并网新能源场站调频能力检测技术研究

沐润志，吴水军，陈晶，何廷一

（1.云南电力试验研究院（集团）有限公司，云南 昆明 650217；2.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

云南新能源近年发展较快，根据云南电网2020年度运行方式，截止到2020年初，云南新能源装机已达到总装机容量的15%，新能源场站主动参与系统频率调整是新能源大规模并网后电力系统为保证其自身安全做出的必然选择。自2016年云南电网与南方电网异步联网方案实施后，异步运行的云南电网面临系统等效容量减小，网内的电压、频率与异步联网之前相比将呈现较大的差异，尤其网内的频率问题，将严重威胁云南电力系统的安全稳定。

我国一系列标准已经规定并网新能源场站应具备参与电网频率扰动调整的能力[1-3]。新能源场站的调频可以分为单机、站级的调频方式，单机的调频方法理论研究已经较为成熟，但可行性较低；站级的调频研究相对较少，特别针对调频期间的有功功率分配策略、多机协调控制配合，从现场的工程改造情况来看，站级的调频控制方式可行性较高。根据目前的现场应用情况表明，风电和光伏参与调频的特性优于常规的水电、火电机组，具有较好的应用前景[4-7]。

目前新能源场站调频能力测试方法较少，国内外尚无明确的规程规定如何进行调频能力检测[1-2]；文献[8]提出了一种适用于西北电网新能源场站调频功能的入网试验方法，从频率阶跃扰动试验、模拟实际频率扰动试验、防扰动性能校验、AGC协调试验四个方面对新能源场站调频能力检测，但西北电网与南方电网和云南电网差异较大，所提方法不能满足云南电网新能源场站调频能力的测试；文献[9-11]采用频率阶跃分析风电场和光伏的调频能力，测试方法单一，不能全面测试场站的调频性能。目前国家、南网的规程和技术要求规定的调频指标要求较宽，仅规定风电场应具备频率单次阶跃、连续阶跃的调频功能，云南电网处于异步联网的送端，网内频率威胁着系统稳定运行，亟待研究并实践出测试方法，满足云南电网调频能力检测工作的需求。

本文提出了一种适用云南电网的新能源战场调频能力测试方法，采用标准数据源、仿真数据回放、实测数据回放结合从调频功能、防扰动性能等方面，完成新能源场站的调频能力测试，已在云南电网和南方电网的多个风电场、光伏电站得到应用，具备良好的应用前景。

1 现有风电场调频方法

目前国内外的风电场调频多数处于理论层理的研究，实际应用较少。新能源发电机组按调频原理不同，可以分为惯量控制、功率备用控制、惯量和功率备用联合控制。

惯量的控制方式响应速度快、支撑时间短，短暂的支持时间能为常规水电机组调速器动作提供一定的响应时间，对于以水电机组为主要调频机组的云南电网中，新能源发电机组的快速频率响应特性更能够有效地和水电组的水锤效应导致调整有功时的有功反调形成互补效果[4]。功率备用控制通过桨距角调整，其速度慢，桨距角频繁的动作会缩减风机寿命和增加检修费用[6]。惯量控制可增加电网系统惯性，功率备用控制能为系统提供有功备用，联合两种控制方式能进一步改善新能源机组的频率响应特性。

风电场至少包含数十台风电机组，目前投运的风电机组一般不具备调频能力，逐台风电调频能力改造及检测，将是一个巨大的工作量，同时需优化风电机组之间的控制策略，因此需从风电场站级提出解决方法[4]。

站级调频主要从整个场站为控制对象，在场端测量并网点频率，根据频率变化量和变化率，计算得调频功率，再考虑每台风机的运行情况，通过场站的有功分配平台把调频功率分配给每一台机组，如图1所示。

图1 站级有功分配示意图

新能源场站的调频有功分配策略可以分为调整量平均分配、调整量等比分配、调整量相似出力裕度分配、调整量按机组运行风机或光强成正比分配。由于每台机组的运行状态不一致，有功调整量平均分配、等比分配显然不合理；相似裕度分配是多数厂家采用的方法，也是现有AGC调整功率的主要方法，其是考虑机组自身的发电裕度进行分配[12]；机组运行风机或光强成正比分配是根据发电机组的实际运行情况进行有功分配，大风机组承担较多的调频有功功率任务，小风机组承担较少的调频有功功率任务[4]。由于调频要求具有较快的时间响应，致使有功的分配需要发电机组之间或发电机组与总机之间进行相互较快的通信，这也就增加新能源场站的投资。

