并网型风储联合发电站有功出力控制与仿真

2020-08-05张欢畅孟勇强黄正勇孙旭东

热力发电 2020年8期

魏远，张欢畅，周爽，孟勇强，黄正勇，孙旭东

（1.中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司，陕西西安 710075；|2.重庆大学输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室，重庆 400044）

风电具有随机性、波动性和间歇性的特点，交流并网型风电场的出力特性、源网协调性与常规火电机组相比有很大差别，风电给电网的安全稳定运行带来了诸多挑战。在风电场配置动态响应特性好、充放电运行灵活的电池储能可以更好地促进风电的开发和利用[1-2]。

风储联合发电系统的建模方法、控制策略、动态运行特性是新能源领域研究的重点与难点[3-5]。文献[6]提出了一种风光储联合发电系统仿真实用等值方法，采用单机倍乘原则对大规模新能源场站进行等效，提供了一种简化风储并网仿真分析的解决方案。文献[7]设计了一种风光储联合发电系统的场站级控制模式，实现了风、光、储独立控制和互补控制的无缝切换。文献[8]通过搭建风储联合发电系统的数学模型，验证了储能对于平滑风电出力的运行效果。

从工程建设角度来看：一方面，当前电池储能工程投资仍然较高，运行寿命有限，配套电池储能将增加风电场整体投资；另一方面，风电场配套电池储能可降低风电波动率，提高发电量[9-10]，且随着新能源渗透比例提升，电网对风电场出力考核要求逐渐增高。因此，在风电工程规划与设计阶段，考虑经济性与技术性，需要充分评估风储容量配置及其运行效果。

本文通过建立永磁直驱式风机与电池储能的电磁仿真模型，搭建了交流并网型风储联合发电站工程化电磁仿真模型，研究在平滑风电功率波动与跟踪调度计划出力2 个运行目标下的风储联合发电站的仿真控制策略，提出了一种适用于工程规划与设计阶段的风储联合发电站动态运行仿真方法，该方法可以根据风电工程的自然资源条件，快速评估风储容量配置及其运行效果。

1 风力发电机及其控制系统模型

1.1 风力发电机

变速恒频式风机是当前应用最广泛的风机类型，可分为双馈感应式风机（doubly fed induction generator，DFIG）与永磁直驱式风机（permanent magnet synchronous generator，PMSG）。相比于双馈感应式风机，永磁直驱式风机在结构上省去了齿轮箱、碳刷及滑环等部件，提高了风机运行可靠性。此外，永磁直驱式风机通过背靠背变流器与电网连接，提高了机组在故障穿越及无功控制方面的能力[11-12]。本文以永磁直驱式风机作为基本风机仿真单元，其工作原理及控制如图1 所示。

风机单元由风力机模块、永磁同步机模块、机侧变流器、网侧变流器、滤波器与升压变压器组成。风力机实现风能-机械能转换，并控制风机转速实现最大风功率跟踪（MPPT）控制；永磁同步机实现机械能-电能转换；全功率背靠背变流器则实现AC-DCAC 变换并控制整个风力发电机组的有功无功出力。

1.2 风力发电机控制系统

风力发电单元的控制系统主要分为风力机控制与变流器控制。根据风机工作原理，风力机捕获的风能Pm与风速Vw、发电机转速ω及桨距角β有密切关系，如式(1)—式(3)所示。

式中：ρ为空气密度，R为风力机叶片半径，Cp为风能利用系数，λ为风力机叶尖速比。

风力机最大功率跟踪控制（MPPT）逻辑为：在输入风速Vw条件下，根据风力机最大出力曲线PMPPT计算并控制发电机转速ω，以实现风力机追踪最大机械出力点。

风力机的定有功出力控制逻辑为：在输入风速Vw条件下，通过联合调节发电机转速ω与桨距角β实现风力机机械出力保持恒定。

机侧变流器（rotor side converter，RSC）与网侧变流器（grid side converter，GSC）均采用基于直轴交轴解耦的双环控制策略。RSC 控制风机有功出力，同时维持永磁同步机出口交流电压稳定；GSC控制风机无功出力，同时维持直流母线电压稳定。

RSC 的控制框图如图2 所示，以风力机MPPT模块给定的最大出力PMPPT或电网给定的有功功率Pref为跟踪目标，采用比例积分控制（即PI 控制）；交流电压控制以维持风力机出口交流电压Ur恒定为目标，采用PI 控制。

GSC 控制框图如图3 所示。正常运行时无功出力控制目标为Qref=0。当电网发生故障时，可根据无功-电压下垂特性给定无功出力值，以实现风机对并网点的电压支撑。直流侧电压Udc控制以维持直流母线电压恒定为目标。GSC 的控制过程与RSC 相似。

