CN114567002A - 储能双馈风力发电机组与同步发电机协同调频控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种储能双馈风力发电机组与同步发电机协同调频控制方法，包括以下步骤：在双馈风力发电机组直流母线上并联配置混合储能装置，所述混合储能装置包括蓄电池和超级电容器，蓄电池作为超级电容器的备用储能，通过蓄电池和超级电容器协调控制参与电网一次调频。为使风电机组具备一次调频能力，本发明通过双馈风电机组直流母线上并联配置混合储能装置，蓄电池作为超级电容器的备用储能，提出计及超级电容器荷电状态SOC自适应动态调整虚拟惯性和虚拟下垂系数，有效避免混合储能装置过充放问题的同时，提高了风电机组一次调频能力。

Description

储能双馈风力发电机组与同步发电机协同调频控制方法

技术领域

本发明涉及风力发电技术领域，更具体涉及一种储能双馈风力发电机组与同步发电机协同调频控制方法。

背景技术

双馈感应风力发电机组(DFIG)装机容量约占90％的市场份额，是当今的主流机型。随着风电大规模接入电网，风电功率秒级波动将使电力系统面临严峻的频率稳定问题，并且DFIG机组采用最大功率跟踪运行方式，机组的转速与电网频率无关，即机组的出力不响应电网频率的波动。

为了提高风力发电系统的惯量支撑和频率响应能力，有研究在MPPT的基础上附加虚拟惯性控制和下垂控制，有效增加系统等效惯量和阻尼，但下垂控制依然无法实现风电机组捕获机械功率的作用，可能引起频率二次跌落现象。另外有提出超速减载运行控制的方法，使得风电机组预先留有功率裕度来参与电网调频。或者提出通过桨距角控制来预留备用容量，通过桨距角调节改变机组出力，参与系统调频，但桨距角调整速度较慢，其机械部件的频繁动作增加了维修风险和维护成本，为使得变桨控制系统安全、可靠及延长寿命，一般桨距角固定、不调。还有在上述两种常规方法的基础上提出超速与变桨结合的协调控制方案，虽然在一定程度上改善风电机组整体性能和一次调频特性，但以上方法均未考虑到DFIG自身发电效益，降低风能利用率，故如何配置风电机组的调节机制来缓解发电效益和系统稳定性之间的关系是目前亟待解决的问题。

已知目前的研究均是从风电机组内部控制或者风电场的角度研究风电参与系统频率调整问题，但风电参与系统调频是一个与传统同步发电机相互配合的复杂过程，合理协调双馈风电机组与同步发电机间的调频出力鲜有研究。

储能作为一种可调度资源，是解决风电波动性和随机性对系统的影响的一种途径。目前，有关风电场的储能技术研究主要集中在如何采用单一类型的储能装置进行风电场一次调频控制，而针对混合储能的研究较少。

发明内容

本发明需要解决的技术问题是提供一种储能双馈风力发电机组与同步发电机协同调频控制方法，以解决背景技术中的问题，为使风电机组具备一次调频能力，本发明通过双馈风电机组直流母线上并联配置混合储能装置(蓄电池和超级电容器)，蓄电池作为超级电容器的备用储能，提出计及超级电容器荷电状态SOC自适应动态调整虚拟惯性和虚拟下垂系数，有效避免混合储能装置过充放问题的同时，提高风电机组一次调频能力。

为解决上述技术问题，本发明所采取的技术方案如下。

储能双馈风力发电机组与同步发电机协同调频控制方法，包括以下步骤：结合双馈风电机组网侧变流器的控制特性，在双馈风力发电机组直流母线上并联配置混合储能装置，所述混合储能装置包括蓄电池和超级电容器，蓄电池作为超级电容器的备用储能，通过蓄电池和超级电容器协调控制参与电网一次调频。

进一步优化技术方案，所述超级电容器和蓄电池经过双向DC/DC变换器与双馈风电机组的直流侧母线电容相连接。

进一步优化技术方案，所述蓄电池根据超级电容的储能率k进行通断控制，k定义为当前存储能量Esc与最大存储能量Escmax的比值，即k＝Esc/Escmax×100％。

进一步优化技术方案，计及超级电容器荷电状态SOC自适应动态调整虚拟惯性和虚拟下垂系数。

进一步优化技术方案，计及SOC反馈的超级电容器虚拟惯性系数K_H(Q_SOC)和虚拟下垂控制系数K_scss(Q_SOC)分别为：

其中，K_c、K_d分别为超级电容器下垂控制过程中的充放电系数，α为虚拟惯性系数与虚拟下垂系数之间的比例系数。

进一步优化技术方案，根据同步发电机组与双馈风电机组并列运行调频特性图，由同步发电机一次调频工作原理，推导出协调DFIG与同步机组调频出力程度的影响因素。

进一步优化技术方案，兼顾风电机组和火电机组的调频经济性，对系统调频区域进行划分，根据冲击负荷整定同步发电机的调差系数，提出双馈风力发电机组与同步发电机组协调控制的一次调频控制策略。

