微網(wǎng)孤立運行時的調頻策略研究

邵明燕，劉瑞葉，呂殿君

(哈爾濱工業(yè)大學電氣工程及自動化學院，黑龍江 哈爾濱 150001)

0 引言

隨著燃料的日益減少以及污染物排放增加，各國都加緊了研究可再生清潔能源的步伐，其中對包含風能、太陽能、儲能以及負荷等的微網(wǎng)的研究尤為突出[1]。微網(wǎng)連接在主電網(wǎng)的中低壓網(wǎng)絡，可以運行于并網(wǎng)和離網(wǎng)兩種模式下。當主電網(wǎng)正常運行時，微網(wǎng)內部的負荷主要由微網(wǎng)內微源提供，不足或多余的功率由主電網(wǎng)提供或吸收。當主電網(wǎng)出現(xiàn)故障或需要檢修時，微網(wǎng)從電網(wǎng)上斷開，形成一個孤立的微網(wǎng)[2-3]。為了使孤立微網(wǎng)仍然能夠保證發(fā)電與用電平衡，就需要研究微網(wǎng)孤立運行情況下的頻率調節(jié)控制。文獻[4-6]研究了孤立微網(wǎng)的頻率控制方法，但大都集中在對電力電子逆變器控制的層面上。文獻[7]提出了一種包含多個電力電子接口的微源的微網(wǎng)的功率管理策略，可調度的微源響應系統(tǒng)頻率的變化，達到調節(jié)微網(wǎng)頻率的目的，各微源之間的調節(jié)相互獨立。本文提出了一種系統(tǒng)層面的完整的孤立微網(wǎng)的調頻策略，考慮各種微源對頻率調節(jié)的不同特性和能力，通過設置參數(shù)決定各微源是否參與調頻以及參與分量，使得孤立微網(wǎng)的頻率能夠經(jīng)濟快速的調節(jié)。

1 微網(wǎng)系統(tǒng)的結構

圖1所示為連接到35 kV配電網(wǎng)上的一個簡單微網(wǎng)系統(tǒng)的單線圖，微網(wǎng)系統(tǒng)中包括多種發(fā)電單元，其中水電廠經(jīng)饋線1接入，雙饋式風力發(fā)電系統(tǒng)組成的風電場經(jīng)饋線2接入，光伏電站經(jīng)饋線3接入，儲能系統(tǒng)經(jīng)饋線4接入，集中負荷經(jīng)饋線5接入。微網(wǎng)系統(tǒng)可隨著斷路器2的動作情況分別運行于并網(wǎng)和離網(wǎng)兩種狀態(tài)。主電網(wǎng)正常運行時，斷路器2是閉合狀態(tài)，雙饋式風力發(fā)電系統(tǒng)運行于某一恒定槳距角下的最大功率狀態(tài)點上，光伏發(fā)電系統(tǒng)以最大功率輸出，儲能系統(tǒng)不輸出功率，水電廠運行于穩(wěn)定的狀態(tài)。主電網(wǎng)發(fā)生故障或檢修時，斷路器2斷開，微網(wǎng)脫離電網(wǎng)而孤立運行。

圖1 簡單微網(wǎng)系統(tǒng)的單線圖Fig. 1 Single architecture of microgrid

2 孤立微網(wǎng)的頻率控制策略

2.1 各微源的調頻控制

2.1.1 風力發(fā)電系統(tǒng)的調頻控制策略

常規(guī)發(fā)電機的轉子直接與電網(wǎng)相連，在系統(tǒng)頻率發(fā)生變化時，轉子的動能可以得到釋放或吸收，如式(1)所示。

其中：ΔE為動能變化量；J為慣性時間常數(shù)；Δω為轉速變化值；ω0為初始轉速。在標幺值下ω=f，在式(1)兩側對時間t求導，并令ω=f，得

可見，系統(tǒng)頻率變化將會引起轉子轉速變化進而改變輸出功率。

雙饋式風力發(fā)電系統(tǒng)轉子側是經(jīng)雙PWM變換器接入微網(wǎng)，轉速不會自動響應系統(tǒng)頻率的變化，為了達到控制頻率的目的，需要在雙饋式風力發(fā)電系統(tǒng)中增加輔助的頻率控制，也就是一次調頻控制。從式(2)可知，功率變化值與頻率偏差以及頻率偏差的微分有關，因此，風機響應微網(wǎng)系統(tǒng)頻率變化的有功功率變化值可以設置為

