中国大规模风电并网运行问题及应对策略

Vol．34No．4Heilongjiang Electric Power Aug．2012

收稿日期：2012－05－21作者简介：王

宏（1968－），男，1992年毕业于东北电力学院电力系统及其自动化专业，高级工程师。

中国大规模风电并网运行问题及应对策略

王

宏1，王秀江

2（1．黑龙江省电力有限公司调度控制中心，黑龙江哈尔滨150090；2．大唐哈尔滨第一热电厂，黑龙江哈尔滨150078）摘

要：以中国风资源利用的现状及世界风电发展的背景为基点，阐述了中国风电发展的优势和不足，同时通过对

世界发达国家促进风能发电措施的研究，提出了解决中国风电并网运行问题应采取的可行措施。关键词：风力发电；并网运行；问题；解决措施中图分类号：TM614

文献标识码：A

文章编号：1002－1663（2012）04－0296－03

Problems and countermeasures of domestic wind power connected to grid

WANG Hong 1，WANG Xiujiang 2

（1．Dispatching and Control Center of Heilongjiang Electric Power Company Limited ，Harbin 150090，China ；2．Datang Harbin No．1Thermal Power Plant ，Harbin 150078，China ）

Abstract ：On the basis of the current situation of the utilization of wind resource in our country and the background of the development of world wind power ，this paper introduces the advantages and disadvantages of domestic wind power development and proposes feasible measures to solve the problems existing in wind power connected to grid by studying the measures taken by developed countries to stimulate the development of wind power．Key words ：wind power generation ；connected to grid ；problems ；countermeasures

1风电发展与并网运行现状

世界风电总装机从2003年的3929万kW 增长

到2009年的15789.9万kW ，

年均增长26%。目前欧洲风电总装机容量占世界总装机的48%。亚洲风电总装机容量占25%，北美风电总装机容量占24%。中国从2003年到2008年国家连续组织了5期18个风电特许权项目招标，以政府支持和市场机制相结合的方式，确定了340万kW 的风电开发项目。2010年全国新增风电装机6950万kW ，占全

球的1/3，

成为增长最快的国家。2005—2010年中国风电装机总容量如表1所示。

表1

2005—2010年风电装机总容量表MW

项目2005年2006年2007年2008年2009年2010年国网12201970371087801700030110全国

1260

2600

5910

12170

24120

31070

从世界风电运行格局和发展趋势分析来看，主

要有以下几个特点：

1）分散开发，就近消纳。

2）多种电源协调配置，调节能力强。3）电网联系紧密，风电能在大区域平衡。4）风电机组技术水平较高、性能可靠。5）运行管理水平较高。

中国风能资源主要集中在三北地区（东北、华北、西北），用电负荷相对集中在经济发达的三华地区，突显了风电并网运行地域过于集中、远离负荷中心的特点。

2

中国风电并网运行面临的问题与挑战

在中国风电迅猛发展的同时，相关的电网总体

规划和建设、

技术标准、管理措施等配套环节滞后、脱节。风电随机性和反调峰特性，给电力系统调

频、调峰造成了极大的困难。全额接纳风电与电网安全稳定的矛盾日益突出，电网企业面临着较大的社会压力和法律风险。2.1

风电运行形势压力紧迫据统计，国网仅2010年一季度弃风损失电量就

第34卷第4期黑龙江电力2012年8月

高达7.85亿kW·h，其中90%的弃风电量是由于系统调峰能力不足造成的。同时，大规模风电并网运行使得电网备用容量增加，安全裕度降低，电压、频率控制更加困难。在系统故障情况下，存在扩大电网事故的可能，导致了电网安全压力不断增加。

2.2相关政策法规和标准不够完善

虽然2006年起实施了《中华人民共和国可再生能源法》，但相关的技术、产品的国家标准以及配套政策不能同步出台，甚至滞后了相当长一段时间，带来了大量风电的增加、电网运行调整和安全稳定运行困难、大量不满足技术条件的风电机组并入电网、风电的消纳和全额收购受到阻碍、并网调度协议签订不规范、增加双方的法律风险、风电基地配套电网建设和储能技术的研究相对滞后等一系列问题。

2.3电源结构性矛盾突出

根据对东北、蒙西和吉林电网的数据统计，风电反调峰概率分别为60%、57%和56%。以黑龙江省为例，其中火电机组占83.87%，水电机组比重仅为4.04%，且无其它快速调节电源，而风电所占比例高达12.09%。为全额消纳风电，在高峰时段风电全部满发时，要求黑龙江省快速调峰电源占当日最大负荷的21.2%；高峰时段风电出力为0时，快速调峰电源应占到当日最大负荷的35.6%，而黑龙江省现有快速调峰电源仅占到最大负荷的11.4%，最大缺额达到24.2%，显然电源结构不合理。

2.4风电与电网的不协调发展

中国在2020年建设完成的几个千万级风电基地，主要根据风能资源进行规划，没有充分考虑电网实际运行的客观规律，忽略了配套电源和送出系统的建设，风电与电网发展的整体性和协调性不能得到保证。例如，甘肃酒泉地区位于甘肃电网的西北部，是电网的末端，并入大量风电后，实际运行中面临热稳、暂稳、电压稳定等问题和调峰上的困难，造成甘肃电网不能全额接纳风电［3］。

2.5调度技术支持手段的缺乏

目前，中国在风电运行方面存在缺乏调度技术支持手段等问题，如风电基础数据管理薄弱，基础调度数据不完整；相关风电机组的运行控制水平仍落后于国外风电发达国家，风电机组本身的有功、无功功率自动调节能力以及低电压穿越能力等尚未完全实现，出力控制未纳入AGC、AVC闭环系统，出力调节精度、准确度差；风电功率预测技术水平较低；基于数值天气预报的日前风电功率预测，其均方根误差基本在8% 20%，仅起到参考作用；适合中国风功率预测的数值天气预报系统基础薄弱［2］。

2.6电网调度模式与风电发展要求的不适应性

图1为西班牙电力调度组织构架示意图。从图1可以看到，西班牙电网公司成立的可再生能源电力控制中心，负责对全国可再生能源发电的调度控制；电网公司负责常规机组、新能源发电接入输电网、对外联络线控制、与邻国输电系统进行信息交换、输电网管理等。然而，中国仅有国网公司、西北网调、甘肃、湖北和福建省调成立了水电与新能源处，其主要职责仅是参与对风电的可研、接入系统审查、并网调度协议签订、发电计划编制、实时运行及专业管理等业务。其它网省调度均未设置专门机构

。

图1西班牙电力调度组织构架示意图

3解决风电并网运行问题的主要措施

3.1加强标准体系建设

不断完善《中华人民共和国可再生能源法》、《风电场接入电网技术规定》、《风电调度运行管理规范》等一系列法律、法规和企业标准。加快制定系统风电接纳能力评估、风电运行指标体系、风电跨省跨区消纳的联络线控制模式、风电场考核补偿的规范管理以及数据采集技术等功能规范。针对风电管理、生产、输送、消费、研发和装备制造的各个环节，建立一套系统完整的产业政策和行业标准体系。

