基于动态任务系数的储能辅助风电一次调频控制策略

针对高风电渗透率下的频率恶化问题,提出一种基于动态任务系数的储能参与一次调频的综合控制策略.首先,在惯性响应阶段采用虚拟惯性控制和虚拟下垂控制;在一次调频阶段采用虚拟下垂控制和虚拟负惯性控制.其次,基于双曲正切函数分别构建适应于惯性响应阶段和一次调频阶段的动态任务系数模型,根据频率偏差变化率和频率偏差的变化,动态调整一次调频过程中虚拟惯性控制、虚拟负惯性控制及虚拟下垂控制所承担的调频任务比例.根据储能荷电状态(SOC)和系统最大频差来调整负惯性控制单位调节功率,从而加速频率恢复;在虚拟下垂控制的基础上,提出变虚拟下垂控制单位调节功率方案,使虚拟下垂控制单位调节功率随SOC自适应变化.最后,以某区域电网为例,在阶跃负荷扰动和连续负荷扰动工况下验证了所设计策略的有效性.     

基于权重因子和荷电状态恢复的储能系统参与一次调频策略

电池储能可快速吞吐功率,被视为优质调频资源,但过度充放电会导致其调频能力不足。文中提出一种改善的储能系统参与一次调频效果的控制策略。首先,将储能调频死区设置在机组死区范围内,并结合电网频率特性分析储能调频死区变化对频率的影响。在此基础上,基于权重因子和荷电状态(SOC)恢复提出储能参与的一次调频策略：在频率波动超过储能调频死区时,为避免电池过度充放电提出储能调频系数计算方法,同时引入控制虚拟惯性和虚拟下垂出力比重随频率变化而调节的权重因子,进而设计了调频控制方法;在频率不超过储能调频死区时,兼顾储能恢复需求和电网承受能力,提出储能SOC恢复方法。仿真结果表明：所提策略能有效改善电网频率波动和储能SOC。     

考虑储能调频死区的一次调频控制方法

提出一种考虑储能调频死区的综合一次调频控制方法。通过对常规机组调频死区机理分析,定义储能参与调频的死区限制,为充分发挥储能快速、精准响应在电网调频中的潜力,将储能调频死区的界限设置在常规机组死区的范围内,有效改善电网频率质量,并避免常规机组参与调频的频繁动作;通过分析虚拟下垂与虚拟惯性控制对电网频率的影响,提出一种将二者合理结合的控制方法,依据系统调频需求,选择相应的控制策略,以实现两种控制策略的协调运行及优势互补;为了约束储能功率输出,对虚拟下垂与虚拟惯性控制采用基于logistic函数的自适应控制规律,从而避免荷电状态(SOC)耗尽或饱和现象的发生。最后利用Matlab/Simulink对典型区域电网进行了仿真证明,结果表明所提控制策略可以有效改善频率质量,同时能明显减少常规机组的动作比例。     

基于PSO-GSA算法的含DFIG互联系统AGC优化控制研究

传统双馈感应风力发电机(DFIG)的解耦控制使其无法响应电网的频率变化。随着风电渗透率的不断提高,电网调频压力不断增大,有必要对含DFIG互联系统AGC优化控制进行研究。首先建立了将风电作为"负的负荷"的两区域AGC模型,通过引入改进的虚拟惯性控制使DFIG具有更好的频率响应的能力。同时以快速消除系统区域控制偏差和风机转速偏差为目的,采用PSO-GSA算法对控制区PID控制器和DFIG转速控制单元PI控制器参数进行优化。仿真结果表明,单个区域受负荷扰动时,风电参与调频时能提供更多的有功功率支撑以减小同步机调频出力,能有效缓解同步机调频压力。PSO-GSA算法较PSO和GSA迭代速度快且适应度值更好,基于PSO-GSA参数优化后的控制器对系统区域频率偏差、联络线功率变化和区域控制偏差信号的超调量和调节时间都有明显改善,增强了系统的稳定性。     

