风电并网技术难点

风电并网技术难点（精选8篇）

风电并网技术难点 第1篇

风力发电作为目前世界上可再生能源开发利用中技术最成熟、最具规模开发和商业化发展前景的发电方式之一，由于其在减轻环境污染、调整能源结构、解决偏远地区居民用电问题等方面的突出作用，越来越受到世界各国的重视并得到了广泛的开发和利用。

根据我国风电发展规划，我国将在甘肃、内蒙古、新疆、河北、吉林和江苏建立七个千万千瓦级风电基地，预计到2015年要建成5808万千瓦，2020年要建成9017万千瓦，占全国风电装机总容量的78%。由于我国陆上风能资源主要集中于“三北”地区，因此对于位于电网末端的风电基地，除了具有常规风力发电的共性问题以外，还存在许多特殊的个性问题，包括系统稳定、输送能力、调频调峰和电量消纳等，其中无功电压问题是风电场并网运行关注的主要问题之一，需要采取措施对风电场无功电压进行有效调节。

发展现状

早期的风电机组主要采用异步发电机，它们不具备维持和调节机端电压水平的能力，在运行时还要从系统吸收无功功率，相应地，风电场需要装设固定进行补偿，随着电力电子技术的发展，出现了SVC和STATCOM等动态无功，风电场就采取固定电容+动态无功补偿装置的方式对无功进行控制。

近年来，针对风电场的电压稳定而进行的无功补偿问题一直是电力企业和相关研究机构关心的热点。在此背景下，国内逐渐开展了对风电场无功控制技术的研究，包括风电机组无功控制技术研究、风电场无功补偿装置研究、FACTS装置协调控制等方面。

(1)风电机组无功控制技术研究现状

随着风电技术的发展，风电机组从原来的不具有无功控制能力发展到能够输出一定的无功。目前，双馈式异步风力发电机组和永磁直驱风力发电机组是主流的机型，双馈式异步风力发电机组通过控制实现有功/无功的解耦，具备一定的动态调节无功输出的能力;而永磁直驱风力发电机组由于通过全容量与电网连接，则能够灵活地对无功进行控制。这两种风力发电机组都具备以恒电压模式工作的能力，可以在一定程度上实现对无功和电压的控制。

(2)风电场无功补偿装置研究现状

为适应不同场合的需要，适用风电场的无功补偿装置已发展出多种类型，它们的所需成本不尽相同，对电网电压的暂态特性影响也不一样。

①并联电容器

并联电容补偿可用断路器连接至电力系统的某些节点上，并联电容器只能向系统供给容性的无功功率。并联电容具有投资省，运行经济、结构简单、维护方便、容量可任意选择、实用性强;缺点是：(1)并联电容器补偿是通过电容器的投切实现的，因调节不平滑呈阶梯性调节，在系统运行中无法实现最佳补偿状态。采用电容器分组投切方式时，无功补偿效果受电容器组分组数和每组电容器容量的制约。(2)电容器的投切主要采用真空断路器实现，其投切响应慢，不宜频繁操作，因而不能进行无功负荷的快速跟踪补偿。如果使用晶闸管投切电容器组来代替用真空开关投切电容器组，解决了开关投切响应慢和合闸时冲击电流大的问题，但不能解决无功调节不平滑以及电容器组分组的矛盾，同时由于采用了大功率的电力电子器件，也大大提高了系统的造价。(3)由于开关投切电容器是分级补偿，不可避免出现过补偿和欠补偿状态。根据无功与电压关系，过补偿时会引起电压升高，欠补偿时感性负荷引起电压降低。(4)电压下降时急剧下降，不利于电压稳定，投入时会产生尖峰电压脉冲。电容器发出的无功功率与电压的平方成正比，在低电压时输出的无功功率减少，而这时显然需要更多的无功，如果不能及时供给无功，将导致系统的电压水平下降。

②有载调压变压器

有载调压变压器(OLTC)不仅可以在有载情况下更改分接头，而且调节范围也较大，通常可有UN±3×2.5%或UN±4×2.0%，既有7个至9个分接头可供选择。因而有载调压器OLTC是电力系统中重要的电压调压手段，在系统运行中可以

自动改变分接头，调节其变比，以维持负荷区域内的电压水平。但变压器不能作为无功电源，相反消耗电网中的无功功率，属于无功负荷之一;变压器分接头(抽头)的调整不但改变了变压器各侧的电压状况，同时也对变压器各侧的无功功率的分布产生影响。有文献指出在某些情况下，OLTC按其升降逻辑改变分接头时，非但没有改善电压条件，反而会使之更加恶化，甚至认为是引起电压崩溃的重要原因之一。因此，在风电场并网运行时需慎重考虑该设备的使用。③静止无功补偿器

静止无功补偿器(Static Var Compensator，SVC)通常是由并联电容器组(或滤波器)和一个可调节电感量的电感元件所组成。SVC与一般的并联电容器补偿装置的区别是能够跟踪电网或负荷的无功波动，进行无功的实时补偿，从而维持电压的稳定。SVC是完全静止的，但它的补偿是动态的，即根据无功的需求或电压的变化自动跟踪补偿。静止无功补偿系统都是无功部件(电容器和电抗器)产生无功功率，并且根据需要调节容性或感性电流。静止补偿器可以提高电压稳定极限值，而装设在系统中部节点上的SVC有很好的作用，在技术经济比较中往往成为优选方案。有文献将柔性交流输电系统(FACTS)设备运用到风电场以提高其运行的电压稳定性，说明了SVC在风电场无功补偿方面的优良性能。

④静止同步补偿器(STATCOM)

静止同步补偿器(STATCOM)也称为静止无功发生器(Static Var Generator，SVG)，其基本电路分为电压型桥式电路和电流型桥式电路两种类型。电压型桥式电路，其直流侧采用电容作为储能元件，而交流侧通过串联电抗器并入电网：电流型桥式电路，直流侧采用电感作为储能元件，而交流侧并联电容器后接入电网。实际上，由于运行效率的原因，迄今投入使用的STATCOM大都采用电压型桥式电路。STATCOM的基本工作原理是将桥式变流电路直接并联或通过电抗器并联在电网上，适当调节桥式变流电路交流侧输出电压的相位和幅值或直接控制其交流侧电流，使该电路吸收或者发出满足要求的无功电流，从而实现动态无功补偿的目的。与SVC相比，STATCOM具有5个优点：调节速度快、运行范围宽、调节范围广、元件容量小、谐波含量小。

最新进展

随着风电技术、电力电子技术和控制技术的发展，未来风电场无功控制技术将以“闭环”控制为主，通过风电机组、无功补偿装置以及电网的协调优化运行，实现对风电场无功的有效控制。

在产品应用方面，GE风能已经研发出一种闭环风电场电压控制，称之为“动态无功控制”(WindVAR)。动态无功控制可以向电网提供无功并稳定电压。带有动态无功控制的风机，电压的控制和调节都是通过安装于风机上的电力电子装置来实现进行的。

欧洲相关电力公司和技术机构、美国风能协会(AWEA)等都制定了相关风力发电导则和IEEE-1547(分布式电源与电力系统接入标准)，包括了电压稳定控制/无功补偿方面的内容，要求确保风电场母线电压稳定在一定范围内，并保证电能质量合格。

