考慮風速差異的風電場減載方案與一次調頻策略

何廷一，孫領，李勝男，陳亦平，李崇濤，王晨光

(1. 云南電網有限責任公司電力科學研究院,昆明市 650217;2. 西安交通大學電氣工程學院,西安市 710049;3. 中國南方電網電力調度控制中心,廣州市 510623)

0 引言

風電因具備清潔環(huán)保、技術成熟和成本較低等優(yōu)勢,已得到廣泛應用[1-2]。 據相關數據顯示,截至2020年底,我國風電裝機容量占比已達到12.79%,并呈現出較快的增長速度[3]。 而風電機組一般通過變流器接入電網,導致機組轉速與電網頻率失去耦合關系;且在最大功率追蹤(maximum power point tracking, MPPT)控制模式下,風電機組無法在電網頻率變化時提供功率支撐作用[4]。 因此隨著風電滲透率的增加,慣量降低和一次調頻能力不足等問題也在不斷突顯,給電網頻率穩(wěn)定帶來不利因素[5-7]。

為此風電機組應當具備類似于同步機組的慣量響應特性和一次調頻能力,以實現風電的友好型并網。 針對該目標,目前采用的方法主要包括轉子動能控制和功率備用控制。 轉子動能控制分為虛擬慣性控制[8]、下垂控制[9-10]和綜合慣性控制[11-14]。 文獻[8]較早地提出了虛擬慣性控制的概念,充分利用了風機輸出功率可控性高和響應速度快的特點,使得風機能夠模擬同步機組的慣量特性并釋放轉子動能為電網提供功率支撐。 文獻[9]分析了下垂控制對系統(tǒng)頻率的影響,并得到了不同風電滲透率下的控制參數取值范圍。 文獻[10]考慮到風機的轉速限值,給出了不同擾動大小下不觸發(fā)轉速保護裝置動作的下垂系數取值上限。 而綜合慣性控制是虛擬慣性控制和下垂控制的組合,文獻[11-14]研究了綜合慣性控制對于系統(tǒng)頻率的改善效果,指出綜合慣性控制在減小頻率變化率和最大頻率偏差方面發(fā)揮著重要作用。

然而轉子動能控制的調節(jié)時間一般不超過6 s[15],且風機偏離最優(yōu)運行點后將導致機械功率降低,無法提供穩(wěn)定的一次調頻作用。 為此,可結合功率備用控制來改善風機的調頻效果,一般可通過超速減載和變槳距角減載的方式留出備用功率。 文獻[16-17]根據風速差異制定了超速和變槳距角減載策略,低風速下的風機僅采用超速法,中風速下的風機采用超速和變槳距角結合的方法,高風速下的風機則采用變槳距角法,然而在減載中各臺風機承擔相同的減載率,未考慮到不同風速下風機減載能力的差異性。 文獻[18]指出風速越低,風機通過超速的方式提供的減載率越大。 文獻[19]則根據風速的差異,優(yōu)先選擇低風速下的風機進行超速減載操作,但超速減載的風機均運行于最大轉速處,不利于風電場的安全運行。 文獻[20]按照轉子動能最大化和槳距角總變化量最小化的原則,采用優(yōu)化模型計算各臺風機對應的轉速和槳距角,但當風電場內風機數目較多且風速差異性較大時模型維數較高,計算較為困難。 因此,充分考慮機組間風速差異性且易實施的減載方案以及相應的調頻策略仍有待于進一步研究。

針對上述問題,本文提出一種風電場減載方案以及相應的一次調頻策略。 首先介紹綜合慣性控制和槳距角控制的原理,并分析風電場減載運行的必要性。 然后研究不同風速下風機減載能力的差異性并制定風電場內減載功率分配方案。 根據制定的減載方案,提出相應的一次調頻策略,以充分利用風電場的調頻能力并避免頻率的二次跌落。 最后基于Matlab/Simulink 搭建仿真系統(tǒng)模型驗證所述減載方案和調頻策略的有效性。