基于多变量模糊逻辑控制的风储联合系统一次调频策略

在风电场中配置储能系统构成风储联合系统可有效提高对电网主动支撑能力，在满足电网一次调频需求的同时还可以提高风电利用率，增加风电场的经济效益。以双馈风机(double fed induction generator,DFIG)与超级电容储能为例，基于不同风速下DFIG参与调频能力，提出了一种风储联合系统参与电网一次调频的控制策略。考虑风速、频差变化率和频率偏差3个因素设计多变量模糊逻辑控制器，实现风储功率的合理调配，根据储能系统的荷电状态(state of charge,SOC)动态设置DFIG调频备用容量，提升不同风况下风储联合系统的一次调频能力。最后，在MATLAB/Simulink仿真平台对所提策略有效性进行验证，结果表明，所提策略在提升风储联合系统一次调频能力的同时，实现了风储调频功率的合理分配，减少了弃风及风机出力振荡风险，改善了系统的频率稳定性。     

双馈感应风力发电机组复合频率控制策略研究

双馈感应风力发电机组(Doubly-Fed Induction Generator,DFIG)现有的基于最大风功率追踪的控制策略不能对系统频率的变化作出响应。大量基于DFIG的风电场并入电网并取代传统的同步发电机组,将降低系统的频率控制能力。首先分析了风力发电穿透率对系统频率控制能力的影响;其次研究了DFIG附加“虚拟”惯性控制环的频率响应,分析了桨距角控制参与系统一次调频的能力;最后设计了一种新的复合频率控制方法,该方法通过“虚拟”惯性控制和桨距角频率控制的共同作用,降低了系统频率的初始变化率及稳态偏差     

限功率下双馈风机基于模型预测控制的一次调频策略研究

风力发电主要机型之一的双馈风力发电机(DFIG),其转子侧与系统频率端高度解耦,导致了双馈风机不能直接响应系统的频率变化。对此,提出了一种利用模型预测控制(MPC)进行综合惯性控制的策略,利用传统综合惯性控制中系统频率与补充功率的关系,将系统的频率与风机减载功率分别作为MPC预测值,通过滚动预测,在既定的减载量的条件下,让系统输出最利于系统频率稳定的功率。最后,搭建仿真平台验证了加入MPC后,能更好地响应中、低风速下系统频率的变化,提升风机参与一次调频的调频效果。     

基于模糊控制的储能参与一次调频综合控制策略

针对储能调频控制模式间以临界值方式直接切换造成功率跃变及储能荷电状态（SOC）过高过低,储能出力受限问题,提出一种基于模糊控制的储能参与的一次调频综合控制策略。首先,分析储能虚拟下垂、虚拟惯量和虚拟负惯量控制参数对系统频率响应的影响,确定各控制参数调频优势和稳定变化范围;其次,设计含虚拟负惯量控制的模糊控制器,实现控制模式之间的平滑切换和优势互补,加快频率恢复;最后,采用logistics函数设计SOC反馈控制策略和SOC自恢复控制策略,使储能容量得到更好的保持,提高储能的调频能力。仿真实验验证了所提策略的有效性。     

储能电池与常规机组配合参与一次调频的自适应控制策略

为充分发挥电池储能系统与常规机组在一次调频中的各自优势,文中对储能采用下垂控制与虚拟惯性控制结合的控制策略,通过设置随频率偏差变化而调整的下垂系数,实现增发功率在常规机组与储能之间的合理分配;为避免储能电池发生过充过放现象,提出一种考虑SOC反馈调整出力的自适应控制策略;电网中储能容量配置不如常规机组,设计一种储能适时投入与退出调频的控制策略,使储能在频率急剧变化或偏移至常规机组一次调频能力范围外时投入调频;在频率基本稳定时储能平稳退出调频以保持SOC。最后利用Digsilent/PowerFactory软件对区域电网分别进行阶跃负荷扰动和连续负荷扰动仿真实验,结果表明在阶跃扰动下该控制策略可显著改善暂态频率特性,在连续扰动下可以兼顾频率偏移指标与SOC的保持。     

储能协助风电机组参与电网调频控制策略研究

风机通过电力电子设备连接至电网,当转子动能与系统频率解耦,无法为电网频率变化提供惯性支撑,随着系统中风电比例的增加,系统频率稳定受到严峻挑战。文中提出一种变系数综合惯性控制方法,风机能够根据频率的扰动灵活调节输出功率;在此基础上,提出结合桨距角备用控制协同调频方法,通过对风速的分段处理,使风电机组参与电网调频具有针对性;为进一步优化风电机组调频性能,风电并网系统增加了储能装置,通过对风储系统惯性进行详细分析,提出了一种风储系统联合调频控制策略,采用模糊控制策略对中高风速区间风储出力分配制定相应的规则,实时调节储能出力系数。最后对风储调频策略进行仿真验证,结果表明,所提方法能有效改善风电机组调频效果,保证高比例风电并网的频率稳定。     

