海上漂浮式風電場高比例并網一次調頻控制策略研究

宋子秋， 余照國， 胡 陽， 劉吉臻

(華北電力大學 控制與計算機工程學院，北京 102206)

隨著海上風電在全球能源轉型背景下的迅猛發展，我國海上風電裝機并網數量不斷增加，2021年新增裝機容量達16.9 GW，約占全球新增裝機總量的50%[1]。我國海上風能資源稟賦豐裕，但目前已開發利用的近海風能遠小于深遠海域蘊含的風能[2-3]。圍繞“碳達峰”、“碳中和”戰略目標[4]，構建以新能源為主體的新型電力系統，遠海漂浮式風電高比例并網成為未來電力系統發展的必然結果。

由于風能資源的波動性、間歇性和隨機性，大規模風電并網會破壞電力系統有功功率與負荷之間的平衡[5]，引發電網頻率的波動，威脅供電系統的安全經濟運行。海上漂浮式風電與陸上風電存在明顯的差異，復雜的海上風浪環境使得漂浮式風電機組在現有控制策略下很難保持參數穩定和輸出功率平滑[6-7]，缺乏慣量支撐和一次調頻能力，其大規模并網后給電網造成更為嚴重的沖擊[8]。海上漂浮式風電受風、浪載荷的影響，漂浮平臺和風機塔體會發生位移和俯仰運動[9-11]，導致風電場輸出功率在期望值附近波動，并網后將引起電力系統頻率的變化。隨著電力系統區域互聯程度的增加和漂浮式風電滲透率的提高，電網頻率波動的問題將會愈發嚴重，因此需要為其配備頻率響應系統，參與一次調頻。

目前，風電機組參與電力系統一次調頻的研究主要涉及陸上風電和近海固定樁風電，主要方法包括轉子動能控制、減載運行控制及儲能參與調頻控制。轉子動能控制可分為虛擬慣量控制和下垂控制。Morren等[12]最早提出虛擬慣量控制的思路，通過附加頻率控制單元計算風力機輸出功率參考值，使風力機具備慣性響應能力。Miller等[13]在有功功率控制中引入系統頻率偏差信號，使風電機組具備頻率-功率下垂特性。文獻[14]和文獻[15]將風力機運行區間劃分為低、中和高風速區域，不同運行區間采用不同優化指標整定下垂系數，實現風力機最優下垂特性。一般情況下，由于風電機組轉子動能有限，轉子動能控制調頻只能維持較短時間，且在風力機退出調頻后的轉速恢復階段，其輸出功率大幅減少，可能會導致系統頻率的二次跌落。減載運行控制主要分為轉子超速控制和變槳距控制。張昭遂等[16]分析了轉子超速控制和變槳距控制的局限性，提出將兩者相結合的協調控制方法，在一定程度上改善了風電機組的調頻特性，但同時降低了風能轉化效率。儲能系統具有快速響應和靈活控制的能力，是在高風電滲透率下維持電力系統頻率穩定性的重要手段。劉忠仁等[17]利用電池儲能系統緩解了風電并網引起的電力系統頻率波動，進一步分析了儲能電池容量對區域電力系統頻率控制的影響。顏湘武等[18]利用超級電容組模塊協調風電機組一次調頻，在改善機組慣性響應性能的同時，提高了風力機運行的穩定性和經濟性。

上述研究均對風力機參與電力系統一次調頻領域有一定的貢獻，但在此基礎上，該領域仍應在以下幾個方面需要加強研究：(1)含漂浮式風電場的混合電力系統頻率特性；(2)高比例漂浮式風電場并網對電力系統定性和定量的影響；(3)在高比例漂浮式風電場并網背景下的一次調頻控制策略。為此，筆者首先建立了含漂浮式風電場和電池儲能系統的風-火-儲混合電力系統一次調頻模型，為對含漂浮式風電場或含高比例漂浮式風電場電力系統的頻率特性的定量和定性研究提供了理論基礎；然后，提出儲能電池協調高比例漂浮式海上風電場的一次調頻控制策略；最后，以Matlab/Simulink軟件和FAST風電仿真軟件為基礎，以半潛漂浮式風電場為對象，搭建仿真實驗平臺，分析波浪載荷對電力系統性能的影響，并在階躍負荷和隨機負荷2種場景下，仿真對比了轉子動能與超速減載聯合一次調頻控制策略和基于電池儲能的海上風電機組調頻策略，以驗證所提方法的有效性。

