(tǒng)提供慣量支撐和參與系統(tǒng)的一次調(diào)頻控制策略，但未考慮超級電容在系統(tǒng)調(diào)頻時直流母線電壓變化。若風(fēng)機(jī)在參與系統(tǒng)一次調(diào)頻過程中發(fā)生低電壓穿越，可能導(dǎo)致超級電容模塊釋放能量，從而加劇直流母線電壓升高。文獻(xiàn)[8]通過超級電容模塊，改善低電壓穿越過程中風(fēng)機(jī)直流母線電壓過限問題，但未考慮控制策略下雙饋風(fēng)電機(jī)組對系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性的影響。由超級電容與蓄電池組成的混合儲能，可以將超級電容器高功率密度的特點(diǎn)與蓄電池高能量密度的特點(diǎn)結(jié)合。文獻(xiàn)[9]，[10]將超級電容與蓄電池相結(jié)合，對風(fēng)電系統(tǒng)的輸出進(jìn)行平滑控制，但未考慮系統(tǒng)中頻率、電壓等因素對風(fēng)電機(jī)組的輸出特性造成的影響。

當(dāng)功率波動和低電壓穿越導(dǎo)致系統(tǒng)頻率波動時，目前的控制策略難以區(qū)分并且及時調(diào)整儲能控制策略，以避免雙饋風(fēng)機(jī)直流母線電壓過限?；诖耍疚奶岢隽嘶诨旌蟽δ艿碾p饋風(fēng)機(jī)電網(wǎng)支撐能力提升策略。在雙饋風(fēng)機(jī)直流母線處接入混合儲能系統(tǒng) （Hybrid Energy Storage System，HESS），通過優(yōu)化控制策略系數(shù)，加快系統(tǒng)頻率恢復(fù)。利用網(wǎng)側(cè)變換器維持直流母線電容電壓穩(wěn)定的特性，解決風(fēng)機(jī)在為系統(tǒng)提供慣量支撐和參與系統(tǒng)的一次調(diào)頻過程中，發(fā)生LVRT時，直流母線電壓過限問題。最后，在MATLAB/Simulink中搭建了含若干雙饋風(fēng)電場的四機(jī)兩區(qū)域模型對該策略進(jìn)行驗(yàn)證，仿真試驗(yàn)的結(jié)果表明了所提策略的有效性。

1 雙饋風(fēng)機(jī)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

1.1 雙饋風(fēng)機(jī)模型

雙饋風(fēng)機(jī)定子側(cè)接入電網(wǎng)，轉(zhuǎn)子側(cè)通過交直交變換器接入電網(wǎng)。儲能模塊通過雙向DC-DC變換器接入到雙饋風(fēng)機(jī)系統(tǒng)直流母線側(cè)。本文提出的新型混合儲能系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。

1.2 網(wǎng)側(cè)變換器模型

文獻(xiàn)[11]通過控制交流側(cè)輸入到直流母線處的功率，維持直流母線電壓的穩(wěn)定。雙饋風(fēng)機(jī)的直流側(cè)和交流側(cè)有功功率平衡與直流母線的電壓、輸入電流有功分量和控制輸入功率因數(shù)有關(guān)。由于電網(wǎng)電壓不變，對輸入電流的有功分量的控制也就是保證了對交流側(cè)有功功率的控制，對輸入電流無功分量的控制也就是對輸入功率因素的控制。

變換器模型如圖2所示。

圖2 網(wǎng)側(cè)變換器模型Fig.2 Grid side converter model

圖 中：Uc，Ug，ig分 別 為 網(wǎng) 側(cè) 變 換 器 電 壓 矢 量、電 壓矢量、電網(wǎng)電流矢量；Rg為濾波電阻；Lg為濾波電感。

三相坐標(biāo)系下的網(wǎng)側(cè)變換器的電壓方程為

由dq變換得電壓方程為

由 式（2）得 到：

經(jīng)由網(wǎng)側(cè)變換器后，功率為

式中：Pg，Qg分別為網(wǎng)側(cè)變換器的有功功率、無功功 率；Ugd，Ugq為 并 網(wǎng) 側(cè) 電 壓 分 量；igd，igq為 交 流 側(cè)電流分量；Ucd，Ucq為網(wǎng)側(cè)變換器電壓分量。

