面向新型電力系統的風電調頻技術分析

唐 堅，蘇劍濤，姚禹歌，唐慶宏，吳玉新，岳光溪

（1.清華大學能源與動力工程系，北京 100084； 2.龍源（北京）風電工程技術有限公司，北京 100034）

受風速固有特征的影響，風電機組的運行狀態呈現隨機性。為了高效地捕獲風能、增強發電能力，風力發電機一般采用最大功率跟蹤控制（maximum power point tracking，MPPT），即由風況決定輸出功率。MPPT控制下的輸出功率與電力系統頻率呈復雜的非線性關系，將削弱電力系統抵御波動的能力，為電網頻率的穩定帶來挑戰。頻率是電力系統電能質量的重要指標。電網頻率的不穩定，尤其是頻率的跌落會嚴重威脅電網的穩定和電力設備的安全，這也是制約風電等新能源發電發展的關鍵性問題。

傳統電力系統內，風電主要提供高效的電能變化，風電機組裝機容量和發電量較低，不承擔電網調頻的任務；而在“高比例新能源”、“高比例電力電子化”的新型電力系統中，風電將作為主要成員，其裝機容量和發電量均會大幅提升。因此，在新型電力系統中，風電將承擔重要的電網調頻任務，主動協同新能源發電，保障電力系統安全、可靠和穩定地運行[1-2]。

實現風電與其他新型電力系統成員進行互動調頻，對于未來我國能源轉型有重要意義，也是目前的研究熱點之一。因此，本文將從風電機組調頻技術、風電場調頻技術及風電建模及驗證研究等3個方面進行綜述，并對基于未來新型發系統的風電調頻發展進行展望。

1 風電機組參與電力系統調頻技術

目前，風電機組參與電力系統調頻的運行控制手段主要有轉子動能控制、功率備用控制和轉子動能與功率備用聯合控制。

1.1 轉子動能控制

轉子動能控制利用機組轉子內儲存的動能，通過控制轉速實現機組與電網的有功交換，從而參與電力系統調頻[3-4]。風電機組轉子動能控制是電磁響應過程，可提供毫秒級的響應時間。額定轉速下運行的風電機組通過轉子動能控制可在52 s內，為外部系統提供額定容量10%的功率輸出[5]。

由于風電機組的運行與電網的頻率變化解耦，因此風電機組需要進行虛擬慣性控制，即模擬同步機組的慣性響應過程，以響應電網頻率變化。通過在控制回路中引入和頻率變化有關的控制環節，利用頻率的偏差計算有用功的變化，代入轉子動能控制的調頻環節[6-8]。

然而，受轉子存儲動能的限制，轉子動能控制無法應對較大的負荷變化。同時，轉子動能的有功交換會使風機偏離MPPT運行，而且風機在退出調頻狀態時需吸納部分風能提升轉子轉速，進一步降低了發電能力，可能引發系統頻率的二次跌落[9]。

1.2 功率備用控制

同步機組在轉子動能耗盡后，可利用鍋爐蓄熱等能量并配合燃料的投入，為電網提供持續的調頻功率輸出。同樣地，當面對較大的負荷變化時，風電機組也可利用減載運行的風電機組所預留的功率容量持續參與系統調頻，也即風電機組的功率備用控制。然而，該控制方法需要機組長時間減載運行，偏離MPPT，降低了發電能力，影響運營收益，且風力資源的不確定使得減載量難以確定[10-11]。

功率備用控制的具體方法主要包括轉子轉速控制、槳距角控制和槳距角與轉子轉速協調控制。轉子轉速控制與轉子動能控制相似，具有響應速度快的優勢，然而一般只適用于中低風速。變槳距角控制適用的風況條件較廣，但是該控制方法屬于機械響應，需要較長的響應時間，并且頻繁變槳引發疲勞載荷問題，會加劇設備機械損耗[12-13]。二者的協調控制由風況決定，中低風速下優先采用轉子轉速控制，高風速下采用槳距角控制，避免頻繁變槳操作[14]。

1.3 轉子動能與功率備用聯合控制

轉子動能控制可快速響應系統頻率變化，功率備用控制能夠提供持續的有功容量，兩者聯合控制能夠有效避免單一控制模式的不足，進一步提高風電機組的響應特性[15-16]。聯合控制中需要合理的控制策略，避免轉速恢復過程中的功率跌落[17-19]，實現風電機組對系統頻率的快速穩定響應[20-21]，優化電機轉速[22]。

在某些特定工況下，風電機組相比于火電機組將具備更強的頻率調節能力[23]，但聯合控制會增大控制的復雜程度和協調難度。

2 風電場參與電力系統調頻技術

“聯片開發，集中送出”是我國風電開發的特有模式。大型風電場通常集中安裝數十到數百臺風電機組，其所輸出的功率通過共同節點集中并入電網。因此，風電機組對電網頻率的影響更多體現在風電場整體對電網的影響。