目前国内即将出台的风电并网新国标中，不仅要求风电机组具有无功电压调节能力，也要求具备低电压穿越能力。新国标的颁布将促进风电相关产业技术向更加电网友好型方向发展，实现对风电更大规模的平稳消纳。

风电并网技术难点 第2篇

措施一：高度重视，建立高效运作的风电管理工作机制。建立促进风电发展工作机制，实现风电管理和研究工作统一归口、分级管理、上下贯通、专业协同。其中，总部统一归口管理，各网省公司负责统计风电场规划、前期、建设、并网、运行等基本信息；国网能源研究院、中国电科院等负责风电发展规划研究、风电发展政策研究、并网检测等工作。

措施二：建立风电信息统计分析平台，为公司和政府提供信息服务。建立风电信息统计分析平台，形成涵盖风电规划、前期、建设、并网、运行等全过程的信息数据库，为公司及政府部门提供准确、及时、公开、透明的风电信息服务。

措施三：加强汇报沟通，建立与各方的协调合作机制。加强与政府有关部门的汇报和沟通，推动风电场和接入系统工程统一规划、同步建设、按计划投产，实现规范管理，有序发展。根据公司“十二五”电网规划确定的目标，积极争取各级政府部门的支持，提高电网大范围优化配置风电的能力，促进风电在更大范围消纳。

措施四：加强风电接入系统工程管理，保证风电并网送出。按照相关要求，做好风电接入系统管理工作。对于大型风电基地项目，提前开展风电场接入系统和送出工程前期工作；对于地方核准的风电项目，强化计划管理。

措施五：加强风电并网管理。加快研究制定并网检测等配套规定，建立强制性入网认证和并网检测制度。加快风电并网检测能力建设，增加测试设备，建设测试人才队伍，适应大规模并网检测需求。

措施六：进一步加强风电运行管理。加快风电功率预测功能建设、风电调度计划管理，加快建立风电场计划申报考核机制。

风电并网新技术 第3篇

柔性直流输电是以电压源换流器为核心的新一代直流输电技术,其采用最先进的电压源型换流器和全控器件,是常规直流输电技术的换代升级。与交流输电和常规直流输电相比,在传输能量的同时,还能灵活调节与之相连的交流系统电压,具有可控性较好、运行方式灵活、适用场合多等显著优点。

1 交流并网的技术瓶颈

目前,使用交流并网是多数风电场并网的选择。但是,风电场通过交流并网普遍存在一些技术瓶颈。a)交流并网需要风电场与所连接的交流系统严格保持频率同步,而风机对并网处交流母线电压波动较为敏感。交流系统电压波动是风机退网的主要原因之一;b)交流系统发生故障时,风电场的稳定运行往往需要在母线出线端加装无功补偿装置,以提高风场的故障穿越能力,这需加大风电场投资。另外,补偿装置对风机的最大风能捕捉及风机控制器本身,有可能造成不利影响;c)使用交流电缆连接,当海上风电场电缆长度超过一定数值后,需要很大的感性无功补偿装置,尤其对于距离岸边较远的风电场,在线路中间进行无功补偿几乎没有可能。

使用柔性直流输电技术,理论上没有电缆距离限制。超过大于50 km～100 km等价距离时,使用直流并网技术是最合理的选择。

2 常规直流输电存在的问题

常规直流输电连接交流系统需提供换相电压,容易发生换相失败故障,大大降低风电场安全稳定运行的能力。传输同样容量的功率时,常规直流比交流和柔性直流输电方案占地面积大2倍以上;传输较小容量时,与交流和柔性直流输电相比单位造价较高。当风力不足使得风机从输电系统中切除后,为给风电场处的负荷供电,系统会有限度地向风电场传输有功功率,需要无功补偿保证系统的稳定运行。常规直流输电不具备发出无功的能力,且本身还需大量的无功补偿装置,因此,会加大换流站的面积。

3 柔性直流输电对可再生能源发展意义重大

柔性直流输电技术能给风电场提供良好的动态无功支撑,既免除风电场无功补偿设备的投资,又提供优异的并网性能,防止风电场电压波动对交流系统的影响,改善风电场对系统波动的抗干扰能力。由于能够提供电压支撑作用,它还能大幅度提升风电场在交流系统发生故障时的低电压穿越能力。由于柔性直流输电不受距离限制,因此也是大型远距离海上风电场并网的唯一选择。基于这些优势,柔性直流输电已成为国际公认风电场并网的最佳技术方案。

风电并网技术难点 第4篇

【关键词】风电并网；问题分析；发展趋势

21世纪以来，随着全球气候变暖以及能源危机的进一步加剧，为了保证本国能源安全，世界各国纷纷加大了能源战略的调整和部署力度，将目光放在了绿色无污染的可再生能源上。风电是我国能源战略中的关键一环，在风电的发展过程中，也出现了许多问题，尤其是在进行风力发电的并网的过程之中，还存在着许多的问题急需解决。

一、风电并网技术发展存在的问题

解决可再生能源发电接入问题是智能电网建设中的一个关键问题。风电接入电网主要包括传统的并网方式和开发风电基地，通过输电通道集中外送。但是，由于新能源发电技术和传统的发电技术存在一定的差异性，与此同时，新能源发电技术所应用的范围相对也比较小，难以有效的将新能源发电技术全面的普及开来，这些都影响到了风力发电技术的普及与推广。

1、风力发电技术在并网的过程中会影响到电网的电力平衡

在风力发电的过程之中，由于风力发电是一种新的发电方式，这就导致风力发电在这个过程之中，很难和传统的发电方式采用同样的发电形式，这就导致风力发电会影响到电网的电力平衡运行。具体的来说，在风力发电的运行过程之中，很有可能會导致传统的电力发生峰值不稳的情况，进而导致在电网的运行过程之中，消耗的能量增加，进而影响到整个电力系统的平衡运行。

2、风力发电技术会影响到电网的峰值和频率的正常范围

首先，在进行风力发电技术的应用工程之中，存在着的一个重要因素就是电网所能够提供给风力发电之中的峰值的调整能力。只有充分的保证电网内部的峰值和频率处在一定的范围之内，才能够保证风力发电技术的正常应用，与此同时，随着风力发电数值的继续增加，就能够有效的提升风力发电的空间。除此之外，风力发电的功率并不能够保持在一个稳定的范围之呢，这也会导致电网的稳定运行存在一定的困难。其次，在进行风力发电技术的应用过程之中，由于风力发电技术所能够发电的数值不够稳定，这就导致传统的发电网络必须充分的保证能够满足风力发电的实际需要。与此同时，由于传统的火力发电本身的调频能力就不够突出，这就导致发电网络之中的数值难以满足实际的需要。最后，在进行风力发电技术的应用过程之中，风力发电的输出存在着随机性特点强的特点，这就会严重的影响到风力发电的正常运行，干扰到了风力发电系统运行的经济效益。

