风电波动对电网影响规律剖析
1引言
风电场输出功率具有波动性、间歇性，为确保电网稳定、安全运行，电网需要留有足够的旋转备用来完成系统对波动能源的调节。电网可接纳风电容量主要取决于区域电网所具备的调峰、调频能力，考虑到风力发电输出功率的变化速率较快，区域电网的AGC调节速率就显得尤为重要。我国的电网结构中，火力发电占据发电容量的份额最大，但火电机组调节速率较慢，不能有效得对风电进行快速调节。与之相比，水电机组具有容量大，调节速率快的特点，但在电网中所占容量较小并且分布不平均，并且其建设和运行都受到了自然客观条件的限制，以上原因导致了我国各地电网的接入风力发电的能力不尽相同，换言之，风电波动对不同的电网结构带来的影响也不尽相同。风电波动对电网带来的影响主要受三方面的因素制约：风电场输出功率的特性，地区电网的实际情况以及储能补偿设备的特性。
2典型电网调频能力分析
选取湖北、上海、吉林等我国几个负荷较大、电网调节能力较强的省区电网为案例，进行了研究。湖北省电网的大致情况为：全省AGC机组总可调容量1325MW 中，水电机组AGC可调容量为235MW，占17.7%，平均调节速率达21MW/min;火电机组AGC 可调容量为1090MW，占82.3%，平均AGC调节速率仅为5.3MW/min。因此总共的调节能力为26.3MW/min。
上海地区电网的大致情况为：目前上海电网实际的AGC调节速率仅仅为额定调节速率的1/3左右，即最大调频能力为50——60MW/min。因此，就目前上海电网的调频能力而言，在夏季高峰时约有10MW/min的AGC调节裕度，这两个地区都是位于我国的中东部的经济较为发达的地区，对能源有着巨大的需求，并且电网的容量较大，调节能力强。
吉林省电网的大致情况为：截至2008年底，吉林省内网省调总装机容量为13034MW，其中东北网调直调水电3238MW 。吉林省直调大部分为火电机组，总容量9796MW，其中火电机组7873MW;水电机组仅为285.7MW，风电机组764.3MW，生物发电机组42MW。
3大规模风电接入电网带来的问题
3.1电力电量平衡问题
由于风电的不确定性和不可控性，导致电网并网的风电机组的电力供电无法满足稳定性、连续性和可调性等要求，输出功率的不断变化容易对电网造成冲击。由于风电的不可预知性，调度运行人员无法对风力发电做出有效的发电计划，进而导致系统备用电源、调峰容量和系统运行成本增加以及威胁系统安全稳定运行等一系列后果。
解决风电并网对电力调配带来的困难，迫切需要研制开发一套有效的风力发电预报系统。
3.2调峰问题
为保证电网的安全稳定运行，在电网最低负荷时，仍需保证一定的机组运行。一般燃煤机组的最低出力约为额定出力的40%，电网现有的控制模式要求在不调停大机组、电网在最低负荷、风电机组出力最大的极端情况下，电网内燃煤机组的最低出力加上外来电的总和应小于最低负荷[2]。由于风电的反调峰特性，冬季夜间低负荷、大风时段，风电出力快速增加。尤其在北方，冬季70%以上的火电机组承担供热任务，调峰能力降低，调峰容量不足。同时，风电出力变化速度较快，火电机组常规调峰无法跟上风电出力的快速变化，这将导致联络线交换功率超过允许的偏差，越过联络线上的功率限制。
在北方，冬季供热期是电网调峰最困难的时期，也是风电出力较高的季节。为了保证地方供热，网内所有供热机组不得不全部运行，加上供热机组的最低出力已降低至火电机组出力的最低点。风电的间歇、波动特性要求电网必须有足够的调峰容量来平衡风电所产生的出力波动，但由于冬季负荷峰谷差最大，并且电力系统预留的调节裕度随着供热负荷的增加而逐步下降，这就导致整个电力系统没有足够的调峰容量来平衡大风时的风电出力，致使电网接纳风电的能力大大降低。
解决风电并网带来的调峰困难问题，这就要求加大对直调电厂低谷调峰的考核力度，进一步完善直调电厂低谷深度调峰辅助服务的补偿措施，诸如加入储能装置等。
3.3电压稳定问题
风电机组发电的不确定性和不可控性使得大规模风电机组的并网给系统的电压带来母线电压越限、电网电压波动和闪变等一系列问题。
风力发电的随机性使得节点电压的波动增大，节点电压的越限概率随之变大，
且影响程度与它们之间的距离有关，离风电场接入点越近，影响越明显。
解决风电并网带来的电压问题，需在风电接入集中地区安装静止无功补偿器（SVC）等柔性交流输电系统（FACTS）设备，减少风力发电功率波对电网电压的影响，提高系统的稳定性。
3.4频率稳定问题
由于自然界的风速不断地变化，风力发电机的出力也随时变化。当风速大于切入风速时，风力发电机启动挂网运行;当风速低于切入风速时，风机停机并与电网解列。因此风力发电机出力有较大的随机性，一天内可能有多次起动并网和停机解列。在风电装机容量较大的地区，风电功率的波动对电网的频率产生一定的影响。
4结束语
在风电接入集中且接入容量大的地区，则在极端情况下，导致频率的严重下降，从而对系统的调频增加了难度，给系统的安全性带来影响。各国的风电接入系统导则都要求风电机组能够在一定的频率范围内正常运行;频率超过一定范围后限制出力运行或延迟一定时间后退出运行，以维持系统的频率稳定。若在风电集中的地区加入储能装置，则可在频率超过一定范围后对风电的出力运行进行适当调整，并能充分保证风电出力在延迟一定的时间后退出运行，给系统的频率调整留有充裕的时间，保证了系统的安全性和稳定性。电池储能系统具有0惯性时间常数的特点，BESS系统会完成对成组电池的控制，PWM变流器负责控制电池系统向电网注入和抽出的有功、无功功率。意味着储能系统可以在瞬间以额定功率向系统注入或者抽出一定的能量，相比水力发电系统10%额定容量/分钟和火力发电系统0.5%额定容量/分钟的调节能力，电池储能系统的瞬间功率调节能力要明显优于传统发电设备，因此用储能系统平滑风力发电这种快速变化的大容量发电系统与常规调峰调频设备相比有很大的优势。
