常東旭，吳寧，劉辛裔，李紅剛，盧曉光

（1.國網(wǎng)河南省電力公司直流運檢分公司，河南省鄭州市 450000；2.河南守真電子科技有限公司，河南省許昌市 461000；3. 許昌許繼風電科技有限公司，河南省許昌市 461000）

0 引言

新能源發(fā)電技術(shù)逐漸成熟，在電網(wǎng)中占比增加迅速，以風力發(fā)電為代表的新能源發(fā)電滲透率不斷提高[1-5]。在西北電網(wǎng)等風電占比較大的區(qū)域，隨風電并網(wǎng)容量的占比擴大，電力系統(tǒng)慣量下降，電網(wǎng)調(diào)頻能力降低，電網(wǎng)頻率穩(wěn)定性降低。

使風電本身具有調(diào)頻能力是解決此問題的有效方法[6-7]。風電機組采用電力電子設(shè)備并網(wǎng)，不具備常規(guī)機組的慣性調(diào)頻、一次調(diào)頻等主動支撐電網(wǎng)的能力，其高比例接入后會造成電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力下降，運行風險增大，但研究風電設(shè)備本身特性后發(fā)現(xiàn)，風電機組本身具有巨大的轉(zhuǎn)動慣性能，存儲在旋轉(zhuǎn)風輪中。通過控制手段合理利用這部分能量，可使風電機組具有對電網(wǎng)主動支撐的能力。

風電機組主動支撐電網(wǎng)的調(diào)頻技術(shù)經(jīng)過近幾年的發(fā)展，技術(shù)路線已經(jīng)明了[8-13]。基于風機自身發(fā)電能力精確預留備用容量的技術(shù)路線需要保留風機10%的備用容量，因棄風率過高、經(jīng)濟損失過大而被舍棄。基于風輪自身慣量的單機風電主動支撐因風機退出時間同步，且主動支撐退出后風機需要吸收風能補充風輪慣性能，導致電網(wǎng)有功功率缺陷波動，有引起二次跌落風險。故此風電參與電網(wǎng)有功主動支撐策略層開發(fā)最好以一個風場為單位，有一個中央控制器協(xié)調(diào)整個風場風機進行合理有功支撐。

本文嘗試開發(fā)既能夠進行有效電網(wǎng)頻率支撐，又在場站層面上能協(xié)調(diào)風機退出次序，保證所有風機退出過程不引發(fā)二次有功功率缺口的整場調(diào)頻控制技術(shù)。在設(shè)計控制策略的過程中以不影響正常發(fā)電時的風機風能利用系數(shù)為前提，即風電不儲能頻率支撐技術(shù)。這就繞不開對風機本身特性的了解，故此研究調(diào)頻能量分配過程風機本身的物理約束條件成為算法制定的研究重心。

1 場站調(diào)頻設(shè)計框架構(gòu)建

場站調(diào)頻控制硬件設(shè)備由電網(wǎng)頻率檢測設(shè)備、主控制器、高速環(huán)網(wǎng)和各風機端數(shù)據(jù)交換設(shè)備組成，主控器為硬件系統(tǒng)核心設(shè)備，本文所述算法全部在主控制器上實現(xiàn)。

1.1 場站調(diào)頻硬件系統(tǒng)開發(fā)

調(diào)頻指令下發(fā)的時效性是場站調(diào)頻控制器能否勝任調(diào)頻的最大需求，這是由電網(wǎng)調(diào)頻的時效指標所決定的，一般慣性調(diào)頻的響應(yīng)需求在500 ms以內(nèi)，一次調(diào)頻也在10 s以內(nèi)。故此硬件設(shè)備要求高速的數(shù)據(jù)傳輸能力和強大的數(shù)據(jù)處理能力。

為實現(xiàn)風電場的整場調(diào)頻控制，需要高速傳輸網(wǎng)絡(luò)連接場內(nèi)風機，基于Powerlink環(huán)網(wǎng)的場站控制系統(tǒng)可勝任此要求，其實現(xiàn)數(shù)據(jù)的快速傳輸，數(shù)據(jù)通信周期可達到μs級，能勝任機組之間數(shù)據(jù)分享和機組的協(xié)調(diào)控制。

