多电源梯级调频方案及风电场级调频时序优化策略

0 引言

截至2017年年底，可再生能源装机容量达到2 195 GW，其中风电装机容量达到539 GW，随着技术的成熟、政策的支持和成本的降低，风电和光伏装机容量和规模保持快速的增长[1-3]。但是变速风机由于频率和功率解耦，不能像常规机组那样在系统频率扰动时对系统提供快速的有功支撑，因此迫切需要在大规模风电并网渗透下让风电机组提供一次调频功能[4-6]。

风电机组参与一次调频主要有两种方式：一是附加储能系统[7-10]；二是利用风电机组自身有功功率控制[11-17]，如转子动能控制和功率备用控制。但是附加储能系统会增加风电场的投资，转子动能控制不能够长时间提供功率支撑，功率备用控制会降低风电场的经济效益。风电机组参与电力系统频率控制已经有大量研究，例如文献[15]通过下垂系数修正方法解决了双馈风电机组实际贡献的一次调频能力低于设定期望值的现象，文献[17]提出了风电机组的减载控制方案，并给出惯性与一次调频控制的结合策略，完善了风电机组级的惯性与调频的能力。但是目前对风电场级一次调频的研究还比较少，文献[18]提出了风电场参与系统调频的时序控制策略，对风电机组调频介入与退出机制参与系统调频过程进行了研究，但是没有考虑到由于功率和风速成三次方的关系，不同风速下风机出力差别较大，不能统一处理。文献[19]提出改进的风机分组优化和功率分配策略，对风机有序参与/退出调频，规避系统频率二次跌落问题进行了研究，然而没有考虑到对应不同的频率偏差，不需要风电场内所有的风电机组都参与一次调频。文献[20]提出一种具有超线性收敛性的分布式牛顿方法，但是同样没有考虑到在小频率偏差下，不需要风电场内所有的风电机组都参与一次调频。可见在充分考虑到所有风电机组所处的不同工况下，对风电场参与系统一次调频还需要进一步的研究。

在大规模风电和光伏并网后系统的频率特性会发生变化，目前对火电和水电一次调频死区的研究比较成熟，但是风电和光伏并网后的调频死区没有统一的指标。频率死区设置过小可能会减小系统阻尼，引起功率振荡，频率死区设置过大又可能会降低机组调节能力，延长频率恢复时间，因此在大规模风电和光伏并网后的风电和光伏频率死区设置问题亟须解决。

本文提出一种多电源梯级调频方案及风电场级调频时序优化策略。首先讨论了风光水火不同电源接入电网时的梯级调频方案，对在电网发生频率扰动后不同电源参与调频的顺序进行研究。然后给出风电场级一次调频时序优化控制策略，根据风电场内各个机组的实时风速和出力情况，优化参与一次调频机组的台数，并根据机组自身所处的工况对不同机组的功率增量进行区别处理；同时还从机组层面和风电场层面两个方面，针对风电场退出一次调频时的功率跌落进行了研究，降低由于风电退出调频时可能会产生频率二次跌落的风险。最后通过仿真验证了所提出的时序优化策略的有效性。

1 风电场一次调频需求

1.1 风电场一次调频的必要性

大规模风电并网削弱了电力系统的惯性，对电力系统的安全稳定运行产生了影响。风电场应具有和常规机组一样的调频能力，在系统频率发生扰动时，风电场应具有不小于自身额定量一定百分比的调节能力以对系统有功功率提供快速支撑。

根据上文的分析可知，风电和光伏的快速有功调节能力可为系统提供快速的有功调节，可在一定程度上解决风电和光伏占比较高的系统中的高频问题，如云南电网和西藏电网等。风电和光伏处在梯级调频的最后两个梯度，只在电网高频扰动时提供快速的有功支撑，同时考虑到风电和光伏受到天气影响波动较大，在没有充足功率备用的情况下，风电机组只依靠本身惯性调节有功支撑时间较短，因此本文中设定风电场的一次调频时间为10 s，10 s后电站恢复到调节前的功率运行。电网高频扰动下，有功功率降至额定出力的10%时可不再向下调节，风电场参与电网一次调频下垂曲线见附录A图A1[21]。