2.1 風電場調頻控制

在電網發生頻率偏移時，風電場的功率響應需要分配到不同的風電機組；同時，在發生調節動作時不同的風電機組需要協同配合，實現最佳調頻效果。

風電場依據風場信息分配調頻功率的方法通常以風速作為調頻功率分配的指標，風速與機組所承擔調頻任務的功率大小成正相關[24-26]。但風電機組所處位置的風速通常變化頻繁，且同機組功率輸出值與風速不是一一對應關系，因此該調頻策略的工程應用仍需進一步研究。風電場中的風電機組也可以通過實時感知自身及周邊風機的狀態，自主實現功率分配[27-30]。

風電調頻是風電場內風電機組調頻功率輸出的疊加。這一過程要求眾多風電機組協同運行，同步投入調頻動作，最大化調頻效果，在調頻過程中或退出調頻時，處于不同工況的機組有序動作，避免或緩解二次跌落等問題的發生[31-33]。受所在地區風況的影響，風電機組的運行狀態是秒級變化，不同機組間的協同需要感知周圍機組的變化，產生大量的信息交換，這將大幅增加風場信息系統的通訊負擔。

2.2 儲能等輔助設備實現風電調頻

儲能系統具有響應速度快，短時功率吞吐能力強，易改變調節方向等技術優勢。多種不同類型的儲能系統均可在1 s內完成自動發電控制（AGC）調度指令，是傳統火電機組響應速度的數十倍。因此，可將儲能系統與風電機組相結合，以風-儲聯合系統的形式參與系統頻率調節。儲能系統可賦予低慣性的風電機組更強的頻率響應能力，實現優勢互補。雖然，目前已經有多種風-儲聯合系統參與電力系統調頻的控制策略，但是儲能設備參與風電調頻的經濟性亟需提高[34-40]。技術層面上，考慮到風速變化和頻率越限的隨機性，儲能設備種類的選取和容量的配置仍需進一步研究。

隨著風電調頻經驗的積累和技術的進步，一些新的調頻方法和控制算法被提出，為風電調頻控制引入了新的思路，但是這些方法和算法顯著增大了風電調頻控制的復雜程度，需要進一步驗證其適用性[41-42]。

3 風電模型及驗證

風電參與電網調頻依托于相關模型的建立，模型的準確性與適用性對于風電參與電網調頻至關重要。風電調頻控制策略的制定需要借助風電機組模型、風電場系統模型和風電并網系統調頻模型。

3.1 風電機組與風電場系統模型

風力發電機的主要部件包括風輪、發電機、變流器和控制器。風電機組的建模思路是通過設定風機功率特性曲線來描述風輪轉速、風速、風機輸出功率之間的關系，通過設定傳動鏈的機械特性來描述風輪機械特性，形成完整的風機動力學模型。模型中應將描述電機特性的關鍵參數（如電阻、電感等）作為變量，進而構建風速與風電機組功率輸出的關系。

目前，風力發電機的建模已較為成熟，雙饋感應風機的機械、發電機、變流器的建模過程在文獻[43-45]中詳細敘述，其中涉及的建模方法沿用至今。在此基礎上，封裝好的風機模型也已經完整嵌入到MATLAB/Simulink和PSASP等主流仿真軟件中。

3.2 風電場系統等值模型

實際的電力系統非常復雜，1個風電場往往擁有幾十甚至上百臺風電機組。風電機組往往分布較廣，因此同一時刻在同一風場中的不同風機會面臨不同的風況。此外，分期建設的風場可能會采購不同容量、不同品牌的風機，這些都會造成風電機組間的功率差異。若針對風電場中每臺機組的控制系統建立詳細的仿真模型，會面臨極大的計算規模，計算效率極低，因此有必要對風電場進行等值建模分析研究[46]。

