刘 备，宋亚豪，王长成，窦晨丹

（1.润电能源科学技术有限公司，河南 郑州 450000；2.上海电力大学，上海 200090）

0 引 言

针对风电场站的一次调频控制问题，目前有诸多学者及单位进行相关研究。文献[1]提出了风机超速控制、变桨控制2种控制方法，其中超速控制存在有功备用影响正常发电的缺点，变桨控制则存在机械响应速度慢、机械损耗大等问题。文献[2]和文献[3]提出了一种风机叶轮动能参与一次调频的方法，此方法以牺牲叶轮转速为策略，可能会导致风电机组停机。文献[4]提出一种面向全场有功功率协调控制策略，实现了不同风电机组的有功率优化分配问题，但存在风速变化对风电场运行经济性的影响。文献[5]提出一种储能参与风电场一次调频的控制方法。文献[6]和文献[7]提出了风电场惯量响应和一次调频方案的研究与实现，进一步挖掘风电场站的调频支撑能力。文献[8]、文献[9]和文献[10]提出了风电场一次调频方法及试验技术，并通过实验进行验证方案的有效性，对一次调频能力进行实测与分析。文献[11]和文献[12]提出了面向新型电力系统的调频控制技术分析及控制策略，以此增强新能源场站的涉网性能。

本文对风力发电场站参与电力系统一次调频过程中的控制策略进行了介绍，对风电参与一次调频的关键技术进行分析，通过在控制策略中引入安全闭锁逻辑及优化功率分配算法，实现了风电场的一次调频功能。

1 风电场有功控制策略

2021年8月，最新发布的《风电场接入电力系统技术规定 第1部分-陆上风电》（GB/T 19963.1—2021）明确指出：风电场应具备电力系统调频、调峰和备用的能力。

一次调频指电力系统的频率偏离允许的死区范围时，电网中各电源单位的有功功率控制系统自动地控制功率的抬升与下降，以此限制电网整体频率变化，并回归频率允许死区范围内的自动控制过程。当电网频率高于死区范围时，各电源单位需要快速减负荷；反之，各电源单位需要快速增负荷。

风电场由风力机组叶轮吸收风能，经过传动机构拖动发电机转子旋转发电，经过整流逆变等环节送出，并经过风电机组配置的变压器送出至集电线路，随后集电线路送出至主变或开关站并入电网。随同电气一次设备建设的有相应的电气二次设备，包含通信、测量、保护、计量等功能。风电机组的发电原理如图1所示。

风电机组发电能力主要依赖于以下因素：（1）风速，即原始动力的大小；（2）风机设备运行参数及性能，如桨距角、叶轮转速等；（3）风机控制逻辑的适用程度，包含调节逻辑、保护逻辑等，不出现因控制逻辑问题导致的限负荷、停机等情况。

目前，自动发电控制（Automatic Generation Control，AGC）主站通过电力调度专网向场站AGC子站发出有功功率指令，由AGC子站通过站内通信将指令下发给风电场能量管理系统（Energy Management System，EMS），并由风电场EMS对全场风机的有功功率、电压、电流等生产指标进行调节控制，实时监控各风力发电机组的工作状态，如电压、电流、风速、限负荷状态、温度等内容。通过EMS将有功调节指令下发至各个风机，并根据全场风机的调节反馈进行下一轮指令修正，循环迭代，直至控制效果在相应的死区范围内，达到新的稳定状态。

风电场一次调频控制功能目前以场站级全站控制为主，即以整个新能源场站为控制对象，由一次调频系统与其他系统协调控制实现一次调频控制功能。某风电场的典型风电场站通信及控制系统连接如图2所示。

2 风电场参与一次调频关键技术

2.1 风电场一次调频技术要求

电网调度要求风电场站实现一次调频功能，需完成风电场并网点有功-频率下垂特性控制，使其在并网点具备参与一次调频能力。频率与有功功率折线函数为

式中：fd为一次调频死区范围，Hz；fN为电力系统额定频率，Hz；PN为全场额定功率，MW；P0为有功功率初值，MW；δ为一次调频调差率。

以某风电场的下垂曲线为例，死区范围设定为0.05 Hz，调差率设定为3%，最大负荷限幅设定为10%PN，其一次调频有功-频率下垂特性如图3所示。

对于调节目标变化量不低于6%PN的频率阶跃扰动，响应滞后时间ths不超过3 s，响应速率时间t0.9不超过12 s，一次调频稳定时间（调节时间）ts不超过15 s，偏差应控制在±2%PN以内。除动态响应功能之外，风电场一次调频功能应具备电网要求的其他功能，如与AGC协调功能、数据采集与传送、防误动、监测分析等功能。

2.2 基于安全闭锁逻辑的一次调频控制安全方案

在一次调频解决方案中，包含一次调频与AGC的配合逻辑，二者均可实现场站的有功功率调节，但二者在同时生效时有相应的配合逻辑，如表1所示。

表1 一次调频与AGC配合逻辑表

待一次调频指令结束后，全场有功指令跟随AGC指令进行调节。

传统风电场一次调频技术专注于从风电场站层实现一次调频的控制功能，即实现图3所示的有功功率-频率下垂特性。在实际应用中，一次调频与AGC协调闭锁逻辑运算在能量管理平台控制系统中实现，即一次调频系统与AGC未实现直接交互通信与闭锁。风电场站内部的具体方案示意如图4所示。

