并网风电机组对电网稳定性的影响

颜世涛

摘要：随着风力发电技术的快速发展，大型风电场并网比例越来越高。风电并网对电力系统的影响范围逐渐扩大，对电力系统稳定运行带来的影响越来越值得关注。风电自身的特殊性不同于常规能源发电系统，并网型风力发电系统对电网的稳定性影响也与常规电力系统有所不同。因此，从风电机组自身特点出发，分析了风电并网对电网系统电压和频率的影响。

关键词：并网风电;风力发电;电网稳定性

目前，电网运行通常采用自动发电控制（AGC）进行管理。经验表明，在风电穿透率高的电网中，若仍采用以往的管理方式，将影响电网的安全与经济运行。在电网正常运行中，系统的转动惯量越大，频率调节特性越好。当电网频率大幅度下降时，系统惯量对频率稳定起决定作用，惯量越低系统频率下降变快。在严重频率事故中，系统惯量的下降不利于维持系统频率的稳定。

1 风力发电运行的特点

随着大型风电场接入电网实际运行，并入电网的风电容量急剧增加，大型风电场已然成为电力系统电源的重要组成部分。风力发电与常规能源发电有所不同，现代大型风电场发电具有以下几方面特点：（1）无污染，可再生，投产快，运行管理自动化程度高;（2）大型风电场多建于风能充足的“三北”地区，远离沿海负荷中心，具有大规模、集中化及远距离的特点;（3）风电出力无规律且大小变化快，具有很强的随机性与间歇性，波动幅度大，波动频率无规律，部分时段与电网负荷呈现明显的反调节特性;（4）异步风力发电机组的大量使用，会导致实际运行过程中风电机组发出的有功功率大量吸收电网的无功功率，造成机端电压波动大;（5）风电功率的调节能力较差，若不采用弃风运行方式，只能进行有限的功率调节，而由于机组的运行特性和风能的不确定性，风力发电不具备常规火电机组的功率调节能力。

2风电并网对电网稳定性的影响因素及应对措施

2.1频率稳定性

2.1.1产生原因

追求风能的最大化利用，风电机组通常在最大功率点运行，不提供有功备用，无法在系统频率下降时提供类似传统机组的调频等辅助服务。如果缺失的这部分惯性响应和频率调节能力得不到补充，将使系统整体惯性和频率调节能力减弱，使系统在扰动（机组脱网、线路故障、负荷突变）下的频率变化率增加、频率最低点降低、稳态频率偏差增加，发生频率稳定性问题更频繁。

2.1.2应对措施

变速型风机具有较大的控制灵活性，通过调整控制目标和控制策略，可以使机组主动响应系统频率的变化，使其具备类似于传统机组的惯性响应和频率调节能力。目前，风力发电机组主要通过转子惯性、超速和变桨方式进行有功功率控制，以参与系统频率的调节。（1）转子惯性控制。转子惯性控制是风电机组运行过程中，通过改变机组转子侧变流器的电流给定，控制转子速度发生临时性變化情况下短时释放/吸收风电机组旋转质体所存储的部分动能，以快速响应系统频率的暂态变化，提供类似于传统机组的转动惯量。转子惯性控制适用于全风速工况，可提供惯性响应，对系统动态稳定性贡献大，响应速度快;但持续时间较短，转子转速恢复造成频率二次降低，低频低风速和高频高速时，难以提供有效惯性。（2）转子超速控制。转子超速控制是控制转子超速运行，使风机运行于非最大功率捕获状态的次优点，保留一部分的有功功率备用，用于一次频率调节。转子超速控制适用于中低风速工况，响应速度快，对系统动态稳定性贡献大，提供一次调频备用;但在高风速时，难以提供系统要求的备用容量，风速波动性影响提供备用容量的可信度，采用减载发电模式在一定程度上降低了风电场效益。（3）变桨距控制。变桨距控制是通过控制风机的桨距角，改变桨叶的迎风角度与输入的机械能量，使其处于最大功率点之下的某一运行点，从而留出一定的备用容量。风况一定的情况下，桨距角越大，机组留有的有功备用也就越大。变桨控制主要用于高风速工况，提供一次调频备用，调节能力强，调节功率范围广;但受机械特性限制，响应速度较慢，对系统动态稳定性贡献较小，桨叶机械损耗增加，降低机组运行寿命，风速的随机波动影响备用容量的可信度。基于以上分析，很多研究提出将风电机组上述调频手段进行组合应用，以形成优势互补，提高风电调频能力和运行的经济效益。风电机组的组合控制有效利用了自身调频手段的优点，但也不可避免受制于风速变化和机组运行状态的影响，在全风况下参与系统一次调频和惯性响应的容量可信度难以得到有效保证。

