新能源主動支撐電網能量獲取及調配策略研究

李紅剛，王紅慶，蔣成博，盧曉光

(1.平高集團有限公司，河南 平頂山 467001；2.許昌許繼風電科技有限公司，河南 許昌 461000)

0 引言

新能源風電在發電領域占比逐年增大，且仍將迅猛發展，對電網影響愈發顯著[1-3]。電力系統電力電子化特征凸顯，電力系統旋轉備用容量及轉動慣量相對減，導致電力系統安全穩定運行的壓力增大[4-5]。為改善風電運行特征，緩解電網運行壓力,進行風電虛擬同步機的研究[6-9]，以主動支撐電網。本文基于此背景，結合主動支撐項目，進行風電主動支撐過程中的能量調配策略的研究。風力發電機組正常發電狀態與電網頻率處于解耦狀態，沒有相互關聯[10]。風電虛擬同步機開發即建立電機發電功率輸出與電網頻率之間的動態關聯過程[11-15]，利用控制手段在電網波動過程中主動支撐電網平穩運行。風機正常發電時，由風輪吸收能量，經傳動鏈帶動發電機轉動發電[16-17]，這個能量轉換傳遞過程是由實際旋轉機構實現的，具有實際慣量特征。而電機輸出功率隨電網頻率波動的主動支撐慣性特征，是由電力電子機構通過控制調配實現的，其本身不具備慣性特征，本文稱為風機虛擬旋轉軸。本文研究重點的是建立風機虛擬旋轉軸與實物旋轉軸之間的能量轉換聯系。通過分析實物旋轉軸上的慣量儲備及能量吸收轉換特點，尋找可利用調頻支撐功率特性。另外通過虛擬軸調頻特性的改變，研究調頻對整機運行的影響。

1 風機實物軸可調頻能量分析

風機實物軸可獲得的調配能量有風輪吸收的風能和風輪自身的慣性動能[18]。風機吸收風能的效率隨葉尖速比和變槳角度的變化而變化，由貝茨理論證明得到，吸收效率最大值不超過0.593。風機吸收效率可通過槳距角調整達到0。利用風機吸收風能葉素動量理論，經數據擬合手段處理，可得風能吸收率與槳距角、葉尖速比擬合關系式為

(1)

β為槳距角;λ為葉尖速比。λi與輸入量的函數關系為

(2)

1.1 實物軸變轉速儲能及可調配能量分析

槳距角為0時，風機吸收風能能力達到最大，此時風能利用系數由式(1)退化為

(3)

風能利用系數也退變為圖1的形式。由圖1可知，當葉尖速比越過最優尖速比后，風能利用系數會隨之降低。故在外在風速不變的假定下，葉尖速比脫離最優點后，風輪的風能吸收率會隨之降低。實物軸轉速的變化會引起2個方面能量的變化：降低風能利用系數所導致的風能吸收率變化的能量；風輪轉速相對于最優轉速提高所存儲下來的轉動慣量。

圖1 最佳槳距角下風能利用系數與葉尖速比關系

利用以上2個特點，在設計具有虛擬同步機功能的風機時，犧牲部分正常發電功率，在風機正常運行時適當提高風機軸轉速，實現風機提速儲能目的。提速控制可由風機轉矩控制實現，轉矩控制以發電機轉速為輸入量，控制轉矩輸出大小，從而改變葉尖速比，進而改變風能利用系數。整個轉矩控制依據最優轉矩系數k實現，則有

(4)

設定需求葉尖速比λ值，由式(4)可計算出轉矩轉矩需求k。

記最優發電最優發電葉尖速比為λopt0，提速儲能所需控制尖速比為λsto0，則根據式(4)可分別得到最優發電最優發電風能利用系數Cp,opt0，提速儲能控制風能利用系數Cp，sto0。測量當前發電功率Psto0，則風機恢復最優發電后，因風能利用系數變化存儲的能量為

(5)

測量當前發電機轉速記為Vsto0，記最優發電機轉速為Vopt0，由式(4)可計算當前運行轉矩利用系數ksto0，可得

(6)

同樣過程，由式(4)計算最優風能利用系數下的運行轉矩利用系數kopt0，并得如下關系式：

(7)

由以上關系式可以確定Vopt0，則因風輪轉速變化存儲的慣性能增量為

(8)

由提速儲能策略所存儲起來的能量為ΔPsto與ΔPJ之和。在調頻過程中，假設外界風速不變化，ΔPsto是可以持續被利用的能量，而ΔPJ卻是只能短暫提供慣性支撐的能量。差別原因是ΔPsto為風輪吸收能力的變化導致的能量變化；而ΔPJ卻是風輪提速后存儲機械能，在風輪轉速變化趨于穩定后，能量隨之停止釋放。

