DFIG风电机组有功控制对电网频率的影响

张旭航，赵晶晶，李 敏

(1.国网上海电力公司电力经济技术研究院，上海 浦东新区 200120；2.上海电力学院电气工程学院，上海 杨浦 200090)

DFIG风电机组有功控制对电网频率的影响

张旭航1，赵晶晶2，李 敏2

(1.国网上海电力公司电力经济技术研究院，上海 浦东新区 200120；2.上海电力学院电气工程学院，上海 杨浦 200090)

基于双馈风机的风电场大规模并网会降低电网等效惯量，频率调节能力变差。为使风电机组也能参与电网的频率调节，提出在转子侧附加虚拟惯量控制和超速控制的调频策略，使风电机组有类似同步发电机的静态调频特性。虚拟惯量能够释放转子动能，为频率提供短暂支撑；超速控制留出备用容量，弥补惯量控制引起的频率二次跌落，并减小稳态误差。最后，仿真分析了大规模风电场接入上海电网时风电参与调频对上海电网频率的影响。

双馈风机；虚拟惯量控制；超速控制；一次调频

0 引言

风力发电作为目前最具有开发规模的新能源发电方式，在电力系统中尤其是风能资源丰富的区域的渗透率不断增加。风力发电规模的飞速发展带来了巨大的环境效益和经济效益，但也给电力系统的安全稳定运行带来新的挑战[1]。大多数风电场采用双馈感应风电机组(doubly fed induction generator，DFIG)，基于解耦控制的DFIG不会对系统产生有效的频率响应，对系统惯量没有贡献，电力系统惯量会随着风电渗透率的增加而降低。当电网发生有功功率缺额时，频率变化，双馈风机不能对此做出快速的响应，风电渗透率越高，频率偏差越大，严重时会使系统频率越限，大大降低系统稳定性。而且DFIG机组一般是在最大功率跟踪(maximum power point tracking，MPPT)模式下运行，风机捕获最大功率，输出的有功功率是最大值，不能为系统频率变化提供备用容量，就无法参与系统的一次调频[2]。所以风电接入电力系统时，仅常规发电机组参与调频。

为了提高DFIG机组接入电网的动态稳定性，国内外学者对此进行了大量研究，主要通过对风机附加调频控制器来实现。为了提高风电并网的惯量，使其能够和常规发电机一样响应系统频率变化，文献[3-8]提出在转子侧附加惯性响应，通过释放风力机组转子存储的动能进行短时间调频，能够在频率变化初期快速响应频率变化率。为了使风电机组留有一次备用，文献[9-10]提出虚拟惯量控制和超速备用相结合的控制方法，解决了模拟惯量控制方法容易引起的二次频率跌落问题，减小系统稳态频率偏差。但是，超速控制适合在额定风速以下采用，在风速超过额定值之后，风机不再运行在MPPT模式，不能再通过加速转子获取备用容量参与调频，文献[11-15]提出在高风速下，在风电机组侧附加桨距角控制，文献[16]提出在DFIG机组侧附加虚拟惯量和桨距角控制，调节桨距角大小留出备用容量，用于微电网频率调节，使得DFIG机组虚拟惯量控制的快速性、暂态性与桨距角控制及柴油机一次调频的延时性、持续性协调控制配合，从而提高微电网的动态频率特性。

本文提出在中低风速下，DFIG机组附加虚拟惯量控制和超速控制策略，使DFIG机组与常规同步发电机一起参与电网一次调频。在频率下跌时，增加输入的机械功率参与调频，减小频率稳态误差，使DFIG机组具有与常规同步发电机同样的功频静特性。以未来大规模风电场接入上海电网规划模型为基础，仿真分析在定风速和变风速这2种风速工况下负荷发生变化时，风电参与调频对上海电网频率的影响。

1 DFIG有功功率控制

1.1 虚拟惯量控制原理

同步发电机转子运动方程为

(1)

式中：H是发电机组惯性时间常数；ω为转子转速；PT和PE分别是机械功率和电磁功率。电网发生扰动，导致系统频率突变后，发电机调速器响应速度慢，频率变化初期，原动机出力没有增加，转子会减速释放动能，转化成电磁功率来减缓频率变化。由于DFIG机组通过变流器并入电网，使得发电机转子转速和电网频率之间不再存在耦合关系，DFIG机组转子动能被“隐藏”，转速不再主动响应频率变化，即不能在频率变化时释放转子动能为系统提供惯性支持。虚拟惯量控制即模拟发电机组的惯量特性，使转速和频率相耦合，频率突变时，将系统频率变化率作为输入变量，机组快速释放转子动能或吸收电网多余功率，增加或减小有功功率参考值来反映阻尼频率的变化，即

(2)

