CN110635492A - 一种基于风储协调控制策略提升对电网频率支撑能力方法 - Google Patents

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Abstract

本发明风力发电领域，具体涉及一种基于风储协调控制策略提升高比例风电对电网频率支撑能力的方法，本发明提出的风储联合系统协调控制策略中储能系统直接与风场母线相连，当风机即将失稳或已经失稳时，储能可以及时补充风机所缺失的转子动能，以保证风电机组的稳定运行，进而提升高比例风电对电网的频率支撑能力。当电网侧电力系统发生功率缺额时，根据风电场中各台风机的运行工况，选择能够稳定运行且预估风速在正常范围内的风机，施加虚拟惯量控制策略，以实时响应系统频率变化。对于可能发生或已经发生失稳现象的风电机组，采取附加储能的控制方式。及时补充风机的转子动能以保证风电机组的稳定运行。

Description

一种基于风储协调控制策略提升对电网频率支撑能力方法
技术领域
本发明风力发电领域，具体涉及一种基于风储协调控制策略提升对电网频率支撑能力方法。
背景技术
传统能源的日益匮乏和环境的日趋恶化，极大地促进了新兴能源的发展。风力发电作为目前可再生能源开发利用中技术最成熟、最具规模化和商业化的发电方式之一。但相对于传统的火力发电与水力发电，其具有波动性、不确定性和出力难以控制等特点。大部分风电机组通过逆变器的电力电子接口并网，其动态响应特性与常规同步发电机有很大差别，在系统功率缺额导致频率发生波动时，风电系统无法提供足够的惯量支撑来响应系统频率变化，因此在风机并网侧增加虚拟转动惯量控制策略，使风电机组可以参与电力系统的频率调整，具有极强的理论与现实意义。
但是采用虚拟转动惯量控制能够有效提升高比例风电的频率响应性能，但其仍然存在着一定的局限性。究其原因是风机所能提供的转子动能极为有限，当转子转速下降到一定限额时风机将退出调频并恢复转速。由于风出力的不确定性，系统还是有一定的几率会产生频率的二次跌落。
发明内容
本发明所要解决的技术问题在于在使用传统的虚拟转动惯量控制策略时由于风出力的不确定性，系统还是有一定的几率会产生频率的二次跌落。针对此类问题，提出基于风储协调控制策略提升对电网频率支撑能力方法，通过在风电场并网侧加入液流电池储能用以补充风机的转子动能，进而保证风电机组稳定。
本发明是这样实现的，
一种基于风储协调控制策略提升对电网频率支撑能力方法，该方法包括：
将储能系统直接与风场母线相连形成风储联合系统；
在接收到电网侧功率缺额信息后风储联合系统对风电场系统中各台风机的运行工况进行判断对风速进行预估；
当风电场系统出现功率缺额时，根据风电场中各台风机的运行工况，选择能够稳定运行且预估风速在正常范围内的风机，通过与储能系统相协调的虚拟转动惯量控制策略对风电场系统系统提供功率支撑，提升稳定性。
当预估风机即将失稳或已经失稳时，储能系统补充风机所缺失的转子动能。
进一步地，储能系统的逆变输出模块通过判定风电场中各台风机的运行工况判断风机的稳定性，对于即将失稳或已经失稳的风机进行惯量补充，当风场功率频率平衡时风机输出多余的风能对储能系统进行充电。
进一步地，所述虚拟转动惯量控制策略为：风机的当前输出功率Pmeas进入 MPPT控制环路得出当前风速下运行参考角速度ωr,ref与当前运行状态下的角速度ωr,meas相减得到当前运行状态下的角速度与MPPT控制环路运行角速度的偏差值Δωr，通过PI控制器得出当前运行状态下的风机输出功率PMPPT与频率Δf，通过积分器、滤波器及K控制器得出的可调惯性功率ΔP相结合，输出当前的参考功率Pref进入变流器完成虚拟转动惯量控制。
