主动调频对大容量风电机组载荷灵敏度响应分析

李成晨，刘晓辉，卓 然，宋 珂，刘二恩

（许昌许继风电科技有限公司，河南 许昌 461000）

0 引言

随着风力发电成为主流发电形式，目前已有很多国家对风电场参与电网系统调频控制的并网运行发布了导则或规程。如加拿大电力供应商要求在并网电力系统出现调频需求时，风电场应至少提供5%额定功率的调频备用容量，持续时间不低于20 s[1]。同时德国、英国、丹麦和瑞典等国也提出了相关要求[2]。

国内外很多学者对风电机组主动参与电网调频进行了深入的研究。文献[3]利用变频器双闭环控制回路将频率变化率作为控制量，使风电机组实现模拟惯量控制，因电流环控制参数过于敏感导致控制稳定性很难保证。文献[4]在双馈电机的转子侧增加辅助功率控制环，将风轮转子与电网频率波动进行耦合，利用转子释放惯性动能短时间实现功率支撑。文献[5]通过将风电机组转速扭矩曲线运行点平移的方法实现降载预留调频备用运行，实现了预留备用参与调频。

本文对主动调频策略下机组载荷响应进行了研究，分析具有电网频率主动支撑功能的风电机组载荷响应，提出在保证机组安全前提下风电机组电网频率支撑的边界支撑次数。

1 主动调频策略

主动调频策略的本质是通过控制变流器模拟同步发电机的工作原理[6]，从而获得类似同步发电机的运行特性，实现类似同步发电机的有功调频与无功调压功能。有功-频率控制实际上是模拟同步发电机的调速器[7]，用以表征有功功率和系统频率的下垂特性，通过检测功率差ΔP来控制虚拟机械转矩输出而调节频率，并采用主动调频阻尼系数来描述频率发生单位变化时的输出功率变化量，其控制框图如图1所示。

图1 有功-频率控制框图Fig.1 Active power-frequency control block diagram

图中，ωr，Popt，P1，f，f*，Δf和Kf分别为风电机组转速、正常运行功率、需要调节的有功功率、电网频率、电网频率参考值、电网频率与参考值差值和一次调频系数。控制逻辑为风电机组采集f，计算出与f*间的Δf，Δf乘Kf获得P1，将有功功率加至当前风机可发功率Popt上，计算总的功率需求P，转换为转矩需求给变流器强制执行。风电机组主控系统控制风机桨距、转速和扭矩，实现有功调频功能。主动调频分为针对电网频率变化的一次调频控制和电网频率变化率的惯性调频控制，本文主要对一次调频策略参数进行仿真分析。

2 风电机组主动调频策略仿真方案

2.1 主动调频策略仿真因素水平设计

一次调频控制依据的是电网频率的变化，采用下垂控制计算支撑功率值，并与风机实时功率进行叠加，计算得出功率调节目标值，功率变化ΔP为

式中:Δf为电网频率变化量；fN为电网基准频率；PN为风电机组额定功率；Kf为一次调频系数。

对电网频率的支撑过程如图2所示。

图2 一次调频策略仿真变量示意Fig.2 The simulation variables of primary frequency modulation strategy

在支撑过程中，电网频率跌落幅值和变化时间不同均会要求机组呈现不同的支撑情况，即跌落幅值要求不同的支撑功率，电力频率跌落时间对应支撑时间。恢复策略表征为风电机组完成要求支撑功能后功率恢复正常运行的一种方法，本文主要采用以某一固定功率保持一段时间后恢复正常。各仿真变量因素水平见表1。

