儲能協助風電機組參與電網調頻控制策略研究

顏全椿，顧文，范立新，唐一銘，劉亞南

（1. 國網江蘇方天電力技術有限公司，江蘇省 南京市 211100；2. 河海大學能源與電氣學院，江蘇省 南京市 210098）

0 引言

與傳統同步發電機不同，風力發電機組通過電力電子裝置接入電網，當轉子動能與系統頻率變化解耦，風力發電機組無法為電網頻率變化提供慣量支撐。隨著電力系統中風電比例的增加，系統的慣性將隨之下降，給電網頻率的穩定帶來巨大的挑戰[1-4]，因此研究風電機組參與電網調頻控制策略對大規模風電并網具有重要意義。

目前，針對風電并網所造成的系統頻率不穩定問題開展了大量研究。為提高風力發電系統的頻率響應能力，文獻[5-8]提出風機在最大功率點跟蹤（maximum power point tracking，MPPT）運行方式下，附加虛擬慣性控制和下垂控制策略，為電網頻率提供慣性支持，但是沒有對控制策略的慣性系數進行詳細分析；文獻[9]對下垂控制系數進行了改進，提出了一種變下垂系數控制，風機能夠根據擾動的變化靈活調節有功功率輸出；文獻[10-11]提出超速備用控制的方法，使風電機組處于超速運行狀態從而預留一定的功率備用，也能為電網提供慣性支持。但是超速備用控制受到最大轉速限制，轉速可調節的范圍相對有限；文獻[12]提出槳距角備用控制策略預留備用容量，通過調節槳距角的大小調節機組有功輸出，參與電網調頻。上述功率備用方法均未考慮風力發電機組自身發電效益，降低了風能利用率。故如何配置風電機組參與系統調頻的控制策略與自身的發電效益，是目前亟需解決的問題。

由于儲能電池具有快速響應、精確跟蹤、大功率吞吐等特性，利用儲能在風電并網、電網調頻方面也得到了迅速的發展和應用[13]。文獻[14]分析了儲能技術對高比例風電滲透率情況的頻率響應應用場景；文獻[15]提出基于模糊控制使風儲系統的儲能設備具有頻率響應能力，但是忽略了風電機組的頻率支撐能力；文獻[16]提出超導儲能協助風機恢復MPPT運行的控制策略，但是忽略了風儲系統的協調特性，未對風電機組與儲能協同調頻進行深入研究；文獻[17]中提出了在減載運行風電機組參與調頻控制的機組上，研究了電池儲能協調風電機組提供調頻響應的策略。但是未考慮對電池儲能單元荷電狀態（state of charge，SOC）水平的管理問題，儲能單元荷電狀態SOC的維持是對其電量高效利用的關鍵。綜上所述，現有文獻很少涉及到風電機組和儲能設備之間的協同調頻問題。

本文針對風力發電機組自身調頻控制策略存在的不足，對傳統的綜合慣性調頻控制策略進行改進，提出一種變系數綜合慣性控制，使風機根據擾動靈活調節輸出功率。在此基礎上，提出結合槳距角備用控制協同調頻的方法，既解決了單獨使用槳距角備用控制存在的槳距角頻繁動作問題，還有效解決了頻率波動下風力發電機組調頻問題。通過對風速分段處理，風電機組參與電網調頻更有針對性。為優化風電機組的調頻性能，控制系統增加儲能裝置，對風儲系統慣性進行詳細分析，提出一種電池儲能系統(battery energy storage system, BESS)輔助永磁直驅風力發電機組(direct-driven permanent magnet synchronous generator wind generation system，PMSG-WT)協調調頻控制策略，采用一種基于模糊邏輯的變系數儲能出力，控制策略以轉子轉速和風速的分區為基礎，針對中高風速區間風儲分配出力制定相應的規則，對儲能的出力系數進行實時調節。本文控制策略與單純使用電池儲能進行頻率支持的策略相比，風儲系統可以在BESS規模較小的情況下獲得更佳的調頻效果，與使用風電機組自身調頻的控制策略相比，風儲系統可以保證風電機組在任何風況及任何工作狀態下都能夠為系統提供慣性支撐，因此該控制策略更具有實用性。

1 風電機組調頻控制策略

1.1 變系數綜合慣性控制

為了使風機能夠提供慣性響應，提取系統頻率變化量及變化率作為轉矩附加環的輸入，來改變風機的輸出功率，起到調頻的效果。綜合慣性控制包括兩個部分：虛擬慣性控制和下垂控制，其控制框如圖1所示。

