电网友好型风电场有功功率主动支撑技术研究

丁 亮

（国电联合动力技术有限公司，北京 100039）

0 引 言

风电是一种间歇性、波动性电源，风速的变化、湍流以及风力机尾流都会引起风力发电功率的波动和风电机组的频繁启停。随着风电装机容量的增加，对电网稳定性和安全性的影响也越来越显著，风电场接入对调度的影响已经成为电网企业亟需解决的问题。因此，开展风电场电网主动支撑技术研究工作，减小风电场接入电网对电网运行的不利影响，是建设电网友好型风电场的必然要求[1,2]。

传统风电场的有功功率控制主要是风电场接收电网AGC系统下发的控制指令。风电场能量管理系统通过AGC下发的控制指令对风电场的风电机组进行有功功率调节，这种控制方式属于电力系统二次调频，即风电场有功出力被电网调度实时控制，也不具备一次调频的功能[3]。但是，随着新能源并网容量的增多，传统同步发电机电源容量被新能源挤占，导致电力系统一次调频的能力降低，严重影响了电网频率安全[4]。

风电场电网主动支撑技术主要依托电网对风电场一次调频和控制有功变化率的技术要求，根据风电场频率有功下垂曲线和有功功率变化率曲线设置控制逻辑，实现在风电场出口侧频率和有功功率波动超出一定范围时，风电场能够主动调节有功负荷，主动支撑电网频率稳定运行[5,6]。

本文围绕风电场电网主动支撑技术，以风电场有功功率变化率控制和频率响应调节控制为研究对象，主要解决未来大型风电场接入电网面临的问题。

1 电网发展对风电场调度控制的新要求

1.1 有功功率变化率控制

根据《风电场接入电力系统技术规定》，风电场有功功率变化包括1 min有功功率变化和10 min有功功率变化。在风电场并网以及风速增长过程中，风电场有功功率变化应当满足电力系统安全稳定运行的要求，其限值应根据所接入电力系统的频率调节特性，由电力系统调度机构确定。能量管理系统基于风电机组有功变化率的控制技术，研究风电机组的功率输出变化同风电场功率输出变化的关联以及超短期风功率预测技术的整合，以提高风电场功率变化趋势判断的精准度。

1.2 频率响应调节控制

电网频率波动会严重影响电网中设备的安全稳定运行。当电网发生频率波动时，风电场主动调整自身有功输出，参与频率调节的技术成为风电场频率响应调节控制技术，又叫风电一次调频[7,8]。当系统频率下降时，风电机组应根据指令快速增加有功输出；当系统频率上升时，风电机组应根据指令快速减少有功输出。

2 风电主动支撑技术关键技术及研究方案

2.1 有功功率变化率控制

获取风电场的总装机容量和风电机组的SCADA数据，并设置不同参数对风电机组优先级的影响权重。对并网的风电机组进行优先级排序，以过去1 min和10 min功率变化率对优先级的影响权重最高，预测风电场未来1 min和10 min的功率变化值，然后判断预测的功率变化值是否达到预设的报警阈值。按风电机组的优先级调节风电机组的功率变化率，直至整个风电场1 min和10 min功率变化值低于报警阈值为止。

风电场有功功率变化率的智能控制方法不仅能够控制有功功率输出爬坡过程中的功率变化率，而且能够控制有功功率输出下探过程中的功率变化率。根据SCADA数据对风电机组进行排序，并预测功率变化率，精度较高。通过多步长同步反馈技术控制各风电机组实现对整个风电场功率变化率的优化控制，提高了调节精度和调节效率，并最大限度保证业主发电量[9,10]。

