風電參與電力系統調頻控制策略綜述

劉洪波，彭曉宇，張 崇，張書鈺

（東北電力大學 現代電力系統仿真控制與綠色電能新技術教育部重點實驗室，吉林 吉林 132012）

0 引言

隨著社會的不斷發展，人民的生產生活與能源之間的關系變得更加密不可分，如今日益嚴重的能源危機使得大力開發利用可再生能源迫在眉睫。近年來，可再生能源發電技術被廣泛重視，根據《國家能源局2021年一季度網上新聞發布會文字實錄》［1］，截至2020 年底，全國可再生能源發電裝機容量為9.34×108kW，占全部電力裝機的42.4%。而風力發電是可再生能源發電中最具競爭力、發展最快的發電技術，目前其突出特點在于成本較低并且技術成熟，可以大規模開發利用［2］。2017年，世界風電公司排名第一的丹麥維斯塔斯集團曾宣布，將聯合澳大利亞可再生能源公司Windlab 建設世界首個公用事業級風光儲綜合利用并網項目［3］；2019 年，針對“三北”高風速地區，世界風電公司排名第二的我國金風科技公司率先推出應對平價上網的智能風電機組［4］。截至2020 年底，全國風電裝機為2.81×108kW，風電發電量為4.665×1011kW·h，占全部發電量的6.3%。雖然風電具有其獨特優勢，但風力發電也會對電網產生一些“副作用”，由于風力發電機的輸出功率與風速等氣候條件變化強相關，因此具有間歇性和隨機性［5］，由電網中風電滲透率增大所引發的動態頻率問題廣受關注［6］。

本文以風電行業中最常用的雙饋風力發電機DFIG（Doubly-Fed Induction Generator）和永磁直驅風力發電機PMSG（Permanent Magnetic Synchronous Generator）這2 類變速風力發電機機型為例進行風電參與系統調頻控制策略的研究。風電機組通過電力電子裝置與電網相連，發電機轉速與電網頻率解耦，當電網頻率變化時，風電機組無法響應頻率變化［7-8］。若大規模風電場并入電網，則本地常規機組被風機取代后會導致系統的機械轉動慣量降低，調頻能力缺失，使得整個系統的頻率穩定性隨之降低［9］。此外，風電機組在控制靈活度、響應速度等方面都優于常規火電機組，但風電機組通常運行于最大功率點跟蹤MPPT（Maximum Power Point Tracking）模式，風電機組無法提供額外的有功功率快速響應和支撐系統頻率變化。

為充分利用風力資源為人類服務，同時不破壞系統的穩定運行，有必要對風電參與系統調頻的控制策略進行詳細的研究。本文首先梳理了風電參與系統調頻所存在的關鍵問題，其次針對問題分別從風電機組轉子超速控制、槳距角控制、虛擬慣量綜合控制、虛擬同步發電機VSG（Virtual Synchronous Generator）控制以及儲能系統與風電機組協調控制這4 個方面詳細分析各種風電調頻技術的原理、適用范圍、優勢、不足和各技術的發展趨勢，并基于上述控制分析各控制策略的組合方式；然后分析在風電場層面風電參與系統調頻所關心的問題；最后對風電參與電力系統調頻未來可關注的問題進行了展望。

1 風電調頻關鍵問題及相關頻率事故簡析

1.1 系統慣量降低及一次調頻能力減弱

傳統發電機組響應系統頻率變化的方式主要有以下2 種：慣性響應與一次調頻。慣性響應是機組對系統頻率突然變化所做出的自然反應，利用渦輪和發電機的旋轉動能，保持電力需求和機械輸出之間的平衡，使得機組速度穩定在新的同步速度。目前的電力市場環境下，電網中風電機組的規模化接入將會代替一部分傳統發電機組，風電機組經變流器并網，使得系統慣量水平降低，并且其有功出力無法主動響應頻率變化，以至于對頻率穩定造成惡性影響［10］。因此，盡管風力發電機自身具有慣量，存在旋轉質量，能夠儲存動能，但由于風電機組的電力電子接口使電網頻率屏蔽因電力電子設備快速響應而產生的任何變化，所以它們無法對頻率變化做出自然反應［11］。2018 年12 月29 日，全國電網運行與控制標準化技術委員會針對國家標準《并網電源一次調頻技術規定及試驗導則》征求意見，其中包含風電場站一次調頻上升時間不大于15 s，調節時間不大于20 s的規定。2020年7月1日施行的國家標準《電力系統安全穩定導則》［12］中要求風電場應該具有一次調頻能力并且一次調頻的優先級應高于自動發電控制。

