风电调频能力的潜力分析

唐 坚， 唐庆宏， 姚禹歌， 苏剑涛， 路新江，肖逸雄， 吴玉新

(1.清华大学 能源与动力工程系 热科学与动力工程教育部重点实验室，北京 100084；2.龙源电力集团股份有限公司，北京 100037；3.百度商业智能实验室，北京 100193)

电力系统稳定包含电压稳定、频率稳定和功角稳定。随着电源结构的不断优化，应重新审视电力系统的稳定性和现代意义[1]。火电在我国电力系统中占据主导地位，但火电将化石能源转换为电能[2-3]，会对环境产生一定的负面影响。国家“双碳”目标提出后，燃煤机组向高效燃烧、清洁化方向发展[4-6]，风电等新能源装机容量也快速增长[7]。风能的储藏量丰富、技术可开发程度高，因此风电的开发取得了较大发展，2021年风电新增装机4 000万kW。2021年发布的《2030年前碳达峰行动方案》中指出要继续推进风电协调快速发展。未来新能源电力将在电网中占据更大比例，充分挖掘新能源电力的调频潜力对电网稳定及电网对新能源电力的吸纳能力至关重要。

电力系统调频是指当电力系统频率相对额定频率发生偏移时，电力系统中发电机组为平抑频率波动，自动增减有功功率进行调节的过程[8]。大电网频率波动主要有2种类型：一是小幅频率波动，主要是正常运行过程中由于功率与负荷不匹配引起的波动；二是较大功率缺额引起的扰动，主要是由于联络线故障等原因引起的较大幅值频率波动。

电力系统正常运行下的频率波动以高频次、低幅值为主，一般越过频率死区时间不超过3 s，刘辉等[9]统计了华北电网频率日越过调频死区±0.033 Hz的次数为1 670次。可见，系统正常运行下的频率波动需要机组频繁动作参与调频。在电力系统面临较大功率缺额情况下，如“9·19”锦苏直流闭锁故障，系统产生3.55%功率缺额，在故障发生后12 s频率下降至最低值49.56 Hz，造成较大频率降幅，频率的恢复过程也较长[10]。

考虑到风电自身出力波动性对电网的影响，风电装机容量的增加将使系统暂态频率特性恶化，削弱电网对突变事件的抗干扰能力。风机自身具有转动动能较大及电控迅速的特点，如能挖掘风电的调频优势与潜力，则对提升电网吸纳风电的能力，以及保证电网安全具有重要意义。因此，笔者首先分析火电与风电的调频特点，从能量分析的角度提出了风机调频潜力的评估方法，并在风电火电协同运行场景下分析风电参与电力系统的调频能量值，挖掘风电调频潜力。

1 风电与火电调频特性分析

1.1 火电机组调频特性分析

当电力系统出现频率偏差时，火电机组调频特性分析频率偏差通过速度不等率换算成负荷偏差信号，经过电液转换器和油动机组组成的电液伺服系统改变阀门开度，从而改变汽轮机进汽量，增减机组出力，从而平衡功率的供需关系，维持电网的频率稳定。部分学者对电力系统火电机组调频特性进行分析，并对机组一次调频性能进行了优化[11-12]。由上述研究可知，火电机组调频需要主蒸汽阀门及一系列机械结构动作和蒸汽做功过程，才能形成功率输出，为电网提供调频能量，这与电网频率的快速响应需求是矛盾的。在特定情况下，如“9·19”锦苏直流闭锁事故，15 s内一次调频正确响应的机组为59.6%，性能满足要求的仅占12.5%，调频能量释放不足的现象进一步加剧[10,13]。为分析火电机组的调频特性，基于文献[14]的研究对600 MW超临界机组调频能力进行计算，其支撑电量(即调频能量)的计算结果见表1。

由表1可知，机组提供30 s以内的支撑电量远小于30 s之后的支撑电量，火电机组短时调频能量贡献小于长时间尺度调频能量贡献。原因在于火电机组频率响应过程要经历的蓄热释放、做功及形成功率输出过程时间较长(>30 s)。但是，火电机组燃料投入可控，可为电网持续提供可控、足够的调频能量。因此，火电机组短时频率响应能力较差(0～30 s)，其优势在于长时间尺度调频能量的可持续性(>30 s)。

