摘要：风电并网是国际能源与电力技术发展的前沿和热点。随着能源危机与气候变化的加剧，各国政府通过政策引导、价格补贴等各种手段大力推动风电发展。
关键词：大规模；风电并网；技术问题；标准发展
引言
大规模风电快速发展的背后离不开并网术标准的有力支撑。风电产业涉及设备制造、规划设计、生产管理和调度运行等多个环节，需要建立各环节有机衔接的并网标准体系，促进电源侧和电网侧的整体协调，保障风电产业的健康可持续发展。
一、风电并网技术问题
1、稳态方面
在风电发展初期，世界各国电网运营商一般将其看作负荷来管理，仅仅关心其对局部电网电能质量方面的影响，并要求其按恒定功率因数发电。随着风力发电装机规模的不断增大，人们发现风力发电对系统的影响程度与系统的风力发电穿透率密切相关。所谓风力发电穿透率一般是指风力发电装机容量占电力系统所有电源总装机容量的比例。对于具体的电力系统，其风力发电穿透率极限主要取决于系统的电源构成、电网结构、调度机制(或电力市场机制)、系统中的储能容量及需求侧灵活性等因素，风力发电自身技术水平对穿透率极限也有影响。
考虑到风电并网对系统的影响，世界各国的风力发电接入电网技术标准和规程均对风电场提出了无功容量及电压控制、有功功率控制等方面的技术要求。
(1)无功容量及电压控制。风电场无功配置原则与电压控制要求是所有风电并网技术规定的基本内容，目的是保证风电场并网点的电压水平和系统电压稳定。对于风电场的无功容量配置，国家标准充分考虑到各风电场的无功容量配置需求与风电场容量规模及所接入电网的强度有密切关系，因此对不同规模及不同接入电压等级的风电场分别提出了相应的要求。
(2)有功功率控制。基于确保系统频率恒定、防止输电线路过载、确保故障情况下系统稳定的考虑，各国风电并网技术规定都对风电场有功功率提出了几种控制要求，包括控制最大功率变化率和在电网特殊情况下限制风电场的输出功率甚至切除风电场。部分风电并网技术规定还要求风电场应具有降低有功功率和参与系统一次调频的能力，并规定了降低功率的范围和响应时间，以及参与一次调频的调节系统技术参数。
2、暂态方面
由于风电机组一般采用异步发电机技术，无法提供主动励磁，电网发生故障时机端电压难以建立，因此在早期电网故障时一般都是采取切除风电机组的方法来处理。
随着风力发电接入电网比例的增加，为保证电力系统电力平衡及频率稳定性，在故障时将风电场切除不再是一个合适的策略，而是要求风电场能够在系统故障状态下实现低电压穿越，通过提供无功电流注入来帮助系统快速恢复稳定，并保证风电场在故障清除后能够快速恢复有功功率输出。
其中低电压穿越(LVＲT，LowVoltageＲideThrough)是指当电力系统事故或扰动引起并网点电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，风电机组(风电场)能够保证不脱网连续运行的能力。
该规定主要包括两点:
(1)风电场并网点电压跌至20%标称电压时，风电场内的风电机组能够保证不脱网连续运行625ms。
(2)风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到标称电压的90%时，风电场内的风电机组能够保证不脱网连续运行。
同时，对于总装机容量在百万千瓦级规模及以上的风电场群中的风电场，当电力系统发生三相短路故障引起电压跌落时，还应具备一定的动态无功支撑能力，具体要求如下:
(1)当风电场并网点电压处于标称电压的20%～90%区间内时，风电场应能够通过注入无功电流支撑电压恢复;自并网点电压跌落出现的时刻起，动态无功电流控制的响应时间不大于75ms，持续时间应不少于550ms。
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(2)风电场注入电力系统的动态无功电流IT应满足公式(1)的要求，如下:
IT≥1．5×(0．9－UT)IN，(0．2≤UT≤0．9)(1)
式中:UT为风电场并网点电压标幺值;IN为风电场额定电流。
二、并网技术标准发展趋势及建议
1、新的并网技术问题
