風電場慣量響應和一次調頻方案的研究與實現

郭雁一夫，劉紅文，葉 偉，丁桂林，陸仕信

（中車株洲電力機車研究所有限公司，湖南 株洲 412001）

0 引言

近年來，我國風力發電新增并網裝機容量屢創新高。截至2020年底，我國風電累計裝機容量已達2.81億千瓦，規模居世界首位。2020年底發布的《新時代的中國能源發展》白皮書提出了我國“雙碳”戰略目標，即“二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”。然而，隨著風電對電網滲透的不斷增加，這給電力系統的安全穩定運行帶來了不小的挑戰［1-3］。此外，由于雙饋風力發電機組是目前風電的主流機型，其基本原理就是通過變流器裝置對機組轉速與電網頻率進行解耦，導致其有功功率無法響應電網頻率的變化。風電機組并網后，電力系統的慣性響應時間常數減小，整個電力系統的慣性進一步降低，此時頻率的最大偏差可能超過正常范圍，會對整個電力系統的安全性與穩定性造成巨大的影響［4-6］，因此開發風電場調頻功能非常必要，這將直接影響電網的穩定性。

電網調頻包含慣量響應、一次調頻和二次調頻［7］。慣量響應與一次調頻是指，當電網頻率的變化量或者變化率超過頻率整定的死區時，風電場能夠快速調整整場的有功功率輸出來穩定電網頻率的擾動，以保證電網的穩定安全運行［8-10］。二次調頻即目前的AGC（自動發電控制）有功功率控制，本文暫時不對其展開分析。目前行業內普遍僅對一次調頻有較為深入的研究［11-12］，針對慣量響應的研究還沒有進行推廣［13］，而結合一次調頻與慣量響應的研究更為稀少。為此，本文提出一種風電場慣量響應與一次調頻相結合的系統（簡稱“調頻系統”）方案，其采用調頻裝置和能量管理平臺，實現風電場的慣量響應與一次調頻功能，并通過現場測試的方式來進行驗證，使其最終能夠滿足電網的相關標準要求。

1 風電場調頻方案

風電場調頻方案主要包括調頻系統拓撲結構以及系統應用方案。本文基于場站級AGC控制系統和能量管理平臺等主流的調頻系統方案，提出一種慣量響應與一次調頻相結合的調頻方案。

1.1 系統結構與原理

本節主要描述調頻系統結構拓撲以及場站級調頻原理和機組級調頻原理。

1.1.1 風電場級調頻結構與工作原理

風電場級的調頻結構主要是通過調頻設備采集并網點的電網電壓、電流及頻率等信號，然后將信號送給場站級的能量管理平臺，再由能量管理平臺調整風機的有功功率輸出，也可以直接將功率指令送給風機執行，從而達到調頻的目的。調頻系統網絡拓撲結構如圖1所示。

圖1 調頻系統網絡拓撲圖Fig.1 Network topology of frequency regulation system

調頻系統的主要工作流程如下：

（1）調頻設備檢測到實際電網頻率的變化超過頻率設定的死區后，調頻系統會根據頻率的變化計算出有功功率的差值；

（2）通過判斷AGC與調頻系統的配合關系，將處理后的實際有功功率指令發送給能量管理平臺或者直接發送給風機；

（3）風機接收并響應指令，完成有功功率的調節；

（4）調頻結束后，恢復原來的功率控制模式。

1.1.2 風電機組級調頻原理

風電機組級調頻原理可以分為兩類，分別是機械控制策略與電氣控制策略。機械控制策略即變槳距控制策略，電氣控制策略包括虛擬慣量控制策略與超速控制策略。

變槳距控制是通過控制風電機組的槳距角來改變風能利用系數，從而達到控制風機的輸出功率。當葉尖速比一定時，槳距角與風能利用系數成反比，即槳距角越大，利用系數越小，風電機組的有功功率備用容量就越大。采用變槳距控制策略調頻的優點是，可以獲得較多的有功備用容量，并且在極端風況下也可以調節風機的有功功率；缺點就是響應速度受限。

虛擬慣量控制是指在風電機組并網運行的過程中，通過改變功率給定參考值影響風機的轉矩給定，從而改變風機的輸出功率，以快速響應頻率的變化。采用這種控制策略會使得有功功率的響應速度大大加快，能夠很好地支撐電網頻率的穩定；但是，受風機本身機械結構的影響，可能在功率恢復的過程中會造成頻率的再次波動，無法長時間支撐。

超速控制策略是控制發電機轉子超速運行，將風機的當前功率與最優跟蹤曲線的輸出功率差值組成有功備用容量。這種控制策略能夠達到較高的響應速度；但是受風速的影響較大，而且會降低風電場的經濟效益。

