CN111900742A - 一种风储***基于双层协同控制的调频方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种风储***基于双层协同控制的调频方法，从优化风储***频率响应动态特性出发，基于协同控制理论，提出飞轮储能协同MPPT运行风电机组提供调频响应的两层协同控制方案。通过将频率偏差和风电机组虚拟电气惯量线性组合构成宏变量，设计了实现不同风速风电机组协同提供频率支撑的变比例系数调速策略。进一步基于频率偏差、储能调频功率指令和风电机组虚拟惯量的线性组合构成宏变量，设计了飞轮储能协同风电机组提供频率支撑、快速恢复风电机组MPPT运行和避免频率二次扰动的附加调频有功调节策略。本发明鲁棒性好，控制结构简单，易于工程实现，可实现风储***对电网的调频响应作用，降低同步发电机参与调频的有功调节速度要求。

Description

一种风储***基于双层协同控制的调频方法
技术领域
本发明涉及一种风储***的调频控制方法，尤其是涉及风电场中多台风机在频率变化过程中的协同合作以及这一过程中储能配合风机共同起到频率支撑作用的控制方法。
背景技术
风电机组利用电力电子装置并网运行时，其最大功率点跟踪(MPPT)运行方式使其转子动能与电网频率解耦，无法在电网频率扰动时为频率变化提供旋转惯量支撑。随着风电并网规模的增加，***转动惯量也会不断下降，因此研究风电机组的友好型频率支撑控制对提高风电并网***的频率动态稳定性具有重要意义。
目前风电机组参加频率支撑控制的控制方法主要存在两种方式：基于风电机组减载运行的调频控制策略，以及基于风电机组转子动能调节的频率支撑控制策略。风机的减载运行包括超速减载和变桨减载两种方式，虽然减载运行可使风电机组同时具备惯性和调频的响应能力，并在调频期间使输出功率不低于响应前的初始值，但该方法使风电机组在频率正常时放弃最大功率跟踪运行方式，不能充分利用风电资源。基于风电机组转子动能调节到频率支撑控制是通过调整机组控制策略利用其隐含的转子动能响应***频率变化，从挖掘风电机组自身调频能力出发，实现风电机组对***频率扰动支撑作用，具有较好的运行经济性。常见的基于风电机组转子动能的频率支撑方法主要有虚拟惯量控制，下垂控制，桨距角控制等。
近年来，储能技术得到了迅猛的发展，考虑风电输出功率的随机波动性，以及储能装置的快速响应能力和大功率吞吐特点，利用储能提高风电消纳能力的研究也得到开展。储能装置具有快速功率响应特性，因此利用储能装置协助风电场频率支撑控制能够有效提高风电接入***的频率稳定性，具有良好的应用前景。目前，基于风储***的调频响应研究也得到国内外较多关注。
现有的风储***调频响应控制研究通常将风电场等值为单台风机，没有考虑不同风速风电机组间的频率支撑协调。而风电场往往由数十台乃至上百台风电机组组成，风电机组间运行工况不一致、动态耦合强，在其惯量响应过程中机组间相互影响，风电场惯量响应是一个分布式多机组的协调控制问题。虽然风电场内所有风电机组受到的频率扰动相同，但各机组运行状态不同，其能用于惯量补偿的转子动能不同。并且储能调频的功率指令只与***频率及其变化率有关，由于风电机组频率支撑功率的变化会对频率恢复产生影响，甚至可能引起频率的二次跌落，因此在储能调频过程中，需要进一步研究风电场多台风机和储能协同配合提供调频控制的方法。
本文在分析最大功率跟踪运行风电机组利用变比例系数调速、飞轮储能基于功率调节实现频率支撑可行性的基础上，从优化风储***频率响应动态特性出发，基于协同控制理论，提出了飞轮储能协同MPPT运行风电机组提供调频响应的两层协同控制方案。通过线性组合频率偏差和风电机组响应频率扰动的虚拟电气惯量构成宏变量，利用宏变量等于零的流形和该流形的零输入响应，设计了不同风速风电机组实现协同频率支撑的变比例系数控制策略。采用线性组合储能调频功率指令和风电机组实现协同频率支撑的宏变量，以及相同的宏变量控制流形，设计了储能协同风电机组提供频率支撑、快速恢复风电机组MPPT运行和避免频率二次扰动的附加调频控制策略。最后利用风电并网***的负荷频率扰动，验证所提协同控制的有效性，结果同时表明该策略有助于提高***同步稳定动态特性，降低对同步发电机调频功率变化速度的需求。
