【精彩论文】高渗透率下风电的调频技术研究综述

Original 中国电力中国电力 2023-12-18

高渗透率下风电的调频技术研究综述

付红军¹, 陈惠粉¹, 赵华², 王凯丰³, 鲁宗相³, 乔颖³

（1. 国网河南省电力公司，河南郑州 450018; 2. 国网河南省电力公司电力科学研究院，河南郑州 450015; 3. 电力系统及发电设备控制和仿真国家重点实验室(清华大学电机系), 北京 100084）

摘要：近年来全球风电渗透率不断提高，风电机组逐步替代传统同步机组，是引起电力系统频率调整困难、影响电网安全的主因之一。通过升级控制设计，风电可以提供旋转惯性和频率调节能力，变害为益，改善系统频率安全。结合调频时间尺度，详述风电参与调频的各控制方法原理和特性，并分析不同方法的利弊和适应环节。分析高渗透率风电并网对电力系统频率稳定的影响，结合近年来多起风电参与的电力系统频率安全事故，指出不少国家和地区都调高了风电调频技术标准。最后，提出应该在技术经济评价、市场与准入等问题开展深入研究，以促进风电成为未来电力系统调频的重要组成部分。

引文信息

付红军, 陈惠粉, 赵华, 等. 高渗透率下风电的调频技术研究综述[J]. 中国电力, 2021, 54(1): 104-115.

FU Hongjun, CHEN Huifen, ZHAO Hua, et al. Review on frequency regulation technology with high wind power penetration[J]. Electric Power, 2021, 54(1): 104-115.

引言

全球风电装机容量不断增加，风电渗透率不断上升。截至2019年年底，全球风电累计装机容量达651 GW，其发电量约占全球发电量5.9%，其中丹麦和德国的风电渗透率分别为57%和21.8%^[1]。中国风电累计装机容量为236 GW，全球占比为37%。随着风电累计装机容量的增加，预计中国风电渗透率在2035年将会达到15%左右，给电力系统频率调整带来更多的挑战^[2-3]。风电机组可分为笼型异步风力发电机组、双馈异步风力发电机组（DFIG）和永磁同步风力发电机组（PMSG）^[4]。笼型异步风力发电机组为感应电机，其在电力系统频率发生下跌时，可少量释放转子动能增加出力来提供有功支撑，但比起同容量同步发电机组要小得多。DFIG和PMSG通过电力电子装置进行并网，使得电机转子转速和电网频率实现机电解耦，降低了系统惯性并减少了可调节的调频资源，但可通过改进并网变流器及风轮机变速系统控制特性，提高其电网频率响应能力^[5]。近年来，DFIG和PMSG机组在中国风电总装机中占比在95%以上，如何使对频率产生威胁的风电通过控制技术变为主动频率支撑资源，是风电控制技术发展的重要趋势。伴随风电渗透率的提高，近年来部分国家和地区发生了多起频率安全事故。为保障电力系统频率稳定，世界各国在初期通过增加备用容量来缓解系统功率缺额问题，但增加备用容量不利于电网经济运行，也增加了电力调度负担。为进一步解决调频问题，德国、丹麦等国家制定了风电调频标准以提升频率稳定性，中国也要求并网的风电系统应具备一定的频率响应能力^[6-7]。本文在国内外电力系统调频最新研究进展的基础上，聚焦于风电调频控制策略。首先，对风电参与调频的不同控制方法进行归纳总结，然后，对不同控制方法所适应的调频环节及其优缺点进行分析说明；剖析高渗透率风电对电网频率的影响，总结不同国家和地区的风电调频标准；最后，给出高渗透率下风电调频技术仍须深入研究的若干问题。

1 风电调频技术

风电参与电力系统频率调整的形式有2种，一种为风电机组检测自身机端频率及对应有功调节情况自发参与调频；另一种为配合其他发电厂通过接受调频指令，协调各个机组进行调频。从时间尺度上看，风电机组自发调频一般适应于惯性响应和一次调频环节，而风电场调频一般适用于二次调频或三次调频环节。