網(wǎng)側(cè)變換器的有功功率、無功功率為

假設(shè)系統(tǒng)無損耗，則有：

式中：Udc為直流母線電壓；iload為直流母線電流。

采用基于電網(wǎng)電壓定向矢量控制策略可以達(dá)到有功、無功解耦目的，通過控制變換器的電流直軸分量維持直流母線處電壓基本不變，避免因電壓過高導(dǎo)致功率元件損壞。

轉(zhuǎn)子側(cè)功率為Prsc，超級電容器的功率為Psoc，則 有：

當(dāng)系統(tǒng)功率波動和電壓跌落導(dǎo)致功率缺額時，風(fēng)機(jī)為系統(tǒng)提供慣量支撐并參與系統(tǒng)的一次調(diào)頻，因此，在低電壓穿越期間，直流母線處難以達(dá)到功率平衡。風(fēng)機(jī)自身無法同時滿足系統(tǒng)調(diào)頻與低電壓穿越時直流母線處的功率需求。

2 基于混合儲能的雙饋風(fēng)機(jī)電網(wǎng)支撐能力提升策略

2.1 混合儲能模塊特性及控制策略

混合儲能模塊經(jīng)響應(yīng)速度為ms級的變流器與直流母線相連，可快速響應(yīng)功率變化。混合儲能改變直流母線上的功率大小，影響雙饋風(fēng)機(jī)的輸出功率。當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生功率波動時，雙饋風(fēng)機(jī)為系統(tǒng)提供慣量支撐和參與系統(tǒng)的一次調(diào)頻，提供相應(yīng)的有功補(bǔ)償，吸收直流母線上多余功率。以系統(tǒng)電壓跌落導(dǎo)致的LVRT為例，暫態(tài)過程中可認(rèn)為風(fēng)速近似不變，此時雙饋風(fēng)電機(jī)組吸收功率不變，而向電網(wǎng)輸出功率減少，功率失衡，導(dǎo)致能量過剩。此過程會導(dǎo)致直流母線處電壓升高，損壞機(jī)組元件。經(jīng)由網(wǎng)側(cè)變換器的部分有功功率難以輸出到電網(wǎng)，可通過儲能模塊吸收，避免直流母線電壓過高，保證在LVRT時直流母線的安全。

兩組雙向DC/DC變流器為半橋型，如圖3所示。超級電容儲能模塊簡化模型一階RC模型如圖4所示。

圖3 混合儲能系統(tǒng)電路框圖Fig.3 Circuit block diagram of hybrid energy storage system

圖4 儲能模型Fig.4 Energy storage model

由圖3，4可知，在時間T內(nèi)超級電容功率為

當(dāng)電壓由Ua變化到Ub時能量變化為

超級電容的充放效率為

式中：ηo，ηp分別為充電效率與放電效率。

超級電容器的最優(yōu)工作范圍為[Umin～Umax]，當(dāng)端子電壓在最優(yōu)工作范圍時，蓄電池不參與功率交換，超級電容器單獨(dú)工作，充分發(fā)揮超級電容器的響應(yīng)速度快、大功率輸出、循環(huán)壽命長等優(yōu)勢。若超級電容過限在額定電壓內(nèi)外充放時間為t，則蓄電池充放能量為

此時，超級電容在時間t內(nèi)實(shí)際充放能量為

在一次調(diào)頻環(huán)節(jié)，當(dāng)系統(tǒng)頻率穩(wěn)定時，儲能系統(tǒng)須要提供大量能量維持系統(tǒng)穩(wěn)定。由于受超級電容器的低能量密度特性影響，端子電壓易偏離最佳工作范圍。此時，通過控制蓄電池在額定電流下充電和放電，確保超級電容器始終在最佳電壓范圍內(nèi)運(yùn)行。當(dāng)系統(tǒng)功率的頻繁波動時，可減少蓄電池充放電頻率，避免電池小循環(huán)充放電的現(xiàn)象，從而延長電池使用壽命。

2.2 基于虛擬慣量控制的儲能控制策略

風(fēng)機(jī)隱藏的轉(zhuǎn)子動能被釋放并參與系統(tǒng)調(diào)頻，在MPPT的基礎(chǔ)上增加一個與系統(tǒng)頻率相關(guān)的額外有功功率值，可使風(fēng)電機(jī)組由系統(tǒng)頻率作為參考量調(diào)整有功輸出。由系統(tǒng)變化率的正比關(guān)系得到功率參考值為

