基于MPPT模式下的云南電網風機調頻策略

張杰，暢昶，楊蕾，向川，何鑫，奚鑫澤，王德林

（1.云南電力調度中心，云南 昆明 650011；2.西南交通大學電氣工程學院，四川 成都 611756；3.云南電網有限責任公司電力科學研究院，云南 昆明 650217）

0 前言

云南電網部分運行方式下新能源占比已經超過50%，由于新能源本身的波動性，且云南電網對于新能源參與一次調頻的經驗不足，目前多處區域已發生較為嚴重的頻率振蕩問題，利用新能源參與一次調頻已成為當前云南電網系統穩定性的研究熱門。

風機可利用的有功資源充沛，但由于風速的波動較難預測，風機難以穩定的向系統提供有功備用以支撐頻率穩定性。當前相關研究較多，文獻[1-2]為我國對于新能源并網的基本規范要求，其中對于新能源一次調頻做出了基本的技術規范；文獻[3]通過對同步發電機與風機進行建模分析，得出風機參與調頻可以提高系統頻率穩定性的結論；文獻[4]詳細分析了一次調頻參數對于系統頻率的影響，提出一種新能源一次調頻參數的設置方法；文獻[5]分析了虛擬慣量控制以及參數整定，并提出了高滲透率下的一種高風速下風機參與調頻的控制策略。

本文針對云南電網對于新能源參與調頻經驗不足的情況下，提出一種適于云南電網的風機一次調頻折線圖，以及風機參與調頻的控制策略，通過調整轉子側控制策略和槳距角控制，使風機在不同風速段調整有功備用量，以達到一次調頻的效果。

1 風機一次調頻參數整定

新能源電機與同步機不同，沒有調速器進行一次調頻，是通過保留有功備用或配置儲能設備，并利用相應的有功控制系統或加裝獨立控制裝置來實現一次調頻功能[6]。根據我國對于新能源參與調頻的技術規定，新能源一次調頻折線函數[2]如式(1)所示：

式中，f為系統實際頻率，fN為額定頻率，fd為一次調頻死區(設定0.05Hz)，PN為額定功率，P0為有功功率初值，δ為一次調頻調差率(設定0.02)。

表示為下垂曲線如圖1所示。

圖1 風機一次調頻下垂曲線

技術規定中規定新能源并網死區空間為±0.05內，調差率為0.02~0.03，上、下擾幅值不小于10%PN，過頻、低頻頻率斜率定義如式(2)所示：

云南電網頻率越上限情況較多，且鑒于該區域對于新能源一次調頻技術尚未有完善規定，故在首次應用一次調頻技術時，應當保障風機在可接受調頻次數內，死區應留有足夠空間，下擾幅值應大于10%PN以留有足夠調頻空間[6]。

根據式(2)可知，過頻、低頻斜率與調差率δ呈反比，故可調整調差率δ為較大值，減小調差斜率以風機得以平穩調頻。綜上可對比現有技術規定得到云南電網一次調頻參數對比表，如表1所示。

表1 云南電網風機調頻參數對比

根據表中數據，云南電網風機一次調頻的下垂曲線可調整為圖2所示。

圖2 云南電網風機一次調頻下垂曲線

圖2 可以直觀得到，該調頻策略對于過頻調節更為顯著，有功下限更低，且過頻、低頻斜率更為緩和，適用于云南電網風機調頻[7-8]，應當注意的是，該策略為宏觀上的粗略調整，具體應根據當地的實際情況對參數做出調整。

2 風機一次調頻控制實現策略

目前云南電網廣泛使用的為雙饋異步風力機(Doubly-fed Induction Generator, DFIG)，其控制策略通常將風機變流器部分解耦為轉子側變流器和網側變流器[9]，且兩者都通過外環來控制功率和直流電壓，并未具備一次調頻功能，而風機在云南地區新能源裝機容量已十分龐大，風機參與調頻可極大減緩云南電網的頻率波動問題。

2.1 有功備用下的調頻策略

為使風機參與有功調節，需要保留一定的有功裕量，當系統頻率下降時可以提供有功支撐。為減少棄風量，當前云南電網所安裝的風機組多為最大功率追蹤控制(Maximum Power Point Tracking, MPPT)，這是由于一定風速下，槳距角固定時，風機輸出的最大電磁功率與葉片角速度呈3次方關系，即：

式中，Pem為最大電磁功率，ωw為風機葉片角速度，ωr為轉子角速度，np為極對數，N為發電機轉速與風機轉速變比，kw為風力機常數，與槳距角和葉尖速比相關。

綜上所述，風機的有功變化可由轉速不同進行分段控制，圖3為云南電網所用某型號風機全轉速運行曲線。

圖3 風機有功-轉速曲線

圖3 中紅色實線為MPPT下風機有功隨轉速變化曲線，0AB段為低風速下風機啟動階段，BC段即為式(3)所示最大功率追蹤區，CD段為轉速恒定區，控制轉子側變流器使風機保持額定轉速，D段為功率恒定區，通過控制槳距角達到恒轉速下的額定功率。容易得出，此模式可使風機保持在功率最優輸出，但由于有功滿發，無法參與系統頻率調節。