3.2严格把握风电入网关

入网管理要通过接入电网设计审查，并网前的检测、审查、验收、以及并网调度协议的签订等一系列工作，强化执行风机入网相关规定和规范。要加快开展对风电场的有功、无功控制能力及对频率、电能质量（电压变动、闪变和谐波）和低电压穿越能力的检测，详细制定检测流程，进一步提高中国风电检测技术能力和技术水平［1－2］。

3.3

风电与电网协调发展

根据中国电网营运状况合理制定电网规划，以促进中国风电与电网的协调发展。开展大型风电基地和风电集中接入地区输电规划的专题研究，推动大型风电基地配套火电基地和送出工程的审批和建设。目前，中国正积极推进高压、特高压交直流电网的建设，

到2015年，“三华”特高压电网要争取建成“三纵三横一环网”网架结构；到2020年，“三华”特高压电网将形成“五纵六横”网架结构，到那时，

风电可以在全国范围内进行优化配置。3.4创新风电调度管理体系

调度体系在组织机构、人员和技术支撑方面最具备支撑可再生能源专业调度机构运转的条件。为此，构建以国（网）、省调可再生能源调控机构为

主、

以部分风电分散接入较多的地调为辅、以风电场（群）为调度对象的可再生能源调度管理体系，完善风电调度各类业务流程，增进风电相关业务的沟通协调，

实现联络线调度、火力发电、水库调度和风电调度的整体优化，提高风资源的利用率。风能源调控体系如图2所示。

3.5改善电源结构

与欧洲等发达国家生产电力相比，中国需大力发展快速调节电源，尽快改善全网电源结构，从根本上解决风电间歇性、随机性、反调峰性所带来的

发供电平衡矛盾，

即在当前电网条件下，进行火电机组深度调峰试验；开展机组供热信息在线监测，

以热定电，最大限度的发挥供热机组调峰能力；充

分挖掘水电调峰能力；优化常规电源开机方式，利用调度自动化系统实施调峰能力动态监控；适时推

动发电侧峰谷电价优惠政策，

结合省间联络线调度模式，区域电网统一协调，合理安排全网备用容量。探索辅助服务费政策，补偿常规电源的深度调峰经济损失，提高调峰积极性。3.6

加强风电运行控制

为加强风电运行控制，确保电网安全稳定运行。建议从以下几方面入手：

1）加快风电功率预测系统的建设。通过国网

公司与气象局开展跨行业合作、

信息共享，开发具有完全知识产权的数值天气预报系统。进一步完

善风电功率预测系统功能，开发风功率超短期预测

系统［1］。

2）创新跨省联络线调度模式。各区域内电源

要通过国调或网调进行实时平衡，

开展全网风电统一消纳模式，

在满足系统安全模式下，最大限度地发挥地区电网优势，消纳风电。3）加强风电运行技术研究。深入研究大规模

风电并网安全稳定特性及其机理，

开发风电场动态模型等值方法；开展跨大区的快速调节电源与大规

模风电的互补特性和联合调度技术研究，解决风能发电的间歇性、不确定性问题，提高电网接纳风电

的能力，

促进风电的集约化开发和利用；开发需求侧智能化管理系统，依靠实时价格刺激实现电力资

源合理使用，降低系统峰谷差，提高风电接纳能力

［3］

。

4）加强事故情况下的风电调度控制。国内外的运行经验证明，因风电机组不具备低电压穿越能力，

涉网保护配置不合理或无功调整能力不够，在系统发生事故时风电可能会引发事故扩大。为此

，

图2风能源调控体系示意图

（下转第302页）

由表2可见，对原始数据采用残差修正和等维新息后，预测参数值相对误差有很大程度的降低。同时，除个别数据外，采用改进残差GM（1，1）模型和改进残差等维GM（1，1）模型都比传统GM（1，1）的相对误差降低明显。

由表3可见，采用残差修正和等维新息后，RMSE降低，精度提高，其中采用改进等维残差GM（1，1）模型开二次方精度最高，满足电力系统负荷预测的实际需要。

5结论

通过上述建立的电力负荷系统模型和对其分析及实例验证，得出：

1）针对传统GM（1，1）预测模型精度不高的主要原因，通过开次方和平滑处理，使数据列的增长特性变缓。建立的改进GM（1，1）模型，在一定程度上提高了预测精度。

2）利用了残差GM（1，1）模型的优点，建立了改进残差GM（1，1）模型，较好地拟合中长期电力负荷预测二重特性中数据的波动性问题，同时有效地削弱原始数据中异常值的影响，进一步提高了预测精度。

3）利用了GM（1，1）模型的等维信息递补改进方法，建立了改进残差等维GM（1，1）模型，有效地提高了负荷预测的精度，达到了实际应用的精度要求。

致谢

本论文是在宋人杰老师的悉心指导下完成的。在此，谨向宋老师表示崇高的敬意和衷心的感谢！

参考文献：

［1］牛东晓，曹树华，赵磊．电力负荷预测技术及其应用［M］．北京：中国电力出版社，1998．

［2］郑文琛，吉培荣，罗贤举．改进无偏GM（1，1）模型及其在中长期电力负荷预测中的应用［J］．继电器，2008，36（5）：36－39，44．

［3］易德生，郭萍．灰色理论与方法［M］．北京：石油工业出版社，2001．

（责任编辑郭金光）

（上接第298页）

应根据电网具体运行情况，落实相关安全稳定控制措施，制定反事故预案。加强调度人员培训，定期开展与风电场的联合反事故演习，明确事故情况下风电调度的处理原则。

3.7提高电网输送能力

根据中国电网结构，统计分析风电集中接入地区的电源结构、负荷特性和常规机组调节性能，结合风电功率预测结果，合理安排联络线计划和本地常规机组方式，充分利用输电通道，提高风电输送能力。同时考虑建设以调度计划安全校核、负荷预测以及风功率预测，电网动态安全稳定分析与预警系统为基础的智能化平台。结合电网的实际运行状态评估系统，对整个互联电网运行状态及其变化趋势实行量化指标分析，进一步加强风险预测、预控，从而提高风电输送水平［1］。

3.8推进风电跨省跨区消纳

中国风电集中接入的省份风电消纳能力不足，特别是千万级风电基地风电的消纳与国外“就地消纳”模式有着本质区别，因此，必须本着贯彻国家能源发展战略、坚持计划和市场相结合、注意与现有方式相衔接的原则，推进风电跨省、跨区优化配置和消纳。在推进风电消纳、改善网架结构、配套调峰电源建设中，要进行投资和增加辅助调峰服务企业的补偿工作，建立基于减排责任的风电消纳机制。

中国风电发展具有不同于欧美的鲜明特色，风电并网运行工作的整体要求正逐步清晰，标准和制度体系正在建立。但需要明确的是，大风电必须融入大电网，要构筑基于“大运行体系”的风电及新能源调度、控制和管理模式。

参考文献：

［1］迟永宁，李群英．大规模风电并网引起的电力系统运行与稳定问题及对策［J］．电力设备，2008，9（11）．

［2］中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局，中国国家标准化管理委员会．GB/T19963—2010风电场接入电力系统技术规定［S］．

