风电场惯量响应和一次调频方案的研究与实现

郭雁一夫，刘红文，叶 伟，丁桂林，陆仕信

（中车株洲电力机车研究所有限公司，湖南 株洲 412001）

0 引言

近年来，我国风力发电新增并网装机容量屡创新高。截至2020年底，我国风电累计装机容量已达2.81亿千瓦，规模居世界首位。2020年底发布的《新时代的中国能源发展》白皮书提出了我国“双碳”战略目标，即“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。然而，随着风电对电网渗透的不断增加，这给电力系统的安全稳定运行带来了不小的挑战［1-3］。此外，由于双馈风力发电机组是目前风电的主流机型，其基本原理就是通过变流器装置对机组转速与电网频率进行解耦，导致其有功功率无法响应电网频率的变化。风电机组并网后，电力系统的惯性响应时间常数减小，整个电力系统的惯性进一步降低，此时频率的最大偏差可能超过正常范围，会对整个电力系统的安全性与稳定性造成巨大的影响［4-6］，因此开发风电场调频功能非常必要，这将直接影响电网的稳定性。

电网调频包含惯量响应、一次调频和二次调频［7］。惯量响应与一次调频是指，当电网频率的变化量或者变化率超过频率整定的死区时，风电场能够快速调整整场的有功功率输出来稳定电网频率的扰动，以保证电网的稳定安全运行［8-10］。二次调频即目前的AGC（自动发电控制）有功功率控制，本文暂时不对其展开分析。目前行业内普遍仅对一次调频有较为深入的研究［11-12］，针对惯量响应的研究还没有进行推广［13］，而结合一次调频与惯量响应的研究更为稀少。为此，本文提出一种风电场惯量响应与一次调频相结合的系统（简称“调频系统”）方案，其采用调频装置和能量管理平台，实现风电场的惯量响应与一次调频功能，并通过现场测试的方式来进行验证，使其最终能够满足电网的相关标准要求。

1 风电场调频方案

风电场调频方案主要包括调频系统拓扑结构以及系统应用方案。本文基于场站级AGC控制系统和能量管理平台等主流的调频系统方案，提出一种惯量响应与一次调频相结合的调频方案。

1.1 系统结构与原理

本节主要描述调频系统结构拓扑以及场站级调频原理和机组级调频原理。

1.1.1 风电场级调频结构与工作原理

风电场级的调频结构主要是通过调频设备采集并网点的电网电压、电流及频率等信号，然后将信号送给场站级的能量管理平台，再由能量管理平台调整风机的有功功率输出，也可以直接将功率指令送给风机执行，从而达到调频的目的。调频系统网络拓扑结构如图1所示。

图1 调频系统网络拓扑图Fig.1 Network topology of frequency regulation system

调频系统的主要工作流程如下：

（1）调频设备检测到实际电网频率的变化超过频率设定的死区后，调频系统会根据频率的变化计算出有功功率的差值；

（2）通过判断AGC与调频系统的配合关系，将处理后的实际有功功率指令发送给能量管理平台或者直接发送给风机；

（3）风机接收并响应指令，完成有功功率的调节；

（4）调频结束后，恢复原来的功率控制模式。

1.1.2 风电机组级调频原理

风电机组级调频原理可以分为两类，分别是机械控制策略与电气控制策略。机械控制策略即变桨距控制策略，电气控制策略包括虚拟惯量控制策略与超速控制策略。

变桨距控制是通过控制风电机组的桨距角来改变风能利用系数，从而达到控制风机的输出功率。当叶尖速比一定时，桨距角与风能利用系数成反比，即桨距角越大，利用系数越小，风电机组的有功功率备用容量就越大。采用变桨距控制策略调频的优点是，可以获得较多的有功备用容量，并且在极端风况下也可以调节风机的有功功率；缺点就是响应速度受限。

虚拟惯量控制是指在风电机组并网运行的过程中，通过改变功率给定参考值影响风机的转矩给定，从而改变风机的输出功率，以快速响应频率的变化。采用这种控制策略会使得有功功率的响应速度大大加快，能够很好地支撑电网频率的稳定；但是，受风机本身机械结构的影响，可能在功率恢复的过程中会造成频率的再次波动，无法长时间支撑。

超速控制策略是控制发电机转子超速运行，将风机的当前功率与最优跟踪曲线的输出功率差值组成有功备用容量。这种控制策略能够达到较高的响应速度；但是受风速的影响较大，而且会降低风电场的经济效益。