圖3 中黑色虛線為一種超速減載控制[8]，即在確定風速下總使風機處于較高轉速，使風機總處于有功欠發狀態，以此保留有功裕量，完成一次調頻?？紤]圖2中頻率下擾幅值為10%PN，則可調整曲線基于MPPT向下偏移0.1 pu，且在功率恒定時調節槳距角與轉子側變流器，使有功穩定在0.9 pu，作為系統頻率下降時的有功支撐。同時，風機應能正常啟動，考慮圖2中頻率上擾幅值為20%PN，應保留風機啟動后0.2 pu有功量，以使風機在系統頻率上升時仍有有功備用。綜上，風機可調功率為圖3中兩塊陰影部分之和。

超速減載下曲線的表達式即為：

式 中，ωA、ωB、ωC、ωD為ABCD點 所 對應的轉速；ws為超速減載切入轉速，可根據式(3)與調頻上擾幅值計算得到，本文所用風機模型ws≈0.9 pu；k1、k2為AB段與CD段的斜率，一般接近1；PB為B點對應的有功值。

綜上，當風速大于ws時，風機開始參與調頻，由式(1)以及表1所確定的云南電網一次調頻標準，在此有功備用策略基礎上可得到適于云南電網風機一次調頻控制如圖4所示。

圖4 云南電網風機一次調頻控制策略

圖4 中，wrn為風機額定轉速，DP作為調頻附加量，需令式(1)中的P0=0，由此結合超速減載使風機協同其它發電機組參與系統的一次調頻。

2.2 虛擬慣量控制策略

一次調頻無法完全滿足風機參與系統調頻時的響應速度，傳統的同步發電機由于本身在原動機的帶動下有著恒定的轉速，當系統頻率不穩定時，轉子在慣性作用下迅速對系統做出反應，利用其旋轉動能發出或吸收多余的有功功率，以此提高系統穩定性[10-11]。

同步發電機轉子額定轉速下的旋轉動能為。

式中，Es為同步發電機轉子旋轉動能，J為轉動慣量，wn為同步轉速。

同步發電機轉子轉速處于恒定狀態，一般在0.95~1.0 pu波動，根據式(5)則可得出同步電機所利用的轉子動能為：

由式(6)可知，同步發電機正常狀態下利用了9.75%的額定轉子動能便可提供較大的慣性作用[12-13]。

雙饋異步風機不同于同步發電機，其轉子轉速由風速和轉矩角決定，其AC-DC-AC變流器可向其轉子側提供旋轉磁場，以此補足轉子轉速為同步轉速，故其轉子轉速范圍較大，約為0.7~1.2 pu，考慮超速減載切入轉速為0.9 pu，則此時風機仍可利用動能為：

由式(7)可知，風機可利用63%的額定轉子動能，而傳統風機控制由于使用解耦結構，轉子轉速與系統頻率互不相干，因此未能利用其充足的轉動慣量。

功率與動能為微分關系，則風機利用轉子動能發出有功功率為：

引入慣性常數H，則有：

式中，Swn為風機額定視在功率，wrn為轉子額定轉速。

將式(9)代入式(8)，則有：

由此，將式(10)中各量表示為標幺值，即為

為模擬同步電機相應系統頻率波動的特性，需要將風機轉速調整為系統頻率，即：

式中，kd為慣性系數。

由式(12)可知，虛擬慣量實際可轉化為頻率波動的微分控制，通過微分快速捕捉頻率變化的趨勢，并通過比例轉化為有功量，由此控制風機多發或少發功率，以達到快速響應的目的。

結合超速減載下的一次調頻控制，可將虛擬慣量視為另一組附加控制量，在一次調頻控制基礎上并入，其控制框圖如圖5所示。

圖5 虛擬慣量控制結構

由圖5可知，當風機轉子轉速處于超速減載范圍時，風機轉子側變流器有功外環參考值為：

2.3 全風速下的協調控制策略

通過以上分析可知，當風機處于超速減載切入轉速ws前，風機應工作于MPPT模式以完成風機的正常啟動與運行[14-15]。而當風機處于切入轉速ws后，則啟動超速減載下的一次調頻與虛擬慣性控制，使風機參與系統的一次調頻。

