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(1.國網四川省電力公司，四川 成都 610041；2.國網四川省電力公司電力科學研究院，四川 成都 610072)

0 引 言

隨著電力系統(tǒng)中風力發(fā)電水平持續(xù)保持高速增長，越來越多的風電場開始接入電壓等級更高的電網。風電的大規(guī)模接入對電網的運行帶來諸多影響，如電網安全穩(wěn)定、調峰調頻、電能質量、備用配置等問題。這些問題不僅影響到大電網的安全運行，同時也是制約電網接納風電的瓶頸[1]。通過研究風電并網關鍵技術，對風電并網過程進行有效控制，能在現有的網架結構、電源結構、負荷特性、風電功率預測水平、風機制造技術水平等前提條件下，提高電網接納風電的能力，從而保障電網的安全穩(wěn)定運行[2]。

1 中國風電發(fā)展整體概況

近十年來，風電技術快速發(fā)展，中國風力發(fā)電的發(fā)展尤為突出。從20世紀90年代以來，中國風電并網容量以年均20%左右的速率高速增長，在各類新能源中，風電裝機增長速度居于首位，截至2013年，風電并網總容量達到62.4 GW，居世界第一位。華北、東北、西北、華東、華中電網風電并網容量分別達到24 GW、19.2 GW、12.6 GW、4.7 GW、0.88 GW，分別占各自總裝機容量的11.85%、19.01%、10.64%、2.15%和0.43%。其中，北方地區(qū)的風電并網容量占總并網容量的90%以上。目前，有12個省級電網的風電成為第二大裝機電源，分別是天津、冀北、蒙東、山東、山西、蒙西、遼寧、吉林、黑龍江、寧夏、江蘇和上海?？梢?，風電已成為中國支柱能源之一[3]。

2 風電并網對電力系統(tǒng)的影響

2.1 風電并網對電網穩(wěn)定性的影響

(1)風電并網對電網暫態(tài)穩(wěn)定性的影響。在風電裝機比重較大的區(qū)域電網中，由于風電并網改變了電網原有的潮流分布、線路傳輸功率和整個系統(tǒng)的慣量，風電接入和電網的暫態(tài)穩(wěn)定性會發(fā)生變化[4]。如果區(qū)域電網足夠堅強，則在系統(tǒng)發(fā)生故障后，風電機組故障清除并恢復機端電壓并穩(wěn)定運行，區(qū)域電網的暫態(tài)穩(wěn)定性能得到基本保證；如果地區(qū)電網相對薄弱，則風電機組在系統(tǒng)故障清除后，無法重新建立機端電壓，風電機組運行失去穩(wěn)定，從而引發(fā)地區(qū)電網暫態(tài)電壓穩(wěn)定性的破壞。此時，需要利用風電場或風電機組的保護將風電場或風電機組切除以保證區(qū)域電網的暫態(tài)穩(wěn)定性；或者通過在風電場側安裝動態(tài)無功補償裝置，在暫態(tài)過程中及故障后電網恢復過程中支撐電網電壓，保證區(qū)域電網的暫態(tài)電壓穩(wěn)定性。

(2)風電機組低電壓穿越能力問題。低電壓穿越(low voltage ride through，LVRT)是指在風機并網點電壓跌落時，風電機組能保持并網，甚至向電網提供一定的無功功率，支撐電網恢復電壓，直到電網電壓恢復正常，從而“穿越”低電壓時間[5]。當風電裝機在區(qū)域電網中所占的比例較低時，若電網出現故障，風電機組能實施被動自我保護而立即解列，不需考慮故障的持續(xù)時間及嚴重程度，從而最大限度地保障風電機組安全。然而，當風電裝機容量在區(qū)域電網中所占的比例較大時，如果風電機組在系統(tǒng)發(fā)生故障時仍然采用被動保護式解列方式，則會增加整個系統(tǒng)的恢復難度，甚至可能加劇故障嚴重程度，最終導致電網電壓崩潰和系統(tǒng)其他機組的徹底瓦解。此時必須要求風電機組具有相應的低電壓穿越能力，且必須采取有效的低電壓穿越措施，以維護風電場電網的安全穩(wěn)定。不同國家和地區(qū)電網所提出的低電壓穿越要求不盡相同。

