摘 要： 利用直流輸電技術，以解決風電并網的波動問題。研究分析有源型電壓源直流輸電技術，通過控制并聯儲能單元的充放電功率，補償風電的波動功率，從而穩定注入電網的風電場功率，通過儲能控制系統達到控制母線電壓的穩定。仿真結果驗證了控制策略的可行性。
關鍵詞： 風電并網；電壓源直流輸電；儲能系統；功率穩定；電壓穩定；控制策略
在能源消耗日益增長、環境污染日漸嚴重的今天，風能作為可再生能源中最具規模化、產業化的新型能源而備受關注。但由于風能具有不穩定性和間隙性，風電場的輸出功率是動態變化的，對風電的并網運行帶來了不利影響。輸出功率隨風能動態變化的風電場對傳統電力系統的固定運行模式產生了一定的沖擊。當系統的功率平衡受到破壞時，因受線路阻抗特性和系統控制滯后等影響，在新的功率平衡之前，電網中可能會出現電壓尖峰；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的功率器件帶來損害[1]。
在分布式的發電系統中，已研究利用了儲能等技術手段來提高系統的穩定性。參考文獻[2]針對分布式發電系統提出了接入蓄電池與負荷-頻率相結合的措施抑制電網頻率波動，并研究了不同的蓄電池容量對系統頻率的抑制效果。通過儲能控制系統控制并網風力發電系統的電壓穩定，從而進行系統的能量調節，維護系統的功率平衡。從目前儲能技術的發展來看，大容量長壽命的無膜液流電池和具有良好動態特性的超級電容具有廣闊的發展前景[3-4]。
目前，風電場的并網的方式有直接交流并網或通過電壓源高壓直流輸電系統VSC-HVDC(Voltage Source Converter-High Voltage Direct Current)并網。其直流母線上大都采用的是并聯直流電容，稱為無源型。為解決風電場并網運行對電網的影響，本文的VSC-HVDC系統在其直流母線處通過雙向DC/DC變流器和電網相連接，稱為有源型。為使風電注入系統的功率穩定，當注入電網的風能較大時，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；當注入電網的風能較少時，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
VSC-HVDC系統一端與風電場相連，為受端系統，另一端與電網相連，為送端系統；儲能單元并接在VSC-HVDC的電網側，如圖1所示。雖然受端接受的風電功率受風能波對的影響是動態變化的，但在某一時期內可認為其平均風能是相對穩定的。當風電的動態功率大于預先設定的平均風能所產生的平均功率時，儲能單元吸收多出部分功率，處于充電狀態；當風電的動態功率小于預先設定的平均風能所產生的平均功率時，儲能單元輸出相應大小的功率，處于放電狀態，從而使風電注入到電網的功率穩定。
2 儲能單元控制系統
儲能單元控制系統如圖2所示。其原理是通過儲能單元協調控制輸電線A點電壓UA的升高，同時控制網側電壓。
儲能單元控制系統檢測B點電壓UB，當B點電壓大于設定值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由控制系統設定，不需要改變。當A點電壓超過預設值時，儲能系統會輸出控制量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點電壓不高于預設值UAref。
3 有源型電壓源直流輸電控制策略
3.1 受端系統控制策略
有源型VSC-HVDC受端系統的控制策略，設定為交流電壓模式。在該控制策略下VSC-HVDC系統對風電場而言相當于一個平衡點，起到維持風場側系統功率平衡和電壓穩定的作用。受端系統的控制策略如圖3所示，M為調制比，δ為初始相位角，PI為對應的比例積分環節，下標ref為實際值的參考值，RMS為轉換有效值。
3.2 送端系統控制策略
根據風電場的風能特性選擇適宜的儲能容量，采用容量較小的儲能單元，動態補償風電場在某一時期內風能的波動。如果風電場在不同時期內所需儲能容量有所差異，可相應地調整儲能容量，或者優化設計所需的儲能容量，滿足風電場長時期內動態補償風能波動的需要。
根據現有的VSC-HVDC系統的運行經驗，VSC-HVDC系統的換流站主要有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送端系統設定為直流電壓模式。
為使注入到電網的風電功率穩定，將風電的波動量作為儲能單元的充放電功率的參考值。根據以往的運行情況及當年的風能預測，預設風電場平均功率、風電的波動量為實測風場輸出功率與預測到的該風電場平均功率之間的差異，將風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的誤差經過一個比例積分(PI)環節作為直流電壓Udc控制的附加量ΔUdc。在已有的直流電壓模式基礎上增加儲能單元的充放電功率附加控制構成有源型VSC-HVDC送端系統的控制策略，如圖4所示。下標ref為實際值的參考值；RMS為轉換有效值；Pb為充放電的實測值；idref、iqref分別為網側交流電流d、q軸的分量參考值；PI為對應的比例積分環節。
4 仿真分析
為驗證本文提出的控制策略能夠很好地實現對電壓的有效控制，通過Matlab/Simulink仿真軟件對圖1所示的有源型VSC-HVDC系統行進了仿真分析。
4.1 電網電流變化仿真分析
為驗證在不同條件下儲能單元的影響，依據上文分析，對圖1的系統行進簡化，建立仿真模型。圖5給出了注入電網電流由150 A增加到250 A時的仿真結果。從圖5(a)和圖5(b)中看出，電網的電流增加，儲能單元可將母線電壓穩定在2 kV。但A點電壓卻明顯高于電流增加之前的數值，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，但是電壓的升高并沒有得到控制；在圖5(c)中，通過儲能單元協調控制拉低B點電壓，抑制A點電壓升高，使其穩態值不超過2.2 kV。
4.2 系統控制策略仿真
假設風電場在某一時間段中的輸出功率為P1，如圖6所示。仿真系統中，風電場的裝機容量為50 MVA；直流母線±80 kV，容量為50 MVA。風場在該時間段內的平均輸出功率為0.7 pu。
忽略儲能單元的內部特性，應用圖3、4的控制策略行進仿真，仿真結果如圖7~圖9所示。
P2為風場注入到電網的功率，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電的波動，使有源型VSC-HVDC系統的送端系統輸出功率，從而使電網吸收到的風電功率穩定。算例中假定風電功率在不到1h內有增、減，如果風速在1 h或更長時間內單調變化，就以此時間段作為參考，根據該時間段內的風電場平均功率，計算風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系統的直流母線電壓并不恒定，在參考值的基礎上波動，波動范圍視系統情況而定。仿真中，允許直流母線電壓不超過1.03 pu。依據仿真的系統規模，±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電系統的控制策略，仿真結果表明，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的控制策略，能很好地解決風電波動對電網的影響，通過控制儲能單元的充放電功率來平衡風電的波動，從而穩定注入電網的風電功率。有源型電壓源直流輸電系統的直流母線電壓并不是恒定的，而是在設定的參考值上下波動，其波動的幅值與系統本身的特性、儲能單元內部的特性以及充放電的狀態等因素有關。為了避免對變流器的工作帶來影響，應使直流電壓的波動不超出允許范圍。
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