1 風機頻率響應控制原理

1.1 綜合慣性控制原理

風機的能量來源為風力機捕獲的風能,依據空氣動力學知識,風機的機械功率為:

式中:Cp(λ,β)為風能利用系數;λ為葉尖速比;β為槳距角;ρ為空氣密度;R為風輪半徑;v為風速。

風能利用系數體現了風力機捕獲風能的能力,且常用的一種函數表達式為[21]:

式中:ωw為風機轉速。

根據不同工況,風機功率曲線如圖1 所示,其中風機輸出功率參考值Pref的表達式為[22]:

式中:ωmin為風機并網運行的最低轉速;ω0為最大功率追蹤區(qū)的起始轉速;ω1為恒轉速區(qū)的起始轉速;ωmax為恒功率區(qū)的起始轉速;kmax為最大功率追蹤系數;Pmax為風機最大輸出功率。

在式(3)的基礎上,引入綜合慣性控制后的控制方程為:

式中:P′ref為引入綜合慣性控制后的風機輸出功率參考值;kp和kd分別為下垂和慣性系數;Δf為電網頻率偏差。

風機功率調整過程如圖1 所示,風機初始運行于A 點,當電網頻率下降時,風機輸出功率參考曲線將上移。 由于轉速不能突變,則風機運行點由A 點變化為B 點并向C 點過渡。 因而在暫態(tài)過程中,風機可提高輸出功率為電網提供短時功率支撐。

圖1 風機功率曲線Fig.1 Power curve of wind turbine

1.2 槳距角控制原理

根據式(1),風機機械功率與槳距角相關,因此可通過改變槳距角來對風機機械功率進行調節(jié),進而改變風機的輸出功率。

槳距角控制原理如圖2 所示,其中限速模塊主要在風速較高的情況下發(fā)揮作用,因而在后續(xù)分析中忽略限速模塊的調節(jié)作用。 調頻模塊的控制方程為:

圖2 槳距角控制原理圖Fig.2 Schematic diagram of pitch-angle control

式中:Tf和Kf分別為調頻模塊時間常數和調節(jié)系數;βf為調頻模塊輸出變量;f和fref分別為電網頻率和頻率參考值。

在電網一次調頻結束后,可得:

式中:Δfst= fst-fref,fst為一次調頻結束后的穩(wěn)態(tài)頻率值。

2 風電場減載方案

以頻率下降為例,風機基于綜合慣性控制參與電網調頻時,由圖1 可知,在新平衡點C 處,風機輸出功率將低于初始值,因此無法為電網提供持續(xù)的功率支撐作用。 而在槳距角控制中,調頻模塊運作的前提為槳距角須留有調節(jié)裕度。 基于上述分析,風機可通過減載運行的方式提高一次調頻能力,主要包括超速減載和變槳距角減載等方式。 而單臺風機的減載功率有限,因而可從風電場層面制定減載方案。

2.1 超速減載

風機超速減載原理如圖3 所示,其中Pref_d為減載后的風機輸出功率參考值。 未減載時風機運行于A 點,而B 點和C 點均低于A 點,即為減載運行點。B 點對應超速減載狀態(tài),C 點對應減速減載狀態(tài)。 但C 點為不穩(wěn)定的平衡點,且減速狀態(tài)降低了風機存儲的轉子動能,因而一般選擇超速減載狀態(tài)。

圖3 超速減載原理圖Fig.3 Schematic diagram of deloading operation by over-speed control

根據式(3),處于最大功率追蹤區(qū)的風機可實現超速減載運行,此時風機初始轉速ωw0滿足ω0≤ωw0≤ω1,對應的風速v滿足v0≤v≤v1,且v0和v1的表達式為:

式中:λopt為最佳葉尖速比。

風機i最大可超速減載功率的計算式為:

式中:kR= ρπR2/2;vi和βi分別為風機i的風速和槳距角。 則風電場最大可超速減載功率的計算式為:

式中:nm為最大功率追蹤區(qū)的風機數量。

當調度中心制定的風電場減載功率ΔPfarm滿足條件時,風電場僅通過風機超速的方式即可實現減載要求。 此時需將ΔPfarm分配至風電場內各臺風機,而當減載功率分配不當時,可能出現部分風機轉速升至限值而部分風機轉速仍存在較大調節(jié)空間的情況,這不利于風電場的安全運行。 為此,考慮到風機風速的差異性,應對不同風機在超速減載方式下的減載能力進行評估,進而確定各臺風機的減載功率。

根據式(8),可計算出不同風速下的單臺風機最大可超速減載功率,如圖4 所示。 由于此時風機槳距角未進行調整,即βi保持為βmin。 為實現風能的有效利用,βmin一般設置為0°,此時也有助于提升基于超速方式實現的減載功率范圍。 且在相同槳距角條件下,風速越低,單臺風機最大可超速減載功率越大,即減載能力越強。 因此,考慮到不同風機減載能力的差異性,可將風機i對應的減載功率ΔPω,i設置為:

減載后各臺風機輸出功率參考值可修改為:

式中:ωw,i為風機i的轉速;kω,i為風機i超速減載運行時的功率追蹤系數。kω,i的計算公式為:

式中:ωws,i為風機i超速減載時的轉速運行點。 通過求解ωws,i,即可得到kω,i。

根據式(8)可知,單臺風機最大超速減載功率僅與風速相關,則可得到ΔPmaxω,i和vi之間的查找表。 在獲取到風電場內各臺風機的風速信息后,可結合查找表來計算ks。 而根據式(12),可形成kω,i和vi以及ks之間的查找表。 因此,根據計算得到的ks,可通過查找表來確定kω,i,進而提高計算效率。

2.2 變槳距角減載

當調度中心制定的減載功率ΔPfarm滿足條件ΔPfarm＞ΔPmaxω時,可在超速減載的基礎上結合變槳距角減載以滿足減載要求。 相應的變槳距角減載原理如圖5 所示。 圖5 中,Pm_d為變槳距角減載運行時的風機機械功率,A 點和D 點為未減載時不同風速下的風機運行點,B 點為超速減載時的風機運行點,C 點和E 點為變槳減載即增大槳距角后的風機運行點。 可見最大功率追蹤區(qū)、恒轉速區(qū)和恒功率區(qū)的風機可采用變槳距角的方式進一步提高風電場的減載功率。 而據相關統(tǒng)計數據可知,風機輸出功率超過自身額定功率80%的概率通常不超過10%[23],即風電場內的風機大多處于最大功率追蹤區(qū),因而這里主要分析最大功率追蹤區(qū)的變槳距角減載方案。

圖5 變槳距角減載原理圖Fig.5 Schematic diagram of deloading operation by pitch-angle control

由圖5 可知,相較于超速減載,變槳距角減載擁有更大的減載范圍,因而須對槳距角變化范圍加以限制以避免風機輸出功率過低。 考慮到變槳距角減載在超速減載達到極限狀態(tài)后才啟動,此時各臺風機轉速已升至ω1。 則通過增大槳距角以實現變槳距角減載時,風機i的槳距角最大限值βdmax,i為:

式中:βmax為考慮風機機械部分調節(jié)能力時的槳距角最大值;β′max,i為考慮功率限制時的槳距角最大值。β′max,i滿足:

式中:Pmin,i為風機輸出功率限值,其計算式如式(15)所示。

式中:d為風電場減載率,這里取0.3。 式(14)的意義為風機i轉速升至限值處的功率高于Pmin,i時,則可進行變槳距角減載,否則不再進行變槳距角減載。

在變槳距角減載中,為了減輕風機機械部分的磨損程度,應盡可能減小風電場內槳距角的總變化量。 類似于超速減載的分析,可對風機在變槳距角減載方式下的減載能力進行評估,進而確定各臺風機的槳距角。

