杨晓东 石 建 刘 峻 林章岁

“十二五”期间大规模风电并网对福建电网的影响及对策

杨晓东 石 建 刘 峻 林章岁

福建省电力勘测设计院

以福建电网福清、平潭和莆田风电大规模开发为背景，针对风力发电场并网后对电网电压偏差与变动、暂态稳定性、电网频率、短路电流的影响进行了计算和分析；根据风电接入系统后出现的问题，从规划设计的角度提出改善风电场对电网影响的措施和建议。

风电接入 变速恒频 电压变动;稳定性

1 引言

福建省境内风能资源具备大规模开发的潜力。风力发电具有随机性、波动性的特点，大规模风电并网后可能会影响系统电网电压水平，导致系统所需备用容量增加和系统暂态稳定性、电压稳定性改变等一系列问题[1-4]。

本文针对“十二五”期间福建电网风电大规模开发的实际，研究风力发电场在并网过程中对电网电压波动、电网频率、电网电压稳定性和暂态稳定性等的影响，揭示大规模风电并网应注意的主要问题，从规划设计的角度提出改善风电场对电网影响的相关措施建议。

2 研究背景及计算条件

2.1 研究背景

2010年底，福建陆上风电总装机达847MW，假定“十二五”期间福建风电装机规划增加1558.5MW，新增容量主要分布在福州、莆田、泉州、漳州地区，至2015年福建风电规模达到约2400MW。

2.2 风电场模型

2.2.1风机模型：研究采用中国电科院开发的PSD-BPA软件。计算中采用以下两种风机模型[3]：（1）恒速异步风力发电机组、（2）变速恒频风电机组（目前BPA软件仅提供GE双馈机型）。规划风电场的机组均按机端电压0.69kV、单机容量2MW、变桨距考虑。

2.2.2风电升压系统模型：考虑两级变压，即考虑发电机－变压器组、升压站以及低压电缆。

2.3 主要技术要求

根据《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》、《国家电网公司风电场接入电网技术规定（修订版）》（下文称《技术规定》），风电场接入电力系统后，应满足如下基本要求：

2.3.1发电厂和220kV变电站的110kV～35kV母线正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的-3%～+7%。风电场并网点的电压正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%，一般应为额定电压的－3%～+7%。

2.3.2风电场在公共连接点引起的电压变动d(%)应当满足《技术规定》的要求。

2.3.3风电接入电网后，电网安全稳定水平应满足《电力系统安全稳定导则》中有关功角稳定、电压稳定、频率稳定的要求。

2.3.4风电接入电网后，接入点以及周边厂站的电网短路电流水平应不超出其已有及规划设备的遮断能力。

3 风电并网造成的影响及主要问题

3.1 风电出力波动对系统电压的影响

3.1.1电压偏差

对风电出力缓慢变化情况下电网电压水平的变化进行模拟计算，结果显示：

3.1.1.1如果风机运行中功率因数为1.0（即不发出无功），公共连接点的电压偏差在0.1%～9%之间。偏差大的母线主要是华塘、东瀚、平潭、沙埔、前进、高山、埭头、上庄、大坵变电站的110kV母线，最大偏差范围已接近额定电压的10%。而且福清、平潭、莆田地区部分母线电压不能控制在额定电压的－3%～+7%。

3.1.1.2如果风机运行中功率因数可以保持在0.98（即持续发出无功），公共连接点的电压偏差较功率因数为1.0时更小，最大偏差可以控制在4%左右。而且母线电压也可以控制在额定电压的－3%～+7%。