3、风力发电技术对电网稳定性的影响

在采用风力发电技术的过程中，很有可能会对电网运行过程之中产生的电潮流的分布产生影响，并对后续的潮流分布处理产生一定的影响，在这样的背景下，风力发电技术对电网稳定性产生非常大的影响，影响到电网的安全运行。首先，风电技术的应用有可能会对电网内部的潮流产生影响，具体的来说，由于在进行风电技术的应用过程之中，风电具有着高度的不稳定性以及高度的不规律性，这就很有可能会导致在进行风电并网的过程之中，难以有效的进行对风电的有效管理。其次，是风力发电技术对电网的暂态稳定性的影响问题。风电机组的发电技术同常规发电机不同，电网出现故障时表现出的暂态稳定性与传统发电机差别很大。风电并网改变了电网潮流分布，线路传输功率会导致电网暂态稳定性发生变化。当风力发电出现了并网情况之后，输出功率就会不再稳定；然后，是风力发电技术对电网的电压稳定性的影响。具体的来说，风电并网后风电的武功功率会对电网电压稳定性降低，风速的变化会导致电网出现扰动故障；再者，是风力发电技术对电网频率稳定性的影响。具体的来说，在风电并网之后，风电比例扩大，会影响系统频率，导致系统故障范围扩大，影响恶化。在这样的背景下，就很有可能会导致风力发电技术的应用的稳定性迅速下降；最后，是风力发电技术对于电网的动态稳定性的影响。一般情况下，如果进行了对风力发电技术的大规模应用，就会产生风电波动频繁的问题，就很容易造成地区风电的动态性产生影响。

二、风电并网技术的发展趋势

虽然风力发电技术这一设想已经有了悠久的历史，但是，在风力发电技术的实际应用过程之中，由于风力发电技术在进行电力并网的过程之中还存在着各式各样的问题，这就导致风力发电技术始终难以在真正的意义上实现大规模普及应用。针对这样的情况，就需要不断地更新风力发电技术，并通过风力发电技术的提升，有效的保证风力发电技术的高效运用，提升风力发电技术的应用水平。

首先，在进行对风力发电之中的风力发电设备的更新过程之中，需要注意的是通过更新风力发电设备的质量来有效的提升风力发电的效率，保证风力发电技术的发电稳定性。在这样的背景下，对于风力发电机的变桨距变速技术的要求就会越来越高；而相应的，这一发展趋势大大加强了电力电子技术在风电机组中的应用。

其次，从风场整体来看，调动数量众多的风机协同运行，即时调控整个风场的电力参数，保证并网的可靠性和稳定性是未来发展的趋势。在进行对风力发电之中的风力发电设备的配合搭配的过程之中，要通过调整不同的发电设备之间的搭配状态来提升风力发电的效率。例如，在进行风力发电的过程中，要不断的调节风力发电厂的并网点，并采用先进的电子科学技术，提升风力发电过程的控制水平，保证风力发电的发电效率。

结论

综上所述，随着资源消耗程度的加剧，节能减排的概念正逐步深入人心，我们应该深入分析风电并网技术，积极突破风电技术瓶颈问题，大力改善风电并网技术，制定专业的标准，一定能够促进风电事业健康有益的发展。

参考文献

[1]石恒初，剡文林，刘和森.风电并网对电力系统的影响初探[J].云南电力技术，2009（01）

风电场并网安全性评价材料清单 第5篇

电网调度机构下发的通信月报

每年雷雨季节前应对通讯接地设施进行检查，接地电http://wenku.baidu.com/view/e2a9d9176c175f0e7cd1372f.html 通讯设备维修管理规http://wenku.baidu.com/view/d79a13c458f5f61fb7366671.html

告程

阻定风电场并网安全性评价材料清单

1.项目核准文件；

2.电监局调试运行申请的批复文件；

3.安监局“三同时”验收批文；

4.电监局建设项目安全管理备案文件；

5.并网调度协议；

6.电力企业应急预案登记表；

7.安全生产责任制文本内容；

8.值长证书（或者经过培训的证明）；

9.风力发电机组技术资料、调试报告、机组控制系统参数设定值；

10.风电场电能质量测试记录或报告、电能质量测试装置说明书以及调试报 告； 11.低电压穿越能力核查试验报告、风力发电机组制造方提供的同型号机组 低电压穿越能力检测报告；

12.风电场故障信息及相关资料、风电机组主控及变频器保护定值、箱变保 护定值；

13.可行性研究报告或初步设计、接入系统设计、审查意见、14.无功补偿装置技术说明书及资料、无功补偿装置功能试验及参数实测报 告、无功补偿装置调试报告、无功补偿装置交接或预防性试验报告

15.升压站电气设备母线及场区绝缘子爬电比距统计表、环境污区分级及盐 密值测试报告；

16.涉网变压器交接或预防性试验报告；

17.升压站高压断路器、隔离开关交接或预防性试验报告（及安装调试报告）； 18.涉网高压断路器短路容量校核计算书、涉网高压断路器说明书；

19.电压互感器、电流互感器交接或预防性试验报告；

20.避雷器交接或预防性试验报告；

21.风电场升压站接地网图纸、主地网和独立避雷针接地电阻测试报告、接 地网完整性（设备导通）试验报告；

22.高压架空集电线路、汇流电力电缆交接或预防性试验报告；

23.继电保护装置说明书、继电保护装置操作手册、继电保护试验报告、继 电保护装置调调试报告及实际带负荷测量记录；

24.继电保护及自动装置运行规程、继电保护配置图；

25.风电场投运方案、继电保护定值通知单、风机有功无功能力调节报告；

26.通讯设备说明书、远动设备说明书、通讯设备调试报告、远动设备调试 报告； 27.电力二次系统安全防护方案、电力二次系统安全防护管理制度、二次防 护拓扑图； 28.风电场有功功率调节能力测试报告；

29.风电场功率预测系统设备说明书及技术资料、风电场功率预测上报记录；

30.风力发电机组接地电阻测试报告、图纸及相关资料；

31.风电场电压历史记录、无功补偿装置调节速度和控制精度相关资料；

32.变压器油色谱分析试验报告； 1 33.变压器油简化试验报告；

34.涉网变压器温度计校验报告、测温装置定期校验报告；

35.主变说明书；

36.主变压器铁芯外引电流测试记录；

37.涉网变压器有载开关及操作机械检修记录；

38.升压站避雷器监视电流记录；

39.升压站远红外测温记录及夜间巡视记录；

40.升压站防误闭锁装置技术说明书、及试验记录、相关图纸资料；

41.升压站直击雷保护范围图纸；

42.升压站高压配电装置防止谐振过电压装置图纸资料和反事故措施；

43.升压站电气设备接地线热稳定校验计算书；

44.风电场户外电气设备及母线定期清扫检查记录；

45.母线悬式绝缘子检测绝缘报告；

46.风电场绝缘监督网络及各级人员责任制（绝缘监督小组应以公司文件形 式下发）、风电场绝缘技术监督管理制度或实施细则；

47.风电场电气一次设备的监造和出厂验收、安装和投产验收、生产运行、检修、技术改造等相关资料，电气一次设备绝缘缺陷分析报告；

48.风电场应建立健全现行有关的国标、行标和反事故措施、风电场预 试计划、大小修计划、半年与年终总结和绝缘监督会议记录等、电气一次系 统图、电气设备参数、说明书、出厂试验报告、交接及预防性试验报告、大小修 试验报告、特殊试验报告、设备缺陷及消除记录、事故管理记录、人员培训制度