由式(3)產(chǎn)生的響應系統(tǒng)頻率變化的輔助有功功率參考值變化量與最大功率曲線得到的參考值之和是DFIG新的功率參考值，如圖2所示。

圖2 風機一次調頻控制器原理圖Fig. 2 Control schematic diagram of primary frequency control

雙饋式風力發(fā)電系統(tǒng)通常情況下是運行于最大功率跟蹤控制下[8]，為了有效地進行頻率控制，當負荷分量變化周期長、幅度大時，就需要風機的輸出功率留有一定的冗余，參與二次調頻。

風力機輸出的最大功率在標幺值下可以表示為

其中：Cp_pu為最大風能利用系數(shù)；Vpu為風速；β為槳距角為最優(yōu)葉尖速比Vpu=1時的有功功率；Cp為槳距角 β和葉尖速比λ的函數(shù)，如式(5)所示。

從式(4)可知，在一定風速下，風機輸出功率的大小由風能利用系數(shù)決定。而風能利用系數(shù)Cp與槳距角β以及葉尖速比λ有很大的關系，可通過圖3的曲線表示。由圖3可以看出，槳距角變化時，最優(yōu)葉尖速比以及最大風能利用系數(shù)均發(fā)生變化，隨之風機輸出功率發(fā)生改變。因此，可以通過設置槳距角初值使得風力發(fā)電系統(tǒng)具有一定的調節(jié)容量，并且通過調節(jié)槳距角改變風機輸出功率。從式(4)和式(5)可以看出槳距角、最優(yōu)葉尖速比以及風機輸出功率之間的關系非常復雜，對于一定的調節(jié)功率，很難得出應有的槳距角調節(jié)量。本文通過曲線擬合的方式得出最優(yōu)葉尖速比與槳距角的關系，使得式(5)中風能利用系數(shù)為單變量槳距角的函數(shù)，然后再擬合出槳距角與風能利用系數(shù)的多項式，分別如式(6)、式(7)所示，擬合度分別為99.7%，99.9%，最終得到輸出功率與槳距角的關系。擬合出的槳距角與最優(yōu)葉尖速比以及風能利用系數(shù)的曲線分別如圖4、圖5所示。

圖3 風能利用系數(shù)與葉尖速比和槳距角的關系Fig. 3 The relationship among Cp, λ and β

圖4 槳距角與最優(yōu)葉尖速比的關系曲線圖Fig. 4 The relationship curve between λ and β

圖5 槳距角與風能利用系數(shù)的關系曲線圖Fig. 5 The relationship curve between Cp and β

將式(4)代入式(7)中得到槳距角與風機輸出功率之間的關系，如式(8)所示。

根據(jù)式(4)~式(8)可以設計出風力發(fā)電系統(tǒng)的二次調頻控制器，如圖6所示。ΔP為功率的需要調節(jié)值，Ppu為風機初始輸出功率，V為風速標幺值，Pnom為風力發(fā)電系統(tǒng)額定功率，Cpnom為風能利用系數(shù)額定值。當系統(tǒng)頻率發(fā)生變化，可以由微網(wǎng)的功率管理系統(tǒng)分配給風電場一定的調節(jié)功率ΔP，與原輸出功率相加得到風電場需要輸出的功率，通過式(8)轉換為風機的槳距角命令，實現(xiàn)通過調節(jié)槳距角改變風電場有功出力的控制。

圖6 風機二次調頻控制器原理圖Fig. 6 Control schematic diagram of second frequency control

2.1.2 蓄電池系統(tǒng)的調頻控制

蓄電池是可調度的微源，采用PQ解耦控制的蓄電池系統(tǒng)的有功功率、無功功率由交流側電流的id、iq分量單獨控制[9]，其中為交流側電壓幅值。蓄電池的調頻控制器如圖7所示，P*為微網(wǎng)管理系統(tǒng)發(fā)出的調節(jié)功率值，Q*為無功功率參考值，在本文中設置為0。

