高風速段次優功率追蹤方式的風電調頻方法

吳子雙 于繼來 彭喜云

（哈爾濱工業大學電氣工程及自動化學院 哈爾濱 150001）

1 引言

新頒布的《風電場接入電力系統技術規定》（GB/T 19963-2011），雖對風電機組并網運行時的頻率范圍進行了規范，也涉及到有功功率控制問題，但尚未明確風電機組參與系統調頻。目前，國內外學者主要在風電機組有功輸出對系統頻率的影響[1-11]和風電功率余量調節方面進行了一定的研究[11,12]，并從不同角度對風電機組的控制策略加以改進[9-11,13-19]。對 DFIG，通常可通過調節其轉子轉速釋放或存儲部分動能的方式參與系統頻率調節[1]；或追蹤 90%次優功率曲線，并通過轉速調節參與系統調頻[10,11]。前者調節能力有限，且只適用于系統頻率波動較快成分的調節；后者可能因整個運行區間留有較大功率余量而影響機組運行的經濟性。如何兼顧機組運行的經濟性和系統頻率調節需求，并適應不同變化速率頻率分量的調節需要，有待進一步深入研究。

本文提出一種風速分段調頻策略，并兼顧機組運行經濟性和調頻能力需求整定機組啟動參與調頻的風速門檻值和追蹤次優功率曲線時的上調余量。在此基礎上，設計了一、二次調頻控制器，并由仿真證明了新型調頻方法的性能。

2 調頻策略與有關定值整定方法

2.1 一、二次頻率調節方式

與常規機組類似，DFIG可參與電力系統一、二次調頻，但調節方式有所不同。本文調頻方式如下：

（1）轉速控制。該控制過程短、變化快，能快速吸收或釋放轉子動能以有效應對頻率f波動中變化迅速的部分，這與常規機組的一次調頻類似。

（2）槳距角控制。該控制屬于機械過程，調節相對較慢，可用來調整f波動中變化較慢的部分。本文在一次調頻中加入槳距角控制進行輔助調節，能夠增強一次調頻能力。除此，因為槳距角控制直接改變的是風能利用系數，它能夠穩定地改變DFIG的輸出功率，故應能勝任二次調頻需要以進一步降低系統中因功率長期缺額或過剩造成的頻差。

在通常情況下，可要求較多的 DFIG參與一次調頻，其中的少量DFIG同時參與二次調頻。

對參與一、二次調頻或僅參與一次調頻的DFIG，均涉及到機組有功余量值的合理整定問題。兼顧調頻能力需求和機組經濟性，應是整定有功余量需要重點考慮的因素。

2.2 有功余量整定方法

Praghnesh Bhatt等提出追蹤次優功率曲線運行[11]，如圖1所示。設初始點為A，當系統f下降時，調節轉子使轉速下降以迅速釋放部分動能，與此同時DFIG運行點會沿圖中AB間實線向B轉移，趨向最優功率曲線，輸出有功功率增加，相當于有兩部分能量同時參與頻率調節，增強了調頻能力。

圖1 次優功率追蹤曲線Fig.1 Suboptimal power tracking curve

此方式雖較最優功率追蹤方式在調頻能力上有所加強，但可能會造成不小的風能損失，且不具備進一步參與二次調頻的能力。本文兼顧機組運行經濟性和需要提供的調頻能力，對功率追蹤曲線以整定的風速門檻值為界進行分段處理，如圖2所示：在低風速功率較低時，不要求其參與調頻，仍然采取最大功率追蹤方式；在風速較高且大于門檻值時，風電功率較高，希望其適當參與系統調頻，此時采取次優功率追蹤方式。分段后的風電功率曲線，其風速分段門檻值和功率次優的程度如何整定，需兼顧機組和電網需求。下面重點分析該問題。

圖2 改進的次優功率追蹤曲線Fig.2 Improved suboptimal power tracking curve

當電網風電達到高滲透率且因其引起系統調頻資源需求額外增長幅度達到一定水平時，可要求風電逐步參與系統調頻。考慮到風電享受優惠發展的特殊性，當其參與調頻時，可參照電網中對常規機組調頻能力的規定，本著“共同但有區別的責任”原則進行適當放寬。

設電網中常規機組調速器的調差系數整定（平均）值為Ru，則風電場一次調頻的調差系數Rw為

式中，σ為風電場相對于常規機組調差系數放寬的比例系數，σ＞1。

另外，我國對3 000MW以上電力系統的f偏差規定不超過±0.2Hz，因此風電機組因承擔調頻需要預留的有功功率余量，可以暫時參照0.2Hz的f偏差限值進行折算，即

