基于DDRTS 的风储联合并网功率波动特性及电能质量研究

殷志敏， 翁 洁， 翁时乐， 方 杰， 刘平平

（国网浙江省电力有限公司湖州供电公司， 浙江 湖州 313000）

0 引言

风电自身具有间歇性和随机波动性， 大规模风电接入电网会影响到电网安全稳定、 调峰调频、经济调度等方面[1-3]。 受制于风电出力波动性较大和预测误差精度过低以及电源规划与电网发展不协调等问题， 弃风问题日益严重[4-8]。 储能系统可以灵活地对风电功率进行“吞”、 “吐”转换[9-12]，从而可以有效平抑风电波动和补偿预测误差精度[13-14]， 改善风电并网点的电压和频率波动， 并提高风电并网后的电能质量[15-16]。

基于新疆某风电场出力实证数据， 对比分析了单台风机与整个风电场输出功率特性， 论证了风功率间歇性大、 随机波动性大、 弃风量大、 电能质量差， 但整个风电场输出功率具有自平滑特性。 不同时间尺度下进行了风电场输出功率波动特性量化分析。 在DDRTS 软件中构建了区域电网模型， 并对不同时间尺度下不同极限风功率波动情况下电网的电能质量进行了仿真分析。 结果表明， 构建风储混合系统能够有效平抑风电波动，降低风电并网后对电网电压和频率产生的影响。

1 风电输出特性分析

1.1 单台风机与风电场输出功率对比分析

新疆某风电场与其中某单台1.5 MW 风电机组在某一天中的出力对比如图1 所示。 受风电场内机组排列方式、 风速及尾流效应等因素的影响， 在同一时间段内， 风电场最大波动率比单台风电机组的最大波动率减小了0.12 p.u.， 即风电场较单台风电机组输出功率波动具有“平滑效应”，降低了12%波动量。 为便于后续分析， 本文将着重对风电场出力特性进行分析。

图1 单台风电机组与风电场输出功率

1.2 基于实证数据的多时间尺度风功率间歇性与随机波动性特征分析

以新疆电力调度中心能量管理系统获取的新疆某风电场2015 年1 月1 日至12 月31 日全年实际有功出力和预测出力数据为样本， 对该风电场出力间歇性和随机波动性进行量化分析验证。

1.2.1 风电出力特性——间歇性论证

截取部分时段的风功率曲线如图2 所示。 在摘录的数据中， 从第410 个采样点开始， 风电出力为0 p.u.， 持续至第450 个采样点， 从451 个采样点开始， 风电出力逐渐增加； 同样从第700个采样点开始， 风电出力为0 p.u.， 持续至第705个采样点， 之后风电出力逐渐增加。 这表明风电出力具有间歇性， 可达到6.83 h 左右。

1.2.2 风电出力特性——随机波动性论证

图2 风电场出力特性——间歇性

在国网制定的《风电场接入电网技术规定》Q/GDW 392-2009[17]中明确说明， 风电场10 min最大功率变化一般不超过装机容量33%， 1 min最大功率变化一般不超过装机容量10%， 具体推荐值见表1。

表1 风电场最大功率变化率的推荐值

某风电场连续4 天实际出力统计结果如图3所示， 功率已转换为标幺值。 从图3 可以看出，第55 个采样点第一天的风电出力为0 p.u.， 第二天为0.56 p.u.， 第三天为0.8 p.u.， 第四天为0.2 p.u.。 每一天的风电出力幅值在0～1 之间波动， 且毫无规律可言， 由上一时刻的风电出力无法得知下一时刻风电出力。 这表明风电出力具有随机波动性， 连续四天同一时刻风电出力量最小相差0， 最大相差达到80%， 各点波动变化随机， 无规律可循。

