摘 要： 利用直流輸電技術(shù)，以解決風(fēng)電并網(wǎng)的波動問題。研究分析有源型電壓源直流輸電技術(shù)，通過控制并聯(lián)儲能單元的充放電功率，補償風(fēng)電的波動功率，從而穩(wěn)定注入電網(wǎng)的風(fēng)電場功率，通過儲能控制系統(tǒng)達到控制母線電壓的穩(wěn)定。仿真結(jié)果驗證了控制策略的可行性。
關(guān)鍵詞： 風(fēng)電并網(wǎng)；電壓源直流輸電；儲能系統(tǒng)；功率穩(wěn)定；電壓穩(wěn)定；控制策略
在能源消耗日益增長、環(huán)境污染日漸嚴重的今天，風(fēng)能作為可再生能源中最具規(guī)模化、產(chǎn)業(yè)化的新型能源而備受關(guān)注。但由于風(fēng)能具有不穩(wěn)定性和間隙性，風(fēng)電場的輸出功率是動態(tài)變化的，對風(fēng)電的并網(wǎng)運行帶來了不利影響。輸出功率隨風(fēng)能動態(tài)變化的風(fēng)電場對傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的固定運行模式產(chǎn)生了一定的沖擊。當(dāng)系統(tǒng)的功率平衡受到破壞時，因受線路阻抗特性和系統(tǒng)控制滯后等影響，在新的功率平衡之前，電網(wǎng)中可能會出現(xiàn)電壓尖峰；在新的功率平衡之后，有可能造成電壓升高。電壓尖峰和電壓升高可能會對系統(tǒng)的功率器件帶來損害[1]。
在分布式的發(fā)電系統(tǒng)中，已研究利用了儲能等技術(shù)手段來提高系統(tǒng)的穩(wěn)定性。參考文獻[2]針對分布式發(fā)電系統(tǒng)提出了接入蓄電池與負荷-頻率相結(jié)合的措施抑制電網(wǎng)頻率波動，并研究了不同的蓄電池容量對系統(tǒng)頻率的抑制效果。通過儲能控制系統(tǒng)控制并網(wǎng)風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)的電壓穩(wěn)定，從而進行系統(tǒng)的能量調(diào)節(jié)，維護系統(tǒng)的功率平衡。從目前儲能技術(shù)的發(fā)展來看，大容量長壽命的無膜液流電池和具有良好動態(tài)特性的超級電容具有廣闊的發(fā)展前景[3-4]。
目前，風(fēng)電場的并網(wǎng)的方式有直接交流并網(wǎng)或通過電壓源高壓直流輸電系統(tǒng)VSC-HVDC(Voltage Source Converter-High Voltage Direct Current)并網(wǎng)。其直流母線上大都采用的是并聯(lián)直流電容，稱為無源型。為解決風(fēng)電場并網(wǎng)運行對電網(wǎng)的影響，本文的VSC-HVDC系統(tǒng)在其直流母線處通過雙向DC/DC變流器和電網(wǎng)相連接，稱為有源型。為使風(fēng)電注入系統(tǒng)的功率穩(wěn)定，當(dāng)注入電網(wǎng)的風(fēng)能較大時，儲能單元通過雙向變流器吸收一定的電能，抑制VSC-HVDC的直流母線電壓升高；當(dāng)注入電網(wǎng)的風(fēng)能較少時，儲能單元通過雙向變流器釋放不足的電能，以抑制VSC-HVDC的直流母線電壓降低。
1 有源型直流輸電系統(tǒng)