49.故障录波器故障量清单、故障录波器说明书、故障录波器调试报告；

50.继电保护装置接地图纸；

51.电压互感器、电流互感器说明书、厂家出厂试验报告、安装以后调试报 告； 52.继电保护定检计划（没到定检期不要）；

53.通信系统设计资料；

54.通信月报；

55.高频电源开关试验报告或者定期进行的检验报告、说明书；

56.通信用蓄电池组说明书、蓄电池的充放电试验报告、单只蓄电池定期测 量记录；

57.接地网设计图纸；

58.通讯屏柜接地电阻测试报告；

59.通讯设备检测记录、维护记录；

60.远动设备各装置说明书、设计资料、接入系统审查资料；

61.远动信息表；

62.UPS 说明书、UPS 电源调试记录；

63.电度表计量部分图纸、电度表说明书、电度表检验合格证； 64.电能自动采集装置说明书；

65.直流蓄电池部分设计图纸、蓄电池说明书、蓄电池核对性充放电记录；

66.充电装置说明书、试验记录、出厂试验报告、参数测试报告；

67.直流系统每月检查单只电池测量记录；

68.直流系统绝缘选检装置说明书、选检装置记录；

69.电力二次系统安全防护应急预案； 2 70.继电保护技术监督制度、细则、成立人员机构文件；

71.工作票制度、操作票制度、交接班制度、设备巡回检查制度、操作监护 制度、维护检修制度、消防制度、缺陷管理文本制度；

72.工作票制度、操作票制度、交接班制度、设备巡回检查制度、操作监护 制度、维护检修制度、消防制度、缺陷管理制度执行记录；

73.运行规程、检修规程、安全规程文本；

74.发布的“三权人员”名单；

75.电气防误装置管理制度文本；

76.万能钥匙使用记录；

77.调度命令执行记录；

78.风电场检修计划，检修计划是否经过调度批准；

79.主要负责人、安全生产监督管理人员安监局颁发的证书；

80.风电场安全生产监督管理体系图

81.应急预案管理制度；

82.预案培训、学习记录、考核记录、预案演练计划、预案总结、补充完善 预案记录；

83.风电场反事故措施文本制度；

84.反事故措施落实记录；

85.消防制度、消防安全责任制度

86.消防设施使用维护及定期检查试验管理制度以及检查记录、试验记录；

87.调度确定设备编号的文本文件；

88.事故隐患排查治理制度、隐患建档监控制度、监控责任制度、专项资金 使用制度；

89.隐患排查记录、隐患整改计划、对一时难以整改的项目报主要负责人并 经过签字的记录；

90.重大事故隐患预警及挂牌制度；

91.隐患治理资金投入账目、记录；

92.生产安全事故报告、调查、处理、责任追究制度；

93.事故报送记录、调查、处理记录；

风电并网技术难点 第6篇

（试行）

第一章 总则

第一条 为保障电力系统安全稳定运行，落实国家可再生能源政策，规范风电并网调度运行管理，依据《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国可再生能源法》、《电网调度管理条例》、《风电场功率预测预报管理暂行办法》、《风电场接入电力系统技术规定》等制定本细则。

第二条 本细则应用范围为已并网运行的，由地级及以上电力调度机构直调的风电场。县电力调度机构及其直接调度的风电场可参照执行。

第三条 风电场以工商注册公司为基本单位参与本细则。第四条 电力监管机构负责对风电场执行本细则及结算情况实施监管。华北区域省级及以上电力调度机构在电力监管机构授权下按照调度管辖范围具体实施所辖电网内风电场参与本细则的执行与结算，运行结果报电力监管机构批准后执行，依据运行结果风电场承担相应的经济责任。

第二章 调度管理

二次设备的状态, 以及与电网安全稳定运行有关的安全稳定控制装臵、AGC、AVC装臵等的参数或整定值（危及人身及主设备安全的情况除外）；

（二）拖延或无故拒绝执行调度指令；

（三）不如实反映调度指令执行情况；

（四）不满足每值至少有2人（必须包括值长）具备联系调度业务资格的要求；

（五）现场值长离开工作岗位期间未指定具备联系调度业务资格的接令者；

（六）不执行电力调度机构下达的保证电网安全运行的措施；

（七）调度管辖设备发生事故或异常，10分钟内未向电力调度机构汇报（可先汇报事故或异常现象，详细情况待查清后汇报）；

（八）在调度管辖设备上发生误操作事故，未在1小时内向电力调度机构汇报事故经过或造假谎报；

（九）其他依据有关法律、法规及规定认定属于违反调度纪律的事项。

第八条 风电场因安自装臵动作，频率、电压等电气保护动作导致风机解列不允许自启动并网。风电机组再次并网须向值班调度员提出申请，在电网条件允许情况下，由值班调度员下令同意

风机总容量超过风电场装机容量的30%，每次按照全场当月上网电量的3%考核。若发生风机脱网考核且月累计考核费用不足20万元，则按20万元进行考核。

第十一条 当确需限制风电出力时，风电场应严格执行电网调度机构下达的调度计划曲线（含实时调度曲线），超出曲线部分的电量列入考核。

电力调度机构调度自动化系统按风电场结算单元实时采集风电场的电力，要求在限风时段内实发电力不超计划电力的1%。限风时段内实发电力超出计划电力的允许偏差范围时，超标部分电力的积分电量按2倍统计为考核电量。

第十二条 风电场应开展风电功率预测工作，并按电力调度机构要求将预测结果报电力调度机构。根据风电场上报风电功率预测工作开展的需要，采用如下方式进行考核：

（一）风电场应在电力调度机构指定的位臵按要求安装测风塔及其配套设备，并将测风塔相关测量数据传送至电力调度机构。未能按照电力调度机构要求安装测风塔及其配套设备，或未按要求将测风塔相关测量数据传送至电力调度机构，每月按照全场当月上网电量的1%考核，若考核费用不足10万元，则按10万元进行考核。

（二）风电场应及时向电力调度机构报送风电场装机容量、节假日需在节假日前最后一个工作日12点前上报节假日及节假日后第一个工作日的预测，用于节日方式安排。风电场仍需每日按时报送次日风功率预测）。

1）风电场风电功率预测上报率应达到100%，每日少报一次扣罚当月全场上网电量的0.1%。风电场风电功率预测上报率按日进行统计、考核。

2）准确率应大等于80%，小于80%时，按以下公式考核。风电场日风功率预测准确率按日进行统计、考核。

(P准确率=（1i1nMiPPi)2Capn）×100% 日前准确率考核电量=(80%-准确率)×PN×1（小时）其中：PMi为i时刻的实际功率，PPi为i时刻的日前风功率预测值，Cap为风电场总装机容量，n为样本个数，PN为风电场装机容量单位MW。

2、实时风功率预测

1）风电场实时风电功率预测上报率应达到100%，少报一次扣罚当月全场上网电量的0.1%。风电场实时风电功率预测上报率按日进行统计、考核。

2）准确率应大等于85%，小于85%时，按以下公式考核。风电场实时风功率预测准确率按日进行统计、考核。

压调节功能。

（一）若风电场内无动态无功补偿装臵（动态无功补偿装臵主要包括MCR型、TCR型SVC和SVG），在场内动态无功补偿装臵安装投入运行前，每月按当月上网电量的2%考核；

