張祥宇 胡劍峰 付 媛 金召展

風(fēng)儲聯(lián)合系統(tǒng)的虛擬慣量需求與協(xié)同支撐

張祥宇 胡劍峰 付 媛 金召展

（新能源電力系統(tǒng)全國重點實驗室（華北電力大學(xué)） 保定 071003）

合理利用風(fēng)儲聯(lián)合系統(tǒng)的能量儲備協(xié)同實現(xiàn)虛擬慣性支撐是新能源高滲透安全并網(wǎng)的關(guān)鍵。該文首先分析風(fēng)電、儲能的虛擬慣性響應(yīng)特性及其對系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性的影響；然后，建立含虛擬慣量風(fēng)儲聯(lián)合系統(tǒng)的頻率響應(yīng)模型，計算系統(tǒng)慣性響應(yīng)時間，并以頻率變化率為安全約束，結(jié)合系統(tǒng)慣量需求，提出風(fēng)儲虛擬慣性協(xié)同支撐控制策略；最后，搭建風(fēng)電高滲透區(qū)域電網(wǎng)仿真系統(tǒng)，驗證所提控制策略通過合理調(diào)用風(fēng)儲虛擬慣量儲備可顯著提升系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性。

虛擬慣量 風(fēng)電 儲能 慣性響應(yīng) 頻率變化率

0 引言

不具備主動頻率支撐能力的新能源占比不斷提高，導(dǎo)致系統(tǒng)慣量水平下降，頻率安全已受到威脅[1-3]，如澳大利亞“9·28”事故、英國“8·9”事故，停電事發(fā)前電力系統(tǒng)均呈現(xiàn)頻率支撐不足的顯著特征[4-5]。近年來，在新能源場站規(guī)劃中，響應(yīng)速度快、控制靈活的儲能受到了廣泛關(guān)注，成為輔助新能源調(diào)頻的重要設(shè)備[6-7]。在新能源高占比電網(wǎng)中，風(fēng)機的旋轉(zhuǎn)動能與儲能的存儲能量均可視為系統(tǒng)慣性支撐的能量儲備[8-10]。因此，通過風(fēng)儲協(xié)同充分發(fā)揮新能源的頻率支撐潛力，將是提升系統(tǒng)頻率安全的關(guān)鍵。

變速風(fēng)電機組在最大功率跟蹤控制下，無法響應(yīng)系統(tǒng)頻率變化，缺乏慣性支撐、一次調(diào)頻能力。隨著變速風(fēng)電機組頻率控制技術(shù)不斷完善，在其有功控制系統(tǒng)中附加微分d/d[11-13]、/下垂[14-16]、PID[17-19]等控制模塊，可以利用風(fēng)機存儲的動能，模擬同步發(fā)電機組的慣性響應(yīng)特性。新能源場站中，不僅風(fēng)機具有動能儲備，儲能也可利用自身存儲的能量完成慣性響應(yīng)，提升新能源的并網(wǎng)支撐能力[20]。文獻(xiàn)[21]基于模糊邏輯控制提出一種儲能補償風(fēng)電機組虛擬慣量的控制策略，通過調(diào)整儲能的能量儲備，使風(fēng)電場具備慣量響應(yīng)能力，但該控制策略未充分考慮風(fēng)電機組的調(diào)頻性能。文獻(xiàn)[22]提出一種儲能參與調(diào)頻的自適應(yīng)控制策略，根據(jù)荷電狀態(tài)變化和最大頻率偏差動態(tài)調(diào)整儲能出力，但尚未評估風(fēng)電機組的調(diào)頻性能。文獻(xiàn)[23]分析了慣性響應(yīng)和頻率恢復(fù)兩個階段的系統(tǒng)頻率變化特性，完成了不同風(fēng)速下雙饋風(fēng)電機組的慣量評估，但儲能的慣性響應(yīng)能力有待探討。上述研究成果表明，利用相對簡單的微分控制環(huán)節(jié)，風(fēng)儲即可實現(xiàn)頻率響應(yīng)。但如何設(shè)計控制器參數(shù)，如何滿足系統(tǒng)頻率安全需求，以及如何保障風(fēng)儲協(xié)同可以提供預(yù)期的支撐效果成為阻礙虛擬慣性控制大規(guī)模推廣應(yīng)用的關(guān)鍵技術(shù)瓶頸。

目前，虛擬慣量普遍采用頻率微分控制，如在頻率跌落初期，風(fēng)機和儲能裝置會快速增發(fā)功率釋放能量，但支撐時間較短。待頻率跌落至最低值后，風(fēng)機和儲能需要吸收功率恢復(fù)初始運行狀態(tài)，導(dǎo)致系統(tǒng)頻率存在超調(diào)問題，甚至引起二次跌落[24-25]。這一問題是虛擬慣性控制在工程推廣應(yīng)用前需要解決的難題。文獻(xiàn)[26]引入轉(zhuǎn)速檢測模塊，在轉(zhuǎn)速達(dá)到下限值時風(fēng)機結(jié)束慣量響應(yīng)，但該策略在轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速恢復(fù)過程中風(fēng)機需要進(jìn)行減載運行，無法最大化地提升風(fēng)能利用率，降低了風(fēng)電場的經(jīng)濟效益。文獻(xiàn)[27]引入了轉(zhuǎn)速恢復(fù)模塊，風(fēng)電機組在釋放動能后運行在低轉(zhuǎn)速區(qū)間，待頻率穩(wěn)定后再進(jìn)行轉(zhuǎn)速恢復(fù)，但延時整定仍需完善，且未涉及儲能附加虛擬慣性控制后的調(diào)頻特性。上述文獻(xiàn)以風(fēng)機轉(zhuǎn)速為控制目標(biāo)，抑制虛擬慣量對頻率恢復(fù)的負(fù)面作用，但未計算獲得慣性響應(yīng)時間這一關(guān)鍵參數(shù)，導(dǎo)致控制器啟停需依賴頻率變化率，所以如何合理設(shè)計控制器死區(qū)，避免其誤動作尚需進(jìn)一步探討。在風(fēng)電機組與儲能協(xié)同并網(wǎng)支撐模式中，需在慣量評估的基礎(chǔ)上，及時啟停附加控制，才能可靠提升新能源的頻率支撐性能。然而，虛擬慣量評估不僅要考慮系統(tǒng)頻率安全要求，還要結(jié)合風(fēng)電、儲能自身運行狀態(tài)限制。目前，上述兩個問題均未得到合理解決，這也導(dǎo)致虛擬慣量始終無法合理設(shè)置控制參數(shù)。