1 含漂浮式風電場的混合電力系統一次調頻模型

1.1 漂浮式風電場一次調頻模型

與陸上和近海風力機相比，漂浮式海上風力機的運行環境更加復雜惡劣，在風、浪載荷作用下，海上風力機的漂浮基礎平臺和機身塔架會發生橫向搖動和縱向俯仰運動，造成機組輸出功率持續波動。以美國國家可再生能源實驗室(NREL)開發的5 MW半潛漂浮式海上風電機組為風電場的單機對象，半潛漂浮式風力機模型和風、浪等環境載荷模型的建模采用FAST風電仿真軟件中相關模型，其參數參考文獻[19]。

為實現變速恒頻漂浮式風電機組參與電力系統調頻，附加頻率控制十分必要，通過為機組配備頻率響應單元，確保風電機組的出力響應電網頻率變化。頻率響應單元采用虛擬慣性控制和下垂控制的綜合控制方式，根據漂浮式海上風電場并網頻率偏差計算風力機的額外有功功率參考信號，表達式為：

(1)

式中：KH和KD分別為虛擬慣性控制和下垂控制系數，KH與漂浮式風電機組的慣性時間常數、額定容量和發電機轉速標幺值有關，KD與漂浮式風電機組的額定功率和調差系數有關，這2個系數的整定方法見文獻[20]和文獻[21]；Δf*為漂浮式海上風電場并網頻率變化量，Hz；ΔP*為風力機的額外有功功率參考信號，W；t為時間，s。

圖1 漂浮式風電場一次調頻模型

電網調度中心給出的海上風電場輸出功率的參考值為Pwref，表達式為：

Pwref=Pwref,1+Pwref,2+…+Pwref,n

(2)

正常運行時，電場調度中心根據海上風電機組的額定功率按比例分配初始功率Pwref,i，即

(3)

式中：Pmax,i為第i臺海上漂浮式風電機組的額定功率，W。

(4)

式中：μi為第i臺海上漂浮式風電機組的發電機效率；Tg,i為發電機電磁轉矩，N·m；ωg,i為發電機轉速，rad/s。

發電機電磁轉矩和轉速的動態方程及控制方式可以參考文獻[22]。

1.2 電池儲能系統一次調頻模型

電池儲能系統主要包括儲能單元、能量管理系統和功率轉換系統，其中變換器和儲能電池最關鍵，其等效電路如圖2所示。其中：Et為電網相電壓，Ed為變換器端電壓，Eb為電池端電壓，Ebt為電池過電壓，Eoc為電池開路電壓，單位均為V；Rc為連接電阻，Rt為過電壓電阻，Rb為內部電阻，Rp為放電電阻，單位均為Ω；Cbt為過電壓電容，Cbp為放電電容，單位均為F；α為變換器觸發角，(°)；Xco為變換器電感的阻抗，Ω；Ib為電池儲能系統輸入電流，Ibc為流經電池過電壓電容的電流，單位均為A。

圖2 電池儲能系統等效電路

忽略無功功率和電壓對電力系統頻率的影響，儲能電池充放電的有功功率Pb為：

(5)

式中：Ec為儲能電池電壓，V ；Ed0為變換器空載時最大的直流電壓，V。

將式(2)線性化，得到如下表達式：

ΔPb=Ec0ΔIb+Ib0ΔEc

(6)

式中：ΔPb為儲能電池的有功功率，W；Ib0和ΔIb分別為線性點處電池儲能系統的穩態輸入電流和輸入電流變化量，A；Ec0、ΔEc分別為線性點處儲能電池穩態電壓及其變化量，V。