传统方案的优点在于改造、调试工程量相对较小，仅对风机能量管理系统、一次调频系统进行改造，并进行相应调试即可。此方案过于依赖风电场的能量管理系统，需要将AGC与一次调频的指令配合逻辑放在风电场EMS中，其缺点如下文所述。

（1）增加了风电场EMS的运行负担。风电场EMS承担着分配全场各风电机组的有功指令的任务，增加额外过多的控制逻辑将影响系统性能及可靠性。

（2）在一次调频控制系统存在指令故障时，全站系统无法对一次调频系统指令进行有效数据判定。一次调频指令下发错误时，若风电场EMS不参与数据有效性判定，则全场有功指令将会错误下发并造成严重后果；若风电场EMS参与数据有效性判定，则需要大幅增加EMS的逻辑判断任务。

（3）在全场响应存在偏差或故障时，全站系统无法对一次调频控制效果的产生原因进行追溯。若对一次调频控制的偏差、故障进行追溯、优化时，鉴于一次调频系统仅实现有功功率-频率下垂特性，而忽略风电EMS对AGC与一次调频的配合作用，将对EMS的调试、优化提出严峻挑战。

现场实际应用过程中，不同地区和场站的一次调频整体方案细节上亦有较大差异。以某风电场站的一次调频技术方案为参考对象，方案如图5所示。

经过优化后的技术方案亦可对场站配置的储能设备留有接口，可为储能电池系统参与一次调频控制提供技术支撑。

2.3 基于优化功率分配算法的一次调频控制策略

风电场的有功功率调节方案如图6所示。传统一次调频控制系统实现过程中专注于实现频率-有功功率下垂曲线，能够实现控制效果，但容易存在偏差较大的问题。

为提高控制系统的控制准确性，本文提出一种基于偏差优化分配算法的一次调频控制策略。本控制算法的基本原理为在一次调频控制策略的指令输出中加入指令修正，修正量原则上要抵消风机机组集群发电至场站并网点（变压器或开关站）之间的损耗，主要包括集电线路损耗、变压器的有功损耗等，以此保证全场有功功率调整后能够稳定在电网频率对应的理论功率点附近，从而提高一次调频的控制效果。

风电场站的电力生产过程至送出风电场并网点之间存在有功功率损耗，主要包括线路传输损耗、变压器的传输损耗（铜损）等，计算公式为

式中：PlineX为集电线路X的传输有功功率，MW；IlineX为集电线路X的传输电流、RlineX为集电线路X的传输电阻同理；Ptran为主变压器传输的有功功率，MW；Itran为主变压器的传输电流、Rtran为主变压器的传输电阻同理；Pk为主变压器的短路损耗功率，MW；R0为主变压器的短路电阻值，Ω；IN为主变压器的额定电流值，A。

由以上可知，有功功率损耗主要与线路中的电流有关，其中变压器损耗占比最大，因而可以将一次调频控制系统的式（1）进行修正，计算公式为

式中：P0为当前有功功率值；μ为修正比例系数，一般取1.0～2.0。

经过修正后的一次调频指令P能够更好地适应现场需要，在实际上执行过程中充分考虑站内的各种有功损耗，在全场并网点的有功功率能够更准确地响应电网频率变化，进一步提升调频效果，减少场站的考核，更好地保证电网的频率安全。

3 现场实际应用

某风电场于2021年底完成全场一次调频改造，并同期完成一次调频性能测试试验。该风电场的安全闭锁逻辑正确配置，并进行了优化功率分配算法。

经过测试，风电场在一次调频动作时，能够有效地实现与AGC的配合逻辑，结果如图7所示。

经过测试，该风电场在AGC协调试验中的控制效果如表2所示。

表2 某风电场AGC协调试验效果统计表

该场站在阶跃扰动试验、模拟电网扰动试验试验中能够有效响应电网频率波动，并有效跟踪有功功率的理论参考值，动作特性及时间参数满足相关要求。图8为该风电场站的部分试验结果。

场站的一次调频性能试验的部分统计结果如表3所示。

表3 场站的一次调频性能试验的部分统计结果

经过试验验证，该场站的一次调频性能优异，在阶跃扰动试验、模拟电网扰动试验中满足电网的要求。

4 结 论

在新能源渗透率逐步提升的新型电力系统中，风电场一次调频控制改造势在必行。鉴于目前风电场一次调频存在的控制逻辑安全性问题、控制准确性问题，本文提出了两个应用解决方案。经过现场验证，一次调频控制逻辑中加入安全闭锁、控制修正等优化逻辑后，风电场站的一次调频控制性能得到提升，且指令的有效安全性得到保证。在风电场持续大规模装机的背景下，进一步优化一次调频控制逻辑，提升以风电场为代表的新能源场站的涉网性能。