CN110071531A - 一种大规模储能与永磁风力发电协调控制系统及方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提出一种大规模储能与永磁风力发电协调控制系统及方法，包括直驱式永磁风力发电机、机侧变流器、机侧变流器控制系统、机侧转矩控制器、网侧变流器、网侧变流器控制系统、大规模储能及其控制系统、电池管理系统及双协调控制层；本发明释放存储在涡轮机叶片中的旋转动能，通过转矩极限曲线提出分阶段的惯性控制，解决了风电场接入电网所带来的频率不稳定问题，实现系统频率的临时调节；利用叶片捕获的风能，DC‑DC控制器实现能量双向流通；储能系统与风力发电系统的协调控制，消除次级频率降低的问题，加快风力发电机的转子速度恢复，提高临时调频能力和系统惯性响应能力，最大限度地平抑风力发电引起电网波动；使储能单元保持在合理的运行区间。
Description
技术背景
本发明属于风力发电技术领域，特别是涉及一种提高系统调频能力的大规模储能与永磁风力发电协调控制系统及方法。
背景技术
如今，由于永磁同步发电机通过功率变换器在转子速度和电网频率之间的解耦以及传统同步发电机逐渐被替换导致惯性下降，大规模地永磁同步发电机的变速风力发电机组的日益普及导致系统频率调节能力下降。然而，永磁同步发电机具有存储在旋转涡轮叶片的大量动能，并且这种有价值的能量可以通过控制功率变换器有效地用于增强电力系统的总惯性。风力发电系统配套适当容量的大规模储能可以吸收电网能量并适时释放，同时大规模储能在一定程度上解决风力发电的不确定性问题，平滑风电输出功率，避免弃风限电现象，减小风电输出功率波动性对电网的影响。大规模储能系统与永磁同步风力发电机内在动能共同作用可以实现风储联合系统惯性提升，提高电力系统频率调节能力。因此，研究大规模风电并网和大规模储能在支持系统频率调节能力具有重要意义。
发明内容
本发明针对现有技术存在的不足，提出一种大规模储能与永磁风力发电协调控制系统及方法，以达到提高阻止频率变化的速度，有效平抑电网功率波动，提高风力供电可靠性和系统调频能力。
一种大规模储能与永磁风力发电协调控制系统，该系统包括：直驱式永磁风力发电机(PMSG)、机侧变流器、机侧变流器控制系统、机侧转矩控制器、网侧变流器、网侧变流器控制系统、大规模储能及其控制系统、电池管理系统及双协调控制层；
所述大规模储能及其控制系统，包括：N个DC-DC变换器及DC-DC变换器控制系统；
所述双协调控制层包括：风储协调控制层、储能协调控制层；
直驱式永磁风力发电机与机侧变流器相连接，机侧变流器与N个DC-DC变换器相连接，N个DC-DC变换器与网侧变流器相连接，网侧变流器通过网侧变压器与电网相连接；机侧变流器与机侧变流器控制系统相连接，机侧变流器控制系统与机侧转矩控制器相连接；网侧变流器与网侧变流器控制系统相连接；N个DC-DC变换器与DC-DC变换器控制系统相连接，DC-DC变换器控制系统与储能协调控制层相连接，储能协调控制层分别与风储协调控制层、电池管理系统相连接；
所述直驱式永磁风力发电机：用于把捕捉的风能传递给发电机转子，转子上的动能通过永磁同步电机转化为电功率；
所述机侧变流器及机侧变流器控制系统：用于根据不同风速控制电机转速，使叶尖速比最优，实现最大功率跟踪；
所述机侧转矩控制器：用于根据风机正常运行最大功率跟踪模式与转矩极限控制的选择，得到转矩设定值；
所述网侧变流器及网侧变流器控制系统：用于保持直流功率平衡，实现交流侧单位功率因数运行；
所述大规模储能及其控制系统：用于平抑风电功率波动和电网的削峰填谷，消除永磁同步风力发电机在转子速度恢复期间的负载运行导致的次级频率降低；
电池管理系统：电池管理系统用于计算各个储能柜的电池组荷电状态，保持SOC的最佳运行区间；
所述风储协调控制层内包含能量管理系统，用于计算系统所需储能系统输出功率补偿值。
一种大规模储能与永磁风力发电协调控制系统及方法，采用一种大规模储能与永磁风力发电协调控制系统实现包括如下步骤：
步骤1：根据频率差值，机侧转矩控制器选择不同的转矩设定值，当频率差值小于频率差值阈值0.01Hz时，根据系统检测到的电机转子转速得到转矩设定值对风力机进行MPPT控制；
