飞轮储能参与风场调频控制研究

张继红，崔天祥，熊 伟，吴振奎，张自雷

（1.内蒙古自治区光热与风能发电重点实验室（内蒙古科技大学），内蒙古 包头 014010；2.陆军装备部驻包头地区第一军代室，内蒙古 包头 014030）

0 引言

随着国际社会对保障能源安全、保护生态环境、应对气候变化等问题的日益重视，加快开发利用可再生能源已成为世界各国的普遍共识和一致行动。随着可再生能源利用技术的进步和产业化的快速发展，我国可再生能源已具备规模化开发应用的基础，并展示了良好的发展前景，同时也受到了可再生能源发电特性的明显制约［1］。一方面，现有的电力运行机制难以适应可再生能源规模化发展需求，主要表现在以传统能源为主的电力系统尚不能完全满足风电、光伏等波动性可再生能源的并网运行要求［2］；另一方面，虽然可再生能源装机容量逐年快速增长，但利用效率不高，“重建设、轻利用”的情况仍较为突出，供给与需求不平衡、不协调，致使可再生能源持续利用潜力未能充分挖掘，可再生能源占一次能源消费的比重与发达国家相比仍处于较低水平［3-4］。

随着我国经济的快速发展和“双碳”战略目标的提出，规模化可再生能源装机容量进一步扩大，导致火电承担电网深度调峰调频的负担日益沉重，传统电力产业面临严峻挑战［5-6］。因此，国家电网有限公司和地方电力公司先后出台了多项指导意见，明确了储能系统参与风电、光伏联合调节任务，旨在确保电力系统频率稳定与电能质量水平［7］。

近年来，国内推出的储能种类繁多、特性各异，但能够较好担任风电场联合调频任务的储能设备并不多。其中，飞轮储能具有寿命长、清洁无污染和充放电次数不受限制等突出优势，可实现电力系统调频、调峰、有功和无功调节等［8-9］。飞轮储能的配置可有效支撑新型电力系统产业转型，对推动能源行业低碳转型具有建设性意义。另外，国家能源局发布《电力运行并网管理规定》［10］和《电力辅助服务管理办法》［11］，将飞轮储能纳入并网主体管理参与电力辅助服务，为推进飞轮储能的工程应用奠定了基础。

目前，关于飞轮储能联合风场进行调频的文献报道相对较少，但预期的社会关注度将逐年提高。其中文献［12］通过改进虚拟惯量自适应控制方法检测飞轮储能荷电状态、自适应改变转动惯量，实现辅助调频目标，但控制结构较为复杂，不利于实际工程应用。文献［13］提出了模糊控制和矢量控制算法，以减小风电输出功率变化，这对于调频具有一定指导价值。文献［14］提出了一种基于风电最大跟踪值运行联合储能的协调控制策略，从而提高了同步发电机参与有功功率调节的速度，但由于引入宏观变量，系统呈现非线性关系，使得飞轮储能难以具备调节的灵活性。文献［15］采用火电机组协同飞轮储能辅助风电一次调频，并进行储能容量优化配置，能够有效抑制风电质量问题，减小频率波动，但对于偏远地区和缺乏火电机组配置区域实现调频功能存在一定的局限性。

本文采用飞轮储能装置辅助风电机组参与一次调频，提出了一种基于飞轮储能的风电场调频控制策略。建立飞轮储能的基本结构和数学模型，详细分析飞轮储能用于平缓风电输出功率的运行机理。根据储能系统机侧和网侧变流器控制对象不同，给出相应控制方法。通过MATLAB/Simulink仿真平台进行实验分析，验证了本文所提控制策略的有效性和正确性。

1 飞轮储能概述

1.1 飞轮储能基本结构

飞轮储能系统由飞轮转子、轴承、电动/发电机、双向功率变流器和真空腔室组成［16-17］。飞轮储能结构示意图如图1所示。其中，飞轮转子是储能系统的主体，其利用高速旋转的飞轮转子，能量以动能的形式进行储存；轴承采用磁悬浮支撑转子高速旋转，以减小机械损耗、增加转子动能、提高储能密度；电动/发电机是储能系统机械能与电能转换的媒介，根据系统运行方式不同可以处于电动和发电两种工作模式（由于永磁同步电机具备转速范围大、速度高、体积小和易维护等显著特点，因而多用于飞轮储能驱动设备）；双向功率变流器是飞轮储能的关键核心器件；真空腔室为飞轮提供了真空环境，尽可能降低系统运行损耗。

