并網(wǎng)型風(fēng)儲聯(lián)合發(fā)電站有功出力控制與仿真

魏 遠(yuǎn)，張歡暢，周 爽，孟勇強(qiáng)，黃正勇，孫旭東

（1.中國電力工程顧問集團(tuán)西北電力設(shè)計院有限公司，陜西 西安 710075；|2.重慶大學(xué)輸配電裝備及系統(tǒng)安全與新技術(shù)國家重點(diǎn)實驗室，重慶 400044）

風(fēng)電具有隨機(jī)性、波動性和間歇性的特點(diǎn)，交流并網(wǎng)型風(fēng)電場的出力特性、源網(wǎng)協(xié)調(diào)性與常規(guī)火電機(jī)組相比有很大差別，風(fēng)電給電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行帶來了諸多挑戰(zhàn)。在風(fēng)電場配置動態(tài)響應(yīng)特性好、充放電運(yùn)行靈活的電池儲能可以更好地促進(jìn)風(fēng)電的開發(fā)和利用[1-2]。

風(fēng)儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的建模方法、控制策略、動態(tài)運(yùn)行特性是新能源領(lǐng)域研究的重點(diǎn)與難點(diǎn)[3-5]。文獻(xiàn)[6]提出了一種風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)仿真實用等值方法，采用單機(jī)倍乘原則對大規(guī)模新能源場站進(jìn)行等效，提供了一種簡化風(fēng)儲并網(wǎng)仿真分析的解決方案。文獻(xiàn)[7]設(shè)計了一種風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的場站級控制模式，實現(xiàn)了風(fēng)、光、儲獨(dú)立控制和互補(bǔ)控制的無縫切換。文獻(xiàn)[8]通過搭建風(fēng)儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的數(shù)學(xué)模型，驗證了儲能對于平滑風(fēng)電出力的運(yùn)行效果。

從工程建設(shè)角度來看：一方面，當(dāng)前電池儲能工程投資仍然較高，運(yùn)行壽命有限，配套電池儲能將增加風(fēng)電場整體投資；另一方面，風(fēng)電場配套電池儲能可降低風(fēng)電波動率，提高發(fā)電量[9-10]，且隨著新能源滲透比例提升，電網(wǎng)對風(fēng)電場出力考核要求逐漸增高。因此，在風(fēng)電工程規(guī)劃與設(shè)計階段，考慮經(jīng)濟(jì)性與技術(shù)性，需要充分評估風(fēng)儲容量配置及其運(yùn)行效果。

本文通過建立永磁直驅(qū)式風(fēng)機(jī)與電池儲能的電磁仿真模型，搭建了交流并網(wǎng)型風(fēng)儲聯(lián)合發(fā)電站工程化電磁仿真模型，研究在平滑風(fēng)電功率波動與跟蹤調(diào)度計劃出力2 個運(yùn)行目標(biāo)下的風(fēng)儲聯(lián)合發(fā)電站的仿真控制策略，提出了一種適用于工程規(guī)劃與設(shè)計階段的風(fēng)儲聯(lián)合發(fā)電站動態(tài)運(yùn)行仿真方法，該方法可以根據(jù)風(fēng)電工程的自然資源條件，快速評估風(fēng)儲容量配置及其運(yùn)行效果。

1 風(fēng)力發(fā)電機(jī)及其控制系統(tǒng)模型

1.1 風(fēng)力發(fā)電機(jī)

變速恒頻式風(fēng)機(jī)是當(dāng)前應(yīng)用最廣泛的風(fēng)機(jī)類型，可分為雙饋感應(yīng)式風(fēng)機(jī)（doubly fed induction generator，DFIG）與永磁直驅(qū)式風(fēng)機(jī)（permanent magnet synchronous generator，PMSG）。相比于雙饋感應(yīng)式風(fēng)機(jī)，永磁直驅(qū)式風(fēng)機(jī)在結(jié)構(gòu)上省去了齒輪箱、碳刷及滑環(huán)等部件，提高了風(fēng)機(jī)運(yùn)行可靠性。此外，永磁直驅(qū)式風(fēng)機(jī)通過背靠背變流器與電網(wǎng)連接，提高了機(jī)組在故障穿越及無功控制方面的能力[11-12]。本文以永磁直驅(qū)式風(fēng)機(jī)作為基本風(fēng)機(jī)仿真單元，其工作原理及控制如圖1 所示。