除此之外，還需在風機達到額定風速時進行槳距角b的控制，使風機工作于額定轉速，此時控制策略如圖6所示。

圖6 槳距角控制結構

綜上，可根據風機轉速制定合理的控制策略，使風機在不同工況時得以穩定工作，其控制結構如圖7所示。

圖7 風機全轉速控制流程

3 仿真分析

本文建立四機兩區系統作為研究基礎，將參與調頻的風機組以大容量風機模型代替，通過將控制策略運用于風機模型對本文所提出的控制策略進行驗證，系統連接模型如圖8所示。

圖8 系統模型連接圖

由圖8可看出，模型中風機組連接在區域1上，通過改進風機中轉子側變流器和槳距角控制策略，完成風機參與調頻的功能。

通過改變風速來測試風機不同轉速下的參與調頻情況，通過改變區域1相連接的負載來改變系統頻率，觀察風機調頻能力和虛擬慣量響應速度。

3.1 風速變化下的風機響應

根據本文中的分析以及對控制策略的設計，當風機轉子轉速低于調頻切入轉速ws時，風機保持最初MPPT模式，有功以圖3中紅線為基準，風機不參與調頻功能，一次調頻和虛擬慣量都不啟動；而當轉子轉速高于調頻切入轉速ws，風機工作于超速減載控制，參與系統一次調頻，并啟動虛擬慣量控制以加快響應速度；當轉子轉速達到上限時，則啟動槳距角控制，以使風機正常工作。

因此，設置風速從30 s開始以初始風速7 m/s勻速增加到70 s，此時風速為14 m/s，在此過程中負載保持恒定，虛擬慣量不參與調頻，則可得到圖9所示仿真結果。

圖9 中(a)為系統頻率變化圖，(b)為槳距角變化圖，(c)為風機發出有功變化，(d)為風機轉速變化。

圖9 風速變化下風機工作狀態

結合圖(a)和(d)可知，當轉子轉速在0.9 pu以下時，風機工作在MPPT模式，此時無論有無接入調頻控制，都不影響風機發出最大有功；而當轉速高于0.9 pu時，由于系統頻率偏高，此時若接入調頻控制，則風機立刻啟動一次調頻功能，發出有功迅速下降，從圖(c)中可以看出，有功較MPPT模式下降了約200MW，而系統頻率也從50.5下降至50.4以下；結合圖(b)和(d)可知，轉速高于1.2 pu時，槳距角開始升高，且從圖(d)中可以看出，超速減載將節省的有功儲存在了轉子動能中，因此較MPPT模式更早達到1.2 pu。

3.2 慣性系數對虛擬慣量的作用

從式(12)可看出，影響虛擬慣量作用的為慣性系數kd。向風機輸送恒定風速，令負荷在30 s時減少400 MW，于50 s時恢復；在70 s時增加400 MW，于90 s時恢復，則可得到圖10所示的頻率和風機有功變化。

圖10 負荷變化下慣性系數對調頻影響

從圖10中可以看出當負荷發生變化時，風機有功在一次調頻和虛擬慣量作用下發生了變化，當負荷減小時，系統頻率升高，風機立即調整有功下降，以防止頻率越限，負荷升高時則反向變化。

從圖中亦可得知，在不同的慣性系數下，風機對于調頻的響應速度也不同，慣性系數kd越大，風機反應越快。當kd=0時，風機過渡較為圓滑，但響應速度稍慢；當kd=8時，風機有功開始出現超調量，隨反應速度快，但其超調量不利于系統的穩定性。因此，通過仿真觀察可以得知，本文所用風機模型在慣性系數處于4~8間時，更為合適。

3.3 實況下的調頻測試

基于以上測試，可以驗證本文所制定的控制策略對于風機參與調頻有一定的效果。然而，實際生活中，風速本身具有不確定性，負荷波動也難以精準預測，由此，可在仿真中設置負荷較大幅度的波動，并向風機提供如圖11所示的隨機風速，以此驗證該控制策略的實用性。

圖11 隨機風速波動圖

在此風速波動下，系統的頻率和風機的有功功率變化如圖12所示。

圖12 實況下系統頻率與風機功率變化

從圖12中可以看出，在波動的風速與負荷下，風機可以向系統提供一部分功率，使系統頻率得到一定的控制，且該策略對于類似云南電網頻率越上限的情況有著較好的抑制效果，由此，驗證本文所述風機一次調頻控制策略可以用于實地進行進一步測試研究。

應當注意的是，本文所述參數整定結果并不一定適用于當地的風機組，具體情況還需結合當期特點進一步改進。

4 結束語

本文通過分析云南電網新能源調頻現狀，提煉云南電網所存在的問題，進一步提出云南電網新能源調頻所需要的功能，本文所做的分析與驗證，可歸納為以下幾點：

1）通過研究國家所規定的新能源一次調頻技術規范，在其基礎上提出了適于云南電網風機組的下垂曲線，并對其中的關鍵參數進行了分析整定；

2）利用超速減載控制，結合分析得出的調頻曲線，為風機制定減載曲線，結合一次調頻控制提出了基本的調頻策略；

3）在一次調頻基礎上引入了虛擬慣量控制，通過分析與推導，得出虛擬慣量控制結構，并對于全風速段下的分段控制制定了流程圖；

4）通過仿真分別驗證了全風速段的分段控制，一次調頻和虛擬慣量的作用，并通過設置隨機風速與負荷波動，以模擬風機在實況中的調頻情況，經過仿真驗證，風機可以在一定程度上對系統頻率進行補償控制。