风储联合发电系统参与一次调频的控制策略研究

风储联合发电系统参与一次调频的控制策略研究第1章绪论1.1课题背景及研究的意义1.1.1课题背景21世纪以来，世界范围内对清洁能源的和可再生能源的需求强烈增加，同时以煤、石油、天然气等为代表的化石能源的枯竭预示着人类对能源的选择必须转型，同时自然资源受到严重破坏，保护环境迫在眉睫[1]，眼下清洁无污染的可再生能源成为能源界的宠儿，国内外众多学者都展开了关于该领域的研究。全球许多国家和地区都已经建设起以风能作为可再生能源中的代表性的清洁可再生能源产业。根据全球风能协会统计的风电数据可知，截至2019年12月底，全球累计已装风电容量已突破600GW大关[2]。我国风电产业的建设比较晚，相比其他西方国家我国在关于风电的研究比较有限，但是国家重视清洁能源的发展相机出台了《可再生能源法》等一众法律法规和鼓励清洁能源的发展政策，凭借着政府的支持，我国风电的发展势头十分迅猛。2012年6月我国风电装机总规模超过美国风电装机总容量，登上拥有风电装机最多的国家排行榜第一名。根据北极星储能网站统计数据可知，截止2019年底，我国风电总装机容量已经达到210GW[3]，占全球总装机容量的35%。在我国风电产业的发展过程中技术和应用都曾遇到不少瓶颈，目前的燃眉之急是我国部分省份风电渗透率不断升高，风电自身波动性和间歇性给电力系统安全与稳定造成严重影响。国内风机大多为变速风力发电机组，此类发电机组的转速与系统频率解耦[4-6]，风机无法为电力系统提供常规惯性响应，这将导致同一扰动下含风电电力系统频率下降更快，对电力系统频率调节造成严重影响。面对这一困境，多名研究学者相继提出控制风电机组输出功率的解决措施，这样在增大系统调频能力的同时，也满足了电力系统安全与稳定的运行要求。1.1.2课题研究的意义储能系统具有能量时空平移以及快速充放的特性，将此运用于改善风电并网后电力系统频率能够填补这方面原有的漏洞与不足。目前国内已建成或在建多个储能调频示范工程，例如国内已建成投运的首个储能调频示范工程—北京石景山锂离子电站以及正在建设的大连200MW/800MWh全钒液流电池储能电站等等多个可参与电力系统频率调整的储能示范工程。近年来人们对环保问题的重视不断为政府施加压力，使得我国对可再生能源的支持力度不断加大，与此同时间歇性电源并网容量不断提高，储能系统参与电网调频的发展有了更好的平台和更加光明的前景。然而，前进的路上并不都是一帆风顺，当前国内调频市场的发展并不完善、储能造价较高，如何协调控制储能系统以及风电机组参与电网频率调整，且能够以最经济手段解决成为学者思考与研究的重要命题。1.2课题研究现状综述1.2.1风电发展现状在人们环保意识和可持续发展的时代背景下，我国风电产业经过不断历练，现已成为可再生能源中的代表性产业，风电已成为我国主力电源之一。根据国家能源局及相关网站统计数据显示，截止到2019年底，我国风电装机总容量已经达到210GW，同比增长14%。2014年由于《中华人民共和国可再生能源法》的颁布，风电产业发展建设如虎添翼，在内部技术进步外部环境支持的双重优势下，我国年平均新增风电装机容量达到了2420万千瓦，刷新了世界新增风电装机容量的记录登上冠军宝座。我国有众多城市处于多风地带，风能资源丰富。风能资源与化石能源不同具凭借自身清洁对环境友好、可再生的优势，迅速成长为我国未来能源结构中重要一环。根据2019年北极星储能网公布的中国风能资源统计可知，我国全国范围内的平均风功率密度为100W/m2，全国风能资源的总量约为32.26亿千瓦。其中有2.53亿千瓦为陆上风能资源，我国沿海及近海可开发和利用的风能资源约为7.5亿千瓦。由以上数据可知，我国陆上以及海上可供开发和使用的风电年可发电量约为2.3万亿千瓦时[7-9]。1.2.2风储联合参与电网调频研究现状风电具有波动性、间歇性等的特征，因此在实际应用中经常会发生在其并网后电力系统调频负担加重的情况。在2010年，美国加州能源委员会曾针对20%和33%的可再生能源接入比例的电力系统，进行了系统可靠性能的模拟。结果表明，在可再生能源接入比例为20%时，系统性能严重下降；当比例达到33%的时候，电力系统将面临崩溃。