為了簡化控制操作,在變槳距角減載中,取槳距角單位動作量Δβ為2°。 可設風機i槳距角增加Δβ的次數為nβ,i,則第nβ,i次增加槳距角時的功率變化量ΔPΔβ,i如下所示。

1)當βmin+ nβ,iΔβ - βdmax,i≤0 時,ΔPΔβ,i為:

2) 當0＜βmin+ nβ,iΔβ - βdmax,i ＜Δβ時,此時接近槳距角最大限值,則在nβ,i處槳距角增量由Δβ更改為Δβ′i,其表達式為:

則歸算至增量為Δβ下的ΔPΔβ,i為:

3) 當βmin+nβ,iΔβ -βdmax,i≥Δβ時,ΔPΔβ,i為0。

根據式(16)—(18),可得不同風速下ΔPΔβ,i和nβ,i的對應關系,如圖6 所示。 可知槳距角增量相同時,風速越高,風機可提供的減載功率越大,即減載能力越強。 因此應優(yōu)先選擇高風速下的風機進行變槳距角減載操作,以減小槳距角的總變化量。

圖6 風機功率變化量曲線Fig.6 Power variation curve of wind turbine

基于上述分析,這里將風速按照0.5 m/s 的間隔進行分組。 即根據最大功率追蹤區(qū)的最高風速v1,將風速劃分為(v1-0.5,v1]、(v1-1,v1-0.5]等區(qū)間,并按照下述方法進行變槳距角減載操作。

1) 計算所需變槳距角減載的區(qū)間數:優(yōu)先選擇高風速區(qū)間的風機并計算槳距角增加至限值時的減載功率,若減載功率小于減載要求,則繼續(xù)選擇下一風速區(qū)間內的風機進行上述計算,直至累積減載功率大于等于減載要求或各區(qū)間內風機槳距角均已增大至限值時停止計算。 后者說明風電場已無法繼續(xù)減載,對于前者,設得到的所需變槳減載的區(qū)間數為m,則此時累積減載功率滿足:

式中:mh為第h個區(qū)間內的風機數;vh,j和βdmaxh,j分別為第h個區(qū)間內第j臺風機的風速和槳距角限值。

2) 計算第m個區(qū)間內的風機槳距角變化次數:前m-1 個區(qū)間內的風機槳距角均增大至限值,第m個區(qū)間內的風機槳距角需進行計算。 當該區(qū)間內風機槳距角均增加Δβ時,若累積減載功率小于減載要求,則槳距角繼續(xù)增加Δβ,直至累積減載功率大于等于減載要求,此時可得到該區(qū)間內槳距角增加Δβ的次數,并設為b,則此時累積減載功率滿足:

式中:ΔP′sum1為式(19)中m更改為m-1 時的計算結果;βbm,j =min{bΔβ,βdmaxm,j} 。

3) 計算第m個區(qū)間內第b次槳距角變化中所需變槳的風機數:可知該區(qū)間內,第b次槳距角變化中僅需部分風機參與變槳距角即可滿足減載要求。 按照風速由高到低的順序,優(yōu)先選擇高風速風機計算槳距角第b次增加Δβ時的累積減載功率,若仍小于減載要求,則繼續(xù)選擇下一臺風機進行計算,直至累積減載功率大于等于減載要求時停止計算。 此時可得到第b次變化中所需變槳距角的風機數,設為n。 在忽略單臺風機帶來的風電場減載功率與減載要求間的誤差時,可將第b次變化中第n臺風機槳距角增量選擇為Δβ(可增加量不足Δβ時,將其槳距角增至限值即可),則此時累積減載功率滿足:

式中:ΔP′sum2為式(20)中b更改為b-1 時的計算結果;βbm,j計算式同式(20)。

由于高風速下的風機優(yōu)先進行變槳距角減載,因而可減小槳距角總變化量。 且只需通過多項式的計算即可逐步確定各臺風機的槳距角,計算過程較為簡便。

而變槳距角減載后的風機輸出功率參考值可修改為:

式中:kβ,i為變槳減載運行時的功率追蹤系數,其計算式如式(23)所示。

式中:βd,i為變槳距角減載時風機i的槳距角。

3 風電場一次調頻策略

由前述分析可知,當ΔPfarm≤ΔPmaxω時,風電場僅采用超速的方式實現減載運行,此時風電場僅通過綜合慣性控制參與調頻。 結合式(11),式(4)可改寫為:

式中:P′ref_d,i為風機i超速減載狀態(tài)下采用綜合慣性控制時的輸出功率參考值;kp,i和kd,i分別為風機i的下垂和慣性系數。

由式(10)可知,不同風速下風機的減載功率不相同,風速越低,風機的減載功率越大。 因此,可根據風機的減載情況來確定控制參數,以協(xié)調分配風電場的調頻功率。 在超速減載狀態(tài)下,風機功率參考曲線與最大功率追蹤曲線之間的功率偏差為:

則可定義功率分配系數ka,i為:

相應的風機i綜合慣性控制中kp,i可整定為:

式中:kpf為風電場功率調節(jié)系數;Pnf為風電場額定容量;fn為電網額定頻率。

綜合慣性控制中微分項在擾動初期可抑制頻率變化率,而在頻率穩(wěn)定后將不發(fā)揮作用,故kd,i可整定為相同值且計算式為[24]:

式中:γ為虛擬慣性系數;Hw為風機的慣性時間常數;Pnw為風機額定容量。

風機基于綜合慣性控制參與調頻時,轉速過低可能導致轉速保護動作并帶來頻率二次跌落問題,因此需對功率調節(jié)范圍加以限制。 可設風機i綜合慣性控制中的附加功率為kv,i,即:

則根據轉速限值ω0,附加功率最大限值可設置為:

由此即可避免風機功率調節(jié)量過大,同時也不會過度限制風機的調頻能力。

當ΔPfarm＞ΔPmaxω時,在超速減載的基礎上,風電場還將采用變槳距角的方式實現減載運行。 考慮到槳距角的動作會增加風機的機械磨損程度,因此含有變槳距角減載的風電場一般在出現較大功率擾動時參與調頻。 為了充分發(fā)揮風電場的調頻能力,假設一次調頻結束后風機槳距角可恢復至βmin,則根據式(6),風機i槳距角控制中調節(jié)系數Kf,i可整定為:

式中:Δfst可根據電網運行經驗進行整定,且一般電力系統(tǒng)頻率偏差不超過± 0.2 Hz[25], 則可取Δfst= -0.2 Hz。

而變槳距角減載狀態(tài)下,風機功率參考曲線與最大功率追蹤曲線之間的功率偏差為:

則綜合慣性控制參數仍可按照式(26)—(28)進行整定。 而在槳距角變化的過程中,附加功率最大限值為:

即附加功率最大限值隨著槳距角βi的變化而進行調整,以保證風機轉速不會越限。

綜合第2 和第3 節(jié)的分析,可得控制流程如圖7所示。 根據該流程圖,即可實現減載功率的協(xié)調分配和調頻參數的合理設定。

4 仿真分析

基于Matlab/Simulink 搭建了含有風電場的四機兩區(qū)域系統(tǒng)模型,如圖8 所示。 系統(tǒng)中G1—G4 為同步機組,母線10 處接入風電場。 每臺同步機組額定容量為900 MW,風電場內各臺風機型號相同,額定容量為2 MW,風輪半徑R=42 m,風機轉速基準值ωn=1.26 rad/s,ωmin=0.70 pu,ω0=0.71 pu,ω1=1.20 pu,ωmax=1.21 pu,最佳葉尖速比λopt=6.33,風機慣性時間常數Hw=5 s。

