適應雙饋風機的改進頻率主動控制策略

柯賢波 ，王 青，張 鋼 ，謝 巖，程 林 ，唐曉駿

（1.國家電網有限公司西北分部，西安 710048；2.中國電力科學研究院有限公司，北京 100192）

“雙碳”背景下，我國要大力發展新能源。然而，為了提高新能源機組并網效率，減少并網對系統產生的負面影響，新能源機組一般通過電力電子變換器并網，這將導致新能源機組和系統頻率解耦，不能及時響應系統頻率。當新能源占比較少時，系統頻率穩定問題不突出。但是，隨著“雙碳”進程的推進，新能源占比逐漸增多，甚至出現一些地區新能源占比超過常規機組的場景[1-2]。在這些新能源高占比的場景中，系統等效慣量降低，一旦出現功率擾動，其頻率將出現較大波動，嚴重情況下會引起高頻或者低頻問題，影響整個系統的安全穩定運行[3]。因此，需要研究新能源參與電網頻率調節的能力和方法。

作為新能源的代表，風機由于有旋轉動能的原因，參與電網頻率調節具有天然的優勢[3]。為使風電機組能夠參與系統調頻，專家學者進行了大量研究，提出了不同的頻率控制策略，主要包括無備用的轉子動能控制、有備用的超速減載控制及儲能裝置輔助控制[4]。無備用轉子動能控制策略中轉子轉速最初運行于最佳功率運行點，在系統頻率波動時通過風電機組附加綜合慣性控制使轉子釋放或吸收動能進行頻率調節。但是，傳統轉子動能控制調頻參數難以整定，參數過小將導致轉子轉速下降過慢，動能得不到有效釋放；參數過大又將導致轉速下降過快，在系統頻率尚未達到最低點時可用動能已釋放完畢，甚至轉速跌出安全運行轉速范圍，且在轉子轉速恢復期間存在系統頻率二次跌落問題[5]。

文獻[6]通過數學解析研究風電機組調頻控制參數對系統一次調頻的具體影響，分析參數整定的制約因素，據此來確定下垂系數和慣性系數，但最終整定部分仍過分依賴于經驗。為減小轉子轉速恢復過程中系統頻率二次跌落，文獻[7]通過變PI參數使轉子轉速恢復過程中功率缺額逐漸降低至0，避免了風機輸出功率突減。文獻[8]添加恒定功率缺額，通過延時環節使系統頻率恢復穩定再釋放此部分功率缺額，但僅推遲了頻率跌落過程，并沒有徹底阻斷其發生。文獻[9]利用風電機組和火電機組協同調頻，根據權重因子分配二者輸出功率，減輕了風電機組轉速恢復過程對系統頻率不利影響。

為減小系統頻率二次跌落同時使風電機組能夠長期參與調頻，文獻[10]通過超速減載和變槳減載協調控制的方式，使雙饋風電機組DFIG（doublyfed induction generator）留有一定備用功率，以提供長時間的頻率調節，但槳距角動作所需時間較長。文獻[11]僅使風電機組超速運行從而擁有慣性響應和一次調頻能力，但調頻控制器參數難以整定，無法確定調頻后風電機組穩定運行工作點，且超速減載控制降低了風能利用率，使風電機組經濟性下降，并不是理想選擇。近年來儲能技術迅速發展，儲能裝置在光伏電站與風場已有大量運用，文獻[12]通過儲能裝置對風場進行慣量補償，提升系統頻率運行穩定性。文獻[13]通過DFIG轉子側附加超級電容器來實現慣量控制和下垂控制，但僅依靠電容來提供調頻功能效果不盡理想，且會導致儲能裝置成本大大提高。文獻[14]從系統層面提出一種在頻率穩定約束條件下風電并網能力的方法，然而不能應用到DFIG實時調頻控制層面。

