海上风电场一次调频改造与试验分析

周 帅， 张天海， 刘 鑫， 肖新宇， 汤可怡

(江苏方天电力技术有限公司， 南京 211102)

截至2020年底，江苏省的风电装机容量为1 547万kW，占新能源总装机容量的48%，形成海陆并举、以海为主的风电发展模式。在“十四五”期间，江苏省预计将有超过1 000万kW的风电并网，风电将成为新能源领域中的主要电源。

随着江苏省新能源发电渗透率的升高和区外来电量的不断增长，不断挤占具有转动惯量的常规电源空间，电源结构发生了较大变化，电网系统调频能力下降；同时，当新能源发电达日最大发电功率时，全网火电机组深度调峰运行，无法提供向下一次调频能力，造成电网频率安全风险进一步加大[1-2]。针对上述问题，江苏省电力调度中心要求省内的风电场需要具备一次调频功能，风电场能够进行有功功率调节，同时风电场应具备有功功率备用功能以满足电网低频增负荷能力。此外，为实时评估风电场一次调频能力，风电场应具备一次调频在线监测功能[3]。

目前，学者提出了多种风电机组一次调频控制策略，主要包括虚拟惯量(风机转子动能利用)和预留旋转备用(超速法、变桨法)两种方式[4-7]，但大多主要集中于风电机组侧有功功率调节理论研究，缺乏实践应用。笔者从实际工程应用出发：首先，介绍了风电场一次调频控制原理与一次调频在线监测机制；其次，对江苏省某海上风电场进行一次调频改造，详细介绍风电场一次调频设备与其他设备间的通信方式；最后，对该风电场进行现场一次调频功能试验，研究海上风电场一次调频性能状况。

1 风电场一次调频技术原理

1.1 控制原理

风电场一次调频控制系统直接采集并网点电压、电流信号计算电网频率，当频率越过死区后，按照有功功率-频率下垂特性函数计算一次调频有功功率[8]，计算公式如下：

(1)

式中：P为一次调频有功功率，MW；f为一次调频频率，Hz；fL=fN-fd，fH=fN+fd，fd为一次调频死区频率，Hz，fN为电网额定频率，Hz，取50 Hz；Pe为一次调频控制对象额定功率，MW；δ为一次调频响应调差率，%；P0为一次调频控制对象有功功率初始值，MW。

按照江苏省电网对风电场一次调频要求设置相关参数：一次调频死区频率为±0.1 Hz，一次频率响应限幅设置为6%Pe，风电场一次调频响应调差率为5%。风电场一次调频响应有功功率-频率下垂特性示意图见图1。

图1 风电场一次调频响应有功功率-频率下垂特性示意图

1.2 在线监测技术

通常风电场在具备一次调频功能后，由技术人员在风电场特定稳态工况条件下进行一次调频性能试验。由于风电具有随机性和波动性的特点，工况条件难以预测，并且风电场一次调频能力也时刻受到环境变化的影响，因此，仅靠场站侧模拟频差进行一次调频测试很难准确实时评估新能源场站一次调频性能。为了保障调度人员准确可靠地评估风电场一次调频性能，加强调度人员对风电场一次调频功能的监督管理，提出一次调频在线监测技术。一次调频在线监测系统数据通信示意图见图2。通过实时采集风电场动态数据并计算，使电网调度人员能够实时、全面地掌握风电场的一次调频能力，有效提升电网安全运行水平[9]。

图2 一次调频在线监测系统数据通信示意图

风电场投入一次调频时，调度主站系统可实时下发一次调频进入测试指令，风电场进入一次调频在线测试状态，一次调频功能退出实际运行，不再对并网点实际频率变化产生响应，一次调频控制系统中的频差信号自动切换到试验回路，由调度主站下发频率指令，一次调频在线监测逻辑见图3。调度主站系统分别下发一次调频负荷测试模拟频率或一次调频增/减负荷测试、一次调频特性参数测试等指令，对风电场一次调频性能、特性参数设置进行远方测试。测试完成后再通过下发一次调频退出测试指令结束一次调频在线测试，实现远方对风电场一次调频性能的评估。

图3 一次调频在线监测系统测试逻辑图

1.3 一次调频要求

《江苏新能源场站一次调频技术规范》要求风电场一次调频响应过程应满足以下条件：

(1)响应滞后时间thx(自频率越过风电场调频死区开始，至发电功率可靠地向频率方向开始变化所需的时间)不超过 3 s。

(2)响应时间t0.9(自频率越过风电场调频死区开始，至一次调频控制对象有功功率调节量达到调频目标功率与初始功率之差的90%所需时间)不超过 12 s。

(3)调节时间ts(自频率越过风电场调频死区开始，至一次调频控制对象有功功率达到稳定(功率波动不超过一次调频控制对象额定功率的±2%)的最短时间)不超过 15 s。

