海上風電場一次調頻改造與試驗分析

周 帥， 張天海， 劉 鑫， 肖新宇， 湯可怡

(江蘇方天電力技術有限公司， 南京 211102)

截至2020年底，江蘇省的風電裝機容量為1 547萬kW，占新能源總裝機容量的48%，形成海陸并舉、以海為主的風電發展模式。在“十四五”期間，江蘇省預計將有超過1 000萬kW的風電并網，風電將成為新能源領域中的主要電源。

隨著江蘇省新能源發電滲透率的升高和區外來電量的不斷增長，不斷擠占具有轉動慣量的常規電源空間，電源結構發生了較大變化，電網系統調頻能力下降；同時，當新能源發電達日最大發電功率時，全網火電機組深度調峰運行，無法提供向下一次調頻能力，造成電網頻率安全風險進一步加大[1-2]。針對上述問題，江蘇省電力調度中心要求省內的風電場需要具備一次調頻功能，風電場能夠進行有功功率調節，同時風電場應具備有功功率備用功能以滿足電網低頻增負荷能力。此外，為實時評估風電場一次調頻能力，風電場應具備一次調頻在線監測功能[3]。

目前，學者提出了多種風電機組一次調頻控制策略，主要包括虛擬慣量(風機轉子動能利用)和預留旋轉備用(超速法、變槳法)兩種方式[4-7]，但大多主要集中于風電機組側有功功率調節理論研究，缺乏實踐應用。筆者從實際工程應用出發：首先，介紹了風電場一次調頻控制原理與一次調頻在線監測機制；其次，對江蘇省某海上風電場進行一次調頻改造，詳細介紹風電場一次調頻設備與其他設備間的通信方式；最后，對該風電場進行現場一次調頻功能試驗，研究海上風電場一次調頻性能狀況。

1 風電場一次調頻技術原理

1.1 控制原理

風電場一次調頻控制系統直接采集并網點電壓、電流信號計算電網頻率，當頻率越過死區后，按照有功功率-頻率下垂特性函數計算一次調頻有功功率[8]，計算公式如下：

(1)

式中：P為一次調頻有功功率，MW；f為一次調頻頻率，Hz；fL=fN-fd，fH=fN+fd，fd為一次調頻死區頻率，Hz，fN為電網額定頻率，Hz，取50 Hz；Pe為一次調頻控制對象額定功率，MW；δ為一次調頻響應調差率，%；P0為一次調頻控制對象有功功率初始值，MW。

按照江蘇省電網對風電場一次調頻要求設置相關參數：一次調頻死區頻率為±0.1 Hz，一次頻率響應限幅設置為6%Pe，風電場一次調頻響應調差率為5%。風電場一次調頻響應有功功率-頻率下垂特性示意圖見圖1。

圖1 風電場一次調頻響應有功功率-頻率下垂特性示意圖

1.2 在線監測技術

通常風電場在具備一次調頻功能后，由技術人員在風電場特定穩態工況條件下進行一次調頻性能試驗。由于風電具有隨機性和波動性的特點，工況條件難以預測，并且風電場一次調頻能力也時刻受到環境變化的影響，因此，僅靠場站側模擬頻差進行一次調頻測試很難準確實時評估新能源場站一次調頻性能。為了保障調度人員準確可靠地評估風電場一次調頻性能，加強調度人員對風電場一次調頻功能的監督管理，提出一次調頻在線監測技術。一次調頻在線監測系統數據通信示意圖見圖2。通過實時采集風電場動態數據并計算，使電網調度人員能夠實時、全面地掌握風電場的一次調頻能力，有效提升電網安全運行水平[9]。