一次调频下垂特性通过设定频率与有功功率的折线函数实现，即

(1)

式中：fd为一次调频死区；fN为系统额定频率；P0为功率初始值；d为一次调频调差率。

fl和fu分别为一次调频的下限和上限值，其计算公式为：

(2)

(3)

1.2 调频时间尺度内风电机组受风速影响变化

根据电力系统规模的差异性，在系统频率发生扰动时系统的频率恢复时间也有所区别，但基本都在10 s以上。对风电机组来说，长时间尺度(小时级及以上)的风电出力具有较强的相关性，但短时间尺度(分钟级及以下)的风电出力具有互补性。文献[22]给出甘肃某风电基地的实际出力变化率的累积概率，风电场群出力变化率在0～0.6%/min之内的概率约为90%，在0～1.5%/min之内的概率约为99%，大于1.5%的概率约为1%。文献[23]表明，多个风电场输出总和在95%的置信水平下看，前后1 min平均功率差值在装机容量的0.5%以内。

以张北地区某风电场的风功率1 min的时序波动，选取两个月的实测数据，作为瞬时波动速度的表征，其概率密度图与累积概率分布分别见附录A图A2和图A3。通过实测数据分析可知，有99%以上概率的波动速度都在2.68%/min以内。若仍设置保证率为95%时对应的瞬时波动速率作为波动速率指标，瞬时波动速率指标为1.67%/min。

因此，在风电场级的一次调频10 s时间内，可以认为天气变化不会对风电机组产生影响，风电机组的机械功率保持不变。

2 风光水火多电源梯级调频方案

统计显示，截至2017年底，云南省全省电源装机容量85.50 GW，其中水电62.55 GW，火电12.40 GW，风电8.20 GW，光伏2.35 GW，各部分电源占比见附录B图B1。

云南为水电送出大省，省内电力通过金中、永富、鲁西背靠背、牛从等直流外送，火电机组装机容量占比很小，并且火电机组出力很小。云南电网的外送直流容量已经超过省内负荷，系统的频率特性发生了明显的变化，外送直流闭锁将对云南电网的频率稳定性产生巨大的冲击，例如仿真显示当楚穗直流双极闭锁时，在不考虑直流频率限制控制(FLC)的情况下，云南电网主网最高频率将达到51.22 Hz，严重威胁电力系统的安全稳定运行。考虑到电力电子器件快速响应的特性，可以通过合理定值风电和光伏的频率调节死区，在系统频率大扰动时让风电和光伏参与频率调节。

火电机组调频比较平稳，不会出现功率反调，在系统发生小的频率扰动时火电可提供稳定的功率支撑，因此火电应处在第一梯度；水电调频响应速度要比火电快，但是由于水锤效应会出现反调的现象，加之水电机组装机容量和调节量都比较大，因此水电应处在第二梯度；光伏基本没有惯性，并且光伏的功率调节全部由电力电子器件完成，调节速度较快且不存在机械磨损的情况，在系统短时间出现大频差的时候提供短时间向下的有功支撑，应处在第三个梯度；风电机组一次调频响应速度相对较快，但由于惯性较小，难以提供长时间的功率支撑，但其可以在高频时迅速降低自身功率，所以风电可处在最后一个梯度，在系统突然丢失或者增加大量负荷时快速提供有功支撑。不同电源设置不同的死区即可确定所处的梯度，如附录B图B2所示。在频率为f1时，对应的调节量应为：

ΔP=ΔP1+ΔP2+ΔP3=

k1(f1-fd1)+k2(f1-fd2)+k3(f1-fd3)

(4)

式中：ΔP1，ΔP2，ΔP3分别为火电、水电和光伏需要调节的功率；fd1，fd2，fd3分别为火电、水电和光伏的死区；k1，k2，k3为对应的火电、水电和光伏的单位调节功率。

目前国内常规机组的一次调频死区设置一般为火电0.033 Hz，水电0.05 Hz，根据之前分析光伏和风电的梯级调频情况，将光伏的调频死区设置为0.06 Hz，风电的调频死区设置为0.1 Hz，通过死区的合理定值与配合，可以解决云南电网的频率稳定性问题。在时间尺度上，风电和光伏只负责在频率过高或者过低的时间段，大扰动下频率响应时间在10～30 s之间，不参与故障后的稳态频率调节，而火电和水电全程参与系统频率调节，并且决定故障后的系统稳态频率。具体时间尺度见附录B图B3。