（二）风电场应按照接入系统审查意见、《转发国家电监会办公厅<关于切实加强风电场安全监督管理遏制大规模风电机组脱网事故的通知>》（华北电监安全[2011]51号）、Q/GDW392-2009《风电场接入电网技术规定》等有关要求配臵动态无功补偿装臵，动态无功补偿装臵性能（包括容量配臵和调节速率）不满足电网要求的风电场在完成整改前，每月按当月上网电量的1%考核。

风电场的动态无功补偿装臵应投入自动运行，电力调度机构按月统计各风电场动态无功补偿装臵月投入自动可用率λ可用，计算公式如下：

λ可用=(每台装臵投入自动可用小时数之和/（升压站带电小时数*装臵台数）)×100% 动态无功补偿装臵月投入自动可用率以95%为合格标准，低于95%的风电场考核电量按如下公式计算。

95%-λ可用10Wa

Wa 为该风电场当月上网电量。

（三）风电场应按照调度运行要求装设自动电压控制（AVC）

电力调度机构通过AVC 系统按月统计考核风电场AVC 装臵调节合格率。电力调度机构AVC 主站电压指令下达后，机组AVC 装臵在2 分钟内调整到位为合格。

AVC 调节合格率计算公式为：

AVC 调节合格率＝执行合格点数/电力调度机构发令次数×100% AVC合格率以96%为合格标准，全月AVC合格率低于96%的风电场考核电量按如下公式计算。

96%-λ调节Wa 10λ调节为风电场AVC 调节合格率； Wa 为该风电场当月上网电量。

第十五条 风电场应具备有功功率调节能力，需配臵有功功率控制系统，接收并自动执行电力调度机构远方发送的有功功率控制信号(AGC功能)，确保风电场最大有功功率值不超过电力调度机构的给定值。不具此项功能者，每月按全场当月上网电量1%考核。早期投产的风电场，且不具备变桨调节的风机，由电力监管机构认定后免于考核。

第十六条 风电场应执行继电保护及安全自动装臵管理规定，电力调度机构按其调度管辖范围对风电场进行如下考核：

（一）并网风电场线路、变压器、母线、风机、变频器所配

（七）风电场涉网保护应按照电网有关规定和要求配臵，在风电场涉网保护配臵及定值整定满足电网要求之前，每月扣全场当月上网电量1%。

第十七条 电力调度机构按其管辖范围对并网风电场自动化设备（包括监控系统、PMU装臵、电量采集装臵、时钟系统及监测装臵、调度数据网、二次系统安全防护设备等）开展技术指导和管理工作。电力调度机构对并网风电场自动化设备的运行进行考核：

（一）并网风电场自动化设备（包括监控系统、PMU装臵、电量采集装臵、时钟系统及监测装臵、调度数据网、二次系统安全防护设备等）应配备而未配备者，应限期整改，逾期未完成整改者，按每项自动化设备考核并网风电场当月上网电量的1%，若考核费用不足10万元，则按10万元进行考核；有多项自动化设备未配臵，相应进行累加。

（二）远动信息（包括：单机信息、事故总信息、开关分相信息等）、PMU信息、电能量信息、时钟监测信息、二次设备管理信息、报警信息分类等未能按规范完整接入（或填报、分类）的，按每类信息考核并网风电场当月上网电量的0.5%，若考核费用不足5万元，则按5万元进行考核；有多类信息未接入（或填报），相应进行累加。

若考核费用不足2万元，则按2万元进行考核；有多个数据故障或超差，相应进行累加；如故障或超差仍未处理解决，每超过4小时，考核电量为风电场当月上网电量的0.1%，若考核费用不足1万元，则按1万元进行考核；有多个数据故障或超差，相应进行累加。并网风电场遥测数据个数以电力调度机构接收的遥测数量为准。

（五）当并网风电场接到电力调度机构通知需要新增加或修改遥测、遥信数量内容时，应在电力调度机构指定的时间内完成工作，如未按期完成，考核并网风电场当月上网电量的0.5%，若考核费用不足5万元，则按5万元进行考核。

第十八条 电力调度机构按其管辖范围对并网风电场通信设备开展技术指导和管理工作。电力调度机构对并网风电场通信专业的工作进行如下考核：

（一）风电场通信设备的配臵应满足相关规程、规定要求，不满足的风电场应限期整改（最迟不超过12个月），逾期未完成整改，则每月按照全场当月上网电量的0.25%考核。

（二）当并网风电场接到电力调度机构通知需要新增、变更通信运行方式时，应在电力调度机构指定的时间内完成工作，如未按期完成考核电量为并网风电场当月上网电量的0.1%。

（三）并网风电场对接入电网通信系统的通信设施进行重要

度机构通信电路全部中断的，每次考核当月上网电量0.5%，不足5万元按5万元考核；

6、并网风电场在具备两个及以上独立的通信传输通道时，任一条通信光缆引入缆连续故障时间超过24小时的，每天考核3万元；

7、并网风电场任一通信设备故障停运，时间超过24小时，每天考核2万元；

8、并网风电场内录音设备失灵，影响电网事故分析的，每次考核当月上网电量0.2%，不足2万元按2万元考核；

9、并网风电场任一通信设备发生故障或缺陷，超过1个月不处理的，每次考核当月上网电量0.2%，不足2万元按2万元考核。

第十九条 风电场在自愿的原则下参与调频辅助服务，补偿费用参照火电厂AGC补偿费用计算。

第四章 计量与结算

第二十条 风电场月度总考核费用等于本场各项考核费用的累计。风电月度总考核费用为所有风电场考核费用之和。

第二十一条 因技术支持系统主站原因造成风电场无法上报数据或误考核可以申请免考。同一事件适用于不同条款的考核取

第二十五条 风电场参与本细则所产生的费用采用电费结算方式，与下一个月电费结算同步完成。风电场在该月电费总额基础上加（减）应获得（支付）的参与本细则所产生费用额度，按照结算关系向相应网、省电网企业开具增值税发票，与该月电费一并结算。

第五章 监督与管理

第二十六条 电力调度机构应建立相关技术支持系统，并将信息接入电力监管机构的监管信息系统。

第二十七条 每月10日前（节假日顺延），电力交易机构将上月统计结果在其“三公”门户网站上披露。

第二十八条 风电场对统计结果有疑义，应在每月15日前向相关电力调度机构提出复核。电力调度机构在接到问询的3个工作日内，应进行核查并予以答复。风电场经与电力调度机构协商后仍有争议，可以向电力监管机构提出申诉。

第二十九条 每月20日前，电力调度机构将上月运行情况清单以文件形式报送电力监管机构，其中，山西、山东电力调度机构报当地省电监办，其他电力调度机构报华北电监局，经电力监管机构审批后，结果生效。