3.1.2风速变化对系统电压变动的影响

风力突增和风力突降是两种较为极端的风力变化情况，由于两种情况下风机的出力特点、控制手段等有所不同，因此对两者分别进行计算分析，考虑的风力变化如下。

突增情况一：不控制风电场功率变化率（最大变化率取dP/dt = 0.45p.u./s），也没有采用动态无功补偿措施；

突增情况二：如果控制风电场功率变化率在0.05p.u./s以内，不采用动态无功补偿措施。

突增情况三：按照《技术规定》推荐值，风电场功率变化率在0.0033p.u./s以内，不采用动态无功补偿措施。

突降情况一：风机初始功率因数为1..0，风力突降过程中没有进行动态无功调节。

突降情况二：风机初始功率因数为0.98，风力突降过程中没有进行动态无功调节。

各情况下电网公共连接点的电压变动和电压水平见表1。由结果可见：

3.1.2.1风力突增过程中，需要利用风机的控制功能，对风电场功率变化率加以控制。但需要注意的是，如果风电场功率变化率限制得过低，不利于对风力资源的充分利用。

3.1.2.2如果风机初始功率因数定为0.98，电压变动将比功率因数定为1.0时减小。

此外，通过电压变动的分析发现：泉州、漳州地区的风电接入点的电压变动幅度明显小于福清、平潭、莆田地区，扰动后的接入点电压水平也比较合理。其原因主要是泉州、漳州地区的风电接入相对较为分散，接入片区电网的负荷较大。

风机在风力突增过程中有可能向系统持续吸收无功，导致接入点电压变动幅度加大，幅度可能大于风力骤减引起的接入点电压变动。显然，如果能在风力突增过程中使风机发出一定无功，电压变动幅度将减少。

表1 风力变化对连接点电压变动的影响

3.1.3动态无功补偿对电压变动的改善作用分析

静止无功补偿器（SVC）是一种应用目前最为普遍的动态无功补偿装置。本报告针对SVC对电网电压变动的改善作用进行了计算分析，计算中SVC采用BPA软件自带的SVC模型，风电场的无功调节手段仅考虑SVC，不考虑风电机自身的无功调节能力。

对以上情况下电网主要母线的最大电压变动情况进行分析。结论如下：

3.1.3.1风力突增情况下，如果不控制风电场功率变化率，但采用动态无功补偿设备SVC进行控制，可以有效支撑福清、平潭、莆田等地的电压水平。一部分接入点电压变动被SVC控制在2.5％以内，但是福清、平潭、莆田等地部分接入点电压变动仍达到3%～5%。

3.1.3.2风力突降情况下，在系统侧或在风电场升压站装设一定规模的SVC后，大部分公共连接点电压变动可以限制在2.5％以内，但仍有部分母线电压变动达到3％～4％。如果风机初始功率因数定为0.98，装设一定规模的SVC后，公共连接点电压变动基本可以限制在2.5％以内，仅个别点不能限制在1.5％以内。

3.1.3.3从不同SVC装设地点的控制效果来看，在同等规模的前提下，在新增风电场的升压站装设SVC的效果与在风电的主要接入点装设SVC的效果相差不大。如果能同时在系统侧公共连接点和在风电场升压站均装设一定规模的SVC，电压控制的效果会更好。以风力突降情况为例，通过装设SVC，公共连接点电压变动大部分可以限制在1.5％以内，最高不超过2.5％。

3.1.3.4按照本报告仿真结果，在不考虑风电机自身的无功调节能力的前提下，场站的动态无功规模按照风电场装机总容量至少约20％配置（即-0.98～+0.98）是必要的。

需要注意的是，SVC的控制效果和其具体类型、参数整定有关，风电场的动态无功需求也和其规模、接线、设备选型有关，场站合理的动态无功规模需要结合具体工程专题研究。

3.2 风电并网对系统短路电流的影响

“十二五”及以前福建电网开发的风电接入电网电压等级以110kV为主，利用BPA软件的短路电流计算功能，对风电场侧接入系统110kV母线的短路电流进行计算。结果显示，2015年风电接入的变电站110kV母线短路电流水平不会超过设备的遮断能力。

3.3 风电出力变化对系统频率的影响

风电场对系统频率的影响取决于风电场容量占系统总容量的比例。根据欧美的一些统计数据，这一比例（也称风电穿透功率）达到10%是可行的。比如美国纽约州2008年高峰负荷33000MW，全州风电容量3300MW(约占高峰负荷10％)。

