图1 储能-风电场VSG系统结构
Fig.1 Energy storage-wind farm VSG system structure
摘要 为了充分发掘风电机组调频能力，考虑传统储能系统直接补偿风电场二次频率跌落调频控制策略存在储能系统容量需求高、经济性差的缺点，该文提出一种基于虚拟同步机（VSG）技术的风储系统协调调频控制策略。首先，在风储VSG系统结构基础上建立风储VSG数学模型，并分析风储VSG调频特性；其次，依据储能系统数学模型研究储能系统VSG调频控制方法；然后，综合考虑风电场与储能系统出力特点，提出基于风电惯量释放和储能稳态支撑的风储协调控制策略，通过风电场与储能系统并行出力的方式，在降低储能系统容量需求的同时充分发挥风电机组短时功率支撑的作用；最后，通过仿真分析可知，采用该文控制策略可在稳定系统频率的基础上大幅降低储能系统容量配置，提高风电场调频经济性。
关键词：虚拟同步机 风储联合 风电惯性释放 储能稳态支撑
风电、光伏等分布电源通过电力电子设备并网，但此类电源不具备传统电源的惯性响应特性，无法主动响应电网频率变化[1-3]。同时，风电机组出力存在波动性，当电网有功出力和负荷动态失衡时，将造成系统频率偏差，从而触发风电大规模脱网，严重危及电网稳定运行[4-5]。因此，需降低风电接入对电网频率及电能质量的影响。电网标准中明确提出风电机组应具备一次调频能力[6-7]。虚拟同步机（Virtual Synchronous Generator, VSG）技术可协调风-储系统与电网间的能量交换，使风电场具备一次调频能力[8-9]。而集中式VSG技术只需将储能与风电场对外等效成VSG，对已配备储能系统风电场改造即可实现。采用VSG技术可使风电场参与电网调频过程，而预留备用容量参与二次调频将降低风电场的风能利用率[10]。因此，如何实现储能VSG与风电场虚拟惯量协同控制，使得配置有储能的风电场可同时实现电网一次、二次调频成为研究重点。
VSG技术可使得配置有储能的风电场侧并网逆变器模拟同步发电机（Synchronous Generator, SG）具有有功-调频、无功-电压特性调节[11]。目前，对于VSG技术研究多集中在本体模型和控制策略，文献[12-14]主要建立VSG系统控制模型和控制策略，研究其调频、调压机理及多工况下运行特性。文献[15-17]主要针对电压、负载不平衡提出改进VSG控制策略，实现各类不平衡电压负序电流抑制。而VSG技术应用场景主要是微电网，文献[18]提出VSG技术应用于微电网的调频、调压策略，帮助微电网自建电压、频率。文献[19]则提出基于自适应虚拟惯性的SG控制策略，用于提高微电网抗干扰及过载能力。上述研究中未涉及VSG在配置有储能-风电场调频的相关技术研究，其应用场景主要为微电网，在风电场示范应用较少。
而已有的集中式VSG研究主要是依赖储能VSG风储系统，通过储能系统控制使风机与储能并联接口模拟发电机外特性。但此方案下并网接口VSG特性主要由储能设备实现，风机虚拟转动惯量未被利用。文献[20]提出一种具备SG特性的光伏系统，储能系统通过VSG实现不同状态系统的功率平衡，但未考虑储能单元运行特性对系统的影响。文献[21]研究了VSG运行参数对储能容量物理约束及不同无功功率对VSG运行边界的影响，但只对储能特性作了定性分析。文献[22]通过建立VSG模型，从储能功率及响应时间最佳需求等方面优化储能配置，但未考虑储能对VSG运行影响。
综上所述，综合考虑风电场与储能系统出力特点，本文拟利用风电机组和储能系统的各自优势进行协调调频控制，建立风储VSG模型及考虑荷电状态（State of Charge, SOC）的储能控制策略，分析风电惯量释放与储能稳态支撑出力时间尺度，在降低储能容量需求的同时充分发挥风电机组短时功率支撑作用。
风储集中式VSG拓扑如图1所示，其中包含储能电站、风电场和同步逆变器等，VSG拓扑采用电压型逆变器，Ug为储能输出电压，uabc为逆变器并网电压，R、L、C分别为滤波器电阻、电感及电容；Pref、Qref、P、Q分别为逆变器参考和实际输出有功、无功功率，E为参考电压，Udref、Uqref为指令电压d、q轴分量。通过改变uabc、iabc相位调节有功输出，改变电压幅值调节无功输出。储能通过DC-AC变换器接入电网[23]。
图1 储能-风电场VSG系统结构
Fig.1 Energy storage-wind farm VSG system structure
VSG可模拟SG运行特性，可在无锁相环情况下实现自同步并网。VSG控制器结构如图2所示，通过SG模型和逆变器输出电流值相互结合进行实时计算即可得出电磁转矩Te、有功功率P及无功功率Q[24]。
图2 VSG控制器结构
Fig.2 Structure of VSG controller
由SG数学模型可得逆变器模型主要包括机械方程和电磁方程。