1.1 风电机组调频

目前风电机组参与调频的方法，主要有转子动能控制、功率备用控制，以及风储联合控制，如图1所示。

图1 调频控制策略Fig.1 Control strategies of frequency regulation

1.1.1 转子动能控制

（1）虚拟惯性控制。由于风电机组与电网解耦而无法及时响应电网频率变化，文献[8]首次提出一种虚拟惯性控制方法，利用风电机组自身特性来响应电力系统频率变化。虚拟惯性控制是使风力发电机组能够通过模拟同步发电机转动惯量特性，利用风电机组储存的转子动能提供有功功率进行系统频率调整^[9]。其控制示意如图2所示。

图2 虚拟惯性控制框图Fig.2 Schematic diagram of virtual inertia control

由图2可以得到虚拟惯性控制的数学表达式，即

式中：ΔP₁为有功功率参考值；K_f为虚拟惯控制系数；f 为系统实际测量频率；t 为时间。文献[10]利用DIFG的虚拟惯性来模仿惯性动量并采用自适应模糊控制策略令风电机组响应电力系统频率变化，实验后发现该方法可减小最大频率偏差，并缓解系统中其他同步发电机组的调频压力。而文献[11]分析了风电机组调频特性后，将虚拟惯性控制与其他控制方法相结合，利用不同方法的优势互补令风电机组参与调频。利用虚拟惯性控制可为系统提供短期功率支撑，但该方法无法准确跟踪电力系统功率缺额，若不能正确响应，系统很难达到稳定状态。（2）下垂控制。下垂控制的基本原理为在系统有功功率参考值的基础上加入一个正比于频率偏差的有功功率参考值，以此调节风电的有功出力^[12]。下垂控制示意如图3所示。

图3 下垂控制框图Fig.3 Schematic diagram of droop control
由图3可知，频率偏差为

式中：Δf 为频率偏差；f_ref为系统参考频率。可得下垂控制的有功功率参考值 ΔP₂为

式中：P_ref 为系统初始总有功功率；P 为系统测量有功功率；R 为下垂控制系数。为了保证风电机组有足够的能力参与电网调频，文献[13]提出一种在不同风速下调整下垂系数并结合减载控制的调频策略，不仅提高了调频响应速度，而且在风速变化较大时可使风电出力更加平稳；文献[14]提出变下垂控制策略，利用优化后的下垂系数对风电机组进行设定，以此改善其调频效果。下垂控制可改善风电机组响应系统频率变化效果，是风电机组参与频率调整的重要手段之一^[15]。（3）综合惯性控制。虚拟惯性控制可对系统中快速的频率变化率（rate of change of frequency，ROCOF）产生抑制作用，而下垂控制主要作用为减少系统频率偏差^[16]。综合虚拟惯性控制和下垂控制，使转子动能主动响应系统频率变化，可改善风电机组对系统频率变化的响应效果^[12]。其控制框图如图4所示。

图4 综合惯性控制框图Fig.4 Schematic diagram of integrated inertial control
由图4可得综合惯性控制的有功功率参考值 ΔP 为

虚拟惯性控制和下垂控制结合使得风电机组在系统频率发生变化时可以快速响应并提供有功功率支撑^[17-18]。文献[19]将虚拟惯量和下垂控制两种控制方法相结合进行一次调频，可使风电机组有效响应系统频率变化；文献[20-21]提出利用转子动能控制的风电机组调频控制策略，结果表明所提方法在减小频率偏差和ROCOF方面比传统的同增益方案具有更好效果。综上所述，转子动能控制可有效改善风电机组参与电力系统频率调整的效果，但在频率恢复过程中为防止风电机组转子失速，转子需要吸收有功功率提高转速，此时会造成频率二次跌落^{[16, 22]}。针对该问题，文献[23]在MPPT控制策略的基础上利用虚拟惯性控制快速调节风电机组有功输出，可在频率误差减小后平稳过渡到MPPT运行状态，提高了风电参与调频的稳定性；文献[24]提出一种综合惯量控制策略，给出了相关参数的整定方法并引入相关关键因子评估调频效果，有效避免了电力系统频率二次跌落。（4）虚拟同步发电机技术。虚拟同步发电机（virtual synchronous generator，VSG）技术通过在风电机组控制器之中植入虚拟同步控制算法控制变流器使得风电机组具有类似同步发电机响应特性，实现类似惯性、励磁、转子电枢反应等，也包括频率控制特性^[25]。进一步同时考虑风电机组自身控制能力和电网的影响，文献[26]提出一种基于自适应算法的VSG控制策略，通过对信号模型的分析确定自适应系数的选取；文献[27]采用基于自适应定子虚拟阻抗控制策略对双馈风电机组VSG进行综合控制，使其具有更大的惯性和频率支撑能力。VSG调频效果在整体上与综合惯性控制相似，对电力系统稳定性的影响不同（暂无统一观点，但一般认为可以提高电网的电压稳定性）。VSG并不增加调频的能量来源。通过利用转子储存的动能可有效减小最大频率偏差和ROCOF，但无法长时间提供有功功率支撑，若在转子转速恢复过程中没有其他调频资源进行补充，将使得电力系统频率再次失稳。同时利用VSG技术对逆变器进行控制加大了风电机组控制复杂程度。