無論是南澳的“9·28”大停電事故［13］還是英國的“8·9”大停電事故［14-15］，均是由于電網中風電等新能源的占比較高，尤其是南澳的風、光發電占比接近于50%，導致系統的慣量短缺，而火電機組缺少足夠調頻時間，誘發了后續的一系列故障。

1.2 系統有功備用需求增加

由于風電的隨機性和波動性，系統對于機組調節能力及備用容量的要求逐漸提高，若要消納大規模風電和降低電網運行風險，維持系統具有足夠的旋轉備用是重要途徑之一［16-17］。加拿大魁北克電網要求額定容量為10 MW 以上的風電場在頻率偏差較大時提供輔助調頻服務，如快速提供持續10 s 至少5%的備用容量［18］。

為應對隨機負載變化，傳統電網利用同步發電機提供電力儲備，然而近年來，隨著電網中風電滲透率的不斷提高以及風電出力的波動，要求風電機組應具備類似于同步發電機組的功率儲備能力，快速響應由擾動和故障所引起的功率不平衡和頻率變化。當DFIG 運行于MPPT 模式時，其沒有功率備用，無法向上調節功率。若風電機組響應系統頻率變化，勢必要在有功備用上限與下限之間做好均衡，儲備功率使其具有雙向調頻能力［19］。

若系統的備用容量不足，系統將不能承受任何的“風吹草動”，可能重演“臺灣8·15 大停電”的悲劇。2017 年8 月15 日，臺灣發生史上最大規模的停電事故，導致電網瞬時損失約4.2×106kW 的供電，被“無預警”停電民眾約690 萬戶。此次事故表面上是人為誤操作所致，實際卻是由于電力供應緊張。這是因為適用于臺灣電網系統規模的旋轉備用率應大于7%，而當年8 月臺灣電網的旋轉備用率小于3%，遠不符合電力系統安全穩定運行的要求［20］。

針對上述風電參與系統調頻所存在的關鍵問題，學者們展開了豐富的研究。下面將簡要分析與總結在風電機組與風電場層面學者們所研究的控制策略。

2 風電機組調頻控制策略

目前，風電機組主要采用的調頻方式有2 種。一種是針對風電機組本身的控制方式，另一種是風電與儲能系統相結合的方式，具體如圖1所示。

圖1 風電調頻控制方式Fig.1 Frequency regulation control mode of wind power

2.1 轉子超速控制

通常將轉子超速控制與槳距角控制統稱為功率備用控制。針對風電機組運行于MPPT 模式無備用容量的問題，轉子超速控制令轉子轉速高于額定轉速時運行于非MPPT 曲線的另一次優點，MPPT 曲線右移，從而使機組保留一部分的有功備用，以實現減載，因此也可稱為超速減載方式。

風電機組輸出的機械功率Pm為：

式中：ρ為空氣密度；S為葉片掃過的面積；CP(λ，β)為風機的風能利用系數，它是關于葉尖速比λ與槳距角β的函數，其中λ為風力機葉片的尖端速度與風速的比值，其表達式如式（2）所示［21］；v為風速。

式中：ωr為風電機組轉子轉速；r為風力機半徑。則由式（1）和式（2）可知，在一定的風速下，氣象條件變化不大時，風機輸出的機械功率僅由CP決定，某風電機組的CP(λ，β)曲線如圖2所示。

圖2 CP（λ，β）特性曲線Fig.2 Characteristic curves of CP（λ，β）

由圖2 和式（2）可以看出：如果β保持不變，就存在一個最大的λ值使得風機獲得最佳風能利用系數CPopt進而得到最優功率；若v發生變化，只需調節ωr使λ保持不變，就能獲得在不同風速下的風機MPPT 曲線［22］。如果采用MPPT 運行，當系統發生正頻差事件時風機可以做出響應，但發生負頻差事件時，由于難以提供額外的功率則無法參與調頻，所以必將進行減載備用［23］。當采用轉子超速運行進行減載即采用次優功率跟蹤方式時，定義Pdel為有功功率的減載比例，其表達式為［24］：

式中：Pde、Popt分別為對應轉子轉速下的次優功率和最優功率。

由于轉子轉速存在極限，因此文獻［23，25］采用轉子轉速控制時只考慮了中低風速下的情況。文獻［23］采用轉子轉速控制策略，研究了DFIG 在長周期持續頻率擾動情況下的調頻能力和效果，同時也驗證了若要預留功率獲得可向上調頻功率則會壓縮可向下調頻功率。文獻［25］提出的變減載率超速控制方法既減少了超速控制成本，又改善了微電網頻率動態偏差。