1.2 槳距角儲能及儲能能量計算

風機實物軸只能運行在限定的轉速范圍內，通過實物軸轉速變化獲得的可調頻能量有限。為獲得更大的能量調配范圍，須利用變槳儲能方法來實現。為使式(1)風能利用系數解耦為只與槳距角有關的二維關系，限定如下討論范圍:在任意槳距角下，只討論風機運行在最佳葉尖速比情況下，不同控制槳距角與最優槳距角之間的風能利用系數差異，進而設計確定工況下的功率預留控制算法。

風機合理運行的尖速比區間為[5,20]，槳距角在發電狀態下的合理運行區間為[0,40]。在這一限定區間內，對于確定的某一變槳角度，則式(1)是在風機合理運行尖速比區間內的單調函數或只有1個拐點的函數。故此，在上述合理運行區間內Cp有且只有1個峰值，即只有1個最大值。

為計算方便，利用軟件計算不同槳距角下在區間[5,20]上的導數為0的點，即可得最優功率和最優功率利用系數。做多個不同槳距角下的最優功率利用系數連線，即可得到最優功率利用系數擬合曲線。

記最優發電風功率利用系數為Cp,opt0，在當前槳距角下的最優發電風功率利用系數為Cp,β，測量當前發電功率Pβ，則風機恢復最優槳距角后，因槳距角變化壓制的功率釋放量為

(9)

1.3 實物軸三維動態聯合儲能及能量調配控制實現

機組實際運行中，單純依靠提速儲能方法存儲能量有限，不能滿足調頻儲能要求；單獨利用變槳控制，在響應調頻初期，槳葉未調整到最佳吸收風能位置需要一個過程，因調頻響應速度指標限制，風機迅速增發功率，會導致轉速迅速降低，當葉片進入最佳吸收風能位置后，因葉尖速比已脫離最優尖速比過多，也無法盡快吸收風能，故此，需要提速控制與變槳儲能控制結合應用，達到儲能目標。

利用部分提速組合部分槳距角儲能的控制方法，功率利用系數Cp和槳距角、葉尖速比之間構成了動態三維關系圖。因控制過程是對這種關系的后驗跟蹤過程，故此無法事前精確限定三者關系。為工程實現需要，根據控制需求限定運行條件，做如下限制規劃：確定提速儲能能量需求，進而計算出提速儲能轉矩控制參數，在變槳儲能動態變化變槳過程中提速儲能參數不再變化。

正常運行時，風機提速儲存能量需達到儲能要求的5%，以便虛擬機快速響應，此時依據式(5)和式(8)，可以反推出風機所需轉矩系數ksto0。此控制系數設定為風機轉矩控制所需系數，在槳距角變化時不再改變此控制參數。

剩余的能量存儲以槳距角脫離0°的方式完成。在槳距角脫離0°過程中，風輪并不能維持在提速儲能所需控制尖速比λsto0處，這是因為槳距角的變化會使入流角改變。為實現對三維能量變化的控制，本文利用數學擬合的方法。隨槳距角變化功率利用系數在限定區間內是單調函數，利用這一特征，用曲線擬合的方法可以找到預留功率與槳距角之間關系的規律曲線。曲線擬合首先在轉速能量調配參數確定的情況下，對槳距角變化及能量儲存需求進行擬合。首先是找到儲能目標下，當前功率和預留槳距角的多個對應點，然后擬合出整體曲線。在擬合點計算過程中，可以利用式(9)進行計算。本文在擬合過程中利用行業認可的Bladed軟件進行快速擬合，Bladed軟件可精確反映式(9)物理關系，同時具有快速輸出其他有用數據的能力。擬合步驟如下：

