多机型风力机机组实现一次调频功能

华能新能源陕西分公司 杜永华 靳文冕

通过现场试验检验风机是否具备快速频率响应能力，完成与常规水、火电机组快速频率响应性能对比，实测分析风电场快速频率响应性能，研究相关调节参数对快速频率响应的影响。新能源场站总装机容量为300MW，分别为一、二、三、四期，其中一期项目50MW，安装25台明阳MY2.0-110/85(S)型风力发电机组；二期项目50MW，安装25台海装H111L-2.0型风力发电机组；三期项目100MW，安装50台海装H111L-2.0型风力发电机组；四期项目100MW，安装50台北车CWT2000-D110型风力发电机组。

1 电站基本情况

1.1 第一次开展一次调频试验

1.1.1 第一次快速频率响应改造方案

通过改造南瑞SCS-500稳控装置功能，监测主变（出线）频率，若频率偏移工频超过定值范围，通过调整执行站集控系统有功计划实现一次调频功能。通过给定有功-频率特性曲线函数，实现新能源场站快速频率响应功能，即：P=P0-PN×(f-fd)/fN×1/δ%，其中：fd为快速频率响应动作门槛；PN为额定功率；δ%为调差率；P0为功率初值。

1.1.2 现场控制系统

新能源场站总共安装了150台单机2.0MW的风力发电机组，分别为明阳25台、海装75台、北车50台。风电场总的功率控制由一套南瑞的AGC进行控制，每个厂家的风机由各厂家的能量管理平台控制，正常的功率调节为：风电场AGC收到调度负荷调节指令后，根据3个厂家的机组数量和当前风速情况将负荷分别分配给各能量管理平台，3个厂家的能量管理平台收到AGC调节指令、再将具体每台机组功率给定值分配至各机组，由各机组根据负荷给定值调整机组桨距角和机组转速进行负荷调节。正常情况下风电场AGC只接收调度负荷增减指令，不根据系统频率调整负荷，不具备根据频率调节负荷的能力。

本次新能源场站频率快速调节试点工作主要是在风电场AGC控制端进行改造，将系统频率引入AGC作为控制量，当系统频率超过频率死区门槛值后根据下式计算新的功率给定值，并将新的功率给定值重新分配至3个能量管理平台，由能量管理平台控制机组实现风场的负荷调节：PAGC=PAGCO+(50-f±DB)/50/ep×PE，式中：PAGC为频率超过死区后AGC目标值；PAGC0为初始AGC给定值；f为系统频率；DB为频率死区；ep为调差率；PE为风场额定出力。

1.1.3 存在问题

中车AGC系统频率来源于远动装置测量值，数据的测量刷新速度较慢，实时性较差，不能满足快速频率响应要求；明阳风机存在控制周期较长（经过优化后为3s）、机组接受调节指令时间（0～3s）不等，造成部分工况滞后时间较长，此外明阳风机超调现象严重；海装风机存在超调现象。

1.2 第二次一次调频试验

根据上次试验中所存在的问题，进行了如下整改[1]：第一次调频测试时调整了主控程序功率变化速率，由25kW/s调整为100kW/s；调整了ems采集数据和下发指令的频率，由1s调整为300ms；增加了快速频率动作前10s至动作结束后5s启动记录数据功能；本次实验相比上次增加测频装置，由该装置越过AGC直接与能量管理平台通讯。由测频装置向能量管理平台发出频率信号。由能量管理平台计算快速频率响应目标值，并下发给机组进行功率调整。对一次调频测频模块的要求如下：并网点PT信号接入频率测量装置；将频率测量装置的信号通过网线接入各能量管理平台；测试期间不接PT，接调速器输出的频率信号。

1.2.1 试验方法

频率阶跃扰动试验。实测风电场、风电机组频率阶跃扰动下快速频率响应性能。试验条件：风电场具备变负荷条件，快速频率响应参数已设置完毕，快速频率响应功能投入；试验方法：风电场各机组稳定运行，改变输入频率（AGC控制系统根据预先设定的频率信号变化文件，每秒一个点），频率信号为50.0→50.10→50.00Hz，注意测试记录在频率扰动前开始，每次调节稳定后进行下一次扰动试验；上次扰动试验已结束，风电场各机组稳定运行，改变输入频率信号为50.0→50.20→50.00Hz；风电场限负荷运行，限负荷量不低于15%，风电场各机组稳定运行后，改变输入频率信号为50.0→49.90→50.00Hz；风电场限负荷运行，限负荷量不低于15%，风电场各机组稳定运行后，改变输入频率信号为50.0→49.80→50.00Hz。