现有的3种控制策略的优缺点比较见表1。目前风电场调频系统倾向于将3种控制策略组合起来，综合考虑响应速度与备用容量，达到增强风电机组的调频能力。

表1 调频控制策略优缺点比较Tab.1 Advantages and disadvantages of frequency regulation system

1.2 系统方案

针对不同电网的要求，一般调频系统的方案可以分为以下3种：

（1）场站级AGC控制系统优化。在AGC控制系统中增加电网频率检测、调频控制算法等功能模块，直接将计算得到的目标值发送给能量管理平台，然后再由能量管理平台控制风机，实现有功功率的增减。这种方案只需要优化原有的AGC控制系统，对能量管理平台和风机端都不需要进行修改，成本增加小。但是该优化方式涉及的环节较多且有可能优化后的性能指标并不能满足电网的要求，存在一些技术难点。

（2）能量管理平台优化，新增调频系统。调频系统只和能量管理平台进行通信，调频系统将计算得到的功率指令发送给能量管理平台，在能量管理平台中处理AGC指令和调频指令的闭锁关系，这样就可以实现调频的功能。但是有些电网的相关指标可能比较严苛，特别是旧风场的能量管理平台的响应时间有可能达不到要求。

（3）调频系统直接连接风机，直接由调频系统来控制风机，在快频期间优先快频指令。这种方案可以达到最快的响应速度，但是由于调频系统与原来的能量管理平台处于并行状态，在两者的切换过程中会造成全场有功的超调，不利于电网的稳定。

针对以上3种方案不同的优缺点，为了满足南方电网的调频标准和要求，本文在后两种方案的基础上进行优化，提出一种能量管理平台和调频装置相结合的方案来实现风电场的频率响应。其原理如图2所示。

图2 调频系统方案示意图Fig.2 Schematic diagram of the topology of frequency regulation system

如图2所示，该方案新增调频装置，同时优化能量管理平台。将调频装置串联在调度主站与能量管理平台的中间，这样调频装置能直接与风电机组进行通信，而风电机组能够同时接收调频装置与能量管理平台的指令，并根据不同的工况进行自适应地响应有功指令。

由于惯量响应的响应时间快、持续时间短的特点，系统在惯量响应期间，采用调频装置直连风机的控制策略，以保证惯量响应的要求；而一次调频的持续时间长、稳定性要求更高，则在一次调频期间，调频装置将风电场总有功指令下发给能量管理平台，由能量管理平台控制风机，以保证调频期间电网的稳定性。此方案不仅惯量响应速度快，同时能够较好地控制调频期间电网的稳定性，且在一次调频期间还能很好地控制有功功率偏差，并能够解决调频退出时功率超调的问题。

2 电网频率响应测试要求

由于各地电网标准要求不一致，针对频率响应的指标与要求也存在差异，本文以云南某49.5 MW风场为例，使用能量管理平台与风机结合的优化方案进行实践与验证。依据云南电网新能源场站接入系统技术原则、南方电网新能源场站一次调频功能技术要求等文件，完成频率响应测试。该测试要求新能源场站应具备频率调节功能、一次调频功能，并网运行时一次调频功能始终投入并确保正常运行，且具备惯量响应功能。频率调节能力指标由调度机构根据电网实际情况制定。

当电网频率的变化率大于死区范围，且整个风电场的有功功率输出大于20%PN（PN为场站额定容量）时，应提供惯量响应，并且有功功率变化量∆P应满足式（1），∆P的响应时间不大于1 s，允许偏差不大于±2%PN。

式中：∆P——场站有功功率变化量，W；Tj——场站惯性时间常数，s；fN——电力系统额定频率，Hz；f——并网点频率，Hz。

当系统频率变化率大于死区范围且新能源场站有功功率大于20%PN时，应能够参与系统一次调频。一次调频功率上限为6%PN，一次调频的功率下限为10%PN，整体调频趋势如图3所示。

图3 频率变化量调频示意图Fig.3 Schematic diagram of the frequency regulation based on frequency change

频率响应的性能指标如下：

（1）一次调频启动时间，就是从电网频率变化达到一次调频动作值后机组负荷变化量达到10%预期功率变化量（调频目标功率与实际功率的偏差）的时间，要求不大于3 s；

（2）一次调频响应时间，就是在机组参与一次调频过程中，电网频率稳定后，机组负荷达到90%预期功率变化量的时间，要求不大于12 s；

（3）一次调频调节时间，是在电网频率变化超过机组一次调频死区时，机组负荷进入±2%PN误差范围内的时间，技术要求不大于15 s；

（4）一次调频指令的有功功率偏差，在频率偏离死区后，有功功率开始调节，等到有功功率稳定时，新能源场站响应一次调频指令的有功功率偏差应在的±2%PN以内。

3 风电场调频测试验证

根据云南电网的技术要求，本文所提出的基于能量管理平台与风机同时优化的方案，在云南某风场进行了相关测试与验证。测试惯性时间常数为5 s，频率变化量与变化率的调节死区分别为±0.1 Hz与±0.05 Hz/s，功率调节死区为±10%PN。

