风电调频的控制参数选择及其影响分析*

2017-12-20黑阳付媛王毅张祥宇

电测与仪表 2017年5期

黑阳，付媛，王毅，张祥宇

（华北电力大学新能源电力系统国家重点实验室，河北保定071003）

0 引言

风力发电作为目前技术最成熟、最具规模开发条件的新能源发电方式，在电网中所占的比例将不断增加。为缓解常规机组的调频压力，要求高渗透率的风力发电场能够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以及调频控制能力［1-3］。

国内外学者对风电机组的调频控制方法进行了大量研究，但是为了进一步提高系统频率质量，有必要对风电调频的控制参数及其影响进行深入研究，定量分析这些控制参数对频率的影响，以便合理的选择控制参数提高风电机组的调频能力，保证系统的频率质量。

针对变速风电机组的调频控制能力，理论研究更多关注风电机组的惯性控制和一次调频控制。对于惯性控制，目前的研究集中在虚拟惯性的控制策略方面，主要研究采用何种方法利用其“隐含”的惯量，对频率提供动态支持，提高系统频率的暂态稳定［4-6］。对于长时间的调频控制方法，即一次调频，主要有转速控制［7-9］、桨距控制以及这两种控制策略的配合使用［10-12］等方法。文献［13］采用了虚拟惯性与一次调频的综合控制方案，整定出了风电机组的功频静特性，有效的减小了扰动初期的频率变化率及稳态频率偏差，并且分析了不同静调差系数下的一次调频能力。但是，上述文献均是从调频控制方法的角度，定性分析了各种方法对系统频率的改善作用，并未对影响频率质量的各种控制参数进行深入分析比较。

因此，本文以风电调频的控制参数作为研究对象，定量分析其参数大小对风电机组的调频能力的影响，通过对风电调频控制参数的合理整定确定风电参与调频的最佳状态，从而进一步提高系统的频率质量。

1 调频控制参数选择及其影响分析

1.1 减载水平对调频的影响

为使风电机组参与系统的一次调频，需要风电机组减载运行，预留一定的备用容量，持续分担系统的不平衡功率。减载水平的大小直接决定了预留备用容量的多少，预留备用容量越多，在系统负荷波动造成频率变化时，提供功率支持越多，从而减小传统机组的调频压力。

结合常规发电机组静调差系数的定义［14］，则风电机组的静调差系数为：

式中Δf为系统稳态频率变化量；ΔPG为风电机组功率变化量。

风电机组的减载水平可设定为：

式中ΔPG为风电机组的减载功率；P0为风电机组的初始功率。

由式（1）和式（2），可得出：

选取风电机组的静调差系数为0.03，初始运行在风速为7 m／s情况下，结合式（3）可得到在不同减载水平下的系统稳态频率变化量，如表1所示。通过曲线拟合得到减载水平与稳态频率变化量的关系曲线，如图1所示。

表1 不同减载水平下的稳态频率变化量Tab.1 Steady state frequency variation with different load reduction levels

图1 减载水平与稳态频率变化量的关系Fig.1 Relationship between load shedding and steady state frequency variation

由图1可以看出，减载水平越大，系统的稳态频率变化量Δf越大，这是由于随着减载水平的增大，机组的有功备用越多，在功率不平衡时提供的有功功率越多，对频率调整的贡献越大，因此Δf越大。但是过大的减载水平又会导致风能利用率降低，弃风现象严重，造成浪费。因此，参与系统调频的风电机组可选择20%的减载水平，既保持了较高的风能利用率，又保证了机组参与调频的能力。

1.2 转速调节系数对调频的影响

系统惯性反映了其阻止频率突变的能力，大规模风电机组接入电网，势必导致系统惯性降低，调频能力不足。因此，为了增强系统阻止频率突变的能力，要求风电机组具备惯性支持能力。在负荷突变时，变速风电机组通过惯性控制可以快速调节电磁功率，控制机组释放或存储旋转动能，实现对系统频率的惯性支持，减小扰动初期的频率变化量，提高系统频率稳定性及风电接入水平。