風(fēng)機(jī)單元由風(fēng)力機(jī)模塊、永磁同步機(jī)模塊、機(jī)側(cè)變流器、網(wǎng)側(cè)變流器、濾波器與升壓變壓器組成。風(fēng)力機(jī)實現(xiàn)風(fēng)能-機(jī)械能轉(zhuǎn)換，并控制風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)速實現(xiàn)最大風(fēng)功率跟蹤（MPPT）控制；永磁同步機(jī)實現(xiàn)機(jī)械能-電能轉(zhuǎn)換；全功率背靠背變流器則實現(xiàn)AC-DCAC 變換并控制整個風(fēng)力發(fā)電機(jī)組的有功無功出力。

1.2 風(fēng)力發(fā)電機(jī)控制系統(tǒng)

風(fēng)力發(fā)電單元的控制系統(tǒng)主要分為風(fēng)力機(jī)控制與變流器控制。根據(jù)風(fēng)機(jī)工作原理，風(fēng)力機(jī)捕獲的風(fēng)能Pm與風(fēng)速Vw、發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)速ω及槳距角β有密切關(guān)系，如式(1)—式(3)所示。

式中：ρ為空氣密度，R為風(fēng)力機(jī)葉片半徑，Cp為風(fēng)能利用系數(shù)，λ為風(fēng)力機(jī)葉尖速比。

風(fēng)力機(jī)最大功率跟蹤控制（MPPT）邏輯為：在輸入風(fēng)速Vw條件下，根據(jù)風(fēng)力機(jī)最大出力曲線PMPPT計算并控制發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)速ω，以實現(xiàn)風(fēng)力機(jī)追蹤最大機(jī)械出力點(diǎn)。

風(fēng)力機(jī)的定有功出力控制邏輯為：在輸入風(fēng)速Vw條件下，通過聯(lián)合調(diào)節(jié)發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)速ω與槳距角β實現(xiàn)風(fēng)力機(jī)機(jī)械出力保持恒定。

機(jī)側(cè)變流器（rotor side converter，RSC）與網(wǎng)側(cè)變流器（grid side converter，GSC）均采用基于直軸交軸解耦的雙環(huán)控制策略。RSC 控制風(fēng)機(jī)有功出力，同時維持永磁同步機(jī)出口交流電壓穩(wěn)定；GSC控制風(fēng)機(jī)無功出力，同時維持直流母線電壓穩(wěn)定。

RSC 的控制框圖如圖2 所示，以風(fēng)力機(jī)MPPT模塊給定的最大出力PMPPT或電網(wǎng)給定的有功功率Pref為跟蹤目標(biāo)，采用比例積分控制（即PI 控制）；交流電壓控制以維持風(fēng)力機(jī)出口交流電壓Ur恒定為目標(biāo)，采用PI 控制。

GSC 控制框圖如圖3 所示。正常運(yùn)行時無功出力控制目標(biāo)為Qref=0。當(dāng)電網(wǎng)發(fā)生故障時，可根據(jù)無功-電壓下垂特性給定無功出力值，以實現(xiàn)風(fēng)機(jī)對并網(wǎng)點(diǎn)的電壓支撐。直流側(cè)電壓Udc控制以維持直流母線電壓恒定為目標(biāo)。GSC 的控制過程與RSC 相似。

2 電池儲能及其控制系統(tǒng)模型

2.1 電池儲能單元

電池儲能單元一般由電池組、DC-DC 變換器（可省去）、儲能變流器（power conversion system，PCS）、濾波器與升壓變壓器組成，其原理如圖4 所示。

采用兩級拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)時，電池組與儲能變流器之間加入DC-DC 變換環(huán)節(jié)，提高了儲能電池組的運(yùn)行靈活性。DC-DC 變換器采用BOOST/BUCK 電路，控制電池儲能的有功出力；儲能變流器PCS 控制儲能無功出力并維持直流側(cè)電壓恒定。

儲能電池采用鋰離子電池，根據(jù)電池運(yùn)行特性，可將電池運(yùn)行區(qū)域分為3 部分：指數(shù)放電區(qū)域，即電池端電壓U隨放電量指數(shù)下降區(qū)域；標(biāo)稱放電區(qū)域，即電池端電壓U隨放電量線性下降區(qū)域；截止放電區(qū)域，即電池端電壓U快速下降并進(jìn)入截止放電區(qū)。為了延長壽命，避免過充過放，電池通常運(yùn)行于標(biāo)稱放電區(qū)域，其荷電狀態(tài)SOC 區(qū)間約為[0.1, 0.9]。

2.2 電池儲能控制系統(tǒng)