在德國，由于風電裝機比例很高，電網運營商對風電機組的低電壓穿越能力要求高。如果風電機組喪失低電壓穿越能力，則在故障發(fā)生后風電場切除、風機轉速為零，風電場出線上有功功率、無功功率發(fā)生震蕩并最終趨近于零。如果風電機組具備低電壓穿越能力，則故障發(fā)生后，風電機組仍然能對系統(tǒng)提供有功支援，從而維持整個系統(tǒng)的有功平衡。

2.2 風電并網對電能質量的影響

風電場并網運行會在一定程度上影響電網電能質量。主要包括電壓、頻率、諧波、電壓波動和閃變以及電壓降落等方面，其影響程度與風電機組的類型、控制方式、風電場布置、接入系統(tǒng)的短路容量以及線路參數等諸多因素有關[5]。隨著風電裝機容量的增大，對電網電能質量的影響也越來越大。

(1)無功電壓。電壓偏差問題屬于電網的穩(wěn)態(tài)問題。大幅度波動的風速引起風電機組出力大幅波動，因此風電功率的波動導致電網內某些節(jié)點電壓偏差超過國家標準規(guī)定的限值。這種情況下可以采取在風電場裝設一定的無功補償裝置或切除部分風電機組等措施來改善電壓水平或使注入電網的風電功率減少，進而緩解風電接入對系統(tǒng)電壓的影響[6]。另外，加強網架結構，采用具有電壓無功控制能力的雙饋變速風電機組等方法都可以更好地改善風電接入區(qū)域電網的電壓水平和電壓穩(wěn)定性。在電網的實際運行中，在風電功率波動大、無功需求量大且變化相對較快時，單純依靠電容器組快速投切不能滿足控制的要求，需要在風電場內安裝能夠在風速波動時提供快速的無功支撐，有利于電網和風電場的無功電壓調節(jié)的動態(tài)無功電壓補償裝置。

(2)頻率。風電場與常規(guī)能源最大的區(qū)別在于其輸出功率的間歇性。間歇性波動的風電功率使風電場所接入系統(tǒng)的潮流長期處于一種重新分配的過程。除影響電壓外，也在一定程度上影響系統(tǒng)的頻率特性[7]。對一個區(qū)域電網而言，如果風力發(fā)電容量超過區(qū)域總裝機容量的一定比例，就必須采取有效的頻率控制策略，增加調頻容量。

(3)諧波。含功率變換器的電力電子設備是電網產生諧波畸變的主要根源。無論何種類型的風電機組，發(fā)電機本身產生的諧波是可以忽略不計的，諧波產生的主要來源是風電機組中的變換器，諧波干擾的程度取決于變換器及濾波系統(tǒng)的結構狀況，而且與電網的短路容量及風電機組的輸出功率密切相關，即與風速的大小相關[8]。對于固定轉速風電機組，在持續(xù)運行過程中沒有電力電子元件的參與，幾乎不產生諧波電流。實際需要考慮諧波干擾的是變速恒頻風電機組，因為其運行過程中變速恒頻的變換器始終處于工作狀態(tài)。運用PWM開關變流器和合理設計的濾波器可以有效降低諧波畸變率從而抑制諧波。

(4)電壓波動和閃變。風電機組并網運行引起的電壓波動及閃變，源于波動的功率輸出。由風速動力特性誘發(fā)的有功功率波動取決于當地的風況和湍流強度，頻率不定；與此不同，風電機組輸出功率的波動主要由風速快變、塔影效應、風剪切、偏航誤差等因素引起，其波動頻率與風力機的轉速有關。固定轉速風電機組引起的閃變問題相對較為嚴重，某些情況下已經成為制約風電場裝機容量的關鍵因素[9]。

(5)電壓降落。風電并網帶來的電壓降落通常是由風電機組的突然啟動引起的，以感應電機作發(fā)電機的固定轉速風電機組投入運行時引起的電壓暫降較為嚴重[5]。為了減小風電機組投入操作引起的電壓暫降，可以通過風電場中心管理系統(tǒng)來控制風電機組啟動時的電壓和出力，避免同時投入多臺機組。除啟動條件之外，風電并網電壓降落的另一個原因是風的變化性。

2.3 風電并網對系統(tǒng)運行成本和電網調度運行的影響

(1)風電并網對系統(tǒng)運行成本的影響。風力發(fā)電的運行成本與火電機組相比很低，甚至可以忽略不計。但是風力發(fā)電的波動性和間歇性使風電場的功率輸出具有很強的隨機性，目前的預報水平難以滿足電力系統(tǒng)實際的運行需要。為了保證風電并網后系統(tǒng)運行的可靠性，需要在原有運行方式基礎上，額外安排一定容量的旋轉備用以維持電力系統(tǒng)的功率平衡與穩(wěn)定?？梢婏L電并網對整個電力系統(tǒng)具有雙重影響：一方面分擔了傳統(tǒng)機組的部分負荷，降低了電力系統(tǒng)的燃料成本，另一方面又增加了電力系統(tǒng)的可靠性成本[10]。

