双馈风电机组‑储能系统模拟同步机调频特性控制策略

摘要

一种双馈风电机组‑储能系统模拟同步机调频特性控制策略，其特点是，包括：构建考虑风电自身调频能力的双馈风电机组‑储能系统、双馈风电机组‑储能系统模拟同步机调频特性的容量配置和双馈风电机组‑储能系统调频控制策略分析等内容，通过分析系统调频需求，结合双馈风电机组自身调频能力，合理配置储能容量，构建双馈风电机组‑储能系统；依照风电机组及储能系统不同的频率响应时间，合理分配调频能力，使双馈风电机组‑储能系统具备类似于传统同步发电机的频率响应能力，实现频率双向调节；充分利用不同风速下风电机组与储能系统在频率响应速度、可用调频能量等方面的互补优势，降低储能配置成本，具有科学合理，适用性强，效果佳等优点。

主权项

一种双馈风电机组‑储能系统模拟同步机调频特性控制策略，其特征是，它包括以下内容：1)双馈风电机组‑储能系统双馈风电机组‑储能系统中，储能系统连接在风电机组入网口处，同步风电机组‑储能系统参与电网调频从单台机组层面入手，分析设计储能容量及其控制策略；电力系统功率供需不平衡时，系统频率将以一定速度变化，即下降或上升，而频率变化速度受系统惯性影响：系统惯性越弱，频率变化越快，电力系统平均惯性常数H_sys由所有接入系统的同步发电机共同决定：$H_{sys}=\frac{\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}{H}_i{S}_i}{\underset{i=1}{\overset{n}{\Sigma }}{S}_i}---\left(1\right)$其中，H_i为第i台同步机的惯性常数，与S_i分别为第i台同步机的额定容量；由于同步发电机转子转速与电力系统频率相耦合，系统频率波动后，同步发电机转速会快速响应频率变化，储存或释放转子动能，对系统频率提供一定支撑作用，直到频率变化率df/dt为0；此为同步发电机惯性响应过程，系其内在自有反应，由转子运动方程控制：$2H\frac{{\mathrm{d\omega }}_r}{dt}=T_m-T_e---\left(2\right)$其中，T_m为机械转矩；T_e为电磁转矩；H为发电机惯性常数；ω_r为发电机组转子转速；同步发电机的一次调频过程定义为系统发生频率变化一段时间后，同步发电机组调速器动作，改变原动机输出功率，有功功率输出随之变化，直至系统频率稳定；为了使多台并列运行发电机组间能够稳定地分担一次调频出力，往往通过整定同步机调差系数σ控制机组调频出力：$\sigma =-\frac{\Delta f}{{\mathrm{\Delta P}}_G}---\left(3\right)$以百分数表示为：$\sigma \%=-\frac{{\mathrm{\Delta fP}}_{NG}}{f_N{\mathrm{\Delta P}}_G}\times 100---\left(4\right)$同步机一次调频能力可以更直观表现为调差系数的倒数，单位调节功率K_G为，标志着随着系统频率变化，发电机出力变化的多寡：$K_G=\frac{1}{\sigma }=\frac{P_{NG}}{f_N\sigma \%}\times 100---\left(5\right)$式(3)～(5)中，Δf为系统频率变化值，f_N为额定频率，ΔP_G为同步机调频出力，P_NG为额定功率，同步发电机转速与系统频率相耦合，随着频率变化，实际转子转速ω_r同参考转速ω_ref相比较，误差信号与调差系数σ％共同控制阀门位置变化ΔY，调节注入汽轮机的蒸汽量，最终达到改变发电机输出有功功率的目的，因此，考虑到同步机调频容量可信度较高，易于调度，通过搭建同步风电机组和储能系统，设计调频控制策略，使双馈风电机组‑储能系统具备同比例同步机的调频特性；2)双馈风电机组‑储能系统模拟同步机调频特性的容量配置储能造价昂贵，制约了其大规模应用，因而，在考虑风电自身调频能力基础上，合理利用风电机组‑储能系统的调频手段的互补性，灵活分配风电与储能调频出力，既能够降低储能系统配置成本，也能使风电场在不同工况下均具备频率响应能力，频率发生变化时，同步发电机组转子主动响应系统频率的变化，瞬时释放或存储部分动能以抑制系统频率的变化；此过程可用惯性常数H衡量，其定义如下：$H=\frac{E_{kr}}{P_N}=\frac{{\mathrm{J\omega }}_r^2}{2P_N}---\left(6\right)$由式(6)得，发电机组运行时，储存的转子动能为：$E_{kr}=\frac{1}{2}{\mathrm{J\omega }}_r^2=\frac{1}{2}{P}_N{T}_J---\left(7\right)$式中：E_kr为发电机组转子动能；J为发电机组转动惯量；ω_r为发电机组转子转速；P_N为发电机组的额定功率；T_J＝2H为惯性时间常数，一般电力系统安全运行时频率变化不能超出2Hz，惯性响应过程中取系统频率下降为例，即同步发电机的转速标幺值变化范围为0.96～1，同步发电机能够释放或储存的最大转子动能为：${\mathrm{\Delta E}}_{kr}=\frac{1}{2}J(1-{0.96}^2){\omega }_r^2=0.0392{\mathrm{J\omega }}_r^2---\left(8\right)$设定联合调频系统在时间T_WE内释放与同步发电机相同的惯性响应能量，则有：ΔE_WE＝ΔE_kr＝P_WE·T_WE＝0.0392P_NWTT_J             (9)同步发电机依靠惯量参与频率控制的时间约为秒级，假定双馈风电机组‑储能系统与同步发电机的惯量时间常数一致，即T_WE＝T_J，则双馈风电机组‑储能系统的惯性响应功率需求为：P_WE＝0.0392P_NWT                           (10)由式(10)得：只要控制策略合理，双馈风电机组‑储能系统保留大约风电额定功率3.92％的备用容量，就能够提供类似于同步发电机的惯性响应能力，根据同步发电机一次调频原理，定义双馈风电机组‑储能系统调差系数为：${\sigma }_{WE}=-\frac{\Delta f}{{\mathrm{\Delta P}}_{WE}}---\left(11\right)$以百分数表示为：${\sigma }_{WE}\%=-\frac{{\mathrm{\Delta fP}}_{NWT}}{f_N{\mathrm{\Delta P}}_{WE}}\times 100---\left(12\right)$此时，双馈风电机组‑储能系统随频率变化需提供的调频出力为：${\mathrm{\Delta P}}_{WE}=-\frac{{\mathrm{\Delta fP}}_{NWT}}{f_N{\sigma }_{WE}\%}\times 100---\left(13\right)$其中，σ_WE为双馈风电机组‑储能系统调差系数，Δf为系统频率变化值，ΔP_WE为双馈风电机组‑储能系统一次调频出力，P_NWT为风电额定功率，双馈风电机组‑储能系统单位调节功率K_WE为：$K_{WE}=\frac{1}{{\sigma }_{WE}}=\frac{P_{MVE}}{f_N{\sigma }_{WE}\%}\times 100---\left(14\right)$电力系统正常运行时，频率变化不超过±0.2Hz，取Δf＝±0.2Hz，代入式(13)～(14)得：$K_{WE}=\frac{1}{{\sigma }_{WE}}=\frac{2}{{\sigma }_{WE}\%}{P}_{MVE}---\left(16\right)$为使双馈风电机组‑储能系统具有与同步发电机相同的一次调频效果，整定两者调差系数一致，σ_WE％＝5，代入式(15)～(16)得，采用合理控制策略，保留大约风电机组额定功率8％的备用容量就能使风电机组提供与同步发电机等调差系数的一次调频效果，此时，双馈风电机组和储能系统单位调节功率约为0.4P_NWE(kW/Hz)；3)双馈风电机组‑储能系统调频控制策略分析风力机风能捕获原理如下：$P_m=\frac{1}{2}{\mathrm{\rho \pi R}}^2{V_w}^3{C}_p(\lambda ,\beta )---\left(17\right)$$C_p=(0.44-0.0167\beta )sin\frac{\pi (\lambda -3)}{15-0.3\beta }-0.00184(\beta -3)---\left(18\right)$$\lambda =\frac{{\omega }_{r}R}{V_w}---\left(19\right)$其中，P_m为风力机机械功率；C_p为风能利用系数；ρ为空气密度；V_w为风速；λ为叶尖速比；β为桨距角；ω_r为转子转速；R为风力机叶片半径，由式(17)～(19)可知，风电机组输出功率受风速、转子转速、桨距角共同控制，根据风电机组运行风速大小，将风速分为，切入风速区、功率追踪区、功率恒定区；(1)风电机组于切入风速区尚未并网，不予考虑；(2)风电机组运行于功率追踪区时，其转子转速低于额定转速，桨距角为0°，风电机组转子超速运行，可保留部分功率，即转子超速法减载，响应速度快，能够短时内增加功率输出，但其所能提供的调频能量有限；(3)功率恒定区，此时风电机组转子转速稳定于额定转速，通过增加风力机桨距角，减少风能捕获，即变桨法实现风电机组减载，但变桨距受机械性能影响，响应时间较长，但能够持续较长时间提供调频功率；含储能系统的双馈风电机组调频控制器，主要包括：风电机组变桨控制器、转子超速控制器和储能控制器，输入量为风速V_w，减载百分比d％及系统频率变化值Δf；输出量为桨距角β、转子侧有功功率P_ω及储能变流器控制信号；其中，P₀为风力机参考功率，ΔP_f为有功功率缺额，P_βref、P_ωref、P_ESSref分别为变桨、变速及储能有功参考值，ω_ref为发电机转速参考值；变桨控制器中，ω_r为发电机实际转速，β_f、β_ref分别为桨距角频率响应值及参考值；β_max、β_min为桨距角最大值与最小值，max‑rate、min‑rate为桨距角变化率上限和下限；转子超速控制器中，P_ref为功率参考值，P_s为定子侧有功功率，I_rq、I_rd为转子电流dq轴分量，I_rqref、U_rqref为转子电流、电压q轴分量参考值，U_rq、U_sq为转子、定子电压q轴分量；给定风速后，根据风速判别模块选择减载模式，减载后功率由减载百分比决定，计算公式如下：P₀＝(1‑d％)P_m                             (20)功率追踪区，超速控制模块输出转子转速参考值“ω_ref”，经过PI控制器输出功率参考值P_ref，发电机电磁功率追踪P_ref实现风电机组转子超速减载运行，功率恒定区时，转子转速参考值“ω_ref”经PI控制器得桨距角参考值β_ref增大桨距角，降低风能捕获，从而实现变桨减载运行；随着引入频率信号的变化，系统功率缺额ΔP信号根据风速不同进入不同控制器，最终增加风电机组有功功率输出，储能系统经逆变器接入风电机组，通过控制PWM逆变器实现其对系统频率响应能力，即储能系统的有功功率自动响应系统频率的变化；为使得储能系统能够自动响应系统频率变化，模拟同步发电机下垂控制，生成储能有功功率参考值，同时，为减少负荷变化对系统电压频率的干扰，引入公共连接点PCC(point of common coupling)处电压和电流前馈；储能系统响应快速，可调度性高，因此加入延时控制模块控制储能输出有功功率的时间配合风电机组参与系统调频；DFIG转子超速法较之虚拟惯量控制优势在于，虚拟惯量控制短时间响应频率变化后将进入转速恢复状态，可能造成频率二次突变，而通过转子超速法参与调频时转子转速降至MPPT转速范围附近，可在系统频率稳定后再重新进行超速减载；采用DFIG与同步发电机联合调频控制策略如下：(1)低风速，转子超速运行，受益于转子转速响应快速，能够短时内增加功率输出，提供类似于同步机的惯性响应能力，提高系统频率最低点，对系统频率跌落提供一定的阻尼作用，因此，通过控制转子转速提供频率的惯性响应过程，再配合储能系统满足一次调频功率；(2)高风速，桨距角受机械性能的影响，响应时间较长，但能够持续较长时间提供一次调频能量，降低系统进入稳态后频率偏差；此时将依靠储能系统响应快速的特性实现系统惯性响应过程：(3)风电机组惯性响应需求为ΔP_WT＝3.92％×P_NWT，一次调频需求为ΔP_WT＝8％×P_NWT，储能配置较大容量，即P_ESS＝4.08％×P_NWT。