风电并网技术难点 第7篇

并网验收主流程

整理：徐克

2015年9月28日

一、提交并网验收申请前

1、资料准备（原件+扫描件+PDF文档，清单见附件）

2、各系统调试、自检并出具自检报告

3、与地调及省调通信联调并出具调试报告

4、申请、注册并熟练使用OMS系统

5、与地调沟通确定保护定值及远动点表

6、向供电公司营销部提计量申请并送检计量CT

7、健全规章制度

8、完成员工培训

9、完善各种表单

10、各种工器具到位

11、编撰《并网调试方案》或《风电场启动方案》

12、通过省电建质监中心站该阶段的检查

二、完成《并网前基本条件确认书》

1、与地调沟通完成电子版

2、打印数本送地调供地调验收

三、地调验收

1、通过OMS系统填报此阶段地调所需材料

2、制作汇报演示用PPT

3、组织地调验收

四、阶段整改

1、整改后向地调提交整改报告

2、出版修订后的《并网前基本条件确认书》

3、确认地调验收已通过

五、提交并网验收申请

1、通过OMS系统经地调向省调提交并网验收申请

2、修订汇报演示用PPT

3、制定并落实各项迎检措施

六、填报省调并网验收所需各种资料

七、组织省调并网验收

八、整改并提交整改报告

九、省调并网验收通过

此后即可按并网调试方案或启动方案开始到送电。

附件：所需资料列表（包括但不限于）

1．建设用地审核的批复——国土部门 2．环评报告——环保部门

3．电力建设工程项目备案通知书——能源局 4．风电场立项核准批复——发改委

5．风电场工程可研报告——电力设计（咨询）院 6．建设用地规划许可证——住建局 7．接入系统方案批复——省电力公司 8．接入系统方案协议书——市电力公司 9．并网调度协议——省调

10．风电场自动化系统设备验收报告——省调+地调 11．并网检测协议——省电科院

12．风电场命名、分级调度设备命名——省调和/或地调 13．风电场调度值班人员（4人以上）名单及联系方式——业主

14．风电场调度值班人员（4人以上）的上岗资格证书——业主

15．风电场基础信息——业主

16．风电场运行规程、检修规程、应急预案——业主+集成商 17．变电站和升压站两端保护定值表——地调+业主+集成商

18．风电场继保配置图——设计院 19．风电场电气一次主结线图——设计院 20．风电机组运行规程、检修规程——集成商

21．风电机组、集电线路、主变、箱变及升压站各主要和/或重点设备的型号、参数、外观和铭牌照片、说明书及调试报告——集成商

22．风电场SVG配置、详细参数、外观及铭牌照片——集成商

23．风电场有功、无功控制系统技术参数——集成商 24．风功率预测系统技术参数——集成商

25．风电机组并网检测报告（必含有功功率/无功功率、电能质量、低穿及电网适应性等）——集成商

26．风电机组说明书——集成商

27．升压站主要和/或重点设备的型号、参数、外观照片及铭牌照片——集成商

28．保厂用电措施——集成商 29．

30．OMS系统填报的其它资料——业主+集成商

① 机组注册数据

② 发电机、变压器及其保护原理

③ 电抗器及其保护原理 ④ 变压器反时限过激励特性 ⑤ 录波器及其原理

⑥ 发电机反时限过激励特性 ⑦ 各种保护装置的原理及说明书 ⑧ 电气一次接线图 ⑨ 电量计费系统施工图

风电并网技术现状及发展趋势 第8篇

进入21世纪以来,为保证国家能源安全并应对气候变化,世界各主要经济体纷纷调整能源战略,提出了宏大的可再生能源发展目标。美国把发展可再生能源提升到国家安全的高度,根据美国能源部的规划[1],到2030年,美国风电装机将达到300 GW,将满足美国20%的电力需求。欧洲风能技术平台TPWind也提出了发展目标[2],到2030年,风能将成为欧洲的主要替代能源,累计装机容量将达到300 GW,欧洲电力消费的25%将由风电提供。

风力发电具有间歇性和波动性,大规模风电并网引起的电力系统安全稳定、调峰、调频等问题是我国和世界各国面临的主要难题。分析风电并网存在的主要技术问题,研究提高风电并网性能和电力系统风电消纳技术,对于促进我国风电的快速发展、实现我国能源战略调整、转变电力发展方式和加快可再生能源实现从补充能源到替代能源的转变,均具有重大的战略意义。

1 我国风电发展整体概况

近10年来,世界风电发展迅猛,我国风电发展尤为突出。自20世纪90年代以来,我国风电并网容量年均22%的速度增长,在各种发电方式中风电增长速度居于首位[3]。从2002-2012年,我国风电装机累计增长118倍,年均增长超过60%。截止到2012年12月,我国并网风电容量达到62.4 GW,居世界第一位。2005-2012年中国风电并网容量如图1所示。

截至2013年5月底,我国风电并网容量超过62 GW,占总装机容量的6.9%。华北、东北、西北、华东和华中并网容量分别为24 GW、19.2 GW、12.6 GW、4.7 GW和0.88 GW,分别占其总装机容量的11.85%、19.01%、10.64%、2.15%和0.43%。其中,“三北”地区的风电并网容量占总并网容量的90.91%。风电并网容量超过百万千瓦的省级电网有13个,如图2所示。占总装机容量比例超过20%的电网有3个,依次为蒙西、甘肃和蒙东。目前,有12个省级电网中风电成为第二大装机电源,分别为天津、冀北、蒙西、山东、山西、蒙东、辽宁、吉林、黑龙江、宁夏、江苏和上海。风电已经成为我国主力电源[4]。

2012年,我国风电年发电量1 004亿k W·h,同比增长37%,风电消纳电量及占比逐年升高。

同时,由于受到调峰、网架、电压等因素制约,2012年全国风电利用率明显下降。国家电网公司经营区域内2012年风电累计利用小时数为1 869 h,相比2011年的1 928 h减少59 h。

2 风电并网主要技术问题

风电作为发展规模最大的可再生能源,其并网技术作为风能利用的核心技术,是世界风电大国共同面临的难点问题。中国的大规模风电开发及接入电网,在世界范围内尚属首次,如何推动电力系统技术进步以适应大规模、远距离风电输送的需求,是中国风电发展面临的最大难题。

2.1 风电并网加大电力系统调峰难度

电力系统是一个实时平衡的系统,发、输、配、用同时完成,发电与用电要做到瞬时平衡。在风电未接入前,调度机构通过调节可控的火电、水电等来实时平衡可精确预测的负荷。而风力发电受风速、风向、气压等影响,具有随机性、间歇性,大规模风电接入后,将对电力系统调峰造成影响[5]。同时,我国调峰性能好的油、气电源比重较小,水电中径流式电站占较大比例,核电基本不参与调峰,电力系统调峰主要依靠煤电。由于受煤电启停不灵活和最小技术出力的限制,系统调峰手段十分有限。

欧美风电大国灵活调节电源容量均大于风电容量,如西班牙电源结构中燃油燃气及抽水蓄能等灵活调节电源所占比例为34.3%,约为风电的1.7倍。2010年11月9日3:35,西班牙主网风电出力占负荷比例的瞬时值达到54%,当时系统负荷为23.08 GW,风电装机19.81 GW,出力12.34 GW,其他新能源(含太阳能、地热、生物质能等)装机13.8 GW,出力4.09 GW。为满足新能源发电消纳需求,其他常规电源最大限度停运或降出力运行,灵活电源发挥了尤其重要的作用。其中水电(含抽水蓄能)装机16.65 GW,出力-2.02 GW(抽水蓄能工作在抽水状态);燃油/燃气机组装机2.86 GW,出力为0;燃气联合循环机组装机25.22 GW,出力1.44 GW,满足了风电等新能源消纳的需要。

