文献综述：风电并网存在问题分析

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风电并网的不利影响及分析一、风电并网的不利影响案例分析1、加拿大阿尔塔特电力系统截至2008年，加拿大的阿尔伯塔电力系统（AIES）共有装机约280台，总容量12368MW。其中，煤电5893MW，燃气发电4895MW（热电联产约3000MW），水电869MW，风电523MW，生物质等其他可再生能源214MW。阿尔伯塔的风电开发意向已达到11000MW，几乎与目前系统的装机容量相当，这在给AIES带来巨大机遇的同时也带来了挑战。因为，大规模的风电接入会增加系统发电出力的不稳定性，降低系统维持供需平衡的能力。AIES的装机以火电为主，且调节能力有限，系统备用容量也有限，电力市场的可调发电出力的灵活性不高，对外联络线的潮流交换能力相对有限。因此，系统需要增强调节及平衡能力和事故响应能力，否则难以应对风电出力变化给系统带来的巨大压力。电力生产和使用必须同时完成的特点决定了系统运行必须维持每时每刻的供需平衡。供需失衡会引起发输电设备跳闸、负荷跳闸甚至系统崩溃等事故。因此，维持系统的实时平衡是一个非常艰巨的任务，而大规模的风电并网，会从以下4个方面影响系统供需平衡：（1）能否准确预测供需走势。预测是实施供需平衡调节的基础。供需差可能来源于负荷、潮流交换、间歇性电源等的变化。供需走势的预测对于系统运行至关重要。预测越准确，相关的运行决策越准确，运行人员越容易维持系统稳定。而目前的风电预测，远不能达到系统运行对预测精度的要求，给大规模风电并网的系统运行带来很大隐患。（2）需要足够的系统调节平衡资源来提升系统应对风电出力变化和不确定的能力。系统调节平衡资源是指能被随时调度的、能维持系统平衡的调节备用容量、负荷跟踪服务等运行备用。由于风电出力变化和不确定，导致系统必须维持很高的系统调节资源以作备用，降低了系统资源的利用率。否则，系统将无法应对风电出力变化和不确定性，影响系统的安全可靠运行。（3）亟须建立相关的系统运行操作规程。为了保持系统的有效运行，必须提前研究并制定相关的系统运行操作规程，并纳入已有的运行规程以指导调度人员。由于人们对风电出力变化和不确定的了解还处于起步阶段，所以相关的运行规程还属空白。（4）调度人员要学习并掌握应对风电出力变化和不确定影响的能力。拥有充足的系统调节平衡资源、建立相关的规程、具有可操作性的预测结果，加上操作人员多年的经验积累，在对系统特性有足够了解的基础上，才能准确地判断并作出正确决策，实现系统操作安全、可靠、及时。面对大规模的风电并网给系统运行带来的巨大挑战，调度人员需要学习如何应对风电出力变化和不确定给系统运行带来的复杂局势。对于一个独立系统，供需不平衡可能导致系统出现频率偏差的情况，对于一个互联系统，供需不平衡可能导致系统从主网解列。特别是，阿尔伯塔系统的风电开发意向已远远大于其承受范围，所以面临的问题更加严峻。胡明：阿尔伯塔风电并网对系统运行的影响和对策；电力技术经济；2009[4]2、辽宁电网预计在2010年底,辽宁电网的风电装机容量达到340万kW,2015年风电装机容量达到787万kW。风电的大规模集中并网将给辽宁电网的调峰调频、联络线控制、系统暂态稳定、无功调压及电能质量等诸多方面带来直接影响,给电力系统的安全稳定运行带来新的挑战。（1）导致系统调峰难度增加 由于风电运行的不确定性,其功率波动常会与用电负荷波动趋势相反,即在负荷高峰时段可能无风可发,而在负荷低谷时段又可能来大风而需要满发[4]。同时风电机组功率由风速决定,功率变化速率较快,从而还要求系统为之提供足够快的调峰速率。因此,风电的运行相当于产生了“削谷填峰”的反调峰效果,进一步加大了电网的等效峰谷差,恶化了系统的负荷特性,扩大了全网调峰的范围,因此必须要在全网范围内统一留取充足的正向、负向旋转备用容量。