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文章编号：1000-3673（2016）07-2030-08 中图分类号：TM 732 文献标志码：A 学科代码：470·40 电网限负荷条件下风电场一次调频策略范冠男，刘吉臻，孟洪民，王凯 （新能源电力系统国家重点实验室(华北电力大学)，北京市 昌平区 102206） Primary Frequency Control Strategy for Wind Farms Under Output-Restricted Condition FAN Guannan, LIU Jizhen, MENG Hongmin, WANG Kai (State Key Laboratory of Alternate Electrical Power System With Renewable Energy Source (North China Electric Power University), Changping District, Beijing 102206, China) ABSTRACT:[1]With continuous increase of wind power capacity integrated to grid, frequency events and peak shaving problems are becoming increasingly prominent. It is very important for wind farms to possess comprehensive ability of active power and frequency controls. Aiming at this issue, a de-loading control scheme coordinating over-speed and pitch angel controls of wind turbines based on wind speed conditions is proposed. Therefore, the de-loaded power can not only satisfy limited load demand from power grid, but can also be reserved for primary frequency control (PFC). A method is put forward to calculate droop value of wind turbines, a critical parameter of frequency regulation, according to wind farms’ operating conditions. Combined with active power dispatch strategy of wind farms and droop value calculation method, wind turbines under different wind speeds can support frequency regulation as much as possible. Simulation results show that the proposed strategy could meet grid load command, improve PFC performance, alleviate frequency regulation pressure of conventional power plants, and make full use of reserved wind energy. KEY WORDS: wind farm; load limiting operation; de-loading control; droop value; primary frequency control 摘要：随着风电并网容量的增加，电力系统的调频、调峰问题日益突出，这就要求风电场应具备功率调节和频率调整的综合控制能力。