VSG的机械方程为
（1）
式中，J为转动惯量；Dp为阻尼系数；ω和ω0分别为VSG机械角速度及电网角速度；Tm和Te分别为VSG机械和电磁转矩，可表示为
（2）
式中，Pm、Pe分别为VSG机械、电磁功率。仿照SG有功-频率特性，Pm和Pe可表示为
（3）
式中，Pset为VSG输出有功功率设定值；Kf为调差系数；Ts为系统周期。
VSG电气方程为
（4）
式中，Eabc为VSG电动势，可表示为
（5）
式中，φ为VSG转子间相位；Ea为实际电动势幅值，可表示为
（6）
式中，E0、EU、EQ分别为空载电动势、VSG励磁电压调节器输出、无功功率调节器电压输出；kv为电压调节系数；kQ为无功调节系数；U、Uref分别为并网电压实际值与参考值。
对式（1）和式（4）进行拉普拉斯变换可得VSG输出与输入额定功率传递函数为
（7）
由VSG电磁及机械方程可得，因为虚拟转动惯量J和阻尼系数Dp的引入使得同步逆变器具有SG所拥有的惯性及阻尼。因此，采用VSG来仿照常规电网大惯量，很大程度上提高了电网的频率、电压调节能力。由式（7）可知，VSG系统交换功率的振荡特性与传统电网呈现出一致性，确保了风储系统运行的稳定。因为不具备储能系统的风电场无法持续提供调频所需的有功功率，所以，要使风储系统具备模拟常规电网大惯量的特性，系统中必须配置储能系统且可持续正常运行。
储能电站内电池的剩余容量通过SOC进行表征，储能电池的端电压、内阻等参数均与SOC相关。储能电池的SOC可表示为
（8）
式中，S0为储能电池SOC初始值；Qn为储能额定容量；PES为储能充放电功率，放电计为正。
为了保护储能系统，并延长其寿命周期，将储能系统充、放电电流控制在不超过其额定电流。在储能系统SOC低于10%时，设定为下限值区，在区域内对其放电功率进行限制，充电操作不受限制。当储能系统SOC高于90%时，设定为上限值区，对其充电功率进行限制，放电操作不受限制，中间区域SOC储能系统可以正常充放电。储能系统充放电特性如图3所示。
图3 储能系统充放电特性
Fig.3 Charging and discharging characteristics of energy storage system
风电、光伏等功率输出的波动性无法满足VSG能量需求，因此VSG技术的实现需要储能系统提供持续能量支持，用于系统频率调节和电压稳定，同时可以保持风-储系统的大惯性。所以，有必要对储能系统控制进行研究。
储能系统采用锂电池储能，其具有能量密度高、输出功率大的优点。在储能系统投入运行前，为保证其稳定状态下的充、放电能力具有一致性，储能系统SOC一般位于预设值Sref，可表示为
（9）
式中，Smax和Smin分别为储能系统运行SOC上、下限值。
储能系统的物理约束通常与VSG的转动惯量J和阻尼系数Dp有关。在系统功率出现波动时，VSG会调节储能系统充、放电功率PES，可表示为
（10）
式中，ΔPf为功率波动值；PES为正，储能系统放电，PES为负，储能系统充电。在欠阻尼情况下，储能系统充、放电功率最大值为
（11）
式中，X为储能VSG等效阻抗。
由式（11）可得，储能系统充、放电功率边界值与VSG的惯性系数和阻尼系数有关。为保护储能系统，需要对不同荷电状态的充、放电功率进行限制，其限制值Plim可表示为
（12）
（13）
式中，ΔS为储能容量偏差；Sn为储能额定容量；αref为荷电状态功率系数额定值。
风储系统稳定运行时，负载功率Pload和电源出力平衡，即
（14）
式中，
为风电场功率；
为储能充放电功率。
风电场和储能系统发生功率波动时，通过VSG技术进行频率、电压控制。
（15）
式中，PVSGref为风储系统功率参考值；TVSGm为风储系统机械转矩；kω频率调节系数。
对于风电场中的风电机组而言，转子惯量控制是风电SVG中较为常见方案之一。在风机运行处于最大风能捕获区和恒转速区域内时可向电网提供有功功率支撑。风电机组提供的调频功率PWT可表示为
（16）
式中，KWTf为一次调频系数，即有功调频系数，表征在调频工况下，VSG支撑的有功功率与频率变化量的比值；TWTj为惯性系数；f为电网实时频率；f0为参考频率；Δf为频率偏差。
在单独风电机组调频过程中，调频过程被分为调频支撑阶段及转速恢复阶段。在风电机组VSG参与一次调频过程中，风电机组转子运动方程为
（17）
式中，JWT为风电机组旋转部分整体惯性常量；PWTm为风电机组机械功率；PWTe为风机机组电磁功率；ωWT为风机转速。
在风机调频过程中，转子转速下降，输入机械功率降低，其减少值为ΔPWTm，而电磁功率增加值为ΔPWTe，由此可得
（18）
由式（18）可知，风电机组在调频支撑方式下，其支撑时间由整体惯性常量、机械功率减少值及电磁功率增加值、转速等参数决定。由于风电机组转速恢复阶段，转速快速恢复到正常，风电机组输出电磁功率大幅跌落，将会造成电网频率的二次跌落。