步骤2：当频率差值大于等于频率差值阈值0.01Hz时，通过转矩极限控制转子转速和功率输出变化，功率设定值经过限幅后，与转速ωt相比得到转矩设定值
步骤3：根据不同的转矩设定值作为机侧变流器控制系统的输入，机侧变流器控制系统采用外环转矩控制，内环电流控制；
步骤4：风储协调控制层根据系统需求功率增量△Psc与风机惯性提供功率增量△PW的大小关系，选择储能系统的补偿功率大小Pc1或Pc2，当系统需求功率增量△Psc小于风机惯性提供功率增量△PW时，根据实际测量频率fmea，得到风机运行在减载状态的储能系统输出功率补偿值Pc1；
步骤5：当系统需求功率增量△Psc大于等于风机惯性提供功率增量△PW时，通过能量管理系统计算出储能系统输出功率补偿值Pc2，结合储能协调控制层得到各储能单元补偿功率值
步骤6：储能单元DC-DC变换器采用能量双向流动控制，网侧变流器采用外环直流电压和无功功率控制，内环采用电流控制，实现并网控制。
进一步地，上述步骤1具体包括以下步骤：
步骤1.1：根据特定风机的额定风速和转速计算出叶尖转速比，计算公式为：
式中，R为风机半径，v为实时风速，λ为叶尖转速比，一般最佳值为8～10；
步骤1.2：实际输出功率小于功率额定值，保持桨距角为0°，风机处于最优运行模式；
步骤1.3：根据最佳转矩系数、电机转速和转矩的关系得到电磁转矩的设定值，作为风机正常运行状态最大功率跟踪模式下的机侧变流器转矩设定值，计算公式为：
式中，为转矩设定值，Pmppt为最大功率跟踪模式下的功率，k为最佳转矩系数，ρ为空气密度，Cp为风机的功率系数；
步骤1.4：转矩设定值作为机侧变流器控制系统的输入值，对风机进行MPPT控制。
上述步骤2具体包括以下步骤：
步骤2.1：以1.2ω作为极限转矩，频率突降时，增加输出功率到惯性响应有功功率参考值P1，随着转子速度降低，有功功率输出基于极限转矩曲线下降；
步骤2.2：从步骤2.1得到的功率，经过一定量的减载功率△Pcd，使有功功率在最大功率和初始风速下的输出功率之间，减载状态有功功率为P2；
步骤2.3：转子速度恢复阶段有功功率参考值P3，转子速度沿最大功率曲线回到原点；
步骤2.4：功率设定值经过限幅后，与转速ωt相比得到转矩设定值进而作为机侧变流器的控制系统输入值。
上述步骤3中机侧变流器控制方法具体包括以下步骤：
步骤3.1：永磁同步电机定子侧的三相定子电流经过3/2变换得到定子d轴电流实际值isd和定子q轴电流实际值isq，独立控制转矩和无功功率，控制d轴电流为0，；
步骤3.2：通过电流调节器得到的d轴电压与q轴电压补偿值之和作为d轴电压参考值：
式中，为d轴电压参考值，u′d为d轴调节电压，ωr为转子电角速度，Lsq为定子q轴电感，isq为q轴定子电流实际值；
步骤3.3：根据不同的转矩设定值和转矩公式计算出q轴电流基本值，通过电流调节器得到的q轴电压再与d轴电压补偿值共同作用得到q轴电压参考值：
式中，为转矩设定值，i为1或者2，p为极对数，为磁链，为q轴电流基本值，为q轴电压参考值，u′q为q轴调节电压，Lsd为定子d轴电感，isd为d轴定子电流实际值。
步骤3.4：dq轴电压参考值经过2/3变换和PWM调制实现机侧变流器控制。
上述步骤4具体包括以下步骤：
步骤4.1：当风机运行在减载状态时，根据风储协调控制层，快速接入储能系统，控制储能系统有功输出初始设定为步骤2.2中减载功率△Pcd；
步骤4.2：根据频率稳定范围和储能系统功率初始设定值，构造储能系统输出功率补偿值与频率的函数：
P(f)＝△Pcd(1-10(f-fpv))
式中，fpv为频率预定值，△Pcd为c点和d点的功率差值，取值为0.6；
步骤4.3：在频率升高前，储能系统功率输出补偿值处于初始设定状态，一旦升高到预定值fpv，储能系统输出功率补偿值Pc1切换到步骤4.2中的函数模式，储能系统输出功率补偿值与频率的具体关系为：
上述步骤5具体包括以下步骤：
步骤5.1：能量管理系统根据风力发电系统输出功率反馈值和系统频率波动，得到储能系统输出功率补偿值：
Pc2＝k△f-PWf
式中，Pc2为储能系统输出功率补偿值，PWf为风力发电系统输出功率反馈值，k为频率与有功功率调节系数，取值为10；
