臨沂風電對局部電網影響

姜慶密，李玉峰，亓富軍，牟 軍

（臨沂供電公司，山東 臨沂 276003）

0 引言

風能作為低碳經濟發展中清潔的可再生能源，越來越受到世界各國的重視。 隨著風電技術日益成熟，應用規模越來越大。 風電已成為我國能源結構中重要組成部分。大量風電機組的并網發電，必然會對現有的電網結構造成沖擊和影響，給電網運行調度和控制帶來極大挑戰。 因此，亟需探討風電場運行對電網穩定性和電能質量等方面的影響及電網調度管理問題，確保電網的可靠性、安全性與穩定性。

1 臨沂電網風電場發展現狀及接入電網情況

臨沂電網現有并網風電場1座（沂安中廣風電），位于沂水境內西北部山區，一期共裝有變速恒頻雙饋式異步發電機組82臺，單機容量為850 kW，總裝機容量為69.7 MW。經110 kV穆安線接于220 kV穆陵站與系統并網。

220 kV穆陵站由220 kV賢穆線、水穆線環網供電，正常方式下2號主變運行、1號主變備用，1號、2號主變均為SFSZ10-180000/220型。一次系統接線如圖1所示。

圖1 穆陵站接線及負荷情況示意圖

2 穆陵站負荷情況分析

穆陵站工業負荷約占45%，其中礦業、鑄造業、水泥產業約占40%，農業負荷、第三產業負荷所占比例也非常大，負荷綜合特性使得該站負荷峰谷差波動較大。

表1 2011年220kV穆陵站全站月有功負荷最大最小統計表MW

表1為穆陵站2011年全年月有功負荷最大、最小統計表，由統計數據清晰可見，穆陵站在5月、11月有兩個年度負荷高峰期，1月、2月和9月相對處于年度負荷低谷期，年度負荷曲線程M型，最大負荷波動范圍達50MW，年度負荷峰值差較大。穆陵站年度最小負荷即為該站基礎負荷，除11月表現特殊為29.7MW外，全年一般在18.5～25 MW之間，年度谷值差變化范圍較小、趨于平緩。

2011年穆陵站最大負荷發生在11月3日17∶30，為99.747 MW。 最小負荷發生在6月23日02∶44，為18.549 MW，詳見圖2、圖3有功負荷日曲線所示。

圖2 2011年11月3日穆陵站年度最大負荷時日曲線表

圖3 2011年6月23日穆陵站年度最小有功負荷時日曲線圖

3 風電對穆陵站等局部電網的影響分析

3.1 對局部電網有功潮流的影響

當沂安中廣風電出力FD小于穆陵站110 kV區地方負荷FH1與35 kV區地方負荷FH2之和時（圖1），穆陵站2號主變有功功率的流動方向從主變高壓側流向中、低壓側，流向不發生改變，主變負荷匯同風電負荷共同供電于穆陵站所有地方負荷，僅影響2號主變輸送負荷的大小，而對系統潮流方向基本沒有影響。

當風電場出力FD大于110 kV區地方負荷FH1與35 kV區地方負荷FH2之和時，一部分風電出力負荷流向2號主變中、低壓側供電于穆陵站地方負荷，另一部分風電出力負荷流向主變高壓側進入220 kV系統。如圖4、圖5所示。當沂安中廣風電場出力達到67 MW時，此時穆陵站負荷處于年度負荷低谷期，全站僅有45 MW左右，風電出力FD大于全站地方負荷，因而部分風電出力負荷經穆陵站2號主變向220 kV系統輸送，最高時達到21.9 MW。

