論大規模風電接入電網的相關問題及措施

董慶慶

(福建省福能海峽發電有限公司，福建 福州 350207)

地球上常用的天然氣、石油、煤等能源，應用中易造成氣候變暖與環境污染，破壞了人們的生活環境，使得人們愈發注重風能、生物質能、太陽能等能源利用。特別是風力發電，作為可再生清潔能源，具有能量密度低、分布廣泛、間歇性特點，輸出發電功率存在隨機波動性，大規模風電接入電網，對電網穩定性、電能質量帶來不利影響。因此，需評估電網中大規模風電影響，提出協調控制方案，以增強電網接納清潔電源能力。

1 大規模風電接入電網的問題

以吉林風電規劃為例，吉林省處于中高緯度區域，為溫帶大陸性季風氣候，全年多受到西風帶控制，風能資源豐富、品質高，相較于其他地區，吉林省風能資源風速穩定、風切變大、空氣密度大。風能資源超過2.5級，為可開發風能資源區域，吉林省潛在開發量是2億kW，裝機容量5 400萬kW[1]。近幾年，國家與吉林省逐步加大建設電網力度，然而與風電發展速度相比仍有滯后性，主要原因在于“并網難”“送出難”。體現在以下方面：①風力不確定性對于電網運行具有直接影響。風力發電存在不可預測性與隨機性，接入后影響電網電壓，在電網系統中占比較小，若風電占比較大，則會增加風力變化造成的電能波動，影響發電機吸收的無功變化，系統電壓波動進而影響電網電壓，情況嚴重會導致電壓系統難以正常工作，降低電網安全性[2]。 ②風電會影響地方電網閃變與電壓波動，按照風力資源分布，風電場多集中于負荷稀少、電網薄弱區域，需選擇就地匯集、集中外送的模式。邊緣地區電網接入大規模風電后，自身結構薄弱，加上風電場補償容量不足、支撐能力弱、短路點與風電場接入點接近，故障時間長等，易引發電網電壓閃變與波動。尤其是風機近乎滿發，易降低電壓穩定性[3]。所以，電網接入大規模風電場，需制定合理措施，實時監控風電場接入點，做好管理工作。

2 風電接入電網問題的原因分析

2.1 缺乏協調機制

現行電力系統在管理中，重要問題在于電網建設規劃與電源建設規劃缺乏一致性與協調性，導致電源建設通常早于電網建設，為電網運行帶來壓力。尤其是大規模風電開發中，重資源的開發與輕消納和送出，使得問題愈發突出。未能確定年度發展計劃、未來發展規模，電網規劃不難以總體把握風電開發規模、開發布局、建設時序。近幾年，建設風電速度超過規劃風電速度，風電和負荷需求增長的不同步，矛盾逐漸凸顯，相較于水電、火點，風險項目前期流程簡單，建設周期短，接入系統深度、核準程序要求較高，接入風電場需依靠確定的升壓站站址，部分接入風電場，還涉及改造配套網架，風電和配套電網缺乏核準協調機制，對于風電場建設進度造成制約。

2.2 增大調峰壓力

吉林電網火電機組中，由于供熱機組規模大、比例高，達到最小冬季負荷2.5倍，約5個月的供電周期，冬季由于供熱機組存在最小開機需求，加上供熱機組主要是以熱定電，限制了機組最小、最大出力，供熱期間降低了電網調峰能力，大規模風電接入，更是增大調峰壓力。

3 大規模風電接入電網的措施

3.1 加強總體規劃

電網接入大規模風電應當從電源規劃、特性規劃、潮流計算等方面制定規劃方案。在潮流計算中，電網接入大規模風電，需根據功率裝置、電網架構等確定風力發電無功/有功功率潮流變化，對電網并網模式進行優化。潮流計算中需結合電網母線計算PV、PQ節點等[4]。但是，接入大規模風電需按照風電機組特點，計算風力發電電壓迭代，構建PZ、PQ模型。

在電源規劃中，應從區域用電、電網狀態出發，預測該區域用電需求，明確用電負荷的分布、結構、峰值等特性，把握地區用電情況[5]。并且，對接入大規模風電后出力情況全面把握，明確反調峰及風電出力特性，以此為基礎規劃建設調峰調頻機組，保證接入大規模風電后電網仍穩定運行。

在方案評估中，電網接入大規模風電協調規劃中，依據電網不確定性、能源可再生性、可靠性等綜合評價成果，分析方案有效性與實用性。

3.2 風電場電壓控制

風電場電壓控制能夠通過控制器與任務分配算法實現。電壓控制器能夠對風電場并網電壓進行檢測，結合系統電壓控制中心的設定電壓值，以明確風電場輸出無功功率參考值，采取PI實現[6]。根據并網電壓Vi和參考電壓Vref，i的偏差△Vi，即可獲得系統的無功需求。并網電壓能夠直接測量，或通過風電場出口母線電壓線路、變壓器降壓阻抗補償獲得，假設Q、P分別是風電場出口無功與有功功率，V為出口母線電壓量，Z為出口母線與并網節點總阻抗，則并網電壓如下：

