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【摘要】风力发电作为一种新型的可再生能源，具有改善能源结构、经济环保等方面的优势。通过分析风电场并网运行的特性及其对电力系统的安全、调度、电能质量和稳定性的影响，最后提出改善风电场运行性能的对策。
【关键词】风力发电电网稳定性质量
中图分类号： TM315 文献标识码： A 文章编号：
随着风电规模占全网容量比例的大幅增加，原有常规电源对电网运行的调整与控制能力被削弱；而风电电源很难像常规电源一样，执行系统的调频、调压任务和抑制系统的功率震荡，所以风电场接入电网技术、风电场对电网运行的影响等问题日益突出。此外，风力发电功率输出随机性很强，波动很大且不可控，而且风电场大多建设在电网的末梢，网络结构相对薄弱，风电场并网运行必然会对电力系统的安全性、稳定性、电能质量、系统可靠性、电源和电网规划等方面带来一定的影响。
一、风力发电的特点
风力发电之所以在全世界获得快速发展，除了能源需求增加，环保压力加大外，还因为风力发电本身具有独特的优点。主要表现在：风电资源在风能丰富地区可就地开发利用，不存在运输问题；风能是可再生能源，清洁无污染；风电场建设施工周期短；实际占地少，对土地要求低；风电场运行简单；风力发电机技术比较成熟。但与此同时，风力发电也有其自身的局限性，主要表现在：风能的能量密度小；由于风力和风向时常不稳，导致能量无法集中；风能不能大量存储；风轮机的效率较低；风机产生机械和电磁噪声，对生态环境有影响；风力发电机采购成本高，致使发电成本大幅度攀升；接入电网时对电网有不利影响。
二、风力发电系统的基本形式
从机组结构上看，风力发电经过多年的发展，曾出现过多种类型。图1是几种典型的风力发电系统拓扑，这些拓扑的区别在于使用的发电机和电力电子变换器以及有无齿轮箱。
图1 典型风力发电机组的拓扑结构图
图1(a)是20世纪80年代到90年代被广泛采用的传统结构。它的风力机采用失速调节，机组转速可以认为是不可调的。为了补偿感应发电机的无功功率使用了电容器组，为了平滑并网使用了软启动器进行软并网。
图1(b)中，用电力电子变换器代替了软启动器和电容器组，把电网和感应发电机隔开，实现了机组在全风速下的变速运行。
图1(c)中使用了绕线转子的感应发电机，并采用电力电子变换器外部改变转子电阻，从而获得转差率可控的10%可调范围，并通过控制转差率控制机组输出的功率。
图1(d)结构使用了双馈型感应发电机，用变频器控制转子绕组的电流。变频器功率仅为发电机额定功率的20%~30%就可控制发电机的全功率输出。这种结构比图(c)的结构有更宽的调速范围，变换器所需功率较小，经济性好。
图1(e)引入了绕线式同步发电机，经电力电子变换器连接电网。由于它需要励磁用整流电路、电刷和滑环。即使其可以实现变速恒频也不被看好。
图1(f)与图1(e)结构相同，也使用绕线式同步发电机。但由于它使用的是多极发电机。所以它不需要齿轮箱。
图1(g)所示结构有风力机直接驱动多级永磁同步发电机。省去了齿轮箱、电刷和滑环，提高了机组的运行可靠性，减少了维护费用。电力电子变换器可以使机组实现变速恒频运行。早期由于成本的原因只用于小型风力发电机，典型应用是作为船舶电源。近年来随着永磁体价格的降低这种结构被广泛的应用，目前单机容量国内已经达到2 MW。
从技术发展上看，风力发电经历了从定桨距到变桨距、从恒速恒频(CSCF)到变速恒频(VSCF)的技术升级。节距角就是桨叶半径R处回转平面与桨叶截面弦长之间的夹角。变桨距控制就是通过改变桨叶节距角来调节风力机功率，使得在额定风速以下控制风力机运行于特定转速使其风能转换效率保持最大直到功率达到额定值；在风速超过额定时降低转换效率保持额定功率直到切出风速，这是定桨距很难实现的。变速恒频发电是另一种新型的发电技术，尤其适合于风力发电。它适应了风能的随机、不稳定的特性，根据风速调节转速从而最大的输出能量，实现和电网的柔性连接，提高机组的风能转化效率，减少风力机的应力和磨损，优化了机组运行条件。20世纪90年代以来，国内外新建的大型风力发电系统大多采用变速恒频技术。随着风力发电技术的广泛应用，变速恒频风力发电方式将得到更多重视。