图1 储能结构示意图

1.2 飞轮能量储能

飞轮储能转子存储的能量E由转动惯量和角速度共同决定，可表示为：

式中：J为转子转动惯量；ω为转子角速度。

若使飞轮安全稳定运行，首要条件是对其进行转速限制，尤其不能处于超速运行状态，系统存储或释放的最大能量Emax可表示为：

式中：ωmax为飞轮最大角速度；ωmin为飞轮最小角速度。

则能量利用率R可表示为：

2 飞轮储能建模及其控制

2.1 永磁同步电机数学模型

飞轮储能依靠永磁同步电机带动转子实现充电、放电和能量保持3种状态切换。通过设置储能电机侧控制器id=0，在dq旋转坐标系下建立定子电压方程：

式中：ud和uq分别为定子直轴和交轴电压；id和iq分别为定子直轴和交轴电流；Ld和Lq分别为电机直轴和交轴电感；Rs为定子等效电阻；ωe为电气角速度；ψf为永磁体磁通。

电机驱动转矩TL和电磁转矩Te方程可表示为：

式中：Pm为电机极对数。

飞轮机械方程为：

式中：ωm为转子机械角速度；B为摩擦系数。

飞轮储能系统在忽略机械损耗的情况下，电机的输出有功功率Pfw等于电磁功率Pe，则：

由式（5）和式（7）可知，电机电磁功率与q轴电流直接相关。

2.2 飞轮储能电机侧控制策略

飞轮储能电机侧采用id=0 矢量控制，该控制方式的优点在于结构简单、电机铜耗较小，电流与转矩呈线性关系，易于实现飞轮的转速控制，并提高储能运行效率。飞轮电机侧控制系统示意图如图2所示。

图2 飞轮电机侧控制系统示意图

由图2可知，电机侧变流器由转速外环和电流内环构成双闭环控制系统，控制原理为：利用转子位置传感器获取转子角位置θm，由式（6）计算得出转子机械角速度ωm，将其转化为电气角速度ωe，与输入的有功功率计算得到参考转矩Teref，从而获得转矩电流参考值iqref，可表示为：

控制的实施过程中，将电机的定子电流ia、ib和ic经Park 变换得到两相同步旋转坐标系d、q轴分量id和iq，将其与给定参考值进行比较，并经过PI 变换得到电压值ud和uq；将电压输出值通过dq/αβ坐标变换得到αβ静止坐标系下电压值uα和uβ，并输入给SVPWM（空间矢量脉宽调制）获得变流器控制脉冲信号，从而控制电机充、放电运行。

2.3 飞轮储能网侧控制策略

电网侧变流器采用电网电压定向矢量控制策略，网侧电流iabc经坐标变换得到dq坐标系下d、q轴电流分量，通过控制id和iq电流，使直流母线电压保持恒定，电流输出与电网同步，并且实现对有功功率和无功功率的单独控制。

网侧变流器在dq坐标系下的数学模型可表示为：

式中：R和L分别为网侧电抗器的电阻和电感；ud和uq分别为网侧变流器d、q轴电压分量；id和iq分别为电网d、q轴电流分量；ed和eq分别为电网d、q轴电压分量，其中eq=0。

由式（9）可知，d、q轴电流分量id和iq存在耦合关系，通过电流前馈解耦方式，使系统对有功和无功单独控制，其解耦方程为：

式中：KdP和KdI分别为电流环d轴下比例和积分增益；KqP和KqI分别为电流环q轴下比例和积分增益；idref和iqref分别为电流环d、q轴下电流参考值。由式（10）可知，实现对d、q轴下电流解耦，则有功功率P和无功功率Q可以表示为：

系统采用电压电流双闭环结构，电压外环通过调节网侧dq坐标系下电流分量id和iq，以控制直流母线电压恒定，令iqref=0，使系统在单位功率因数下运行；通过前馈解耦方式得到ud和uq，经SVPWM 对网侧变流器进行控制。设计的飞轮储能网侧控制系统示意图如图3所示。

图3 飞轮电网侧控制系统示意图

该控制方式的优点在于能使网侧变流器有效减小电压脉动，使系统具有较好的稳态和动态性能，并使系统处于单位功率运行方式，减小了无功分量。

2.4 电机转速控制

飞轮在充电或放电状态下均需要设定转速限制。当飞轮处于最高转速时，若继续进行充电增加转速，不仅影响储能系统使用寿命，还可能使飞轮转子面临裂解风险，存在较大安全隐患；相反，当飞轮达到最低转速时，若系统继续放电，可能导致飞轮停止运行，从而延迟飞轮再启动时间，降低系统运行效率。为解决上述问题，本文通过设定逻辑函数方式，并结合飞轮实际转速和功率情况，限制电机电磁转矩，防止储能系统出现过充或过放的情况。

