计及发电量损失的风电机组调频自适应控制策略研究

吴仟 王瑞良 孙勇

（1.浙江运达风电股份有限公司，浙江杭州 310012；2.浙江省风力发电技术重点实验室，浙江杭州 310012）

0 引言

随着可再生能源接入电力系统，传统的发电机在电力系统中的占比不断下降，高渗透率的可再生能源降低了电力系统的惯性，危及系统的频率稳定性[1]。为了使风电机组在频率不稳定时能够参与电网一次调频，在风电机组进行减载控制获得备用有功的基础之上，引入附加功率控制环节，使其具备参与电力系统一次调频的能力。然而传统调频控制策略将风电机组运行限制在较低出力水平，根据频率偏差信号及频率下垂特性计算出调频目标值，并将其作为风电机组调频功率控制指令，无疑增加了机组的发电量损失[2]。

文献[3]提出双馈风机在传统控制的基础上通过增加频率控制环节来实现转子功率的释放和吸收相应的有功出力实现频率调节，对比研究了风电中的虚拟惯性控制、下垂控制、转子速度控制、桨距角控制以及单台和多台之间的协调控制能力。

文献[4]提出了基于惯性控制比例控制方法进行频率调节，结合变桨距角控制来整定出风电机组静态调差系数的频率控制策略，并采用虚拟惯性控制策略实现系统频率的调整。

1 一次调频下垂特性

风电在整个电力系统中的占比不断上升，因此各地政策标准要求风力发电具备参与一次调频能力。在电网频率变化超过一定范围时，风电机组需按照预设的下垂特性曲线自动增加或降低风电机组出力来参与系统一次调频，风电机组一次调频下垂特性曲线如图1所示。

图1 风电机组一次调频下垂特性曲线

当频率在（f-fd，f+fd）范围内时，风电机组不参与一次调频，但至少预留ΔP备用容量；当频率下降到f-fd以下时，风电机组最多增加有功出力ΔP；当频率上升到f+fd以上时，风电机组最多减小有功出力ΔP；当系统频率上升到51.5 Hz以上时，可停止向电网供电。

2 风电机组调频控制原理

为保证风电机组自身具备一定的备用调频容量，需要对风电机组进行减载运行控制[5]。针对双馈风电机组的运行特点，提出一种变目标桨距角的风电机组减载控制策略。在正常模式下，桨距角参考值是根据PI环节计算而来；而在调频模式下，桨距角参考值由有功调频目标值及频率偏差两部分共同确定，如图2所示。

图2 基于桨距角预留的调频控制原理

3 风电机组自适应调频策略

传统调频控制策略虽然能提供风电调频政策标准所要求的频率支撑能力，但由此导致的风电机组运行效益低和发电量损失大的问题却不能很好地解决，因此设计风电机组自适应调频控制策略很有必要。本文所设计的调频自适应控制策略主要由离线设计与在线寻参两部分构成，如图3所示，具体实现步骤如下。

图3 风电机组自适应调频策略流程图

（1）根据风电机组运行特性，建立风电机组静态功率数学模型：

式中：Pm为输出功率；ρ为空气密度；R为桨叶半径；Cp为风能利用系数；λ为叶尖速比；β为桨距角；v为风速。

（2）根据风电机组一次调频下垂特性，计算出不同电网频率f对应的调频响应值ΔP：

（3）构建目标函数F以期望获得最小的桨距角调节量，同时将输出功率Pm∈（Pmin，Pmax）取多个功率点P（1，…，s），电网频率f∈（fmin，fmax）取多个频率点f（1，…，n），并对ωref、βref、转速调节时间等变量进行等式约束和不等式约束：

（4）在Matlab上编写拉格朗日乘子法程序[6]求解出在不同输出功率点、不同电网频率点下的桨距角参考值，其具体求解步骤如下：

1）提取目标函数的非线性等式约束条件及不等式约束条件；

2）对目标函数F进行拉格朗日变换得到无约束优化函数，建立不等式约束下的拉格朗日函数L如下：

其中，X=（ωref，βref）是目标函数自变量；h（X）是等式约束条件，γj是对应的约束系数；g（X）是不等式约束，μk是对应的约束系数。

3）通过Matlab编程获得在不等式约束条件下的全局最优解（ωref，βref），记录下不同输出功率点Ps、不同电网频率点fn下桨距角参考值θ（s，n）的对应关系。

（5）风机接收到电网频率与风电机组功率信息（f（t）、P（t））时，采用双线性插值法进行调频自适应在线寻参工作，对风电机组进行实时调频响应，其具体步骤如下：

1）提取满足f′≤f（t）≤f″，P′≤P（t）≤P″关系且相邻的4个点，将其从左至右、从上至下依次标记为β11、β12、β21、β22；

2）采用双线性插值法计算t时刻风电机组桨距角参考值βref，计算公式如下：

3）将计算出来的t时刻桨距角参考值βref反馈给变桨执行部件进行一次调频响应，此后循环执行步骤（5）。

4 仿真分析

为验证上述风电机组调频自适应控制策略设计的有效性，本文选择容量2 500 kW双馈机型进行仿真验证，通过工业级仿真软件Bladed进行静态功率仿真，记录在不同风速、桨距角下风电机组所对应的功率值。设定频率死区fd=0.05 Hz、额定容量Pn=2 500 kW、调频百分比ΔP=0.1Pn，通过在Matlab上编写拉格朗日乘子法程序求解出在不同输出功率点、不同电网频率点下的桨距角参考值，如表1所示。风机根据输入的实时频率、功率信息以及频率f—功率P—桨距角βref关系，采用双线性插值法循环进行调频自适应在线寻参工作。

表1 风电机组在不同输出功率点、不同电网频率点下的桨距角βref参考值 单位：°

为验证上述控制器求解参数及本文控制策略的有效性，下文在风机不同风况、不同功率运行点进行仿真验证。首先设定电网初始频率为50 Hz，风速为恒定风速9 m/s。在20 s时风机开启调频自适应控制策略进行调频功率备用，在120 s时电网频率下扰至49.8 Hz，该策略通过双线性插值法进行在线寻参工作发挥稳定的功率支撑作用。从图4可以看出，在20 s时桨距角增大进行减载备用，稳定后风机输出功率降低250 kW左右，使其长期保持0.1Pn的调频能力。在120 s时，风机通过双线性插值法计算后减小桨距角，增大输出功率约75 kW左右，满足调频标准要求。

图4 频率扰动下的风机运行状态曲线

接着针对风速为湍流风情况进行Bladed仿真验证，设置电网频率为50 Hz，若要满足调频标准要求，需要250 kW调频功率备用。从图5可以看出，在传统调频控制策略中，风机需长期运行在输出功率最低点670 kW左右。加入该调频控制策略后，风机输出功率随着风速变化而持续变化，机组始终保持250 kW的调频备用能力。因此，该策略减少了机组的发电量损失，提升了系统的经济性。

图5 传统调频策略与自适应调频策略对比图

5 结语

针对传统调频控制策略中导致风电机组运行效益低和发电量损失大的问题，本文提出了一种计及发电量损失的风电机组调频自适应控制方法，采用拉格朗日乘子法离线提取出频率—功率—桨距角之间的关系，提高了在线寻参效率；采用双线性插值法求解出风电机组桨距角参考值来对风电机组进行实时调频响应，很好地减少了发电量损失，提升了系统的经济性，具有较强的调频适应性及鲁棒性。