圖4 2012年1月21日穆陵站100kV穆安線有功日曲線圖

圖5 2012年1月21日穆陵站2號主變220 kV側有功日曲線圖

風電場并網送出線110 kV穆安線與系統的連接處有功率潮流方向基本不發生變化，只有有功功率的大小隨著風速、風向的隨機性變化。

3.2 風電場及穆陵站無功潮流情況

沂安中廣風電場內現沒有配置無功補償設備，由于風電場長期并網運行，無論是否發電，變壓器都要吸收無功功率，其數量大約是變壓器容量的1%～1.4%，風機靠吸收系統無功來運行，且其本身無功補償容量又隨風機所發有功功率變化而變化，而風力發電受風力資源影響非常大。因此有必要深入研究風電接入電網的無功補償問題，從而抑制電壓快速波動對電網的影響。風電場中的風機也是分散排布的，其間隔距離較大，從系統吸收無功所經的線路較長，又會增加線路或變壓器損耗，因此風電場的無功補償也有一定經濟效益［1］。

表2為110 kV穆安線無功潮流隨沂安中廣風電機組有功功率出力變化情況統計表。

表2 風電出力聯絡線功率統計表

由表2可知，風電場處于零出力或較低出力狀態時，風電場內的無功功率損耗較小，風電向穆陵站輸送部分無功功率，其值最高可達1.67 Mvar。隨著風電出力的增加，風電場向電網輸送的無功功率將逐漸減小，當風電出力達到裝機容量的32%左右，風機本身的無功補償不足以補償這些無功變化時，風電送出線路上的無功潮流方向將發生改變，改由電網向風電場輸送無功功率，且輸送的無功功率隨風電出力的增加而增加，當風電場接近滿出力運行時，場內集電線路和變壓器等的無功損耗及大功率風電送出等，導致線路上無功損耗增大，需要電網向風電場送入大量的無功功率，其值最高可達12.77 Mvar。

表3 2012年1月穆陵站110 kV穆安線無功月統計表

表3為2012年1月110kV穆安線無功潮流統計情況一覽表。從表中也可以清晰的看到風電場與穆陵站之間無功交換的情況。

3.3 風電場對局部電網電壓穩定性的影響

3.3.1 風電場對局部電網靜態電壓穩定性影響分析輸電線路上電壓降的簡化計算

式中：ΔU為線路電壓降；P、Q為輸電線路出口輸出的有功功率、無功功率；R、X為輸電線路的電阻電抗；U為輸電線路出口的實際運行電壓。

當風電場并網處在零出力或線路輕載狀態時，由風電場向穆陵變電站倒送無功功率，由分析可知，式中PR遠小于QX，即PR-QX為負值，所以變電站均為電壓升。此時，若在小負荷方式下，穆陵站110 kV母線電壓將會越限運行。圖6為220 kV穆陵站在小負荷方式下，全站所有無功補償設備退出時，110 kV 1號母線電壓日曲線圖，在此狀態下，因全站負荷較輕，系統容性無功過剩，電壓值較高，若風電場再向系統輸入一定無功功率，將導致母線電壓更加越限，電網此時也缺乏有效的調節手段進行平衡。

圖6 2012年1月21日穆陵站100kV1號母線電壓日曲線圖

隨著風電場有功出力的增加，風電場內部和風電出力輸送線路上的無功損耗將逐漸增大，線路上剩余充電功率Q減少，根據式中在PR=QX時，電壓U停止上升。PR＞QX時，電壓U開始下降。 計算和實際運行的結果都顯示，風電場出力達到一定程度后，穆陵站母線電壓停止上升轉而下降。

在大負荷運行方式下，風電場由零到滿出力運行時，通過潮流計算得出的穆陵站P-V曲線如圖7所示。按風電并網導則規定，風電場的并網點電壓的允許偏差為額定電壓的-3%～+7%，顯然穆陵站母線電壓在合格范圍內。因此，在現有的網架和風電接入容量基礎上，穆陵站配置的無功補償裝置能夠滿足沂安中廣風電功率輸出的要求，系統的靜態電壓穩定性不會受到太大影響。

