基于混合储能的双馈风机的电网支撑能力提升策略

刘 刚，袁 至，王维庆，何 山

（新疆大学 可再生能源发电与并网控制教育部工程研究中心，新疆 乌鲁木齐 830047）

0 引言

随着风力发电技术发展，双馈风机的装机比例不断提高，成为了主流机型[1]。由于双馈风机采用最大功率点跟踪（Maximum Power Point Tracking，MPPT）运行模式，风机转子转速和系统频率并无耦合关系。风电的大规模并网会降低系统调频能力[2]，须要双馈风机以提供惯量和参与一次调频的方式为电网提供频率支撑[3]。另外，并网点的电压时常跌落，风机须具备一定的低电压穿 越（Low Voltage Ride Through，LVRT）能 力，从而为电网提供电压支撑[4]。本文所定义的双馈风机电网支撑能力即为频率支撑能力和电压支撑能力。

由于双馈风机为系统提供惯量支撑和参与系统的一次调频控制时，仅以频率变化作为参考量。若低电压穿越发生时，外部系统难以支撑导致风电场系统近似于孤岛系统，系统的频率也将难以维持稳定[5]。文献[6]指出电网故障引起大面积风电低电压穿越造成短路时，系统内具有大量功率缺额，电网频率快速降低，此时双馈风机控制策略难以区分是由负荷变化，还是电网电压跌落导致的频率变化。文献[7]提出风机为系统提供惯量支撑和参与系统的一次调频控制策略，但未考虑超级电容在系统调频时直流母线电压变化。若风机在参与系统一次调频过程中发生低电压穿越，可能导致超级电容模块释放能量，从而加剧直流母线电压升高。文献[8]通过超级电容模块，改善低电压穿越过程中风机直流母线电压过限问题，但未考虑控制策略下双馈风电机组对系统频率稳定性的影响。由超级电容与蓄电池组成的混合储能，可以将超级电容器高功率密度的特点与蓄电池高能量密度的特点结合。文献[9]，[10]将超级电容与蓄电池相结合，对风电系统的输出进行平滑控制，但未考虑系统中频率、电压等因素对风电机组的输出特性造成的影响。

当功率波动和低电压穿越导致系统频率波动时，目前的控制策略难以区分并且及时调整储能控制策略，以避免双馈风机直流母线电压过限。基于此，本文提出了基于混合储能的双馈风机电网支撑能力提升策略。在双馈风机直流母线处接入混合储能系统 （Hybrid Energy Storage System，HESS），通过优化控制策略系数，加快系统频率恢复。利用网侧变换器维持直流母线电容电压稳定的特性，解决风机在为系统提供惯量支撑和参与系统的一次调频过程中，发生LVRT时，直流母线电压过限问题。最后，在MATLAB/Simulink中搭建了含若干双馈风电场的四机两区域模型对该策略进行验证，仿真试验的结果表明了所提策略的有效性。

1 双馈风机系统结构

1.1 双馈风机模型

双馈风机定子侧接入电网，转子侧通过交直交变换器接入电网。储能模块通过双向DC-DC变换器接入到双馈风机系统直流母线侧。本文提出的新型混合储能系统结构如图1所示。

1.2 网侧变换器模型

文献[11]通过控制交流侧输入到直流母线处的功率，维持直流母线电压的稳定。双馈风机的直流侧和交流侧有功功率平衡与直流母线的电压、输入电流有功分量和控制输入功率因数有关。由于电网电压不变，对输入电流的有功分量的控制也就是保证了对交流侧有功功率的控制，对输入电流无功分量的控制也就是对输入功率因素的控制。

变换器模型如图2所示。

图2 网侧变换器模型Fig.2 Grid side converter model

图 中：Uc，Ug，ig分 别 为 网 侧 变 换 器 电 压 矢 量、电 压矢量、电网电流矢量；Rg为滤波电阻；Lg为滤波电感。

三相坐标系下的网侧变换器的电压方程为

由dq变换得电压方程为

由 式（2）得 到：

经由网侧变换器后，功率为

式中：Pg，Qg分别为网侧变换器的有功功率、无功功 率；Ugd，Ugq为 并 网 侧 电 压 分 量；igd，igq为 交 流 侧电流分量；Ucd，Ucq为网侧变换器电压分量。