a.按設計要求確定提速策略轉矩系數ksto0。

b.確定需擬合點恒定輸入風速v1，并作為仿真軟件Bladed的輸入風速。

c.在槳距角為0，轉矩系數為ksto0下，仿真輸出穩定功率，記為Popt0。

d.確定初始槳距角β1，在轉矩系數ksto0控制狀態下仿真輸出穩定功率，記為Pa1。

e.計算Pa1-Popt0與需求預留功率的差距。

f.利用二分法思維改變槳距角為β2，并重復步驟d-步驟e的操作，使Pan-Popt0與需求預留功率近似相等。

g.重復步驟b-步驟f的操作，找到全功率段足夠擬合曲線數量的點。

h.利用擬合點數據，進行多項式擬合，可擬合出風速-功率曲線、葉尖速比變化曲線、槳距角-功率變化曲線等所需控制曲線。

2 實物軸能量支撐虛擬軸調頻的實現策略

風機虛擬軸為電網頻率與發電功率之間的相關性變化，是利用控制手段模擬同步機的慣性外特性，達到穩定電網的目的。實際策略設計中，從對電網主動支撐角度出發，當電網出現波動后，虛擬軸出力有必要模擬同步機慣性外特性，體現對電網波動的阻尼效果；當電網恢復正常狀態過程中，模擬同步機慣性外特性反而不利于電網快速恢復。故此，虛擬軸主動支撐出力策略制定思路為：充分發揮電力電子優勢，在電網正常頻率過程中模擬同步機慣性外特性，提供電網頻率變化的阻尼；在電網恢復正常頻率的過程中，發揮電力電子的優勢，快速恢復正常出力，使電網能更快速的恢復到正常頻率水平。

2.1 風機虛擬軸慣性特征動態支撐參數提取

同步機載荷突變的暫態過程體現慣性特征，機組輸出功率會輸出瞬時波動來維持功率平衡，即

(10)

PTi為系統內第i臺機組機械功率；PGi為系統內第i臺機組電磁功率；ΔPL為電網突變負載；PJi為系統內第i臺機組動態慣性儲能；m為系統機組數。

在進行風機虛擬軸慣性特性模擬時，依據能量的瞬時變化，推導得出風機輸出功率與電網頻率的關系。

發電機轉子動能E(t)可表示為

(11)

J為虛擬轉子轉動慣量；ω為轉子旋轉角速度。

電機轉子動能P(t)的功率變化率可表示為

(12)

f(t)為電網頻率；p為電機極對數。則有

(13)

(14)

由式(14)近似得出頻率與功率的對應關系為

(15)

TJ為慣性時間常數；fN為系統額定頻率；PN為發電機組額定功率；f為并網點實時頻率。

2.2 風機虛擬軸一次調頻特性模擬

同步發電機組系統頻率變化后，靜態特性分析過程如圖2所示。

圖2 同步發電機組有功功率-頻率靜態特性

在特性曲線上任取2點a、b，定義機組的靜態調差系數為

(16)

式(16)中，變量用標幺值標識，負號表示發電機輸出功率的變化和頻率的變化符號相反。圖2中：fN為電網額定頻率標幺值；Pa為對應頻率下的同步電機出力標幺值；f1為電網頻率滑落標幺值；Pb為對應同步電機調節出力標幺值。為方便計算功率與頻率的關系，令Kf為發電機的功率-頻率特性系數，其意義為調差系數的倒數，即

(17)

依據式(17)得出風電機組參與電網一次調頻支撐能量為

(18)

Kf為有功調頻系數；PN為發電機組額定功率；Δf為頻率變化值。

2.3 風機實物軸存儲能量支撐虛擬軸調頻策略規劃

電網頻率異常的時間占比有限，風機多數時間是處于正常發電狀態，因此在滿足調頻儲能情況下，風機控制會考慮盡量少地預留儲備能量，風機在調頻中會設置能量支撐上限，本策略設置為10%PN。風機在實現虛擬同步功能時，將虛擬同步控制嵌入風機的正常控制策略之中。風機調頻有慣性策略、一次調頻策略。融入調頻控制后的風機控制策略規劃如圖3所示，并對圖3的策略重要步驟進行逐條解釋。

圖3 風電虛擬同步控制結構

2.3.1 慣性調頻響應策略

慣性調頻控制中輸入量為電網頻率的變化率，依據式(12)計算慣性調頻所需支撐功率，并與風機實時功率進行疊加，計算出功率調節目標值。因風機自身物理特性限制，風機實發功率大于20%PN，且電網頻率變化超過0.03 Hz時，慣性調頻才起作用，其中因備用能量限制，增發功率ΔP限值范圍為-10%PN～+10%PN。其中,TJ的選取是策略制定的重要工作，選取越大對電網支撐能力越強，但是過大會導致風機因調階過大而引起電磁振蕩、支撐時間縮短、風機提前退出支撐過程等問題。因此合適的參數對策略的實現尤為重要，目前用測試聚類分析手段獲得參數合理值在5附近較合適。