我国拥有的风电装机数量世界第一，同时也意味着我国风电并网调频面临着严峻的考验。在本文的撰述中查询到基于辽宁省大连、铁岭等地区风电场出力情况的研究文献，发现系统内分钟级别风电出力波动量达到了100~250MW的功率升降时系统频率将很难维持稳定。在传统调频机组响应速度不能达到预期要求的背景下，，该如何提升风电机组自身调节能力成为学术界关于风能研究的攻坚问题[10-11]。目前看来针对提升风电机组调节能力问题有两个解决方向。一是有关学者提出通过控制风电机组输出功率来响应电力系统频率调节指令。目前转子惯性控制，转子超速控制，变桨控制是控制风电机组的三种主流输出方式，但是这三种方式在单独使用的情况下从综合角度考量都不具备经济性。主要原因是转子惯性控制启动速度快，但是维持时间短；转子超速控制由于使风机运行于超速状态会对风电机组的使用寿命造成威胁；变桨控制虽然解决了输出持续时间短和容量小的问题，但是因为其启动时间较长也不是理想的解决方式。这三种控制方式在维持风电场的正常输出，维护风电场本身的经济价值和保护机组的正常使用寿命三个维度上综合能力都表现地不好，想仅仅通过其中地某一种方式解决风电机组地调节能力不够可行需要优化[12-14]。第二个思路是将部分风电机组作为调频机组增大调频备用容量，文献中指出将风电机组与传统AGC机组进行协调控制二者都能够获得更多的调频容量，这样一来风电并网后带来的问题能够在一定程度上得到减轻。但是将风电机组与传统AGC机组配合并不是完美无缺，两者在协同地同时也会的出现新的问题，例如在负荷高峰时期风电出力较少，调频容量受到限制[15-18]。如果要偏重风电场经济性则会损失整体发电效率，因此这种将二者协调控制的方式并不能解决风电并网后的调频问题，还需开辟新思路抑或提升协同技术。基于前两个思路的失败在之后的研究探讨中，有研究学者提出将具有快速调节出力能力的应用储能参与电力系统一次调频的解决方法。关于这一猜想的验证主要从技术可行性和经济可行性两个角度来考量。1.2.3风电调频的研究从上述研究可以看[19]出，风电准入功率极限与调度规划，前者侧重于极限情况下的风电功率输出，对风电功率的界限范围进行模拟与规定，后者强调对风电场与电能输出在电力系统全局上的统一规划调度，对大规模风电接入下电力系统稳定性具有重要意义，但高比例风电接入对独立系统惯性具有影响较大，削弱了电力系统的频率调节能力，存在一定概率使得最大频率偏差超过安全范围的风险不容忽视，因此需要采取频率调节措施，确保电力系统频率的可靠与稳定[10]。付媛等人通过分析风电机组的一次调频特性，利用变桨技术在频率调整期间调节风力机捕获的机械功率，使风电场一次调频具备可控的静态频率特性，并提出追踪最大功率点轨迹的减载运行方案，且与虚拟惯性控制有机结合，实现风电机组对系统频率的综合控制[20]。王瑞峰等人则在考虑风电输出功率及负荷波动具有随机性的前提下，从风电场运行经济性角度出发并充分考虑不同工况下风电机组调频能力，提出了一种基于欧拉滑动平均预测模型的风电机组惯性与一次调频综合控制的调节优化方案，使风电机组群具有灵活、可控、持续的惯性响应及一次调频能力，进一步发掘了大规模风电的调频潜力[21]。然而一次调频作为有差调节,因其缺乏持续为系统提供功率支撑的能力，故不能使电网频率维持不变,只能让电网频率的改变程度稍作缓和。所以还需要利用同步器增、减速某些机组的负荷，这就产生了进行二次调频的要求，且随着风电并网装机容量的增大，为进一步恢复电网频率系统功率波动，二次调频需求也会越来越高。针对上述问题，本文将在分析传统电力系统稳态频率响应的基础上，基于历史风电数据，建立风电接入对电力系统频率影响的评价指标。并应用MATLAB/SIMULINK电力系统仿真软件搭建电力系统频率分析平台分析不同风电渗透率下，风电接入对电力系统的稳态频率、二次调频的影响。1.3本文完成的主要工作综上所述，本文针对国内风电并网容量不断增加，电力系统调频需求不断上升的问题，考虑到传统调频机组响应时间滞长、难以满足调频需求，研究储能系统与风电机组参与电力系统一次调频的优化控制策略。本文所要完成的主要内容包括以下几个方面：（1）学习传统机组参与电网调频的机理，重点理解电力系统一次调频过程；（2）分析风电联网对电网频率的影响；（3）设计风电机组参与电力系统一次调频的控制策略（4）设计储能协调风电机组参与电力系统调频的控制策略；（5）以单机模型等效整个风电场，搭建风储电联网系统的频率响应仿真模型（MATLAB，PSCAD）；（6）以所给出算例为研究对象，在仿真模型上验证所设计的风储协调调频控制策略的有效性。