式中，f0為系統標準頻率（=50Hz）；ρw為預留的有功功率余量百分比，具體應用時，可直接使用該整定值乘以機組實際功率水平獲得功率余量MW值。

假設Ru典型值為 5%，當σ取 2（即同等容量下風電機組的調頻容量需求只是常規機組的一半）時，Rw=10%。代入式（2）得ρw為4%。

進一步地，可將最大有功功率余量 4%按一定比例分配給一、二次調頻。例如，對只參與一次調頻的風電機組（場），可將其中的3%功率余量分配給由轉速控制承擔的一次調頻部分，其余 1%分配給由槳距角控制承擔的一次調頻部分；對少量參與二次調頻的機組（場），可將其中的1%功率余量分配給轉速控制部分，其余 3%分配給槳距角控制部分。至于對實際電網，最大有功功率余量的分配，可參照由一定方法評估所得的一、二次調頻需求比重進行。

上述預留的 4%功率余量是針對圖 2高風速段運行時的次優功率曲線而言的。其中，高風速分段的門檻值需要在考慮允許的風電機組（場）風能損失上限值的條件下進行整定。具體方法如下：

設需整定的風電機組（場）所在區域電網全年的風電功率水平百分比（風電功率實際出力相對于區域電網風電總裝機容量的百分比）的概率密度分布已知（由歷史數據統計得出）?；诖烁怕拭芏群鸵呀洬@得的有功功率余量ρw，以及風電損失最大允許值ψw（損失風電電能相對于全年可發總風電電能的百分比），可以先按如下步驟整定與高風速段門檻值對應的風電功率水平百分比的門檻值τw：

（1）設τw的初值τw0（接近 100%）。

（2）從區域電網風電功率水平百分比概率密度分布曲線上，在[τw0,100%]內按一定步長Δτw采樣若干點的概率密度值pi，i=1～N，N為采樣點數。

（3）計算在[τw0,100%]內因預留有功功率余量ρw而可能損失的風電能量百分比：

式中，M為在[0,100%]內按Δτw采樣概率密度值的總點數。

整理式（3）得

（4）判斷ψ＜ψw? 若成立，將τw0-Δτw賦給τw0返回（2）；否則，將τw0賦給τw，結束。

獲得τw后按如下關系折算高風速段門檻值vw：

式中，ve為風電機組額定風速，m/s。

為防止實際控制過程因風速在vw上下變動造成風電機組（場）在參與調頻（次優曲線）與不參與調頻（最優曲線）之間頻繁切換，影響機組壽命和控制穩定性，可將vw拓展為門檻帶[vwL，vwH]，當風速由高于vwH進入該帶時，保持機組參與調頻，只有在風速低于vwL時才退出調頻功能，進入常規的最優功率追蹤模式；當風速由低于vwL進入該帶時，保持機組最優功率追蹤模式，只有在風速高于vwH時才又進入調頻模式。

圖3給出了某區域電網全年風電功率水平百分比的概率密度。設某風電機組的額定風速為 12m/s時，預留的功率余量為 4%，當該區域風電損失最大允許值ψw在 0.5%～3.5%范圍內變化時，整定的高風速段門檻值vw見下表所示。對ψw=3%的情況，vw=8.4m/s，若門檻帶按ψw±0.5%的偏差進行設置，則[vwL，vwH]=[7.2, 9.2] m/s。

圖3 區域電網全年風電功率水平百分比概率密度Fig.3 Probability density of annual wind power level percentage for regional power grid

表 高風速段門檻值Tab. Threshold value of high speed section

3 一次、二次調頻控制方法

3.1 一次調頻轉速控制方法

一次調頻轉速控制邏輯如圖4所示。當風速高于vwH時，DFIG運行在次優功率曲線上。一旦f變化量Δf及其變化率dΔf/dt均超出死區，DFIG將迅速釋放或存儲轉子動能，以調節頻差。在調節時轉速不能過低，否則可能引發停機，故需在控制系統中設置最低轉速環節（例中ωL為0.8（pu））。若f下降，且Δf和 dΔf/dt均超出死區，DFIG立即調節轉子轉速增加有功出力，此時轉子轉速下降，由于ωL限制，轉速不會低于 0.8（pu），一旦f恢復到死區以內，調節結束，輸出的調節信號恢復為0，DFIG轉速恢復，重新開始追蹤次優功率曲線。

