张明光，张彦凯，姜一达，赵金亮，刘淼淼，马秀英，刘昱晨

(兰州理工大学 电气与信息工程学院，甘肃 兰州 730050)

在能源消耗日益增长、环境污染日渐严重的今天，风能作为可再生能源中最具规模化、产业化的新型能源而备受关注。但由于风能具有不稳定性和间隙性，风电场的输出功率是动态变化的，对风电的并网运行带来了不利影响。输出功率随风能动态变化的风电场对传统电力系统的固定运行模式产生了一定的冲击。当系统的功率平衡受到破坏时，因受线路阻抗特性和系统控制滞后等影响，在新的功率平衡之前，电网中可能会出现电压尖峰；在新的功率平衡之后，有可能造成电压升高。电压尖峰和电压升高可能会对系统的功率器件带来损害[1]。

在分布式的发电系统中，已研究利用了储能等技术手段来提高系统的稳定性。参考文献[2]针对分布式发电系统提出了接入蓄电池与负荷-频率相结合的措施抑制电网频率波动，并研究了不同的蓄电池容量对系统频率的抑制效果。通过储能控制系统控制并网风力发电系统的电压稳定，从而进行系统的能量调节，维护系统的功率平衡。从目前储能技术的发展来看，大容量长寿命的无膜液流电池和具有良好动态特性的超级电容具有广阔的发展前景[3-4]。

目前，风电场的并网的方式有直接交流并网或通过电压源高压直流输电系统VSC-HVDC(Voltage Source Converter-High Voltage Direct Current)并网。其直流母线上大都采用的是并联直流电容，称为无源型。为解决风电场并网运行对电网的影响，本文的VSC-HVDC系统在其直流母线处通过双向DC/DC变流器和电网相连接，称为有源型。为使风电注入系统的功率稳定，当注入电网的风能较大时，储能单元通过双向变流器吸收一定的电能，抑制VSC-HVDC的直流母线电压升高；当注入电网的风能较少时，储能单元通过双向变流器释放不足的电能，以抑制VSC-HVDC的直流母线电压降低。

1 有源型直流输电系统

VSC-HVDC系统一端与风电场相连，为受端系统，另一端与电网相连，为送端系统；储能单元并接在VSCHVDC的电网侧，如图1所示。虽然受端接受的风电功率受风能波对的影响是动态变化的，但在某一时期内可认为其平均风能是相对稳定的。当风电的动态功率大于预先设定的平均风能所产生的平均功率时，储能单元吸收多出部分功率，处于充电状态；当风电的动态功率小于预先设定的平均风能所产生的平均功率时，储能单元输出相应大小的功率，处于放电状态，从而使风电注入到电网的功率稳定。

2 储能单元控制系统

储能单元控制系统如图2所示。其原理是通过储能单元协调控制输电线A点电压UA的升高，同时控制网侧电压。

储能单元控制系统检测B点电压UB，当B点电压大于设定值 UBref时，给定一个额外的电压量 ΔUref，瞬时降低直流母线电压参考值，即增加注入储能单元的电流，使储能单元吸收波动的能量，从而限制电压尖峰。在正常运行中UBref由控制系统设定，不需要改变。当A点电压超过预设值时，储能系统会输出控制量 ΔUBref，减少直流母线电压参考值，从而降低母线电压。

ΔUBref可由式(1)～式(3)简单计算，其中 Rab表示为 A与B两点之间的等效电阻。

A点出送功率为：

假设 B点的压降为 ΔUBref， 即降低为 UB-ΔUBref时，A点电压刚好不大于预设值UAref，则：

由式(4)、式(5)式可以推算出：

因此，只要 B电压不大于 UB-ΔUBref时，就能够保证A点电压不高于预设值UAref。

3 有源型电压源直流输电控制策略

3.1 受端系统控制策略

有源型VSC-HVDC受端系统的控制策略，设定为交流电压模式。在该控制策略下VSC-HVDC系统对风电场而言相当于一个平衡点，起到维持风场侧系统功率平衡和电压稳定的作用。受端系统的控制策略如图 3所示，M为调制比，δ为初始相位角，PI为对应的比例积分环节，下标ref为实际值的参考值，RMS为转换有效值。