（2）影响系统频率和省际联络线调节的稳定性东北地区风能的特点是能量足、变化快、时空分布不确定性强,因此风电运行呈现功率瞬时突变的特征。从目前已并网的风电机组运行特性来看,阜新、铁岭、大连等地区的风电场出力经常在数分钟之内就产生100~250MW的升降,造成系统的频率突变和省际联络线功率产生较大偏差。风电机组本身对于系统频率的跟踪调节能力十分有限,风电机组本身的稳定运行状况反过来又会影响系统的频率调节,从而导致频率特性的进一步恶化。因此,对于大规模风电功率波动的控制还要有能够满足风电场功率瞬时骤变的系统调峰速率。（3）导致潮流断面重载增加并降低系统稳定风电场的地理位置基本上处于远离负荷中心的主网架末端,一般接入到网架结构比较薄弱的配电网上,因此当其大规模集中发电时可能造成上网点附近多个输送断面的潮流发生重载。同时由于风电输送的“电气距离”相当远,大量运行的风电机组又使得系统转动惯量变小,因此一定程度上减弱了系统对振荡的阻尼作用,降低了系统运行的稳定性。（4）增加系统无功调节难度且降低电网抵御故障的能力风电场在正常运行时需要吸收大量的无功功率来建立旋转磁场,其无功需求一部分可通过自身的无功补偿设备来提供,另外相当一部分仍需从主网来吸收。因此大规模风电场的集中运行,必将提高从电网中吸收的无功功率,进一步增加线路、变压器等设备的损耗,降低系统的无功储备度。这就一方面要求需在风电场附近的厂站合理配备一定容量的无功补偿设备,另一方面则必须要提高系统的无功调节能力,从而增加了系统电压调节和无功管理方面的难度。同时,由于风电机组本身对电压几乎不具备任何调节能力,其低电压保护的动作限值一般仅设置到0.7-0.9倍的额定电压,在母线电压发生小幅的扰动时,风电机组就会简单地切除以保护自身设备。当系统发生较严重的故障引发大面积电压跌落时,集中运行的风电机组又会瞬时成批地解列,造成恶劣的连锁反应和对系统的二次冲击,甚至可能会诱发系统振荡和电压崩溃。因此风电的大规模集中并网运行,会进一步降低电网对故障的抵御能力,对电网的安全稳定控制提出了更高的要求。许睿超，罗卫华：大规模风电并网对电网的影响及抑制措施研究；东北电力技术，2011[2]3、吉林电网（1）大规模风电接入对电网暂态稳定性的影响如果地区电网足够强壮,则系统发生故障后风电机组在故障清除后能够恢复机端电压并稳定运行,地区电网的暂态电压稳定性便能够得到保证;如果地区电网较弱,则风电机组在系统故障清除后无法重新建立机端电压,风电机组运行超速失去稳定,就会引起地区电网暂态电压稳定性的破坏,此时,需利用风电场或风电机组的保护将风电场或风电机组切除以保证区域电网的暂态电压稳定性;或者通过在风电场安装动态无功补偿装置、及利用变速风电机组的动态无功支撑能力在暂态过程中及故障后电网的恢复过程中支撑电网电压,保证区域电网的暂态电压稳定。（2）风电机组低电压穿越能力问题 低电压穿越(LVRT)指在风机并网点电压跌落的时候风机能够保持并网,甚至向电网提供一定的无功功率,支持电网恢复电压,直到电网恢复正常,从而“穿越”这个低电压时间。当风电在电网中所占比例较低时,若电网出现故障,风机就实施被动式自我保护而立即解列,不用考虑故障的持续时间和严重程度,从而最大限度地保障风机安全,这种情况是可以被接受的。然而,当风电在电网中所占比例较大时,若风机在系统发生故障时仍采取被动保护式解列方式,则会增加整个系统的恢复难度,甚至可能加剧故障,最终导致系统其他机组全部解列,此时对风电机组必须要求风电机组具有相应的低电压穿越能力,且必须采取有效的低电压穿越措施,以维护风场电网的稳定。迟永宁等：大规模风电并网引起的电力系统运行与稳定问题及对策；电力设备，2008[11]二、调度等方面问题分析1、风电并网对系统运行成本和电网调度运行的影响（1）风电并网对系统运行成本的影响。