程進(jìn)，潘智軒，程海鋒，戴明利，黃敏麗

（上?？睖y(cè)設(shè)計(jì)研究院有限公司，上海200335）

雙饋感應(yīng)風(fēng)力發(fā)電機(jī)組（doubly-fed induc?tion generator，DFIG）是目前的主流機(jī)型，然而由于傳統(tǒng)DFIG運(yùn)行在最大功率跟蹤（maximum power point tracking，MPPT）狀態(tài)，轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速與系統(tǒng)頻率解耦，失去了對(duì)頻率波動(dòng)的響應(yīng)能力。

對(duì)此，文獻(xiàn)[1-2]提出通過在機(jī)側(cè)變流器控制中附加轉(zhuǎn)矩響應(yīng)環(huán)節(jié)來提供慣性響應(yīng)。文獻(xiàn)[2]提出在MPPT有功功率給定值上附加與頻率變化率（-df∕dt）和頻率偏差（-Δf）成正比的參考值，以模擬慣量和支持一次調(diào)頻[3-5]。因此，當(dāng)風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)模擬慣量控制時(shí)，機(jī)組慣性動(dòng)能只能為系統(tǒng)提供數(shù)s的支持[6]，并且當(dāng)轉(zhuǎn)子動(dòng)能釋放到閾值后，不能繼續(xù)參與調(diào)節(jié)，需要從電網(wǎng)吸收能量再次存儲(chǔ)，才能恢復(fù)其慣量支撐能力。如果此時(shí)電網(wǎng)頻率尚沒有恢復(fù)到穩(wěn)定狀態(tài)，轉(zhuǎn)子動(dòng)能的再次存儲(chǔ)將會(huì)影響系統(tǒng)頻率的恢復(fù)，導(dǎo)致頻率二次震蕩，惡化系統(tǒng)頻率和電壓的調(diào)節(jié)。

文獻(xiàn)[7]采用改進(jìn)頻率控制單元，提高響應(yīng)速度，改善暫態(tài)頻率偏差，加速機(jī)組轉(zhuǎn)速恢復(fù)，文獻(xiàn)[8]提出推遲轉(zhuǎn)速恢復(fù)階段，將其控制在電網(wǎng)頻率恢復(fù)到最佳運(yùn)行狀態(tài)后開啟，避免因轉(zhuǎn)子動(dòng)能存儲(chǔ)引起的頻率二次震蕩。

文獻(xiàn)[9-12]通過調(diào)節(jié)槳距角預(yù)留旋轉(zhuǎn)備用容量來提供慣量支持系統(tǒng)調(diào)頻，然而，槳距角響應(yīng)速度較慢，影響到正常工況下的風(fēng)能利用率，在實(shí)際工程應(yīng)用中，也存在一定的維修風(fēng)險(xiǎn)，增加維護(hù)成本。為了實(shí)時(shí)響應(yīng)系統(tǒng)一次調(diào)頻，文獻(xiàn)[13-14]提出在超速減載控制的基礎(chǔ)上利用風(fēng)電機(jī)組有功∕頻率下垂控制特性，超速減載方式節(jié)省了常規(guī)備用的投資成本，交流變頻技術(shù)加快了功率控制速度，增強(qiáng)頻率穩(wěn)定性，但這種方式縮小了正常工況下轉(zhuǎn)子有效運(yùn)行范圍，更降低了風(fēng)能利用率，影響風(fēng)電機(jī)組發(fā)電效益?；谝陨涎芯勘尘?，文獻(xiàn)[15-18]提出綜合超速減載與變槳距角控制，對(duì)DFIG整體控制性能特別是一次調(diào)頻特性有顯著的優(yōu)化效果，在此基礎(chǔ)上，文獻(xiàn)[19]在控制過程中設(shè)計(jì)修正下垂系數(shù)，進(jìn)一步改善一次調(diào)頻能力。上述研究雖比文獻(xiàn)[9-12]變槳控制預(yù)留備用容量方案的風(fēng)能利用率有所提高，也比文獻(xiàn)[13-14]超速減載控制方案的轉(zhuǎn)速運(yùn)行范圍有所擴(kuò)大，但風(fēng)機(jī)在全工況下的風(fēng)能利用率仍然降低了，究竟降低了多少未見有評(píng)述的文獻(xiàn)。