在风电场中配置储能系统，若单独使用储能系统调频将无法充分发挥风电机组的调频能力，因此需要风-储联合调频。常规协调控制系统采用风电机组和储能系统串行运行方式，即直接补偿二次频率跌落调频控制方法。电网频率跌落后，由于风电机组转子惯量调频有限，在其调频支撑时间T结束，转子转速开始恢复，此时风机输出功率快速下降，储能系统开始快速出力，并保证风机与储能整体系统对外输出功率与之前保持不变。但在高风速情况下时，采用储能系统直接补偿由于风电机组退出调频所产生的二次频率跌落，会造成储能系统功率配置较大的问题，因此需要对风-储调频进行协调控制。
为了降低储能系统配置容量，提高风电场调频经济性，将对上述方法进行优化。由于风机释放惯量调频导致储能系统峰值功率存在尖锋，且持续时间较短，此阶段储能利用效率低，可由风电机组优先承担，系统稳态功率由储能系统支撑。风储协调控制下出力示意图如图4所示。
图4 风储协调控制下出力示意图
Fig 4 Schematic diagram of output under coordinated control of wind storage
本文所提出的基于风电惯量释放和储能稳态支撑的协调控制策略主要步骤如下：
1）首先建立风储VSG数学模型，并确定风储VSG调频裕度。
2）依据锁相环频率判断系统是否需要调频，如需调频，计算整个风-储系统所需调频功率。其调频功率为
（19）
式中，
为风储系统调频系数；
为锁相环检测到的并网点频率；
为风储系统惯量常数。
3）将调频功率通过风电场调度指令下发给储能系统和风电机组，按照储能系统优先配置的原则，判断储能功率PES是否大于风电场所需调频功率。
4）在储能功率PES大于风电场所需调频容量时，则调频功率全部由储能系统承担，此时PES=PVSG。
5）在储能功率PES小于风电场所需调频功率时，调频功率由两者共同承担。此时风电场调频功率PWT为
（20）
式中，TWT和KWT分别为风电机组VSG惯量常数和调频系数；PWTref为风电场额定功率。
6）将风电机组调频功率分配给多个风电机组，将储能系统调频功率平均分配给多个储能单元。
风储协调调频优化控制流程如图5所示。
图5 风储协调调频优化控制流程
Fig 5 Optimal control flow chart of coordinated frequency regulation of wind storage
利用Matlab/Similink搭建包含风电场、储能系统的小型电力仿真系统，参考文献[3-4]设置系统各项参数见表1，其系统结构如图6所示。风电场输出电压为690V，经升压变压器至35kV，在高压侧连接一类、二类负荷，负荷共200MW，并在其中加入负荷容量6%扰动负荷，储能容量初始配置为风电场系统容量10%，储能系统初始SOC为50%。
表1 风储系统仿真参数
Tab.1 Wind storage system simulation parameters
参数数值 系统容量/MW350 风场额定功率/MW100 初始惯量常数12 输电线路长度/km50 线路电抗/(W/km)0.277 6 初始调频系数5 扰动负荷/MW12 储能系统功率/MW10 线路电阻/(W/km)0.029
图6 风储联合系统仿真系统
Fig.6 Wind storage system simulation system
风电VSG依靠转动惯量进行调频，因此从影响频率跌落的因素惯量常数TT、调频系数KT及支撑时间对频率跌落情况进行分析。设定支撑时间为10s，初始调频系数为5，初始惯量常数为12。不同惯量常数、调频系数对频率跌落的影响如图7和图8所示。
图7 惯性常量对频率跌落的影响
Fig.7 Influence of inertia constant on frequency drop
图8 调频系数对频率跌落的影响
Fig.8 Influence of frequency modulation coefficient on frequency drop
由图7可知，在调频系数和支撑时间不变情况下，惯性常量越大，频率跌落情况越小，但是惯性常量越大，系统达到稳态时间越长。惯性常量为12时，其将频率提升至49.817Hz，但与10相比两者相差不大，仅为0.006Hz，但稳态时间提升了2s。综合稳态时间与频率提升，将惯性常量设定为10。
由图8可知，在惯量常数和支撑时间不变的情况下，随着调频系数的增加，频率跌落提升逐渐增加，同时频率二次跌落量也随之增加。因此，综合两者，当调频系数为14时，系统的频率提升比较多，达到49.875Hz，但是二次跌落较为严重，因此，此部分跌落需要利用储能系统与风机转动惯量来联合控制，以达到最优。