表1 600 MW机组调频能力折合电量[14]Tab.1 Equivalent electric quantity of the 600 MW unit frequency regulation[14]

1.2 风电机组调频特性分析

风电机组调频能量主要来源于旋转动能和减载预留2个途径。

1.2.1 旋转动能

双馈风电机组的旋转动能主要储存在风轮、传动轴、齿轮箱和双馈电机转子等组成的传动链中。电力系统调频过程通过控制风轮转速来实现旋转动能的吸收与释放，为电力系统提供调频能量。衡量风电机组旋转动能的调频能力主要以转动惯量较大的风轮和电机转子为主，可用等效转动惯量表示：

JT=Jr+JgN2

(1)

式中：JT为等效转动惯量；Jr为风轮转动惯量；Jg为电机转子转动惯量；N为传动比。

当风电机组满足式(2)时，风电机组可参与调频。

ω>ωlow

(2)

式中：ω为风电机组当前转速；ωlow为机组能提供调频动能的最低转速。

假设风电机组运行在最大功率状态的初始转速为ω0(ω0>ωlow)，调频过程转速变为ω1，则机组理论上可吸收和释放的旋转动能ΔEk可通过式(3)计算：

(3)

风电机组依靠调节风轮及转子转速突变来提供旋转动能参与调频，具有快速响应的特点，可以在毫秒级时间尺度下响应电力系统的频率变化，为系统提供短暂的调频能量。

1.2.2 减载预留

风电机组的减载控制方法有2种：一种是转速控制，使风电机组的机械功率大于电磁功率，转子超速运行，风电机组输出功率降低；另一种方法是桨距角控制，通过增大桨距角而减少风力机捕获的机械功率，使风电机组输出功率降低，预留功率参与调频。

全风速下某风电机组的典型理想减载运行曲线见图1，MPPT曲线为最大风能捕获模式,纵坐标为风力机输出功率标幺值,ωN为风力机额定转速。风电机组运行在最大功率跟踪区时，优先采用转子超速运行减载控制，由于桨距角动作属于机械动作，频繁动作将影响风机使用寿命，而且尾涡效应也会对机组的桨距控制产生负面影响[15]。当运行在高风速时，风电机组转速已达到额定转速，转子无法超速运行预留功率，此时需增大桨距角以降低机组捕获的机械功率。

图1 风电机组的理想减载运行曲线Fig.1 Ideal load reduction operation curves of the wind turbine

1.2.3 风电调频特性及潜力分析

截至2021年11月14日，我国风电并网装机容量突破3亿kW，充分发挥风电在电力系统中的调频作用对电力系统稳定及电网吸纳新能源电力具有重要意义[16]。部分学者对风电机组的频率响应控制方式或协调策略进行了研究，通过优化控制模型使得风电机组更快响应频率变化[17-19]。张梅等[20]和郭雁一夫等[21]通过开展风电一次调频扰动试验，证明了风电一次调频的可行性和有效性。目前，丹麦、西班牙等风电强国已经将风电一次调频技术列为普遍性要求[22]，我国标准GB 38755—2019 《电力系统安全稳定导则》[23]也明确要求风电要具有一次调频能力。

由于风电机组功率输出波动性大，需要依靠稳定性强的控制系统来优化功率输出，从而输送优质电能[24-25]。风电机组参与电力系统调频主要依靠电子元器件的动作控制执行风电功率的吸收和释放，在时间尺度上可以快速响应电力系统频率变化。因此，风电机组响应快速，具有参与快速调频的潜力，但同时也存在调频能量供给不持续的缺点。

目前，研究者们已开展了风电参与调频的研究并得到应用，而对于风电参与调频的潜力分析仍鲜有报道。考虑到风电参与调频的能量释放速率非常迅速，而风电调频能量在短时间内(如30 s以内)的波动相对较小，因此风电的调频潜力主要集中在30 s内的快速电量调整。在0～30 s内，理论上风机本身具备的旋转动能或减载预留能量均可以通过电子原件动作迅速输出，满足电网的调频要求。因此，可将风机所具备的机械转动能量裕度(即风电调频能量)作为评估风机调频潜力的定量指标。下文从风电调频能量的角度来定量分析风电及风电火电协同发电场景下的风电调频潜力。

