大型风电场运行的特点及并网运行的问题

需要有适于配电系统运行监测、预警、自愈控制等高级辅助决策的功能，等等。

6、配电网快速仿真与模拟技术

配电网快速仿真与模拟技术(Distr ibution Fast Simulat ion and Modeling, DFSM)是实现配电网自愈的重要工具, 它能够实现的主要功能包括自适应保护、故障自动定位和排除、网络重构、自动电压和无功控制等, 仿真工具包括配电网状态评估、电网潮流优化、电网动态安全评估、负荷预测等, 建模工具包括网络拓扑分析、设备模型、负荷模型和发电模型。

DFSM 在实时软件平台基础上, 应用数学分析工具和先进的预测技术, 根据配电网物理结构、电网运行状态, 实现配电网的精确状态估计和实时优化运行, 预测配电网潜在事件, 并为系统运行人员提供辅助决策建议和最优决策服务, 从而实现配电网自愈。

三、结束语

智能配电网是建设有中国特色坚强智能电网实现的重要组成部分, 是解决配电网架构薄弱、

自动化水平低、分布式发电大量接入对电网负面影响、用户与电网之间的互动能力和电网运行控制水平有限等问题的有效手段。通过开展配电网自愈控制技术、分布式发电与智能微网技术、AMI 技术、配电网快速仿真与模拟技术研究可有力地推进我国智能电网蓝图的实现。

由于历史原因, 中国配电网投资相对不足,这是目前制约电力系统供电质量与运行效率提高的薄弱环节,亟待进一步加强、提高。而国家大力推动可再生能源发电以及电动车发展的政策更是给配电网提出了新挑战。智能电网的提出为解决这些问题创造了条件,给配电技术的发展指明了方向。积极研发并推广应用SDG 技术,对于建设现代配电网,更好地满足中国经济与社会发展对电力系统的要求,具有十分重要的意义。

近年来,我国风电已经迈向快速发展的步伐。按装机总容量计算,我国已经超过意大利和英国,成为世界第6大风电大国。大规模的风力发电必须要实现并网运行，然而由于风电自身的特点,大规模风电接入会对电网产生负面影响。由于风力资源分布的限制，风电场大多建设在电网的末梢，网络结构相对薄弱，风电场并网运行必然会影响到电网的电压质量和电压稳定性。由于风电本身具有不可控、不可调的特征，造成风电出力的随机性和间歇性。而电网必须按照发、供、用同时完成的规律，连续、安全、可靠、稳定地向客户提供频率、电压合格的优质电力。风电场并网的研究内容涉及到电能质量、电压稳定性、暂态功角稳定性及频率稳定性等。本文主要介绍大型风电场并网对电力系统的影响及对策。

一、大型风电场运行的特点

1、风能的能量密度小，为了得到相同的发电容量,风力发电机的风轮尺寸比相应的水轮机大几十倍。

大型风电场运行的

特点及并网运行的问题

广东电网公司茂名电白供电局区 邓恩思

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2、风能的稳定性差。风能属于过程性能源,具有随机性、间歇性、不稳定性,风速和风向经常变动,它们对风力发电机的工况影响很大。为得到较稳定的输出电能,风力发电机必须加装调速、调向和刹车等调节和控制装置。

3、风能不能储存。对于单机独立运行的风力发电机组,要保证不间断供电,必须配备相应的储能装置。

4、风轮的效率较低。风轮的理论最大效率为59﹒3%,实际效率会更低一些,统计显示,水平轴风轮机最大效率通常在20%~50%,垂直轴风轮机最大效率在30%~40%。

5、风电场的分布位置经常偏远。例如,我国的风电资源虽然比较丰富,但多数集中在西北、华北和东北“三北地区”。

由于风能具有以上特点,使得利用风能发电比用水力发电困难得多。

总之,风电的最大缺点是不稳定,风电系统所发出的电能若直接并入电网将影响局部电网运行的稳定性。

二、大型风力发电场并网运行引起的问题分析

风电场接入电网一般有两种方式，一种是传统的并网方式，单个风电场容量均比较小，作为一种分布式电源，分散接入地区配电网络，以就地消纳为主；另一种是在风能资源丰富区域集中开发风电基地，通过输电通道集中外送，如欧美国家规划中的海上风电和我国正在开发的内蒙古、张家口、酒泉和江苏沿海千万千瓦级风电基地。风电机组单机容量和并网运行的风电装机规模越来越大，对系统的影响也越来越明显。与小型风电场不同，大型风电场接入电网后，风电场对电网的影响已从简单的局部电压波动等问题发展到对电网调节控制(调频调峰、经济调度)、电能质量、电网稳定等诸多方面。