式中：ΔP1是惯性控制产生的功率；Kin是惯性控制系数；Δf是系统频率偏差。DFIG机组运行在MPPT模式时，附加虚拟惯量控制，使有功功率参考值增大，能为系统频率变化提供暂态支撑，但缺乏有功备用，转子释放动能的时间通常很短，所以短时功率支撑过后，容易引发频率二次跌落。若使DFIG机组长时间参与一次调频，需使机组留出一定的备用容量为系统提供长时间的频率支撑。

1.2 超速控制原理

超速控制使DFIG调节转子转速，使转速大于MPPT时的最优转速，DFIG机组就不再运行在MPPT模式，机组有功出力减少，留出有功备用容量，在频率跌落时可类似与同步发电机一次频率调节的功率-频率下垂曲线参与调频。

为了使DFIG机组在频率变化时有更好的控制效果，当DFIG机组运行在MPPT曲线时，本文将虚拟惯量控制和超速控制相结合共同参与调频，其工作原理如图1所示。

图1 虚拟惯量与超速协调控制框图Fig.1 Block diagram of virtual inertia and over-speed coordination control

DFIG按照10%减载水平运行，附加的虚拟惯量和超速控制模拟发电机组一次调频，由频率变化增发相应的功率为

(3)

式中：Kd是一次调频系数；Δf是系统频率偏差；fmeas是频率测量值；fref是频率参考值。在不同风速下，要使得DFIG机组有最好的调频效果，则Kd和Kin的取值需要随着风机捕获的功率大小选择一个较合适的数值。

图2 上海市500 kV主网架结构Fig.2 Main grid structure of 500kV in Shanghai

2 仿真分析

2.1 系统模型

基于DIgSILENT/PowerFactory仿真平台，根据上海市500 kV主网架结构，搭建如图2所示的仿真系统模型。石洞口第二发电厂、外高桥二期、外高桥三期、漕泾发电厂总装机容量分别为1 200 、1 800、2 000、2 000 MW，黄渡站从宜华直流受入功率2 800 MW，练塘站从林枫直流及浙江电网受入功率4 122 MW，远东站从特高压复奉直流受入功率6 000 MW，系统总等值负荷为18 377 MW。

在顾路站和杨高站分别接入1个风电场，风电机由单机容量为5 MW的双馈风机组成，双馈风机模型由风力机、双馈发电机、脉冲宽度调制 (pulse width modulation，PWM)变流器和变流器控制系统组成。每个风电场各400台风机，总装机容量4 000 MW，渗透率为16.7%。

电网发生负荷扰动时，由常规发电机、DFIG机组共同参与电网的一次频率调节。仿真结果使用标幺值，DFIG机组的功率基准值为各风电场总装机容量，转速基准值为额定转速，发电厂有功出力基准值为发电机组总装机容量。由于本文中2个风电场的风电机组数量和装机容量均相同，故仿真结果均附上风电场的参数变化。

2.2 定风速下负荷变化的仿真分析

在10 m/s的定风速下，当t=30 s时，系统中负荷增加500 MW，对比分析DFIG机组附加虚拟惯量控制和超速控制、附加虚拟惯量控制、无控制这3种情况对系统频率特性的影响。系统频率以及风电有功出力的变化等如图3所示。

图3 负荷增加500 MW的控制效果Fig.3 Control performance with load increasing 500MW

由图3(a)—3(c)可知：DFIG机组无控制时，负荷增加，系统频率降低，由于转子转速与系统频率的解耦关系，机组有功出力对频率变化没有响应，风电不参与一次调频，仅由同步发电机提供有功支撑，频率的最低点跌至49.76 Hz，频率下降速率最快。DFIG机组附加惯性控制环节，初始频率变化瞬间，机组快速响应频率变化率，通过降低转速释放转子动能，增加了机组有功出力，有功功率参考值增加到0.352 pu，为系统提供有功支撑，相比无控制时，系统频率变化减缓，频率偏差减小了10 mHz。但惯量控制持续时间短，不能有效增加原动机的有功输出，惯量支撑后，机组恢复转速过程中又重新吸收电磁功率，会导致频率的二次下跌。

DFIG机组附加虚拟惯量控制和超速控制，频率偏差和频率变化率都最小，频率最低点为49.847 Hz，相比无控制时减少了89 mHz。由于超速控制使转子中存储了更多的动能，转子转速降低至0.958 pu，且留有有功备用，防止了惯性控制导致频率的二次下跌，减小了频率的稳态偏差，相比前2种情况，稳态频率提高了10 mHz。所以DFIG机组附加惯量控制和超速控制能有效改善系统的频率波动，并降低频率的稳态偏差，调频效果最好。

由图3(d)可知：以石洞口第二发电厂为例，当系统负荷突然增加时，风电机组附加惯性控制和超速控制参与系统频率调节，使系统中常规同步发电机组的调节压力得到了一定程度的缓解。