VSC-HVDC系統(tǒng)一端與風(fēng)電場相連，為受端系統(tǒng)，另一端與電網(wǎng)相連，為送端系統(tǒng)；儲能單元并接在VSC-HVDC的電網(wǎng)側(cè)，如圖1所示。雖然受端接受的風(fēng)電功率受風(fēng)能波對的影響是動態(tài)變化的，但在某一時期內(nèi)可認為其平均風(fēng)能是相對穩(wěn)定的。當(dāng)風(fēng)電的動態(tài)功率大于預(yù)先設(shè)定的平均風(fēng)能所產(chǎn)生的平均功率時，儲能單元吸收多出部分功率，處于充電狀態(tài)；當(dāng)風(fēng)電的動態(tài)功率小于預(yù)先設(shè)定的平均風(fēng)能所產(chǎn)生的平均功率時，儲能單元輸出相應(yīng)大小的功率，處于放電狀態(tài)，從而使風(fēng)電注入到電網(wǎng)的功率穩(wěn)定。
2 儲能單元控制系統(tǒng)
儲能單元控制系統(tǒng)如圖2所示。其原理是通過儲能單元協(xié)調(diào)控制輸電線A點電壓UA的升高，同時控制網(wǎng)側(cè)電壓。
儲能單元控制系統(tǒng)檢測B點電壓UB，當(dāng)B點電壓大于設(shè)定值UBref時，給定一個額外的電壓量ΔUref，瞬時降低直流母線電壓參考值，即增加注入儲能單元的電流，使儲能單元吸收波動的能量，從而限制電壓尖峰。在正常運行中UBref由控制系統(tǒng)設(shè)定，不需要改變。當(dāng)A點電壓超過預(yù)設(shè)值時，儲能系統(tǒng)會輸出控制量ΔUBref，減少直流母線電壓參考值，從而降低母線電壓。
ΔUBref可由式(1)~式(3)簡單計算，其中Rab表示為A與B兩點之間的等效電阻。
A點出送功率為：
因此，只要B電壓不大于UB-ΔUBref時，就能夠保證A點電壓不高于預(yù)設(shè)值UAref。
3 有源型電壓源直流輸電控制策略
3.1 受端系統(tǒng)控制策略
有源型VSC-HVDC受端系統(tǒng)的控制策略，設(shè)定為交流電壓模式。在該控制策略下VSC-HVDC系統(tǒng)對風(fēng)電場而言相當(dāng)于一個平衡點，起到維持風(fēng)場側(cè)系統(tǒng)功率平衡和電壓穩(wěn)定的作用。受端系統(tǒng)的控制策略如圖3所示，M為調(diào)制比，δ為初始相位角，PI為對應(yīng)的比例積分環(huán)節(jié)，下標ref為實際值的參考值，RMS為轉(zhuǎn)換有效值。
3.2 送端系統(tǒng)控制策略
根據(jù)風(fēng)電場的風(fēng)能特性選擇適宜的儲能容量，采用容量較小的儲能單元，動態(tài)補償風(fēng)電場在某一時期內(nèi)風(fēng)能的波動。如果風(fēng)電場在不同時期內(nèi)所需儲能容量有所差異，可相應(yīng)地調(diào)整儲能容量，或者優(yōu)化設(shè)計所需的儲能容量，滿足風(fēng)電場長時期內(nèi)動態(tài)補償風(fēng)能波動的需要。
根據(jù)現(xiàn)有的VSC-HVDC系統(tǒng)的運行經(jīng)驗，VSC-HVDC系統(tǒng)的換流站主要有3種控制模式[5-7]：(1)直流電壓模式。以直流電壓作為主要控制目標，以無功功率為輔助控制目標；(2)定功率模式。以有功功率作為主要控制目標，以無功功率為輔助控制目標；(3)交流電壓模式。以所聯(lián)接的交流母線電壓為控制目標。本文的有源型VSC-HVDC送端系統(tǒng)設(shè)定為直流電壓模式。
為使注入到電網(wǎng)的風(fēng)電功率穩(wěn)定，將風(fēng)電的波動量作為儲能單元的充放電功率的參考值。根據(jù)以往的運行情況及當(dāng)年的風(fēng)能預(yù)測，預(yù)設(shè)風(fēng)電場平均功率、風(fēng)電的波動量為實測風(fēng)場輸出功率與預(yù)測到的該風(fēng)電場平均功率之間的差異，將風(fēng)電的波動量作為儲能單元的充放電功率參考值Pbref。儲能單元的充放電功率實測值Pb與其參考值Pbref的誤差經(jīng)過一個比例積分(PI)環(huán)節(jié)作為直流電壓Udc控制的附加量ΔUdc。在已有的直流電壓模式基礎(chǔ)上增加儲能單元的充放電功率附加控制構(gòu)成有源型VSC-HVDC送端系統(tǒng)的控制策略，如圖4所示。下標ref為實際值的參考值；RMS為轉(zhuǎn)換有效值；Pb為充放電的實測值；idref、iqref分別為網(wǎng)側(cè)交流電流d、q軸的分量參考值；PI為對應(yīng)的比例積分環(huán)節(jié)。