1.1.2 减载控制

根据空气动力学，风电机组的有功出力可表示为

式中：ρ 为空气密度；C_p为风机利用系数；λ 为风机叶尖速比；β 为风机桨距角；R 为风机叶片半径；V 代表风速。由式（5）可知，风电机组的有功功率与风机转速和桨距角等有关，减载控制就是通过控制风机的风速和桨距角使风机具有一定的功率备用来补偿有功功率缺额，因此减载控制又称功率备用控制^[16]。（1）变桨距角控制。变桨距角控制就是通过增加桨距角来控制风电机组的有功功率输出低于MPPT运行状态下的额定输出值，将有功功率差值作为备用功率来支撑系统频率调整^[28]。如图5所示，当转速固定时，桨距角越大，风机的有功功率输出就越小。

图5 桨距角控制原理Fig.5 Schematic diagram of pitch angle control

当桨距角由 β₁增加至 β₂时，风机有功功率输出由降至备用功率为当系统频率下降时，通过减小桨距角可以让风电机组出力增加，支持系统的频率响应，其控制框图如图6所示。图中：β₀ 为风机初始桨距角；K_p为比例系数；Δβ 为桨距角变化值。

图6 桨距角控制框Fig.6 Block diagram of pitch angle
在大多数工况下，控制桨距角变化可实现风机减载，但其中包括机械控制部件，致使桨距角变化的惯性较大，因此变桨距角控制一般适用于中高风速条件下^[4]。对于桨距角的控制，文献[29]基于延迟信号消除（delayed signal cancellation, DSC）锁相原理提出一种变桨距角控制和虚拟惯性控制相结合的一次调频策略，改善了电力系统的暂态和稳态特性；由于变桨距角控制易加剧风电机组机械部件的磨损，文献[30]提出一种变速变桨协调频率控制方法，根据风电机组不同运行状态采取不同的策略进行减载控制，该方法提高了风电参与调频的响应速度并减小了机械磨损。变桨距角控制可以长时间参与电力系统频率调整，但其并非适用于全风速范围，当风速发生剧烈变化时，变桨距角控制将急速降低风电机组的使用寿命。（2）超速控制。风电机组通过增加或减小风电机组转速皆可降低其有功出力，但转速降低易导致系统不稳定，因此一般采用超速控制实现风机减载运行^{[12, 16]}。如图7所示，风电机组转速增加，MPPT曲线右移，由最优工作点A转移到次优工作点B，此时风电出力减少，留出一定的功率备用。当系统频率下降时，风电机组转速降低，MPPT曲线左移，工作点由B点转移到C点使得风电机组出力增加从而响应系统频率变化。