圖2 一次調頻在線監測系統數據通信示意圖

風電場投入一次調頻時，調度主站系統可實時下發一次調頻進入測試指令，風電場進入一次調頻在線測試狀態，一次調頻功能退出實際運行，不再對并網點實際頻率變化產生響應，一次調頻控制系統中的頻差信號自動切換到試驗回路，由調度主站下發頻率指令，一次調頻在線監測邏輯見圖3。調度主站系統分別下發一次調頻負荷測試模擬頻率或一次調頻增/減負荷測試、一次調頻特性參數測試等指令，對風電場一次調頻性能、特性參數設置進行遠方測試。測試完成后再通過下發一次調頻退出測試指令結束一次調頻在線測試，實現遠方對風電場一次調頻性能的評估。

圖3 一次調頻在線監測系統測試邏輯圖

1.3 一次調頻要求

《江蘇新能源場站一次調頻技術規范》要求風電場一次調頻響應過程應滿足以下條件：

(1)響應滯后時間thx(自頻率越過風電場調頻死區開始，至發電功率可靠地向頻率方向開始變化所需的時間)不超過 3 s。

(2)響應時間t0.9(自頻率越過風電場調頻死區開始，至一次調頻控制對象有功功率調節量達到調頻目標功率與初始功率之差的90%所需時間)不超過 12 s。

(3)調節時間ts(自頻率越過風電場調頻死區開始，至一次調頻控制對象有功功率達到穩定(功率波動不超過一次調頻控制對象額定功率的±2%)的最短時間)不超過 15 s。

(4)調頻控制偏差應控制在一次調頻控制對象額定功率的±2%以內。

(5)一次調頻響應指數(0～30 s內風電場實際動作積分電量與理論動作積分電量的比值)大于0.7。

對于調節目標變化量不低于6%Pe的頻率階躍擾動，風電場一次調頻頻率階躍擾動過程調節示意圖見圖4。

圖4 風電場一次調頻階躍擾動調節示意圖

模擬實際電網擾動過程中，一次調頻響應合格率為一次調頻響應功率合格率和一次調頻響應積分電量合格率的代數平均值，該值不小于70%。其中：一次調頻響應功率合格率是在頻率變化超過一次調頻響應死區開始至一次調頻響應動作時間內，風電場實際最大功率調整量占理論最大功率調整量的比；一次調頻響應積分電量合格率是在頻率變化超過一次頻率響應死區下限(或上限)開始至一次調頻響應動作時間內，風電場一次調頻響應實際貢獻電量占理論貢獻電量的比。

防擾動試驗過程中，風電場應能躲過單一短路故障引起的瞬時頻率突變，不發生頻率響應。

自動發電控制(AGC)協調試驗過程中，風電場一次調頻控制目標應為一次調頻控制對象有功功率初始值與一次調頻響應調節量的代數和。風電場一次調頻功率指令應與AGC功率指令相協調，滿足正向疊加、反向閉鎖的要求。

2 改造方案

蘇省某海上風電場裝機容量為202.5 MW，安裝45臺單機容量為4.5 MW的雙饋型風電機組。每臺風電機組均通過1臺0.69 kV/35 kV升壓變壓器接入風電場內35 kV線路，由16條35 kV線路連接至風電場，經額定功率為240 MV·A的主變壓器升壓并入220 kV電網(35 kV/220 kV)。

根據站內設備組網拓撲關系，該風電場一次調頻改造方案采用新增一次調頻裝置與現有AGC系統進行并聯的方式實現一次調頻有功功率控制，由風機能量管理系統協調一次調頻功率指令與AGC功率指令，風電場一次調頻改造方案見圖5。

圖5 改造方案示意圖

一次調頻裝置(包含一次調頻在線監測、一次調頻錄波文件召喚等功能)直接高精度采集并網點電壓互感器、電流互感器信號計算電網實時頻率。一次調頻裝置將實時采集計算的電網頻率和一次調頻在線監測測試頻率發送至風機能量管理系統，風機能量管理系統根據頻率死區和調差率等參數計算一次調頻指令并協調AGC功率指令，進行風電場總負荷調節。

