基于DDRTS 的風儲聯(lián)合并網(wǎng)功率波動特性及電能質(zhì)量研究

殷志敏， 翁 潔， 翁時樂， 方 杰， 劉平平

（國網(wǎng)浙江省電力有限公司湖州供電公司， 浙江 湖州 313000）

0 引言

風電自身具有間歇性和隨機波動性， 大規(guī)模風電接入電網(wǎng)會影響到電網(wǎng)安全穩(wěn)定、 調(diào)峰調(diào)頻、經(jīng)濟調(diào)度等方面[1-3]。 受制于風電出力波動性較大和預測誤差精度過低以及電源規(guī)劃與電網(wǎng)發(fā)展不協(xié)調(diào)等問題， 棄風問題日益嚴重[4-8]。 儲能系統(tǒng)可以靈活地對風電功率進行“吞”、 “吐”轉(zhuǎn)換[9-12]，從而可以有效平抑風電波動和補償預測誤差精度[13-14]， 改善風電并網(wǎng)點的電壓和頻率波動， 并提高風電并網(wǎng)后的電能質(zhì)量[15-16]。

基于新疆某風電場出力實證數(shù)據(jù)， 對比分析了單臺風機與整個風電場輸出功率特性， 論證了風功率間歇性大、 隨機波動性大、 棄風量大、 電能質(zhì)量差， 但整個風電場輸出功率具有自平滑特性。 不同時間尺度下進行了風電場輸出功率波動特性量化分析。 在DDRTS 軟件中構(gòu)建了區(qū)域電網(wǎng)模型， 并對不同時間尺度下不同極限風功率波動情況下電網(wǎng)的電能質(zhì)量進行了仿真分析。 結(jié)果表明， 構(gòu)建風儲混合系統(tǒng)能夠有效平抑風電波動，降低風電并網(wǎng)后對電網(wǎng)電壓和頻率產(chǎn)生的影響。

1 風電輸出特性分析

1.1 單臺風機與風電場輸出功率對比分析

新疆某風電場與其中某單臺1.5 MW 風電機組在某一天中的出力對比如圖1 所示。 受風電場內(nèi)機組排列方式、 風速及尾流效應等因素的影響， 在同一時間段內(nèi)， 風電場最大波動率比單臺風電機組的最大波動率減小了0.12 p.u.， 即風電場較單臺風電機組輸出功率波動具有“平滑效應”，降低了12%波動量。 為便于后續(xù)分析， 本文將著重對風電場出力特性進行分析。

圖1 單臺風電機組與風電場輸出功率

1.2 基于實證數(shù)據(jù)的多時間尺度風功率間歇性與隨機波動性特征分析

以新疆電力調(diào)度中心能量管理系統(tǒng)獲取的新疆某風電場2015 年1 月1 日至12 月31 日全年實際有功出力和預測出力數(shù)據(jù)為樣本， 對該風電場出力間歇性和隨機波動性進行量化分析驗證。

1.2.1 風電出力特性——間歇性論證

截取部分時段的風功率曲線如圖2 所示。 在摘錄的數(shù)據(jù)中， 從第410 個采樣點開始， 風電出力為0 p.u.， 持續(xù)至第450 個采樣點， 從451 個采樣點開始， 風電出力逐漸增加； 同樣從第700個采樣點開始， 風電出力為0 p.u.， 持續(xù)至第705個采樣點， 之后風電出力逐漸增加。 這表明風電出力具有間歇性， 可達到6.83 h 左右。

1.2.2 風電出力特性——隨機波動性論證

圖2 風電場出力特性——間歇性

在國網(wǎng)制定的《風電場接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》Q/GDW 392-2009[17]中明確說明， 風電場10 min最大功率變化一般不超過裝機容量33%， 1 min最大功率變化一般不超過裝機容量10%， 具體推薦值見表1。

表1 風電場最大功率變化率的推薦值

某風電場連續(xù)4 天實際出力統(tǒng)計結(jié)果如圖3所示， 功率已轉(zhuǎn)換為標幺值。 從圖3 可以看出，第55 個采樣點第一天的風電出力為0 p.u.， 第二天為0.56 p.u.， 第三天為0.8 p.u.， 第四天為0.2 p.u.。 每一天的風電出力幅值在0～1 之間波動， 且毫無規(guī)律可言， 由上一時刻的風電出力無法得知下一時刻風電出力。 這表明風電出力具有隨機波動性， 連續(xù)四天同一時刻風電出力量最小相差0， 最大相差達到80%， 各點波動變化隨機， 無規(guī)律可循。

圖3 風電場相鄰四天的出力情況

1.2.3 多時間尺度風電輸出特性量化分析

以某風電場2018 年1 月1 日至2018 年12月31 日的數(shù)據(jù)為樣本， 隨機截取部分采樣點進行統(tǒng)計分析。 該風電場的裝機功率為148.5 MW。