針對目前虛擬慣性控制器參數(shù)設(shè)計存在的問題，本文首先分析了風(fēng)電、儲能虛擬慣量定義，建立了含虛擬慣量的風(fēng)儲聯(lián)合系統(tǒng)頻率動態(tài)響應(yīng)模型；其次，計算了系統(tǒng)的慣性響應(yīng)時間，將其作為虛擬慣性控制的啟停條件，并基于頻率變化率安全約束，評估了系統(tǒng)的慣量需求；然后，以系統(tǒng)慣量需求為前提，提出風(fēng)儲聯(lián)合系統(tǒng)虛擬慣性協(xié)同控制策略，合理分配風(fēng)、儲慣量支撐任務(wù)，完成了控制器參數(shù)設(shè)計，并利用慣性響應(yīng)時間及時閉鎖控制器，有效地避免了頻率超調(diào)問題；最后，搭建含風(fēng)電和儲能的3機9節(jié)點仿真系統(tǒng)，對風(fēng)儲聯(lián)合系統(tǒng)在不同運行工況下對電網(wǎng)頻率的動態(tài)支撐過程進(jìn)行仿真研究，驗證所提控制策略通過合理調(diào)用風(fēng)儲虛擬慣量儲備可顯著提升系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性。

1 風(fēng)儲系統(tǒng)的頻率響應(yīng)特性

1.1 風(fēng)機頻率響應(yīng)

為提升風(fēng)能利用率，雙饋風(fēng)電機組通常處在最大功率跟蹤狀態(tài)，因未預(yù)留備用容量，無法參與系統(tǒng)一次調(diào)頻。在頻率變化過程中，風(fēng)電機組的固有轉(zhuǎn)動慣量w僅對自身功率波動具有抑制作用，風(fēng)機轉(zhuǎn)速與系統(tǒng)頻率解耦，其固有轉(zhuǎn)動慣量不具有阻止頻率突變的作用。然而，國內(nèi)外均已明確提出并網(wǎng)風(fēng)電場需具備慣性響應(yīng)能力[28]。為解決這一問題，風(fēng)電機組的有功功率控制部分可以引入系統(tǒng)頻率變化信號，通過有功功率調(diào)節(jié)釋放或吸收風(fēng)機旋轉(zhuǎn)動能，使其虛擬出轉(zhuǎn)動慣量[29]。

式中，Dr為風(fēng)機轉(zhuǎn)速變化量；Ds為同步發(fā)電機轉(zhuǎn)速變化量；為轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)系數(shù)；r0為風(fēng)機初始角速度；s0為同步發(fā)電機的初始角速度。

由式（2）可見，風(fēng)電機組虛擬轉(zhuǎn)動慣量不僅與自身的固有慣量w和頻率變化前的風(fēng)機角速度r0有關(guān)，還取決于轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)系數(shù)，即風(fēng)機轉(zhuǎn)速變化量Dwr與同步機轉(zhuǎn)速變化量Dws的比值。與同步發(fā)電機不同，變速風(fēng)電機組的轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)范圍較大，通常可以實現(xiàn)DrDs（1）。顯然，在虛擬慣性控制過程中，變速風(fēng)電機組在較寬的轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)范圍內(nèi)可以虛擬出比自身固有慣量大很多倍的等效慣量，為系統(tǒng)頻率穩(wěn)定提供有效的支持。

為提升風(fēng)電機組提供虛擬慣量的可信度，還應(yīng)考慮機組運行狀態(tài)約束，主要包括動能儲備約束和風(fēng)機功率約束。動能儲備約束取決于慣性響應(yīng)階段內(nèi)的轉(zhuǎn)速變化允許值，當(dāng)擾動功率Dd＞0時，風(fēng)機需釋放動能從而彌補系統(tǒng)出現(xiàn)的功率缺額；當(dāng)擾動功率Dd＜0時，風(fēng)機需吸收能量，將系統(tǒng)功率的盈余部分儲存為轉(zhuǎn)子動能。因此，風(fēng)電機組的動能儲備約束可表示為

式中，Δkwmax為風(fēng)機動能儲備；r1為慣性響應(yīng)開始時刻的風(fēng)機轉(zhuǎn)速；min、max分別為風(fēng)機穩(wěn)定運行的允許最低轉(zhuǎn)速、最高轉(zhuǎn)速。

風(fēng)電機組的功率約束主要是保障風(fēng)機運行安全，限制虛擬慣性控制提供的支撐功率不得越限，表示為

式中，N為風(fēng)機額定功率；opt為最大功率跟蹤系數(shù)。

風(fēng)機通過有功功率快速調(diào)節(jié)獲得的虛擬慣量與自身的固有慣量、頻率變化及自身運行狀態(tài)等多種因素密切相關(guān)，通過運行狀態(tài)約束，風(fēng)電機組具有實現(xiàn)預(yù)期虛擬慣量支撐的能力。

1.2 儲能頻率響應(yīng)

與同步發(fā)電機組、風(fēng)電機組不同，儲能是靜止發(fā)電單元，不具備旋轉(zhuǎn)動能，但蓄電池卻可以通過有功功率控制，快速調(diào)用自身儲存的能量，為系統(tǒng)提供虛擬慣量支撐[30]。若蓄電池短時可調(diào)用足夠的能量，則仍可認(rèn)為電網(wǎng)短期內(nèi)具備有效抑制頻率突變的能量儲備。

儲能裝置可通過增加微分控制，模擬同步發(fā)電機組的慣性響應(yīng)特性。本文針對應(yīng)用廣泛的鉛酸蓄電池，分析其頻率支撐性能。由蓄電池荷電狀態(tài)定義可知，在放電的時刻，荷電狀態(tài)可表示為[31]

式中，soc()為蓄電池在時刻的荷電狀態(tài)；N為蓄電池的額定容量；B()為蓄電池在時刻的電流；B為蓄電池在時刻的剩余容量。

結(jié)合式（5），蓄電池存儲的能量B可表示為

式中，B為蓄電池存儲的能量；B為蓄電池的額定電壓；soc_0為蓄電池初始時刻的荷電狀態(tài)。

類比同步發(fā)電機旋轉(zhuǎn)動能的定義，蓄電池存儲的能量可表示為

式中，B為蓄電池的虛擬轉(zhuǎn)動慣量。

由式（7）可知，蓄電池的虛擬轉(zhuǎn)動慣量可表示為

式中，s為同步發(fā)電機的固有轉(zhuǎn)動慣量；k為同步發(fā)電機的轉(zhuǎn)子動能；S為蓄電池荷電狀態(tài)變化率與發(fā)電機轉(zhuǎn)速變化率的比值，S=(ΔSOC/SOC_0)/ (Δs/s)。

