風電聯網協調調度策略研究

周 健，王 蘇，鄭 彧，朱斌泉，鄒 盼

（國網浙江省電力公司德清縣供電公司，浙江 湖州 313200）

風電聯網協調調度策略研究

周 健，王 蘇，鄭 彧，朱斌泉，鄒 盼

（國網浙江省電力公司德清縣供電公司，浙江 湖州 313200）

以風電聯網運行為背景，從風電電源與電網間的“源-網”耦合關系出發，定義風電功率波動

風電并網；風電功率波動；電網調節能力；風電調度

0 引言

風能是最具開發潛力的可再生能源，風力發電是有效利用風能的主要形式，而風電聯網運行是利用風力發電的有效手段。電網調度部門的常規調度方案是在傳統經濟調度基礎上，把電網的安全放在首位，將傳輸線路剩余容量等效為風電調度容量，電網傳輸空間利用率低，而且有大量可并網風電機組未被合理利用，加大了風電棄風量，考慮“源-網”之間的運行耦合特性，合理利用電網自身資源，使大規模風電接入電網和電網安全運行之間協調發展，是當前電網運行面臨的重要問題。

針對風電聯網調度問題，國內外已經取得了一些科研成果。文獻[1-2]對風電接入對電力系統的影響進行了分析；文獻[3-4]分析風電波動性和隨機性對電網調度的影響；文獻[5-7]在風電功率預測信息以及預測誤差分析的基礎上，建立了含風電系統的調度模型；文獻[8-9]分析現有風電場運行特性，評估影響系統調峰能力的不同因素，提出計及調峰約束條件的風電最優裝機容量，為風電場以及電力系統的經濟、安全接入制定合理計劃；文獻[10-11]主要分析風電的消納能力和系統調峰能力之間的相互耦合關系，評估風電接入對系統備用容量和調峰能力的影響，可充分提高電網接納風電能力。

本文提出了一種基于風電功率波動特性的風電聯網協調調度策略，并以風電場群調度入網容量、風電發電量和電網傳輸空間利用率作為評價指標，通過與常規調度方案的比較來驗證所提調度方案的有效性。

1 風電功率波動特性分析

1.1 風電功率波動特性指標

利用風電有功實測數據，統計分析風電輸出功率的波動特性，主要定義如下統計量指標：

（1）風電功率波動量ΔPw，即前后2個時段內風電輸出功率的一階差分：

式中：ΔPw為風電功率波動量；Pwt為t時刻風電輸出功率；Pw（t-1）為（t-1）時刻風電輸出功率。

（2）等效負荷DL和等效負荷波動量ΔDL，由于風電功率的預測誤差較大，且和負荷有著一樣不可控的性質，所以將風電輸出功率作為負的負荷進行處理，用負荷與風電的差值表示等效負荷：

式中：DL，ΔDL分別為等效負荷和等效負荷波動量；PL為系統總負荷；Pw為風電輸出功率。

（3）風電輸出功率的相關系數r，表示風電出力的相關程度，可分析風電出力相關性的強弱：

式中：r為風電輸出功率的相關系數；Pwa，Pwb為風電場a，b的有功功率；為風電場a，b的有功功率平均值。

表1 的取值與相關程度

表1 的取值與相關程度

r的取值范圍r的意義0.00～0.190.20～0.390.40～0.690.70～0.890.90～1.00極低相關低度相關中度相關高度相關極高相關

1.2 風電場間出力相關性分析

風電功率的波動特性研究是源網協調調度的基礎。隨著風電場群規模不斷擴大，風電場覆蓋區域增加，需分析不同地理位置的風電場間輸出功率的耦合關系，利用風電場間出力相關系數表征。若相關程度為高度相關及以上，則風電場間出力具有相關性；若相關程度為低度相關及以下，則風電場間出力具有互補性。

在長時間尺度（小時級及以上）下，對某大型風電基地中風電場A與其位地理置相鄰的風電場B和風電場A與其地理位置間隔較遠的風電場C。分別計算風電場AB和AC輸出功率的時時相關系數，如圖1所示。