图4 负荷减少500 MW系统频率Fig.4 Network frequency with load decreasing 500 MW

图4为系统中负荷减少500 MW时，系统频率的变化。图4可知：风电机组无控制时频率的最高点为50.175 Hz，频率变化率最大。风电机组附加惯性控制和超速控制后使转子吸收电网多余功率，转化为动能存储在转子中，转速升高，风电场有功出力减小，系统频率最高点升至50.099 Hz，频率偏差相比无控制时减少了76 mHz。由此说明，虚拟惯量控制和超速控制对负荷减少同样效果明显。

2.3 变风速下负荷变化的仿真分析

风电场的风速随时变化，为了验证虚拟惯量和超速控制相结合的控制策略在变风速风况下同样起作用，在DIgSILENT中设置1组变风速，如图5所示。仿真事件为系统在50 s时负荷增加800 MW，临时负荷占总负荷比例4.35%。

图5 实时风速Fig.5 Time-varying wind speed

根据不同的风速，设置合适的虚拟惯量系数和一次调频系数，如图6所示。

图6 变风速下控制参数的选取Fig.6 Selection of control parameters under time-varying wind speed

对比风电机组附加虚拟惯量控制和超速控制、无控制两种情况下系统的频率变化，DFIG的有功出力、转子转速、石洞口第二发电厂有功出力如图7所示。

图7 实时风速下变系数控制效果Fig.7 Control performance with using variable coefficient under time-varying wind speed

由图7可见，风电机组在无控制情况下，机组捕获最大功率，一直维持最优叶尖速比，DFIG机组有功出力和转速均随着风速的变化而相应变化。50 s时大功率临时负荷投入后，DFIG机组不参与一次调频，降低系统等效惯量，由图7(a)可看出频率跌落至49.78 Hz，之后频率波动幅度一直较大。

附加虚拟惯量和超速控制时，在变系数的调节策略下，DFIG机组能够根据风速选择合适的控制系数，从而抑制了由风速变化引起的频率波动。DFIG机组超速运行，转子存储更多的动能，负荷增加，DFIG机组能够快速响应频率变化率，增加功率参考值，释放转子动能，并根据频率偏移量增发备用功率，提高微电网的动态频率特性。可以看出，附加综合控制后频率的最低点由49.78 Hz提升至49.871 Hz，此时频率偏移在0.2 Hz范围内。由图7(b)、7(d)看出，在风速变化的过程中，附加综合控制后风电机组和常规发电机组的有功出力变得平滑，波动幅度变小，降低了风速波动性对电网造成的冲击。

3 结论

风电机组可以通过在转子侧附加虚拟惯量控制以模拟常规机组的惯量特性，在频率跌落时快速释放转子动能，对频率提供短暂支撑，但风电机组虚拟惯量控制无法持续参与调频。本文提出虚拟惯量和超速控制策略，通过提高风机转速，使风电机组降低风功率捕获效率，运行在次优功率跟踪曲线，留有10%有功备用，参与系统一次调频。通过仿真上海电网接入大规模风电后发生扰动后的频率变化，结果表明所提控制策略对减小系统频率波动和稳态偏差起到显著作用。

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InfluenceofDFIGActivePowerControlonPowerGridFrequency

ZHANG Xuhang1, ZHAO Jingjing2, LI Min2

(1. Electric Power Economic Research Institute, State Grid SMEPC, Pudong New Area, Shanghai 200120, China; 2. College of Electrical Engineering, Shanghai University of Electric Power,Yangpu District, Shanghai 200090, China)

Large-scale grid-connected wind farms based on doubly fed induction generators (DFIGs) would reduce system equivalent inertia, and the ability of primary frequency control would deteriorate. In order to make the wind turbine can participate in the frequency adjustment of power grid, this paper proposes the frequency control strategy that adds the virtual inertia control and over-speed control on the rotor side, so that DFIGs have similar static frequency regulation performance of the synchronous generator. The virtual inertia control can release the kinetic energy of the rotor and provide short-term support for the frequency; the over-speed control can gain reserve capacity, compensate the secondary drop in the frequency caused by the inertia control, and reduce the steady-state error. Finally, this paper simulates and analyzes the influence of wind power participating in the frequency adjustment on the Shanghai power grid frequency during the large-scale wind farm access to the Shanghai power grid.

doubly fed induction generator; virtual inertia control; over-speed control; primary frequency control

国家自然科学基金项目(51207087)

Project supported by National Natural Science Foundation of China(51207087)

TK 01

A

2096-2185(2017)06-0015-06

10.16513/j.cnki.10-1427/tk.2017.06.003

张旭航

张旭航(1962—)，男，硕士生导师，高级工程师，研究方向为电力系统分析和仿真计算；

赵晶晶(1980—)，女，博士，副教授，研究方向为配电网无功优化、风电并网电压稳定与控制、微电网优化与控制；

李 敏(1992—)，女，硕士，通讯作者，研究方向为新能源发电技术，风机、储能调频控制，微电网控制，574347305@qq.com。

2017-09-27

(编辑 蒋毅恒)