协调风电出力与负荷短期波动的风电场储能控制策略研究

袁建党，袁铁江，李建林

(1．国网新疆电力有限公司乌鲁木齐供电公司，新疆 乌鲁木齐 830011；2．新疆大学电气工程学院，新疆 乌鲁木齐 830047；3．中国电力科学研究院，北京 100085)

电力系统的安全稳定运行要求负荷与电源出力的实时平衡。由于负荷的随机性及不可控性使得电力系统中必须要有足够的备用以应对负荷的随机变化，而前提是电源的可控性。目前风能得到大规模开发利用，风力发电及大规模风电并网也将成为必然趋势。但风电受外界风资源影响较大，具有很大地随机性与波动性。因此，大量不可控风电源的并网在增加系统运行不确定性的同时，也给系统的调频增加了压力。如不采取相应措施，必将降低系统运行的安全可靠性。如果安排更多的系统备用，将大大增加系统运行成本。

目前，国内外学者提出利用储能系统改善风电的出力波动。文献[1]提出了一种平滑风电出力的储能控制策略，以满足小时级的调度要求，还指出储能的控制策略是决定所需储能容量的重要因素。还有一些研究提出采用风光互补或者风水互补来降低风电并网对系统的影响[2-4]。文献[2]提出了一种根据气象条件、负载和蓄电池工况进行不同运行模式和工作状态之间转换的控制策略，实现风光互补发电协调的优化可靠运行。文献[4]从提高供电保证率和降低成本出发，对风水互补电站进行了优化设计。电力系统是一个整体，这些文献均没有从系统负荷的角度考虑风电的出力波动。

本文在对大规模风电并网系统的风电出力及负荷波动规律的分析基础上，提出协调风电出力与负荷短期波动的储能控制策略，并建立详细的数学模型。在保证风储系统满足波动要求的前提下，最大限度地跟踪负荷波动变化。编制相关软件程序，利用实际运行数据，在某区域电网进行仿真验证。仿真结果表明，提出的储能控制策略明显降低系统运行的短期波动。研究成果可为风电的大规模并网及风电场储能的应用提供支持，从而推动风电的大规模并网及风能的开发利用。

1 协调风电出力与负荷短期波动的风电场储能控制策略建模

1.1 储能系统协调风电出力与负荷短期波动

有功出力的随机波动及不可控性是风电的特点，也是大规模风电并网的障碍。风电把随机波动带入系统当中，同时负荷也有一定的随机波动性。两种随机波动相互叠加，使得系统的运行由传统的跟踪负荷式变为跟踪负荷加跟踪电源式，大大增加了系统运行的困难及复杂性。风电承担了一部分负荷，剩余负荷主要由火电等常规能源机组承担。由于风电的不可控性，系统的调频主要由常规能源机组承担。如果风电接入后，两种波动相互叠加，使得常规能源机组承担的负荷波动性更大，即出现了两种波动的同向叠加，这就要求常规能源机组要有更快更强地反应及调节能力，以跟踪所带负荷的变化，无疑增加了系统的调频压力。在这种运行工况下，系统的效率比较低，经济性较差。但是，如果风电出力的波动可以弥合负荷的波动，使得剩余负荷的波动性降低，将有效改善常规能源机组的运行环境。

由于风电出力的不稳定性，国家电网公司为了系统的安全稳定运行，颁布《风电场接入电网技术规定》为风电的并网设定标准。要求风电场的有功功率变化不能超过某一限值。

基于这些考虑，提出相应的储能出力控制策略，目标是在保证风储合成出力的波动满足风电并网要求前提下，尽可能地使风储合成出力跟踪系统负荷的变化趋势。如果风电的有功出力变化值越限，则必须使储能动作，平抑该变化值到允许的范围内。然后综合考虑下一时刻风电的有功出力，最大限度地使当前时刻的风储合成出力对前一时刻的风储合成出力的差值接近于负荷的当前时刻值与前一时刻值的差值。考虑下一时刻风电的有功出力，主要是不给下一时刻储能的出力增加太大压力。

1.2 协调风电出力与负荷短期波动的储能出力控制策略模型

(1)Pfc(i-1)+Δld(i)>Pfc(i-1)+Q(负荷的增加值大于系统允许的风电有功出力增加限值，即负荷的波动量超出了风储系统的可调范围)。该情况下，储能应使得风储合成出力在满足出力变化限值要求的同时尽可能地往有功出力变化上极限靠近，最大限度地抵消负荷的变化。

如果当前时刻风电出力与上一时刻风储合成出力差大于Q或者下一时刻的风电出力大于前一时刻的风储合成出力，即：

Pw(i)-Pfc(i-1)≥Q||Pw(i+1)≥Pfc(i-1)