［3］郝正航，陈卓．大规模风电并网的研究现状和需要解决的关键问题［J］．电气制造，2011（5）．

（责任编辑徐秋菊）

中国风电相关政策复习进程

中国风电相关政策

中国风电政策 一、宏观政策 中国自20世纪70年代开始尝试风电机组的开发，从1996年开始，启动了“乘风工程”、“双加工程”、“国债风电项目”、科技支撑计划等一系列的支持项目推动了风电的发展。 2006年1月1日开始实施的《可再生能源法》，国家鼓励和支持可再生能源并网发电。电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。 2007年9月1日起开始实施的《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》(电监会25号令)电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目上网电量，可再生能源发电企业应当协助、配合。 2010年4月1日起开始实施的《可再生能源法修正案》，国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量。发电企业有义务配合电网企业保障电网安全。 2006 年，国家发改委、科技部、财政部等8 部门联合出台《“十一五”十大重点节能工程实施意见》，2010 年我国风电装机容量达到500万千瓦，2020 年全国风电装机容量达到3000 万千瓦。 2012年4月24日，科技部《风力发电科技发展“十二五”专项规划》到2015年风电并网装机达到1亿千瓦。当年发电量达到1900亿千瓦时，风电新增装机7000万千瓦。建设6个陆上和2个海上及沿海风电基地。 2012年5月30日，国务院《“十二五”国家战略性新兴产业发展规划》到2015年，风电累计并网风电装机超过1亿千瓦，年发电量达到1900亿千瓦时。 2012年7月，国家发改委《可再生能源发展“十二五”规划》“十二五”时期，可再生能源新增发电装机1.6亿千瓦，其中常规水电6100万千瓦，风电7000万千瓦，太阳能发电2000万千瓦，生物质发电750万千瓦，到2015年可再生能源发电量争取达到总发电量的20%以上。 2011年8月实施的《风电开发建设管理暂行办法》对风电项目建设实施的各个环节进行了规定。 二、电价政策

关于印发风电并网运行反事故措施要点的通知

国家电网公司文件 国家电网调〔2011〕974号 关于印发风电并网运行反事故措施要点的通知 各分部,华北电网有限公司,各省（自治区、直辖市）电力公司,中国电科院,国网电科院,国网经研院： 为落实《国家能源局关于加强风电场并网运行管理的通知》（国能新能〔2011〕182号），公司在总结分析风电并网运行故障原因和存在问题的基础上，组织制定了《风电并网运行反事故措施要点》，现予印发，请各单位严格执行。 风电机组低电压穿越能力缺失是当前风电大规模脱网故障频发的主要原因。为防止类似故障再次发生，各单位要督促网内风力发电企业对风电机组低电压穿越性能进行改造、调试，并通过国家有关部门授权的有资质的检测机构按《风电机组并网检测 管理暂行办法》（国能新能〔2010〕433号）要求进行的检测验证。对此，特别强调： 1. 新建风电机组必须满足《风电场接入电网技术规定》等相关技术标准要求，并通过按国家能源局《风电机组并网检测管理暂行办法》（国能新能〔2010〕433号）要求进行的并网检测，不符合要求的不予并网。 2. 对已并网且承诺具备合格低电压穿越能力的风电机组，风电场应在半年内完成调试和现场检测，并提交检测验证合格报告。同一型号的机组应至少检测一台。逾期未交者，场内同一型号的机组不予并网。 3. 对已并网但不具备合格低电压穿越能力的容量为1MW及以上的风电机组，风电场应在一年内完成改造和现场检测，并提交检测验证合格报告。报告提交前，场内同一型号的机组不予优先调度。逾期未交者，场内同一型号的机组不予并网。 附件：风电并网运行反事故措施要点

二○一一年七月六日 主题词：综合风电反事故措施通知 国家电网公司办公厅2011年7月6日印发

风电并网技术标准(word版)

ICS 备案号: DL 中华人民共和国电力行业标准 P DL/Txxxx-200x 风电并网技术标准 Regulations for Wind Power Connecting to the System (征求意见稿) 200x-xx-xx发布200x-xx-xx实施中华人民共和国国家发展和改革委员会发布

DL/T —20 中华人民共和国电力行业标准 P DL/Txxxx-2QQx 风电并网技术标准 Regulations for Wind Power Connecting to the System 主编单位:中国电力工程顾问集团公司 批准部门:中华人民共和国国家能源局 批准文号:

前言 根据国家能源局文件国能电力「2009]167号《国家能源局关于委托开展风电并网技术标准编制工作的函》，编制风电并网技术标准。《风电场接入电力系统技术规定》GB/Z 19963- 2005于2005年发布实施，对接入我国电力系统的风电场提出了技术要求。该规定主要考虑了我国风电尚处于发展初期，风电机组制造产业处于起步阶段，风电在电力系统中所占的比例较小，接入比较分散的实际情况，对风电场的技术要求较低。根据我国风电发展的实际情况，各地区风电装机规模和建设进度不断加快，风电在电网中的比重不断提高，原有规定已不能适应需要。为解决大规模风电的并网问题，在风电大规模发展的情况下实现风电与电网的协调发展，特编制本标准。 本标准土要针对大规模风电场接入电网提出技术要求，由风电场技术规定、风电机组技术规定组成。 本标准由国家能源局提出并归口。 本标准主编单位:中国电力工程顾问集团公司 参编单位:中国电力科学研究院 本标准主要起草人：徐小东宋漩坤张琳郭佳李炜李冰寒韩晓琪饶建业佘晓平

风电光伏技术标准清单

风力发电工程 序号专用标准名称标准编号备注 一综合管理 1 风力发电工程质量监督检查大纲国能安全[2016]102号2016-04-05实施 2 风力发电工程建设监理规范NB/T 31084-2016 2016-06-01实施 3 风力发电工程施工组织设计规范DL/T 5384-2007 4 风电场工程劳动安全与工业卫生验收规范NB/T 31073-20152015-09-01实施 5 风力发电企业科技文件归档与整理规范NB/T 31021-2012 二社会监督 1 电力业务许可证管理规定国家电监会令第9号2005-10-13实施 关于印发风电场工程竣工验收管理暂行办法和风电场项目后评 2 国能新能[2012]310号 价管理暂行办法的通知 三消防工程 1 风力发电机组消防系统技术规程CECS 391:20142015-05-01实施四风电工程专用标准 1 设计标准 风电场工程勘察设计收费标准NB/T 31007-2011 风电场工程可行性研究报告设计概算经编制办法及计算标准FD 001-2007 风电场工程等级划分及安全标准（试行）FD 002-2007 风电机组地基基础设计规定（试行）FD 003-2007 风电场工程概算定额FD 004-2007 风力发电场设计规范GB 51096-20152015-11-01实施风力发电厂设计技术规范DL/T 5383-2007 风电场设计防火规范NB 31089-20162016-06-01实施风力发电机组雷电防护系统技术规范NB/T 31039-2012 风电机组低电压穿越能力测试规程NB/T 31051-2014 风电机组电网适应性测试规程NB/T 31054-2014 风力发电机组接地技术规范NB/T 31056-2014 风力发电场集电系统过电压保护技术规范NB/T 31057-2014