2 并网新能源场站调频能力测试探讨

云南电网的风电场要求应具有频率变化量、频率变化率、频率变化量+频率变化率三种调频方式，同时具有频率连续阶跃调频的功能。

2.1 测试方法

新能源场站一次调频功能可分为机组级和场站级调频。机组级调频指风电场单台机组或光伏电站单个阵列具备调频能力，场站级调频指由场站级主控系统将调频指令下发至风电场各个机组或光伏电站各个阵列实现一次调频功能。

2.1.1 单机调频功能测试方法

单台机组的调频能力检测方法一种是从机组主控系统二次回路加入频率信号，另一种是在机组箱变高压侧与集电线路之间串入新能源电网适应性检测平台，接线示意图如图2所示。其中，新能源电网适应性检测平台采用电力电子控制方式实现，将风机并网点与系统间形成“交—直—交”的背靠背连接方式，通过改变检测平台发电机侧的电气量（电压、频率）输出信息，达到改变被测风机真实的并网点电压、频率的目的。

通过云南电网新能源电网适应性检测平台真实改变新能源发电机组并网点电压、频率后，机组测频环节采用变频器锁相环测频，其测频结果通过通信方式输出至发电机组主控系统，主控系统内置一次调频功能（变桨调频、惯量调频、变桨+惯量调频），相应的调频模块将调频运算结果（变功率、变桨、变转速）分别输出至变频器模块及变桨、转速控制模块，从而实现机组的各种调频功能。利用高精度电量记录分析仪在测试点采集机组电压、电流数据等，分析现场单机调频能力。

2.1.2 站级调频功能测试方法

风电场的装机在数十兆瓦以上，风电场站级调频能力检测无法从一次侧加量模拟电网频率扰动，仅能从站级调频控制柜二次加量模拟场站并网点母线电压、频率扰动。

站级调频测试示意图如图3所示，采用高精度频率信号发生器在调频控制柜的母线电压采集板上加入指定频率幅值及变化率的频率信号，以模拟电网频率变化，通过高精度电量记录分析仪采集对应的频率信号、全站功率响应曲线等，以及调频控制录波数据，分析现场站级调频能力。

图3 场站调频测试接线示意图

2.2 对测试调频装置功能的技术要求

调频功能测试设备的一个关键技术是自定义频率阶跃波形输出、将仿真波形或者实测波形再现为一个电压信号。根据现场单机和站级风电场调频功能的现场试验情况分析，测试设备不仅需具有精确的频率连续输出功能，还需要支持高电压穿越测试、低电压穿越测试、谐波扰动测试、不限时的故障回放等功能，回放数据采样频率不低于1.2 K，回放电压精度不低于0.1 V，电流不低于0.01 A，频率精度不低于0.0001 Hz；不同厂家、不同设备的录波波形存储格式不一致，要求调频测试装置能够支持多厂家录波波形存储格式的输入；具有输入输出波形比较功能，确保回放输出准确性。

2.3 测试工况的选取

要求当场站有功功率在总额定出力的20%以上时，场站应能够实现连续平滑的有功功率调整，能够参与系统频率调整。新能源场站开展场站级一次调频试验时，因故障或检修不能参与一次调频试验的机组容量应不超过总装机容量的10%。

不同的测试项目应分别在对应的工况下完成现场试验，测试工况按照表1定义。

表1 新能源场站调频功能测试工况

为尽可能详细检测新能源场站调频能力，上表中按新能源场站出力负荷区间和是否预留容量划分测试工况，其中Pn为新能源场站额定有功功率，P为新能源场站实发有功功率,当预留容量时，为确保场站具有有功功率上调的能力，预留容量为10%Pn，依次进行每个工况下的测试[8]，详见下文。

2.4 性能评价指标

目前对新能源场站一次调频功能的具体指标主要依据国标、行标、企标等。但这些规程和技术要求规定的调频指标较宽，不能满足云南电网稳定性的需求。经过现场测试和结合云南电网的特殊性，新能源场站响应的功能衡量指标主要如下：

1）调频动态指标

a．新能源场站调频启动时间不大于3 s；

b．风电场调频响应时间不大于10 s，调节时间不大于15 s；

c．光伏电站调频响应时间不大于5 s，调节时间不大于15 s。

2）调频控制偏差：在频率偏离死区出力稳定后，新能源场站响应调频指令的有功出力偏差应在额定出力的±2%以内。

3）调频控制柜应具有录波功能，至少记录调频过程中的并网点频率、实际有功功率、实际无功功率、设定理论有功功率、电压、电流、调频启动信号，以及每台机组的实际有功功率、设定理论有功功率、桨距角、转速、风速、光照强度等数据。还需进一步采用实测数据用于调频性能测试。云南电网发生的两次直流闭锁波形如图4、5所示，电网发生频率扰动并不是简单的频率上扰或下扰，而是一个反复振荡过程，持续时间较长，仿真并不能达到这种效果。

