戎树全，唐志军，刘润彪，陈思哲

（1．江苏龙源风力发电有限公司，江苏 海安 226600；2．龙源（北京）风电工程设计咨询有限公司，江西 南丰 344500；3．龙源（北京）风电工程设计咨询有限公司，河北 衡水 053000；4．南京南瑞继保工程技术有限公司，江苏 泰州 225300）

在风电并网容量逐渐增加的大时代背景下，科学合理利用机组与储能装置对风电功率各个频率进行平滑处理，可以对风电机组安全稳定运行创造诸多有利条件。科研人员应在反复研究的基础上，制定完整的平滑控制策略，并采用一系列附加控制方式，以确保相关控制策略能够平滑控制风电机组输出有功功率。

1 风电机组与储能装置协调平滑控制工作的应用现状分析

在复杂多变的环境下，风电机组受到外界各种客观因素干扰，产生的风电电波存在诸多不确定性，这就给后期电网全面调整和调频工作带来诸多不利影响，已成为现实风电能源可持续发展的阻碍之一。在社会各界对风电有功功率引起高度重视的情况下，经过科研人员的不断分析和探讨，逐渐研究了两种切实可行的风电波动控制方案[1]。一是可以通过完善并改进风电机组运行模式，通过利用机组惯性特点或者应用变桨控制最后达到平滑控制目的。二是可以投入适当资金，引进静态储能装置和飞轮储能系统来达到预设的工作要求。具体来讲，妥善应用变桨控制和转矩控制方法是当前科研人员主要研究的话题之一。据有关资料显示，变桨控制可以减少风电功率最高频率受到变桨执行机构响应速度的约束，并通过合理管控方式促使风电机组内部的变桨角度余量适中，在确保余量合理的情形下，提升机组结构的发电效率。针对转矩控制，主要是研发人员应使用低通滤波方式来促使因为风力速度导致的机组有功功率出现大幅度变动，同时，采用此种方法也可利用平滑功率曲线走向来确保机组运行平稳。经过大量的模拟实验和实践证明可以得知，转矩控制会加大机组的转速，在不稳定的情形下，机组可能处于不稳定区域，当机组风电功率频段愈加变宽后，机组运行出现不稳定的概率会逐渐增大。而将变桨控制和转矩控制巧妙结合后，不但可以有效促使机组有功功率运行相对稳定，而且从一定程度上还可以抑制发电机运行在操作人员可控范围内，然而，此种方法也存在一定弊端，即可能会致使风电机组对能源的综合利用率逐渐下降。

除此之外，采用储能对风电功率的平滑控制也是目前积极推广的方法之一，操作人员合理应用带阻法、带通法及高通法[2]等手段可以进一步借助储能设备装置的充放电特点来抑制风电功率的一部分频率分量。进一步了解后发现，仅仅应用1－2种储能装置无法达到现实能量与功率平衡的效果，只有对风电场内部的功率信号进行统一分解，再按照储能装置的实际运行功能对各类频率的装置结构进行合理应用后才可以有效提升平滑控制的效果。研发人员选用外部储能装置后虽然在平滑风电有功功率方面可以基本上不对相关的控制方案进行优化和调整，但是，采用此种方法的投入资金相对较多，不利于企业创造更多的经济效益。

2 混合储能系统工作原理

大量实践表明，独立运行及并网运行是光伏发电运行的主要模式，在实际的电网系统运行期间，系统内部架构会和交流大电网进行交换功率操作，通过特定模式来保证系统的运行状态相对稳定，假如系统的运行状态相对独立，此时就代表储能系统架构内部发电系统的功率在发挥重要作用。经过科研人员探索后发现，光伏输出系统在实际运行期间会受到外界各种客观因素影响，系统充放电操作会从一定程度上导致负载功率出现明显波动，进而造成系统内部的功率失衡。针对此种现象，应根据储能系统实际运行情况处理好负载功率与光伏输出功率之间的联系。系统联网情况和储能系统运行状态的诸多要素应统一规划，以为后期储能系统管理水平的提升创造有利条件。

