伴随着人类社会的发展和科学技术的进步,面对日趋严重的环境与资源问题的挑战,从化石能源系统向以可再生能源为基础的可持续发展能源系统转变,已成为世界能源结构大变革的必然方向。在满足环境保护、节能减排及可持续发展要求的基础上，越来越多的分布式发电和分布式存储设备，需要并入电网运行。而在各种可再生能源发电形式中，风力发电以其技术和成本优势，已成为当前最具规模化商业开发前景的新能源发电形式。自2006年《中华人民共和国可再生能源法》正式实施以来，在过去的5年中,我国风能发电产业得到快速发展，同时也暴露出一些问题，尤其是“并网难”的问题成为制约新能源推广应用的瓶颈。

风能作为可再生能源的发电优势在于清洁、无污染,其不足之处在于它们是随机的能源,其与生俱来的不稳定性会对电网的调度、管理带来不便。对风力发电而言,还需要有配套的预报措施和储能装置,需要具备调峰能力,需要整个电网走向智能化;同时,我国风能资源丰富的地区往往是电网相对薄弱的地区,风力发电面临着电网不堪重负的问题;此外,风能和太阳能发电的成本仍高于常规能源,还需要国家实施电价补贴。因此,新能源发电要实现并网并且传输到负载终端,不仅要求发电企业加大投入保障发电的安全性与稳定性,而且要求电网企业加大电网建设和先进电网开发力度。

基于以上考虑,本文在阐述当前我国风力发电的基础上,对当前风力发电主流技术及其特点进行了分析,并进而从环保、噪声污染等方面分析了风力发电并网后所产生的一系列静态影响,分析了风电并网所带来的社会经济效益以及研究了风电并网对电网电压波动、网损及谐波等方面产生影响的原因和规律,以期对风力发电并入电网后对电网系统的影响进行系统探讨,为解决风电并网难的相关问题提供参考。

1 我国风力发电及并网发展情况

我国并网风电建设始于20世纪80年代,至今已有20多年的历史。在发展初期,风电建设速度缓慢,风电项目不仅规模小,装机容量不足1万千瓦,而且设备主要依靠进口,建设成本高,市场竞争力弱。到2002年末,全国风电装机容量仅为45万千瓦,最大投运机组为600千瓦。近年来,随着风电技术进步和国家产业政策的扶持,我国风电得到快速发展。“十五”期间,中国的并网风电得到迅速发展。2006年,中国风电累计装机容量已经达到260万千瓦,成为继欧洲、美国和印度之后发展风力发电的主要市场之一,2008年累计装机增长率为106%,提前两年实现了“2010年装机1000万千瓦”的国家规划目标。2005～2009年,我国风电并网装机容量以年均90%以上的速度增长。截至2009年底,我国风电并网总容量达1613万千瓦,同比增长92.26%。其中,2009年,风电电量为269亿千瓦时,同比增长105.86%,占总电量的0.75%(见图1)。这些风电装机主要分布在“三北”及东部沿海省区,其中,内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、河北五省区的风电并网装机均突破100万千瓦,内蒙古达到500万千瓦以上。截至2010年底,我国风电并网容量达3107万千瓦。

与此相对的是,目前已经确定的我国七大千万千瓦级风电基地中,多数都没有建成配套的并网输出工程,面临着“车多路少”的尴尬。近年来,国内风电装机容量高速增长,风电并网容量虽然也保持着较快的增速,但风电场建设的速度大大超过了相关电网规划和建设的步伐,最终造成了国内风电并网容量大幅落后于风电装机容量的现实。

图1 1992～2008年我国风电发展情况

在内蒙古风电装机容量已超过最高供电负荷的27%以上,但内蒙古电网通过优化调度,白天风电都能够满负荷运行。但是,到夜间低谷期,为保证城市居民供热,风电不得已采取全部“弃风”的措施,内蒙古电网无论夏季还是冬季均出现大范围控制风电出力的情况。在锡林郭勒盟灰腾梁风场,一些风电机组因上不了网而不得不晾在草地上“晒太阳”,有的风车已经晒了1年多。按照国家能源局的说法,内蒙古目前约有1/3的风电装机处于闲置状态。根据国家电监会2011年2月发布的《风电、光伏发电情况监管报告》,2010年上半年,国内风电场因风电无法上网而导致弃风高达27.76亿千瓦时。国务院政策研究室综合研究司一名负责人说,按照每千瓦机组1万元造价计算,全国闲置风电机组的总造价就达到500亿元。在内蒙古,风电接入电网距离少则几十公里,多则一、二百公里以上,风电接入单位投资达到火电接入的30倍以上,电网投资能力不能满足风电发展的需要等原因造成了风电接入电网方面的“卡脖子”问题。

2 风力发电及其并网运行特点

2.1 风力发电的基本原理

风力发电能量转换过程是:风能→机械能→电能。风电机组的有功功率与风速特性曲线如图2所示。当风速小于切入风速Vcut-in(一般为3m/s),有功功率为零;当风速大于切入风速Vcut-in,风电机组投入运行,有功功率随着风速增大而增加;当风速达到额定风速Vr,有功功率达到最大值;当风速超过额定风速Vr,风机通过变桨距保持有功功率恒定为最大值;当风速超过切出风速Vcut-out(一般为25m/s,最新的5MW风机可达30m/s),风机将停机。