一是系统转动惯量下降，系统抗扰动能力下降。在西北送端电网中，目前风电和光伏发电装机占比超过30%，到2020年将超过50%。由于风机转动惯量小、光伏发电没有转动惯量，而且目前新能源机组尚不参与调频调压，因此西北电网的抗扰动能力等同于下降30%和50%以上。在华东受端电网中，目前馈入的直流输电功率已超过其发电功率的20%，到2020年这一比例将超过40%，相当于华东电网抗扰动能力分别下降20%和40%以上。
二是系统调频调压能力降低，全网频率电压事件风险增大。目前风电光伏发电站不参与系统的调频调压，随着新能源机组出力占比不断增加，系统频率电压调节能力持续下降。系统大功率缺失情况下，极易诱发全网频率问题。同时，随着新能源并网容量快速增长，交流电网短路容量不足，应对无功冲击能力和电压调控能力下降。在西北送端电网，直流输电系统运行方式发生变化时，工频过电压比较严重;在华中和华东受端电网因为直流换流站替代了常规电厂，调压能力大幅下降，特别是直流系统换相失败过程中，从交流系统吸收大量的无功功率，电压崩溃风险增大。不过现有部分风电站配备了新技术设备来应对系统调频调压能力降低的问题。例如西昌风电，120台单机2.5MW直驱式机组，风机本身可以发少量无功，且配备了5台SVG（静态无功补偿装置）总装机102MW，还设置了AGC/AVC系统，可提升调频调压能力，提升电网的稳定性。
三是大容量直流送端系统动态稳定问题严重。2015年7月1日，哈密－郑州直流输电工程送端花园电厂3台机组由次同步振荡引起轴系扭振保护(TSＲ)相继动作跳闸，共损失功率128万。机组跳闸前后，交流电网中持续存在16～24Hz的次同步谐波分量。机组轴系扭振频率(30．76Hz)与交流系统次同步谐波分量频率(20Hz)互补，满足振荡条件。虽然目前相关单位已经从不同层面开展了研究并提出了应对措施，但并未从本质上揭示问题产生的根本原因，后继发生类似问题的风险依然存在，需要重点关注。
2、新的并网标准需求及建议
(1)高电压穿越能力。基于对西北、东北等区域电网仿真，并考虑变流器功率器件能够承受的过电压安全值，提出风电机组和光伏逆变器高电压穿越的具体指标，要求其电压耐受能力从现有标准的1．1倍额定电压提高至1．3倍额定电压，以提高新能源机组的可靠性，并满足电网安全运行要求。技术方面，国内已经有单位开展了风电机组和光伏逆变器高电压穿越能力检测工作，完成了某型双馈风电机组1．3倍额定电压、持续200ms的高电压穿越测试;某型光伏逆变器1．3倍额定电压、持续500ms的高电压穿越测试。
(2)频率适应性。考虑到目前特高压直流双极闭锁故障后，送端风电存在大规模脱网的风险，需要提高风电频率耐受方面的要求。技术方面，风电变流器采用快速锁相环跟踪电网频率，频率耐受范围宽广，在(50±2)Hz范围内能够可靠工作，参数调整后可在(50±10)Hz范围内运行。大容量并网型变速恒频风电机组本身的频率耐受能力可以在(50±2)Hz范围内，和传统机组一样远高于电网要求。
(3)惯量与一次调频。风电场应具有惯量特性，响应于快速频率变化，增加或降低其有功功率输出。传统同步发电机的惯量支撑功率几乎可以瞬间释放出来，是一种自发的即时响应，但考虑到风电机组频率测量需要的延时和可实现性，响应时间可规定不大于500ms。同时，风电场应能调节有功输出，参与电网一次调频。有功调频系数Kf应在5～20范围内，推荐为20;一次调频的启动时间应不大于3s，响应时间应不大于12s，调节时间应不大于30s，有功功率调节控制误差不应超过±2%PN(PN为风电场额定有功功率)。
结束语
风力发电对系统的影响程度与系统的风力发电穿透率密切相关。风电作为波动性可再生能源发电的一种，在我国经历了规模由小到大，范围由局部到全国的发展过程。从最初粗放式的数量扩张，到现在向提高质量、降低成本的方向转变，不同阶段面临的问题不同，从最初的无功电压问题，到后来的低电压穿越问题，再到动态无功支撑，技术标准的要求和指标也在随着问题的变化而变化。
参考文献
[1]国家电力监管委员会．风电安全监管报告[R]．2011．
[2]孙华东，张振宇，林伟芳，等．2011年西北电网风机脱网事故分析及启示[J]．电网技术，2012，36(10):76-80．
论文作者:李屹南
论文发表刊物:《电力设备》2017年第31期
论文发表时间:2018/4/16
标签：电压论文; 风电论文; 电网论文; 风电场论文; 机组论文; 系统论文; 功率论文; 《电力设备》2017年第31期论文;