圖1 綜合慣性控制框Fig. 1 Block diagram of integrated inertial control

在風機中加入控制，其輸出功率改變量為

式中：ΔPe為有功變化量；K1為虛擬慣性系數；K2為下垂系數。

上述控制過程，慣性系數K1、K2是常數，由于風力發電機不能根據擾動靈活地調節輸出功率，因此本文在轉速控制中添加了一個附加的變系數控制回路以解決該問題。風力發電機在正常情況下通常工作在MPPT模式，此時對應最佳轉速參考值ωe*，變系數控制是在最佳轉速控制回路中引入頻率變化量，用ωe1*代替最佳轉速ωe*，其中ωe1*的表達式為：

式中：KP為與系統頻率變化有關的常數。

變系數綜合慣性控制框如圖2所示，系數K為：

圖2 變系數綜合慣性控制框Fig. 2 Block diagram of variable coefficient integrated inertial control

加入變系數綜合慣性控制后，當系統頻率變化時，風力機的輸出功率和轉子動能將分為3個響應階段。第1階段：隨著電網頻率的下降，風機轉子轉速降低釋放轉子動能，轉速的降低導致風機捕獲的風能減少，此時釋放的轉子動能大于捕獲風能的減少量，從而風機的輸出功率增加，為系統提供慣性支撐；第2階段：風機的輸出功率降低，轉子動能降低，風機捕獲的風能隨著轉速的降低而持續降低，當捕獲風能的減少量超過轉子釋放的動能時，風機的輸出功率減少，風機參與系統調頻的任務基本完成；第3階段：風機恢復MPPT運行并增加轉子動能。隨著電網頻率的恢復，風機逐漸提高轉子轉速增加捕獲的風能，當電網頻率穩定時，風機處于MPPT運行模式。

1.2 功率備用控制

在相同的風速條件下，風機的機械功率PW由風機轉子轉速ωo和槳距角β決定，因此通過超速和變槳距控制可以改變風機的有功功率輸出。

功率備用控制包括超速備用控制和槳距角備用控制。超速備用控制通過控制轉子轉速使其超過最佳速度以達到功率備用的目的，槳距角備用控制則通過調節槳距角的值使風機處于減載運行狀態。其原理如圖3所示，圖中2條曲線表示不同槳距角的風機輸出功率與轉子速度關系。點A為MPPT運行點，對應的轉速為最佳轉速ωro；B為超速控制點；C為變槳距控制點；風機運行狀態從點B改變到點A，超速控制可以向系統提供的功率為ΔP1；風機從工作點C調節槳距角到點A，向系統提供的功率為ΔP2。由圖3可知，槳距角備用控制所能增發的功率要大于超速備用控制，由于受到風機最大轉速的限制，超速備用控制僅適用于低風速運行狀態，槳距角備用控制可以在任何風速條件下工作。因此，本文提出的綜合協調控制策略采用槳距角控制作為功率備用控制。

圖3 功率備用控制Fig. 3 Power reserve control

1.3 協同調頻控制策略

本文提出一種風電機組協同調頻控制策略，不僅可以為系統提供足夠的慣性支撐，還可以根據系統的擾動調節風機輸出。通過對風速的分段處理，風電機組參與電網調頻更有針對性。

協同調頻控制方法：監測風速信號，當風速低于額定風速時，若系統頻率產生波動采用變系數綜合慣性控制為系統提供慣性支持；當風速超過額定風速時，調節槳距角，使風機處于減載系數為10%的運行狀態，此刻發生系統頻率擾動，調節槳距角使風機全功率運行。風機的備用功率結合變系數綜合慣性控制轉子動能一同參與調頻，可以有效地提高高風速下系統的頻率跌落最低點。這種協同控制方法在確保任何風速條件下調頻效果的同時又極大地減少了棄風，提高運行的經濟性，其控制框如圖4所示。

圖4 協調控制策略框Fig. 4 Block diagram of coordinated control strategy

2 電池儲能協助風電機組參與系統調頻

電池儲能系統具有響應速度快、能量密度高、容量配置靈活的優點，可用來輔助配合風電機組參與系統調頻，將電池儲能與風電機組結合構成風儲聯合系統，通過調節儲能出力，改善風電機組調頻性能，給系統提供較好的頻率支撐。