发明内容
本发明的上述技术问题主要是通过下述技术方案得以解决的：
一种风储***基于双层协同控制的调频方法，其特征在于，通过对风电机组和储能分别施加控制，实现风场中不同风机间的协同以及储能与风电场间的协同，具体为
风机基于变比例系数调速的内层协同控制策略：利用比例系数乘以实现风机最大功率跟踪的转速参考指令曲线，当***频率受扰变化时，通过比例系数的协同控制修正风电机组的转速参考指令以调节转速，进而实现基于转子动能调节为***提供频率惯量支撑；定义一个风场中共有n1台风电机组，首先采用式一确定当前时刻风电机组虚拟电气惯量对轴系机械惯量的比值，
Figure BDA0002566572790000031
式一中，αi是风电场中第i台风机当前时刻虚拟电气惯量与其轴系固有机械惯量的比值，ωe是电网同步电气角频率，Δωe是同步电气角频率与其额定值的偏差，n1是风场中的风机台数，
Figure BDA0002566572790000032
是同步电气角频率与其额定值偏差的变化率，Pwm,i和Pws,i是第i台风机的输入机械功率和定子输出电磁功率，Jw,i和Jw,l分别是第i台风机和第l台风机的轴系固有机械惯量，ωr,l是第l台风机的转子转速，t0是扰动初始时刻，
Figure BDA0002566572790000033
是t0时刻第l台风机的转子转速，
Figure BDA0002566572790000034
是t0时刻的***同步电气角频率，β和T都是协同控制参数，其中β为根据协同原理设计的宏变量中同步电气角频率偏差量的权重系数，T为宏变量从初始状态收敛至控制流形的时间常数；
根据式一确定的虚拟电气惯量对轴系机械惯量的比值，采用式二进行风电机组提供频率惯量支撑的变比例系数调速控制，
Figure BDA0002566572790000041
式二中，
Figure BDA0002566572790000042
和
Figure BDA0002566572790000043
分别是扰动初始时刻t0的转子转速和***电气角频率，k是调节最大功率跟踪曲线的比例系数；
飞轮储能调频响应的外层协同控制方法：采用式三进行飞轮储能频率支撑协同控制，
Figure BDA0002566572790000044
式三中，ΔPESS和
Figure BDA0002566572790000045
分别是储能调频功率及其变化率，ωe和
Figure BDA0002566572790000046
分别是***同步电气角频率及其变化率，Δωe是的当前同步电气角频率与其额定值的偏差，n1是风场中的风机台数，αi是第i台风机由式一计算得到的虚拟电气惯量与其固有机械惯量的比值，Pwm,i和Pws,i是第i台风机的输入机械功率和定子输出电磁功率，Jw,i是第i台风机的轴系固有机械惯量，β1是协同控制参数，表示宏变量中储能功率变化量的权重系数，β和T参数的含义与式一相同；
控制方法具体包括以下步骤：
步骤1、对电网频率扰动进行检测，进行风储***并网电力***的频率扰动检测；
步骤2、当电网发生频率扰动，采集当前时刻***频率，每台风机的输入机械功率和定子输出电磁功率值，根据已知的初始电气同步角频率，风机固有机械惯量，计算得到式一表示的每台风电机组虚拟电气惯量与机械惯量的比值α，进而根据式二求出风电机组调速的变比例系数k；同时，根据式三求出飞轮储能的功率指令值；
步骤3、风电机组的转速控制器根据k调节最大功率跟踪曲线，使转子转速参考值ωref变为不加控制时的k倍，进而改变风机转子动能；
步骤4、飞轮储能根据功率指令值，根据式四调节飞轮转速，使飞轮储能在频率变化时释放或吸收相应的功率，起到频率支撑作用；
Figure BDA0002566572790000051
其中，ωf0表示扰动初始时刻飞轮转速，Pref为步骤2中得到的飞轮储能功率参考值。
在上述的一种风储***基于双层协同控制的调频方法，风机基于变比例系数调速的内层协同控制策略中，内层协同控制用以根据风场中各风机的Pwm,i和Pws,i，利用协同控制确定各风电机组的αi，以使处于不同运行风速的最大功率跟踪运行机组利用变比例系数k实现基于转子动能调节的协同频率惯量支撑；式一由协同控制理论通过设置形如