該風電場在1 min 內(nèi)波動率情況如圖4 所示。 從圖4 可以看出， 有很多采樣點已經(jīng)越限，最大波動率達到了23.19%， 超過國網(wǎng)規(guī)定的2倍之多。 該風電場在10 min 中內(nèi)波動率情況如圖5 所示。 從圖5 可以看出， 隨著采樣點間隔時間的加大， 風電場波動率明顯加大， 最大波動率高達79.19%， 已經(jīng)大大超出國網(wǎng)規(guī)定標準。

圖5 風電場10 min 出力波動率

2 基于DDRTS 的區(qū)域電網(wǎng)網(wǎng)架構(gòu)建

2.1 區(qū)域電網(wǎng)網(wǎng)架構(gòu)建

區(qū)域電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行與網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、 電壓等級、 電源類型等各種因素緊密相關(guān)。 因此， 需要針對實際電網(wǎng)， 分析風電并網(wǎng)后對區(qū)域電網(wǎng)電壓和頻率的影響。

以新疆某含風電場（49.5 MW）的區(qū)域電網(wǎng)為例， 基于電壓和頻率約束， 通過比對國網(wǎng)規(guī)定的最大波動值， 來研究不同時域下的功率波動對該區(qū)域電網(wǎng)的影響。 該風電場接入電力系統(tǒng)的拓撲結(jié)構(gòu)如圖6 所示。

圖6 風電場接入電網(wǎng)拓撲結(jié)構(gòu)

在DDRTS 中構(gòu)建的區(qū)域電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)如圖7 所示。 在該地區(qū)電網(wǎng)中， bus1 為重要電源節(jié)點，bus13 為重要負荷母線， bus15 為風電場的PCC（公共連接點）， bus24 為電網(wǎng)末端母線。 區(qū)域電網(wǎng)所能承受的功率波動與該地區(qū)電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、電壓等級、 電源類型等各種因素相關(guān)。

圖7 DDRTS 構(gòu)建區(qū)域電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)

隨機狀態(tài)下噪聲風速類型是造成有功功率波動最為嚴重的情況。 因此， 以隨機狀態(tài)下的有功功率波動為基準， 選取風電場PCC 作為研究對象， 同時監(jiān)控相關(guān)母線電壓波動情況， 結(jié)合區(qū)域電網(wǎng)實際運行狀況與風電場有功出力水平， 計算分析不同時域下區(qū)域電網(wǎng)的電能質(zhì)量。

2.2 區(qū)域電網(wǎng)頻率電壓電能質(zhì)量標準

頻率穩(wěn)定是指電力系統(tǒng)能夠維持系統(tǒng)頻率穩(wěn)定運行在某一規(guī)定范圍內(nèi)的能力。 《電能質(zhì)量電力系統(tǒng)頻率允許偏差》（GB/T 15945-1995）中明確規(guī)定了電力系統(tǒng)正常頻率偏移量允許值為±0.2 Hz， 即4‰的頻率偏差。

電壓偏差是一種相對緩慢的穩(wěn)態(tài)電壓變化情況， 主要看重實際運行電壓偏離額定電壓的量值，與偏差持續(xù)的時間長短無關(guān)， 見式（1）：

式中： δU 為電壓偏差； Ure為電壓實測值； UN為額定電壓。

《風電場接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》（GB/Z 19963-2005）中規(guī)定風電場并網(wǎng)點的高壓側(cè)母線電壓正、負偏差量的絕對值之和不超過額定電壓的10%，一般應該控制在額定電壓的-3%～7%。

3 基于DDRTS 多時間尺度風儲聯(lián)合并網(wǎng)系統(tǒng)電能質(zhì)量分析

3.1 多時間尺度電能質(zhì)量分析

（1）1 min 時間尺度下電能質(zhì)量分析

在確定的功率波動值的基礎(chǔ)上， 在DDRTS中以連續(xù)潮流方式仿真該功率波動對地區(qū)電網(wǎng)頻率和電壓的影響。 1 min 時間尺度下， 國網(wǎng)規(guī)定的最大波動量maxΔPk=49.5×0.1=4.95 MW。 最大波動量分別為5 MW 和8.6 MW 時的風功率曲線如圖8 所示。 由于時間尺度相對較短， 忽略其他元件對電網(wǎng)的影響。

圖8 不同極限波動量下的風功率

圖9 為bus15 處不同風功率極限波動量下電網(wǎng)頻率偏差。 當風功率最大波動量為5 MW 時，最大頻率偏差為0.15 Hz（波動率為10%）； 當最大波動量達到8.6 MW（波動率為17.2%）時， 頻率偏差已達到電網(wǎng)容許的最大頻率偏差0.2 Hz； 當最大波動量為11.2 MW（波動率為22.4%）， 頻率最大偏差已達到0.25 Hz。 隨著波動量繼續(xù)增大，頻率偏差也越來越大， 當波動量超過8.6 MW 時已經(jīng)不能滿足電網(wǎng)對頻率的要求。 隨著功率波動的增大， 頻率波動量也隨之升高， 頻率出現(xiàn)短時越限狀況， 對區(qū)域電網(wǎng)穩(wěn)定運行不利。

