国网新疆电力公司电力科学研究院 830011
摘要：随着大量变速风电机组大规模并网，削弱了电网系统的转动惯量，系统频率越来越难控制，函待解决变速风力发电机组调频功能规模推广与规程制定，本文通过从风电场、风机设备两层控制网的改造，介绍了风力发电机组利用虚拟转动惯量、变速变桨距、下垂控制实现调频的策略，在试验结果中总结出风力发电调频控制的特点及矛盾，指出了未来风力发电调频控制发展方向。
关键词：变速风机；风力发电；一次调频；风电AGC
一、前言
由于传统的变速风电机组控制系统使其机械功率与系统电磁功率解耦，风力机转子无法对系统频率变化做出快速有效的响应，因此传统的变速风电机组几乎没有为系统贡献其转动惯量。因此，我国内蒙古、新疆等地的大量变速风机的并网削弱了电网转动惯量，这类电网频率越难控制。
传统电源的频率响应控制较成熟，如何利用风力发电提高电力系统的频率稳定性己成为一项重要而迫切的任务，然而，风电频率响应的功能及电网对风电频率响应的要求仍然空白，是未来风力发电大规模并网应用及其在电力系统占到一定比例函待解决的问题。
二、风电一次调频控制实现策略
风电AGC系统是由风电场、风机设备两层控制构成的。其中，风电场层：负责实时监测全部机组运行状态，依据系统调度要求对各台风电机组下发风电场层调度指令；风机设备层：根据风电场层下发的有功调度指令，通过控制转速及变桨机构使功率输出稳定，实现风电机组负荷控制。为实现一次调频控制功能，需利用风电场控制策略中自动发电控制系统（AGC）把频率偏差转换为下垂控制的指令下发至风机，改变机组出力达到调频目的。从风电AGC的两层控制分别进行策略改造，能够从不同角度实现风电一次调频功能。
2.1改造风电场层自动发电控制平台
作为机组层的自动发电控制，既然具备依据调度指令改变出力的能力，于是可根据测量装置测得的实时频率信号确定调频负荷变量，把该负荷变量叠加至AGC目标指令，从而实现风电机组一次调频负荷响应，并需提高自动发电控制系统的调节速度和响应时间，且根据试验分析的需求提高数据记录的频次。
2.1.1提高AGC控制系统指令刷新速率
电力调度对风力发电厂的发电负荷没有速率要求，风电场为了降低控制系统利用率使负荷控制刷新频率控制在较低值，通过风机控制系统指令刷新时间由之前的10秒修改至不大于1秒，提高控制系统刷新频率，达到提高控制系统调节速率的目标，为调频实现提供了负荷分配执行通道。故可利用提高了调节速率的AGC控制系统实现风力发电的一次调频功能。
2.1.2提高历史数据精度便于控制优化
试验风场的历史数据库为节省成本，风场的历史数据记录精度并不需要太高要求，进行一次调频试验时，有必要提高历史数据记录的精度，或在试验期间架设高精度试验数据记录仪器，便于后期进行试验数据分析。
2.2改造风机设备层控制
相对于机组层改造，设备层控制改造需要重新组建一套风机负荷分配执行系统，充分发挥风机惯量与变速变桨距控制方法，基于叶片应力与寿命计算，通过调试相关参数在保证安全运行的前提下提高各风机变负荷速率，具备一次调频快速响应负荷变化的能力。
风电机组采用虚拟转动惯量、变速变桨距、下垂控制时，其转速不受控制，如果根据控制指令释放的转子动能过大，容易导致风电机组转速过低而发生切机[1]。通过直接控制风电机组转速释放其转子动能，这样既能为系统提供短暂的调频功率，也能保证风电机组的安全运行[2]。
2.2.1变速变桨距控制
变速变桨距控制策略中，风机在低于额定风速区域按照变速定桨距方式运行，而在高于额定风速区域转换为变桨距方式。在变桨距过程中，调节器的最高调节速率受到一定限制。发电机有功功率参考值的计算公式为：
式中，为发电机有功功率参考值；为风电机组限制的最大出力；为风电场调度指令。