2.2 风电并网运行的主要特点

一般而言,大型风电场的并网运行多具有以下特点:

(1)输入风能的变化有随机性;风力发电以自然风为原动力,自然风不可控,并且风能很难大量存储,因此,风电机组有功功率规律性差,难以预测。

(2)大多风电场距电力主系统和负荷中心较远,所以一般风电场与薄弱地方的电力系统相连;风能资源丰富地区一般距离负荷中心较远,大规模的风力发电无法就地消纳,需要通过输电网远距离输送到负荷中心。

(3)风电场单机容量小、数量多。风能的能量密度低,要获得相同的发电容量,风力机尺寸比相应的水轮机大几十倍,限制了风电机组的单机容量,目前世界上投运的最大风电机组仅为5MW。

                                图2 风速与风电功率特性曲线

(4)含异步发电机的风力发电机组运行时向电网送有功功率、吸无功功率;固定转速风电机组——异步发电机吸收无功功率,无功功率不可控;而变速风电机组——双馈异步电机和直驱风电机组——永磁同步机无功功率可控,目前国内风电机组一般按照恒功率因数控制(功率因数通常为1.0)。

3 风电并网对电网运行的影响

我国存在严重的风电站规模大而电网容量小、电网建设水平弱的问题,而风能资源丰富的地区往往是电网相对薄弱的地区,随着我国风电装机的快速攀升,风电的不稳定性对电网运行带来巨大的压力,带来电网综合运行成本的提升,对电网运行和电力供应的经济性都带来巨大挑战。

3.1 对电力电量平衡的影响

由于风电的不确定性和不可控性,导致电网并网风电机组的电力供电无法满足稳定性、连续性和可调性等要求,输出功率的不断变化容易对电网造成冲击。由于风电的不可预知性,调度运行人员无法对风力发电做出有效的发电计划,进而导致系统备用电源、调峰容量和系统运行成本增加以及威胁系统安全稳定运行等一系列后果。

以甘肃酒泉风电基地为例,预计到2010年底,酒泉风电基地装机容量将达到516万千瓦,年上网电量约103亿千瓦时。2009年全省统调最大负荷923万千瓦、省公司售电量538.42亿千瓦时,预计到2010年全省统调范围内最大负荷980万千瓦、省公司售电量620亿千瓦时。全省用电最大负荷仅为980万千瓦,要消纳516万千瓦风电,从电力平衡的角度考虑几乎是不可能的;省公司售电量620亿千瓦时中要消纳103亿千瓦时的风电上网电量，从电量平衡看似乎可能，但考虑到面临着水电、火电建设项目大批投产，全省用电需求增长减缓的实际，如果516万千瓦的风电发电量全部在甘肃省内消纳，火电机组的利用小时数将下降到3000小时以下。因此从电力、电量平衡方面考虑，2010年516万千瓦风电在省内难以消纳，酒泉风电基地面临着并网后的电力电量平衡难题。

3.2 对电网潮流的影响

风力发电并网将直接影响电网的潮流分布和事故后的潮流转移;同时,其对电力系统的暂态稳定性、电压稳定性、频率稳定性和动态稳定性都有不可忽视的影响。风电厂的有功出力主要与风功率有关,然而风的大小没有规律性,所以电网暂时没有更好的办法进行风电功率预测以及做好有关预控措施。多种因素均可能导致风机大量脱网,引起电网潮流出现较大波动和转移。其中,风速是影响风机运行的重要因素,当风速小于3m/s时,风机是不并网的,一旦风速大于25m/s时,并网的风机将自动脱网,较多风机可能会受到区域气象的影响而集体脱网。另外,对于不具备低电压穿越能力的风机,一旦电压偏差超过0%(标幺值unit value小于0.9或大于1.1)时,也会脱网,这意味着出现远方故障电压短时波动时也可能导致风机脱网,若风机数量很多,则电网潮流也将发生大规模转移。

2008年4月9日,吉林白城地区电网曾发生过该类事故。白城至开发变66kV线路发生两相短路,故障点距离白城变2.4km。线路距离保护和过流保护动作,80ms后切除故障线路。80～110ms后,距离白城变37km的洮南大通风电场(49.5+49.3MW)所有机组跳闸;120～150ms后，距离白城变53km的富裕风电场(30MW)所有风机跳闸;距离白城变142km的同发龙源(150MW)、华能(100MW)场内所有风电机组跳闸。故障后，白城地区低压大幅上升，同发龙源风电场接入点电压高达251kV，电压越限数分钟。风机脱网造成事故扩大，最终影响到省间联络线潮流。

