大规模风电并网对电网的影响及抑制措施研究

许睿超,罗卫华

（辽宁省电力有限公司,辽宁 沈阳 110006）

风电并网发电是目前中国极具发展可能和前景的新能源发电。从2003年到2008年,中国风电装机容量快速增长,累计装机容量从2003年末的56.7万kW增加到2008年末的1 324.22万kW,增加了22.3倍;年新增装机容量从2003年的9.8万kW增加到2008年的719.02万kW,增加了72.4倍。在2010年,中国风电装机容量已超过3 000万kW,提前10年完成了我国此前规划的2020年风电装机容量达3 000万kW的目标。今后中国平均每年将新增约2 500万kW风电装机,5年后风电装机将达到1.35亿kW,20年后可达到5.13亿kW。

预计在2010年底,辽宁电网的风电装机容量达到340万kW,2015年风电装机容量达到787万kW。

风能发电具有不稳定性和间歇性的特点,增加了风电在电压、频率及相位控制上的难度,如果风电的比重超过整个电网的10%,将对电力系统的安全稳定运行及电能质量产生不利的影响。同时,我国风电场的单机容量一般较小,且850 kW以下的风电机组绝大多数是异步发电机组,需要系统提供无功支持。因此,提高风电场发电的稳定性,抑制风电引起的电压波动与闪变是风电并网运行中的重要问题。

目前,减小风能发电对电网的不利影响,主要采用的措施是提高风电功率预测精度。虽然,国内外已有一些风电功率预测模型和方法[1-2,7],但至今还没有准确实用的方法,许多模型需要利用全球的数据来支撑预测精度[3],这牵涉到多方面的利益。同时,电网的调度员需要投入更多的精力,做更为细致的工作,对各类电源出力、备用安排精确到分钟级乃至秒级,并准备多项应急预案,尽最大努力消除风电的不确定性对电网的影响,这无疑加大了调度员的工作强度,实现难度很大。

本文针对辽宁电网风电并网的实际情况,提出了强化风电并网的调度及技术要求：加强风机的低电压穿越能力,要求风机能按调度令增减出力,风机都能够发出或吸收无功功率,风电场能根据系统频率变化自动调节功率输出和具备黑启动能力。同时提出提高风电场发电的稳定性最好的方法是采用储能技术进行能量储存,使风力发电厂在无风、少风的状态下仍能正常工作,可以提供持续稳定的电能。

图1 辽宁某风电场日负荷曲线

1 风能发电对辽宁电网的不利影响

由于风电具有较大的随机性和不可控性,属于间歇性、不稳定的波动型电源。风电场风机一般安装在50～70m高空,某风电场两天的风机出力曲线如图1所示。该风机日最大功率出现在13：00～22：00,最小功率出现在1：00～7：00及23：00～24：00。

风电的大规模集中并网将给辽宁电网的调峰调频、联络线控制、系统暂态稳定、无功调压及电能质量等诸多方面带来直接影响,给电力系统的安全稳定运行带来新的挑战。

1.1 导致系统调峰难度增加

由于风电运行的不确定性,其功率波动常会与用电负荷波动趋势相反,即在负荷高峰时段可能无风可发,而在负荷低谷时段又可能来大风而需要满发[4]。同时风电机组功率由风速决定,功率变化速率较快,从而还要求系统为之提供足够快的调峰速率。因此,风电的运行相当于产生了“削谷填峰”的反调峰效果,进一步加大了电网的等效峰谷差,恶化了系统的负荷特性,扩大了全网调峰的范围,因此必须要在全网范围内统一留取充足的正向、负向旋转备用容量。

1.2 影响系统频率和省际联络线调节的稳定性

东北地区风能的特点是能量足、变化快、时空分布不确定性强,因此风电运行呈现功率瞬时突变的特征。从目前已并网的风电机组运行特性来看,阜新、铁岭、大连等地区的风电场出力经常在数分钟之内就产生100～250 MW的升降,造成系统的频率突变和省际联络线功率产生较大偏差。风电机组本身对于系统频率的跟踪调节能力十分有限,风电机组本身的稳定运行状况反过来又会影响系统的频率调节,从而导致频率特性的进一步恶化。因此,对于大规模风电功率波动的控制还要有能够满足风电场功率瞬时骤变的系统调峰速率。

