并網型風儲聯合發電站有功出力控制與仿真

魏 遠，張歡暢，周 爽，孟勇強，黃正勇，孫旭東

（1.中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司，陜西 西安 710075；|2.重慶大學輸配電裝備及系統安全與新技術國家重點實驗室，重慶 400044）

風電具有隨機性、波動性和間歇性的特點，交流并網型風電場的出力特性、源網協調性與常規火電機組相比有很大差別，風電給電網的安全穩定運行帶來了諸多挑戰。在風電場配置動態響應特性好、充放電運行靈活的電池儲能可以更好地促進風電的開發和利用[1-2]。

風儲聯合發電系統的建模方法、控制策略、動態運行特性是新能源領域研究的重點與難點[3-5]。文獻[6]提出了一種風光儲聯合發電系統仿真實用等值方法，采用單機倍乘原則對大規模新能源場站進行等效，提供了一種簡化風儲并網仿真分析的解決方案。文獻[7]設計了一種風光儲聯合發電系統的場站級控制模式，實現了風、光、儲獨立控制和互補控制的無縫切換。文獻[8]通過搭建風儲聯合發電系統的數學模型，驗證了儲能對于平滑風電出力的運行效果。

從工程建設角度來看：一方面，當前電池儲能工程投資仍然較高，運行壽命有限，配套電池儲能將增加風電場整體投資；另一方面，風電場配套電池儲能可降低風電波動率，提高發電量[9-10]，且隨著新能源滲透比例提升，電網對風電場出力考核要求逐漸增高。因此，在風電工程規劃與設計階段，考慮經濟性與技術性，需要充分評估風儲容量配置及其運行效果。

本文通過建立永磁直驅式風機與電池儲能的電磁仿真模型，搭建了交流并網型風儲聯合發電站工程化電磁仿真模型，研究在平滑風電功率波動與跟蹤調度計劃出力2 個運行目標下的風儲聯合發電站的仿真控制策略，提出了一種適用于工程規劃與設計階段的風儲聯合發電站動態運行仿真方法，該方法可以根據風電工程的自然資源條件，快速評估風儲容量配置及其運行效果。

1 風力發電機及其控制系統模型

1.1 風力發電機

變速恒頻式風機是當前應用最廣泛的風機類型，可分為雙饋感應式風機（doubly fed induction generator，DFIG）與永磁直驅式風機（permanent magnet synchronous generator，PMSG）。相比于雙饋感應式風機，永磁直驅式風機在結構上省去了齒輪箱、碳刷及滑環等部件，提高了風機運行可靠性。此外，永磁直驅式風機通過背靠背變流器與電網連接，提高了機組在故障穿越及無功控制方面的能力[11-12]。本文以永磁直驅式風機作為基本風機仿真單元，其工作原理及控制如圖1 所示。

風機單元由風力機模塊、永磁同步機模塊、機側變流器、網側變流器、濾波器與升壓變壓器組成。風力機實現風能-機械能轉換，并控制風機轉速實現最大風功率跟蹤（MPPT）控制；永磁同步機實現機械能-電能轉換；全功率背靠背變流器則實現AC-DCAC 變換并控制整個風力發電機組的有功無功出力。

1.2 風力發電機控制系統

風力發電單元的控制系統主要分為風力機控制與變流器控制。根據風機工作原理，風力機捕獲的風能Pm與風速Vw、發電機轉速ω及槳距角β有密切關系，如式(1)—式(3)所示。

式中：ρ為空氣密度，R為風力機葉片半徑，Cp為風能利用系數，λ為風力機葉尖速比。

風力機最大功率跟蹤控制（MPPT）邏輯為：在輸入風速Vw條件下，根據風力機最大出力曲線PMPPT計算并控制發電機轉速ω，以實現風力機追蹤最大機械出力點。

風力機的定有功出力控制邏輯為：在輸入風速Vw條件下，通過聯合調節發電機轉速ω與槳距角β實現風力機機械出力保持恒定。

機側變流器（rotor side converter，RSC）與網側變流器（grid side converter，GSC）均采用基于直軸交軸解耦的雙環控制策略。RSC 控制風機有功出力，同時維持永磁同步機出口交流電壓穩定；GSC控制風機無功出力，同時維持直流母線電壓穩定。

RSC 的控制框圖如圖2 所示，以風力機MPPT模塊給定的最大出力PMPPT或電網給定的有功功率Pref為跟蹤目標，采用比例積分控制（即PI 控制）；交流電壓控制以維持風力機出口交流電壓Ur恒定為目標，采用PI 控制。

GSC 控制框圖如圖3 所示。正常運行時無功出力控制目標為Qref=0。當電網發生故障時，可根據無功-電壓下垂特性給定無功出力值，以實現風機對并網點的電壓支撐。直流側電壓Udc控制以維持直流母線電壓恒定為目標。GSC 的控制過程與RSC 相似。

2 電池儲能及其控制系統模型

2.1 電池儲能單元

電池儲能單元一般由電池組、DC-DC 變換器（可省去）、儲能變流器（power conversion system，PCS）、濾波器與升壓變壓器組成，其原理如圖4 所示。