2.3.2 一次調頻控制策略

一次調頻輸入量為電網頻率變化量，由式(14)計算獲得一次調頻有功增發目標值。同樣一次調頻對電網進行支撐的條件為：風機實發功率大于20%PN，且電網頻率變化超過0.03 Hz，其中因備用能量限制，增發功率ΔP限值范圍為-20%PN～+10%PN。考慮到備用能量有限及一次調頻支撐力度最大化需要，經試驗分析Kf值在20附近較合適。

2.3.3 聯合動態儲能預留控制

風機備用預留方法依據1.3節所述方法進行實現，備用能量預留時刻按照機組額定功率的10%進行計算。針對具體機型，風機在變槳儲能實現過程中依據“槳距角-功率”關系，仿真、擬合儲能曲線，固化在控制策略中，使風機在運行狀態下依靠對槳距角的調節時刻保留10%PN功率備用，在需要功率向上支撐時進行釋放。

2.3.4 功率疊加及限制控制

考慮到實際運行時風速的波動，在功率進行支撐過程中，為了穩定功率輸出，會出現超過機組運行極限工況，需設定“功率-轉速”保護限值，不同機型需根據仿真、計算結果進行保護曲線規劃。當超過保護限值后，系統即刻退出有功調頻功能，切換至正常轉矩控制。

3 實驗驗證及指標分析

實驗時，將完整的虛擬機能量調配策略運行在風機主控制器中，能量調配策略曲線依據不同機型的葉片翼型數據及運行轉速區間確定，主控制器完成計算后得到轉矩需求指令，下發給變流器執行。虛擬機能量調配策略適用于所有風機類型，因葉片翼型差異導致的機型差異，體現在能量調配策略擬合曲線的差異上；因雙饋、全功率變流等變流器差異導致的機型差異，體現在轉速-轉矩對應關系變比差異上，策略上并無差異。

仿真實驗及現場實驗選用2 MW雙饋機型進行，仿真工具選用行業認可的Bladed軟件輔助。仿真除進行必要的參數選取與曲線擬合外，同時驗證調頻過程對整機載荷的影響；現場實驗主要驗證調頻特性的調頻效果和調頻指標參數。為驗證精確預留200 kW備用調頻能量算法的預留準確性，進行了實驗，結果如圖4所示。由圖4可知，預留能量釋放后，功率增加值與目標值差值在3%以內。圖5為一次調頻功率向上支撐工況的實驗數據曲線，由于支撐有功已經大于截止功率200 kW，故調頻功率按照最大支撐功率輸出。從數據上看，一次調頻啟動時間在2 s以內，上升時間在1 s以內。完全能夠達到常規能源一次調頻指標要求。圖6為慣性調頻響應數據曲線圖。慣性調頻要求響應時間和上升時間較苛刻，從高頻率采樣數據統計可知，慣性調頻的響應時間從控制器辨識到頻率加速度再到功率響應的時間為200 ms，加上控制器的頻率辨識過程，總響應時間在500 ms以內，可以滿足常規能源慣性調頻響應指標。

圖4 儲能釋放前后功率風機功率變化

圖5 慣性調頻功率支撐

圖6 一次調頻有功支撐

圖7為進行慣性調頻過程中，功率支撐達到200 kW工況下的風機振動加速度峰峰值數據。振動峰峰值能側面反映風機在沖擊過程中主要載荷部件的受力變化情況。由圖7數據顯示：調頻過程左右振動峰峰值略有增加，但增加幅度幾乎可以忽略，對風機載荷影響不大；調頻過程中前后振動峰峰值最大值達到0.65 m/s2，對比本機型1.10 m/s2振動停機保護值，還有較大余量。調頻對風機載荷沖擊，在不疊加其他故障停機工況時，完全在風機極限載荷的包絡之內，對風機極限載荷沒有影響。因電網故障發生次數有限，對風機疲勞載荷影響也幾乎可以忽略。

圖7 調頻過程風機振動情況

4 結束語

本文從風機吸收風能的基本理論和風機運行物理特性出發，研究風機葉輪儲能即可用能量特性，得到了風機風輪慣性儲能量化公式及其用于支撐電網調頻能量的計算公式；實現了利用變槳手段進行能量調配用于支撐電網調頻能量的計算方法。進而得到了風機動態聯合儲能及能量調配控制實現策略。

在利用聯合儲能能量進行電網支撐策略研究過程中，得到了風機模擬虛擬同步機的實現策略，完成了電網支撐策略融入正常風機控制策略的結構設計。風機主動支撐電網調頻策略通過了仿真軟件的驗證及評估；并通過了現場實驗進行的調頻指標評估。實驗結果表明，風機備用能量預留準確，風機主動支撐電網調頻指標在合理范圍內，風機虛擬同步機控制能實現電網主動支撐。