風(fēng)電場一次調(diào)頻能力的深度挖掘研究及應(yīng)用

周 磊，張 謙，霍紅巖，齊 軍

(1. 內(nèi)蒙古電力科學(xué)研究院，呼和浩特 010020；2. 內(nèi)蒙古電力調(diào)控中心，呼和浩特 010020)

0 引言

隨著新能源優(yōu)先開發(fā)、優(yōu)先調(diào)度等政策的實(shí)施，在享用清潔綠色能源的同時(shí)，也給電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行帶來了一系列挑戰(zhàn)。“三北”地區(qū)的火電機(jī)組已逐步進(jìn)入深度調(diào)峰狀態(tài)，在冬季供熱機(jī)組仍需要保證供熱的情況下，電力系統(tǒng)可用的一次調(diào)頻響應(yīng)資源逐步減少，造成電力系統(tǒng)頻率安全風(fēng)險(xiǎn)不斷加大[1-6]；與此同時(shí)，隨著特高壓直流輸電工程的大量投產(chǎn)及異步電網(wǎng)的聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行，電力系統(tǒng)的功率平衡及調(diào)頻難度不斷加大，直流大功率閉鎖(相繼閉鎖)對電力系統(tǒng)頻率安全造成了嚴(yán)重威脅[7-10]。因此，針對風(fēng)電主動(dòng)參與電力系統(tǒng)調(diào)頻，以提升電力系統(tǒng)頻率安全水平的研究與應(yīng)用正在積極開展。

目前，風(fēng)電參與電力系統(tǒng)調(diào)頻的研究主要集中在單機(jī)控制策略方面，國內(nèi)外學(xué)者提出了多種控制方法，可根據(jù)電力系統(tǒng)頻率的變化快速調(diào)節(jié)變速風(fēng)電機(jī)組輸出的有功功率，實(shí)現(xiàn)風(fēng)電在電力系統(tǒng)發(fā)生擾動(dòng)期間對電力系統(tǒng)頻率的支撐。主要的控制方法包括槳距角控制[11]、慣量控制[12-13]及轉(zhuǎn)速控制[14]等。同時(shí)，還有很多學(xué)者研究了通過模擬同步發(fā)電機(jī)搖擺方程，使變流器具備類似同步機(jī)的阻尼特性，即虛擬同步機(jī)技術(shù)，以此來參與電力系統(tǒng)調(diào)頻。

上述研究奠定了風(fēng)電機(jī)組參與電力系統(tǒng)一次調(diào)頻的理論基礎(chǔ)。但在實(shí)際應(yīng)用過程中，上述文獻(xiàn)提出的控制方法需要對風(fēng)電機(jī)組的主控系統(tǒng)、變流器及槳距控制系統(tǒng)的控制策略進(jìn)行較大幅度的改動(dòng)，甚至需要加裝設(shè)備，這對于已運(yùn)行的風(fēng)電場而言，存在較大的不可控性及較高的成本投入。為了使風(fēng)電機(jī)組具備頻率下擾工況下的一次調(diào)頻響應(yīng)能力，上述文獻(xiàn)提出通過變槳、轉(zhuǎn)速控制使風(fēng)電機(jī)組長期運(yùn)行在非最佳工況點(diǎn)，以此使風(fēng)電機(jī)組能在頻率下擾工況下預(yù)留容量來參與頻率響應(yīng)，但這會(huì)造成風(fēng)電場效益下降；或采用慣量控制策略，在頻率下擾工況下通過降低風(fēng)電機(jī)組的轉(zhuǎn)速來提供風(fēng)電機(jī)組有功功率的上升裕量，但在轉(zhuǎn)速恢復(fù)的過程中會(huì)存在二次頻率跌落的風(fēng)險(xiǎn)。

實(shí)際上，即使火電機(jī)組處于深度調(diào)峰狀態(tài)，其也完全具備頻率下擾工況下的一次調(diào)頻響應(yīng)能力，但只具備有限的頻率上擾工況下的一次調(diào)頻響應(yīng)能力。以目前國內(nèi)電力系統(tǒng)的配置情況及未來電力系統(tǒng)的規(guī)劃，考慮到風(fēng)電場的運(yùn)行安全及效益，從電力系統(tǒng)頻率安全的層面出發(fā)，風(fēng)電場只需要具備在電力系統(tǒng)頻率處于上擾工況時(shí)的快速降功率，以及在限功率運(yùn)行方式下頻率處于下擾工況時(shí)的快速升功率的能力，即可滿足電力系統(tǒng)的調(diào)頻需求。

