风力发电对电力系统运行的影响

风力发电对电力系统运行的影响
摘要:风力发电作为一种绿色能源有着改善能源结构，经济环保等方而的优势，也是未来能源电力发展的一个趋势，但风力发电技术要具备与传统发电技术相当的竞争力，还存在一些问题有待解决，本文从风力发电对电力系统的影响入手，总结了风电网并入电网主要面临的一些技术问题，如风力发电场的规模问题，对电能质量的影响，对稳定性的影响，对保护装置的影响等;然后针对这此技术问题，综合比较了各国研究和工程技术人员在理论和实际运行方面的相关解决方案，指出各方案的优缺点，期待更加成熟的风力发电技术的形成，以建设我国具有自主产权的风电产业。

关键词:风力发电，电能质量，稳定性，解决方案
0引言能源是推动社会进步和人类赖以生存的物质基础。

目前，全球能源消耗速度逐年递增，大量能源的消耗，已带来十分严重的环境问题，如气候变暖、生态破坏、大气污染等，并且传统的化石能源储量有限，过度的开采利用将加速其耗竭的速度。

在中国由于长期发电结构不合理，火电所占比例过大，由此带来了日益严重的燃料资源缺乏和环境污染问题。

对于可再生能源的开发和利用变得颇为急切。

在各种可再生能源利用中，风能具有很强的竟争力。

风能发电在技术上日趋成熟，商业化应用不断提高，是近期内最具有大规模开发利用前景的可再生资源。

经济性方面，风力发电成本不断降低，同时常规能源发电由于环保要求增高使得成本进一步增加;而且随着技术的进步，风力发电的成本将有进一步降低的巨大潜力。

我国的海洋和陆地风能资源很丰富，江苏位于东南沿海，海上风能资源有很大的开发潜力。

江苏省如东县建设了我国第一个风电场特许权示范项目。

该项目是国内迄今为止最大的风电场项目，其一期建设规模为100MW，单机容量1MW，100台风机，全部采用双馈感应发电机。

江苏省盐城也正在准备建风电场，但目前江苏乃至全国的风力发电技术都还不成熟。

大规模的风力发电必须要实现并网运行。

风电场接入电力系统的分析是风电场规划设计和运行中不可缺少的内容，是风力发电技术的三大课题之一(其余两项为风能储量调查与风力发电机组技术)。

尽管欧美的风电大国对风力发电的建设和运行已经有一些实际经验和技术规定，但由于和我国电网结构的实际情祝差别很大，并不能完全适合我国的情况。

本文主要介绍风力风电并网对电力系统的影响。

1风力发电对电力系统的影响
风力发电在电力中的比例逐年增加，而在风力资源丰富地区，电网往往较弱，风力发电对电网间的影响也是应该考虑的问题。

风电场并入电网主要会面临以下一些技术问题：风力发电场的规模问题，对电能质量的影响，对稳定性的影响，对保护装置的影响等。

1.1风力发电场的规模问题
目前，我国正在进行全国电网互联，电网规模日益增大。

对于接入到大电网的风电场，其容量在电网总装机容量中占的比例很小，风电功率的注入对电网频率影响甚微，不是制约风电场规模的主要问题。

然而，风能资源丰富的地区人口稀少，负荷量小，电网结构相对薄弱，风电功率的注入改变了电网的潮流分布，对局部电网的节点电压产生较大的影响，成为制约风电场规模的重要问题。

风力发电的原动力是自然风，因此风电场的选址主要受风资源分布的限制，在规划建设风电场时，首先要考虑风能储量和地理条件。

然而风力资源较好的地区往往人口稀少，负荷量小，电网结构相对薄弱，风电功率的注入改变了局部电网的潮流分布，对局部电网的电压质量和稳定性有很大影响，限制了风电场接入系统的方式和规模。

另外风力发电的原动力是不可控的，它是否处于发电状态以及出力的大小都决定于风速的状况，风速的不稳定性和间歇性决定了风电机组的出力也具有波动性和间歇性的特点。

在现有的技术水平下风力发电还无法准确预报，因此风电基木上是不可调度的。

从电网的角度看，并网运行的风电场相当于一个具有随机性的扰动源，对电网的可靠运行造成一定的影响。

由此可见，确定一个给定电网最大能够承受的风电注入功率成为风电场规划设计阶段迫切需要解决的问题。

1.2对电能质量的影响
风资源的不确定性和风电机组本身的运行特性使风电机组的输出功率是波动的，可能影响电网的电能质量，如电压偏差、电压波动和闪变、谐波以及周期性电压脉动等。

