风电运行价值范文

风电运行价值范文（精选4篇）

风电运行价值 第1篇

随着并网风力发电机组的单机容量日益增大,以及大型风电场尤其是海上风电场的规划、建设和运行,风电场将成为电力系统的重要组成部分,使得大规模风电接入后对电网的动、暂态稳定将产生显著的影响[1]。考虑到国内外已经投产运行的风电场中,不仅包括笼型异步风电机组的风电场和双馈异步风电机组的风电场,还包括由不同风电机组并联运行的风电场,如丹麦的Ronland风场,由4台2.3 MW笼型异步风电机组和4台2 MW双馈异步风电机组构成[2],不同风电机组对电网的动、暂态的作用和影响可能不同,因此研究含不同风电机组风电场的暂态运行特性及对电网的影响具有重要的现实意义。

目前,大容量风电场接入电网的暂态稳定性研究已引起国内外学者和工程界的广泛关注。文献[3-4]分别对单台笼型异步风电机组和双馈异步风电机组的暂态模型及其暂态稳定性进行了深入的研究。文献[5-8]在对风电场进行等值建模的基础上,分析了仅含笼型异步风电机组风电场的并网特性和暂态稳定性。文献[9]对仅含双馈异步发电机组的风电场与电网之间的相互影响进行分析。文献[10]建立了双馈风电场的仿真模型,并分析了其三相电网短路故障的暂态特性。文献[11]利用参数辨识法建立了双馈风电场的模型,并对其接入电网的潮流和短路容量等情况进行了仿真研究。然而上述文献大多涉及单台风电机组或单一类型风电场的暂态特性问题的研究。尽管文献[12-15]分别建立了笼型异步和双馈异步的风电场模型,对比分析了不同风电机组构成风电场的暂态稳定性,但是研究的对象大都是风电场内机组参数完全相同的情况,并且大都侧重于不同风电场类型的暂态特性比较,对风电场处出口电压的影响很少涉及。因此,对含不同风电机组构成的风电场以及同类型机组不同参数情况下的暂态特性以及其对电网的暂态稳定性影响还有待完善和深入研究。

基于此,本文在分析笼型异步和双馈异步风电机组的动态模型的基础上,采用容量加权方法对含笼型异步风电机组和双馈异步风电机组的风电场进行等值建模,并以含不同风电机组且同类型机组参数不完全相同的风电场为例,从不同类型风电机组所占容量比、不同风电场的短路容量比以及电网联络线阻抗比的角度对风电场的暂态运行特性及其对电网的影响进行仿真研究和对比分析。

1 并网风力发电机组数学模型

本文采用的并网笼型异步和双馈异步风电机组的典型连接结构示意图如图1和图2所示。下面重点对风力机传动链模型和发电机组的数学模型进行介绍。

1.1 风力机输出特性模型

风力机的风能由叶片捕获,它通过齿轮箱传递给发电机。由风力驱动产生的机械能可以用空气动力学原理计算得到[3]

式中:ρ为空气密度(kg/m3);A为叶片扫过的面积(m2);Cp(λ,β)为风能利用系数;λ为叶尖速比;β为叶片桨距角;vw为风速(m/s)。

1.2 风力机传动链模型

由于齿轮箱的存在,使得异步风电机组的传动轴系存在很大的柔性,考虑传动轴系的柔性影响因素,将风力机和发电机转子分别等效为一个质量块,其运动方程为[4]

式中:Hw、Hg为风力机和发电机转子(含齿轮箱)的惯性时间常数;ωw、ωg为风力机和发电机转子的电角速度;ω0=2πf为系统电角速度基值;θs为风力机相对于发电机转子的角位移;Ds为风力机和发电机之间的阻尼系数;Dw、Dg分别为风力机和发电机转子自身的阻尼系数;Ks为传动轴系的刚度系数。

1.3 笼型异步发电机模型

考虑定、转子磁链的电磁暂态,以电流和转子电动势为状态变量的笼型异步发电机电磁暂态模型为[3,6]

其中:Rs、Rr为定、转子电阻;s为转差率;ωs为定子电角频率;Lss、Lrr分别为定、转子全自感;Lm为定、转子互感;p=d/dt为微分算子。

发电机的电磁转矩:

1.4 双馈异步发电机模型

当定、转子均采用电动机惯例时,双馈异步发电机在同步旋转坐标系下的电压方程为[4,10]

磁链方程为:

式中:u、ψ、i、R、L分别为绕组的电压、磁链、电流、电阻和电感;下标s、r分别代表电机的定子量和转子量;下标d、q分别代表电机的d、q轴分量。

电磁转矩的表达式为

2 风电场暂态运行特性仿真研究

图3为某个含不同风电机组的风电场与无穷大电力系统连接的示意图。其中系统的短路容量为1 000 MVA,联络线阻抗比X/R=2。风电场中第一排机组为3 MW双馈风电机组,第二排机组为2MW双馈风电机组,二者构成双馈风电场。第三排机组为3 MW笼型异步风电机组,第四排机组为2 MW笼型异步风电机组,二者构成笼型异步风电场,上述不同风电机组经过各自变压器升压后,通过双回输电线路向电网输送功率。不同风电机组的主要电气参数见附录。风电场中双馈风电机组控制策略为低于额定转速以下采用功率闭环的最大风能捕获策略,高于额定转速以上则采用变桨控制策略,而双馈发电机功率则采用基于电网定向功率解耦策略实现[4]。对于异步风电机组则采取主动失速进行控制,即当异步风电组输出功率达到额定功率时则启动其变桨控制策略[6]。

