规模化海上风电并网风险运行分析与解决建议

欧昌岑，彭韵

（1.南方电网广东中山供电局，广东 中山 528400；2.南方电网广东韶关供电局，广东 韶关 512000）

随着广东省对海上风电发展顶层设计的落实及一批激励政策的出台，海上风电运营开发企业、风机制造企业在广东省各地全面加快布局，海上风电全产业链雏形初现。由于海上风电属于间歇性电源，出力受风速影响较大，大规模接入电网场景下，对电网安全稳定运行将带来新挑战。

1 规模化海上风电并网带来的安全风险及原因分析

1.1 间歇性、波动性、随机性及反调峰特性对电网的影响

海上风电具有间歇性、波动性与随机性，粤东、粤西局部海域大规模海上风电出力同源突变，将给系统的电力平衡、断面控制，以及频率控制等带来挑战。同时海上风电具有明显的反调峰特性，海上风电季节、昼夜出力特性差异较大，根据历史数据分析和对比，冬大夏小和夜大昼小的特性显著，出现反调峰的程度和概率高于陆上风电，经过测算，广东省海上风电的反调峰深度在夏季约为22%、冬季约为30%。

1.2 对电力系统惯量、频率及阻尼的影响

规模化海上风电接入将弱化电力系统惯量和频率支撑能力。由于海上风电机组采用电力电子变流器控制模式，机组侧控制算法与电网频率解耦控制，且近似无物理惯量，与常规机组不同，无法响应受端系统频率变化，从而导致对电力系统惯量与频率支撑能力大幅下降，电力系统抗干扰能不足，无法支撑扰动对系统频率的冲击。同时海上风电项目一般无阻尼控制，由于传统低频振荡的影响与新能源场站的接入地点与方式有关，规模海上风电集中接入可能引入次同步振荡与高频谐振的问题。

1.3 对电力系统电压稳定的影响

海上风电项目典型接线特点为场站分离（海上风电项目、陆上集控站），风电机组与场内无功补偿装置分区布置，对具有分层分区控制特性的无功电压带来挑战。同时海上风电项目送出海缆与集控站到对侧汇集站的线路距离过长，而海上风电项目升压站的短路容量偏小，电压灵敏性较高，加之长距离海缆的容升效应明显，对海上风电机组的动态电压控制的稳定性产生较大负面影响。

1.4 引发宽频振荡等稳定问题

规模海上风电接入系统引发的宽频振荡（低频振荡+高频振荡）问题是安全风险防范重点难点，新版电力系统安全稳定导则已表述，当海上风电接入短路容量不足的电网或近区有常规直流整流站或柔性直流换流站的情况，可能引发电力系统宽频振荡。

1.5 高比例海上风电场景下系统安全风险将愈发凸显

常规海上风电机组不具备一次调频和惯量，当前广东省内外受电力接近三分之一的背景下，远景规划海上风电继续大规模替代常规机组，电力系统的稳定裕度和抗扰动能力进一步弱化，恶化系统频率特性，同时海上风电频率、电压适应能力不足，加之大规模通过长距离电缆集中并网，可到诱发高频谐振和次同步振荡风险，造成海上风电大面积脱网。

1.6 海上风电有效装机替代率低，对系统贡献度不足

根据广东省内投运海上风电场生产监测数据，出力特性季节、昼夜差异大，冬大夏小和夜大昼小特点显著，海上风电项目反调峰概率60%左右，反调峰系数夏季22%左右、冬季30%左右。海上风电项目出力短时波动大，电网在预留运行备用时需充分考虑其波动性，即上限需考虑海上风电出力骤降，下限需考虑海上风电出力骤增时系统的调峰空间，同时受广东低谷负荷增长缓慢、核电和热电联产等新投产机组调峰能力不足、汛期西电弃水压力大等因素影响，系统调峰措施已不足，随着海上风电规模进一步增长，进一步挤占常规可调节能源运行空间的同时，需要更多常规机组作为海上风电备用，电力设备运行效能降低。

1.7 海上风电涉网性能不足，普遍存在安全隐患缺陷

部分海上风电运营企业由于采用低价中标方式，设备存在质量缺陷和批次性缺陷现象，且部分海上风电项目为享受较高的上网电价，存在“抢建抢并”导致施工工艺不良问题，投运后项目有功功率控制、无功电压支撑能力和电能质量不满足电网安全标准要求，机组集群常规控制和紧急控制性能低下，存在发电设备故障率高，带缺陷运行情况。同时，由于海上风电机组数量多，分散广、维护检修不足，隐性缺陷问题凸显。

1.8 海上风电海域内过往商船、渔船管理存在较大困难，影响项目正常运行

调研工作中发现，现阶段广东开发的海上风电项目均处于近海海域内，“三无”渔船较多且未配备船舶自动识别系统（AIS），难以监督确认是否遵守海上交通安全要求，尤其是捕鱼及养殖旺季，大量渔船活动于海上风电项目附近海域，若在项目域内拖网、张网捕捞作业或发生事故性抛锚，极可能破坏海底电缆，影响项目并网运。