二、风力发电对电网的影响
1、风力发电场的规模问题
目前，我国正在进行全国电网互联，电网规模日益增大。对于接入到大电网的风电场，其容量在电网总装机容量中占的比例很小，风电功率的注入对电网频率影响甚微，不是制约风电场规模的主要问题。然而，风能资源丰富的地区人口稀少，负荷量小，电网结构相对薄弱，风电功率的注入改变了电网的潮流分布，对局部电网的节点电压产生较大的影响，成为制约风电场规模的重要问题。
风力发电的原动力是不可控的，它是否处于发电状态以及出力的大小都决定于风速的状况，风速的不稳定性和间歇性决定了风电机组的出力也具有波动性和间歇性的特点。在现有的技术水平下风力发电还无法准确预报，因此风电基本上是不可调度的。从电网的角度看，并网运行的风电场相当于一个具有随机性的扰动源，对电网的可靠运行造成一定的影响。由此可见，确定一个给定电网最大能够承受的风电注入功率成为风电场规划设计阶段迫切需要解决的问题。
2、对电能质量的影响
风资源的不确定性和风电机组本身的运行特性使风电机组的输出功率是波动的，可能影响电网的电能质量，如电压偏差、电压波动和闪变、谐波以及周期性电压脉动等。电压波动和闪变是风力发电对电网电能质量的主要负面影响之一。影响风力发电产生波动和闪变的因素有很多:随着风速的增大，风电机组产生的电压波动和闪变也不断增大。并网风电机组在启动、停止和发电机切换过程中也产生电压波动和闪变。风电机组公共连接点短路比越大，风电机组引起的电压波动和闪变越小。另外，风电机组中的电力电子控制装置如果设计不当，将会向电网注入谐波电流，引起电压波形发生不可接受的畸变，并可能引发由谐振带来的潜在问题。
异步电机作为发电机运行时，没有独立的励磁装置，并網前发电机本身没有电压，因此并网时必然伴随一个过渡过程，流过5~6倍额定电流的冲击电流，一般经过几百毫秒后转入稳态。对小容量的电网而言，风电场并网瞬间将会造成电网电压的大幅度下跌，从而影响接在同一电网上的其他电器设备的正常运行，甚至会影响到整个电网的稳定与安全。
3、对稳定性的影响
风力发电通常接入电网的末端，改变了配电网功率单向流动的特点，使潮流流向和分布发生改变，这在原有电网的规划和设计时是没有预先考虑的。因此，随着风电注入功率的增加，风电场附近局部电网的电压和联络线功率将会超出安全范围，严重时会导致电压崩溃。
由于采用异步发电机，风电系统在向电网注入功率的同时需要从电网吸收大量的无功功率。因此，为了补偿风电场的无功功率，每台风力发电机都配有功率因数校正装置，目前常用的是分组投切的并联电容器。电容器的无功补偿量的大小与接入点电压的平方成正比，当系统电压水平较低时，并联电容器的无功补偿量迅速下降，导致风电场对电网的无功需求上升，进一步恶化电压水平，严重时会造成电压崩溃。
由于异步发电机的功率恢复特性，当电网发生短路故障时，若故障排除不及时，也将容易导致暂态电压失稳。另一方面，随着风电场规模的不断扩大，风电场在系统中所占的比例不断增加，风电输出的不稳定性对电网的功率冲击效应也不断增大，对系统稳定性的影响就更加显著，严重情况下，将会使系统失去动态稳定性，导致整个系统的瓦解。
4、对保护装置的影响
为了减少风电机组的频繁投切对接触器的损害，在有风期间风电机组都保持与电网相连，当风速在起动风速附近变化时，允许风电机组短时电动机运行，因此风电场与电网之间联络线的功率流向时是双向的。因此，风电场继电保护装置的配置和整定应充分考虑到这种运行方式。