考虑本文的研究侧重于电网故障下对含不同风电场的暂态运行特性作用,因此,针对所有风力发电机组都通过出口变压器接于同一母线,并忽略风电场的风速分布和内电网的功率损耗情况下可以选择容量加权方法进行风电场等值建模[11,16]。其中,不同风电场容量加权单机等值原则为[16]

式中:Si为风电场内第i台风电机组的容量;Xi表示风电场内第i台风电机电气某一参数;下标agg表示风电场的等值模型参数。

含不同风电机组的风电场采用等值建模后,其连接示意图如图4所示。等值后主要参数如表1所示。

2.1 风电场不同容量比的仿真分析

风电场并入电力系统后,当不同类型风电机组容量的比例分配不同时,其与电力系统之间的相互影响可能不同。为了分析不同容量比例的风电场暂态运行特性,在下列仿真中假定电网接受风电容量一定,即风电场总容量为100 MW。风电场初始稳定运行在额定工况,在t=5 s时在风电场出口处突然发生三相对称短路故障,在t=5.1 s切除故障,故障持续时间为0.1 s。当笼型异步风电场和双馈风电场不同容量比例并联运行时,电网故障下风电场出口处暂态运行特性的仿真结果如图5所示。

图5中25%SCIG表示笼型异步风电场的容量占风电场总容量的25%(25 MW),而双馈风电场的容量则占风电场总容量的75%(75 MW)。50%SCIG和75%SCIG依次类推。从图5中可以看出风电场在电网故障后,其出口处有功功率和母线电压均能恢复至原来稳定时的水平。随着笼型异步风电场装机容量比例的升高,风电场出口处的有功功率和母线电压会出现更大的振荡,暂态过渡时间更长;故障切除后,随着笼型异步风电场容量的增加,而母线电压却随之下降。

这是由于当电网发生短路故障期间,双馈风电场实现了有功功率和无功功率的控制,减少了磁场重建过程中所造成的电网冲击电流,使双馈风力发电机出口电压能够快速恢复并且减小发电机出口电压的振荡。随着双馈风电场容量的增加,故障期间及故障切除后风电场的暂态特性将会有所改善。而笼型异步风电场没有控制无功和电压的能力,在故障切除后它需要从电网吸收大量的无功功率,在风电场和其相连变电站的联络线上产生很大的电压降,从而进一步降低了风电场出口处的电压和其恢复速度。因此,在风电场装机容量一定的条件下,随着笼型异步风电场容量的增加,故障期间及故障切除后风电场的暂态特性将变差。

2.2 风电场不同短路容量比时的仿真分析

风电场的短路容量比(Short Circuit Ratio,SCR)是指风电场的额定容量与其和电力系统的连接点(Point of Common Connection,PCC)的短路容量(Short Circuit Capacity,SCC)之间的比值。它常用来表征电力系统中风力发电的规模大小[17],即

式中,Pwind为风电场的额定容量。

本节选取不同风电机组各占50%容量比例的风电场及2.1节中故障初始条件,改变SCC的大小以改变风电场短路容量比SCR,在风电场出口故障下的暂态运行特性的仿真结果如图6所示。

由图6(a)可以看出:在故障期间及故障切除后,当风电场的短路容量比SCR从10%~30%不断增大时,风电场出口电压会下降,调节时间会变长,当故障切除后电压能恢复到故障前的稳定运行状态。当SCR增加至45%时,故障期间风电场出口电压骤降,故障切除后,风电场电压持续低于0.6 pu,无法恢复,电压失稳,风电机组不能持续运行并且可能危及到接入电网的稳定性。这是由于风电场的短路容量比越大,接入电网结构越弱,其为风电场提供的激磁电流的能力也越弱。在短路容量比超过某个临界点后,风电场将导致电压不稳定。

此外,从图6(b)和图6(c)可以看出:SCR从10%~30%变化时笼型异步风电场受到的影响比双馈风电场要大。当SCR增至45%时,笼型异步风电场的等值发电机转速迅速上升,使得笼型异步风电场失去稳定;双馈风电场的等值发电机转速从1.2pu上升至1.22 pu,并稳定运行这一新的状态下。这是由于笼型异步风电场需要从电网吸收无功,当电网无功支持不足时,笼型异步风电场将失稳;而双馈风电场实现了有功和无功的解耦控制,电网无功支持不足对其影响不大。因此双馈风电场相对于笼型异步风电场在变化期间的稳定性较好。

