CN108011381A - 一种风储一体化系统调频控制方法 - Google Patents

一种风储一体化系统调频控制方法 Download PDF

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刘颖明
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Abstract

一种风储一体化系统调频控制方法，该方法在风电机组变流器的直流母线上并联储能装置，将风电机组和储能装置作为一个整体向系统供电，通过对储能系统有功的合理控制，即控制储能装置功率在实现风电机组最大功率追踪的同时使机组具备传统同步发电机的惯量响应特性，实现风储一体化系统具有与传统同步发电机类似惯量响应特性，并主动参与电网一次调频。该方法使得风电机组在不影响最大功率追踪控制的同时具备和传统发电机组相同的惯性响应特性，并可参与电网的一次调频。且该控制方法在实施过程中无须直接获取频率的微分信号,可以更为有效地抑制频率信号中的噪声放大效应，最终实现系统频率的快速恢复。

Description

一种风储一体化系统调频控制方法
技术领域:
本发明涉及一种风储一体化系统调频控制方法，主要用于改善风电机组的惯量响应特性并主动参与电网一次调频的能力。
背景技术
迫于环境压力，近年来以风力发电为代表的新能源发电装机容量不断扩大，由于风电的间歇性、波动性、出力难以预测、低可控性等特点，使得电网面临空前的调频压力。变速风电机组通过电力电子变频器与电网相连，机组可以变转速运行，进行最大功率跟踪控制(MPPT)，具有较高的风能捕获效率以及有功、无功解耦控制能力。但在MPPT控制下，风电机组机械系统与电磁系统解耦，失去了传统同步机的惯性响应能力，这将导致电力系统相对惯量大幅减小，因此在发生扰动后，系统频率的变化率和偏移量将会增大，甚至超出限值，不利于系统的稳定运行。为了保证电力供需平衡，提高供电频率稳定性，必须配备更大容量的调频机组，这无疑增加了电网的运营成本。
发明内容
发明目的：
本发明提出一种风储一体化系统调频控制方法，其目的是解决以往所存在的问题。
技术方案：
一种风储一体化系统调频控制方法，该方法在风电机组变流器的直流母线上并联储能装置，将风电机组和储能装置作为一个整体向系统供电，通过对储能系统有功的合理控制，即控制储能装置功率在实现风电机组最大功率追踪的同时使机组具备传统同步发电机的惯量响应特性，实现风储一体化系统具有与传统同步发电机类似惯量响应特性，并主动参与电网一次调频。
采用扩张状态观测器估计电力系统频率的微分信号，将频率测量噪声和未知外部干扰作用作为新的状态进行估计；
风储一体化系统调频控制中，状态变量x＝Δfe，Δfe为电力系统频率的偏差，、控制输入u＝ΔPVRB，ΔPVRB为储能装置功率增量、系统未知总扰动为a(t)，新的状态变量z1＝x，z2＝a(t)，扩张状态观测器表示为：
式中，e1为观测偏差，为状态观测量，为状态观测量微分；β01、β02为扩张状态观测器的参数。H0为系统惯性时间常数大概估计值；函数fal(e1,α,δ)的表达式为：
式中ε为函数变量，sign(ε)为符号函数，α非线性因子，δ为滤波因子。
补偿风电机组虚拟惯量时的储能装置功率增量ΔPVRB控制方法为：
式中，第一项用于模拟同步发电机的惯量响应，KVRB为储能系统惯量响应参与系数，取值范围为0≤KVRB＜1；HW_VRB为系统惯性时间常数。第二项用于一次调频，为等效频率调节效应系数。为扩张状态观测器的观测量。
含有风电机组和储能装置的风储一体化系统的电力系统惯性时间常数HW_VRB通过以下方法计算确定:
其中，EVRB为额定频率时储能装置存储的等效动能；EPMSG为风电机组的旋转动能；SN_all为系统总的额定容量。ωe为系统等效发电机的同步电角速度；J和p分别为系统等效发电机的转动惯量和极对数。
优点效果：
一种风储一体化系统调频控制方法，该方法使得风电机组在不影响最大功率追踪控制的同时具备和传统发电机组相同的惯性响应特性，并可参与电网的一次调频。且该控制方法在实施过程中无须直接获取频率的微分信号,可以更为有效地抑制频率信号中的噪声放大效应，最终实现系统频率的快速恢复。