目前，風(fēng)電場運(yùn)行的主流風(fēng)電機(jī)組為變速風(fēng)電機(jī)組(variable speed wind turbines，VSWT)，其功率調(diào)節(jié)通過同時(shí)控制變流器和槳距角來實(shí)現(xiàn)，由于一次調(diào)頻所要求的功率控制響應(yīng)時(shí)間為秒級(jí)，而電力電子設(shè)備的響應(yīng)時(shí)間為毫秒級(jí)，且變速風(fēng)電機(jī)組的槳距角調(diào)節(jié)速率一般在3°/s～10°/s之間，因此在不限速的情況下，變速風(fēng)電機(jī)組的功率調(diào)節(jié)速率完全可以滿足上述要求。

鑒于此，本文通過建立含風(fēng)電調(diào)頻的電力系統(tǒng)頻率響應(yīng)模型，對制約風(fēng)電場一次調(diào)頻能力的非單機(jī)控制策略因素進(jìn)行了逐一分析，并根據(jù)分析結(jié)果提出了風(fēng)電場一次調(diào)頻直控風(fēng)電機(jī)組技術(shù)方案，深度挖掘了風(fēng)電場一次調(diào)頻能力，并在實(shí)際電力系統(tǒng)中進(jìn)行了應(yīng)用驗(yàn)證。

1 含風(fēng)電調(diào)頻的電力系統(tǒng)頻率響應(yīng)模型

電力系統(tǒng)具有高度非線性和時(shí)變性，與電壓特性及功角特性相比，其頻率響應(yīng)時(shí)間尺度相對較慢。為分析負(fù)荷波動(dòng)時(shí)的電力系統(tǒng)頻率控制策略，忽略電力系統(tǒng)的快速動(dòng)態(tài)變化(電壓及功角變化)可以大幅降低建模的復(fù)雜程度，從而可以減小運(yùn)算量和數(shù)據(jù)量。

1.1 電力系統(tǒng)模型

經(jīng)典的電力系統(tǒng)頻率響應(yīng)模型如圖1所示。其中：G代表常規(guī)電源發(fā)電單元(火電機(jī)組、水電機(jī)組、燃?xì)獍l(fā)電電源)；P*G為常規(guī)電源發(fā)電單元的輸入指令；PG為常規(guī)電源發(fā)電單元的輸出功率；PL為電力系統(tǒng)的有功功率需求；Ptie為與相鄰電力系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)線的交換功率；PRES為新能源發(fā)電系統(tǒng)的輸出功率；PPFC為一次調(diào)頻(primary frequency control，PFC)指令；PC為二次調(diào)頻，即自動(dòng)發(fā)電控制(automatic generation control，AGC)指令；R為常規(guī)電源發(fā)電單元的調(diào)差率；H為電力系統(tǒng)的慣性系數(shù)；D為電力系統(tǒng)的等效阻尼系數(shù)；s為拉普拉變換微分算子；Δf為電力系統(tǒng)的頻率變化量。

圖1 經(jīng)典的電力系統(tǒng)頻率響應(yīng)模型Fig. 1 Classical power system frequency response model

當(dāng)電力系統(tǒng)處于穩(wěn)態(tài)時(shí)，其功率供需平衡，此時(shí)的關(guān)系可表達(dá)為：

1.2 常規(guī)電源發(fā)電單元及聯(lián)絡(luò)線功率模型

忽略動(dòng)力源慢特性與發(fā)電機(jī)的快速動(dòng)態(tài)特性，將調(diào)速器及原動(dòng)機(jī)模型進(jìn)行簡化，并采用非線性環(huán)節(jié)，對發(fā)電機(jī)組出力速率及調(diào)速器死區(qū)進(jìn)行模擬，得到的常規(guī)電源發(fā)電單元的簡化模型如圖2所示。圖中：Tg為調(diào)速器的等效時(shí)間常數(shù)；Tt為原動(dòng)機(jī)的等效時(shí)間常數(shù)；VL、VU分別為調(diào)速器閥門關(guān)閉速率的最大值和最小值。

圖2 常規(guī)電源發(fā)電單元的簡化模型Fig. 2 Simplified model of conventional power generation unit

電力系統(tǒng)區(qū)域間通過高壓輸電線路或聯(lián)絡(luò)線互聯(lián)，每個(gè)區(qū)域的頻率變化均會(huì)影響到與其互聯(lián)的區(qū)域。在N個(gè)區(qū)域互聯(lián)的電力系統(tǒng)中，區(qū)域i與其他區(qū)域之間聯(lián)絡(luò)線總交換功率變化量ΔPtie,i可表示為：