第2章风电联网对电网频率的影响2.1电力系统一次调频电力系统一次调频主要是利用机组本身储存在机轮中的转动动能进行快速的功率输出，相较于二次调频具有容量大、速度快等特点，对消除电网频率波动，维护电力系统稳定运行具有重要的意义。2.1.1电力系统的一次调频原理在电力系统中，当遇到偶然性的、变化较小、周期较短的负荷波动时，适用于一次调频。其原理是：遇到负荷波动时，转子转速的变化（由于负荷波动造成了有功功率的不平衡，从而产生了转子转速变化）被发电机原动机的调速器测试出来，从而控制汽量或水量的增加或减少，最终让负荷的变化能够适应原动机输出的机械功率，使有功功率重新达到平衡。通过调试得到的结论是：尽管不能百分百地恢复到额定频率（只存在有差调节，达不到无差调节），但是系统的频率还是得到了一定程度的恢复。当遇到在系统里发电机组跳闸和负荷扰动的问题时，会破坏系统中的功率的平衡，随之带来的便是系统频率的变化。假如在负荷下，旋转动能和电磁场被改变，那么频率的变化将会停止，也就是负荷的惯性作用，也叫做“负荷的频率调节效应系数 (2-1)式中：表示频率偏差；表示系统频率变化引起的负荷变化量，也可以称为负荷本身参与的频率调节功率。系统频率发生波动主要是缘于有功功率发生变化，一次调频原理就来源于有功功率与系统频率的互相波动，其关系如下图：图2-1一次调频功频关系图假设电力系统初始运行于a点，此时系统功率与频率为Pa与fa，当系统功率出现波动，系统负荷侧有功功率发生变化突然增大为Pb，此时电力系统频率将会跌落到fb，为维持系统稳定发电机调速器工作，这也将会时发电机输出功率增大到Pb。反之亦然，系统负荷降低导致频率增大调速器作用，发电机输出功率减低以维持系统稳定。∆PG=−1RG∆f电力系统的一次调频是电机自发产生的其可调整是有差调频。当电力系统频率发生变化时，发电机的调速器将会自动工作，控制发电机的机械功率大小，如当频率跌落时火电机的调速器将会控制原动机的阀门使其出汽量增大，从而增大有功功率输出。2.1.2风电机一次调频的必要性如上节，电力系统一次调频中，电机调动调频功率与频率变化率之间关系如下：∆PG=−1RG∆f 其中∆PG为电机输出有功功率变化量，RG为电机的调频系数，当n台同步电机与m台异步风电及同时并联调频时，其为：∆PGi−lst=−1R∆Pwj−lst=−1R其中∆PGi−lst代表第i台同步电机输出有功功率变化量，∆Pwj−lst∆P=其中Rs为系统调频系数，其等于1Rs=i=可见当风电机无一次调频时，电力系统调频系数取决于同步电机调频系数，而当风电机加入一次调频时，系统调频系数将会明显降低，因此系统调频能力增加。故风电机加入一次调频有利于电网稳定。2.2风电并网对电网频率的影响2.2.1我国风电并网现状我国风力资源十分丰富，尤其在西北、华北和东北等地区分布着条件非常优越的风场。我国风力发电虽然起步较晚，但得益于优厚的自然条件和国家优惠政策，我国风电发展十分迅速，截至目前已经成为世界上装机容量最大的国家。国外研究及经验表明，当风电机组容量占总容量的10%时，系统需要增加2%的旋转备用容量；当风电占比达到20%时，系统需要增加4%的旋转备用容量；因此高风电渗透率对电网备用调频容量需求很高。风电大规模并网给电力系统频率稳定性带来严重威胁，在我国的一部分地区，由于没有充足的调频容量，为保证电力系统安全性不得不使风机脱网，导致弃风率较高。2.2.2电网频率对电力系统运行的意义电网频率是电能质量的重要指标，维持电网频率波动在一定范围内是电力系统稳定运行的重要保障。当电网频率低于频率要求时，接入系统负荷中的电动机转速降低，导致工作质量降低，严重影响正常生产；低于额定频率工作的变压器效率降低，造成过高的能量损耗。当电网频率高出频率额定频率过多，又会造成系统负荷中的电机转速过快，导致电机使用寿命大大缩短。我国现行标准要求电网频率偏差不高于±0.2Hz，部分地区为±0.5Hz。