2.2 微網(wǎng)的頻率控制

微網(wǎng)的頻率反應了微網(wǎng)系統(tǒng)發(fā)電與用電的平衡度，微網(wǎng)在孤立運行時的頻率控制是通過調節(jié)各微源的有功出力完成。頻率控制包括三個模塊，一是調節(jié)功率產(chǎn)生模塊，二是功率分配模塊，三是各微源的調頻控制器模塊。調節(jié)功率產(chǎn)生模塊與功率分配模塊統(tǒng)稱為微網(wǎng)功率管理模塊。調節(jié)功率產(chǎn)生模塊接收微網(wǎng)系統(tǒng)中的實時數(shù)據(jù)，轉換為微網(wǎng)的調節(jié)功率，然后通過功率分配模塊將調節(jié)功率按照參與分量分配給各微源的調頻控制器，如圖8所示。

圖7 蓄電池調頻控制原理圖Fig. 7 Control schematic diagram of battery frequency regulation

圖8 頻率控制的模塊關系圖Fig. 8 The relation graph among modules of frequency control

2.2.1 調節(jié)功率產(chǎn)生模塊

調節(jié)功率產(chǎn)生模塊根據(jù)系統(tǒng)的實時數(shù)據(jù)，計算當前所需調節(jié)的功率值，采用PI控制的調節(jié)功率如式(9)所示。

式中：DPP、DPI分別為比例分量和積分分量；kP、kI分別為比例增益和積分增益系數(shù)；ACE為區(qū)域控制偏差；B為頻率響應系數(shù)，單位為MW/0.1Hz。

2.2.2 功率分配模塊

微網(wǎng)系統(tǒng)中各種微源調頻特性以及能力各不相同，水電屬于常規(guī)電源，安裝有調速器和調頻器的水輪發(fā)電機具有相對較慢的靜態(tài)頻率特性。而從2.1節(jié)分析可知，雙饋式風力發(fā)電系統(tǒng)的一次調頻功能通過改變轉子轉速完成，調節(jié)速度很快，二次調頻功能通過調節(jié)槳距角實現(xiàn)，調節(jié)速度相對較慢；蓄電池系統(tǒng)輸出功率可調度，并且響應速度非常快，考慮到蓄電池的實際容量以及壽命，蓄電池有功功率出力最終需要歸零[10]。在t=t1時刻，孤立微網(wǎng)系統(tǒng)頻率低于額定值，各微源的頻率響應特性示意曲線如圖9所示?？紤]到各個微源的調頻特性以及經(jīng)濟性均不同，在進行微網(wǎng)頻率控制時將有調頻能力的微源分為傳統(tǒng)微源和可再生微源兩類，當系統(tǒng)需要調頻時由可再生能源首先調頻，達到調節(jié)極限時傳統(tǒng)微源參加調頻。每一類的調節(jié)分量按式(9)計算，并根據(jù)各微源的調頻速度和調頻容量分配調節(jié)功率。各微源的調節(jié)功率計算方法為

式中，ai、bi為分配系數(shù)，ai與調節(jié)容量有關，bi與調節(jié)速度有關。微網(wǎng)功率管理系統(tǒng)調節(jié)功率產(chǎn)生及分配原理可如圖10所示。

圖9 各微源的頻率調節(jié)特性Fig. 9 Frequency regulation characteristics of microsources

圖10 調節(jié)功率產(chǎn)生及分配原理圖Fig. 10 Production and distribution of regulated power

3 調頻策略仿真驗證

使用Matlab/Simulink仿真軟件建立如圖1所示的微網(wǎng)系統(tǒng)，微網(wǎng)運行于離網(wǎng)模式下。水電廠額定容量為100 MW，風電場額定容量為25 MW，光伏電站額定容量為1.6 MW，蓄電池容量為3 MWh。根據(jù)2.2.2分類原則，本論文建立的微網(wǎng)中第一類調頻微源是蓄電池和風力發(fā)電，第二類是水電廠。風電場和蓄電池系統(tǒng)安裝有2.1提出的調頻控制器，水電廠安裝調速器和調頻器，設置在t=10 s增加3 MW負荷，在t=40 s再增加8MW負荷。風電場是通過調節(jié)槳距角實現(xiàn)有功功率出力的改變，因此圖10中判定依據(jù)可以是風電場槳距角是否調節(jié)到0°或最大限制45°，從而決定水電廠是否參與二次調頻。微網(wǎng)功率管理模塊參數(shù)分別為B=5 MW/0.1 Hz，k1I=2，k1P=0.15，a11=0.8，a12=0.2，b11=0，b12=1，k2I=1，k2P=4.1，a21=1，b21=1。ΔP11、ΔP12、ΔP21分別是蓄電池、風電、水電的調節(jié)功率，仿真結果如圖11~圖14所示。