1、对电网调节控制的影响

电网传统的调度（发电）计划的编制及实施，完全基于电源的可靠性、负荷的可预测性。当系统风电容量达到一定的规模后，风电的随机性和不可预测性会给传统的调度（发电）划的安排和实施带来问题。

我国东南沿海地区风力资源丰富，随大规模风电场接入其所属电网，首先将带来电网的调节控制问题。风电场的输出功率曲线很重要，与风的大小、方向都相关。各地区风电场的输出功率曲线会有差异，但对电网调节有利的特性情况较少见到，如输出功率曲线与电网负荷特曲线性相近；而较多的情况是对电网不利的特性，如：①午夜时段输出功率较高，而此时电网处在低谷时段。午后时段输出功率很低，而此时电网处在高峰时段。②最高、最低出输出功率差一般较大，可能在50％以上。③基本无调节能力，且其功率呈频繁波动状态。这样，其输出功率特性对电网负荷曲线在非高峰时段成为“反调节”性质，即增加了电网的峰谷差，加大了对电网调峰调频能力的要求，从而增加了电网调节控制的难度。

电网状况也不乐观。①沿海各大区域电网(如华东、南方等)均属千万kW级或亿kW级，按理接纳目前规模的风电应无问题，但实际电网虽名为“统一调度”、而从

调节控制角度而言更多的是“互联”性质，即属分块(地

区)控制性质：系统的调峰及频率调节控制按统一规则将任务分配到块(地区)、考核到块(地区)；考核一般又与经济利益挂钩。这样，具有地区性质的风电场的接入将由该块(地区)电网承接、消化。②地区电网的承接能力决定于该电网的具体情况，对以火电比重较大的电网如上海、山东等，调节能力差，承接能力就较小。对大受端的上海电网而言，因多种原因今后接受区外来电的比重将越来越大，如25％及以上；一般区外来电的调节性能又较差；更增加了电网调节控制的难度。③大城市国际化的步伐加快使地区负荷特性向负荷率更低、峰谷差更扩大发展。作为“反调节”的风电场更增加了对电网的调节控制的压力。

风电场高峰输出功率替代了电网常规能源机组，但因其“反调节”性质而使非高峰时段特别是低谷时段增加了对电网调节能力的要求。于是，电网原有调峰能力的余额，即调峰能力扣除负荷峰谷差后的裕量部分(特别在夏季)、其非高峰时段的电网调节能力余额，成为约束，决定了电网允许接入的最大“综合风电场容量”。

2、风电接入对电网电压的影响

由于风速为随机变化的量，使得风电场的输出功率具有波动性，风电机组的频繁启停、切换，产生电压的波动、闪变，从而将影响局部电网的电能质量；风电场大量采用电子器件，给电网带来谐波，如并联电容与电抗元件发生谐振会放大谐波效应。必须重视和计算分析风电场造成局部电网的电压波动、闪变和谐波污染问题。目前，由于风电场的规模较小，如上海、南澳电网等，大都在3％及以下，还不能构成重大影响。但随规模的扩大，如在10％及以上时，通过对风电场在不同运行工况下的系统仿真计算，表明电压波动和闪变等可能超出国家有关标准。

风力发电机如采用异步发电机，在运行时需要从系统吸收无功功率来建立磁场，从而使局部电网的电压水平有明显的下降。风电场的无功需求使负荷特性的极限功率减少,降低了静态电压稳定性。由于风电场大多采用异步发电机,变速恒频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,风电场的无功仍可看作

是一个正的无功负荷,因此风电场可能引起电压稳定性降低或电压崩溃现象。但只要系统的无功供给足够多,则整体上可以认为风电场的并网增强了系统的静态电压稳定性。随着接入风电容量的增大，风电场从系统中吸收的无功功率逐渐增大，如果系统不能提供充足的无功，网内相关节点电压会逐渐降低。在电网规划没有与风电规划协调发展时，往往电网接纳风电的能力不能适应风电规划的发展，接入的风电场容量受到电网自身条件的限制。

3、风电接入对电网稳定性的影响

风力发电系统通常接入电网的末端，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。当风电注入功率增大时，风电场附近局部电网的电压和联络线功率可能会超出安全范围，严重时会导致电压崩溃。

在异步发电机并网系统中，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人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，若故障排除不及时，也将容易导致暂态电压失

稳。另外，随着风电场规模的不断扩大，风电场在系统

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