附录B图B4给出了云南电网丰小方式夏季模式时，牛从+普侨两回单极闭锁的BPA仿真结果。计算边界条件是小方式下云南电网负荷12 GW，投入直流FLC功能，高频切机策略为50.8 Hz，0.2 s，牛从直流双极闭锁时云南电网功率盈余3 200 MW，不加任何措施的情况下最高频率50.75 Hz，留给高频切机的裕度很小，在风电和光伏参与系统频率调节并考虑调节量限幅到0.1(标幺值)之后，系统最大频率为50.64 Hz，不考虑限幅时系统最大频率为50.49 Hz，但由于风电和光伏几乎没有上调能力，同时风电机组自身存在着最小出力，在不考虑限幅时可能会造成风电或者光伏脱网，引起连锁故障。

风电和光伏参与系统的频率调节能够显著降低电网在故障后的最大频率偏差，但是基本不影响稳态频率偏差，风电和光伏在参与系统频率调节时需考虑到限幅环节。

3 调频期间风电机组有功控制策略

3.1 风电机组有功控制策略

风电机组级的调频控制采用转子动能控制和桨距角控制的协同控制策略。风电机组有功控制策略见附录C图C1，正常运行方式下风电机组运行在有功控制模式下，在外部系统发生频率扰动时，由风电场级的调频控制策略进行优化计算，分配每台机组是否参与调频和有功增量指令ΔP。由于变流器响应速度较快，桨距角响应速度相对较慢，因此在风电机组变桨系统开始动作之前，转子释放/增加自身的动能ΔE为：

(5)

式中：J为风电机组惯性时间常数；ω0为初始转速;ω1为变桨系统开始动作时的转速。而后通过调整桨距角使风机增加/减少捕获的风能，以弥补由于风电机组转子释放/增加动能而造成的风机转速下降/上升。

3.2 风电机组转子转速恢复环节

风电机组在调频结束时由于转子在有功增加期间释放动能，转速和功率不匹配而造成功率跌落的现象，会对系统频率造成二次冲击。文献[19]提出了一种时域变参数比例—积分(PI)控制器以降低转速恢复初始时刻的功率突变，保证转速恢复过程中系统频率可以平稳恢复，但考虑实际风电场中不同风电机组在调频结束时所处的状态不尽相同，风机有功功率恢复到调频前一时刻的时间也不相同，因此该方法具有一定的局限性。本文中采用的转速恢复模块见附录C图C2。

经过两个PI环节计算得出风电机组的有功增量ΔP，这种做法会降低风电机组的有功响应速率，但也降低了由于风电机组退出调频对系统造成的频率二次跌落的风险。在系统频率发生大扰动的时候，风电机组的主要贡献是提供快速的有功支撑，在频差越过死区时尽可能提高风电机组的响应速度，在转子恢复环节保证风电机组安全稳定运行的前提下，尽可能降低频率二次跌落的风险。

4 风电场级一次调频控制策略

4.1 场级调频量计算

风电场级调频量计算方法见附录C图C3。定义Kw为风电场单位调节功率，其计算公式为：

(6)

风电场级调频量ΔP的计算方法与常规机组类似，如附录C图C3所示。经过滤波环节与死区后，频差与Kw相乘转化为功率，然后经过限幅环节输出风电场所需调节的功率，其中限幅环节上下限由有功调节限幅m和一次调频调差率d共同决定。

4.2 投入策略

目前国内并网风电场内风电机组数量有几十甚至上百台，并且机组类型也可能不完全一样，同一风电场内可能有不同装机容量的机组同时存在，因此风电场级一次调频的控制策略应该充分考虑到这些因素。

在系统频率降低时，风电场内的风电机组不一定都有功率上调能力，所以要对处在不同状态的风电机组进行区别对待。假设风电场的实时有功功率为PΣ，第i台风电机组当前实际出力为Pi，第i台风电机组可在10 s内稳定运行的最大出力为Pi，max，本文中m取10%，定义第i台风电机组归一化调频能力为Pu，i，有