利用微分控制環(huán)節(jié)實現(xiàn)機組慣性響應(yīng)的控制方法是目前普遍采用的慣性控制方案[28]?；谝陨戏治?，為了使得雙饋感應(yīng)電機（Doubly Fed Induction Generator, DFIG）、儲能和同步機一樣在頻率變化初期提供慣性支撐，風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)和儲能系統(tǒng)均采用虛擬慣性控制，即

式中，Δ1、Δ2分別為風(fēng)機和儲能的功率響應(yīng)信號；1、2分別為風(fēng)機和儲能的附加虛擬慣性控制比例系數(shù)。

1.3 頻率主動支撐特性

不具有頻率支撐的高占比風(fēng)電和儲能接入電網(wǎng)將導(dǎo)致系統(tǒng)轉(zhuǎn)動慣量降低，頻率安全會受到嚴(yán)重威脅。風(fēng)儲系統(tǒng)需根據(jù)系統(tǒng)頻率安全需求，并結(jié)合自身能量儲備，協(xié)同完善慣量支撐能力。以短時頻率跌落為例，不同慣量水平下的頻率動態(tài)響應(yīng)特性如圖1所示。圖中，max為最大頻率變化率，0為頻率跌落時刻，nadir為頻率跌落至最低值的時刻，1為一次調(diào)頻結(jié)束時刻。

圖1 頻率主動支撐下的系統(tǒng)動態(tài)響應(yīng)

0時刻，若發(fā)生功率擾動，如負(fù)荷突增時，系統(tǒng)頻率將出現(xiàn)大幅度跌落，系統(tǒng)內(nèi)的同步發(fā)電機組、風(fēng)電機組及儲能均應(yīng)快速響應(yīng)頻率變化，通過多源快速有功功率支撐補償系統(tǒng)的功率需求。

0～nadir階段為慣量響應(yīng)階段，風(fēng)機和儲能通過附加虛擬慣性控制分擔(dān)同步機承擔(dān)的不平衡功率，從而減緩系統(tǒng)頻率跌落速度，避免頻率變化率過快導(dǎo)致系統(tǒng)頻率跌幅過大，甚至造成新能源機組脫網(wǎng)事故。

nadir～1階段：nadir時刻，頻率跌落至最低點，nadir時刻之后，系統(tǒng)頻率開始恢復(fù)，頻率變化率由負(fù)值（d/d＜0）變?yōu)檎担╠/d＞0）。風(fēng)機和儲能若采用微分環(huán)節(jié)進(jìn)行虛擬慣性控制，在頻率恢復(fù)階段，若不增加控制邏輯及時閉鎖虛擬慣性附加控制器，風(fēng)電機組和儲能將從系統(tǒng)中吸收功率，由釋放動能轉(zhuǎn)為吸收動能，增加了同步發(fā)電機的調(diào)頻負(fù)擔(dān)，會造成頻率恢復(fù)緩慢甚至二次跌落。

系統(tǒng)慣量大小將直接影響頻率安全穩(wěn)定。然而，無附加控制下，風(fēng)機和儲能無法對電網(wǎng)頻率變化提供有效支持。合理開發(fā)DFIG和儲能存儲的能量，將頻率變化信號引入風(fēng)儲控制系統(tǒng)，使其具備與同步發(fā)電機組相似的慣性響應(yīng)特性，將是增加系統(tǒng)慣量、維持頻率安全的關(guān)鍵。

2 風(fēng)儲系統(tǒng)的虛擬慣量評估

2.1 計及風(fēng)電滲透率的系統(tǒng)頻率響應(yīng)模型

隨著風(fēng)電滲透率的提升，系統(tǒng)頻率響應(yīng)能力逐漸降低，所以系統(tǒng)頻率響應(yīng)模型中需引入表征風(fēng)電滲透率的變量。設(shè)風(fēng)電同比例取代火電機組，風(fēng)電滲透率為時，系統(tǒng)頻率響應(yīng)模型如圖2所示。圖中，G為調(diào)速器的調(diào)差系數(shù)，H為汽輪機特征系數(shù)，R為汽輪機的等值慣性時間常數(shù)，g為同步機的慣性時間常數(shù)，為負(fù)荷的有功頻率響應(yīng)系數(shù)。其中，計及風(fēng)電滲透率時同步機的等效慣性時間常數(shù)、調(diào)速器的等效調(diào)差系數(shù)、風(fēng)機和儲能的功率響應(yīng)信號分別為

式中，為風(fēng)電滲透率；g1為計及風(fēng)電滲透率時同步機的等效慣性時間常數(shù)；G1為計及風(fēng)電滲透率時調(diào)速器的等效調(diào)差系數(shù)；Δ11為計及風(fēng)電滲透率時風(fēng)機的功率響應(yīng)信號；Δ21為計及風(fēng)電滲透率時儲能的功率響應(yīng)信號；為儲能占比風(fēng)機容量的比值大小。

圖2 計及風(fēng)儲的電力系統(tǒng)簡化頻率模型

由圖2可知，風(fēng)儲聯(lián)合系統(tǒng)的頻率響應(yīng)可以表示為

式中，ΔM為同步機功率響應(yīng)信號；ΔL為系統(tǒng)的負(fù)荷擾動量。其中，ΔM取決于同步機調(diào)差系數(shù)以及汽輪機參數(shù)，表示為

由式（10）可知，在未附加虛擬慣性控制之前，風(fēng)電機組在最大功率跟蹤控制下不具備頻率響應(yīng)能力，風(fēng)電高占比電網(wǎng)的慣量僅由同步機慣量提供，風(fēng)儲聯(lián)合系統(tǒng)隨著風(fēng)電滲透率的增加，系統(tǒng)等值慣量不斷下降，頻率穩(wěn)定性不足。通過對風(fēng)機和儲能附加虛擬慣性控制可以增大系統(tǒng)慣量，以負(fù)荷突增為例，由式（9）可知，當(dāng)DFIG和儲能采取虛擬慣性控制時，在頻率跌落期間（d/d＜0），風(fēng)電機組和儲能可以為系統(tǒng)注入功率，阻止頻率跌落，DFIG通過降低轉(zhuǎn)速釋放轉(zhuǎn)子動能實現(xiàn)慣性響應(yīng)，儲能通過釋放自身能量分擔(dān)同步發(fā)電機承擔(dān)的不平衡功率直至頻率跌落至最低點。