在云南的老青山、云臺山等不同地區，處于多個復雜山地地形的風電場、幾百臺不同機型機組長期現場運行實踐表明超速控制對機組安全運行和提高發電量意義重大［26］，因此，采用合理的轉速控制和超速參數設置至關重要。轉子超速控制雖然不適用于高風速，但是在大多數時間內都可以應用，并且它不需要轉動機械構件，所以響應頻率變化速度快。為避免風機遭到損壞，當風速超過閾值時，需與其他控制方式協同以保證機組正常運行。

2.2 槳距角控制

由2.1 節可知，CP(λ，β)為關于葉尖速比λ與槳距角β的函數，當β不變時，通過改變轉子轉速進而可改變葉尖速比進行超速減載控制。同樣地，當λ保持不變時，可以通過改變β的大小使風機吸收的機械功率增大或減小。由圖2 可以看出，對于同一λ，β值越大則吸收的能量越小，風機運行將偏離MPPT曲線，實現減載備用。

將風電機組運行區域［27-28］分為五部分，關注的風速通常有以下3 個：切入風速vin、額定風速ve和切出風速vout。①啟動區。v∈[0，vin)，風機與系統斷開。②CP恒定區。v∈[vin，ve)，機組隨風速變化采用低于額定轉速的變速運行，此時的槳距角保持在0°。③轉速恒定區。風速未達到額定風速，發電機已達到額定轉速，通過轉速控制使機組始終保持在額定轉速附近，無需調節槳距角。④功率恒定區。v∈[ve，vout)，隨著風速的增加，需引入槳距角控制使輸出功率不超過額定功率。⑤保護區。v∈[vout，+∞)，槳距角調整為90°，風電系統不工作。正常情況下，槳距角控制的轉速目標為額定轉速［29］，并且槳距角控制調節范圍很廣，可實現全風速段的控制。

槳距角控制在頻率調節過程中的基本結構如圖3所示［30］，槳距角β與電網頻率f呈正相關。對于槳距角控制器，傳統控制器采用比例-積分-微分（PID）控制技術，數年來研究頗多的改進方法是將模糊控制算法與PID 控制相結合［31-32］，目前，文獻［33-35］還提出了將自適應模糊控制算法與PID 控制相結合，使得控制系統適應性更強，可靠性、精度更高，更靈活。未來，將有望繼續開發新的算法技術改進控制方法，進而提高系統性能。

圖3 槳距角控制基本框圖Fig.3 Basic block diagram of pitch angle control

采用槳距角控制捕捉風能效率高，尤其在風速較高時風能利用率較高且輸出功率平穩。由于執行機構為機械部件，所以響應速度較慢。當風速由低風速迅速變化到高風速時，變槳控制系統性能會下降，綜合負功率誤差形成的負槳距角需要正功率誤差經過很長時間才能抵消［36］。因為機械部件對頻率突變無法及時做出響應，所以大多將槳距角控制用于額定風速以上的情況［37］。文獻［38］采用槳距角或轉速控制改造了陜北某風電場一次調頻功能，測試結果發現機組頻繁參與一次調頻會增大機組振動，加劇機組變槳系統磨損。因此若單獨使用槳距角控制實現全風速段的頻率調節，會致使槳距頻繁變化，加劇機組機械磨損，增加維護成本且縮短使用壽命。綜上，槳距角控制最好與其他控制方式相結合。

功率備用控制的2種控制方式均運行于非MPPT模式，必定使風電場經濟性稍差。為保證機組能響應電網發生的正負頻差事件，目前只針對風電機組本身實施控制時，采用減載運行是無可厚非的。減載為系統留有部分備用可以有效避免切機的情況，且能實時響應系統頻率變化，保障電網頻率穩定性［39］。值得注意的是，風電機組備用功率越大，在頻率響應的過程中輸出功率可能就越大，但風電機組的轉速易達到極限［40］，因此在實際應用中，需根據實際需求權衡備用容量。

2.3 虛擬慣量綜合控制

隨著系統中風電滲透率的持續增加，有必要深入研究如何改善風電機組“零慣量”特性。虛擬慣量控制通過模擬同步發電機的慣量特性，將電網頻率變化率引入控制環節，若電網頻率跌落，則增大DFIG有功參考值，將轉子動能釋放出來調節頻率［41］。通常DFIG轉子轉速在0.8～1.2 p.u.范圍內，所以采用虛擬慣量控制的轉子動能可得到充分利用［42］。