附图说明
图1风储一体化系统结构
图2风储一体化系统参与电力系统调频方式
图3基于扩张状态观测器的风储一体化系统调频控制
具体实施方式
下面结合附图对本发明做进一步的说明:
一种风储一体化系统调频控制方法，该方法在风电机组变流器的直流母线上并联储能装置，将风电机组和储能装置作为一个整体向系统供电，通过对储能系统有功的合理控制，即控制储能装置功率在实现风电机组最大功率追踪的同时使机组具备传统同步发电机的惯量响应特性，实现风储一体化系统具有与传统同步发电机类似惯量响应特性，并主动参与电网一次调频。此方法可以解决变速恒频风电机组通过变频器并网，机组功率与电力系统频率完全解耦，不具备惯量响应特性、不参与调频的问题。
采用扩张状态观测器估计电力系统频率的微分信号，将频率测量噪声和未知外部干扰作用作为新的状态进行估计；较好地解决了频率变化率测量中的局部因素干扰问题。
在风电机组变流器的直流母线上并联储能装置(VRB)，如图1所示，将风电机组(PMSG)和储能装置(W_VRB)作为一个整体向系统供电，通过对储能系统有功的合理控制，实现W_VRB对系统频率具有与传统同步发电机类似惯量响应效果。则含有PMSG和VRB的风储一体化系统并网的电力系统惯性时间常数可表示为HW_VRB。
其中，EVRB为额定频率时储能装置存储的等效动能；EPMSG为风电机组的旋转动能；SN_all为系统总的额定容量。ωe为系统等效发电机的同步电角速度；J和p分别为系统等效发电机的转动惯量和极对数。
含风储一体化系统的电力系统局部如图2所示，PG是常规同步发电机提供的功率；PT和PL分别是相邻系统之间的交换功率和系统的有功负荷；ΔPVRB表示储能虚拟惯量控制所产生的有功参考值增量；P1和P2分别是一次和二次调频的功率；和分别是常规同步发电机的参考功率和风-储系统的参考功率；Δfe是系统频率的偏差。
当电力系统发生负载扰动后，系统频率变化可表示为：
系统惯性时间常数真值H未知，而只是知道其大概估计值H0，则系统频率变化可表示为：
除风储一体化系统外，电力系统其它所有总有功不平衡对频率变化率的影响(系统未知总扰动)a(t)表示为：
则系统频率变化可表示为：
ΔPVRB为储能系统虚拟惯量控制所产生的有功增量。
令状态变量x＝Δfe，控制输入u＝ΔPVRB，则可得：
采用扩张状态观测器来对状态变量x和扩张的新的状态变量a(t)进行估计。具体地，令新的状态变量z1＝x，z2＝a(t)，输出y＝z1＝x，则扩张状态观测器表示为：
式中，e1为观测偏差，为状态观测量，为状态观测量微分；β01、β02为扩张状态观测器的参数。H0为系统惯性时间常数大概估计值；
因此，只要合理选取参数β01、β02，扩张状态观测器输出的观测变量z)1将趋近与x(即系统频率偏移量Δfe)，而观测变量将渐进于系统总的扰动a(t)。
非线性因子α通常选择为0.5，滤波因子δ可选择为比系统采样时间稍大的数以加强滤波效果，具体数值可以根据实际实验效果适当调整。参数β01主要与状态z1的估计效果有关，参数β02与状态z2的估计效果有关。参数β01和β02的值越大，估计收敛的效果越好，但以不引起输出振荡为前提。
以储能额定功率为限制，用储能虚拟惯量控制来补偿电力系统其它的总有功不平衡，储能装置功率增量ΔPVRB控制方法设计为：
式中，比例系数取值范围为0≤KVRB＜1，这里将KVRB称之为储能系统惯量响应参与系数。
储能设备虚拟惯量控制使得系统频率变化率下降为原来的(1-KVRB)倍:
即：
若系统惯量时间常数的估计值H0与真值H接近，则储能设备虚拟惯量控制使得电力系统的总惯量大约增加了2H(KVRB/(1-KVRB))。
消去a(t)：
对上式进一步调整可得：
通过整定KVRB来方便地考虑储能设备虚拟惯量控制对电力系统总惯量的相对贡献大小。
加入模拟同步发电机一次调频的有功参考增量。因此，最终基于扩张状态观测器的储能系统虚拟惯量控制策略为：
第一项用于模拟同步发电机的惯量响应，KVRB为惯性响应参与系数；取值范围为0≤KVRB＜1，第二项用于模拟同步发电机的一次调频，为等效频率调节效应系数。为扩张状态观测器的观测量。