而我国风电集中的“三北”地区以煤电为主,大规模风电接入后,调峰能力严重不足。当风电出力较大,火电机组达到最小技术出力后,就会出现弃风现象。波动性风电与调节欠灵活的火电增加了电力系统平衡难度,如何协调风电消纳与电网安全运行是风电优化调度的难点问题。图3显示了西班牙和吉林1天系统运行情况。

2.2 国外的风电功率预测方法不能满足我国需要

电网调度部门需要准确预知未来一段时间风电功率的变化情况,才能在满足电力系统安全稳定运行约束下,根据预测结果预留风电运行空间,合理安排其他机组开机方式与发电计划。精确的风电功率预测是电网安全稳定经济运行和最大化接纳风电的基础。

我国风电发展的特点与国外相比:(1)历史数据少。国外风电场投运较早,一般拥有数年甚至十数年的出力数据;而我国风电场大多是近两年新建,且由于限电等原因,数据数量与质量均较差。(2)气候类型多。欧洲主要以温带大陆性气候和温带海洋性气候为主,而中国则受温带季风气候、温带大陆性气候、亚热带季风气候、高原气候和高山气候等交替影响。(3)地形复杂。欧美风电开发多在平原、丘陵;而我国地形复杂多样,风电场选址通常处于山岭、河谷、山口、高原、滩涂等。

由于我国风电发展快,历史数据少,气候类型多,国外已有预测方法均无法满足我国的需要,如图4所示。亟需研究适合我国的普适性预测方法。

2.3 风电接入对电网稳定性影响显著

由于我国风能资源丰富地区距离负荷中心较远,大规模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。大量风电功率远距离输送往往会造成系统电压大幅变化,局部电网的电压稳定性受到影响、稳定裕度降低。此外,当风电在电网中占有较大比重时,若大量风电在系统发生故障时采取被动式保护从电网切除,则会增加整个系统的恢复难度,甚至可能加剧故障,引起系统频率问题,最终导致系统崩溃解列,此时必须要求风电场具有低电压穿越能力,以维护风电场及电网的安全稳定运行[7]。

据国家电力监管委员会统计,仅2011年,我国发生规模超过100 MW的风电机组脱网事故达193次,超过500 MW的大型事故12次。其中2011年2月24日,甘肃酒泉某风电场由于场内35 k V电缆单相短路故障引起该地区598台风电机组脱网,损失风电出力840 MW,系统频率从故障前的50.03 Hz降低至49.85 Hz,事故过程如图5所示。风电机组脱网事故给电网安全稳定运行和可靠供电带来很大风险,同样也使风电场业主遭受电量损失。

2.4 风电机组电网适应性不佳导致事故频发

大规模风电并网给系统安全稳定运行带来明显影响,同时大量运行实践也反映出我国部分风电机组电网适应性不佳。2007年以来我国发生多次风机大规模脱网事故,除前文提到的低电压穿越问题外,尚有因谐波电压、三相电压不平衡、电网适应性等引起的风机脱网,如图6所示。

由于风电机组耐受谐波和三相不平衡电压能力较差而导致风电机组无法正常运行的事件在我国西北、华北等多地发生。如2008年,赤峰赛罕坝风电场由于风电机组产生谐波,造成风电场总出力超过90 MW后场内风电机组频繁跳闸停机。2008年,紧邻陇海铁路的大唐三门峡风电场,受重载电力机车经过时引起的电网三相电压不平衡度增加,当三相电压不平衡度超过1%,场内风电机组全部退出运行。风电机组的电网适应性差,影响了包含风电自身在内的整个电力系统的安全稳定运行。

3 风电并网技术研究与应用

中国电力科学研究院是我国最早开展风电并网技术研究的单位之一,拥有国家风电技术与检测研究中心和国家能源大型风电并网系统研发(实验)中心,针对我国风电并网稳定运行和有效消纳面临的巨大挑战,依托国家科技支撑计划《风电场接入电力系统关键技术研究》等多项国家级科研项目,围绕保证风电“并得上、发得出、能消纳”开展风电并网技术攻关。风电的稳定运行需要精确的并网仿真分析和完备的试验检测手段,而风电的有效消纳需要对风电功率进行准确预测,并依此为基础优化电网调度运行,实现风电优先消纳。为此,重点开展了并网仿真、功率预测、优化调度、试验检测4项核心技术研究,并取得了一系列具有自主知识产权的科研成果。

3.1 风电并网仿真

风电并网仿真是通过建立风电仿真模型和模拟风电运行过程,分析风电与电网的相互影响,是风电发展中需要首先突破的基础问题。我国风电机组型号多且特性差异大,建立普适性的通用模型十分困难;大规模时空不确定性风电集中接入末端电网,原有仿真手段无法满足风电并网研究的需要。

过去,大多数风力发电机动态模型都是由风机制造商与软件供应商开发,作为风机制造商的专有模型。直接将风机制造商编写的模型并入大型互联电力系统网络模型将带来诸多挑战:

(1)风电机组厂商开发的电磁暂态模型难以用于大规模电力系统仿真。

(2)电力系统仿真软件供应商开发的机电暂态模型并网特性的精确度不够,没有经过模型验证。

(3)风电场开发商提供的黑匣子模型难以深入了解模型特性和进行维护。

为解决上述问题,提出了风电机组通用化建模方法,建立通用化模型结构和子模块模型库,通过关键参数实测与辨识,实现各种型号风电机组特性准确模拟。针对国内众多型号机组,基于实测参数建立了超过150个机型的仿真模型,仿真和实测的误差稳态小于7%,暂态误差小于20%,在模型数量和精度方面均居世界领先水平。图7为模型仿真曲线和实测曲线对比。

中国电力科学研究院建立了包含风电机组通用化模型和时序生产模拟方法的一体化风电并网仿真平台,实现了时空不确定性风电与电网之间相互影响的全过程分析,满足我国大规模风电并网仿真需要。

风电并网仿真平台已应用于13个省(区)、7个千万千瓦级风电基地的接纳能力研究;研究保障了251个风电场的接入和安全稳定运行。

3.2 风电功率预测

风电功率预测是通过建立数学模型预测未来时段风电功率的大小,提前预知其波动规律,减小风电的不确定性,是保证风电消纳的必备前提。

风电功率预测可根据预测的时间尺度分为超短期预测、短期预测和中长期预测。超短期预测一般可认为是不超过4 h的预测。短期预测一般可认为是0~72 h的预测,以数值天气预报数据作为输入,主要用于电力系统的功率平衡、经济调度、以及电力市场交易等。短期预测是目前应用最为广泛的预测技术,预测方法主要包含统计方法、物理方法、物理统计相结合的混合方法[8]。

经过几年的技术攻关与工程实践,我国掌握了风电功率预测算法研究、系统开发、现场安装、调试等技术环节;开发出的风电功率预测模型包括基于人工神经网络、支持向量机等统计方法的模型,基于线性化、计算流体力学的物理模型,以及多种预测方法联合应用的混合预测模型。解决了无历史数据、地形复杂风电场的功率预测难题,并显著提高了少历史数据风电场功率预测的普适性和预测结果的准确性。