进一步地，对风电场系统中各台风机的运行工况进行判断包括对风速进行预估，及时补充失稳风机角速度ω大于机组失稳临界角速度ωD且小于最大风能捕捉角速度ωN的风机转子动能。
进一步地，对风速进行预估通过机组转子转速进行判定，
当ωD≤ω＜ωN时，储能系统释放内部储存的能量以补充风电机组的转子动能，保证风电机组稳定运行，减少功率波动；
当ω＞ωN时，储能系统吸收风电机组额外的转子动能并进行储存，保证能量的合理利用，最大程度上减少弃风；
当ω＝ωN时，风电机组保持最大功率追踪且运行稳定，储能系统正常响应系统频率变化；
当ω＜ωD时，风电机组失稳脱网，其中，ω表示机组转子当前的角速度，ωN为最大风能捕捉角速度，ωD机组失稳临界角速度。
本发明与现有技术相比，有益效果在于：由于风机进行虚拟转动惯量控制对系统进行功率支撑后，可能会导致风机失稳，对即将失稳的风电机组进行风机储能协调控制，提高风机稳定性，进而提高含高比例风电电力系统稳定性。
附图说明
图1风储联合系统的并网示意图；
图2风储联合系统协调控制示意图；
图3虚拟转动惯量控制策略框图；
图4风储联合系统协调控制策略流程图1；
图5风储联合系统风速判定图；
图6为转矩极限曲线；
图7为PSCAD/EMTDC平台上搭建单台1.5MW风机在风速10m/s时并入无穷大电网仿真模型的仿真图；
图8为5s时引入风机虚拟转动惯量控制策略的仿真图；
图9为引入了液流电池储能装置，与风机配合组成了风机储能协调控制系统进行仿真结果图；
图10为风储协调控制系统的一次调频的结果图，a为频率图，b为风机输出功率图，c为风机转速图，d为储能输出功率图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
风储协调控制系统，即通过控制回路协调储能与风机，在自动运行状态下对储能与风机的控制系统发出指令，以适应负荷变化的需要，在风储系统不失稳的条件下，尽最大可能发挥风储系统的调频、调峰能力。如图1所示本发明提出的风储联合系统的并网示意图。
在风电场的出口处装设储能装置。储能系统的作用对象是一个风电场而不是单独的一台风电机组，通过风电厂内部控制策略及时对于风电厂内判定不稳定单台风机提供惯量支撑。属于先集中控制储能出力，进而对风电场内部各台单独风电机组进行惯量支撑，保持风储联合系统整体的频率稳定。
如图2与传统风机储能直接并网方式不同，本发明所提出的风储联合系统协调控制策略中储能系统直接与风场母线相连，当系统发生功率缺额时，控制系统选择能够稳定运行且预估风速在正常范围内的风机，施加图3所示虚拟惯量控制策略，以实时响应系统频率变化，提升风电场对系统的惯量支撑。
储能装置的逆变输出模块通过判定风电场中各台风机的运行工况即当前运行状态下的ωr,meas来判断风机稳定性，对于即将失稳或已经失稳的风机进行惯量补充，以保证风电机组的稳定运行。当系统功率频率平衡时风机输出多余的风能对储能系统进行充电，对电力系统起到削峰平谷的作用。
如图3所示，风机的当前输出功率Pmeas进入MPPT控制环路得出当前风速下运行参考角速度ωr,ref与当前运行状态下的ωr,meas相减得到当前运行状态下的角速度与MPPT运行角速度的偏差值Δωr通过PI控制器(根据给定值与实际输出值构成控制偏差，将偏差的比例和积分通过线性组合构成控制量，对被控对象进行控制)得出当前运行状态下的风机输出功率PMPPT与频率Δf通过积分器、滤波器及K控制器得出的可调惯性功率ΔP相结合输出当时前输出的参考功率 Pref进入变流器。
由下式可得本发明所采用的虚拟转动惯量控制策略下单台风机得可调功率为：
风机已失稳或即将失稳时，储能需补充的转子动能为：
Figure BDA0002176905680000052
风机储能协调控制系统可调功率即为：