綜上所述，目前DFIG多采用綜合慣性控制策略參與電網調頻，根據風速及轉子轉速調節綜合慣性控制中的下垂系數，使風電機組合理參與系統頻率調節。然而，傳統固定下垂系數控制在調頻過程結束系統存在穩定頻率偏差時會使風電機組穩定于次優功率運行點，為使轉子轉速恢復至最佳功率運行點將造成二次頻率跌落，且固定下垂系數控制難以確定合理下垂系數使風電機組在發電效益與調頻效益間取得良好平衡。

因此，本文提出適應DFIG的改進頻率主動控制策略，根據系統頻率偏差變化設定下垂系數，既能夠減小頻率動態過程中的最大偏差值，又無二次頻率跌落問題。首先，介紹風電機組模型和傳統綜合慣性控制策略；其次，提出一種改進頻率主動控制策略；最后，在PSCAD/EMTDC中搭建DFIG并網模型，驗證所提方法的正確性和有效性。

1 DFIG傳統綜合慣性控制

1.1 DFIG模型

DFIG并網模型如圖1所示。風電機組在最大功率追蹤MPPT（maximum power point tracking）模式下運行，通過交流海纜向柔性直流系統側輸送有功功率。

圖1 DFIG并網模型示意Fig.1 Schematic of grid-connection model of DFIG

圖1中，β為槳距角，ωmax、ωr分別為轉子最優轉速和測量轉子轉速，v為風速，Pref、Qref、Udc_ref分別為有功功率指令、無功功率指令和直流電壓指令。

DFIG定子與轉子之間連接有脈沖寬度調制控制的變流器，依靠交流電網提供轉子側勵磁電壓，具有發電效率高、變頻器容量小、可以變速恒頻運行的優點。DFIG在各大風電場均占有很大比重，其網側變流器采用定Udc、Q控制，機側變流器采用定P、Q控制。

風力機空氣動力學模型為

式中：Pm為風力機輸入機械功率；Cp(λ,β)為風能利用系數；λ為葉尖速比；ρ為空氣密度；A為風力機葉片掃風面積；β為槳距角。

葉尖速比可以表示為

式中，R為葉片掃風半徑。

風能轉換系數Cp(λ,β)可以表示為

式中：λi為關于λ的變量；c1=0.517 6；c2=116；c3=0.4；c4=5；c5=21；c6=0.006 8。

風電機組可通過控制轉速、槳距角來改變風能利用系數，進而改變輸出電磁功率。由于風速波動頻繁，難以準確捕獲，通常利用轉子轉速實現風電機組輸出功率的精確控制。由式（1）～（4）計算可得最佳功率追蹤曲線為

式中：Popt為最大輸出電磁功率；kopt為轉子轉速系數；Cp,opt為最大風能利用系數；λopt為最佳葉尖速比。

1.2 傳統綜合慣性控制

DFIG轉子轉速調節范圍為0.7～1.3 p.u.，可通過控制轉子轉速變化來釋放或吸收轉子動能。傳統綜合慣性控制示意如圖2所示。圖2中，Kp、Kd分別為慣性系數和下垂系數，f、fref分別為實測頻率和參考頻率，Δf為頻率偏差，PMPPT為MPPT所得功率指令。

圖2 傳統綜合慣性控制示意Fig.2 Schematic of traditional integrated inertial control

正常運行情況下，轉子轉速維持在最佳功率運行點，當系統頻率變化超過死區時，系統頻率偏差Δf和頻率變化率分別經過下垂環節和慣性環節得到功率增量ΔP1和ΔP2，模擬傳統同步發電機下垂控制和慣性響應，通過改變風電機組輸出電磁功率指令值進而參與系統頻率調節。當調頻時長到達設定時長或轉子轉速到達安全限值時，風電機組進行轉速恢復，最終轉子轉速重新到達最佳功率運行點，進行MPPT。