等值建模中最簡單的方法是用1臺特定風機代表1個風場的單機等值建模法。這種方法過度簡化了模型，其仿真結果與真實運行狀態相差較遠[47-48]。為提升仿真的效果，可以采用多機等值的方法，根據風電場內各機組的特征將其分群聚類，對不同的聚類子群分別建模。對風電場內不同機組有效分群聚類是多機等值建模的關鍵。傳統研究中多采用知識驅動的方式，即依據來流風速大小[49]、機組地理位置[50]、槳距角動作情況[51]等單一條件特征劃分機組。知識驅動的方法雖然克服了單機等值的缺點，但采用單一指標對風電機組聚類，無法全面反應機組運行狀態之間的差異，效果不甚理想。近年來，一些研究將數據驅動和知識驅動的方法結合，利用數據聚類算法，根據風機組的多維特征數據進行聚類，從而提升多機等值的效果。文獻[48]提出了基于改進K-means算法的等值建模方法，以風電機組的風速、輸出功率及轉差率作為聚類指標劃分機組。文獻[52]提出了基于Fuzzy C-means算法的多機等值建模方法，并進一步在聚類中綜合考慮了風速的權值以及場內各機組的位置、運行特性、控制延遲等差異。除此之外，DBSCAN算法[53]、層次聚類算法[54]等聚類算法也都曾被用在風電場等值建模中。已有文獻應用聚類算法進行等值建模時都對經典的聚類模型做了不同程度的改進，這些改進主要分為2類：一類是改進聚類的指標，除根據電機機理來篩選風速、運行狀態參量等特征指標外，也有研究用主成分分析法（principal component analysis，PCA） 對特征指標進行預處理，降低數據的冗余性同時提升聚類的效果[55]；另一類是改進聚類模型的參數，通過修改特征的距離度量方法[56]或特征權重[52]等算法參數，達到提升等值建模效果。

3.3 風電系統調頻模型

目前，關于風電一次調頻的研究多為針對風機控制策略方面的理論研究，通過仿真驗證判斷策略的有效性。

文獻[57]研究了轉子動能控制的策略優化，使用的仿真系統包含1臺同步發電機、1臺風力發電機和1個負荷。系統中風機發電功率占比20%，系統遭受的功率缺額擾動為總發電功率的10%。該研究通過對比加入控制策略前后的頻率波動，驗證了研究結論的有效性。

文獻[58]研究了調頻控制參數對調頻的影響，使用的仿真系統包含1臺同步發電機、1臺風力發電機和1個負荷。系統中風機發電功率占比21.08%，負荷波動為10%。該研究通過比較不同調頻控制參數在一次調頻中的效果，驗證了文中關于調頻參數取值范圍的理論推導。

文獻[59]從一次調頻以及頻率約束角度討論風電占比極值。該研究采用IEEE經典9節點模型，系統包含3臺同步發電機、1臺風機和3組負荷，仿真過程中風速恒定為9 m/s。文章通過設計不同風機一次調頻控制系數場景仿真、不同負荷變化水平場景仿真、不同風機減載比例場景仿真，來驗證文章關于風電占比極限理論推導的正確性。

文獻[60]對已有模型進行了風況方面的改進，將某風電場24 h風況的實測數據輸入模型中對風電機組參與調頻進行仿真，使用的仿真系統包含 1臺同步發電機、1臺風力發電機和1個負荷，系統中風機容量占比為1/7。仿真結果表明在長周期持續頻率擾動中，具備調頻能力的風電機組可以有效改變系統的頻率穩定性。

不同于大多數研究所采用的純數字系統，文 獻[5]搭建了能夠反映風電機組氣動、機械和發電機電磁暫態特性的Bladed和MATLAB聯合仿真系統。在Bladed仿真系統中搭建了包括風電機組風輪、傳動鏈等在內的氣動、機械部分的仿真模型，能夠準確反映調頻過程中風輪氣動特性及慣性儲能；在MATLAB/Simulink軟件中建立能夠反映變流器、發電機及電網電氣部分的電磁暫態仿真模型。該研究不僅利用仿真來驗證調頻策略，還對仿真結果進行了與現場試驗驗證。

雖然，上述研究采用了高效的仿真模型，并均通過仿真結果驗證了研究結論，但是在所使用的模型中，多利用小容量同步機代替電網，通過調整同步機與風機的容量比來改變系統中風電的比例，通過負載波動來制造1個0.3～0.6 Hz的頻率擾動。上述簡化方法雖然有利于模型的建立與求解，但是與實際的大型風電場有較大差異，無法體現出大型風電場中的運行復雜性，不利于風電調頻策略的制定，因此無法確定上述模型能否適用于實際的電力系統中。

4 風電調頻技術面臨的關鍵問題

國內外關于風電參與電力系統調頻已有了大量的討論，設計了不同的風電調頻控制策略，并進行了技術驗證與效果分析。但風電參與調頻在實際生產過程中的實踐相對較少，與規模化應用還有一定的距離，還有以下3個方面的諸多問題需要進一步研究。

4.1 風電機組運行穩定性低

相比于傳統的火電機組，風電機組運行穩定性相對較低，其運行頻率也具有較高的不確定性。圖1中機組為額定功率為1 500 kW的雙饋機組，在同一風速下功率的波動范圍可超過1 000 kW，因此其運行頻率與風況也絕非是簡單的對應關系。風電機組自身頻率的大幅波動，使得風電系統參與電網調頻的控制過程更加復雜。同時，在風電機組的轉子動能控制、功率備用控制或二者聯合控制的調頻過程中均要頻繁地偏離MPPT運行方式，這將降低機組運行的安全裕度，增加設備運行中的安全風險。