Figure BDA0002566572790000052
的宏变量、求解
Figure BDA0002566572790000053
的控制流形推导求得，其中β表示同步电气角频率偏差量的权重系数，T表示宏变量从初始状态趋向控制流形的收敛时间常数；当频率偏差一定时，β值越大，同步电气角频率偏差量Δωe在宏变量
Figure BDA0002566572790000061
中所占比重越大，协同控制会迫使风机产生更大的虚拟电气惯量，从而释放出更多转子动能以提供频率惯量支撑，因此在参数选取时，β的取值应当大一些；T参数决定了宏变量收敛到流形的时间，它的取值应远小于被控***的动态响应时间。
在上述的一种风储***基于双层协同控制的调频方法，式三所示的储能参与调频的外层协同控制策略中，外层协同控制通过确定飞轮储能的附加调频功率指令ΔPESS，从而实现飞轮储能装置基于实时有功调节的调频响应和协助风电场在频率支撑后快速恢复各风电机组最大功率跟踪运行；式三由协同控制理论通过设置形如
Figure BDA0002566572790000062
的宏变量、求解
Figure BDA0002566572790000063
的控制流形推导求得，β1反映了储能功率对频率变化的调节能力大小，β1越小，储能在频率变化时释放或吸收的用于调频响应的有功功率就越大，因此β1应当取适当小一些的值；储能的调频控制策略中，附加调频功率不仅与***频率有关，还与风场中各风机的虚拟电气惯量和输出功率有关；因此，在频率恢复过程中，虽然风电机组输出功率减小和恢复最大功率跟踪运行，会给电网增加调频有功的额外需求，但外层协同控制能够根据风电场输出功率的变化，相应调节储能输出功率，在提高频率响应动态特性的同时，快速恢复各风电机组的最大功率跟踪运行。
因此，本发明具有如下优点：所发明的基于变比例系数调速实现风电机组频率支撑的方法具有控制鲁棒性，控制结构简单，易于工程实现。使处于不同风速的风电机组能够根据自身转子动能产生不同的虚拟惯性，实现多台风机协同频率支撑的目的。储能可以与风机协调配合，协同风电机组提供频率支撑，通过对储能输出功率的控制，能更加快速恢复风电机组MPPT运行，避免频率二次扰动。同时该策略有助于提高***同步稳定动态特性，降低对同步发电机调频功率变化的需求。
附图说明
图1为MPPT运行风电机组基于变比例系数调速的频率支撑控制方案。
图2为飞轮储能的频率响应控制原理图。
图3为风储***频率响应的双层协同控制方案。
图4为改进的IEEE-9节点风储***拓扑结构图。
图5a为基于FFC和L-F控制以频率偏差为输入的模糊隶属度函数。
图5b为基于FFC和L-F控制以风速为输入的模糊隶属度函数。
图5c为基于FFC和L-F控制输出的模糊隶属度函数。
图6为基于FFC和L-F控制的储能功率控制策略原理图。
图7为风储***不同频率支撑控制下***频率对负荷突变的响应。
图8为风储***不同频率支撑控制下风电机组输出功率。
图9为风电机组在不同频率支撑控制下的转速响应。
图10为风储***不同频率支撑控制下储能的输出功率。
图11为风储***不同频率支撑控制下飞轮储能的转速。
图12为风储***不同调频控制下的同步发电机输出响应。
具体实施方式
下面通过实施例，并结合附图，对本发明的技术方案作进一步具体的说明。
下面依次来介绍本发明涉及的理论基础和方法。
1、对电网频率扰动进行检测，进行双馈风电机组并网电力***的频率扰动检测。
依据下述所示不等式对电网频率扰动进行检测。
|fs,t-fe|≥ε2 (1)
Figure BDA0002566572790000081
fs,t表示时刻t的电网频率；fe表示电网额定频率；ε1和ε2为用于启动频率支撑控制的电网频率增量和频率变化速率的比较阈值。考虑我国对容量在3000MW及以上的***，频率允许偏差为±0.2Hz，在3000MW以下***，频率允许偏差为±0.5Hz，为了避免频率波动误触发惯性控制，采用标幺值进行控制计算时，设置阈值ε1＝ε2＝0.01，表示当电网频率的变化速率大于0.5Hz/s或电网频率变化量大于0.5Hz时(默认电网额定频率为50Hz)，风电机组和储能将启动频率支撑控制。此外，考虑***调频控制的时间尺度为秒级。