2.3 不同联络线阻抗比时的仿真分析

风电场通常远离负荷中心,这使得风电场的暂态特性与电网之间的联络线参数有很大关系。风电场经过外电抗(变压器和线路)与电网相连。电网可以简化为等值电源与等值阻抗。本节将电力系统中110 k V以上电压等级的电网简化为等值电源与等值电抗。等值阻抗一般用联络线参数X/R的比值来表示。不同的联络线参数X/R对应不同的传输线,如不同电压等级的架空线路和电缆等,它可用来表示风电场与电网联系的紧密程度[18]。

选取不同风电机组各占50%容量比例的风电场及2.1节中故障初始条件,在风电场的短路容量保持不变的情况下,联络线参数X/R分别取2、4、6时,在电网故障下风电场出口的暂态运行特性仿真曲线如图7所示。

由图7(a)可以看出:当联络线参数X/R比值为2和4时,风电场出口电压在三相短路故障切除后风电场能恢复到原来的运行状态,风电场内的发电机组运行于稳定的状态;而当X/R=6时,风电场出口电压持续低于0.6 pu,无法恢复到故障前的状态,电压失去了稳定性,风电机组不能持续运行并且可能危及到接入电网的稳定性。且随着X/R的增加,由于电抗值的增加,会导致联络线上的电压降落增大,风电场出口电压水平下降,故障切除后的调节时间会变长。

从图7(b)和图7(c)可以看出:联络线参数X/R比值从2~6变化时笼型异步风电场受到的影响比双馈风电场要大。当X/R的比值增至6时,笼型异步风电场等值发电机的转速持续升高,笼型异步风电场失去稳定;双馈风电场等值发电机的转速从1.2pu上升至1.213 pu,并稳定运行。因此双馈风电场相对于笼型异步风电场在X/R增大期间的稳定性更好。

3 结论

为了研究包含笼型异步风电机组和双馈异步风电机组风电场的暂态运行特性,本文在分析不同风电机组的动态模型的基础上,以风电场内机组参数不完全相同为例,建立了容量加权的风电场等值模型,并从风电机组不同容量比、风电场的短路容量比以及电网联络线阻抗比的角度对风电场的暂态运行特性及其对电网的影响进行了深入的研究。研究结果表明在电网接受一定容量比例风电的条件下,随着风电场中笼型风电场的装机容量比例的降低,即双馈异步风电机组容量的增加,故障期间及故障切除后风电场的暂态稳定性将有所提高。此外,随着短路容量比和联络线参数X/R的减少,风电场出口电压的暂态稳定性将有所提高;并且在此条件下双馈风电场相对于笼型异步风电场的暂态运行特性表现的更好。

上述结论将为含风电场的电力系统稳定性分析奠定基础。

附录

(1)3 MW笼型异步风力发电机组主要参数

(1)风力机参数

惯性常数Hw:4.54 s;传动轴系刚度系数Ks:0.3 pu/el.rad。

(2)发电机参数

额定功率:3 MW;额定电压690 V,频率:50Hz;定子电阻Rs:0.004 843 pu;定子电抗Xs:0.1248 pu;转子电阻Rr:0.004 347 pu;转子漏感Xr:0.1791 pu;激磁电抗Xm:6.77 pu;机组惯性常数Hg:0.5s。

(2)2 MW笼型异步风力发电机组主要参数

(1)风力机参数

惯性常数Hw:3 s;传动轴系刚度系数Ks:0.3pu/el.rad。

(2)发电机参数

额定功率:2 MW;额定电压690 V,频率:50Hz;定子电阻Rs:0.007 pu;定子电抗Xs:0.133 1 pu;转子电阻Rr:0.007 9 pu;转子漏感Xr:0.143 4 pu;激磁电抗Xm:5.692 pu;机组惯性常数Hg:0.5 s。

(3)3 MW双馈异步风力发电机组参数

(1)风力机参数

惯性常数Hw:4.54 s;传动轴系刚度系数Ks:0.3 pu/el.rad。

(2)发电机参数

额定功率:3 MW;额定电压690 V,频率:50Hz;定子电阻Rs:0.007 06 pu;定子电抗Xs:0.171pu;转子电阻Rr:0.005 pu;转子漏感Xr:0.156 pu;激磁电抗Xm:2.9 pu;机组惯性常数:0.5 s。

(4)2 MW双馈异步风力发电机组参数

(1)风力机参数

惯性常数Hw:2.5 s;传动轴系刚度系数Ks:0.3 pu/el.rad。

(2)发电机参数

风电运行工作总结 第2篇

年即将过去，作为一名运行值班人员，我始终以积极的态度，饱满的热情学习专业技术知识，严格遵守各项运行规程，团结同事，虚心求教，不断提高自己的工作能力，努力干好本职工作，现将入职以来的工作加以总结：