2 风电调频能量分析

2.1 旋转动能调频能量分析

假设每台风电机组的并网点处电网频率变化已知，忽略风电机组个体调节差异。为定量说明风电场来源于旋转动能的调频能量，以某风电场134台风电机组总场额定功率Pn场=201 MW运行一个月的运行数据为研究对象，总计443 554个采样时刻。间隔10%风电场额定功率(即0.1Pn场)划分功率区间，对风电场在不同功率区间运行时的调频能量进行分析，结果如表2所示。各功率区间的样本数均超过1 000，具有统计意义。由表2可知，风电场运行功率区间主要集中在40%Pn场以内，此时累计时间占比超过86%，风机运行台数超过93%。

表2 风电场在不同功率下的调频运行数据Tab.2 Frequency regulation data of wind farm under various power conditions

单台风电机组来自旋转动能的调频能量可通过式(3)计算，根据风电机组风轮转速变化2 r/min来计算风电机组释放的旋转动能，最终得到风电场所有风电机组旋转动能提供的调频能量随功率的变化如图2所示。

图2 旋转动能调频能量随风电场功率的变化Fig.2 Wind turbine rotating kinetic energy versus wind farm power

从表2和图2可以看出，风电场一月运行时段中除3.16%的零功率运行时段无法提供调节电量之外，其余运行时段均可提供调频能量，且通过旋转动能提供调频能量的份额随风电场输出功率的升高而增加，意味着风电机组出力越大，可提供的调频能量也越大。风电场约有76.48%的时间段运行在0～0.3Pn场功率区间内，此时风电场最高可提供来自旋转动能的调频能量为513.70 MJ。分析表明，在实际运行中风电场具有为电网提供稳定、可靠、高效、充足的调频能量的潜力。

2.2 减载预留调频能量分析

风电机组减载预留调频方式同样可以实现快速响应，为电力系统提供调频功率。如前所述，若单台风电机组输出功率P>0.1Pn=150 kW(Pn为风电机组额定功率，Pn=1.5 MW)，则认为其具备调频能力，计算某风电场134台风电机组以减载预留功率调频方式为电网提供调频能量随功率的变化关系如图3所示。从图3和表2可以看出，机组调频能量及参与调频风电机组台数整体随风电场输出功率的增加而增加。风电场15 s支撑电量及30 s支撑电量都能为电力系统提供充足的0～30 s调频能量，具有较大的调频潜力。实际运行数据表明(见表2)，在一个月运行时间内，风电场在减载预留调频方式下有91.15%的时间可提供调频功率，当风电场输出功率在0.1Pn场以上时，约61.9%(83/134)的机组可提供0.1Pn调频功率；当风电场输出功率在0.3Pn场以上时，91.8%(123/134)以上的风电机组可提供0.1Pn调频功率。

图3 减载预留调频能量及调频功率的变化Fig.3 Frequency regulation energy reserved for load shedding versus wind farm power

分析结果表明，风电场具有提供0～30 s充足调频能量的潜力，可以弥补电网0～30 s火电机组调频能量释放不及时的缺点，风电参与电力系统调频具有响应快速、短时(0～30 s)能量充足的特点，可以作为优质调频资源开发利用。

3 风电火电协同运行下系统调频潜力

在调频性能方面，风电机组具有响应快速的优点，但也具有调频能量供给不持续的缺点；火电机组虽然响应时间较慢，但是燃料可调，调频能量供给持续性好。风电机组调频能量释放具有毫秒级、秒级尺度，可以更有效地响应电力系统小幅频率波动；同时，在大频差事件过程中风电机组0～30 s调频能量释放可有效弥补火电机组在频率陡然跌落过程中能量释放不及时的缺点，能够改善电网频率跌落幅值。

学者们对风电火电协同参与电力系统调频进行了大量的仿真和试验研究。部分学者从风火负荷分配[26]、风电火电联合控制策略[27]和风电火电协同一次调频控制系统[28]等角度提出了提高风电火电协同调频效果的模型，并通过数值仿真验证了模型的有效性和风电火电协同参与调频的优势。以上研究表明风电火电协同调频方法是有效的，但这些研究均从风电机组协调控制方法的角度出发对风电、火电协同参与调频的控制策略进行了评估，并未考虑风电与火电二者调频特性的异同。由前文可知，风电调频的优势在于0～30 s调频快速性，火电机组调频的优势在于调频持续性。因此，充分考虑风电调频的快速性，充分发挥火电机组调频的持续性，风电火电协同参与电力系统调频是解决电网持续调频能量供给的有效方法，可达到更好的电力系统调频效果。为了证明风电火电协同调频的优势互补性，针对典型场景进行调频能量计算，结果见表3。

