含变速恒频风电场的电网频率协调控制策略

李灿，李超，康正，张军勇

（1.山东大学电气工程学院，山东济南 250061；2.国网青岛供电公司，山东青岛 266002；3.国网滨州供电公司，山东滨州 256600）

近年来，风力发电发展迅速，穿透率不断增加，含风电的地区电网在发生负荷波动后，风电场应当承担起部分调频任务。然而，对于目前广泛采用的变速恒频风电机组，其解耦控制策略使机组有功功率无法响应系统频率的变化，使其并不具备类似传统同步发电机的一次调频能力。此外，变速恒频风电机组通常运行在最大功率跟踪（maximum power point tracking，MPPT）状态，无法提供额外的有功功率参与频率控制。因此，有必要对风电机组参与系统调频的控制策略进行研究[1-6]。

目前，欧洲许多国家的电网要求风力发电场应能提供有功调节及备用风辅助功能，至少具备类似于同步发电机组的频率响应及调频控制能力[7]。要求风电场参与有功出力调节有3个主要原因，一是不断增加的并网风电机组，在技术上可以很方便地为电网提供有功频率支持；二是AGC和频率控制属于电网的辅助服务范畴，通过参与辅助服务，可以为风电场带来经济效益；三是风电机组的变换器采用交流变频控制技术，功率控制速度比常规机组更快，能有效减轻常规机组的调频压力[8-9]。

针对变速恒频风电机组的调频控制能力，国内外学者对其进行了深入的研究[6-13]。早期的研究主要通过将频率变化率和频率变化量作为输入信号来获得额外的有功参考信号，即虚拟惯量控制，从而使风机具有参与系统调频的能力[10-11]。当风电场无其他任何功率备用时，此种利用转子动能提供有功支撑的方法仅能提供短时的有功支持，且在低风速下可能引起风机失稳或停转等不安全因素[12]。针对上述问题，可以在风机的频率控制环节中引入附加频率控制环节，使调频效果得到一定改善，但仍只能进行短暂的调频支援[13]。对于长时间的调频控制方法，主要有转速控制和桨距控制两种方法[10-13]。文献[14-15]分别采用改变桨距角和转速的方法控制变速风机捕获的风功率，从而达到弱电网的负荷平衡和频率稳定，但没有分析协调控制的方法。文献[16]提出了转速控制与桨距控制的协调控制方法，但该策略在任何风速条件下都采用两者同时动作，没有分析在不同风速条件下两者的协调控制策略。文献[17]提出将运行风速分为低、中、高3种风速模式，目的是使风电场的有功控制指令与风电机组的实际发电能力得以匹配，但在超低风速时风机的调频能力有限且不利于风机的自身稳定。

上述研究的重点多集中在变速恒频风电机组自身完成电网的调频任务，然而风电场自身的容量有限无法独立完成电网的频率稳定。因此，基于双馈感应发电机（doubly fed induction generator，DFIG），本文提出变速恒频风电机组以改进的超速与变桨协调控制为基础，并配合常规机组进行调频控制的协调控制策略。为了风机自身的稳定性，本文采用设置风速门槛带的方法，在超低风速时风机保持MPPT运行不参与系统调频。利用该控制策略，可以充分发挥风电场的有功发出能力，通过与常规机组协调控制可以有效提升地区电网的频率稳定性。

1 双馈风电机组调频策略

1.1 DFIG模型及原理

双馈感应风电机组主要包括风轮机、DFIG和AC-DC-AC变换器等，图1是简化的双馈感应风电机组结构。AC-DC-AC变换器由两个背靠背连接的电压型PWM变换器构成：靠近双馈电机转子一侧的转子侧变换器（RSC）和靠近电网侧的网侧变换器（GSC）。RSC通过控制转子电流电压，实现双馈电机的变速恒频运行；GSC一般运行在高功率因数整流模式，为RSC提供恒定的直流母线电压。通过对AC-DC-AC变频器的控制调整实现转子电流励磁分量与转矩分量的解耦控制，从而达到DFIG有功功率和无功功率解耦控制的目的。

图1 双馈感应风电机组简化结构Fig.1 Simplified structure of DFIG

双馈风电机组的功率-转速关系曲线如图2所示，图中各实线代表了一定风速条件下不同桨距角时风电机组输出功率与转子转速间的关系。在正常运行状态时，风电机组通常按照最大功率点跟踪（maximum power point tracing，MPPT）方式运行。