通常將慣量控制和下垂控制統稱為虛擬慣量綜合控制，因目前大多應用二者的結合，因此本文只綜述虛擬慣量綜合控制相關內容。傳統虛擬慣量綜合控制在MPPT 基礎上附加有功增量ΔP，系統頻率突變時，風力機輸入的機械功率不突變，而發電機輸出的電磁功率因ΔP改變，因此轉子轉速發生變化的同時釋放或吸收動能，頻率變化被抑制［43］。ΔP的計算公式如下：

式中：KP為比例系數；Δf為系統頻率變化量；KD為微分系數。可通過改變KP與KD的值來改變ΔP的大小，進而影響機組慣性支撐能力和調頻后轉速恢復時間。目前，較多采用的是基于功率跟蹤優化的虛擬慣量綜合控制，它根據Δf切換功率跟蹤曲線來快速調節機組有功，調節后的有功及系數分別如式（5）和式（6）所示［44-45］。

式中：kVIC為功率跟蹤優化曲線的比例系數，其取值大小與頻率變化前風力機角速度ωr0、Δf和轉速調節系數a有關；kopt為MPPT 曲線的比例系數；P*VIC為功率跟蹤優化下的有功參考；Pmax為輸出有功功率限幅值；ω0為切入電角速度；ω1為進入轉速恒定區的初始電角速度；ωmax為電角速度限幅值。風電機組虛擬慣量綜合控制框圖如圖4 所示，高通濾波器只允許頻率的暫態分量通過，低通濾波器用于避免頻率測量時噪聲的干擾［40］。

圖4 風電機組虛擬慣量綜合控制框圖Fig.4 Block diagram of combined virtual inertia control for wind turbine

目前，專家學者們在虛擬慣量綜合控制方面已展開了豐富的研究。文獻［46］提出采用一種虛擬電容控制策略來提供更多的虛擬慣性，PMSG 利用轉子動能提供快速的功率支撐，類似于同步機慣性響應。文獻［47］利用有限轉子動能，提出基于選擇函數的虛擬慣量綜合控制方法，從而增加系統等效轉動慣量和改善系統頻率動態響應特性。同槳距角控制相似，學者們將模糊控制引入虛擬慣量控制［48-49］，文獻［48］同時將DFIG 旋轉質量塊和連接在變換器之間的超級電容器作為虛擬慣量源，采用自適應模糊控制策略迅速提供有功支持且頻率誤差減小后快速恢復到MPPT 狀態。文獻［49］整定了慣性控制參數并驗證了在不同的風電滲透率下所提出的模糊自適應虛擬慣量控制魯棒性較好。

文獻［50］依托麗江電網實際數據模型驗證了虛擬慣量綜合控制的可行性，虛擬慣量綜合控制能夠在系統頻率變化時迅速做出響應，提供有功支撐后轉速恢復到正常運行狀態。但轉子轉速不能保持長時間升速或降速，轉子在慣性響應之后的轉速恢復過程中會釋放或吸收部分能量，致使系統頻率二次升高或降低，因此需要嚴格限制機組的慣性響應持續時間，一般設置為10 s［51］。針對此問題，學者從調頻動態交互全過程出發，研究采用一定的控制措施來抑制頻率二次跌落［52］。雖然轉子轉速可在一定范圍內變化，但畢竟提供的有功功率有限，因此還需與其他控制方式相結合。此外，在虛擬慣量綜合控制方法中有多個控制參數，尚需研究如何根據實際需求科學整定控制參數。

2.4 VSG控制

自2007 年首次提出虛擬同步機概念以來［53］，學者們對其展開了豐富的研究，它類似于同步機，可作為VSG 或虛擬同步電動機VSM（Virtual Synchronous Motor）運行，VSG 主要面向電源側應用，VSM 面向負荷側。2016 年，國家電網公司在張北開展風光儲虛擬同步機示范工程建設［54］；2020 年7 月21 日發布的國家標準《虛擬同步機 第1 部分：總則》［55］提出：虛擬同步機調頻死區絕對值宜在0.033～0.1 Hz 范圍內，風電虛擬同步機調頻啟動時間應不大于500 ms，響應時間不大于5 s，調節時間不大于10 s。