2、基于转速调节实现风电机组频率支撑的可行性分析
双馈风电机组利用双馈感应发电机(DFIG)转子侧背靠背电压源型变流器，将捕获的风能输入电网。为了充分利用风能资源，其通常采用最大功率跟踪(MPPT)运行方式。图1描述了MPPT运行双馈风电机组的调速控制原理。图中，fe为电网频率额定值。ρ表示空气密度。Cp(λ,β)是风能利用系数，由风机转速ωr、风速v、叶片桨距角β和叶轮半径R等参数确定。Pwm和Tm分别表示风电机组轴系的机械功率和转矩。Pws和Te分别表示双馈感应发电机的定子有功和电磁转矩。D和Hw分别表示转子轴系的机械阻尼系数和惯性时间常数。ωrmin和ωrmax分别表示风电机组并网运行的最低转速和最高转速。ωref、Tref和Pref分别表示风电机组的转速、电磁转矩和定子有功的参考值。ωref＝aPs 2+bPs+c为MPPT曲线函数，系数a、b和c可利用不同风速的最大Ps及对应ωr经拟合确定。状态方程中的状态变量X为定子和转子d、q轴电流，即isq，isd，irq和ird；控制输入可选择发电机定子和转子的d、q轴电压，即usq，usd，urq和urd,，系数矩阵A和B依据电机和控制参数确定。
由图可见，MPPT转速控制就是在桨距角不变的情况下，利用Pws对Pref的跟踪，使ωr趋于让Cp(λ,β)达到最大所对应的转速。当忽略风机轴系的转矩阻尼项，在Δt时段对轴系转矩运动方程积分，可得，
Figure BDA0002566572790000091
式中，Hw表示风电机组转子轴系的惯性时间常数。Δωr表示风电机组转速在调节起始时刻t0和结束时刻t1的变化量。结合式(1)、(2)可知：当ΔPL＞0时，将ωr,t0由初始时刻的MPPT转速减小Δωr，如果
Figure BDA0002566572790000092
(Δωr≤0)，则风电机组将会增加Pws，从而可协同同步发电机阻尼电网频率下降；当ΔPL＜0，由于通过增大风机转速使HwΔωr(2ωr,t0+Δωr)＞0(Δωr＞0)，风电机组将减小Pws，从而可协同同步发电机阻尼***频率上升。基于上述分析，本文提出如图所示的风电机组利用频率偏差动态调节变比例系数k的转速控制策略。利用该策略可在高比例风电并网***发生频率扰动时，通过调节风电机组转速指令值，实现利用风机转子动能阻尼频率变化的支撑作用。
3.飞轮储能基于实时功率调节的调频响应
飞轮储能的工作原理是将电机的转子与飞轮结合，利用电机驱动飞轮至高速旋转，将电能转变为机械能储存，当需要电能时，飞轮减速并驱动电机，电机作发电机运行，将飞轮动能转换成电能。由于永磁无刷直流电机(Brushless DC motor，BLDCM)具有调速方便，结构简单，功率密度大的特点，故通常被选为与飞轮连接的电机。图2所示为飞轮储能采用BLDCM的双闭环脉宽调制控制***原理图。
如图，外环速度调节器根据储能调节功率指令Pfref确定飞轮转速的参考值ωfref，并将其作为BLDCM电枢电流控制内环iBL的参考输入，进而产生电枢电压的参考输入uBLref,该参考输入与脉宽调制的载波信号比较，用于产生电机定子侧变流器的脉宽调制信号以控制电力电子开关的通断，通过变流器调制电机电枢电压，进而实现对电机速度的闭环控制。考虑FESS参与调频的控制时间尺度，其背靠背变流器的控制也采用双馈风电机组的平均值模型。
由于飞轮升速和降速决定了电能的储存和释放，因此通过控制旋转飞轮的转速，可以间接控制飞轮储能的输出功率。设飞轮储能t0时刻的转速是ωf0，，对t1时刻的输出功率积分可得飞轮储能能量Ef为，
Figure BDA0002566572790000101
式中，Jf是飞轮的转动惯量。结合储存在高速飞轮中的动能表达式
Figure BDA0002566572790000102
可得转速与调节有功参考值之间的关系为，
Figure BDA0002566572790000103
