风电场接入对发电计划和调度的影响

西昌学院机械与电气工程学院 佘庆桃 褚晓锐

国家发改委能源研究所与国际能源署（IEA）在2019年10月19日发布的《中国风电发展路线图2050》拟定了未来40年中国风电发展目标：装机容量到2020年达到2亿千瓦、2030年达到4亿千瓦和2050年10亿千瓦，到2050年风力发电将满足17%的国内电力需求。未来40年为实现这个目标将带来12万亿元建设投资需求。投资经济性方面，按照计划预计到2020年左右陆上风电投资成本将与煤电投资持平。为解决风电并网问题，急需制定和落实风电分级和跨区域消纳，协调风电、其他形式的电源和大规模电网建设与运行，改革并完善电力市场运行机制。

1 风电场的特性

风量的大小决定了风电出力，而环境气候又影响风量大小和持续时间，这就造成了风电场出力存在波动性和随机性。尽管无法管控风力的变化，但可让风力发电变得更有价值及可预测性。根据风电场所处地理位置的气候条件及风电场相关历史数据进行风电预测，结合恰当的预测方法进行风电建模，还可实现风电场功率预测。由于实际应用的需求和预测时间的不同，最好采用不同的方法及数学模型，实现最优预测策略。因为风电厂每日发电量存在一定波动，而电网最被人们所需要的就是可靠性。电网的潮流分布、流向、电压和功率都会受风电接入电网影响；同时电能质量和电网的暂态特性也会受输电线路网损的影响。风电场不同接入方案也会对系统造成不同的影响。电网运行时的电压跌落、电压波动与闪变和谐波也会受风电机组影响，而且在风电并网时还会产生谐波和闪变。

2 风电场接入对电网静态稳定性的影响分析

风电场就近接入电网，接入点位置单一，地理位置偏僻远离负荷中心，需长距离输电网。风电场容量在电网总装机容量中比例不高，所以对电网频率的影响甚微。风电场一般位于电网末端，网架结构薄弱。对于含双馈电机的风电场，转子也接入电源，在发出有功无功功率时，无功功率不平衡是由于风电场两级变压器和输电线路消耗的无功功率造成的，电压变化原因是线路电阻、电抗与功率损耗引起的，因此电压稳定性受到风电场接入对电网的影响；对于含异步发电机的风电场，异步发电机会产生铁耗，且异步发电机是感性的,定子绕组靠电网电压进行励磁，在发出有功功率的同时会吸收电网滞后性的无功功率，导致风电场接入点无功不足节点电压降低；对于含直驱永磁同步发电机的风电场，该风机特点是结构简单，风轮与发电机转子直联，提高了机组可靠性和传动效率，发电量比常规风力发电机组提高了5～15%。永磁直驱风机具备较强电容补偿、低电压穿越能力，同时对电网冲击小，有较好的电网兼容性。

为增强静态电压稳定性，需增加风电场的有功出力来提高负荷特性极限功率,同时风电场的无功需求又使得负荷特性的极限功率降低，削弱了静态电压稳定性。在过去20年风电发展过程中，各地风电场的不断新建、改建及扩建，可能一个电网中有不同类型的风电场，每个风电场中又有不同类型的风机。电压的稳定与接入点的短路容量、送出线路R/X的比值和风电场的无功补偿措施有关。为了提高接入电网的静态稳定性，可考虑在风电场规划设计阶段优化电网结构，提高风电接入点的短路容量；设计输电线路是考虑降低线路的电阻、电抗和功率，减少输电线路的无功损耗；对于风电场出力过程中无功不足的情况，可考虑在风电机组旁增设动态无功补偿装置，其响应快、跟随性强，比如就地增设SVG。

3 风电场接入对电网暂态稳定性的影响

感应发电机无励磁系统，励磁需从电网中吸收滞后的电流。随着有功出力的增加机端从电网中吸收无功功率亦增加，导致机端电压下降，有些在机端配备并联无功补偿装置来改善机端电压达到电网要求。在电网短路故障瞬间，对于扰动不大的情况，感应发电机有能力在转差变化不大情况下达到新的平衡状态,满足机械转矩与电磁转矩平衡。当系统电压下降过大、激磁磁场的磁通下降，异步发电机将达不到机械转矩与电磁转矩平衡，发电机转速将不断上升。如电网电压不能在一定时间内恢复正常，无法恢复平衡状态，将会导致风力发电机组退出运行。如果风电场中同时切除大量的机组，可能会导致电网的功角不稳定。