虛擬同步機技術常指通過模擬同步機機電暫態特性，令變流器控制環節采用同步機機電暫態方程，使得采用該技術并網運行裝置具備同步機組并網運行的慣量、阻尼、有功調頻等運行外特性的技術。虛擬同步機具有一條交流母線和一條直流母線，且具有同步機內部機理和外部特性的交直變流器，可通過在其直流母線配置儲能系統來提供必要慣量［56］。

大多數VSG控制策略的目標為給系統提供與同步機相似的頻率響應特性，DFIG 系統中常見的VSG控制策略有預留容量的改進MPPT 控制、基于同步機動能方程的虛擬慣量控制、基于直流電壓的慣量支撐控制等［57］。VSG系統拓撲結構如圖5所示［58］。

根據圖5，計及同步機機械與電磁方程，若將

圖5 VSG系統拓撲結構圖Fig.5 Topological structure of VSG system

VSG模擬成傳統同步機，則VSG的機械方程為：

式中：J為同步機轉動慣量；ω為同步機機械角速度；Tm、Te和Td分別為同步機機械、電磁和阻尼轉矩；D為阻尼系數；ω′為電網同步角速度。J使得機組在頻率動態變化過程中具有了慣性，J越大，動態響應時間越長；D使得其具有阻尼電網功率振蕩的能力，D越大，動態響應振蕩幅值的衰減速度越快。

考慮VSG典型并網逆變器拓撲，則其電磁方程為：

式中：L為同步機同步電感；eabc為VSG電勢；uabc為同步機機端電壓；R為同步機同步電阻；iabc為VSG輸出電流。

以DFIG 為例，其VSG 改造控制框圖如圖6 所示［59］，通過在主控系統或變流器控制中加入VSG 實現快速釋放轉子動能的作用。與虛擬慣量控制易發生的頻率二次跌落問題不同的是，VSG 控制不過度提取風力機轉子能量，能避免因轉速過度降低而導致頻率的二次跌落，并且當系統中風電滲透率提高時，VSG控制提供的有功支撐效果更加顯著，彌補了機組單獨使用虛擬慣量控制的不足。文獻［60］根據H2和H∞范數定量地分析了同步機和虛擬同步機頻率響應的特性，發現通過合理配置虛擬同步機的虛擬慣量與電氣阻尼可以使其頻率響應特性優于同步機。文獻［61］總結了同步機轉子慣量與阻尼系數對頻率穩定性的影響，并結合力學原理證明了VSG 的虛擬慣量可以實時變化。文獻［62］提出了協調VSG轉動慣量和阻尼系數的自適應控制策略：若VSG 轉子角速度變化率較大，則增大轉動慣量；若角速度偏離量較大，則增大阻尼系數，從而抑制頻率過快變化和發生過大偏移。

圖6 DFIG的VSG改造控制框圖Fig.6 Improved control block diagram of VSG for DFIG

虛擬同步機技術能夠為風能并網友好接入提供電網接口，VSG 控制通過模擬同步機轉子慣性和阻尼特性，改善了逆變器運行特性，能夠抑制頻率的快速變化，在一定程度上抵御負載擾動。與傳統電源相比，VSG更加靈活，因其具有有功／無功解耦控制及四象限控制能力，轉子運動方程參數都是虛擬量，因此不受物理特性約束，可實現動態調節。

然而虛擬同步機技術仍存在一些問題值得關注，關于VSG 控制系統化和標準化問題，目前沒有一個系統的VSG 控制適用于所有的電網運行條件，傳統電力電子裝置控制參數選擇的標準化指南不適用于VSG，需從控制參數標準化、接口標準化、管理標準化等方面進行進一步的研究［63］。由于VSG 應用的是電力電子器件控制，電力電子裝置的過壓和過流耐受能力弱，因此當電網發生故障時，需保證裝置的安全運行。由于VSG 與同步機具有相似的機電暫態特性，因此還存在著參數配置較為復雜、如何合理配置儲能單元以及多逆變器耦合產生振蕩等問題。

2.5 儲能系統參與風電調頻

《電力儲能技術發展現狀及趨勢研判》［64］報告顯示：2010 年12 月美國能源部發布的《電力系統對大規模儲能技術應用需求》報告中，按照當今系統的技術需求特征將儲能應用模式分為系統調頻調峰、電能質量改善、輔助動態調節、可靠性服務等17 項。儲能的技術分類如圖7 所示，按照電能存儲方式可將儲能分為物理、電磁場和電化學儲能3類。