現有的3種控制策略的優缺點比較見表1。目前風電場調頻系統傾向于將3種控制策略組合起來，綜合考慮響應速度與備用容量，達到增強風電機組的調頻能力。

表1 調頻控制策略優缺點比較Tab.1 Advantages and disadvantages of frequency regulation system

1.2 系統方案

針對不同電網的要求，一般調頻系統的方案可以分為以下3種：

（1）場站級AGC控制系統優化。在AGC控制系統中增加電網頻率檢測、調頻控制算法等功能模塊，直接將計算得到的目標值發送給能量管理平臺，然后再由能量管理平臺控制風機，實現有功功率的增減。這種方案只需要優化原有的AGC控制系統，對能量管理平臺和風機端都不需要進行修改，成本增加小。但是該優化方式涉及的環節較多且有可能優化后的性能指標并不能滿足電網的要求，存在一些技術難點。

（2）能量管理平臺優化，新增調頻系統。調頻系統只和能量管理平臺進行通信，調頻系統將計算得到的功率指令發送給能量管理平臺，在能量管理平臺中處理AGC指令和調頻指令的閉鎖關系，這樣就可以實現調頻的功能。但是有些電網的相關指標可能比較嚴苛，特別是舊風場的能量管理平臺的響應時間有可能達不到要求。

（3）調頻系統直接連接風機，直接由調頻系統來控制風機，在快頻期間優先快頻指令。這種方案可以達到最快的響應速度，但是由于調頻系統與原來的能量管理平臺處于并行狀態，在兩者的切換過程中會造成全場有功的超調，不利于電網的穩定。

針對以上3種方案不同的優缺點，為了滿足南方電網的調頻標準和要求，本文在后兩種方案的基礎上進行優化，提出一種能量管理平臺和調頻裝置相結合的方案來實現風電場的頻率響應。其原理如圖2所示。

圖2 調頻系統方案示意圖Fig.2 Schematic diagram of the topology of frequency regulation system

如圖2所示，該方案新增調頻裝置，同時優化能量管理平臺。將調頻裝置串聯在調度主站與能量管理平臺的中間，這樣調頻裝置能直接與風電機組進行通信，而風電機組能夠同時接收調頻裝置與能量管理平臺的指令，并根據不同的工況進行自適應地響應有功指令。

由于慣量響應的響應時間快、持續時間短的特點，系統在慣量響應期間，采用調頻裝置直連風機的控制策略，以保證慣量響應的要求；而一次調頻的持續時間長、穩定性要求更高，則在一次調頻期間，調頻裝置將風電場總有功指令下發給能量管理平臺，由能量管理平臺控制風機，以保證調頻期間電網的穩定性。此方案不僅慣量響應速度快，同時能夠較好地控制調頻期間電網的穩定性，且在一次調頻期間還能很好地控制有功功率偏差，并能夠解決調頻退出時功率超調的問題。

2 電網頻率響應測試要求

由于各地電網標準要求不一致，針對頻率響應的指標與要求也存在差異，本文以云南某49.5 MW風場為例，使用能量管理平臺與風機結合的優化方案進行實踐與驗證。依據云南電網新能源場站接入系統技術原則、南方電網新能源場站一次調頻功能技術要求等文件，完成頻率響應測試。該測試要求新能源場站應具備頻率調節功能、一次調頻功能，并網運行時一次調頻功能始終投入并確保正常運行，且具備慣量響應功能。頻率調節能力指標由調度機構根據電網實際情況制定。

當電網頻率的變化率大于死區范圍，且整個風電場的有功功率輸出大于20%PN（PN為場站額定容量）時，應提供慣量響應，并且有功功率變化量?P應滿足式（1），?P的響應時間不大于1 s，允許偏差不大于±2%PN。

式中：?P——場站有功功率變化量，W；Tj——場站慣性時間常數，s；fN——電力系統額定頻率，Hz；f——并網點頻率，Hz。

當系統頻率變化率大于死區范圍且新能源場站有功功率大于20%PN時，應能夠參與系統一次調頻。一次調頻功率上限為6%PN，一次調頻的功率下限為10%PN，整體調頻趨勢如圖3所示。

圖3 頻率變化量調頻示意圖Fig.3 Schematic diagram of the frequency regulation based on frequency change

頻率響應的性能指標如下：

（1）一次調頻啟動時間，就是從電網頻率變化達到一次調頻動作值后機組負荷變化量達到10%預期功率變化量（調頻目標功率與實際功率的偏差）的時間，要求不大于3 s；

（2）一次調頻響應時間，就是在機組參與一次調頻過程中，電網頻率穩定后，機組負荷達到90%預期功率變化量的時間，要求不大于12 s；

（3）一次調頻調節時間，是在電網頻率變化超過機組一次調頻死區時，機組負荷進入±2%PN誤差范圍內的時間，技術要求不大于15 s；

（4）一次調頻指令的有功功率偏差，在頻率偏離死區后，有功功率開始調節，等到有功功率穩定時，新能源場站響應一次調頻指令的有功功率偏差應在的±2%PN以內。

3 風電場調頻測試驗證

根據云南電網的技術要求，本文所提出的基于能量管理平臺與風機同時優化的方案，在云南某風場進行了相關測試與驗證。測試慣性時間常數為5 s，頻率變化量與變化率的調節死區分別為±0.1 Hz與±0.05 Hz/s，功率調節死區為±10%PN。