圖11 各微源的調頻分量計算值Fig. 11 The calculated value of regulated power of microsources

圖12 風機的轉速和槳距角Fig. 12 Speed and angle of DFIG

圖11 所示為系統(tǒng)發(fā)生負荷突增時由功率分配模塊產(chǎn)生的各微源調節(jié)功率值。圖12所示為調頻控制下風電場轉子速度和槳距角的曲線，從曲線可以看出，在負荷增加3 MW時，因為頻率波動不大，轉速基本沒有變化，直到槳距角調節(jié)響應后轉速上升并穩(wěn)定于1.2 pu，增加了風電場的有功出力；在負荷又增加8 MW后，頻率擾動較大，風電場產(chǎn)生的一次調頻輔助量較大，轉速迅速下降而釋放轉子動能，風電場接收到功率管理模塊產(chǎn)生的調節(jié)功率，槳距角由 1.2°開始減少并很快達到調節(jié)極限值 0°，轉子轉速從最低點1.17上升并最終穩(wěn)定運行于1.21 pu。

圖13所示為頻率擾動下各微源的有功功率出力，在調頻控制器的作用下各微源有功出力發(fā)生相應的變化，在t=10 s負荷有功功率增加3 MW，因風電未達到調頻極限，水電廠不參與二次調頻，只有風電場和蓄電池參與調頻，并且最終蓄電池有功出力調節(jié)到0；當t=40 s時負荷再增加8 MW，風機槳距角調節(jié)到 0°，風電場達到調頻極限，水電廠參與二次調頻，從圖13中可以看出風電場在一次調頻控制下有功出力先增加后減少，二次調頻動作后，有功出力迅速增加并很快達到調節(jié)極限，最終以最大功率輸出，水電廠在二次調頻作用下有功出力增加，蓄電池輸出功率響應系統(tǒng)頻率的變化并最終調節(jié)到0。圖14給出了微網(wǎng)在負荷變化的情況下有無風電參與調頻的兩種模式下的頻率響應。兩種模式下的頻率變化對比曲線可以看出在風電場參與調頻的模式下微網(wǎng)的動態(tài)頻率偏差在電網(wǎng)正常運行的頻率偏差限值±0.5 Hz內，而在模式2的情況下，沖擊負荷為8 MW時頻率偏差高達2 Hz，已經(jīng)嚴重影響系統(tǒng)的正常運行，并且模式2調頻速度明顯慢于模式1的情形?？梢婏L電參與調頻提高了微網(wǎng)的抗頻率干擾能力，并加快了響應速度。

圖13 微網(wǎng)中各微源有功出力Fig. 13 Output power of microsources

圖14 微網(wǎng)的頻率曲線Fig. 14 Frequency curve of microgrid

仿真結果表明了孤立運行的微網(wǎng)在系統(tǒng)負荷發(fā)生突變時頻率控制系統(tǒng)能夠合理、經(jīng)濟地分配調節(jié)功率，微網(wǎng)的當?shù)乜刂破髂軌驕蚀_地響應調節(jié)功率而改變自身的有功出力，仿真結果驗證了所提出的孤立微網(wǎng)調頻策略的正確性和風電參與調頻的必要性。

4 結論

本文從微源的實際模型出發(fā)，詳細設計了風電場和蓄電池的調頻控制器，提出了一種經(jīng)濟有效的微網(wǎng)孤立運行時的調頻控制策略，并通過對比微網(wǎng)孤立運行時有無風電場參與調頻兩種情形下頻率的變化，驗證風電參與調頻的必要性和有效性。提出的頻率控制策略對后續(xù)微網(wǎng)的經(jīng)濟運行以及調度打下基礎。

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