从2015年福建电网的风电装机规模看，福建已建及规划容量约2400MW，约占福建系统总负荷（34400MW）的7%，比例较小。而且在福建与华东经500kV联网且通过特高压与全国联网的情况下，电网的备用容量和抗干扰能力大为增强，在调速系统作用的情况下，上述风电出力变化对系统频率的影响可以限制在合理范围内。

3.4 风电出力变化对系统暂态稳定的影响

大规模的风电接入则会引起电网暂态稳定性的变化。在此考虑三种风电出力方式：

方式一：全省风电零出力，火电平均开机。

方式二：全省风电满出力，火电平均开机。

方式三：福州、莆田风电满出力，泉州、漳州风电零出力，全省火电平均开机。

在风电的不同出力与情况下，福建各分区电网电力盈亏以及断面潮流分布有所不同（见表2）。在上述风机出力情况下，对福建电网500kV线路故障的临界切除时间进行比较。计算方式为2013年8月大方式与2015年8月大方式，由计算结果：

风电零出力与满出力情况下接入福建110kV电网后对电网暂态稳定性影响不大。

福州～泉州特高压线路建成以前的2013年是“十二五”期间福建主网潮流压力较大的一年。北部风电满发，南部风电停机将加大福建电网北电南送的输电压力，系统暂态稳定裕度也有所降低。但总体而言，“十二五”期间考虑总计2400MW的风电开发规模，福建电网的暂态稳定性仍可以满足要求。

表2 2013年风电出力对主网500kV断面潮流的影响 单位：MW

3.5 风电对福建电网调峰能力的要求

调峰计算显示，2015年风电规模如果达到2400MW，福建电网将存在调峰容量不足的困难。从电力系统调峰能力来看，在本研究的计算条件(电源方案、负荷特性等)下，2015年福建电网接纳风电能力大致为1600MW。要增大福建电网接纳风电的能力，必须加快福建电网调峰电源建设。

3.6 小结

综上所述，从风电对福建电网的暂态稳定、频率偏差、短路电流等影响来看，2015年福建电网基本具备接纳2400MW风电的能力。但系统接入点的电压变动以及调峰方面还不能很好地满足要求。

4 规划设计方面的要求及措施

“十二五”期间福建电网可能出现调峰不足的原因是：西电东送规模加大以及核电和风电开发规模加大。因此，要增大福建电网接纳风电的能力，必须加快福建电网调峰电源建设。

公共接入点电压变动和电压水平方面问题的根源在于风电出力的波动性。解决风电并网带来的电压问题也应主要考虑从无功补偿配置的角度着手。下面从风电场侧、系统侧、接入系统三个方面提出相应要求和措施。

4.1 对风电场侧的要求

4.1.1对风机机型及功能的要求

4.1.1.1恒速异步风力发电机组运行时需要消耗大量无功，而且其运行对机端电压要求较高。建议新增风机避免采用恒速异步风力发电机组，应采用变速恒频机组，包括双馈机和同步机。

4.1.1.2风电机组运行时的功率因数值要通过分析计算来确定，不能只发有功，不发无功。从实际运行情况来看，福建电网已投运的双馈型风机往往只在停机条件下才可人为地对功率因数进行调控。为了降低对系统电压的影响，有条件的大规模风电场应考虑安装具有在线功率因数集中调节功能的模块及设备。

4.1.1.3风机均应配置有功功率变化率控制功能，避免有功过快变化。

4.1.2对风电场无功补偿配置和电压调整能力的要求

风电升压站应配置合理的无功补偿设备，提高其电压调整能力。除了常规的固定电容补偿以外，必要时需考虑采用分组投切电容器或无功动态调节设备（比如SVC、STATCOM、D-VAR等）。按照仿真结果，为了满足电压变动方面的技术要求，在不考虑风电机自身的无功调节能力的前提下，场站的动态无功规模按照风电场装机总容量的至少约20％配置（即-0.98～+0.98）是必要的。