电网频率波动与系统中的有功平衡紧密相关，根据负荷频率的有功特性，当电力系统有功功率不平衡时，会造成电网频率波动。较小的功率不平衡能够通过电力系统一次、二次调节使电网频率保持稳定。当波动较大、调节失效时，会导致系统频率一直下降直至系统解列，造成大规模停电。2.2.3风电并网对电力系统运行的影响目前我国风电场中使用的风力发电机组主要为异步风力发电机，其运行时需要吸收电网中的无功功率，所以大规模的风力发电必须使风电机组并网运行，因此对电网频率稳定控制提出了很大的挑战。由于风电机多为异步电机，励磁方式为他励或者自励，在未接入电网时电机内部仅有少量剩磁且电压为零，又因为电机内电感绕组的原因使电压无法突变，这会导致风电机并网时将会产生一个巨大的过电压Ist，（大小约为额定电流IN的5～8倍），会产生电机发热等因素损伤电机，其表达式：Ist=U1(r可见冲击电流Ist与电网电压成正比。且冲击电流会使风电机的无功需求增大，会导致风能随机性强工况复杂且波动性大，因此导致风力发电机出力情况复杂多变且备用功率可靠性低，发电质量不高，因此对用电单位的电能质量产生危害。最主要的电能质量问题有电网电压波动、闪变、电压不平衡、电压跌落及波形畸变等，其产生条件复杂且克服有一定难度。上述问题最主要的是因为风电机中存在大量电力电子器件其可靠性低，存在谐波使波形变坏增大电机运载损耗且易被高频干扰，其中以风电机的转子励磁变频器最易受到干扰。例如被广泛运用在风电机组中的可控硅调压整流器件会产生谐波造成波形畸形。对其他二次侧单元的影响主要有三点：（1）风电机并网会改变系统拓扑与潮流，故障时会使故障电流幅值、相位与暂态时间常数发生变化。（2）风电机自身发生故障会影响整个配电网络的安全与可靠性。（3）风电机并网后会对电力系统继电保护装饰产生影响当风电机风速降低导致其输出功率下降时，风电机不会与电网脱离并停止运行，而是会作为负载运行（即电动机状态）以降低大量启动停运所造成的功率损耗和电网波动。也就说明此事风电机与电网还是相连接的，而风电机受风速限制造成出力的波动性将会给电力系统保护的整定与总做带来挑战，增大继电保护出现死区的概率，且随着风电机渗透压的不断增大，对电力系统继电保护的影响也越来越深，对继电保护提出挑战。由于风电的不可预测性，风力发电稳定性较差，相较于传统机组，其有功功率输出的不稳定给系统频率带来了很大冲击，对电力系统频率控制造成很大的挑战。主要包括以下几个方面：（1）电力系统需要更多的备用调频容量。随着风电渗透率的不断提高，在面临系统频率波动时风电机组的调频能力远不及传统发电机组，因此电力系统需要留有更大的旋转备用容量来保障其稳定运行。根据国外经验来看，当风电机组容量占总容量的10%时，系统需要增加2%的旋转备用容量；当风电占比达到20%时，系统需要增加4%的旋转备用容量；（2）电力系统一次调频能力降低。随着风电渗透率的不断提高，在面临系统频率波动时风电机组的调频能力远不及传统发电机组，惯性响应能力较弱，在面临同等频率波动时，高风电渗透率的电力系统一次调频能力低于低风电渗透率的系统，最大频率跌落和频率稳定值均低于低风电渗透率的电力系统。（3）风电电源与电网容量不平衡加剧。由于风电机组运行时需要大量无功功率，大规模的风电并网需要较大的调频容量。我国风电资源主要集中在西北、华北等地区，水资源匮乏，水电机组容量低，导致调频成本较高。

第3章风电机组参与电力系统一次调频的控制策略3.1双馈风电机组模型3.1.1电压电势方程双馈风电机不同于传统同步电机，其启动需要提前励磁且会产生巨大冲击电流，且不同于同步电机转子侧为获得最大转矩而将转子短路电压为零，双馈风电机转子侧需要励磁因此不能短路，其定子转子电压满足以下等式：uds=−Rsiuqs=−Rsiudr=−Rriuqr=−Rri其中d表示直轴分量，q表示交轴分量，s表示定子分量，r表示转子分量，u为电压，φ为磁通，W为绕组匝数。3.1.2磁通方程磁通与电压一样也分为直轴分量d与交轴分量q，其等式如下：Ψds=−Lsσ+Ψdr=−Lrσ+Ψqs=−Lqσ+Ψqr=−Lrσ其中Ψ为磁链，L为电感，s代表转子，m代表互感，σ代表漏磁。