圖7 儲能技術分類Fig.7 Classification of energy storage technology

儲能的工作原理包含電能存儲和電能變換兩部分。電能存儲環節利用充放電控制器及能量存儲本體實現不同類型能量的存儲和釋放；電能變換環節利用電力電子裝置進行電能和接入系統之間的能量交換。當系統缺乏電能時，儲能元件經電能變換環節輸出電能至系統，同時減少電能存儲環節能量；當系統電能多余時，通過電能變換環節存儲電能，增加電能存儲環節能量［65］。儲能系統與風電機組聯合進行調頻，二者分別經過電力電子元件、變壓器與電網相連［66］。

在儲能與風電機組聯合調頻方面，文獻［67］考慮運行成本最小化、凈負荷變化和最大發電機停運等因素，驗證了儲能能充分響應一次頻率，并且得出風能加入系統時運行成本會降低的結論。文獻［68］提出了一種協調發電機與快速儲能系統的荷電狀態反饋下垂技術，有效地彌補了由于高風穿透引起的高頻波動問題，且保證了連續的頻率支持。通過模糊算法改進儲能系統協調風電機組進行調頻的研究頗多。文獻［69］設計了模糊邏輯控制器，首先確定儲能系統的額定功率和容量，令額定功率盡可能接近其理論最小值，彌補了風電場短時調頻能力不足的問題。文獻［70］提出基于模糊邏輯的儲能與風電場聯合調頻，消除了風能卸載的不靈活性，使所需的存儲容量最小且最佳利用了風電場和存儲單元的能量。

儲能系統能夠快速響應功率、頻率變化，而且能夠雙向調節功率，控制靈活，性能穩定，控制精度高。在技術可行性方面，儲能比傳統調頻電源更高效［71］。儲能可以解決風機調頻的盲區和備用容量缺失等問題，降低成本和風電機組折舊，同時可以提高能源互聯網多能源間的配合度和綜合利用效率，弱化制約關系。

文獻［72］通過對比得出配置儲能投資額可接受且僅需一次性投入的結論，并且所提出的風儲協調控制策略減少了26%的儲能容量配置，提高了經濟性。但儲能系統需要系統額外增加設備，若配置不當，反而損害經濟性，并且還要考慮安全性與環境污染問題。

目前儲能系統應用廣泛，如何兼顧傳統調頻技術與儲能，研究設計得到合理、自適應性強的協調控制策略成為未來風電參與系統頻率控制的研究方向。另外，無論從技術還是算法上改進更新儲能參與系統調頻的參與度，研究更加適應現代電力系統的新型儲能設備，如何在保障穩定的前提下使得利益最大化，也是需要解決的問題。

2.6 多控制策略組合控制

由2.1—2.5節對轉子超速控制、槳距角控制、虛擬慣量綜合控制和VSG 控制這4 種控制策略以及風儲聯合控制的綜述，得到各控制策略優缺點及發展趨勢如表1 所示。由表可以看出，每種控制方式各有利弊，可以優勢互補。因此，將多種控制策略相結合進行調頻是很有必要的。

在基于改進轉子超速控制、槳距角控制和虛擬慣量綜合控制的組合控制方式方面，文獻［73］提出了一種槳距角與轉子轉速協同頻率調節控制機制，使轉子轉速最大化的同時減小槳距變化。文獻［74］在中低風速時超速減載，高風速時使用槳距角控制，與虛擬慣量綜合控制相配合，實現了不同風速的限功率運行，通過設置不同風速下的減載系數有效減少了棄風。

在儲能系統與上述3 種控制策略組合參與風電調頻方面，文獻［75］提出風儲聯合的調頻策略，基于限轉矩控制進行風機慣性響應，由儲能為風機提供后續支撐改善頻率二次跌落問題。還有基于變功率點跟蹤與超級電容器儲能的協調控制，通過改進MPPT 模式，當發生負荷減小的擾動時，轉速調節深度優于傳統超速減載控制，頻率調節能力提高；在發生負荷增加的擾動時，儲能裝置參與系統調頻，為風電場提供備用容量，實現在全工況下均具有一次頻率調節能力且DFIG不損失發電效益［76］。

綜上所述，中低風速下一般采用轉子超速減載控制，理論上槳距角控制適用于全風速，但一般只將其用于高風速區。對于虛擬慣量關注的易造成頻率二次跌落問題，儲能系統可以提供支撐；對于儲能關注的經濟問題，將儲能與風機自身的控制相結合，將會均衡備用容量與儲能配置問題，提高經濟性。因此，在實際應用中，如何將上述控制策略有效結合，解決各控制之間的矛盾以及發揮各自優勢將是未來值得研究的課題。