式中：ΔPtie,ij為區(qū)域i與區(qū)域j之間聯(lián)絡(luò)線的交換功率變化量；Tij為區(qū)域i與區(qū)域j的同步系數(shù)；Δfi、Δfj分別為區(qū)域i和區(qū)域j的頻率變化量。

其中，Tij可表達(dá)為：

式中：Vi、Vj分別為區(qū)域i和區(qū)域j的等效機(jī)端電壓；Xij為聯(lián)絡(luò)線的等效電抗分別為區(qū)域i和區(qū)域j在某平衡點(diǎn)處的等效發(fā)電機(jī)功角。

1.3 具有一次調(diào)頻指令環(huán)節(jié)的變速風(fēng)電機(jī)組風(fēng)電場頻率響應(yīng)等值模型

目前主流風(fēng)電機(jī)組為變速風(fēng)電機(jī)組，分為全功率變換(full power converter，F(xiàn)PC)風(fēng)電機(jī)組和雙饋異步(doubly fed induction generator，DFIG)風(fēng)電機(jī)組。FPC風(fēng)電機(jī)組的工作原理圖如圖3所示，DFIG風(fēng)電機(jī)組的工作原理圖如圖4所示。圖中：TM為發(fā)電機(jī)的機(jī)械轉(zhuǎn)矩；ω為發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)速；PW為風(fēng)功率；RSC為轉(zhuǎn)子側(cè)變流器；GSC為電網(wǎng)側(cè)變流器；SSC為定子側(cè)變流器；Pe為風(fēng)電機(jī)組的有功功率；Vqs為定子側(cè)q軸電壓分量控制指令；Vqr為轉(zhuǎn)子側(cè)q軸電壓分量控制指令。

圖3 FPC風(fēng)電機(jī)組的工作原理圖Fig. 3 Working principle diagram of FPC wind turbine

圖4 DFIG風(fēng)電機(jī)組的工作原理圖Fig. 4 Working principle diagram of DFIG wind turbine

從圖3可以看出，在FPC風(fēng)電機(jī)組中，Pe通過控制Vqs來控制定子側(cè)q軸電壓分量進(jìn)行改變。從圖4可以看出，在DFIG風(fēng)電機(jī)組中，Pe通過控制Vqr來控制轉(zhuǎn)子側(cè)q軸電壓分量進(jìn)行改變[15]。

基于上述分析，進(jìn)行如下限定：1)忽略暫態(tài)因素及變流器損耗等因素；2)假設(shè)發(fā)電機(jī)輸出的功率經(jīng)過變流器后無任何延遲地傳輸至電力系統(tǒng)。

不同于常規(guī)電源發(fā)電單元，風(fēng)電場中含有多臺(tái)風(fēng)電機(jī)組，因此為了便于研究，根據(jù)圖3、圖4所示的風(fēng)電機(jī)組模型，采用“單機(jī)倍乘”的方式來代表風(fēng)電場模型，并基于此模型，提出了具有一次調(diào)頻指令環(huán)節(jié)的變速風(fēng)電機(jī)組風(fēng)電場頻率響應(yīng)等值模型，如圖5所示。圖中：PPFC,WT為風(fēng)電場一次調(diào)頻功率指令，輸出功率指令直接作用于風(fēng)電機(jī)組的功率控制回路；Pref,wt為針對風(fēng)電機(jī)組的含有一次調(diào)頻分量的功率指令；Vq、iq分別為DFIG風(fēng)電機(jī)組的轉(zhuǎn)子電壓、轉(zhuǎn)子電流的q軸分量；Vq′、iq′分別為FPC風(fēng)電機(jī)組的定子電壓、定子電流的q軸分量；kp、ki均為q軸電流PI控制器的參數(shù)；Te為發(fā)電機(jī)的電磁轉(zhuǎn)矩；HW為風(fēng)電機(jī)組的等效慣性常數(shù)；K1、K2、K3均為風(fēng)電中部分環(huán)節(jié)的傳函等效增益；T為風(fēng)電中部分環(huán)節(jié)的時(shí)間常數(shù)。

圖5 具有一次調(diào)頻指令環(huán)節(jié)的變速風(fēng)電機(jī)組風(fēng)電場頻率響應(yīng)等值模型Fig. 5 Frequency response equivalent model of wind farm of VSWT with primary frequency control command link

具有一次調(diào)頻指令環(huán)節(jié)的變速風(fēng)電機(jī)組風(fēng)電場頻率響應(yīng)等值模型可以模擬風(fēng)電場一次調(diào)頻頻率上擾響應(yīng)和限功率運(yùn)行方式下頻率下擾響應(yīng)。