步骤5.2：根据储能单元间的协调控制层得到总放电系数，根据电池管理系统得到不同储能单元的放电系数：
式中，λ为总放电系数，为各储能单元的放电系数，Pc为储能系统输出功率补偿值，S为储能单元的容量，SOCi为各电池组的荷电状态，SOCopt为储能单元最佳的荷电状态；
步骤5.3：根据分配的实际放电系数，设定各储能单元补偿功率值，控制储能单元变换器工作在放电模式：
式中，为各储能单元功率参考值。
上述步骤6具体包括以下步骤：
步骤6.1：根据储能协调控制层得到的储能单元功率参考值与储能单元端电压Ub的比值得到电流参考值
步骤6.2：电流参考值与实际电流ib差值经过PI控制器得到电压参考值，其值经过脉宽调制产生开关脉冲；
步骤6.3：当储能单元功率参考值大于零时，比较器输出逻辑值1，触发开关管V2，当储能单元功率参考值小于零时，比较器输出逻辑值0，触发开关管V1。
步骤6.4：网侧变流器采用外环直流电压和无功功率控制，内环采用电流控制，实现并网控制。
本发明的有益效果：
本发明一种大规模储能与永磁风力发电协调控制系统及方法，释放存储在涡轮机叶片中的旋转动能，通过转矩极限曲线提出分阶段的惯性控制，解决了大量风电场接入电网所带来的频率不稳定问题，实现了系统频率的临时调节；构建全功率变流器和大规模储能协调控制系统，充分地利用叶片捕获的风能，DC-DC控制器实现能量双向流通；储能系统与风力发电系统的协调控制，消除次级频率降低的问题，加快风力发电机的转子速度恢复，提高临时调频能力和系统惯性响应能力，最大限度地平抑了风力发电引起电网波动；储能协调控制层使储能单元保持在合理的运行区间。
附图说明
图1为本发明实施例的系统组成框图；
图2为本发明实施例的机侧变流器控制框图；
图3为本发明实施例的网侧变流器控制框图；
图4为本发明实施例的大规模储能系统DC-DC变换器结构图；
图5为本发明实施例的双向DC-DC变换器控制框图；
图6为本发明实施例的基于转矩极限控制的转子速度变化轨迹图；
图7为本发明实施例的机侧转矩控制器的控制框图；
图8为本发明实施例的储能协调控制层图；
图9为本发明实施例的风储协调控制层图；
图10为本发明实施例的转子转速波形图；
图11为本发明实施例的机械转矩波形图；
图12为本发明实施例的风机输出功率波形图；
图13为本发明实施例的电网频率波形图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明一种实施例做进一步说明。
图1为本发明实施例的系统组成框图，包括：直驱式永磁风力发电机(PMSG)，机侧变流器、机侧变流器控制系统、机侧转矩控制器、网侧变流器、网侧变流器控制系统、大规模储能及其控制系统、电池管理系统及双协调控制层。
所述大规模储能及其控制系统，包括：N个DC-DC变换器及DC-DC变换器控制系统；
所述双协调控制层包括：风储协调控制层、储能协调控制层；
直驱式永磁风力发电机与机侧变流器相连接，机侧变流器与N个DC-DC变换器相连接，N个DC-DC变换器与网侧变流器相连接，网侧变流器通过网侧变压器与电网相连接；机侧变流器与机侧变流器控制系统相连接，机侧变流器控制系统与机侧转矩控制器相连接；网侧变流器与网侧变流器控制系统相连接；N个DC-DC变换器与DC-DC变换器控制系统相连接，DC-DC变换器控制系统与储能协调控制层相连接，储能协调控制层分别与风储协调控制层、电池管理系统相连接；
所述直驱式永磁风力发电机：用于把捕捉的风能传递给发电机转子，转子上的动能通过永磁同步电机转化为电功率；
所述机侧变流器及机侧变流器控制系统：用于根据不同风速控制电机转速，使叶尖速比最优，实现最大功率跟踪；
所述机侧转矩控制器：用于根据风机正常运行最大功率跟踪模式与转矩极限控制的选择，得到转矩设定值；
所述网侧变流器及网侧变流器控制系统：用于保持直流功率平衡，实现交流侧单位功率因数运行；
所述大规模储能及其控制系统：用于平抑风电功率波动和电网的削峰填谷，消除永磁同步风力发电机在转子速度恢复期间的负载运行导致的次级频率降低；
电池管理系统：电池管理系统用于计算各个储能柜的电池组荷电状态，保持SOC的最佳运行区间，提高储能系统的运行寿命；
