含大规模风电与储能元件的电力系统调频技术研究综述

冯琦，周毅博，桂建忠，王莹，郭雷，王春华

（1.东北电力大学电气工程学院，吉林吉林132000；2.华电龙口发电股份有限公司，山东烟台265700；3.吉林省电力有限公司电力调度控制中心，长春130021）

0 引 言

频率是电力系统运行的重要参数，其动态行为影响着电能质量及电力系统的安全稳定运行。2004年，IEEE/CIGRE将频率稳定、功角稳定、电压稳定定义为电力系统的三大稳定［1-2］。当电力系统因扰动产生不平衡功率时，系统频率会发生变化，一旦系统出现较为严重的有功功率缺额，其频率将会急剧下降。当系统频率下降较大时，会使汽轮机叶片产生裂纹或断裂，使系统出现“频率崩溃”及“电压崩溃”的现象，最后可能导致系统瓦解。因此，保证系统频率稳定是维护电力系统安全运行的一项重要工作。

全球能源互联网要求能源结构从化石能源为主转向清洁能源为主，风能作为一种具有商业开发潜力的清洁能源，目前正得到广泛的应用，风力发电在电力系统中所占比重近年来呈现逐步增长的趋势。截止到2014年底，全球风电累计装机容量已达到370，000 MW，同比增长 16.2%［3］。但是，大规模风电机组的接入会影响系统安全稳定运行，表现在系统频率方面，由于风电功率的随机性和波动性，在高风电渗透率系统下系统遭受的潜在的风功率波动量增大，降低了系统的频率质量；同时，风电机组本身并无惯性，过多的风电机组接入系统会降低系统的惯性，当系统发生有功缺额扰动时会造成系统频降超过限值，进而引发“频率崩溃”现象。

维护高风电渗透率系统的频率稳定性，不仅需要传统的同步发电机组参与一次调频与二次调频，而且也需要系统中风电机组也能够参与系统的频率调整。同时，随着快速储能技术（ESS）的发展，储能技术在维持系统频率稳定方面也会发挥重要作用。本文基于目前国内外研究现状，总结了大规模风电接入对系统频率的影响；对于含大规模风电系统的调频技术进行了介绍，其中主要包括风电机组参与系统调频及储能技术参与系统频率调整两大措施。对上述所提到的内容进行文献综述。

1 大规模风电接入对系统频率影响

在如今的电力系统中，发电机主要是由火电、水电等传统的同步发电机组承担，这些机组的特点是可以控制其发电机输出的有功功率，使系统中发电机输出的有功功率与负荷的有功功率能够保持平衡，从而维持电力系统的稳定运行。风电机组在结构上不同于传统的同步发电机组，其风机转子转速与电网频率解耦，并不能够依据系统频率变化调节风机输入的机械功率；且风电机组输出功率的随机性和波动性也会影响系统有功功率的平衡。因此，大规模风电接入对于系统频率的影响主要体现在以下两个方面。

1.1 风电场外发生功率扰动对系统频率影响

对于高风电渗透率的系统，在风电场外系统发生有功功率扰动时，其系统的频率动态特性与系统中所接入的风电机组的种类、风电机组的控制方式等均有关系。文献［4］中以法国科西嘉岛的孤岛系统为例，研究了具有大规模分布式电源的电力系统中发生有功缺额时的频率变化情况并且采用分布式储能系统来抑制发生有功缺额时的系统频率降低。但该文献没有改变此孤岛系统中接入的风力发电机组的容量，因而无法体现出不同风电渗透率下的系统的频率特性。文献［5］以一个独立系统为例，通过仿真分析了双馈风电机组的接入对电力系统频率动态的影响，最后发现双馈感应风力发电机渗透率的增加不影响系统的动态频率特性，除非其取代了传统的同步发电机组。同时，该文章也分析了恒速异步风力发电机和双馈感应风力发电机的接入对于系统频率的影响。对于恒速异步风力发电机，其发电机转子侧与电网频率耦合，在发生有功缺额扰动时会释放转子中储存的动能，对电网频率有一定的支撑作用；而双馈感应风力发电机转子侧通过变频器与系统解耦，故其对电网频率的支撑作用较弱。但是无论何种风电机组，当其替代火电机组接入到电网中时，都会降低系统的整体惯性，不利于系统频率的稳定。