2．1 在联网状态下

系统在此种运行模式下，内部的功率差额会相继被交流大电网吸收并补充，在确保电网系统可以平稳运行的基础上，大电网向光伏发电系统输入或吸收的功率计算公式为：

进一步观察后发现，在联网状态下，操作人员应运用特定管理方式以确保交流电网能够及时地和系统平台进行切换，混合储能系统此时的实际功能不会呈现出来。例如，当系统内部的电网不能提供相关的功率时，光伏发电系统会立即根据实际情况自动转换为独立运行模式。研发人员应按照系统运行处置方案对系统电源结构和模式进行调整和优化，且在交流大电网检修过程中按照检修标准将发电系统设置成独立运行模式。当电网内部结构出现严重紧急性电气故障时，为确保系统平稳运行，必须立即设置电网系统为独立运行模式。这些类似的事件被称作为非计划性突发事件。值得注意的是，无论是出于哪种原因，系统操作人员都应对光伏发电系统进行综合管理以提升负载的电能。

此外，以交流大电网出现的电气故障或者计划性检修为例，与之对应的光伏发电系统就不会依托大电网功率的支持，即系统处于独立运行模式，这时就会通过储能系统对独立运行的光伏发电系统进行全面的能量支持，实际的储能系统注入或者吸收的功率计算公式为：

2．2 混合储能系统工作状态

一般情况下，混合储能系统的工作效果主要是由光伏输出功率和负载需求功率共同决定的。例如，如果负载需求功率小于光伏输出功率时，混合储能系统就会进一步吸收系统剩余的功率，工作为充电模式，具体计算公式为：

与此同时，如果负载需求功率大于光伏输出功率时，整个混合储能系统就会对缺失的功率进行补充，当运行模式为充电状态，实际计算公式为：

2．3 储能系统剩余容量

通过查阅有关资料显示，储能剩余容量主要是通过储能系统的SOC反映的。在现实生产中，SOC的限制因素会对储能系统的充放电及输出功率产生影响，特别是在蓄电池储能单元中，操作人员利用先进的计算机技术可对蓄电池充放电进行约束，这可以有效延长蓄电池的使用寿命。例如，操作人员应设置上限SOCmax、SOCmin两个元素对蓄电池的充放电情况进行判断，如果SOCmin大于SOC，蓄电池应不再运行，禁止向外界提供一定的电力能源，同时，也不会进一步吸收系统剩余的功率。按照上述电池装置运行机理可以知道，对超级电容储能单元设置SOCmax和SOCmin，可以有效降低电池超级电容本体过充、过放的频率。

3 储能装置和风电机组的协调控制

此种控制方案的基本内容主要包含两个方面，通过加设一个低通滤波结构完善转矩方法，并根据风电机组结构的惯性特点来有效减少风电功率的高频分量情况，其次，在确定基本的补偿方案后，借助储能装置来对风电功率的中频分量进行调整。

如图1所示为含储能装置的风电系统拓扑流程图。研究人员将风电机组与储能装置的输出端口有效连接后，借助输电线、机端变压器将机组全面连接到公共连接点PCC上。此时，将输电线路和电子元件的能量损耗忽略不计时，风电系统的并网功率计算公式[3]为：

图1 含储能装置的风电系统拓扑流程图

式中，系统并网功率由Psys代表，风电机组输出功率由Pe代表，Pbattery则表示整个储能装置的输出功率。在此种模式下，电池储能装置负责对风电功率内部的中频分量进行补偿，而对风电功率高频分量的约束主要是通过风电机组来约束的，经过一系列操作，使风电系统内部的并网功率仅仅包含相关风电功率的低频分量。

如图2所示为具体的机组与储能装置的协调控制原理图，最优转矩控制对风电机组的电磁功率指令主要是依靠完成的，借助附加控制器加工处理后产生。假如，将风电机组的磁系统的响应时间直接看成机组的输出电功率Pe。此时，电功率Pe需要电池储能装置中截止频率为wc1的高通滤波器操作后形成相关储能装置的电功率，并发出相应工作流程对进行管理，从而进一步对储能装置的输出功率Pbattery进行控制，储能装置功率Pbattery在反复进行补偿后[4]形成电力系统的输出功率Psys。