2.1 風儲聯合系統慣性分析

實際風儲聯合系統中儲能一般安裝在風場功率出口端，本文以單臺永磁直驅風電機組為例，將電池儲能系統通過儲能雙向變流器并入系統直流側，結構如圖5所示。

圖5 風儲聯合系統結構Fig. 5 Structure of wind storage combined system

加入BESS之前，儲存在PMSG轉子中的動能EWF表示為

PMSG的慣性常數H表示為

式中：SWF、ωs分別是PMSG的視在功率和額定轉速。

加入BESS后，PMSG與儲能系統協調控制，風儲系統的慣性時間常數為

式中：EBESS為儲能系統的能量輸出；KBESS為儲能系統的貢獻系數。BESS參與頻率調節(KBESS=1)，則HPMSG_BESS值較高；BESS不參與頻率調節(KBESS=0)，則HPMSG_BESS與風電機組單獨調頻時的慣性常數相同。

假設附加協調控制使風儲系統像傳統同步發電機一樣模擬慣性，則

按照上述工藝，二里河鉛鋅礦、東塘子鉛鋅礦成功控制了巷道及采場巖爆，文峪金礦、陳耳金礦各成功掘進了一條埋深超過1 500 m的盲豎井，并安全實施了深部巷道掘進。

式中：JPMSG_BESS是風儲系統等效轉動慣量；ωg是額定電網同步轉子轉速。

系統頻率變化時，風儲系統等效輸出功率為

式中：ΔPWF、ΔPBESS是PMSG、BESS的額外輸出功率；ω是虛擬同步發電機的機械轉子轉速。

與式(7)類比，PMSG-BESS系統的慣性常數可以改寫為

結合式(8)(9)可推得

將式(10)轉換為標幺值

換算成標幺值后，由于ωpu等于fpu，式(11)可以表示為

對式(12)進行積分

式中：fpu(t)和fpu(t+Δt)是t和t+Δt時頻率的標幺值。

任意t+Δt時刻的系統頻率為

從式(14)可以看出，當系統頻率異常時，風儲系統可以為系統提供頻率支撐。隨著HPMSG_BESS的增加，系統頻率的變化減小。

2.2 基于模糊邏輯的變系數風儲協同控制策略

由于儲能難以依據風電機組的實時運行狀態決定出力狀況，根據風機的運行狀態，時刻調節儲能出力是個復雜的過程，要建立對應的數學模型較為困難，所以此時模糊邏輯控制策略非常適用。模糊邏輯控制的特點即不用對被控過程進行定量的數學建模就能夠解決復雜的過程。

本節提出一種基于模糊邏輯的變系數風儲協同控制，以轉子轉速和風速分區為基礎，針對儲能無法根據風機具體的運行狀態調整其出力問題提出了相應的解決辦法。通過采用模糊控制對儲能出力系數的實時調節，使風儲系統的頻率響應能力得到極大的提高。模糊控制器如圖6(a)所示，分別輸入風電機組轉子轉速ωr與風機輸出功率PW的標幺值，輸出儲能出力的慣性響應參與系數α，通過模糊控制實時調節系數α決定儲能在整個調頻過程的出力。如圖6(b)、(c)所示為模糊控制器輸入變量轉子轉速ωr與風機輸出功率PW的隸屬函數，輸出α的隸屬函數如圖6(d)所示，輸 入ωr與PW的 模 糊 語 言 變 量S(小)、M(中)、L(大)，輸出系數α的模糊語言變量VS(非常小)、S(小)、M(中)、L(大)、VL(非常大)。

圖6 模糊控制器及輸入輸出隸屬度函數Fig. 6 Fuzzy controller and its input and output membership functions

模糊控制器根據風機輸出功率與轉子轉速的變化實時改變儲能的有功增量，動態模擬常規機組頻率響應特性。模糊控制的原則為：隨著轉子轉速ωr增大，PW增大，則輸出的儲能慣性響應參考系數α要盡可能大，此刻風機的輸出功率逐步逼近極限值，可以增發的有功出力隨著輸出功率的增大而減小，因此需要儲能在風機輸出功率大時盡可能的出力。實驗過程中，采用三角形隸屬度函數的控制效果較好，更適用于描述風儲調頻過程。采用三角形隸屬度函數，模糊控制器推理如表1所示。

