大规模风电并网对电力系统的影响及分析

[摘 要]风能因其可再生、无污染等特点，是新能源中具有极大发展潜力的一个领域，合理利用风能，既可减少环境污染，又可减轻能源短缺的压力，综合社会效益十分可观。风电开发还具备建设周期短、投资灵活、运行成本低等优点。

[关键词]风电，电力系统

中图分类号：TM614 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）37-0087-01

安徽萧县官山风电场工程以风能为动力，是符合国家新能源政策的节能型环保项目。根据电力平衡，风电场电力全部在宿州地区电网就地消纳，对缓解地区电网供电压力也将发挥积极作用。

一、宿州公司风电建设现状：

萧县灵山风电场拟安装单机容量 2000kW 的风力发电机组24台，总装机容量为48MW。本期工程不新建升压站，与官山、天门风电场合用1座升压站。接入系统方面：安徽电网对萧县风电的消纳能力根据省网调峰平衡，2010～2015 年省网盈余 610MW 以上的调峰容量，按风电反调峰率取1，安徽电网可接纳610MW的风电装机；按风电反调峰率取0.6，则可接纳1000MW以上的风电装机。结合省内目前已投产及规划风电装机容量，安徽电网“十二五”期间可接纳萧县风电全部容量。

二、宿州风电场接入方案

风电场接入系统方案根据宿州电网现状及发展规划，结合萧县风电装机规模、消纳范围，在前期风电场接入系统方案基础上，设计单位对本工程接入系统提出以下2个方案：

方案一：本工程以 2 回 35kV 集电线路接入 110kV 升压站35kV母线，与官山、天门风电场共用1回110kV线路接入马井变。

方案二：本工程采用分散接入方式，各以 1 回 35kV 线路接入马井变、黄桥变35kV母线。

会议对报告中提出的2个方案进行了深入讨论和分析，参照之前确定的萧县风电统一并网原则，确定本工程以方案一接入系统，即灵山风电场以 2 回 35kV 集电线路接入官山 110kV升压站，与官山、天门风电场共用1回110kV线路接入马井变，线路长约 35km，采用 2×240mm2钢芯铝绞线。35kV集电线路选取240mm2钢芯铝绞线。风电机组采用额定功率2000kW的双馈异步发电机组，额定电压0.69kV，额定功率因数在-0.95～+0.95之间连续可调。本期升压站主变采用1台三相双绕组有载调压变压器，额定容量50MVA，主变额定电压115±8×1.25%/37kV，阻抗电压10.5%。升压站本期110kV侧主接线形式不变；35kV侧本期采用单母线分段接线（与前期35kV母线不联）。4.无功补偿及电能质量根据无功平衡，并参考萧县风电场电能质量评估报告中的结论，在适当考虑风机无功调节能力的情况下，萧县风电升压站一、二期工程配置8Mvar固定式电容器及±10Mvar动态无功补偿装置（SVG）；本期在升压站再配置 5Mvar 固定式电容器及±10Mvar SVG。根据电能质量评估，灵山风电场投产后，萧县风电引起系统侧母线电压波动、电压闪变及谐波电流均满足国标要求。

按照《风电场接入电力系统技术规定》等相关标准，本风电场应满足系统对其无功和有功功率调节、最大功率变化率、紧急控制及低电压穿越等相关要求。

三、宿州风电场继电保护及安全自动装置

1、风电场升压站～马井 110kV 线路：线路两侧各配置 1套光纤分相电流差动保护装置，含有完整的后备保护功能。为避免风力发电机组磁场重建对电网造成冲击，本线路两侧重合闸停用。

2、风电场升压站 110kV 侧本期为线变组接线，不需配置母线保护。

3、风电场升压站 35kV 侧配置 1 套微机型母线保护装置。

4、在风电场 35kV 集电线路升压站侧配置三相式速断、过流保护装置（单相接地故障时快速检测、快速跳闸），两侧保护重合闸功能停用，均按保护测控一体化设计，由本体工程计列。

5、升压站配置 110kV线路故障录波器柜 1 面（与主变共用）。

6、在升压站装设 1 套频率电压紧急控制装置。

7、升压站配置 1 面继电保护及故障信息处理机柜。

四、我国风电发展现状及特点；

1、风电发展速度：

我国风电起步晚、发展快、成熟期短、近三年装机增速是世界水平的4倍。

2、风机技术水平：

（1）风机基本结构分；恒速风电机组、双馈变速风电机组、直驱发电机组。

（2）单机容量越来越大。

（3）机组性能不断提高。

（4）发电机组低电压穿越能力。

（5）发电机组功率曲线。

（6）风电核心技术为少数发达国家掌握。

（7）我国风电技术以引进消化为主。

3、接入电网方式：

（1）分散接入。

（2）集中接入。

风电运行特点：

（1）风电出力具有随机性、间歇性。

（2）风电出力有时与电网负荷呈现明显的反调节性。

（3）受气象因素影响，风电出力日间可能波动很大。

（4）年利用小时数较低。

（5）功率调节能力差。

五、我国风电接入电网运行控制：

1、由于发电机组不能有效参与电网频率调整，电网频率调整必须有传统电厂分担，在大规模风电接入电网情况下，随着风电装机容量在电网中比重增加，参与电网调频的电源容量比例显著下降，需同步配套相应容量的调频电源。

2、大规模风电集中接入，对电网调峰性能提出了更高的要求，必须依据电网内电源配置情况，调峰能力及特点，采用风火，风火打捆外送方式等配套建设相应容量的调峰电源。

风力的间歇性、随机性造成风电场功率可预见性差，要求系统提供更高的备用容量。

3、风电机组的低电压穿越能力需要引起足够重视。在风电装机比例过大的电网，由于系统故障或就地引起风电机组在电网低电压期间的大面积的脱网，将会导致电网潮流的大面积转移、输变电设备过负荷、潮流断面过极限甚至引起频率稳定、电压稳定破坏事故，对电网的安全稳定运行影响较大。

4、对风电机组低电压穿越能力的要求在多个国家均有强制性规定，我国目前还没有这方面的国家标准。国家电网公司已制定了相关标准，应将此标准引为国家行业标准并强制执行。

六、大型风电场接入系统的可靠性评估方式及相关措施：

风电场供电间歇性和波动性对发输电系统影响很大，经过不同节点并网对系统可靠性影响差距非常明显，要根据电网实际情况和网络结构选择合适的并网方案，电网可靠性的提高有助于改善风电场接入电网的可靠性。