式中：Kd為微分控制系數(shù)，頻率下跌過程中，頻率變化率由負(fù)值逐漸增大，在系統(tǒng)頻率恢復(fù)過程中，頻率變化率極性為正。

由頻率偏差值、增益系數(shù)得到有功參考功率為

式中：Kp為比例控制系數(shù)；Δf為系統(tǒng)額定頻率fref與系統(tǒng)實(shí)際頻率f之差。

由虛擬慣量得到的有功參考值為

2.2.1虛擬慣量控制頻率優(yōu)化策略

以一次調(diào)頻時頻率下降為例，在慣量響應(yīng)環(huán)節(jié)[12]頻率變化率由小變至為0時，參考功率 ΔP1與 ΔP2均不為正值。但隨后環(huán)節(jié)頻率變化率為正值，頻率差為負(fù)值，兩者極性相反。此時功率輸出小于 ΔP2輸出的功率。

考慮盡快調(diào)節(jié)頻率，不考慮轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速恢復(fù)的問題。當(dāng)頻率變化率為正值時應(yīng)使 ΔP1為0。調(diào)節(jié)過程如圖5所示。

圖5 虛擬慣量控制優(yōu)化策略Fig.5 Virtual inertia control optimization strategy

2.2.2儲能模塊優(yōu)化策略

儲能模塊優(yōu)化控制策略是通過控制頻率變化與頻率變化率的極性，改進(jìn)儲能輸出功率。當(dāng)系統(tǒng)頻率變化率與系統(tǒng)頻率變化量極性不一致時，通過改變頻率變化率的參數(shù)的極性，使儲能模塊輸出更多功率，更好地參與系統(tǒng)調(diào)頻。

系統(tǒng)頻率變化在死區(qū)內(nèi)時可認(rèn)為無擾動，僅風(fēng)電機(jī)組為系統(tǒng)提供慣量支撐、參與系統(tǒng)一次調(diào)頻，在滿足的超級電容荷電狀態(tài)（State of Charging，SOC）之后，儲能模塊再開始充放電。儲能模塊的控制策略如圖6所示。

圖6 基于混合儲能模塊的風(fēng)電機(jī)組參與系統(tǒng)調(diào)頻與電壓穩(wěn)定策略Fig.6 Block diagram of frequency modulation and voltage stability strategy of wind turbine participating system based on HESS module

混合儲能模塊輸出功率為

式中：Kdc，Kpc分別為超級電容模塊的一次調(diào)頻策略的微分控制系數(shù)與比例控制系數(shù)。

本文令儲能模塊吸收功率為-ΔPHESS，釋放能量為 ΔPHESS。當(dāng)系統(tǒng)負(fù)荷減少導(dǎo)致頻率上升時，風(fēng)機(jī)通過虛擬慣量控制，得到參考功率 ΔP與儲能模塊的 ΔPHESS共同參與系統(tǒng)一次頻率調(diào)節(jié)。

在系統(tǒng)頻率波動小于0.02Hz的情況下，可充分發(fā)揮虛擬慣量控制特性的優(yōu)點(diǎn)，儲能模塊不參與系統(tǒng)一次調(diào)頻。風(fēng)機(jī)結(jié)合混合儲能模塊在MPPT模式下，通過優(yōu)化虛擬慣量控制，使雙饋風(fēng)機(jī)在最大發(fā)電效率的情況下，有效地提升了風(fēng)機(jī)參與系統(tǒng)一次調(diào)頻的能力。

2.3 結(jié)合直流母線電壓控制的控制策略

本文介紹改進(jìn)的下垂控制策略，在低電壓穿越過程中，儲能模塊通過吸收直流母線處多余的能量，解決低電壓穿越過程中直流母線電壓過限問題。改進(jìn)的混合儲能模塊的控制流程如圖7所示。

圖7 HESS模塊的控制流程框圖Fig.7 Control flow diagram of HESS module

當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生三相短路導(dǎo)致系統(tǒng)電壓跌落時，只有當(dāng)風(fēng)電場出口母線到故障點(diǎn)傳輸線路電阻與感抗之比，等值于風(fēng)電場注入電流指令的有功、無功分量之比時，系統(tǒng)才能維持穩(wěn)定[13]。但故障位置，傳輸線路參數(shù)不明確，導(dǎo)致系統(tǒng)的頻率變化不確定.傳統(tǒng)儲能模塊控制策略無法判斷系統(tǒng)為功率波動導(dǎo)致的頻率變化，還是因?yàn)殡妷旱鋵?dǎo)致的頻率變化。若在電壓跌落時系統(tǒng)頻率下降，儲能模塊此時發(fā)出功率，導(dǎo)致在直流母線電壓基礎(chǔ)上產(chǎn)生更嚴(yán)重的過電壓。