风电大规模并网对电网的影响

由于风能具有随机性、间歇性、不稳 定性的特点,当风电装机容量占总电网容量的比例较大时会对电网的稳定和安全运行带来冲击。本文针对这一问题,阐述了大规模风电并网后对电力系统稳定性、电能质量、发电计划与调度、系统备用容量等方面的影响。并对风电的经济性进行了分析。 风电并网对电网影响主要表现为以下几方面： 1.电压闪变 风力发电机组大多采用软并网方式，但是在启动时仍然会产生较大的冲击电流。当风速超过切出风速时，风机会从额定出力状态自动退出运行。如果整个风电场所有风机几乎同时动作，这种冲击对配电网的影响十分明显。不但如此，风速的变化和风机的塔影效应都会导致风机出力的波动，而其波动正好处在能够产生电压闪变的频率范围之内(低于25Hz)，因此，风机在正常运行时也会给电网带来闪变问题，影响电能质量。已有的研究成果表明，闪变对并网点的短路电流水平和电网的阻抗比(也有说是阻抗角)十分敏感。 2.谐波污染 风电给系统带来谐波的途径主要有两种：一种是风力发电机本身配备的电力电子装置，可能带来谐波问题。对于直接和电网相连的恒速风力发电机，软启动阶段要通过电力电子装置与电网相连，因此会产生一定的谐波，不过因为过程很短，发生的次数也不多，通常可以忽略。但是对于变速风力发电机则不然，因为变速风力发电机通过整流和逆变装置接入系统，如果电力电子装置的切换频率恰好在产生谐波的范围内，则会产生很严重的谐波问题，不过随着电力电子器件的不断改进，这一问题也在逐步得到解决。另一种是风力发电机的并联补偿电容器可能和线路电抗发生谐振，在实际运行中，曾经观测到在风电场出口变压器的低压侧产生大量谐波的现象。与电压闪变问题相比，风电并网带来的谐波问题不是很严重。 3.电压稳定性 大型风电场及其周围地区，常常会有电压波动大的情况。主要是因为以下三种情况。风力发电机组启动时仍然会产生较大的冲击电流。单台风力发电机组并网对电网电压的冲击相对较小，但并网过程至少持续一段时间后(约为几十秒)才基本消失，多台风力发电机组同时直接并网会造成电网电压骤降。 因此多台风力发电机组的并网需分组进行，且要有一定的间隔时间。当风速超过切出风速或发生故障时，风力发电机会从额定出力状态自动退出并网状态，风力发电机组的脱网会产生电网电压的突降，而机端较多的电容补偿由于抬高了脱网前风电场的运行电压，从而引起了更大的电网电压的下降。

风电相关国家标准整理

国家相关标准 风力发电机组功率特性测试 主要依照IEC61400-12-1:2005风电机组功率特性测试是目前唯一一个正式版本电流互感器级别应满足IEC 60044-1 电压互感器级别应满足IEC 60186 功率变送器准确度应满足GB/T 13850-1998要求，级别为0.5级或更高 IEC 61400-12-1 功率曲线 IEC 61400-12-1 带有场地标定的功率曲线 IEC 61400-12-2 机舱功率曲线 IEC 61400-12 新旧版本区别 对于垂直轴风电机组，气象桅杆的位置不同 改变了周围区域的环境要求 改变了障碍物和临近风电机组影响的估算方法 使用具有余弦相应的风速计 根据场地条件将风速计分为A、B、S三个等级 根据高风速切入和并网信号可以得到两条功率曲线 风速计校准要符合MEASNET规定 风速计需要分级 电网频率偏差不超过2HZ 场地标定只能通过测量，不能用数值模拟 场地标定的每一扇区分段至少为10° 可以同步校准风速计 改进了对风速计安装的描述 通过计算确定横杆长度 增加针对小型风机的额外章节 MEASNET标准和旧版IEC61400-12标准区别 使用全部可用的测量扇区，否则在报告中说明 不允许使用数值场地标定 场地标定更详细的描述，包括不确定度分析 只允许将风速计置于顶部 风速计的校准必须符合MEASNET准则 不使用AEP不完整标准 轮毂高度、风轮直径、桨角只能通过测量来判定，不能按照制造商提供的判定报告中必须提供全方位的照片 IEC61400-12-1：Power performance measurement for electricity producing wind turbine(2005)风电机组功率特性测试 可选择：场地标定 IEC61400-12-2：Power curve verification of individual wind turbine,单台风电机组功率曲线验证（未完成）

风电并网对电网的影响及其策略

风电并网对电网的影响及其策略-机电论文 风电并网对电网的影响及其策略 李梦云 （武汉理工大学自动化学院，湖北武汉430070） 【摘要】目前，中国风电已超核电成为第三大主力电源。但风力电场等分布式电源对电力网络的日益渗透的同时，给现代电力系统带来了很多方面的影响，比如改变了电力网络中能量传递的单向性，对现有配电网的稳定性产生较大的影响（尤其是对电网电压稳定性的影响）。因此，对风电并入配电网后产生的影响及其应对策略进行相关的研究是非常具有现实意义的。介绍了风力发电目前的发展状况和风电接入电网后对电力系统带来的影响，尤其是针对风电场并网后对电网的稳态电压的稳定性，以风速和风电机组的功率因数作为影响因素，从原理上，分别分析其对含风电场的电网的稳态电压的影响。最后在此基础上，提出初步的应对策略。 关键词风力发电；电网；稳态电压；影响；策略 0 前言 随着日益增长的电力负荷、能源的短缺、环境恶化的愈发严重，以及用户要求电能质量的提高，大家越来越关注DG（分布式发电）。研究表明，分布式发电的发展可以反映能源的综合运用、电力行业的服务程度和环境保护的提升。尤其是其中的风力资源，因为其是可再生能源、开发潜力大、环境和经济效益好，因此得到了广泛的应用，使风力发电成为分布式发电中重要的发展方向，同时也使其成为一种当今新型能源中发展迅速的发电方式。 1 风电并网对电力系统的影响

风电场并入配电网，使输电网对部分地区的电力输送压力得到缓解和电力系统的网损得到改善的同时，也对电力系统产生了许多不好的影响如电压波动、闪变等。 同时由于风具有随机性，其输入电网的有功和无功有很大的波动性。风速的不可预测这一特性，使我们不能对风电进行准确而又可靠地出力预测，我们需要更加注重负荷跟踪、备用容量等，提高了风电场的运行成本。 风电并网增加电力系统调峰调频的难度，不仅需要风电场容量，而且需要风电场快速响应负荷变化；风电机组并网时，会不可避免的对电网有冲击电流。风电场与电网的联络线的潮流的双向性，使并网后的电网的继电保护的保护配置提高了要求。 2 风电并网对电网电压的影响 配电网的电压分布情况由电力系统的潮流所决定，当电力网络中电源功率和负荷发生变化时，将会引发电力网络各个母线的节点产生变化。对风电并网的配电网来说，风电场的功率的波动会影响电网电压出现偏移。由于风电场接入配电网后，风电场的接入点的变化、有功功率和无功功率的不平衡等，会导致无功功率从无功源流向负荷。风电场的电压偏移会影响风电场的接入容量和风电并网后电力系统的安全运行。 2.1 风速变化对配电网电压的影响 将接入风电场的配电网系统的供电线路作等值电路，则风电场并网点至无限大系统两端的电压降落为： U1-U2=I(R1+R2+jX1+ jX2) （1） 上式中，U1为风电场的输出电压，U2为电网电压，R1、X1表示风电场的电