變換器通過調節晶閘管觸發角α來使電池處于恒功率充放電模式，因此將ΔEc分為2部分：一部分補償因輸入電流變化產生的偏差ΔEp，另一部分補償系統頻率擾動引起的偏差ΔEd，得到表達式如下：

ΔPb=Ec0ΔIb+Ib0ΔEp+Ib0ΔEd=Ib0ΔEd

(7)

通過測量電網頻率反饋信號(即頻率變化量)Δf可以計算得出ΔEd：

(8)

式中：Km為測量回路控制增益；Tm為測量裝置的時間常數,s；s為拉普拉斯算子。

引入符號函數，儲能電池的充放電功率表達式為：

(9)

當sgn=1時，ΔPb>0，儲能電池充電；當sgn=-1時，ΔPb<0，儲能電池放電。

另一方面，通過分析充放電過程中電池內部電容與電流之間的關系，得出：

(10)

式中：Xbt為儲能電池充電阻抗，Ω；Xbp為儲能電池放電阻抗，Ω；ΔEbt為儲能電池過電壓電容電壓變化量，V；ΔEb和ΔEoc分別為儲能電池端電壓和開路電壓的變化量，V。

對式(7)進行拉普拉斯變換，電池儲能系統一次調頻模型結構如圖3所示。其中：Tbt為電池充電等效時間常數，s；Tbp為電池放電等效時間常數，s。

圖3 電池儲能系統一次調頻模型

1.3 火電機組一次調頻模型

火電機組一次調頻模型主要包括調速器模型和汽輪機模型，調速器模型關系式如下：

(11)

非再熱型汽輪機模型關系式如下：

(12)

再熱型汽輪機模型關系式如下：

(13)

1.4 風-火-儲混合電力系統一次調頻模型

根據電力系統負荷頻率特性，可以得到如下表達式：

(14)

利用電池儲能系統協調海上風電機組參與一次調頻，為所有并網的海上風電機組裝配儲能電池，合并儲能電池輸出功率與海上風電機組輸出功率。對于含m臺火電機組、風電場含n臺海上風電機組的電力系統，需滿足：

(15)

圖4 風-儲-火混合電力系統一次調頻模型

2 基于電池儲能的海上風電場一次調頻策略

2.1 電池儲能系統一次調頻控制策略

電池儲能系統一次調頻運行特性如圖5所示。其中:Δfu和Δfd分別為調頻死區的上限和下限，Hz，一般分別取值0.03 Hz和-0.03 Hz；ΔfU和ΔfD分別為電池儲能可調頻的上限和下限，Hz。電力系統正常運行時，對于特定范圍內的頻率小幅擾動，無需調節，因此對儲能電池設置一次調頻死區環節。

圖5 電池儲能系統一次調頻運行特性

儲能電池的充放電狀態與電池的荷電狀態(SOC)有關，且儲能電池的充放電動作深度存在限度。電池荷電狀態Sc可定義為剩余電量與額定容量之比，即

(16)

式中：E0和EN為儲能電池的初始電量和額定容量，J；tc為電池充放電時間，s；Sc0為初始荷電狀態。

為了保證儲能電池的穩定運行，延長其使用壽命，要求電池不能過充和過放，規定儲能電池SOC的約束范圍為：

Sc,min≤Sc≤Sc,max

(17)

式中：Sc,min和Sc,max分別為儲能電池SOC的下限和上限，一般取20%～100%。

在研究電力系統頻率偏差與電池儲能系統輸出功率的關系時，可以將電池儲能系統等效為一階慣性環節[23]，即

(18)

(19)

式中：MB為虛擬慣性控制增益。

(20)