不同风速下风储协调控制策略所需要储能容量见表2。在风速5.8m/s、7.2m/s、8.9m/s及12.5m/s工况时，不同调频控制方式下所需储能系统容量有较大差异。仅单独储能系统调频所需要储能容量为8.5%，并不受风速影响。而直接补偿二次频率跌落调频和基于VSG风储协调调频方法所需储能容量随风速增大而增大，额定风速12.5m/s时所需储能容量最大，在两种控制方法下分别为5.9%和4.7%。由表2可得，与单独储能调频和直接补偿二次频率跌落调频方法相比，采用本文所提出协调调频方法可分别降低储能系统配置容量3.8%和1.2%。
表2 不同风速下各种调频策略对储能需求
Tab.2 Energy storage requirements of various frequency modulation strategies at different wind speeds
调频策略储能容量（%） 5.8m/s7.2m/s8.9m/s12.5m/s 单独储能调频8.58.58.58.5 直接补偿二次频率跌落调频3.33.94.75.9 基于VSG风储协调调频2.83.33.84.7
在风速为11.5m/s的情况下，系统中加入6%负荷扰动，调频过程中系统频率变化情况如图9所示。
图9 不同调频策略下系统频率曲线
Fig.9 System frequency curves under different frequency modulation strategies
由图9可知，采用上述三种调频方式均可提高系统频率，且三者稳态频率趋于一致，为49.91Hz，与不调频相比稳态频率提升了0.04%。而不调频情况下，系统频率最低点为49.725Hz，采用本调频方法可将系统频率提高0.25%，为49.85Hz，略大于其他调频方法。由此可得，风储系统采用本文所提调频策略可有效稳定系统频率波动。
在调频过程中，不同调频策略下风电场出力和储能系统出力曲线如图10所示。
图10 不同调频策略下风电场出力曲线
Fig.10 Wind power output curves under different frequency modulation strategies
由图10可知，在风速11.5m/s情况下，仅储能系统调频情况下风电场处于正常出力状态，而基于VSG风储协调调频和直接补偿二次频率跌落调频两种策略下，前10s均需风电场提供调频出力。在风电场惯量支撑结束后，两种情况下风电场功率跌落分别为3.0%和4.5%。由此可见，采用本文所提策略可有效解决风电场转子惯量调频结束后所产生的二次频率跌落问题，有利于提高系统稳定性。
在调频过程中，不同调频策略下风电场出力和储能系统出力曲线如图11所示。
图11 不同调频策略下储能出力曲线
Fig.11 Energy storage output curves under different frequency modulation strategies
由图11可知，仅储能调频控制方法下，储能系统容量配置需为风电场出力峰值的8.5%。而直接补偿二次频率跌落调频需要补足风电场出力的确缺失，需要配置储能容量为5.1%。而采用本文所提控制策略仅需要配置储能容量为4.2%，与直接补偿二次频率跌落调频方法相比，采用本文所提出的基于VSG风储协调调频方法可将储能容量配置降低0.9%。
在风储协调控制过程中，储能系统SOC曲线如图12所示，由于储能系统既调节电网频率，又能平滑电网功率波动，因此其初始SOC被设定在50%。调频过程中，由于储能一直保持0.065(pu)，所以储能系统SOC一直处于下降状态，在90s的调频过程中，储能系统SOC降低4.5%用于支撑频率。
图12 风储协调调频过程中SOC变化曲线
Fig 12 SOC variation curves in the process of wind farm-energy storage coordinated frequency regulation
调频过程中，不同调频策略储能-风电场调频总出力曲线如图13所示。由图13对比分析，仅储能调频、基于VSG风储协调调频、直接补偿二次频率跌落调频三种调频控制策略系统总出力基本相同，但基于VSG风储协调调频系统出力相对平滑稳定。
图13 不同调频策略下系统总出力曲线
Fig.13 Total output curves of system under different frequency regulation strategies
本文对含有储能系统的风电场调频策略进行研究，提出基于VSG技术的风储协调调频控制策略，得到如下结论：
1）在额定风速及以下，随风速增大储能系统容量配置增加。在风速为11.5m/s时，与单独储能调频和直接补偿二次频率跌落调频方法相比，采用本文所提调频方法可分别降低储能配置容量4.3%和0.9%。
2）与不调频情况相比，采用本调频方法可将系统最低频率提高0.25%，为49.85Hz，略大于其他调频方法，稳态频率提升了0.04%。风储系统采用本文所提调频策略可有效稳定系统频率波动。