图2 DFIG风电机组功率-转速曲线Fig.2 Power-speed performance curves of DFIG

当风机稳定运行时，增大桨距角能够减小风能的利用率以产生一部分备用功率，进而当系统频率变化或波动时，便可通过控制桨距角的变化来调整风电机组的有功出力。该方法多适用于风电机组为额定功率输出（即风速在额定风速以上）的情况[5]。因为低风速时为了使风机最大限度地捕获风能，DFIG风电机组通常处于MPPT运行状态，且桨距角为0。然而，桨距角控制速度较慢，往往具有一定的延迟，且当桨距角变化速率频繁时，也容易加剧风机机械部分的磨损。超速法的实质为转移运行点减载，将额定风速以下的任意风速所对应的风力机运行点都向其峰值点右侧移动，则稳定运行时，风电机组的有功出力小于最大值，转速则大于MPPT运行时的最优转速。该方法只适用于额定风速以下即风电机组处于非额定功率运行时[18]。

通过以上分析可以看出，改变桨距角或转移运行点的方法，均可以调整风电机组的有功出力。增大桨距角或将运行点右移均可减小风电机组的有功出力，实现减载运行。但二者适用的情况不同：变桨法多适用于风电机组为额定功率输出，即风速在额定风速以上的情况；超速法适用于额定风速以下，即风电机组处于非额定功率运行。

1.2 DFIG调频控制环节

基于图2所示的DFIG功率-转速特性曲线，本文采用一种超速与变桨协调的减载调频控制策略。该策略的原则是：优先使用超速法，以获得较快的调频相应速度；当超速法无法满足调频需求时再启动变桨法。根据不同的风速条件，将DFIG减载调频控制策略分成低风速（<11.7）、中风速（11.7~13.0）、高风速（>13.0）3种控制模式，首先设定风电机组初始减载比例系数d0%，图2中MPPT曲线和减载曲线所围成的区域就是有功控制区域。

假设一台DFIG机组减载运行时所具备的功率备用ΔPR可表示为

式中，d%为减载比例系数；PMPPT为MPPT曲线功率值。可见，当利用DFIG机组的功率备用来支持系统调频时，最多可以提供当前风速下ΔPR的有功备用。减载比例系数d%具体取值需根据不同情况下需要的支持备用容量确定。

基于传统的DFIG有功控制环节，本文提出一种改进的有功控制环节框图如图3所示。输入量为转子转速wr、风速VW和电网频率f，以及初始减载比例系数d0%。输出量是桨距角β和转子侧控制器的参考有功功率Pw。

图3 DFIG减载调频控制器Fig.3 Frequency load controller and of DFIG

频率偏移时风电机组的有功功率变化量可以通过频率响应环节得出，其计算公式为

式中，f、fref分别为电网实测频率和参考频率；Rf频率响应特性系数。此时减载水平变为

式中，PMPPT为当前风速下的最大可用有功功率。

该调频控制环节由4个主要的环节组成：风速模式判定环节、超速和变桨控制环节和频率响应环节。首先根据各输入量选定适当的风速模式，按照选定的风速模式进行减载运行。频率响应环节采用类似于同步发电机的下垂控制原理进行模拟。当系统负荷增加导致频率下降时，需要让风电机组提高有功出力，该有功控制环节会调节参考转速wref使转速降低，或让桨距角β减小，从而使风电机组为系统提供有功出力增量。

本文兼顾机组运行稳定性和需要提供的调频能力，对功率追踪曲线以整定的风速门槛值为界进行分段处理。如图4所示，在超低风速输出功率较低时，不要求其参与调频，仍然采取最大功率跟踪方式；在风速较高且大于门槛值时，风电功率较高，希望其适当参与系统调频，此时采取减载功率追踪方式。分段后的风电功率曲线，其风速分段门槛值和功率减载的程度如何整定，需兼顾机组和电网的需求。

图4 风速模式判定模块Fig.4 Decision module of wind speed modes

为了防止实际控制过程中因风速在门槛值上下变动造成风电机组在参与调频与不参与调频之间频繁切换，影响机组寿命和控制稳定性，可将门槛值扩展为门槛带[vwL，vwH]，当风速由高于vwH进入该带时，保持机组参与调频，只有在风速低于vwL时才退出调频功能，进入常规的最优功率跟踪状态；当风速由低于vwL进入该带时，保持机组最优功率运行状态，只有在风速高于vwH时才又进入调频模式。根据风电场实际运行经验，本文设定门槛带为[6 m/s，8 m/s]。

2 电网频率协调控制策略

2.1 双馈风电场有功分配策略

电网中常伴随着负荷的波动，此时需要风电场承担主要的调频任务。当风电场接收到控制系统的调频指令时，需要将该指令下发到对应于不同风速的各风电机组。不同风速的风机所能承担的调频能力不同，一般来说，对应风速越大的风机承担的调频能力就越大。不同风速下的风电机组根据自身的权重增加出力，完成系统的调频任务。