文獻(xiàn)[20]指出在高滲透率背景下，儲(chǔ)能技術(shù)憑借其快速響應(yīng)能力在風(fēng)電場頻率響應(yīng)方向上具有廣闊的應(yīng)用前景；文獻(xiàn)[21]提出了基于儲(chǔ)能技術(shù)的風(fēng)電場虛擬慣量補(bǔ)償策略；文獻(xiàn)[22]論述了風(fēng)電場裝配集中式儲(chǔ)能參與一次調(diào)頻的方案；文獻(xiàn)[23]論述了基于限轉(zhuǎn)矩控制的風(fēng)儲(chǔ)聯(lián)合調(diào)頻控制策略的有效性；文獻(xiàn)[24]在直流母線處配置超級(jí)電容器組儲(chǔ)能單元完成故障穿越；文獻(xiàn)[25]和文獻(xiàn)[26]分別采用直流母線并聯(lián)配置鋰電池和超級(jí)電容器參與系統(tǒng)慣量支撐與一次調(diào)頻，并沒有考慮到頻率變化時(shí)的電壓波動(dòng)情況，且目前尚無綜合分析風(fēng)電機(jī)組頻率和電壓協(xié)調(diào)控制研究。

綜上，本文綜合考慮DFIG發(fā)電效益和系統(tǒng)一次調(diào)頻需求，提出基于分布式儲(chǔ)能控制DFIG參與系統(tǒng)慣量支撐與一次調(diào)頻控制。分析雙饋感應(yīng)機(jī)組的無功調(diào)節(jié)能力，從而確定其有功-頻率和無功-電壓協(xié)調(diào)控制策略?；贛atlab∕Simulink搭建四機(jī)兩區(qū)域模型，對(duì)所提方案具備電壓和頻率協(xié)調(diào)控制功能進(jìn)行仿真驗(yàn)證。最后通過實(shí)驗(yàn)說明了所提控制策略的有效性。

1 基于分布式儲(chǔ)能的DFIG電卾∕頻率協(xié)調(diào)控制方法

1.1 基于儲(chǔ)能裝置的DFIG慣量支撐與一次調(diào)頻

雙饋感應(yīng)發(fā)電機(jī)組采用超速減載控制時(shí)，不僅影響了其正常工作時(shí)的發(fā)電效益，還忽視了負(fù)荷突減時(shí)轉(zhuǎn)速和功率調(diào)節(jié)深度的問題。對(duì)此，本文綜合超速減載控制和MPPT的優(yōu)勢(shì)，提出控制策略如圖1所示。

圖1 一次調(diào)頻控制結(jié)構(gòu)Fig.1 Primary frequency modulation control structure

一次調(diào)頻控制調(diào)節(jié)步驟如下。

將擾動(dòng)分為三類：1）無擾動(dòng)時(shí)，風(fēng)機(jī)工作在MPPT狀態(tài)下，輸出功率Pω即為參考功率Pref，無其他附加功率；2）當(dāng)負(fù)荷預(yù)測(cè)模塊發(fā)現(xiàn)負(fù)荷增加時(shí)，保持與無擾動(dòng)時(shí)相同的控制，保證風(fēng)電機(jī)組的最大發(fā)電效益；3）發(fā)現(xiàn)負(fù)荷減小時(shí)，根據(jù)頻率偏差Δf和頻率變化率df∕dt得到附加調(diào)節(jié)功率ΔP1和ΔP2，其中，一次調(diào)頻功率ΔP1=Kp×Δf，慣量支撐功率 ΔP2=Kd×df∕dt，最終得到參考功率Pref=ΔP1+ΔP2+Pω，據(jù)此實(shí)現(xiàn)風(fēng)電機(jī)組的調(diào)頻控制。