所述双协调控制层：用于储能系统与风力发电系统间的协调控制，利用风机惯性，各储能单元不同的补偿，实现储能系统内部多个储能单元间的协调控制；
所述风储协调控制层内包含能量管理系统，用于计算系统所需储能系统输出功率补偿值。
其中机侧转矩控制器用于根据风机正常运行最大功率跟踪模式与转矩极限控制的选择，得到不同的转矩设定值；能量管理系统根据系统频率波动和风力发电系统输出功率反馈值计算出储能系统输出功率补偿值，通过风储协调控制层储能系统输出功率补偿值的选择，确定最终储能系统输出功率补偿值；储能协调控制层利用电池管理系统检测到的储能单元SOC和风储协调控制层的最终储能系统输出功率补偿值得到各储能单元的功率参考值，通过DC-DC变换器的控制系统控制DC-DC变换器。
一种大规模储能与永磁风力发电协调控制系统及方法，包括如下步骤：
步骤1：根据频率差值，机侧转矩控制器选择不同的转矩设定值，当频率差值小于频率差值阈值0.01Hz时，根据系统检测到的电机转子转速得到转矩设定值对风力机进行MPPT控制；
步骤2：当频率差值大于等于频率差值阈值0.01Hz时，通过转矩极限控制转子转速和功率输出变化，功率设定值经过限幅后，与转速ωt相比得到转矩设定值
步骤3：根据不同的转矩设定值作为机侧变流器控制系统的输入，机侧变流器控制系统采用外环转矩控制，内环电流控制；
步骤4：风储协调控制层根据系统需求功率增量△Psc与风机惯性提供功率增量△PW的大小关系，选择储能系统的补偿功率大小Pc1或Pc2，当系统需求功率增量△Psc小于风机惯性提供功率增量△PW时，根据实际测量频率fmea，得到风机运行在减载状态的储能系统输出功率补偿值Pc1；
步骤5：当系统需求功率增量△Psc大于等于风机惯性提供功率增量△PW时，通过能量管理系统计算出储能系统输出功率补偿值Pc2，结合储能协调控制层得到各储能单元补偿功率值
步骤6：储能单元DC-DC变换器采用能量双向流动控制，网侧变流器采用外环直流电压和无功功率控制，内环采用电流控制，实现并网控制。
图2为本发明实施例的机侧变流器控制框图，从永磁同步电机定子侧测的三相定子电流经过3/2变换得到定子dq轴电流，基于外环转矩控制和内环电流控制，控制定子d轴电流为零，根据转矩计算出q轴电流参考值，电流内环得到的调节电压与补偿电压共同作用产生网侧dq轴电压参考值，经坐标变换和PWM调制实现机侧变流器控制。
进一步地，上述步骤1具体包括以下步骤：
步骤1.1：根据特定风机的额定风速和转速计算出叶尖转速比，计算公式为：
式中，R为风机半径，v为实时风速，λ为叶尖转速比，一般最佳值为8～10；
步骤1.2：实际输出功率小于功率额定值，保持桨距角为0°，风机处于最优运行模式；
步骤1.3：根据最佳转矩系数、电机转速和转矩的关系得到电磁转矩的设定值，作为风机正常运行状态最大功率跟踪模式下的机侧变流器转矩设定值，计算公式为：
式中，为转矩设定值，Pmppt为最大功率跟踪模式下的功率，k为最佳转矩系数，ρ为空气密度，Cp为风机的功率系数；
步骤1.4：转矩设定值作为机侧变流器控制系统的输入值，对风机进行MPPT控制。
上述步骤2具体包括以下步骤：
步骤2.1：以1.2ω作为极限转矩，频率突降时，增加输出功率到惯性响应有功功率参考值P1，随着转子速度降低，有功功率输出基于极限转矩曲线下降；
步骤2.2：从步骤2.1得到的功率，经过一定量的减载功率△Pcd，使有功功率在最大功率和初始风速下的输出功率之间，减载状态有功功率为P2；
步骤2.3：转子速度恢复阶段有功功率参考值P3，转子速度沿最大功率曲线回到原点；
步骤2.4：功率设定值经过限幅后，与转速ωt相比得到转矩设定值进而作为机侧变流器的控制系统输入值。
上述步骤3中机侧变流器控制方法具体包括以下步骤：
步骤3.1：永磁同步电机定子侧的三相定子电流经过3/2变换得到定子d轴电流实际值isd和定子q轴电流实际值isq，独立控制转矩和无功功率，控制d轴电流为0，；
步骤3.2：通过电流调节器得到的d轴电压与q轴电压补偿值之和作为d轴电压参考值：
式中，为d轴电压参考值，u′d为d轴调节电压，ωr为转子电角速度，Lsq为定子q轴电感，isq为q轴定子电流实际值；