通過優化風機能量管理系統有功指令分配策略等方式，使其下屬所控風電機組能夠根據負荷指令變化快速調節有功功率輸出，從而滿足電網一次調頻響應能力。

一次調頻裝置對上與RTU、PMU通信，對下與風機能量管理系統通信，場站相關數據由AGC裝置從風機能量管理系統采集后上送至調度主站，相關信息流為：

(1)RTU通過IEC104規約將一次調頻有功功率備用請求投入/退出測試、一次調頻投入/退出測試、一次調頻增/減負荷測試、一次調頻特性參數測試、一次調頻負荷測試模擬頻率信號發送給一次調頻裝置。

(2)一次調頻裝置通過IEC104規約將一次調頻模擬頻率、一次調頻模擬負荷指令、一次調頻負荷測試模擬頻率返回值、一次調頻控制對象額定功率、一次調頻控制對象有功功率、一次調頻投入/退出指令、一次調頻投入允許指令、一次調頻增/減負荷測試中、一次調頻特性參數測試中、一次調頻動作/復位指令、一次調頻有功備用請求投入/退出指令發送給RTU。

(3)AGC系統通過IEC104規約與RTU通信進行AGC調節指令及反饋指令信息交互。

(4)風機能量管理系統通過IEC104規約將風電機組運行信息發送給AGC系統。

(5)AGC系統通過IEC104規約將負荷調節指令發送給風機能管理系統。

(6)一次調頻裝置通過IEC104規約將負荷調節指令、一次調頻動作信號發送給風機能量管理系統。

(7)風機能量管理系統通過Modbus通信協議將負荷指令發送給風電機組。

(8)一次調頻裝置通過GB/T 26865.2—2011 《電力系統實時動態監測系統 第2部分：數據傳輸協議》將一次調頻模擬頻率、一次調頻模擬負荷指令、一次調頻控制對象有功功率、一次調頻控制對象發電機組有功功率4個動態信息發送給PMU，由PMU上傳至調度主站。

3 現場試驗分析

為真實可靠地了解風電場一次調頻功能狀況，現場進行一次調頻性能試驗，試驗內容主要包括一次調頻本地試驗和一次調頻在線監測試驗。試驗時，風電機組處于正常運行狀態，主要參數無報警或異常，處于故障停機的風電機組額定功率占風電場總額定功率比例不超過10%。一次調頻本地試驗示意圖見圖6。

圖6 一次調頻本地試驗示意圖

3.1 一次調頻本地試驗

一次調頻本地試驗包括頻率階躍擾動試驗、模擬實際電網頻率擾動試驗、防擾動試驗、AGC協調試驗。其中，頻率階躍擾動試驗與模擬實際電網頻率擾動試驗在低負荷(0.2Pe≤P≤0.35Pe)和高負荷(0.5Pe≤P≤0.9Pe)2個負荷工況下開展，防擾動試驗在低負荷工況下開展，AGC協調試驗在高負荷工況下開展。

3.1.1 頻率階躍擾動試驗

選取低負荷預留備用功率工況頻率階躍上擾(+0.25 Hz)與頻率階躍下擾(-0.25 Hz)試驗，以及高負荷不預留備用功率工況頻率階躍上擾(+0.25 Hz)試驗的試驗結果，見圖7～圖9。

圖7 低負荷預留備用功率工況頻率階躍上擾試驗曲線

圖8 低負荷預留備用功率工況頻率階躍下擾試驗曲線

圖9 高負荷不預留備用功率工況頻率階躍上擾試驗曲線

由圖7～圖9可知：該風電場頻率階躍擾動超過死區時，一次調頻響應滯后時間在2 s內，響應時間小于5 s，并在15 s內達到穩定，計算30 s內的一次調頻響應指數均高于0.7，滿足風電場對階躍擾動的相應要求。