1.2 风功率波动对系统频率的影响

风电机组不同于传统的同步发电机组，其输出功率具有随机性和波动性。随着系统中风电机组的渗透率逐渐增大，风功率波动对于系统频率的影响也会越来越显著。文献［6］通过傅里叶变换，将时域状态下的功率波动转换到复频域进行分析，将系统中的火电机组和风电机组分别用相应的传递函数表示，最后通过一个三机九节点的系统分析得出：当系统中风功率波动占系统总有功功率的5%时，其系统频率最大偏移为1%。但是本文中所采用的是小系统分析，没有扩展到更大的网络；而且文中所采用的风电功率波动为正弦形式，没有考虑波动的随机分量。文献［7］在文献［6］的基础上，考虑了随机的功率波动，用功率谱密度的分析方法取代文献［6］中传递函数来对随机分量进行分析，该分析方法适用于高风电渗透率下的孤岛系统。

从上述文献的总结中可见，在高风电渗透率系统中，风力发电是系统的主要发电形式，过多地风电机组代替系统中的火电机组会降低系统惯性，减少系统的抗扰动能力，同时高幅度的功率波动幅值也会降低系统的频率质量。因此，在高风电渗透率系统中提高系统频率的稳定性，需要风电机组参与系统频率的调节，同时在系统中添加储能元件也会提高系统抗有功功率扰动的能力。下文将对以上两种方式参与系统频率调整的方法进行研究综述。

2 风电参与系统调频控制技术

2.1 虚拟惯量控制技术

传统的同步发电机组转子转速与电网频率之间存在耦合关系，发电机电磁转矩与转子转速之间满足如下关系：

式中发电机转子转速ω与电网频率f之间满足ω=2πf的关系。当系统频率发生变化，同步发电机电磁转矩Te会产生式（1）所示的惯性响应来阻止系统频率的快速变化。对于双馈感应风力发电机，其转子侧通过变流器与系统频率解耦，可以运行在异步状态，当系统频率发生变化时，风力发电机无法为系统提供功率支撑。因此，目前有研究者提出虚拟惯量控制技术，即使风电机组也具有类似于同步发电机组的惯性响应［8-14］。该控制技术最早于文献［8］中被提出，其控制框图如图1所示。

图1 虚拟惯量控制结构框图Fig.1 Structure block diagram of virtual inertia control

从图1可以看出，当风电机组添加上述控制策略时，其电磁转矩与电网频率之间的关系为：

式中TeMPPT为最大风功率跟踪运行（MPPT）方式下风力发电机的电磁转矩；Tewind为系统频率发生变化时风力发电机的电磁转矩。当风电机组施加上述控制方式，在系统频率发生变化时，其实际的电磁转矩会发生惯性响应，这与同步发电机在电网频率发生变化时的电磁转矩的变化形式相似，公式（2）中的参数Kin相当于一个虚拟的惯性时间常数，因此叫虚拟惯量控制。经过上述变化，风电机组也具有了一定的惯性，在系统频率降低时适当的释放风机转子中的动能来维持系统稳定。

文献［9］分析了不同种类的风力发电机对于系统的惯性响应能力，本文对双馈感应风力发电机和恒速异步风力发电机均施加了虚拟惯量控制，比较其在系统发生有功缺额扰动下惯性响应能力。可知双馈感应风力发电机由于变流器的存在，风机转子转速可下调量较大，相比于恒速异步风力发电机可提供更多的转动惯量。仿真证明对于相同容量的双馈感应风力发电机与恒速异步风力发电机，在相同的有功缺额扰动下，双馈感应风力发电机提供的有功功率支撑量是恒速异步风力发电机的17.5倍。但该论文并没有考虑风电机组转子转速的限制。文献［10］对文献［8］提出的控制方式进行了适当的改进，考虑了风电机组转子转速限制等约束条件，使风电机组具有了虚拟惯性，同时，施加了虚拟惯量控制的风电机组具有比传统同步发电机组更加快速的惯性响应。本文还提出了一种风电机组与传统同步机组进行调频的协调控制策略，即利用风电机组的快速惯性响应特性在系统发生频率扰动时率先响应，充分利用风电机组转子中所储存的动能，以此提高了系统的频率稳定。

从上述的文献分析可知，风电机组添加虚拟转动惯量控制后，在系统发生频率跌落时其电磁转矩会产生惯性响应，释放风电机组转子中的动能来维持系统频率的稳定。其响应速度较传统同步发电机组快。但其电磁转矩的变化受到风电机组转子转速约束条件限制，转子释放的动能有限。此外，当风电机组退出该策略时，转子需要从电网中吸收动能，从而造成频率的二次跌落［14］。因此，对于该控制策略的使用，还需要与传统的同步发电机组相结合。

