趙熙臨，吳 恒，付 波，查 冰，羅 維

（湖北工業(yè)大學 電氣與電子工程學院，湖北 武漢 430068）

0 引言

微電網能與大型電網并網運行，也能進行孤島運行[1]。微電網的發(fā)展體現在大量分布式發(fā)電技術的靈活、高效應用。這也意味著在系統(tǒng)調頻過程中，微電網須要各分布式電源盡量參 與 其 中[2]。

為追求風能的最大化利用，傳統(tǒng)風機通常是在最大功率點追蹤（Maximum Power Point Tracking，MPPT）方 式 下 運 行，不 提 供 有 功 備 用[3]。然而，風電機組里蘊含著大量轉子動能可參與到頻 率 波 動 的 響 應[4]，[5]，文 獻[6]根 據 頻 率 的 波 動 在 短時間內調節(jié)轉子轉速，以釋放大量動能達到發(fā)電側與負荷側之間的功率平衡。文獻[7]通過調整槳距角改變風能利用系數，改變了雙饋感應風電機組（Doubly Fed Induction Generator，DFIG）的 功 率輸出，從而進行電力系統(tǒng)調頻。文獻[8]通過調整槳距角的方法使DFIG參與到傳統(tǒng)電網中，但調頻任務仍為傳統(tǒng)火電機組主導。文獻[9]提出了一種在高風速段采用轉速和槳距角配合的二次調頻控制策略。

微電網中風電的輸出根據負荷的需求進行調整、控制，不存在最大化利用問題。文獻[10]提出了在風、光、柴、微電網中將虛擬慣性與槳距角控制相結合的一次調頻方法，提升了微電網的動態(tài)穩(wěn)定性。文獻[11]考慮微電網特性，通過發(fā)揮風電機組的調頻能力，來減輕同步發(fā)電機的調頻壓力。文獻[12]考慮到風機參與虛擬慣性控制后，轉子轉速二次跌落的問題，通過加入儲能裝置和限定轉矩控制幫助轉子進行轉速恢復，有效增強了微電網頻率的動態(tài)調節(jié)能力。文獻[13]通過控制風電機組轉子轉速和調節(jié)槳距角預留備用容量，實現了一定程度的棄風，使風電機組擁有了更大的調頻范圍。以上針對風電參與微電網調頻的研究主要以一次調頻為主，無法消除頻率穩(wěn)態(tài)誤差，也沒有充分利用微電網中風機槳距角的調整范圍來進行風電輸出較大幅度的控制。

本文以DFIG為例，根據風機虛擬慣性與槳距角調整的互補性，在兩個時間尺度下對風電機組進行輸出控制，即充分利用虛擬慣性調節(jié)的快速性滿足短時間尺度下的調頻速度需求，以平抑短時波動；充分利用槳距角的調整范圍進行輸出功率的較大幅度調整，以滿足負荷波動產生的二次調頻需求。

1 電網調頻特性分析

典型的微電網調頻過程如圖1所示[14]。由圖1可知，當頻率的波動跨越過死區(qū)時，系統(tǒng)響應一次調頻過程時間約為40 s，其中慣性參與時間約為15 s，一次調頻時間尺度為秒級。當該過程結束后，若頻率仍未恢復到標準范圍以內，且頻率偏差不滿足要求時，系統(tǒng)將進行二次調頻，以消除頻率誤差，二次調頻時間尺度為分鐘級。

圖1 微電網調頻過程Fig.1 Frequency adjustment process in microgrid

2 風電的輸出控制方法

風機功率輸出取決于槳距角、風速等變量，其空氣動力學模型為[15]

式中：Pg為風機所捕獲的機械功率；Cp為風能利用系數；ρ為空氣密度；A為葉片的掃風面積；V為風速；β為槳距角；λ葉尖速比；ωt為風力渦輪機轉速；R為葉片半徑。

2.1 風機的虛擬慣性控制方法

虛擬慣性控制可在短時間內釋放風機轉子里存儲的動能，以平抑負荷的波動。當頻率發(fā)生變化時，風機可釋放的功率為[10]

式中：H為發(fā)電機組慣性時間常數；ωr為風機轉子轉速；f為系統(tǒng)頻率。

風機正常運行時位于MPPT曲線上。以9 m/s的風速為例，此時風機運行于點A，對應轉速為ωrA，當電網頻率發(fā)生跌落時，風機運行點首先來到點B，隨后到達點C，此時轉速為 ωrC。在提取出動能進行響應負荷波動后，轉子轉速開始加速，逐漸恢復至 ωrA，風機重新運行到工作點A。同樣，如果電網中頻率增大，則風機的有功功率基準按照路徑A-D-E-A運行，風機虛擬慣性控制運行曲線如圖2所示。