圖9 bus15 處不同極限波動量下電網(wǎng)頻率偏差

圖10 為5 MW 和8.6 MW 時不同母線上的電壓偏差。 相較于頻率， 體現(xiàn)在電壓上的影響相對較小， 電壓波動均滿足要求。 國網(wǎng)推薦的有功功率波動值下的頻率、 電壓波動情況均在頻率電壓標準范圍內(nèi)。 該地區(qū)bus15 母線處能容忍的風電功率波動極限值為8.6 MW， 約為裝機容量的17.2%， 大于1 min 時間尺度下國網(wǎng)規(guī)定的最大有功功率波動值， 說明該節(jié)點母線處能容忍大于規(guī)定推薦值的功率變化。

圖10 相關(guān)母線電壓偏差

（2）10 min 時間尺度下電能質(zhì)量分析

10 min 波動極限值計算與1 min 波動極限值計算方法相同， 通過仿真計算出了10 min 尺度下bus15 母線處不同風電功率波動極限值下， 區(qū)域電網(wǎng)頻率偏差和電壓偏差百分比， 見表2。

表2 10 min 時間尺度下不同波動極限值下的電壓和頻率偏差

從表中可以看出， 當風功率波動極限值為16.5 MW（國網(wǎng)在10 min 時間尺度下的推薦限值為33%裝機容量）時， 頻率偏差為0.16 Hz； 當風功率波動極限值為21.6 MW 時， 頻率偏差已經(jīng)達到電網(wǎng)容許的最大頻率偏差0.2 Hz。 隨著風功率極限值的繼續(xù)增大， 頻率偏差也不斷加大。 當風功率波動極限值大于21.6 MW 時， 已經(jīng)不能滿足電網(wǎng)對頻率的要求。 相較于頻率， 體現(xiàn)在電壓上的影響相對較小， 電壓波動均能滿足要求。 該地區(qū)bus15 母線處能容忍的風電功率10 min 的波動極限值為21.6 MW， 約為裝機容量的43.2%， 大于國網(wǎng)規(guī)定中有功功率變化推薦限值， 說明該節(jié)點母線處能容忍大于規(guī)定推薦值的功率變化。

3.2 含風儲區(qū)域電網(wǎng)電能質(zhì)量分析

從圖9 和圖10 可知， 當接入最大波動量為5 MW 風功率時， 最大頻率偏差為0.15 Hz（波動率為10%）， 電壓波動很小。 從圖11 和圖12 中可以發(fā)現(xiàn)： 接入儲能系統(tǒng)后， 由于儲能的充放電有效平抑了風功率的波動， PCC 的頻率和電壓波動較未接入儲能前均有所降低， 風儲功率波動對系統(tǒng)靜態(tài)穩(wěn)定運行影響較小。

圖11 接入儲能前后PCC 頻率變化

圖12 接入儲能前后PCC 電壓波動情況

將風儲接入電網(wǎng)同一母線上后， 對風儲送出線路進行短路計算仿真， 研究其暫態(tài)穩(wěn)定特性。仿真故障最嚴重的瞬時三相短路故障， 故障點為風儲送出線路， 持續(xù)時間為0.05 s。 風光儲PCC處功率及電壓變化情況分別如圖13 和圖14 所示。

圖13 接入儲能前后PCC 頻率變化

根據(jù)圖13 和圖14 的仿真結(jié)果， 在風功率波動情況下， 當送出線路發(fā)生三相短路瞬時性故障時， 如含有儲能出力， 則PCC 頻率、 電壓波動較小， 系統(tǒng)能夠快速恢復穩(wěn)定。

圖14 接入儲能前后PCC 電壓波動情況

根據(jù)以上仿真結(jié)果， 接入儲能系統(tǒng)后的風儲輸出功率， 對區(qū)域電網(wǎng)的影響較小， 降低了風電功率波動對區(qū)域電網(wǎng)的不利影響， 且安全穩(wěn)定校驗合格， 能夠在區(qū)域電網(wǎng)系統(tǒng)中安全穩(wěn)定運行。

4 結(jié)語

基于新疆實證數(shù)據(jù)和仿真結(jié)果， 對比分析了單臺風機與整個風電場輸出功率特性， 論證了風功率間歇性， 最長可達6.83 h 無風功率； 風功率隨機波動性大， 10 min 時間尺度下， 最大波動率可達80%； 風電并網(wǎng)后電能質(zhì)量較差， 在波動率為22.4%時， 頻率偏差最大可達0.25 Hz； 但整個風電場輸出功率具有自平滑特性， 波動量降低了12%。 在不同時間尺度下對風電場輸出功率波動特性做了量化分析， 部分時間段的波動幅值已遠超國網(wǎng)規(guī)定標準。 在DDRTS 軟件中構(gòu)建了區(qū)域電網(wǎng)模型， 并對不同時間尺度下、 不同極限風功率波動量情況下的電能質(zhì)量進行了仿真分析。 結(jié)果表明， 構(gòu)建風儲混合系統(tǒng)能夠有效平抑風電出力波動， 降低風電并網(wǎng)后對電網(wǎng)電壓和頻率產(chǎn)生的影響。