式中ΔPi为单台稳定风机某一时刻可提供的功率支持；H为单台风机的惯性时间常数；fi风机转子频率；ΔPz风储联合系统某一时刻可提供的功率支撑，ΔEz即为不稳定风机所缺额的转子动能，ωr,meas即为风机当前运行状态下的角速度，ω为风机额定角速度，n是当前运行状态下风电场稳定运行机组数。
通过虚拟转动惯量控制策略，即：通过判定稳定性，通过储能系统补充不稳定的风电机组转动惯量，让稳定的风电机组来进行转动惯量调频，弥补一定的功率缺额。但在实际运行中，当风电机组完成虚拟转动惯量控制策略，提取转子动能之后风电机组中仍然存在一定的风险使风机失稳，进而导致频率的二次跌落。为此在控制的过程中，需要将实时风速与预估风速进行比对，判断风电机组的稳定性。
参见图4和5所示，对于可能发生或已经发生失稳现象的风电机组，采取附加储能的控制方式。及时补充风机的转子动能以保证风电机组的稳定运行。在接收到电网侧功率缺额信息后风储系统会立刻在考虑风速预估的情况下，通过风机转子转速ω在判断各台风电机组的运行工况，估算出当前状态风储联合系统的功率支撑能力ΔPz，并且及时补充角速度ω大于机组失稳临界角速度ωD且小于最大风能捕捉角速度ωN的风机转子动能。
如图6所示，Pm即为8m/s时风机运行的MPPT曲线，PA在启用虚拟转动惯量控制后榨取风机转子动能提升功率输出，至PB点由于转子动能下降风机转速会随之下降至PC点即风机失稳临界点，此时之后必须让风机退出榨取转子动能状态，进入恢复稳定减少功率输出提升转子动能状态，在风机完成功率提升之后的ωD-ωE时刻即是我们使用储能对风机转子动能进行反哺提升风机稳定性的时间。
在判定完成机组运行状态后，风储联合系统会风机的虚拟转动惯量控制技术与储能配合对电网功率进行支撑，可调功率即为ΔPz。
由控制流程图7可知，
(1)当ωD≤ω＜ωN时，储能系统释放内部储存的能量以补充风电机组的转子动能，保证风电机组稳定运行，减少功率波动；
(2)当ω＞ωN时，储能系统吸收风电机组额外的转子动能并进行储存，保证能量的合理利用，最大程度上减少弃风；
(3)当ω＝ωN时，风电机组保持最大功率追踪且运行稳定，储能系统正常响应系统频率变化；
(4)当ω＜ωD时，风电机组失稳脱网。
本发明与现有技术相比，有益效果在于：由于风机进行虚拟转动惯量控制对系统进行功率支撑后，可能会导致风机失稳，对即将失稳的风电机组进行风机储能协调控制，提高风机稳定性，进而提高含高比例风电电力系统稳定性
仿真如图7所示，在PSCAD/EMTDC平台上搭建单台1.5MW风机在风速 10m/s时并入无穷大电网仿真模型，验证本发明所用虚拟转动惯量控制策略及风储协调控制策略。4s时发生三相对称短路，系统出现功率缺额，5.5s时故障切除。
如仿真结果图7所示系统出现功率缺额，在故障切除之后系统功率，迅速回升。
在原有功率缺额条件下，5s时引入风机虚拟转动惯量控制策略。考虑到虚拟转动惯量控制的局限性，在0.2s后及时将其解除，风机继续吸收风能以增加转子动能稳定机组。
由仿真图像图8所示，可以看出风机的转动惯量是可以为电力系统提供短时功率支撑的。但是虚拟转动惯量技术的引入，一定程度上将对风机造成一定的影响，如宽频震荡问题，以及风速不足时可能会导致的风机失稳和频率的二次跌落现象。
为防止风机失稳，本发明引入了液流电池储能装置，与风机配合组成了风机储能协调控制系统进行仿真分析，即通过控制策略及时分析风机的转速与惯量并及时补充。
由图9所示，在风机进行虚拟转动惯量控制时，其引起的风机的功率跌落，可以通过储能系统来弥补，从而补充损耗的转子动能。由于储能的跟踪，其可以有效地减弱风机进行虚拟转动惯量控制后的宽频震荡问题，并且避免风机失稳，保证系统稳定性。
风储协调控制系统的一次调频