硬件組成上，場站控制器選用AP910控制器，集成3個Powerlink卡，最多可組成3個環(huán)網(wǎng)，每個環(huán)網(wǎng)上可以鏈接30臺風機數(shù)據(jù)交換模塊，實現(xiàn)風機PLC和場站控制間通過Powerlink總線間的數(shù)據(jù)交換。最終把整個風電場的PLC通過環(huán)網(wǎng)的形式連接到場站控制器上，場站控制器作為主站，各PLC作為從站，進行主從站的通信和數(shù)據(jù)交互。其系統(tǒng)連接圖如圖1所示，每個環(huán)網(wǎng)的拓撲結(jié)構(gòu)如圖2所示。

圖1 硬件系統(tǒng)結(jié)構(gòu)框圖Fig.1 Block diagram of thestructureof hardwaresystem

圖2 單個環(huán)網(wǎng)的拓撲結(jié)構(gòu)Fig.2 Topology of single ring network

主站平臺的軟件運行環(huán)境上，在APC910控制器上安裝Linux操作系統(tǒng)和Hypervisor工控系統(tǒng)，得到可運行應(yīng)用程序的平臺；以此平臺作為算法實現(xiàn)載體進行場站調(diào)頻系統(tǒng)功能開發(fā)。系統(tǒng)的主要參數(shù)如下。

通信周期：按照1個主站，25個從站，交互數(shù)據(jù)各200字節(jié)配置測得，最小通信周期為5 ms；主頻：2.8 GHz；內(nèi)存：16384 MB；硬盤：256 GB；支持環(huán)網(wǎng)數(shù)量：最多可支持3組環(huán)網(wǎng)，每個環(huán)網(wǎng)具有25臺機組。

1.2 電網(wǎng)頻率與風機出力的耦合控制實現(xiàn)

電網(wǎng)頻率與風機出力是解耦的，為實現(xiàn)同步機外特性，需在場站控制器端建立電網(wǎng)頻率與風機出力之間的耦合關(guān)系，并利用風機控制器轉(zhuǎn)矩指令干預的方式建立二者之間的耦合。有功支撐與電網(wǎng)頻率之間的耦合函數(shù)關(guān)系如式(1)所示：

轉(zhuǎn)矩強制增加值應(yīng)為

式中：ΔP為相對于進入支撐時刻有功功率增加值；ΔT為支撐功率轉(zhuǎn)矩需求變化值；kd為電網(wǎng)頻率波動微分補償系數(shù)，為電網(wǎng)慣性支撐權(quán)重系數(shù)；kp為電網(wǎng)頻率波動補償系數(shù)，為電網(wǎng)一次調(diào)頻支撐權(quán)重系數(shù)；f為電網(wǎng)頻率采集值。

為發(fā)揮電力電子設(shè)備的主動支撐優(yōu)勢，在電網(wǎng)頻率支撐策略設(shè)計中不需要嚴格模擬同步機外特性，可以根據(jù)電網(wǎng)對有功功率需求，制定優(yōu)于同步機外特性的有功支撐方案。場站集中控制器對單臺風機主動支撐控制框圖可由圖3表示。

圖3 控制系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖Fig.3 Structure of control system

場站控制器通過采集電站端電網(wǎng)頻率后，由電網(wǎng)有功調(diào)節(jié)需求模塊計算出每臺參與調(diào)頻的風機的有功支撐變化量，計算邏輯見圖1。其中限幅邏輯考慮風機支撐特征，選擇不超過單機額定容量10%作為風機支撐的極限功率，即有功支撐的限制值?？刂破餍枰ㄟ^高速環(huán)網(wǎng)交互各風機的狀態(tài)參數(shù)，風機側(cè)傳入變量為：風機電機轉(zhuǎn)速ω；電機功率P，電機轉(zhuǎn)矩T；風機側(cè)接收控制指令為：調(diào)頻支撐開啟指令，開啟后轉(zhuǎn)矩指令Tref。當電網(wǎng)頻率在調(diào)頻開啟死區(qū)范圍內(nèi)時，風機變流器按正常運行轉(zhuǎn)矩指令執(zhí)行，正常運行轉(zhuǎn)矩指令為風機側(cè)PLC獨立控制，當場站控制器判定第i臺風機調(diào)頻使能后，則此風機變流器轉(zhuǎn)矩控制指令被場站控制器接管，執(zhí)行場站控制指令Tref，此時Tref為調(diào)頻需求增量轉(zhuǎn)矩ΔT和第i臺風機調(diào)頻使能時指令保持值T0之和。整場調(diào)頻算法可調(diào)能量分配邏輯模塊為場站控制器整場可調(diào)能量分配總控制單元，其主要任務(wù)是計算風場各風機物理約束條件，規(guī)劃調(diào)頻退出機制，實現(xiàn)風場調(diào)頻最優(yōu)化退出目標值，此模塊實現(xiàn)過程在第2節(jié)詳細論述。