(1)

風電場無功電壓控制由場內風電機組完成，合理分配無功功率是電壓控制的重點，可根據機組無功裕度比例實施，策略如下：①DFIG定義參與因子為q，設定風電場此時DFIG擁有的調節能力機組為集合N，在該機組間無功控制指令根據無功裕度比例進行分配，參與因子式如下：

(2)

其中，Qlim是風電機組的無功限制，結合風電場無功出力需求減小或增加選擇Qlim成為機組無功上/下限，滿足風電場雙向無功調節需求。②按照上述原則，風電場無功控制在具備控制能力機組間根據無功裕度進行分配；無功越限機組接收限制無功出力信號，能夠拉回無功至限制值。根據該無功分配方式，能夠協調風電場機組，實現互相補充，完成控制系統任務，確保機組運行安全[7]。

3.3 加強實時控制

大規模風電接入電網擴大了需求側負荷不確定性，系統源側也出現強隨機性，需通過雙側隨機波動尋找供需電能平衡。思路分為預測、計算與實時控制這3部分。

3.3.1 預測。根據測量裝置與歷史數據對風電響應特性與出力的負荷需求實現分段預測，每時段是10min，采取統計方法或物理方法生成預測核心程序，并通過預測模型開展預測[8]。以吉林電網預測功率而言，其預測精度與范圍存在關系，單個風電場預測中，均方根誤差為10%～20%，單個控制區均方根預測誤差為7.5%～10%，預測區更大，則誤差低于6%。電網分散式接入下，低于分布性導致不同風電場預測能夠抵消誤差，提高預測精度，集中式接入則預測誤差較大，系統需要增加備用容量。

3.3.2 計算。確定風電最大消納，以常規運行發電機組成本為約束，結合風電預測、發電機組調節極限、日前負荷預測，綜合制定發電機組出力與啟停計劃。

3.3.3 實時控制。電力供需判斷為不平衡，按照預先設定優先級協調控制，保證電能供需做到實時平衡。其中，最高優先級為可轉移負荷，常規自動發電控制機組次之，最低為可削減負荷。

3.4 分區多元控制

風電基地運行中，吉林省作為風電資源較為豐富的地區，選擇若干風電集群與電網相接，通過不同地區輸電通道送出風電，由于送出風電渠道容量小，難以完全消解風電，仍存在諸多受阻風電，僅依靠通道外調風資源難以消納內側調峰，為增加風電消納量，需以送出風電集群作為分界線，考慮集群通道內側調峰資源，納入調峰模型內加以優化。通過分區優化方式，送出通道為界限，各區域逐一建模區域內全部電源與負荷，納入調解體系中，挖掘區域消納潛力，以優化消納效果。在多元優化模型中，基于區域多種電源、負荷調節特性，優化控制調峰資源，降低風電受阻，k區域立足于受阻風電，將水電、火點、可調節負荷為獨立控制變量，對各變量調節特性約束綜合考慮，最小目標函數如下：

(3)

其中，ΔPwindt為t時間段受阻功率，Pwindt為t時段風電實際發功功率，T為系統調度周期總時段數，△t為各時段時長，該取值是1h。

模型此外還要滿足備用容量約束、火電機組調節約束、水電機組調節約束、可調節負荷約束、外送通道約束、風電出力約束。優化控制求解中，需結合集群通道劃分系統為N個區域，提取區域風電負荷水平、預測出力、水電機組、火電機組、外送通道限制等，整合后構建多元優化模型，以序列二次規劃算法求解，獲得N區域內手足風電電量消納數值。

3.5 強化技術創新

在電網接入風電規劃中，一方面應當研究運行風電場指標評價體系，構成能夠反映風電負荷匹配度、自然特性、能源協調性、發電可靠性及并網安全性的指標體系。并且，加強不同區域大規模風電場并網集群運行特性分析，總結區域不同風電場風功率，預測風功率，提高預測風功率精度與掌控電力發電水平[9]；另一方面，實現風電場在線實時監測，研究風電機組低壓穿越技術、多能源優化協調控制技術、風電場無功補償技術、系統接入風電場控制運行技術、風電外送輸電容量技術，提高系統接納能力，創建多能源發展協調、電力消納、電價機制等，為風電的運行調度及發展規劃提供技術支撐。

4 結論

為緩解大規模風電場接入電網后出現的無功變化與電壓不穩定情況，筆者綜合考慮吉林省電網規劃現狀及運行問題，以最小接入波動和建設成本為目標，實現電網總體規劃，優化風電場接入方案，提高電網運行水平。同時得出以下結論：①電網接入大規模風電應當從電源規劃、特性規劃、潮流計算等方面制定規劃方案，把控風電接入后出力情況。 ②風電場電壓控制能夠通過控制器與任務分配算法實現，檢測風電場并網電壓后，結合系統電壓控制中心的設定電壓值，以明確風電場輸出無功功率參考值。 ③系統功率調節中，將需求側可轉移負荷納入其中，能夠平抑風電波動，減少發電機組頻繁啟停，增加系統經濟性。