(4)调频控制偏差应控制在一次调频控制对象额定功率的±2%以内。

(5)一次调频响应指数(0～30 s内风电场实际动作积分电量与理论动作积分电量的比值)大于0.7。

对于调节目标变化量不低于6%Pe的频率阶跃扰动，风电场一次调频频率阶跃扰动过程调节示意图见图4。

图4 风电场一次调频阶跃扰动调节示意图

模拟实际电网扰动过程中，一次调频响应合格率为一次调频响应功率合格率和一次调频响应积分电量合格率的代数平均值，该值不小于70%。其中：一次调频响应功率合格率是在频率变化超过一次调频响应死区开始至一次调频响应动作时间内，风电场实际最大功率调整量占理论最大功率调整量的比；一次调频响应积分电量合格率是在频率变化超过一次频率响应死区下限(或上限)开始至一次调频响应动作时间内，风电场一次调频响应实际贡献电量占理论贡献电量的比。

防扰动试验过程中，风电场应能躲过单一短路故障引起的瞬时频率突变，不发生频率响应。

自动发电控制(AGC)协调试验过程中，风电场一次调频控制目标应为一次调频控制对象有功功率初始值与一次调频响应调节量的代数和。风电场一次调频功率指令应与AGC功率指令相协调，满足正向叠加、反向闭锁的要求。

2 改造方案

苏省某海上风电场装机容量为202.5 MW，安装45台单机容量为4.5 MW的双馈型风电机组。每台风电机组均通过1台0.69 kV/35 kV升压变压器接入风电场内35 kV线路，由16条35 kV线路连接至风电场，经额定功率为240 MV·A的主变压器升压并入220 kV电网(35 kV/220 kV)。

根据站内设备组网拓扑关系，该风电场一次调频改造方案采用新增一次调频装置与现有AGC系统进行并联的方式实现一次调频有功功率控制，由风机能量管理系统协调一次调频功率指令与AGC功率指令，风电场一次调频改造方案见图5。

图5 改造方案示意图

一次调频装置(包含一次调频在线监测、一次调频录波文件召唤等功能)直接高精度采集并网点电压互感器、电流互感器信号计算电网实时频率。一次调频装置将实时采集计算的电网频率和一次调频在线监测测试频率发送至风机能量管理系统，风机能量管理系统根据频率死区和调差率等参数计算一次调频指令并协调AGC功率指令，进行风电场总负荷调节。

通过优化风机能量管理系统有功指令分配策略等方式，使其下属所控风电机组能够根据负荷指令变化快速调节有功功率输出，从而满足电网一次调频响应能力。

一次调频装置对上与RTU、PMU通信，对下与风机能量管理系统通信，场站相关数据由AGC装置从风机能量管理系统采集后上送至调度主站，相关信息流为：

(1)RTU通过IEC104规约将一次调频有功功率备用请求投入/退出测试、一次调频投入/退出测试、一次调频增/减负荷测试、一次调频特性参数测试、一次调频负荷测试模拟频率信号发送给一次调频装置。

(2)一次调频装置通过IEC104规约将一次调频模拟频率、一次调频模拟负荷指令、一次调频负荷测试模拟频率返回值、一次调频控制对象额定功率、一次调频控制对象有功功率、一次调频投入/退出指令、一次调频投入允许指令、一次调频增/减负荷测试中、一次调频特性参数测试中、一次调频动作/复位指令、一次调频有功备用请求投入/退出指令发送给RTU。

(3)AGC系统通过IEC104规约与RTU通信进行AGC调节指令及反馈指令信息交互。

(4)风机能量管理系统通过IEC104规约将风电机组运行信息发送给AGC系统。

(5)AGC系统通过IEC104规约将负荷调节指令发送给风机能管理系统。

(6)一次调频装置通过IEC104规约将负荷调节指令、一次调频动作信号发送给风机能量管理系统。

(7)风机能量管理系统通过Modbus通信协议将负荷指令发送给风电机组。

(8)一次调频装置通过GB/T 26865.2—2011 《电力系统实时动态监测系统 第2部分：数据传输协议》将一次调频模拟频率、一次调频模拟负荷指令、一次调频控制对象有功功率、一次调频控制对象发电机组有功功率4个动态信息发送给PMU，由PMU上传至调度主站。

3 现场试验分析

为真实可靠地了解风电场一次调频功能状况，现场进行一次调频性能试验，试验内容主要包括一次调频本地试验和一次调频在线监测试验。试验时，风电机组处于正常运行状态，主要参数无报警或异常，处于故障停机的风电机组额定功率占风电场总额定功率比例不超过10%。一次调频本地试验示意图见图6。

图6 一次调频本地试验示意图

3.1 一次调频本地试验

一次调频本地试验包括频率阶跃扰动试验、模拟实际电网频率扰动试验、防扰动试验、AGC协调试验。其中，频率阶跃扰动试验与模拟实际电网频率扰动试验在低负荷(0.2Pe≤P≤0.35Pe)和高负荷(0.5Pe≤P≤0.9Pe)2个负荷工况下开展，防扰动试验在低负荷工况下开展，AGC协调试验在高负荷工况下开展。