（一）工作认真负责，爱岗敬业，以“团队、开拓、拼搏、荣耀”的公司理念来严格要求自己，使自己做到诚信待人，踏实做事，服从领导安排，克服各种困难，始终以积极认真的态度来对待工作，特别是自入职来，风场遇到的两次比较大的线路跳闸故障，努力配合团队进行故障排除，以最快的速度恢复送电，尽可能的为公司减少损失。但由于刚刚入职，自己在工作方法和工作步骤上还有所欠缺，导致在工作效率上不能使自己满意。

（二）在技术上认真学习，理论上不断学习熟记操作规程，运用书籍、互联网等资料介质使自己了解和深入学习风电场和变电站技术方面的知识，在实践上严格遵守运行规程，培养个人独立操作和独立值班的能力，保证不发生误操作事故，并把工作中遇到的问题和取得的经验，注意的事项随时记下来，虚心想领导和同事请教，与日俱增的提高自己的技术文化水平和增加自己的工作经验。

（三）在自我能力提升方面，若把“技术”比作“智商”，那么“能力”就可比作是“情商”。“智商”高，不一定能成功的完成工作，因为一个人的技术力量毕竟是有有限的。能力高的人才能配合同事更有效的、更迅速的完成工作。能力包括协调能力和处理事故的能力，在这两种能力的提升方面，自己还有所欠缺，需要在以后的工作中多下功夫，努力使自己成为一个善于沟通、善于交流的人。

（四）在工作经验的积累方面，本着熟能生巧的原则，同样的工作每次干的体会和收获都不一样，实践当中，注意工作中的每一个细节，比如说工作使用的工具、注意的事项、技术方面的要点和正确的工作步骤。不断的去学习、牢记和熟练。知道自己能成功、效率的完成工作为止。

在这一年的工作中，总体上来说，对自己的工作基本上满意，但还有很多不足之处和不尽人意的地方，需要以后多多改进和修正。

新的一年应该有新的开始，也应该有新的压力，制定新的合理的目标才会有新的突破和新的发展，通过下面几句话来明确自己的工作目标和工作决心：

（一）“今天工作不努力、明天努力找工作”，用这句话来时刻警示自己端正工作态度，无论什么样的工作，都要尽自己最大的能力去完成。2009年，公司三期工程有可能进行，这对于我来说，即是一个机会又是一个挑战，所谓机会是可以通过三期的建设使自己学到更多的知识，获得更丰富的经验，所谓挑战，就是自己能不能发挥自己在国华团队的力量去完成建设。所以用这句话来时刻鞭策自己，不断前进，不能因为懒散而停留。

（二）“当你停下来休息的时候，不要忘记别人还在奔跑”，用这句话来警示自己时刻都不要忘记学习，作为新入职的人员，需要学习的地方还很多，无论是从技术方面，还是从理论方面都需要学习，风电技术是一门迅速发展和更新的技术，需要用更多的知识来武装自己的头脑。才能跟得上发展，才能不会被淘汰。

（三）“如果没有人帮助你，那你就去帮助别人”，用这句话来明确自己的做人原则，时刻告诫自己时刻以团队利益为重，服从领导，服从分配，努力完成工作任务，不拖大家的后腿，与公司同呼吸共命运。

海上风电场运行维护策略优化 第3篇

【摘 要】海上风电产业发展十分迅速，海上风电场的运行维护要求也随之不断提高，但是目前海上风电场的运行维护依旧存在些许问题，有待改善。因此，本文通过对海上风电场运行维护存在的问题的具体分析，提出了一些优化策略。

【关键词】海上风电场；运行维护；优化策略

一、海上风电场运行维护的特点

（一）海上风电机组运行维护的技术要求更高

受海洋的影响，海上风电机组对技术的要求逐渐提高，因此，在进行设计时，会充分考虑海上侵蚀、船舶运输等相关因素。海上风电机组的安装地点相对空旷，很容易受到天气因素的影响，所以需要采取更加先进的技术手段，以此保障风电机组的安全运行。

（二）海上风电场维护受环境影响的程度更大

海上风电场的风电机组设备数量较多，分布的区域也比较广泛，具有点多、面广等特点，这就直接导致了风电机组的有效维护和管理会遇到阻碍。海上风电场还受海洋气候的影响，会在很大程度上缩短海上风电机组的维护作业时间，还会对风电机组的有效维护造成影响。

（三）海上风电场运行维护的费用更高

伴随着海上风电机组功率容量趋向大型化发展，风电机组的体积也随之增大，这就给直接加大了风电机组维护的难度。海上的自然条件十分恶劣，从而使得风电机组的故障率相对较高，但是海上作业必须依赖船舶，经常会需要一些专门的海上工程起重船舶等大型设施设备，不仅工程量大，费用也相当高，再加上天气条件的影响，导致无法及时开展工作，以至于带来很大的经济和人力损失。

二、海上风电场运行维护的现状分析

（一）缺乏先进的管理方法和信息技术手段

使用风电发力是一个非常典型的现象，现代管理模式和信息技术环境下的装备产业，尤其是先进制造装备业，都已经具备了与企业资源管理相似的运行维护管理系统，但是目前风电产业却依旧没有投入运行。