图7 超速控制原理Fig.7 Schematic diagram of over-speeding control
超速控制一般适用于中低风速工况，在此工况下超速控制可保护风机叶片免受磨损^[31]。关于超速控制在调频中的应用，文献[32]提出一种结合超速备用和模拟惯性的控制策略，可在系统频率变化时，根据不同变化情况令风电机组增加或减少有功出力，有效响应系统频率变化。变桨距角控制和超速控制对风电参与系统调频都具有较好的控制效果，但在风速变化较快的情况下，单一控制方式所取得的调频效果并不理想。针对该问题，文献[33-34]将变桨距角和超速控制结合，在不同风速工况下利用不同的控制方法，综合2种控制方式使得调频效果得到较大提高。当风电机组运行在降载模式时，其有功功率输出将会受到限制，降载模式有按比例降载、定额降载（Delta）、超额降载（仅在最大输出功率超过设定值后降载）。其中定额降载对电力系统来讲可用调频容量最大，但风电损失最大。减载控制与转子动能控制相比可为系统提供大量有功功率支撑，但该种控制方法会使风电机组长期低于最优功率运行，降低风电场效益。因此在不同的风速和运行状态下如何选取合适的控制策略仍是风电参与调频值得关注的话题。

1.1.3 风储联合调频技术

风电机组的综合控制策略虽然改善了调频的有效性，但尚未完全挖掘出风电机组调频的潜力。为进一步解决电力系统调频问题，相关研究人员提出可以在风电场安装电池储能进行辅助调频，改善风电机组调频效果。若将风电自身调频控制策略与电池储能调频控制策略结合起来，利用风电机组自身调频能力和电池储能的快速响应特性减小风电场储能的配置容量及运行损失。双方优势互补，可使风电具备更加良好的调频能力，提高风电场整体技术经济性^[35-37]。在风储联合调频方面，文献[37]结合电池储能调频和风电调频优势，利用PID控制器实时动态分配调频信号，改善了系统暂态性能，并提高了频率调整响应效果；文献[38-39]考虑到风机实时储备电量和电池储能的SOC状态，提出一种基于状态机的风储调频协调控制策略，设计了一种自适应SOC反馈控制，使SOC尽可能保持在最优值，从而减小了BESS的大小，延长了BESS的寿命。为了优化储能SOC控制，延缓储能系统寿命，文献[40-41]分析了频率波动的高频分量和低频分量，分别采用带宽饱和极限法和模糊逻辑控制策略对储能系统和风电机组进行协调控制，使风电机组响应低频分量信号，储能系统响应高频分量信号，有效降低了储能容量配置，改善了风电机组频率响应能力。利用储能辅助风电机组进行联合调频，发挥了2种调频资源的各自优势，不过控制策略因考虑因素较多导致控制方法较为复杂。

1.2 风电场调频

不同的风电机组在频率响应时的动作并不统一，当电力系统频率发生波动时，风电场将整体参与调频，但风电场内运行状态不一的风电机组会给整场调频的协调性带来困扰^[7]。目前，对于考虑风电机组调频特性的风电场调频的研究主要集中在于以下几点。（1）参与调频的风电机组功率协调分配。风电场调频主要参与二次调频环节，当风电场接收到调度中心发至的调度指令，功率分配模块需按照不同风电机组的运行特性按照一定控制策略将有功功率指标分配至各个风电机组。针对风电机组运行状态不一致而无法协调控制的问题，文献[42]根据风电场运行状态将风电机组分为3级运行模式，根据频率变化的快慢按照不同的运行模式对风电机组进行功率分配，但该种方案较为简单和僵硬。文献[13]提出在风电机组不同风速工况下利用变下垂系数控制法实现各风电机组的功率分配，有效提升了风电场参与调频的效率。（2）风电机组转速恢复协调控制。风电机组在转子转速恢复过程中会吸收有功功率，此时会造成电力系统频率二次跌落。针对该问题，文献[43-44]都对风电场参与调频的时序进行了分析，在此基础上给出不同风电机组参与调频的介入和退出机制，充分发挥了不同运行状态风电机组的调频能力，也进一步降低了频率二次跌落的概率。（3）与附加新型电力电子器件的协调控制。随着风电场电力电子器件的应用，为风电参与调频提供了快速响应能力和较强的稳定性。但新型电力电子器件的应用增加了风电参与电力系统调频的成本，因此综合风电场内调频效果与电力电子器件经济性的协调控制策略仍需进一步研究^{[7, 16]}。