风力发电的运行成本与火电机组相比很低，甚至可以忽略不计。但是风力发电的波动性和间歇性使风电场的功率输出具有很强的随机性，目前的预报水平难以满足电力系统实际的运行需要。为了保证风电并网后系统运行的可靠性，需要在原有运行方式基础上，额外安排一定容量的旋转备用以维持电力系统的功率平衡与稳定。可见风电并网对整个电力系统具有双重影响：一方面分担了传统机组的部分负荷，降低了电力系统的燃料成本，另一方面又增加了电力系统的可靠性成本。伊雪峰，姚兴佳.风电成本及影响因素分析[J].农村能源，1996（1）：30-32．文献以美国最近完成的风电项目为例，介绍了一种估算风电成本的简易方法，分析了影响风电成本的主要因素，着重阐明了现代技术在降低成本中的作用。俞海淼，周海珠，裴晓梅.风力发电的环境价值与经济性分析[J].同济大学学报，2009，37（5）：704-707．文献在现有排污收费标准和美国环境价值标准的基础上以预防污染发生的代价作为环境成本，对风力发电的环境价值以及风电和火电经济性展开分析研究，结果表明风电具有良好的经济性和广阔的发展前景。（2）风电并网对电网调度运行的影响。风电接入给电网带来的调度问题及额外备用容量的要求完全是由于风的随机及间歇特性引起的。在风电功率无法预测时，电网必须按比较保守的方案为风电留出足够的备用容量以平衡风电功率的波动；而当风电功率可以预测并且有足够的精度时，将风电功率作为负的负荷叠加到负荷预测曲线上，就可以像传统的电力系统调度方式一样根据预测的负荷与风电功率安排常规机组的发电计划，从而优化发电机组的开机组合，降低整个电网运行的费用。袁铁江，晁勤，吐尔逊·伊不拉音，等.电力市场环境下含风电机组的环境经济调度模型及其仿真[J].电网技术，2009，33（6）：67-71．文献提出了火电机组名义环境补偿成本，同时考虑了风电备用容量补偿成本，建立了电力市场环境下含风电机组的环境经济调度模型。为了降低风电接入对电网调度的影响及对备用容量的要求，进行风电功率预测是十分必要和迫切的。王丽婕，冬雷，廖晓钟，等.基于小波分析的风电场短期发电功率预测[J].中国电机工程学报，2009，29（28）：30-33．文献采用小波分析和人工神经网络结合的方法对风力发电功率短期预测进行研究，通过小波变换将信号分解为不同频段的子序列，利用神经网络对各子序列分别建模预测，最后将预测结果叠加。文献[8]建立了风电功率预测的神经网络模型， 分析了实测功率数据、不同高度的大气数据对预测结果的影响，建立了基于神经网络的误差带预测模型，实现了误差带预测。（3）风电并网对电能质量的影响风电场并网运行会在一定程度上影响电能质量。主要包括电压、频率、谐波、电压波动和闪变以及电压暂降等几个方面，其影响程度与风电机组的类型、控制方式、风电场布置、所接入系统的短路容量以及线路参数等诸多因素有关。随着风电场的容量越来越大，这种影响也越来越大。高玉洁.风电场接入电网后的电能质量问题分析[J].南方电网技术，2009，3（4）：68-72．文献从不同方面介绍了风电并网对电能质量的影响。张国新.风力发电并网技术及电能质量控制策略[J].电力自动化设备，2009，29（6）：130-133．文献对几种并网技术所带来的电能质量问题的控制策略进行了总结。（1）频率。风电场与常规电源的最大区别在于其输出功率的间歇性，间歇性波动的风电功率使风电场所接入系统的潮流经常处于一种重新分配的过程，除影响电压外，也在一定程度上影响系统的频率。对一个地区，如果风力发电容量超过地区总装机容量的某一比例，就有必要采取措施，增加调频容量。（2）无功电压。电压偏差问题属于电网的稳态问题。大幅度波动的风速引起风电机组出力波动较大，所以风电功率的波动导致电网内某些节点电压偏差超出国家标准规定的限值。