网侧变换器的有功功率、无功功率为

假设系统无损耗，则有：

式中：Udc为直流母线电压；iload为直流母线电流。

采用基于电网电压定向矢量控制策略可以达到有功、无功解耦目的，通过控制变换器的电流直轴分量维持直流母线处电压基本不变，避免因电压过高导致功率元件损坏。

转子侧功率为Prsc，超级电容器的功率为Psoc，则 有：

当系统功率波动和电压跌落导致功率缺额时，风机为系统提供惯量支撑并参与系统的一次调频，因此，在低电压穿越期间，直流母线处难以达到功率平衡。风机自身无法同时满足系统调频与低电压穿越时直流母线处的功率需求。

2 基于混合储能的双馈风机电网支撑能力提升策略

2.1 混合储能模块特性及控制策略

混合储能模块经响应速度为ms级的变流器与直流母线相连，可快速响应功率变化。混合储能改变直流母线上的功率大小，影响双馈风机的输出功率。当系统发生功率波动时，双馈风机为系统提供惯量支撑和参与系统的一次调频，提供相应的有功补偿，吸收直流母线上多余功率。以系统电压跌落导致的LVRT为例，暂态过程中可认为风速近似不变，此时双馈风电机组吸收功率不变，而向电网输出功率减少，功率失衡，导致能量过剩。此过程会导致直流母线处电压升高，损坏机组元件。经由网侧变换器的部分有功功率难以输出到电网，可通过储能模块吸收，避免直流母线电压过高，保证在LVRT时直流母线的安全。

两组双向DC/DC变流器为半桥型，如图3所示。超级电容储能模块简化模型一阶RC模型如图4所示。

图3 混合储能系统电路框图Fig.3 Circuit block diagram of hybrid energy storage system

图4 储能模型Fig.4 Energy storage model

由图3，4可知，在时间T内超级电容功率为

当电压由Ua变化到Ub时能量变化为

超级电容的充放效率为

式中：ηo，ηp分别为充电效率与放电效率。

超级电容器的最优工作范围为[Umin～Umax]，当端子电压在最优工作范围时，蓄电池不参与功率交换，超级电容器单独工作，充分发挥超级电容器的响应速度快、大功率输出、循环寿命长等优势。若超级电容过限在额定电压内外充放时间为t，则蓄电池充放能量为

此时，超级电容在时间t内实际充放能量为

在一次调频环节，当系统频率稳定时，储能系统须要提供大量能量维持系统稳定。由于受超级电容器的低能量密度特性影响，端子电压易偏离最佳工作范围。此时，通过控制蓄电池在额定电流下充电和放电，确保超级电容器始终在最佳电压范围内运行。当系统功率的频繁波动时，可减少蓄电池充放电频率，避免电池小循环充放电的现象，从而延长电池使用寿命。

2.2 基于虚拟惯量控制的储能控制策略

风机隐藏的转子动能被释放并参与系统调频，在MPPT的基础上增加一个与系统频率相关的额外有功功率值，可使风电机组由系统频率作为参考量调整有功输出。由系统变化率的正比关系得到功率参考值为

式中：Kd为微分控制系数，频率下跌过程中，频率变化率由负值逐渐增大，在系统频率恢复过程中，频率变化率极性为正。

由频率偏差值、增益系数得到有功参考功率为

式中：Kp为比例控制系数；Δf为系统额定频率fref与系统实际频率f之差。

由虚拟惯量得到的有功参考值为

2.2.1虚拟惯量控制频率优化策略

以一次调频时频率下降为例，在惯量响应环节[12]频率变化率由小变至为0时，参考功率 ΔP1与 ΔP2均不为正值。但随后环节频率变化率为正值，频率差为负值，两者极性相反。此时功率输出小于 ΔP2输出的功率。

