董庆庆

(福建省福能海峡发电有限公司，福建 福州 350207)

地球上常用的天然气、石油、煤等能源，应用中易造成气候变暖与环境污染，破坏了人们的生活环境，使得人们愈发注重风能、生物质能、太阳能等能源利用。特别是风力发电，作为可再生清洁能源，具有能量密度低、分布广泛、间歇性特点，输出发电功率存在随机波动性，大规模风电接入电网，对电网稳定性、电能质量带来不利影响。因此，需评估电网中大规模风电影响，提出协调控制方案，以增强电网接纳清洁电源能力。

1 大规模风电接入电网的问题

以吉林风电规划为例，吉林省处于中高纬度区域，为温带大陆性季风气候，全年多受到西风带控制，风能资源丰富、品质高，相较于其他地区，吉林省风能资源风速稳定、风切变大、空气密度大。风能资源超过2.5级，为可开发风能资源区域，吉林省潜在开发量是2亿kW，装机容量5 400万kW[1]。近几年，国家与吉林省逐步加大建设电网力度，然而与风电发展速度相比仍有滞后性，主要原因在于“并网难”“送出难”。体现在以下方面：①风力不确定性对于电网运行具有直接影响。风力发电存在不可预测性与随机性，接入后影响电网电压，在电网系统中占比较小，若风电占比较大，则会增加风力变化造成的电能波动，影响发电机吸收的无功变化，系统电压波动进而影响电网电压，情况严重会导致电压系统难以正常工作，降低电网安全性[2]。 ②风电会影响地方电网闪变与电压波动，按照风力资源分布，风电场多集中于负荷稀少、电网薄弱区域，需选择就地汇集、集中外送的模式。边缘地区电网接入大规模风电后，自身结构薄弱，加上风电场补偿容量不足、支撑能力弱、短路点与风电场接入点接近，故障时间长等，易引发电网电压闪变与波动。尤其是风机近乎满发，易降低电压稳定性[3]。所以，电网接入大规模风电场，需制定合理措施，实时监控风电场接入点，做好管理工作。

2 风电接入电网问题的原因分析

2.1 缺乏协调机制

现行电力系统在管理中，重要问题在于电网建设规划与电源建设规划缺乏一致性与协调性，导致电源建设通常早于电网建设，为电网运行带来压力。尤其是大规模风电开发中，重资源的开发与轻消纳和送出，使得问题愈发突出。未能确定年度发展计划、未来发展规模，电网规划不难以总体把握风电开发规模、开发布局、建设时序。近几年，建设风电速度超过规划风电速度，风电和负荷需求增长的不同步，矛盾逐渐凸显，相较于水电、火点，风险项目前期流程简单，建设周期短，接入系统深度、核准程序要求较高，接入风电场需依靠确定的升压站站址，部分接入风电场，还涉及改造配套网架，风电和配套电网缺乏核准协调机制，对于风电场建设进度造成制约。

2.2 增大调峰压力

吉林电网火电机组中，由于供热机组规模大、比例高，达到最小冬季负荷2.5倍，约5个月的供电周期，冬季由于供热机组存在最小开机需求，加上供热机组主要是以热定电，限制了机组最小、最大出力，供热期间降低了电网调峰能力，大规模风电接入，更是增大调峰压力。

3 大规模风电接入电网的措施

3.1 加强总体规划

电网接入大规模风电应当从电源规划、特性规划、潮流计算等方面制定规划方案。在潮流计算中，电网接入大规模风电，需根据功率装置、电网架构等确定风力发电无功/有功功率潮流变化，对电网并网模式进行优化。潮流计算中需结合电网母线计算PV、PQ节点等[4]。但是，接入大规模风电需按照风电机组特点，计算风力发电电压迭代，构建PZ、PQ模型。

在电源规划中，应从区域用电、电网状态出发，预测该区域用电需求，明确用电负荷的分布、结构、峰值等特性，把握地区用电情况[5]。并且，对接入大规模风电后出力情况全面把握，明确反调峰及风电出力特性，以此为基础规划建设调峰调频机组，保证接入大规模风电后电网仍稳定运行。

在方案评估中，电网接入大规模风电协调规划中，依据电网不确定性、能源可再生性、可靠性等综合评价成果，分析方案有效性与实用性。

3.2 风电场电压控制

风电场电压控制能够通过控制器与任务分配算法实现。电压控制器能够对风电场并网电压进行检测，结合系统电压控制中心的设定电压值，以明确风电场输出无功功率参考值，采取PI实现[6]。根据并网电压Vi和参考电压Vref，i的偏差△Vi，即可获得系统的无功需求。并网电压能够直接测量，或通过风电场出口母线电压线路、变压器降压阻抗补偿获得，假设Q、P分别是风电场出口无功与有功功率，V为出口母线电压量，Z为出口母线与并网节点总阻抗，则并网电压如下：

(1)