为了验证风储协调系统中储能对于风机频率支撑能力构建了风储联合系统仿真平台，风电场由66台1.5MW双馈风机组成，并配备总容量为5MW的液流电池储能，火电机组容量为200MW，火电机组调差系数为4％，风机惯性时间常数H为2s，风机虚拟惯性调差系数为3.5％，在系统稳定运行5s时，负荷突变，仿真如图10。
如仿真图10abcd所示：5s时负荷突增20MW，风机不参与调频时在最佳转速(MPPT)情况下运行，最大捕获功率为0.43(p.u.)，系统一次调频频差为 0.056Hz。风电机组单独参与系统一次调频时，初始运行转子转速为1610r/min，输出功率为0.407(p.u.)，预留功率5％，风电机组运行在非MPPT状态，释放了预留的全部转子动能参与调频，系统稳定后一次调频频率偏差稳定在0.053Hz，与风电机组不调频相比减小了9.61％。风储协调控制系统参与对系统的频率调整中，风机在初始状态运行在MPPT情况下，当负荷波动来临时使用虚拟转动惯量控制策略与储能相配合牺牲转速提升功率输出来进行频率调整，在15s时，为防止风机失稳，储能提升功率输出为风机补充转自动能提升风储系统稳定性，系统稳定后一次调频频率偏差为0.047Hz，与风电机组不调频相比减小了21.27％。
上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (5)

1.一种基于风储协调控制策略提升对电网频率支撑能力方法，其特征在于，该方法包括：
将储能系统直接与风场母线相连形成风储联合系统；
在接收到电网侧功率缺额信息后风储联合系统对风电场系统中各台风机的运行工况进行判断对风速进行预估；
当风电场系统出现功率缺额时，根据风电场中各台风机的运行工况，选择能够稳定运行且预估风速在正常范围内的风机，通过与储能系统相协调的虚拟转动惯量控制策略对风电场系统系统提供功率支撑，提升稳定性。
当预估风机即将失稳或已经失稳时，储能系统补充风机所缺失的转子动能。
2.按照权利要求1所述的方法，其特征在于，储能系统的逆变输出模块通过判定风电场中各台风机的运行工况判断风机的稳定性，对于即将失稳或已经失稳的风机进行惯量补充，当风场功率频率平衡时风机输出多余的风能对储能系统进行充电。
3.按照权利要求1所述的方法，其特征在于，所述虚拟转动惯量控制策略为：风机的当前输出功率Pmeas进入MPPT控制环路得出当前风速下运行参考角速度ωr,ref与当前运行状态下的角速度ωr,meas相减得到当前运行状态下的角速度与MPPT控制环路运行角速度的偏差值Δωr，通过PI控制器得出当前运行状态下的风机输出功率PMPPT与频率Δf，通过积分器、滤波器及K控制器得出的可调惯性功率ΔP相结合，输出当前的参考功率Pref进入变流器完成虚拟转动惯量控制。
4.按照权利要求1所述的方法，其特征在于，对风电场系统中各台风机的运行工况进行判断包括对风速进行预估，及时补充失稳风机角速度ω大于机组失稳临界角速度ωD且小于最大风能捕捉角速度ωN的风机转子动能。
5.按照权利要求1所述的方法，其特征在于，对风速进行预估通过机组转子转速进行判定，
当ωD≤ω＜ωN时，储能系统释放内部储存的能量以补充风电机组的转子动能，保证风电机组稳定运行，减少功率波动；
当ω＞ωN时，储能系统吸收风电机组额外的转子动能并进行储存，保证能量的合理利用，最大程度上减少弃风；
当ω＝ωN时，风电机组保持最大功率追踪且运行稳定，储能系统正常响应系统频率变化；
当ω＜ωD时，风电机组失稳脱网，其中，ω表示机组转子当前的角速度，ωN为最大风能捕捉角速度，ωD机组失稳临界角速度。
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