步骤3.3：根据不同的转矩设定值和转矩公式计算出q轴电流基本值，通过电流调节器得到的q轴电压再与d轴电压补偿值共同作用得到q轴电压参考值：
式中，为转矩设定值，i为1或者2，p为极对数，为磁链，为q轴电流基本值，为q轴电压参考值，u′q为q轴调节电压，Lsd为定子d轴电感，isd为d轴定子电流实际值。
步骤3.4：dq轴电压参考值经过2/3变换和PWM调制实现机侧变流器控制。
上述步骤4具体包括以下步骤：
步骤4.1：当风机运行在减载状态时，根据风储协调控制层，快速接入储能系统，控制储能系统有功输出初始设定为步骤2.2中减载功率△Pcd；
步骤4.2：根据频率稳定范围和储能系统功率初始设定值，构造储能系统输出功率补偿值与频率的函数：
P(f)＝△Pcd(1-10(f-fpv))
式中，fpv为频率预定值，△Pcd为c点和d点的功率差值，取值为0.6；
步骤4.3：在频率升高前，储能系统功率输出补偿值处于初始设定状态，一旦升高到预定值fpv，本实施例取49.8Hz，储能系统输出功率补偿值Pc1切换到步骤4.2中的函数模式，储能系统输出功率补偿值与频率的具体关系为：
上述步骤5具体包括以下步骤：
步骤5.1：能量管理系统根据风力发电系统输出功率反馈值和系统频率波动，得到储能系统输出功率补偿值：
Pc2＝k△f-PWf
式中，Pc2为储能系统输出功率补偿值，PWf为风力发电系统输出功率反馈值，k为频率与有功功率调节系数，取值为10；
步骤5.2：根据储能单元间的协调控制层得到总放电系数，根据电池管理系统得到不同储能单元的放电系数：
式中，λ为总放电系数，为各储能单元的放电系数，Pc为储能系统输出功率补偿值，S为储能单元的容量，SOCi为各电池组的荷电状态，SOCopt为储能单元最佳的荷电状态；
步骤5.3：根据分配的实际放电系数，设定各储能单元补偿功率值，控制储能单元变换器工作在放电模式：
式中，为各储能单元功率参考值。
上述步骤6具体包括以下步骤：
步骤6.1：根据储能协调控制层得到的储能单元功率参考值Pb *，与储能单元端电压Ub的比值得到电流参考值
步骤6.2：电流参考值与实际电流ib差值经过PI控制器得到电压参考值，其值经过脉宽调制产生开关脉冲；
步骤6.3：当储能单元功率参考值大于零时，比较器输出逻辑值1，触发开关管V2，当储能单元功率参考值小于零时，比较器输出逻辑值0，触发开关管V1。
步骤6.4：网侧变流器采用外环直流电压和无功功率控制，内环采用电流控制，实现并网控制。
图3为本发明实施例的网侧变流器控制框图，具体实施包括以下步骤：
步骤a.1：网侧电压和电流经过3/2变换得到网侧d轴电压ugd，网侧d轴电流igd和网侧q轴电流igq；
步骤a.2：直流电压差值△udc经过PI控制器得到网侧d轴电流参考值d轴电流差值△igd通过电流调节器得到的d轴非耦合电压与q轴电压补偿值之和作为网侧d轴电压参考值：
式中，为网侧d轴电压参考值，u′gd为网侧d轴非耦合电压，ωe为同步转速，Lgq为网侧q轴电感，igq为网侧q轴电流实际值；
步骤a.3：根据公式计算出网侧q轴电流基本值，q轴电流差值△igq通过电流调节器得到的q轴非耦合电压，再与d轴电压补偿值共同作用得到q轴电压参考值：
式中，为无功功率，ugd为测量点网侧d轴电压，为q轴电流基本值，为网侧q轴电压参考值，u′gq为网侧q轴非耦合电压，Lgd为网侧d轴电感，igd为网侧d轴电流实际值；
步骤a.4：dq轴电压参考值经坐标变换和PWM调制实现网侧变流器的并网控制。
图4为本发明实施例的大规模储能系统DC-DC变换器结构图，大规模的储能系统由多个DC-DC变换器组成，为避免开关损耗，所以选择元件数量少且效率高的非隔离双向Buck-boost电路；当通断开关管V2，V1的二极管作用时，变换器工作在boost模式，储能系统向外部输送功率，当通断开关管V1，V2的二极管作用时，变换器工作在buck模式，储能系统吸收外部功率。
图5为本发明实施例的双向DC-DC变换器控制框图，双向DC-DC变换器控制部分的具体实施包括以下步骤：
步骤b.1：根据储能协调控制层得到的储能单元功率参考值与储能单元端电压Ub的比值得到电流参考值
