CN112217235A - 基于储能协调控制的电压源型全功率风电机组控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于储能协调控制的电压源型全功率风电机组控制方法，该方法对同步发电机惯性及调频调压特性进行模拟，使得全功率风电机组具有对弱电网电压和频率的支撑能力，该方法通过对直流母线电压动态调节得到网侧变流器自发角度实现与电网同步，避免了传统并网控制中锁相环实现电网同步在弱电网条件下带来的稳定性问题，同时直流侧外接储能装置为风电机组提供能量备用，解决了由于风力机转子动能有限，风电机组旋转备用不足的问题。本发明以期实现网侧变流器直流母线电压动态虚拟同步控制与储能装置的协调运行，从而提高风电机组在弱电网下的稳定性，提高一次调频、调压的能力。

Description

基于储能协调控制的电压源型全功率风电机组控制方法

技术领域

本发明涉及风力发电领域，具体提出一种基于储能协调控制的电压源型全功率风电机组控制方法。

背景技术

随着全球范围内能源危机和环境问题的日渐凸显，作为清洁能源的风力发电技术得到广泛关注和发展。随着风力发电需求的增高，大容量、高比例的风电系统不断并入电网，传统同步发电机装置比例逐渐降低，电力系统的旋转备用容量及转动惯量相对减小，而采用传统矢量控制的风电机组对外表现出电流源特性，在弱电网条件下大型风电机组接入电网时容易引发电压失稳、缺乏惯量等问题，这使得电网稳定性问题越发严峻。

同步发电机具有对电网天然友好的优势，若借鉴传统电力系统运行经验，使并网逆变器表现出类似同步发电机的运行特性，则可实现分布式电源的友好接入电网并提高电力系统稳定性。为此，国内外学者研究了基于虚拟同步技术的风电机组控制方法，相较于传统的电流源型控制方法，基于虚拟同步技术的风电机组控制方法模拟同步发电机的有功调频以及无功调压等特性，使得风电机组具有频率响应及电压支撑能力，对外表现为电压源特性，同时利用交流系统内部的同步机制，使得网侧变流器无需锁相环就能保持与电网的同步运行，避免了弱电网条件下锁相环性能恶化引起的系统不稳定。

在风力发电领域，文献“王瑞新,王毅,孙品.全功率驱动的异步风电机组的控制策略研究[J].电力科学与工程,2012,28(07):1-7.”对网侧变流器采用并网电压控制策略,根据并网电压的幅值来调节无功功率抑制电网电压的波动，其本质依然是电流源型控制，仍需要锁相环实现与电网的同步，在弱电网条件下存在稳定性问题。而目前已有的全功率风电机组电压源型控制方案都是基于英国利物浦大学钟庆昌教授于2015年提出的“基于VSG的电网友好型风电并网系统”(ZHONG Qingchang MA Zhenyu，MING Wenlong.Grid-friendly wind power systems based on the synchronverter technology[J].EnergyConversion and Management,2015(89):719-726.)，该方案由机侧变流器控制直流电压，网侧变流器控制功率实现虚拟同步控制从而使得风电机组的表现出电压源特性，但此方案未考虑储能装置，风机蕴藏的转子动能有限，风电机组不具备一次调频的能力。

综上所述，现有的全功率风电机组控制方案还存在如下问题：

1、传统并网控制中，锁相环在弱电网条件下动态性能恶化，给系统带来稳定性问题；

2、传统并网控制中，风电机组对外表现出电流源特性，不能为系统提供惯量和阻尼，风电机组不具备调频、调压的能力；

3、现有电压源型控制方案多以风机转子动能为能量备用，转子动能能量有限，风电机组不具备参与一次调频的能力。

发明内容

本发明是为了解决上述现有技术存在的不足之处，提出一种基于储能协调控制的电压源型全功率风电机组控制方法，以期能实现网侧变流器直流母线电压动态虚拟同步控制与储能装置的协调运行，从而提高风电机组在弱电网下的稳定性，以及一次调频、调压的能力。