2.2 转子超速控制与桨距角控制

风电机组添加虚拟转动惯量控制技术后，在系统发生扰动时，通过风电机组的电磁功率Pewind发生惯性响应来阻碍系统频率进一步变化，维持系统频率稳定，但风力机的机械功率Pmwind在此过程中保持不变。对于转子超速控制与桨距角控制技术，则是通过控制风力机转子转速或桨距角从而控制风力机输出的机械功率Pmwind随着系统频率的变化而产生相应的变化，该控制技术类似于同步发电机组的调速器，其控制方式属于系统的一次调频。

对于未加控制的风力发电机，以双馈感应风力发电机为例，其功率输出方式大多为最大风功率输出（MPPT），运行曲线如图2所示，根据运行工况不同可分为四个阶段，各阶段的最优风功率与风力机转子转速的关系为［15］：

图2 风电机组MPPT运行曲线Fig.2 MPPT operation curve of wind turbine generation

由图2与式（3）可知，在最大功率跟踪区运行时，根据风速的大小使发电机输出功率一直位于最大风功率输出曲线上，随着风速逐渐增大，发电机转子转速逐渐达到额定值。到达功率恒定区后，风电机组桨距角动作，减少风力机风能捕获，保证发电机的输出功率不超过限值。

转子超速控制的原理是通过控制风力机转子转速，使转子的实际转速高于最大风功率运行状态下的转子转速，此时风电机组没有运行在最优风功率点处［16-17］。当系统受到有功缺额扰动时，系统频率下降，此时降低风力机转子转速使其恢复到最大功率运行点，风力机机械功率Pmwind增大，从而为系统提供一定的有功支撑。

桨距角控制的是根据系统中频率的变化来控制风力机叶片的桨距角，从而控制风力机输出的机械功率大小，从而参与系统的频率调整［18-19］。对于风力机，其输出的机械功率为［20］：

式中ρ为空气密度（kg/m3）；A为风力机叶片扫过的面积（m2）；v是风速（m/s）；Cp为风能利用系数，表征这风力机捕获风能的大小，其数值与叶尖速比λ与桨距角β有关。在相同的叶尖速比下，增大风力机叶片桨距角β，会降低该风力机风能利用系数Cp进而使风力机输出的机械功率减少。文献［19］提出了根据系统频率变化控制风机桨距角，进而改变风电机组的机械功率来对系统频率进行调整的控制策略，其控制框图如图3所示。

在图3中，Δβ0为风电机组正常运行时所预留的桨距角大小，βr为实际风电机组运行过程中桨距角的大小，当系统发生有功缺额扰动时，根据系统的频降Δf计算出风力机桨距角的减少量Δβ，从而使风力机输出的机械功率增加，向系统中提供有功功率进行参与系统频率调整。

图3 桨距角控制结构框图Fig.3 Structure block diagram of virtual pitch angel control

转子超速控制与桨距角控制均是在系统频率发生变化时改变风力发电机的机械功率进而改变其输出功率来对频率变化进行调整，但是对于上述两种控制策略下风电机组输出功率的变化过程却各不相同，下面针对图4风电机组功率输出曲线分析上述两种控制技术在进行系统频率调整时风功率的变化情况。

图4 转子超速控制与桨距角控制功率变化过程Fig.4 Power change process under rotor over speed and pitch angel controls

图4为风电机组最大功率跟踪运行曲线，在风速为v1时，未加控制的风力发电机运行于最优风功率点A点处，此时风力机转子转速为ωr1，若风电机组添加转子超速控制后，风力机转子转速增加至ωr2，其风电机组运行点沿风速曲线到达B点；若对风电机组施加桨距角控制后，风电机组运行点变为A点下方的C点，此时风力机转子转速保持ωr1不变。在系统发生有功缺额扰动时，系统频率降低，此时，受转子超速控制的风力发电机从B点沿该风速下的功率输出曲线向A点移动；受桨距角控制的风力发电机从C点向正上方的最优风功率运行点A移动，此过程中风力机的机械功率均增加，向系统提供有功支撑，使系统频率恢复正常值。

2.3 协调控制

转子超速控制及桨距角控制均是通过改变风力机机械功率来进行系统频率调整，但由于其控制原理不同，因此上述两种控制手段的适用情景也不尽相同。对于转子超速控制，其通过控制转子转速控制风力机的机械功率，响应速度较桨距角控制快。但在运行过程中风力机转子转速要高于最大风功率时的转子转速，当风力发电机处于高风速运行时，转子转速接近于额定值，此时再增加风力机转子转速的超速控制则不适用［21］。而对于桨距角控制，可以实现全风速的控制，可调范围大，但是其调节原理是依靠风力机的机械部件，响应速度慢，且容易造成叶片的机械磨损，减少风力机的使用寿命［22］。因此，在实际的运行控制中，需要针对风电机组不同的运行工况对各种控制技术进行协调。