（二）风电场运行和维护存在脱节问题

在风电机组供应商设置的技术掩护下，风电业主几乎不会单独对风电场进行管理。并且，风电机组的供应商所提供的维护系统与运行系统之间也是相互独立的，只能够满足销售合同的技术要求，却十分不利于风电业主开展深层次的信息分析或利用。

（三）设备供应商在产业中占据主导地位

风电开发的过程中，业主太过依赖设备供应商的技术支持，反而忽视了自身在技术上的创新，这就直接导致产业链上的知识共享和业务协作出现严重的缺失现象。

（四）风电场运行和维护的成本重视问题

建设大型风电场需要投资巨额资金，设备采购和建设成本非常高，不仅如此，风电场的运行维护成本也不断地上升，占据了总成本的很大一部分。目前，风电产业内部对运行维护明显不够重视。

（五）存在重视风电场建设而轻视运行管理的现象

风电产业的发展初始阶段，为了能够快速在市场上占据有利地位，风电机组制造商和风电运营商都开始加强了对风电主机生产和风电工程建设的重视，但是在后期的运行维护上还缺乏精细化管理。

三、海上风电场运行维护的优化策略

（一）预防性维护策略

预防性维护是指在部件发生故障之间就对其进行维护，以此保证风电机组能够正常运行。预防性维护主要包括调整、润滑、检查、擦拭和定期拆修更换等活动，还可以细化为时间维护和状态维护，即计划维护和视情维护策略。其中计划维护主要是通过对设备的故障规律的认识，不论设备处以何种状态，都要按照既定的时间进行维护，这一维护策略的优化主要集中在维护周期上。而视情维护策略主要是在设备中安装数据采集装置，并根据具体的实际运行情况进行维护。计划维护是以理论上的设备故障规律进行维护的策略，但是在实际情况中自然会存在一些小偏差，尤其是海上风电机组的运行是在相对恶劣的环境下。因此必须与视情维护策略相结合，当进入海上运行维护活动时，可以统一维修具有故障相关性的部件，这样一来，不但能够分摊固定维护费用，还能够降低故障的发生频率。

（二）机会维护策略

机会维护策略主要就是在某一部件发生故障时，其余部件同时也获取了提前预防性维护的机会，通过对部件满足维护条件的具体判断，制定出相应的维护策略。而且机会维护能够实现维护固定成本的分摊，但是在具体的维护过程中，需要携带的设施设备相对较多，这就对船只的要求也越来越高，并在很大程度上提高了维护成本。

（三）事后维护策略

所谓事后维护策略就是设备发生故障之前，对其进行预防性维护，直到设备发生故障之后，再进行具体的海上维护。但是故障发生具有很大的随机性，所以不具备充足的时间进行提前准备，所以事后维护策略只适用于重要程度低和维护成本低的设施设备。而且维护策略的执行，还会受气候和船只等因素的影响。海上风电的气候条件相当特殊，因此可及性是海上风电维护必须考虑的因素。

四、海上风电场运行维护的发展

（一）利用激光雷达等实现后维护

激光雷达是一种比较成熟的遥感技术，主要是用过发射脉冲光束，对气象、海浪、潮汐和风向等风电产业所需数据进行测量，能够在海上风电场的风能资源的评估和运行维护上应用，尤其是在功率曲线验证和尾流监测上，可以对风机功率表现实现快速评估和诊断，以此降低运行维护成本。

（二）建立风电场远程运营新模式

目前，我国的海上风电场一直在进行大规模的规划和建设，随之带来的问题主要有缺乏高能力和高素质的运行维护人才。如果能够建立健全的风电场远程运行新模式，利用收集到的振动监测运行数据，对风电机组的运行状况进行实时分析，实现设备的异常分析和劣化监视报警功能，或者具备专业的技术人员解决现场故障，并制定出各种预防性的运行维护策略，能够在很大程度上降低海上风电场的运行维护资金和人力物力投入。

（三）建立海上风电场成本模型和运行维护优化策略

未来海上风电场的离岸距离和海水深度的增加，安装和运行维护成本都会随之出现上升。如果能够在风力机的尺寸和可靠性的支持下，选择科学合理的抵达风电场和维护风电场的方式方法，通过离岸距离、水深以及风电场的规模等因素，建立新型的海上风电场成本模型，以此指导海上风电场的运行维护。同时，还能够预计海上风电场的可利用率，优化运行维护策略。根据我国海上风电场建立合适的成本模型，选择合理地运行维护优化策略，势必会在一定程度上降低海上风电场的运行维护成本，实现海上风电场的快速发展。

五、结语

综上所述，海上风电场其自身的天气和水文特性，促使海上风机机组的故障率居高不下，成本较高等现象屡见不鲜。为此，我国必须切实结合海上风电场的实际情况，优化运行维护模式，提高运行维护管理水平，为实现更好地利用海上风能资源奠定良好的基础。相信在不断地完善和创新下，我国的海上风电产业一定会实现全面发展的。

参考文献：

[1]王君，史文义.海上风电场运行与维护成本探讨[J].内蒙古石油化工.2011（05）.