表1 一次调频调频控制参数因素水平Table 1 Primary FM control parameter level

2.2 载荷仿真方案设计

以某公司生产的2 000 kW变速变桨全功率风电机组为例进行仿真分析，采用风电行业载荷通用仿真软件GH Bladed，将主动调频策略内置于外部控制器中，模拟不同电网条件下机组载荷响应，该仿真方法与文献[8]相近。仿真过程中采用正常风廓线NWP风模型仿真风电机组正常运行情况下的极限载荷响应，风速为5～20 m/s，风速步长为1 m/s；采用正常湍流风NTM风模型计算风电机组正常发电状态下的疲劳载荷响应，风速从切入到切出，风速步长为2 m/s，风种子为12个。

2.3 载荷响应分析评价指标

（1）极限载荷

极限载荷为采用时间序列载荷的绝对值最大值。

（2）等效疲劳载荷

等效疲劳载荷Leq采用经典雨流计数原理下某等效应力循环次数下获得的等效载荷水平[9]。

式中:Ri为第i个级别的应力幅值；ni为第i个级别的应力循环次数；m为斜率值，文中m=4；N为等效应力循环次数。

（3）敏感度系数

本文引入敏感系数E准确评估主动调频策略参数与风电机组主导载荷的相关性[10]，E越高表明该参数的变化对载荷产生的影响越大。

式中:ΔF为不确定因素F的变化率，%，本文指调频策略参数的变化率；ΔA为因素F变化为ΔF时目标载荷的变化率，%。

（4）边界电网支撑次数分析

将不同支撑次数的调频策略对风电机组产生的疲劳叠加至机组疲劳载荷中，计算机组等效疲劳载荷，迭代支撑次数直至机组计算等效疲劳载荷达到机组设计载荷，以此时电网支撑发生次数为边界支撑次数。

3 风电机组载荷响应分析

风电机组极限响应情况采用叶根弯矩Mxy、轮毂扭矩Mx和弯矩Myz、偏航轴承弯矩Mxy和塔底弯矩Mxy作为载荷目标；疲劳载荷选择叶根Mx和My、轮毂Mx和My、偏航轴承My和塔底My作为目标载荷，评估不同调频策略下的机组疲劳载荷响应[11]。

采用仿真载荷与未启用调频策略时载荷相比的方法对数据进行归一化处理。

3.1 不同电网支撑功率下风电机组载荷响应分析

（1）载荷响应分析

不 同 支 撑 电 网 功 率3%PN，5%PN，7%PN，10%PN，12%PN和14%PN下机组极限载荷与无主动策略时载荷比例值见图3，载荷敏感系数见表2。

图3 不同支撑功率下风电机组载荷响应Fig.3 Load response of wind turbine under different supporting power

表2 不同支撑功率策略下风电机组载荷敏感系数Table 2 Table of load sensitivity coefficients under different supporting power strategies

由表2可知，当风电机组向上支撑电网过程中，通过增加发电机扭矩强行支撑，发电机转速降低，传动链扭矩上升，支撑过程中对轮毂Mx影响较大，极限达到7%，疲劳11%，其他方向载荷影响比较小。

各部件极限敏感系数、疲劳载荷敏感系数中，轮毂中心Mx方向最大，在10%PN支撑功率范围内，随着支撑功率的增加敏感度明显提高，当支撑功率为10%PN时达到最大值；当支撑功率高于10%PN时，通过强加扭矩的方法增加支撑功率作用不明显，在满足电网支撑要求下，尽可能选择较低的支撑功率可以降低机组载荷波动；从敏感度分布分析，当支撑功率为7%PN以内时，载荷敏感系数较低，可以抑制机组载荷的上升和波动速度。

（2）边界电网支撑次数分析

极限支撑次数如表3所示，随支撑功率的增加，边界电网支撑次数由每天350次降低至155次，支撑功率大于7%PN后，机组边界支撑次数迅速降低。

表3 不同支撑功率策略下风电机组边界支撑次数Table 3 The boundary support times of wind turbine

3.2 不同电网支撑时间下风电机组载荷响应分析

（1）载荷响应分析

不同支撑时间（4，7，10，15，20 s和25 s）下机组极限、疲劳载荷与无支撑策略情况下的比例值如图4所示。

图4 不同支撑时间下风电机组载荷响应Fig.4 Load response under different supporting time

由图4可知:电网支撑过程中，随支撑时间的增加，轮毂中心Mx明显增加，这是因为增加发电机扭矩强行支撑电网会使发电机转速降低，导致传动链扭矩上升；随支撑时间的增加，塔底和轮毂中心My和Mz缓慢增加，这是叶尖速比向更大推力方向移动所导致的。