然而，當(dāng)頻率變化率發(fā)生變化后（d/d＞0），此時風(fēng)機和儲能的虛擬慣量的功率響應(yīng)均小于0。在此階段，若不增加控制邏輯及時閉鎖微分附加控制器，風(fēng)機和儲能將在虛擬慣性控制下從系統(tǒng)吸收功率，風(fēng)機和儲能由釋放動能轉(zhuǎn)為吸收動能，不利于頻率恢復(fù)。為了防止兩者的虛擬慣性控制在頻率上升期間阻礙頻率恢復(fù)，應(yīng)對其虛擬慣性附加控制器進(jìn)行啟動判斷。

GB/T 19963.1—2021《風(fēng)電場接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》已規(guī)定風(fēng)機啟動附加控制器須滿足條件：Dd/d＞0。值得注意的是，若以此為條件判斷虛擬慣性附加控制器的啟動與停止，結(jié)合實際測試情況，微分信號在現(xiàn)場測試中存在高頻噪聲，實現(xiàn)難度很大，且并網(wǎng)標(biāo)準(zhǔn)未充分考慮新能源運行狀態(tài)，能否實現(xiàn)預(yù)期目標(biāo)有待探討。

風(fēng)機和儲能在頻率恢復(fù)期關(guān)閉虛擬慣性控制需要評估系統(tǒng)頻率跌落或抬升需要的時間。如圖1所示，本文將nadir定義為慣性響應(yīng)時間，即系統(tǒng)遭受擾動后，頻率由初始值跌落或抬升至頻率偏差最大值需要經(jīng)歷的時間；以慣性響應(yīng)時間作為虛擬慣性附加控制器的判斷條件，當(dāng)＞nadir時，風(fēng)機和儲能應(yīng)及時關(guān)閉虛擬慣性附加控制器。

2.2 風(fēng)儲聯(lián)合系統(tǒng)的慣性響應(yīng)時間

由式（10）可知，受風(fēng)電滲透率的影響，同步機慣性時間常數(shù)變?yōu)?1-)g，調(diào)差系數(shù)變?yōu)镚/(1-)。風(fēng)儲未附加虛擬慣性控制時，系統(tǒng)的慣量只由同步機單獨提供，即系統(tǒng)的等效慣性時間常數(shù)為(1-)g。因此，采用虛擬慣性控制前，風(fēng)電滲透率的增加會減小系統(tǒng)的慣性時間常數(shù)，不利于頻率穩(wěn)定性安全，但同時等效增加了系統(tǒng)的調(diào)差系數(shù)。當(dāng)慣性時間常數(shù)和調(diào)差系數(shù)同時變化時，兩者對于慣性響應(yīng)時間的影響具有抵消效果，所以風(fēng)電滲透率對慣性響應(yīng)時間的影響并不顯著。不同風(fēng)電滲透率下的頻率響應(yīng)如圖3所示，其中，常規(guī)同步發(fā)電機組和風(fēng)儲系統(tǒng)取典型參數(shù)設(shè)置。

圖3 無附加控制時系統(tǒng)的頻率響應(yīng)

如圖3所示，風(fēng)機未附加控制時，滲透率的增加會加快頻率跌落速度，增大頻率跌落幅度和穩(wěn)態(tài)頻率偏差，但慣性響應(yīng)時間變化并不明顯。然而，附加虛擬慣性控制后，風(fēng)電滲透率將對系統(tǒng)慣性時間常數(shù)及頻率恢復(fù)特性產(chǎn)生影響。本文從頻率動態(tài)響應(yīng)的角度出發(fā)，假設(shè)系統(tǒng)在0=0時受到外界功率擾動，定量計算附加虛擬慣性控制后的慣性響應(yīng)時間大小。

由圖1可知，當(dāng)頻率變化率為零時，可求出系統(tǒng)的慣性響應(yīng)時間。將式（9）、式（12）代入式（11）并進(jìn)行拉普拉斯變換可得

其中

對式（13）進(jìn)行拉普拉斯逆變換可得頻率響應(yīng)的時域表達(dá)式為

其中

對式（15）進(jìn)行求導(dǎo)并代入初始條件可得風(fēng)儲聯(lián)合系統(tǒng)參與調(diào)頻的慣性響應(yīng)時間nadir為

結(jié)合式（14）可知，風(fēng)儲聯(lián)合系統(tǒng)參與調(diào)頻的慣性響應(yīng)時間由慣量水平、風(fēng)電滲透率，以及風(fēng)機、儲能的控制器參數(shù)共同決定。

圖4 附加虛擬慣性控制時系統(tǒng)的頻率響應(yīng)

2.3 最小慣量評估

風(fēng)儲聯(lián)合系統(tǒng)的頻率安全性由頻率的穩(wěn)態(tài)偏差、最大變化幅度和頻率變化率共同決定。在低慣性風(fēng)電高占比系統(tǒng)中，頻率變化率將是衡量頻率安全的關(guān)鍵指標(biāo)。擾動初期，沒有發(fā)電機調(diào)速器和負(fù)荷頻率調(diào)節(jié)效應(yīng)，系統(tǒng)頻率取決于慣量大小，此時頻率變化率最大，由式（11）可得

為保障頻率安全，目前不同地區(qū)針對頻率變化率制定了不同的限制標(biāo)準(zhǔn)，但普遍在0.4～0.6 Hz/s范圍內(nèi)[32]，本文取0.5 Hz/s[33-34]，也可根據(jù)實際電網(wǎng)需求靈活設(shè)計?；陬l率安全約束的系統(tǒng)最小慣量為

式（19）可用于計算頻率安全約束下的系統(tǒng)最小慣量需求。系統(tǒng)慣量需求與擾動功率及最大頻率變化率的關(guān)系如圖5所示。以某省區(qū)域電網(wǎng)為例，分析系統(tǒng)最小慣量需求，其中，風(fēng)電、儲能及同步發(fā)電機組的裝機容量和參數(shù)設(shè)置見表1。

圖5 系統(tǒng)慣量需求和最大頻率變化率及擾動功率的關(guān)系

表1 某省區(qū)域電網(wǎng)的裝機容量及機組參數(shù)

Tab.1 Installed capacity and unit parameters of a provincial regional power grid

由圖5可知，當(dāng)擾動功率ΔL較小，而最大頻率變化率max允許值較大時，僅依靠同步機慣量即可滿足系統(tǒng)要求。如擾動功率ΔL=0.05(pu)，最大頻率變化率max=0.5 Hz/s，此時系統(tǒng)最小慣量需求僅為2.5 s，同步機的等效慣量4 s足以滿足系統(tǒng)最小慣量需求。