風電機組不參與系統頻率調節時，同步機組動態響應方程為

式中：Hs、Ds分別為同步機組慣性系數及下垂系數；α為同步機組輸出有功占比；PG、PW、PL分別為同步機組出力、風機出力和負荷。

當風電機組添加附加頻率控制環節時，同步機組動態響應方程為

式中，(1-α)為風電機組輸出有功占比。

由式（7）和式（8）可知，風電機組添加附加頻率調節環節后等效增大了同步機組慣性系數和下垂系數，使同步機組頻率調節特性得以改善。

2 改進頻率主動控制策略

2.1 改進頻率主動控制策略

現有文獻大多針對風速及轉子轉速變化來調節下垂系數，使風電機組合理參與系統頻率調節，較少從頻率變化角度來調整下垂系數。采取固定下垂系數時，若下垂系數偏大，則系統側較小的負荷擾動所引起的較小頻率偏差即會引起風電機組過度響應，釋放或吸收過多的轉子動能參與調頻，甚至導致風電機組失速停機；若下垂系數偏小，則當系統側頻率偏差較大時，風電機組仍不能有效釋放或吸收轉子動能參與系統頻率調節。傳統固定下垂系數控制在調頻過程結束系統存在穩定頻率偏差時，會使風電機組穩定于次優功率運行點，為使轉子轉速恢復至最佳功率運行點將造成二次系統頻率跌落，且固定下垂系數控制難以確定合理的下垂系數使風電機組在發電效益與調頻效益間取得良好平衡。因此，本文提出根據系統頻率偏差變化設定下垂系數，在頻率偏差較小時下垂系數較小，在頻率偏差較大時下垂系數較大。所提下垂系數與頻率偏差的關系式為

式中：Kd_max為設定的最大下垂系數；Δfmin為頻率偏差閾值；Δfmax為最大頻率偏差設定值。

為防止調頻過程中下垂系數過大使轉子轉速超出安全運行范圍[0.7 p.u.，1.3 p.u.]，添加轉速保護環節。此時，下垂系數與轉子轉速、系統頻率偏差的關系式為

式中：ωr為轉子轉速；ωopt為轉子最優轉速；ωmin為風機轉子最低轉速，一般取0.7 p.u.；ωmax為風機轉子最高轉速，一般取1.3 p.u.。

當 Δfmin≤| Δf|＜Δfmax時，下垂系數隨頻率偏差及轉子轉速變化情況如圖3所示。

圖3 下垂系數隨頻率及轉子轉速變化曲線Fig.3 Curve of droop coefficient with frequency and rotor speed

2.2 下垂控制參數整定方法

通常情況下，風電機組下垂系數取值范圍為0～40，本文Kd_max取為40。風電機組運行于最佳功率運行點且最大風能追蹤時，僅能通過釋放轉子動能參與系統頻率調節，其存儲能量有限，若同時采取虛擬慣性控制與下垂控制，將導致風電機組僅能短時參與系統頻率支撐，因此MPPT模式下風電機組參與系統頻率調節主要采用虛擬慣性控制。

本文Δfmin取0.2 Hz，這是因為系統頻率頻率偏差在0.2 Hz以內時，僅采取慣性控制使風電機組參與系統頻率調節，風電機組不會嚴重損失發電效益，且風電機組能更長時間參與系統頻率調節。系統穩態允許頻率偏差為±0.2 Hz，穩態時風電機組下垂系數為0，風電機組調頻過程結束后風電機組轉子轉速已恢復至最佳功率運行點，不會造成風電機組穩定于次優功率運行點，進而使風電機組轉速恢復時造成系統頻率二次跌落。Δfmax取0.5 Hz，這是因為在系統頻率偏差達到0.5 Hz及0.5 Hz以上時，風電機組下垂系數取最大值，最大程度參與系統頻率調節。在系統頻率變化各階段調頻控制策略如圖4所示。

圖4 不同頻率響應階段的調頻策略Fig.4 Frequency regulation strategy at different stages of frequency response