本发明为达到上述发明目的，采用如下技术方案：

本发明一种基于储能协调的电压源型全功率风电机组控制方法，所述全功率风电机组是由风力机、异步发电机、机侧变流器、网侧变流器、滤波电感L_f、滤波电容C_f依次连接，其特点是，在连接机侧变流器和网侧变流器的直流正母线P和直流负母线N之间并有储能装置；

所述电压源型全功率风电机组控制方法是按如下步骤进行：

步骤1，采集滤波电容C_f的三相交流电压信号U_sa，U_sb，U_sc、采集滤波电感L_f上的流过的三相电流信号i_La，i_Lb，i_Lc、采集送入电网的三相电流信号i_sa，i_sb，i_sc、采集直流电容C的电压信号V_dc；

步骤2，利用式(1)得到角频率偏移量Δω：

式(1)中，K_d为微分补偿系数，J为虚拟惯量系数，ω₀为电网额定角频率，D为虚拟阻尼系数，s为拉普拉斯算子；

为直流电容C的电压指令；

步骤3，利用式(2)得到网侧变流器自发角频率ω^*：

ω^*＝ω₀+Δω (2)

步骤4，利用式(3)得到网侧变流器自发角度

步骤5，利用式(4)、式(5)和式(6)分别得到滤波电容C_f的电压dq轴分量U_sd，U_sq、滤波电感L_f的电流dq轴分量i_Ld，i_Lq、送入电网电流dq轴分量i_sd，i_sq：

步骤6，利用式(7)得到网侧变流器向电网输送的无功功率Q_e：

步骤7，利用式(8)得到交流电压外环幅值指令U_ref：

U_ref＝n(Q_ref-Q_e)+E₀ (8)

式(8)中，n为无功下垂系数；

步骤8，将所述滤波电容C_f的电压dq轴分量U_sd、U_sq分别与滤波电容C_f的容抗值ω₀C_f相乘，得到滤波电容电压dq轴分量的前馈解耦项ω₀C_fU_sq、ω₀C_fU_sd；

步骤9，利用式(9)得到交流电流内环q轴电流指令

式(9)中，K_pu、K_iu分别为交流电压外环比例-积分调节器比例系数、积分系数；

步骤10，利用式(10)得到交流电流内环d轴电流指令

步骤11，将所述滤波电感L_f的电流dq轴分量i_Ld、i_Lq分别与滤波电感L_f的感抗值ω₀L_f相乘，得到滤波电感L_f的电流dq轴分量的前馈解耦项ω₀L_fi_Lq、ω₀L_fi_Ld；

步骤12，利用式(11)得到交流电压调节信号q轴分量u_q：

步骤13，利用式(12)得到交流电压调节信号d轴分量u_d：

步骤14，利用式(13)得到电压调制信号αβ分量u_α、u_β：

步骤15，根据所述电压信号αβ分量u_α、u_β和所述直流电容C的压信号V_dc生成网侧变流器开关管的SVPWM控制信号S_abc，从而驱动网侧变流器开关管动作，以实现直流母线电压动态虚拟同步控制。

本发明所述的电压源型全功率风电机组控制方法的特点也在于，所述储能装置的工作模式包括：充电模式、放电模式；

所述工作模式的工作条件为：

若风力机可用最大功率过剩，则所述储能装置工作在充电模式，机侧过剩功率馈送至储能电池或者适当弃风；

若风力机最大可用功率不足，或电网频率偏离额定值，则所述储能装置工作在放电模式，风力机继续以最大功率方式运行，功率缺额由储能装置承担；

其余工况下储能装置不工作，储能装置使能信号禁止。

所述储能装置是按如下步骤与直流电容C之间能量的双向流动：

步骤a，采集储能装置中储能电池的电压信号U_ess、采集储能装置中DC/DC变换装置的滤波电感上流过的电流信号i；

步骤b，利用式(14)得到储能装置的功率偏差ΔP_f：

ΔP_f＝K_e×ΔV_dc (14)