表1 模糊邏輯推理Table 1 Fuzzy logic reasoning

通過在風儲聯合控制系統中采用模糊邏輯控制，根據風速以及風機的運行狀態可以動態地決定儲能參與系統頻率調節的能力。通過協同控制，在充分利用風機調頻能力的同時避免其過度參與系統調頻，充分發揮儲能的動態特性，實現了風儲協調配合運行。

2.3 協助風電機組的儲能調頻控制策略

由上節分析可知，儲能的出力通過模糊邏輯控制后會根據風況的不同而改變。其控制方法為模糊變系數下垂控制，表達式為：

式中：α為儲能出力的慣性響應參與系數；Δf為系統頻率的跌落值；Kb為下垂系數；Pb為儲能輸出的有功功率；儲能參與調頻的控制如圖7。

圖7 儲能參與調頻的控制方法Fig. 7 Control method of energy storage participating in frequency regulation

本節提出一種風儲協同調頻控制方案，首先控制器提取監控系統頻率，當系統頻率偏離正常運行范圍時將采取相應的措施，該過程包括以下3個步驟：

1）如果系統頻率下降超過限值，首先利用風電機組自身轉子動能參與調頻，當轉子的轉速達到允許最小轉速，協同控制策略要求BESS在必要時提供額外的能量。其中，根據PMSG運行狀態可對控制器進行更詳細的設計；

2）系統頻率恢復時，即f>fmin，ωr恢復將開始，把風儲協調控制策略切換成MPPT控制模式，此時風機轉子動能逐漸增加。該過程的控制如圖8所示。Pr1為儲能提供給風機轉子轉速恢復的輸出功率。t1時刻風機開始恢復轉子轉速，此時儲能系統通過放電彌補電網功率缺額，避免系統頻率的再次跌落；t2時刻轉子轉速恢復到正常水平，儲能不再放電，避免儲能輸出功率驟降影響電網運行的穩定性?？刂骗h節增加斜坡響應，即t2時刻以斜率Kramp的方式降低儲能輸出功率至0。

圖8 儲能參與風機轉速恢復的控制方法Fig. 8 Control method of energy storage participating in speed recovery of wind turbine

3）當ωr恢復到正常值，BESS開始充電以提高SOC，當SOC恢復到正常水平，整個調頻過程結束。

對步驟1的詳細分析，具體控制流程如圖9所示，將PMSG的運行分為兩個狀態。

圖9 風儲協同調頻控制流程Fig. 9 Flowchart of wind power energy storage cooperative frequency regulation control

狀態1：如果ωr<ωrmin或者PW>Pmax，轉子沒有可以釋放的動能，風機的輸出功率已達到極限。協同控制策略要求BESS釋放能量以獲得頻率支持，此狀態，模糊控制儲能出力的慣性響應參與系數α盡可能大。

狀態2：如果ωr>ωrmin，PW

3 仿真分析

為驗證所提出控制策略的有效性，基于MATLAB/Simulink建立了PMSG-BESS協調控制策略的仿真模型。系統模型包括1臺2 MW直驅永磁同步風力發電機、1臺同步發電機(SG)、1個固定負載和1個可變負載及電池儲能系統，仿真結構如圖10。永磁直驅風電機組參數見表2，電池儲能的參數見表3。圖中固定負載2 MW，可切換負載0.55 MW。

表2 風電機組參數Table 2 Parameters of the PMSG-WT

表3 電池儲能參數Table 3 Parameters of battery energy storage system

圖10 風儲調頻系統仿真結構Fig. 10 Simulation architecture of wind power energy storage cooperative frequency regulation

3.1 風電機組協同控制策略

1)風速設置11 m/s，由于低于額定風速，風電機組采用變系數綜合慣性控制。對比傳統定系數綜合慣性控制方式，兩者分別面對系統不同的擾動，其中小擾動調節可變負載0.55 MW，大擾動可變負載可增至0.95 MW，仿真結果如圖11。由圖11(a)、(b)看出，變系數綜合慣性控制面對不同擾動時，風機的輸出功率不同，即風機可以根據擾動靈活調節輸出功率。變系數綜合慣性控制與定系數綜合慣性控制面對相同擾動時，前者風機出力更多，調頻效果更好，圖11(d)對比定系數綜合慣性控制、變系數綜合慣性控制與無頻率響應控制的頻率跌落最低點，驗證了這個結論。傳統的定系數綜合慣性控制面對系統擾動，風機出力基本沒有變化，由圖11(c)看出，變系數綜合慣性控制釋放的轉子動能明顯更大，轉速下降得更多。