本文在儲能模塊參與一次調(diào)頻策略的基礎(chǔ)上，提出了改進(jìn)型的下垂控制策略。當(dāng)儲能模塊加入V-I下垂控制策略，在LVRT發(fā)生時，儲能模塊通過吸收能量來穩(wěn)定直流母線電壓。當(dāng)直流側(cè)電壓過高時，變換器工作在Buck模式，能量從直流側(cè)流向超級電容器，從而減小直流側(cè)電壓。該策略控制如圖8所示。

圖8 下垂控制策略Fig.8 Block diagram of droop control strategy

在LVRT發(fā)生時，混合儲能模塊須先判斷是否符合充放電要求。輸出功率參考函數(shù)為

式中：Kc為LVRT策略的下垂系數(shù)；ΔUdc為直流母線電壓變化量。

當(dāng)發(fā)生低電壓穿越時，無論儲能模塊是否參與系統(tǒng)調(diào)頻，優(yōu)先吸收直流母線處能量，避免非低電壓穿越時，直流母線電壓波動造成儲能模塊頻繁充放電而縮短使用壽命。

3 仿真分析

本文基于MATLAB/Simulink搭建四機(jī)兩區(qū)域仿真模型，如圖9所示。其中：G1～G3為容量900 MW的火電廠，均配備了勵磁調(diào)節(jié)器和調(diào)速器；G4由若干個雙饋風(fēng)電場組成，共有120臺1.5MW雙饋風(fēng)機(jī)；儲能模塊采用的超級電容為27.5F，容量為150kW×30s，蓄電池模塊為充放電50A，電壓300V；負(fù)荷一，二分別為600，778MW，負(fù)荷三為波動負(fù)荷；C1，C2為無功補(bǔ)償裝置。表1為風(fēng)機(jī)具體參數(shù)。

表1 仿真參數(shù)Table1 Simulation parameters

圖9 四機(jī)兩區(qū)域模型Fig.94-machine2-area system

3.1 系統(tǒng)負(fù)荷波動仿真分析

為驗(yàn)證所提策略的有效性與可行性，本文對以下幾種控制策略進(jìn)行比較。①風(fēng)機(jī)不參與系統(tǒng)調(diào)頻；②慣量支撐控制策略[14]；③慣量優(yōu)化支撐控制策略[15]；④結(jié)合儲能模塊的控制策略[7]。其中慣量支撐優(yōu)化結(jié)合儲能控制優(yōu)化策略在功率輸出與系統(tǒng)頻率支撐方面有著最優(yōu)的效果。

當(dāng)風(fēng)速為10m/s時，以該風(fēng)速下的轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速為基準(zhǔn)值，在90s時系統(tǒng)發(fā)生功率突增80MW。圖10為風(fēng)電系統(tǒng)在3種不同控制策略下輸出情況。

圖10 慣量支撐與一次調(diào)頻時系統(tǒng)變化情況Fig.10 Inertia support and primary frequency modulation system changes

在93s，系統(tǒng)頻率降至最低點(diǎn)為49.8087Hz，在頻率下降至最低點(diǎn)前優(yōu)化策略與慣量支撐策略無變化，頻率變化一致。此時，當(dāng)系統(tǒng)頻率變化率的極性發(fā)生變化時，在慣量優(yōu)化控制策略下風(fēng)機(jī)能輸出更多功率，系統(tǒng)頻率恢復(fù)更快。在98s，慣量支撐與優(yōu)化控制策略下系統(tǒng)頻率由49.9073 Hz變?yōu)?9.9117Hz，提升了4.8%；在慣量優(yōu)化控制策略下，當(dāng)頻率變化率極性變化后頻率恢復(fù)更快。此時風(fēng)機(jī)發(fā)出功率更多，轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速發(fā)生明顯變化，在93s具有優(yōu)化支撐特性與慣量支撐的轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速發(fā)生明顯變化。由圖10（d）可知，慣量支撐優(yōu)化與儲能優(yōu)化的控制策略下，在93s后頻率恢復(fù)速度更快，相對于慣量支撐與儲能未優(yōu)化控制策略具有更快的頻率恢復(fù)的特性。在100s，在慣量支撐優(yōu)化基礎(chǔ)上，儲能優(yōu)化控制時系統(tǒng)頻率為49.9296，49.9279Hz相比提升了2.4%；與無儲能策略下系統(tǒng)頻率49.92Hz相比提升12%。儲能優(yōu)化結(jié)合慣量支撐優(yōu)化策略，與未優(yōu)化策略相比，系統(tǒng)頻率提升效果明顯。在系統(tǒng)一次調(diào)頻環(huán)節(jié)，本文所提出的控制策略下系統(tǒng)頻率提升了8.7%。在系統(tǒng)頻率波動時，延緩頻率跌落程度和時間，加快系統(tǒng)頻率恢復(fù)。