式(14)中，K_e为功率系数，ΔV_dc为储能装置的电压偏差，并有：

步骤c，将所述功率偏差ΔP_f除以所述储能电池的电压信号U_ess，得到DC/DC变换装置的电流指令i^*；

步骤d，将所述电流指令i^*与所述DC/DC变换装置的滤波电感上流过的电流信号i作差后经过比例-积分调节器及PWM发生器后，得到DC/DC变换装置开关管的两个开关信号DC1、DC2，用于驱动DC/DC变换装置开关管工作。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：

1、本发明对全功率风电机组网侧变流器实施虚拟同步控制，并与储能装置相协调，网侧变流器虚拟同步控制模拟出同步机所具备的调频、调压特性，使得风电机组对外表现出电压源特性，更利于电网稳定性，储能装置为风电机组提供能量备用，提高了风电机组参与一次调频、调压的能力；

2、本发明在对全功率风电机组网侧变流器实施虚拟同步控制，利用直流母线电压动态调节得到网侧变流器自发角度实现与电网的自同步，避免了传统并网控制中利用锁相环与电网同步在弱电网条件下带来的稳定性问题；

3、本发明在直流侧外接储能装置为风电机组提供能量备用，解决了由于风力机转子动能有限，风电机组旋转备用不足的问题，储能装置利用直流电压偏差反馈参与一次调频，提高了风电机组参与一次调频、调压的能力。

附图说明

图1为本发明实施例中风电机组的拓扑图；

图2为本发明实施例中网侧变流器的控制图；

图3为本发明实施例中储能装置拓扑及控制图；

图4为本发明基于直流母线电压动态虚拟同步仿真直流电压波形图；

图5为本发明基于直流母线电压动态虚拟同步仿真相角波形图；

图6为本发明储能装置参与一次调频仿真波形图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。

本实施例中，一种基于储能协调的电压源型全功率风电机组控制方法，如图1所示，该全功率风电机组是由风力机、异步发电机、机侧变流器、网侧变流器、滤波电感L_f、滤波电容C_f依次连接，直流电容C及储能装置并联在连接机侧变流器和网侧变流器的直流正母线P和直流负母线N之间，滤波电容C_f另一端与电网相连，L_s为电网传输线路电感，模拟弱电网环境。

本发明控制方法通过直流母线电压动态实现网侧变流器虚拟同步控制，如图2所示，直流电压与直流电压参考值的平方差经微分补偿环节及一阶虚拟惯性环节后得到网侧变流器的自发角度，模拟同步发电机的转子惯量与系统调频特性，以提高系统频率稳定性；在电压控制上，由输送至电网的无功功率经无功-电压下垂计算表达式得交流电压幅值指令，模拟同步机的励磁特性，以控制电压稳定输出，交流电压外环和交流电流内环的级联结构实现对滤波电感上电流的控制。具体的说，该电压源型全功率风电机组控制方法是按如下步骤进行：

步骤1，采集滤波电容C_f的三相交流电压信号U_sa，U_sb，U_sc、采集滤波电感L_f上的流过的三相电流信号i_La，i_Lb，i_Lc、采集送入电网的三相电流信号i_sa，i_sb，i_sc、采集直流电容C的电压信号V_dc；

步骤2，利用式(1)将直流电容C电压的平方

与直流电容C电压指令的平方

作差，经微分补偿环节以及一阶虚拟惯性环节得到角频率偏移量Δω，一阶虚拟惯性环节用于模拟同步机的惯性和阻尼，使得风电机组具有调频特性：

式(1)中，K_d为微分补偿系数，J为虚拟惯量系数，ω₀为电网额定角频率，D为虚拟阻尼系数，s为拉普拉斯算子；

为直流电容C的电压指令；

本实施例中，K_d＝0.143,J＝163.77,D＝4410000,ω₀＝100pi,

步骤3，利用式(2)将角频率偏移量Δω与电网额定角频率ω₀叠加后得到网侧变流器自发角频率ω^*：

ω^*＝ω₀+Δω (2)