图3 风电场相邻四天的出力情况

1.2.3 多时间尺度风电输出特性量化分析

以某风电场2018 年1 月1 日至2018 年12月31 日的数据为样本， 随机截取部分采样点进行统计分析。 该风电场的装机功率为148.5 MW。

该风电场在1 min 内波动率情况如图4 所示。 从图4 可以看出， 有很多采样点已经越限，最大波动率达到了23.19%， 超过国网规定的2倍之多。 该风电场在10 min 中内波动率情况如图5 所示。 从图5 可以看出， 随着采样点间隔时间的加大， 风电场波动率明显加大， 最大波动率高达79.19%， 已经大大超出国网规定标准。

图5 风电场10 min 出力波动率

2 基于DDRTS 的区域电网网架构建

2.1 区域电网网架构建

区域电网的安全稳定运行与网架结构、 电压等级、 电源类型等各种因素紧密相关。 因此， 需要针对实际电网， 分析风电并网后对区域电网电压和频率的影响。

以新疆某含风电场（49.5 MW）的区域电网为例， 基于电压和频率约束， 通过比对国网规定的最大波动值， 来研究不同时域下的功率波动对该区域电网的影响。 该风电场接入电力系统的拓扑结构如图6 所示。

图6 风电场接入电网拓扑结构

在DDRTS 中构建的区域电网网架结构如图7 所示。 在该地区电网中， bus1 为重要电源节点，bus13 为重要负荷母线， bus15 为风电场的PCC（公共连接点）， bus24 为电网末端母线。 区域电网所能承受的功率波动与该地区电网网架结构、电压等级、 电源类型等各种因素相关。

图7 DDRTS 构建区域电网网架结构

随机状态下噪声风速类型是造成有功功率波动最为严重的情况。 因此， 以随机状态下的有功功率波动为基准， 选取风电场PCC 作为研究对象， 同时监控相关母线电压波动情况， 结合区域电网实际运行状况与风电场有功出力水平， 计算分析不同时域下区域电网的电能质量。

2.2 区域电网频率电压电能质量标准

频率稳定是指电力系统能够维持系统频率稳定运行在某一规定范围内的能力。 《电能质量电力系统频率允许偏差》（GB/T 15945-1995）中明确规定了电力系统正常频率偏移量允许值为±0.2 Hz， 即4‰的频率偏差。

电压偏差是一种相对缓慢的稳态电压变化情况， 主要看重实际运行电压偏离额定电压的量值，与偏差持续的时间长短无关， 见式（1）：

式中： δU 为电压偏差； Ure为电压实测值； UN为额定电压。

《风电场接入电网技术规定》（GB/Z 19963-2005）中规定风电场并网点的高压侧母线电压正、负偏差量的绝对值之和不超过额定电压的10%，一般应该控制在额定电压的-3%～7%。

3 基于DDRTS 多时间尺度风储联合并网系统电能质量分析

3.1 多时间尺度电能质量分析

（1）1 min 时间尺度下电能质量分析

在确定的功率波动值的基础上， 在DDRTS中以连续潮流方式仿真该功率波动对地区电网频率和电压的影响。 1 min 时间尺度下， 国网规定的最大波动量maxΔPk=49.5×0.1=4.95 MW。 最大波动量分别为5 MW 和8.6 MW 时的风功率曲线如图8 所示。 由于时间尺度相对较短， 忽略其他元件对电网的影响。

图8 不同极限波动量下的风功率

图9 为bus15 处不同风功率极限波动量下电网频率偏差。 当风功率最大波动量为5 MW 时，最大频率偏差为0.15 Hz（波动率为10%）； 当最大波动量达到8.6 MW（波动率为17.2%）时， 频率偏差已达到电网容许的最大频率偏差0.2 Hz； 当最大波动量为11.2 MW（波动率为22.4%）， 频率最大偏差已达到0.25 Hz。 随着波动量继续增大，频率偏差也越来越大， 当波动量超过8.6 MW 时已经不能满足电网对频率的要求。 随着功率波动的增大， 频率波动量也随之升高， 频率出现短时越限状况， 对区域电网稳定运行不利。