根据风电机组的风速状况提出超速控制和桨距角控制协调的减载控制方案，使得预留的功率既可满足风电场的限负荷控制要求，也可作为风电场的调频备用。同时，根据风电场自身的运行状况整定风电机组的静态调差系数，并结合风场的功率分配策略，使风电场能在电网限负荷条件下尽可能地支持电力系统的频率调整。仿真结果表明，所提出的方法能满足电网限负荷指令，改善系统的调频特性，并缓解常规发电厂的调频压力，充分利用限负荷条件下的“弃风”资源。 关键词：风电场；限负荷运行；减载控制；风电调差系数；一次调频 DOI：10.13335/j.1000-3673.pst.2016.07.015 0 引言 随着风电机组(wind turbine generator，WTG)大规模并网，风力发电的随机性和波动性本质使得电力系统的调频、调峰问题更加突出。在我国的很多地区如西北、东北和河北等地都有严重的“弃风”现象，电网限电比例均超过20%[1]。在大规模风电并网、消纳难和“弃风”问题短期内无法解决的背景下[2]，电网仍会对风电场进行不同程度的负荷限制。因此，如何在电网限负荷的条件下提高风电场的功率调节能力，合理将风电场的“弃风”功率作为系统的一次调频备用和可优化风能资源是当前迫切需要解决的问题。 近年来国内外学者对风电场的有功控制和风电场参与电力系统的频率控制都做了大量的研究。文献[3]提出了以避免风电机组的频繁启停、减少桨距角动作等为目标的风电场限负荷优化控制策略，能够在满足电网限负荷指令的条件下使风电场更安全经济稳定运行，但未考虑风电场的调频控制问题。文献[4-5]通过对风电场附加储能系统，将风电机组与这些储能设备进行功率协调控制，使得储能系统可作为风电机组的调频备用，以改善风电机组的调频特性，然而目前储能系统的容量小、成本高。许多学者也将重点转向对风电机组自身特性的研究。文献[6-8]则通过释放转子动能的虚拟惯性控制方式参与电力系统的一次调频，但这类方法只能短期支持频率响应，而且可能会因风机退出调频造成二次频率跌落。文献[9]提出对风电机组进行适当的减载，从而预留出一部分有功功率作为系统的调频备用以便为系统提供频率支持。文献[10]出于对风电发电经济性的考虑，提出让部分高风速风机减载来参与调频，该策略可以在风电场发电量不受电网限制且风电场有相当比例风机运行在高风速状态下，满足调频需求和兼顾经济性，但在风电场中大部分风机处于低风速运行状态时则难以参与调频，同时也难以协同优化整个风场资源来满足电网的限负荷需求和调频需求。目前的文献基本是单独针对风电场的有功控制能力，或者在最大风功率点追踪(maximum power point tracking，MPPT)条件下的调频能力进行研究，而将风电场的功率调整和频率调整协同起来，以满足电网的综合要求的控制方案则未见有深入的研究。 本文提出将风电场的功率控制和频率调整协调起来的综合控制方案。首先，根据风速状况提出超速控制和变桨控制协调的减载功率控制方案，进而提出根据风电场中高风速机组所占的比例来调整调差系数的调频方案，并通过优先调度高风速下机组的功率分配策略来协调电网限负荷需求和调频需求，使得不同风速下的机组在频率事件发生时都能尽量支持电网的频率调整。最后通过由风电场和常规电厂组成的单区域系统进行仿真，验证所提出调频控制策略的有效性。 1 风电场的综合有功控制系统 1.1 风电场的有功控制架构 考虑电网调频、调峰综合需求的风电场3层有功控制系统[3,11]可用图1表示，它包括风能管理层、风电场控制层和风力发电机组控制层。 如图1所示的风电场有功控制架构能够将风电场运行在多种功率控制模式：正常模式、限负荷模式等。根据电网不同的需求，可对风电场的运行模 图1 风电场综合有功控制框架 Fig. 1 Schematic diagram of comprehensive active 式进行选择。 1.2 变速变桨风电机组的简化模型 1.2.1 风力机特性 根据空气动力学理论可知，风轮吸收的机械功率与风速的三次方成正比，可表示为