3.1.3转矩方程电磁转矩方程：Te=Ψqridr双馈发电机依靠电磁转矩与机械转矩的差值旋转，因此为异步电机其关系如下：dωGdt=1τG其中ωG为转子角速度，τG为风轮机时间常数，K为风能利用率，Tm为转子机械转矩，3.1.4功率方程双馈风电机功率分为有功和无功，因为转子侧通过励磁电流变换器与电网连接，因此双馈风电机定子转子都与电网有功率交换，其方程为：P=Ps+Q=Qs+双馈风电机与电网的功率调节过程为，当风风速增大时，风电机机械功率增大且转子机械转矩增大，使风电机向电网传输功率增大，导致电磁转矩增大，增大的电磁转矩与机械转矩相互抵消，达到新的平衡。但若是风速很大时，机械转矩大于电磁转矩，此时两者失衡使风电机飞速旋转，导致风电机飞车，转速过大损伤电机元器件，因此风电机严禁突然空载。当风速很小时，此时机械转矩小于电磁转矩，风电机此时运行于电动机状态，电机电流方向与感应电势方向相反，电机从电网中吸收有功。当机械转矩与电磁转矩同向时，风电机运行在制动状态，产生较大制动力矩有利于电机停转，但是电机损耗增大效率降低且要注意电机反转。3.1.4双馈风电机组功率控制原理图3-1为双馈风力发电机组功率控制系统模型。功率流向取决于转子侧变流器和网侧变流器的动态控制，且转子与电力系统频率解耦，实现变速运行。转子侧变流器通过控制注入的转子电流、实现对定子有功功率和无功功率独立控制，即有功、无功功率解耦控制。通过对DFIG电磁转矩控制（为转子转速、为有功功率参考值），令转子运行在最大功率曲线上，转速为。为辅助修正最大功率曲线的电网频率支持模块。其中频率支撑模块输入量为电网频率和电网d轴电压，最大功率跟踪控制器输入量为风速、风电机组有功功率和转子转速。网侧变流器通过调节直流环节电压实现转子侧变流器和电网的正向或负向有功功率交换。图3-1中发电机运行在超同步状态，转子有功功率、无功功率流向为经变流器由转子到电网，同一时刻，风力机叶桨上的机械功率经转子传递，由定子侧流向电网的有功功率为、无功功率为，风电机组输出有功功率等于定子有功功率与直流环节输送给电网的有功功率的总和。图3-1双馈风力发电机组功率控制框图3.1.5双馈风力发电机组的虚拟惯量控制双馈风力发电机组的风轮经机组齿轮箱与风机的转子相连，经齿轮箱作用，转子转速为风轮转速的数倍。风轮的重量是转子重量的数倍到数十倍，因此在风电机组正常运行时，风轮中储存了一定的转动机械能。系统频率上升时机组将电能存储为动能。在任何转子转速下，风机具有的旋转动能表示为 （3-1）式中，为机组转动惯量（kg·m2），是发电机和原动机总转动惯量，如果变化，释放功率为 （3-2）惯性响应时间常数定义为额定转速的动能除以视在功率，即 （3-3）带入上式可得： （3-4）用标幺值表示，有 （3-5）由于风电机组转子转速与额定转速偏差很小（即=1），所以上式可等效为 （3-6）图1为采用虚拟惯量控制的双馈风力机组频率响应模型。为电网频率测量值；为虚拟惯量控制所补偿的功率。图3-2虚拟惯量控制的双馈风力机组频率响应模型3.1.6风电机组一次调频响应模型风力发电机组在正常运行中面对有功功率突变没有类似于传统机组的惯性响应能力。目前，风力发电机组均采取了某种控制方式来模拟电力系统的惯性响应从而具有一定的一次调频能力。当前风电场在系统惯性响应环节采取的主流模拟策略为“虚拟惯性控制”，在有功功率输出环节采取“变桨控制”的策略。实践证明其能够有效提高风电场的一次调频能力。风力发电机组“虚拟惯性控制”环节的传递函数： （3-7）式中：为惯性响应系数，一般取8；为惯性响应时间常数，一般取0.1s。变桨控制的传递函数： （3-8）式中：为一次调频系数，一般取值20；为惯性响应时间常数，一般取3s。风电机组频率响应传递函数： （3-9）3.2电力系统一次调频备用资源建模3.2.1火电机组简化模型火电机组在遭受有功功率扰动时的响应速度主要取决于调速器和涡轮机。火电机组有功功率与系统频率的关系如图3-3。图3-3火电机组频率与有功之间的频率响应传递函数关系火电机组涡轮机传递函数为： (3-10)调速器传递函数为： （3-11）式中：为调速器动作时间常数，一般取值0.2s；为再热器时间常数,一般取值7.0s；为主进汽室时间常数，一般取值0.3s；为高压涡轮机机械转矩，一般取值0.3。3.2.2储能系统一次调频响应模型储能系统具有快速充放能力，能够快速响应系统指令，在很短时间内输出有功功率。为风电场搭配一定容量的储能系统能够改善风电场的一次调频能力。储能系统传递函数如下： (3-12)式中：为储能系统响应时间，一般取值0.3s。