进一步优化技术方案，双馈风力发电机组与同步发电机组协调控制的一次调频控制策略包括以下方法：

S1、系统处于处于同步发电机调速器动作死区时，电网频率偏差过小并处于同步发电机调速器动作死区内，同步发电机不调频；

S2、系统处于频率正常调控区域时，可频繁进行充放电，考虑整个发电系统的经济性，充分利用储能装置参与系统调频，风电机组应进行大部分的调频工作，根据同步发电机组的调差系数取值范围来确定同步发电机的调差系数；

S3、系统处于紧急调控区域时，系统的首要任务是将频率调制至正常工作范围，此时同步发电机的调差系数的取值是由具体的冲击负荷值来决定；设系统有冲击负荷ΔP_L，则在系统重新达到平衡时有ΔP_G+ΔP_W＝ΔP_L，处于系统内的风机和同步机均尽力进行一次调频工作，则ΔP_W认定为DFIG目前的储能容量P_scss；由此同步发电机的调差系数可得到整定：

式中，Δf₀为系统频率变化量，f_N为系统额定频率，P_N为同步发电机额定功率，n为同步发电机个数。

由于采用了以上技术方案，本发明所取得技术进步如下。

为使风电机组具备一次调频能力，本发明通过双馈风电机组直流母线上并联配置混合储能装置(蓄电池和超级电容器)，蓄电池作为超级电容器的备用储能，提出计及超级电容器荷电状态SOC自适应动态调整虚拟惯性和虚拟下垂系数，有效避免混合储能装置过充放问题的同时，提高了风电机组一次调频能力。

本发明兼顾风电机组和火电机组的调频经济性，根据冲击负荷整定同步发电机组的调差系数，提出了双馈风电机组与同步发电机组协同一次调频控制策略，有效减轻了同步发电机组的调频压力，提高了风电机组一次调频能力。

附图说明

图1为本发明双馈风电机组混合储能配置图；

图2为本发明超级电容器单位调节功率与SOC关系图；

图3为本发明同步发电机组与双馈风电机组并列运行调频特性图；

图4为本发明双馈风电机组与同步发电机组协同一次调频过程示意图。

具体实施方式

下面将结合附图和具体实施例对本发明进行进一步详细说明。

储能双馈风力发电机组与同步发电机协同调频控制方法，结合图1至图4所示，包括以下步骤：结合双馈风电机组网侧变流器的控制特性，在双馈风力发电机组直流母线上并联配置混合储能装置，混合储能装置包括蓄电池和超级电容器，蓄电池作为超级电容器的备用储能，通过蓄电池和超级电容器协调控制参与电网一次调频。系统所需惯量支撑与一次调频功能可由该储能装置实现，使得风电机组具备一次调频能力。

研究表明，超级电容器和蓄电池是两种发展相对成熟的储能方式。超级电容器功率密度高，能量密度低，使用寿命长，充放电时间为数毫秒到数十秒，蓄电池则相反。由于自身的劣势并不能充分发挥其应用的优势作用，因此，本发明根据当前的研究提出采用混合储能替代单一储能的方法。

图1为双馈风电机组储能配置图，超级电容器和蓄电池经过双向DC/DC变换器与双馈风电机组的直流侧母线电容相连接。本发明结合双馈风电机组网侧变流器的控制特性，即网侧变流器的作用为维持直流母线电容电压的稳定，故超级电容和蓄电池储能装置的充放电功率通过双馈风电机组网侧变流器直接流向负荷侧。

蓄电池作为超级电容器的备用储能，根据超级电容器的储能率k进行通断控制，k定义为当前存储能量E_sc与最大存储能量E_scmax的比值，即k＝E_sc/E_scmax×100％。

超级电容器处于充电状态时，若k≥90％接通蓄电池，给蓄电池充电，此时K₁＝K₂＝1。返回时，k≤85％，断开蓄电池，蓄电池退出运行，此时K₁＝0，K₂＝1。超级电容处于放电状态时，若k≤10％接通蓄电池，蓄电池给超级电容器充电，同时提供风机所需功率，此时K₁＝K₂＝0。返回时，当k≥15％，断开蓄电池，蓄电池退出运行，此时K₁＝1，K₂＝0。

