西北大规模风电接入后存在的问题

2009年10月15日

根据规划，2010年酒泉地区风电场总装机容量将达到5160MW，2015年酒泉地区风电场总装机容量将达到12710MW。目前，西北大规模风电主要指酒泉风电基地。该风电场将是国内最早投运的千万千瓦级的风电场，因而引起广泛关注。

国内最近才开始大规模发展风电，存在的主要问题是风机技术水平落后、风电调度支持系统空白、电网及电源结构不具备接纳大规模风电的条件。西北电网本身负荷水平不高，风电集中开发地区负荷较小、电网薄弱、离主网距离较远，大规模风电接入后电网面临的形势更为严峻。

1、风机技术水平低

近年来，在国家有关的引导和扶持下，我国风电产业的制造水平得到了较大提升。但是，与之相关的有关管理流程以及技术标准很不完善，导致大部分风机制造厂和风电场建设单位提高风机性能的动因不足，大部分风电机组电控部分的核心技术仍依赖于国外进口，自主创新能力较低。

（1）风电机组不具备低电压穿越功能

风电机组的低电压穿越功能是风机在电网故障电压较低的情况下不脱网维持一定时间，在电网正常后恢复运行的能力。对于分散接入或小规模风电接入，该功能的缺失对电网运行影响不大，但是对于大规模集中接入的风电机组，该功能的缺失将可能导致并网运行的大量风电机组退出运行，造成大范围的潮流转移，由于西北电网负荷较小，可能造成系统频率大幅下降，低频减载动作，损失大量负荷。由于实现低电压穿越需要增加额外的投资，因此我国目前已投运的风电场几乎都不具备低电压穿越能力。甘肃玉门风电场、甘肃安西中广核大梁子风电场、宁夏贺兰山风电场均出现过由于风电机组不具备低电压穿越能力导致风电切机情况。河西3800MW在建风电场约50%承诺风机具备低电压穿越能力，但实际能力有待进一步检测验证。

（2）风电机组/风电场无功电压控制能力较差

感应异步风电机组在发出有功的同时需要从系统吸收大量的无功，双馈式和直驱式变速风电机组特性有所改善，由于目前绝大部分风电机组运行在定功率因素状态，容易产生高峰负荷电压偏低和低谷负荷电压偏高的现象。

（3）风电机组/风电场有功控制能力较差

在运和在建机组大部分不具备变浆距调节有功出力的能力，风电场有功出力的只能通过切除风机实现，如果需要调整风电场有功，只能通过风电场操作或直接切除风电场送出线路切除风场，不利于正常运行时的频率调整和事故状态下的紧急控制，也不利于风能的充分利用。

（4）风电机组抗干扰能力差

目前并网运行的风电机组抗干扰能力普遍较差，运行不稳定，可靠性较差，影响电网正常运行，运行中主要反映出两方面的问题：一方面是扩大事故范围，在系统发生小的扰动时，风电机组退出运行，使电网承受第二次冲击，导致事故扩大。另一方面增加了电网遭受冲击的频次。近年来频繁发生受电铁和冶金等用户的影响，频繁因三相电压不平衡(未超过国家标准限值)保护动作发生风电机组跳闸停机，使电网频繁遭受冲击。

（5）通信自动化系统不规范

风电场的综合自动化通信系统没有统一的标准，而且风电场的监控系统一般都源自国外，出于技术保密的考虑，不提供与其他系统的通信接口。无法实现与现有的变电站综合自动化系统和电网调度系统的接口，无法实现实时对风电机组的状态量进行采集。另外不同生产厂商的监控系统软件不能兼容，导致同一风电场的多套监控系统之间无法实现信息共享和统一管理。

（6）风电场不能提供风机建模的详细资料

系统分析计算的可信度建立在模型和参数准确的基础上，应该针对每种机组建立其计算模型，但是目前风电机组的计算模型只有GE风电机组的模型，其他机组均套用该机组的模型，主要原因是风电场不能提供机组的详细模型和相关参数，可能是国外厂家以技术保密为由没有提供。