式中：KB為下垂控制增益。

2.2 漂浮式風電機組一次調頻控制策略

漂浮式風電機組主要使用轉子動能與超速減載聯合一次調頻控制策略。當電力系統頻率下降時，利用風電機組虛擬慣量將轉子動能快速轉化為電磁功率；慣性響應后，超速減載控制開始作用，使風電機組運行保持在原減載運行曲線之上，從而增大機組輸出功率,參與系統一次調頻；當系統頻率穩定在允許范圍之內時，超速減載控制停止作用，此時風電機組以新的減載率穩定運行。

采用風電機組轉子動能控制調頻，需為機組配備附加頻率響應單元，將電力系統頻率偏差轉化為風電機組的額外有功功率參考信號，利用風電機組虛擬慣量實現轉子動能與有功功率之間的短暫性交換。正常運行時，風電機組轉子中蘊含的動能可表示為：

(21)

式中：Ew為風電機組轉子動能，J；Jw為風電機組等效慣量，kg·m2；ωr為風電機組轉速，rad/s。

風電機組通過釋放轉子動能獲得的電磁功率Pw為：

(22)

在轉子超速控制減載運行下，風電機組的輸出功率表達式為：

(23)

式中：Pmax為風電機組最大機械功率，W；Pd、ΔPd分別為風電機組超速減載運行時的輸出功率及其變化量，W；Cp,d(λ,β)為超速減載運行下的風能利用系數；d為減載率；ρ為空氣密度,kg/m3;v為風速,m/s;rw為風輪半徑,m；Cp,max(λopt,β)為風電機組最大風能利用系數。

2.3 一次調頻控制策略總體設計

圖6 基于電池儲能的海上風電機組一次調頻控制結構框圖

為了滿足電力系統一次調頻的要求，避免儲能電池發生過充和過放，在每次充放電動作前，首先判斷當前SOC是否在正常運行范圍內；在電池的充放電過程中，當SOC達到上限或下限時，電池主動退出調頻。基于電池儲能的海上風電機組一次調頻控制策略控制邏輯如圖7所示。

圖7 基于電池儲能的海上風電機組一次調頻控制邏輯

當SOC滿足儲能電池正常運行的范圍要求時，在一次調頻過程中，電池儲能系統輸出功率與電力系統頻率變化量之間的關系如下：

(24)

3 結果與分析

3.1 實驗參數設置

以NREL 5 MW半潛漂浮式海上風電機組組成的高比例海上風電場作為研究對象，采用FAST風電仿真軟件，在Matlab/Simulink仿真平臺中搭建混合電力系統一次調頻模型，設計并搭載儲能和海上風電機組一次調頻控制器，仿真驗證了波浪特性參數對電力系統性能的影響，以及所提的轉子動能與超速減載聯合一次調頻控制策略和基于儲能電池的海上風電機組一次調頻控制策略的有效性。

搭建的電力系統結構如圖8所示。系統電源僅包含同步發電機組和漂浮式海上風電場，系統負荷基準為1 000 MW，同步發電機組裝機容量為1 600 MW，系統含5 MW半潛漂浮式海上風電機組100臺，裝機容量共500 MW，同時給每臺漂浮式海上風電機組配備容量為1 500 kW×60 s的電池儲能系統。設定漂浮式海上風電機組的輸入風速為8 m/s，正弦波浪載荷的浪高為2 m，風電機組初始減載率為20%，虛擬慣性控制系數和下垂控制系數分別為10.08和10.00，高通濾波器的時間常數設置為8 s，儲能電池的初始SOC為70%。

圖8 電力系統結構仿真示意圖

3.2 波浪載荷影響

在額定風速以下和額定風速以上時，漂浮式風電場在有效浪高分別為1 m、3 m和5 m的正弦波浪下，對海上風電場并網頻率的變化動態進行仿真。仿真結果如圖9和表1、表2所示，其中Max、MAE和SD分別為頻率變化量的最大值、平均絕對誤差和標準差,以下各參數均以標幺值來表示。

圖9 不同浪高正弦波浪載荷下海上風電場并網頻率變化量

表1 海上風電場并網頻率對浪高的響應(8 m/s)

表2 海上風電場并網頻率對浪高的響應(15 m/s)