表3 风电火电协同运行调频能量Tab.3 Frequency regulation energy of wind-thermal operation

表3中，区域电网由风电、火电2种电源组成，总输出功率为8 GW，火电装机8.4 GW，总共14台600 MW机组；风电装机25 GW，总共16 667台1.5 MW机组。此时，风电承担58.8%的电量，火电承担41.2%的电量。

从表3可知，火电机组0～30 s响应能力较弱，风电响应速度较快，同时受其功率波动影响，风电能量用于调节的时间不宜过长，因此选择0～30 s过程分析该系统可用调节能量变化情况。

根据表3中的30 s支撑电量、旋转动能和预留功率计算结果，风电火电协同运行时，风电机组可用于电力调节的能量随风电供电率的增加、风电机组投运台数的增加而快速增加。旋转动能和减载预留方式均可提供大于火电机组的0～30 s调频能量，证明风电具有较大的短时调频潜力。考虑到减载预留运行的经济性因素，风电机组来自于旋转动能的调频能量能够满足电力系统调频能量需求。风电机组在供电率100%工况下运行时，风电负荷率为32%，意味着风电在不限电运行状态下具有为电力系统提供0～30 s充足调频能量的潜力。相比火电高比例运行，风电的加入可显著提高电力系统短时，即30 s支撑电量(≤30 s)调节能量需求，再次证明风电具有较大的调频潜力。

图4给出了不同供电率下火电、风电机组调频能量对比图。由图4可知，风电承担负荷运行时，提供的调频能量大于火电，能量随着风电负荷率的增加而显著增加。风电机组0～30 s调频能量的释放涵盖了电力系统小幅频率波动和大频差事件调节时间尺度。在电力系统功率缺额引起的大频差事件中，风电具有0～30 s调频能量投入的潜力，可弥补火电机组0～30 s能量投入不及时的缺点，从而降低系统频率下降幅度，提高电力系统稳定性。此外，火电机组30 s以上的持续调频能量投入可满足电力系统频率恢复过程能量的持续需求，保证系统频率恢复至正常值。因此，风电火电协同参与电力系统调频具有较快的调节速度、更大的调节能力和更高的可靠性。

图4 不同供电率下风电火电协同运行调频能量Fig.4 Frequency regulation energy of wind-thermal power operation under different power supply rates

4 结 论

(1) 电力系统频率波动包含由于功率负荷不匹配引起的小幅频率波动和由于功率缺额引起的大频差扰动。火电机组可通过改变燃料投入的方式持续提供调频能量，而火电可用于快速调节的能量来源于其蓄热，由于机组蓄热的释放至形成功率输出过程的存在，导致能量释放不及时，0～30 s调节能力略显不足。

(2) 风电机组的调频能量来自旋转动能和减载预留，可实现毫秒级、秒级响应，响应速度快。风电机组0～30 s调频能量的及时释放可以快速响应电网小幅频率波动和大频差扰动，弥补大频差事件中火电机组0～30 s能量释放不及时的缺点，降低频率下降幅度。但是，风电机组能量输入不可控，无法持续提供调频能量。

(3) 风电场一月运行时间内有96.84%的时间段可提供旋转动能参与调频，91.15%的时间段可通过减载预留参与调频。风电调频能量随风电输出功率的增加和可参于系统调节的风电机组台数的增加而快速增加。风电机组具有为系统提供0～30 s充足调频能量的潜力。

(4) 风电火电协同运行假定场景下，风电机组30 s支撑电量远大于火电机组，具有释放较大调频能量的潜力。风电火电协同运行时，火电机组可持续为系统提供长时(>30 s)调频能量，满足频率恢复过程的能量需求。风电火电协同运行可显著提高0～30 s调频能量的供给，缩短大频差事件中频率下降幅度，提高系统安全性。