由上述控制策略可知，負(fù)荷增加后DFIG由于缺乏備用容量以至于不能參與系統(tǒng)一次調(diào)頻，解決問題的關(guān)鍵是配備合適的儲(chǔ)能系統(tǒng)參與系統(tǒng)調(diào)頻。儲(chǔ)能系統(tǒng)通過雙向DC∕DC變流器連接到直流側(cè)母線電容上，該變流器能夠憑借其ms級(jí)的響應(yīng)速度支持儲(chǔ)能系統(tǒng)完成輸出功率的快速變化，進(jìn)而幫助風(fēng)電機(jī)組完成一次調(diào)頻控制，同時(shí)能夠在系統(tǒng)恢復(fù)穩(wěn)定狀態(tài)后及時(shí)退出，有效地避免超調(diào)現(xiàn)象的出現(xiàn)。同時(shí)，超級(jí)電容器功率密度大、可循環(huán)次數(shù)較多，因此，本文選取超級(jí)電容儲(chǔ)能系統(tǒng)為風(fēng)電機(jī)組提供備用容量，如圖2所示。

圖2 DFIG的儲(chǔ)能配置Fig.2 DFIG energy storage configuration

利用下垂控制給定其輸出功率參考值，如下式所示：

式中：Kscss為下垂系數(shù)。

當(dāng)負(fù)荷增加時(shí)，超級(jí)電容儲(chǔ)能系統(tǒng)持續(xù)放電。

1.2 DFIG的無功電壓控制方法

1.2.1 無功功率限值的計(jì)算

由于網(wǎng)側(cè)變流器無功輸出較少，本節(jié)為了簡化計(jì)算，將其忽略。DFIG等效電路圖如圖3所示。圖3中，Ps，Qs，Pr，Qr分別為定、轉(zhuǎn)子側(cè)輸出的有功和無功功率。

圖3 雙饋風(fēng)電機(jī)組的等效電路圖Fig.3 Equivalent circuit diagram of DFIG

根據(jù)圖3，可以得到如下的關(guān)系式：

式中：Rs，Xσs，Rr，Xσr分別為定、轉(zhuǎn)子電阻、電抗；Xm為激磁電抗；Is，Ir分別為定、轉(zhuǎn)子電流向量；Im為勵(lì)磁電流向量；s為轉(zhuǎn)差率；Us，Ur分別為定、轉(zhuǎn)子電壓向量；E為氣隙磁場感應(yīng)電動(dòng)勢(shì)向量。

令

式中：Ips為定子側(cè)電流的有功分量；Iqs為定子側(cè)電流的無功分量；Us為定子電壓。

對(duì)定子側(cè)有功和無功采用解耦控制，則

由此可得到Ps，Qs與轉(zhuǎn)子電流之間的關(guān)系，如下所示：

式中：Xs為定子電抗。

將式（6）做出進(jìn)一步的整理，得到下式：

進(jìn)一步忽略Rs，則定子發(fā)出無功功率限值為

式中：Qsmax，Qsmin分別為定子側(cè)輸出無功功率的最大值和最小值；Irmax為轉(zhuǎn)子電流最大值，通常取1.2（標(biāo)幺值）。

觀察式（8）可以得到，風(fēng)機(jī)的有功功率輸出實(shí)際值決定了機(jī)組能夠輸出無功功率的最大范圍，從而構(gòu)建無功限幅模塊。

1.2.2 無功-電壓下垂控制策略

為了達(dá)到平抑風(fēng)電系統(tǒng)電壓振蕩的目的，本文優(yōu)化無功控制，改進(jìn)風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)子側(cè)變流器控制策略，如圖4所示。

圖4 無功功率控制策略框圖Fig.4 Reactive power control strategy block diagram

圖4中，Kq為下垂系數(shù)，uref為電壓參考值，u為實(shí)際值。為獲取無功功率給定值Qref，其控制步驟如下：首先，Q0為正常工作時(shí)，在單位功率因數(shù)狀態(tài)下風(fēng)機(jī)的無功功率輸出值，故Q0=0。ΔQ為電壓振蕩時(shí)通過下垂控制得到的無功功率輸出值，ΔQ=Kq（uref-u）。令QG=ΔQ+Q0，再根據(jù)式（8）設(shè)計(jì)無功限幅模塊，QG經(jīng)過限幅模塊得到最終參考值Qref。