3.1 慣量響應測試

分別在小風低負荷（30%PN～50%PN）和大風高負荷（70%PN～90%PN）工況下進行慣量響應（即頻率變化率）測試，試驗結果如表2所示。

表2 慣量響應試驗結果Tab.2 Inertia response test results

大風限負荷上擾和小風限負荷下擾工況測試波形如圖4和圖5所示。

圖4 慣量響應測試時大風、限負荷工況下頻率變化率上擾圖Fig.4 Frequency change rate up graph of inertia response test in the condition of large wind and limited load

圖5 慣量響應測試時小風、限負荷工況下頻率變化率下擾圖Fig.5 Frequency change rate down graph of inertia response test in the condition of small wind and limited load

從圖4和圖5的頻率變化率試驗數據可看出，當頻率變化率超過死區時，風電場有功功率將進行自動調節以穩定電網頻率，系統的響應時間為0.7 s和0.9 s、功率偏差為0.42%PN和0.18%PN，滿足上文所述的響應時間不超過1 s和功率偏差不超過±2%PN的要求。

3.2 一次調頻測試

分別在小風低負荷（30%PN～50%PN）和大風高負荷（70%PN～90%PN）工況下進行一次調頻（即頻率變化量）測試，試驗結果如表3所示。

表3 一次調頻試驗結果Tab.3 Test results of primary frequency regulation

大風限負荷上擾及下擾工況測試波形如圖6和圖7所示。

圖6 大風、限負荷工況下一次調頻時頻率變化量上擾圖Fig.6 Frequency change up graph of primary frequency regulation test in the condition of large wind and limited load

圖7 大風、限負荷工況下一次調頻時頻率變化量下擾圖Fig.7 Frequency change down graph of primary frequency regulation test in the condition of large wind and limited load

從圖6和圖7頻率變化量試驗數據可看出，當頻率的變化量超過死區時，風電場有功功率將進行自動調節以穩定電網頻率，系統的啟動時間分別為0.8 s和1.1 s，對應的響應時間為3.9 s和3.4 s，調節時間分別為7.3 s和6.0 s、功率偏差為0.23%PN和0.28%PN，滿足第2節所述頻率響應性能指標要求，即啟動時間不超過3 s，響應時間不超過12 s，調節時間不超過15 s，功率偏差不超過±2%PN的要求。

3.3 AGC協調測試

為了驗證調頻系統與AGC的協調配合關系，根據AGC指令與頻率響應指令的先后次序和類型，在頻率擾動情況下開展指令疊加試驗。其中AGC與調頻系統的配合關系可以分為5種類型，分別是AGC閉鎖調頻系統，調頻系統閉鎖AGC，AGC與調頻系統同反向均疊加，同向疊加與反向AGC閉鎖調頻系統，同向疊加與反向調頻系統閉鎖AGC。測試結果顯示，5種配合關系均滿足電網要求。

同向疊加與反向AGC閉鎖調頻系統的部分工況測試波形如圖8和圖9所示。

圖8 AGC協調測試時頻率上擾+二次調頻降圖Fig.8 Frequency up and AGC down graph of AGC coordinated control test

圖9 AGC協調測試時頻率下擾+二次調頻降圖Fig.9 Frequency down and AGC down graph of AGC coordinated control test

從圖8和圖9頻率變化量試驗數據看出，在同向疊加與反向AGC閉鎖調頻系統的模式下，能夠實現在AGC指令與調頻指令變化方向相同時指令疊加；AGC指令與調頻指令變化方向相反時，優先響應AGC的有功指令，等AGC調節到位后再響應調頻系統的指令。測試結果表明，所有AGC的協調測試結果均滿足云南電網在不同模式下針對調頻系統和AGC相互閉鎖的相關要求。

4 結語

針對電網對風力發電提出的風電場需要滿足慣量響應與一次調頻的需求，本文基于風電場和風電機組的調頻結構與原理，對比目前市場常見的3種頻率響應方案，并綜合考慮現階段技術性能指標和經濟性后，提出了一種能量管理平臺和調頻裝置相結合的調頻方案，并在云南某風場進行了實踐與驗證。結果顯示，其慣量響應、一次調頻以及AGC聯調均滿足電網頻率響應測試相關要求。雖然本文提出的這種方案對于現有大規模風電場慣量響應與一次調頻功能實現與完善具有很好的實際應用參考價值，但其在慣量響應結束后功率恢復的過程中存在一定的超調，可能會引起有功功率的二次波動，后續將對此進行改進和優化。