异步发电机在发生近距离三相短路故障时不能提供持续的故障电流，在不对称故障时提供的短路电流也非常有限。因此风电场保护的技术困难是如何根据有限的故障电流来检测故障的发生，使保护装置准确而快速地动作。另一方面，尽管风力发电提供的故障电流非常有限，但也有可能会影响现有配电网络保护装置的正確运行，这在最初的配电网保护配置和整定时是没有考虑到的。
三、弱化风电场对电网影响的措施
1、改善电压质量措施
（1）改善电网结构。并网风电机组的公共连接点短路容量比和电网的线路X/R比是影响风电机组引起的电压波动和闪变的重要因素。提高公共连接点短路容量比和采用适当的线路X/R比能够有效抑制风电机组引起的电压波动和闪变。
（2）改善并网方式。采用双向晶闸管控制的软启动装置并网，减小风电场并网对电网造成的冲击，将风电场并网时的冲击电流限制在1.2~15倍额定电流以内，得到—个比较平滑的并网过程。
（3）利用补偿装置抑制电压波动与闪变，如静止无功补偿器(SVC)、有源滤波器(APF)、动态电压恢复器(DVR)以及配电系统电能质量统一控制器(UP-FC)等。
2、改善电压稳定性措施
（1）采用无功补偿装置。由于分组投切电容器不能实现连续的电压调节，电容器的投切次数有一定的限制，其动作也有一定延时。因此，采用静止无功补偿器。将静止无功补偿器(SVC)安装在风电场的出口，根据风电场接入点的电压偏差量来控制SVC补偿的无功功率，能够稳定风电场节点电压，降低风电功率波动对电网电压的影响。
（2）采用超导储能装置。具有有功无功综合调节能力的超导储能装置(SMES)具有转换效率高、响应速度快的特点，既可以进行有功功率的调节，又可以进行无功功率的调节，还可以同时进行有功、无功的独立控制，具有很高的灵活性，能够降低风电场输出功率的波动，稳定风电场电压。
3、保护装置的调整与改进
配电网保护配置和整定时，须考虑风力发电提供的故障电流；风电场继电保护装置的配置和整定时，应考虑风电场与电网之间联络线的功率流向。一般按照终端变电站的方案进行配置和整定。依靠配电网的保护来切除网络的故障，然后由孤岛保护、低电压保护等措施来逐台切除风电机组。当故障清除后，风电场自动重新并网。
4、提高风电场动态特性的措施
（1）提高负荷侧功率因数。通过提高风电场的功率因数，可提高风电场的动态特性，从而改善风电场的运行条件。
（2）采用动态无功补偿。在电网动态过程中提供动态无功功率，可改善系统的动态特性。
（3）故障后切除风电机组。故障后，切除一定比例的风电机组使风电机组脱网运行，可快速隔离风电机组暂态过程中从电网吸收无功功率，从而快速恢复系统电压，保证电网的安全稳定运行。
（4）合理选择风电的并网方式。交流并网时，采用可控硅软并网可以大大减少对电网的冲击电流。或采用基于电压源换流器技术的轻型直流输电(HVDC Light)方式，可以灵活地调节无功和电压，改善交流系统的稳定性和电能质量。
（5）广泛采用增强系统小干扰稳定的手段。例如励磁机附加PSS(Power System Stabilizer)、在FACTS控制系统中附加功率振荡阻尼回路及增设串、并联补偿设备等，有助于改善功角稳定性。
结束语
风力发电作为一种绿色能源有着改善能源结构、经济环保等方面的优势，也是未来能源电力发展的一个趋势，但风力发电技术要具备与传统发电技术相当的竞争力，还需进一步改善其并网性能，降低风电并网对电力系统的运行带来的负面影响。本文从分析风力发电对电力系统的影响入手，综合比较了各国研究和工程人员在风能电力并网方面的解决方案，指出各方案的优缺点，期待更加成熟的风力发电技术的形成，以建设我国具有自主产权的风电产业。
参考文献
[1] 祝贺，徐建源，张明理，李斌. 风力发电技术发展现状及关键问题[J]. 华东电力. 2009(02)
[2] 梁景芳，高厚磊，武志刚，刘淑敏. 风力发电对配电网电压的影响[J]. 高科技与产业化. 2009(04)