采用基于功率跟踪优化的虚拟惯性控制，在频率突变时，通过优化最大功率跟踪曲线比例系数kopt，平稳的切换功率跟踪曲线，控制机组运行点变化，快速调节风电机组有功输出，从而使风电机组表现出惯性特征。惯性控制下，优化后的功率跟踪曲线的比例系数 k′opt的计算如下所示［4］：

式中ωr0为风力机初始角速度；η为转速调节系数：η＝Δωr／Δωe，Δωr为角速度增量，Δωe为系统同步角速度增量。

由式（4）可知，优化后的功率跟踪曲线的比例系数k′opt与转速调节系数η有关，即虚拟惯性的大小受到η的影响。结合式（4）及实际运行工况，可得转速调节系数η与系统扰动初期的最大频率波动值Δf的关系，如表2所示。通过曲线拟合得到减载水平与最大频率波动值的关系曲线，如图2所示。

表2 不同转速调节系数下的最大频率波动值Tab.2 Maximum frequency fluctuation value with different speed adjusting coefficients

图2 转速调节系数与最大频率波动值的关系Fig.2 Relationship between the speed adjusting coefficient and themaximum frequency fluctuation

由图2可得，在一定范围内，随着转速调节系数的增大，系统的惯性响应能力越强，频率的最大波动值越小，对系统的稳定越有利。但是，当转速调节系数超过0.7后，系统的最大频率波动会迅速增大，造成系统频率的二次波动，不利于系统稳定。因此，在实际中通过调节η的大小可以使风电机组表现出各种可控的惯性响应，但应在保证转速调节系数小于0.7的情况下对η进行合理的整定，降低负荷波动初期系统频率的变化率，达到较好的频率控制效果，满足系统频率的要求。

1.3 静调差系数对调频的影响

为了提高电网接纳风电的能力，需要风电自身也具有一次调频能力。采用整定静调差系数法的一次调频控制方案，通过改进传统的变桨距角控制方法，完成一次调频。根据机组的调频能力以及运行状态，通过引入桨距静调差系数σβ，整定出风电机组的静调差系数σf，使风电机组的功频静特性与常规发电机组相似，从而使得各风电机组以及传统同步发电机组，统一根据系统频率变化量，自然分配系统内的负荷增量［13］。

风电机组正常和减载运行时，对应的静调差系数σf、与桨距静调差系数σβ的关系为：

初始运行在风速为7 m／s情况下，选取风电机组的静调差系数分别为 0.03、0.05和 0.08时，仿真可得到在不同静调差系数下的风电机组的一次调频能力，如表3所示。表3中，t为桨距角调节到限定桨距角（本文限值设定为8°）所需的时间。

表3 不同静调差系数下的一次调频能力Tab.3 Primary frequency regulation capability with different static frequency difference coefficients

静调差系数反映了风机参与调频的速度。根据机组当前的运行状态及调频容量，引入桨距静调差系数σβ，从而整定出合理的静调差系数σf，可使机组在一次调频过程中，有效分担引起系统频率变化的不平衡功率。静调差系数大小对维持系统频率稳定具有重要影响。静调差系数越小，风电机组对频率变化的响应越灵敏，桨距角和功率的调节速度越快，因此在频率波动后，相同的时间内，机组承担的不平衡功率越多，完成频率调整的响应速度越快，发电机组调频能力越强，更易保证频率稳定。但在实际运行中，过小的调差系数可能导致系统内各个发电机间负荷分配不合理。因此在实际运行时，应根据电网的要求，整定出合理的风电机组的静调差系数，将负荷增量协调分配至风电场和常规电厂，进而完成频率的一次调整。

2 不同参数下的仿真分析

2.1 系统简介

本文利用MATLAB／Simulink仿真软件建立了如图3所示的仿真系统，该系统包含两个容量分别为1 000 MVA和 400 MVA的火电厂（G1、G2），和一个风电场G3（300台2 MW永磁直驱风电机组）。负荷L1、L2和 L3为有功负荷，容量分别为800 MW、500 MW和300 MW。仿真结果中功率、转速等均采用标幺值，选取各个发电厂的额定容量为其功率基值。仿真分析时，风电场和火电厂均视为等值机组，系统仿真参数详见附录A。