步骤4，利用式(3)将网侧变流器自发角频率ω^*经积分环节得到网侧变流器自发角度

实现网侧变流器与电网的自同步：

步骤5，利用式(4)、式(5)和式(6)对滤波电容C_f三相交流电压信号U_sa，U_sb，U_sc、滤波电感L_f上流过的三相电流信号i_La，i_Lb，i_Lc、送入电网的三相电流信号i_sa，i_sb，i_sc分别进行三相abc静止坐标系到两相dq旋转坐标系的坐标变换，分别得到滤波电容C_f的电压dq轴分量U_sd，U_sq、滤波电感L_f的电流dq轴分量i_Ld，i_Lq、送入电网电流dq轴分量i_sd，i_sq：

步骤6，利用式(7)的无功计算方程得到网侧变流器向电网输送的无功功率Q_e：

步骤7，根据全功率风电机组无功指令Q_ref、由实际电网电压确定的交流电压初值E₀、以及无功功率Q_e，并经过无功-电压下垂计算表达式，利用式(8)得到交流电压外环幅值指令U_ref，该步骤模拟同步机的下垂特性，使得风电机组具有调压特性：

U_ref＝n(Q_ref-Q_e)+E₀ (8)

式(8)中，n为无功下垂系数；

本实施例中，n＝0.0002，Q_ref＝0，E₀＝563V。

步骤8，将滤波电容C_f的电压dq轴分量U_sd、U_sq分别与滤波电容C_f的容抗值ω₀C_f相乘，得到滤波电容电压dq轴分量的前馈解耦项ω₀C_fU_sq、ω₀C_fU_sd；

本实施例中，C_f＝111.4μF。

步骤9，利用式(9)将交流电压外环幅值指令U_ref与滤波电容C_f电压q轴分量U_sq作差，经交流电压外环比例-积分调节器输出后，与滤波电容C_f电压q轴分量的前馈解耦项ωC_fU_sd叠加作为交流电流内环q轴电流指令

式(9)中，K_pu、K_iu分别为交流电压外环比例-积分调节器比例系数、积分系数；

本实施例中，K_pu＝15,K_iu＝200。

步骤10，利用式(10)将数值0与滤波电容C_f电压d轴分量U_sd作差，经交流电压外环比例-积分调节器输出后，与滤波电容C_f电压d轴分量的前馈解耦项ωC_fU_sq作差，作为交流电流内环d轴电流指令

步骤11，将滤波电感L_f的电流dq轴分量i_Ld、i_Lq分别与滤波电感L_f的感抗值ω₀L_f相乘，得到滤波电感L_f的电流dq轴分量的前馈解耦项ω₀L_fi_Lq、ω₀L_fi_Ld；

本实施例中，L_f＝75μF。

步骤12，利用式(11)将交流电流内环q轴电流指令

与滤波电感L_f电流q轴分量i_Lq作差，经交流电流内环比例-积分调节器输出后与滤波电容C_f电压q轴分量U_sq(作为交流电压调节信号q轴分量的前馈量)、以及滤波电感L_f电流q轴分量的前馈解耦项ω₀L_fi_Ld叠加得到交流电压调节信号q轴分量u_q：

式(11)中，K_pi、K_ii分别为交流电流内环比例-积分调节器比例系数、积分系数；

在本实例中，K_pi＝400,K_ii＝4000。

步骤13，利用式(12)将交流电流内环d轴电流指令

与滤波电感L_f电流d轴分量i_Ld作差，经交流电流内环比例-积分调节器输出后与滤波电容C_f电压d轴分量U_sd(作为交流电压调节信号d轴分量的前馈量)叠加，并滤波电感L_f电流d轴分量的前馈解耦项ω₀L_fi_Lq相减得到交流电压调节信号d轴分量u_d：

步骤14，根据网侧变流器自发角度

利用式(13)将交流电压调节信号dq轴分量u_d、u_q经两相dq旋转坐标系到两相αβ静止坐标系的坐标变换，得到电压调制信号αβ分量u_α、u_β：

步骤15，根据电压信号αβ分量u_α、u_β和直流电容C的压信号V_dc生成网侧变流器开关管的SVPWM控制信号S_abc，从而驱动网侧变流器开关管动作，以实现直流母线电压动态虚拟同步控制。

