杨晓东，石 建，刘 峻，林章岁

（1.福建省电力有限公司，福州市，350003；2.福建省电力勘测设计院，福州市，350003）

0 引言

福建省境内风能资源丰富，风能发电具备大规模开发的潜力[1]。2008年底福建省风电装机260 MW，主要分布在福州和漳州沿海。预计2010年底福建省风电装机将达到847 MW，至2015年将达到约2400 MW，主要分布在福州、莆田、泉州、漳州的沿海地区。

风电场的大规模建设给电网规划和运行带来了新的挑战。风力发电具有随机性、波动性的特点，而且福建省的风电场大多位于电网末端，大规模风电并网运行后会影响电网电压水平和电能质量，导致系统备用容量、调峰压力增加，系统暂态稳定性改变，接入片区的短路电流水平提升等一系列问题[2-5]。

为探讨解决大规模风电并网后可能导致的安全性与稳定性问题，本文以福建省近期规划的风电建设规模和接入系统设想[1]为背景，采用PSD-BPA软件和“联合电力系统运行模拟软件包”，对“十二五”期间福建省风电并网引起的电力系统运行与安全稳定的问题进行研究，并提出相关的技术解决措施建议。

1 “十二五”期间福建风电开发及接入概况

“十二五”期间福建各分区风电规划开发规模[1]如表1所示。

表1 2008—2015年福建各分区风电规划开发规模Tab.1 Regional wind power development plan in Fujian for 2008—2015 MW

风电接入电网的电压等级需要从送电方向与规模、电网接受能力（电压、短路电流和潮流分布）、经济性等方面来综合考虑。根据目前的规划成果，至2015年，除少量以35 kV接入外，福建开发的大部分风电以110 kV接入电网，接入点包括110 kV公用变电站或220 kV变电站的110 kV母线，接线模式包括单回注入变电站和T接。

计算中，规划风电场的机组假定采用文献[6]提供的变速恒频双馈机型，并按机端电压0.69 kV、单机容量2 MW、变桨距考虑。风电升压系统考虑2级变压，即考虑发电机－变压器组、升压站以及低压电缆。

2 风电并网对电压和电能质量的影响

2.1 电压偏差和电压水平

当风电出力由零出力缓慢变化至满出力（或相反过程）后，电网公共连接点的电压偏差和电压水平会发生变化，如图1所示。计算结果显示，变化幅度受风电场无功补偿情况的影响很大：

（1）如果风电场运行中并网点的功率因数可以保持在0.98（即风电场持续发出无功），福建全省公共连接点的最大电压偏差可以控制在4%左右，而且母线电压也可控制在额定值的-3%～+7%。

（2）如果风电场运行中不发无功（例如风机功率因数固定为1.0），福州、莆田公共接入变电站及其附近的110 kV母线最大电压偏差范围将接近额定电压的10%，而且部分母线电压不能控制在额定电压的-3%～+7%，不满足技术要求。

2.2 电压变动

风力的不确定性和风机本身的运行特性导致风机的输出功率具有波动性，会影响电网电能质量。由于多数规划风电场的接入系统方案尚处于设想阶段，尚不具备研究电压闪变、谐波等问题的准确条件，因此本文仅对电压变动这一现象进行计算分析。

研究中考虑了2种较为极端的风力变化情况：风力突增和风力突降。计算发现，在同等变化幅度的情况下风力突增引起的电压波动幅度大于风力突降，其直接原因是风力突增过程中风机有可能向系统吸收无功，导致电压进一步下降。

风电出力由零突增至满发后各地区接入点110 kV母线电压变化情况如图2所示。由图2可见：如果不采取控制措施，各地的接入点电压变动最大值均超出1.5%，福州、莆田等地接入点电压变动最大达到8%～9%，而且部分母线电压偏低，不能控制在额定电压的-3%～+7%。