式中：为空气的密度；A为风轮叶片扫过的面积；v为风速；R为风轮半径；为叶尖速比；为叶片桨距角；r为风力机的叶轮转速；Cp为风力机的风能捕获系数。 风能捕获系数Cp与叶尖速比和桨距角有关，在风速不变的条件下，通过调整叶尖速比或者桨距角都可以改变风能利用系数，进而改变风力机吸收的风功率。 1.2.2 简化的发电机模型 由于发电机矢量控制技术的应用，当前大型风电机组有功功率和无功功率实现了解耦控制。因此，在研究风电场的有功控制问题上，可将发电机部分进一步简化为一阶惯性环节[12-13]。惯性环节的时间常数由发电机电流控制的响应时间决定，通常为毫秒级。风电机组的电磁功率可简化表示为 式中： 1.2.3 改进的桨距角系统 传统的变桨控制系统[12]是根据风机转速r与转速上限lim的偏差给出桨距角参考值。本文在此基础上将频率辅助控制环节引入变桨控制系统，使得风电机组能够根据风电场的指令PWT和一次调频附加功率Pf进行变桨控制，并通过桨距角计算模块计算出参考桨距角ref。适应电网综合需求的改进变桨控制系统的结构如图2所示。 图2 改进的桨距角控制系统 Fig. 2 Modified pitch angel control system 1.2.4 变速变桨风电机组整体模型 电网限负荷下的风电场采取减载运行模式和调频模式，当风机的传动系统采用一阶质量块模型代替时[13]，风电机组的整体模型如图3所示。图3中：Tm和Te分别表示风机的机械转矩和电磁转矩；n为齿轮比；J为风机转动惯量；e表示发电机的转速。风电机组的控制决策系统接收来自风电场调度层的初始减载系数d、风机的参考功率PWT、风电机组的静态调差系数Rw和频率偏差f等参数，并通过计算给出风电机组的桨距角参考值ref和电磁功率参考值Pref，使得风电机组能够满足电网的限负荷控制要求并响应系统的一次频率调整。 图3 限负荷下变速风力发电机组控制框图 Fig. 3 Schematic diagram of active power control for 2 限负荷下的风电场调频策略 2.1 风电机组的减载策略 对于单台风力发电机组而言，若对其进行 式中：Pdeload、Popt分别为减载运行时的功率参考值和最大风功率追踪时的参考功率；Cp,deload减载时的风能捕获系数；Cp,max为最大风能捕获系数。 当风速v和空气密度不变时，由式(4)(5)可得： 由式(6)可知只要使风能捕获系数下降d%即可实现对风电机组的减载。 如图4所示，在同一风速v0下，可通过变桨调节将桨距角从初始0增加到1来改变风能捕获系
图4 风机减载原理图 Fig. 4 Principle of de-loading control for wind turbines 数，也可通过将转速从最优转速0提高到1来改变风能捕获系数，从而实现风机减载控制。超速和减速都能实现同样负荷的减载，但超速控制可以将转子的旋转动能存储在转子上作为旋转备用，因此在转速控制时通常采用超速控制减载策略。 由于风速的随机性和不确定性，风电场中的风机往往运行在不同的风速状况下。图5为风电机组在运行风速范围内的功率减载曲线。本文将风电场中的风机分为A、B、C共3类：A类风机为图5中的AB段，B类风机为图5中的BC段，C类风机为图5中的CD段。为了充分利用超速控制和变桨距角控制各自的优势和使用范围，对不同的风速运行段采取不同的减载控制策略：AB段采用超速控制减载策略；BC段采用超速控制与变桨控制结合的减载策略；CD段则采用变桨距角的减载策略。
图5 风机随风速的功率减载曲线 Fig. 5 De-loading power curve of WTGs under 1）AB段。 这段运行工况为低风速段，其风速范围为vin~vd，vin为切入风速，vd为可使用超速控制减载d%的风速上限。当风电场给出了一个初始减载系数d%时，则可确定一个风速vd。此时减载的风能捕获系数与最大风能捕捉系数有如下关系： 式中：opt为最佳叶尖速比；d为减载d%时的叶尖速比。 因此，在工程整定时只要根据风机运行的CP-- 曲线，即可通过查表插值的方法求得减载时的叶尖速比d。根据减载时叶尖速比的计算式d= maxR/vd即可求出在给定初始减载系数d%时的超速控制上限风速vd。此时稳定运行时各参数的参考值为：=0；ref=refv/R；其中ref为采用超速控制时的参考叶尖速比。在式(6)求得Cp,deload(ref,0)后，可由桨距角为0°时的CP-曲线查表计算出ref。 