风力发电对电力系统运行带来哪些影响

风电从较高的出力水平降低到较低水平或停运将会对电网运行造成较大影响。风电的间歇性特点决定了风电场出力的随机波动特性。风电接入电网后，不具有传统火电厂输出稳定、可调度的特性，对于电网而言，风电的出力波动更象一个负的负荷扰动。因此，电网中常规电源不仅需要为负荷波动留出足够备用，当有大量风电注入电网后，还需要考虑为风电场留出一定备用以平衡风电场出力的变化。在风电场出力产生较大波动时，需调度电网内其他电厂改变出力水平以平衡风电出力的变化。特别是在负荷较低时，常规电厂机组已经调到较低出力，如果此时风电场出力大幅增加，那么常规机组能否进一步压出力让风电来带负荷决定了电网接纳风电的能力，也就是说常规机组在低谷负荷时的调峰能力是限制省网接纳风电能力的关键条件。

风电并网对电网的影响：
由于风速变化是随机的，因此风电场出力也是随机的，风电本身这种特点使其容量可信度低，给电网有功、无功平衡调度带来困难。
在风电容量比较高的电网中，可能产生电能质量问题，例如电压波动和闪变、频率偏差，谐波问题等。更重要的是，需分析稳定性问题，系统静态稳定、动态稳定、暂态稳定、电压稳定等。当然，相同装机容量的风电场在不同接入点对电网的影响是不同的，在短路容量大的接入点对系统影响小，反之，影响大。
定量分析风电场对电网运行的影响，要从稳态和动态两方面进行分析。
稳态分析，就是对含风电场的电力系统进行潮流计算。在稳态潮流分析中，风电场高压母线不能简单视为PQ节点或PUjiedian。
含风电场电力系统对平衡节点的有功、无功平衡能力提出更高要求，要分析含风电场电网在电网大、小运行方式下，是否满足系统的安全稳定运行的各种约束。
动态分析过程，一般采用仿真的方法，要考虑异步发动机、双馈异步发动机等不同发电机的模型以及风速、风机、桨距调节等环节，用仿真程序PSS/E、PSCAD、PSASP等进行分析，分析的关键是各种风力发电机模型的选用。
分析风电并网对电网影响，还需考虑风电场无功问题。风电场无功消耗包括：异步发动机消耗；风机出口出口升压变压器；风电场升压站主变压器消耗等，如有必要，可采用动态电压控制设备。
目前风电的容量可信度常用的有两种评价方法:一种是计算含风电系统的可靠性指标,在保证系统可靠性不变的前提下,风电能够替代的常规发电机组容量即为其容量可信度,这种方法适合于系统的规划阶段；一种方法是时间序列仿真,选择合适的时间段作为研究对象。