式中，ωfmax和ωfmin分别是飞轮转速的上限和下限值。式(5)表明，由于转速参考值可由调速初始时刻ωf0和结束时刻有功功率参考值的积分共同确定，所以可通过控制转速参考值以调节飞轮储能输出功率达到指定值。基于此，本文提出图中ΔPESS基于频率偏差的控制方案，通过附加该控制分量修改Pfref，使飞轮储能在频率变化时释放或吸收功率，减少***有功缺额，与风电机组共同实现频率支撑作用。
4.风储***协同控制策略
4.1风电机组变比例系数调速的协同控制
当忽略风电机组转子轴系的机械损耗，风电机组转子轴系的运动方程可表示为
Figure BDA0002566572790000104
式中，Jw是风电机组转子轴系的转动惯量，等于2Hw。假设风机采用图2所示附加惯量支撑控制后的电气角频率虚拟惯量为Je，则由相同时间内的能量守恒可知，
Figure BDA0002566572790000111
式中，t表示当前时刻。则Je与ωr和ωe的关系为，
Figure BDA0002566572790000112
设Je/Jw＝α，则由式(8)可确定图2中变比例系数k为，
Figure BDA0002566572790000113
式(9)表明，通过动态电气惯性系数α，即可实现风电机组利用转速调节提供频率的频率支撑。考虑各风机在频率支撑过程中可能处于不同运行风速，其转子储存动能也不同，因此当频率变化时，各风机应根据自身工况释放相应动能以提供协同的频率支撑。考虑风电场由多台风机构成的特点，本文将风电机组的电气虚拟惯量与频率偏差线性组合作为宏变量，应用协同控制理论设计风机变比例系数调速的内层协同控制策略。从而使各风电机组根据自身可释放动能的大小，避免对转速不产生深度调节情况下，协同释放转子动能以阻尼频率变化幅度。
协同控制是基于协同学和自组织理论发展的一种状态空间控制法。设存在非线性***dx/dt＝f(x,u,t)，其中x是状态变量，u是控制输入，t为时间。该方法通过定义宏变量
Figure BDA0002566572790000114
利用使
Figure BDA0002566572790000115
在控制作用下运行在等于零的流形为控制目标，以及基于
Figure BDA0002566572790000116
约束
Figure BDA0002566572790000117
趋于流行的动态过程，分别在用于约束的齐次微分方程中代入宏变量微分表达式
Figure BDA0002566572790000118
和***状态方程，以求解u的控制规律。上述控制中，流形的宏变量
Figure BDA0002566572790000119
通常可以设置状态变量的线性组合，即
Figure BDA00025665727900001110
其中βi代表宏变量
Figure BDA00025665727900001111
在流形上趋于目标位置的各分量方向。
设风场有n1台风电机组，则依据协同控制理论构建式(10)所示宏变量。
Figure BDA0002566572790000121
式中，β越大，表示风电场在频率变化时提供的虚拟电气惯量将越大。
将宏变量求导并代入
Figure BDA0002566572790000122
可得，
Figure BDA0002566572790000123
根据式(6)和(7)可得，
Figure BDA0002566572790000124
进而可求Je导数，
Figure BDA0002566572790000125
将(13)带入(11)，可得到各风机αi的控制规律为：
Figure BDA0002566572790000126
式(14)包括两项表达式，前一项代表风电场提供的总体虚拟惯量，后一项代表第i台以外风电机组的虚拟惯量之和，两项相减并除以第i台风机的机械惯量，可得αi的控制规律。由于在频率下降初期Δωe及
Figure BDA0002566572790000127
较大，且风电机组输出功率Pws在转子动能释放下大于输入功率Pwm，因此由前一项表达式可见，风电场的虚拟惯量较大，从而使机组快速释放大量动能。而在频率恢复阶段，随着Δωe及
