大規模風電接入對江蘇電網調頻影響與對策研究

秦旭東

(江蘇電力調度控制中心，江蘇南京210024)

江蘇地區風力資源豐富，風能資源儲量為34 690 MW，可開發區域面積約為1 505 km2，可開發量為1 770 MW。全省風能資源分布自沿海向內陸遞減，沿海及太湖地區風能資源較為豐富，根據有關資料，目前江蘇沿海的鹽城、南通、連云港地區規劃建設34座大型的陸地或海上風電場，至2020水平年總計容量約10 000 MW。新建風電場大多采用雙饋感應風力發電機和永磁同步風力發電機等變速風電機組，變速風電場的接入勢必降低常規發電機組的運行比例。變速風電機組通過變頻器與電網連接，在電網頻率發生改變時機組對系統的慣量沒有貢獻，無法參與系統一次調頻。目前，對大規模風電參與系統調頻的研究較少，文獻[1]從小擾動穩定角度進行分析，文獻[2]研究了分布式風電分散自治模式下，如何兼顧系統調頻的需要。文獻[3，4]研究了風電出力變化情況下，對系統調頻的影響以及對系統備用的要求。文獻[5，6]探討了國外風電參與調頻的理論和工程實用情況。但上述文章僅從某一側面研究而缺乏調頻的系統性解決措施。本文分析了江蘇電網的調頻壓力，給出江蘇電網目前的調頻措施，并著重結合大規模風電并網的實際情況，探討風電參與系統頻率控制的方案，深入研究互補能源協調頻率控制策略，提出風電場頻率控制的研究方向。

1江蘇電網調頻問題分析

1.1存在的壓力

（1）風電對調頻的影響。2020水平年，江蘇電網風電總裝機容量將增加到約10 000 MW，全省風電總出力5 min內最大上升/下降波動值對電網調頻帶來的影響已不容忽視。預計在2015年、2020水平年，江蘇電網正常參與AGC調節的CCS機組分別約160臺、200臺，合計容量約64 000 MW，80 000 MW，可調容量約26 400 MW，33 000 MW，分別占全省統調裝機總容量的約41%和33%。火電機組調節速度按每分鐘不低于額定容量2%統計，2015年和2020水平年全省CCS機組每5 min的調節能力約6 400 MW，8 000 MW。

風電出力波動性較強，根據歷史年（2010年至2011年）風電波動數據的統計分析，全省風電總出力5 min內最大上升波動值約為108.2 MW，最大下降波動值約135.3 MW，分別占風電總裝機容量的7.07%和8.84%。至2015年和2020水平年，全省風電總裝機容量分別按6 000 MW，10 000 MW測算，按照上述波動數值計算，2015水平年全省風電總出力5 min內最大上升、最大下降波動值分別將達424.2 MW，530.4 MW，2020水平年全省風電總出力5 min內最大上升、最大下降波動值約707 MW，884 MW。2015年和2020水平年風電引起的調頻需求約占系統總調節能力的8%和11%，在春節、國慶長假期間，電網開機方式較小，風電占系統總調頻容量的比例將會顯著增加，風電波動對電網調頻帶來的影響將不容忽視。

（2）電力供應不足。2020年江蘇電網電力供應將呈現緊張狀態，尤其是夏季高峰時期，預計將存在較大的供電缺口。

（3）燃氣機組的不確定性。部分天燃氣機組發電受氣源影響不確定性仍然較大。

（4）區外來電故障的影響。大功率、遠距離區外來電容量逐步增加，直流閉鎖、交流輸送通道等故障出現的概率將有所提高。

1.2江蘇電網調頻措施

（1）提高參與調頻機組的比例。參與調頻機組的比例以及各機組的調頻性能對調頻效果影響較大，增加參與調頻機組的比例，提高機組一次調頻性能將極大改善系統的頻率穩定性。

（2）提高機組旋轉備用容量。增加網內機組旋轉備用容量，可提高機組一次調頻的調節能力，增加電網可調功率，在系統失去區外來電后可提供更多的功率支持，有助于系統頻率恢復到一個較高的水平。江蘇電網設置火電機組一次調頻負荷調節范圍為ΔMW=±3%～±6%機組額定出力，因此系統提供的一次調頻功率有限，若功率缺額沒有足夠的發電機功率平衡，將造成較大的頻率下降。為了提高參與一次調頻機組的比例，建議在預留旋轉備用容量時，盡量平均分散在網內各臺機組上，防止部分機組滿出力后或者機組一次調頻達到上限后不再參與一次調頻。