3 風電場調頻控制策略

2020年9月7日，國家能源局華中監管局發布的《華中區域發電廠并網運行管理實施細則》［77］指出：30 MW及以上風電場必須具有一次調頻功能。上述所提控制策略主要集中在機組的層面上，目前在仿真時所使用的多臺機組也大多由1 臺機組等值，然而即使在同一風電場，某時刻不同機組瞬時風速也相差較大［78］，因此根據實際情況考慮風電場內部數臺風電機組之間的控制策略是很有必要的［79］。風電場參與系統頻率調節時，需要考慮風電場中風速、復雜的運行條件、頻率控制要求的多樣化，以及各機組頻率控制能力和控制策略的不同等因素［80］。目前主要聚焦的是基于機組分群的風電場內部機組間功率協調分配及轉速恢復協調控制［81-82］。在系統層面關注的是風電場與風電場或火電機組間的配合。

3.1 風電場內部機組間功率協調分配問題

目前在陸地上使用的風電機組單機容量通常為1.5～6 MW，由上百臺風電機組構成的風電場滲透性很強，在同一時刻每臺機組所能提供的調頻能力是不同的。因此，若想獲得整個風電場較好的功率外特性，就需要考慮風電場內機組之間的功率協調分配問題。功率分配的目的是根據系統需求和風電場期望輸出功率來指定場內各機組的參考功率。

文獻［83］提出了一種風電場分布式協調控制框架，充分利用了所有機組的動能，減少了風能的損失，采用超線性收斂的分布式牛頓法進行快速功率分配，并引入能量狀態指標，實現了各臺機組之間功率的合理分配。文獻［84］基于系統頻率調節的需求提出一種功率偏差控制優化策略，這不僅提供了所需的功率偏差，還只涉及風電場的一部分而非所有機組，涉及的機組受到功率限制，其余的機組保持MPPT模式運行，該策略既提高了電源控制的質量又降低了系統復雜性。上述文獻在滿足系統的調節需求的基礎上，合理分配風電場內機組，避免了機組功率的浪費。文獻［85］在考慮功率的基礎上，還考慮了風速這一因素，提出在多風速條件下風電機組群的頻率多時間尺度協調優化策略，使得風電場不僅具備良好的調頻能力，還有效抑制了頻率二次跌落。

3.2 風電場內部機組間轉速恢復協調問題

風電機組參與調頻結束后，若同時進入轉速恢復模式，這將很可能致使系統頻率二次跌落。因此，不僅要在系統具有調頻需求時風電場內各機組有序提供支撐，調頻結束后，機組有序退出運行也至關重要。

為此，文獻［86］提出風電場轉速延時恢復及基于風速的機組優化分組策略，根據機組所處風速段將機組分組，通過設置延時使得處于不同狀態的風電機組轉速恢復時刻也不同，風電機組能夠依次退出運行。考慮到風電場的仿真建模難度，對風機給定轉速恢復延時，不適用于機組數量較多的風電場，因此風電場內機組根據風速等因素的變化進行合理分群、實時分群也關乎調頻的效果。文獻［51］認為風速測量誤差較大，因此提出基于轉速分組的風電場調頻策略，然后動態調節各機組的慣量響應的持續時間，使得各機組有序退出運行。文獻［87］基于PMSG 調頻能力，引入調頻能力系數和協同系數，按能分配風電機組調頻功率，并采用補償函數使得風電機組轉速平滑恢復，避免了轉速恢復引起的系統頻率二次跌落及復雜的轉速恢復時序安排問題。

3.3 風電場與風電場或火電機組配合問題

從一個風電場的層面而言，風電場內各機組調頻功率、轉速恢復時間都需協調分配。從整個電力系統的層面而言，系統中各風電場之間、風電場與火電機組之間更需合理規劃。文獻［88］以各風電場距故障點最短電氣距離和實時旋轉備用容量作為影響因子協調各風電場參與調頻，當監測到存在有功缺額時，判斷風電場是否參與調頻，若參與則根據影響因子選取風電場，并計算緊急升／降功率容量，以實現各個風電場之間的配合。