2 解决措施及建议

保障海上风电并网运行安全必须围绕优化调控运行和机组/场站安全管理能力两个重点，符合特点、有的放矢、分类施策，坚持创新思路、机制和方法，举电力行业之力，进一步加大对广东海上风电在调度运行、接纳能力、安全管控、支撑能力、应急救援等方面的研究投入力度，深化海上风电并网运行安全管理，为促进电力结构高质量转型、保障系统安全稳定运行提供可靠支撑。

2.1 海上风电项目全过程支撑技术

项目优化设计方面。海上风电项目接入电网方案设计以中长期电力规划为基础，从实际出发，遵循分层、分区、分散接入的原则，依据《海上风电项目接入系统设计技术规范》要求，海上风电项目接入系统方案根据规划容量、送电距离、接入条件、电网运行要求和承受能力等因素确定，并综合考虑电气计算和技术经济性。目前，装机规模10万kW以上且距岸距离大于15 km的风电场设置交流海上升压站。同时随着海上风电项目离岸距离增加和规模增大，单场站规模超过50万kW、距离超过50 km，可采用直流或交流输电方案。

调度自动化配置方面。（1）按照“远动信息的采集和传送应直采直送”的原则设计海上风电项目远动系统方案，确保远动信息的实时性和可靠性。远动装置的配置结合项目电力监控系统统一配置，目前采用双远动工作站，且均配置与广东电网中调/备调能量管理系统和地调/备调能量管理系统通信，将项目实时远动信息传送至调度主站。（2）硬性配置风电功率预测系统，根据《风电场接入电网技术规定》要求，配置风电功率预测预报系统，且技术性能满足《风电功率预测系统功能规范》及电网企业技术要求。（3）规范化部署保护和自动化系统，统一要求配置发电计划、网络发令、继电保护及安全自动装置，统一和主站端互联，并可实施紧急控制，严格按照局部电网结构和技术要求核定保护参数。

柔性直流送出方面。海上风电项目柔性直流送出是当前国内远海风电场的前沿应用，广东省电力企业已具备柔性直流输电工程设计能力，特别是中能建广东设计院正在开展百万kW级海上柔性直流输电平台研发、深远海大规模风电直流集中送出工程应用方案研究等项目研发，初步具备海上风电柔性直流送出能力。

海上风电统一试验场建设方面。为有效解决海上风电项目机组并网试验检测手段不足问题，广东电网新建海上风电统一试验场，初步采用“1+N”方案，“1”是指珠海桂山海上风电试验场，满足当前海上风电的认证、检测、研发的需求；“N”是指在粤东、粤西等海上风电密集开发地区，增加试验点，以适应未来更多机型、更大容量的检测需求。

2.2 海上风电机组全过程支撑能力

明阳、东汽海上风电机组具备电网适应性、电能质量、高/低电压穿越能力测试，适应海上风电占比提升对电网支撑能力需求，开发应用机组一次调频功能，并网运行时区别于常规风电机组，具备一次调频支撑能力。

2.3 加快构建海上风电并网安全运行标准化体系

建议在海上风电并网安全运行标准化体系建设方面给予政策扶持，推动制定一批海上风电基础性、实用性、前沿性的标准，支持海上风电的调度运行控制、机组/场站并网支撑能力、应急能力、接入电力系统仿真验证等标准的立项，充分发挥标准的规范、引领作用，解决目前海上风电在运行，特别是安全管理领域无章可循的难题。

2.4 深化海上风电项目涉网安全管理制度

建议加强对各级电力调度机构的工作指导，进一步明确电力调度机构的技术监督职责，建立海上风电涉网安全管理监督工作机制，深入推进海上风电项目涉网安全管理工作，完善涵盖海上风电机组支撑特性、场站支撑性能、功率预测、保护、安稳、网络安全等全环节的涉网安全管理要求，建立相应的问题解决机制和风险约束机制。

2.5 统筹开展海上风电规划开发，提高海洋资源利用效能

建议从省级层面统筹开展海上风电规划开发，统一部署，加强单位间协同，提高海洋资源综合利用能力：（1）统一开展前期观测及海上集中送出方式、海缆路由规划、接入系统论证、军事影响评估等前期规划研究工作，统一对接相关单位，充分发挥协同优势，共同推进项目前期开发和工程建设进度；（2）研究出台专属经济区海上风电开发建设相关政策，促进海上风电产业高质量可持续发展。

2.6 加大海上风电基础性研究扶持力度

建议以优化海上风电调控运行和电源支撑能力为重点，加大课题支持力度，降低企业税率或设立科学基金，支持海上风电技术研究单位，从基础前沿、关键共性技术到应用示范进行全过程创新设计、一体化组织，推动海上风电柔性直流送出、虚拟同步发电机、大容量抗台型机组等前沿技术应用示范。

3 结束语

海上风电具有资源丰富、发电利用小时高、不占用土地和适宜大规模开发的特点。大力发展海上风电，是响应国家构建以新能源为主体的新型电力系统有力支撑。建议政府相关部门以优化海上风电调控运行和电源支撑能力为重点，加大课题支持力度，通过降低企业税率或设立科学基金等方式，支持海上风电技术研究单位，从基础前沿、关键共性技术到应用示范进行全过程创新设计、一体化组织，推动海上风电柔性直流送出、虚拟同步发电机、大容量抗台型机组等前沿技术应用示范。