圖2 風機虛擬慣性運行曲線Fig.2 Operation curve of wind turbine in virtual inertia

2.2 風機的變槳距角控制方法

調整風機的槳距角可以改變風機捕獲的機械功率。槳距角控制是利用風機減載運行，以留有一定的槳距角裕度，使風機能通過調整槳距角來響應負荷波動的方法，如圖3所示。

圖3 風機減載運行曲線Fig.3 De-loading operation curve of wind turbine

當槳距角響應微電網系統(tǒng)頻率變化的信號Δf后，風機的運行點從A點到B點，隨之風機的輸出功率由PgA變?yōu)镻gB。

風機通過調整槳距角參與二次調頻的控制如圖4所示。圖中：β0為初始預留的槳距角；風機從外部引入 Δf，通過PI控制器對槳距角執(zhí)行器提供額外的槳距角信號 Δβ，從而改變風機輸出[16]～[18]。

圖4 槳距角控制框圖Fig.4 Control block diagram of pitch angle

3 風機參與微電網頻率控制策略設計

3.1 雙時間尺度下風電參與微電網調頻構想

虛擬慣性控制響應速度快，但維持時間短；槳距角控制涉及機械調整，投入時間較長[17]，[18]。這兩種風機輸出的控制方式在時間尺度上正好與電網一、二次調頻特征契合，如圖5所示。

圖5 雙時間尺度風電頻率控制示意圖Fig.5 Schematic diagram of dual time scale wind power frequency control

在風機參與的微電網調頻中，可將負荷波動事件按照發(fā)生時間的長短，區(qū)分為短時間尺度事件和長時間尺度事件，不同的時間尺度對應風機不同的頻率控制方式。①短時間尺度：在負荷波動發(fā)生40 s內。通過虛擬慣性控制進行調頻，發(fā)揮其在短時間尺度上快速響應的特性，以平抑負荷的短時波動。②長時間尺度：在負荷波動發(fā)生40 s后。通過槳距角控制進行調頻，考慮其涉及到機械環(huán)節(jié)，所以響應時間相對慣性而言較長，但其調頻范圍更大，并且能參與到二次調頻。組合使用二者在不同時間尺度的控制特性，可以有效提升系統(tǒng)調頻適應能力。同時，考慮到當負荷需求過大時，進行槳距角與虛擬慣性相結合的風機輸出控制方式可能仍無法滿足微電網負荷頻率的控制需求，此時，可啟動柴油機參與到微電網的二次調頻過程中。

3.2 虛擬慣性與槳距角互補控制方法

虛擬慣性控制為響應頻率的變化率，轉子可以在短時內釋放大量的動能，能有效延緩負荷突變時頻率達到最低值的時間，從而為微電網提供頻率支撐。然而，由于DFIG本身特性所致，在短暫的支撐之后，會出現轉子轉速二次跌落的現象，直至轉速完全恢復。在此時間內，槳距角的調整將改變風機捕獲的機械功率，釋放備用功率。這部分功率不僅注入微電網中進行二次調頻，并且能將轉子轉速快速恢復至穩(wěn)定狀態(tài)。所以綜合了虛擬慣性控制和槳距角控制的微電網調頻方法，不僅有效解決了轉子在釋放動能后的二次跌落問題，而且能減小動態(tài)頻率偏差。

頻率控制流程圖如圖6所示。以風光柴微電網系統(tǒng)為例的系統(tǒng)結構如圖7所示[4]。

圖6 風光柴微電網頻率控制流程圖Fig.6 Wind photovoltaic diesel microgrid frequency control flow diagram

圖7 風光柴微電網頻率控制框圖Fig.7 Wind photovoltaic diesel microgrid frequency control block diagram

由圖6，7可知，光伏不參與微電網調頻，外界環(huán)境對其輸出功率的影響等效后疊加到負荷擾動 ΔPd中。風機虛擬慣性控制將系統(tǒng)頻率變化率df/dt作為輸入變量，在短時間尺度上響應系統(tǒng)頻率變化。當微電網受到負荷擾動產生頻率變化時，DFIG的有功功率參考值隨之改變，有功功率通過速度控制器、機側換流器使電磁功率Tem變化，而這部分增加的電磁功率是來自釋放的轉子動能。另一方面，DFIG從外部引入頻率偏差信號Δf到PI控制器，對槳距角執(zhí)行器提供額外的槳距角偏差信號Δβ，調整風力輪機的葉片槳距角，從而實現風機跟蹤頻率變化改變風機有功輸出的效果，在長時間尺度上完成二次調頻。當槳距角已調整至0°（風機滿額輸出）仍無法滿足負荷需求時，啟動柴油機模塊，參與到微電網的二次調頻中。