2.2 频率响应调节

在风电场参与一次调频时，首先需要实时采集电网频率。采集电网频率分为两种方式，一种是风力发电机组直接采集集电线路的频率，另一种是直接采集风电场主变压器出口端的实时频率。对比这两种方式，第一种方式具有改造简洁和成本低等优点，但是存在测量电网频率不精准的缺点。由于风电场内的集电线路属于弱电网，频率受实时功率的突变影响较大，存在场内负荷突变引起的频率剧烈波动，从而会造成风电场一次调频的误动作。第二种采集主变实时频率更能够真实反映实时电网频率，大电网的有功平衡能力更平稳，而且电网公司对一次调频最终的考核点也是风电场主变出口侧。综上所述，采用第二种方案直接采集风电场主变压器出口侧的电网频率。

能量管理系统实时采集风电场主变压器高压侧的电网频率，然后判断频率是否超出了电网公司规定的频率死区范围。如果没有超出死区，则会一直重复检测电网实时频率。如果电网频率超出了死区范围，那么能量管理系统控制模块会根据全场实时功率、电网频率以及相对额定功率变化率计算出全场功率变化量和功率叠加量，然后通过功率分配器计算出风电场内参与一次调频的风力发电机组需要调节的功率目标值。通过类似于通信总线的方式快速下发给各个风力发电机组，机组接收到指令后，快速调节升降功率，从而达到全场功率的快速变化要求，完成电网一次调频任务。

3 测试数据分析

3.1 风电有功变化率测试

青海格尔木风电场于2017年完成能量管理系统升级工作，部署有功功率变化率控制功能，并详细记录了风电场在更新变化率程序后有功功率控制情况。为了更直观地展示控制有功功率变化率的效果，选取了其中一段数据绘制了如图1所示的测试图。

图1 风电场有功功率变化率功能测试图

3.2 风电一次调频测试

新疆阿拉山口风电场进行测试，共33台1 550 kW机组，全场额定容量51 150 kW。能量管理系统场级控制器通过核心交换机接入风电集群光纤环网，使用毫秒级高速通信协议与风电机组主控系统通信。测试时，风电场内33台机组全部参与，风速为7～9 m/s。

通过能量管理系统上位机读取测试用的电网频率文件模拟实际频率变化，频率文件包括频率阶跃扰动0.2 Hz、频率阶跃扰动0.18 Hz、频率阶跃扰动0.15 Hz、频率阶跃扰动0.13 Hz、频率阶跃扰动-0.20 Hz、频率阶跃扰动-0.18 Hz、频率阶跃扰动-0.15 Hz以及频率阶跃扰动-0.13 Hz共8个，数据采集通过上位机LUA程序直接输出快速频率响应动作数据文件，测试数据如表1所示。按照西北电网的新能源场站快速频率响应参数设置方案，调频死区设置为0.1 Hz，快速频率响应限幅为额定容量的10%，即5 115 kW，调差率为2%。此次调节为本地模拟测试，快速频率响应的控制目标为有功实际值与快速频率响应调节量的代数和。

表1 测试数据

通过测试数据制作，得到以下分析结果。一是滞后时间远远优于电网标准的2 s；二是90%响应时间远远优于电网标准的12 s；三是由于高频扰动功率向下调节时不存在超出额定容量1%的超调，故调节时间等于响应时间。按照西北电网规定的快速调频响应不低于额定容量的10%限幅，在规定的0.1 Hz调频死区和2%的调差率下，根据有功-频率下垂特性函数计算，±0.2 Hz的频率波动所需的调节目标变化量为额定容量的10%，已达到限幅指标，属于调频的极值情况，通过数据可以发现调节时间远远优于电网标准的15 s；四是调节控制偏差率远远优于电网标准的2%。

4 结 论

本文研究了限制风电场有功功率变化率的有关技术，将其应用至能量管理系统形成了成熟可靠的控制功能，并在风电场验证了功能的有效性。一次调频测试结果满足最新的西北电网新能源场站快速频率响应技术指标，且性能测试结果远远优于此技术指标。此外，本次测试采用的场级控制器可以实现20 ms周期的通信和数据存储，提高了能量管理系统一次调频功能的整体性能，生成的20 ms周期的调频数据也为后期的数据分析提供了更准确和详细的数据基础。