不同支撑时间下风电机组载荷敏感系数见表4。轮毂中心Mx方向的载荷敏感度最大，且随着支撑时间的增加敏感度明显提高。当极限载荷为16s时，达到最大值5.3%，当疲劳载荷为19 s时，达到最大值14.5%，10～16 s时敏感系数基本稳定。因此，支撑时间在10 s内有利于机组平稳运行。

表4 不同支撑时间下风电机组载荷敏感系数Table 4 Load sensitivity coefficient for different support time

（2）边界支撑次数分析

随电网支撑时间的增加，在机组机械载荷约束范围内，边界电网支撑次数由每天275次降低至115次。不同支撑时间策略下风电机组边界支撑次数见表5。由表5可知，支撑时间大于7 s后，机组载荷波动增加，边界支撑次数迅速降低。

表5 不同支撑时间策略下风电机组边界支撑次数Table 5 The boundary support times of wind turbine

3.3 不同恢复策略下风电机组载荷响应分析

风电机组电网支撑结束后或者电网频率恢复时，风电机组应该以一定的恢复策略完成功率恢复。本文首先将功率恢复到某一设定功率保持一段时间，然后恢复到正常电网功率。不同设定恢复功率下风电机组载荷波动和冲击情况如下。

（1）载荷响应分析

恢复功率为1%PN，3%PN，5%PN，7%PN，10%PN和12%PN的机组极限载荷和疲劳载荷与无支撑策略情况下的比例值如图5所示。

图5 不同恢复功率下风电机组载荷响应Fig.5 Load response under different recovery power

表6为不同恢复功率策略下风电机组载荷敏感系数表。由表6可知:不同恢复功率对机组极限载荷无影响；疲劳载荷只在传动链Mx方向具有敏感性，达到5.8%；当恢复功率为5%PN以下时，载荷敏感度较低。

表6 不同恢复功率策略下风电机组载荷敏感系数Table 6 Load sensitivity coefficient for different recovery power

（2）边界支撑次数分析

随电网恢复功率的增加，边界电网支撑次数由每天285次降低至180次（表7），恢复功率高于10%PN后，机组载荷波动增加，边界支撑次数迅速降低。

表7 不同恢复功率策略下风电机组边界支撑次数Table 7 The boundary support times of wind turbine

4 结论

本文对不同电网支撑功率、支撑时间及恢复策略下各控制参数进行了单因素对比仿真试验，分别从极限载荷、1 Hz等效疲劳载荷、极限和疲劳敏感系数、边界支撑次数等方面评估了电网支撑过程中风电机组各部件载荷变化情况，主动调频策略对机组传动链Mx方向有较大的影响，对其他部件载荷影响较小，通过在机组机械载荷约束下分析传动链Mx与主动调频策略参数的相关性，获得如下结论。

①传动链极限Mx比无调频策略情况上升了3%～8%；1 Hz下等效疲劳载荷比无调频策略情况下上升了2%～12%；极限敏感系数为1.1%～4%，疲劳敏感系数为5%～9%；在该研究机组机械载荷约束下每日边界支撑电网次数为115～350次。

②结合极限和疲劳载荷与无电网调频策略下增加的比例和载荷敏感系数确定主动调频较为合理的参数范围:支撑功率小于7%PN；支撑时间小于10 s；当恢复功率保持值为5%PN时，机组传动链载荷波动敏感度最小，对机组载荷最有利。