1.3 總控制方案

綜上所述，本文提出風(fēng)機(jī)有功-頻率和無功-電壓協(xié)調(diào)控制策略，如圖5所示。

圖5 總控制方案Fig.5 Overall control scheme

本文所提控制策略皆在轉(zhuǎn)子側(cè)變流器中完成，主要控制思路如下：當(dāng)|Δf|≤ 0.03?Hz，即無擾動(dòng)時(shí)，風(fēng)機(jī)工作在MPPT狀態(tài)下，輸出功率Pω即為參考功率Pref，無其他附加功率。當(dāng)Δf<-0.03 Hz，即負(fù)荷增加時(shí)，通過超級(jí)電容器放電參與系統(tǒng)調(diào)頻，ΔPscss為通過超級(jí)電容器放電參與系統(tǒng)調(diào)頻的有功功率值。當(dāng)Δf>0.03 Hz，即負(fù)荷減小時(shí)，根據(jù)Δf和df∕dt得到附加調(diào)節(jié)功率ΔP1和ΔP2，其中：ΔP1=Kp×Δf，ΔP2=Kd×df∕dt，最終得到參考功率Pref=ΔP1+ΔP2+Pω。

同時(shí)，為了避免源荷波動(dòng)對(duì)電壓的影響，根據(jù)圖4，得到轉(zhuǎn)子側(cè)變流器控制無功輸出給定值Qref，抑制系統(tǒng)電壓波動(dòng)，支持電壓恢復(fù)。為了避免無功輸出影響系統(tǒng)有功控制，參考式（8）定義無功功率輸出極限范圍，得到Qsmax和Qsmin，設(shè)計(jì)無功限幅模塊，避免無功控制影響頻率調(diào)節(jié)能力。

2 基于超級(jí)電容儲(chǔ)能調(diào)頻控制經(jīng)濟(jì)性評(píng)估

在保持10%預(yù)留備用功率的前提下，1.5 MW雙饋機(jī)組效益分析如表1所示[22]?？梢钥闯?，不管是在不限電區(qū)域還是限電50%的區(qū)域，其年損失電量和年經(jīng)濟(jì)損失都不容忽視。

表1 風(fēng)機(jī)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性分析Tab.1 Economic analysis of wind turbine operation

根據(jù)文獻(xiàn)[26]計(jì)算得到采用144V×55F超級(jí)電容模組6串3并共18組參與系統(tǒng)一次調(diào)頻。其成本S（E）如下所示：

式中：C1為超級(jí)電容器建設(shè)成本；C2為系統(tǒng)運(yùn)行成本；C3為設(shè)備日常維護(hù)所需要的成本；C4為儲(chǔ)能系統(tǒng)購電成本。

超級(jí)電容器建設(shè)成本C1如下所示：

式中：αp為單位功率價(jià)格，單位 元∕kW；Prated為額定功率，單位kW；αE為單位容量價(jià)格，單位元∕（kW·h）；Erated為額定容量，單位 kW·h；Cbuild為建設(shè)過程中的其他成本。

系統(tǒng)運(yùn)行成本C2如下所示：

式中：N為額定循環(huán)次數(shù)；i為第i次充放電；α（icha-energy），E（iloss）分別為第i次充放時(shí)的購電單價(jià)和能量損失。

設(shè)備日常維護(hù)所需要的成本C3如下所示：

式中：α（o&M）為單位功率的超級(jí)電容器日常維護(hù)所需費(fèi)用，單位元∕kW。

儲(chǔ)能系統(tǒng)購電成本C4如下所示：

式中：αE2為售電電價(jià)，單位 元（∕kW·h）；Ebuy為儲(chǔ)能系統(tǒng)購電電量，單位kW·h。

有關(guān)超級(jí)電容器儲(chǔ)能裝置的技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)如表2所示。

表2 技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)Tab.2 Technical and economic indicators