電池儲能單元的控制主要由DC-DC 控制與DC-AC 控制組成。DC-DC 控制示意如圖5 所示。根據(jù)儲能控制目標(biāo)而給定的有功出力指令Pref與DC-DC 低壓側(cè)測量功率進(jìn)行PI 控制，實現(xiàn)儲能有功出力控制。儲能變流器則控制儲能系統(tǒng)的無功出力，并維持直流側(cè)電壓Udc穩(wěn)定，其控制原理與風(fēng)機(jī)網(wǎng)側(cè)變流器相同（圖3）。

當(dāng)系統(tǒng)不需要儲能無功出力時，可令Qref=0?？紤]到儲能功能的多樣性，可添加附加控制環(huán)節(jié)，對儲能并網(wǎng)點(diǎn)交流母線電壓與功率因數(shù)進(jìn)行控制，通過控制PCS 實現(xiàn)相應(yīng)附加控制功能，控制框圖如圖6 所示。

3 風(fēng)儲聯(lián)合發(fā)電站等值與控制策略

3.1 風(fēng)儲聯(lián)合發(fā)電站等值方法

風(fēng)儲聯(lián)合發(fā)電站等值的關(guān)鍵在于保持系統(tǒng)在等值前、后并網(wǎng)點(diǎn)的注入功率不變。風(fēng)儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的并網(wǎng)功率是其內(nèi)部風(fēng)電場和儲能電站功率的合成。風(fēng)電場的等值建模包括風(fēng)機(jī)群聚類、匯集線路等值與單臺風(fēng)機(jī)等值3 部分?？紤]到在風(fēng)電場規(guī)劃設(shè)計階段，一般已結(jié)合風(fēng)資源和地形條件進(jìn)行了風(fēng)機(jī)定位和匯集線路設(shè)計，因此仿真中可結(jié)合風(fēng)電場設(shè)計方案，按照匯集線路進(jìn)行風(fēng)機(jī)群聚類，接入同一匯集線路的風(fēng)機(jī)采取單機(jī)等值或多機(jī)等值的方法，整個風(fēng)電場則按照饋線條數(shù)等值。

以風(fēng)電場某條匯集電路為例（圖7），n臺同型風(fēng)機(jī)依次通過各自就地升壓變T匯入集電線路，第j臺風(fēng)機(jī)與第j+1 臺風(fēng)機(jī)間匯集線路阻抗為Zj，將風(fēng)機(jī)和就地升壓變看做整體并簡化為電流源。假設(shè)每臺風(fēng)機(jī)向線路注入電流相等，等值前第j臺風(fēng)機(jī)送出線路的損耗及匯集線路總損耗如式(4)、式(5)所示。對該匯集線路采取單機(jī)等值后等效損耗如式(6)所示，考慮等值前、后匯集線路損耗應(yīng)保持不變，則匯集線路的等效阻抗Zequ見式(7)。

考慮到一般接入同一匯集線路的風(fēng)機(jī)是相同或相似型號，故風(fēng)機(jī)參數(shù)和動態(tài)特性也基本一致，仿真模型中永磁直驅(qū)式風(fēng)機(jī)的定子電阻、定子漏抗、交直軸同步電抗等電機(jī)參數(shù)均采取標(biāo)幺值，因此等值時在風(fēng)機(jī)就地升壓變出口采用電流倍乘方法[6,13]。

儲能系統(tǒng)一般采取集裝箱或站房式集中布置，儲能的匯集線路可簡化考慮，仿真中對儲能子單元采用電流倍乘方法進(jìn)行等值。

3.2 風(fēng)儲聯(lián)合發(fā)電站控制策略

交流并網(wǎng)型風(fēng)儲聯(lián)合電站的運(yùn)行目標(biāo)可分為平滑功率波動與跟蹤計劃出力2 類。風(fēng)儲聯(lián)合發(fā)電站的有功出力控制如圖8 所示。假定風(fēng)機(jī)群追蹤最大功率點(diǎn)運(yùn)行以實現(xiàn)最大發(fā)電量，在風(fēng)速Vw下風(fēng)電場有功出力為Pwind，將Pwind經(jīng)一階慣性環(huán)節(jié)后的變化量作為儲能的平滑功率波動目標(biāo)值Psmooth。將調(diào)度計劃指令值Psch與Pwind的差值作為儲能的跟蹤計劃出力目標(biāo)值Ptrack，通過模式選擇開關(guān)切換儲能運(yùn)行目標(biāo)?？紤]到降低儲能動作次數(shù)以延長壽命，設(shè)置儲能啟動死區(qū)。將目標(biāo)功率值Pdif與儲能出力值Pb的差值進(jìn)行PI 控制?？紤]儲能的實時荷電狀態(tài)SOC，當(dāng)計算的儲能擬出力值將導(dǎo)致儲能荷電狀態(tài)SOC 越限時，控制儲能停止出力以保護(hù)電池，否則將儲能有功出力參考信號Pb_ref送入儲能控制單元。