上文介绍的三种风电机组参与系统调频的技术中，根据不同调频技术的优缺点，在发生扰动时，随着风电机组的运行风速与扰动时间的不同，在不同情况下的最优调频技术选择如图5所示。首先依据风电机组运行时的风速的不同，在低风速时对风电机组进行转子超速控制；在高风速时对风电机组进行桨距角控制，以上两种控制手段使风电机组为系统提供了一定的备用容量。当系统发生功率缺额时，在扰动发生后的短时间内风电机组采用虚拟惯量控制，使输出功率对系统频率变化做出相应，一段时间后若扰动仍未消除或系统频率偏移超出限值时，则通过转子超速控制或桨距角控制释放风电机组中储存的备用容量，对系统频率进行调节。

图5 不同运行情况下风电调频技术选择Fig.5 Choice of frequency control technology under different operation conditions

国内外对各种调频技术协调控制策略的设计主要依据风速与故障时间来协调控制［23-26］，例如文献［23］设计了风电机组在高、中、低风速下的调频控制策略，并计算了各台机组有功增量与调频可持续时间之间的关系来评估系统中各台风电机组的调频能力。在实际运行中依据风电机组所处运行风速选择控制策略，依照各台风电机组调频能力安排各台机组退出调频时刻，从而达到对系统中风电场调频动作的协调控制。文献［24］运用智能算法对系统中各个风电场在调频过程中的功率调整量进行协调控制，进而确定每台风电机组在参与调频过程中转子转速或桨距角的变化量，对各个风电场进行频率调整的协调控制。

3 储能技术参与系统调频

随着目前储能技术的快速发展，储能技术的成本逐渐降低，应用更为广泛。在含有大规模风电的系统中，除了让风电场本身承担一定的调频任务外，通过储能元件维持系统中有功功率的平衡，也可以提高系统的频率稳定性。

图6 储能元件平抑风功率波动示意图Fig.6 Schematic diagram of calming wind power fluctuations by using energy storage technology

图6为储能元件参与系统频率调整的示意图，由于风力发电具有随机性和波动性，系统中常规的同步发电机组不能跟随风力发电有功出力的快速变化，因此，储能技术平滑了系统中风电机组的输出功率，较少了系统中传统发电机组的出力变化频率（如图6阴影部分所示）。目前所研究的储能技术从运行性质上主要可分为电源侧储能及负荷侧储能。

3.1 电源侧储能

电源侧储能是指储能元件通过与风力发电等分布式电源结合，平抑风电场功率波动，平滑分布式电源的功率曲线，以提高分布式电源的接入能力。在电力系统中，常用的快速储能装置例如电池储能（铅酸电池、液流电池）、飞轮储能，超导储能等均是电源侧储能［27］，其可以处于充电与放电两种状态，具有响应快速，控制灵活等优点，但缺点是其目前造价仍然较高，储能装置的配置容量有限。

电源侧储能目前在国内外研究较为成熟，该类储能元件在电力系统中的应用主要是与系统中的可再生能源发电结合，例如风储联合系统等，因此，目前对于此类储能元件的研究主要集中在储能系统控制策略的研究上［28-33］，包括单个储能元件充放电控制策略的研究以及多个储能元件之间充放电协调控制策略的研究。文献［28］依据储能系统的荷电状态（SOC），设定储能元件在不同荷电状态下的动作情况，并结合风电场有功出力的变化设定本地风储联合系统的优化控制策略，提高了储能容量的利用效率。文献［29］提出了各个储能元件之间的协调控制策略。依据每个储能元件的荷电状态确定每个储能元件的充放电动作后，再依据储能元件中的剩余能量对每个储能元件的充放电功率进行分配，在所建立的分配模型中考虑了最大充放电功率的约束。

3.2 负荷侧储能

负荷侧储能是指利用系统中的一些特殊负荷（如电解铝负荷），其负荷可以在一定的时间内自由调整而不影响正常的生产运行。在系统频率发生跌落时通过降低该类型负荷的有功功率来使频率恢复正常值的调频方法。由于在正常运行情况下能量储存在负荷中，在频率调整过程中改变的是系统的负荷曲线，因此该种储能方式也叫做负荷侧储能。

文献［34］提出了改变负荷曲线的系统频率控制方法，其中本文所控制的负荷为电解铝负荷，基于该负荷特性提出了一种系统频率与该类负荷母线电压之间的正反馈控制策略，并运用在蒙东地区高风电渗透率的孤立电网中，有效地解决了该电网频率波动性的问题。