2 風機單機調(diào)頻約束條件計算

單臺風機調(diào)頻時提供的有功支撐不是無限制的，除受到單臺風機額定容量限制外，更重要的是受當前風機狀態(tài)約束，如輸入風速變化，當前風輪慣性儲能情況等，同時風機調(diào)頻過程部件載荷是否能夠承受也需要重點考慮。為敘述方便，本節(jié)的討論過程以風輪直徑為116 m的2 MW雙饋實例風機輸出數(shù)值為例，進行分析論述。

2.1 風機慣性可調(diào)頻能量約束條件

單臺風機風輪中存儲動能為

式中：J為風輪轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)動慣量，kg·m2；ω為風輪旋轉(zhuǎn)角速度，rad/s。

假設(shè)調(diào)頻支撐開始時間電機轉(zhuǎn)速為ω1，調(diào)頻結(jié)束時間轉(zhuǎn)速為ω2，則風輪慣量能支撐調(diào)頻釋放能量可表示為

實例風機發(fā)電機轉(zhuǎn)速正常運行區(qū)間為188.4 rad/s至106.6 rad/s，風輪慣量為23.2×106kg·m2，齒輪箱變比G為128，計最大支撐功率ΔPmax為200 kW。則該機型風輪理論上最長慣性支撐持續(xù)時間Δt可預估為

該機型86 s的理論最長支撐時間，對電網(wǎng)支撐已經(jīng)足夠長，經(jīng)統(tǒng)計，電網(wǎng)頻率波動的恢復時間90%以上是在10 s以內(nèi)恢復的短期波動。故此風機慣性實際支撐時間只需超過10 s，對電網(wǎng)即有較大意義。

實際運行的風機可調(diào)能量的約束條件需對式(5)做限制，故此不會達到理想狀態(tài)86 s的支撐時間，其中因風速原因， ω1不會一直在額定轉(zhuǎn)速處，因本文研究調(diào)頻條件以不損失電網(wǎng)頻率正常時的發(fā)電量為約束之一，故此不會應(yīng)用提速儲能方法更改風機最優(yōu)功率曲線，此時風機可調(diào)能量計算以進入調(diào)頻時刻所采集的電機轉(zhuǎn)速為準。

同時ω2在實際調(diào)頻時不能降低到最低轉(zhuǎn)速，因在最低轉(zhuǎn)速處風機自身需要停機保護。為不使風機在調(diào)頻過程中停機，需研究不使風機拖入最低轉(zhuǎn)速統(tǒng)計數(shù)據(jù)。

風機的風能轉(zhuǎn)換效率與葉片的等效入流角成一定的函數(shù)關(guān)系，葉片的等效入流角可以轉(zhuǎn)化為葉尖風速比和固定的槳葉安裝角度的形式，尖速比可以表示為

式中：R為葉片半徑，m；v為等效風速，m/s；vT為葉尖線速度。

當變槳角為設(shè)計角度0°時，槳葉安裝角度即確定為定值，則風機功率系數(shù)CP與葉尖速比λ的函數(shù)關(guān)系如圖4所示。由圖4可知，在某一尖速比下，風能利用系數(shù)有最大值，風機的運行效率最高，保持風能利用系數(shù)最大的尖速比稱為最佳葉尖比λopt，正常風機控制目標即是保持此尖速比為定值。在調(diào)頻使能過程中，因調(diào)頻時間短暫，可以認為外界風速暫時恒定的假設(shè)成立。當調(diào)頻使慣性能釋放導致λ向減小的方向移動，從而導致風機吸收風能的能力非線性降低，轉(zhuǎn)速變化量越大，CP降低的越嚴重。最壞的情況出現(xiàn)在極限轉(zhuǎn)速ω2確定以后，調(diào)頻初始功率功率接近額定的情況下。經(jīng)多次試驗，ω2取值為1200 r/min時可保證任何工況下風機不會因調(diào)頻不能維持轉(zhuǎn)速而脫網(wǎng)。

