風力發電場站一次調頻關鍵控制技術研究

劉 備，宋亞豪，王長成，竇晨丹

（1.潤電能源科學技術有限公司，河南 鄭州 450000；2.上海電力大學，上海 200090）

0 引 言

針對風電場站的一次調頻控制問題，目前有諸多學者及單位進行相關研究。文獻[1]提出了風機超速控制、變槳控制2種控制方法，其中超速控制存在有功備用影響正常發電的缺點，變槳控制則存在機械響應速度慢、機械損耗大等問題。文獻[2]和文獻[3]提出了一種風機葉輪動能參與一次調頻的方法，此方法以犧牲葉輪轉速為策略，可能會導致風電機組停機。文獻[4]提出一種面向全場有功功率協調控制策略，實現了不同風電機組的有功率優化分配問題，但存在風速變化對風電場運行經濟性的影響。文獻[5]提出一種儲能參與風電場一次調頻的控制方法。文獻[6]和文獻[7]提出了風電場慣量響應和一次調頻方案的研究與實現，進一步挖掘風電場站的調頻支撐能力。文獻[8]、文獻[9]和文獻[10]提出了風電場一次調頻方法及試驗技術，并通過實驗進行驗證方案的有效性，對一次調頻能力進行實測與分析。文獻[11]和文獻[12]提出了面向新型電力系統的調頻控制技術分析及控制策略，以此增強新能源場站的涉網性能。

本文對風力發電場站參與電力系統一次調頻過程中的控制策略進行了介紹，對風電參與一次調頻的關鍵技術進行分析，通過在控制策略中引入安全閉鎖邏輯及優化功率分配算法，實現了風電場的一次調頻功能。

1 風電場有功控制策略

2021年8月，最新發布的《風電場接入電力系統技術規定 第1部分-陸上風電》（GB/T 19963.1—2021）明確指出：風電場應具備電力系統調頻、調峰和備用的能力。

一次調頻指電力系統的頻率偏離允許的死區范圍時，電網中各電源單位的有功功率控制系統自動地控制功率的抬升與下降，以此限制電網整體頻率變化，并回歸頻率允許死區范圍內的自動控制過程。當電網頻率高于死區范圍時，各電源單位需要快速減負荷；反之，各電源單位需要快速增負荷。

風電場由風力機組葉輪吸收風能，經過傳動機構拖動發電機轉子旋轉發電，經過整流逆變等環節送出，并經過風電機組配置的變壓器送出至集電線路，隨后集電線路送出至主變或開關站并入電網。隨同電氣一次設備建設的有相應的電氣二次設備，包含通信、測量、保護、計量等功能。風電機組的發電原理如圖1所示。

風電機組發電能力主要依賴于以下因素：（1）風速，即原始動力的大小；（2）風機設備運行參數及性能，如槳距角、葉輪轉速等；（3）風機控制邏輯的適用程度，包含調節邏輯、保護邏輯等，不出現因控制邏輯問題導致的限負荷、停機等情況。

目前，自動發電控制（Automatic Generation Control，AGC）主站通過電力調度專網向場站AGC子站發出有功功率指令，由AGC子站通過站內通信將指令下發給風電場能量管理系統（Energy Management System，EMS），并由風電場EMS對全場風機的有功功率、電壓、電流等生產指標進行調節控制，實時監控各風力發電機組的工作狀態，如電壓、電流、風速、限負荷狀態、溫度等內容。通過EMS將有功調節指令下發至各個風機，并根據全場風機的調節反饋進行下一輪指令修正，循環迭代，直至控制效果在相應的死區范圍內，達到新的穩定狀態。

風電場一次調頻控制功能目前以場站級全站控制為主，即以整個新能源場站為控制對象，由一次調頻系統與其他系統協調控制實現一次調頻控制功能。某風電場的典型風電場站通信及控制系統連接如圖2所示。

2 風電場參與一次調頻關鍵技術

2.1 風電場一次調頻技術要求

電網調度要求風電場站實現一次調頻功能，需完成風電場并網點有功-頻率下垂特性控制，使其在并網點具備參與一次調頻能力。頻率與有功功率折線函數為

式中：fd為一次調頻死區范圍，Hz；fN為電力系統額定頻率，Hz；PN為全場額定功率，MW；P0為有功功率初值，MW；δ為一次調頻調差率。

以某風電場的下垂曲線為例，死區范圍設定為0.05 Hz，調差率設定為3%，最大負荷限幅設定為10%PN，其一次調頻有功-頻率下垂特性如圖3所示。

對于調節目標變化量不低于6%PN的頻率階躍擾動，響應滯后時間ths不超過3 s，響應速率時間t0.9不超過12 s，一次調頻穩定時間（調節時間）ts不超過15 s，偏差應控制在±2%PN以內。除動態響應功能之外，風電場一次調頻功能應具備電網要求的其他功能，如與AGC協調功能、數據采集與傳送、防誤動、監測分析等功能。

2.2 基于安全閉鎖邏輯的一次調頻控制安全方案

在一次調頻解決方案中，包含一次調頻與AGC的配合邏輯，二者均可實現場站的有功功率調節，但二者在同時生效時有相應的配合邏輯，如表1所示。

表1 一次調頻與AGC配合邏輯表

待一次調頻指令結束后，全場有功指令跟隨AGC指令進行調節。

傳統風電場一次調頻技術專注于從風電場站層實現一次調頻的控制功能，即實現圖3所示的有功功率-頻率下垂特性。在實際應用中，一次調頻與AGC協調閉鎖邏輯運算在能量管理平臺控制系統中實現，即一次調頻系統與AGC未實現直接交互通信與閉鎖。風電場站內部的具體方案示意如圖4所示。