Claims (8)

1.一种风储一体化系统调频控制方法，其特征在于：该方法在风电机组变流器的直流母线上并联储能装置，将风电机组和储能装置作为一个整体向系统供电，通过对储能系统有功的合理控制，即控制储能装置功率在实现风电机组最大功率追踪的同时使机组具备传统同步发电机的惯量响应特性，实现风储一体化系统具有与传统同步发电机类似惯量响应特性，并主动参与电网一次调频。
2.根据权利要求1所述的一种风储一体化系统调频控制方法，其特征在于：采用扩张状态观测器估计电力系统频率的微分信号，将频率测量噪声和未知外部干扰作用作为新的状态进行估计；
风储一体化系统调频控制中，状态变量x＝Δfe，Δfe为系统频率的偏差、控制输入u＝ΔPVRB，ΔPVRB为储能装置功率增量、系统未知总扰动为a(t)，新的状态变量z1＝x，z2＝a(t)，扩张状态观测器表示为：
式中，e1为观测偏差，为状态观测量，为状态观测量微分；β01、β02为扩张状态观测器的参数；H0为系统惯性时间常数大概估计值；函数fal(e1,α,δ)的表达式为：
<mrow> <mi>f</mi> <mi>a</mi> <mi>l</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mi>&amp;epsiv;</mi> <mo>,</mo> <mi>&amp;alpha;</mi> <mo>,</mo> <mi>&amp;delta;</mi> <mo>)</mo> </mrow> <mo>=</mo> <mfenced open = "{" close = ""> <mtable> <mtr> <mtd> <mrow> <msup> <mrow> <mo>|</mo> <mi>&amp;epsiv;</mi> <mo>|</mo> </mrow> <mi>&amp;alpha;</mi> </msup> <mi>s</mi> <mi>i</mi> <mi>g</mi> <mi>n</mi> <mrow> <mo>(</mo> <mi>&amp;epsiv;</mi> <mo>)</mo> </mrow> <mo>,</mo> <mo>|</mo> <mi>&amp;epsiv;</mi> <mo>|</mo> <mo>&gt;</mo> <mi>&amp;delta;</mi> </mrow> </mtd> </mtr> <mtr> <mtd> <mrow> <mfrac> <mi>&amp;epsiv;</mi> <msup> <mi>&amp;delta;</mi> <mrow> <mn>1</mn> <mo>-</mo> <mi>&amp;alpha;</mi> </mrow> </msup> </mfrac> <mo>,</mo> <mrow> <mo>|</mo> <mi>&amp;epsiv;</mi> <mo>|</mo> </mrow> <mo>&amp;le;</mo> <mi>&amp;delta;</mi> </mrow> </mtd> </mtr> </mtable> </mfenced> </mrow>
式中ε为函数变量，sign(ε)为符号函数，α非线性因子，δ为滤波因子。
3.根据权利要求2所述的一种风储一体化系统调频控制方法，其特征在于：补偿风电机组虚拟惯量时的储能装置功率增量ΔPVRB控制方法为：
式中，第一项用于模拟同步发电机的惯量响应，KVRB为储能系统惯量响应参与系数，取值范围为0≤KVRB＜1；HW_VRB为系统惯性时间常数；第二项用于一次调频，Kpf为等效频率调节效应系数；为扩张状态观测器的观测量。
4.根据权利要求2所述的一种风储一体化系统调频控制方法，其特征在于：含有风电机组和储能装置的风储一体化系统的电力系统惯性时间常数HW_VRB通过以下方法计算确定:
