基于MPPT模式下的云南电网风机调频策略

张杰，畅昶，杨蕾，向川，何鑫，奚鑫泽，王德林

（1.云南电力调度中心，云南 昆明 650011；2.西南交通大学电气工程学院，四川 成都 611756；3.云南电网有限责任公司电力科学研究院，云南 昆明 650217）

0 前言

云南电网部分运行方式下新能源占比已经超过50%，由于新能源本身的波动性，且云南电网对于新能源参与一次调频的经验不足，目前多处区域已发生较为严重的频率振荡问题，利用新能源参与一次调频已成为当前云南电网系统稳定性的研究热门。

风机可利用的有功资源充沛，但由于风速的波动较难预测，风机难以稳定的向系统提供有功备用以支撑频率稳定性。当前相关研究较多，文献[1-2]为我国对于新能源并网的基本规范要求，其中对于新能源一次调频做出了基本的技术规范；文献[3]通过对同步发电机与风机进行建模分析，得出风机参与调频可以提高系统频率稳定性的结论；文献[4]详细分析了一次调频参数对于系统频率的影响，提出一种新能源一次调频参数的设置方法；文献[5]分析了虚拟惯量控制以及参数整定，并提出了高渗透率下的一种高风速下风机参与调频的控制策略。

本文针对云南电网对于新能源参与调频经验不足的情况下，提出一种适于云南电网的风机一次调频折线图，以及风机参与调频的控制策略，通过调整转子侧控制策略和桨距角控制，使风机在不同风速段调整有功备用量，以达到一次调频的效果。

1 风机一次调频参数整定

新能源电机与同步机不同，没有调速器进行一次调频，是通过保留有功备用或配置储能设备，并利用相应的有功控制系统或加装独立控制装置来实现一次调频功能[6]。根据我国对于新能源参与调频的技术规定，新能源一次调频折线函数[2]如式(1)所示：

式中，f为系统实际频率，fN为额定频率，fd为一次调频死区(设定0.05Hz)，PN为额定功率，P0为有功功率初值，δ为一次调频调差率(设定0.02)。

表示为下垂曲线如图1所示。

图1 风机一次调频下垂曲线

技术规定中规定新能源并网死区空间为±0.05内，调差率为0.02~0.03，上、下扰幅值不小于10%PN，过频、低频频率斜率定义如式(2)所示：

云南电网频率越上限情况较多，且鉴于该区域对于新能源一次调频技术尚未有完善规定，故在首次应用一次调频技术时，应当保障风机在可接受调频次数内，死区应留有足够空间，下扰幅值应大于10%PN以留有足够调频空间[6]。

根据式(2)可知，过频、低频斜率与调差率δ呈反比，故可调整调差率δ为较大值，减小调差斜率以风机得以平稳调频。综上可对比现有技术规定得到云南电网一次调频参数对比表，如表1所示。

表1 云南电网风机调频参数对比

根据表中数据，云南电网风机一次调频的下垂曲线可调整为图2所示。

图2 云南电网风机一次调频下垂曲线

图2 可以直观得到，该调频策略对于过频调节更为显著，有功下限更低，且过频、低频斜率更为缓和，适用于云南电网风机调频[7-8]，应当注意的是，该策略为宏观上的粗略调整，具体应根据当地的实际情况对参数做出调整。

2 风机一次调频控制实现策略

目前云南电网广泛使用的为双馈异步风力机(Doubly-fed Induction Generator, DFIG)，其控制策略通常将风机变流器部分解耦为转子侧变流器和网侧变流器[9]，且两者都通过外环来控制功率和直流电压，并未具备一次调频功能，而风机在云南地区新能源装机容量已十分庞大，风机参与调频可极大减缓云南电网的频率波动问题。

2.1 有功备用下的调频策略

为使风机参与有功调节，需要保留一定的有功裕量，当系统频率下降时可以提供有功支撑。为减少弃风量，当前云南电网所安装的风机组多为最大功率追踪控制(Maximum Power Point Tracking, MPPT)，这是由于一定风速下，桨距角固定时，风机输出的最大电磁功率与叶片角速度呈3次方关系，即：

式中，Pem为最大电磁功率，ωw为风机叶片角速度，ωr为转子角速度，np为极对数，N为发电机转速与风机转速变比，kw为风力机常数，与桨距角和叶尖速比相关。

综上所述，风机的有功变化可由转速不同进行分段控制，图3为云南电网所用某型号风机全转速运行曲线。

图3 风机有功-转速曲线

图3 中红色实线为MPPT下风机有功随转速变化曲线，0AB段为低风速下风机启动阶段，BC段即为式(3)所示最大功率追踪区，CD段为转速恒定区，控制转子侧变流器使风机保持额定转速，D段为功率恒定区，通过控制桨距角达到恒转速下的额定功率。容易得出，此模式可使风机保持在功率最优输出，但由于有功满发，无法参与系统频率调节。