2008年11月,我国首套具有自主知识产权的风电功率预测系统研发成功,并于吉林省电力调度中心正式投入运行。该系统适用于平原、丘陵、山地等地形,以及高原山地、温带海洋性/大陆性、亚热带季风等多种气候类型的风电功率预测,目前已经在全国16个省级电网调度中心投入运行,覆盖的总装机容量超过5 000万k W,占2012年底全国风电并网容量的82%。该系统对复杂地形风电场的预测精度明显优于国外,在历史数据少的条件下,对平原地形风电场的预测精度与国外相当。图8显示了装机容量为930 MW的某地风电功率预测曲线和实际功率曲线对比。

3.3 风电优化调度

风电优化调度是在满足电力系统安全稳定运行约束下,根据风电预测结果预留风电运行空间,实现不弃风,是风电并网消纳的关键环节。

通过多年的研究,中国电科院提出了时序递进的风电运行不确定区间调度方法,研发了我国首套风电优化调度计划系统,在周、日前和日内三个时间尺度逐级降低预测不确定性带来的运行风险,解决了不确定性风电的安全消纳难题。

调度计划系统中风电发电计划模块是实现风电科学、有序利用的核心功能。制定风电场发电计划,首先进行全网对于新能源电力最大接纳能力的优化评估,以实现风电的优先调度。在基本确定电网运行方式的基础上,依据全网各节点的负荷的预测信息,各常规电源有功调节能力和电网有功潮流约束,以及全网发电机组/输电线路/变压器设备的检修计划、机组供热计划、输电断面传输功率限制等各类影响制约系统接纳风电电力的安全边界条件,优化算出每个节点能够接纳风电的最大电力及全网能够接纳风电的最大电力。

为实现风电的最大消纳,风电调度计划系统从周、日前和日内三个时间尺度逐级降低预测不确定性带来的运行风险。周优化目标为火电经济性和弃风小,考虑约束包括一周风电功率预测、负荷预测、电网安全、电源调峰;在周优化的基础上,采用精确度更高的日前和日内风电功率预测结果,考虑当前电网运行情况,进行时序递进的优化电网运行方式,增加风电消纳空间。优化算法的特点是考虑了风电的不确定区间,根据预测不确定性,保证了风电在不确定范围内波动时,系统备用能满足要求[9],如图9所示。

3.4 风电试验检测

风电试验检测是提高风电机组并网性能的研发平台,是促进风电机组制造业技术进步、保证风电稳定运行、保障电网安全的重要支撑。风电并网检测分为风电机组并网型式试验和风电场并网检测。风电机组并网型式试验包括风电机组低电压穿越能力检测、风电机组电能质量检测、风电机组有功/无功调节能力检测、风电机组电网适应性检测、风电机组电气模型验证五项内容。风电场并网检测包括风电场风电机组低电压穿越能力验证检测、风电场电能质量检测、风电场有功/无功控制能力检测、风电场并网性能评价4项内容。

我国风电机组型号众多,检测需求爆发式增长,必须建设功能完善、灵活高效的试验检测平台。为了解决各种电网扰动在线精确模拟、试验机位重复利用和试验设备共享等难题,中国电力科学研究院提出了基于阀控技术的电压跌落发生方法,实现了风电机组低电压穿越测试不停机软切换,解决了低电压穿越特性高效试验检测问题;提出了基于高低频独立运行、电压源串联全功率变流技术的电网适应性试验方法,解决了宽频带、对电网无干扰的在线式高精度谐波电压发生难题,自主研制世界首套35 k V/6 MVA电网运行模拟装置;提出了基于风电机组通用基础和灵活切换集电系统的风电试验基地设计方案,在世界上首次实现了风电试验机位的重复利用和核心试验设备的共享,建成了高效、灵活的风电试验检测平台,满足了短期爆发式增长的风电机组试验检测需求。

与国外相比,我国研制的试验装置试验周期短、试验曲线可控、效率高,国外现有装置不具备电网适应性测试功能。建成了国家能源大型风电并网系统研发(实验)中心张北风电试验基地,是世界上规模最大(30个试验机位)唯一具备检测风电机组全部整机性能(7类82个参数)的风电试验基地。

风电试验检测平台已经为43家风电机组制造商的217个型号的风电机组提供了技术研发与试验检测服务,覆盖国内所有产量超过50台的机型。

4 风力发电未来发展趋势

4.1 风力发电未来发展总体趋势

(1)新能源发电大规模集中开发模式向集中开发和分散利用并举转变。根据风能资源分布情况,我国规划了8个千万千瓦级风电基地。为了更加多元化发展,国家能源局2011年下发了《国家能源局关于分散式接入风电开发的通知》,2013年2月,国家电网公司发布《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》,鼓励分散式风电的发展,未来将形成集中式与分散式开发并举的风电发展模式。

(2)陆上风电向海上风电发展。海上风电具有资源丰富、风速稳定、发电量大、湍流小、机组运行稳定、环境影响小等优点,我国预计2020年海上风电装机容量将达3 000万k W。

(3)风电单机成本不断降低,但电力系统整体运行成本不断增加。风力发电作为一种新兴技术,技术的不断进步必将带来成本的不断降低。但为接纳新能源发电,电力系统需要建设更多的灵活调节电源作为备用电源,建立更坚强智能的输电网络、增加更多的电力系统备用容量。整个电力系统运行成本与只有常规电源的相比,将大幅提高。

4.2 风电并网技术发展趋势

(1)在风电并网技术方面,未来电力系统的技术水平和资源配置能力将需要从管理模式、技术手段等方面做出调整才能够适应大规模新能源集中接入、远距离输送、大范围消纳,分布式接入就地消纳的需要,实现新能源的综合高效利用以及大规模新能源接入后电力系统的安全经济运行。

(2)未来的风电并网新技术将朝在线化、实用化、可视化方面发展,实现仿真分析技术向在线、实时分析等功能转变,并与预警、控制功能相结合进行在线应用;实现风力发电全周期的监测,实现对风力发电全过程的分析和评估;实现风电功率预测系统的高精度和高可靠运行;掌握基于预测的多能源系统高效运行与能量优化技术,提高风电电力在交通、供暖、工业用电等方面的应用水平。

5 结语

大规模风电并网给现有电力系统的运行控制带来一系列挑战。为了保证电力系统的供电可靠性和安全稳定性,在风电并网规模不断增加的条件下,整个电力系统需在并网仿真、功率预测、优化调度和试验检测等多种技术方面取得突破,解决风电并网带来的问题;同时,建设统一的坚强智能电网和根据风电发展规模制(修)定风电入网标准,对保证大规模风电接入后整个电力系统运行的安全稳定性和运行清洁性具有重要意义。

摘要：风力发电已经成为我国三大重要电源之一。大规模风电并网给电力系统规划和运行带来了极大挑战,需要针对大规模风电并网开展系统研究。介绍了我国风电发展整体概况,阐述了风电并网对电力系统运行的影响,并介绍了风电并网仿真、功率预测、优化调度和试验检测技术的研究与应用,最后展望了风力发电和风电并网技术未来发展趋势。

关键词：风力发电,仿真分析,功率预测,优化调度,试验检测,发展趋势

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