步骤b.2：电流参考值与实际电流ib差值经过PI控制器得到电压参考值，其值经过脉宽调制产生开关脉冲；
步骤b.3：当储能单元功率参考值大于零时，比较器输出逻辑值1，触发开关管V2，当储能单元功率参考值小于零时，比较器输出逻辑值0，触发开关管V1。
图6为本发明实施例的基于转矩极限控制的转子速度变化轨迹图，转子速度变化的具体实施包括以下步骤：
步骤c.1：稳态情况下，风机运行在最大功率曲线点a，功率为Pa转速为ωa；
步骤c.2：基于转矩极限设定为1.2pu，转子侧变换器的有功功率参考值Pb＝1.2ωa，在惯性响应期间，频率降低时，功率由Pa增加到极限转矩曲线对应功率值Pb，但转速在b点和a点不会突变，ωb＝ωa；
步骤c.3：由于功率增加到Pb，电磁转矩大于机械转矩，随着风机转速降低，有功功率减小到Pc，转速跟随转矩极限曲线变化趋势从b点减小到c点，对应转速ωb减小到ωc；
步骤c.4：永磁同步发电机从惯性响应切换到卸载操作时，功率从Pc较小到Pd，但转速在c点和d点不会突变，ωd＝ωc；
步骤c.5：在转速恢复阶段，转速从ωd过渡到ωe，有功功率设定为最大功率，转子转速跟随最大功率曲线趋势从ωe恢复到ωa。
图7为本发明实施例的机侧转矩控制器的控制框图，具体实施包括以下步骤：
步骤d.1：当频率差值小于0.01Hz时，三个开关的模式1接通，风机正常运行在最大功率曲线状态，当频率差值大于0.01Hz时，开关1的模式0惯性响应被快速接入，惯性响应有功功率参考值为：
P1＝1.2ω
式中，P1为惯性响应有功功率参考值，ω为转速；
步骤d.2：当c点功率值Pc小于等于1.8时，开关2的模式0减载状态接通，减载状态有功功率P2为：
P2＝P1-△Pcd
式中，△Pcd为c点和d点的功率差值，取值为0.6；
步骤d.3：步骤2减载状态有功功率P2经过开立方后除以最佳转矩系数得到对应的转速ωmppt，当对应转速ωmppt小于实际转速ωt时，开关3的模式0接通，进入转子速度恢复阶段，转子速度恢复阶段有功功率参考值为：
P3＝Pmppt
式中，Pmppt为不同转速对应的最大功率，k为最佳转矩系数；
步骤d.4：功率设定值经过限幅后，与转速ωt相比得到转矩设定值或进而作为机侧变流器的控制系统输入值。
图8为本发明实施例的储能协调控制层图，储能协调控制层具体实施包括以下步骤：
步骤e.1：根据电池管理系统得到各电池组的荷电状态SOCi，通过减去储能单元最佳的荷电状态得到不同储能单元的放电系数最佳的荷电状态设定为0.5；
步骤e.2：根据风储协调层得到的储能系统输出功率补偿值Pc1或Pc2，与储能单元的容量S相比得到总放电系数λ；
步骤e.3：根据总放电系数λ和设定5个储能单元的放电系数为正，各储能单元实际放电系数λi为：
步骤e.4：根据步骤3分配得到的各储能单元实际放电系数λi与容量S的乘积作为各储能单元的功率参考值
图9为本发明实施例的风储协调控制层图，风储协调控制层具体实施包括以下步骤：
步骤f.1：根据系统需求功率增量△Psc与风机惯性提供功率增量△PW的大小关系，选择储能系统的补偿功率大小Pc1或Pc2；
步骤f.2：当系统需求功率增量△Psc小于风机惯性提供功率增量△PW时，开关1接通，根据实际测量频率fmea，储能系统输出功率补偿值与频率的关系，得到风机运行在减载状态的储能系统输出功率补偿值Pc1，储能系统输出功率补偿值与频率的关系为：
式中，fpv为频率预定值，本实施例取49.8HZ，△Pcd为c点和d点的功率差值，取值为0.6；
步骤f.3：当系统需求功率增量△Psc大于等于风机惯性提供功率增量△PW时，开关0接通，能量管理系统根据风力发电系统输出功率反馈值PWf和系统频率波动△f，得到储能系统输出功率补偿值Pc2，能量管理系统公式为：
Pc2＝k△f-PWf
式中，k为频率与有功功率调节系数，取值为10；
步骤f.4：根据不同的储能系统输出功率补偿值，再进一步地储能协调控制层控制。
图10和图11为本发明实施例的转子转速波形图和机械转矩波形图，在30s时用电负荷突增，电网频率下降，在惯性响应期间，转子转速突降，机械转矩增加，在减载和转速恢复期间，协调控制比极限转矩控制能更快地恢复转子转速和机械转矩。