圖1 風電場AB和AC的輸出功率的時時相關系數

結合圖1可以看出，位置相鄰風電場AB間的輸出功率相關系數在0.70～0.89，屬于高度相關，認為風電場AB輸出功率具有相關性；而位置間隔較遠的風電場AC的輸出功率相關系數在0.00～0.40，屬于低度相關，認為風電場AC間輸出功率具有互補性。

2 風電功率波動特性對電網調節的影響

2.1 風電功率波動對電力系統備用容量的影響

由于負荷預測精度較高（預測誤差往往低于10%），傳統電力系統只需預留較小的旋轉備用容量即可覆蓋負荷的波動，保障電網的安全運行。但是當大規模（數百兆瓦、甚至逾萬兆瓦）風電場接入電網以后，由于風電的波動性，增加了等效負荷的不確定性，為了保障電網的安全不得不預留足夠的旋轉備用容量，不利于電力系統的經濟運行。兼顧電力系統的安全性和經濟性，當風電功率波動超過一定的范圍時，將迫使風電進行棄風，制約了風電的發展。大規模風電并網對電力系統的備用容量影響如圖2所示。

圖2 風電功率波動性對系統備用容量的影響

由圖2可知，大規模風電并網運行增加了電力系統的調節負擔，將迫使電網預留更多的旋轉備用容量，不利于電力系統的經濟運行[1]。

2.2 電網傳輸裕度對風電接納功率影響分析

在風電快速發展的特定階段，風電裝機容量占總裝機容量比重過大，常出現某電網傳輸通道容量遠小于該通道所連的風火總裝機容量。電網調度員在安排運行方式時，必須將電網的安全放在首位。常規調度方案以火電機組經濟調度為目標，將傳輸線路剩余容量等效為風電調度容量[2]。如圖3所示，電網傳輸能力為PL.max，火電機組總出力為PTH，則常規調度方案中各調度時段風電入網容量為Psk。

圖3 常規調度風電入網容量

由于風電是典型的低密度電源，實踐運行經驗表明，風電場等效滿發年利用小時數通常不足2 000 h，風電場群總輸出功率往往大部分時間低于其額定裝機容量，這種常規調度方案不僅增加風電棄風量，也使電網傳輸資源未被完全利用。

3 基于風電功率波動特性的風電聯網協調調度原理

構建風電聯網協調的調度方法，關鍵要解決的問題是：若已知電網調節能力和傳輸空間，安排多少風電裝機容量才能使風電功率既不突破傳輸空間，又能盡可能充分利用這個空間。這就需要從對風電功率波動的研究中,獲得特定風電裝機容量下發電功率變化的特征屬性[3]。

通常電網獲取的風電歷史數據都有較小的數據間隔（小于5 min），而調度時段通常大于等于15 min，由于風電場群之間的風電出力存在相關性和互補性，使風電場群總出力趨于平緩，為了反應風電場群輸出功率的整體波動特性，可以利用風電場群歷史的有功功率表征該地區風速的變化[5]。

在此基礎上，利用風電場群歷史數據集上t時段內風電輸出功率的最大值max{Phis}t表征該風電場群t時段內輸出功率情況，定義t時段上歷

式中：kat表示為t時段風電場群輸出功率的豐度系數；根據風電功率的變化特點可知：0＜kat＜1.0；PWN表示風電場群的總裝機容量。

將緊隨歷史Q天的Q+1天視為調度日，并假設歷史數據能充分反映調度日風電變化的主要特征。若已知調度日t時段電網可接納的風電功率為PWt，則可得到相應風電場群初步調度入網容量計算式：

只要知道調度日各時段電網可接納的風電功率和風電場群的豐度系數，按照式（6）就可以算出各調度時段以裝機容量表示的風電場群初步調度方案，但考慮到風電波動的復雜性，可能導致初步調度所得的裝機容量在調度日該時段的最大功率超過電網傳輸容量。