目前DFIG低壓側(cè)多呈現(xiàn)出更明顯的頻率振蕩現(xiàn)象，以某電網(wǎng)內(nèi)某35 kV的母線為例，常規(guī)工作狀態(tài)下此區(qū)域系統(tǒng)頻率在24 h內(nèi)的波動(dòng)不超過±0.04 Hz，但越過±0.033 Hz（火電機(jī)組調(diào)頻死區(qū)）高達(dá)1 670次，調(diào)頻電源頻繁投入[17]。為進(jìn)一步驗(yàn)證本文所提策略的效益問題，設(shè)定超級(jí)電容器參與電網(wǎng)一次調(diào)頻時(shí)，在電網(wǎng)頻率越上限時(shí)充電，越下限時(shí)放電，每次調(diào)頻容量為150 kW×30 s。同時(shí)結(jié)合式（8）～式（12）以及表1和表2所示的數(shù)據(jù)，得到一臺(tái)容量1.5 MW的DFIG配置150 kW×30 s超級(jí)電容器的一次性投資額為64.7萬元。通過折舊率考慮硬件損耗，平均每年僅需要投入4.6萬元的建設(shè)投資金額，與備用方案相比其發(fā)電效益更強(qiáng)。其技術(shù)經(jīng)濟(jì)性對(duì)比見表3所示。

表3 技術(shù)經(jīng)濟(jì)性對(duì)比Tab.3 Technical and economic comparison

在表3中，本文分別從技術(shù)性和經(jīng)濟(jì)性對(duì)比兩種應(yīng)用模式，可知采用預(yù)留備用容量的應(yīng)用模式時(shí)，其技術(shù)性與火電機(jī)組相當(dāng)，但高達(dá)30.8萬元的年損失不容忽視；對(duì)比發(fā)現(xiàn)，應(yīng)用模式采用10%（標(biāo)幺值）儲(chǔ)能裝置時(shí)，不僅其性能明顯優(yōu)于火電，且年均投資僅需約4.6萬元。

3 仿真驗(yàn)證

3.1 仿真模型

本文在Matlab仿真軟件構(gòu)件搭建四機(jī)兩區(qū)域模型如圖6所示，其中采用本文所提的超級(jí)電容儲(chǔ)能系統(tǒng)參與調(diào)頻控制。

圖6 4機(jī)2區(qū)域系統(tǒng)Fig.6 4-machine 2-area system

圖6中，G1～G3為容量900 MW的火電廠；風(fēng)電場G4含300臺(tái)容量為1.5 MW的DFIG。Load1和Load2分別為880 MW和950 MW的有功負(fù)荷，Load3為隨機(jī)波動(dòng)負(fù)荷，C1和C2為無功補(bǔ)償裝置，具體仿真系統(tǒng)參數(shù)如下。原動(dòng)機(jī)參數(shù)：槳距角β=0°，最佳葉尖速比λ=8.1，最大風(fēng)能利用系數(shù)Cp=0.48，額定風(fēng)速V=12 m∕s；發(fā)電機(jī)參數(shù)：定子電阻Rs=0.007 06（標(biāo)幺值），定子電感Ls=0.171（標(biāo)幺值），轉(zhuǎn)子電阻Rr=0.005（標(biāo)幺值），轉(zhuǎn)子電感Lr=0.156（標(biāo)幺值），激磁電感Lm=2.9（標(biāo)幺值），極對(duì)數(shù)p=3，慣性時(shí)間常數(shù)H=5.04 s，阻尼F=0，直流電容C=10 F，直流母線電壓Vdc=1 200 V；網(wǎng)側(cè)變流器控制參數(shù)：電壓控制Kp=0.002，Ki=0.05；電流控制Kp=1，Ki=100。轉(zhuǎn)子側(cè)變流器控制參數(shù)：功率控制Kp=1，Ki=5；電流控制Kp=0.3，Ki=8。

3.2 負(fù)荷功率階躍場景

3.2.1 有功負(fù)荷階躍分析

給定機(jī)組額定風(fēng)速10 m∕s，并于仿真時(shí)間第20 s增加100 MW負(fù)荷。仿真結(jié)果如圖7～圖9所示。

圖7 頻率偏差曲線（有功負(fù)荷階躍）Fig.7 Frequency deviation curves（active load step）

圖8 風(fēng)機(jī)出口電壓波動(dòng)曲線（有功負(fù)荷階躍）Fig.8 Wind turbine outlet voltage fluctuation curves（active load step）