[2]边晓燕，尹金华，符杨.海上风电场运行维护策略优化研究[J].华东电力.2012（01）.

[3]刘林，葛旭波，张义斌，尹明，李利.我国海上风电发展现状及分析[J].能源技术经济.2012（03）.

浅谈中国风电并网运行的发展 第4篇

近年来,随着全球能源安全和气候问题的日益突出,风电作为技术相对成熟、最具规模化开发条件和商业化发展前景的新能源发电技术,在全球范围内得到迅猛发展。世界风电总装机从2003年的3 929104k W增长到2009年的15 789.9104k W,年均增长26%。中国具有非常丰富的风能资源,陆上和近海区域10 m高度可开发和利用的风能储量超过10108k W。作为应对能源危机和气候变化双重挑战的重要手段,进入21世纪以来,中国风电也进入了快速发展时期,特别是近几年,呈超常规发展态势。截止2009年底,中国风电吊装容量已达到2 400104k W,2006年至2009年每年都实现翻番。

风能资源作为可再生能源取之不尽。据统计,中国风能的技术开发量可达3108k W~6108k W,且中国风能资源分布集中,有利于大规模的开发和利用。据考察,中国的风能资源主要集中在2个带状地区,a)“三北地区丰富带”即西北、华北和东北的草原和戈壁地带;b)“沿海及其岛屿地丰富带”,即东部和东南沿海及岛屿地带。这些地区一般都缺少煤炭等常规能源,且在时间上冬春季风大、降雨量少,夏季风小、降雨量大,风电正好能够弥补火电的缺陷,并与水电的枯水期和丰水期有较好的互补性。

众所周知,风电具有间歇性和随机性以及反调峰等特点,且风电机组还难以像常规火电和水电机组那样有计划地调度控制。因此,风电的大规模快速增加给电网安全和经济运行带来了诸多影响。国内外专家已对电网风电机组的特性和调度运行管理等做了大量的研究,获得一些有工程应用价值的成果。但是,中国风电发展具有与国外明显不同的特点,如,发展迅猛、三北地区分布集中且远离负荷中心等。这些特点给风电输送和电网安全稳定运行带来了诸多的影响。

1 中国风电并网运行现状

1.1 风电并网容量增长迅猛

21世纪开始,中国风电发展迅猛。2000年至2005年,中国风电装机容量平均每年以20%的速度递增。特别是2005年,国家颁布可再生能源法之后,至2009年,中国风电装机容量由126104k W增长到2 412104k W,以每年翻一番的速度发展,远高于世界风电平均发展速度。2005年,中国开始了100104k W级风电基地规划;2008年,启动了1 000104k W级风电基地的规划和建设工作。2008年中国新增风电装机容量630104k W,排全球第二,占全球新增装机容量的22%。2009年中国新增风电装机1 202104k W,排全球第一,占全球新增装机容量33%,成为增长最快的国家。

到2009年底,中国共建成风电场423个,吊装风电机组20 367台,总容量2 412104k W。风电发电量累计达到516104k Wh,替代标准煤1 857104t,减少CO2排放量5 719104t、SO2排放量29104t。风电已为中国能源供应和节能减排作出了重要贡献[1]。

1.2 风电开发地域相对集中

中国风能资源主要集中在“三北地区”。截至2009年底,东北、华北及西北地区风电装机容量依次为627104k W、680104k W、210104k W,总计1 517104k W,占中国并网容量的87%左右。

除江苏海上1 000104k W级的风电基地外,中国规划的6个陆上的1 000104k W级的风电基地(新疆哈密、甘肃酒泉、蒙东、蒙西、吉林、河北张北)全部集中在“三北地区”。目前,内蒙古(蒙西、蒙东)、辽宁、吉林及黑龙江等省区的风电最大出力已占到该网最小负荷的15%以上。其中,吉林、蒙西已接近或超过了20%,大规模风电对地区电网运行的影响日益增强[2]。

1.3 风电电场规模大接入电压等级高

中国风电发展具有规模开发的特点。截至2009年底,中国建成装机规模10104k W以上的风电场54个,总容量811104k W。目前,单个风电场的最大容量已达到45104k W(吉林同发),形成了以吉林白城、内蒙古通辽、赤峰及甘肃酒泉等100104k W级的风电群。

随着风电场规模的扩大以及远距离输送的要求,接入系统的电压等级也呈上升趋势。根据对16个主要网省级风电场接入情况的统计,目前,接入220 k V电压等级的风电场69个,容量为673.1104k W,占43%;接入110 k V电压等级的风电场84个,容量为585.5104k W,占37%;接入66 k V及以下电压等级的风电场74个,容量为318.9104k W,仅占20%。根据规划,酒泉风电基地大部分风电场将直接接入750 k V电网。风电对电网的影响已经从低压到高压,从配网向主网延伸。