額定風速以下，當輸入穩態風速為8 m/s時，在3種不同浪高正弦波浪載荷下，海上風電場并網引起的電力系統頻率偏差大體一致，海上風電場并網頻率變化量的Max和MAE均約為0.106和0.018，但海上風電場并網頻率上升的幅值隨著波高的增加呈微弱增大的趨勢。在浪高為5 m的正弦波浪載荷下，海上風電場并網頻率變化量的SD最大約為0.003，與浪高為1 m時相比增大了279.7%。

額定風速以上，當輸入穩態風速為15 m/s時，在3種不同浪高正弦波浪載荷下，海上風電場并網頻率變化量的Max和MAE均約為0.147和0.051。在浪高為5 m的正弦波浪載荷下，海上風電場并網頻率變化量的SD約為0.003，與浪高為1 m時相比增大了229.9%。因此，正弦波浪載荷浪高的增加對海上風電場并網引起電力系統頻率偏差幅值的影響不大，但會加劇電力系統頻率的波動。

3.3 階躍負荷情景

初始時刻電力系統正常運行，在10 s時負荷突增0.35，電力系統頻率變化量、電源輸出功率和儲能電池輸出功率如圖10所示。

(a) 頻率變化量

從電力系統頻率變化量曲線可知，在電池儲能調頻下，與轉子動能與超速減載的聯合控制調頻相比，電力系統一次調頻的性能較優，電力系統頻率變化量的最大偏差為-0.013，穩態頻率偏差為-0.005 8，分別減小了22.4%和12.2%，同時電池儲能調頻的響應速度也明顯更快。

從儲能電池輸出功率曲線可知，當負荷突增0.35時，電池輸出功率為正，電池放電，相當于電力系統中的電源，其最大輸出功率為0.128，一次調頻后電池的穩態輸出功率為0.052。

從火電機組輸出功率變化量曲線可知，因為儲能電池放電，電池儲能調頻下火電機組輸出功率增量減小，與轉子動能與超速減載的聯合控制調頻相比，其輸出功率減少了24.9%。

3.4 隨機負荷情景

為了更貼近現實中負荷變化的場景，當負荷連續隨機變化時，對電池儲能調頻控制下的電力系統一次調頻過程進行了仿真。當負荷發生連續變化的隨機擾動時，電力系統頻率變化量、電源輸出功率和儲能電池輸出功率如圖11所示。

由圖11可知，在隨機負荷擾動下，一次調頻過程中電力系統頻率發生劇烈的振蕩波動。與轉子動能與超速減載聯合控制調頻相比，電池儲能調頻具有明顯的優越性，可以有效地減小電力系統頻率的變化幅值和波動程度，改善了電力系統一次調頻性能。

(a) 頻率變化量

從儲能電池輸出功率曲線可知，在隨機負荷擾動下，一次調頻過程中儲能電池輸出功率可正可負，儲能電池能快速、雙向地吞吐功率，響應電力系統頻率的變化，且電池輸出功率與系統頻率偏差呈負相關。電力系統頻率升高，電池輸出功率為負，迅速吸收系統有功功率充電；電力系統頻率下降，電池輸出功率為正，迅速輸出有功功率放電；當系統頻率偏差在調頻死區范圍之內時，電池不作任何響應。

從火電機組輸出功率變化量來看，電池儲能調頻時火電機組輸出功率變化量較小，有利于減輕火電機組快速變負荷的壓力，降低機組運行成本。

4 結 論

(1) 建立含漂浮式風電場的風-儲-火混合電力系統一次調頻模型，可以準確模擬高比例漂浮式風力機滲透下電力系統的頻率特性。

(2) 所提電池儲能協調漂浮式風電場一次調頻控制策略，可有效減小階躍負荷和隨機負荷場景下電力系統頻率的變化幅值和波動程度，并提高調頻響應速度。

(3) 電池儲能參與一次調頻可以有效減輕火電機組快速變負荷的壓力，并使漂浮式海上風電機組的輸出功率更加均勻。