图3 仿真系统结构图Fig.3 Simulation system structure diagram

2.2 不同减载水平下的仿真

仿真过程中，风速为7 m／s，负荷L1在5 s时刻由800 MW突增至900 MW。在所提追踪最大功率点轨迹的减载运行方案下，通过设定不同的初始桨距角，分析系统扰动后，不同减载水平下的系统调频特性。

仿真结果如图4所示，分别为采用不同初始桨距角的情况下，系统频率、桨距角、风电机组有功输出的动态对比。

如图4所示，以β＝4.5°为例，初始时刻风电机组输出功率约为0.24 pu。系统扰动后，风电机组在一次调频的作用下，释放有功备用，桨距角由4.5°不断减小至0°，导致风能利用率不断增大，从而使风电机组有功输出增加，并稳定在0.34 pu。因此，在一次调频过程中，风电机组利用备用容量分担了系统约0.1 pu的不平衡功率，频率最终稳定在49.9 Hz左右。

图4 不同初始桨距角下系统的动态响应对比Fig.4 Comparisons of network dynamic responses with different initial pitch angles

由图4可以看出，在系统频率突减时，桨距角逐渐减小为0，风能利用率逐渐增高，为系统提供频率支持。初始桨距角越大，风电机组初始状态下的有功输出越小，在桨距角减小为0的过程中增发的有功功率越多，即预留出来的有功备用越多，从而在频率变动后，可以提供更多的功率支持。因此，应在保证风能利用率的前提下，合理设置机组的减载水平，减小系统的稳态频率偏差。

2.3 不同转速调节系数下的仿真

仿真过程中，风速为7 m／s，负荷L1在5 s时刻由800 MW突增至900 MW，导致系统频率降低。在所提基于功率跟踪优化的虚拟惯性控制策略下，通过设定不同的转速调节系数η，分析系统扰动初期，在不同转速调节系数η的情况下，系统阻止频率突变的能力。

仿真结果如图5所示，分别为采用不同转速调节系数η的情况下，系统频率、风电机组有功输出、风力机转速、以及G1有功输出的动态对比。

如图5所示，以η＝0.4为例，变速风电机组在所提虚拟惯性控制策略下，在频率变化初期时，风电机组对系统快速提供有功支持，其输出功率瞬时增加约0.05 pu，分担了G1承受的不平衡功率，而风电机组转子转速下降幅度约为0.1 pu，释放出机组储存的动能，实现了对系统的惯性支持。在频率恢复的过程中，风电机组功率输出未出现波动，系统频率恢复特性平稳，风电机组最终平滑的过渡到稳定状态。

图5 不同转速调节系数下系统的动态响应对比Fig.5 Comparisons of network dynamic responses with different speed adjusting coefficients

由图5可以看出，在所提虚拟惯性控制下，风电机组可以通过转速调节系数，实现频率动态过程中可控的虚拟惯性响应。在频率变动初期，η的值越大，风电机组分担了的系统不平衡功率越多，其转速偏离初始转速值越远，释放出更多的动能，从而虚拟出更大的惯性。由系统频率的动态响应可以看出，虚拟惯性越大，系统频率的下降幅度越小，但完成惯性响应后频率的恢复速度也相应降低。如图5所示，与η＝0.2相比，η＝0.3时，系统频率降低幅度更小，最大频率偏差由0.4 Hz减小为0.33 Hz，但其恢复速度也相对较慢，而η＝0.4时，系统频率降低幅度最小，最大频率偏差约为0.3 Hz，但频率恢复时间也更长，因此，在实际运行时，变速风电机组应根据电网运行需求，合理整定转速调节系数，控制自身的惯性响应，进而满足系统频率要求。