3.1 惯量响应测试

分别在小风低负荷（30%PN～50%PN）和大风高负荷（70%PN～90%PN）工况下进行惯量响应（即频率变化率）测试，试验结果如表2所示。

表2 惯量响应试验结果Tab.2 Inertia response test results

大风限负荷上扰和小风限负荷下扰工况测试波形如图4和图5所示。

图4 惯量响应测试时大风、限负荷工况下频率变化率上扰图Fig.4 Frequency change rate up graph of inertia response test in the condition of large wind and limited load

图5 惯量响应测试时小风、限负荷工况下频率变化率下扰图Fig.5 Frequency change rate down graph of inertia response test in the condition of small wind and limited load

从图4和图5的频率变化率试验数据可看出，当频率变化率超过死区时，风电场有功功率将进行自动调节以稳定电网频率，系统的响应时间为0.7 s和0.9 s、功率偏差为0.42%PN和0.18%PN，满足上文所述的响应时间不超过1 s和功率偏差不超过±2%PN的要求。

3.2 一次调频测试

分别在小风低负荷（30%PN～50%PN）和大风高负荷（70%PN～90%PN）工况下进行一次调频（即频率变化量）测试，试验结果如表3所示。

表3 一次调频试验结果Tab.3 Test results of primary frequency regulation

大风限负荷上扰及下扰工况测试波形如图6和图7所示。

图6 大风、限负荷工况下一次调频时频率变化量上扰图Fig.6 Frequency change up graph of primary frequency regulation test in the condition of large wind and limited load

图7 大风、限负荷工况下一次调频时频率变化量下扰图Fig.7 Frequency change down graph of primary frequency regulation test in the condition of large wind and limited load

从图6和图7频率变化量试验数据可看出，当频率的变化量超过死区时，风电场有功功率将进行自动调节以稳定电网频率，系统的启动时间分别为0.8 s和1.1 s，对应的响应时间为3.9 s和3.4 s，调节时间分别为7.3 s和6.0 s、功率偏差为0.23%PN和0.28%PN，满足第2节所述频率响应性能指标要求，即启动时间不超过3 s，响应时间不超过12 s，调节时间不超过15 s，功率偏差不超过±2%PN的要求。

3.3 AGC协调测试

为了验证调频系统与AGC的协调配合关系，根据AGC指令与频率响应指令的先后次序和类型，在频率扰动情况下开展指令叠加试验。其中AGC与调频系统的配合关系可以分为5种类型，分别是AGC闭锁调频系统，调频系统闭锁AGC，AGC与调频系统同反向均叠加，同向叠加与反向AGC闭锁调频系统，同向叠加与反向调频系统闭锁AGC。测试结果显示，5种配合关系均满足电网要求。

同向叠加与反向AGC闭锁调频系统的部分工况测试波形如图8和图9所示。

图8 AGC协调测试时频率上扰+二次调频降图Fig.8 Frequency up and AGC down graph of AGC coordinated control test

图9 AGC协调测试时频率下扰+二次调频降图Fig.9 Frequency down and AGC down graph of AGC coordinated control test

从图8和图9频率变化量试验数据看出，在同向叠加与反向AGC闭锁调频系统的模式下，能够实现在AGC指令与调频指令变化方向相同时指令叠加；AGC指令与调频指令变化方向相反时，优先响应AGC的有功指令，等AGC调节到位后再响应调频系统的指令。测试结果表明，所有AGC的协调测试结果均满足云南电网在不同模式下针对调频系统和AGC相互闭锁的相关要求。

4 结语

针对电网对风力发电提出的风电场需要满足惯量响应与一次调频的需求，本文基于风电场和风电机组的调频结构与原理，对比目前市场常见的3种频率响应方案，并综合考虑现阶段技术性能指标和经济性后，提出了一种能量管理平台和调频装置相结合的调频方案，并在云南某风场进行了实践与验证。结果显示，其惯量响应、一次调频以及AGC联调均满足电网频率响应测试相关要求。虽然本文提出的这种方案对于现有大规模风电场惯量响应与一次调频功能实现与完善具有很好的实际应用参考价值，但其在惯量响应结束后功率恢复的过程中存在一定的超调，可能会引起有功功率的二次波动，后续将对此进行改进和优化。