Figure BDA0002566572790000128
减小，Pws逐渐减小并趋近Pwm，虚拟惯量也将减小。这种调节特点能使风电机组根据频率偏差的变化自适应调节虚拟电气惯量的大小。后一项表明，由于频率支撑时转速较高机组的转速调节范围更大，使低转速机组的第二项控制分量较大，从而使低转速机组的α减小。而不同的α将使机组在频率支撑过程中的转速变化不同，从而使不同风速的风电机组能够提供基于不同转子动能的协同虚拟惯量支撑。
4.2飞轮储能调频响应的协同控制
对风电机组提供频率支撑动态过程分析可知，其对电网额外调频有功的需求与风电机组输入风功率、转子动能调节之间的关系可用式(15)描述。
Figure BDA0002566572790000131
式中，ΔPfg表示电网的额外调频有功需求。由于风能利用系数会随风机转速偏离MPPT最优转速而减小，因此，在转速调节过程中，当输入风能下降幅度大于转子释放动能，机组输出功率将降低到小于扰动初始时刻值，从而增加电网调频有功的需求。同时，由于机组也会在调速控制下随着频率恢复从电网吸收有功以恢复其MPPT运行转速，这也将增加电网调频有功的需求。当同步发电机因有功调节速度限制无法使ΔPfg满足等式约束时，同步发电机将被迫释放其转子动能以满足等式约束，进而导致***频率的二次扰动。
从利用储能快速功率调节响应风电机组输出有功变化以提供频率支撑、快速恢复风电机组MPPT运行方式和避免频率二次扰动出发，将各风电机组和储能分别看成风储***的子***，利用FESS附加调频有功ΔPESS，各风电机组虚拟惯量和***频率偏差线性组合构建式(16)所示宏变量，
Figure BDA0002566572790000132
将宏变量求导并代入约束流形动态的齐次微分方程可得，
Figure BDA0002566572790000133
将(13)带入(17)，可得储能附加调频功率指令的协同控制规律，
Figure BDA0002566572790000134
储能装置调节功率参考方向设为输入为正输出为负。式(18)表明，附加调频功率不仅与***频率有关，还与风场中各风机的虚拟惯量和输出功率有关。因此，在频率恢复过程中，虽然风电机组输出功率减小和MPPT运行方式恢复，会给电网增加调频有功的额外需求，但外层协同控制能够根据风电场输出功率的变化，相应调节储能输出功率，在提高频率响应动态特性的同时，快速恢复各风电机组的MPPT运行方式。
4、基于IEEE-9节点风电***的仿真验证
利用Matlab/Simulink建立图4所示风储并网的改进IEEE-9节点模型。模型中，风场各风电机组按相同风速采用单机表征法进行等值风电机组建模，分别等值成风速为11m/s，10m/s和9m/s的三台机组。三个负荷L1，L2，L3分别为0.5+j0.15pu、0.3+j0.1pu和0.4+j0.2pu(基准容量为100MVA)。仿真中，风电机组设置为MPPT运行，因为降低风功率要比增加风功率容易得多，所以用于仿真的负荷频率扰动采用5.0s在L3增加0.2p.u.有功负荷以模拟频率下降情况。
为验证所研究风储***频率响应双层协同控制的有效性，分别基于风储***无频率响应，双层协同控制，风电机组变比例系数调速和储能调频分别采用α模糊逻辑控制和负荷-频率(load-frequency，L-F)控制(简称基于FFC和L-F的风储调频控制)三种情况，进行***频率扰动的对比仿真研究。仿真中，风电机组FFC控制输入Δfs的论域为{-0.2，-0.167，-0.133，-0.1，-0.067，-0.033，0}，控制输入风速的论域为{8.5，9，9.5，10，10.5，11，11.5}，控制输出αi的论域为{0，2，4，6，8，10，12}，并采用重心法对控制输出去模糊化。输入和输出的模糊隶属度函数见图5，模糊推理规则见表1，储能L-F控制的原理图见图6。
表1α的模糊逻辑推理表
Figure BDA0002566572790000141
Figure BDA0002566572790000151