(7)

(8)

式中：PN为风电机组的额定有功功率;λi为风电机组最小出力决策变量，当λi=1时风电机组没有达到最小出力，可以提供调频能力，当0<λi<1时，风电机组若按照0.1P0进行调节，则有可能会达到风电机组的最小出力，威胁机组安全运行，此时机组调节到0.1PN便停止调节，当λi=0时风电机组达到最小出力，此时不提供有功支撑。

根据文献[24-25]，当变速风机处于高风速状态(vw≥13 m/s)时，风机通常处于额定功率运行的状态，通常可认为变速风机最大出力为1.2PN，此时风电机组的调频能力为2PN/PΣ，其余风速状态下风电机组调频能力按照式(7)进行计算。

在系统频率升高时，同样按照系统频率降低时的思路，计算风电机组的归一化调频能力，其中的计算方法与式(8)相同。

(9)

以下为风电场级一次调频的投入策略。

步骤1：测量风电场公共连接点(PCC)的频率，读取风电场内各个风电机组的实时状态，包括风电机组当前是否正在调频，额定有功功率，实时有功功率Pi，10 s内稳定运行的最大出力Pi,max和风电场当前实时有功功率PΣ。

步骤2：判断风电机组是否运行在最小出力范围内，若风电机组运行在最小出力范围内，则机组不参与调频。按照式(7)计算每个风电机组的归一化调频能力Pu,i，并按照调频能力从大到小的顺序将风电机组进行排序W1,W2,…,Wn。

步骤3：判断风电场并网点频率是否超过死区，如果没有超过死区，则返回步骤1，如果超过死区，则根据4.1节计算整个风电场需要增加的有功功率值ΔP。

步骤4：比较按照步骤2进行排序的风电机组中前η台机组W1,W2,…,Wη的10 s内稳定运行的最大出力和∑Pi,max是否大于等于ΔP。如果不大于ΔP，则η=η+1，并且继续上述计算；如果大于ΔP，则对前η台机组W1,W2,…,Wη下发调频指令，同时对接收到调频指令的风电机组开始10 s计时，并且返回步骤1开始新一轮计算。

将风电机组的调频能力按照从大到小进行排序，根据电网的频率差值得出整个风电场所需的一次调频有功功率增量，对比得出风电场级一次调频所需的最小风电机组台数，这样可以减少参与调频的风电机组数量。

4.3 退出策略

风电机组在调频结束后由于退出调频造成了PCC功率突变，由于转速和功率的不匹配经常会出现风电机组功率跌落的现象，这两种情况都会给系统的频率造成二次冲击。考虑到风电机组自身的安全稳定运行和电网侧对风电机组平滑退出的需求，提出如下的风电机组时序优化依次退出策略。

假设系统频率在t0时发生扰动，Δt为扰动时间，根据4.2节风电场一次调频的投入策略，风电场投入W1,W2,…,Wη共η台机组参与一次调频。

步骤1：Δt<10 s时，根据系统频率差值判断风电机组的投入或者退出。在t=t0+Δt时，若此时电网频率逐渐恢复稳定，由于系统惯性的作用，系统频率会逐渐恢复，经判断得出此时只需退出前ξ台(ξ≤η)风电机组即可满足调频需求，则依次退出Wη-ξ+1,Wη-ξ+2,…,Wη机组；若此时电网频率差值逐渐变大，则根据4.2节所述方法投入额外的调频风电机组。

步骤2：Δt≥10 s时，为减小风电机组退出一次调频功能对电网频率造成的二次冲击，采用依次退出一次调频的策略。设风电机组调频前有功功率为Pi，退出调频时的实时有功功率为Pi′，定义α为退出调频系数：

(10)

当α<αset时，其中αset为退出调频系数设定值，第i+1台风电机组Wi+1开始退出调频，直至第ξ台机组退出调频。

5 风电场级一次调频时序优化策略仿真验证

本文采用经典的3机9节点系统，在PSCAD中搭建了如附录D图D1所示的系统进行验证，其中，发电机组G1和G2为火电机组，装机容量分别为330 MW和200 MW，发电机组G3由风电场代替，风电场装机容量为65 MW，由10台1.5 MW的直驱式风力发电机组W1至W10，10台2 MW的双馈式风力发电机组W11至W20和10台3 MW的双馈式风力发电机组W21至W30组成。风电场的调差率设置为2%，有功调节限幅设置为10%，火电机组一次调频调差率设置为5%，不设置有功限幅。稳态时火电机组G1有功功率为65.7 MW，火电机组G2有功功率为71.4 MW，风电场有功功率为46 MW，负荷为180 MW。