1.4 风电机组技术性能参差不齐

截至2009年底,中国总吊装的2 412104k W风电机组由国内外风电机组49家生产。其中,外资企业19家,容量597104k W,约占25%;内资企业25家,容量1 778104k W,约占74%;中外合资企业5家,容量37104k W,约占1%。这些机组中,恒速感应风电机组占16.2%,双馈变速风电机组占75.7%,永磁直驱风电机组占8.1%。其中,双馈型和直驱型机组在技术上可具备有功、无功调节和低电压穿越能力等功能。由于目前中国无强制性要求,配置成本较高,中国风电机组基本都没有配备这些功能。

总体来看,中国并网风电设备种类繁多、标准不统一,且技术性能参差不齐,调节性能较国外有一定差距,不能完全满足电网要求。

尽管目前风电装机容量占总发电容量的比例不高,仅为2%左右,但由于风电发展速度较快且地域分布相对集中,风电机组调节性能差异性大,且基本处于“自由运行”状态,风电已经成为影响部分电网安全运行的重要因素之一。

2 风电大规模接入给电网运行带来的影响

2.1 系统平衡矛盾加剧调峰调频压力增大

风电具有部分时段的反调峰特性,增加了电网调峰的难度。根据对东北、蒙西和吉林电网的数据统计,风电反调峰概率分别为60%、57%和56%。吉林电网因风电的接入,1年峰谷差变大的时间达到210天。风电大量投入后的调峰问题已成为电网运行的突出问题。

此外,风电的间歇性和随机性增加了电网调频的负担。据统计,2008年2月至11月,新疆地区风电在30 min内出力波动超过9104k W的达到347次,增加了电网调频的压力和常规电源调整的频次。

2.2 部分电网电压控制难度加大

随着大规模风电场接入电网,部分电网运行电压控制出现了较大困难。据统计,受风电影响,蒙西电网锡林郭勒盟灰腾梁风电基地沿线变电站220 k V母线电压全年维持在额定电压的1.1倍;新疆电网达风变电站110 k V系统电压长期在113 k V以下,为支撑110 k V系统电压,该变电站220 k V母线电压不得不全年维持在238 k V以上,运行电压调整十分困难,也对输变电设备安全造成了威胁。

风电场运行过度依赖系统无功补偿,限制了电网运行的灵活性。蒙西塔拉地区500 k V无功补偿设备停运时,220 k V系统电压最高升至257 k V[3]。

2.3 局部电网接纳能力不足

风电场多处于电网末梢,大规模接入后,风电大发期大量上网,电网输送潮流加大,重载运行线路增多,热稳定问题逐渐突出。如,甘肃酒泉地区电网与主网联系相对薄弱,2007年以来,该地区风电、小水电快速发展,导致电网送出矛盾不断加剧。尽管采用了过负荷切机以及变电站分裂运行等措施提高输送能力,但仍有个别时段难以满足风电全部外送的要求。

2.4 电网遭受冲击的概率增加

风机本身抗干扰能力不强,还会增加电网遭受冲击的频次,甚至导致事故扩大。如,2010年4月12日23点30分,吉林电网同塔并架的500 k V合松1号、2号线发生故障,白城地区风电大量脱网,风电总加从事故前约78104k W快速降到10104k W,导致系统频率从50.00 Hz跌落到49.85 Hz[4]。

再如,甘肃捡财塘和河南清源风电场自投产运行以来,受电铁和冶金等大型用户的影响,都曾因三相电压不平衡(未超过国家标准限值)保护动作发生风电机组跳闸停机,使电网遭受不必要的冲击。

2.5 电网稳定运行的风险增加

风电的间歇性和随机性增加了电网稳定运行的潜在风险。一方面,风电引发的潮流多变,增加了有稳定限制送电断面的运行控制难度;另一方面,风电发展成分增加,导致在相同的负荷水平下,系统的惯量下降,影响电网动态稳定水平。最后,风电机组在系统故障后可能无法重新建立机端电压、失去稳定,引起电网电压稳定破坏。

3 并网运行问题原因分析

3.1 风电机组技术性能不佳

目前,国外风电机组已普遍具备相应的有功、无功调节和低电压穿越能力。由于中国现行标准无明确强制性要求,再加上成本较高等,目前,中国运行机组大部分没有配备这些功能,是造成故障时风电场切出,导致故障范围扩大,威胁系统安全稳定运行的主要原因。

3.2 电源的结构性矛盾突出

发展风电,客观要求配套发展相应容量的常规电源,特别是快速调节电源,以增加相应的调节能力。风电与常规电源规划发展的脱节,进一步凸现了电源的结构性矛盾,带来电网运行环节的问题。致使系统调峰容量不足,电网运行困难,接纳风电能力受到限制[5]。

3.3 风电与电网发展不协调

目前,有关部门在风电发展中偏重资源规划,在鼓励大规模风电基地发展建设的同时,对其送出和消纳问题重视不够。中国风电建设项目实行国家和地方审批制度,电网的整体性需要未得到充分体现。许多新建风电项目处于系统末端,就近接入电网,一些馈电线路转变为联网线路,造成一些风电场外送断面输送能力不足。电源与电网规划建设不协调,不仅影响风电的合理接入,也关系到电网的结构强度、安全水平和输送能力。