考虑尽快调节频率，不考虑转子转速恢复的问题。当频率变化率为正值时应使 ΔP1为0。调节过程如图5所示。

图5 虚拟惯量控制优化策略Fig.5 Virtual inertia control optimization strategy

2.2.2储能模块优化策略

储能模块优化控制策略是通过控制频率变化与频率变化率的极性，改进储能输出功率。当系统频率变化率与系统频率变化量极性不一致时，通过改变频率变化率的参数的极性，使储能模块输出更多功率，更好地参与系统调频。

系统频率变化在死区内时可认为无扰动，仅风电机组为系统提供惯量支撑、参与系统一次调频，在满足的超级电容荷电状态（State of Charging，SOC）之后，储能模块再开始充放电。储能模块的控制策略如图6所示。

图6 基于混合储能模块的风电机组参与系统调频与电压稳定策略Fig.6 Block diagram of frequency modulation and voltage stability strategy of wind turbine participating system based on HESS module

混合储能模块输出功率为

式中：Kdc，Kpc分别为超级电容模块的一次调频策略的微分控制系数与比例控制系数。

本文令储能模块吸收功率为-ΔPHESS，释放能量为 ΔPHESS。当系统负荷减少导致频率上升时，风机通过虚拟惯量控制，得到参考功率 ΔP与储能模块的 ΔPHESS共同参与系统一次频率调节。

在系统频率波动小于0.02Hz的情况下，可充分发挥虚拟惯量控制特性的优点，储能模块不参与系统一次调频。风机结合混合储能模块在MPPT模式下，通过优化虚拟惯量控制，使双馈风机在最大发电效率的情况下，有效地提升了风机参与系统一次调频的能力。

2.3 结合直流母线电压控制的控制策略

本文介绍改进的下垂控制策略，在低电压穿越过程中，储能模块通过吸收直流母线处多余的能量，解决低电压穿越过程中直流母线电压过限问题。改进的混合储能模块的控制流程如图7所示。

图7 HESS模块的控制流程框图Fig.7 Control flow diagram of HESS module

当系统发生三相短路导致系统电压跌落时，只有当风电场出口母线到故障点传输线路电阻与感抗之比，等值于风电场注入电流指令的有功、无功分量之比时，系统才能维持稳定[13]。但故障位置，传输线路参数不明确，导致系统的频率变化不确定.传统储能模块控制策略无法判断系统为功率波动导致的频率变化，还是因为电压跌落导致的频率变化。若在电压跌落时系统频率下降，储能模块此时发出功率，导致在直流母线电压基础上产生更严重的过电压。

本文在储能模块参与一次调频策略的基础上，提出了改进型的下垂控制策略。当储能模块加入V-I下垂控制策略，在LVRT发生时，储能模块通过吸收能量来稳定直流母线电压。当直流侧电压过高时，变换器工作在Buck模式，能量从直流侧流向超级电容器，从而减小直流侧电压。该策略控制如图8所示。

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

在LVRT发生时，混合储能模块须先判断是否符合充放电要求。输出功率参考函数为

式中：Kc为LVRT策略的下垂系数；ΔUdc为直流母线电压变化量。

当发生低电压穿越时，无论储能模块是否参与系统调频，优先吸收直流母线处能量，避免非低电压穿越时，直流母线电压波动造成储能模块频繁充放电而缩短使用寿命。

3 仿真分析

本文基于MATLAB/Simulink搭建四机两区域仿真模型，如图9所示。其中：G1～G3为容量900 MW的火电厂，均配备了励磁调节器和调速器；G4由若干个双馈风电场组成，共有120台1.5MW双馈风机；储能模块采用的超级电容为27.5F，容量为150kW×30s，蓄电池模块为充放电50A，电压300V；负荷一，二分别为600，778MW，负荷三为波动负荷；C1，C2为无功补偿装置。表1为风机具体参数。

表1 仿真参数Table1 Simulation parameters

图9 四机两区域模型Fig.94-machine2-area system

3.1 系统负荷波动仿真分析

为验证所提策略的有效性与可行性，本文对以下几种控制策略进行比较。①风机不参与系统调频；②惯量支撑控制策略[14]；③惯量优化支撑控制策略[15]；④结合储能模块的控制策略[7]。其中惯量支撑优化结合储能控制优化策略在功率输出与系统频率支撑方面有着最优的效果。