风电并网稳定性开题报告

南京工程学院 毕业设计开题报告 课题名称：风力发电场并网运行稳定性研究 学生姓名：李金鹏 指导教师：陈刚 所在院部：电力工程学院 专业名称：电气工程及其自动化 南京工程学院 2012年3月5日

说明 1．根据南京工程学院《毕业设计(论文)工作管理规定》，学生必须撰写《毕业设计（论文）开题报告》，由指导教师签署意见、教研室审查，系教学主任批准后实施。 2．开题报告是毕业设计（论文）答辩委员会对学生答辩资格审查的依据材料之一。学生应当在毕业设计（论文）工作前期内完成，开题报告不合格者不得参加答辩。 3．毕业设计开题报告各项内容要实事求是，逐条认真填写。其中的文字表达要明确、严谨，语言通顺，外来语要同时用原文和中文表达。第一次出现缩写词，须注出全称。 4．本报告中，由学生本人撰写的对课题和研究工作的分析及描述，应不少于2000字，没有经过整理归纳，缺乏个人见解仅仅从网上下载材料拼凑而成的开题报告按不合格论。 5．开题报告检查原则上在第2～4周完成，各系完成毕业设计开题检查后，应写一份开题情况总结报告。

毕业设计(论文)开题报告 学生姓名李金鹏学号206080923 专业电气工程及其自动化指导教师姓名陈刚职称讲师所在院部电力工程学院课题来源自拟课题课题性质工程研究课题名称风力发电场并网运行稳定性研究 毕业设计的内容和意义 内容： 早期风电的单机容量较小，大多采用结构简单、并网方便的异步发电机，直接和配电网相连，对系统影响不大。但随着风电场的容量越来越大，对系统的影响也越来越明显，而风电场所在地区往往人口稀少，处于供电网络的末端，承受冲击的能力很弱，给配电网带来谐波污染、电压波动及闪变等问题。 因此以恒速恒频异步风力发电机组成的风电场为研究对象，建立风力发电系统的线性化状态方程。研究包含风电场的电力系统潮流算法，利用MATLAB及其仿真平台实现电力系统潮流计算以及机电暂态仿真。分析比较各种潮流算法的优缺点。建立简单系统的小干扰稳定分析线性化状态方程，得出了状态矩阵元素的参数表示形式。用特征值分析方法研究大型风电场接入电网后的系统小干扰稳定问题。分析风电场改变对系统小干扰稳定性的影响。采用时域仿真方法研究大型风电场接入电网后的系统暂态稳定问题。 意义： 据国际能源署统计，全球风力发电机总装机容量1999年的2000兆瓦增加到2005年的60000兆瓦，世界风能市场装机资金达450亿欧元，提供50万个就业岗位。风能这种清洁能源每年可以减少2.04亿吨的二氧化碳排放量。 随着风电装机容量的增加，在电网中所占比例的增大，风能的随机性、间隙性特点，和风电场采用异步发电机的一些特性，使稳态电压值上升、过电流、保护装置的动作误差，电压闪变、谐波、浪涌电流造成的电压降落，从而使得风电的并网运行对电网的安全，稳定运行带来重大的影响。其中最为突出的问题就是使风电系统的电能质量严重下降，甚至导致电压崩溃。风电场脱网事故频发，对电网安全运行构成威胁，所以进行风力发电并网运行稳定性研究是非常必要的。

文献综述：风电并网存在问题分析

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12 368 MW。其中，煤电5 893 MW，燃气发电4 895 MW（热电联产约3 000MW），水电869 MW，风电523 MW，生物质等其他可再生能源214 MW。阿尔伯塔的风电开发意向已达到11 000 MW，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

中国风电发展现状与潜力分析

中国风电发展现状与潜力分析 风能资源作为一种可再生能源取之不尽，中国更是风能大国，据统计中国风能的技术开发量可达3亿千瓦-6亿千瓦，而且中国风能资源分布集中，有利于大规模的开发和利用。 据考察中国的风能资源主要集中在两个带状地区，一条是“三北（东北、华北、西北）地 区丰富带”即西北、华北和东北的草原和戈壁地带；另一条是“沿海及其岛屿地丰富带”，即东部和东南沿海及岛屿地带。这些地区一般都缺少煤炭等常规能源并且在时间上冬春季风大、降雨量少，夏季风小、降雨量大，而风电正好能够弥补火电的缺陷并与水电的枯水期 和丰水期有较好的互补性。 一、风电发展现状 据统计，从2017年开始，中国的风电总装机连续5年实现翻番，截至2017年底，中国 以约4182.7万千瓦的累积风电装机容量首次超越美国位居世界第一，较 瓦，到2020年可达1.5亿千瓦。 （二）风电投资企业 风电投资企业包括开发商与风电装机制造企业。从风电开发商的分布来看，更向能源投资企业集中，2017年能源投资企业风电装机在已经建成的风电装机中的比例已高达90%， 其中中央能源投资企业的比例超过了80%，五大电力集团超过了50%。其他国有投资商、外资和民企比例的总和还不到10%，地方国有非能源企业、外企和民企大都退出，仅剩下中国风电、天润等少数企业在“苦苦挣扎”，当年新增和累计在全国中的份额也很小。从风 电装机制造企业来看，主要是国内风电整机企业为主，2017年累计和新增的市场份额中，前3名、前5名和前10名的企业的市场占有率，分别达到了55.5%和 发电；由沈阳工业大学研制的3mw风电机组也已经成功下线。此外，中国华锐、金风、 东汽、海装、湘电等企业已开始研制单机容量为5mw的风电机组。中国开始全面迈进多mw级风电机组研制的领域。2017年，国际上公认中国很难建成自主化的海上风电项目，然而，华锐风电科技集团中标的上海东海大桥项目，用完全中国自主的技术和产品，用两 年的时间实现了装机，并于2017年成功投产运营，令世界风电行业震惊。 （四）风电场并网运行管理 目前，风电并网主要存在两大问题：风电异地发电机组技术对电网安全稳定产生影响、风 的波动性使风电场的输出功率的波动性难以对风电场制定和实施准确的发电计划。它们使 得风电发展受到严重影响。对于这种电力上网“不给力”的现况，国家和电网企业都在积极 努力地解决好风电基地电力外送问题，除东北的风电基地全部由东北电网消纳和江苏沿海 等近海和海上风电基地主要是就地消纳之外，其余各大风电基地就近消费一部分电力和电 量之外的电力外送的基本考虑是：河北风电基地和蒙西风电基地近期主要送入华北电网；