采用DFIG風(fēng)電機(jī)組或FPC風(fēng)電機(jī)組時(shí)，具有一次調(diào)頻指令環(huán)節(jié)的變速風(fēng)電機(jī)組風(fēng)電場頻率響應(yīng)等值模型中K1、K2、K3、T的取值如表1所示。表中：Lm為磁化電感；Rr為轉(zhuǎn)子電阻；Rs為定子電阻；Lrr為轉(zhuǎn)子自感；Lss為定子自感；ωs為同步轉(zhuǎn)速。

為簡化表1中的計(jì)算，令：

表1 采用不同風(fēng)電機(jī)組時(shí)模型中部分參數(shù)的取值Table 1 Values of some parameters in this model when different wind turbines are used

風(fēng)電場一次調(diào)頻指令環(huán)節(jié)模型如圖6所示。該模型采用一階慣性環(huán)節(jié)及非線性環(huán)節(jié)來表示一次調(diào)頻指令實(shí)現(xiàn)的各個(gè)部分。圖中：PPFC,wt為風(fēng)電頻率-有功下垂特性函數(shù)；fN為額定頻率，取50 Hz，可以將頻率測量環(huán)節(jié)向輸出方向移動(dòng)；Tmed為測頻等效慣性時(shí)間；ra為一次調(diào)頻功率指令的限速率；τ為一次調(diào)頻功率指令的下發(fā)延遲時(shí)間；f為電力系統(tǒng)的頻率；e為純遲延環(huán)節(jié)的自然常數(shù)；Pwt為風(fēng)電場一次調(diào)頻功率指令；ΔPwt,m為第m臺(tái)風(fēng)電機(jī)組的一次調(diào)頻功率分配指令；ΔPwt-ad為風(fēng)電場的可調(diào)有功功率裕度；ΔPwt-ad,m為第m臺(tái)風(fēng)電機(jī)組的可調(diào)有功功率裕度；FM為頻率測量環(huán)節(jié)；FCPC為一次調(diào)頻功率指令計(jì)算環(huán)節(jié)；FCPD為一次調(diào)頻功率指令的分配環(huán)節(jié)；FCPT為一次調(diào)頻功率指令的下發(fā)延時(shí)環(huán)節(jié)；FCPSL為風(fēng)電機(jī)組一次調(diào)頻功率指令的限速環(huán)節(jié)。

圖6 風(fēng)電場一次調(diào)頻指令環(huán)節(jié)模型Fig. 6 Model of primary frequency control command link of wind farm

為實(shí)現(xiàn)電力系統(tǒng)級(jí)的仿真，風(fēng)電場一次調(diào)頻指令環(huán)節(jié)模型是從風(fēng)電場層面出發(fā)，而一次調(diào)頻功率指令的分配環(huán)節(jié)的主要影響體現(xiàn)在響應(yīng)時(shí)間上，所以采用一階慣性環(huán)節(jié)進(jìn)行近似替代，對風(fēng)電場一次調(diào)頻指令環(huán)節(jié)模型進(jìn)行改進(jìn)，如圖7所示。圖中：Tdis為一次調(diào)頻功率指令分配的等效慣性時(shí)間。

圖7 改進(jìn)后的風(fēng)電場一次調(diào)頻指令環(huán)節(jié)模型Fig. 7 Improved model of primary frequency control command link of wind farm

由圖5、圖7可知，在控制對象不變時(shí)，即在風(fēng)電機(jī)組單機(jī)控制架構(gòu)及性能不發(fā)生變化的情況下，具有一次調(diào)頻指令環(huán)節(jié)的變速風(fēng)電機(jī)組風(fēng)電場頻率響應(yīng)等值模型中影響風(fēng)電場一次調(diào)頻性能的參數(shù)主要包括Tmed、τ、Tdis、ra。

2 算例分析

2.1 算例介紹

為分析Tmed、τ、Tdis及ra對風(fēng)電場一次調(diào)頻能力的影響，以含1個(gè)風(fēng)電場及9臺(tái)常規(guī)電源發(fā)電單元的電力系統(tǒng)為例進(jìn)行分析，該電力系統(tǒng)共分為3個(gè)區(qū)域，具體如圖8所示。圖中：PL1、PL2、PL3均為負(fù)荷。

圖8 由1個(gè)風(fēng)電場和9臺(tái)常規(guī)電源發(fā)電單元構(gòu)成的電力系統(tǒng)Fig. 8 Power system consisting of a wind farm and nine conventional power generation units