3）在风速11.5m/s情况下，与直接补偿二次频率跌落调频方法相比，风电场惯量支撑结束后风电场出力跌落量降低了1.5%，因此可有效解决风电场调频二次频率跌落问题，有利于提高系统稳定性。
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Coordinated Frequency Modulation Control Strategy of Wind Farm-Storage System Based on Virtual Synchronous Generator Technology
Abstract In order to fully explore the frequency regulation capability of wind turbine and consider the shortcomings of traditional frequency modulation control strategy that the energy storage system (ESS) directly compensates the wind farm's secondary frequency drop, such as the high ESS capacity requirements and poor economy, a coordinated frequency regulation control strategy based on virtual synchronous generator (VSG) technology is proposed by the paper. Firstly, based on the structure of wind farm-ESS VSG system, the mathematical model of wind farm-ESS VSG is established, and the frequency modulation characteristics of wind storage VSG are analyzed. Secondly, according to the mathematical model of ESS, the state of charge (SOC) is considered. Then, considering the output characteristics of wind farm and ESS, a coordinated control strategy based on wind power inertia release and ESS steady-state support is proposed. By means of parallel output of wind farm and ESS, the short-term power support function of wind turbine can be brought into full play and the capacity demand of ESS is reduced. The simulation results show that the control strategy in the paper can greatly reduce the capacity configuration of ESS and improve the efficiency of wind farm frequency modulation on the basis of stabilizing the system frequency.
keywords：Virtual synchronous generator(VSG), wind storage combination, wind power inertia release, support of energy storage
DOI:10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.L90291
中图分类号：TM734
辽宁省教育厅科学研究经费项目（LQGD2019005）和辽宁省科协科技创新智库项目（LNKX2020ZD03）资助。
收稿日期 2020-07-09
改稿日期 2020-11-02
张冠锋 男，1986年生，博士研究生，研究方向为新能源并网技术。E-mail：zguanf@126.com
杨俊友 男，1963年生，教授，博士生导师，研究方向为新能源发电技术、特种电机及其控制等。E-mail：junyouyang@sut.edu.cn（通信作者）
（编辑 赫蕾）