當(dāng)擾動功率ΔL較小，而最大頻率變化率max允許值也較小時，慣性響應(yīng)階段僅依靠同步機可能無法滿足系統(tǒng)的最小慣量需求。如擾動功率ΔL=0.05(pu)，最大頻率變化率max=0.2 Hz/s，系統(tǒng)最小慣量需求為6.25 s，同步機的等效慣量4 s無法滿足系統(tǒng)最小慣量需求。此時，需要通過對風(fēng)機附加虛擬慣性控制支撐系統(tǒng)慣量。若風(fēng)機的虛擬慣性時間常數(shù)為12 s，此時系統(tǒng)的等效慣性時間常數(shù)為6.4 s，儲能不需要附加控制即可滿足系統(tǒng)最小慣量需求。

當(dāng)擾動功率ΔL較大，而最大頻率變化率max允許值較小時，需要通過對風(fēng)機和儲能同時附加控制才可能滿足系統(tǒng)要求。如擾動功率ΔL=0.1(pu)，最大頻率變化率max=0.2 Hz/s，系統(tǒng)最小慣量需求增大至12.5 s。當(dāng)風(fēng)機的虛擬慣性時間常數(shù)為15 s時，系統(tǒng)的等效慣性時間常數(shù)為7s，即使風(fēng)機虛擬慣性時間常數(shù)達(dá)到最大值，仍無法滿足系統(tǒng)最小慣量需求。此時，儲能需提供必要的慣量支撐。儲能容量配置須滿足系統(tǒng)的最小慣量需求，考慮到虛擬慣量響應(yīng)通常為s級，在短時響應(yīng)控制過程中，儲能容量更適于采用功率作為其容量配置指標(biāo)，結(jié)合目前出臺的儲能配置相關(guān)政策，本文為雙饋風(fēng)電機組預(yù)留10%儲能備用。

在實際工程應(yīng)用中，通過離線設(shè)置最大頻率變化率約束，可以大幅簡化系統(tǒng)慣量評估過程。合理設(shè)置表1中所列參數(shù)即可解決系統(tǒng)慣量需求計算的難題，不需要復(fù)雜的智能算法更有利于推廣應(yīng)用。

值得注意的是，圖5雖然針對某一省級區(qū)域電網(wǎng)，但分析過程中所涉及的擾動功率、最大頻率變化率、同步發(fā)電機的慣性時間常數(shù)及風(fēng)儲虛擬慣性時間常數(shù)的選取均是在電力系統(tǒng)運行參數(shù)要求范圍內(nèi)進(jìn)行討論。因此，利用所提分析方法，便于查出電網(wǎng)在一般擾動功率范圍內(nèi)，且滿足最大頻率變化率約束下，風(fēng)儲高滲透系統(tǒng)的慣量需求，進(jìn)而可為風(fēng)儲協(xié)同控制設(shè)置合理的控制參數(shù)。

3 系統(tǒng)慣量需求下的風(fēng)儲虛擬慣性協(xié)同控制策略

3.1 虛擬慣性控制器參數(shù)設(shè)計

風(fēng)儲聯(lián)合系統(tǒng)的慣性響應(yīng)能力與風(fēng)儲虛擬慣量密切相關(guān)。為保障風(fēng)儲協(xié)同可以提供預(yù)期的支撐效果，需在2.3節(jié)系統(tǒng)最小慣量評估的基礎(chǔ)上，對風(fēng)、儲虛擬慣性控制增加控制邏輯，并設(shè)計控制參數(shù)，使風(fēng)電和儲能協(xié)同支撐系統(tǒng)頻率的潛力得以充分釋放。因此，在本文所提風(fēng)儲協(xié)同虛擬慣性支撐控制策略中，首先基于系統(tǒng)頻率動態(tài)響應(yīng)模型，計算系統(tǒng)慣性響應(yīng)時間，將其作為控制器的閉鎖條件；其次，量化評估頻率安全約束下風(fēng)儲聯(lián)合系統(tǒng)的最小慣量需求；最后，在滿足系統(tǒng)頻率安全的前提下，合理分配風(fēng)電與儲能的慣量支撐任務(wù)，完成控制器參數(shù)設(shè)計，實現(xiàn)預(yù)期的慣量支撐目標(biāo)。在風(fēng)電和儲能協(xié)同慣性支撐控制策略中，兩種電源的虛擬慣量分配方案如下。

根據(jù)式（19），由系統(tǒng)功率擾動量ΔL和最大頻率變化率設(shè)定值max可評估出系統(tǒng)最小慣量需求min，將其作為風(fēng)電機組和儲能慣量配合的限輻條件和分配依據(jù)。為協(xié)調(diào)風(fēng)電機組和儲能間的慣量分配，首先對風(fēng)機虛擬慣量vir＿w進(jìn)行評估，若評估結(jié)果滿足系統(tǒng)最小慣量需求，則儲能不參與調(diào)頻。反之，剩余部分由儲能輔助提供慣量vir＿B。調(diào)頻慣量需求評估的具體計算分析如下。

在調(diào)頻過程中，同步發(fā)電機的轉(zhuǎn)速變化范圍通常為0.96(pu)～1(pu)[21]，即同步轉(zhuǎn)速變化量最大值Δsmax=0.04(pu)。風(fēng)機的轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速運行范圍一般為0.7(pu)～1.2(pu)，代入式（2）可得風(fēng)機在該范圍內(nèi)的最大虛擬慣性時間常數(shù)為

式中，w為風(fēng)機的固有慣性時間常數(shù)；r0為風(fēng)機的初始轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速。

由圖5可知，當(dāng)擾動功率較小時，慣性響應(yīng)階段僅依靠風(fēng)機的虛擬慣性控制和同步機即可滿足系統(tǒng)慣量需求，儲能無需提供虛擬慣量，即vir_B=0。此時，系統(tǒng)的慣性時間常數(shù)可表示為

式中，g、w分別為同步發(fā)電機、風(fēng)電機組的額定容量；B為系統(tǒng)額定容量。

根據(jù)式（19），當(dāng)最大頻率變化率max和系統(tǒng)擾動量ΔL確定時，為滿足系統(tǒng)最小慣量需求約束，風(fēng)儲聯(lián)合系統(tǒng)的慣性時間常數(shù)可表示為≥min；聯(lián)合式（21）可得，在同步機和風(fēng)機共同提供慣量支撐時，風(fēng)機需要提供的最小虛擬慣量為