联合式(2)和式(4)可得减载时的功率参考值： 式中 联合式(6)和式(8)可得： 式中 因此，可由式(9)得出减载时的功率参考值。 2）BC段。 这段为中风速段，风速范围为vd~vn，其中vn为额定风速。在这段风速范围内仅凭超速法无法达到减载d%的要求，因此当使用超速法使转速达到转速上限时需要进行变桨控制来达到减载控制的要求。此时功率控制参考值与AB段的计算方法相同，其他稳定运行时各参数的参考值为=ref；ref=max；ref=maxR/v；其中ref为超速控制与变桨距控制结合时的参考桨距角。通过下式可求出Cp,deload(ref,ref)： 再通过格表法计算得出ref。 3）CD段。 这段为高风速段，运行的风速范围为 变桨距角的方法进行减载控制。此时稳定运行时各 参数的参考值分别为： 桨减载控制时的参考桨距角。 本文引入自然减载系数kd，它表示风电机组在额定风速以上时额定功率Prarted与最大可捕获功率Pavail的比值。即： 在高风速段减载时的风能捕获系数可表示为 式中：Cp,rated为运行在额定功率时的风能捕获系数；rated为运行在额定功率时的桨距角参考值。 联合式(11)和式(12)可得到：
在由式(11)求得 2.2 限负荷下风电场的功率分配策略 当电网要求风电场进行限负荷控制时，为了使风电场具备一定的功率备用和调频备用，风电场需要先对风场负荷进行初始减载d%，本文采取最简单方便的方法，即对不同工况下的风电机组均采取d%的减载，以避免因采取不同减载系数时对风机进行额外的调度控制，目前很多文献也是采取这种做法[14-16]。当风电场在初始减载模式下稳定运行后，切换至电网限负荷控制模式。 在限负荷控制模式下风电场为满足电网限负荷要求需调节的有功功率为 式中：PT为风电场需要调节的功率；Pref为电网给风电场的限负荷指令。 在限负荷条件下风电场中的风电机组i的参考功率为 式中：PWT,i为风电场下发给第i台风机的功率参考值；Pi为在减载模式下风电机组i需要调整的有功功率；Popt,i为风电机组i在最大风功率追踪控制模式下的参考功率。 由图5可知，不同风速段的风机进行减载后，其预留的备用功率也不同。为了让尽可能少的机组参与限负荷调度控制和使一次调频时低风速风机留有更多的调频备用，本文在限负荷控制时，采用优先调度预留有功功率较大的C类机组，其次是B类机组和A类机组，在每一类的机组中分别采用按预留的有功容量的比例进行分配[17-18]。则对于风电场中的A类和B类风电机组，其在减载模式下需调整的功率为
式中： 类机组预留功率总和、风电场减载预留功率总和。 C类机组在减载时需要调整的功率为 式中 功功率。 根据式(15)(16)和(17)即可得出每台机组在电网限负荷条件下风电场分配给每台风电机组的参考功率PWT,i。 2.3 风电静态调差系数的整定 传统机组调频时通常会设置一定的调频死区，为了过滤小信号扰动，风力发电机组参与调频时也需要设置一定的死区。本文将所有工况下的风电机死区阈值都设置为常用的0.02 Hz[20]。 借鉴传统发电机的功频下垂曲线，引入风电机组的调差系数Rw。静态调差系数的大小对系统一次调频有很大的影响。相比于固定不变的调差系数，变调差系数能使风机为电力系统提供更大的频率支持[15,19]。为了调动风电场中不同工况下的风机都参与到系统的调频中，充分利用限负荷下预留的风能资源，本文提出一种根据风电场中高风速机组数量占风电场运行风机总数的比例来调整调差系数的方法。采用线性化变化曲线来反映风电机组的调差系数与高风速机组所占比例关系简单易实现，因此可由此曲线定量确定调差系数，具体关系如图6所示。通常火电机组的静态调差系数为2%~5%，可将风电机组的调差系数设置在这个范围。由此可得出风电机组静态调差系数计算公式： 式中：Rw为风电机组的静态调差系数；Hm为风电场高风速风机所占的比例；Rmin=2%，Rmax=5%；Hmin=0%，Hmax=100%。