附图7给出了频率在风储***三种调频控制下的动态响应对比。结果表明风储***采用调频控制能为电网频率扰动提供更好的频率支撑，并且双层协同控制较基于FFC和L-F的调频控制，能更有效地将频率跌落最低点由49.87Hz提升至49.88Hz左右。同样，在协同控制作用下，频率恢复稳定的过程具有更好的动态特性。
附图8和附图9的对比仿真结果表明，相较于基于FFC和L-F风储调频控制，双层协同控制能在频率扰动初始阶段，更迅速通过调节风机转子动能提供虚拟惯量支撑。而在频率恢复阶段，对比附图9风电机组在两种频率响应控制作用下的转速恢复时间可见，协同控制能够更快速切换风电机组的转子动能调节状态，从而减小用于虚拟惯量支撑的风电机组转子动能需求，并且在储能附加调频功率和同步发电机调频功率的支撑下，具有通过更大幅度减小输出功率以快速储存转子动能和恢复初始MPPT运行的特点。同时，仿真结果也表明变比例系数调速能够实现不同风速风电机组根据自身动能大小提供相应的频率支撑。
附图10和附图11的仿真对比表明，双层协同控制较基于FFC和L-F的调频控制，在频率扰动初始，能使储能协同风电场虚拟惯量输出更大调频功率，并且随着风电场虚拟惯量支撑增强而逐渐减小输出功率。在频率恢复阶段，能够再次增加输出的调频有功以帮助风电场恢复MPPT运行，减小风电机组转速恢复给电网调频带来的额外有功需求，并在避免频率发生二次扰动时，协助同步发电机快速恢复频率稳定。
附图12对比了同步发电机G1和G2在两种风储调频控制下的调频输出响应。由图可见，在两种调频控制的虚拟惯量支撑阶段，由于风储***输出功率增加，因此与无频率响应控制相比，G1和G2增加的调频输出功率明显减少。结合附图10和附图11可知，由于双层协同控制使储能在频率恢复阶段输出更大调频功率，因此，不仅使风电机组能更迅速恢复MPPT运行，而且使G1和G2调频输出功率的变化幅度小于基于FFC和L-F的调频控制。而G1和G2功角差的动态变化对比也表明，双层协同控制具有提高***同步稳定动态特性的特点。
本申请中所描述的具体实施例仅仅是对本发明精神作举例说明。本发明所属技术领域的技术人员可以对所描述的具体实施例做各种各样的修改或补充或采用类似的方式替代，但并不会偏离本发明的精神或者超越所附权利要求书所定义的范围。

Claims (3)

1.一种风储***基于双层协同控制的调频方法，其特征在于，通过对风电机组和储能分别施加控制，实现风场中不同风机间的协同以及储能与风电场间的协同，具体为
风机基于变比例系数调速的内层协同控制策略：利用比例系数乘以实现风机最大功率跟踪的转速参考指令曲线，当***频率受扰变化时，通过比例系数的协同控制修正风电机组的转速参考指令以调节转速，进而实现基于转子动能调节为***提供频率惯量支撑；定义一个风场中共有n1台风电机组，首先采用式一确定当前时刻风电机组虚拟电气惯量对轴系机械惯量的比值，
Figure FDA0002566572780000011
式一中，αi是风电场中第i台风机当前时刻虚拟电气惯量与其轴系固有机械惯量的比值，ωe是电网同步电气角频率，Δωe是同步电气角频率与其额定值的偏差，n1是风场中的风机台数，
Figure FDA0002566572780000012
是同步电气角频率与其额定值偏差的变化率，Pwm,i和Pws,i是第i台风机的输入机械功率和定子输出电磁功率，Jw,i和Jw,l分别是第i台风机和第l台风机的轴系固有机械惯量，ωr,l是第l台风机的转子转速，t0是扰动初始时刻，
Figure FDA0002566572780000013
是t0时刻第l台风机的转子转速，
Figure FDA0002566572780000014
是t0时刻的***同步电气角频率，β和T都是协同控制参数，其中β为根据协同原理设计的宏变量中同步电气角频率偏差量的权重系数，T为宏变量从初始状态收敛至控制流形的时间常数；
根据式一确定的虚拟电气惯量对轴系机械惯量的比值，采用式二进行风电机组提供频率惯量支撑的变比例系数调速控制，
Figure FDA0002566572780000015
式二中，
Figure FDA0002566572780000016
和
Figure FDA0002566572780000017