图9 bus15 处不同极限波动量下电网频率偏差

图10 为5 MW 和8.6 MW 时不同母线上的电压偏差。 相较于频率， 体现在电压上的影响相对较小， 电压波动均满足要求。 国网推荐的有功功率波动值下的频率、 电压波动情况均在频率电压标准范围内。 该地区bus15 母线处能容忍的风电功率波动极限值为8.6 MW， 约为装机容量的17.2%， 大于1 min 时间尺度下国网规定的最大有功功率波动值， 说明该节点母线处能容忍大于规定推荐值的功率变化。

图10 相关母线电压偏差

（2）10 min 时间尺度下电能质量分析

10 min 波动极限值计算与1 min 波动极限值计算方法相同， 通过仿真计算出了10 min 尺度下bus15 母线处不同风电功率波动极限值下， 区域电网频率偏差和电压偏差百分比， 见表2。

表2 10 min 时间尺度下不同波动极限值下的电压和频率偏差

从表中可以看出， 当风功率波动极限值为16.5 MW（国网在10 min 时间尺度下的推荐限值为33%装机容量）时， 频率偏差为0.16 Hz； 当风功率波动极限值为21.6 MW 时， 频率偏差已经达到电网容许的最大频率偏差0.2 Hz。 随着风功率极限值的继续增大， 频率偏差也不断加大。 当风功率波动极限值大于21.6 MW 时， 已经不能满足电网对频率的要求。 相较于频率， 体现在电压上的影响相对较小， 电压波动均能满足要求。 该地区bus15 母线处能容忍的风电功率10 min 的波动极限值为21.6 MW， 约为装机容量的43.2%， 大于国网规定中有功功率变化推荐限值， 说明该节点母线处能容忍大于规定推荐值的功率变化。

3.2 含风储区域电网电能质量分析

从图9 和图10 可知， 当接入最大波动量为5 MW 风功率时， 最大频率偏差为0.15 Hz（波动率为10%）， 电压波动很小。 从图11 和图12 中可以发现： 接入储能系统后， 由于储能的充放电有效平抑了风功率的波动， PCC 的频率和电压波动较未接入储能前均有所降低， 风储功率波动对系统静态稳定运行影响较小。

图11 接入储能前后PCC 频率变化

图12 接入储能前后PCC 电压波动情况

将风储接入电网同一母线上后， 对风储送出线路进行短路计算仿真， 研究其暂态稳定特性。仿真故障最严重的瞬时三相短路故障， 故障点为风储送出线路， 持续时间为0.05 s。 风光储PCC处功率及电压变化情况分别如图13 和图14 所示。

图13 接入储能前后PCC 频率变化

根据图13 和图14 的仿真结果， 在风功率波动情况下， 当送出线路发生三相短路瞬时性故障时， 如含有储能出力， 则PCC 频率、 电压波动较小， 系统能够快速恢复稳定。

图14 接入储能前后PCC 电压波动情况

根据以上仿真结果， 接入储能系统后的风储输出功率， 对区域电网的影响较小， 降低了风电功率波动对区域电网的不利影响， 且安全稳定校验合格， 能够在区域电网系统中安全稳定运行。

4 结语

基于新疆实证数据和仿真结果， 对比分析了单台风机与整个风电场输出功率特性， 论证了风功率间歇性， 最长可达6.83 h 无风功率； 风功率随机波动性大， 10 min 时间尺度下， 最大波动率可达80%； 风电并网后电能质量较差， 在波动率为22.4%时， 频率偏差最大可达0.25 Hz； 但整个风电场输出功率具有自平滑特性， 波动量降低了12%。 在不同时间尺度下对风电场输出功率波动特性做了量化分析， 部分时间段的波动幅值已远超国网规定标准。 在DDRTS 软件中构建了区域电网模型， 并对不同时间尺度下、 不同极限风功率波动量情况下的电能质量进行了仿真分析。 结果表明， 构建风储混合系统能够有效平抑风电出力波动， 降低风电并网后对电网电压和频率产生的影响。