由式（22）可知，當(dāng)擾動功率較小且風(fēng)電滲透率較低時，僅同步機慣量g即可滿足系統(tǒng)慣量需求。然而，隨著風(fēng)電滲透率和功率擾動增大，系統(tǒng)應(yīng)對擾動的能力被削弱，風(fēng)電機組應(yīng)根據(jù)系統(tǒng)需求提供慣性支持。當(dāng)風(fēng)機可提供的最大虛擬慣量小于風(fēng)機最小虛擬慣量需求，即virmax＜vir＿w時，僅依靠同步機和風(fēng)電機組已無法滿足系統(tǒng)需求，儲能需要輔助提供虛擬慣量支撐。在風(fēng)、儲共同提供虛擬慣量支撐時，風(fēng)儲聯(lián)合系統(tǒng)的慣性時間常數(shù)可表示為

式中，b為儲能的額定容量；vir_B為儲能的虛擬慣性時間常數(shù)。

結(jié)合式（23）及系統(tǒng)最小慣量需求約束可知，儲能需要提供的虛擬慣量為

3.2 系統(tǒng)慣量需求下風(fēng)儲聯(lián)合系統(tǒng)的虛擬慣性協(xié)同控制

為滿足系統(tǒng)最小慣量需求，在慣性響應(yīng)階段風(fēng)儲需聯(lián)合參與調(diào)頻以滿足系統(tǒng)最小慣量需求。其中，在頻率跌落階段，系統(tǒng)慣量不足時，優(yōu)先考慮風(fēng)機提供虛擬慣量。當(dāng)風(fēng)機出力無法滿足系統(tǒng)最小慣量需求時，儲能啟動虛擬慣性控制滿足系統(tǒng)需求。在頻率恢復(fù)階段，將計算所得的慣性響應(yīng)時間nadir作為風(fēng)機、儲能控制器的閉鎖條件，避免風(fēng)、儲能吸收功率阻止頻率恢復(fù)。

風(fēng)儲聯(lián)合系統(tǒng)的虛擬慣性協(xié)同支撐控制器結(jié)構(gòu)如圖6所示。控制系統(tǒng)包括最大功率點跟蹤（Maximum Power Point Tracking, MPPT）模式控制、風(fēng)機虛擬慣性控制、調(diào)頻慣量需求評估和儲能虛擬慣性控制四個模塊。在無附加控制時，為提升風(fēng)能利用率，風(fēng)電機組采用MPPT控制。儲能則監(jiān)測風(fēng)機功率波動，將風(fēng)-儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)功率維持在預(yù)設(shè)值，平抑功率波動。當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生擾動導(dǎo)致頻率變化時，將頻率信號引入風(fēng)-儲功率控制系統(tǒng)中，虛擬慣性控制器產(chǎn)生附加動態(tài)功率響應(yīng)，調(diào)節(jié)DFIG和儲能的外環(huán)有功功率參考值，使外環(huán)控制器輸出的電流有功分量發(fā)生變化，通過控制內(nèi)環(huán)電流的大小，迅速釋放或儲存能量，完成慣量控制過程，為系統(tǒng)提供頻率支撐。此外，慣量需求評估模塊具備系統(tǒng)最小慣量需求評估和虛擬慣量需求評估兩個功能。

如圖6所示，在風(fēng)機、儲能的虛擬慣性控制模塊中，利用式（17）計算得到慣性響應(yīng)時間nadir，將其作為控制器的閉鎖條件，避免虛擬慣性控制在系統(tǒng)頻率恢復(fù)階段引起頻率超調(diào)?？刂颇K增設(shè)了判斷環(huán)節(jié)S1、S2，若≤nadir，則根據(jù)式（22）、式（24）的評估結(jié)果整定控制器系數(shù)1和2；否則風(fēng)機和儲能將關(guān)閉虛擬慣性附加控制器，并在完成慣性響應(yīng)后及時退出，即1=2=0。風(fēng)機、儲能的虛擬慣性控制均以系統(tǒng)頻率為輸入信號，經(jīng)頻率測量環(huán)節(jié)、微分控制環(huán)節(jié)，完成慣性響應(yīng)。不僅如此，為保證風(fēng)、儲慣性支撐功率在nadir時刻后平滑退出，控制器引入了一階慣性環(huán)節(jié)，避免慣性控制器退出后引起系統(tǒng)頻率快速變化。

4 仿真驗證

4.1 仿真系統(tǒng)簡介

為驗證本文所提風(fēng)儲協(xié)同慣量支撐控制策略的有效性，在DigSILENT/PowerFactory仿真軟件中搭建了圖7所示的風(fēng)儲IEEE 3機9節(jié)點仿真模型。系統(tǒng)包括一個含300臺′2 MW風(fēng)電場、三臺容量分別為500 MW、300 MW和200 MW的火電廠（G1、G2、G3），儲能系統(tǒng)的額定功率設(shè)為風(fēng)電場額定功率的10%（60 MW）；負(fù)荷L1、L2、L3均為300 MW。仿真系統(tǒng)參數(shù)見附表1，可通過調(diào)節(jié)火電機組和風(fēng)電機組的容量改變風(fēng)電滲透率，設(shè)置系統(tǒng)在0=2.0 s時發(fā)生負(fù)荷突變。

圖7 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

4.2 慣性響應(yīng)時間驗證

風(fēng)機初始轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速為0.8 (pu)，2.0 s時刻，負(fù)荷擾動功率為160 MW。為驗證附加虛擬慣性控制對系統(tǒng)慣性響應(yīng)時間的影響，將風(fēng)機滲透率設(shè)置為20%，風(fēng)機的附加虛擬慣性控制比例系數(shù)1分別設(shè)置為5、10、15時，系統(tǒng)頻率的動態(tài)響應(yīng)如圖8所示。此外，風(fēng)機和儲能均通過附加虛擬慣性控制比例系數(shù)1和2影響系統(tǒng)慣性響應(yīng)時間，兩者具有相同的控制模型，本文在驗證慣性響應(yīng)時間的正確性時不再區(qū)分風(fēng)電、儲能的影響。

圖8 虛擬慣性控制下的系統(tǒng)頻率響應(yīng)

根據(jù)圖8，對比分析不同附加虛擬慣性控制比例系數(shù)1下的慣性響應(yīng)時間nadir、最大頻率變化率max，結(jié)果見表2。

將仿真系統(tǒng)參數(shù)取值代入式（17）計算慣性響應(yīng)時間nadir理論值分別為2.84 s、3.05 s及3.26 s，仿真與計算結(jié)果間的誤差在2%以內(nèi)。測試表明慣性響應(yīng)時間計算結(jié)果的準(zhǔn)確性。