圖8 仿真系統(tǒng)模型Fig.8 Simulation system model

4.1 恒定風速下的仿真分析

4.1.1 場景1:風電場采用超速減載方案

仿真中,風電場內風機信息如表1 所示。 根據式(7),可計算出最大功率追蹤區(qū)對應的起始風速v0=5.92 m/s,終止風速v1=10 m/s,則表1 中的風機均處于最大功率追蹤區(qū)。

表1 風電場內風機信息(場景1)Table 1 Wind turbine information in the wind farm(scenario 1)

調度中心制定的ΔPfarm=36.37 MW,而根據表1可計算出風電場最大可超速減載功率ΔPmaxω=73.33 MW,則風電場僅通過超速的方式即可實現減載要求。 根據式(10)可計算出ks=0.50,則各臺風機的減載數據如表2 所示。 可見減載功率在不同風機間實現了協(xié)調分配,低風速下的風機承擔更多的減載功率,以減輕高風速風機的減載壓力。

表2 風電場內風機減載數據Table 2 Wind turbine deloading data in the wind farm

為了充分發(fā)揮風電場的調頻能力,這里取風電場功率調節(jié)系數kpf=50。 根據式(25)—(27),可得綜合慣性控制中:kp,1= 2.15 ×106,kp,2=2.22 ×106,kp,3=1.05×106。 取γ=10-3,則根據式(28),可得kd,i=2×104。 設系統(tǒng)在20 s 時出現負荷突增擾動,擾動大小為200 MW,這里對3 種控制策略下的仿真結果進行對比分析,3 種控制策略均采用本文所述的減載方案,而在調頻策略中有所區(qū)別。 策略1:風電場不參與調頻;策略2:風電場采用綜合慣性控制參與調頻,但不考慮式(30)所示的功率限值;策略3:風電場采用綜合慣性控制參與調頻,并考慮式(30)所示的功率限值。 不同控制策略下的仿真結果如圖9 所示。

圖9 場景1 中不同控制策略下的仿真結果Fig.9 Simulation results under different control strategies in scenario 1

由圖9 可知,在策略1 中,當頻率變化時,風電場輸出功率未發(fā)生改變,無法為系統(tǒng)提供功率支撐。 在策略2 中,由于未考慮附加功率的調節(jié)范圍,風機轉子動能釋放較多,進而引發(fā)轉速保護裝置動作。 此時風機將切除綜合慣性控制,因而風電場輸出功率會大幅下降,并恢復至調頻前的功率值。 風電場功率的下降導致了系統(tǒng)頻率約在30 s 處再次跌落。 該策略下,為了避免頻率的二次跌落,需減小風電場功率調節(jié)系數,這將不利于發(fā)揮風電場的調頻能力。 而相較于策略1,策略3 可有效提高系統(tǒng)頻率跌落時的頻率最低值,同時也推遲了頻率最低值出現的時間,為系統(tǒng)的一次調頻提供了更為充裕的時間。 同時,一次調頻結束后風電場提升了輸出功率,進而提高了穩(wěn)態(tài)時的頻率值,且功率增量約為36.21 MW,接近風電場的減載功率,這也說明了式(27)所示的控制參數設定方法的合理性。 相較于策略2,策略3 考慮了附加功率的調節(jié)范圍,避免了風電場功率調節(jié)系數過大導致的頻率二次跌落問題,進而可充分利用風電場的減載功率,提升調頻效果。

4.1.2 場景2:風電場同時采用超速與變槳距角減載方案

風電場內風機信息如表3 所示,可知各臺風機都處于最大功率追蹤區(qū)。

表3 風電場內風機信息(場景2)Table 3 Wind turbine information in the wind farm (scenario 2)