圖4 0°槳距角下風電機組的C P-λ曲線Fig.4 The CP-λ curveof wind power generating set when pitch angle is 0°

同時，由CP-λ可知，調(diào)頻過程中，使接近額定功率的風機盡量早地恢復，有利于調(diào)頻退出后的功率快速恢復為正常值，避免較大二次功率缺口。

2.2 風機調(diào)頻中機械受力約束條件及測量規(guī)避控制

風機參與調(diào)頻過程為電網(wǎng)故障工況，主動支撐電網(wǎng)頻率調(diào)節(jié)的控制策略是風機電網(wǎng)友好的技術(shù)體現(xiàn)；對于風機而言，在電網(wǎng)友好控制策略實施的同時，需要保證調(diào)頻過程中風機自身的安全，即風機控制策略的機械友好。為保證頻率支撐過程機組載荷安全，需編制風機各風速歷程的調(diào)頻工況組，加入風機全生命周期工況組中進行載荷計算分析。表1為進行3次載荷計算所得到的風機各主要部件極限載荷標幺化結(jié)果，其中1代表設(shè)計載荷，各部件極限載荷標幺化后超過1則代表有極大危險性。

表1 風機各主要部件極限載荷標幺化結(jié)果Table 1 Per unit values of ultimateloads of wind turbine’smain parts

由表1加入調(diào)頻工況極限載荷可知，調(diào)頻導致輪轂Mx極限載荷超標。輪轂Mx正好代表風輪電磁力矩的大小，經(jīng)單個工況實時數(shù)據(jù)分析可知，輪轂Mx載荷最大時刻出現(xiàn)在風機以大功率進入有功增發(fā)支撐的工況，且載荷最大值出現(xiàn)在支撐末端因觸及極限低轉(zhuǎn)速時刻。根據(jù)此工況特征。為避免機械載荷超標，需提高調(diào)頻退出的極限轉(zhuǎn)速ω2。在實時控制中 ω2需提高到具體值可由下式確定。

式中：Pmax為進入功率支撐時的機組有功出力最大值；Thubmax為輪轂Mx可承受的安全載荷值。

3 場站調(diào)頻目標制定及控制策略實現(xiàn)

本節(jié)的調(diào)頻策略即為圖3中整場調(diào)頻算法可調(diào)能量分配邏輯的詳細實現(xiàn)方案。場站控制器實時采集各臺風機的運行狀態(tài)參數(shù)：轉(zhuǎn)速、功率、槳距角，并按照第2節(jié)所述調(diào)頻物理約束條件計算出每臺風機最大可支持時間Δtmax。同時，場站控制器實時監(jiān)測電網(wǎng)頻率的變化，隨時準備接管單臺風機轉(zhuǎn)矩給定指令進行調(diào)頻支撐控制。在支撐控制開啟后，場站控制器的任務(wù)轉(zhuǎn)化為有序退出各臺風機轉(zhuǎn)矩控制指令的接管，保證整場有功平穩(wěn)過度，避免因風機集中退出導致電網(wǎng)頻率二次跌落。

為制定退出機制，首先根據(jù)風機狀態(tài)對風機支撐能力進行分組。

第1組：不可支撐組，電機轉(zhuǎn)速小于1250 r/min；第2組：弱支撐組，電機轉(zhuǎn)速大于1250 r/min，小于1450 r/min；第3組：可支撐組，電機轉(zhuǎn)速大于1450 r/min，小于1650 r/min；第4組：強支撐組，電機轉(zhuǎn)速大于1650 r/min，小于1800 r/min，且功率小于1500 kW；第5組：功率參考支撐組，電機轉(zhuǎn)速大于1650 r/min，小于1800 r/min，且功率大于1500 kW，此組風機支撐能力相對較弱，初始功率越大支撐能力反而越弱。