图6 基于高风速风机比例的调差系数关系图 Fig. 6 Assigning of droop values based on ratio of high speed wind turbines in a wind farm 2.4 限负荷下风电场调频控制过程 变速变桨风力发电机组有功功率与无功功率的解耦控制使得风机的转速与电网的频率不存在耦合关系，因此风机在正常运行条件下无法响应电网的一次调频。为了利用限负荷下的风能资源，改善电力系统一次调频特性，需要在风电机组有功控制系统中附加频率控制环节。由频率偏差引起的额外附加有功功率可表示为 在限负荷控制模式下，当频率事件发生时，风电机组的有功功率参考值为根据频率变化的附加功率调整值Pf和来自风电场的参考指令PWT之和，此时风电机组的实际减载系数d则可由下式给出： 风电场在限负荷控制模式下的调频过程中，通过式(20)可得到实际减载系数d，将各式中的减载系数d替换为d即可计算得到在该模式下调频时的变桨系统和电气系统的参考值，变桨系统和电气系统根据各自的参考值进行调整，以满足电网的调频和限负荷的控制要求。 3 仿真分析 3.1 系统简介 为验证所提出的风电场一次调频策略的有效性与正确性，本文在Matlab/Simulink仿真软件中建立了图7所示的仿真模型，该系统包含1个)，负荷L为650 MW。仿真系统的调频结构是在经典的电力系统一次调频框架下增加了风电场的调频环节，具体的仿真模型结构如图7所示。图7中火电机组模型和调频模型的仿真参数见文献[21]。
图7 系统一次调频仿真模型 Fig. 7 Simulation model of PFC for power system 3.2 仿真参数设置 (C类风机)来表征风电机组的不同工作状况B类风机兼具A类和C类风机特性。为了更好表现本文调频效果，仿真时没有加入B类风机。仿真系统的初始负荷和发电量平衡，即系统的初始频率f=50 Hz，风电场的初始减载水平 表1 不同运行状况下风电场的参数 Tab. 1 Parameters of wind farms in different
3.3 仿真情形分析 1）低风速风机占主的风电场调频仿真。 针对风电场为低风速占主的运行状况，分别就风电场不参与调频和按本文策略参与调频进行仿真，仿真结果如图8所示。 由图8可知，在频率事件发生后，若风电场参与系统一次调频，则风电场和火电厂的出力都随着频率的跌落而增加。因为采取的调频策略中先对风电场中不同工况下风电机组采取了不同的减载策略以作为调频备用，所以当发生频率事件后，低风速风机(A类风机)通过降低发电机转速来释放存储在转子中的旋转动能，快速地为系统提供有功支持；高风速风机(C类风机)则根据频率的变化来减
图8 低速风机为主的风电场调频响应曲线 Fig. 8 Frequency response curve for low wind speed 少桨距角来捕获更多的风能，从而为系统提供频率支持。在负荷突变大约20 s后，系统频率响应趋于稳定，但由于一次调频为有差调节，系统的频率最终并没有回到50 Hz，这需要通过电力系统的二次调频来调节，此处不作讨论。 从图8中火电机组的出力响应可以看出，风电场对系统的有功支持使得火电机组的出力出现短暂的回落，这是由于风电机组出力对负荷增加的快速响应，但是随着风电场出力的减少，火电厂的出力又缓慢上升并最终稳定。相比于风电不参与电力系统的调频响应，风电场按本文的调频策略参与系统一次调频可以减少系统的频率跌落，并较快地为系统提供更多的频率支持，同时也为火电机组减轻了调频压力。 2）高风速风机占主的风电场调频仿真。 针对风电场为高风速占主的运行状况，分别就风电场不参与调频和按本文策略参与调频进行仿真，仿真结果如图9所示。 由图9可知，系统发生频率事件后，低速风机(A类风机)和高速风机分别降低转速和减小桨距角来为系统提供频率支持。但低速风机(A类风机)的功率曲线出力在60~70 s时间段内出力保持在最大可发功率不变，这是由于在风机控制时，为了避免参考输出功率过大导致风机失稳而采取了最大可发功率的限幅措施。虽然采取功率限幅措施，但此