4 風(fēng)儲聯(lián)合發(fā)電站運(yùn)行仿真與分析

4.1 風(fēng)儲聯(lián)合發(fā)電站算例

某大型風(fēng)電場裝機(jī)容量為200 MW，由100 臺單機(jī)容量為2 MW 的永磁直驅(qū)式風(fēng)機(jī)組成，每臺風(fēng)機(jī)采取1 機(jī)1 變形式，通過0.69 kV/35 kV 就地升壓變將風(fēng)機(jī)出口電壓升至35 kV，隨后通過集電線路匯流，經(jīng)匯集站35 kV/220 kV 主變壓器升壓后并網(wǎng)。根據(jù)大規(guī)模新能源電站儲能容量規(guī)劃方法[14-16]，配置儲能功率為風(fēng)電場裝機(jī)功率的10%，儲能時長為0.5 h，即儲能容量為20 MW/10 MW·h。儲能系統(tǒng)由20 個容量為1 MW/0.5 MW·h 的儲能單元組成，儲能在匯集站主變壓器35 kV 側(cè)接入系統(tǒng)。

在平滑出力波動目標(biāo)下，風(fēng)儲聯(lián)合發(fā)電站仿真時長定為60 s，仿真步長Δt為20 μs?？紤]到永磁直驅(qū)式風(fēng)機(jī)的切入風(fēng)速、切出風(fēng)速、額定風(fēng)速分別為3、25、10 m/s，仿真時平均風(fēng)速分別設(shè)置為6.5 m/s與10 m/s，同時使風(fēng)速圍繞其平均值以±1 m/s 范圍隨機(jī)波動，以模擬實際風(fēng)速的波動。仿真驗證儲能平滑風(fēng)電波動效果。

在跟蹤計劃出力目標(biāo)下，風(fēng)儲聯(lián)合發(fā)電站仿真時長仍為60 s，仿真步長Δt為20 μs。使風(fēng)速圍繞6.5 m/s 以±1 m/s 范圍隨機(jī)波動以模擬實際風(fēng)速的波動。同時給定60 s 內(nèi)的電網(wǎng)調(diào)度命令曲線，仿真驗證風(fēng)儲聯(lián)合出力的跟蹤效果。

4.2 平滑出力波動仿真結(jié)果與分析

當(dāng)平均風(fēng)速為6.5 m/s 時，仿真結(jié)果如圖9 所示。風(fēng)電場出力在[40 MW,100 MW]之間，最大出力系數(shù)約為50%。當(dāng)t=0~5 s 時，風(fēng)速保持不變，此階段風(fēng)機(jī)啟動，風(fēng)電場出力約為65 MW；當(dāng)t＞5 s時，風(fēng)速開始波動，風(fēng)電場出力與風(fēng)速變化對應(yīng)良好。在t=6 s 時投入電池儲能，儲能工作于平滑風(fēng)電場出力波動目標(biāo)，使得風(fēng)儲聯(lián)合出力波動率降低。在t=40、46、59 s 時，儲能出力達(dá)到極限功率值20 MW，儲能并未出現(xiàn)過功率運(yùn)行，這保障了儲能系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。在仿真時長1 min 內(nèi)，儲能荷電狀態(tài)SOC 在初始值50%附近小幅變化。

當(dāng)平均風(fēng)速達(dá)到額定風(fēng)速10 m/s 時，仿真結(jié)果如圖10 所示。風(fēng)電場出力在[170 MW, 200 MW]之間，最大出力系數(shù)達(dá)到100%。在t＞5 s 風(fēng)機(jī)啟動后，當(dāng)風(fēng)速大于額定風(fēng)速時，風(fēng)電場達(dá)到滿載出力，當(dāng)風(fēng)速低于額定風(fēng)速時，風(fēng)機(jī)出力快速降低，風(fēng)電場出力與風(fēng)速變化對應(yīng)良好；在t=6 s 時投入電池儲能，儲能工作于平滑風(fēng)電場出力波動目標(biāo)，使得風(fēng)儲聯(lián)合出力波動率降低。

對上述2 種典型風(fēng)速下風(fēng)電單獨(dú)出力與風(fēng)儲聯(lián)合出力效果進(jìn)行統(tǒng)計分析，結(jié)果見表1。由表1 可以看出：儲能均能夠顯著抑制風(fēng)電波動，實現(xiàn)平滑風(fēng)電出力的運(yùn)行目標(biāo)。