表2 頻率響應(yīng)數(shù)據(jù)分析

Tab.2 Frequency response data analysis

4.3 虛擬慣性控制的調(diào)頻效果對比

為驗證本文所提控制策略的有效性，采用以下三種控制方法對比，分別為：①無附加控制（1=0，2=0）；②傳統(tǒng)微分控制（1=5，2=5）；③風(fēng)儲協(xié)同控制（1、2根據(jù)系統(tǒng)慣量需求調(diào)整）。

測試系統(tǒng)中，風(fēng)機滲透率為20%，初始轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速為0.88(pu)，設(shè)置以下兩種場景，驗證風(fēng)電和儲能的慣量支撐性能。場景1：負(fù)荷突增0.1(pu)，根據(jù)式（19），系統(tǒng)慣量需求為5 s，僅由同步機支撐慣性響應(yīng)無法保障頻率安全。由式（22）可知，風(fēng)機需要提供虛擬慣量為5 s，在本文所提風(fēng)儲協(xié)同控制策略下不需要儲能參與慣量支撐。場景2：負(fù)荷突增0.15(pu)，根據(jù)式（19），系統(tǒng)慣量需求為7.5 s，僅由同步機支撐慣性響應(yīng)無法保障頻率安全。由式（20）可知，風(fēng)機在該風(fēng)速下能提供的最大慣量大小為15.84 s。結(jié)合式（21），若無儲能參與調(diào)頻，系統(tǒng)慣量僅為7.168 s，仍無法滿足系統(tǒng)最小慣量需求。此場景下，儲能需要提供慣量支撐。上述兩種場景下，系統(tǒng)慣量、風(fēng)機及儲能虛擬慣量需求見表3。

表3 不同調(diào)頻場景的慣量需求

Tab.3 Inertia demand of different FM scenarios

場景1中，將仿真系統(tǒng)參數(shù)取值代入式（17），三種控制策略下，系統(tǒng)慣性響應(yīng)時間nadir的理論值分別為2.61 s、2.86 s、3.06 s，仿真結(jié)果與理論值間的誤差在2%以內(nèi)，系統(tǒng)的動態(tài)響應(yīng)如圖9所示。

如圖9a～圖9c所示，無附加控制時，風(fēng)機轉(zhuǎn)速和輸出功率不響應(yīng)頻率變化，系統(tǒng)最大頻率跌落幅度Δmax為-0.54 Hz，最大頻率變化率max為-0.65 Hz/s，不滿足安全約束。此外，如圖9d所示，儲能在未附加控制時無法響應(yīng)系統(tǒng)頻率變化。

圖9 場景1中的系統(tǒng)動態(tài)響應(yīng)

如圖9a～圖9c所示，頻率微分控制下，風(fēng)機和儲能未分配調(diào)頻任務(wù)，共同出力響應(yīng)頻率變化。在慣性響應(yīng)時間nadir內(nèi)風(fēng)機的轉(zhuǎn)速變化量為0.007(pu)，系統(tǒng)最大頻率跌落幅度Δmax和最大頻率變化率max分別減小至-0.50 Hz和-0.53 Hz/s，仍然無法滿足設(shè)定的頻率安全允許值，且由于微分控制無法在nadir時刻退出，導(dǎo)致頻率恢復(fù)過程中出現(xiàn)超調(diào)量，不利于頻率安全恢復(fù)。

如圖9e～圖9g所示，在所提控制策略下，風(fēng)機轉(zhuǎn)速變化量為0.012(pu)，系統(tǒng)最大頻率跌落幅度Δmax和最大頻率變化率max分別減小至-0.43 Hz和-0.48 Hz/s，滿足了系統(tǒng)最小慣量需求，微分控制在nadir時刻退出，頻率恢復(fù)過程中超調(diào)量明顯減小。此外，如圖9h所示，在場景1中，風(fēng)機能夠滿足系統(tǒng)的最小慣量需求，不需要儲能額外出力響應(yīng)頻率變化，減少了儲能充放電次數(shù)，有利于延長儲能使用壽命。

場景2中，將仿真系統(tǒng)參數(shù)取值代入式（17），三種控制策略下，系統(tǒng)慣性響應(yīng)時間nadir的理論值分別為2.61 s、2.86 s、4.06 s，仿真結(jié)果與理論值間的誤差在2%以內(nèi)，系統(tǒng)的動態(tài)響應(yīng)如圖10所示。

圖10 場景2中的系統(tǒng)動態(tài)響應(yīng)

如圖10a～圖10d所示，無附加控制時，風(fēng)機和儲能均不響應(yīng)頻率變化，系統(tǒng)最大頻率跌落幅度為-0.88 Hz，最大頻率變化率為-0.72 Hz/s，不滿足安全約束。

如圖10b所示，采用微分控制時，風(fēng)機在慣性響應(yīng)時間nadir內(nèi)轉(zhuǎn)速變化量為0.011(pu)；如圖10c～圖10d所示，風(fēng)機和儲能持續(xù)保持了較大的功率支撐；如圖10a所示，系統(tǒng)跌落幅度Δmax和最大頻率變化率max分別減小至-0.75 Hz和-0.68 Hz/s，無法滿足本文設(shè)定的頻率安全允許值，且在頻率恢復(fù)階段，風(fēng)機和儲能吸收功率，出現(xiàn)了較大的超調(diào)量，不利于頻率恢復(fù)。

如圖10f所示，在所提控制策略下，風(fēng)機和儲能在慣性響應(yīng)階段共同作用，風(fēng)機轉(zhuǎn)速變化量為0.059 (pu)；如圖10g、圖10h所示，風(fēng)機和儲能在慣性響應(yīng)時間內(nèi)持續(xù)保持了較大的功率支撐；如圖10e所示，系統(tǒng)跌落幅度Δmax和最大頻率變化率max分別減小至-0.60 Hz和-0.49 Hz/s，風(fēng)機和儲能相互協(xié)調(diào)配合，滿足了系統(tǒng)最小慣量需求，且在nadir時刻退出，頻率恢復(fù)過程中超調(diào)量明顯減小。

綜上所述，本文所提控制充分發(fā)揮了風(fēng)機的慣性響應(yīng)能力，并且儲能在風(fēng)機調(diào)頻功率不足時起到輔助作用，減少了儲能充放電次數(shù)，有利于延長儲能使用壽命。此外，風(fēng)機和儲能慣性支撐功率在規(guī)定時間內(nèi)退出，可以減小系統(tǒng)頻率恢復(fù)過程中的超調(diào)量，有利于系統(tǒng)頻率恢復(fù)，調(diào)頻效果優(yōu)于傳統(tǒng)頻率支撐控制。