3.2 送端系统控制策略

根据风电场的风能特性选择适宜的储能容量，采用容量较小的储能单元，动态补偿风电场在某一时期内风能的波动。如果风电场在不同时期内所需储能容量有所差异，可相应地调整储能容量，或者优化设计所需的储能容量，满足风电场长时期内动态补偿风能波动的需要。

根据现有的VSC-HVDC系统的运行经验，VSCHVDC系统的换流站主要有3种控制模式[5-7]：(1)直流电压模式。以直流电压作为主要控制目标，以无功功率为辅助控制目标；(2)定功率模式。以有功功率作为主要控制目标，以无功功率为辅助控制目标；(3)交流电压模式。以所联接的交流母线电压为控制目标。本文的有源型VSC-HVDC送端系统设定为直流电压模式。

为使注入到电网的风电功率稳定，将风电的波动量作为储能单元的充放电功率的参考值。根据以往的运行情况及当年的风能预测，预设风电场平均功率、风电的波动量为实测风场输出功率与预测到的该风电场平均功率之间的差异，将风电的波动量作为储能单元的充放电功率参考值Pbref。储能单元的充放电功率实测值Pb与其参考值Pbref的误差经过一个比例积分(PI)环节作为直流电压 Udc控制的附加量 ΔUdc。在已有的直流电压模式基础上增加储能单元的充放电功率附加控制构成有源型VSC-HVDC送端系统的控制策略，如图4所示。下标ref为实际值的参考值；RMS为转换有效值；Pb为充放电的实测值；idref、iqref分别为网侧交流电流d、q轴的分量参考值；PI为对应的比例积分环节。

4 仿真分析

为验证本文提出的控制策略能够很好地实现对电压的有效控制，通过Matlab/Simulink仿真软件对图1所示的有源型VSC-HVDC系统行进了仿真分析。

4.1 电网电流变化仿真分析

为验证在不同条件下储能单元的影响，依据上文分析，对图1的系统行进简化，建立仿真模型。图5给出了注入电网电流由150 A增加到250 A时的仿真结果。从图 5(a)和图 5(b)中看出，电网的电流增加，储能单元可将母线电压稳定在2 kV。但A点电压却明显高于电流增加之前的数值，图5(a)中A点电压尖峰超过了2.3 kV；在相同的条件下，图5(b)中对A点进行电压尖峰控制，尖峰可以被限制在2.3 kV之内，但是电压的升高并没有得到控制；在图5(c)中，通过储能单元协调控制拉低B点电压，抑制A点电压升高，使其稳态值不超过2.2 kV。

4.2 系统控制策略仿真

假设风电场在某一时间段中的输出功率为P1，如图6所示。仿真系统中，风电场的装机容量为50 MVA；直流母线±80 kV，容量为50 MVA。风场在该时间段内的平均输出功率为0.7 pu。

忽略储能单元的内部特性，应用图3、4的控制策略行进仿真，仿真结果如图7～图9所示。

P2为风场注入到电网的功率，Pb为储能电源的充放电功率，Udc为直流母线电压。从仿真结果可以看出，通过储能单元的充放电功率能够有效地抵消风电的波动，使有源型VSC-HVDC系统的送端系统输出功率，从而使电网吸收到的风电功率稳定。算例中假定风电功率在不到1h内有增、减，如果风速在1 h或更长时间内单调变化，就以此时间段作为参考，根据该时间段内的风电场平均功率，计算风电场功率与平均功率的差值，来确定充放电功率参考值。由图9可以看出，有源型VSC-HVDC系统的直流母线电压并不恒定，在参考值的基础上波动，波动范围视系统情况而定。仿真中，允许直流母线电压不超过1.03 pu。依据仿真的系统规模，±80 kVA的直流母线，需要储能单元的容量为160 kV/5.05 kAh。

分析了带储能单元的风电系统的控制策略，仿真结果表明，本文的控制方法能有效控制电压尖峰和电压升高，避免功率器件的过压损坏。提出的有源型电压源输电系统的控制策略，能很好地解决风电波动对电网的影响，通过控制储能单元的充放电功率来平衡风电的波动，从而稳定注入电网的风电功率。有源型电压源直流输电系统的直流母线电压并不是恒定的，而是在设定的参考值上下波动，其波动的幅值与系统本身的特性、储能单元内部的特性以及充放电的状态等因素有关。为了避免对变流器的工作带来影响，应使直流电压的波动不超出允许范围。

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