調度中心制定的ΔPfarm=77.03 MW,根據表3可計算出風電場最大可超速減載功率=62.20 MW,因此僅采用超速減載無法滿足減載要求,風電場還需采用變槳距角的方式實現減載運行。在變槳距角減載中,這里對2 種變槳距角減載方案進行對比。 方案1:風電場各臺風機轉速達到最大限值后,在變槳距角減載中,將減載功率平均分配至各臺風機;方案2:風電場采用本文所述的減載方案。

通過計算,在方案1 中,7.2 m/s、8.2 m/s 和9.2 m/s對應的風機槳距角分別增加至4.70°、2.48°和0.45°,風電場槳距角總變化量為2342.86°。 在方案2 中,7.2 m/s 和8.2 m/s 風速下的風機無需進行變槳距角操作,槳距角保持為0°;而9.2 m/s 風速下的風機需進行變槳距角操作,其中128 臺風機槳距角增加至2°,22 臺風機槳距角增加至4°,則風電場槳距角總變化量為344°。 可見在方案2 中,風電場槳距角總變化量顯著小于方案1 中的結果。

同樣設系統(tǒng)在20 s 時出現負荷突增擾動,擾動大小為200 MW,這里設置3 種控制策略進行對比分析。 策略1:風電場采用上述方案1 實現減載運行,且風電場不參與調頻;策略2:風電場采用上述方案1實現減載運行,并按照本文所述的控制策略參與調頻;策略3:風電場采用上述方案2 實現減載運行,并按照本文所述的控制策略參與調頻。 不同控制策略下的仿真結果如圖10 所示。

圖10 場景2 中不同控制策略下的仿真結果Fig.10 Simulation results under different control strategies in scenario 2

由圖10 可知,相較于風電場不參與調頻,風電場基于綜合慣性控制和槳距角控制參與調頻時可以得到和4.1.1 節(jié)算例中類似的結論。 而策略3 中風電場輸出功率在30 ～60 s 時間段內高于策略2 中的功率值,原因在于策略3 采用了本文所述的減載方案,平均每臺風機對應的槳距角更小,因而風機功率上升更快。 這也使得在系統(tǒng)頻率回升階段,策略3 對應的頻率恢復速度略快于策略2 中的恢復速度。 這也說明了本文所述減載方案不僅可減小槳距角總變化量,也可提升風電場的調頻效果。

4.2 波動風速下的仿真分析

上述算例為恒定風速下的仿真分析,本節(jié)在表1所述風機的基礎上引入隨機風,分析波動風速下的風機響應情況,仿真結果如圖11 所示。

圖11(a)中,風速1、風速2 和風速3 分別對應表1 中6.5、8.5、9.5 m/s 的波動風速。 圖11(b)和圖11(c)中策略1、策略2 和策略3 同4.1.1 節(jié)的仿真分析。 可知,在波動風速下,可以得到和4.1 節(jié)中類似的結論,風電場仍能表現出較好的調頻效果。

圖11 波動風速下的仿真結果Fig.11 Simulation results under fluctuant wind speeds

5 結論

針對風電并網帶來的慣量降低和一次調頻能力不足問題,本文提出了風電場的減載方案和一次調頻策略,主要結論如下:

1) 在超速減載中,風機對應的風速越低,最大可超速減載功率越大。 因而本文根據不同風機最大可超速減載功率的差異性,實現了減載功率在不同風機間的協(xié)調分配,可有效避免出現部分風機轉速升至限值而部分風機仍存在較大調節(jié)范圍的情況。

2) 在超速減載無法滿足減載要求時,風電場可進一步采用變槳距角的方式來滿足減載要求。 風速越高,相同槳距角變化量對應的風機功率變化量越大。 因此本文優(yōu)先選擇高風速下的風機進行變槳距角減載操作,且具體步驟簡單易行。

3) 考慮到風電場內各臺風機的減載情況,本文制定了相應的調頻策略,可充分發(fā)揮風電場的調頻能力,并避免頻率二次跌落問題。