3.4 入网技术标准不完备

中国风电入网技术标准适用性不强。现行国家标准GB/Z 199632005风电场接入电力系统技术规定已过有效期,且内容偏于原则,不满足大规模风电接入条件下电力系统运行的实际需要。

风电机组测试与认证制度尚未建立,风电机组并网前后,均没有进行机组自身和相关涉网特性试验,使一些制造水平低、运行性能差的机组并入电网,使得电网安全稳定运行埋下了隐患。

3.5 技术支撑手段不足

风电功率预测技术有待提高。同时,中国缺乏商业化的数值预报服务,风电功率预测过度依赖国外数值预报产品。

风电预测工作发展不平衡和滞后。目前,电网侧陆续建设风电功率预测系统的同时,风电场基本没有开展风电功率预测系统的建设,不能给调度部门提供预测情况,给调度运行和监控带来了困难。

3.6 运行管理经验还处在积累阶段

适应风电快速发展形势,需认真总结风电并网运行存在的问题,加快对风电的并网调试、功率预测、计划编制、检修管理、信息采集及保护整定配合等专业工作进行规范。不断积累运行管理经验,提高运行管理水平。

4 措施与建议

4.1 统筹风电与电网和电源协调发展

统筹风电与电网协调发展,要在加快风电产业发展的同时,加大电网投资力度,加快以特高压为骨干网架,各级电网协调发展的坚强智能电网建设,提高电网优化资源配置能力,在更大范围内消纳风电。同时,要统筹风电与其他电源的协调发展,促进水电及抽水蓄能等快速调节电源的建设,改善电源结构,提高系统容纳风电的能力。

4.2 加强风电运行标准和政策体系建设

a)尽快编制和出台有关风电接入电网的技术规定、国家标准,明确提出强制性条款;b)加快编制和出台有关风预测和调度运行的国家或行业标准,加强和规范风电运行管理;c)尽快编制和出台风电机组并网检测技术规范、国家标准,促进风电机组性能的提升;d)尽快制订和完善与可再生能源法修正案相配套的有关政策。

4.3 提高风电机组性能

尽快制订和完善风机制造和并网监测国家标准,促进风机制造水平的提高,使风机具备有功无功调节和故障穿越等功能,满足电网安全稳定运行的技术要求。同时,要加快国家级风电技术与检测研究机构建设,尽快开展风机并网检测工作。

4.4 加强并网运行控制与管理

针对大规模风电介入后对电网安全稳定的影响,规范和强化风电的并网管理,制订风电并网运行控制和调度管理技术要求,规范风电并网、运行、计划和检修等工作流程,统一协调风电机组继电保护和稳定控制装置定植。保障大规模风电接入后电网的安全稳定运行和风能资源的充分利用。

4.5 加强风电技术支撑手段建设

加快出台相关政策和措施要求,大力推进风电场和电网风电功率预测系统建设工作。加强风电功率预报模型和方法研究,提高风电功率预测水平。

加快开发研制风电调度支撑技术,为风电调度管理提供基本的技术支撑手段。深入研究大规模风电并网的安全稳定特性和机理,研究跨大区可快速调节电源与大规模风电的互补特性和联合调度技术。

5 结语

中国正处于风电建设的高峰期,风电所占比例还将进一步增加。目前,面临的局部性、时段性矛盾可能转化为全局性、经常性矛盾,成为影响电网安全稳定运行的重要因素。为破解大规模风电并网带来的突出问题,必须从风电与电网和电源的协调发展、相关政策和标准体系建设、风电机组性能的提升以及加强风电运行管理等多方面入手,多方努力,实现中国风电行业的健康持续发展。

摘要：叙述了中国可再生能源法颁布和实施后,风电超常规发展的势态,中国风电发展在地域分布、电厂规模、接入电网电压等级和风电机组性能等方面的特点以及风电对电网调峰、调频、电压控制、安全稳定运行和调度运行管理方面的影响,中国风电并网中存在的问题及原因,提出,从风电与电网和电源的协调发展、相关政策和标准体系建设、风电机组性能的提升以及加强风电运行管理等方面的改进措施和建议。

关键词：风力,风电,并网运行,现状

参考文献

[1]戴慧珠,陈墨子,王伟胜,等.中国风电发展现状及有关技术服务[J].中国电力,2005,38(1):80-84.

[2]耿华,杨耕.变速变桨距风电系统功率水平控制[J].中国电机工程学报,2008,28(25):130-137.

[3]张红光,张粒子,陈树勇,等,大容量风电场对电力系统小干扰稳定和阻尼特性的影响[J].电网技术,2007,31(13):75-80.

[4]关宏亮,迟永宁,戴慧珠,等.异步风电机组介入系统的小干扰稳定及控制[J].电力系统自动化,2008,32(4):54-58.

[5]贺益康,周鹏.变速恒频双馈异步风力发电系统低电压穿越技术综述[J].电工技术学报,2009,24(9):140-146.