表1 風(fēng)儲聯(lián)合發(fā)電站仿真結(jié)果統(tǒng)計表Tab.1 The statistics of simulation results of wind-BESS hybrid power plant

4.3 跟蹤調(diào)度計劃出力仿真結(jié)果與分析

跟蹤調(diào)度計劃出力是風(fēng)電場的典型運(yùn)行模式。風(fēng)電場每15 min 向電網(wǎng)調(diào)度機(jī)構(gòu)滾動上報未來15 min 至4 h 風(fēng)電場發(fā)電功率預(yù)測曲線[17]；電網(wǎng)調(diào)度機(jī)構(gòu)結(jié)合風(fēng)電場上報的功率預(yù)測曲線與負(fù)荷預(yù)測曲線進(jìn)行修正后，每5 min 向風(fēng)電場下達(dá)1 個有功出力指令值；調(diào)度機(jī)構(gòu)對風(fēng)電場實際出力與調(diào)度曲線的跟蹤情況進(jìn)行考核。因此，仿真時給定1 min內(nèi)電網(wǎng)調(diào)度指令，研究風(fēng)儲聯(lián)合出力跟蹤情況。

圖11 為風(fēng)儲聯(lián)合跟蹤計劃出力仿真結(jié)果，風(fēng)電場平均風(fēng)速為6.5 m/s。圖11 中，假定1 min 內(nèi)電網(wǎng)調(diào)度指令值為70 MW 與60 MW，且分別持續(xù)30 s。

由圖11 可見：當(dāng)t＞5 s 風(fēng)機(jī)啟動，風(fēng)電場出力隨風(fēng)速波動而波動；在t=6 s 時投入電池儲能，儲能工作于跟蹤調(diào)度計劃目標(biāo)；在t=6~30 s，風(fēng)儲聯(lián)合出力未能時刻跟蹤調(diào)度指令，這是由于在t=7、9、17、24 s 時，風(fēng)電出力隨風(fēng)速下降而下降，儲能迅速滿功率（20 MW）放電，但仍無法跟蹤調(diào)度曲線；當(dāng)t=30~60 s，風(fēng)儲聯(lián)合出力實現(xiàn)了跟蹤調(diào)度指令。

考慮到圖11 仿真結(jié)果中風(fēng)儲聯(lián)合發(fā)電站未能實時跟隨調(diào)度計劃指令出力，適當(dāng)增加了電池儲能系統(tǒng)的裝機(jī)功率值，圖12 為儲能裝機(jī)為30 MW/10 MW·h 時風(fēng)儲聯(lián)合跟蹤計劃出力仿真結(jié)果，風(fēng)電場平均風(fēng)速仍為6.5 m/s。圖12 中，仍假定1 min 內(nèi)電網(wǎng)調(diào)度指令值保持不變，仍為70 MW 與60 MW，且分別持續(xù)30 s。由圖12 可見：在仿真1 min 內(nèi)風(fēng)儲聯(lián)合發(fā)電站較好地實現(xiàn)了跟蹤調(diào)度指令出力；儲能最大放電功率約為23 MW，最大充電功率約為29 MW。

5 結(jié) 論

1）在風(fēng)電規(guī)劃與設(shè)計階段，考慮經(jīng)濟(jì)性與技術(shù)性，可結(jié)合風(fēng)機(jī)與儲能系統(tǒng)的典型結(jié)構(gòu)與參數(shù)，按照主接線方案搭建風(fēng)儲聯(lián)合運(yùn)行電磁仿真模型，通過輸入實測（或模擬）風(fēng)速，定量評估風(fēng)儲容量配置及其運(yùn)行效果。

2）對于大中型風(fēng)電場等值，可根據(jù)風(fēng)電場匯集線路損耗保持不變原則，同一匯集線路采用單機(jī)或多機(jī)等值，整個風(fēng)電場按匯集線路條數(shù)等值。

3）仿真分析表明，風(fēng)速逐分鐘波動范圍在±1 m/s以內(nèi)時，按照風(fēng)電裝機(jī)功率10%配置的電池儲能可有效抑制風(fēng)電波動，實現(xiàn)平滑風(fēng)電出力目標(biāo)，跟蹤調(diào)度計劃目標(biāo)下所需儲能功率高于平滑風(fēng)電波動目標(biāo)下所需儲能功率，具體與調(diào)度指令值相關(guān)。

4）通過搭建風(fēng)儲聯(lián)合發(fā)電站工程化電磁仿真模型，可根據(jù)自然資源條件，掌握與評估風(fēng)儲容量配置及運(yùn)行效果，提升風(fēng)電并網(wǎng)電能質(zhì)量，保障風(fēng)電并網(wǎng)消納。