风电并网对电压稳定的影响

风电并网对电压稳定的影响 随着能源问题和环境问题的日益凸现，世界各国都重新调整各自的能源策略，大力开发新能源。风能是一种取之不尽、用之不竭的可再生能源，风力发电因为技术比较成熟，可形成规模开发，近年来得到迅速发展。 目前，我国风电发展进入一个快速发展时期，2006年是我国实施《可再生能源法》的第一年，风电建设步伐明显加快，到2006年底，装机总容量达到约230万kW。由于风力发电机组常采用不同于传统同步发电机组的发电技术，其稳态和暂态特性都与传统同步发电机组不同；大规模风电并网后，电网的电压稳定性、暂态稳定性和频率稳定性都会发生变化。 不同类型的风电机组，由于其结构不同，对电网的影响也不一样。恒速恒频风电机组主要采用风力机驱动异步感应电机发电，然后直接接入电网；由于异步感应电机在发出有功功率的同时，需要从电网吸收无功功率，因此，其电压稳定性较低。变速恒频风电机组由于可实现最大风能捕获、减少风轮机组机械应力等优点，成为主要的发展方向；其中基于双馈感应电机的风电机组由于降低了电力电子装置的容量，近年来，得到了广泛的发展；但由于变速恒频风电机组采用了电力电子装置，使得电磁功率与机械功率解耦，无法向电网提供惯性响应，对电力系统的频率稳定性产生不利影响。 随着我国对风电建设力度的加大,风电装机规模不断增加,大规模风电并网对电力系统产生的影响将逐渐突出,由此带来的相关系统问题将成为我国风电发展的主要制约因素之一。大规模风电并网有两种情况：一是大型风电场接入输电网，二是多个小型风电场接入电力系统某一地方的配电网。小规模风电场并网对电力系统的影响主要是以下几个方面：稳态电压值的上升、过电流、保护装置的动作误差、电压闪变、谐波、浪涌电流造成的电压降落。大规模风电场并网对电力系统的影响除了以上那些方面外，还会有电力系统的震荡和电压稳定性问题。因此只有对大规模风电场并网才有必要考虑电压稳定性问题。 风电机组类型和无功特性 目前大型风力发电机组一般有两种类型,一种是采用异步发电机的固定转速风电机组,另一种是采用双馈电机或通过变频器并网的变速风电机组。固定转速风电机组发出有功的同时吸收无功功率,不具备调压能力,其电压通过无功补偿和调节系统电压水平来调整；通过变频器并网的变速风电机组不具备发无功能力,但通过调节变频器,可以使并网时功率因数达到很高水平；变速恒频风电机组具备调压能力,在发出有功功率的同时可以发出无功功率,并可根据系统需要在一定范围内调节无功输出,但从目前国内安装的变速恒频风电机组情况来看,大部分没有应用调压功能,运行中保持机端功率因数为1.0。 大规模风电场并网的主要问题 风电场并网运行对电网的影响由于风电具有随机性和间歇性特点,并网风电将对电网产生一定影响。风电发展初期装机规模较小,与配电网直接相连,对电网的影响主要表现为电能质量,随着大规模风电接入输电网,系统调峰压力加大,系统稳定和运行问题突显。电能质量风电机组对电能质量的影响主要表现在高次谐波、电压闪变和电压波动上,在采用双馈变速恒频风电机组的情况下较为严重。并网风电机组在连续运行和机组切换操作过程中都会产生电压波动和闪变。 1、电压波动和闪变 风力发电机组大多采用软并网方式, 但是在启动时仍会产生较大的冲击电流。当风速超过切出风速时, 风机会从额定出力状态自动退出运行。如果整个风电场所有风机几乎同时动作, 这种冲击对配电网的影响十分明显。不但如此, 风速的变化和风机的塔影效应都会导致风机出力的波动, 而其波动正好处在能够产生电压闪变的频率范围之内 (低于25 Hz) , 因此, 风机在正常运行时也会给电网带来闪变问题, 影响电能质量。

风力发电及风电并网技术现状与展望

风力发电及风电并网技术现状与展望 发表时间：2017-11-24T11:26:50.037Z 来源：《防护工程》2017年第17期作者：刘文华[导读] 如二滩送出安全稳定控制、华中—西北直流背靠背联网安全稳定控制、三峡发输电系统安全稳定控制。 陕西黄河能源有限责任公司陕西 710061 摘要：近年来,越来越多的风电场开始接入更高电压等级电网。风电的大规模接入对电网的运行带来诸多方面的影响,如电网安全稳定、风电送出、调频调峰、电能质量、备用安排、运行单位众多协调困难等问题,不仅影响到电网的安全运行,也影响到电网接纳风电的能力。通过对风电进行有效的控制,可以在现有的网架结构、电源结构、负荷特性、风电预测水平、风机制造技术水平等条件下,提高电网接纳风电的 能力,保证电网的安全稳定运行。 关键词：风电并网；控制技术；现状 1电网风电控制现状 1.1电网安全稳定控制现状安全稳定控制是提高电网输送能力,保证电网安全稳定运行的重要手段,目前在电网中已有大量的应用。如二滩送出安全稳定控制、华中—西北直流背靠背联网安全稳定控制、三峡发输电系统安全稳定控制、江苏苏北安全稳定控制等。但国内电网用于提高风电送出能力的电网安全稳定控制系统还处于探索阶段,如甘肃嘉酒电网区域稳定控制系统、承德地区风电电网安全稳定控制系统等。其实现方法都是在电网故障情况下,通过采取紧急控制措施来提高正常情况下的风电送出能力。风电场往往远离负荷中心,而这些地区的网架结构一般比较薄弱,电网送出能力有限。如甘肃酒泉千万千瓦级风电基地目前已实现风电并网5600MW左右,到2015年风电装机容量将大于12000MW,但刚投产的750kV送出通道,以及原有的330kV送出通道,由于电网安全稳定问题,送出能力不能满足需求。因此,考虑风电特性的电网安全稳定控制系统还有待进一步研究和探索。 1.2风电有功控制现状 风电发展初期,从电网角度,一般将其作为负的负荷考虑,通过采取一些手段,提高电网接纳风电能力,不考虑控制风电。随着风电的快速发展,通过其他手段,如改善负荷特性、优化开机方式、部署安全稳定控制提高风电送出能力等,提高电网接纳能力已经不能满足风电全部并网的需求,需要控制风电。 电网公司在控制风电有功时,初期采取调度员人工控制的模式,经过一段时间的运行,发现人工控制存在如下问题:a)若调度端调节不及时,将威胁电网安全。b)场站端调节速率慢,电网需要留较大的裕度保证安全。c)在电网最大允许及风电出力一定的情况下,由于风电出力的随机性、间歇性,人工控制难以根据各风电场来风情况实时优化控制,易造成分配不公,且难以保证风电出力的最大化。d)风电运行单位众多,调度员压力较大。e)各风电场看不到其他风电场的计划及出力,不利于网源和谐。因此,风电有功控制需考虑电网的约束条件,实时计算电网最大可接纳风电能力,根据接纳能力的变化以及各风电场当前出力和风电场提出的加出力申请、风电功率预测,利用各风电场风资源的时空差异优化计算各风电场的计划,并下发至各风电场,各风电场有功功率控制装置根据该计划值进行控制。 1.3风电无功控制现状 目前国内实际投产应用的无功电压控制技术和装置,主要是通过对常规电厂、变电站的调节来实现无功电压控制的,并未将风电场纳入进来进行调节控制。风电的随机性和间歇性易造成电网电压波动大,无功补偿设备投切频繁,传统电压调节控制方式已不再适用。目前国内电网对风电场接入的技术管理规范均是针对单个风电场并网点的技术指标进行考核的。一般要求首先充分利用风电机组的无功容量及其调节能力,仅靠风电机组的无功容量不能满足系统电压调节需要的,需在风电场集中加装无功补偿装置。实际运行的风电场都是根据自身并网点的考核指标进行无功电压控制来满足电网要求2风电场的控制现状 2.1风电场有功功率控制 由于风机协议的开放性差,目前风电场的有功功率控制功能模块一般部署在风机厂商提供的风电场集控系统上,对于由多种类型风机组成的风电场,其集控系统一般有多个。由于风电场的集控系统厂商众多,技术水平不一,而且风电场集控主站与风机自身的控制单元经常会出现通信异常,另外风电场的集控系统与常规电厂不同,其可靠性一般较低。即使在集控系统出现问题时,风电机组依然能够并网发电,因此单独依靠集控系统来调节风电场的有功功率,其可靠性不高,手段单一,难以满足电网控制需求。特别是紧急控制情况下,需要引入后备控制措施,所以风电场的有功控制一般采取如图1所示的模式。 图1 2.2风电场的无功电压控制 目前,风电场主要由双馈和直驱风电机组组成。从机组能力来看,双馈和直驱风电机组本身具备一定连续可调的无功功率范围。但由于国内风电机组一般采用恒功率因数控制模式,不具备机端电压调节功能,并且机组功率因数只能在停机状态下进行设定,不可在线调节,这对于保持系统的电压稳定性是非常不利的。