电解铝负荷是一种恒电流的热蓄能负荷，其中负荷功率可以在25%的范围内连续调节，并可以持续运行4小时而不损坏电解槽。其负荷的等效电路图如图7所示。

图7 电解铝负荷等效电路图Fig.7 Equivalent circuit diagram of the electrolytic aluminum load

从图7中可见，电网一次侧交流电压VAH通过变压器降压后，再经过整流电路形成直流电压VB给电解铝负荷供电，电解铝负荷相当于纯电阻负载。电解铝负荷的功率与其端电压VB的关系式为：

电网一次侧交流电压VAH与电解铝负荷的端电压VB之间也可通过图7中的桥式整流电路建立线性关系，故可通过改变电解铝负荷母线的一次侧交流电压VAH的大小来控制电解铝负荷PLoad的变化，即：

在建立式（6）的关系后，文献［33］提出的小系统中系统有功不平衡量△P与系统频率偏差△f之间的关系模型来确定系统频率在变化△f时所需调节的电解铝负荷变化量△PLoad的大小。在实际工程应用中，利用广域测量系统（Wams）提供的系统实时频率变化数据△f来在线计算△PLoad，并依据公式（6）调节负荷母线的电压以使电解铝负荷在电网的频率变化过程中提供功率支撑，进而平抑系统中的功率波动。

通过调节负荷侧响应来调节系统频率，其可调节功率较大，动作速率快，可以在不外加储能元件的条件下在系统频率降低时提供用功功率支撑，其频率调节成本低。但负荷侧储能需受负荷种类的约束，且负荷调节时间有限，适用于短期的系统频率调节。该类型的调频技术可以有效的处理系统频率快速下降的事件，而对于系统频率上升的时间则难以应付。

4 未来研究方向

未来的电力系统中，传统的消耗化石能源的火电机组将逐步被使用清洁能源的风力发电机组等所取代，系统的风电渗透率逐渐增高，目前，国内外对于维护高风电渗透率系统下的频率稳定的研究上，已经提出了多种调频方法，在上述的文献综述中，其调频手段主要分为风电机组本身参与调频和储能技术参与系统调频两种手段。针对以上两种调频方式，未来的研究方向也十分广泛。

对于风电场本身参与系统调频的技术中，目前国内外已提出多种调频手段。在现有的调频手段中，为了给系统提供一定的有功备用容量，均会使风电机组处于减载运行状态，过多的风电机组处于减载运行时会造成风能的浪费。因此，在未来含大规模风电的系统中，需要根据不统风机的运行工况设定不同的调频备用容量及控制策略，在能保证一定的备用容量的前提下优化风电机组的减载量，同时，在系统发生扰动时及扰动消除后各台风电机组之间的协调运行策略的设计也是未来研究的方向。

对于储能技术，受储能元件造价的限制，目前在电力系统中的配置容量有限。未来在工程上仍需研发低成本，大容量的储能技术。在技术层面上，对于储能系统控制策略的研究，除了元件自身充放电控制策略的设计与储能元件间协调控制策略的设计的研究外，结合电力系统实时状态监测数据（例如Wams数据等）在线控制系统中储能元件的工作状态，会成为以后研究的热点。在经济层面上，考虑储能成本的储能元件的容量配置，储能参与系统调频的效用评估及定价补偿方法也成为了未来研究的方向。

5 结束语

随着系统中同步发电机组逐步被风电机组所取代，系统中风电渗透率增高，频繁大幅度的风功率波动会影响系统频率的稳定；同时，系统中火电机组的退出降低了系统惯性，在发生功率不平衡扰动时更易造成系统频率超出限值。

在对高风电渗透率的系统频率的调节主要有两种方法，一是使系统中的风电机组参与调频，二是利用储能元件参与系统调频。其中，风电机组参与系统调频的控制策略，文中总结出三种控制方法——虚拟惯量控制、转子超速控制以及桨距角控制，但是上述三种调频策略各有其优缺点，在实际运行中需要结合风电机组的运行情况来进行选择与协调控制。对于储能技术的介绍，文中将其分成两类，即电源侧储能技术和负荷侧储能技术，其中电源侧储能可以吸收和释放功率，对于频率的上升和下降现象均可调节，但目前收储能元件的造价限制其容量配置和效用评估需要进一步的研究；负荷侧储能是通过暂时降低相关负荷的大小使下降的频率恢复正常值，但是对系统频率上升的事件贡献不大。总之，以上两种控制技术的使用，均可以改善电力系统的频率特性，提高系统的风电接纳能力。