模拟实际频率扰动试验。实测风电场、风电机组模拟实际电网频率扰动下快速频率响应性能。试验条件：风电场具备变负荷条件，快速频率响应参数已设置完毕，快速频率响应功能投入；试验方法：风电场各机组稳定运行后，模拟实际电网频率扰动信号（AGC控制系统根据预先设定的频率信号变化文件，每秒一个点），做实际电网频率扰动试验，记录整个扰动过程；待上次扰动试验结束后分别输入频率扰动信号进行试验；风电场限负荷运行，限负荷量不低于15%，风电场各机组稳定运行后，输入频率扰动信号进行试验；如测试效果不理想改变频率响应死区值，重复上述试验。

1.2.2 试验结论

明阳风机调节过程不稳定，调节时间和响应时间均不理想，调节性能相比较差，有待进一步优化。

1.3 第三次一次调频试验

1.3.1 整改

为满足风电场快速频率响应的有关要求，新能源场站对风电场内的机组控制策略和能量管理平台进行了升级改造并新增了测频装置：调整了机组主控程序功率变化速率，由25kW/s调整为100kW/s；调整了风电场内能量管理平台的采集数据和下发指令的时间间隔，由1s调整为300ms；增加了快速频率动作前10s至动作结束后5s的数据保存记录功能；新增加专用测频装置，测频装置直接与能量管理平台通讯。由测频装置向能量管理平台发出频率信号。由能量管理平台计算快速频率响应目标值，并下发给机组进行功率调整。风电场并网点的PT信号直接接入频率测量装置，模拟测试期间测频装置接调速器输出的频率信号。

1.3.2 试验方法

速频率响应结构：新能源场站快速频率响应采用下图的结构，全场由一套快速频率响应系统下发调频指令和数据的记录、分析。测控系统根据电网频率的偏差计算下发调频的调节量、调频状态等指令，各能量管理平台上送机组AGC给定值、实发功率等数据（具体详见按通信规约）。

能量管理平台要求：快速频率测控系统根据系统频率计算将下发三个状态量：快速频率响应投入；快速频率动作；反向闭锁AGC调节（频差大于0.1Hz），快速频率调节量，该值为数字量。能量管理平台向测控系统上送限负荷状态量，两个数字量：AGC给定值、实发功率值。能量管理平台需要协调快速频率响应与AGC的关系，具体要求如下：

能量管里平台首先判断频快速率响应功能投入、快速频率动作后，有功功率的控制目标应为AGC指令值与快速频率响应调节量代数和，其中，当风电场在非限负荷工况下时AGC指令按频率超出死区时刻的实发功率计算；当电网频率超出50±0.1Hz时，风电场快速频率响应功能应闭锁AGC反向调节指令；根据要求AGC调节速率与快速频率响应速率要求不一致，要求能量管理平台在无快速频率响应信号时采用正常的AGC调节速率进行负荷调节。当收到快速频率动作时立刻切换到快速频率响应的模式进行快速调节负荷。快速频率动作消失后切回正常AGC调节参数，能够正常的自动调节。

1.4 第四次全网试验

四期参数设置：bp=2%，死区DB=0.06Hz。对机组开展重复开展频率阶跃扰动试验、模拟实际频率扰动试验得出以下结论：

新能源场站在电网频率上升的情况下，无论是从响应电网频率的速度还是积分电量合格率来说，均能很好的满足电网对新能源场站的要求；在电网频率下扰的4次实验里，从数据的总体趋势来看，实际出力并没有按照理论的走向，考虑风场当时的出力仅有45MW，仅占全场的六分之一左右，因此，初步估计，结果不理想的原因是风电场当时的出力较低，可以考虑改进风机在低风速时调频策略；在整个调频过程的180秒里的积分电量达到了105.58%，并且数据结果也很好的跟随了电网频率的变化，因此数据也是满足电网要求的。在180s的积分电量达到了78.85%，也是满足电网要求的。结合以上两点，新能源场站在本次的一次调频实验中，调频效果满足要求。

2 结语

根据第三次试验指标，对于调节目标变化量为额定出力10%的频率阶跃扰动，滞后时间thx平均约2s，响应时间t0.9平均约为11.2s，积分电量合格率平均约为67.5%；根据第四次全网试验曲线，风场基本能够根据频率变化做出相应调节，180s积分电量合格率多次试验平均值约为190%，60s积分电量合格率多次试验平均值约为98%。综上，多机型新能源场站具备快速频率响应调节能力。