图3 中黑色虚线为一种超速减载控制[8]，即在确定风速下总使风机处于较高转速，使风机总处于有功欠发状态，以此保留有功裕量，完成一次调频。考虑图2中频率下扰幅值为10%PN，则可调整曲线基于MPPT向下偏移0.1 pu，且在功率恒定时调节桨距角与转子侧变流器，使有功稳定在0.9 pu，作为系统频率下降时的有功支撑。同时，风机应能正常启动，考虑图2中频率上扰幅值为20%PN，应保留风机启动后0.2 pu有功量，以使风机在系统频率上升时仍有有功备用。综上，风机可调功率为图3中两块阴影部分之和。

超速减载下曲线的表达式即为：

式 中，ωA、ωB、ωC、ωD为ABCD点 所 对应的转速；ws为超速减载切入转速，可根据式(3)与调频上扰幅值计算得到，本文所用风机模型ws≈0.9 pu；k1、k2为AB段与CD段的斜率，一般接近1；PB为B点对应的有功值。

综上，当风速大于ws时，风机开始参与调频，由式(1)以及表1所确定的云南电网一次调频标准，在此有功备用策略基础上可得到适于云南电网风机一次调频控制如图4所示。

图4 云南电网风机一次调频控制策略

图4 中，wrn为风机额定转速，DP作为调频附加量，需令式(1)中的P0=0，由此结合超速减载使风机协同其它发电机组参与系统的一次调频。

2.2 虚拟惯量控制策略

一次调频无法完全满足风机参与系统调频时的响应速度，传统的同步发电机由于本身在原动机的带动下有着恒定的转速，当系统频率不稳定时，转子在惯性作用下迅速对系统做出反应，利用其旋转动能发出或吸收多余的有功功率，以此提高系统稳定性[10-11]。

同步发电机转子额定转速下的旋转动能为。

式中，Es为同步发电机转子旋转动能，J为转动惯量，wn为同步转速。

同步发电机转子转速处于恒定状态，一般在0.95~1.0 pu波动，根据式(5)则可得出同步电机所利用的转子动能为：

由式(6)可知，同步发电机正常状态下利用了9.75%的额定转子动能便可提供较大的惯性作用[12-13]。

双馈异步风机不同于同步发电机，其转子转速由风速和转矩角决定，其AC-DC-AC变流器可向其转子侧提供旋转磁场，以此补足转子转速为同步转速，故其转子转速范围较大，约为0.7~1.2 pu，考虑超速减载切入转速为0.9 pu，则此时风机仍可利用动能为：

由式(7)可知，风机可利用63%的额定转子动能，而传统风机控制由于使用解耦结构，转子转速与系统频率互不相干，因此未能利用其充足的转动惯量。

功率与动能为微分关系，则风机利用转子动能发出有功功率为：

引入惯性常数H，则有：

式中，Swn为风机额定视在功率，wrn为转子额定转速。

将式(9)代入式(8)，则有：

由此，将式(10)中各量表示为标幺值，即为

为模拟同步电机相应系统频率波动的特性，需要将风机转速调整为系统频率，即：

式中，kd为惯性系数。

由式(12)可知，虚拟惯量实际可转化为频率波动的微分控制，通过微分快速捕捉频率变化的趋势，并通过比例转化为有功量，由此控制风机多发或少发功率，以达到快速响应的目的。

结合超速减载下的一次调频控制，可将虚拟惯量视为另一组附加控制量，在一次调频控制基础上并入，其控制框图如图5所示。

图5 虚拟惯量控制结构

由图5可知，当风机转子转速处于超速减载范围时，风机转子侧变流器有功外环参考值为：

2.3 全风速下的协调控制策略

通过以上分析可知，当风机处于超速减载切入转速ws前，风机应工作于MPPT模式以完成风机的正常启动与运行[14-15]。而当风机处于切入转速ws后，则启动超速减载下的一次调频与虚拟惯性控制，使风机参与系统的一次调频。