1.3 控制方法适用场景及优缺点分析

整个电力系统频率调整过程一般分为惯性响应、一次调频和二次调频3个环节，不同调频控制方法由于自身优缺点适用于不同调频环节。为直观看出各控制方法的优缺点和不同调频环节所适应的控制方法，表1显示了不同控制策略的优缺点，图8以频率下跌为例展示了上文所提控制方法所适应的不同环节^{[4, 15, 36, 45]}。

表1 调频技术优缺点Table 1 Advantages and disadvantages of different frequency regulation methods

图8 各控制方法适应场景

Fig.8 Adaptation scenarios of control methods

从图8可以看出，当系统频率下降时，传统调频机组转子转速下降，释放隐藏在转子中的动能补偿系统缺失有功功率，由于惯性响应环节时间短，因此在短时间内满足调频响应需求的控制方法仅有风电机组虚拟惯性控制、虚拟同步发电机技术和储能调频。在一次调频环节，从图8可以看出，所有控制方法皆适用于该环节，这是因为风电机组与储能系统与电网解耦，而其对电网频率变化的响应速度完全满足电网一次调频的条件；在二次调频环节，下垂控制、变桨距角控制、超速控制和储能皆可参与该环节。除此之外，可以看出电池储能响应速度快、精度高等特点决定了储能系统可以参与整个调频过程。

2 高渗透率风电对电力系统频率影响

2.1 影响机理

电力系统需要保证其出力与负荷的实时动态平衡，而风电的强波动性和随机性会随时打破该平衡。随着风电渗透率的增加，风电出力的剧烈变化会使得出力与负荷之间形成巨大偏差，若调频机组无法对此做出快速响应时，将导致电力系统频率突变，进而威胁系统的安全运行^[5]。电力系统通常用最大频率偏差、ROCOF及调频速度等指标来衡量系统调频特性^[46]。由于风电机组不同于传统同步发电机组，其与电网解耦的特点令其对电力系统调频特性造成很大影响^[47]。当风电渗透率升高时，电力系统惯性将会逐渐下降，当系统频率发生快速变化时，若在惯性响应环节无法提供足够的惯性支撑，系统频率将会快速下降，其ROCOF和最大频率偏差较无风电并网情况时会发生恶化，严重影响电力系统频率恢复^[48-50]。当传统发电机组被风电机组逐渐替代，电力系统调频所需备用容量会大大增加，此时系统的一次调频能力也会相应减弱^[51]。同时风电波动性也增加了电力系统二次调频需求，当风电无法响应二次调频指令，二次调频将占用一次调频备用容量，造成电力系统频率恶化^[52]。除了风电本身特性导致的电力系统频率安全问题之外，丹麦REPLAN项目指出网络通信延迟也是导致风电无法及时参与电力系统频率调整的主要原因之一。若不对上述情况采取相应措施，电力系统将会发生不可预见的安全事故。随着风电比例的增加，风电随机性对电网调频影响的研究也不断深入：低比例下风电的随机波动性仅体现在电网各调频指标的轻微恶化，中等比例下风电则影响互联电网联络线偏差控制^[2]指标（A1，A2）、系统出现二次调频备用不足，高比例下由于大量同步机组关停则可能威胁频率安全^{[3, 12]}。