摘 要风电发展迅猛，但大量风电机组直接接入电网，是对电网安全运营、电能质量保证的重大挑战。其引起的无功电压问题日益受到关注。风电场有功出力波动较大，风电场电压波动大，难以满足电网的电压要求，而且各风电场间及与风电汇聚站间彼此缺乏协调，严重时还会导致大规模风机脱网。需要有一个自动电压控制系统充分利用风电场的风电机组和动态无功补偿装置来对风电场的电压整体调控。
关键词风电场；电压控制；无功补偿；静止无功发生器（SVG）；晶闸管控制电抗器（TCR）；磁控电抗器（MCR）；风力发电机组
引言
近年来，风电行业以一种前所未有的速度迅猛发展。根据国务院《可再生能源中长期发展规划》，至2020年风电装机将达到15亿千瓦。风力发电自身固有的间歇性特点使风电场有功出力波动较大，且未来时刻的发电功率具有一定不确定性，给电网运行带来极大挑战，其引起的无功电压问题日益受到关注。根据GB/Z19963—2005《风电场接入电力系统技术规定》的要求，风电场一般均配置一定容量的无功补偿装置，包括可投切电容电抗器、静止无功发生器（SVG）和静止无功补偿器（SVC，其中有晶闸管控制电抗器（TCR）及磁控电抗器(MCR)）。
目前风电接入电网出现了两个特点：
（1）单个风电场容量增大；
（2）接入电网的电压等级更高。
但风电基地一般都地处电网末端，输电距离远，电压等级高，缺乏强大火电支撑，而增加的风电接入容量与更高的电压等级使得电网受风响的范围更广，也使风电接入后的电压控制问题更加突出，主要表现在：
（1）缺乏就地控制，风电场电压波动大，难以满足电网的电压考核要求。
（2）各自为政，缺乏协调，严重时导致大规模风机脱网。
随着风电的飞速发展，相关的政策、技术标准也随之出台，现摘取《风电场接入电力系统技术规定》有关无功电压方面的一些具体要求。
风电场的无功电源包括风电机组及风电场无功补偿装置。风电场要充分利用风电机组的无功容量及其调节能力。风电场的无功容量应按照分（电压）和分（电）区基本平衡的原则进行配置，并满足检修备用要求。
风电场应配置无功电压控制系统，具备无功功率及电压控制能力。当电网电压处于正常范围内时，风电场应当能风电场并网点电压在额定电压的97%～107%范围内。风电场变电站的主变压器应采用有载调压变压器通过调整变电站主变压器分接头控制场内电压，确保场内风电机组正常运行。
对于风电装机容量占电源总容量比例大于5%的省级电力系统，器电力系统区域内新增运行的风电场应具有低电压穿越能力。
对于总装机容量在百万千瓦以上风电基地内的风电场，在低电压穿越过程中应具有以下动态无功支撑能力：电力系统发生三相短路故障引起电压跌落，当风电场并网点电压处于额定电压的20%～90%区间内，风电场通过注入无功电流支撑电压恢复；自电压跌落出现的时刻起，该动态无功电流控制的响应时间不大于80ms，并能持续600ms。
当风电场并网点电压在额定电压的90%～110%之间时，风电机组应能正常运行；当风电场并网点电压超过额定电压的110%时，风电场的运行状态由风电机组的性能确定。
而现有风电场电压无功控制现状离标准要求还相距甚远，随着风电并网规模的日益扩大，电压控制与稳定问题日益严峻。
1 风电场自动无功电压控制手段
11 风电场内部可用于自动电压控制调整的手段包括：风机自身的无功调节、可投切电容电抗器、快速动态无功补偿设备。各种控制设备特点如下：
111 风电机组
风电机组有变速恒频及定速恒频两类。定速恒频采用同步发电机或感应发电机，风速变化，保持风电机组转速恒定。变速恒频机组采用不同类型发电机，并辅之以相关的电力电子变流设备，配合发电机进行功率控制，实现变转速情形下并网发电。
目前广泛采用的交流励磁双馈电机是变速恒频风电机组的一种。实质上，双馈电机与普通异步电机工作原理一致。二者区别主要在于普通异步电机转子电流的频率取决于电机的转速，与转差率有关，转子电流频率不能自主地、认为地调整。双馈电机转子绕组的频率由外加交流励磁电源供电，通过电力电子器件的调控，转子电流频率可以随之变化调整。
现有变频器技术能保证双馈电机的功率因数至少在±095之间动态可调，对于现在大多数风电场使用额定功率为15MW的风机，其无功可调范围就为±500kVar。但目前风机基本上都被设置成定功率因数运行的控制模式，使风机自身的无功电压调节能力未能发挥出来，事实上，双馈电机配备的变频器就相当于一台SVG装置，若每台15MW风机都具备500 kVar无功可调容量，相当于很多风电场都额外配置了占总装机容量的30%的SVG装置。利用好了将对维持电压稳定起到关键作用。
112 许多风电场配备了一定数量的可投切电容电抗器，造价低廉，控制方便，但此类控制设备存在固有弊端：
（1）只能实现阶跃型的离散控制。而且，电容电抗器全天得动作次数及连续两次动作间的时间间隔有严格要求，无法实现连续快速调节，也无法有效解决风电场电压波动大的问题。
（2）目前风电场配置的电容器容量较大，但都由风电场独自控制，缺乏统一管理，就会导致各风电场电容不合理投切，反而会在某些时候加重故障。
（3）电容的无功补偿能力取决于电压水平，当电压水平低的时候其能提供的无功补偿能力也随之降低，不利于对电网电压水平实现有效的支撑。
113 动态无功补偿装置情况：
（1）TCR型SVC采用改变晶闸管触发角控制电抗器电流的方式，相应速度较快，小于10ms，但由于其工作模式打破了工频电流的连续性，电流波形畸变大，需要多套滤波电路的使用。
（2）MCR型SVC以改变电抗器铁芯励磁的方式改变电抗器等效阻抗的大小，反应速度较慢， MCR的响应速度在150ms—300ms左右,难以在电压波动时提供有力支持。

ADSS和OPGW这两种光缆是比较多的，前者全介质自承式运用也比较广泛，不需要停电；后者用于新建线路，具有通信和地线两种功能。
都需要看工程情况而定，比如电压等级，短路电流等等因素
你问下湖南——光联。

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