风电升压站一般均宜采用有载调压变压器，这在相关技术规定中已有明确要求，应按此执行。

4.2 对风电开发规模及接入系统的要求

4.2.1对风电开发总体规模的要求

风电开发总体进度和规模应结合区域电网发展情况，考量调峰、潮流、电压、频率等因素而定。计算表明，从电力系统调峰能力来看，在本研究的计算条件(电源方案、负荷特性等)下，2015年福建电网接纳风电能力大致为1600MW。

4.2.2对风电接入电压等级的要求

风电接入电压等级需要其从风电的合理送电方向、系统接受能力、经济性等方面来综合考虑，在此仅从减少电压波动的方面提出要求。一般而言，对于需要外送的大规模（比如100MW以上）风电场，建议考虑由220kV电网送出，而不要接入110kV电网。因为其出力变化对110kV电网的影响大于220kV电网。以东瀚风电场（规划装机约150MW）为例，如果东瀚风电场接入华塘变220kV母线，华塘变220kV、110kV母线的电压变动比接入华塘变110kV母线分别低0.3和0.4个百分点。

4.2.3对风电集中接入容量的要求

在大量风电集中接入某个220kV变电站或110kV变电站的情况下，如果这些风电的出力波动具有较高的同时率，会使接入点的电压波动较大，而且也可能增大接入点的短路容量。单纯从控制短路电流的角度看，单个110kV接入点（及其周边临近接入点）接入的风电总容量不应超过300～400MW,具体容量限制应结合具体电网条件计算确定。

4.3 对系统侧的要求

4.3.1对接入点电压、无功调节能力的要求

目前对于规模较小的风电场和“十二五”之前已投运的风电场，工程设计中一般是按风电场不吸收系统无功功率的原则来配置容性无功补偿设备，没有配置动态无功装置。当接入同一个接入点的小型风电场积少成多，规模累积到一定程度时，会对电网电压造成影响。此时需要考虑在一些风电场的升压站或者在风电的公共接入点配置动态无功补偿。

4.3.2对系统备用容量的要求

随着福建与华东电网联网以及全国特高压电网的形成，福建电网的备用能力大为增强。按照《电力系统设计手册》，系统事故备用取10％，在调速系统作用的情况下，即使大规模风电全部停机，一般也不会对系统频率产生太大的影响。

但是在某些特殊的方式下（比如福建电网孤网运行，负荷较轻的小方式），仍需要对风电停机的影响加以关注，在系统中留有足够的备用容量。

5 结论和建议

5.1 从风电对福建电网安全稳定、短路电流和频率水平等影响来看，福建电网基本具备接纳2400MW风电的能力。

5.2 从风电对福建电网的调峰能力需求看，2015年风电规模如果达到2400MW,福建电网将存在调峰容量不足的困难。

5.3 风电接入将对福建电网电压水平造成不利影响，需要采用一定的技术措施加以解决。建议将提高每个风电场的无功调控能力、提高风机运行特性作为解决系统电压问题的主要途径之一。

5.3.1建议新增风机均应配置有功功率变化率控制功能；建议规划新增风力发电机组采用变速恒频机组。

5.3.2建议在“十二五”期间新增的所有风电场均配置动态无功补偿装置（例如SVC）。为了满足电压变动方面的技术要求，在不考虑风电机自身的无功调节能力的前提下，场站的动态无功规模按照风电场装机总容量的至少约20％配置（即-0.98～+0.98）是必要的。此外，还需要考虑另外增配一定的无功补偿，以补偿场内主变及线路等的无功损耗。

5.3.3风电机组运行时的功率因数值要通过分析计算来确定，不能只发有功，不发无功。

5.3.4建议新增风电机组宜具有一定的动态无功调控能力，比如机端电压的恒定控制功能以及功率因数的恒定控制功能。

5.4风电对电网电压变化的具体影响及控制措施需要结合福建沿海风况变化特性、各种风机运行特性和控制能力开展专题研究。

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