區(qū)域1中接入了1個(gè)1000 MW的風(fēng)電場，該風(fēng)電場包括500臺(tái)2 MW的DFIG風(fēng)電機(jī)組，風(fēng)電滲透率為21%，風(fēng)電場所在地平均風(fēng)速為12 m/s，限功率深度為10%。常規(guī)電源調(diào)差率為5%，風(fēng)電調(diào)差率為3%。9臺(tái)常規(guī)電源發(fā)電單元的參數(shù)設(shè)置參考文獻(xiàn)[16]，DFIG風(fēng)電機(jī)組參數(shù)的設(shè)置參考文獻(xiàn)[15]。

2.2 仿真分析

結(jié)合現(xiàn)場實(shí)際情況，改變具有一次調(diào)頻指令環(huán)節(jié)的變速風(fēng)電機(jī)組風(fēng)電場頻率響應(yīng)等值模型中參數(shù)Tmed、Tdis、τ、ra的數(shù)值，分析在相同擾動(dòng)工況(200 s時(shí)區(qū)域1、區(qū)域2的負(fù)荷PL1、PL2同時(shí)減小0.05 pu的階躍擾動(dòng)量)下，不同參數(shù)值時(shí)風(fēng)電場的一次調(diào)頻性能及電力系統(tǒng)的頻率響應(yīng)情況。以區(qū)域1為例，具有一次調(diào)頻指令環(huán)節(jié)的變速風(fēng)電機(jī)組風(fēng)電場頻率響應(yīng)等值模型的參數(shù)設(shè)置方案如表2所示，仿真結(jié)果如圖9所示。圖中：Δf1為區(qū)域1的頻率變化量；ΔPwt為風(fēng)電場實(shí)際功率增量。

表2 以區(qū)域1為例，具有一次調(diào)頻指令環(huán)節(jié)的變速風(fēng)電機(jī)組風(fēng)電場頻率響應(yīng)等值模型的參數(shù)設(shè)置方案Table 2 Taking area 1 for example, parameter setting scheme of frequency response equivalent model of wind farm of VSWT with primary frequency control command link

圖9 以區(qū)域1為例，不同參數(shù)值時(shí)的風(fēng)電場一次調(diào)頻性能及電力系統(tǒng)頻率響應(yīng)曲線Fig. 9 Taking area 1 for example，curves of primary frequency control performance of wind farm and frequency response of power system under different parameter values

以擾動(dòng)工況下風(fēng)電場響應(yīng)滯后時(shí)間thx、響應(yīng)時(shí)間t0.9、調(diào)節(jié)時(shí)間ts、調(diào)節(jié)精度Ac作為風(fēng)電場一次調(diào)頻性能的評價(jià)指標(biāo)，以區(qū)域1的頻率變化量極值ΔFpeak、穩(wěn)定時(shí)間Trec、頻率變化量終值ΔFfinal作為電力系統(tǒng)頻率響應(yīng)性能評價(jià)的指標(biāo)。不同參數(shù)值時(shí)的風(fēng)電場一次調(diào)頻性能及電力系統(tǒng)頻率響應(yīng)結(jié)果如表3所示。其中：“方案0”為風(fēng)電場不參與電力系統(tǒng)一次調(diào)頻時(shí)的方案，其余方案編號(hào)與表2中相對應(yīng)。

表3 不同參數(shù)值時(shí)風(fēng)電場一次調(diào)頻性能及電力系統(tǒng)頻率響應(yīng)的結(jié)果Table 3 Results of primary frequency control performance of wind farm and frequency response of power system under different parameter values

綜合圖9及表3中不同設(shè)置方案得到的結(jié)果，可以得到以下結(jié)論：

1)風(fēng)電場參與電力系統(tǒng)一次調(diào)頻后，相同擾動(dòng)工況下ΔFpeak值及ΔFfinal值的絕對值均減小。

2)當(dāng)風(fēng)電場滲透率及調(diào)差率不變時(shí)，相同擾動(dòng)工況下ΔFfinal值不變。

3)ΔFpeak值的降低，說明風(fēng)電場一次調(diào)頻性能得到了提升，電力系統(tǒng)的頻率響應(yīng)性能也相應(yīng)得到了提高，縮短了電力系統(tǒng)頻率波動(dòng)的恢復(fù)時(shí)間。