风电并网技术标准

风电并网技术标准 1范围 1 0. 1本标准适用于通过110 (66)千伏及以上电压等级线路接入电网的新建或扩建风电 1 0. 2通过其他电压等级接入电网的风电场，可参照木规定。 10. 3己投运风电场改建参照本规定执行。 2引用标准 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其 随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究 是否可使用这些文件的最新版木。 DL/755-2001电力系统安全稳定导则 SD131—1984电力系统技术导则 SDJ161—1985电力系统设计技术规程 SD325-1989电力系统电压和无功电力技术导则 GB/T 12325-2008电能质量供电电压偏差 GB 12326-2008电能质量电压波动和闪变 GB/T 14549-1993电能质量公用电网谐波 GB/T 15945-2008电能质量电力系统频率偏差 GB/T 15543-2008电能质量二相电压不平衡 GB/T 20320-2006风力发电机组电能质量测量和评估方法 DL/T 1040-2007电网运行准则 国家电力监管委员会令第5号《电力二次系统安全防护规定》 国家电力监管委员会电监安全[2006]34号《电力二次系统安全防护总体方案》 3术语和定义 本标准采用下列定义和术语。 3. 0. 1风电机组wind turbine generator system, WTGS 将风的动能转换为电能的系统。 3.0.2风电场wind farm; wind power plant; 由一批风电机组或风电机组群(包括机组单元变压器)、汇集线路、主升压变压器及其 他设备组成的发电站。 3.0.3风电有效容量effective capacity of wind power 根据风电的出力概率分布，综合考虑系统调峰和送出工程，使系统达到技术经济最优的 风电最大出力，为风电有效容量。风电有效容量分为风电场有效容量和风电基地有效容量。 3. 0. 4风电场并网点point of interconnection of wind farm 风电场升压站高压侧母线或节点。 3.0.5风电场有功功率active power of wind farm 风电场输入到并网点的有功功率。 3. 0. 6风电场无功功率reactive power of wind farm 风电场输入到并网点的无功功率。 3.0.7功率变化率power ramp rate 在单位时一间内风电场输出功率最大值与最小值之间的变化量和装机容量的比值。 3. 0. 8公共连接点point of common coupling 风电场并网点和电网连接的第一落点。 3. 0. 9风电机组低电压穿越low voltage ride through of wind turbines 当电网故障或扰动引起风电场并网点的电压跌落时，在一定电压跌落的范围内，风电机 组能够不间断并网运行。 4风电场技术规定 4. 1风电场接入系统 4. 1 1风电场送出线路导线截面按照风电场有效容量选择。风电基地送出线路导线截面按照风电基地有效容量选择。 4.1.2风电场升压站主变压器应采用有载调压变压器，主变容量按照风电场有效容量选择。汇集风电场群的升压变压器容量参考风电基地有效容量选择。