圖4 轉速控制方法控制邏輯Fig.4 Control logic of rotation speed control method

若風速低于vwL，DFIG追蹤最優功率曲線；若處于門檻帶[vwL，vwH]內，則暫時保持原控制模式。

與圖4邏輯對應的控制框圖如圖5所示。圖中，轉子轉速高于最低轉速時，輸出的邏輯值為 1，否則為0；由頻率變化率超出死區輸出的邏輯值1，否則為0。兩個邏輯值“相與”后再與調節信號相乘，輸出的非“0”信號啟動轉子側逆變器PI控制器以調整轉子轉速。

圖5 轉速控制模塊Fig.5 Module of rotation speed control

3.2 一次調頻槳距角輔助調節控制

槳距角調節較轉速調節的響應慢，通?？蓞⑴c頻率變化較慢分量的調節。

風力發電機組的風能捕獲模型為

式中，Cp為風能捕獲系數；ρ為空氣密度；A為葉輪的掃風面積；v為風速；系數kp=0.5ρA。

風能捕獲系數為

式中，λ為風力機葉尖速比；ωr為風力機轉速；R為風力機葉輪半徑；β為槳距角，C1～C6為常數，與具體型號的機組特性有關。

當系統出現頻差Δf時，根據調差系數可以計算出風電機組需要調節的有功ΔP；再由式（6）得與ΔP對應的Cp大小、由式（7）～式（9）得β。

然而，β(Cp,λ) 為非線性隱函數，求解困難。為方便使用，可根據風電機組實際工況進行簡化。

當機組追蹤最優功率曲線運行時，對不同的風速，Cp和λ保持定值不變[20]。類似地，可以分析得出，當機組追蹤相對于最優功率留有固定余量的次優功率曲線時，Cp和λ也保持定值不變。因此，在本文調頻控制中，β成為關于Cp的單變量函數，可由簡單的二次函數擬合所得，即

當針對某典型機組取式（7）中C1～C6值分別為0.517 6、116、0.45、-21和 0.006 8時，式（10）系數分別為a＝-11.487 38、b＝-35.184 82和c=19.200 77。槳距角控制的控制邏輯與圖4類似，區別在于此時的控制信號送給槳距角控制系統。相應的控制框圖如圖6所示，圖中F(Cp) 可以采用式（10）簡單形式，當判斷f變化率在較低范圍內時輸出邏輯1，調節量與之相乘即為ΔCp。Cpref為Cp初始值，根據 2.2節保留策略，只參與一次調頻的風電機組（場），1%功率余量分配給頻率一次調頻（槳距角控制）部分，則相應Cpref取為0.99倍最優Cp；少量參與二次調頻的風電機組（場），3%功率余量分配給槳距角控制部分，相應Cpref取為0.97倍最優Cp。

圖6 槳距角控制模塊Fig.6 Module of pitch angle control

3.3 二次調頻控制

二次調頻控制模塊如圖7所示。其中，給定機組功率調節量ΔP*并根據式（6）計算得到調節量ΔCp*并與Cp初始值作差，通過式（10）擬合方程得到相應槳距角值β*，即可得到目標調整功率。

圖7 二次調頻控制模塊Fig.7 Module of the secondary frequency regulation

4 仿真分析

4.1 仿真對象

對圖8系統仿真，并考察高風速和低風速工況、滲透率為5%和20%時加減負載后的調頻效果。

圖8系統容量為200MW，有一臺水電機組，經50km線路連在110kV/35kV變壓器上，變壓器另一側連接到負載母線上，兩組各自連在一條母線上的風電機組，每組 10臺，分別通過兩臺 690V/35kV變壓器接到 40km線路上，最后連在負載母線上。負載分為兩個，一個為恒定負載，另一個通過斷路器作為突加或突減負載，水電廠調差系數5%。

圖8 仿真系統圖Fig.8 System for simulation

4.2 高風速突加負載

設風速為8m/s且處于門檻風速以上，系統初始負荷為150MW，在10s時突增10MW負載。

圖9為風機槳距角控制曲線，槳距角初始位置在高于0°上，該值大小根據有功保留策略計算得出，在10s時，由于突加負載，槳距角迅速減小到0°，參與頻率調節。

圖9 高風速突加負載槳距角變化曲線Fig.9 Curve of pitch angle in the condition of high wind speed and increasing load

圖10為風電場有功出力曲線。穩態時，出力分別為2.2MW和8.5MW，突加負載后，風電場迅速增加出力參與頻率調節，最終根據二次調節指令有功輸出分別增加0.3MW和1.2MW。

圖10 高風速突加負載風電場有功出力Fig.10 Active power of wind farm in the condition of high wind speed and increasing load