图4 灵绍直流闭锁频率扰动波形

3 并网试验内容

3.1 调频功能测试

新能源场站一次调频试验应包含一次调频死区、调节幅度、调差系数和动态指标相关测试内容。通过理论结合多个新能源场站现场调频能力检测经验得，新能源场站现场调频功能测试应采用标准数据源、仿真电网频率扰动数据回放、实测电网频率扰动数据回放等进行调频功能测试。

标准数据源测试是基于高精度频率发生器输出的标准频率单次阶跃、连续阶跃、频率变化率的频率信号对调频系统进行测试；仿真数据回放测试是基于利用电力系统仿真软件，仿真各种情况下电网故障时的频率扰动，通过高精度频率发生器的回放功能对调频系统进行测试；实测数据回放测试依赖云南电网目前电网故障时的频率扰动，特别是直流闭锁故障下记录的频率扰动波形进行回放测试。

标准数据源测试根据需求自定义高精度频率发生器输出不同电压信号；仿真电网需根据电网实际情况进行仿真，仿真是一种对随时间运行的真实系统或进程的模拟，数据易于获取，具备完整性；实测数据的数量受限于电网实际发生故障的次数，数量有限，同时实测数据最能反映实际运行状况和故障过程，但实测数据在测试中很少使用。目前风电场调频功能测试中，主要依赖测试设备标准数据源输出的阶跃频率扰动，缺少基于实测数据或者仿真数据的测试。

实测故障数据与电力系统仿真软件仿真获取的故障数据存在较大差别，不能仅用仿真的故障数据作为新能源场站调频能力测试的依据，

图5 永富直流极Ⅱ闭锁波形

基于标准数据源的测试方法只适用于理论分析、基本功能的调频测试；若需要对场站调频性能的适应性分析、功能测试，则需利用实测故障数据和仿真故障数据进行测试。在电网中并不是每种故障类型或每条直流闭锁都能找到典型的实测数据，所以需要基于标准数据源、实测故障数据、仿真数据的测试方法相结合使用，才能到达对新能源场站调频功能的完整性能测试。

3.2 防扰动性能测试

风电场调频功能的正确动作不仅指调频控制系统感受电网频率波动时，风电场出力相应变化，还是考虑电网电压骤升或骤降时电压相位突变，或风电场并网点发生谐波扰动时，调频控制柜的锁相环应保持频率不变，即高电压和低电压穿越期间、谐波扰动闭锁调频功能。

新能源场站防扰动新能校验主要包含高电压穿越、低电压穿越、谐波等方面的测试，高、低电压穿越根据规程规定的故障穿越要求[13]。本试验项目要求新能源场站调频系统具有抗击暂态故障或干扰引起的扰动性能。

调频系统防扰性能的校验也分为标准数据源、仿真电网扰动数据回放、实测电网扰动数据回放三个方面的测试，每个方面都包含高电压穿越、低电压穿越、谐波测试内容；其中高、低电压穿越又包括对称故障和不对称故障，采用标准数据源输出高、低电压穿越电压波形时在电压跌落（升高）和恢复时完成两次相移，每次相移≥60度。

调频功能测试应在四个工况下分别开展；防扰动性能校验若现场情况允许，应尽可能分别采用标准数据源、仿真电网扰动数据回放、实测电网扰动数据回放在四个工况下开展，但至少在其中一个工况下开展测试。

4 现场测试案例分析

4.1 光伏电站单机现场调频功能测试分析

图8 频率变化量+变化率调频测试

以新能源电网适应性检测平台在2018年10月-11月在华能石林光伏电站进行的40号光伏阵列调频功能测试结果为例分析，光伏阵列有频率变化量和频率变化率调频功能；测频模块误差不超过±0.001 Hz，惯性时间系数Tj为4，调频频率死区(f)：±0.03 Hz。以图2所示的单机调频检测方法进行光伏阵列调频能力测试，此处仅以低负荷预留容量下的频率变化量、频率变化率、频率变化量+变化率三种调频为例进行分析，分别如图6-9所示，其中图7和图9中的频率变化率为0.5 Hz/s。

图6 变化量调频测试

图7 频率变化率调频测试

图9 三种调频模式对比

图9 为负荷预留容量下的频率变化量、频率变化率、频率变化量+变化率三种调频有功变化对比图。从图中可以看出，光伏调频响应速度快，变化率调频功能短时输出有功功率，一定时间后会造成“功率坑”。