图12和图13为本发明实施例的风机输出功率波形图和电网频率波形图，在30s时用电负荷突增时，风机输出功率急剧增加后，跟随着转矩极限曲线减小，释放存储在风机的大量动能，频率增加，由于转矩极限控制的减载，风力发电系统输出功率较小，造成次级频率过低，储能系统与风力发电系统的协调控制使电网频率维持在49.95Hz，储能系统与风力发电系统的协调控制很好地平抑电网功率波动，最终达到增强频率调节能力的目标。
Claims (8)
1.一种大规模储能与永磁风力发电协调控制系统，包括：直驱式永磁风力发电机、机侧变流器、机侧变流器控制系统、机侧转矩控制器、网侧变流器、网侧变流器控制系统、大规模储能及其控制系统、电池管理系统及双协调控制层；
所述大规模储能及其控制系统，包括：N个DC-DC变换器及DC-DC变换器控制系统；
所述双协调控制层包括：风储协调控制层、储能协调控制层；
直驱式永磁风力发电机与机侧变流器相连接，机侧变流器与N个DC-DC变换器相连接，N个DC-DC变换器与网侧变流器相连接，网侧变流器通过网侧变压器与电网相连接；机侧变流器与机侧变流器控制系统相连接，机侧变流器控制系统与机侧转矩控制器相连接；网侧变流器与网侧变流器控制系统相连接；N个DC-DC变换器与DC-DC变换器控制系统相连接，DC-DC变换器控制系统与储能协调控制层相连接，储能协调控制层分别与风储协调控制层、电池管理系统相连接；
所述直驱式永磁风力发电机：用于把捕捉的风能传递给发电机转子，转子上的动能通过永磁同步电机转化为电功率；
所述机侧变流器及机侧变流器控制系统：用于根据不同风速控制电机转速，使叶尖速比最优，实现最大功率跟踪；
所述机侧转矩控制器：用于根据风机正常运行最大功率跟踪模式与转矩极限控制的选择，得到转矩设定值；
所述网侧变流器及网侧变流器控制系统：用于保持直流功率平衡，实现交流侧单位功率因数运行；
所述大规模储能及其控制系统：用于平抑风电功率波动和电网的削峰填谷，消除永磁同步风力发电机在转子速度恢复期间的负载运行导致的次级频率降低；
电池管理系统：电池管理系统用于计算各个储能柜的电池组荷电状态，保持SOC的最佳运行区间；
所述风储协调控制层内包含能量管理系统，用于计算系统所需储能系统输出功率补偿值。
2.一种大规模储能与永磁风力发电协调控制系统的方法，采用权利要求1所述大规模储能与永磁风力发电协调控制系统实现，其特征在于，包括如下步骤：
步骤1：根据频率差值，机侧转矩控制器选择不同的转矩设定值，当频率差值小于频率差值阈值0.01Hz时，根据系统检测到的电机转子转速得到转矩设定值对风力机进行MPPT控制；
步骤2：当频率差值大于等于频率差值阈值0.01Hz时，通过转矩极限控制转子转速和功率输出变化，功率设定值经过限幅后，与转速ωt相比得到转矩设定值
步骤3：根据不同的转矩设定值作为机侧变流器控制系统的输入，机侧变流器控制系统采用外环转矩控制，内环电流控制；
步骤4：风储协调控制层根据系统需求功率增量△Psc与风机惯性提供功率增量△PW的大小关系，选择储能系统的补偿功率大小Pc1或Pc2，当系统需求功率增量△Psc小于风机惯性提供功率增量△PW时，根据实际测量频率fmea，得到风机运行在减载状态的储能系统输出功率补偿值Pc1；
步骤5：当系统需求功率增量△Psc大于等于风机惯性提供功率增量△PW时，通过能量管理系统计算出储能系统输出功率补偿值Pc2，结合储能协调控制层得到各储能单元补偿功率值
步骤6：储能单元DC-DC变换器采用能量双向流动控制，网侧变流器采用外环直流电压和无功功率控制，内环采用电流控制，实现并网控制。
3.根据权利要求2所述大规模储能与永磁风力发电协调控制系统的方法，其特征在于，所述步骤1具体包括以下步骤：
步骤1.1：根据特定风机的额定风速和转速计算出叶尖转速比，计算公式为：
式中，R为风机半径，v为实时风速，λ为叶尖转速比，一般最佳值为8～10；
步骤1.2：实际输出功率小于功率额定值，保持桨距角为0°，风机处于最优运行模式；
步骤1.3：根据最佳转矩系数、电机转速和转矩的关系得到电磁转矩的设定值，作为风机正常运行状态最大功率跟踪模式下的机侧变流器转矩设定值，计算公式为：
式中，为转矩设定值，Pmppt为最大功率跟踪模式下的功率，k为最佳转矩系数，ρ为空气密度，Cp为风机的功率系数；