3.3 对电网稳定性的影响

首先,电压稳定性方面,对于并网风电场所在的地区电网而言,在风电场处于高出力运行状态时,本来是受端负荷的系统转化成为送端系统,根据世界各国实际的风电场运行经验,其电压稳定性降低的问题仍然存在。这是由于风电场的无功功率特性引起的:风电场的无功负荷可以看作是一个正的无功负荷,由于电压稳定性与无功功率的相关性,因此风电场引起的电压稳定性降低或电压崩溃现象在本质上与常规电力系统电压失稳的机理是一致的。在常规电力系统中，系统的扰动可以是负荷增加;而在包含风电场的电力系统中，系统的扰动则是风速变化引起的风电场出力的变化甚至是电网发生的大扰动故障。

其次,频率稳定性方面,当电力系统遇到扰动时,往往会造成电压降低,并可能导致不具备低电压穿越能力的风电机组故障下跳机。随着风电大规模接入系统,风电在系统比例越来越大,由此导致的有功功率缺额将使频率下降;同时,部分具备低电压穿越能力的风电机组在穿越过程中有功功率降低,也会影响到系统频率,使系统故障范围扩大、影响恶化。出于保护机组考虑,风机制造厂家多在风电机组的控制保护系统中设定低频与高频跳机定值,如部分风机低频跳机保护定值设定为49Hz,高于现有部分低频减载装置动作定值,随着风电规模在系统中的占比增大,当发生低频事故时，风机固有控制保护与电网三道防线将可能出现无法协调配合的问题，将直接影响到电网的频率稳定性，尤其对于风电所占比例较大的地区电网影响更大。

3.4 对电能质量的影响

风能由于风速、风量的不可控因素,导致其电力为低质量电力。有相当一部分风电机组直接并入配电网,由此带来电网供电质量问题尤为突出。一方面,风电并网可能产生电压波动和闪变。风力发电机组大多采用软并网方式,但是在启动时仍会产生较大的冲击电流。当风速超过切出风速时,风机会从额定出力状态自动退出运行。如果整个风电场所有风机几乎同时动作,这种冲击对配电网的影响十分明显。不但如此，风速的变化和风机的塔影效应都会导致风机出力的波动，而其波动正好处在能够产生电压闪变的频率范围之内(低于25Hz)，因此，风机在正常运行时也会给电网带来闪变问题，影响电能质量。

另外,风电并网还可能产生谐波污染问题。风电给系统带来谐波的途径主要有两种。一种是风力发电机本身配备的电力电子装置。对于直接和电网相连的固定转速风电机组,软启动阶段要通过电力电子装置与电网相连,会产生一定的谐波,不过过程很短,发生的次数也不多,通常可以忽略。但是对于变速风电机组则不然,变速风电机组通过整流和逆变装置接入系统,如果电力电子装置的切换频率恰好在产生谐波的范围内,则会产生很严重的谐波问题,随着电力电子器件的不断改进,这一问题也在逐步得到解决。另一种是风力发电机的并联补偿电容器可能和线路电抗发生谐振,在实际运行中,曾经观测到风电场出口变压器的低压侧产生大量谐波的现象。

3.5 对电压及功率的影响

风电机组类型不同,无功功率特性差异很大。早期的风电场多采用的是固定转速风电机组—异步发电机,吸收系统无功功率并且不可控,需后期改造以配备相应的补偿装置来进行无功控制。风机的无功功率不可控,必然导致电压忽高忽低,无功补偿装置频繁投切。风电对系统的电压要求很高(电压偏差不得超过10%),但它本身就是一个无功*源。目前普遍应用的变速风电机组—双馈异步电机和直驱风电机组—永磁同步机能够保证风机功率因数在1.0,不向系统吸收无功,解决了部分无功电压问题,但不具备恒电压调节能力。区域性无功电压调节问题还需要通过AVC等系统手段来实现。

另外,风电场提高电压控制手段一般通过安装SVC等动态无功补偿装置、输电通道动态无功补偿设备以及频繁投切的低容低抗来实现。风电功率波动影响主网潮流分布,同时电压波动使无功补偿设备频繁投切。风电场的利用小时数很低一般在2100～2400h,机组出力小于额定功率5%的概率最大,所以风电场送出线路长时间会处于轻载状态,电压必然偏高,低抗将长时间投入运行。

4 结束语

能源和环保的要求促进了可再生能源的发展目前风力发电成为除水力发电以外最成熟、发展最快的发电技术,随着我国发电事业的不断发展,百兆瓦级的风电场将会越来越多,这种大型风电场并网运行将会给系统稳定运行造成较大的影响,导致局部电网电压水平下降,成为制约风电场发展的重要因素。随着我国大型风电并网运行将会对系统稳定运行造成严重的影响,导致局部电网电压水平下降,成为制约风电场发展的重要因素。解决风电闲置问题,应在发展智能电网上寻找突破口,即在有风的情况下,风电先发,让其他的电能停下来,没有风时让其他的电能补上去,也就是通过智能网实现电能优化配置。风电并网装机的快速增加,急需加快调峰电源的建设，例如抽水蓄能电站建设、燃油燃气电站建设，这些电站的出力比较灵活，能够适时调整适应电网保证平稳负荷的要求，但经济性较差。应借助煤电基地外运通道实现风火联合外送，这有利于扩大风电的消纳范围和规模，降低大规模风电开发成本。