结合上述分析和现场试验情况，得到如下结论：

1）对变化量调频模式而言，稳态功率调节量与理论计算结果相符；功率调节动态指标（启动时间、响应时间和调节时间）均在3.0 s内完成，具有较快的响应特性。

2）对变化率调频模式而言，由于目前暂无光伏电站变化率调频（惯量调频）的性能指标，在结合现场频率扰动过程中的频率变化实际，结果表明变化率调频时间指标均在2.0 s内完成。

3）对单独的变化率调频，或者变化率+变化量调频，由于变化率的影响，功率调节过程中出现超调，该超调显现将进一步导致光伏列阵直流母线电压的快速变化，出现“功率坑”。

4.2 风电场站级现场调频功能测试分析

以采用新能源调频高精度信号发生器在2019年10月在桂林黄花岭风电场的测试结果为例分析，仅具备频率变化量调频功能；测频模块误差不超过0.001 Hz，有功调频系数定为20，变化量Δf调频人工频率死区（f）：±0.05 Hz。此处限于篇幅仅以高负荷预留容量下的频率下调、高负荷不预留下电网实测数据回放测试、低电压穿越为例进行分析。

1）高负荷预留容量下的频率下调的调频测试（50.00-49.80 Hz）

当系统频率超出死区时，调频程序能够正确发出全场功率调节指令，且实际发出的功率调节量与理论计算值相符，该指令到各台风机的分配采用非平均分配形式所示），调频持续时间取决于高频或低频持续时间。

图11 频率连续阶跃并网点频率与实际调频功率对比图

图10 11看出风电场通过全站调频协调控制，对出力较大的机组充分利用其调频能力，以弥补不具备调频能力机组的调频功率“差额”，该情况充分显示站级调频系统协调功能的重要性；与此同时，单机对调频系统调频指令的响应存在时间滞后现象，导致机组的实际功率响应与并网频率之间存在“时间差”，该现象导致全站的总有功功率响应与并网点频率之间也存在一定的“时间差”。

图10 频率单次阶跃并网点频率与实际调频功率对比图

2）高负荷不预-留容量下的电网实测数据回放调频测试

图12 调频自身录波结果并网点频率与实际调频功率对比图

从实测电网频率扰动变化量调频的调节量过程分析，功率调节方向与频率变化方向相反，符合调频预期；频率变化量越大，导致的功率调节量也越大。

3）仿真数据回放的低穿期间闭锁调频功能测试

通过图13分析可知，低电压穿越期间，调频电压跌落时相位突变，调频电压频率上升或下降，调频系统锁相环采集到的频率仍为50.00 Hz，且调频系统的一次调频功能未启动，即调频系统在低电压穿越期间闭锁一次调频功能。

图13 低电压穿越期间调频功能录波波形

综上所述，本文所提的风电场调频功能测试方法能够可靠验证风电场具有调频功能。

5 现场实际调频动作分析

云南电网内的彝山风电场站级一次调频功能于2019年5月完成试验并挂网运行，并于2019年7月19日 正 式 投 入。2019年10月22日16点10分，云 南 电 网±800 kV楚穗直流极Ⅱ闭锁，直流功率由3750 MW减至1420 MW，系统初始频率49.96 Hz，电网主网频率最高升至50.17 Hz，47秒后系统频率恢复正常。在这该次直流闭锁的电网实际频率波动过程中，彝山风电场调频正确动作，如图14所示。新能源参与调频有效的缓解了云南电网在小频差范围内的调频困难压力，对电网调频有着非常优良的作用效果。

图14 电网实测扰动调频动作图

6 结束语

本文提出一种适用于南方电网，特别是云南电网的新能源场站的单机和站级调频功能试验方法：

1）明确云南电网新能源场站需具备的调频能力和调频实现方法、单机和站级调频能力的测试方法、测试工况的选取、调频性能评价指标等，使调频能力测试具备可行性。

2）提出采用标准数据源、仿真数据回放、实测数据回放进行新能源场站的功能测试、防扰测试，基于标准数据源的测试方法只适用于理论分析、基本功能的测试，结合仿真数据回放、实测数据回放测试能够对新能源场站调频能力全面测试。

3）选取风电场站级调频和光伏电站单机调频检测进行实例分析，验证本文所提的调频能力测试方法具有可行性，能够全面地检测新能源调频能力；同时也验证本文所提测试方法不仅适用于云南电网新能源场站调频能力检测，还适用于南方电网范围内的新能源场站调频能力检测，具备良好的应用价值和应用前景。

该测试方法必将有力推进云南电网并网风电、光伏电网一次调频能力测试与研究工作，也将进一步保障和促进异步联网后新能源与电网之间频率问题的友好、协调发展。