淺談并網型風力發電機的相關問題

朱月華

貴州工業職業技術學院 貴州 貴陽 550000

引言

目前，一般大型風電場的風能資源及場地條件比較好，但電網較弱，負荷很小。為了輸送和消納大量的風電，需要研究輸電電壓等級、電網結構及輸電方向等，這些是風電場接入電網前期工作要考慮的內容。電網是電能的集散地，是電能供求的平臺。建設一個結構合理、抗干擾能力強、運行靈活的電網是保證安全可靠供電的首要條件。

1 風電場與電網相互影響

風電場向電網輸送電能時必須保證一定的電能質量，通常電能質量由頻率、電壓、諧波、閃變和三相不平衡度組成。

2 風電并網分析計算

風電并網與常規電源并網，在風電并網計算分析方面有所不同[1-3]：其一，常規電源是將發電、輸電捆綁在一起建設的。風電場由于容量相對較小，電量只有同容量火電的l/3～1/2，通常是接在離電網最近的末端變電站上，利用電網現有的傳輸容量，輸送風電電力。其二，常規電源的發電機均為同步發電機，單機容量達數百兆瓦。風力發電機以感應發電機或雙饋型感應發電機為主，單機容量較小，一般在發出有功的同時，要從電網吸收無功功率。在發電機的數學模型上，兩者是不同的。其三，風電電力是間歇的、隨機的，因此，風電電力一般不參與電力平衡。

3 風電并網技術規定

風電隨機性和間歇性的特點，給電網的正常運行帶來一定的影響，因此，對風電并網提出了一系列技術規定，旨在協調電網與風電的相互關系，旨在促進風電的快速發展和技術進步。

風電并網點有6個電氣參數：電網頻率f、頻率偏差Δf、電網電壓U、電壓偏差ΔU、風電輸出有功P和風電輸出無功Q。其中Δf和ΔU是派生的[4]。頻率是由全電網的有功平衡決定，電壓是由風電場及周邊無功平衡決定，有功功率是由風能資源和風力發電機組參數決定的，無功功率一方面取決于風電場的無功調整及無功控制，另一方面取決于受電網與風電場并網節點的無功流向。在電網公司《風電場接入電網技術規定》（Q/GDW 1392-2015）中對上述4個參數提出如下的基本要求。

3.1 頻率

風電場可以在表1所示的頻率偏差下運行。

表1 風電場在不同電網頻率偏差范圍下的允許運行時間

表1給出了電網頻率偏離時對風電場運行的要求。由表可知，如果頻率在規程允許的范圍內（49.5～50.2Hz），風電場和電網都在正常運行狀態，要求風力發電機組連續運行。如果電網頻率在48～49.5Hz，表明電網略缺有功，此時，每次頻率低于49.5Hz時要求風電場具有至少能運行30min的能力，不要急于退出，能給電網以支持。如果頻率有少許向上超標，大于50.2Hz，表明電網有功略有過剩，要求風電機組具有至少運行2min的能力，并執行電網調度部門下達的高周切機策略，不允許停機狀態的風電機組并網[5-6]。如果電網頻率低于48Hz，根據風電場內風電機組允許運行的最低頻率而定。

3.2 電壓

風電場并網點及周邊節點的電壓由風電場的無功補償及控制方式來決定，同時與電網的結構與無功流向有關[7-9]。對風電場的電壓要求，體現在風電場應配有一定的無功補償容量和無功調節于段。當并網點電壓在額定電壓的90%～110%時，則風電場能正常運行。如果電壓偏高或偏低，則風電場可通過投切電容器組或電抗器組來調節局部無功功率的平衡，以達到調節電壓的目的；也可通過調節風電場升壓變壓器的分接開關，來調節風電場到電網的無功流向，達到調節電壓的目的[10]。此時，升壓變壓器必須具備有載調壓的功能。電壓問題與無功問題是緊密相關的，無功功率平衡（穩態平衡與動態平衡）了，電壓及電壓偏差就可保證在容許值之內。

3.3 有功功率

風電場的有功功率是由實時的風速和風向等因素決定的，國外有的技術規定對風電場的有功功率變化提出了要求，我國只對有功功率變化率提出了要求，即在風電場連續運行期間，控制有功功率的變化速度[11]。這一要求是為了使風電與電網中常規電源的調節速度和負荷上升和下降的速度相匹配。如果風電電力變化過大、速度過快，則有可能引起電網中的功率振蕩。

在電網處在非正常運行狀態時，有可能對風電有功出力進行限制。例如，在午夜，當電網負荷很小，電網頻率過高，常規電源的調頻容量已降到最小，此時，只有2種選擇，一種是讓電網頻率繼續升高，頻率偏差將超過正常值，電能質量將難以保證；另一種是限制風電出力，使電網頻率恢復到正常值[12-13]。這樣，風電場雖損失了部分電量，但有效提高了電網的電能質量水平。比如，當電網內發生故障時，考慮預防風電并網送出線路發生過載，應當降低風電機組的有功出力，否則，有可能引起線路過負荷跳閘，造成風電場大量甩負荷的更大損失。