2.4 不同静调差系数下的仿真

仿真过程中，减载水平设为20%，桨距角最大限值为8°，风速为7 m／s，负荷L1在3s时刻由800 MW突减至700 MW，导致系统频率上升。为验证不同静调差系数对系统调频特性的影响效果，仿真中选取的桨距静调差系数和相应的静调差系数如表4所示。

表1 风电机组的桨距静调差系数和静调差系数Tab.1 Pitch static difference coefficients and static difference coefficients ofwind turbines

如表4所示，仿真案例中σβ分别设定为0.026、0.035、0.053，根据风电机组设定的调频容量，即桨距角达到限值时的功率变化量，由式（5）可计算出其静调差系数 σf的预期值应分别为 0.03、0.04、0.06。不同静调差系数下系统的动态响应对比如图6所示。

图6 不同静调差系数下系统的动态响应对比Fig.6 Comparisons of network dynamic responseswith different static frequency difference coefficients

由图6可以看出，以σf＝0.03为例，变速风电机组在所提一次调频控制策略下，在负荷突减，频率突然增大后，通过增加桨距角来降低风能利用率。随着桨距角的不断增加，风机的输出功率在10 s后不断减小，桨距角在15 s时达到最大值，有效分担了G1承受的不平衡功率，从而参与了对系统频率的一次调整。在频率恢复的过程中，系统频率平稳恢复，并最终过渡到稳定状态。

如图6所示，在一次调频过程中，σf的值越小，桨距角和功率调节速度越快，风电机组的频率调整能力也随之增强，短时间内能够更快分担更多的系统不平衡功率，加速系统频率的恢复过程。由系统的频率响应可以看出，σf不影响频率的最大频率偏差，只能加快频率的恢复过程，并在调频容量足够的情况下，减小稳态频率偏差。如图所示，与σf＝0.03相比，σf＝0.05时，系统频率的恢复速度明显变慢，桨距角在27 s左右时才增加到最大角度8°，比σf＝0.05时桨距角调整完成的时间慢了约12s，频率也在约35 s时才逐渐稳定在50.08 Hz左右，而 σf＝0.08时，系统频率调整速度最慢，但由于调频容量有限，随着桨距角的增大，系统频率最终也将稳定在50.08 Hz。

综上所述，在采用整定静调差系数法的一次调频控制策略下，风电机组可以通过设定不同的桨距静调差系数，整定出相应的静调差系数，从而调节桨距角对频率的响应速度，得到不同的一次调频能力。在实际运行中，应综合考虑风电机组与常规机组的调频容量，设定合理的静调差系数，协调分配机组的不平衡功率，提高静态频率稳定性。

3 结束语

为了进一步提高系统的频率质量，本文从虚拟惯性、减载、一次调频控制的角度找出了影响调频的控制参数，并定量分析各控制参数的大小对频率特性的影响。通过理论分析和仿真分析得出如下结论：

（1）减载运行为一次调频提供了必要的备用容量，减载水平越大，机组的有功备用就越多，在负荷突增时可以为系统长期提供的功率支持越大，对调频的贡献越大，减小稳态频率偏差。但减载水平过大，也会造成风能利用率降低，造成浪费。因此参与系统调频的风电机组可选择20%的减载水平，既保持了较高的风能利用率，又保证了机组参与调频的能力；

（2）对于基于功率跟踪优化的虚拟惯性控制，转速调节系数η的大小反应风机惯性响应能力的大小，通过调节η可获得可控的惯性响应。当η＜0.7时，η越大，风机虚拟惯性响应能力越强，扰动初期的最大频率偏差越小，但是系统频率恢复稳定的时间也响应增长，应综合考虑最大频率偏差和频率恢复稳定的时间，设置合理的转速调节系数；当η过大时，会造成系统频率二次波动，动态频率响应不断恶化；

（3）在一次调频控制中，静调差系数反映了风机参与调频的快慢，静调差系数越小，风电机组对频率变化的响应越灵敏，桨距角和功率的调节速度越快，完成频率调整的时间越短。但过小的调差系数可能导致系统内各个发电机间负荷分配不合理。因此，应根据电网要求合理设置静调差系数，各机组间协调分配不平衡功率。

附录A仿真系统参数