（3）快速調節電源：燃油/燃氣機組有著較好的快速調節能力，并且其最低出力可以為額定的30%，大大低于傳統火電機組的50%～60%，利用燃油/燃氣機組可為系統調頻提供支持。

2風電場頻率控制策略

針對江蘇電網，提出風電場頻率控制策略，使省網中新建和部分在役風電場能夠在一定程度上像常規發電廠一樣參與系統頻率控制。風電場的頻率控制由全局控制層和本地控制層共同完成。全局控制層和本地控制層的控制示意圖如圖1所示。

圖1風電場控制信號調度分配

圖1中，βref和Pref分別為風電場內部各個風電機組漿距角和輸出功率的參考值，通過對各臺發電機的控制能夠實現全局控制目標。

2.1 全局控制層/風電場控制層

全局控制層監督、管理整個風電場行為，決定風電場的控制模式、功率參數、協調風電場與常規電廠的頻率控制。全局控制層控制整個風力發電場電力生產，發送參考值到每個風電機組的本地控制層。參與頻率控制的風電場必須具有一定的運行儲備才能更好地參加系統頻率控制，否則僅是瞬時釋放葉片中的動能，提供的頻率支撐有限。因此風電場中的風機根據其自身的運行狀態，并結合電網的運行方式，可以有選擇地運行在2種模式下。（1）最大功率模式。在該模式下，通過附加控制環設計，釋放或吸收轉子葉片的旋轉動能為系統提供短期有功電力支持，而風電機組本身運行在最大功率追蹤模式下，不能額外增大出力來提供頻率支撐；（2）功率儲備模式。在該模式下，通過控制槳距角或調整功率-轉速最優曲線來減少風機的部分有功輸出留作備用功率。當系統出現較大的頻率偏差時，進一步控制槳距角或調整功率-轉速最優曲線釋放備用功率，增大風電機組的出力，像常規機組一樣參與系統頻率控制。

全局控制層還可對整個風電場的輸出功率進行分配，轉換成單個風機的功率參考信號。根據系統操作員要求以及風電場運作狀態，全局控制層計算每個風電機組的參考信號，決定每個風電機組斜率參數，調整功率輸出速度，決定是否需要儲備容量控制（平衡控制、功率斜率限制、自動頻率控制），一般按自身容量比例進行功率調整量的初次分配。在功率儲備模式時，風電場必須具備風電機組自身運行信息、合理分配一次備用功率，以確保系統獲得理想的儲備。

2.2 本地控制層/風電機組控制層

本地控制層則完成每個單一的風力發電機控制，并確保達到全局控制層發送的參考功率水平。每個風力發電機組的發電、估計的可用功率、風速等信息回送給全局控制層，全局控制層測量公共連接點頻率，根據風電場的下垂特性曲線，在系統頻率變化時，增大或減少整個風電場輸出有功功率，從而使風電場像常規電廠一樣參與系統頻率控制。

本地控制層的每個風力發電機組根據輸入風速的大小以及風力機最大和最小功率曲線，取得風力機可調整的功率范圍Pmg，該值也送到風電場控制層，依照Pmg、風速等自身運行信息，通過功率分配控制模塊設定每個風力發電機組的功率Pset，再加上頻率下垂控制產生的功率調整量ΔP，即可得到每個風力發電機組輸出功率參考值Pope。由風力發電機組輸出功率參考Pope、風力機最大和最小功率曲線，可獲得參考轉速ωref和風力機輸出機械轉矩Tem。風力機輸出機械功率Tem加上慣性控制產生的慣性效應轉矩Tine，即為發電機DFIG的參考轉矩，為了盡量減少對機械驅動鏈的影響，增加了一階高通濾波環節，減少功率（轉矩）變化率，同時設置轉速保護恢復模塊，防止調頻時轉子轉速低于最低值ωmin，導致轉速恢復困難，影響系統穩定。當轉速低于 ωmin（設定 ωmin=0.7）時，轉速保護系統啟動，不再參與系統頻率控制。對于大型風電場所有機組同一時間所有機組都進入轉速恢復模式時，提供的有功功率同時減少，可能導致系統頻率的二次跌落。因此，為減少轉速恢復功能對于有功支撐的削弱，可以采取順序恢復方法，所有機組按一定延遲時間依次進入轉速恢復過程。