2 电池储能及其控制系统模型

2.1 电池储能单元

电池储能单元一般由电池组、DC-DC 变换器（可省去）、储能变流器（power conversion system，PCS）、滤波器与升压变压器组成，其原理如图4 所示。

采用两级拓扑结构时，电池组与储能变流器之间加入DC-DC 变换环节，提高了储能电池组的运行灵活性。DC-DC 变换器采用BOOST/BUCK 电路，控制电池储能的有功出力；储能变流器PCS 控制储能无功出力并维持直流侧电压恒定。

储能电池采用锂离子电池，根据电池运行特性，可将电池运行区域分为3 部分：指数放电区域，即电池端电压U随放电量指数下降区域；标称放电区域，即电池端电压U随放电量线性下降区域；截止放电区域，即电池端电压U快速下降并进入截止放电区。为了延长寿命，避免过充过放，电池通常运行于标称放电区域，其荷电状态SOC 区间约为[0.1, 0.9]。

2.2 电池储能控制系统

电池储能单元的控制主要由DC-DC 控制与DC-AC 控制组成。DC-DC 控制示意如图5 所示。根据储能控制目标而给定的有功出力指令Pref与DC-DC 低压侧测量功率进行PI 控制，实现储能有功出力控制。储能变流器则控制储能系统的无功出力，并维持直流侧电压Udc稳定，其控制原理与风机网侧变流器相同（图3）。

当系统不需要储能无功出力时，可令Qref=0。考虑到储能功能的多样性，可添加附加控制环节，对储能并网点交流母线电压与功率因数进行控制，通过控制PCS 实现相应附加控制功能，控制框图如图6 所示。

3 风储联合发电站等值与控制策略

3.1 风储联合发电站等值方法

风储联合发电站等值的关键在于保持系统在等值前、后并网点的注入功率不变。风储联合发电系统的并网功率是其内部风电场和储能电站功率的合成。风电场的等值建模包括风机群聚类、汇集线路等值与单台风机等值3 部分。考虑到在风电场规划设计阶段，一般已结合风资源和地形条件进行了风机定位和汇集线路设计，因此仿真中可结合风电场设计方案，按照汇集线路进行风机群聚类，接入同一汇集线路的风机采取单机等值或多机等值的方法，整个风电场则按照馈线条数等值。

以风电场某条汇集电路为例（图7），n台同型风机依次通过各自就地升压变T汇入集电线路，第j台风机与第j+1 台风机间汇集线路阻抗为Zj，将风机和就地升压变看做整体并简化为电流源。假设每台风机向线路注入电流相等，等值前第j台风机送出线路的损耗及汇集线路总损耗如式(4)、式(5)所示。对该汇集线路采取单机等值后等效损耗如式(6)所示，考虑等值前、后汇集线路损耗应保持不变，则汇集线路的等效阻抗Zequ见式(7)。

考虑到一般接入同一汇集线路的风机是相同或相似型号，故风机参数和动态特性也基本一致，仿真模型中永磁直驱式风机的定子电阻、定子漏抗、交直轴同步电抗等电机参数均采取标幺值，因此等值时在风机就地升压变出口采用电流倍乘方法[6,13]。

储能系统一般采取集装箱或站房式集中布置，储能的汇集线路可简化考虑，仿真中对储能子单元采用电流倍乘方法进行等值。

3.2 风储联合发电站控制策略

交流并网型风储联合电站的运行目标可分为平滑功率波动与跟踪计划出力2 类。风储联合发电站的有功出力控制如图8 所示。假定风机群追踪最大功率点运行以实现最大发电量，在风速Vw下风电场有功出力为Pwind，将Pwind经一阶惯性环节后的变化量作为储能的平滑功率波动目标值Psmooth。将调度计划指令值Psch与Pwind的差值作为储能的跟踪计划出力目标值Ptrack，通过模式选择开关切换储能运行目标。考虑到降低储能动作次数以延长寿命，设置储能启动死区。将目标功率值Pdif与储能出力值Pb的差值进行PI 控制。考虑储能的实时荷电状态SOC，当计算的储能拟出力值将导致储能荷电状态SOC 越限时，控制储能停止出力以保护电池，否则将储能有功出力参考信号Pb_ref送入储能控制单元。