2.2 频率安全事故

全球每年都会有数起频率安全事故发生，其中部分安全事故由风电出力波动直接或间接造成。南澳大利亚州在2016年9月28日遭受极端天气袭击，致使当时风电出力占整体负荷48.36%的南澳电网发生大停电事故^[53]。事故报告中指出，大停电前共14个风电场并网，事故后9个风电场脱网或出力后脱网，造成南澳电网短时间内产生巨大的有功功率缺额。同时两次黑启动操作的失败等多重因素致使南澳电网频率在0.4 s内以6.25 Hz/s的ROCOF从49.5 Hz跌至47 Hz，这也是致使风电场脱网的主要原因。事后相关专家对该次事故进行了详细分析，指出导致此次事件的原因主要是南澳电力系统惯性不足。高度市场化的南澳电网使得风电渗透率逐渐增加，随之而来的即是电网惯性逐年减少，造成此次系统惯性历史最低、风电机组切机容量最大的大停电事故^[54]。除此之外，2019年8月9日英国发生大停电事故，100多万人受到影响，造成了巨大的经济损失。此次事故起因于雷击所造成的线路故障，故障清除后发生大规模功率缺额事件。事故发生前，超过30%的负荷由风电出力提供，事故发生后，Hornsea海上风电场出力骤降737 MW，部分常规发电机组跳闸，这使得ROCOF超限，导致分布式电源脱网，最后频率下跌至49.1 Hz^[55]。此次事故风电场在系统电压和频率处在规定变化范围内发生了脱网，这和风电场的电网结构有着很大关系，风电机组控制器对系统频率的反应不当致使出力骤降，加剧了系统频率的恶化^[56]。综上所述，高渗透率风电并网会降低电力系统稳定性，而风电对系统频率的响应不当可能会造成电网安全事故，因此推动风电参与电力系统调频是保障电力系统安全稳定运行的前提。

2.3 风电调频标准

考虑到风电并网对电力系统频率稳定的影响，风电产业发展较快的部分国家地区制定了相应的风电频率响应标准。（1）丹麦：欧盟颁布对并网电源技术要求的电网导则（2016/631号），要求并网的风电场应该有能力将出力范围约束在20%~100%额定出力范围内的任意设定运行点上，同时需在一定频率范围内参与一次调频。在电力系统频率在49.0~49.8 Hz和50.5~51.5 Hz范围内根据有功-频率曲线调整有功输出，有功功率调节速度为10%~100%额定出力/min^[57]。（2）德国：德国E.ON电网公司要求所有装机容量大于设定值的风电场应具有参与一次调频的能力，可在风电场出力范围内按照1%额定出力/min的变化率改变风电场总体出力^[58]。当电力系统频率高于50.2 Hz时，风电场应以10%额定出力/min减小有功功率输出。此外，还要求系统频率下跌至49 Hz以下时保证风电场至少10~30 min不执行脱网操作^[59]。（3）南非：南非电力系统要求并网的风电场应具备频率响应系统，在安全频率范围内风电场可以按照95%MPPT状态下的最大出力进行持续输出有功功率。当系统频率超过限定值时，要求风电场以至少1%额定功率/s的下降率减少有功输出^{[58, 60]}。（4）中国：中国在2016年对《风电场接入电力系统技术规定》进行修改工作，其中对风电场响应电力系统频率变化提出了相应的建议。修改的主要建议有提高风电场的频率适应性范围并增加惯量与一次调频要求。同时2020年7月1日施行的《电力系统安全稳定导则》中要求风电场应具备一次调频能力，且一次调频的优先级应高于自动发电控制^[61]。此外，其他国家也对风电并网调频做出相应的规定。美国电力可靠性委员会要求风电场出力可进行实时调控，并在电网频率波动时对风电场出力进行限制^[62]。爱尔兰电网导则要求风电场应具备频率响应功能，在频率发生变化时通过增加或减少风电机组有功出力参加调频^[63]。加拿大魁北克电网要求装机容量大于设定值的风电场必须在频率出现波动时参与调频^[64]。部分国家或地区的风电并网调频标准如表2所示。

表2 部分国家或地区的风电并网调频标准

Table 2 Criterions for wind power frequency control in some countries or regions

随着风电渗透率的增加，其参与电力系统频率调整的标准也在不断提高，而其指标的提高也将影响着风电并网比例。英国电网为了满足电力系统频率稳定要求，要求系统运行保持最低程度的惯性，即在线常规机组容量约束可能引起风电并网的比例限制^[55]。目前中国电力系统惯性足够大，暂未发生类似的情况。综上所述可以看出，随着风电渗透率的增加，中国对风电场参与频率响应的要求也在逐渐提高，风电调频逐渐成为电力系统频率调整中的主要参与技术手段。

3 结论与展望

随着风电渗透率的逐渐增加，风力发电功率波动的强时空差异性使得电力系统维持时空平衡的难度逐渐加大，灵活性调节资源缺乏问题逐渐显现，维持电力系统频率稳定工作变得越来越困难。目前国内外对风电调频的研究日益增多，相关调频控制策略不断更新完善，但仍存在许多需要深入讨论的方面。