具體參數(shù)如表2所示。

表2 不同控制策略下系統(tǒng)頻率變化Table2 Frequency changes of system with different control strategies Hz

3.2 低電壓穿越仿真分析

基于MATLAB/Simulink搭建可調(diào)電壓電源與單機(jī)雙饋風(fēng)機(jī)系統(tǒng)，直流母線處額定電壓值為電壓基準(zhǔn)值，以風(fēng)機(jī)在高風(fēng)速下穩(wěn)定輸出功率為功率基準(zhǔn)值。設(shè)置系統(tǒng)電壓在1～3s跌落50%。設(shè)置系統(tǒng)在電壓跌落發(fā)生時，系統(tǒng)頻率下跌0.5Hz，驗(yàn)證儲能釋放能量對直流母線造成的影響。

圖11為無儲能控制下的LVRT波形圖。圖11（b）為電壓跌落發(fā)生時系統(tǒng)頻率跌落0.5Hz直流母線電壓的變化情況?？梢钥闯觯瑑δ芸刂撇呗詢H以頻率作為參考量時，超級電容模塊在LVRT過程中釋放能量，加劇直流母線電壓升高。當(dāng)系統(tǒng)正常運(yùn)行時，風(fēng)機(jī)定子側(cè)與網(wǎng)側(cè)變流器分別輸出部分功率，無功功率為0，定子側(cè)輸出功率為0.863p.u.，網(wǎng)側(cè)向電網(wǎng)輸出功率為0.137p.u.；當(dāng)電壓跌落發(fā)生時，定子側(cè)、網(wǎng)側(cè)輸出分別變化為0.608，0.109p.u.，由于轉(zhuǎn)子側(cè)與網(wǎng)側(cè)輸出功率不平衡，導(dǎo)致直流母線電壓上升。

圖11 無儲能控制下LVRT系統(tǒng)各參數(shù)Fig.11 LVRT system parameters under no energy storage control

圖12為有儲能控制下的LVRT波形圖。與圖11相比，在電壓跌落發(fā)生時，儲能模塊維持直流母線電壓穩(wěn)定，定子側(cè)、網(wǎng)側(cè)輸出有功功率分別為0.610，0.089p.u.。風(fēng)電機(jī)組輸出總有功功率為0.723p.u.，經(jīng)儲能吸收部分功率后變?yōu)?.702p.u.，直流母線電壓能穩(wěn)定在1.02p.u.內(nèi)，提升風(fēng)電系統(tǒng)低電壓穿越能力。系統(tǒng)電壓恢復(fù)后，直流母線電壓恢復(fù)正常。表3為具體參數(shù)。

表3 系統(tǒng)在LVRT時部分參數(shù)Table3 Partial parameters of the system in LVRT

圖12 有儲能控制下LVRT系統(tǒng)各參數(shù)Fig.12 The parameters of LVRT system under the control of energy storage are include

4 結(jié)論

本文考慮雙饋風(fēng)機(jī)直流母線電壓過限問題，提出了基于混合儲能的雙饋風(fēng)機(jī)電網(wǎng)支撐能力提升策略，并得到了以下結(jié)論。

①本文所提出的優(yōu)化風(fēng)機(jī)與儲能模塊的控制策略，在系統(tǒng)頻率變化率與系統(tǒng)頻率變化極性不同時，使雙饋風(fēng)機(jī)虛擬慣量系數(shù)為0，不吸收有功，防止轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速恢復(fù)導(dǎo)致系統(tǒng)頻率恢復(fù)時間增加。此時儲能模塊慣量系數(shù)極性相反使其輸出更多功率，有效地提高了系統(tǒng)頻率恢復(fù)的能力。

②本文在直流母線處加入混合儲能模塊，不僅能使雙饋風(fēng)機(jī)為系統(tǒng)提供慣量支撐和參與系統(tǒng)的一次調(diào)頻，還可以有效區(qū)分并及時調(diào)整LVRT時儲能控制策略,以避免雙饋風(fēng)機(jī)直流母線電壓過限。