除此之外，还需在风机达到额定风速时进行桨距角b的控制，使风机工作于额定转速，此时控制策略如图6所示。

图6 桨距角控制结构

综上，可根据风机转速制定合理的控制策略，使风机在不同工况时得以稳定工作，其控制结构如图7所示。

图7 风机全转速控制流程

3 仿真分析

本文建立四机两区系统作为研究基础，将参与调频的风机组以大容量风机模型代替，通过将控制策略运用于风机模型对本文所提出的控制策略进行验证，系统连接模型如图8所示。

图8 系统模型连接图

由图8可看出，模型中风机组连接在区域1上，通过改进风机中转子侧变流器和桨距角控制策略，完成风机参与调频的功能。

通过改变风速来测试风机不同转速下的参与调频情况，通过改变区域1相连接的负载来改变系统频率，观察风机调频能力和虚拟惯量响应速度。

3.1 风速变化下的风机响应

根据本文中的分析以及对控制策略的设计，当风机转子转速低于调频切入转速ws时，风机保持最初MPPT模式，有功以图3中红线为基准，风机不参与调频功能，一次调频和虚拟惯量都不启动；而当转子转速高于调频切入转速ws，风机工作于超速减载控制，参与系统一次调频，并启动虚拟惯量控制以加快响应速度；当转子转速达到上限时，则启动桨距角控制，以使风机正常工作。

因此，设置风速从30 s开始以初始风速7 m/s匀速增加到70 s，此时风速为14 m/s，在此过程中负载保持恒定，虚拟惯量不参与调频，则可得到图9所示仿真结果。

图9 中(a)为系统频率变化图，(b)为桨距角变化图，(c)为风机发出有功变化，(d)为风机转速变化。

图9 风速变化下风机工作状态

结合图(a)和(d)可知，当转子转速在0.9 pu以下时，风机工作在MPPT模式，此时无论有无接入调频控制，都不影响风机发出最大有功；而当转速高于0.9 pu时，由于系统频率偏高，此时若接入调频控制，则风机立刻启动一次调频功能，发出有功迅速下降，从图(c)中可以看出，有功较MPPT模式下降了约200MW，而系统频率也从50.5下降至50.4以下；结合图(b)和(d)可知，转速高于1.2 pu时，桨距角开始升高，且从图(d)中可以看出，超速减载将节省的有功储存在了转子动能中，因此较MPPT模式更早达到1.2 pu。

3.2 惯性系数对虚拟惯量的作用

从式(12)可看出，影响虚拟惯量作用的为惯性系数kd。向风机输送恒定风速，令负荷在30 s时减少400 MW，于50 s时恢复；在70 s时增加400 MW，于90 s时恢复，则可得到图10所示的频率和风机有功变化。

图10 负荷变化下惯性系数对调频影响

从图10中可以看出当负荷发生变化时，风机有功在一次调频和虚拟惯量作用下发生了变化，当负荷减小时，系统频率升高，风机立即调整有功下降，以防止频率越限，负荷升高时则反向变化。

从图中亦可得知，在不同的惯性系数下，风机对于调频的响应速度也不同，惯性系数kd越大，风机反应越快。当kd=0时，风机过渡较为圆滑，但响应速度稍慢；当kd=8时，风机有功开始出现超调量，随反应速度快，但其超调量不利于系统的稳定性。因此，通过仿真观察可以得知，本文所用风机模型在惯性系数处于4~8间时，更为合适。

3.3 实况下的调频测试

基于以上测试，可以验证本文所制定的控制策略对于风机参与调频有一定的效果。然而，实际生活中，风速本身具有不确定性，负荷波动也难以精准预测，由此，可在仿真中设置负荷较大幅度的波动，并向风机提供如图11所示的随机风速，以此验证该控制策略的实用性。

图11 随机风速波动图

在此风速波动下，系统的频率和风机的有功功率变化如图12所示。

图12 实况下系统频率与风机功率变化

从图12中可以看出，在波动的风速与负荷下，风机可以向系统提供一部分功率，使系统频率得到一定的控制，且该策略对于类似云南电网频率越上限的情况有着较好的抑制效果，由此，验证本文所述风机一次调频控制策略可以用于实地进行进一步测试研究。

应当注意的是，本文所述参数整定结果并不一定适用于当地的风机组，具体情况还需结合当期特点进一步改进。

4 结束语

本文通过分析云南电网新能源调频现状，提炼云南电网所存在的问题，进一步提出云南电网新能源调频所需要的功能，本文所做的分析与验证，可归纳为以下几点：

1）通过研究国家所规定的新能源一次调频技术规范，在其基础上提出了适于云南电网风机组的下垂曲线，并对其中的关键参数进行了分析整定；

2）利用超速减载控制，结合分析得出的调频曲线，为风机制定减载曲线，结合一次调频控制提出了基本的调频策略；

3）在一次调频基础上引入了虚拟惯量控制，通过分析与推导，得出虚拟惯量控制结构，并对于全风速段下的分段控制制定了流程图；

4）通过仿真分别验证了全风速段的分段控制，一次调频和虚拟惯量的作用，并通过设置随机风速与负荷波动，以模拟风机在实况中的调频情况，经过仿真验证，风机可以在一定程度上对系统频率进行补偿控制。