<mrow> <msub> <mi>H</mi> <mrow> <mi>W</mi> <mo>_</mo> <mi>V</mi> <mi>R</mi> <mi>B</mi> </mrow> </msub> <mo>=</mo> <mo>&amp;lsqb;</mo> <mfrac> <mrow> <msubsup> <mi>J&amp;omega;</mi> <mi>e</mi> <mn>2</mn> </msubsup> </mrow> <mrow> <mn>2</mn> <msup> <mi>p</mi> <mn>2</mn> </msup> </mrow> </mfrac> <mo>+</mo> <msub> <mi>E</mi> <mrow> <mi>V</mi> <mi>R</mi> <mi>B</mi> </mrow> </msub> <mo>+</mo> <msub> <mi>E</mi> <mrow> <mi>P</mi> <mi>M</mi> <mi>S</mi> <mi>G</mi> </mrow> </msub> <mo>&amp;rsqb;</mo> <mo>/</mo> <msub> <mi>S</mi> <mrow> <mi>N</mi> <mo>_</mo> <mi>a</mi> <mi>l</mi> <mi>l</mi> </mrow> </msub> </mrow>
其中，EVRB为额定频率时储能装置存储的等效动能；EPMSG为风电机组的旋转动能；SN_all为系统总的额定容量；ωe为系统等效发电机的同步电角速度；J和p分别为系统等效发电机的转动惯量和极对数。
5.根据权利要求2所述的一种风储一体化系统调频控制方法，其特征在于：当电力系统发生负载扰动后，系统频率变化表示为：
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ΔPVRB为储能系统虚拟惯量控制所产生的有功增量；
令状态变量x＝Δfe，控制输入u＝ΔPVRB，则得：
采用扩张状态观测器来对状态变量x和扩张的新的状态变量a(t)进行估计；具体地，令新的状态变量z1＝x，z2＝a(t)，输出y＝z1＝x，则扩张状态观测器表示为：
6.根据权利要求5所述的一种风储一体化系统调频控制方法，其特征在于：只要合理选取参数β01、β02，扩张状态观测器输出的观测变量将趋近与x，即系统频率偏移量Δfe，而观测变量将渐进于系统总的扰动a(t)。
7.根据权利要求6所述的一种风储一体化系统调频控制方法，其特征在于：非线性因子α选择为0.5，滤波因子δ选择为比系统采样时间稍大的数以加强滤波效果，具体数值根据实际实验效果适当调整；参数β01主要与状态z1的估计效果有关，参数β02与状态z2的估计效果有关；参数β01和β02的值越大，估计收敛的效果越好，但以不引起输出振荡为前提。
8.根据权利要求3所述的一种风储一体化系统调频控制方法，其特征在于：以储能额定功率为限制，用储能虚拟惯量控制来补偿电力系统其它的总有功不平衡，储能装置功率增量ΔPVRB控制方法设计为：
式中，比例系数取值范围为0≤KVRB＜1，这里将KVRB称之为储能系统惯量响应参与系数；
储能设备虚拟惯量控制使得系统频率变化率下降为原来的(1-KVRB)倍:
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若系统惯量时间常数的估计值H0与真值H接近，则储能设备虚拟惯量控制使得电力系统的总惯量大约增加了2H(KVRB/(1-KVRB))；
消去a(t)：
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对上式进一步调整得：
通过整定KVRB来方便地考虑储能设备虚拟惯量控制对电力系统总惯量的相对贡献大小；
加入模拟同步发电机一次调频的有功参考增量；因此，最终基于扩张状态观测器的储能系统虚拟惯量控制策略为：
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