本文引入分配因子DFWT来协调不同风速下的风电机组有功出力，如式（5）所示。

式中，W（VW）是对应于不同风速水平的权重系数，如表1所示。一般而言，风速越大，权重值越大。N（VW）是风电场对应风速VW的风电机组数。对应每一台发电机，有功功率指令定义如下：

式中，ΔPWFcmd为风电场总的有功功率变化量；Pref（VW）为对应风速VW的每一台风机的有功参考指令。

表1 不同风速的权重值Tab.1 Weighting factors to different wind speeds

风电场调度控制系统如图5所示。电网频率变化时，风电场调度中心接收到功率参考值ΔPWFcmd，然后根据公式（5）协调不同风速下的风电机组出力值ΔPrefi，下发至各风电机组调频控制器。风电场通过上述的有功控制策略，能够保证高风速的风电机组承担更多的调频任务，有利于保持各风电机组的稳定运行。

图5 风电场有功控制系统Fig.5 Active control system of the wind farm

2.2 常规机组配合协调控制策略

当内部总负荷突增或某些分布式电源出力降低时，会导致频率的快速下降，仅靠低频减载的方法会导致失去部分负荷。此时，可以充分发挥具有快速调节能力风电机组的有功补偿能力，配合常规机组进行有功补偿，维持电网频率的稳定性。图6表示风电机组和常规机组的频率协调控制示意图。

功率控制系统通过对风电场、常规火电机组及并网系统的实时协调控制，实现三者有功功率平衡的控制目标。当负荷出现变化时，系统功率不再平衡，频率变化量为Δf，此时依靠常规火电机组和风电机组协调进行频率控制分别得到常规机组和风电机组的有功指令PUcmd、PWFcmd，协调参与电网调频。当负荷切除时，风电机组以更大的减载水平运行，留有更多的功率备用；负荷接入时，风电机组释放功率备用补偿负荷需求。本文以接入负荷频率跌落为例的功率控制系统流程图如图7所示。

图6 频率协调控制示意图Fig.6 Frequency coordination control

图7 功率控制系统流程图Fig.7 Power control system flow chart

图7中ΔPcmd为频率变化时的负荷需求，ΔPwind为风电场实时功率备用。为了充分发挥风电机组的有功补偿能力及减少火电机组的启停，当系统频率变化时，风电机组优先进行调频。风电机组调频裕度不满足功率缺额时，再将剩余的有功增量分配至常规火电机组。如此，可以减少常规火电机组的启停以及节约能源，并提高可再生能源的利用率。

3 仿真算例

本文以西北某风电系统为例，建立60×1.5 MW风电场以及地区接入地区电网系统的仿真模型，如图8所示。公共连接点处的短路容量为600 MV·A，短路比为6.7。风电场经箱变和集中升压变升至110 kV，经升压变T3升至220 kV，接入220 kV输电网；常规火电机组接入110 kV母线侧，经100 km的架空传输线接入大电网，大电网采用理想电压源等效模拟。

图8 风电场接入电网仿真示意图Fig.8 of the access network of the wind farm

为了验证本文提出的频率协调控制策略的有效性，在PSCAD/EMTDC软件中建立了如图8所示的仿真模型。设定风电场风速为12 m/s，1 s时负荷突增30 MW，风电场参与调频过程如图9所示。

图9 风电场调频仿真输出曲线Fig.9 Simulation results of the wind farm’s frequency response

在负荷投入前，风电场减载运行，减载比例设定为20%，实际出力为64 MW，MPPT出力为80 MW，所留功率备用为MPPT出力和实际出力的差值，为16 MW。当30 MW负荷投入时，系统频率下降，风电机组响应系统频率变化，由减载运行转为MPPT运行，增发出力16 MW，功率备用变为0 MW，三者关系如图9所示。此时风电场的功率备用无法满足负荷的需求，需要常规火电机组配合出力，此时根据图7所示的功率控制系统流程，火电机组增发14 MW。通过风电场的协调调频，减小了常规火电机组的出力，如图10所示。并且通过变速风电机组的快速调频作用，使电网频率的跌落程度减小，如图11所示。

4 结语

图10 常规机组有功出力Fig.10 Active power output of the conventional generation unit

图11 协调控制频率仿真曲线Fig.11 Frequency simulation results of coordinated control

基于地区电网中大规模变速恒频风电场，本文提出变速恒频风电机组以改进的超速与变桨协调控制为基础，并配合常规机组进行调频控制的协调控制策略。通过功率控制系统的功率分配作用，可以有效地发挥风电机组的有功发出能力，并减小常规机组不必要的启停，有利于节能减排。通过超速与变桨协调控制，变速恒频风电机组减载运行使风电场留有一定的备用功率，可以保证电网在负荷波动时的功率平衡和频率稳定。后续工作将围绕多区域互联电力系统的频率稳定展开更深入的研究。

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