風電場一次調頻能力的深度挖掘研究及應用

周 磊，張 謙，霍紅巖，齊 軍

(1. 內蒙古電力科學研究院，呼和浩特 010020；2. 內蒙古電力調控中心，呼和浩特 010020)

0 引言

隨著新能源優(yōu)先開發(fā)、優(yōu)先調度等政策的實施，在享用清潔綠色能源的同時，也給電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行帶來了一系列挑戰(zhàn)?！叭薄钡貐^(qū)的火電機組已逐步進入深度調峰狀態(tài)，在冬季供熱機組仍需要保證供熱的情況下，電力系統(tǒng)可用的一次調頻響應資源逐步減少，造成電力系統(tǒng)頻率安全風險不斷加大[1-6]；與此同時，隨著特高壓直流輸電工程的大量投產(chǎn)及異步電網(wǎng)的聯(lián)網(wǎng)運行，電力系統(tǒng)的功率平衡及調頻難度不斷加大，直流大功率閉鎖(相繼閉鎖)對電力系統(tǒng)頻率安全造成了嚴重威脅[7-10]。因此，針對風電主動參與電力系統(tǒng)調頻，以提升電力系統(tǒng)頻率安全水平的研究與應用正在積極開展。

目前，風電參與電力系統(tǒng)調頻的研究主要集中在單機控制策略方面，國內外學者提出了多種控制方法，可根據(jù)電力系統(tǒng)頻率的變化快速調節(jié)變速風電機組輸出的有功功率，實現(xiàn)風電在電力系統(tǒng)發(fā)生擾動期間對電力系統(tǒng)頻率的支撐。主要的控制方法包括槳距角控制[11]、慣量控制[12-13]及轉速控制[14]等。同時，還有很多學者研究了通過模擬同步發(fā)電機搖擺方程，使變流器具備類似同步機的阻尼特性，即虛擬同步機技術，以此來參與電力系統(tǒng)調頻。

上述研究奠定了風電機組參與電力系統(tǒng)一次調頻的理論基礎。但在實際應用過程中，上述文獻提出的控制方法需要對風電機組的主控系統(tǒng)、變流器及槳距控制系統(tǒng)的控制策略進行較大幅度的改動，甚至需要加裝設備，這對于已運行的風電場而言，存在較大的不可控性及較高的成本投入。為了使風電機組具備頻率下擾工況下的一次調頻響應能力，上述文獻提出通過變槳、轉速控制使風電機組長期運行在非最佳工況點，以此使風電機組能在頻率下擾工況下預留容量來參與頻率響應，但這會造成風電場效益下降；或采用慣量控制策略，在頻率下擾工況下通過降低風電機組的轉速來提供風電機組有功功率的上升裕量，但在轉速恢復的過程中會存在二次頻率跌落的風險。

實際上，即使火電機組處于深度調峰狀態(tài)，其也完全具備頻率下擾工況下的一次調頻響應能力，但只具備有限的頻率上擾工況下的一次調頻響應能力。以目前國內電力系統(tǒng)的配置情況及未來電力系統(tǒng)的規(guī)劃，考慮到風電場的運行安全及效益，從電力系統(tǒng)頻率安全的層面出發(fā)，風電場只需要具備在電力系統(tǒng)頻率處于上擾工況時的快速降功率，以及在限功率運行方式下頻率處于下擾工況時的快速升功率的能力，即可滿足電力系統(tǒng)的調頻需求。

目前，風電場運行的主流風電機組為變速風電機組(variable speed wind turbines，VSWT)，其功率調節(jié)通過同時控制變流器和槳距角來實現(xiàn)，由于一次調頻所要求的功率控制響應時間為秒級，而電力電子設備的響應時間為毫秒級，且變速風電機組的槳距角調節(jié)速率一般在3°/s～10°/s之間，因此在不限速的情況下，變速風電機組的功率調節(jié)速率完全可以滿足上述要求。

鑒于此，本文通過建立含風電調頻的電力系統(tǒng)頻率響應模型，對制約風電場一次調頻能力的非單機控制策略因素進行了逐一分析，并根據(jù)分析結果提出了風電場一次調頻直控風電機組技術方案，深度挖掘了風電場一次調頻能力，并在實際電力系統(tǒng)中進行了應用驗證。

1 含風電調頻的電力系統(tǒng)頻率響應模型

電力系統(tǒng)具有高度非線性和時變性，與電壓特性及功角特性相比，其頻率響應時間尺度相對較慢。為分析負荷波動時的電力系統(tǒng)頻率控制策略，忽略電力系統(tǒng)的快速動態(tài)變化(電壓及功角變化)可以大幅降低建模的復雜程度，從而可以減小運算量和數(shù)據(jù)量。