4)參數(shù)ra的增加可以減小風(fēng)電場一次調(diào)頻的響應(yīng)時(shí)間t0.9，從而減小ΔFpeak值。

5)參數(shù)τ的減小可以全面提升風(fēng)電場一次調(diào)頻性能，對電力系統(tǒng)頻率響應(yīng)性能的影響顯著；τ越小，ΔFpeak值越小，Trec值越小，即電力系統(tǒng)的恢復(fù)時(shí)間越短。

6)參數(shù)Tdis、Tmed對風(fēng)電場一次調(diào)頻性能的影響程度相較于參數(shù)ra及τ而言較弱；Tdis、Tmed值越小，風(fēng)電場一次調(diào)頻的性能越好，ΔFpeak值也越小，Trec值越小，則電力系統(tǒng)的恢復(fù)時(shí)間越短。

3 風(fēng)電場一次調(diào)頻直控風(fēng)電機(jī)組技術(shù)方案

3.1 風(fēng)電場基礎(chǔ)控制方案

根據(jù)上節(jié)研究內(nèi)容可知，提升風(fēng)電場一次調(diào)能力的關(guān)鍵在于提高ra值，減小Tmed、Tdis、τ值，尤其是τ值的減小。風(fēng)電場有功功率控制架構(gòu)如圖10所示。

圖10 風(fēng)電場有功功率控制架構(gòu)圖Fig. 10 Block diagram of active power control of wind farm

從圖10可以看出，調(diào)控中心下發(fā)有功功率指令需要通過遠(yuǎn)動(dòng)裝置至AGC系統(tǒng)，再經(jīng)過交換機(jī)、通信管理裝置下發(fā)至能量管理平臺(tái)，然后再經(jīng)過交換機(jī)下發(fā)至風(fēng)電機(jī)組主控系統(tǒng)執(zhí)行。此種方式的通信結(jié)構(gòu)繁雜，設(shè)備層次繁多，有功功率指令下發(fā)延遲時(shí)間長，并且為了適應(yīng)風(fēng)電場有功功率變化最大限值的要求，對風(fēng)電機(jī)組主控系統(tǒng)的有功功率變化率進(jìn)行了人為限制。

一個(gè)設(shè)備的延時(shí)會(huì)影響整個(gè)通信網(wǎng)絡(luò)的實(shí)時(shí)速率。通信管理裝置往往是制約通信速率的瓶頸，由于該裝置對下級(jí)設(shè)備需要采集大量信息，對上級(jí)設(shè)備需要與遠(yuǎn)動(dòng)裝置、AGC系統(tǒng)、自動(dòng)電壓控制(AVC)系統(tǒng)等通信，任務(wù)繁重，因此，為了降低成本，該裝置的硬件配置通常較低，導(dǎo)致控制命令通過此裝置的時(shí)間存在不確定性。另外，能量管理平臺(tái)轉(zhuǎn)發(fā)指令存在一定的延時(shí)，導(dǎo)致一條控制指令從調(diào)度到風(fēng)電機(jī)組主控系統(tǒng)的周期時(shí)間為6～60 s，難以滿足一次調(diào)頻響應(yīng)的要求。

3.2 風(fēng)電場一次調(diào)頻直控風(fēng)電機(jī)組技術(shù)方案

目前風(fēng)電場實(shí)現(xiàn)一次調(diào)頻的技術(shù)方案主要有3種，即AGC系統(tǒng)改造方案、能量管理平臺(tái)改造方案、單加調(diào)頻控制系統(tǒng)方案。由圖10可知，AGC系統(tǒng)改造方案和能量管理平臺(tái)改造方案只可以在一定程度上減小τ值，但無法改變r(jià)a值；而單加調(diào)頻控制系統(tǒng)方案目前主要通過一次調(diào)頻指令下發(fā)至能量管理平臺(tái)出口的形式來實(shí)現(xiàn)，但也只是進(jìn)一步減小了τ值，仍無法改變r(jià)a值。

鑒于此，本文有針對性地提出了一種新的風(fēng)電場一次調(diào)頻直控風(fēng)電機(jī)組技術(shù)方案，該技術(shù)方案的架構(gòu)如圖11所示。

圖11 風(fēng)電場一次調(diào)頻直控風(fēng)電機(jī)組技術(shù)方案的架構(gòu)圖Fig.11 Block diagram of technical scheme of primary frequency control and direct control wind turbine of wind farm

一次調(diào)頻功率由調(diào)頻控制系統(tǒng)通過調(diào)頻交換機(jī)直接下發(fā)至每臺(tái)風(fēng)電機(jī)組主控系統(tǒng)，可最大限度地減小τ值，并對風(fēng)電機(jī)組主控系統(tǒng)進(jìn)行了升級(jí)，使其具備調(diào)頻功率指令限速率切換控制功能。