就地区而言，泉州、漳州电网的电压水平明显好于福州、莆田地区，其原因主要是泉州、漳州地区的风电接入相对较为分散，且接入片区用电负荷较重。

2.3 改善电压水平的对策分析

电压变动超标问题的根源在于风电出力的波动性，此外电压问题多可从无功补偿配置的角度着手解决。因此，拟采用限制风机出力变化和动态无功补偿[7]（如SVC，STATCOM）2方面的对策来改善风电接入后电压变动超标问题。

2.3.1 风力突增时采取的对策

（1）措施1：利用风机自身的功率变化率控制功能，限制风电场功率变化率在0.05 pu/s以内。采取措施1效果见图3，母线电压波动和电压水平均合格。

（2）措施2：在“十二五”期间规划新增的风电场升压站分散装设SVC，作为动态无功调节的手段，规模按照本风电场装机总容量的±20%配置。采取措施2的效果如图4所示，由图4可见，福州、莆田接入点电压变动最大值由8%～9%下降到4%～5%，且莆田电网电压水平合格。

（3）措施3：在风电接入变电站集中装设SVC，SVC容量按该站连接的风电场装机总容量的±20%配置。采取措施3的效果如图5所示，由图5可见福州、莆田接入点电压变动最大值由8%～9%下降到4%，且莆田电网电压水平合格。

可见，利用风机的功率变化率控制功能可有效改善因风力突增引起的电压波动，动态无功补偿设备也可以起到良好的控制效果。

2.3.2 风力突降（切机）时采取的对策

突然切机后，风机的功率变化率控制失去意义，只能依靠电网或/和风电场的无功快速调节能力来控制。在此以莆田110 kV埭头变的母线电压为例进行分析，4种计算情况如下。

（1）风机初始功率因数为1，风机切机后没有进行无功调控。该情况下电压变动最大达6%。

（2）情况同（1），但风机初始功率因数为0.98。该情况下电压变动小于3%。

（3）在埭头变连接的“十二五”规划新增的风电场升压站分散装设SVC，规模按照本风电场装机总容量的±20%配置。

（4）在埭头变集中装设SVC，SVC容量规模与（3）相同。

图6给出4种控制情况下的电压变化情况，由图6可见：正常运行时，如果风电场的一部分无功补偿由风机自身发出，切机后将有利于降低电网电压升高的幅度；装设SVC对改善电压水平有明显作用，而且在同等规模的条件下，在新增风电场的升压站装设SVC的效果与在风电的接入点装设SVC的效果相差不大。

2.4 小结

综上，风电接入将对福建电网电压水平和电压波动造成不利影响，需要采用技术措施加以解决。

（1）风电机组运行时的功率因数值要通过分析计算来确定，不能固定地调整为只发有功。

（2）风机应配备功率变化率控制功能，减少因风力增加对电压水平造成的影响。

（3）如果风机运行的功率因数可以保持在滞相（比如0.98，当风减弱后无功出力也随之减小），风力突降情况下，大部分公共连接点电压变动可以满足要求；但是，如果风机的功率因数保持在1.0，并且风力突降后没有其他无功调节能力，则风电场升压站需要装设动态无功补偿设备，如SVC、STATCOM。

（4）经计算比较，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。

（5）按照仿真结果，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“十二五”新增风电装机总容量的至少约20%配置（即进相0.98～滞相0.98）是必要的。

（6）目前，福建电网中的风电场均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规模累积到一定程度时，会对电网电压造成影响。因此，规划接入风电的公共变电站在设计中宜考虑预留SVC的装设位置。

3 风电开发对电网调峰调频能力的要求

3.1 电网调峰能力分析

风电发电过程具有随机性和不可控性，有可能在负荷低时大发，而在负荷高时少发或不发电，对电网调峰有不利影响。根据福建现有风电运行统计资料和设计资料对风电需要的调峰能力进行推算，所采用的典型风电出力曲线见图7。