1.1 電力系統(tǒng)模型

經(jīng)典的電力系統(tǒng)頻率響應模型如圖1所示。其中：G代表常規(guī)電源發(fā)電單元(火電機組、水電機組、燃氣發(fā)電電源)；P*G為常規(guī)電源發(fā)電單元的輸入指令；PG為常規(guī)電源發(fā)電單元的輸出功率；PL為電力系統(tǒng)的有功功率需求；Ptie為與相鄰電力系統(tǒng)聯(lián)絡線的交換功率；PRES為新能源發(fā)電系統(tǒng)的輸出功率；PPFC為一次調頻(primary frequency control，PFC)指令；PC為二次調頻，即自動發(fā)電控制(automatic generation control，AGC)指令；R為常規(guī)電源發(fā)電單元的調差率；H為電力系統(tǒng)的慣性系數(shù)；D為電力系統(tǒng)的等效阻尼系數(shù)；s為拉普拉變換微分算子；Δf為電力系統(tǒng)的頻率變化量。

圖1 經(jīng)典的電力系統(tǒng)頻率響應模型Fig. 1 Classical power system frequency response model

當電力系統(tǒng)處于穩(wěn)態(tài)時，其功率供需平衡，此時的關系可表達為：

1.2 常規(guī)電源發(fā)電單元及聯(lián)絡線功率模型

忽略動力源慢特性與發(fā)電機的快速動態(tài)特性，將調速器及原動機模型進行簡化，并采用非線性環(huán)節(jié)，對發(fā)電機組出力速率及調速器死區(qū)進行模擬，得到的常規(guī)電源發(fā)電單元的簡化模型如圖2所示。圖中：Tg為調速器的等效時間常數(shù)；Tt為原動機的等效時間常數(shù)；VL、VU分別為調速器閥門關閉速率的最大值和最小值。

圖2 常規(guī)電源發(fā)電單元的簡化模型Fig. 2 Simplified model of conventional power generation unit

電力系統(tǒng)區(qū)域間通過高壓輸電線路或聯(lián)絡線互聯(lián)，每個區(qū)域的頻率變化均會影響到與其互聯(lián)的區(qū)域。在N個區(qū)域互聯(lián)的電力系統(tǒng)中，區(qū)域i與其他區(qū)域之間聯(lián)絡線總交換功率變化量ΔPtie,i可表示為：

式中：ΔPtie,ij為區(qū)域i與區(qū)域j之間聯(lián)絡線的交換功率變化量；Tij為區(qū)域i與區(qū)域j的同步系數(shù)；Δfi、Δfj分別為區(qū)域i和區(qū)域j的頻率變化量。

其中，Tij可表達為：

式中：Vi、Vj分別為區(qū)域i和區(qū)域j的等效機端電壓；Xij為聯(lián)絡線的等效電抗分別為區(qū)域i和區(qū)域j在某平衡點處的等效發(fā)電機功角。

1.3 具有一次調頻指令環(huán)節(jié)的變速風電機組風電場頻率響應等值模型

目前主流風電機組為變速風電機組，分為全功率變換(full power converter，F(xiàn)PC)風電機組和雙饋異步(doubly fed induction generator，DFIG)風電機組。FPC風電機組的工作原理圖如圖3所示，DFIG風電機組的工作原理圖如圖4所示。圖中：TM為發(fā)電機的機械轉矩；ω為發(fā)電機轉速；PW為風功率；RSC為轉子側變流器；GSC為電網(wǎng)側變流器；SSC為定子側變流器；Pe為風電機組的有功功率；Vqs為定子側q軸電壓分量控制指令；Vqr為轉子側q軸電壓分量控制指令。

圖3 FPC風電機組的工作原理圖Fig. 3 Working principle diagram of FPC wind turbine

圖4 DFIG風電機組的工作原理圖Fig. 4 Working principle diagram of DFIG wind turbine

從圖3可以看出，在FPC風電機組中，Pe通過控制Vqs來控制定子側q軸電壓分量進行改變。從圖4可以看出，在DFIG風電機組中，Pe通過控制Vqr來控制轉子側q軸電壓分量進行改變[15]。

基于上述分析，進行如下限定：1)忽略暫態(tài)因素及變流器損耗等因素；2)假設發(fā)電機輸出的功率經(jīng)過變流器后無任何延遲地傳輸至電力系統(tǒng)。