因此，風電機組運行穩定性和單機組調頻安全性的提升將是風電調頻技術應用于實際工業中的基礎。

4.2 風電場中機組間運行工況差異大

風電參與電力系統調頻的本質是風電機組群對電網的整體效應。圖1為某風電機組運行功率的散點圖，圖2為該風場134臺風電機組4個時刻的功率分布。然而如圖2所示，同一風場的134臺風電機組雖然均為額定功率1 500 kW的雙饋機組，但是其工作狀態在時間和空間上存在較大的差異，甚至可能同時存在0功率運行和額定功率運行的機組。并且考慮到風電機組運行的風況是秒級變化的，因此風電場中各個風電機組的運行信息不易實現實時追蹤與交互。因此，在工程實踐中，不易獲得風電場中最佳的功率分配，也難以通過風場控制技術實現最佳調頻效果。而雖然采用儲能等電力電子輔助設備參于調頻可增強調節效果，但是其經濟性有待進一步分析。

4.3 現有風電調頻模型與策略的局限性

未來我國風電裝機比例將持續提高，因此需要進一步高效且準確地評估風電生產對整個電力系統的影響，相關模型的優化對于風電機組調頻技術的發展至關重要。

風電機組調頻控制策略的研究多基于風電機組動力學特性建立風速功率的對應關系，同實際工況有一定的差異，調頻效果有待實踐驗證。而風電場并網系統模型及其調頻模型的運算效率和準確度往往呈負相關關系，如何將二者兼顧一直以來都是建模過程中的一大難題。目前風電系統中應用的模型多采用了大量的等值簡化處理，模型中復雜的風電場可化簡為相同參數機組運行的簡單疊加。雖然這樣的簡化模型可以有效地節約計算資源，但是與實際情況相距甚遠，對于復雜的電網系統可能會造成仿真結果的較大誤差，不利于調頻策略的確定。通過該簡化模型驗證的風電調頻技術，其在實際調頻過程中的適用性需要進一步分析。

受到風能間歇性的影響，風電機組在環境無風時不具備參與電網調頻的能力。而在相關研究中，當風電不參與調頻時，仿真系統仍能出現擾動并導致頻率超限，偏離實際運行情況。為突出相關策略的調頻效果，模型中設置的擾動大多能造成5%以上的功率缺額或超過0.05 Hz以上的頻率變化。然而我國實際發生的大高頻率擾動事件多發生在經濟較發達的東部地區，在這些地區風電裝機比例相對較小，風電參與調頻對于電網的影響較小。這些都體現出了現有模型與實際工業生產中的差異，依托于模型得到的策略與結論的工程意義有待進一步驗證。因此相關模型的進一步發展對于風電調頻技術至關重要。

5 風電調頻技術展望

電力系統的“雙高”（高比例可再生能源、高比例電力電子裝備）化趨勢越來越明顯，基于常規同步機組構建的電力系統平衡模式受到沖擊。隨著風電機組裝機量的日益擴大，運用于風電機組細微的技術差異，對電網的影響有可能形成累加，甚至耦合放大形成連鎖效應。為實現風電調頻技術的工程實踐與技術推廣，還需進行以下研究。

1）風電機組運行穩定性較低是制約風電調頻技術發展的關鍵問題，因此應利用現有數據進一步分析風電機組的運行狀態，研究風電機組運行特征。在已有的簡化模型基礎上，利用數據矯正設定，建立更接近實際大型風場的模型，并制定相應的調頻策略。

2）廣泛開展現場的實驗及實踐。當前風電并網技術研究僅在仿真實驗中獲得了較為理想的成果，但相關技術成果缺少在實際電網中的驗證，因此這些成果能否從仿真實驗推廣至實際工業生產中仍是未知的。同樣，對于模型的發展和相應調頻策略的改進，也需要工業實踐的檢驗。

3）非線性運行特征使得風電機組在某些特定條件下有良好的調節潛力。因此，應分析風電成為主力電源后電力系統的特性，考慮不同數量的風電機組組合實現對電網的整體影響，結合智能化信息化電力系統的建設，調整或構建新的能量平衡策略。

4）隨著風電機組數量及地理分布廣闊性的增加，風電機組整體的功率波動性和隨機性減弱（圖3），其對系統頻率的調節能力增強。脫離單個機組與風場的限定，在更大范圍內研究風電對電網頻率的影響，有機會開發出新的風電調頻技術或策略。