3.3 風(fēng)電機(jī)組主控系統(tǒng)調(diào)頻功率指令限速率切換控制

為最大限度提升一次調(diào)頻動(dòng)作期間的ra值，在不影響風(fēng)電機(jī)組原有控制性能的前提下，提出了風(fēng)電機(jī)組主控系統(tǒng)調(diào)頻功率指令限速率切換控制策略。該策略的功能框圖如圖12所示。圖中：ΔPwt,i為第i臺(tái)風(fēng)電機(jī)組的一次調(diào)頻功率分配指令；ΔPEMS,i為第i臺(tái)風(fēng)電機(jī)組接收的能量管理平臺(tái)下發(fā)的有功功率指令。

圖12 風(fēng)電機(jī)組主控系統(tǒng)調(diào)頻功率指令限速率切換控制功能的框圖Fig. 12 Block diagram of frequency control power command speed limit rate switching control function of main control system of wind turbine

如果一次調(diào)頻動(dòng)作時(shí)，調(diào)頻功率增量經(jīng)過快速通道(ra=1.0 pu/min)執(zhí)行；否則能量管理平臺(tái)下發(fā)增量經(jīng)過常規(guī)通道(ra=0.2 pu/min)執(zhí)行，在不影響風(fēng)電機(jī)組正常運(yùn)行的同時(shí)，ra值得到了大幅提升。

3.4 一次調(diào)頻功率的分配方式

一次調(diào)頻功率的分配方式是否合理直接決定了Tdis值的大小，目前通常采用的一次調(diào)頻功率分配方式為平均分配，如式(5)所示。

式中：ΔPwt(Δf)為一次調(diào)頻的總有功功率；n為風(fēng)電機(jī)組的臺(tái)數(shù)。

為了最大程度地減小Tdis值，提出新的有功功率分配方式，如式(6)所示。

式中：ΔPwt-ad,i表示第i臺(tái)風(fēng)電機(jī)組的可調(diào)有功功率裕度。

新的一次調(diào)頻有功功率分配方式可按照可調(diào)有功功率裕度百分比進(jìn)行一次調(diào)頻功率的分配，使一次調(diào)頻功率分配更為科學(xué)、合理，盡量避免二次分配導(dǎo)致的Tdis值增加，且可以最大限度地減少風(fēng)電機(jī)組快速響應(yīng)的臺(tái)數(shù)，相應(yīng)地減少了風(fēng)電機(jī)組槳距角的變化頻次，有利于風(fēng)電場中風(fēng)電機(jī)組的使用壽命。

3.5 測頻方法

Tmed值由測頻裝置具備的測頻方法決定，測頻原理如圖13所示。圖中：Ua、Ub、Uc為風(fēng)電場并網(wǎng)點(diǎn)的三相電壓。

圖13 測頻裝置的測頻原理框圖Fig. 13 Block diagram of frequency measurement principle of frequency measurement device

目前，測頻裝置的頻率計(jì)算環(huán)節(jié)可以實(shí)現(xiàn)1個(gè)周波內(nèi)的高精度計(jì)算，保證Tmed值小于100 ms。

4 應(yīng)用與實(shí)踐

2020年6月，將本文提出的風(fēng)電場一次調(diào)頻直控風(fēng)電機(jī)組技術(shù)方案在內(nèi)蒙古電網(wǎng)中廣核繁榮風(fēng)電場進(jìn)行了實(shí)際應(yīng)用。該風(fēng)電場的總裝機(jī)容量為49.5 MW，由33臺(tái)1.5 MW直驅(qū)式風(fēng)電機(jī)組構(gòu)成，加裝了1套一次調(diào)頻控制系統(tǒng)及調(diào)頻交換機(jī)，利用原有的備用光纖網(wǎng)絡(luò)實(shí)現(xiàn)調(diào)頻控制系統(tǒng)與每臺(tái)風(fēng)電機(jī)組主控系統(tǒng)的通信，同時(shí)對每臺(tái)風(fēng)電機(jī)組主控系統(tǒng)及能量管理平臺(tái)進(jìn)行了升級(jí)改造，調(diào)頻功率限幅設(shè)置為+6%PN(PN為風(fēng)電場的額定功率)、-10%PN，死區(qū)為0.05 Hz，風(fēng)電調(diào)差率為3%。通過各系統(tǒng)聯(lián)調(diào)使該風(fēng)電場具備了一次調(diào)頻功能。利用電壓頻率變化信號(hào)源模擬風(fēng)電場并網(wǎng)點(diǎn)電壓互感器(PT)的二次側(cè)信號(hào)，通過改變輸出頻率，檢驗(yàn)風(fēng)電場一次調(diào)頻性能。頻率階躍下擾-0.14 Hz的實(shí)測與理論結(jié)果如圖14所示，頻率階躍上擾+0.20 Hz的實(shí)測與理論結(jié)果如圖15所示。圖中：Pactual為實(shí)際功率；Ptheory為理論功率。