4 仿真分析

仿真分析基于Matlab/Simulink搭建如圖8所示模型。將本文所提方案與純槳距角二次調頻、槳距角與虛擬慣性共同參加的一次調頻作對比，以驗證所提方法的有效性。微電網包括柴油機、光伏電池和風電機組等3種電源。風機采用Vestas 5 MW雙饋感應式發(fā)電機；柴油機組額定輸出功率2 MW；光伏最大輸出功率2 MW，風速為10 m/s，預留槳距角為5°。

圖8 微電網系統(tǒng)結構Fig.8 Microgrid system schematic

風機和柴油機參數分別見表1，2。

表1 風機參數表Table 1 Wind turbine parameters

續(xù)表1

表2 柴油機參數表Table 2 Diesel parameters

（1）無柴油機參與微電網小負荷需求時

在微電網負荷需求較小時，風、光功率輸出足以滿足負荷需求，此時，柴油機不參與微電網供能。負荷的隨機波動大小如圖9所示。系統(tǒng)及風機仿真結果如圖10～12所示。

圖9 微電網負荷波動Fig.9 Microgrid load fluctuations

圖10 微電網頻率變化圖Fig.10 Microgrid frequency change figure

圖11 槳距角變化圖Fig.11 Pitch angle change figure

圖12 風機有功輸出變化曲線Fig.12 Active power output curve of wind turbine

由圖10可知，與單純的槳距角控制二次調頻相比，本文所提方案在負荷波動初期頻率變化更平緩。這是由于所提方案在考慮短時間尺度下引入風機慣性控制，對負荷波動引起的頻率變化有了一個短期的支撐。相比虛擬慣性和槳距角在一次調頻的結合使用，本文所提方法消除了頻率穩(wěn)態(tài)上的誤差。由圖11可知，負荷發(fā)生波動時刻，與虛擬慣性和槳距角在一次調頻的結合相比，本文所提方案在風機槳距角和輸出功率的變化上更大，擴大了風機調頻范圍。與槳距角控制的二次調頻相比，本文所提方案的槳距角變化幅度略大，這是由于槳距角控制在長時間尺度上對風機轉子恢復提供的能量所導致。由圖12可知，由于轉子提取了大量動能作為頻率支撐，風機輸出功率在負荷需求變化瞬間有更大的變化。

（2）柴油機參與微電網大負荷需求時

當微電網遭遇大負荷需求時，風、光滿額輸出也無法滿足負荷需求，僅根據風機的二次調頻已無法消除穩(wěn)態(tài)誤差，此時啟動柴油機發(fā)電。假設當 微 電 網 在300 s增 加0.2 p·u·的 負 荷，頻 率 響應曲線如圖13所示。風機仿真結果如圖14，15所示。

圖13 微電網頻率變化圖Fig.13 Microgrid frequency change figure

圖14 槳距角變化圖Fig.14 Pitch angle change figure

圖15 風機有功輸出變化曲線Fig.15 Active power output curve of wind turbine

由圖13，14可知，當負荷需求增長較大時，本文所提方法相比虛擬慣性和槳距角結合的一次調頻，頻率穩(wěn)態(tài)誤差偏差更小，槳距角的調整幅度更大，風機的輸出功率也更高，最大程度地利用了風電參與到調頻中。由圖13，15可見，與純槳距角二次調頻相比，本文方案的動態(tài)頻率偏差更小，風機功率輸出在負荷需求發(fā)生的瞬間就得到了迅速提升。由于風機已達到該風速下的最大輸出，穩(wěn)態(tài)誤差仍然存在，柴油機隨后在約400 s處啟動，參與到微電網的二次調頻，以消除系統(tǒng)的穩(wěn)態(tài)誤差。

5 結論

針對分布式發(fā)電單元在微電網調頻中的參與問題，本文提出了一種雙時間尺度下風電主導的微電網負荷頻率控制方法，通過理論分析與仿真驗證，得出如下結論。

①采用風電虛擬慣性與槳距角控制相結合的方法，即虛擬慣性參與電網一次調頻，槳距角控制參與電網二次調頻，能夠使風電輸出控制特性在時間尺度上與電網一次、二次調頻特性相契合。

②當風、光的功率輸出滿足負荷需求，所提方法不僅能消除系統(tǒng)的穩(wěn)態(tài)頻率偏差，而且在短時間尺度內加入虛擬慣性使微電網獲得更好地控制動態(tài)頻率偏差。

③當風、光的功率輸出不能滿足負荷需求，須要柴油機參與時，本文所提方法可以使風機最大限度地參與調頻，并減少微電網動態(tài)頻率偏差。