考虑系统频率安全稳定约束的风储联合频率响应控制策略

为提升风-储联合运行系统的动态频率稳定性能,针对目前调频控制策略未充分发挥风电机组频率调节能力、无法适应负荷扰动过大情况以及转子转速恢复阶段存在频率二次跌落的问题,提出一种考虑系统频率安全稳定约束的风储联合频率响应控制策略。在惯量响应阶段结合转速约束和频率指标自适应调整虚拟惯量和下垂控制系数,在转子转速恢复阶段利用负指数函数动态调整转速恢复过程中功率参考值,避免频率的二次跌落。将风电机组与储能电池结合,引入频率稳定域概念,利用储能电池扩展频率稳定域边界,进一步提升风储联合系统的抗负荷扰动能力和频率稳定性。最后对风储联合调频策略进行仿真,结果表明在不同风速和不同负荷扰动下,所提控制策略能充分发挥风电机组频率响应控制能力的同时,避免了频率二次跌落,提升了电网频率安全稳定性。     

考虑风速分区的风-储系统短期频率响应协同控制策略

在高风电渗透率电力系统中,针对双馈感应风电机组的转子转速与电网频率解耦所造成的机组惯性与频率响应能力缺失的问题,提出了基于模糊逻辑控制的风—储系统协同运行控制策略。该控制策略通过在风—储控制系统中嵌入模糊逻辑控制器来决策风—储系统响应电网频率波动的总有功出力和风力机转子动能的调频参与系数。基于此,根据不同风速下的风电机组运行特性将风速分区,并针对各风速区间构建了适应该区间转速—功率特点的风—储系统运行策略,使风—储系统具备能适应多种风况的短期频率响应能力。仿真结果表明:文中所提出的风—储系统协同运行控制策略能有效提升风—储系统的惯性以及短期频率响应能力,不仅能使风—储系统的短期频率响应能力适应多种风况,还可避免风电机组退出调频造成的频率二次跌落问题,同时改善了高风电渗透率电力系统的频率稳定性。     

基于可释放动能的双馈风机虚拟惯性控制策略影响分析

针对现有双馈风力发电机（doubly-fed induction generator,DFIG）附加虚拟惯性控制策略后存在兼顾频率稳定及暂态功角稳定方面的不足,首先利用DFIG的电压和磁链方程,推导出电磁功率表达式,基于同步发电机功角概念推导出与其类似的DFIG等效功角,并分析了DFIG的调频能力与其等效功角稳定性的关系。其次,鉴于DFIG在不同风速下含有不同程度的可释放动能（kinetic energy,KE）,提出了一种基于可释放动能的惯性控制策略:根据转子转速调整DFIG惯性控制策略中频率变化率和下垂回路的回路增益,使运行在较高转速下的DFIG释放更多的动能,根据释放的动能来决定风电机组对系统惯性响应可提供的贡献。该策略在提高系统调频能力的基础上能兼顾改善暂态功角稳定性,并避免了转子转速过低,从而保证了DFIG在惯性控制过程中的稳定运行。最后,基于实时数字仿真系统（real time digital simulation system,RTDS）的仿真软件RSCAD搭建了DFIG单机并网仿真系统,仿真结果验证了所提控制策略的有效性。     

大规模双馈风电机组并网频率稳定控制策略

风电在电网中的渗透率逐年升高,尽管其在优化电源结构、节能减排方面有颇多贡献,但是由于自然风的波动性和不确定性,大规模风电并网势必会对电网频率稳定等方面产生影响。针对此问题,对装机量较高的双馈型风力发电机组（doubly-fed induction generator,DFIG）控制系统进行研究,制定大规模双馈型风电机组并网下的频率稳定控制策略。在现有附加下垂控制及虚拟惯性控制的基础上,根据输入风速以及电网侧频率波动,对下垂控制环节进行变系数处理,改善下垂控制特性。将DFIG运行工况进行分类,并采用变减载系数,使DFIG在限功率运行的同时减少弃风。采用具有大规模风电并网接入的实际电网模型,仿真验证了所提频率稳定控制策略的有效性。     