[3] 任丽亚，张建东. 风力发电对电力系统运行的影响[J]. 中国科技信息. 2007(02)
【关键词】风力发电电网稳定性质量
中图分类号： TM315 文献标识码： A 文章编号：
随着风电规模占全网容量比例的大幅增加，原有常规电源对电网运行的调整与控制能力被削弱；而风电电源很难像常规电源一样，执行系统的调频、调压任务和抑制系统的功率震荡，所以风电场接入电网技术、风电场对电网运行的影响等问题日益突出。此外，风力发电功率输出随机性很强，波动很大且不可控，而且风电场大多建设在电网的末梢，网络结构相对薄弱，风电场并网运行必然会对电力系统的安全性、稳定性、电能质量、系统可靠性、电源和电网规划等方面带来一定的影响。
一、风力发电的特点
风力发电之所以在全世界获得快速发展，除了能源需求增加，环保压力加大外，还因为风力发电本身具有独特的优点。主要表现在：风电资源在风能丰富地区可就地开发利用，不存在运输问题；风能是可再生能源，清洁无污染；风电场建设施工周期短；实际占地少，对土地要求低；风电场运行简单；风力发电机技术比较成熟。但与此同时，风力发电也有其自身的局限性，主要表现在：风能的能量密度小；由于风力和风向时常不稳，导致能量无法集中；风能不能大量存储；风轮机的效率较低；风机产生机械和电磁噪声，对生态环境有影响；风力发电机采购成本高，致使发电成本大幅度攀升；接入电网时对电网有不利影响。
二、风力发电系统的基本形式
从机组结构上看，风力发电经过多年的发展，曾出现过多种类型。图1是几种典型的风力发电系统拓扑，这些拓扑的区别在于使用的发电机和电力电子变换器以及有无齿轮箱。
图1 典型风力发电机组的拓扑结构图
图1(a)是20世纪80年代到90年代被广泛采用的传统结构。它的风力机采用失速调节，机组转速可以认为是不可调的。为了补偿感应发电机的无功功率使用了电容器组，为了平滑并网使用了软启动器进行软并网。
图1(b)中，用电力电子变换器代替了软启动器和电容器组，把电网和感应发电机隔开，实现了机组在全风速下的变速运行。
图1(c)中使用了绕线转子的感应发电机，并采用电力电子变换器外部改变转子电阻，从而获得转差率可控的10%可调范围，并通过控制转差率控制机组输出的功率。
图1(d)结构使用了双馈型感应发电机，用变频器控制转子绕组的电流。变频器功率仅为发电机额定功率的20%~30%就可控制发电机的全功率输出。这种结构比图(c)的结构有更宽的调速范围，变换器所需功率较小，经济性好。
图1(e)引入了绕线式同步发电机，经电力电子变换器连接电网。由于它需要励磁用整流电路、电刷和滑环。即使其可以实现变速恒频也不被看好。
图1(f)与图1(e)结构相同，也使用绕线式同步发电机。但由于它使用的是多极发电机。所以它不需要齿轮箱。
图1(g)所示结构有风力机直接驱动多级永磁同步发电机。省去了齿轮箱、电刷和滑环，提高了机组的运行可靠性，减少了维护费用。电力电子变换器可以使机组实现变速恒频运行。早期由于成本的原因只用于小型风力发电机，典型应用是作为船舶电源。近年来随着永磁体价格的降低这种结构被广泛的应用，目前单机容量国内已经达到2 MW。
从技术发展上看，风力发电经历了从定桨距到变桨距、从恒速恒频(CSCF)到变速恒频(VSCF)的技术升级。节距角就是桨叶半径R处回转平面与桨叶截面弦长之间的夹角。变桨距控制就是通过改变桨叶节距角来调节风力机功率，使得在额定风速以下控制风力机运行于特定转速使其风能转换效率保持最大直到功率达到额定值；在风速超过额定时降低转换效率保持额定功率直到切出风速，这是定桨距很难实现的。变速恒频发电是另一种新型的发电技术，尤其适合于风力发电。它适应了风能的随机、不稳定的特性，根据风速调节转速从而最大的输出能量，实现和电网的柔性连接，提高机组的风能转化效率，减少风力机的应力和磨损，优化了机组运行条件。20世纪90年代以来，国内外新建的大型风力发电系统大多采用变速恒频技术。随着风力发电技术的广泛应用，变速恒频风力发电方式将得到更多重视。