4 风储联合发电站运行仿真与分析

4.1 风储联合发电站算例

某大型风电场装机容量为200 MW，由100 台单机容量为2 MW 的永磁直驱式风机组成，每台风机采取1 机1 变形式，通过0.69 kV/35 kV 就地升压变将风机出口电压升至35 kV，随后通过集电线路汇流，经汇集站35 kV/220 kV 主变压器升压后并网。根据大规模新能源电站储能容量规划方法[14-16]，配置储能功率为风电场装机功率的10%，储能时长为0.5 h，即储能容量为20 MW/10 MW·h。储能系统由20 个容量为1 MW/0.5 MW·h 的储能单元组成，储能在汇集站主变压器35 kV 侧接入系统。

在平滑出力波动目标下，风储联合发电站仿真时长定为60 s，仿真步长Δt为20 μs。考虑到永磁直驱式风机的切入风速、切出风速、额定风速分别为3、25、10 m/s，仿真时平均风速分别设置为6.5 m/s与10 m/s，同时使风速围绕其平均值以±1 m/s 范围随机波动，以模拟实际风速的波动。仿真验证储能平滑风电波动效果。

在跟踪计划出力目标下，风储联合发电站仿真时长仍为60 s，仿真步长Δt为20 μs。使风速围绕6.5 m/s 以±1 m/s 范围随机波动以模拟实际风速的波动。同时给定60 s 内的电网调度命令曲线，仿真验证风储联合出力的跟踪效果。

4.2 平滑出力波动仿真结果与分析

当平均风速为6.5 m/s 时，仿真结果如图9 所示。风电场出力在[40 MW,100 MW]之间，最大出力系数约为50%。当t=0~5 s 时，风速保持不变，此阶段风机启动，风电场出力约为65 MW；当t＞5 s时，风速开始波动，风电场出力与风速变化对应良好。在t=6 s 时投入电池储能，储能工作于平滑风电场出力波动目标，使得风储联合出力波动率降低。在t=40、46、59 s 时，储能出力达到极限功率值20 MW，储能并未出现过功率运行，这保障了储能系统的安全稳定运行。在仿真时长1 min 内，储能荷电状态SOC 在初始值50%附近小幅变化。

当平均风速达到额定风速10 m/s 时，仿真结果如图10 所示。风电场出力在[170 MW, 200 MW]之间，最大出力系数达到100%。在t＞5 s 风机启动后，当风速大于额定风速时，风电场达到满载出力，当风速低于额定风速时，风机出力快速降低，风电场出力与风速变化对应良好；在t=6 s 时投入电池储能，储能工作于平滑风电场出力波动目标，使得风储联合出力波动率降低。

对上述2 种典型风速下风电单独出力与风储联合出力效果进行统计分析，结果见表1。由表1 可以看出：储能均能够显著抑制风电波动，实现平滑风电出力的运行目标。

表1 风储联合发电站仿真结果统计表Tab.1 The statistics of simulation results of wind-BESS hybrid power plant

4.3 跟踪调度计划出力仿真结果与分析

跟踪调度计划出力是风电场的典型运行模式。风电场每15 min 向电网调度机构滚动上报未来15 min 至4 h 风电场发电功率预测曲线[17]；电网调度机构结合风电场上报的功率预测曲线与负荷预测曲线进行修正后，每5 min 向风电场下达1 个有功出力指令值；调度机构对风电场实际出力与调度曲线的跟踪情况进行考核。因此，仿真时给定1 min内电网调度指令，研究风储联合出力跟踪情况。

图11 为风储联合跟踪计划出力仿真结果，风电场平均风速为6.5 m/s。图11 中，假定1 min 内电网调度指令值为70 MW 与60 MW，且分别持续30 s。

由图11 可见：当t＞5 s 风机启动，风电场出力随风速波动而波动；在t=6 s 时投入电池储能，储能工作于跟踪调度计划目标；在t=6~30 s，风储联合出力未能时刻跟踪调度指令，这是由于在t=7、9、17、24 s 时，风电出力随风速下降而下降，储能迅速满功率（20 MW）放电，但仍无法跟踪调度曲线；当t=30~60 s，风储联合出力实现了跟踪调度指令。

考虑到图11 仿真结果中风储联合发电站未能实时跟随调度计划指令出力，适当增加了电池储能系统的装机功率值，图12 为储能装机为30 MW/10 MW·h 时风储联合跟踪计划出力仿真结果，风电场平均风速仍为6.5 m/s。图12 中，仍假定1 min 内电网调度指令值保持不变，仍为70 MW 与60 MW，且分别持续30 s。由图12 可见：在仿真1 min 内风储联合发电站较好地实现了跟踪调度指令出力；储能最大放电功率约为23 MW，最大充电功率约为29 MW。