风电场无功电压控制由场内风电机组完成，合理分配无功功率是电压控制的重点，可根据机组无功裕度比例实施，策略如下：①DFIG定义参与因子为q，设定风电场此时DFIG拥有的调节能力机组为集合N，在该机组间无功控制指令根据无功裕度比例进行分配，参与因子式如下：

(2)

其中，Qlim是风电机组的无功限制，结合风电场无功出力需求减小或增加选择Qlim成为机组无功上/下限，满足风电场双向无功调节需求。②按照上述原则，风电场无功控制在具备控制能力机组间根据无功裕度进行分配；无功越限机组接收限制无功出力信号，能够拉回无功至限制值。根据该无功分配方式，能够协调风电场机组，实现互相补充，完成控制系统任务，确保机组运行安全[7]。

3.3 加强实时控制

大规模风电接入电网扩大了需求侧负荷不确定性，系统源侧也出现强随机性，需通过双侧随机波动寻找供需电能平衡。思路分为预测、计算与实时控制这3部分。

3.3.1 预测。根据测量装置与历史数据对风电响应特性与出力的负荷需求实现分段预测，每时段是10min，采取统计方法或物理方法生成预测核心程序，并通过预测模型开展预测[8]。以吉林电网预测功率而言，其预测精度与范围存在关系，单个风电场预测中，均方根误差为10%～20%，单个控制区均方根预测误差为7.5%～10%，预测区更大，则误差低于6%。电网分散式接入下，低于分布性导致不同风电场预测能够抵消误差，提高预测精度，集中式接入则预测误差较大，系统需要增加备用容量。

3.3.2 计算。确定风电最大消纳，以常规运行发电机组成本为约束，结合风电预测、发电机组调节极限、日前负荷预测，综合制定发电机组出力与启停计划。

3.3.3 实时控制。电力供需判断为不平衡，按照预先设定优先级协调控制，保证电能供需做到实时平衡。其中，最高优先级为可转移负荷，常规自动发电控制机组次之，最低为可削减负荷。

3.4 分区多元控制

风电基地运行中，吉林省作为风电资源较为丰富的地区，选择若干风电集群与电网相接，通过不同地区输电通道送出风电，由于送出风电渠道容量小，难以完全消解风电，仍存在诸多受阻风电，仅依靠通道外调风资源难以消纳内侧调峰，为增加风电消纳量，需以送出风电集群作为分界线，考虑集群通道内侧调峰资源，纳入调峰模型内加以优化。通过分区优化方式，送出通道为界限，各区域逐一建模区域内全部电源与负荷，纳入调解体系中，挖掘区域消纳潜力，以优化消纳效果。在多元优化模型中，基于区域多种电源、负荷调节特性，优化控制调峰资源，降低风电受阻，k区域立足于受阻风电，将水电、火点、可调节负荷为独立控制变量，对各变量调节特性约束综合考虑，最小目标函数如下：

(3)

其中，ΔPwindt为t时间段受阻功率，Pwindt为t时段风电实际发功功率，T为系统调度周期总时段数，△t为各时段时长，该取值是1h。

模型此外还要满足备用容量约束、火电机组调节约束、水电机组调节约束、可调节负荷约束、外送通道约束、风电出力约束。优化控制求解中，需结合集群通道划分系统为N个区域，提取区域风电负荷水平、预测出力、水电机组、火电机组、外送通道限制等，整合后构建多元优化模型，以序列二次规划算法求解，获得N区域内手足风电电量消纳数值。

3.5 强化技术创新

在电网接入风电规划中，一方面应当研究运行风电场指标评价体系，构成能够反映风电负荷匹配度、自然特性、能源协调性、发电可靠性及并网安全性的指标体系。并且，加强不同区域大规模风电场并网集群运行特性分析，总结区域不同风电场风功率，预测风功率，提高预测风功率精度与掌控电力发电水平[9]；另一方面，实现风电场在线实时监测，研究风电机组低压穿越技术、多能源优化协调控制技术、风电场无功补偿技术、系统接入风电场控制运行技术、风电外送输电容量技术，提高系统接纳能力，创建多能源发展协调、电力消纳、电价机制等，为风电的运行调度及发展规划提供技术支撑。

4 结论

为缓解大规模风电场接入电网后出现的无功变化与电压不稳定情况，笔者综合考虑吉林省电网规划现状及运行问题，以最小接入波动和建设成本为目标，实现电网总体规划，优化风电场接入方案，提高电网运行水平。同时得出以下结论：①电网接入大规模风电应当从电源规划、特性规划、潮流计算等方面制定规划方案，把控风电接入后出力情况。 ②风电场电压控制能够通过控制器与任务分配算法实现，检测风电场并网电压后，结合系统电压控制中心的设定电压值，以明确风电场输出无功功率参考值。 ③系统功率调节中，将需求侧可转移负荷纳入其中，能够平抑风电波动，减少发电机组频繁启停，增加系统经济性。