制定各組間及組內(nèi)恢復策略時，首先制定控制目標函數(shù)如下：

式中：ΔTi第i組風機實際支撐時間；Ni第i組風機臺數(shù)；n為分組數(shù)。

對于以上目標值，建立如下恢復約束：

式中：ξ為電網(wǎng)頻率擾動到恢復估計時間的概率最大值，本文取10 s；ΔTonmin為弱支撐組首臺風機開始恢復時間；Ti.off為第i組風機平均退出時間；ΔTk.9為第k組風機由退出到功率恢復到開始支撐時刻功率的90%所需時間，此恢復時間高度非線性，可通過實驗經(jīng)驗獲得，一般在3～5 s。

在各組恢復時間確定之后，組內(nèi)各風機恢復次序邏輯為：以2組之間的恢復時間差為總恢復時間，平均分配給每一臺風機；同一時刻不允許2臺風機同時恢復；組內(nèi)恢復次序除功率參考支撐組外，以轉(zhuǎn)速低者優(yōu)先恢復，功率參考支撐組以進入調(diào)頻時間的功率為依據(jù)，功率高者優(yōu)先恢復。

4 實驗驗證及指標分析

4.1 系統(tǒng)響應(yīng)指標驗證

實驗場景：控制系統(tǒng)現(xiàn)場接一臺真實風機用于指標提取實驗，其余風機節(jié)點接模擬終端，時刻進行相應(yīng)數(shù)據(jù)量的信號傳輸。控制系統(tǒng)模擬接收到一次電網(wǎng)頻率的跌落，對真實風機的響應(yīng)數(shù)據(jù)進行分析。

數(shù)據(jù)結(jié)果：檢測到電網(wǎng)頻率變化時間為0 ms；發(fā)出轉(zhuǎn)矩接管指令時間為60 ms；收到風機有功動作時間為480 ms；有功達到指令目標值95%的時間為560 ms。

分析：系統(tǒng)響應(yīng)時間為480 ms，響應(yīng)完成時間為560 ms，可以滿足調(diào)頻響應(yīng)時間1 s，響應(yīng)完成時間3 s的要求。

系統(tǒng)調(diào)頻過程平均有功功率為1638 kW，下發(fā)目標值為1643 kW，調(diào)節(jié)精度誤差為2.5%，在響應(yīng)精度指標5%以內(nèi)。該風機實時響應(yīng)曲線如圖5所示。

圖5 響應(yīng)曲線Fig.5 Responsecurve

4.2 整場有功支撐算法效果驗證

實驗場景：系統(tǒng)連接5臺以bladed軟件為核心的模擬風機；在5組分組下各設(shè)置1臺模擬運行風機。做無調(diào)頻正常發(fā)電過程、單機調(diào)頻發(fā)電過程、場站調(diào)頻發(fā)電過程仿真，然后取3次仿真總輸出功率進行對比，結(jié)果如圖6所示。

圖6 場站調(diào)頻控制效果Fig.6 Effect of station-level frequency modulation control

由圖6可知，協(xié)調(diào)控制方案有功功率二次跌落現(xiàn)象明顯改善，功率2次跌落最低點深度由48%減小到16%。減小幅度為67%，控制效果明顯。

5 結(jié)論

本文以風機無儲備能量條件下風電場整場調(diào)頻策略開發(fā)為研究對象，以有效防止整場有功輸出二次跌落為重心展開，形成結(jié)論如下：

1）測試結(jié)果表明場站控制器響應(yīng)速度滿足指標要求，響應(yīng)速度在300 ms內(nèi)，響應(yīng)完成時間在1 s內(nèi)，功率響應(yīng)精度在95%以內(nèi)，場站控制有效退出機制在有功功率二次跌落的改善上效果明顯，有功二次跌落最大幅度減小65%以上；

2）風電機組在調(diào)頻支撐中后期會出現(xiàn)高扭矩低轉(zhuǎn)速工況，易超出風電機組載荷承受能力，在調(diào)頻控制策略設(shè)計中增加調(diào)頻時間退出約束條件和機組轉(zhuǎn)速邊界約束條件，可在滿足調(diào)頻目標的同時兼顧機組本身物理約束限制；

3）場站控制算法的控制目標函數(shù)和約束條件，可實現(xiàn)風機調(diào)頻的有序退出控制，實驗數(shù)據(jù)顯示，風電場整場調(diào)頻控制策略在防止有功功率二次跌落問題上改善作用明顯，整場有功功率二次跌落最大幅度減小65%以上。