图9 高速风机为主的风电场调频响应曲线 Fig. 9 Frequency response curve for high wind speed 时低风速风电机组在风电场的比例很小，并不影响整体系统的调频响应特性。风电调差系数的减小使得在高风速占主的风电场的出力增加，因此火电机组的出力没有较大的回落，而是一直处于缓慢上升的过程，这可以从图9中火电机组和风电场的出力可以看出。 3）不同情形的仿真情况对比分析。 表2给出了在不同仿真情形下的调频性能数据，其中：情形1为无风电调频；情形2和情形3为采取本文调频策略的仿真情形，并分别代表低风速占主和高风速占主的风场仿真情形。从表2中可以看出，相比于情形1，情形2和情形3能够使在发生频率事件后，减少系统的最大频率跌落和稳态频率偏差，同时也减轻火电机组的调频负担。对比仿真情形2和情形3可知，在电网对风电限负荷指令不变的条件下，按本文的方法整定风电机组的静态调差系数，可使得在高风速占主的运行状况下的调频性能进一步改善，减少火电机组的出力，充分利用风场减载预留的风能资源。 为了进一步说明调频策略中调差系数对系统调频的影响以及调差系数选择的合理性，分别就风电调差系数为2%、5%和本文调差系数在不用的情形下进行了仿真。由图9可知，低风速机组出力在60~70 s时出现限幅。为了探讨在低风速风机采取的最大可发功率限幅对调频性能的影响，在仿真情形的设置中考虑了这一因素。表3为仿真情形的具体设置，仿真的工况设置与上文中低风速占主风电场和高风速占主风电场仿真参数设置相同。不同仿真情形下的频率响应曲线如图10所示。 由图10(a)可知，对低风速风电机组不采取最大可发功率限幅时，风电机组的调差系数越小，风电场对系统的调频贡献越大。但于此同时，系统调频的波动性也相对增大，系统的稳定性会相对下降。而当低风速风机采取较为保守的最大可发功率限 表2 不同仿真情形下调频性能表现 Tab. 2 Performance of PFC under different scenarios
表3 不同的调频仿真情形 Tab. 3 Different primary frequency control scenarios
图10 不同仿真情形下的频率响应曲线 Fig. 10 Frequency response curve under different 幅时，风电机组的调差系数较小，可能会恶化调频性能，这可以从图10(b)中调差系数为2%的频率响应曲线中看出，其在65~71 s出现了短暂的频率稳定，随后又出现了一次频率跌落。从图10(c)和(d)中看出，相比于低风速风机占主的风电场在低调差系数下的调频性能，调差系数为2%的频率响应曲线调频性能得到较大的改善，因此在高风速占主的风电场中，低速风电机组的功率响应对系统整体的调频性能影响较小。比较图10中本文调差系数和5%调差系数下在不同仿真情形下的频率响应，采取较为保守的5%调差系数调频稳定性较好，但对系统的频率贡献不如本文的调频策略。因此，在限负荷控制模式下针对风电场的整体运行状况实时调整风电机组的调差系数，可以在不同的运行状况下兼顾系统的稳定性和经济性，表现出较为满意的调频性能。 4 结论 本文在提出风电场的有功减载控制方案和风电机组静态调差系数整定方法的基础上，将风电场的有功调度控制与风电场的频率控制协同起来，使得风电场能更好地适应电网的调频和调度要求。通过理论和仿真分析得出如下结论： 1）对不同风速段的风电机组推导出不同的减载控制策略，使得在限负荷条件下可将风电场的“弃风”资源转化为可利用的调频备用。本文提出的超速与变桨协调减载的控制方案可以减少风机在低风速段的变桨动作，而尽量使用超速控制来实现减载。 2）通过优先调度高风速风机的功率分配策略可以减少对低风速风机调度，协调风电场内不同风速段的风机参与系统调频，使得不同风速段的风机都尽可能地为系统调频做贡献。 3）在电网限负荷指令一定的条件下，风电场根据自身的运行状况按本文的方法整定风电机组的静态调差系数，可以使得风电场在参与系统调频的时候兼顾系统的稳定性和经济性，改善一次调频特性，同时减轻火电机组的调频压力。 参考文献 [1] 中国可再生能源学会风能专业委员会．2011年风电限电情况初步统计[J]．风能，2012，3(4)：1-4． Chinese Wind Energy Association．2011 primary statistics on the wind power limitation[J]．Wind Energy，2012，3(4)：1-4(in 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