3互補能源協調頻率控制

2020水平年，在常規調頻措施的基礎上，針對江蘇電網大規模風電接入后系統，為進一步提高江蘇電網頻率控制能力，本項目在常規電廠調頻控制的基礎上，研究風電場和常規電廠的協調頻率控制，并進一步展望常規電廠、風電場、以及儲能裝置的協調頻率控制，從而充分發揮常規電廠和風電場的頻率控制能力。

3.1常規電廠頻率控制

常規電廠完成每個廠內每臺機組發電控制，并確保整個電廠達到調度發送的參考功率水平。每臺機組的發電、估計的可用功率等信息回送給電廠全局控制，電廠全局控制測量公共連接點頻率，根據功率頻率下垂特性曲線，在系統頻率變化時，增大或減少整個電廠的輸出有功功率，從而使常規電廠參與系統頻率控制。常規電廠系統控制如圖2所示。

圖2常規機組頻率控制

圖2中，為電網頻差（頻率偏移），1/R為頻差調節系數，Kh為放大倍數，s為積分環節，Δ Pf為測量到的功率偏移量，Pref為計算得到的功率參考值。

3.2風電場與常規電廠協調控制

在2015年至2020水平年，江蘇電網規劃建立多個風電場，大都采用變速風機機組。通過增設風電場和常規電廠協調頻率控制模塊，從而充分利用風電機組的快速性和常規機組的持續性的互補特性，為系統提供更有效的頻率支撐。電網調度分配中心根據電網運行狀態，并結合風電場以及常規發電機的運行方式和狀態，通過風電場和常規電廠協調頻率控制模塊協調分配功率參考信號到風電場和常規電廠。在調度分配中充分考慮到基于變速風電機組的風電場調頻與常規火電廠慣量反應和頻率響應特性的差異，從而協調分配風電場和常規電廠的功率參考值。風電場與常規電廠系統控制如圖3所示。

3.3風電場、常規電廠及儲能協調控制

儲能系統具備向電力系統提供頻率控制、快速功率響應等能力。利用儲能系統作為風力發電系統的能量緩沖環節，能夠平滑風電場的輸出功率，抑制風電場輸出功率波動，同時實現有功功率調節，改善系統頻率穩定性，因此開展風電儲能系統的互補控制和優化設計具有重要意義。由于江蘇電網風電裝機容量占總裝機容量的比例較大，常規機組的備用容量有限，在某些運行方式下，無法滿足調頻的要求。因此將儲能設備、常規電廠、以及風電場結合，構成互補能源系統，利用儲能平滑風電輸出功率，緩解系統調頻調峰壓力。所設想的協調管理模塊如圖4所示。

圖3風電場與常規電廠協調控制

圖4風電場、儲能及常規電廠協調控制

系統的功率缺額可以由儲能、常規發電廠或風電場備用功率來彌補，根據系統運行的經濟性，建立優化管理模型，對各種功率進行調度分配。根據風電場本身調頻控制的要求，以及與常規電廠及儲能互補協調控制的需要，調度分配控制參考值到每個風電機組的本地控制，本地控制對每臺單一風力發電機進行控制，并確保發送的參考功率水平達到整個風電場的要求。

4結束語

針對江蘇電網大規模風電接入的實際背景，本文重點分析了江蘇電網的調頻壓力，并重點針對風電參與電網頻率控制方面開展了深入研究。結果表明，2015年和2020水平年風電引起的調頻需求約占系統總調節能力的8%和11%，風電波動對電網調頻帶來的影響將不容忽視；通過設計合理的風電場頻率控制策略，能夠使風電場在一定程度上像常規發電廠一樣參與系統頻率控制；將儲能設備、常規電廠、以及風電場結合，構成互補能源系統，利用儲能平滑風電輸出功率，緩解系統調頻調峰壓力。

隨著風電在電網所占比例的增加，電網運行調度對風電場調頻能力的要求也越來越高，仍需在以下方面開展風電場調頻技術研究：（1）深入研究風電場、常規發電廠以及新型儲能裝置之間的協調頻率控制策略。（2）研究多元復合儲能協調頻率控制，為系統一次調頻、二次調頻提供支持；（3） 研究采用輕型高壓直流等新方式并網的風電場參與系統調頻的技術。

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