(2)風電并網對電網調度運行的影響。風電接入給電網帶來的調度問題及額外備用容量的要求完全是由于風的隨機及間歇特性引起的[11]。在風電功率無法預測時，電網必須按比較保守的方案為風電留出足夠的備用容量以平衡風電功率的波動；而當風電功率可以預測并且有足夠的精度時，將風電功率作為負的負荷疊加到負荷預測曲線上，就可以像傳統(tǒng)的電力系統(tǒng)調度方式一樣根據預測的負荷與風電功率安排常規(guī)機組的發(fā)電計劃，從而優(yōu)化發(fā)電機組的開機組合，降低整個電網運行的費用。

3 風電并網系統(tǒng)控制技術的研究現狀

國內外電網企業(yè)和研究機構風電接入及風電并網控制技術開展了深入的研究。

西班牙作為歐洲第二大風電國家，于2006年6月成立了世界上第一個可再生能源電力控制中心。對全國以分散接入為主的裝機容量大于10 MW的風電場進行集中控制，提高了電網公司對風電的實時監(jiān)控能力，有效降低了瞬時風電波動對電網的影響，提高了西班牙電網的安全運行水平。

2006年，德國人M Wollf等對風電場的集群控制進行了研究，將地理上相鄰分布的幾個大型海上風電場匯成一個百萬千瓦級的集群，控制系統(tǒng)協(xié)調運行該風電集群，使其從運行性能上如同一個大風電場，優(yōu)化間歇性能源接入電網的性能指標。

中國在提高電網接納風電能力的控制領域也開展了一些有益的技術實踐和探索。主要包含電網安全穩(wěn)定控制、考慮電網約束條件的風電有功控制、無功電壓控制3個方面[11-13]。

3.1 電網安全穩(wěn)定控制現狀

安全穩(wěn)定控制是提高電網輸送能力，保證電網安全穩(wěn)定運行的重要手段，目前在電網中已有大量的應用。如二灘送出安全穩(wěn)定控制、華中-西北直流背靠背聯網安全穩(wěn)定控制、三峽發(fā)輸電系統(tǒng)安全穩(wěn)定控制、江蘇蘇北安全穩(wěn)定控制等。但國內電網用于提高風電送出能力的電網安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)還處于探索階段，如甘肅嘉酒電網區(qū)域穩(wěn)定控制系統(tǒng)、承德地區(qū)風電電網安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)等。其實現方法都是在電網故障情況下，通過采取緊急控制措施來提高正常情況下的風電送出能力。

風電場往往遠離負荷中心，而這些地區(qū)的網架結構一般比較薄弱，電網送出能力有限。如甘肅酒泉千萬千瓦級風電基地目前已實現風電并網5 600 MW左右，到2015年風電裝機容量將大于12 000 MW，但剛投產的750 kV送出通道，以及原有的330 kV 送出通道，由于電網安全穩(wěn)定問題，送出能力不能滿足需求。因此，考慮風電特性的電網安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)還有待進一步研究和探索。

3.2 風電有功控制現狀

風電發(fā)展初期，從電網角度，一般將其作為負的負荷考慮，通過采取一些手段，提高電網接納風電能力，不考慮控制風電。隨著風電的快速發(fā)展，通過其他手段，如改善負荷特性、優(yōu)化開機方式、部署安全穩(wěn)定控制提高風電送出能力等，提高電網接納能力已經不能滿足風電全部并網的需求，需要控制風電。

電網公司在控制風電有功時，初期采取調度員人工控制的模式，經過一段時間的運行，發(fā)現人工控制存在如下問題。

(1)若調度端調節(jié)不及時，將威脅電網安全。

(2)場站端調節(jié)速率慢，電網需要留較大的裕度保證安全。

(3)在電網最大允許及風電出力一定的情況下，由于風電出力的隨機性、間歇性，人工控制難以根據各風電場來風情況實時優(yōu)化控制，易造成分配不公，且難以保證風電出力的最大化。