这种情况下可以采取在风电场装设一定的无功补偿装置或切除部分风电机组等措施，来改善电压水平或使注入电网的风电功率减少，进而减缓风电注入对系统的影响。另外，加强网架结构、采用具有电压无功控制能力的双馈变速风电机组，都可以更好地改善风电接入地区电网的电压水平与电压稳定性。实际运行过程中，在风电功率波动大、无功需求量大且变化相对较快时，单依靠电容器组快速投切不能满足控制的要求，这时就需要在风电场内安装能够在风速波动时提供快速的无功支撑，有利于电网和风电场的无功电压调节的动态无功补偿装置。（3）谐波。不论何种类型的风电机组，发电机本身产生的谐波是可以忽略的，谐波电流的真正来源是风电机组中的电力电子元件，谐波干扰的程度取决于变流装置以及滤波系统的结构状况，而且与电网的短路容量以及机组的输出功率有关，即与风速大小相关。对于固定转速风电机组，在持续运行过程中没有电力电子元件的参与，几乎不会产生谐波电流。实际需要考虑谐波干扰的是变速恒频风电机组，就是因为运行过程中变速恒频风电机组的变流器始终处于工作状态。运用PWM开关变流器和合理设计的滤波器可以使谐波畸变最小化。苏义鑫，周阳宁，陈敏.小波变换在电力系统谐波检测中的应用[J].中国水运，2009，l9（2）：101-102，106．文献利用小波变换对电网谐波进行研究，仿真结果表明该方法可以实现有源电力滤波器的谐波检测环节对电力系统的稳态和时变谐波电流进行检测的功能。（4）电压波动和闪变。风电机组并网运行引起的电压波动及闪变，源于波动的功率输出。由风速动力特性诱发的有功功率波动取决于当地的风况和湍流强度，频率不定；与此不同，风电机组输出功率的波动主要由风速快变、塔影效应、风剪切、偏航误差等因素引起，其波动频率与风力机的转速有关。固定转速风电机组引起的闪变问题相对较为严重，某些情况下已经成为制约风电场装机容量的关键因素。通常情况下，变速风电机组引起的闪变强度只相当于固定转速风电机组的0.25％。 赵海翔，陈默子，戴惠珠.风电并网引起闪变的测试系统仿真[J].太阳能学报，2005，26（1）：28-33．文献对IEC闪变仪进行了仿真，并增加校正环节对闪变测试系统在低频段的输出进行了校正。结果表明校正后的系统在低频段具有较高的精度，能够满足风电并网引起的闪变的测试要求。（5）电压暂降。风电并网带来的电压暂降通常是由风电机组的突然启动引起的，以感应电机作发电机的固定转速风电机组投入运行时引起的电压暂降较为严重。为了减小风电机组投入操作引起的电压暂降，可以通过风电场中心管理系统来控制风电机组启动时的电压和出力，避免同时投入多台机组。这种控制思想适用于所有类型风电机组的风电场。2、风电并网对其他方面的影响（1）对网损的影响。风力发电影响系统的潮流分布，又因为电网的损耗主要取决于系统的潮流，因此风力发电的接入必将影响到电网的损耗。风电并网可能增大也可能减小系统网损，这取决于风力发电在系统中的位置、容量与负荷量的相对大小以及网络的拓扑结构等因素。（2）对继电保护的影响。风电并网对线路保护灵敏度和保护范围也会产生影响。如果一个风力发电机接在距线路末端X处，当线路末端发生短路故障后，它将向故障点送出短路电流，减小了线路保护K检测到的故障电流值，从而降低了保护K的灵敏度。在线路的某些位置，速断保护根本无法启动，形成速断保护死区，使线路故障不能及时切除。若风力发电并网点位于速断保护死区，在不改变保护系统的情况下，只能由后备过流保护动作切除故障，增加了故障对电网的影响。若调减速断保护整定值，则可能造成速断、过流保护和其他控制装置之间无法协调，导致保护误动作。梁玉枝，崔树平，王冬梅.对风电场接入电网后系统继电保护配置的探讨[J].华北电力技术，2009（9）：1-4．文献以一个实例探讨风电场接入电网后系统继电保护配置的原则。风电场接入系统，系统继电保护的配置应根据所接入系统的电网结构，接入风电场的规模，通过细致的计算分析来决定。