洪翠，温步瀛，陈群，江岳文

（1.福州大学电气工程与自动化学院，福建福州 350012；2.湖北工业大学电气电子工程学院，湖北武汉 430068）

为保证风电并网后电力系统运行的稳定及电能质量，需采取有力措施应对风能固有随机特性造成的风电场出力不确定性。本文首先以福建省某沿海风电场运行数据分析风电场的出力，验证了风电场输出功率的波动性和随机性。随后，文章从电网与风力发电机组2个角度分别考虑了风电不确定性的对策，主要包括风电出力预测、储能手段以及风电机组自参与调频等。这些措施均可在应对风电不确定性方面发挥作用。

1 风电场出力特性的分析

1.1 风电场出力的波动变化性

福建省某沿海风电场共有24台2 MW永磁直驱风力发电机组，2010年1—6月的小时平均有功出力变化曲线如图1所示。其中，70%装机容量及以上出力小时数606 h，占13.95%；零出力小时数772 h，占17.78%，风电场尖峰出力与零出力所占比例相当，可见风电场出力具有较大的波动性。图2所示为该电场出力的幅频特性曲线，表明了大部分的风电出力部分变化属于低频慢变化。对于风电功率预测而言，缓慢变化将更有利于变化特性的捕捉，从而获得较好的预测结果。

图1 风电场的小时有功出力曲线Fig.1 Curve of hourly power output in a wind farm

1.2 风电场出力的随机变化性

图3所示为发电量相当的两个邻近日的出力变化曲线。

图2 风电功率振幅频谱Fig.2 Amplitude frequency spectrum of wind farm power

图3 邻近日的有功出力Fig.3 Daily power output of two neighboring days

从图3中可见，两曲线的变化具有明显差异，说明虽然最大风能追踪控制技术可使风力发电机组获得最佳的能效利用，但风能固有的不确定性仍会使得风力发电机组的出力呈现出随机多变的不稳定特性。

2 风电出力不确定性影响的应对措施

应对风电出力的不确定性，可将风电出力并入电力负荷后从电网角度出发考虑相应措施，亦可从风电场自身出发，参与系统调频，稳定系统频率。

2.1 风电出力不确定性对电力负荷的影响

尽管风电发展迅猛，但其装机容量及规模仍远小于常规的水、火电。本文考虑将风电场出力并入电力系统负荷，从电力负荷特性中体现其随机性与波动性。

风电功率并入之后对电力负荷造成的影响主要包括最大、最小负荷点[1]以及峰谷差值的变化[1-2]，当风力发电占最大负荷的比例越大时影响亦越大。在满足必要安全裕度的前提下，电网的调峰任务主要是应对系统负荷波动。优良的负荷特性应具有较小的峰谷差，这将更有利于减少系统旋转备用容量，提高调峰电源的利用效率。

某风电场一般出力日的有功功率变化曲线如图4所示。

图4 风电场一般日有功出力曲线Fig.4 Power output curve of the usual day in wind farm

可见，风电功率出力的高峰时段与电力系统日负荷特性的高峰时段（上午8:00～11:00；下午18:00～22:00）并不相关，体现了较为明显的反调峰特性。一些地区，全年出现反调峰的天数可占全年天数的35.6%～46.6%，反调峰容量可达到风电装机容量的30%～50%[3]。反调峰的现象导致风电并入后的等效负荷峰谷差变大，恶化了电力系统负荷变化特性。

2.2 电网对于风电出力不确定性的应对措施

风电功率并入电力负荷后，为应对风电出力不确定性，电网一方面可通过风电功率预测提前预知未来的风电出力情况，使调度运行部门更合理地安排旋转备用容量、有效地实现经济调度；另一方面应考虑适当的储能措施，在负荷低谷阶段将风电功率输出过剩的部分通过能量转换实施存储，储存的能量待高峰负荷时再进行释放，以提高电力系统风电以及火电、核电等其他电源的利用率，从而达到降低成本提高整个电力系统效益的目的。

2.2.1 以提高出力预测精度应对风电不确定

多数风电功率预测研究集中在中、短期预测[4]，主要包括基于数字天气预报（NWP）及基于历史数据2类预测方法。

准确有效的风电功率预测可以提高风电注入功率水平、可为电网的运行调度提供可靠依据，并可有效地降低风力发电的成本，减轻风力发电可能对电网造成的不良影响。不过，无论采用哪种方法或是技术，由于风电本身所特有的随机以及波动特性，风电功率预测结果仍均存在一定的预测误差，参见图5。