第4章风储系统参与电力系统一次调频在包含传统发电机组和风力发电机组的电力系统中，当遭受系统扰动时，各机组按照调度的调频指令进行一次调频。调频指令的分配方式如下： （4-1） （4-2） （4-3） （4-4）式中：为电力系统输出总有功，MW；为初始设定输出功率，MW；为因频率变化所需调节有功功率，MW；为风储系统应响应的一次调频指令，MW；为传统机组应响应的调频指令，MW；为风电装机占比，取0.2；为电网总调节指令，MW。传统发电机组中火电机组和水电机组的调频分配原则如下： （4-5） （4-6）式中：：水电机组调节量，MW；：火电机组的调节量，MW；：传统资源中火电机组占比。本文中取1。储能系统与风电机组共同组成风储联合系统统一参与电力系统的一次调频。4.1常规风储系统控制策略风储联合系统作为整体与常规发电机组（本文中仅包括火电机组）根据上节所列原则分配调频任务。本节所说风储系统控制策略是指风储联合系统中风电机组与储能系统之间的调频划分。当前。风储联合系统的主要控制策略包括风储串行控制和风储并行控制策略。4.1.1风储联合系统串行控制策略串行控制策略下的风储联合系统进行电力系统一次调频示意图如图4-1所示：图4-1风储联合系统串行调频示意图串行控制策略下的风储联合系统调频任务分配原则如下： （4-7） （4-8） （4-9） （4-10） （4-11）式中：m为风机质量，kg；为风机转速，m/s；为虚拟惯性响应时间，s；为空气密度，标准条件下取值为1.29kg/m3；为扫风面积半径，m；为风速，m/s；为风能利用系数，一般为20%~30%，本文取25%；为风机迎风桨距角；为串行控制下风机迎风桨距角变化量；为风储联合系统调频任务量，MW；为风电机组虚拟惯性调节功率，MW；为风机变桨控制调节功率，MW；、为储能系统调节量与风电机组调节量，MW。图4-2为采取串行控制策略的风储联合系统进行一次调频的流程图。图4-2风储联合系统串行调频流程图由上图可以看出，串行控制策略下的风储联合系统在接收到调频指令后，首先由风力发电机组在一定时间范围内最大限度地调节输出功率，通过虚拟惯性控制进行惯性响应，通过变桨控制弥补有功功率空缺；在风力发电机组完成差额功率输出后，系统对风储联合系统调频任务的有功功率量与风力发电机实际输出的有功功率量进行差额判断，当风储系统所需有功功率能够由风力发电机组满足时，风储系统一次调频结束；当风力发电机组输出的有功功率不足时，系统计算出所缺有功功率并将发电指令输入到储能系统中，储能系统在限定时间内最大限度地进行有功功率输出。4.1.2风储系统并行控制策略并行控制策略下的风储联合系统进行电力系统一次调频示意图如图4-3所示：图4-3风储联合系统并行调频示意图采取并行控制策略地风储联合系统在进行一次调频过程中，风力发电机组和储能系统同时进行有功功率输出。风电机组和储能系统的调频任务分配取决于分配系数。取值范围在风储联合系统所接受的调频任务范围内，防止并行控制联合系统调频时储能系统或风电机组过调。并行控制策略下的风储联合系统调频任务分配原则如下： （4-12） （4-13） （4-14） （4-15） （4-16） （4-17）式中：为并行控制策略下储能系统出力，MW；为储能系统调频分量系数；为并行控制策略下风机转速，m/s；为并行控制策略下风机虚拟惯性响应时间，s；、为并行控制策略下风机桨距角、桨距角该变量；、为并行控制下风机变桨以及虚拟惯性出力，MW。图4-3为采取并行控制策略的风储联合系统进行一次调频的流程图。图4-4风储联合系统并行调频流程图风电机组采用并行控制时，其储能调频分配系数以频率偏差最小值为约束进行确定，值确定流程图如图4-5所示。图4-5参数求取流程图根据流程图求取结果及目前行业经验，当取0.5时，并行控制策略下的风储联合系统调频能力最强。所以取0.5。由图4-4可以看出，并行控制策略下的风储联合系统在接受调频指令后，风力发电机组和储能系统各领取一半的调频任务（=0.5）。