二、风力发电对电网的影响
1、风力发电场的规模问题
目前，我国正在进行全国电网互联，电网规模日益增大。对于接入到大电网的风电场，其容量在电网总装机容量中占的比例很小，风电功率的注入对电网频率影响甚微，不是制约风电场规模的主要问题。然而，风能资源丰富的地区人口稀少，负荷量小，电网结构相对薄弱，风电功率的注入改变了电网的潮流分布，对局部电网的节点电压产生较大的影响，成为制约风电场规模的重要问题。
风力发电的原动力是不可控的，它是否处于发电状态以及出力的大小都决定于风速的状况，风速的不稳定性和间歇性决定了风电机组的出力也具有波动性和间歇性的特点。在现有的技术水平下风力发电还无法准确预报，因此风电基本上是不可调度的。从电网的角度看，并网运行的风电场相当于一个具有随机性的扰动源，对电网的可靠运行造成一定的影响。由此可见，确定一个给定电网最大能够承受的风电注入功率成为风电场规划设计阶段迫切需要解决的问题。
2、对电能质量的影响
风资源的不确定性和风电机组本身的运行特性使风电机组的输出功率是波动的，可能影响电网的电能质量，如电压偏差、电压波动和闪变、谐波以及周期性电压脉动等。电压波动和闪变是风力发电对电网电能质量的主要负面影响之一。影响风力发电产生波动和闪变的因素有很多:随着风速的增大，风电机组产生的电压波动和闪变也不断增大。并网风电机组在启动、停止和发电机切换过程中也产生电压波动和闪变。风电机组公共连接点短路比越大，风电机组引起的电压波动和闪变越小。另外，风电机组中的电力电子控制装置如果设计不当，将会向电网注入谐波电流，引起电压波形发生不可接受的畸变，并可能引发由谐振带来的潜在问题。
异步电机作为发电机运行时，没有独立的励磁装置，并網前发电机本身没有电压，因此并网时必然伴随一个过渡过程，流过5~6倍额定电流的冲击电流，一般经过几百毫秒后转入稳态。对小容量的电网而言，风电场并网瞬间将会造成电网电压的大幅度下跌，从而影响接在同一电网上的其他电器设备的正常运行，甚至会影响到整个电网的稳定与安全。
3、对稳定性的影响
风力发电通常接入电网的末端，改变了配电网功率单向流动的特点，使潮流流向和分布发生改变，这在原有电网的规划和设计时是没有预先考虑的。因此，随着风电注入功率的增加，风电场附近局部电网的电压和联络线功率将会超出安全范围，严重时会导致电压崩溃。
由于采用异步发电机，风电系统在向电网注入功率的同时需要从电网吸收大量的无功功率。因此，为了补偿风电场的无功功率，每台风力发电机都配有功率因数校正装置，目前常用的是分组投切的并联电容器。电容器的无功补偿量的大小与接入点电压的平方成正比，当系统电压水平较低时，并联电容器的无功补偿量迅速下降，导致风电场对电网的无功需求上升，进一步恶化电压水平，严重时会造成电压崩溃。
由于异步发电机的功率恢复特性，当电网发生短路故障时，若故障排除不及时，也将容易导致暂态电压失稳。另一方面，随着风电场规模的不断扩大，风电场在系统中所占的比例不断增加，风电输出的不稳定性对电网的功率冲击效应也不断增大，对系统稳定性的影响就更加显著，严重情况下，将会使系统失去动态稳定性，导致整个系统的瓦解。
4、对保护装置的影响
为了减少风电机组的频繁投切对接触器的损害，在有风期间风电机组都保持与电网相连，当风速在起动风速附近变化时，允许风电机组短时电动机运行，因此风电场与电网之间联络线的功率流向时是双向的。因此，风电场继电保护装置的配置和整定应充分考虑到这种运行方式。