当风速为10m/s时，以该风速下的转子转速为基准值，在90s时系统发生功率突增80MW。图10为风电系统在3种不同控制策略下输出情况。

图10 惯量支撑与一次调频时系统变化情况Fig.10 Inertia support and primary frequency modulation system changes

在93s，系统频率降至最低点为49.8087Hz，在频率下降至最低点前优化策略与惯量支撑策略无变化，频率变化一致。此时，当系统频率变化率的极性发生变化时，在惯量优化控制策略下风机能输出更多功率，系统频率恢复更快。在98s，惯量支撑与优化控制策略下系统频率由49.9073 Hz变为49.9117Hz，提升了4.8%；在惯量优化控制策略下，当频率变化率极性变化后频率恢复更快。此时风机发出功率更多，转子转速发生明显变化，在93s具有优化支撑特性与惯量支撑的转子转速发生明显变化。由图10（d）可知，惯量支撑优化与储能优化的控制策略下，在93s后频率恢复速度更快，相对于惯量支撑与储能未优化控制策略具有更快的频率恢复的特性。在100s，在惯量支撑优化基础上，储能优化控制时系统频率为49.9296，49.9279Hz相比提升了2.4%；与无储能策略下系统频率49.92Hz相比提升12%。储能优化结合惯量支撑优化策略，与未优化策略相比，系统频率提升效果明显。在系统一次调频环节，本文所提出的控制策略下系统频率提升了8.7%。在系统频率波动时，延缓频率跌落程度和时间，加快系统频率恢复。

具体参数如表2所示。

表2 不同控制策略下系统频率变化Table2 Frequency changes of system with different control strategies Hz

3.2 低电压穿越仿真分析

基于MATLAB/Simulink搭建可调电压电源与单机双馈风机系统，直流母线处额定电压值为电压基准值，以风机在高风速下稳定输出功率为功率基准值。设置系统电压在1～3s跌落50%。设置系统在电压跌落发生时，系统频率下跌0.5Hz，验证储能释放能量对直流母线造成的影响。

图11为无储能控制下的LVRT波形图。图11（b）为电压跌落发生时系统频率跌落0.5Hz直流母线电压的变化情况。可以看出，储能控制策略仅以频率作为参考量时，超级电容模块在LVRT过程中释放能量，加剧直流母线电压升高。当系统正常运行时，风机定子侧与网侧变流器分别输出部分功率，无功功率为0，定子侧输出功率为0.863p.u.，网侧向电网输出功率为0.137p.u.；当电压跌落发生时，定子侧、网侧输出分别变化为0.608，0.109p.u.，由于转子侧与网侧输出功率不平衡，导致直流母线电压上升。

图11 无储能控制下LVRT系统各参数Fig.11 LVRT system parameters under no energy storage control

图12为有储能控制下的LVRT波形图。与图11相比，在电压跌落发生时，储能模块维持直流母线电压稳定，定子侧、网侧输出有功功率分别为0.610，0.089p.u.。风电机组输出总有功功率为0.723p.u.，经储能吸收部分功率后变为0.702p.u.，直流母线电压能稳定在1.02p.u.内，提升风电系统低电压穿越能力。系统电压恢复后，直流母线电压恢复正常。表3为具体参数。

表3 系统在LVRT时部分参数Table3 Partial parameters of the system in LVRT

图12 有储能控制下LVRT系统各参数Fig.12 The parameters of LVRT system under the control of energy storage are include

4 结论

本文考虑双馈风机直流母线电压过限问题，提出了基于混合储能的双馈风机电网支撑能力提升策略，并得到了以下结论。

①本文所提出的优化风机与储能模块的控制策略，在系统频率变化率与系统频率变化极性不同时，使双馈风机虚拟惯量系数为0，不吸收有功，防止转子转速恢复导致系统频率恢复时间增加。此时储能模块惯量系数极性相反使其输出更多功率，有效地提高了系统频率恢复的能力。

②本文在直流母线处加入混合储能模块，不仅能使双馈风机为系统提供惯量支撑和参与系统的一次调频，还可以有效区分并及时调整LVRT时储能控制策略,以避免双馈风机直流母线电压过限。