具备有效风电功率预测系统时的风电场实际出力表示为：

图5 风电场的日有功出力预测Fig.5 Daily power output prediction in wind farm

式中，Pf为风电功率预测结果；ΔP为对应于Pf的预测偏差功率，它是一个随机变化量；。风电功率预测将风电出力的不确定性转化成为预测误差的不确定性。可通过提高预测精度以及预测误差的稳定性以达到改善风电的随机性的目的，从而有效应对风电的不确定特性。

虽然可以通过误差修正的措施有效提高风电功率预测的精度[5]，但误差并不会消除，单纯依靠风电功率预测难以从根本上解决风电所具有的随机性。

2.2.2 以储能措施应对风电不确定

当并网风电功率超过电网可为其提供的调峰极限，电网将难以平衡风电出力，从而造成频率越限，严重时将导致电网解列[1]。应考虑采取适当的能量存储手段作为辅助措施，考虑储能平衡后的风电注入功率为：

式中，Ps为储能单元的充放电功率（Ps＞0时单元放电；Ps＜0时单元充电）。合理控制储能单元，即可调节风电注入电网功率Pin，平衡由于风电的随机波动性对于系统调峰等方面的影响。

但是，由于风电功率的反调峰特性也并非一直存在[3]，以储能手段应对风电不确定性时，仍存在如何合理选取储能容量大小的问题。此外，各类储能系统的响应速度也是影响合适的储能方式选定的因素，此时可参考频域分析的结论考虑采用适合的储能系统。

2.3 风电自身参与调频稳定系统频率

当电力系统频率变化时，频率随时间变化的过程主要决定于有功功率缺额的大小与系统中所有转动部分的机械惯性。常规机组容量被风电机组替代后可能使得电力系统的惯量有所下降，对电网的频率控制产生不利影响[6]。原因在于作为风力发电主流机型之一的双馈变速风力发电机组，其控制策略使其机械功率与系统的机械功率解耦，失去了对系统频率的快速响应。可通过对双馈感应风力发电机组上附加控制环节，使风电机组具有一定的惯性，响应系统的频率变化，稳定系统频率。

常规机组的功频静态特性系数K*为：

于是，ΔP*=K*Δ f，因此可在双馈机组功率控制环节中附加一个随频率变化的功率参考值，使风电机组模拟常规机组的惯性，通过控制转子动能以实现频率控制[7]，响应系统的频率变化。控制系统如图6所示。

图6 附加频率控制的双馈风力发电机组功率控制框图Fig.6 Control block diagram with frequency control added to power control in DFIG

或者在传统桨距角控制中增加一个随频率变化的桨距角参考值，使得系统频率变化时，通过控制桨叶节距来控制发电机有功，进而参与系统的频率调整，实现频率控制[8]。控制系统实现如图7所示。

图7 附加频率控制的双馈风力发电机组桨距角控制框图Fig.7 Control block diagram with frequency control added to pitch angle control in DFIG

综合应用上述两种措施进行了系统频率变化时的响应特性仿真分析研究，增加频率控制环节前后的系统频率变化特性曲线对比如图8所示。为了清晰看出风电机组的调频特性，扰动信号取为了阶跃信号。可见，当系统频率波动时，在双馈风力发电机组的转子控制和桨距角控制环节中附加频率控制环节可有效地提高风电场的频率响应能力，稳定了系统频率。

因此，当并网风电功率超过电网可为其提供的调峰极限，使得电网将难以平衡风电出力而造成频率越限时，除可采用前述储能措施进行平衡之外，通过对风电机组的有效控制，风电场自身直接参与系统调频，也能减少风电不确定性对于系统造成的影响。

图8 增加频率控制环节前后的系统频率特性曲线Fig.8 Curve of system frequency before and after frequency control added

3 结语

受风能固有随机特性的影响，风电场有功出力的变化波动性大且没有什么确定的变化规律。大量风电功率注入电力网后，风电出力的波动性、随机性等不确定特性对于电力系统运行、频率稳定及经济调度等方面均有影响。准确有效的风电功率预测、合理适当的储能以及风电机组自参与调频等措施均可有效地应对风电出力不确定性对于电力系统所造成的影响。这些措施的合理应用，可从一定程度上解决风电功率的不确定性，提高风电功率的利用率、减少弃风减发的几率。

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