考虑到频率数据采集刷新延时时间、风机主控计算延时时间、变流器响应延时时间以及传输延时时间，根据现场实际录波情况，假设从频率开始波动到死区以外到风机变流器开始响应延时时间为350 ms，风电机组在频率扰动期间风速保持不变，风电场内各风电机组在频率突变前时刻状态如表1所示。

表1 风电机组初始状态

Table 1 Initial state of wind turbines

GB/T 28566—2012《发电机组并网安全条件及评价》[26]规定，火电机组一次调频响应滞后时间应小于3 s，仿真中火电机组一次调频响应滞后时间设置为1 s。假设在t=2 s时刻，负荷突增45 MW，风电场不投入调频、投入一次调频但不加返回算法和加上返回算法且α=0.2时的仿真对比如图1所示。根据投入策略计算可知,只需W1,W2,…,W20前20台风电机组参与调频即可满足调频需求，不需要全部具有调频能力的风电机组都参与调频。在不投入一次调频时频率最低为49.25 Hz，投入一次调频后频率最低为49.33 Hz，不加返回算法时风电场调频退出会导致频率的二次跌落降低0.05 Hz，频率的二次跌落对火电机组有功功率造成的影响如附录D图D2所示。图2所示为风电场PCC有功功率仿真结果，相比于风电机组直接退出一次调频，加上返回算法后PCC功率变化更为平滑。

图1 系统频率变化对比

Fig.1 Comparison of system frequency variation

图2 风电场PCC功率变化对比

Fig.2 Comparison of power variation of wind farm at PCC

图3给出了仿真中带返回算法且α=0.2时W1,W2,…,W20的有功功率增量，风电机组的有序退出一次调频会对系统频率稳定性起到改善作用。

图3 α=0.2时调频机组有功功率参考值

Fig.3 Reference value of active power of frequency modulation unit when α=0.2

附录D图D3给出了不同α值下，风电场退出一次调频时整个风电场有功功率增量参考值的变化趋势;附录D图D4给出了不同α值下，风电场退出一次调频对系统频率稳定性的影响。可以看出，当α从0.9减小到0.1时，整个风电场有功功率增量参考值变化越来越平缓，由于风电场退出一次调频而造成的频率二次跌落也越来越小，但在α减小的同时也会增加排在队尾的风电机组的调频负担，这些机组由于调频时间过长，动能释放过多造成机组转速下降，同样可能会造成频率的二次跌落，因此α系数不宜设置过小。

6 结语

本文提出了一种风电场级一次调频时序优化和风光水火多电源梯级调频方案的工程实用策略。以云南电网的实际数据为例验证了多电源梯级调频方案的适用性，在充分考虑风电场内各台风电机组的实时状态条件下，提出风电场参与一次调频的投入与退出策略，通过理论和仿真得出以下结论。

1)综合考虑机组惯性、响应速度和有功支撑时间等指标，通过一次调频死区的配合，确定风光水火多电源参与系统调频的顺序为火电、水电、光伏和风电，可以提高云南电网在异步互联后系统的频率稳定性。

2)风电场参与系统一次调频的投入策略可以得出风电场在调频期间需投入的最小风电机组台数，减少调频期间风电场内风电机组总的动作次数，避免风机桨叶控制系统频繁调节造成的机械磨损。

3)在风电场结束一次调频时，通过时序依次退出风电机组的一次调频，可以有效地降低风电场退出一次调频可能会造成的频率二次跌落。

未来大规模的风电和光伏并网将会对电力系统的频率调节能力提出更高的要求。本文主要工作是风电场级的一次调频控制策略，但是没有考虑到当风电场内总的可调容量不足时的控制策略，同时梯级调频中各电源所占比例对调频死区的影响还需要进一步的研究。