傳統方案的優點在于改造、調試工程量相對較小，僅對風機能量管理系統、一次調頻系統進行改造，并進行相應調試即可。此方案過于依賴風電場的能量管理系統，需要將AGC與一次調頻的指令配合邏輯放在風電場EMS中，其缺點如下文所述。

（1）增加了風電場EMS的運行負擔。風電場EMS承擔著分配全場各風電機組的有功指令的任務，增加額外過多的控制邏輯將影響系統性能及可靠性。

（2）在一次調頻控制系統存在指令故障時，全站系統無法對一次調頻系統指令進行有效數據判定。一次調頻指令下發錯誤時，若風電場EMS不參與數據有效性判定，則全場有功指令將會錯誤下發并造成嚴重后果；若風電場EMS參與數據有效性判定，則需要大幅增加EMS的邏輯判斷任務。

（3）在全場響應存在偏差或故障時，全站系統無法對一次調頻控制效果的產生原因進行追溯。若對一次調頻控制的偏差、故障進行追溯、優化時，鑒于一次調頻系統僅實現有功功率-頻率下垂特性，而忽略風電EMS對AGC與一次調頻的配合作用，將對EMS的調試、優化提出嚴峻挑戰。

現場實際應用過程中，不同地區和場站的一次調頻整體方案細節上亦有較大差異。以某風電場站的一次調頻技術方案為參考對象，方案如圖5所示。

經過優化后的技術方案亦可對場站配置的儲能設備留有接口，可為儲能電池系統參與一次調頻控制提供技術支撐。

2.3 基于優化功率分配算法的一次調頻控制策略

風電場的有功功率調節方案如圖6所示。傳統一次調頻控制系統實現過程中專注于實現頻率-有功功率下垂曲線，能夠實現控制效果，但容易存在偏差較大的問題。

為提高控制系統的控制準確性，本文提出一種基于偏差優化分配算法的一次調頻控制策略。本控制算法的基本原理為在一次調頻控制策略的指令輸出中加入指令修正，修正量原則上要抵消風機機組集群發電至場站并網點（變壓器或開關站）之間的損耗，主要包括集電線路損耗、變壓器的有功損耗等，以此保證全場有功功率調整后能夠穩定在電網頻率對應的理論功率點附近，從而提高一次調頻的控制效果。

風電場站的電力生產過程至送出風電場并網點之間存在有功功率損耗，主要包括線路傳輸損耗、變壓器的傳輸損耗（銅損）等，計算公式為

式中：PlineX為集電線路X的傳輸有功功率，MW；IlineX為集電線路X的傳輸電流、RlineX為集電線路X的傳輸電阻同理；Ptran為主變壓器傳輸的有功功率，MW；Itran為主變壓器的傳輸電流、Rtran為主變壓器的傳輸電阻同理；Pk為主變壓器的短路損耗功率，MW；R0為主變壓器的短路電阻值，Ω；IN為主變壓器的額定電流值，A。

由以上可知，有功功率損耗主要與線路中的電流有關，其中變壓器損耗占比最大，因而可以將一次調頻控制系統的式（1）進行修正，計算公式為

式中：P0為當前有功功率值；μ為修正比例系數，一般取1.0～2.0。

經過修正后的一次調頻指令P能夠更好地適應現場需要，在實際上執行過程中充分考慮站內的各種有功損耗，在全場并網點的有功功率能夠更準確地響應電網頻率變化，進一步提升調頻效果，減少場站的考核，更好地保證電網的頻率安全。

3 現場實際應用

某風電場于2021年底完成全場一次調頻改造，并同期完成一次調頻性能測試試驗。該風電場的安全閉鎖邏輯正確配置，并進行了優化功率分配算法。

經過測試，風電場在一次調頻動作時，能夠有效地實現與AGC的配合邏輯，結果如圖7所示。

經過測試，該風電場在AGC協調試驗中的控制效果如表2所示。

表2 某風電場AGC協調試驗效果統計表

該場站在階躍擾動試驗、模擬電網擾動試驗試驗中能夠有效響應電網頻率波動，并有效跟蹤有功功率的理論參考值，動作特性及時間參數滿足相關要求。圖8為該風電場站的部分試驗結果。

場站的一次調頻性能試驗的部分統計結果如表3所示。

表3 場站的一次調頻性能試驗的部分統計結果

經過試驗驗證，該場站的一次調頻性能優異，在階躍擾動試驗、模擬電網擾動試驗中滿足電網的要求。

4 結 論

在新能源滲透率逐步提升的新型電力系統中，風電場一次調頻控制改造勢在必行。鑒于目前風電場一次調頻存在的控制邏輯安全性問題、控制準確性問題，本文提出了兩個應用解決方案。經過現場驗證，一次調頻控制邏輯中加入安全閉鎖、控制修正等優化邏輯后，風電場站的一次調頻控制性能得到提升，且指令的有效安全性得到保證。在風電場持續大規模裝機的背景下，進一步優化一次調頻控制邏輯，提升以風電場為代表的新能源場站的涉網性能。