不同于常規(guī)電源發(fā)電單元，風電場中含有多臺風電機組，因此為了便于研究，根據(jù)圖3、圖4所示的風電機組模型，采用“單機倍乘”的方式來代表風電場模型，并基于此模型，提出了具有一次調頻指令環(huán)節(jié)的變速風電機組風電場頻率響應等值模型，如圖5所示。圖中：PPFC,WT為風電場一次調頻功率指令，輸出功率指令直接作用于風電機組的功率控制回路；Pref,wt為針對風電機組的含有一次調頻分量的功率指令；Vq、iq分別為DFIG風電機組的轉子電壓、轉子電流的q軸分量；Vq′、iq′分別為FPC風電機組的定子電壓、定子電流的q軸分量；kp、ki均為q軸電流PI控制器的參數(shù)；Te為發(fā)電機的電磁轉矩；HW為風電機組的等效慣性常數(shù)；K1、K2、K3均為風電中部分環(huán)節(jié)的傳函等效增益；T為風電中部分環(huán)節(jié)的時間常數(shù)。

圖5 具有一次調頻指令環(huán)節(jié)的變速風電機組風電場頻率響應等值模型Fig. 5 Frequency response equivalent model of wind farm of VSWT with primary frequency control command link

具有一次調頻指令環(huán)節(jié)的變速風電機組風電場頻率響應等值模型可以模擬風電場一次調頻頻率上擾響應和限功率運行方式下頻率下擾響應。

采用DFIG風電機組或FPC風電機組時，具有一次調頻指令環(huán)節(jié)的變速風電機組風電場頻率響應等值模型中K1、K2、K3、T的取值如表1所示。表中：Lm為磁化電感；Rr為轉子電阻；Rs為定子電阻；Lrr為轉子自感；Lss為定子自感；ωs為同步轉速。

為簡化表1中的計算，令：

表1 采用不同風電機組時模型中部分參數(shù)的取值Table 1 Values of some parameters in this model when different wind turbines are used

風電場一次調頻指令環(huán)節(jié)模型如圖6所示。該模型采用一階慣性環(huán)節(jié)及非線性環(huán)節(jié)來表示一次調頻指令實現(xiàn)的各個部分。圖中：PPFC,wt為風電頻率-有功下垂特性函數(shù)；fN為額定頻率，取50 Hz，可以將頻率測量環(huán)節(jié)向輸出方向移動；Tmed為測頻等效慣性時間；ra為一次調頻功率指令的限速率；τ為一次調頻功率指令的下發(fā)延遲時間；f為電力系統(tǒng)的頻率；e為純遲延環(huán)節(jié)的自然常數(shù)；Pwt為風電場一次調頻功率指令；ΔPwt,m為第m臺風電機組的一次調頻功率分配指令；ΔPwt-ad為風電場的可調有功功率裕度；ΔPwt-ad,m為第m臺風電機組的可調有功功率裕度；FM為頻率測量環(huán)節(jié)；FCPC為一次調頻功率指令計算環(huán)節(jié)；FCPD為一次調頻功率指令的分配環(huán)節(jié)；FCPT為一次調頻功率指令的下發(fā)延時環(huán)節(jié)；FCPSL為風電機組一次調頻功率指令的限速環(huán)節(jié)。

圖6 風電場一次調頻指令環(huán)節(jié)模型Fig. 6 Model of primary frequency control command link of wind farm

為實現(xiàn)電力系統(tǒng)級的仿真，風電場一次調頻指令環(huán)節(jié)模型是從風電場層面出發(fā)，而一次調頻功率指令的分配環(huán)節(jié)的主要影響體現(xiàn)在響應時間上，所以采用一階慣性環(huán)節(jié)進行近似替代，對風電場一次調頻指令環(huán)節(jié)模型進行改進，如圖7所示。圖中：Tdis為一次調頻功率指令分配的等效慣性時間。

圖7 改進后的風電場一次調頻指令環(huán)節(jié)模型Fig. 7 Improved model of primary frequency control command link of wind farm

由圖5、圖7可知，在控制對象不變時，即在風電機組單機控制架構及性能不發(fā)生變化的情況下，具有一次調頻指令環(huán)節(jié)的變速風電機組風電場頻率響應等值模型中影響風電場一次調頻性能的參數(shù)主要包括Tmed、τ、Tdis、ra。