电压波动和闪变是风力发电对电网电能质量的主要负面影响之一。

电压波动的危害表现在照明灯光闪烁、电视机画面质量下降、电动机转速不均匀和影响电子仪器、计算机、自动控制设备的正常工况等。

影响风力发电产生波动和闪变的因素有很多：随着风速的增大，风电机组产生的电压波动和闪变也不断增大。

并网风电机组在启动、停止和发电机切换过程中也产生电压波动和闪变。

风电机组公共连接点短路比越大，风电机组引起的电压波动和闪变越小。

另外，风电机组中的电力电子控制装置如果设计不当，将会向电网注入谐波电流，引起电压波形发生不可接受的畸变，并可能引发由谐振带来的潜在问题。

异步电机作为发电机运行时，没有独立的励磁装置，并网前发电机本身没有电压，因此并网时必然伴随一个过渡过程，流过5~6倍额定电流的冲击电流，一般经过几百毫秒后转入稳态。

风力发电机组与大电网并联时，合闸瞬间的冲击电流对发电机及电网系统安全运行不会有太大影响。

但对小容量的电网而言，风电场并网瞬间将会造成电网电压的大幅度下跌，从而影响接在同一电网上的其他电器设备的正常运行，甚至会影响到整个电网的稳定与安全。

1.3对稳定性的影响
风力发电通常接入到电网的末端，改变了配电网功率单向流动的特点，使潮流流向和分布发生改变，这在原有电网的规划和设计时是没有预先考虑的。

因此，随着风电注入功率的增加，风电场附近局部电网的电压和联络线功率将会超出安全范
围，严重时会导致电压崩溃。

由于采用异步发电机，风电系统在向电网注入功率的同时需要从电网吸收大量的无功功率。

因此，为了补偿风电场的无功功率，每台风力发电机都配有功率因数校正装置，目前常用的是分组投切的并联电容器。

电容器的无功补偿量的大小与接入点电压的平方成正比，当系统电压水平较低时，并联电容器的无功补偿量迅速下降，导致风电场对电网的无功需求上升，进一步恶化电压水平，严重时会造成电压崩溃。

由于异步发电机的功率恢复特性，当电网发生短路故障时，若故障切除不及时，也将容易导致暂态电压失稳。

另一方面，随着风电场规模的不断扩大，风电场在系统中所占的比例不断增加，风电输出的不稳定性对电网的功率冲击效应也不断增大，对系统稳定性的影响就更加显著，严重情况下，将会使系统失去动态稳定性，导致整个系统的瓦解。

1.4对保护装置的影响
为了减少风电机组的频繁投切对接触器的损害，在有风期间风电机组都保持与电网相连，当风速在起动风速附近变化时，允许风电机组短时电动机运行，因此风电场与电网之间联络线的功率流向有时是双向的。

因此，风电场继电保护装置的配置和整定应充分考虑到这种运行方式。

异步发电机在发生近距离三相短路故障时不能提供持续的故障电流，在不对称故障时提供的短路电流也非常有限。

因此风电场保护的技术困难是如何根据有限的故障电流来检测故障的发生，使保护装置准确而快速的动作。

另一方面，尽管风力发电提供的故障电流非常有限，但也有可能会影响现有配电网络保护装置的正确运行，这在最初的配电网保护配置和整定时是没有考虑到的。

2解决措施
2.1风力发电场的规模问题
2.1.1衡量风力发电规模的两个指标
国内外的学者和工程技术人员通常采用以下两个指标来表征电力系统中风力发电规模的大小，以此作为计算分析和进行评价的依据:
(1)风电穿透功率极限：风电穿透功率(wind power penetration)是指系统中风电场装机容量占系统总负荷的比例。

风电穿透功率极限定义为在满足一定技术指标的前提下接入系统的最大风电场装机容量与系统最大负荷的百分比。

表征系统能够承受的最大风电场装机容量。

根据欧洲国家的一些统计数据，风电穿透功率达到10%是可行的。

（2）风电场短路容量比：定义为风电场额定容量Pwind与该风电场与电力系统的连接点----PCC（Point of Common Coupling)的短路容量Ssc之比。

短路容量表示网络结构的强弱，短路容量大说明该节点与系统电源点的电气距离小，联系紧密。

风电场接入点的短路容量反映了该节点的电压对风电注入功率变化的敏感程度。

风电场短路容量比小表明系统承受风电扰动的能力强。

对于风电场的短路容量比这一指标，欧洲国家给出的经验数据为3.3%~5%，日本学者认为短路比在10%左右也是允许的。

2.1.2风电场最大注入功率的影响因素和计算方法
风电场的最大注入功率不仅取决于风电场的运行特性和系统中其它发电设备的调节能力，还与风电接入的系统的网络结构等诸多因素密切相关。

主要的因素有:风电场接入点负载能力的强弱;风电场与电网的联接方式;系统中常规机组的调节能力的大小;风电机组的类型和无功补偿状况;地区负荷特性等。

分析风电场最大注入功率的主要方法有：时域仿真法，稳态潮流仿真法，静态安全约束和优化的方法，稳态频率约束的方法，各种方法重点考虑的影响因素不同，适用的范围也不同，也可以将其中两种或两种以上进行组合计算。