设计的限制飞轮转子转速逻辑函数可表示为：

式中：nmin为电机最低转速；nmax为电机最高转速；为电机参考功率；X的取值只有0 或1，如表1所示。飞轮储能装置随X的取值运行状态如图4所示。

表1 电机运行状态

图4 转速控制流程

飞轮储能装置因有最高转速和最低转速限制，则储能在运行时，输出能量百分比为：

式中：n为转子实际转速。

3 飞轮储能参与风电机组调频

3.1 风-储系统

飞轮储能为风力发电提供瞬时功率支撑，有效提高风电利用率，减少弃风。在风能充足时，满足飞轮储能充电状态，则电机作为电动机，将风能转化为机械能，储存于飞轮转子当中；在风能不足或发生电力缺额时，储能处于发电状态，将机械能转化为电能回馈电网。飞轮储能接入风电系统的方式主要有两种，如图5 所示。其中图5（a）将飞轮储能接入变流器直流侧，该方式结构简单，需要3个变流器工作，但对网侧变流器的容量要求较高，并且对于已建成的风场接入比较困难；图5（b）为给出的飞轮储能接入风电箱变低压侧，该接入方式的优点是实现风电机组和飞轮储能装置独立运行，不受风电机组与储能装置容量限制，提高了系统灵活性。由于风电场风机数量较大，分布在广阔区域，且每台风机地处区域不同，所受风速也不尽相同，因此造成每台风机输出功率波动不一致。但从风电场整体来讲，每台风机对其造成的影响相对较小，因而采取图5（b）的接入方式更为合理。

图5 风-储并网示意图

3.2 储能与风电协调控制

飞轮储能参与风电系统一次调频的关键为获得合适的飞轮转速外环参考量。本文通过获取风电系统发出的有功功率和电网频率，设计功率计算模块，将其输送至储能电机侧变流器控制系统，以达到一次调频的目的。首先，设定风电系统参考有功功率为Pg；其次，将参考功率与风电实际输出功率Pω进行比较；最后，将差值作为储能系统参考有功功率，可表示为：

风电系统参考有功功率由风电输出有功功率和电网频率测算获得功率共同构成。

将风电输出有功功率与期望功率相比较，并将联合采样电网频率与额定频率相比较，获得风电系统期望功率。当期望功率大于0时，向电机侧控制器输出充电的电信号，电机侧控制器控制飞轮储能装置处于充电模式，将电能转换为动能储存于转子当中；当期望功率小于0时，向电机侧控制器输出放电的电信号，电机侧控制器控制飞轮储能装置处于放电模式，储能通过机械能转化电能反馈至电网，弥补风电系统功率缺额。功率计算结构如图6所示。

图6 功率计算结构

图6中，fref为额定频率50 Hz；f为电网实际频率；K为频率调差系数；Pgref为风电系统期望功率；Pf为电网测算获得的功率。风电系统输出有功功率通过滤波器获得，因此，储能系统参考有功功率Pref可表示为：

通过计算得到飞轮储能装置实际充、放电控制功率值，将其输入至储能机侧变流器控制系统参与风电场调频。

4 仿真验证

为了验证本文所提控制策略的有效性，按照图5（b）结构在MATLAB/Simulink 仿真平台搭建容量为18 MW 的风电场，配备最大容量为6 MW的飞轮储能系统，电网用容量为100 MW 的同步发电机代替。飞轮储能系统参数如表2所示，风电系统参数如表3 所示，同步发电机参数如表4所示。

表2 飞轮储能系统参数

表3 风电系统参数

表4 同步发电机参数

图7 为自然风速模型，该模型由基本风、阵风、渐变风和随机风构成。

图7 风速曲线

图8中蓝色实线为无储能系统电网频率波动曲线，可以看出在24 s 时电网偏差大约为0.85 Hz，在34 s电网偏差大约为0.7 Hz；红色虚线为加入飞轮储能系统后电网频率波动曲线，大约在24 s 和31 s时波动较大，但都控制在±0.2 Hz之内，满足并网条件。

图8 电网频率

图9为功率波形，蓝色实线为风电场实际发出功率，红色虚线为期望功率曲线。图10 为飞轮转子转速。在实际发出功率大于期望功率时，储能系统在充电模式下运行，飞轮转子转速增加；当实际发出功率低于期望功率时，储能系统在放电模式下运行，飞轮转子转速降低。结合图9、图10可知，大约在18—23 s 满足储能系统放电条件，转子转速下降；大约在23—35 s 满足储能系统充电条件，转子转速上升。

图9 功率波形

图10 飞轮转子转速

5 结语

针对风力发电的随机性与间歇性问题，围绕储能，配合风电场调频的关键技术，通过风电场引入飞轮储能装置抑制风电频率波动，建立储能系统物理和数学模型，提出了网侧变流器采用电压定向矢量控制策略和机侧变流器采用电流矢量控制，使储能系统具有较好的灵活性和可控性。储能系统网侧变流器通过采用电压电流双闭环结构抑制直流母线电压波动，并使系统处于单位功率因数状态下运行。通过将功率计算模块的参考功率输入至储能系统机侧控制器，使飞轮储能装置精准跟踪风电功率变化和并网点频率波动，从而达到一次调频的目的。