2 算例分析

2.1 算例介紹

為分析Tmed、τ、Tdis及ra對風電場一次調頻能力的影響，以含1個風電場及9臺常規(guī)電源發(fā)電單元的電力系統(tǒng)為例進行分析，該電力系統(tǒng)共分為3個區(qū)域，具體如圖8所示。圖中：PL1、PL2、PL3均為負荷。

圖8 由1個風電場和9臺常規(guī)電源發(fā)電單元構成的電力系統(tǒng)Fig. 8 Power system consisting of a wind farm and nine conventional power generation units

區(qū)域1中接入了1個1000 MW的風電場，該風電場包括500臺2 MW的DFIG風電機組，風電滲透率為21%，風電場所在地平均風速為12 m/s，限功率深度為10%。常規(guī)電源調差率為5%，風電調差率為3%。9臺常規(guī)電源發(fā)電單元的參數(shù)設置參考文獻[16]，DFIG風電機組參數(shù)的設置參考文獻[15]。

2.2 仿真分析

結合現(xiàn)場實際情況，改變具有一次調頻指令環(huán)節(jié)的變速風電機組風電場頻率響應等值模型中參數(shù)Tmed、Tdis、τ、ra的數(shù)值，分析在相同擾動工況(200 s時區(qū)域1、區(qū)域2的負荷PL1、PL2同時減小0.05 pu的階躍擾動量)下，不同參數(shù)值時風電場的一次調頻性能及電力系統(tǒng)的頻率響應情況。以區(qū)域1為例，具有一次調頻指令環(huán)節(jié)的變速風電機組風電場頻率響應等值模型的參數(shù)設置方案如表2所示，仿真結果如圖9所示。圖中：Δf1為區(qū)域1的頻率變化量；ΔPwt為風電場實際功率增量。

表2 以區(qū)域1為例，具有一次調頻指令環(huán)節(jié)的變速風電機組風電場頻率響應等值模型的參數(shù)設置方案Table 2 Taking area 1 for example, parameter setting scheme of frequency response equivalent model of wind farm of VSWT with primary frequency control command link

圖9 以區(qū)域1為例，不同參數(shù)值時的風電場一次調頻性能及電力系統(tǒng)頻率響應曲線Fig. 9 Taking area 1 for example，curves of primary frequency control performance of wind farm and frequency response of power system under different parameter values

以擾動工況下風電場響應滯后時間thx、響應時間t0.9、調節(jié)時間ts、調節(jié)精度Ac作為風電場一次調頻性能的評價指標，以區(qū)域1的頻率變化量極值ΔFpeak、穩(wěn)定時間Trec、頻率變化量終值ΔFfinal作為電力系統(tǒng)頻率響應性能評價的指標。不同參數(shù)值時的風電場一次調頻性能及電力系統(tǒng)頻率響應結果如表3所示。其中：“方案0”為風電場不參與電力系統(tǒng)一次調頻時的方案，其余方案編號與表2中相對應。

表3 不同參數(shù)值時風電場一次調頻性能及電力系統(tǒng)頻率響應的結果Table 3 Results of primary frequency control performance of wind farm and frequency response of power system under different parameter values

綜合圖9及表3中不同設置方案得到的結果，可以得到以下結論：

1)風電場參與電力系統(tǒng)一次調頻后，相同擾動工況下ΔFpeak值及ΔFfinal值的絕對值均減小。

2)當風電場滲透率及調差率不變時，相同擾動工況下ΔFfinal值不變。

3)ΔFpeak值的降低，說明風電場一次調頻性能得到了提升，電力系統(tǒng)的頻率響應性能也相應得到了提高，縮短了電力系統(tǒng)頻率波動的恢復時間。

4)參數(shù)ra的增加可以減小風電場一次調頻的響應時間t0.9，從而減小ΔFpeak值。

5)參數(shù)τ的減小可以全面提升風電場一次調頻性能，對電力系統(tǒng)頻率響應性能的影響顯著；τ越小，ΔFpeak值越小，Trec值越小，即電力系統(tǒng)的恢復時間越短。

6)參數(shù)Tdis、Tmed對風電場一次調頻性能的影響程度相較于參數(shù)ra及τ而言較弱；Tdis、Tmed值越小，風電場一次調頻的性能越好，ΔFpeak值也越小，Trec值越小，則電力系統(tǒng)的恢復時間越短。

3 風電場一次調頻直控風電機組技術方案

3.1 風電場基礎控制方案

根據(jù)上節(jié)研究內容可知，提升風電場一次調能力的關鍵在于提高ra值，減小Tmed、Tdis、τ值，尤其是τ值的減小。風電場有功功率控制架構如圖10所示。