5 結(jié)論

為完善新能源高占比區(qū)域電網(wǎng)的虛擬慣量支撐功能，本文提出了基于系統(tǒng)頻率安全需求的風(fēng)儲虛擬慣性協(xié)同支撐控制方法。通過理論分析和仿真驗證得到以下結(jié)論：

1）風(fēng)電、儲能采用頻率微分控制器可以模擬同步發(fā)電機組的慣性響應(yīng)，但存在超調(diào)問題，不利于頻率恢復(fù)。此外，風(fēng)電、儲能均具有慣量支撐能力，但應(yīng)根據(jù)系統(tǒng)頻率安全需求，合理調(diào)用系統(tǒng)內(nèi)的能量儲備。

2）本文建立了風(fēng)儲聯(lián)合系統(tǒng)的頻率響應(yīng)模型，計算了虛擬慣性控制下的系統(tǒng)慣性響應(yīng)時間，并將其作為風(fēng)儲虛擬慣性控制的閉鎖條件，有效避免了頻率恢復(fù)期的超調(diào)問題。

3）以頻率安全為約束，本文評估了系統(tǒng)慣量需求，為風(fēng)儲虛擬慣量合理分配提供設(shè)計依據(jù)，提出了風(fēng)儲聯(lián)合系統(tǒng)在慣性響應(yīng)時間內(nèi)的虛擬慣性協(xié)同控制方法。測試結(jié)果表明，所提控制在合理調(diào)用風(fēng)儲慣量儲備的前提下，更可靠地滿足了系統(tǒng)頻率支撐需求，且避免了頻率恢復(fù)期間慣量超調(diào)導(dǎo)致的頻率波動問題。

附 錄

附表1 仿真系統(tǒng)基礎(chǔ)參數(shù)及取值范圍

App.Tab.1 Basic parameters and value range of simulation system

參數(shù)數(shù)值 調(diào)速器的調(diào)差系數(shù)RG0.03～0.05 汽輪機特征系數(shù)FH0～1

（續(xù)）

參數(shù)數(shù)值 汽輪機的等值慣性時間常數(shù)TR/s6～10 同步機慣性時間常數(shù)Hg/s5 風(fēng)機的固有慣性時間常數(shù)Hw/s4 負(fù)荷的有功頻率響應(yīng)系數(shù)D0～1

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Virtual Inertia Demand and Collaborative Support of Wind Power and Energy Storage System

Zhang Xiangyu Hu Jianfeng Fu Yuan Jin Zhaozhan

（State Key Laboratory of Alternate Electrical Power System with Renewable Energy Sources North China Electric Power University Baoding 071003 China）

After large-scale wind turbines and energy storage are connected to the grid, the inertia of the system will be seriously weakened, affecting the stable and safe operation of the frequency. The decoupling characteristics of rotational speed and frequency of DFIG make it unable to respond to the frequency changes of the grid. As a stationary non-rotating component, the energy storage does not have the inertia response capability of the synchronous generator. To improve the virtual inertia support function of new energy high penetration regional grid, this paper uses the energy of wind turbine and energy storage to broaden the inertia source for the system, reasonably allocates the frequency regulation tasks of wind turbine and energy storage in the inertia response period, and proposes a wind turbine-storage virtual inertia cooperative support control method based on the frequency safety demand.

Firstly, the frequency response of DFIG and battery is analyzed, the virtual inertia of DFIG and battery is defined, and the frequency response model of the system with virtual inertia is established. Then, the effect of virtual inertia control on the frequency characteristics of the system is analyzed, a method for calculating the inertia response time of the system is proposed，which is used as a start-stop condition for virtual inertial control, and the inertia requirement of the system is evaluated , which is based on the safety constraint of rate of change of frequency. Finally, a collaborative wind-storage virtual inertia control strategy based on the inertia demand of system is proposed, the frequency modulation tasks of the wind and storage energy are reasonably allocated, the controller parameters are completed, and the inertia response time is used to block the controller in time, effectively avoiding the frequency overshoot problem.

Simulation analysis of the proposed virtual inertia cooperative support control strategy shows that, under the proposed control strategy, when the disturbance power is small, the inertia response capability of the wind turbine is given full play, without the need for additional energy storage to respond to frequency changes, reducing the number of energy storage charges and discharges，which is conducive to extending the service life of the energy storage; When the disturbance power is large, the wind turbine and energy storage jointly participate in frequency regulation, and the energy storage starts the virtual inertia control to make up for the power shortage, which meets the frequency support demand by reasonably calling the inertia reserve of the wind turbine and energy storage, and the wind storage virtual inertia additional controller can be withdrawn in time within the specified time, which reduces the overshoot in the frequency recovery process and effectively improves the frequency stability and safety.

The following conclusions can be drawn from the simulation analysis: (1) Wind power and energy storage using virtual inertia controller can simulate the inertia response of synchronous generator units, but virtual inertia control has a negative impact on the frequency response characteristics during the frequency recovery period, and there is a frequency overshoot problem, which is not conducive to frequency recovery. (2) The inertia response time can be used as a blocking condition for the wind storage virtual inertia controller, and the virtual inertia control of both wind turbine and energy storage can be withdrawn in time under the proposed time, which effectively avoids the frequency fluctuation problem caused by inertia overshoot during the frequency recovery period.(3) Under the proposed virtual inertia cooperative control strategy, the frequency modulation tasks of the wind and storage energy are reasonably allocated to meet the minimum inertia demand of the system, which fully releases the potential of wind power and energy storage to support the frequency. By simulating and comparing the frequency regulation effect when no additional control, conventional differential control and wind-storage virtual inertia cooperative control, it is verified that the proposed control can meet the frequency support requirement more reliably under the premise of reasonable invocation of wind-storage inertia reserve.

Virtual inertia, wind power, energy storage, inertia response, rate of change of frequency

TM614

10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.221977

國家自然科學(xué)基金項目（52277100）和中央高?；究蒲袠I(yè)務(wù)費（2023MS101）資助。

2022-10-18

2022-05-13

張祥宇 男，1984年生，副教授，博士，研究方向為新能源發(fā)電與智能電網(wǎng)。E-mail：zh.xy.sq@163.com（通信作者）

胡劍峰 男，1997年生，碩士研究生，研究方向為風(fēng)機-儲能發(fā)電并網(wǎng)控制技術(shù)。E-mail：869403481@qq.com

（編輯 赫 蕾）