3 算例分析

為驗證所提策略的正確性和有效性，在PSCAD軟件中搭建如圖5所示的3機兩區域模型進行仿真驗證。仿真系統包含2臺同步發電機、2組靜態負荷及1個雙饋風場，其中SG1為交流系統，SG2為火電機組。交流系統同步發電機的總額定容量為1 600 MW，恒定有功負荷L為722 MW，風電場額定容量為400 MW，由80臺單機額定容量為5 MW的DFIG構成。為排除風速波動干擾，仿真分析中風速統一設置為9.5 m/s，風電場有功出力293 MW。系統設備具體參數如表1所示。

表1 系統設備具體參數Tab.1 Specific parameters of system equipment

圖5 仿真算例示意Fig.5 Schematic of simulation example

對比分析風電機組3種控制策略，包括風電機組不參與系統頻率調節（MPPT模式）、固定下垂系數控制（慣性系數Kp為20且下垂系數Kd為15）及變下垂系數控制（本文控制策略）。

t=30 s時系統發生大負荷擾動，負荷L1突增110 MW，系統動態響應波形如圖6所示。

圖6 系統動態響應仿真波形（負荷突增110 MW）Fig.6 Simulation waveforms of system dynamic response（load increases 110 MW）

由圖6可知，風電機組不參與系統頻率調節時，即一直保持MPPT模式運行，系統頻率最低點為49.490 Hz，系統頻率穩定性最差；當采用固定下垂系數及本文控制策略時，系統頻率最低點分別提升至49.556 Hz及49.600 Hz；在本文所提出的改進頻率主動控制策略下，頻率穩定性最好，主要得益于風電機組附加釋放電磁功率，平衡了部分功率缺額。對于頻率下跌速度，MPPT模式最快，變下垂系數控制次之，固定下垂系數控制最慢。調頻過程中自適應下垂系數最大可至26，超過固定下垂系數（Kd=15），使風電機組調頻過程中可釋放更多轉子動能參與系統頻率調節。同時，調頻過程中變下垂控制轉子轉速跌落量更大，在自適應控制策略下，系統頻率恢復過程中下垂系數逐漸減小，調頻附加功率逐漸減小至0，轉子轉速也同時得以恢復（見圖6（c）中虛線），且不會出現系統頻率二次跌落現象，整體調頻性能良好。

當t=30 s時系統發生小負荷擾動，負荷L1突增60 MW，系統動態響應波形如圖7所示。

圖7 系統動態響應仿真波形（負荷突增60 MW）Fig.7 Simulation waveforms of system dynamic response（load increases 60 MW）

由圖7（a）可知，風電機組不參與系統頻率調節時，系統頻率最低點為49.740 Hz，系統穩定性最差；當采用固定下垂系數及本文控制策略時，系統頻率最低點分別提升至49.775 Hz及49.763 Hz。當采用本文所提出的改進頻率主動控制策略時，頻率響應最好，而且沒有頻率二次跌落問題。由圖7（b）可知，調頻過程中自適應下垂系數最大值為10.5，恒小于固定下垂系數(Kd=15)。

綜上所述，不同程度擾動仿真結果表明，本文所提出的改進頻率主動控制策略能充分利用風機轉子的動能參與頻率調節。同時，該方法根據轉子轉速自適應調整下垂系數，能夠在發電效益與調頻效益間取得良好平衡，并且避免頻率二次跌落。

4 結語

針對DFIG參與電網調頻問題，本文提出一種根據風速及轉子轉速自適應調節綜合慣性控制中下垂系數的改進頻率主動控制方法，使風電機組合理參與系統頻率調節，并且避免為使轉子轉速恢復至最佳功率運行點而造成二次頻率跌落的問題。

在未來工作中，應該根據系統調頻需要優化DFIG調頻過程中的下垂系數，加快調頻過程。