4 仿真分析
為驗證本文提出的控制策略能夠很好地實現(xiàn)對電壓的有效控制，通過Matlab/Simulink仿真軟件對圖1所示的有源型VSC-HVDC系統(tǒng)行進了仿真分析。
4.1 電網(wǎng)電流變化仿真分析
為驗證在不同條件下儲能單元的影響，依據(jù)上文分析，對圖1的系統(tǒng)行進簡化，建立仿真模型。圖5給出了注入電網(wǎng)電流由150 A增加到250 A時的仿真結(jié)果。從圖5(a)和圖5(b)中看出，電網(wǎng)的電流增加，儲能單元可將母線電壓穩(wěn)定在2 kV。但A點電壓卻明顯高于電流增加之前的數(shù)值，圖5(a)中A點電壓尖峰超過了2.3 kV；在相同的條件下，圖5(b)中對A點進行電壓尖峰控制，尖峰可以被限制在2.3 kV之內(nèi)，但是電壓的升高并沒有得到控制；在圖5(c)中，通過儲能單元協(xié)調(diào)控制拉低B點電壓，抑制A點電壓升高，使其穩(wěn)態(tài)值不超過2.2 kV。
4.2 系統(tǒng)控制策略仿真
假設(shè)風(fēng)電場在某一時間段中的輸出功率為P1，如圖6所示。仿真系統(tǒng)中，風(fēng)電場的裝機容量為50 MVA；直流母線±80 kV，容量為50 MVA。風(fēng)場在該時間段內(nèi)的平均輸出功率為0.7 pu。
忽略儲能單元的內(nèi)部特性，應(yīng)用圖3、4的控制策略行進仿真，仿真結(jié)果如圖7~圖9所示。
P2為風(fēng)場注入到電網(wǎng)的功率，Pb為儲能電源的充放電功率，Udc為直流母線電壓。從仿真結(jié)果可以看出，通過儲能單元的充放電功率能夠有效地抵消風(fēng)電的波動，使有源型VSC-HVDC系統(tǒng)的送端系統(tǒng)輸出功率，從而使電網(wǎng)吸收到的風(fēng)電功率穩(wěn)定。算例中假定風(fēng)電功率在不到1h內(nèi)有增、減，如果風(fēng)速在1 h或更長時間內(nèi)單調(diào)變化，就以此時間段作為參考，根據(jù)該時間段內(nèi)的風(fēng)電場平均功率，計算風(fēng)電場功率與平均功率的差值，來確定充放電功率參考值。由圖9可以看出，有源型VSC-HVDC系統(tǒng)的直流母線電壓并不恒定，在參考值的基礎(chǔ)上波動，波動范圍視系統(tǒng)情況而定。仿真中，允許直流母線電壓不超過1.03 pu。依據(jù)仿真的系統(tǒng)規(guī)模，±80 kVA的直流母線，需要儲能單元的容量為160 kV/5.05 kAh。
分析了帶儲能單元的風(fēng)電系統(tǒng)的控制策略，仿真結(jié)果表明，本文的控制方法能有效控制電壓尖峰和電壓升高，避免功率器件的過壓損壞。提出的有源型電壓源輸電系統(tǒng)的控制策略，能很好地解決風(fēng)電波動對電網(wǎng)的影響，通過控制儲能單元的充放電功率來平衡風(fēng)電的波動，從而穩(wěn)定注入電網(wǎng)的風(fēng)電功率。有源型電壓源直流輸電系統(tǒng)的直流母線電壓并不是恒定的，而是在設(shè)定的參考值上下波動，其波動的幅值與系統(tǒng)本身的特性、儲能單元內(nèi)部的特性以及充放電的狀態(tài)等因素有關(guān)。為了避免對變流器的工作帶來影響，應(yīng)使直流電壓的波動不超出允許范圍。
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