圖9 風(fēng)電機(jī)組輸出功率曲線（有功負(fù)荷階躍）Fig.9 Wind turbine output power curves（active load step）

觀察圖7最大功率跟蹤控制曲線可以發(fā)現(xiàn)，在MPPT控制下，風(fēng)電機(jī)組缺乏對(duì)頻率的調(diào)節(jié)作用，系統(tǒng)負(fù)荷增加100 MW后，頻率跌落程度最深；采用本文所提有功-頻率調(diào)節(jié)策略后，相比于原來的MPPT控制，頻率跌落程度明顯減小。由圖8可知，負(fù)荷增加100 MW同樣會(huì)帶來系統(tǒng)電壓的波動(dòng)，在MPPT控制下，風(fēng)機(jī)機(jī)端電壓跌落深度深；采用本文所提的電壓∕頻率協(xié)調(diào)控制能夠有效地降低電壓跌落深度，效果顯著。

由圖9可知，在MPPT模式下，風(fēng)電機(jī)組輸出功率皆不響應(yīng)負(fù)荷的變化，始終保持恒定狀態(tài)，并不參與滿足系統(tǒng)的調(diào)頻和調(diào)壓需求，本文所提策略對(duì)此進(jìn)行了合理的改進(jìn)。改進(jìn)頻率控制后，風(fēng)電機(jī)組輸出有功功率響應(yīng)系統(tǒng)內(nèi)負(fù)荷的增加，進(jìn)一步增加無功-電壓調(diào)節(jié)控制，對(duì)于風(fēng)機(jī)出口電壓的波動(dòng)也能輸出無功功率來響應(yīng)。故本文所提策略能夠應(yīng)對(duì)系統(tǒng)負(fù)荷突增的情況，平抑此時(shí)電壓和頻率的波動(dòng)。

3.2.2 無功負(fù)荷階躍分析

給定風(fēng)速10 m∕s，并于仿真時(shí)間第20 s增加100 Mvar無功負(fù)荷。仿真結(jié)果如圖10～圖12所示。

圖10 頻率偏差曲線（無功負(fù)荷階躍）Fig.10 Frequency deviation curves（reactive load step）

圖11 風(fēng)機(jī)出口電壓波動(dòng)曲線（無功負(fù)荷階躍）Fig.11 Wind turbine outlet voltage fluctuation curves（reactive load step）

從圖11中可以發(fā)現(xiàn)，當(dāng)風(fēng)電機(jī)組采用MPPT控制模式時(shí)，風(fēng)機(jī)缺乏對(duì)電壓的響應(yīng)能力，于仿真時(shí)間第20 s增加100 Mvar系統(tǒng)無功負(fù)荷后，電壓跌落程度最深。結(jié)合圖10，無功負(fù)荷的增加也帶來了不小的頻率波動(dòng)。采用本文所提策略后，電壓跌落情況得到了明顯的改善，并且有效地抑制了頻率波動(dòng)現(xiàn)象。

進(jìn)一步觀察圖12可以看出，采用MPPT控制時(shí)，面對(duì)系統(tǒng)負(fù)荷增加100 Mvar的情況，風(fēng)電機(jī)組功率輸出幾乎不響應(yīng)，系統(tǒng)抗擾能力較弱。采用本文所提的電壓∕頻率協(xié)調(diào)控制后，機(jī)組輸出功率支持頻率和電壓的恢復(fù)，系統(tǒng)穩(wěn)定性增強(qiáng)。

3.3 源荷隨機(jī)波動(dòng)場景

給定隨機(jī)波動(dòng)風(fēng)速，并伴隨有功、無功隨機(jī)波動(dòng)的負(fù)荷，有功負(fù)荷在±200 MW波動(dòng)，無功負(fù)荷在±160 Mvar波動(dòng)，如圖13所示。