圖10 風電場有功功率控制架構圖Fig. 10 Block diagram of active power control of wind farm

從圖10可以看出，調控中心下發(fā)有功功率指令需要通過遠動裝置至AGC系統(tǒng)，再經(jīng)過交換機、通信管理裝置下發(fā)至能量管理平臺，然后再經(jīng)過交換機下發(fā)至風電機組主控系統(tǒng)執(zhí)行。此種方式的通信結構繁雜，設備層次繁多，有功功率指令下發(fā)延遲時間長，并且為了適應風電場有功功率變化最大限值的要求，對風電機組主控系統(tǒng)的有功功率變化率進行了人為限制。

一個設備的延時會影響整個通信網(wǎng)絡的實時速率。通信管理裝置往往是制約通信速率的瓶頸，由于該裝置對下級設備需要采集大量信息，對上級設備需要與遠動裝置、AGC系統(tǒng)、自動電壓控制(AVC)系統(tǒng)等通信，任務繁重，因此，為了降低成本，該裝置的硬件配置通常較低，導致控制命令通過此裝置的時間存在不確定性。另外，能量管理平臺轉發(fā)指令存在一定的延時，導致一條控制指令從調度到風電機組主控系統(tǒng)的周期時間為6～60 s，難以滿足一次調頻響應的要求。

3.2 風電場一次調頻直控風電機組技術方案

目前風電場實現(xiàn)一次調頻的技術方案主要有3種，即AGC系統(tǒng)改造方案、能量管理平臺改造方案、單加調頻控制系統(tǒng)方案。由圖10可知，AGC系統(tǒng)改造方案和能量管理平臺改造方案只可以在一定程度上減小τ值，但無法改變ra值；而單加調頻控制系統(tǒng)方案目前主要通過一次調頻指令下發(fā)至能量管理平臺出口的形式來實現(xiàn)，但也只是進一步減小了τ值，仍無法改變ra值。

鑒于此，本文有針對性地提出了一種新的風電場一次調頻直控風電機組技術方案，該技術方案的架構如圖11所示。

圖11 風電場一次調頻直控風電機組技術方案的架構圖Fig.11 Block diagram of technical scheme of primary frequency control and direct control wind turbine of wind farm

一次調頻功率由調頻控制系統(tǒng)通過調頻交換機直接下發(fā)至每臺風電機組主控系統(tǒng)，可最大限度地減小τ值，并對風電機組主控系統(tǒng)進行了升級，使其具備調頻功率指令限速率切換控制功能。

3.3 風電機組主控系統(tǒng)調頻功率指令限速率切換控制

為最大限度提升一次調頻動作期間的ra值，在不影響風電機組原有控制性能的前提下，提出了風電機組主控系統(tǒng)調頻功率指令限速率切換控制策略。該策略的功能框圖如圖12所示。圖中：ΔPwt,i為第i臺風電機組的一次調頻功率分配指令；ΔPEMS,i為第i臺風電機組接收的能量管理平臺下發(fā)的有功功率指令。

圖12 風電機組主控系統(tǒng)調頻功率指令限速率切換控制功能的框圖Fig. 12 Block diagram of frequency control power command speed limit rate switching control function of main control system of wind turbine

如果一次調頻動作時，調頻功率增量經(jīng)過快速通道(ra=1.0 pu/min)執(zhí)行；否則能量管理平臺下發(fā)增量經(jīng)過常規(guī)通道(ra=0.2 pu/min)執(zhí)行，在不影響風電機組正常運行的同時，ra值得到了大幅提升。

3.4 一次調頻功率的分配方式

一次調頻功率的分配方式是否合理直接決定了Tdis值的大小，目前通常采用的一次調頻功率分配方式為平均分配，如式(5)所示。

式中：ΔPwt(Δf)為一次調頻的總有功功率；n為風電機組的臺數(shù)。

為了最大程度地減小Tdis值，提出新的有功功率分配方式，如式(6)所示。

式中：ΔPwt-ad,i表示第i臺風電機組的可調有功功率裕度。

新的一次調頻有功功率分配方式可按照可調有功功率裕度百分比進行一次調頻功率的分配，使一次調頻功率分配更為科學、合理，盡量避免二次分配導致的Tdis值增加，且可以最大限度地減少風電機組快速響應的臺數(shù)，相應地減少了風電機組槳距角的變化頻次，有利于風電場中風電機組的使用壽命。