我国风电并网运行最新进展 2010

万方数据

鹄‰．浏” 到２００９年底．全国共建设风电场４２３个．吊装风 电机组２０３６７台（套）．总容量２４１２万ｋＷ。风电发电 量累计达到５１６亿ｋＷ?ｈ．替代标准煤１８５７万ｔ．减 排二氧化碳５７１９万ｔ、二氧化硫２９万ｔ。风电已经为 我国的能源供应和节能减排作出了重要贡献。 １．２风电开发地域相对集中 我国风能资源主要集中在“三北地区”（东北、 华北及西北）。截至２００９年底．东北、华北及西北 地区风电装机容蛩依次为６２７万ｋＷ、６８０万ｋＷ、２１０ 万ｋＷ．总计ｌ５１７万ｋＷ．占全国并网容量的８７％左 右（见表１）。 表１三北地区风电装机容■ Ｔａｂ．１ＣａｐａｃｉｔｙｏｆｉｎｔｅｇｒａｔｅｄｗｉｎｄｐｏｗｅｒｉｎＮｏａｈｅａＳｔ． ＮｏａｈＣｈｉｎａ，ａｎｄＮｏａｈｗｅｓｔｐｏｗｅｒｇｒｉｄｓ 地区装饥容量，万ｋＷ上要分布地ｆ≤ 东北电网６２７东二三省以及蒙东地区 华北电网西北电网６８０ ２ｌＯ 蒙匹及京津唐 甘肃、宁夏．新疆 除江苏海Ｅ千万千瓦级的风电基地外．我国规划的６个陆上千万千瓦级的风电基地（新疆哈密、甘肃酒泉、蒙东、蒙西、吉林、河北张北）全部集中在“三北地区”。目前，内蒙古（蒙西、蒙东）、辽宁、吉林及黑龙江等省Ⅸ的风电最大出力已占到本网最小负荷的１５％以上。其中，吉林、蒙西已接近或超过了２０％，大规模风电对地区电网运行的影响口益增强。 １．３风电场规模大、接入电压等级高 我国风电发展具有规模开发的显著特点。截至２００９年底．全国建成装机规模ｌＯ万ｋＷ以上的风电场５４个．总容量８１１万ｋＷ。目前。单个风电场的最大容量已达到４５万ｋＷ（吉林同发），形成了以吉林白城、内蒙古通辽、赤峰及甘肃酒泉等百万千瓦级的风电群． 随着风电场规模的扩大．以及远距离输送的要求．接入系统的电压等级也呈上升趋势。根据对１６个主要网省风电场接入情况的统计．目前接人 ２２０ｋＶ电压等级的风电场６９个．容量为６７３．１万ｋＷ．占４３％：接入１１０ｋＶ电压等级的风电场８４个， 容量为５８５．５万ｋＷ．占３７％：接人６６ｋＶ及以下电压等级的风电场７４个．容量为３１８．９万ｋＷ，仅占２０％。根据规划．酒泉风电基地大部分风电场将直接接入７５０ｋＶ电网。风电对电网的影响已经从低压到高压、从配网向主网延伸（见图２、３）。 １．４风电机组技术性能参差不齐 截至２００９年底．我国总吊装的２４１２万ｋＷ风电机组由国内外风电机组４９家生产。其中，外资企业１９家，容量５９７万ｋＷ。约占２５％：内资企业２５家，容量ｌ７７８万ｋＷ，约占７４％：中外合资企业５家，容 图２我国风电场接入各电压等级装机容量比例Ｆｉｇ．２Ｃａｐａｃｉｔｙｐｍｐｏａｉｏｎｆｏｒｗｉｎｄｆａｒｍｓｗｉｔｈｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｖｏｌｔａｇｅｌｅｖｅｌｓ 图３我国风电场接入各电压等级个数比例Ｆｉｇ．３Ｎｕｍｂｅｒｐｒｏｐｏｒ【ｉｏｎｆｏｒｗｉｎｄｆａｒｍｓｗｉｔｈｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｖｏｌｔａｇｅｌｅｖｅｌｓ 量３７万ｋＷ，约占ｌ％。上述机组中，恒速感应风电机组占１６．２％。双馈变速风电机组占７５．７％．永磁直驱风电机组占８．１％。其中。双馈琴！』和直驱型机组在技术上可以具备有功、无功凋节和低电压穿越能力等功能。但由于我国目前无强制性要求和配置成本较高．国内风电机组基本都没有配备这些功能。 总体来看，我国并网风电设备种类繁多、标准不统一且技术性能参差不齐．调节＾性能较国外有一定差距．不能完全满足电网要求。 尽管目前风电装机容量占总发电容量的比例不高．仅为２％左右．但由于风电发展速度较快且地域分布相对集中。风电机组调节性能差异性大．且基本处于“自由运行”状态．风电已经成为影响部分电网安全运行的重要因素之一。 ２风电大规模接入给电网运行带来的影响 ２．１系统平衡矛盾加剧．调峰调频压力增大风电具有部分时段的反调峰特性．这增加了电网调峰的难度。根据对东北、蒙西和吉林电网的数据统计，风电反调峰概率分别为６０％、５７％和５６％（东北电网风电典型目发电曲线见图４）。吉林电网因风电的接入．１ａ峰谷差变大的时间达到２ｌＯｄ．风电大量投 入后的调峰问题已成为电网运行的突出问题。 万方数据

风电并网对电能质量的影响

风电并网对电能质量的影响 石万清1,2，吴义纯1，冯黎1 （1. 安徽电气工程职业技术学院安徽合肥 230022；2. 安徽大学安徽合肥 230022） 摘要：风能属于绿色能源，风力发电技术日趋成熟，发电成本已得到大幅下降，已成为最具有规模化发展前景的新能源。但风能存在随机性，大规模风电并网后对电力系统的安全稳定运行、电能质量等方面带来一定的影响。本文从风电的特性出发，分析风电并网对电能质量带来的影响的原因，综述了有关风电引起的电压波动与闪变、谐波污染等方面的抑制方法和研究成果。 关键词：风力发电；电能质量；电压波动与闪变；谐波 0 引言 近些年来，风力发电技术迅猛发展，发电成本大幅下降，同时风力发电不消耗化石燃料、不排放温室气体、不会带来环境污染问题，风电已成为可再生能源中发展最快的、最具有规模和发展前景的一种发电方式。 风能因具有随机性、间歇性和不可调度性的缺点，随着风电机组单机容量和风电场规模的增大，并网后对风电机组功率连续波动和本身产生电力脉动[1-2]给电力系统的电能质量带来负面影响，需要研究风电的特性[3]和评估其对电能质量的影响。 风力机输出功率随着风速随机变化，风电场注入电网的有功功率和吸收的无功功率也会有所改变，引起风电场母线及附近电网电压的波动；同时，风力发电机组并网和脱网、补偿电容器的投切等操作时对电网电压造成冲击。另外，风电机组本身的一些固有特性也可能会引起电压波动和闪变超出国家有关标准，如风剪切、塔影效应、叶片重力偏差以及偏航误差等[4]。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，电压波动和闪变通常会引起许多电工设备不能正常工作，如影响电视画面质量、使电动机转速脉动、使电子仪器工作失常、影响自动控制设备的正常工况、使白炽灯光发生闪烁等[5]。 风力发电机组本身配备的电力电子装置（如可控硅装置）可能带来谐波问题，势必造成谐波电流注入电网。谐波会对电力网带来一定危害，如增加了电力网中发生谐振的可能；增加电气设备附加损耗；加速绝缘老化，缩短使用寿命；继电保护、自动装置不能正常动作；不能正确计量仪表；干扰通信系统。如超过《电能质量公用电网谐波》（GB/T14549-93）的允许值，须装设滤波装置解决这个问题。与闪变问题相比，在实际运行中风电并网带来的谐波问题不是很严重[6]。 本文从风电的特性出发，分析风电并网对电能质量带来的影响的原因，综述了有关风电引起的电压波动与闪变、谐波污染等方面的抑制方法和研究成果。 2 风电引起的电压偏差问题 风力发电机组在其并网运行时需要从系统中 吸收大量无功功率，所以风电场的电压往往很低，特别是当地方电力系统电压等级较低和系统容量 较小时尤为严重，机端需要并联电容器，进行无功补偿。通过模拟计算各种运行工况下的潮流，得出补偿电容器的容量[7]。为了得到理想的补偿效果，大型并网风电机组可采用动态无功补偿装置[8]，机端电容器组可根据其输出的功率大小进行自动投切。 在负荷低谷和风电机组输出功率最大的情况下，电网电压会出现极大值，极有可能导致过电压而损坏设备。文献[9]基于递推潮流计算方法研究位于边远地区风力发电机组的稳态运行。如果按这种最严重情况采用决定性方法来设计风电场，会限制风电机组的发电容量，况且这种严重情况出现概率较低；同时，用于分析常规发电机组的确定性方法，往往忽视了风速及负荷预报的不确定性，为此采用概率性方法来考虑这个问题，可以更全面地分析和描述风电的随机性。因而采用概率性方法考虑它，文献[10]在风速功率分布基础上，用概率的形式来描述约束条件，通过含风电场的电力系统概率潮流计算，可获得电压、功率等参数的概率期望值，通过计算电压出现过大或过小的概率来评估风电对电网运行的影响。为了限制风电场母线稳态电压升高，可以根据实际情况采用一些措施，如：增强电网结构，减少并网线路的电抗；限制风电机组在配电网负荷低谷时出力，保证电压满足要求；通过