2.2电网无功欠缺

2.2.1产生原因

并网风电场主要由风电机组、变压器、输电线路、升压站主变等感性设备组成，这些设备在正常运行时，需要从电网吸收一部分无功功率。若不对其进行控制，将导致电网无功欠缺，增加输电线路损耗，降低传输容量。当风电场内部或电网出现扰动时，易引起系统电压失稳，给电网的稳定运行带来威胁。

2.2.2应对措施

风电场的无功补偿分为静态和动态两种。由于静态无功补偿装置无法实现动态无功补偿，通常与动态补偿装置配合使用。动态无功补偿装置主要有同步调相机、晶闸管控制电抗器（TCR）、晶闸管投切电容器（TSC）、静止无功补偿器（SVC）、静止同步补偿器（STATCOM）等。风电场在进行电能质量治理时，经常选取的无功补偿装置有静止无功补偿器（SVC）和静止同步补偿器（STATCOM）。（1）静止无功补偿器（SVC）。通过加装SVC进行电能质量治理的主要原理是当风电场电压下降时，SVC发出无功功率，使节点电压上升;反之，当节点电压升高时，SVC吸收无功功率，使节点电压下降。风电场并网点通过加装SVC可以动态调节风电场无功功率，平滑电压波动并改善谐波，对风电场的电能质量进行治理。（2）静止同步补偿器（STATCOM）。STATCOM的优点在于动态连续补偿功率因数，可以发无功，也可吸收无功，自动补偿系统风电场所需要的无功功率。一方面有效解决了谐波干扰投切并联电容器装置的问题，另一方面，可根据风电场实际要求抑制或治理谐波，改善电能质量。STATCOM与SVC相比，在技术上具有以下一些优势：1）响应速度快。SVC的响应时间约为20～40ms，STATCOM的响应时间为5ms，更有利于风电场电能质量的快速改善。2）谐波电压小。STATCOM由于采用电力电子逆变技术的无功补偿方法可以消除自身输出电压中的谐波成分。在用STATCOM进行电能质量治理时，系统的谐波电压更小。3）输出特性好。风电场并网点在电压较低时，STATCOM可以注入更大容量的无功功率，提高并网点的电压，相比同容量的SVC更具有技术上的优势。4）占地面积小。同容量的STATCOM占地面积仅为SVC的1/3～1/2。尽管STATCOM在技术上更有优势，但SVC在价格上更为经济。SVC的价格一般在180～300元/kVar，而STATCOM为1000～1500元/kVar。因此在实际应用中，需根据治理目标综合考虑成本和技术上的最优组合，使综合治理成本最小。

3结论

风电场接入对电网的稳定性影响主要包括电压失稳和频率波动两个方面，但二者产生机理有所不同。电压失稳主要是由于风电机组并网运行过程中吸收大量的无功功率，导致系统无功缺额，进而造成电压的不稳定，使得机组脱网运行。频率失恒主要是因为风电场并网使系统惯量减少，在风电出力波动的共同作用下，系统频率快速降落，最终导致系统崩溃。为系统装设SVC、STATCOM等无功补偿装置，能对系统提供无功支撑，改善风电系统电压稳定性。此外，需加大储能系统的研究力度，以期减少系统频率波动，减少风电场对系统的负面影响。

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