圖13 隨機(jī)波動(dòng)負(fù)荷Fig.13 Random fluctuating load

最大功率跟蹤控制策略及本文所提電壓∕頻率協(xié)調(diào)控制策略2種控制策略下的頻率偏差仿真結(jié)果如圖14所示。

圖14 頻率偏差曲線（源荷隨機(jī)波動(dòng)）Fig.14 The curves of frequency deviation（random fluctuation of source load）

2種控制策略下風(fēng)機(jī)出口電壓波動(dòng)仿真結(jié)果如圖15所示。

圖15 風(fēng)機(jī)出口電壓波動(dòng)曲線（源荷隨機(jī)波動(dòng)）Fig.15 Fluctuation curves of wind turbine outlet voltage（random fluctuation of source load）

觀察圖14和圖15可以發(fā)現(xiàn)，采用MPPT控制時(shí)，面對(duì)負(fù)荷和風(fēng)速的隨機(jī)波動(dòng)，系統(tǒng)頻率和電壓的振蕩幅度較大。采用本文所提策略后，頻率偏差減小，相比于MPPT控制，負(fù)荷增加時(shí)，系統(tǒng)頻率跌落深度降低，負(fù)荷減小時(shí)，頻率超調(diào)現(xiàn)象不明顯。同時(shí)，系統(tǒng)電壓穩(wěn)定性得到顯著改善，面對(duì)風(fēng)速和負(fù)荷的變化，電壓基本能保持恒定狀態(tài)。

圖16為2種控制策略下風(fēng)電機(jī)組輸出功率仿真結(jié)果曲線圖。

圖16 風(fēng)電機(jī)組輸出功率曲線（源荷隨機(jī)波動(dòng)）Fig.16 Output power curves of the wind turbine（random fluctuation of source load）

觀察圖16可以發(fā)現(xiàn)，在源荷波動(dòng)情況下，采用MPPT控制時(shí)，風(fēng)速的波動(dòng)影響風(fēng)電機(jī)組有功輸出，風(fēng)速增加，風(fēng)機(jī)輸出功率也增加，如果此時(shí)系統(tǒng)負(fù)荷減小，將會(huì)使系統(tǒng)頻率超調(diào)明顯，缺乏調(diào)頻能力，同時(shí)其電壓調(diào)節(jié)能力也較弱。

采用本文提出的電壓∕頻率協(xié)調(diào)控制后，風(fēng)電機(jī)組能夠跟隨有功負(fù)荷的變化輸出有功功率，提供調(diào)頻能力，穩(wěn)定系統(tǒng)頻率，也能響應(yīng)無功負(fù)荷，輸出無功功率。

4 實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證

為驗(yàn)證本文所提控制策略的有效性，本文采用10 kW DFIG實(shí)驗(yàn)裝置進(jìn)行驗(yàn)證，圖17為該實(shí)驗(yàn)裝置圖。該實(shí)驗(yàn)裝置由變頻調(diào)速柜、轉(zhuǎn)子側(cè)和網(wǎng)側(cè)變流器、電網(wǎng)模擬器、快速原型控制器、超級(jí)電容器組成，轉(zhuǎn)子側(cè)變流器由快速原型控制器（rapid control prototype，RCP）控制，網(wǎng)側(cè)變流器由TMS320F28335 DSP芯片實(shí)現(xiàn)基于直流母線電壓外環(huán)的傳統(tǒng)控制，超級(jí)電容器由4組110 V×7 F超級(jí)電容模組兩串兩并實(shí)現(xiàn)。

圖17 10 kW雙饋風(fēng)力發(fā)電機(jī)組實(shí)驗(yàn)裝置圖Fig.17 Experimental setup of 10 kW doubly-fed wind turbine

DFIG實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)電氣參數(shù)為：額定功率Pn=10kW，額定電壓Un=380 V，轉(zhuǎn)速范圍ωr=1 200～1 800 r∕min，額定頻率fn=50 Hz，直流母線電壓Vdc=600 V，定轉(zhuǎn)子匝數(shù)比為1，定子漏抗Lls=1.71 mH，轉(zhuǎn)子漏抗Llr=2.39 mH，激磁電抗Lm=89.5 mH，定子電阻Rs=0.467 Ω，轉(zhuǎn)子電阻Rr=0.233 Ω，串聯(lián)激磁電阻Rm=0.633 4 Ω。