圖11為系統f變化曲線。在風電機組未參與系統調頻時，風電滲透率越高，f下降越大，最低下降到 48.86Hz（見圖 11b），而在風電機組參與系統頻率調節后，風電滲透率越高f恢復越好，最終穩定在 50Hz附近。這說明，滲透率不是造成調頻負擔增加的原因，相反，只要風電機組適度參與調頻，f質量可以維持在較高水平。

圖11 高風速突加負載系統頻率變化曲線Fig.11 Curve of system frequency in the condition of high wind speed and increasing load

4.3 高風速突減負載

設系統初始負荷為 150MW，在 10s時突減10MW負載。

圖12為風機槳距角控制曲線，在10s時，由于突減負載，槳距角迅速調節參與調頻最終運行在10°和 6°。

圖12 高風速突減負載槳距角變化曲線Fig.12 Curve of pitch angle in the condition of high wind speed and reducing load

圖13為風電場有功出力變化曲線。穩態時，出力分別為2.2MW和8.5MW，突減負載后，風電場迅速減少出力參與頻率調節，最終在二次調頻作用下，在一段時間后出力分別下降約0.3MW和1.2MW。

圖13 高風速突減負載風電場有功出力Fig.13 Active power of wind farm in the condition of high wind speed and reducing load

圖14為f變化曲線。在風電機組未參與系統調頻時，風電滲透率越高，f上升越大，最高上升為51.1Hz（見圖14b），而在風電機組參與f調節后，f最高上升值均有所下降，并且風電滲透率越高，下降越明顯，最終穩定在50Hz附近。

圖14 高風速突減負載系統頻率變化曲線Fig.14 Curve of system frequency in the condition of high wind speed and reducing load

4.4 低風速突加負載

設風速為6m/s且處于門檻風速以下，系統初始負荷為150MW，在10s時突增10MW負載。

在本文策略中，風速低于門檻值時，風電機組（場）不參與調頻。為說明低風速不參與調頻的負面影響，可反過來先考察低風速時參與調頻的正面效果。若正面效果不明顯，則可以認為低風速不參與調頻的負面影響較小，從而間接地說明低風速不參與調頻的合理性。

下面給出低風速時參與調頻的仿真效果。

圖15為風機槳距角控制曲線，在10s突加負載，槳距角迅速減小到0°，參與頻率調節。

圖15 低風速突加負載槳距角變化曲線Fig.15 Curve of pitch angle in the condition of low wind speed and increasing load

圖16為風電場有功出力曲線。突加負載后，風電場迅速增加出力參與頻率調節，但調節功率較高風速時明顯降低。

圖16 低風速突加負載風電場有功出力Fig.16 Active power of wind farm in the condition of low wind speed and increasing load

圖17為f變化曲線。在各滲透率情況下，頻率調節效果均不明顯。這說明，在低風速段，可以允許風電機組（場）不參與電網調頻。

圖17 低風速突加負載系統頻率變化曲線Fig.17 Curve of system frequency in the condition of low wind speed and increasing load

4.5 低風速突減負載

反過來考察低風速參與調頻的正面效果，以間接說明低風速不參與調頻的合理性。

系統在10s時突減10MW負載，圖18為風機槳距角控制曲線，可以看到在10s時，由于突減負載，槳距角迅速調節至10°減小出力。

圖18 低風速突減負載槳距角變化曲線Fig.18 Curve of pitch angle in the condition of low wind speed and reducing load

圖19為風電場有功出力變化曲線。由于本身出力較小，風電場在調節過程中有功出力減小量也較高風速時明顯減小。

圖20為f變化曲線。在各滲透率情況下，低風速段不參與調頻相對于參與調頻，差異不明顯。

圖19 低風速突減負載風電場有功出力Fig.19 Active power of wind farm in the condition of low wind speed and reducing load

圖20 低風速突減負載系統頻率變化曲線Fig.20 Curve of system frequency in the condition of low wind speed and reducing load

綜上所述，在低風速段，特別是滲透率不高時，風電機組（場）參與調頻，有一定效果，但并不明顯，此時可以允許其不參與調頻（本文策略）；當滲透率較高且處于高風速段時，要求風電機組（場）適當參與調頻，可以減輕其他常規機組調頻的壓力，而自身經濟損失不大，可以限制在百分之幾以內。

5 結論

在高風速段追蹤次優功率、并采用轉速和槳距角控制的合理配合，使 DFIG參與系統調頻，具有兼顧機組運行經濟性和系統調頻需求的特性；風電滲透率越高，系統在負荷變化時頻率偏離越明顯，而加入新策略后，系統調頻能力明顯增強。

多種條件下的仿真計算結果表明，高風速段次優功率追蹤方式的風電機組調頻方法，是可行的，對今后具體設計風電機組控制系統具有參考價值。

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