采用兩級拓撲結構時，電池組與儲能變流器之間加入DC-DC 變換環節，提高了儲能電池組的運行靈活性。DC-DC 變換器采用BOOST/BUCK 電路，控制電池儲能的有功出力；儲能變流器PCS 控制儲能無功出力并維持直流側電壓恒定。

儲能電池采用鋰離子電池，根據電池運行特性，可將電池運行區域分為3 部分：指數放電區域，即電池端電壓U隨放電量指數下降區域；標稱放電區域，即電池端電壓U隨放電量線性下降區域；截止放電區域，即電池端電壓U快速下降并進入截止放電區。為了延長壽命，避免過充過放，電池通常運行于標稱放電區域，其荷電狀態SOC 區間約為[0.1, 0.9]。

2.2 電池儲能控制系統

電池儲能單元的控制主要由DC-DC 控制與DC-AC 控制組成。DC-DC 控制示意如圖5 所示。根據儲能控制目標而給定的有功出力指令Pref與DC-DC 低壓側測量功率進行PI 控制，實現儲能有功出力控制。儲能變流器則控制儲能系統的無功出力，并維持直流側電壓Udc穩定，其控制原理與風機網側變流器相同（圖3）。

當系統不需要儲能無功出力時，可令Qref=0。考慮到儲能功能的多樣性，可添加附加控制環節，對儲能并網點交流母線電壓與功率因數進行控制，通過控制PCS 實現相應附加控制功能，控制框圖如圖6 所示。

3 風儲聯合發電站等值與控制策略

3.1 風儲聯合發電站等值方法

風儲聯合發電站等值的關鍵在于保持系統在等值前、后并網點的注入功率不變。風儲聯合發電系統的并網功率是其內部風電場和儲能電站功率的合成。風電場的等值建模包括風機群聚類、匯集線路等值與單臺風機等值3 部分。考慮到在風電場規劃設計階段，一般已結合風資源和地形條件進行了風機定位和匯集線路設計，因此仿真中可結合風電場設計方案，按照匯集線路進行風機群聚類，接入同一匯集線路的風機采取單機等值或多機等值的方法，整個風電場則按照饋線條數等值。

以風電場某條匯集電路為例（圖7），n臺同型風機依次通過各自就地升壓變T匯入集電線路，第j臺風機與第j+1 臺風機間匯集線路阻抗為Zj，將風機和就地升壓變看做整體并簡化為電流源。假設每臺風機向線路注入電流相等，等值前第j臺風機送出線路的損耗及匯集線路總損耗如式(4)、式(5)所示。對該匯集線路采取單機等值后等效損耗如式(6)所示，考慮等值前、后匯集線路損耗應保持不變，則匯集線路的等效阻抗Zequ見式(7)。

考慮到一般接入同一匯集線路的風機是相同或相似型號，故風機參數和動態特性也基本一致，仿真模型中永磁直驅式風機的定子電阻、定子漏抗、交直軸同步電抗等電機參數均采取標幺值，因此等值時在風機就地升壓變出口采用電流倍乘方法[6,13]。

儲能系統一般采取集裝箱或站房式集中布置，儲能的匯集線路可簡化考慮，仿真中對儲能子單元采用電流倍乘方法進行等值。

3.2 風儲聯合發電站控制策略

交流并網型風儲聯合電站的運行目標可分為平滑功率波動與跟蹤計劃出力2 類。風儲聯合發電站的有功出力控制如圖8 所示。假定風機群追蹤最大功率點運行以實現最大發電量，在風速Vw下風電場有功出力為Pwind，將Pwind經一階慣性環節后的變化量作為儲能的平滑功率波動目標值Psmooth。將調度計劃指令值Psch與Pwind的差值作為儲能的跟蹤計劃出力目標值Ptrack，通過模式選擇開關切換儲能運行目標。考慮到降低儲能動作次數以延長壽命，設置儲能啟動死區。將目標功率值Pdif與儲能出力值Pb的差值進行PI 控制。考慮儲能的實時荷電狀態SOC，當計算的儲能擬出力值將導致儲能荷電狀態SOC 越限時，控制儲能停止出力以保護電池，否則將儲能有功出力參考信號Pb_ref送入儲能控制單元。

4 風儲聯合發電站運行仿真與分析

4.1 風儲聯合發電站算例

某大型風電場裝機容量為200 MW，由100 臺單機容量為2 MW 的永磁直驅式風機組成，每臺風機采取1 機1 變形式，通過0.69 kV/35 kV 就地升壓變將風機出口電壓升至35 kV，隨后通過集電線路匯流，經匯集站35 kV/220 kV 主變壓器升壓后并網。根據大規模新能源電站儲能容量規劃方法[14-16]，配置儲能功率為風電場裝機功率的10%，儲能時長為0.5 h，即儲能容量為20 MW/10 MW·h。儲能系統由20 個容量為1 MW/0.5 MW·h 的儲能單元組成，儲能在匯集站主變壓器35 kV 側接入系統。