圖7 穆陵站在風電場無補償時P-V曲線

3.3.2 風電場對局部電網暫態電壓穩定性的影響分析

暫態電壓穩定判穩依據是系統受到大擾動或小擾動后，經計算系統中樞點電壓不低于75%額定電壓，且持續時間不超過1.0 s，并且電壓為減幅振蕩，逐步衰減消失。

風電場接入電網會對局部電網的穩定性造成一定的影響，影響程度與局部電網結構、風電機組暫態特性、短路故障類型等因素有關［2］。通過對風電場內部各短路故障仿真分析表明，在穆陵站負荷最大、風電滿發的狀況下，風電輸出線路發生三相短路故障時，對系統暫態電壓穩定性影響最嚴重。因此主要分析風電輸出線路三相短路時，對局部電網電壓穩定性的影響。

風電場送出線路穆安線發生三相短路故障后，保護裝置動作迅速切除風電輸出線路，穆陵站110kV母線電壓變化情況見圖8所示，其電壓能迅速恢復到故障前水平，不會破壞系統電壓暫態穩定性，也不會對地區電網的穩定性造成影響，系統的暫態電壓穩定性滿足要求。

3.4 風電場對局部電網保護的影響

3.4.1 潮流波動對主變保護的影響

由于風資源的風速、風向變化的隨機性，風力發電功率本身不可控制，穆陵站2號主變在實際運行中，220 kV側有功功率潮流方向隨風速、風向的變化、風電機組出力的大小而變化。圖9為2011年2月穆陵站2號主變220kV側有功月曲線變化圖，曲線清晰的表明了主變潮流方向的變換，由風電向220系統輸送有功功率最高時達33.88MW。

圖8 穆安線三相短路時穆陵站110 kV母線電壓情況

圖9 2011年2月穆陵站2號主變220 kV側有功月曲線變化圖

穆陵站1、2號主變均按多側電源降壓變壓器進行保護整定，并以1、2號主變220 kV側為主電源側。其高、中壓側中性點均直接接地運行。根據文獻［3］6.2.9.1、6.2.9.7 規定，為簡化配合關系，縮短動作時間，其高、中壓側復壓過流保護、零序電流Ⅰ段方向均指向本側母線［3］。而主變的繼電保護配置卻不能隨著主變高壓側潮流的方向變化進行相應的隨機調整，因而部分情況下會給主變保護的正確動作帶來一定困難，并有可能影響系統的安全穩定運行。

3.4.2 風力發電機在電網故障時故障電流對保護的影響

風力發電機自身配置了多種保護，系統發生故障時，隨故障性質和故障點位置不同，保護將動作于不同時限，迅速與系統解列［4］。從故障到與系統解列過程中，發電機將提供短時故障電流。在故障切除前，風力發電機以類似異步電機的方式提供短路電流。且其提供故障電流的時間與故障點位置有關。 風電發電機自身配置的保護，故障時能夠快速動作，因此風力發電機在故障時僅能提供短時故障電流，使電網中快速段保護受到影響，而帶時限保護不受影響，所以，相關電氣元件的保護裝置快速段保護整定計算時應考慮風電場提供故障電流的影響。

3.5 風電對局部電網功率因數的影響

由于風電場發出有功，吸收無功的特性，對局部電網電量關口功率因數產生了很大影響。

圖10為穆陵站在小負荷方式下，有功補償裝置全停時，風電場在輕出力或滿出力狀態下，穆陵站2號主變220 kV側功率因數曲線。

圖10 2012年1月21日穆陵站220 kV 2號主變功率因數日曲線變化圖

圖10 可見，在風電零或輕出力時，向系統輸送一定無功，穆陵站2號主變向中、低壓側僅輸送少量無功，主變功率因數接近于1，基本直線運行。在風力較大時，風電場向系統輸送大量有功，而吸收大量無功，有功又經2號主變向220 kV系統輸送，造成功率因數為負。潮流的波動，造成功率因數隨之波動，且幅度較大，無法調節控制，不利于電網經濟運行。