风力发电机组进行虚拟惯性响应和变桨控制进行有功功率输出；储能系统根据指令快速充放电进行有功功率输出。当两者出力达到风储系统所接受调频任务的总量或风储系统调频时间超过所规定时间时，调频结束。4.2采取优化控制策略的风储系统调频目前所采取的串行和并行控制策略的风储联合系统均有一定的优势和局限性，由此提出一种采取优化控制策略的风储系统调频模型。综合串行和并行的方式投入风电机组和储能系统，并根据实际情况采取不同的组合方式进行调频。4.2.1构建目标函数本文所研究的目标函数主要要求为调频指标，限制电力系统的最大频率偏差和稳态时频率差。因此采取优化控制策略的风储系统目标函数与采取传统方式进行电力系统一次调频的目标函数相同，如式（4-18）所示; （4-18）式中：为一次调频技术指标惩罚因子，取0.5；为储能成本惩罚因子，取0.5；为电力系统最大频率偏差，Hz；为电力系统稳态频率偏差，Hz；为储能系统不同控制策略下的成本系数。风储联合系统采用优化控制策略参与电网一次调频示意图如图4-6所示：图4-6风储系统优化控制策略示意图图中是优化策略中储能系统采用串行控制策略的调频分配占比；串行并行改变分配比例的时间，与的取值将在下一节进行详细介绍。风储系统采用优化控制策略时，风储联合系统总出力为： （4-19）式中：为优化控制策略下在时段风储联合系统出力，MW；为优化控制策略下在时段风储联合系统出力，MW；为一次调频维持时间，文中取30s。在时段出力状况下式所示： （4-20）式中：在时段，为优化控制策略下风储联合系统串行出力状况，MW；为优化控制策略下风储联合系统并行出力状况，MW；为优化控制策略下串行风电机组出力，MW；为优化控制策略下串行储能系统出力，MW；为优化控制策略下并行储能系统出力，MW；为优化控制策略下并行风电机组出力，MW。、为并行控制下风机变桨以及虚拟惯性出力，MW。 （4-21）式中：在时段，为优化控制策略下风储联合系统串行出力状况，MW；为优化控制策略下风储联合系统并行出力状况，MW；为优化控制策略下串行风电机组出力，MW；为优化控制策略下串行储能系统出力，MW；为优化控制策略下并行储能系统出力，MW；为优化控制策略下并行风电机组出力，MW。优化控制策略下的风储联合系统进行电力系统一次调频示意图如图4-7所示：根据图4-7所示，优化控制策略是将串行控制策略与并行控制策略结合起来进行调频任务和机组参与顺序的调配。具体过程为风储联合系统在接到调频任务后，根据调频分配占比系数分配采用串行和并行进行调频的调频容量。倍的调频任务容量采取并行控制策略进行调频，即风力发电机组和储能系统同时出力；（1-）倍的调频任务容量采取串行控制策略进行调频，即首先由风力发电机组出力，当风电机组不能在规定时间内完成调频任务时再由储能系统出力。当采取优化控制策略的风储系统完成输出分配的调频容量，或者风储系统动作时间超过所规定时，调频结束。图4-7采取优化控制策略的风储联合系统流程图4.2.2确定控制参数、采取优化控制策略风储联合系统的关键是参数、整定计算。为优化策略中采取串行控制策略的容量系数；优化控制策略中采取串行控制策略的时间系数。图4-8为值求取流程图。图4-8优化控制策略中值求取流程图图中为在传统机组启动过程中，优化控制策略中串行控制策略调频分配占比；为传统机组启动完成后，风电机组串行控制策略在响应电力系统频率调整时分配占比的初始设定值；为仿真过程中频率最低跌落点；为稳态频率值。按照以上流程对值进行仿真计算，最终确定值为0.85时，风储系统的调频效果最好。代表风储系统改变串行控制、并行控制比例的时间，其确定方式如图4-9所示。图4-9优化控制策略中求取流程图图中为优化策略中的风储系统串行、并行调频分配占比改变的时间点；为优化策略中的风电机组风电机组串行、并行调频模式初始的时间设置点；按照以上流程对进行仿真计算，最终确定风储系统优化控制策略中为4.5s时，风储系统的调频效果最好。综上所述，取0.85，取4.5s时，风储联合系统采用优化控制策略参与电力系统一次调频的调频效果最佳。4.3储能系统容量需求根据储能系统SOC（荷电状态）约束条件，t时刻储能系统系统SOC计算公式为： （4-22）式中：为储能系统动作周期，通常设置为30s；为储能出力开始时间，s；为储能系统额定容量，MWh。储能系统在实际运行时，还应满足以下约束条件为： （4-23）式中：为储能系统运行下限警戒线，通常设置为0.05；为储能系统运行上限警戒线，通常设置为0.95。考虑到储能系统实际运行时（储能系统调频任务分量）约束条件，约束条件如下所示： （4-24）式中：为储能系统正常运行下的出力下限，MW；为能系统正常运行下的出力上限，MW。图4-10储能系统容量配置流程图