在平滑出力波動目標下，風儲聯合發電站仿真時長定為60 s，仿真步長Δt為20 μs。考慮到永磁直驅式風機的切入風速、切出風速、額定風速分別為3、25、10 m/s，仿真時平均風速分別設置為6.5 m/s與10 m/s，同時使風速圍繞其平均值以±1 m/s 范圍隨機波動，以模擬實際風速的波動。仿真驗證儲能平滑風電波動效果。

在跟蹤計劃出力目標下，風儲聯合發電站仿真時長仍為60 s，仿真步長Δt為20 μs。使風速圍繞6.5 m/s 以±1 m/s 范圍隨機波動以模擬實際風速的波動。同時給定60 s 內的電網調度命令曲線，仿真驗證風儲聯合出力的跟蹤效果。

4.2 平滑出力波動仿真結果與分析

當平均風速為6.5 m/s 時，仿真結果如圖9 所示。風電場出力在[40 MW,100 MW]之間，最大出力系數約為50%。當t=0~5 s 時，風速保持不變，此階段風機啟動，風電場出力約為65 MW；當t＞5 s時，風速開始波動，風電場出力與風速變化對應良好。在t=6 s 時投入電池儲能，儲能工作于平滑風電場出力波動目標，使得風儲聯合出力波動率降低。在t=40、46、59 s 時，儲能出力達到極限功率值20 MW，儲能并未出現過功率運行，這保障了儲能系統的安全穩定運行。在仿真時長1 min 內，儲能荷電狀態SOC 在初始值50%附近小幅變化。

當平均風速達到額定風速10 m/s 時，仿真結果如圖10 所示。風電場出力在[170 MW, 200 MW]之間，最大出力系數達到100%。在t＞5 s 風機啟動后，當風速大于額定風速時，風電場達到滿載出力，當風速低于額定風速時，風機出力快速降低，風電場出力與風速變化對應良好；在t=6 s 時投入電池儲能，儲能工作于平滑風電場出力波動目標，使得風儲聯合出力波動率降低。

對上述2 種典型風速下風電單獨出力與風儲聯合出力效果進行統計分析，結果見表1。由表1 可以看出：儲能均能夠顯著抑制風電波動，實現平滑風電出力的運行目標。

表1 風儲聯合發電站仿真結果統計表Tab.1 The statistics of simulation results of wind-BESS hybrid power plant

4.3 跟蹤調度計劃出力仿真結果與分析

跟蹤調度計劃出力是風電場的典型運行模式。風電場每15 min 向電網調度機構滾動上報未來15 min 至4 h 風電場發電功率預測曲線[17]；電網調度機構結合風電場上報的功率預測曲線與負荷預測曲線進行修正后，每5 min 向風電場下達1 個有功出力指令值；調度機構對風電場實際出力與調度曲線的跟蹤情況進行考核。因此，仿真時給定1 min內電網調度指令，研究風儲聯合出力跟蹤情況。

圖11 為風儲聯合跟蹤計劃出力仿真結果，風電場平均風速為6.5 m/s。圖11 中，假定1 min 內電網調度指令值為70 MW 與60 MW，且分別持續30 s。

由圖11 可見：當t＞5 s 風機啟動，風電場出力隨風速波動而波動；在t=6 s 時投入電池儲能，儲能工作于跟蹤調度計劃目標；在t=6~30 s，風儲聯合出力未能時刻跟蹤調度指令，這是由于在t=7、9、17、24 s 時，風電出力隨風速下降而下降，儲能迅速滿功率（20 MW）放電，但仍無法跟蹤調度曲線；當t=30~60 s，風儲聯合出力實現了跟蹤調度指令。

考慮到圖11 仿真結果中風儲聯合發電站未能實時跟隨調度計劃指令出力，適當增加了電池儲能系統的裝機功率值，圖12 為儲能裝機為30 MW/10 MW·h 時風儲聯合跟蹤計劃出力仿真結果，風電場平均風速仍為6.5 m/s。圖12 中，仍假定1 min 內電網調度指令值保持不變，仍為70 MW 與60 MW，且分別持續30 s。由圖12 可見：在仿真1 min 內風儲聯合發電站較好地實現了跟蹤調度指令出力；儲能最大放電功率約為23 MW，最大充電功率約為29 MW。

5 結 論

1）在風電規劃與設計階段，考慮經濟性與技術性，可結合風機與儲能系統的典型結構與參數，按照主接線方案搭建風儲聯合運行電磁仿真模型，通過輸入實測（或模擬）風速，定量評估風儲容量配置及其運行效果。

2）對于大中型風電場等值，可根據風電場匯集線路損耗保持不變原則，同一匯集線路采用單機或多機等值，整個風電場按匯集線路條數等值。

3）仿真分析表明，風速逐分鐘波動范圍在±1 m/s以內時，按照風電裝機功率10%配置的電池儲能可有效抑制風電波動，實現平滑風電出力目標，跟蹤調度計劃目標下所需儲能功率高于平滑風電波動目標下所需儲能功率，具體與調度指令值相關。

4）通過搭建風儲聯合發電站工程化電磁仿真模型，可根據自然資源條件，掌握與評估風儲容量配置及運行效果，提升風電并網電能質量，保障風電并網消納。