為了研究未來調度日各個調度時段的風電功率的最大出力值與歷史數據之間的對應關系，定義了非覆蓋系數。在風電歷史數據集合上滾動研究覆蓋關系。將調度日內t時段風電功率的最大值記為max{Pdisp}t，判斷 max{Phis}t與 max{Pdisp}t的大小關系，若max{Phis}t＜max{Pdisp}t，則t時段為非覆蓋時段。非覆蓋系數：史風電功率最大值與總裝機容量的比值為豐度系數kat，如式5所示：

式中：Kut表示t時段風電輸出功率的非覆蓋系數，Kut數值上需大于1。

為實現最大規模接納風電，使得調度入網的風電可發功率能夠最大限度的利用電網資源又不危及電網的安全，得到相應大規模風電場群調度入網容量：

式中：CWNt表示t時段風電場群調度入網的容量。

4 算例分析

該算例系統的區域電網系統結構如圖4所示，系統包括總裝機容量為3 050 MW風電場群和總容量為9 720 MW常規火電機組（共74臺），其中風電場群與裝機2 000 MW的常規火電機組（共20臺）通過最大傳輸能力為3 500 MW的線路外送至主電網，同時7 720 MW的常規火電機組（共54臺）通過其他多條線路送至主電網。

設每個調度日為24個時段（每時段1 h），得到調度日電網可接納風電功率曲線，依據式（8），即可求出調度日風電并網容量。圖5—圖7分別為本文調度方案與常規調度方案的風電場群調度入網容量、風電發電量和電網傳輸空間利用率對比圖。

圖5 各時段風電入網裝機容量

圖6 各調度時段風電發電量對比曲線

圖7 各調度時段電網傳輸空間利用率對比曲線

從圖5可見，所提風電聯網網協調調度方案顯著提高了風電場群入網容量、風電發電量和電網傳輸空間利用率。風電場群入網容量由1 838 MW增加到2 413 MW，提高幅度為31.28%風電平均發電量由82 023 MWh增加到107 720 MWh，提高幅度為31.28%，電網空間利用率由39.1%增加到53.1%，提高幅度為35.81%。

表2給出了所用聯協調調度方案與常規調度方案的評價指標對比。

表2 源網協調方案與常規調度方案指標比

5 結論

從風電并網對電網調節能力的影響出發，提出了基于風電功率波動特性的風電聯網協調調度策略。以東北某地區實際電網系統為例進行計算分析，結果表明采用此方案后，風電場群調度入網容量、風電發電量和電網傳輸空間利用率等評價指標均有不同程度的提高，提高幅度分別達到31.28%，31.32%和35.81%，驗證了此方案的有效性。

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（本文編輯：楊 勇）

Research on Coordinated Scheduling Strategy for Wind Power Integration

ZHOU Jian，WANG Su，ZHENG Yu，ZHU Binquan，ZOU Pan

（State Grid Deqing Power Supply Company，Huzhou Zhejiang 313200，China）

Abstrsct:In the context of wind power integration and on the basis of the"power source-grid"coupling between wind power and power grid，the paper defines power fluctuation index of wind power and analyzes the impact of large-scale wind power integration on grid adjustment capability；moreover，it presents a coordinated scheduling strategy for wind power integration based power fluctuation characteristics.Based on the actual power grid system in a given area and by comparing the wind farm group scheduling integration capacity，wind power generation capacity and the power grid transmission space utilization of the proposed scheduling scheme and the conventional scheduling scheme，the paper validates the effectiveness of the scheduling strategy.

wind power integration；wind power fluctuations；power adjustment capability；wind power scheduling

TM734

B

1007-1881（2016）08-0018-04

2016-05-16

周 健（1988），男，助理工程師，研究方向為新能源接入對電網的影響。

指標，分析了大規模風電并網對電網調節能力的影響，提出了基于風電功率波動特性的風電聯網協調調度策略。以某地區實際電網系統為例，通過對比本文所提調度方案和常規調度方案的風電場群調度

入網容量、風電發電量和電網傳輸空間利用率等評價指標，對所提的調度策略的有效性進行驗證。