根据目前的电网规划，“十二五”期间福建省核电开发容量约6000 MW，此外还可能从省外接受较大规模的“西电东送”容量，但规划投运的抽水蓄能机组装机仅1200 MW。调峰计算显示，在上述计算条件下，2015年福建电网调峰能力能够接纳的风电大致为1600 MW。如果2015年风电规模达到2400 MW，福建电网将存在调峰容量不足的困难。风电对福建电网调峰的影响，今后还需要在跟踪收集各地区风电机组的实际出力曲线的基础上，通过专题研究来确定。

3.2 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，也称风电穿透功率。根据欧美的统计数据，这一比例达到10%是可行的[3]。2015年福建已建及规划风电总容量约2400 MW，考虑一定同时率后，占福建电网低谷方式下电源总出力（21000 MW）的比例不超过10%。

在福建与华东联网解开的极端条件下，计算发现：当风电规模达到约2500 MW后，全部切机后福建电网最低频率降低0.48 Hz，接近49.5 Hz。因此，从维持频率合格的角度看，当福建电网孤网运行时，2015年福建风电装机不宜超过2500 MW。

根据电网规划，“十二五”期间福建电网不仅将加强与华东的500 kV联络，而且还将通过特高压与全国联网。在此情况下，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，2400 MW风电出力变化对系统频率的影响完全可以限制在合理范围内。

3.3 提高电网调峰能力的对策

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，例如加大抽水蓄能电站、燃气电厂等快速调节电源的建设规模；同时需要启动并推进对福建沿海风电场出力预测工作，加强对风电场运行的调控管理，增强风电功率的可预知性和可控性。

4 对电网暂态稳定和短路电流的影响

4.1 对电网短路电流的影响

利用BPA软件对风电场接入电网的公共110 kV母线2015年短路电流进行计算，结果如表2所示。由表2可以知道这些站点的110 kV母线短路电流不会超过设备的遮断能力。

表2 接入风电的变电站110 kV母线短路电流Tab.2 110 kV bus short-circuit current in stations connected with wind power kA

4.2 对系统暂态稳定的影响

4.2.1 对主网暂态稳定性的影响

福建沿海风电场地理位置一般比较偏远，在风电场接入系统时，应重点研究动态稳定性等系统安全稳定问题[8]。

“十二五”期间福建500 kV电网潮流呈现“北电南送”的特点。在各种风机出力情况下，对福建电网500 kV线路故障的临界切除时间进行扫描比较后发现：（1）风电零出力与满出力情况下对电网暂态稳定性影响不大。（2）在北部风电满发，南部风电停机的方式下，福建电网“北电南送”的输电压力加大，系统暂态稳定裕度也有所降低。但是总体而言，“十二五”期间考虑总计2400 MW的风电规模，福建电网的暂态稳定性仍可以满足要求。

4.2.2 风电场切机对电网动态稳定的影响

研究中发现，如果对风电场进行部分切机操作，在风电接入片区110 kV电网母线电压曲线中会观测到发散式的低频振荡，但是如果全部切机则观测不到，参见图8。施加SVC电压控制后，电压的振荡有所减轻，但仍然呈发散态势，不能完全抑制。这一现象虽不会明显影响到福建主网的功角稳定，但是会直接造成110 kV电网的电压波动超标，需要进一步研究其机理并采取控制措施。初步考虑采取以下2种措施：（1）在部分同步风力发电机加装类似PSS的装置。（2）在规划装设的SVC上安装附加阻尼控制器[9-10]。

5 结论

（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，2015年福建电网基本具备接纳2400 MW风电的能力。

（2）风电并网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。

（3）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2400 MW，福建电网将存在调峰容量不足的困难。要增大福建电网接纳风电的能力，需要加大抽水蓄能电站、燃气电厂等调峰电源的建设规模；为了增强风电功率的可预知性和可控性，需要启动并推进对福建沿海风电场出力预测以及风机调控的研究，以便有计划地安排运行方式和开展有效的调度管理，保证电网安全经济运行。

（4）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、稳定等因素而定。对于电网电压水平对风力波动敏感性较强，且电网送出压力较大的福清、平潭以及莆田秀屿片区，建议稳妥推进风电开发进度，使风电的开发进度与电网的逐步加强保持协调。

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