雖然目前電網中風力發電占比不斷提高，但更多的是起到輔助調頻的作用，這是因為當今火電機組依然是調頻主力［79］。由于風的間歇性，風電能否穩定調頻是對電網的重要挑戰，然而火電的響應速度較慢，因此協調這2 個發電源受到關注［89］。文獻［90］提出大型風火機組變頻控制方案并且建立數學模型，調度中心根據系統頻率的變化情況及風火電場運行狀態，將系統需求進行實時分配，以實現風電機組在全風速工況情況下參與電力系統頻率調節。目前在研究風電場參與系統調頻時多將調頻系統分層處理［51，80，91］，統籌規劃，分別優化。文獻［92］將系統分為3 層，考慮風電與火電各自的調頻特性，主要采用火電機組調頻，輔以風電機組。其根據火電廠出力確定風電場功率，并且考慮了風電場的分組優化、功率分配與轉速恢復問題，充分發揮了風電場的調頻作用，以滿足系統需求。

4 風電參與電力系統調頻展望

電網中風電滲透率的不斷提高，對電網而言既是機遇也是挑戰，研究系統的頻率特性應充分考慮現代電力系統的特點。風電的接入使得電網對化石能源的依賴降低，隨之而來的是如何將風電融入已經建成的大電網中。想要替代傳統火電機組，風電機組不僅要能發電，還要具備相似的慣量和能夠響應頻率變化的能力。對于風電機組參與電力系統調頻問題的研究，國內外學者們已研究得很透徹，但仍存在一些問題值得關注。

4.1 基于風儲聯合調頻的問題

技術性問題：協同多種儲能技術，基于系統調頻需求聯合風電機組與儲能系統。雖然本文并未對所有儲能技術的應用場景、適用范圍等進行詳細的描述，但儲能技術各有特點，利用多種儲能技術協同可以進行優勢互補，避免單一儲能方式的局限性。另外，在進行風儲聯合調頻時需要綜合考慮系統需求、風電機組控制能力與儲能系統狀態。這不僅要確保系統發生故障時聯合系統所能提供的支撐足夠大，還要保證在系統故障消除后聯合系統退出運行時對系統的沖擊盡量小，因此儲能系統的投入時機、出力深度等與風電機組的控制息息相關。

經濟性問題：保證系統可靠持續供給良好電能的同時提高系統經濟性。想要制定經濟性最優的風儲聯合調頻策略，需要綜合考慮風電機組的備用容量和儲能容量配置的大小，還要考慮儲能系統的安裝、維護，是否有更加新型、更加經濟的儲能設備等用來縮小成本。另外還應與電力市場的相關理論進行結合，完善運營模式，提高收益。

4.2 基于風電場控制的問題

由上述對風電場層面參與系統的調頻研究可知，單純將風電場等值為1 臺機組是不符合實際的。目前我國棄風情況仍然嚴重，如何提高風電的利用率也是關乎電網經濟性的重要問題。風電場內各機組所處環境相差較大，因此，風電場內風電機組之間的協調配合尤為重要，需要考慮更加貼合風電場實際情況的協調優化策略，包括建立哪種風電場模型，風電機組如何分組，根據什么判定條件進行機組出力之間的轉換，如何讓機組有序退出對電網的沖擊最小等。在風電場層面對各臺機組統籌規劃，合理分配，減少棄風以提高經濟性，需要進行更加深入的研究。

目前新能源發電還未能獨當一面，基于風電場層面與傳統火電機組之間的協調問題，大多是需要站在調度部門的角度，在系統有調頻需求時，將需求分配給各機組，因此，調度中心對系統故障響應的快速性、實時性對于電網而言意義重大。調度中心應充分認知各風電場、火電機組的調頻能力和現行狀態等，以便在故障發生瞬間做出響應。在協調風電場、火電機組和調度中心配合的全過程中，通信系統也起著至關重要的作用，因此還需充分考慮通信系統的發展。

5 結論

隨著電力網的逐漸擴大以及風電的規模化發展，風電等可再生能源的接入給系統帶來了多種問題。為保證系統安全穩定運行，風電機組參與系統頻率調節的控制策略、與儲能或火電機組之間協調配合問題值得關注。本文在充分認識風電參與系統調頻必要性與局限性的基礎上，分析風電機組自身的轉子超速控制、槳距角控制、虛擬慣量綜合控制和VSG 控制，以及儲能與風電機組協調控制各自原理及優缺點，分別給出了未來可關注的研究方向。還針對幾種控制策略的組合控制，風電場與風電場或火電機組間的協調配合，提出風電機組參與系統調頻是未來值得研究的課題。另外，本文所提出的問題也為以后的研究提供了參考。