圖11 風電機組在不同調頻控制下的仿真結果Fig. 11 Simulation results of wind power unit under different frequency regulation control

2)風速設置13 m/s，由于風速超過額定風速，此時激活槳距角控制，采用協同控制策略。正常情況風電機組運行在額定功率以下，當系統頻率跌落，需要風電機組參與調頻，通過降低槳距角使風機輸出功率增加，為系統提供慣性支持。仿真結果如圖12，圖12(a)為不同控制的系統頻率響應，圖12(b)為系統頻率跌落的最低點。從圖示的仿真結果可知，協同控制策略對頻率跌落最低點的提升最為顯著。圖12(c)所示，風速超過額定風速，風機的輸出功率超過額定功率2 MW，這種狀態下的長期運行會降低風機的使用壽命，因此協同控制中增大初始運行的槳距角，保持風機在額定功率以下運行，并在發生負載突增時減小槳距角，增加風機的風能利用系數，使風機輸出功率增加，如圖12(d)和12(e)所示。風機的備用功率結合變系數綜合慣性控制中釋放的轉子動能一同參與系統調頻，對系統的頻率調節有更好的效果。

圖12 風電機組在不同調頻控制下的仿真結果Fig. 12 Simulation results of wind power unit under different frequency regulation control

3.2 基于模糊控制策略的電池儲能出力仿真分析

為驗證基于模糊邏輯的變系數風儲協同控制策略有效性，對儲能有附加模糊控制的情況進行仿真，通過對比不同風速下儲能的出力狀況驗證所提基于模糊邏輯的變系數風儲協同控制策略的有效性及優越性。選取4種風速條件，分別為10、11、12和13 m/s，表4列出了不同風速條件的風機輸出功率、轉速以及儲能出力的慣性響應參與系數α，可以看出隨著風機輸出功率的增大，系數α也變大。圖13(a)為儲能在不同風速條件下的輸出功率，由圖可知電池儲能面對不同風速時，經過模糊邏輯控制后其出力也不同，隨著風速的增高，儲能側的慣性響應系數變大，從而出力也增加，給風儲系統提供更好的慣性支撐。為了更好的說明該模糊控制策略的有效性，在風機側先不附加調頻控制，風電機組處于正常的運行狀態，只對電池儲能參與系統調頻進行仿真對比。圖13(b)對比3種不同控制下的系統頻率，即無頻率響應控制、電池儲能定系數控制及加模糊控制后的儲能變系數控制，據圖可知在變系數控制下的調頻效果更好。圖13(c)為該3種控制條件下的儲能出力狀況，在變系數控制下儲能的出力最大，調頻效果最優。

圖13 基于模糊控制策略的電池儲能調頻仿真驗證Fig. 13 Simulation verification of fuzzy control strategy-based battery energy storage system frequency regulation

表4 不同風速下的仿真結果Table 4 Simulation results under different wind speeds

3.3 風儲協同調頻控制策略仿真分析

為驗證第2節研究電池儲能協同風電機組調頻控制策略的有效性，圖10所示的風儲系統分別仿真了無頻率響應控制、風儲協同調頻控制情況。由于SSmin時的情況。此時風速條件設為11 m/s，在8 s時系統加入0.55 W負載，其仿真結果如圖14所示，可以看出有電池儲能的出力，再結合變系數綜合慣性控制，系統頻率最低點顯著提高。

圖14 風儲聯合系統調頻控制仿真結果Fig. 14 Simulation results of frequency regulation control for combined wind power energy storage system

4 結論

本文提出的風電機組協同調頻控制策略，充分利用了風電機組的調頻能力，為系統提供了慣性支撐，同時風機可根據風力的擾動靈活調節輸出功率。在此基礎上，提出利用電池儲能協助風電機組調頻，構建了風儲聯合系統，通過儲能協助控制，解決PMSG風電機組短期頻率響應能力不足的問題。經過仿真驗證，本文提出的控制策略有效提升了風電機組的調頻能力，增強了高風電滲透率系統的頻率穩定。

致 謝

國網江蘇省電力公司科技項目—新能源場站快速功率協調控制及孤島啟動優化仿真與試驗研究（KJXM-0278）對本文的研究提供了資助，謹此深表感謝。