为避免超级电容器一直采用最大下垂系数充放电致使其荷电状态SOC越限情况的发生，提出计及超级电容器SOC自适应动态调整虚拟惯性和虚拟下垂系数，可有效避免储能装置过充放问题的同时还能减少SOC越限时对电网造成的不利影响。

图2为超级电容器单位调节功率与SOC关系图，本发明将超级电容器SOC划分为5个区间，设定最小值(Qsoc_min)为0.1，较低值(Qsoc_low)为0.45，较高值(Qsoc_high)为0.55和最大值(Qsoc_max)为0.9。值得注意的是以上取值并不是唯一的，取决于不同超级电容器型号的自身SOC特性，为了定量分析超级电容器SOC越线下的极限工况，本发明将SOC的最小值设置为0.1。

并且考虑到主要储能装置(超级电容器)的荷电状态变化适时调整下垂控制系数，计及SOC反馈的超级电容器虚拟惯性系数K_H(Q_SOC)和虚拟下垂控制系数K_scss(Q_SOC)分别为：

其中，K_c、K_d分别为超级电容器下垂控制过程中的充放电系数，α为虚拟惯性系数与虚拟下垂系数之间的比例系数。

故为防止SOC越线所带来的问题，采用线性分段函数来设置充放电曲线，既可以实现平滑出力，还能避免复杂函数所带来的控制难题，更利于工程的实际应用：

根据同步发电机组与双馈风电机组并列运行调频特性图，由同步发电机一次调频工作原理，推导出协调DFIG与同步机组调频出力程度的影响因素。

图3为同步发电机组与双馈风电机组并列运行调频特性图，由同步发电机一次调频工作原理，可知双馈风电机组的调差系数Rw为：

式中，ΔP_W为双馈风电机组一次调频出力的输出功率。同步发电机与单台DFIG机组并列运行时，其一次调频特性与有功功率分配关系如图所示，DFIG风电机组的一次调频特性如CE所示，同步机的一次调频特性如ABD所示，假设系统总负荷为P_Load，系统额定频率为f_N，此时DFIG风电机组所承担的负荷为P_W1，同步发电机组所承担的负荷为P_G1，故可得到下式：P_G1+P_W1＝P_load，当系统负荷增加至P_Load’后，系统频率稳定在f_L，此时DFIG增发功率ΔP_W，同步发电机组增发功率ΔP_G，故可得到下式：

式中，ΔP_G ^*和ΔP_W ^*分别为同步机和DFIG风电机组出力标幺值；R_G*和R_W ^*分别为同步机和DFIG组调差系数标幺值。由上式可知，发电机组所承担的负荷增量与调差系数成反比，并且可通过调节R_W ^*和R_G ^*的比例来协调DFIG与同步机组调频出力程度。

兼顾风电机组和火电机组的调频经济性，对系统调频区域进行划分，根据冲击负荷整定同步发电机的调差系数，提出双馈风力发电机组与同步发电机组协调控制的一次调频控制策略，有效减轻同步发电机组的调频压力的同时，提高了风电机组一次调频能力。

图4为双馈风电机组与同步发电机组协同一次调频过程示意图。对于具备新能源机组的多类型发电机组电力系统，系统频率若发生变化则需要具备调频能力的各发电机组共同参与承担。因此，在系统频率发生变化时，DFIG机组将为常规发电机组承担部分调频功率。故为考虑调频经济性并满足实际电网调频需求，在对系统调频区域进行划分时，需要对其系统频率偏差量进行仔细考虑斟酌。国家标准GB15945—1995指出相关定量：“电力系统频率控制在(50±0.2)Hz范围的时间应该达到98％以上”。根据国家标准的规定，应取频率偏差指标Δf＝0.2Hz作为调频区域划分的参考值，即当系统的频率偏差小于0.2Hz时，工作在正常调控区域；当系统的频率偏差大于0.2Hz时，工作在紧急调控区域。

本发明同步发电机组协调控制，有效减轻同步发电机组的调频压力，为风力发电机组的二次调频控制提供了研究基础。可结合不同调控区域得到DFIG和同步机协同一次调频策略：

S1、DFIG与同步发电机调速器动作死区(|Δf|≤0.03Hz)：

当系统频率偏差|Δf|≤0.03Hz时，此时电网频率偏差过小并处于同步发电机调速器动作死区内，同步发电机不调频。且据风机VSG技术标准《风电机组虚拟同步机技术要求和试验方法》，将调频死区设定为|Δf|≤0.03Hz，此时可近似判定为系统无扰动，风电机组也不参与惯性调节和一次频率调节。