风电接入强电网的优势在于大型风电场发生三相短路后，即使没有无功补偿系统电压也可恢复。由于局部电网的特性和控制能力，风电场在达到极限穿透容量时系统的暂态稳定性可能无法保证。风电并网前除了要做试验与研究还应做好检测工作，包括风电机组并网检测（即型式试验）和风电场并网检测（即现场检测）。在系统的无功储备充足情况下，当接入的风电容量在一定范围内，系统的暂态稳定性受风电场在故障和系统解列影响不大。

按照《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）、《国家能源局综合司关于印发风电机组并网检测工作协调会议纪要的通知》（国能综新能〔2012〕160号）以及相关国家标准的要求，风电场并网检测内容包括风电场并网性能评价；风电场电能质量检测；风电场的风电机组低电压穿越能力验证检测（抽检）；风电场有功、无功控制能力检测。按照《风电机组并网检测管理暂行办法》（国能新能〔2010〕433号）的规定，风电机组并网检测内容包括：风电机组电气模型验证；风电机组低电压穿越能力检测；风电机组电网适应性检测；风电机组有功功率、无功功率调节能力检测；风电机组电能质量检测。

所以一方面要对电网结构进行优化，保证风电场接入的是强电网；同时在接入前应做好风电接入容量测试，保证接入容量在电网控制范围内；做好并网检测保证风电场并网后保证电网的暂态稳定性。

4 风电场不同的控制方式对发电的影响

根据电网预测规范，根据风电场的历史风速、历史功率、天气预报数据、地形地貌、风电机组设备运行状态等数据建立风电场输出功率的预测模型，模型的输入量是风速、功率或数值天气预报数据，同时结合风电场机组的运行工况和设备状态，预测风电场未来的有功功率。理论功率计算方法可参见《风电场理论发电量与弃风电量评估导则》NB/T31055-2014。

风电场的动态性能会根据风电场不同的控制方式而变化。在保证安全和稳定的前提下，为提高风电场运行效率，根据当前电网运行状态和风电场的运行工况，应实时调整风电场的控制方式，主要有恒电压控制方式和功率因数控制方式。恒电压控制是系统无功不足时充分发挥风电场的无功补偿能力，当系统发生故障时参与电网的电压控制，还可紧急切换控制方式来提高风电场的故障穿越能力。风电场实时监测接入点电压，监控系统统一控制风电场的无功功率，而有功功率控制是以捕捉最大风能为目标。当系统无功充足时，风电场的无功调节对电网的影响不大。从经济运行考虑，为了减少运行损耗提高风电机组出力，风电场宜采用功率因数控制方式。

5 制定综合控制策略

风电出力对系统负荷峰谷差的影响，取决于风电日内出力变化幅度及方向与负荷变化幅度及方向的关系。风能资源监测数据是进行风能资源开发利用的基础。电网调控机构的风电功率预测系统应能预测单个风电场至整个调度管辖区域的风电输出功率。根据风电对电网等效负荷峰谷差改变模式的不同，将风电日内出力调峰效应分为正调峰、反调峰与过调峰3种情形。当系统负荷与风电日内出力增减趋势基本一致、且系统负荷峰谷差大于风电出力峰谷差，风电接入后系统等效负荷曲线峰谷差变小，实现风电正调峰；当系统负荷曲线与风电日内出力增减趋势相反，风电接入后系统等效负荷曲线峰谷差变大，实现风电反调峰；当系统负荷与风电日内出力增减趋势基本相同，系统负荷峰谷差小于风电出力峰谷差，风电接入后系统等效负荷曲线峰谷反转，变成风电过调峰。而且在负荷相对于风电装机容量的比例较小时才有可能出现风电过调峰。

在对某市某典型日风电出力和负荷曲线进行了分析后，不难发现在每日峰谷时刻负荷需求都与风电场的出力相反，说明风电场具有明显的反调峰特性。调控部门应能对预测曲线进行误差估计，同时对风电功率预测曲线进行修正，预测给定置信度的误差范围。电网调控机构的风电功率预测系统预测值的时间分辨率为15分钟；单个风电场每15分钟提供一次未来4小时风电功率预测数据；同时至少应提供次日96点单个风电场和区域风电功率预测数据。由于接入电网常规电源调峰能力有限，调控部门在进行调峰时，除调用有调峰能力的水电和风电接入电网内的火电进行调峰，为解决调峰问题还可考虑调动相邻电网水电进行调峰。

综上而言，根据风电的随机性,结合风电场的运行工况可灵活改变电风电场的控制方式，在恒电压控制和功率因数之间切换，使风电场运行达到最大的经济效益。大规模风电接入使电网调峰需求急剧增加，调度可灵活的利用网内和网间具有调峰能力的水、电进行调节。