2、风电调度技术支持系统不完善

由于目前风电机组容量较小，调度管理仍较为粗放，风电场大部分信息没有接入调度自动化系统，更谈不上风电预测、对风电场的控制及有关风电的调度决策支持系统。

（1） 风电场运行信息大部分没有接入调度自动化系统

目前接入调度自动化系统的信息只有风电场接入线路的电压、电流等信息，而风电场详细的开机及机组的运行信息没有接入自动化系统。大部分风电场没有测风塔或不能提供实时风速等信号。

（2）风电出力自动分析系统有待完善

对风电出力历史数据的分析可以了解区域风电的变化情况，包括单位时间的出力变化情况、风场的最大出力及出现概率、风电场爬坡速度，从而对电网及风场的运行控制有一定的帮助。  特别是通过区域内小容量风电变化分析可以推知大容量风电变化情况，对风电规划也有较好的帮助。

（3）风电场尚无风电功率预测系统

目前在运的风电场没有配置风电功率预测系统，大部分没有开展风电功率预测工作，已开展风电预测工作的也只是根据天气预报的简单预测，缺乏科学性和准确度，给电力电量平衡和实时调度带来了很大困难。目前调度系统风电功率预测工作已经起步，但是其准确度有待进一步检验。

（4）对风电场缺乏手段

由于风电场集中控制系统本身不具备有功、无功出力的调节功能，加之国外技术保密和通信自动化协议不一致等原因，调度端风电自动化系统也无法与风电场实现对接，电网调度还不能对风电场的有功无功实施有效。

（5）不具备风电调度决策支持系统

大规模风电投入运行将对电网调峰、调频及调压带来较大的挑战，同时在各种运行条件下可接入风电能力的实时计算也提出了现实的要求，但目前支持风电场运行的备用容量计算分析系统及AGC系统、风电场及相关电网的AVC系统、电网实时分析及运行决策系统均有待建设。

3、对电网安全稳定运行的影响

大规模风电接入对电网调峰调频、电压调整及电网稳定带来较大的影响，电网的薄弱可以通过电网的建设逐步补强，但从目前的发展形势看，电网的建设速度远赶不上风电发展的速度；更为重要的是电网负荷及电网机组的构成决定了可为风电提供的调峰容量，该因素在短期内无法改变。

（1）系统调峰

目前，西北电网水电装机比例接近30%，理论上，水电的负荷跟随速度快，调峰优势比较突出，是西北电网开展风电调峰的巨大优势。但是实际情况是西北水电在很大程度上受防凌、防汛、灌溉、生态等综合用水的，每年不同月的调节能力差别也很大；而火电在冬季大负荷期间受供热影响，小负荷期间受机组最小出力影响所能够提供的调峰容量也十分有限。根据西北电网调峰能力研究，分析在满足社会用水需求的前提下，2010年陕西、宁夏电网自身调峰能力已至极限，不适合再参与风电调峰。不同水文年、不同来水季节，水电的调节性能不同，相应火电的调节性能也不同。按规划负荷水平，2010年西北电网接纳风电能力约为3038MW（对应负荷43650 MW）。若负荷水平达不到预测负荷水平，西北电网接纳风电能力约为2602MW（对应负荷32000 MW）。

（2）无功电压

风电的大规模接入将对西北电网的电压无功特性带来很大的影响。酒泉风电大规模风电并网运行后，当风电出力变动时，西北主网将出现大范围、多电压等级变电站电压波动幅度过大，尤其是河西各750kV变电站电压波动最大，青海各750kV变电站由于水电为风电提供调峰，电压波动也较明显，给西北电网正常运行的调压工作带来严峻考验。因此，有必要在风电功率变动的情况下，进一步采用动态无功补偿、发电机调压等多种电压控制手段进行综合调压，以抑制电压波动幅度，为系统运行创造有利条件。西北电网风电大规模集中接入后的无功电压特性研究结论如下。

①大规模风电集中接入后西北主网的电压无功特性

当河西风电从零功率到正常最大出力变化时，不同风机类型和不同运行方式的条件下，由于系统出力变化情况大致相同，因此西北电网电压波动规律大致相似：河西走廊750kV变电站电压波动最大；西北主网750kV变电站中，青海750kV变电站由于调峰影响，电压波动较明显。风电功率变化对河西电750kV网电压波动的影响如表4所示：