3.1.1 频率阶跃扰动试验

选取低负荷预留备用功率工况频率阶跃上扰(+0.25 Hz)与频率阶跃下扰(-0.25 Hz)试验，以及高负荷不预留备用功率工况频率阶跃上扰(+0.25 Hz)试验的试验结果，见图7～图9。

图7 低负荷预留备用功率工况频率阶跃上扰试验曲线

图8 低负荷预留备用功率工况频率阶跃下扰试验曲线

图9 高负荷不预留备用功率工况频率阶跃上扰试验曲线

由图7～图9可知：该风电场频率阶跃扰动超过死区时，一次调频响应滞后时间在2 s内，响应时间小于5 s，并在15 s内达到稳定，计算30 s内的一次调频响应指数均高于0.7，满足风电场对阶跃扰动的相应要求。

3.1.2 模拟实际电网功率扰动试验

选取低负荷预留备用功率工况模拟实际电网频率上扰与高负荷预留备用功率工况模拟实际电网下扰试验的试验结果，见图10、图11、表1。

图10 低负荷预留备用功率工况频率上扰试验曲线

图11 高负荷预留备用功率工况频率下扰试验曲线

表1 模拟实际电网频率扰动试验结果

由图10、图11及表1可知：该风电场模拟实际电网扰动过程中一次调频响应功率合格率与一次调频响应积分电量合格率均大于70%，满足江苏省电网调频要求。

3.1.3 防扰动试验

在低负荷预留备用功率工况下开展风电场一次调频防扰动试验，利用信号发生源模拟电网的高低电压穿越等暂态过程，检验风电场一次调频是否避开瞬时频率突变。低电压穿越时，电压瞬间跌落到0%、20%、40%、60%、80%额定电压，持续150 ms；高电压穿越时，电压瞬间阶跃到115%、120%、125%、130%额定电压，持续500 ms。防扰动试验结果见图12、图13。

图12 电压下扰试验曲线

图13 电压上扰试验曲线

由图12、图13可以看出：在模拟电网电压瞬间变化暂态过程中，并网点功率正常，未出现误动作，风电场一次调频功能良好。

3.1.4 AGC协调试验

在风电场预留备用功率条件下，选取高负荷工况开展AGC协调试验。风电场并网点总功率应为AGC功率指令与一次调频功率指令的代数和(正向叠加、反向闭锁)，即一次调频优先执行且能够闭锁AGC方向调节指令。AGC协调试验结果见图14。

图14 总有功功率响应曲线图

由图14可以看出：一次调频动作过程中可以闭锁AGC反向调节指令；AGC动作过程中一次调频优先执行。风机能量管理系统能够正确协调一次调频功率指令与AGC功率指令，满足江苏省电网一次调频要求。

3.2 一次调频在线监测试验

一次调频在线监测试验包括一次调频特性参数远方测试、一次调频性能远方测试。

风电场一次调频特性参数远方测试指令由调度主站系统下发，一次调频控制系统中的模拟频率信号以0.005 Hz/s的速率从49.7 Hz变化到50.3 Hz，一次调频模拟频率和一次调频功率指令信号通过RTU和PMU发送至调度主站系统，实时计算两者的函数关系，得到一次调频死区频率、一次调频限幅、一次调频响应调差率等参数。一次调频特性参数试验曲线图见图15，试验结果显示该风电场一次调频参数设置正确。

图15 一次调频特性参数远方试验曲线图

风电场一次调频性能远方测试时，风电场AGC系统处于自由发电模式并在该条件下进行一次调频减负荷测试，之后调度远方投入有功功率备用并在该条件下进行一次调频增负荷测试，试验结果见图16、图17，调度主站分别计算2次试验的30 s一次调频响应指数为0.90、0.86，满足电网对风电场的一次调频性能要求，风电场参与一次调频过程中机组安全稳定运行。

图16 频率上扰试验曲线图

图17 频率下扰试验曲线图

4 结语

以江苏省某海上风电场为对象进行一次调频改造并详细介绍设备间的数据通信情况，实现了风电场一次调频响应功能与一次调频在线监测功能。之后，对该风电场进行了一次调频性能试验，试验结果表明：

(1)风电场通过一次调频改造后能够根据并网点频率变化快速响应并满足江苏省电网对风电场一次调频性能的要求。

(2)风电场一次调频在线监测功能完备，可以通过调度主站进行风电场一次调频远方测试，能够实时评估风电场一次调频裕量。

(3)风电场通过有功功率备用功能预留部分功率满足了电网低频增负荷要求。

风电场一次调频改造的应用使得风电场能够参与电网的频率调节，将有效减轻常规电源(火电、水电等)发电的调频压力，增强网源协调水平，保障电网安全稳定运行。