第5章仿真分析5.1搭建风储联网系统的频率响应仿真模型基于以上研究，基于MATLAB/Simulink仿真软件，以单机模型等效整个风电场，搭建风储电联网系统的频率响应仿真模型。建立包含火电机组和风储系统的仿真模型。仿真参数如下：火电机组总装机容量600MVA，电场额定功率为99MW，负荷560MW，负荷扰动为56MW（0.1p.u）。仿真模型如图5-1所示。图5-1电力系统一次调频仿真图5.2仿真结果5.2.1风储系统参与一次调频效果通过仿真有无储能系统参与电网的一次调频来了解风储系统对电网频率的改善效果。仿真结果如图5-2。图5-2有无风储系统参与电力系统一次调频的调频效果图由图5-2仿真结果可以看出，风储系统参与电网一次调频对于电力系统频率最低点以及稳态频率偏差都有一定的提高。有、无风储联合系统参与电力系统一次调频的频率最低点和频率稳态值如表5-1所示。表5-1有无风储联合系统参与电网调频频率偏差统计表数据类型频率最低点（Hz）稳态频率值（Hz）有风储系统-0.425-0.205无风储系统-0.647-0.249根据表格数据可以看出，当系统有功功率突变，无风储系统协助一次调频时，系统的频率最大跌落0.647Hz，稳态频率值-0.249Hz；风储系统协助火电机组一次调频时，系统的频率最大跌落0.425Hz，稳态频率值-0.205Hz。相同容量配置的系统受同样扰动时，风储系统协助一次调频能够减小电力系统的最大频率跌落并提高稳态频率值分别达到0.222Hz和0.044Hz。5.2.3不同控制策略下一次调频效果对比基于以上模型，对采取三种不同控制策略的风储系统进行仿真，了解其一次调频效果。仿真结果如图5-3。图5-3不同控制策略下一次调频效果对比图从上图可以看出，系统遭受相同扰动时，并行控制策略下的储能系统调频效果最好，优化控制策略下的储能系统调频效果仅次于并行控制的储能系统。具体频率偏差如表5-2所示。表5-2不同控制策略下频率特征对比控制策略频率最低点（Hz）稳态频率值（Hz）储能系统串行-0.445-0.241储能系统并行-0.389-0.197优化控制-0.401-0.2根据表格数据可以看出，当系统有功功率突变，串行控制策略下的风储系统频率最大跌落0.445Hz，稳态频率值-0.241Hz;并行控制策略下的风储系统频率最大跌落0.389，稳态频率值-0.197Hz;优化控制策略下的风储系统频率最大跌落0.401Hz，稳态频率值-0.2Hz;综上所述，采取优化控制策略的风储联合系统参与电力系统一次调频时，能够减小电力系统的最大频率跌落并提高稳态频率值。其效果优于串行控制策略下的风储联合系统。

结论本文针对风电高渗透率下电力系统的频率稳定问题，提出了将储能与风电自身调频方式相结合的联合调频方法。研究结果表明：（1）基于对多种解决方法的探讨最后的出的最优结论可以使风电场兼具类似于传统电源的惯性响应和一次调频能力的双重优势，并且对于风电高渗透下电力系统频率的稳定进行优化，这样一来即使在风电高渗透性下电力系统的频率变化率的波动偏差也能大大减小。（2）风储联合调频是将不同调频方式的进行组合与协调，优势互补扬长避短，原本转子惯性控制，转子超速控制，变桨控制三种方式本身具有明显的不足无法同时满足经济可行性和技术可行性但是经过联合与整合后能够弥补风电机组转子惯持续时间短和变桨距控制响应慢的不足的问题显著提升效率和经济性。（3）根据风储系统传统的串行和并行控制策略提出了优化控制的串、并行组合控制策略，通过求取串、并行控制调频容量系数和调频时间系数K、，提高风储系统调频效果，当等于0.85，等于4.5时，优化控制策略下目标函数最符。

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