1.3 导致潮流断面重载增加并降低系统稳定性

风电场的地理位置基本上处于远离负荷中心的主网架末端,一般接入到网架结构比较薄弱的配电网上,因此当其大规模集中发电时可能造成上网点附近多个输送断面的潮流发生重载。同时由于风电输送的“电气距离”相当远,大量运行的风电机组又使得系统转动惯量变小,因此一定程度上减弱了系统对振荡的阻尼作用,降低了系统运行的稳定性。

1.4 增加系统无功调节难度且降低电网抵御故障的能力

风电场在正常运行时需要吸收大量的无功功率来建立旋转磁场,其无功需求一部分可通过自身的无功补偿设备来提供,另外相当一部分仍需从主网来吸收。因此大规模风电场的集中运行,必将提高从电网中吸收的无功功率,进一步增加线路、变压器等设备的损耗,降低系统的无功储备度[5-6]。这就一方面要求需在风电场附近的厂站合理配备一定容量的无功补偿设备,另一方面则必须要提高系统的无功调节能力,从而增加了系统电压调节和无功管理方面的难度。

同时,由于风电机组本身对电压几乎不具备任何调节能力,其低电压保护的动作限值一般仅设置到0.7～0.9倍的额定电压,在母线电压发生小幅的扰动时,风电机组就会简单地切除以保护自身设备[8]。当系统发生较严重的故障引发大面积电压跌落时,集中运行的风电机组又会瞬时成批地解列,造成恶劣的连锁反应和对系统的二次冲击,甚至可能会诱发系统振荡和电压崩溃。因此风电的大规模集中并网运行,会进一步降低电网对故障的抵御能力,对电网的安全稳定控制提出了更高的要求。

实际上,对于风电的间隙性和随机性特点,欧美国家的电网企业从抵制到接纳也经历了一个较长的过程。随着风电并网容量不断增大,各国电网企业都针对风电并网制定了技术要求。本文针对辽宁电网风电接入的实际情况,提出以下措施减少不利影响。

2 抑制风电并网不利影响的措施

2.1 加强风机的低电压穿越能力

风机的穿越故障能力即在系统发生事故、电压水平降低的情况下,风电场依然能够联网运行,以保证系统的稳定。如德国最大的电力公司意昂电力公司规定,风电机应能承受的故障电压下降到零,持续时间150 ms,电压恢复时间1 500ms;北美电力可靠性委员会规定,对于装机2万kW以上的风电场,风机承受的故障电压为15%,持续时间625 ms,恢复时间3 000 ms,同时准备提出更高的要求,即故障电压为零时持续时间167 ms。

2.2 风机能按调度令增减出力

要求风电场出力变化速度低于一定限值,在极限风速条件下同一风场风机不能同时退出运行,以保证常规机组有足够反应时间。

2.3 风机能够发出或吸收无功功率

要求所有风机都能够发出或吸收无功功率,为系统稳定提供无功功率支持,适应电网电压的变化。

2.4 能根据系统频率变化自动调节功率输出

要求风电场实际出力水平下调一定百分点,以便于有一定有功备用参加一次调频。为防止突发的扰动,要求加强电网可调用储备容量,德国要求一级储备容量响应时间最高30 s;二级临时储备容量响应时间5 min;分钟临时储备容量响应时间5～15min。

2.5 具备黑启动能力

欧美国家电网企业一般要求大型风电场具备这一功能。

要实现以上这些技术要求,提高风电场发电的稳定性,最好的方法是采用储能技术进行能量储存,使风力发电厂在无风、少风的状态下仍能正常工作,可以提供持续稳定的电能。

3 储能系统在风电场中的应用

采用储能系统可以控制风力发电输出的有功功率,不仅可用于电力调峰,使风力发电单元作为调度机组单元运行,而且具备向电力系统提供频率控制、快速功率响应等辅助服务的能力。