4.1 一次頻率調(diào)節(jié)的驗(yàn)證

為驗(yàn)證一次調(diào)頻控制的有效性，本文采用電網(wǎng)模擬器設(shè)置電網(wǎng)頻率波動(dòng)，分別將頻率值由50 Hz上下波動(dòng)±0.1～±0.3 Hz，如圖18a所示。設(shè)置雙饋風(fēng)電機(jī)組的風(fēng)速為8 m∕s，風(fēng)電機(jī)組根據(jù)電網(wǎng)模擬器頻率波動(dòng)輸出的有功功率見圖18b所示，當(dāng)系統(tǒng)頻率降低時(shí)，風(fēng)電機(jī)組輸出有功功率，反之，風(fēng)電機(jī)組吸收有功功率。超級(jí)電容器的輸出功率曲線如圖18c所示，當(dāng)頻率降低時(shí)，超級(jí)電容器放電，參與系統(tǒng)一次調(diào)頻。當(dāng)系統(tǒng)頻率增加時(shí)，風(fēng)電機(jī)組通過增加轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速降低輸出的有功功率，參與系統(tǒng)一次調(diào)頻，如圖18d所示。在整個(gè)過程中，風(fēng)電機(jī)組的直流母線電壓維持在300 V，如圖18e所示，為超級(jí)電容器通過網(wǎng)側(cè)變流器進(jìn)行充∕放電提供了良好的基礎(chǔ)。

圖18 實(shí)驗(yàn)波形圖Fig.18 Experimental waveforms

4.2 一次電壓調(diào)節(jié)的驗(yàn)證

為驗(yàn)證雙饋風(fēng)力發(fā)電機(jī)組定子側(cè)無功電壓下垂控制方案的有效性，在時(shí)間T為10 s時(shí)，采用電網(wǎng)模擬器設(shè)置持續(xù)時(shí)間為10 s的電壓波動(dòng)，電壓降低分別跌落至額定電壓0.75（標(biāo)幺值）和0.5（標(biāo)幺值），升高至額定電壓1.25（標(biāo)幺值）和1.5（標(biāo)幺值）。

圖19為驗(yàn)證雙饋風(fēng)電機(jī)組定子側(cè)的無功電壓下垂控制的實(shí)驗(yàn)波形圖，從圖中可以得到，其風(fēng)電機(jī)組定子側(cè)根據(jù)電網(wǎng)電壓波動(dòng)快速輸出無功功率，該技術(shù)為電網(wǎng)提供了電壓支撐。

5 結(jié)論

本文提出計(jì)及分布式儲(chǔ)能的DFIG電壓∕頻率協(xié)調(diào)控制，實(shí)現(xiàn)電壓、頻率的雙向調(diào)節(jié)功能，為風(fēng)電機(jī)組的本體改造與控制升級(jí)提供了思路。

1）在風(fēng)機(jī)MPPT控制基礎(chǔ)上提出基于超級(jí)電容器的調(diào)頻策略，在保障經(jīng)濟(jì)性的同時(shí)，顯著提升了風(fēng)機(jī)的調(diào)頻能力。

2）提出基于分布式儲(chǔ)能的雙饋感應(yīng)風(fēng)力發(fā)電機(jī)電壓∕頻率協(xié)調(diào)控制的配置方案，與超速減載預(yù)留備用方式相比，本文所提策略每年能夠減少85%的經(jīng)濟(jì)損失，同時(shí)又具有更好的控制性能，且投資較少，僅為一臺(tái)DFIG成本的10.8%。

3）本文所提策略兼顧風(fēng)電機(jī)組有功和無功的控制優(yōu)化，能夠同時(shí)增強(qiáng)系統(tǒng)頻率和電壓的穩(wěn)定性，優(yōu)化系統(tǒng)一次調(diào)頻過程，穩(wěn)定機(jī)端電壓。