变速恒频风电机组的有功－频率控制

韩肖清，董桐宇，程昱舒，王鹏敏

（1.太原理工大学电气与动力工程学院，太原 030024；2.山西电力科学研究院，太原 030001）

随着风力发电技术的快速发展，风电穿透功率不断提高，研究风电系统对电力系统电压和频率的影响成为重要的研究课题之一。目前，风电场的电压调节主要靠并联无功补偿器补偿风力发电在无功方面的不足［1～3］，对风电场的频率调节还没有深入研究。现在，实际运行中的风电机组运用较多的是双馈异步发电机DFIG（doubly fed induction generator）。文献［5～10］研究了DFIG的不同控制策略，表明系统的频率响应与其采用的控制策略密切相关。文献［11］提出了增强电力系统频率稳定的两种方法：第一，让双馈风电机组瞬间释放转子中储存的动能；第二，通过对双馈风电机组的变频器控制和桨距角调节，来实现有功储备。文献［12］指出风电机组自身缺乏频率调节能力，只能依靠电网调度或调节装置维持系统频率。文献［13］研究了飞轮辅助的风电系统的频率控制。

传统调整系统频率的主要手段是靠发电机组的自动调速系统和调频厂。考虑可调容量、调整速度和经济性，枯水季节水电厂最适合做调频厂，其次是中温中压火电厂［4］。我国大容量风电场主要集中在西北、东北以及东南沿海等风力资源丰富的地区，但是这些地区适合作调频厂的水电厂很少，如果让火电机组承担全部调频任务，将提高其发电成本，降低经济效益。同时，风力发电的特点常常是夜间出力大于白天出力，正好与用电情况相反，这将增大系统的调峰容量。当系统出现有功缺额时，增加风电场有功出力，让风电场分担调频任务，可以减轻调频厂的负担。

本文介绍了风能转换的基本原理，提出一种新的控制策略，通过在变频器的控制模块中增加有功功率控制环节使风电机组具有一定的有功储备。在系统有功不足时，可以补充系统的有功缺额，实现系统频率调节。论文基于PSCAD软件建立了控制模型，以IEEE－39节点系统为例，验证了控制策略的正确性和有效性。

1 风力发电基本原理

1.1 风能转换原理

风轮吸收的风功率如下式［14］：

风能利用系数Cp由叶尖速比λ和桨距角β决定。Cp值越大，表示风力机对风能的利用率越高。由贝茨理论可知，Cp理论最大值为0.593。

叶尖速比λ表示风轮运行速度的快慢，即

式中：n为风轮转速（转／分）；R为风轮半径；v为上游风速；ω为风轮旋转角速度。由文献［7］可知：

风能利用系数Cp是叶尖速比λ和桨距角β的函数，可表示为Cp（λ，β）。风力机的特性曲线如图1、图2所示。

图1 风能利用系数与叶尖速比的关系Fig.1 Relationship between Cpandλ

图2 风能利用系数和桨距角的关系Fig.2 Relationship between Cpandβ

显然，改变桨距角β或叶尖速比λ都可以改变Cp。

1.2 风力机的功率调节

功率调节是风力机控制的关键技术之一。一般情况下，风力发电机组当风速低于额定风速时，运行在最大风能捕获状态，风能的利用率最高；高于额定风速时通过桨距角控制和变频器控制使风电机组的输出功率保持在额定值附近。

以风轮旋转角速度ω为横坐标，风力机输出功率P为纵坐标，可以得到风力机功率特性如图3所示，图中每一条曲线对应于不同的风速v1、v2、v3。

由图3可知，在一定的风速下，对应于不同的转速，风力机有不同的输出功率。例如当风速为v2时，除了控制桨距角以外，还可控制风力发电机组的转速来调节其输出功率，即图3中从B点到B′点，或者从B′点到B点的变化。这表明在同一风速下，通过调节转速改变叶尖速比，可以改变风能利用系数，从而调节风电机组的有功输出，以此来支持系统频率稳定。

图3 风力机功率特性Fig.3 Active power characteristic of wind turbine

2 风电场有功－频率控制

以IEEE－39节点系统为例，如图4所示，节点38的常规同步发电机由相同容量的风电场代替，系统中其他发电机均为常规发电机。系统总装机容量为6200MVA，风电场位于系统的38节点，额定风速为12m／s，装机容量900MVA，风能利用系数为0.24，风电穿透功率约为15%。

系统有功功率缺额会造成系统频率跌落，有功缺额不同，系统频率偏差也不同。这里讨论了四种情况，分别为系统发电机组的有功出力减少100 MW、200MW、300MW、400MW，其相应的频率分别为49.36Hz、48.93Hz、48.68Hz、48.27Hz，如图5所示（同步发电机未加调速器）。

图4 IEEE 10机39节点典型算例Fig.4 IEEE typical sample with 10－generator and 39－bus

图5 频率偏差曲线Fig.5 Frequency deviation curves

图5中，在暂态过程中从10s到15s，风电机组可以向系统提供短暂的频率支持，这部分能量来自于风电机组转子释放的动能［15，16］。

图6 转速控制框图Fig.6 Diagram of DFIG speed control of adjustment

图6所示为频率－功率控制图，根据图中控制策略，并结合图5频率偏差曲线，通过改变矢量控制的有功参考值，从而改变转子转速及风能利用系数，最终增加或减少风力发电机的有功出力，达到风电机组参与调频的目的。

图7所示为大型风电场集中控制框图。当频率低于工频时，通过测得的频率偏差，计算系统的有功差值，利用图6控制系统，控制各风电机组有功参考值，从而改变机组的有功出力，使其能够像火电厂一样支持系统频率。

图7 风电场集中控制原理图Fig.7 Schematic of wind farm with centralized control

3 DFIG风电系统的仿真

采用PSCAD仿真软件，建立如图4所示含风电场的IEEE－39节点的仿真系统。风电机组以恒功率因数方式运行。考虑两种方案，即：风电机组不参与调频和风电机组参与调频。仿真时，节点34装机容量为500MVA的发电机组在1s时因故障退出运行，导致系统有功功率缺额，频率下降。两种方案下的系统频率曲线和风电场有功出力的变化曲线分别如图8和图9所示。

图8 两种方案下的系统频率变化Fig.8 Frequency variation of two cases

图9 两种方案下系统有功的变化Fig.9 Active Power of Case 1and Case 2

由图可见，频率的回升与有功出力的增加有关。图8中，在10s到15s之间，由于暂态过程中风电机组转子动能释放，使得频率得到有功功率的短暂支持，但是最终是由参与调频的发电机组控制系统的频率。

结果表明，风电机组增加功率调节模块可以快速响应系统频率的变化，配合同步发电机让系统频率更快地恢复正常。

4 结语

本文在利用风能转换基本原理的基础上，在变频器的控制模块中增加有功功率控制环节，通过调整风电机组的风能利用率，实现了风电机组参与系统频率调节的功能。该控制策略虽然降低了风电机组的风能利用率，但是缓解了传统调频厂的调频压力，具有一定的实用价值。

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