3.1.2 模擬實際電網功率擾動試驗

選取低負荷預留備用功率工況模擬實際電網頻率上擾與高負荷預留備用功率工況模擬實際電網下擾試驗的試驗結果，見圖10、圖11、表1。

圖10 低負荷預留備用功率工況頻率上擾試驗曲線

圖11 高負荷預留備用功率工況頻率下擾試驗曲線

表1 模擬實際電網頻率擾動試驗結果

由圖10、圖11及表1可知：該風電場模擬實際電網擾動過程中一次調頻響應功率合格率與一次調頻響應積分電量合格率均大于70%，滿足江蘇省電網調頻要求。

3.1.3 防擾動試驗

在低負荷預留備用功率工況下開展風電場一次調頻防擾動試驗，利用信號發生源模擬電網的高低電壓穿越等暫態過程，檢驗風電場一次調頻是否避開瞬時頻率突變。低電壓穿越時，電壓瞬間跌落到0%、20%、40%、60%、80%額定電壓，持續150 ms；高電壓穿越時，電壓瞬間階躍到115%、120%、125%、130%額定電壓，持續500 ms。防擾動試驗結果見圖12、圖13。

圖12 電壓下擾試驗曲線

圖13 電壓上擾試驗曲線

由圖12、圖13可以看出：在模擬電網電壓瞬間變化暫態過程中，并網點功率正常，未出現誤動作，風電場一次調頻功能良好。

3.1.4 AGC協調試驗

在風電場預留備用功率條件下，選取高負荷工況開展AGC協調試驗。風電場并網點總功率應為AGC功率指令與一次調頻功率指令的代數和(正向疊加、反向閉鎖)，即一次調頻優先執行且能夠閉鎖AGC方向調節指令。AGC協調試驗結果見圖14。

圖14 總有功功率響應曲線圖

由圖14可以看出：一次調頻動作過程中可以閉鎖AGC反向調節指令；AGC動作過程中一次調頻優先執行。風機能量管理系統能夠正確協調一次調頻功率指令與AGC功率指令，滿足江蘇省電網一次調頻要求。

3.2 一次調頻在線監測試驗

一次調頻在線監測試驗包括一次調頻特性參數遠方測試、一次調頻性能遠方測試。

風電場一次調頻特性參數遠方測試指令由調度主站系統下發，一次調頻控制系統中的模擬頻率信號以0.005 Hz/s的速率從49.7 Hz變化到50.3 Hz，一次調頻模擬頻率和一次調頻功率指令信號通過RTU和PMU發送至調度主站系統，實時計算兩者的函數關系，得到一次調頻死區頻率、一次調頻限幅、一次調頻響應調差率等參數。一次調頻特性參數試驗曲線圖見圖15，試驗結果顯示該風電場一次調頻參數設置正確。

圖15 一次調頻特性參數遠方試驗曲線圖

風電場一次調頻性能遠方測試時，風電場AGC系統處于自由發電模式并在該條件下進行一次調頻減負荷測試，之后調度遠方投入有功功率備用并在該條件下進行一次調頻增負荷測試，試驗結果見圖16、圖17，調度主站分別計算2次試驗的30 s一次調頻響應指數為0.90、0.86，滿足電網對風電場的一次調頻性能要求，風電場參與一次調頻過程中機組安全穩定運行。

圖16 頻率上擾試驗曲線圖

圖17 頻率下擾試驗曲線圖

4 結語

以江蘇省某海上風電場為對象進行一次調頻改造并詳細介紹設備間的數據通信情況，實現了風電場一次調頻響應功能與一次調頻在線監測功能。之后，對該風電場進行了一次調頻性能試驗，試驗結果表明：

(1)風電場通過一次調頻改造后能夠根據并網點頻率變化快速響應并滿足江蘇省電網對風電場一次調頻性能的要求。

(2)風電場一次調頻在線監測功能完備，可以通過調度主站進行風電場一次調頻遠方測試，能夠實時評估風電場一次調頻裕量。

(3)風電場通過有功功率備用功能預留部分功率滿足了電網低頻增負荷要求。

風電場一次調頻改造的應用使得風電場能夠參與電網的頻率調節，將有效減輕常規電源(火電、水電等)發電的調頻壓力，增強網源協調水平，保障電網安全穩定運行。