步骤1.4：转矩设定值作为机侧变流器控制系统的输入值，对风机进行MPPT控制。
4.根据权利要求2所述大规模储能与永磁风力发电协调控制系统的方法，其特征在于，所述步骤2具体包括以下步骤：
步骤2.1：以1.2ω作为极限转矩，频率突降时，增加输出功率到惯性响应有功功率参考值P1，随着转子速度降低，有功功率输出基于极限转矩曲线下降；
步骤2.2：从步骤2.1得到的功率，经过一定量的减载功率△Pcd，使有功功率在最大功率和初始风速下的输出功率之间，减载状态有功功率为P2；
步骤2.3：转子速度恢复阶段有功功率参考值P3，转子速度沿最大功率曲线回到原点；
步骤2.4：功率设定值经过限幅后，与转速ωt相比得到转矩设定值进而作为机侧变流器的控制系统输入值。
5.根据权利要求2所述大规模储能与永磁风力发电协调控制系统的方法，其特征在于，所述步骤3具体包括以下步骤：
步骤3.1：永磁同步电机定子侧的三相定子电流经过3/2变换得到定子d轴电流实际值isd和定子q轴电流实际值isq，独立控制转矩和无功功率，控制d轴电流为0，；
步骤3.2：通过电流调节器得到的d轴电压与q轴电压补偿值之和作为d轴电压参考值：
式中，为d轴电压参考值，u′d为d轴调节电压，ωr为转子电角速度，Lsq为定子q轴电感，isq为q轴定子电流实际值；
步骤3.3：根据不同的转矩设定值和转矩公式计算出q轴电流基本值，通过电流调节器得到的q轴电压再与d轴电压补偿值共同作用得到q轴电压参考值：
式中，为转矩设定值，i为1或者2，p为极对数，为磁链，为q轴电流基本值，为q轴电压参考值，u′q为q轴调节电压，Lsd为定子d轴电感，isd为d轴定子电流实际值；
步骤3.4：dq轴电压参考值经过2/3变换和PWM调制实现机侧变流器控制。
6.根据权利要求2所述大规模储能与永磁风力发电协调控制系统的方法，其特征在于，所述步骤4具体包括：
步骤4.1：当风机运行在减载状态时，根据风储协调控制层，快速接入储能系统，控制储能系统有功输出初始设定为步骤2.2中减载功率△Pcd；
步骤4.2：根据频率稳定范围和储能系统功率初始设定值，构造储能系统输出功率补偿值与频率的函数：
P(f)＝△Pcd(1-10(f-fpv))
式中，fpv为频率预定值，△Pcd为c点和d点的功率差值，取值为0.6；
步骤4.3：在频率升高前，储能系统功率输出补偿值处于初始设定状态，当升高到预定值fpv，储能系统输出功率补偿值Pc1切换到步骤4.2中的函数模式，储能系统输出功率补偿值与频率的具体关系为：
7.根据权利要求2所述大规模储能与永磁风力发电协调控制系统的方法，其特征在于，所述步骤5具体包括以下步骤：
步骤5.1：能量管理系统根据风力发电系统输出功率反馈值和系统频率波动，得到储能系统输出功率补偿值：
Pc2＝k△f-PWf
式中，Pc2为储能系统输出功率补偿值，PWf为风力发电系统输出功率反馈值，k为频率与有功功率调节系数；
步骤5.2：根据储能单元间的协调控制层得到总放电系数，根据电池管理系统得到不同储能单元的放电系数：
式中，λ为总放电系数，为各储能单元的放电系数，Pc为储能系统输出功率补偿值，S为储能单元的容量，SOCi为各电池组的荷电状态，SOCopt为储能单元最佳的荷电状态；
步骤5.3：根据分配的实际放电系数，设定各储能单元补偿功率值，控制储能单元变换器工作在放电模式：
式中，为各储能单元功率参考值。
8.根据权利要求2所述大规模储能与永磁风力发电协调控制系统的方法，其特征在于，所述步骤6具体包括以下步骤：
步骤6.1：根据储能协调控制层得到的储能单元功率参考值与储能单元端电压Ub的比值得到电流参考值
步骤6.2：电流参考值与实际电流ib差值经过PI控制器得到电压参考值，其值经过脉宽调制产生开关脉冲；
步骤6.3：当储能单元功率参考值大于零时，比较器输出逻辑值1，触发开关管V2，当储能单元功率参考值小于零时，比较器输出逻辑值0，触发开关管V1；
步骤6.4：网侧变流器采用外环直流电压和无功功率控制，内环采用电流控制，实现并网控制。
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