4 風電管理措施及建議

4.1 盡快配置雙向無功補償及濾波設備

沂安中廣風電在風電機組低出力運行時，缺乏感性無功補償，風電機組滿出力時又大量吸收系統容性無功，缺乏容性無功補償。為調節無功的平衡，改善風電場的功率因數和電壓穩定性。電網調度應對風電場電壓管理提出要求，風電場的無功功率應能實現動態調節，保證風電場具有在事故情況下具備調節并網點電壓恢復至正常水平的足夠無功容量［5］。無功補償裝置能夠實現連續調節，起到穩定電壓、減少電網諧波的作用，還能提高功率因數來節約電能。

4.2 增加穆陵站外接供電負荷

增加穆陵站外接供電負荷后，既能充分利用穆陵站現有1、2號主變壓器容量，又能抬高全站基礎負荷，調整有功潮流分布，使風電場所發出風電負荷直接供電于地方負荷，避免風電負荷經1、2號主變壓器向220 kV系統供電，減少潮流波動，提高電網的可靠性、安全性、經濟性。

4.3 鼓勵風電場開發風機有功、無功調節能力

雙饋式變速恒頻風電機組具備調壓能力，在發出有功功率的同時可以發出無功功率，并可根據系統需要在一定范圍內調節有功、無功輸出［6］。但從目前沂安中廣風電機組運行情況來看，其調節功能并沒有被充分應用，運行中風機有功、無功調節能力沒有被開發，其對無功調節的具體出力深度也沒有進行定量分析研究。

根據文獻［7］6.1.2規定，風電場應具備在線的有功功率和無功功率自動調節功能，并參與電網的有功功率和無功功率自動調節，確保有功功率和無功功率動態響應品質符合電網要求。

因此，應對風電場采用激勵政策鼓勵其參加電網運行，要求風電場對風電機組進行技術開發和改造，調節出力，配備相應控制系統使其能夠快速調節無功補償裝置等，以適應電網和風電場運行要求。

4.4 規范風電并網管理

嚴格執行 《風電場接入電網技術規定》等規范，要求后繼新建風電場必須具備電壓、頻率、無功、有功和低電壓穿越等控制功能。促進風電有序、規范、健康發展。

4.5 加強風電運行管理

加強對風電場的技術監督。認真執行《風電調度運行管理規范》等有關規定，規范風電場無功電壓、繼電保護、通信、自動化等專業管理。

加強風電運行分析。規范風電運行數據管理、加強風電數據的維護與分析工作；總結風機運行規律，為各種情況下風電調度控制積累經驗。

4.6 積極開發基于風電功率預測的優化調度系統

包括風電功率預測系統和風電運行控制系統，文獻［7］6.6規定：風電場應根據超短期風電功率預測結果，通過風電場集中監控系統，每15 min自動向調度機構滾動申報未來15 min至4 h的風電功率預測曲線。因此風電場和電網調度機構都有義務和責任去積極參與風電功率預測系統的應用和開發。應從風電運行管理機制上進一步提高要求，使風電功率預測系統成為調度運行的有效技術支持手段。

4.7 加大對風電場風機信息的采集和管理

應要求風電場公開風機控制信息、開放數據，將風機運行狀態信息向升壓站監控系統和調度側傳送，電網調度從宏觀掌控風電機組整體情況，為全網電力調度提供參考依據，為風電調度決策和運行管理提供科學的數據依據。

4.8 風機保護應與系統保護相互配合

風力發電機組的保護配置通常由廠家根據電力器件及風機各部分特性自行制定，未考慮風電場接入電網實際情況，隨著大量風電機組的接入，必然需要修正傳統的保護計算方式，充分考慮風機在事故等各種情況下的特性。風機保護應與系統保護相互配合，提高系統的穩定運行能力［8］。

5 結語

臨沂電網現有方式和風電規模下沂安中廣風電并網對局部電網潮流產生很大影響，但對局部電網電壓穩定性影響不大，對局部電網保護配合和整定產生了一定影響，風電管理系統、管理模式、技術支持手段等需要規范研究開發。隨著風力發電技術的迅速發展，風電場容量會越來越大，由此帶來的對系統的潮流、穩定、繼電保護、電能質量等方面的影響必將更廣、更深，這些都需要做進一步深入分析和研究。