图2 机组与储能装置协调控制原理图

4 协调控制模型介绍

4．1 风电机组运行特性分析

进一步了解后发现，机组内部对外界自然风捕获机械功率的计算公式如下：

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式中，机风轮捕获的机械功率由Pmech代表，空气密度由p代表，风轮扫风面积为A，Cp（λ，β）则表示风能转换系数，叶尖速比为λ，β代表叶片的桨距角，风速由v代表。与此同时，风电机组的传动链模型计算公式为：

式中，风力机组捕获的气动转矩为Twt，发电机的电磁转矩由Te代表，风速转矩为Ω，风电机组内部的总转动惯量为Jwt，传动链尼阻系数由Dmee代表。操作人员进一步了解后发现，采用特定方式对某个固定的点位（v0，Ω0，β0）进行线性化处理，就会相继形成一个完整的转速传动函数，桨矩角不变仅仅出现在风速低于系统设定风速情况下。

通过研发人员对机械功率周密探索后发现，风电机组转速和风速函数等同于风电机组捕获的机械功率，此时整个增量数据的计算公式[5]为：式中，ΔΩ代表转速增量，Δv代表风速不增量，下标0则表示稳态量。

4．2 储能装置模型

借助能量型电池组作为风电机组储能滤波装置的主要动力来源，其拓扑结构如图3所示，将风电功率的高频分量通过机组管理进行设定。具体而言，DC／AC逆变器结构主要和风电机组的输出端相互连接，可结合实际情况对整个机组的有功电流量进行调整，具体的调节范围应依照有功功率指令进行确定，从而快速地对风电功率内部的各级别的频率分量进行补偿控制，与此同时，直流侧电容器的电压主要是通过DC／DC直流斩波器来调节的，在相继对电池组进行充放电控制后，可达到能量双向传递的目的。值得注意的是，在实际的电池组放电期间，一旦充放电功率小于额定功率，直流逆变器和斩波器都无法按照设定的统一功率运转。

图3 随机风速图

4．3 协调控制

通过低通滤波处理，对机组有功功率进行计算，选用一阶低通滤波传递函数为科研人员在查阅相关资料后，确定风电机组电磁功率对风速的传递函数为：

通过上述计算公式可知，通过低通滤波处理会形成一个完整的功率指令。当整体截止频率为时，电池储能装置对风速的传递函数计算公式为：

5 与无储能装置机组仿真对比

一般情况下，平滑系数S数值越小，有功功率就会越平滑，将Prated设为机组额定功率，整体的定义平滑系数S的计算公式为：

在本文中，协调控制以WT1代表，常规最优转矩控制以WT2代表，引入低通滤波器的机组以WT3代表，并通过仿真对比得出相关信息。图3代表仿真采用的随机风速，图4～图6代表三个不同的风电系统的仿真对比结果[6]。

图4 并网功率分析图

图5 S值曲线图

图6 机组转速分析图

通过图4可以得知，选择协调控制策略的风电机组WT1受到并网功率波动的影响最小，表明整个高频和中频分量都得到了明显抑制，借助低通滤波器的机组WT3的高频也得到了控制。通过图5可以得知，WT2和WT3的S值大于WT1的s值。幅度变化较大一般是因为电功率的诸多高频分量导致的。由此可以证明协调控制策略可以使风电功率的各段频率实现平滑控制。

从图6可以得出，与采用低通滤波器的WT1和WT3相比，整体机组转速变化幅度相对较大，可以证明借助低通滤波器可以使机组转速对风速响应速度逐步提高，并会加剧机组转速的波动效果。

6 结论

总而言之，风电机组与储能装置的协调平滑控制还存在诸多不确定因素，合理运用机组与储能装置的协调平滑控制策略能有效平抑机组功率的波动过程，还能降低储能装置的实际容量。基于建模及仿真分析过程，可以总结出以下几点结论：

（1）采用低通附加控制能降低机组的低通截止频率，强化机组对风电功率的平滑控制能力。

（2）机组和储能装置的协调控制能有效平滑控制较大范围内的风电功率分量，并有效降低有功功率的改变率。