具体实施中，储能装置包括储能电池、DC/DC变换装置，并由DC/DC变换装置实现储能电池与直流电容之间能量的双向流动，储能装置的工作模式包括：充电模式、放电模式；

该工作模式的工作条件为：

若风力机可用最大功率过剩，则储能装置工作在充电模式，机侧过剩功率馈送至储能电池或者适当弃风；

若风力机最大可用功率不足，或电网频率偏离额定值，则储能装置工作在放电模式，风力机继续以最大功率方式运行，功率缺额由储能装置承担；

其余工况下储能装置不工作，储能装置使能信号禁止。

本实施例中，储能装置是按如下步骤与直流电容C之间能量的双向流动：

步骤16，采集储能装置中储能电池的电压信号U_ess、采集储能装置中DC/DC变换装置的滤波电感上流过的电流信号i；

步骤17，利用式(14)得到储能装置的功率偏差ΔP_f：

ΔP_f＝K_e×ΔV_dc (14)

式(14)中，K_e为功率系数，ΔV_dc为储能装置的电压偏差，并有：

本实例中K_e＝15000。

步骤18，将功率偏差ΔP_f除以储能电池的电压信号U_ess，得到DC/DC变换装置的电流指令i^*；

步骤19，如图3所示，将电流指令i^*与DC/DC变换装置的滤波电感上流过的电流信号i作差后经过比例-积分调节器及PWM发生器后，得到DC/DC变换装置开关管的两个开关信号DC1、DC2，用于驱动DC/DC变换装置开关管工作。

本实例中，DC/DC变换装置比例-积分调节器比例系数取1，积分系数取10。

为了验证本发明的有效性，对本发明进行了仿真验证。仿真参数：风电机组的额定功率P_N＝4.5Mw，额定电压U_N＝690V，定子电阻R_s＝0.67mΩ，定子电感L_s＝0.050mH，转子电阻R_r＝0.63mΩ，转子电感L_r＝0.037mH，极对数p_n＝2，变流器开关频率f_s＝4kHz。

在传输线路含有电感，交流电网为弱电网条件下进行仿真。图4为本发明提出的电压源型控制方法在电网频率变化后直流电压仿真波形图，图5为本发明提出的电压源型控制方法在电网频率变化前后电网实际相角和网侧变流器的自发角度的仿真波形图，图6为本发明提出的电压源型控制方法机侧有功功率、并网点处有功功率仿真波形图。

在进行仿真时，2s处电网频率发生跌落。从图4中可以看出，直流电压随着电网跌落发生相应的偏移使得网侧变流器实现与电网自同步；从图5可以看出，直流母线电压动态虚拟同步控制所产生网侧变流器角度与实际电网相角相位一致，说明了本方法利用直流母线电压动态实现电网自同步的有效性；从图6中可以看出，直流电压偏离额定值后，在机侧有功功率恒定的条件下，储能装置工作在放电模式主动参与一次调频，网侧有功功率实现增发，风电机组起到了频率支撑的作用。

综上所述，基于储能协调控制的电压源型全功率风电机组控制方法可以利用直流电压动态实现网侧变流器与电网的自同步，避免了传统并网控制中锁相环在弱电网条件下带来的稳定性问题，同时网侧变流器模拟出同步机所具备的调频、调压特性，使得风电机组对外表现出电压源特性，更利于电网稳定性，储能装置为风电机组提供了能量备用，提高了风电机组参与一次调频、调压的能力。

Claims (3)

1.一种基于储能协调的电压源型全功率风电机组控制方法，所述全功率风电机组是由风力机、异步发电机、机侧变流器、网侧变流器、滤波电感L_f、滤波电容C_f依次连接，其特征是，在连接机侧变流器和网侧变流器的直流正母线P和直流负母线N之间并有储能装置；