表4 风电功率变化对河西电750kV网电压波动的影响

750kV

在河西规划风机为恒功率因数控制双馈机，功率因素为1.0的条件下，调节变压器抽头至合理位置，各风电场所需SVC容量：装机容量为200MW的风电场的SVC所需最小容量为35.6Mvar，装机容量为300MW的风电场SVC所需最小容量为61.7Mvar。

（3）电网稳定问题

西北风电不但规模大，而且接入电压等级高。风电的大规模接入改变了电网原有的潮流分布、线路传输功率与整个系统的惯量，风电接入后电网的暂态稳定性会发生变化。由于目前风电机组不具备无功控制能力，在电网发生故障期间不能为电网提供无功支撑，在电网发生故障后不利于系统电压的恢复，可能引起系统稳定性的破坏。通过对河西电网风电接入的研究，2010年因电网稳定制约因素而导致的风电受入能力如下。

750kV安西-酒泉、酒泉-金昌、金昌-永登分别加装30%、50%、40%的固定串补，酒泉至金昌断面输送能力为4727MW，其中哈密送安西1000 MW，风电采用恒电压控制模式，并具备低电压穿越能力，风电可送出3188 MW，其余为地区火电；如不考虑风电机组的无功调整能力，夏大和冬大方式下可接受风电功率为1850MW左右；若河西风电机组具备无功调整能力，不具备低电压穿越能力，夏大和冬大方式下可接受风电功率为2930MW左右。酒泉～金昌线路三永故障后，酒泉风电机组全部停机，南部电网机组相对西北主网功角失稳。应当指出的是由于风电机组模型不准确，有关结论有待进一步进行研究。

（4）频率稳定

预计2010年西北地区风电装机容量约占西北电网总装机的11%。风电将替代部分同步发电机组，对频率稳定性会有一定影响。对于变速风电机组而言，由于其控制系统的控制作用使得变速风电机组转速与电网频率完全解耦，致使在电网频率发生改变时机组无法对电网提供频率响应，因此在电网中发生功率缺额时，电网频率降低的变化率较高、频率跌落的幅度较大，不利于电网的频率稳定。

另外，因为目前并网的风电机组多数不具备低电压穿越能力，风电机组的大规模脱网会导致系统频率的大幅波动。甘肃玉门风电场、甘肃安西中广核大梁子风电场、宁夏贺兰山风电场均出现过由于风电机组不具备低电压穿越能力导致的大范围风电切机情况，由于目前在运风电机组容量不大，尚未产生严重的频率波动问题，2010年河西5160MW风电集中投运后，若出现风机大规模切除问题，将会导致系统频率大幅度跌落至49Hz以下，导致电网第三道防线动作，造成较为严重的电网事故。

（5）短路电流

由于风电机组大部分为异步机组，在电网短路故障发生的短时间内将对短路电流有助增作用，对相关一次设备及保护定值有一定的影响，但目前大规模风电接入对短路电流影响的研究不足，为电网运行带来隐患。

（6）电能质量

风电大规模开发、并网调度运行后，风电机组的特性将增加电能质量治理的难度，风电机组对电网电能质量方面的影响主要有“电压闪变与波动”以及“谐波”。2010年西北地区大规模风电并网后电能质量研究结论如下。

甘肃河西各区域风电场在连续运行和切换操作时产生的闪变值均小于规定的闪变限值，风电场连续运行不会给电网带来闪变问题。干河口西等风电场的谐波电流注入超出了国标规定，还大量存在风电场的谐波电流未超标，而电网侧谐波电流注入超出了标准规定。

（7） 信息安全

由于风电场一般处于偏远地区，为了维护方便，风电整机厂一般都会为风电场配套远程监控系统，国内和国外的整机厂可以在总部甚至任何地点查看风机的运行情况，并进行维护和控制操作。目前，这些远程监控一般都是通过公众互联网实现，这给风电场和电网的安全稳定运行留下了极大的隐患。风电机组存在被恶意频繁起停的风险，威胁电网的安全稳定运行。