3.4 無功功率

風電場的無功補償和控制方式，是保證電壓質量的基礎。補償的總容量和每一步的調整容量多少，是否需要連續調節，選用何種補償設備，補償地點的選擇等，需要在并網仿真計算分析中確定[14]。因此，在仿真計算中正確模擬風力發電機組的P-Q特性很重要。

對于采用雙饋型風力發電機組，風電機組功率因數COSΦ值可在進相0.95到遲相0.95之間變化。見圖1，這里，所謂進相0.95到遲相0.95之間，有兩種含義：一是指只能運行在該區間的某條直線上，如直線a、b或c；二是可運行在進相0.95到遲相0.95之間所圍面積（直線段EF-GH所圍面積）的任何點上。后者比前者技術更為復雜、價格更昂貴。

圖1 雙饋風力發電機組有功—無功特性

一般來說，風力發電機組制造商供貨時選用線段b，即風力發電機組機端節點與電網交換無功功率恒定為零。

4 風電場功率預測

風電場的輸出功率是隨機性和間歇性的，某些區域內1～2h風電功率的波動可能達到幾百兆瓦。隨著區域內風電裝機容量的增大，其輸出功率的波動會更大，給地方電網調度帶來了不少壓力。另外，為了保證發電用電的平衡，系統需要留有較多的旋轉備用電力，這將增加大電力系統的運行維護成本，還給電力系統的安全穩定運行帶來一定的風險和隱患[15-16]。因此,風電功率的預測對于調度安排系統的發電計劃、保證電力系統的安全穩定運行具有重要意義。

風電功率預測的目的是將隨機的風電功率特性變為可預知的，可按事先安排的功率進入電網，以減輕電力調度部門的壓力。電網中負荷的總功率，每個時刻必須與發電總功率相等，這樣才能保持電網的運行頻率為50Hz。以日運行方式為例，首先是進行負荷預測，根據預測的結果，然后安排電源出力，并送中心調度所AGC（自動發電控制）系統，以指導系統運行方式。

電網日負荷曲線是以負荷的歷史數據為基礎，再考慮當前的氣象因數和節假日因數，然后選用各種算法并編程求解。負荷的歷史數據一般是指前18個月的負荷記錄，按每15min記錄一個點，每日記錄96個點的數據[17-19]。這些數據保存在相應的數據庫中，并按時刷新。氣象因數是指考慮氣候對負荷的影響，如氣溫過高，空調負荷將增加；氣溫過低，取暖負荷將增加；氣候干旱，農灌負荷將增加等。節假日因數是指周末等雙休日對負荷的影響。計算機求出的負荷預測值，仍要結合專家的分析來最后確定。

日負荷預測曲線大致可分為基荷、腰荷和峰荷。通常基荷由大型煤電來帶。早高峰和晚高峰，由啟、停比較方便的水電、抽水蓄能電站或燃氣輪機電站等來帶。腰荷則進入電力市場，競價售電。這樣、每日的電力、電量都作了預安排。當然，電網也留有-定的旋轉備用容量，以便應對突發事件對電力的需求。

如果本電網的風電電力不參與上述預測過程，則風電以隨機的方式切人或退出，從而使腰荷部分電力重新分配。以切入為例，風電的切入，使電源總功率大于負荷總功率，電網將產生頻率正偏差（Δf）[20-21]。在正偏差（Δf）作用下，所有電源的調速系統按調差系數來調整本機的出力。同時，所有負荷按自己的靜態頻率特性，改變從電網吸收的有功功率，直到達到新的平衡點。這一過程稱為電網的一次調頻，正偏差（Δf）使發電出力減少，使負荷功率增加；負偏差（Δf）使發電出力增加，使負荷功率減少。一次調頻從原來的平衡點進入新平衡點，伴隨有靜態過程和動態過程。

風電比例較小時，通過電網的一次調頻足以達到新的平衡點，并能滿足電能質量指標的要求，當風電比例較大時，一次調頻有時會無法滿足要求[22]。以低谷負荷時風電切入為例，電網低谷時，系統已處在機組的最小出力狀態，這類機組是保證電網中熱負荷的最小開機，不能停機；風電切入時，無常規電源出力可以下調，電網功率處于不平衡狀態，只有對風電電力進行限制。

為了解決上述問題，要對風電場進行風電功率預測，并將出力預測結果與電網日負荷預測的結果進行疊加對照，對照后所得到的曲線，相當于對不可控的風電場出力進行了一定程度的預測，使之變為可控，前提是要求預測數據有一定的精度。

5 結束語

以風力發電機的并網產生的技術問題為出發點，對相應指標進行了概述性分析，并結合國內相關標準對指標在工程應用方面提供了相關參考依據。