(4)風電運行單位眾多，調度員壓力較大。

(5)各風電場看不到其他風電場的計劃及出力，不利于網源和諧。

因此，風電有功控制需考慮電網的約束條件，實時計算電網最大可接納風電能力，根據接納能力的變化以及各風電場當前出力和風電場提出的加出力申請、風電功率預測，利用各風電場風資源的時空差異優(yōu)化計算各風電場的計劃，并下發(fā)至各風電場，各風電場有功功率控制裝置根據該計劃值進行控制。

目前控制風電有功功率主要考慮2個約束條件，一個是送出問題，另一個是調峰。風電場是否參與調頻控制，國家尚沒有相關規(guī)定。無論是送出還是調峰原因對風電進行控制時，一般分為3種控制級別：超前控制、正?？刂?、緊急控制。風電控制中心系統(tǒng)將對應的控制計劃量下發(fā)至各風電場，風電場根據收到的控制級別的不同，采用不同的控制手段，超前控制一般通過變漿、啟停風機實現；正?？刂仆ㄟ^變漿、啟停風機、優(yōu)化切除風電場35 kV或10 kV饋線實現；緊急控制，應對緊急突發(fā)情況，通過優(yōu)化切除風電場35 kV或10 kV饋線實現。

目前風電場參與有功功率控制時主要有2種模式：一種是最大出力控制模式，即在保證電網安全穩(wěn)定的前提下，根據電網風電接納能力計算各風電場最大出力上限值，風電場低于上限值時處于自由發(fā)電狀態(tài)(爬坡速率必須滿足要求)，超出本風場上限值時，可根據其他風場空閑程度占用其他風場的系統(tǒng)資源，以達到出力最大化和風電場之間風資源優(yōu)化利用的目標；二是出力跟蹤模式，即以各風電場風功率預測(經控制中心站安全校核后下發(fā)的各風電場發(fā)電計劃)為依據，各風電場必須實時跟蹤發(fā)電計劃進行有功功率的調整。

為滿足風電大規(guī)模接入電網的需求，電網公司、科研院所考慮對風電有功功率進行智能控制，旨在提高電網對風電的接納能力，保證電網的安全穩(wěn)定運行，實現電網對風電有功功率控制的智能性、公平性、公開性、快速性、可靠性、經濟性，提高風電的可控性, 實現風電出力的最大化、最優(yōu)化。

3.3 風電無功控制現狀

目前國內實際投產應用的無功電壓控制技術和裝置，主要是通過對常規(guī)電廠、變電站的調節(jié)來實現無功電壓控制的，并未將風電場納入進來進行調節(jié)控制。

風電的隨機性和間歇性易造成電網電壓波動大，無功補償設備投切頻繁，傳統(tǒng)電壓調節(jié)控制方式已不再適用。目前國內電網對風電場接入的技術管理規(guī)范均是針對單個風電場并網點的技術指標進行考核的。一般要求首先充分利用風電機組的無功容量及其調節(jié)能力，僅靠風電機組的無功容量不能滿足系統(tǒng)電壓調節(jié)需要的，需在風電場集中加裝無功補償裝置。實際運行的風電場都是根據自身并網點的考核指標進行無功電壓控制來滿足電網要求。

隨著風電的大規(guī)模集中開發(fā), 現有的以風電場為單位、各自獨立的無功電壓調節(jié)方式無法兼顧地區(qū)電網的調壓需求，從而影響電網接納風電能力。

因此，有必要研究集群風電的無功電壓協(xié)調控制，提高整個區(qū)域電網的電壓水平。

4 結論與展望

隨著大規(guī)模風力發(fā)電的快速發(fā)展，其接入電網的比例逐漸增大，其對系統(tǒng)的影響也日益明顯。對風電進行有效的控制是其大規(guī)模并網的必然選擇。如何提高并網可控性，最大程度降低電網運行風險，增強其替代常規(guī)火電機組的能力成為亟待解決的問題。

此外，風電場集中控制策略的研究在國內也處于初級階段，主要集中在基于不同目標的各類風電機組控制策略，雙饋風電場的有功功率控制、無功電壓控制策略，如何改善地區(qū)電壓穩(wěn)定性的風電控制策略等。但是，在網源如何協(xié)調控制，風電接入如何影響原有的控制系統(tǒng)，如何實現分層分區(qū)控制等方面，還值得進一步研究。

目前，風電控制技術還處于初期階段，隨著電網企業(yè)、風電場對風電控制的持續(xù)關注及運行管理水平的提高，風電控制將面臨巨大的機遇和挑戰(zhàn)。

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