圖14 頻率階躍下擾-0.14 Hz的實(shí)測與理論結(jié)果Fig. 14 Measured and theoretical results of frequency step down disturbance -0.14 Hz

圖15 頻率階躍上擾+0.20 Hz的實(shí)測與理論結(jié)果Fig. 15 Measured and theoretical results of frequency step up disturbance +0.20 Hz

由圖14可知，并網(wǎng)點(diǎn)初始功率為10.16 MW，當(dāng)發(fā)生-0.14 Hz頻率階躍下擾時(shí)，并網(wǎng)點(diǎn)實(shí)際功率于0.35 s后開始響應(yīng)一次調(diào)頻，2.95 s后響應(yīng)到位，實(shí)際功率為13.0 MW，響應(yīng)調(diào)頻功率為+2.84 MW，調(diào)頻精度為0.32%。

由圖15可知，并網(wǎng)點(diǎn)初始功率為12.38 MW，當(dāng)發(fā)生+0.20 Hz頻率階躍上擾時(shí)，并網(wǎng)點(diǎn)實(shí)際功率于0.55 s后開始響應(yīng)一次調(diào)頻，2.25 s后響應(yīng)到位，實(shí)際功率為7.08 MW，響應(yīng)調(diào)頻功率為-5.30 MW，調(diào)頻精度為0.60%。

該風(fēng)電場采用一次調(diào)頻直控風(fēng)電機(jī)組技術(shù)方案與采用常規(guī)調(diào)頻技術(shù)方案的測試結(jié)果對比如表4所示。

表4 風(fēng)電場一次調(diào)頻直控風(fēng)電機(jī)組技術(shù)方案與常規(guī)調(diào)頻技術(shù)方案的測試結(jié)果對比Table 4 Comparison of test results between primary frequency control and direct control wind turbine of wind farm technical scheme and conventional frequency control technical scheme

從表4中各個(gè)表征調(diào)頻性能的參數(shù)數(shù)值可以看出，相較于常規(guī)調(diào)頻技術(shù)方案，風(fēng)電場一次調(diào)頻直控風(fēng)電機(jī)組技術(shù)方案可以大幅提升風(fēng)電場一次調(diào)頻性能。

5 結(jié)論

針對電力系統(tǒng)對風(fēng)電場一次調(diào)頻性能的要求及風(fēng)電場高效、低成本實(shí)現(xiàn)一次調(diào)頻功能的需要，本文通過建立含風(fēng)電調(diào)頻的電力系統(tǒng)頻率響應(yīng)模型，對制約風(fēng)電場一次調(diào)頻能力的非單機(jī)控制策略因素進(jìn)行了深度分析，有針對性地提出了風(fēng)電場一次調(diào)頻直控風(fēng)電機(jī)組技術(shù)方案，并在實(shí)際電力系統(tǒng)中進(jìn)行了實(shí)踐應(yīng)用。通過仿真及實(shí)測結(jié)果可以得到以下結(jié)論：

1)變速風(fēng)電機(jī)組風(fēng)電場在不對單機(jī)控制策略進(jìn)行修改及優(yōu)化的前提下，通過對測頻、調(diào)頻功率分配、調(diào)頻功率下發(fā)、調(diào)頻功率限速環(huán)節(jié)的優(yōu)化完全可以高性能地實(shí)現(xiàn)電力系統(tǒng)要求的一次調(diào)頻功能。

2)相對于單機(jī)控制策略優(yōu)化的高成本和不可控等特征及常規(guī)調(diào)頻技術(shù)方案的固有缺陷，采用風(fēng)電場一次調(diào)頻直控風(fēng)電機(jī)組技術(shù)方案可以高性能、低成本地實(shí)現(xiàn)風(fēng)電場一次調(diào)頻功能，具有廣泛的應(yīng)用推廣價(jià)值。

本文提出的風(fēng)電場一次調(diào)頻直控風(fēng)電機(jī)組技術(shù)方案可為風(fēng)電場低成本實(shí)現(xiàn)高性能一次調(diào)頻功能提供借鑒思路。