所述电压源型全功率风电机组控制方法是按如下步骤进行：

步骤1，采集滤波电容C_f的三相交流电压信号U_sa，U_sb，U_sc、采集滤波电感L_f上的流过的三相电流信号i_La，i_Lb，i_Lc、采集送入电网的三相电流信号i_sa，i_sb，i_sc、采集直流电容C的电压信号V_dc；

步骤2，利用式(1)得到角频率偏移量Δω：

式(1)中，K_d为微分补偿系数，J为虚拟惯量系数，ω₀为电网额定角频率，D为虚拟阻尼系数，s为拉普拉斯算子；

为直流电容C的电压指令；

步骤3，利用式(2)得到网侧变流器自发角频率ω^*：

ω^*＝ω₀+Δω (2)

步骤4，利用式(3)得到网侧变流器自发角度

步骤5，利用式(4)、式(5)和式(6)分别得到滤波电容C_f的电压dq轴分量U_sd，U_sq、滤波电感L_f的电流dq轴分量i_Ld，i_Lq、送入电网电流dq轴分量i_sd，i_sq：

步骤6，利用式(7)得到网侧变流器向电网输送的无功功率Q_e：

步骤7，利用式(8)得到交流电压外环幅值指令U_ref：

U_ref＝n(Q_ref-Q_e)+E₀ (8)

式(8)中，n为无功下垂系数；

步骤8，将所述滤波电容C_f的电压dq轴分量U_sd、U_sq分别与滤波电容C_f的容抗值ω₀C_f相乘，得到滤波电容电压dq轴分量的前馈解耦项ω₀C_fU_sq、ω₀C_fU_sd；

步骤9，利用式(9)得到交流电流内环q轴电流指令

式(9)中，K_pu、K_iu分别为交流电压外环比例-积分调节器比例系数、积分系数；

步骤10，利用式(10)得到交流电流内环d轴电流指令

步骤11，将所述滤波电感L_f的电流dq轴分量i_Ld、i_Lq分别与滤波电感L_f的感抗值ω₀L_f相乘，得到滤波电感L_f的电流dq轴分量的前馈解耦项ω₀L_fi_Lq、ω₀L_fi_Ld；

步骤12，利用式(11)得到交流电压调节信号q轴分量u_q：

步骤13，利用式(12)得到交流电压调节信号d轴分量u_d：

步骤14，利用式(13)得到电压调制信号αβ分量u_α、u_β：

步骤15，根据所述电压信号αβ分量u_α、u_β和所述直流电容C的压信号V_dc生成网侧变流器开关管的SVPWM控制信号S_abc，从而驱动网侧变流器开关管动作，以实现直流母线电压动态虚拟同步控制。

2.根据权利要求1所述的电压源型全功率风电机组控制方法，其特征是，所述储能装置的工作模式包括：充电模式、放电模式；

所述工作模式的工作条件为：

若风力机可用最大功率过剩，则所述储能装置工作在充电模式，机侧过剩功率馈送至储能电池或者适当弃风；

若风力机最大可用功率不足，或电网频率偏离额定值，则所述储能装置工作在放电模式，风力机继续以最大功率方式运行，功率缺额由储能装置承担；

其余工况下储能装置不工作，储能装置使能信号禁止。

3.根据权利要求2所述的电压源型全功率风电机组控制方法，其特征是，所述储能装置是按如下步骤与直流电容C之间能量的双向流动：

步骤a，采集储能装置中储能电池的电压信号U_ess、采集储能装置中DC/DC变换装置的滤波电感上流过的电流信号i；

步骤b，利用式(14)得到储能装置的功率偏差ΔP_f：

ΔP_f＝K_e×ΔV_dc (14)

式(14)中，K_e为功率系数，ΔV_dc为储能装置的电压偏差，并有：

步骤c，将所述功率偏差ΔP_f除以所述储能电池的电压信号U_ess，得到DC/DC变换装置的电流指令i^*；

步骤d，将所述电流指令i^*与所述DC/DC变换装置的滤波电感上流过的电流信号i作差后经过比例-积分调节器及PWM发生器后，得到DC/DC变换装置开关管的两个开关信号DC1、DC2，用于驱动DC/DC变换装置开关管工作。

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