（1）风电调频技术经济性分析。

风电调频技术在经过多年的优化完善，已具有良好的频率响应能力，改善了系统整体调频能力，提高调了频灵活性并增加风电产业收益率。同时，电池储能的发展令风电调频变得更加灵活和快速，在风电场配备相应的储能并与风电自身调频手段相结合，可以提高风电场技术经济性，减少风电机组因调频而带来的寿命损耗。

相较于风电自身调频能力，增加电池储能实现风储联合调频可改善其调频效果。电池储能与其他储能相比，没有严格的建设环境要求，具有高精度、快速性等特点，但其高昂的安装费用会降低风电场的收益。美国国家能源部可再生能源实验室发布的储能综合发电成本预测中指出到2020年，电池储能的综合发电成本可降至0.3元/（kW·h），具备商业化运行条件，风储联合调频将具有较好的市场收益。

（2）高风电渗透率下电力系统调频需求。

风电作为一种灵活性调频资源，具有火电机组等其他调频资源所不具有的优势，同等装机容量下，风电机组所具备的调频能力理论上大于火电机组，但风电机组不具备长时间尺度调频能力。每增加100 MW风电并网需提供6.6 MW/min的备用容量，这不仅增大了系统投资，也是对调频资源的浪费。风电装机容量的增加，使得电力系统对频率调整提出了新的要求，在未来电力系统惯性逐渐减小的情况下，电力系统所需要的调频要求是为系统提供惯性支撑还是仅仅提供大量有功功率来补偿功率缺额仍是一个值得研究的问题。

（3）风电调频指标及电力市场的建设与完善。

高渗透率风电并网让现有风电调频指标无法满足中国风电发展，而风电调频标准也决定了电力系统频率调整的有效性。应继续完善风电相关技术标准，根据风电实际发展情况及时做出调整，使得中国风电调频指标逐步达到并超越国外风电调频技术标准，促进风电调频技术的发展。除此之外，风电调频属于电力系统辅助服务，可通过该方式获得一定的调频收益。丹麦REPLAN项目研究报告指出风电调频辅助服务可以给电力系统提供临时频率响应，利用快速响应能力减少最大频率偏差，提高电力系统稳定性。国外部分国家和地区对参与调频的发电厂会给支付一定的调频费用，澳大利亚调频市场调频辅助服务价格为39661澳元/（MW·h），瑞典电网为提供2400 MW/Hz调频能力的发电厂每年支付1 900万欧元。目前中国尚无完善的电力市场机制，随着电力市场的完善，风电调频将充分发挥其调频能力，其技术经济性将会得到大幅度提高。调频市场机制的缺乏导致风电难以发挥在调频服务领域的价值，应尽快建立并完善电力市场，采取有效的激励机制，对风电调频进行价格定位并出台相关政策，构建适应风电调频发展的市场化机制，支撑高比例可再生能源接入电力系统的建设，提升电力系统频率稳定性。

随着可再生能源渗透率的逐渐提高，越来越需要风电等可再生能源具备辅助调频能力。充分利用其自身特点，采用合适的控制策略灵活参与电力系统频率调整，并利用储能系统的优势弥补可再生能源调频的固有缺陷，改善电力系统频率调整效果。随着储能技术成本的降低，通过可再生能源和储能优势互补进行协调辅助调频将会成为调频市场的主要力量。

（责任编辑　许晓艳）

作者介绍

付红军(1968—)，男，硕士，高级工程师(教授级)，从事电力系统运行及控制技术研究，E-mail：fuhongjun@ha.sgcc.com.cn;

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陈惠粉(1985—)，女，博士，高级工程师，从事电力系统运行及控制技术研究，E-mail：chenhuifen@126.com;

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赵华(1976—)，女，硕士，高级工程师（教授级），从事电力系统安全稳定及控制技术研究，E-mail：zhaohua1102@163.com;

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王凯丰(1996—)，男，硕士研究生，从事控制系统优化和新能源发电技术研究，E-mail：861554820@qq.com.

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