变速变桨距控制方式能在电网频率变化时改变调节器桨距角度快速响应调频负荷，风场在限功率方式下将具备更强的调频能力，这种控制策略不仅提高了风能利用率，而且能够根据需要快速改变风机功率限制方式下负荷以实现风力发电机组的一次调频功能。
采用减载限功率控制策略参与系统频率调整的风电机组，当其减载2%运行时能够为系统提供最多的调频容量，此时，风电机组能在其15%的运行时间内提供比同容量常规同步发电机更多的调频容量，且在一年时间内，风电机组只需损耗其0.08%捕获功率，可为系统提供等容量同步发电机组五分之一的调频容量约3200MJ。所以，对于大范围内的多个风电场而言，由于广阔地理分布的各个区域的风速具有互补性，从而有效提升其调频能力。
2.2.2风场负荷分配控制
由于单台风电机组额定容量与常规同步发电机相比要小得多，风电场往往由数十台乃至上百台风电机组组成。参与系统频率调整中不仅需要与电力系统中的元件相互协调，而且还要求优化内部大量的风电机组之间的控制策略。
当某一节点有功负荷突然增加时，系统频率降低，各机组首先释放转子中存储的部分动能来阻尼频率降低，然后通过一次调频按各自的频率偏差设定协调负荷变量。当风电场得到参与调频的功率指令后，需将它分配给其他风电机组共同承担。对于具有多台发电机组的电力系统，频率的调整由全系统中有调整能力的发电机组相互协调，共同承担有功负荷的突增量。
2.3风电与常规电源协调配合
一般情况下，风电参与系统频率快速调整的持续时间一般只有数十秒。在其退出系统频率调整后，常规发电机组如果仍按照风电机组参与调频时的工况进行有功控制，将大大延缓系统的频率恢复速度。在具有风电参与的调频系统中，需要让常规发电机感知风电机组的存在，在其二次调频的指令叠加风电承担的调频功率，按照相应的调频偏差系数将风电机组承担的调频功率尽早的分配给相应的常规同步发电机组承担，有利于抑制风电退出调频后导致的频率跌落，加快系统频率恢复的速度。所以在释放惯量或桨距角改变等方式完成一次调频作用后，风电机组需要为下个频率响应做能量储备，这段时间存在的风电机组反调缺量需要火电、水电等传统电源来平衡。
三、风电一次调频效果
根据某风场完成该控制策略不断优化得出的试验结果分析，风电机组的惯性时间参数为3~12s，转子转速能够异步运行到0.85pu；对比常规发电机组的惯量时间常数一般为4~18s，转子转速能够下跌至0.95pu。进而得出以下结论：
（1）采用改造风机设备层的控制策略释放风电机组的转子动能参与系统频率调整，风电机组具有比等容量同步发电机更强的调频能力。
（2）采用改造风电场层自动发电控制平台的控制策略，负荷惯性时间参数达30秒以上，但具有更加稳定的设备运行及更强的协调风场各风机控制能力。
（3）由于风速具有随机波动性及调频频繁动作将减少设备使用寿命等原因，风电机组调频能力将受到了其转速、换流器保护以及控制策略的多重限制。
所以需要协调改造风机设备层与风电场层AGC平台，只有根据不同机型设计出有针对性地优化两者关系的控制策略，才能在保证风机安全稳定的运行的前提下达到目前电网调频需求，适合解决当前风机控制策略设计中出现的调节速率与安全稳定、电网需求与风场利益的矛盾。
参考文献
[1] 超速与变桨协调的双馈风电机组频率控制[J]. 张昭遂，孙元章，李国杰，程林，林今. 电力系统自动化. 2011（17）
[2] 风电参与一次调频的小扰动稳定性分析[J]. 李军军，吴政球. 中国电机工程学报. 2011（13）
作者简介：孔德安（1987年-），男，工程师，工程硕士学位，主要研究方向：电厂热工自动化
论文作者:孔德安,刘世军,陈志强
论文发表刊物:《电力技术》2017年第2期
论文发表时间:2017/6/28
标签：机组论文; 风电论文; 频率论文; 风机论文; 负荷论文; 惯量论文; 系统论文; 《电力技术》2017年第2期论文;