S2、系统频率正常调控区域(0.03Hz≤|Δf|≤0.2Hz)：

当系统频率偏差在0.03Hz≤|Δf|≤0.2Hz，系统处于频率正常调控区域。在此情况下由于超级电容器寿命长，可频繁进行充放电，考虑整个发电系统的经济性，充分利用储能装置参与系统调频，风电机组应进行大部分的调频工作，此时同步发电机组的调差系数取值在0.03～0.05，故同步发电机的调差系数选为R_G*＝0.05。

S3、系统处于紧急调控区域(|Δf|＞0.2Hz)：

若此时系统频率偏差|Δf|＞0.2Hz，系统的首要任务是将频率调制至正常工作范围。此时同步发电机的调差系数的取值是由具体的冲击负荷值来决定。设系统有冲击负荷ΔP_L，则在系统重新达到平衡时有ΔP_G+ΔP_W＝ΔP_L。此时由于系统频率偏差|Δf|＞0.2Hz，处于系统内的风机和同步机均尽力进行一次调频工作，则ΔP_W可认定为DFIG目前的储能容量P_scss。由此同步发电机的调差系数可得到整定：

式中，Δf₀为系统频率变化量，f_N为系统额定频率，P_N为同步发电机额定功率；n为同步发电机个数。在计算过程中如果整定值小于0.03时，则R_G*＝0.03；若整定值大于0.05，则R_G*＝0.05。在调差系数经过整定后，由冲击负荷的大小进一步确定同步发电机一次调频出力的深度。

Claims (8)

1.储能双馈风力发电机组与同步发电机协同调频控制方法，其特征在于，包括以下步骤：结合双馈风电机组网侧变流器的控制特性，在双馈风力发电机组直流母线上并联配置混合储能装置，所述混合储能装置包括蓄电池和超级电容器，蓄电池作为超级电容器的备用储能，通过蓄电池和超级电容器协调控制参与电网一次调频。

2.根据权利要求1所述的储能双馈风力发电机组与同步发电机协同调频控制方法，其特征在于，所述超级电容器和蓄电池经过双向DC/DC变换器与双馈风电机组的直流侧母线电容相连接。

3.根据权利要求1所述的储能双馈风力发电机组与同步发电机协同调频控制方法，其特征在于，所述蓄电池根据超级电容的储能率k进行通断控制，k定义为当前存储能量Esc与最大存储能量Escmax的比值，即k＝Esc/Escmax×100％。

4.根据权利要求1所述的储能双馈风力发电机组与同步发电机协同调频控制方法，其特征在于，计及超级电容器荷电状态SOC自适应动态调整虚拟惯性和虚拟下垂系数。

5.根据权利要求4所述的储能双馈风力发电机组与同步发电机协同调频控制方法，其特征在于，计及SOC反馈的超级电容器虚拟惯性系数K_H(Q_SOC)和虚拟下垂控制系数K_scss(Q_SOC)分别为：

其中，K_c、K_d分别为超级电容器下垂控制过程中的充放电系数，α为虚拟惯性系数与虚拟下垂系数之间的比例系数。

6.根据权利要求1所述的储能双馈风力发电机组与同步发电机协同调频控制方法，其特征在于，根据同步发电机组与双馈风电机组并列运行调频特性图，由同步发电机一次调频工作原理，推导出协调DFIG与同步机组调频出力程度的影响因素。

7.根据权利要求1所述的储能双馈风力发电机组与同步发电机协同调频控制方法，其特征在于，兼顾风电机组和火电机组的调频经济性，对系统调频区域进行划分，根据冲击负荷整定同步发电机的调差系数，提出双馈风力发电机组与同步发电机组协调控制的一次调频控制策略。

8.根据权利要求7所述的储能双馈风力发电机组与同步发电机协同调频控制方法，其特征在于，双馈风力发电机组与同步发电机组协调控制的一次调频控制策略包括以下方法：

S1、系统处于处于同步发电机调速器动作死区时，电网频率偏差过小并处于同步发电机调速器动作死区内，同步发电机不调频；

S2、系统处于频率正常调控区域时，可频繁进行充放电，考虑整个发电系统的经济性，充分利用储能装置参与系统调频，风电机组应进行大部分的调频工作，根据同步发电机组的调差系数取值范围来确定同步发电机的调差系数；

S3、系统处于紧急调控区域时，系统的首要任务是将频率调制至正常工作范围，此时同步发电机的调差系数的取值是由具体的冲击负荷值来决定；设系统有冲击负荷ΔP_L，则在系统重新达到平衡时有ΔP_G+ΔP_W＝ΔP_L，处于系统内的风机和同步机均尽力进行一次调频工作，则ΔP_W认定为DFIG目前的储能容量P_scss；由此同步发电机的调差系数可得到整定：

式中，Δf₀为系统频率变化量，f_N为系统额定频率，P_N为同步发电机额定功率，n为同步发电机个数。

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