基于超级电容储能控制的双馈风电机组惯量与一次调频策略

双馈感应发电机在最大功率点跟踪控制下,发电机的输出功率难以响应电网频率波动,常规超速减载控制虽然可保留部分有功备用参与系统调频,但存在风电机组发电效益降低、转速调节范围减小及桨距角控制启动频繁等问题。为此,文中结合双馈感应发电机网侧变流器的控制特性,提出了基于超级电容储能控制的双馈风电机组惯量与一次调频策略。其中,虚拟惯量调节和一次频率调节都由超级电容控制实现,无须改变或增加风电机组额外附加控制,提高了单台风电机组的自稳性和抗扰性;根据实际超级电容模组的成本和充放电效率对储能单元容量进行优化配置。通过对比预留备用一次调频方案的经济性,表明所提方案具有较强的经济优势。最后,通过仿真实验表明其惯量支撑和一次频率调节能力及发电效益相较于常规一次频率控制具有明显提高。     

高风电渗透率下考虑电网频率支撑需求的储能系统配置方法

提出了一种高风电渗透率下考虑电网频率支撑需求的储能系统配置方法.以频率变化率和频率偏差为限制条件,建立新能源系统所能承受的最大功率增量与等效惯性常数、调差系数以及风电渗透率等已知参数的联系.通过对3阶虚拟同步机控制策略下的储能系统容量与控制参数进行量化配置,提高不同风电渗透率系统对不平衡功率的消纳能力.以储能配置在频率支撑中贡献的等效单位调节功率为参考,对不同功率增量下储能系统的频率响应贡献、调频出力占比以及输出功率特性进行刻画与分析.仿真验证了该配置方法下的储能系统可控性强,能够较为精准地提供电网所需的有功调节量,有效改善风电并网环境.     

基于功率跟踪优化的双馈风力发电机组虚拟惯性控制技术

基于电力电子换流器并网的变速恒频风力发电机组对电力系统的惯性几乎没有贡献,这将成为风电场大规模接入电网之后面临的新问题。在分析双馈风电机组运行特性和控制策略的基础上,研究双馈机组的虚拟转动惯量与转速调节及电网频率变化的关系,提出双馈风电机组的虚拟惯性控制策略。该控制策略通过检测电网频率变化来调节最大功率跟踪曲线,从而释放双馈机组"隐藏"的动能,对电网提供动态频率支持。通过对含20%风电装机容量的3机系统的仿真分析,验证该控制策略在系统出现功率不平衡后,能够利用双馈风电机组的虚拟惯量使风电场具备对系统频率快速响应的能力,从而提高了基于双馈风电机组的大规模风电场接入电网后的电力系统频率稳定性。     

双馈风电机组变系数虚拟惯量优化控制

传统的变速恒频风力发电机采用电力电子变流器控制,导致机组输出功率与系统频率解耦,使风力机无法响应系统频率变化,降低了系统转动惯量。在分析双馈风力发电机运行特性和虚拟惯量特性的基础上,研究了双馈风力发电机采用虚拟惯量控制的机组转速变化与输出功率的关系,提出了同时考虑调频效益和调频成本的变系数虚拟惯量控制策略。该控制策略分别以调频时双馈风电机组输出功率、转速恢复时间衡量调频效益、调频成本的大小,并采用遗传算法离线计算机组不同运行状态下的调频系数曲线和机组转速变化程度的最优值,以实现机组频率控制系数随机组转速变化而改变。根据计算所得调频系数曲线在MATLAB/Simulink软件平台进行仿真实验,结果表明所提方法能够使双馈风电机组在不同运行状态下响应系统频率变化,并保证机组自身稳定运行。     

基于协同惯量控制的双馈风机并网系统稳定性分析

双馈风力发电机由于其运行特性,失去了一定类似同步发电机的惯性响应能力,导致双馈风力发电机大规模并网之后,电力系统惯性响应能力降低。若系统受到扰动,有时不能够维持频率在允许的范围内变动,将会对含风电的电力系统稳定性造成不同程度的影响。文章推导了采用定子磁链定向矢量控制的双馈风力发电机的惯量控制模型,提出一种基于虚拟惯量控制和转子转速控制的协同控制策略,在Matlab/Simulink中建立虚拟惯量控制模块及转子转速控制模块,仿真分析协同惯量控制下双馈风力发电机并网系统惯性响应的影响以及该控制策略对惯量支撑、系统频率的影响。仿真结果表明,不同工况下,协同惯量控制可为风电并网系统提供一定惯量支撑,在有效防止系统频率深度跌落的同时提升了系统的稳定性。研究结果可为实际工程提供理论指导。