异步发电机在发生近距离三相短路故障时不能提供持续的故障电流，在不对称故障时提供的短路电流也非常有限。因此风电场保护的技术困难是如何根据有限的故障电流来检测故障的发生，使保护装置准确而快速地动作。另一方面，尽管风力发电提供的故障电流非常有限，但也有可能会影响现有配电网络保护装置的正確运行，这在最初的配电网保护配置和整定时是没有考虑到的。
三、弱化风电场对电网影响的措施
1、改善电压质量措施
（1）改善电网结构。并网风电机组的公共连接点短路容量比和电网的线路X/R比是影响风电机组引起的电压波动和闪变的重要因素。提高公共连接点短路容量比和采用适当的线路X/R比能够有效抑制风电机组引起的电压波动和闪变。
（2）改善并网方式。采用双向晶闸管控制的软启动装置并网，减小风电场并网对电网造成的冲击，将风电场并网时的冲击电流限制在1.2~15倍额定电流以内，得到—个比较平滑的并网过程。
（3）利用补偿装置抑制电压波动与闪变，如静止无功补偿器(SVC)、有源滤波器(APF)、动态电压恢复器(DVR)以及配电系统电能质量统一控制器(UP-FC)等。
2、改善电压稳定性措施
（1）采用无功补偿装置。由于分组投切电容器不能实现连续的电压调节，电容器的投切次数有一定的限制，其动作也有一定延时。因此，采用静止无功补偿器。将静止无功补偿器(SVC)安装在风电场的出口，根据风电场接入点的电压偏差量来控制SVC补偿的无功功率，能够稳定风电场节点电压，降低风电功率波动对电网电压的影响。
（2）采用超导储能装置。具有有功无功综合调节能力的超导储能装置(SMES)具有转换效率高、响应速度快的特点，既可以进行有功功率的调节，又可以进行无功功率的调节，还可以同时进行有功、无功的独立控制，具有很高的灵活性，能够降低风电场输出功率的波动，稳定风电场电压。
3、保护装置的调整与改进
配电网保护配置和整定时，须考虑风力发电提供的故障电流；风电场继电保护装置的配置和整定时，应考虑风电场与电网之间联络线的功率流向。一般按照终端变电站的方案进行配置和整定。依靠配电网的保护来切除网络的故障，然后由孤岛保护、低电压保护等措施来逐台切除风电机组。当故障清除后，风电场自动重新并网。
4、提高风电场动态特性的措施
（1）提高负荷侧功率因数。通过提高风电场的功率因数，可提高风电场的动态特性，从而改善风电场的运行条件。
（2）采用动态无功补偿。在电网动态过程中提供动态无功功率，可改善系统的动态特性。
（3）故障后切除风电机组。故障后，切除一定比例的风电机组使风电机组脱网运行，可快速隔离风电机组暂态过程中从电网吸收无功功率，从而快速恢复系统电压，保证电网的安全稳定运行。
（4）合理选择风电的并网方式。交流并网时，采用可控硅软并网可以大大减少对电网的冲击电流。或采用基于电压源换流器技术的轻型直流输电(HVDC Light)方式，可以灵活地调节无功和电压，改善交流系统的稳定性和电能质量。
（5）广泛采用增强系统小干扰稳定的手段。例如励磁机附加PSS(Power System Stabilizer)、在FACTS控制系统中附加功率振荡阻尼回路及增设串、并联补偿设备等，有助于改善功角稳定性。
结束语
风力发电作为一种绿色能源有着改善能源结构、经济环保等方面的优势，也是未来能源电力发展的一个趋势，但风力发电技术要具备与传统发电技术相当的竞争力，还需进一步改善其并网性能，降低风电并网对电力系统的运行带来的负面影响。本文从分析风力发电对电力系统的影响入手，综合比较了各国研究和工程人员在风能电力并网方面的解决方案，指出各方案的优缺点，期待更加成熟的风力发电技术的形成，以建设我国具有自主产权的风电产业。
参考文献
[1] 祝贺，徐建源，张明理，李斌. 风力发电技术发展现状及关键问题[J]. 华东电力. 2009(02)
[2] 梁景芳，高厚磊，武志刚，刘淑敏. 风力发电对配电网电压的影响[J]. 高科技与产业化. 2009(04)
[3] 任丽亚，张建东. 风力发电对电力系统运行的影响[J]. 中国科技信息. 2007(02)