具体的方法分析如表1所示。

文献[21]给出了包含风电场的电力系统潮流的交替迭代计算方法，结合实际系统分析了影响风电机组最大注入功率的各种因素。

分析计算表明，制约风机一异步发电机组的最大注入功率的主要原因是风电功率注入引起的节点电压越限。

风电机组的最大注入功率是风电场接入地区的中枢点电压水平、风电系统负荷的轻重、风电场的无功补偿容量大小以及风电场接入系统的联络线的x/r的大小等因素综合作用的结果。

提高风电接入系统的电压调整能力、适当增加风电场的无功补偿量和采用x/r较小的联络线将有利于提高风电场的最大注入功率。

文中最后根据我国实际情况，从风电场接入地区的局部电网的电压水平和稳定性出发，以风电场短路容量比为指标，用时域仿真和稳态潮流仿真相结合的方法对某个实际的系统进行计算，计算结果表明，该系统中风电场的最大安装容量可以突破短路比10%的限制。

2.2改善电能质量问题
2.2.1改善电网结构
并网风电机组的公共连接点短路比和电网的线路X/R比是影响风电机组引起的电压波动和闪变的重要因素。

风电机组公共连接点短路比越大，风电机组引起的电压波动和闪变越小。

合适的电网线路X/R比可以使有功功率引起的电压波动被无功功率引起的电压波动补偿掉，从而使整个平均闪变值有所减轻。

研究表明，当线路X/R比很小时，并网风电机组引起的电压波动和闪变很大。

当线路X/R比对应的线路阻抗角为600~700时，并网风电机组引起的电压波动和闪变最小。

另外通过人工干预使风电机组不同时启停，可以减小启停机对电网的影响。

2.2.2安装电力电子装置
对于风电场并网过程对电网造成的冲击，通常采用的是双向晶闸管控制的软启动((Soft-Start)装置。

当风力机将发电机带到同步速附近时，发电机输出端断路器闭合，使发电机经一组双向晶闸管与电网连接，通过电流反馈对双向晶闸管导通角进行控制，使双向晶闸管的触发角由1800向00逐渐打开，并网过程结束后，将双向晶闸管短接。

通过采用这种软启动方式，可以将风电场并网时的冲击电流限制在1.2~1.5倍额定电流以内，得到一个比较平滑的并网过程。

2.3改善稳定性问题
2.3.1分组投切电容器
文献[23]给出了分组快速投切电容器组对系统进行无功补偿的算法，提及了风速和负荷变化对风电场输出有功功率和无功功率影响。

但是这种分组投切的电容器不能实现连续的电压调节，其电容器的投切次数有一定的限制，其动作也有一定延时，因此对于风速的快速变化造成的电压波动是无能为力的。

2.3.2静止无功补偿器
静止无功补偿器(SVC)可以快速平滑的调节无功补偿功率的大小，提供动态的电压支撑，改善系统的运行性能。

将SVC 安装在风电场的出口，根据风电场接入点的电压偏差量来控制SVC补偿的无功功率，能够稳定风电场节点电压，降低风电功率波动对电网电压的影响。

文献[17]对某个具体的系统安装SVC装置前和安装SVC装置后进行了仿真计算，结果表明在安装SVC装置后，风电场节点电压的波动明显降低;当发生故障后，SVC的动态无功调节能力可以加快故障切除后风电场节点电压的恢复过程，改善系统的稳定性。

2.3.3超导储能装置
具有有功无功综合调节能力的超导储能装置(SMES)能量密度高，其储能密度可达108J/m3而且能够快速吞吐有功功率。

通过采用基于GTO的双桥结构换流装置，SMES可以在四象限灵活的调节有功和无功功率，为系统提供功率补偿，跟踪电气量的波动。

文献[25],[26]提出了在风电场出口安装SMES装置，充分利用SMES有功无功综合调节的能力，可以降低风电场输出功率的波动，稳定风电场电压。

同时SMES是一种有源的补偿装置，与SVC相比其无功补偿量对接入点电压的依赖程度小，在低电压时的补偿效果更好。

另外SMES代表了柔性交流输电FACTS（Flexible ACTransmission System)的新技术方向，将SMES用于风力发电可以实现对电压和频率的同时控制。

2.4保护装置的调整
在风电场保护装置的配置与整定方面，目前通常的做法是按照终端变电站的方案进行配置和整定。

主要依靠配电网的保护来切除网络的故障，然后由孤岛保护、低电压保护等措施来逐台切除风电机组，从而在故障期间断开风电场与系统的连接，而当故障清除后，控制风电场自动重新并网但是对于今后有大量风电场接入配电网的情况，这种方法会降低系统的可靠性。

3结论
风力发电作为一种绿色能源有着改善能源结构，经济环保等方面的优势，也是未来能源电力发展的一个趋势，但风力发电技术要具备与传统发电技术相当的竟争力，还需进一步改善其并网性能，降低风电并网对电力系统的运行带来的负面影响。

本文从分析风力发电对电力系统带来的影响入手，综合比较了各国研究和工程人员在风能电力并网方面的解决方案，指出各方案的优缺点，期待更加成熟的风力发电技术的形成，以建设我国具有自己产权的风电产业。

参考文献。