3.1 储能技术比较

a.抽水蓄能。目前,全世界共有超过90GW的抽水蓄能机组投入运行,我国也有成功运行的抽水蓄能电站。抽水蓄能电站的最大特点是储存能量非常大,因此非常适合于电力系统调峰和做备用电源的长时间场合。从技术层面讲,抽水蓄能电站的关键在于如何实现电能与高水位势能间的快速转换,抽水蓄能机组的设计和制造是关键,这种方式的缺点是转化效率不是很高（约为80%）,并且受地域限制。

b.先进电池储能。近年来,新型的蓄电池相继开发成功,并在电力系统中得到应用。英国正在用PSB电池建设一座15 MW/120 ME◦h的储能电站,其净效率约为75%。日本采用NaS技术的储能示范工程有30多处,总储能容量超过20 MW,可用于8 h的日负荷调节。NaS电池具有较高的储能效率,还具有输出脉冲功率的能力,输出的脉冲功率可在30 s内达到连续额定功率值的6倍,使NaS电池可以同时用于电能质量调节和负荷的削峰填谷调节两种目的。

c.飞轮储能。大多数飞轮储能系统是由一个圆柱形旋转质量块和通过磁悬浮轴承支撑的机构组成,飞轮系统运行于真空度较高的环境中,飞轮与电动机或发电机相连,其特点是没有摩擦损耗、风阻小、寿命长、对环境没有影响,几乎不需要维护。飞轮具有优异的循环使用以及负荷跟踪性能,它可以用于那些在时间和容量方面介于短时储能应用和长时间储能应用之间的应用场合。

d.超导磁储能。超导磁储能由于具有快速电磁响应特性和很高的储能效率。超导磁储能在电力系统中的应用包括负荷均衡、动态稳定、暂态稳定、电压稳定、频率调整、输电能力提高以及电能质量改善等。目前超导磁储能仍很昂贵,除了超导本身的费用外,维持低温所需要的费用也相当可观。超导磁储能工程正在进行或处于研制阶段。

e.超级电容器储能。与常规电容器相比,超级电容器具有更高的介电常数、更大的表面积或更高的耐压能力。目前,超级电容器大多用于高峰值功率、低容量的场合。

f.压缩空气储能。压缩空气储能相当于一种调峰用燃气轮机发电厂,对于同样的输出,它消耗的燃气要比常规燃气轮机少40%,它可以利用电网负荷低谷时的廉价电能预先压缩空气,然后根据需要释放储存的能量加上一些燃气进行发电。压缩空气常常储存在合适的地下矿井或岩洞下的洞穴中。第一个投入商业运行的压缩空气储能是1978年建于德国Hundorf的1台290 MW机组。目前美国GE公司正在开发容量为829 MW的更为先进的压缩空气储能电站,此外,俄、法、意、卢森堡、以色列和我国也在积极开发和建设这种电站,各类储能技术比较如表1所示。

比较而言,辽宁电网可采用电池储能系统。

3.2 储能技术在电网调峰中的应用

a.电池储能系统

电池储能（battery energy storage system, BESS）是柔性交流输电技术中的一种,将BESS与风力发电单元相结合,有利于减少风电场输出波动对电网的影响,改善并网风电场的稳定性问题。BESS主要由蓄电池组、逆变器、控制装置和变压器组成,可等效成由变流器模型和电池的电化学等效电路两部分,如图2所示。

图2中,R为变压器电阻及线路电阻的等效电阻;L为变压器漏电感及线路电感的等效电感;uS为系统侧交流电压;uR为换流侧交流电压,C为直流侧的平波电容;UDC为直流侧平波电容两端电压。

b.电池储能系统的调峰效果

从图3可知,采用电池储能系统可以产生“填谷削峰”的调峰效果,减小电网的等效峰谷差,优化了系统的负荷特性,扩大了全网调峰的范围。

4 结束语

风能是最具发展前景的新能源,但风能发电具有不稳定性和间歇性的特点,给电网稳定带来了问题。本文针对辽宁电网风电接入的实际情况,提出了强化风电并网的调度及技术要求。同时,提出了要提高风电场发电的稳定性,最好的方法是在风电场建立储能系统。

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