则：Pfc(i)=Pfc(i+1)+Q

如果当前时刻的风电出力对上一时刻风储合成出力的差小于正向变化限值，而且下一时刻的风电出力比上一时刻的风储合成出力小，即：

Pw(i)-Pfc(i-1)

则：Pfc(i)=max(Pw(i)，Pw(i+1)+Q)

(2)Pfc(i-1)+Δld(i)

如果当前时刻风电出力对上一时刻风储合成出力变化值不大于允许的风电出力变化下限值，或者下一时刻风电出力不大于上一时刻风储合成出力，即：

Pw(i)-Pfc(i-1)≤-Q||Pw(i+1)≤Pfc(i-1)

则：Pfc(i)=Pfc(i-1)-Q

如果当前时刻风电出力对上一时刻风储合成出力的变化值超出允许的风电出力变化下限，而且下一时刻风电出力大于上一时刻的风储合成出力，即：

Pw(i)-Pfc(i-1)>-Q&Pw(i+1)>Pfc(i-1)

则：Pfc(i)=max(Pw(i)，Pw(i+1)-Q)

如果当前时刻风电有功出力对上一时刻风储合成出力的差超出允许变化上限：

Pw(i)-Pfc(i-1)≥Q

则：Pfc(i)=Pw(i-1)+Q

如果当前时刻风电有功出力对上一时刻风储合成出力的差超出允许变化下限：

Pw(i)-Pfc(i-1)≤-Q

则：Pfc(i)=Pw(i-1)-Q

否则：Pfc(i)=Pw(i)

如果Pfc(i)≥Pfc(i-1)+Δld(i)

传统的地理水纹记号主要以地图图例为主，不能满足我国水利建设的需要。世界各地的地理水纹记号大同小异、种类繁多，我国的现代地理水纹记号虽然与之有诸多相似之处，但也有不少差异。地理水纹记号覆盖面比较广，内容比较丰富，种类比较繁多，而针对水利的水纹记号又具有不规范、不全面等特点，不利于我国水利现代化的建设。

如果Pw(i+1)-Q≥Pfc(i)

Pfc(i)=Pfc(i)

否则：Pfc(i)=max(Pfc(i-1)+Δld(i)，Pw(i+1)-Q)

如果Pfc(i)

如果Pw(i+1)+Q≤Pfc(i)

Pfc(i)=Pfc(i)

否则：Pfc(i)=min(Pfc(i-1)+Δld(i)，Pw(i+1)+Q)

2 基于某区域电网的算例仿真分析

为了验证本文提出的储能控制策略，在含有风电场的某区域电网中进行仿真分析。该区域电网中风电场装机容量159 MW。选取某典型日的风电出力数据与负荷数据，采集数据的时间间隔为5 min。根据《风电场接入电网技术规定》，考虑20%的裕量，取最大允许波动限值为24 MW/5 min。负荷与风电场的有功出力曲线如图1所示。由图1可以看出，风电的随机波动性比负荷较强。

图1 典型日负荷与风电场有功出力曲线/MW

系统中的负荷由风电与其他发电机组共同承担，总的负荷与风电有功出力的差即为其他常规能源机组带的负荷值，记为剩余负荷。

假定储能系统有足够的充放电容量，按照提出的储能出力控制策略，系统在接入储能前后的剩余负荷曲线如图2所示。

图2 系统接入储能前后的剩余负荷曲线

从图2中可以看出，储能系统的接入明显地平滑了剩余负荷曲线。图3和图4为系统在接入储能系统前后剩余负荷的波动统计图对比。

图3 系统接入储能前剩余负荷的波动统计图

图4 系统接入储能后剩余负荷波动统计图

通过比较看出，储能系统的接入使得剩余负荷波动值的分布往小的方向集中，明显降低了剩余负荷的波动。风储合成出力的波动统计图见图5，波动值均不超过设定的波动限值(24 MW)。

图5 风储合成出力的波动统计图

在本文的假设条件下，风电场有功出力变化限值体现了储能的调节范围，随着该值的增大，所需的储能容量也越大，对剩余负荷的平滑作用也越显著。通过设定不同风电波动限值而计算出的储能容量及储能接入后的剩余负荷平均波动幅值，如表1所示。

表1 不同风电波动限值对应的储能容量及剩余负荷的平均波动幅值对比

需要指出的是，不同风电场的风资源相差很大，出力波动规律更不尽相同，影响着风电场储能容量的配置。

3 结语

(1)本文提出的协调风电出力与负荷短期波动的风电场储能控制策略，在保证系统对风电并网要求的同时使得剩余负荷的波动明显下降，优化了系统运行环境，提高了风电对其并网系统的友好性。

(2)本文的储能控制策略为提高风电并网的友好性提供了理论支持，对于推动风能等可再生能源的大规模开发利用及并网具有重要价值。

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