3.5 測頻方法

Tmed值由測頻裝置具備的測頻方法決定，測頻原理如圖13所示。圖中：Ua、Ub、Uc為風電場并網(wǎng)點的三相電壓。

圖13 測頻裝置的測頻原理框圖Fig. 13 Block diagram of frequency measurement principle of frequency measurement device

目前，測頻裝置的頻率計算環(huán)節(jié)可以實現(xiàn)1個周波內的高精度計算，保證Tmed值小于100 ms。

4 應用與實踐

2020年6月，將本文提出的風電場一次調頻直控風電機組技術方案在內蒙古電網(wǎng)中廣核繁榮風電場進行了實際應用。該風電場的總裝機容量為49.5 MW，由33臺1.5 MW直驅式風電機組構成，加裝了1套一次調頻控制系統(tǒng)及調頻交換機，利用原有的備用光纖網(wǎng)絡實現(xiàn)調頻控制系統(tǒng)與每臺風電機組主控系統(tǒng)的通信，同時對每臺風電機組主控系統(tǒng)及能量管理平臺進行了升級改造，調頻功率限幅設置為+6%PN(PN為風電場的額定功率)、-10%PN，死區(qū)為0.05 Hz，風電調差率為3%。通過各系統(tǒng)聯(lián)調使該風電場具備了一次調頻功能。利用電壓頻率變化信號源模擬風電場并網(wǎng)點電壓互感器(PT)的二次側信號，通過改變輸出頻率，檢驗風電場一次調頻性能。頻率階躍下擾-0.14 Hz的實測與理論結果如圖14所示，頻率階躍上擾+0.20 Hz的實測與理論結果如圖15所示。圖中：Pactual為實際功率；Ptheory為理論功率。

圖14 頻率階躍下擾-0.14 Hz的實測與理論結果Fig. 14 Measured and theoretical results of frequency step down disturbance -0.14 Hz

圖15 頻率階躍上擾+0.20 Hz的實測與理論結果Fig. 15 Measured and theoretical results of frequency step up disturbance +0.20 Hz

由圖14可知，并網(wǎng)點初始功率為10.16 MW，當發(fā)生-0.14 Hz頻率階躍下擾時，并網(wǎng)點實際功率于0.35 s后開始響應一次調頻，2.95 s后響應到位，實際功率為13.0 MW，響應調頻功率為+2.84 MW，調頻精度為0.32%。

由圖15可知，并網(wǎng)點初始功率為12.38 MW，當發(fā)生+0.20 Hz頻率階躍上擾時，并網(wǎng)點實際功率于0.55 s后開始響應一次調頻，2.25 s后響應到位，實際功率為7.08 MW，響應調頻功率為-5.30 MW，調頻精度為0.60%。

該風電場采用一次調頻直控風電機組技術方案與采用常規(guī)調頻技術方案的測試結果對比如表4所示。

表4 風電場一次調頻直控風電機組技術方案與常規(guī)調頻技術方案的測試結果對比Table 4 Comparison of test results between primary frequency control and direct control wind turbine of wind farm technical scheme and conventional frequency control technical scheme

從表4中各個表征調頻性能的參數(shù)數(shù)值可以看出，相較于常規(guī)調頻技術方案，風電場一次調頻直控風電機組技術方案可以大幅提升風電場一次調頻性能。

5 結論

針對電力系統(tǒng)對風電場一次調頻性能的要求及風電場高效、低成本實現(xiàn)一次調頻功能的需要，本文通過建立含風電調頻的電力系統(tǒng)頻率響應模型，對制約風電場一次調頻能力的非單機控制策略因素進行了深度分析，有針對性地提出了風電場一次調頻直控風電機組技術方案，并在實際電力系統(tǒng)中進行了實踐應用。通過仿真及實測結果可以得到以下結論：

1)變速風電機組風電場在不對單機控制策略進行修改及優(yōu)化的前提下，通過對測頻、調頻功率分配、調頻功率下發(fā)、調頻功率限速環(huán)節(jié)的優(yōu)化完全可以高性能地實現(xiàn)電力系統(tǒng)要求的一次調頻功能。

2)相對于單機控制策略優(yōu)化的高成本和不可控等特征及常規(guī)調頻技術方案的固有缺陷，采用風電場一次調頻直控風電機組技術方案可以高性能、低成本地實現(xiàn)風電場一次調頻功能，具有廣泛的應用推廣價值。

本文提出的風電場一次調頻直控風電機組技術方案可為風電場低成本實現(xiàn)高性能一次調頻功能提供借鑒思路。