分别是扰动初始时刻t0的转子转速和***电气角频率，k是调节最大功率跟踪曲线的比例系数；
飞轮储能调频响应的外层协同控制方法：采用式三进行飞轮储能频率支撑协同控制，
Figure FDA0002566572780000021
式三中，ΔPESS和
Figure FDA0002566572780000022
分别是储能调频功率及其变化率，ωe和
Figure FDA0002566572780000023
分别是***同步电气角频率及其变化率，Δωe是的当前同步电气角频率与其额定值的偏差，n1是风场中的风机台数，αi是第i台风机由式一计算得到的虚拟电气惯量与其固有机械惯量的比值，Pwm,i和Pws,i是第i台风机的输入机械功率和定子输出电磁功率，Jw,i是第i台风机的轴系固有机械惯量，β1是协同控制参数，表示宏变量中储能功率变化量的权重系数，β和T参数的含义与式一相同；
控制方法具体包括以下步骤：
步骤1、对电网频率扰动进行检测，进行风储***并网电力***的频率扰动检测；
步骤2、当电网发生频率扰动，采集当前时刻***频率，每台风机的输入机械功率和定子输出电磁功率值，根据已知的初始电气同步角频率，风机固有机械惯量，计算得到式一表示的每台风电机组虚拟电气惯量与机械惯量的比值α，进而根据式二求出风电机组调速的变比例系数k；同时，根据式三求出飞轮储能的功率指令值；
步骤3、风电机组的转速控制器根据k调节最大功率跟踪曲线，使转子转速参考值ωref变为不加控制时的k倍，进而改变风机转子动能；
步骤4、飞轮储能根据功率指令值，根据式四调节飞轮转速，使飞轮储能在频率变化时释放或吸收相应的功率，起到频率支撑作用；
Figure FDA0002566572780000024
其中，ωf0表示扰动初始时刻飞轮转速，Pref为步骤2中得到的飞轮储能功率参考值。
2.根据权利要求1所述的一种风储***基于双层协同控制的调频方法，其特征在于，风机基于变比例系数调速的内层协同控制策略中，内层协同控制用以根据风场中各风机的Pwm,i和Pws,i，利用协同控制确定各风电机组的αi，以使处于不同运行风速的最大功率跟踪运行机组利用变比例系数k实现基于转子动能调节的协同频率惯量支撑；式一由协同控制理论通过设置形如
Figure FDA0002566572780000031
的宏变量、求解
Figure FDA0002566572780000032
的控制流形推导求得，其中β表示同步电气角频率偏差量的权重系数，T表示宏变量从初始状态趋向控制流形的收敛时间常数；当频率偏差一定时，β值越大，同步电气角频率偏差量Δωe在宏变量
Figure FDA0002566572780000033
中所占比重越大，协同控制会迫使风机产生更大的虚拟电气惯量，从而释放出更多转子动能以提供频率惯量支撑，因此在参数选取时，β的取值应当大一些；T参数决定了宏变量收敛到流形的时间，它的取值应远小于被控***的动态响应时间。
3.根据权利要求1所述的一种风储***基于双层协同控制的调频方法，其特征在于，式三所示的储能参与调频的外层协同控制策略中，外层协同控制通过确定飞轮储能的附加调频功率指令ΔPESS，从而实现飞轮储能装置基于实时有功调节的调频响应和协助风电场在频率支撑后快速恢复各风电机组最大功率跟踪运行；式三由协同控制理论通过设置形如
Figure FDA0002566572780000034
的宏变量、求解
Figure FDA0002566572780000035
的控制流形推导求得，β1反映了储能功率对频率变化的调节能力大小，β1越小，储能在频率变化时释放或吸收的用于调频响应的有功功率就越大，因此β1应当取适当小一些的值；储能的调频控制策略中，附加调频功率不仅与***频率有关，还与风场中各风机的虚拟电气惯量和输出功率有关；因此，在频率恢复过程中，虽然风电机组输出功率减小和恢复最大功率跟踪运行，会给电网增加调频有功的额外需求，但外层协同控制能够根据风电场输出功率的变化，相应调节储能输出功率，在提高频率响应动态特性的同时，快速恢复各风电机组的最大功率跟踪运行。
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