欧美国家风电并网接入管理Word格式.docx
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一是小型风电场通过配电网分散接入电网；
二是大型风电场集中接人输电网络。
欧洲目前主要以分散接入到配电网的小型风电场为主，随着海上风电技术的不断成熟，大规模海上风电场逐渐成为风电场规划和建设的主流，未来的重点将是大规模集中接入的大型海上风电场。
美国目前并行发展分散接入和大规模集中接人，由于风能资源中心和负荷中心的严重不匹配，预计未来会更加倾向于大规模集中接人模式。
欧美都经历了风电接入模式由分散式向集中式转变的过程。
欧洲的风电大多分散接入到配网的原因如下：
欧洲地形较为复杂，陆上风能资源分布比较分散；
欧洲风电开发起步较早，当时的风电机组单机容量普遍较小，单位装机成本很高，不适合大规模集中式开发；
从环保的角度讲，分散式接入对地形、地貌和居民生活的影响较小。
除此之外，还与当时政府采取的风电发展的政策有关。
以丹麦为例。
从1981～2003年，丹麦一直推行风电生产补贴政策，但是，实施补贴政策对风电发展者是有限定条件的。
对于私有个体，只允许拥有一台并网风电机组，并且必须安装在自己的土地上；
对于合作者，每个持股者的股权限制在3万kWh以内；
持股者居住地与风电机组安装地必须处于同一个行政区等。
这种限制条件的最初目的是消除风电开发初期的市场准入障碍，建立行之有效的投融资机制，鼓励并支持私人资本进入风电产业。
但是，却使风电的大规模集中接入变得难以实现。
在欧洲，陆上风能资源逐渐开发殆尽、海上风能资源优势显现及风电机组单机容量的不断攀升，大规模海上风电场的发展将逐渐颠覆传统已有的分散接入。
这说明风电的开发不再因循以前的足迹，而逐渐转到以风能资源为导向上。
以前风能资源开发的主要矛盾是风电机组的技求和质量，但随着欧美风电机组技术的进步和制造工艺的改进，风电机组本身不冉是制约风能资源开发的主要矛盾，原来次要矛盾的风能资源成为主要矛盾。
海上风能资源丰富，覆盖范围广阔，非常适合集中开发。
因此，海上风电的集中式接人成为风电开发的必然趋势。
二、风电对电网运行方式的影响
（一）风电的波动性及其在电力系统运行中的特点
风能资源具有波动性，导致风电出力也具有波动性。
尤其是在恶劣天气条件（如台风）作用下，风电场的出力会出现短时间的大幅波动。
由于电力系统电力电量平衡的要求，大规模风电的接人使电网调峰、调频成为一个重要难题。
此外，有功功率的大幅度波动会导致无功功率和电压的大幅波动，给电力系统的稳定运行带来隐患，因此，需要增加大量无功电压控制设备，如FACTS设备给电力系统的运行调度提出了新的要求。
但是，风电的波动性并不代表风电是一种不可靠能源。
从整个电力系统层面看，风电不会随机启动和停止。
因此，欧洲风能协会认为，称风电为间歇性能源是一种误导。
受大量计划内和计划外因素的影响，电力系统的供给和需求在本质上都是高度可变的。
例如，突然的雷雨天气会使数以百万计的人打开和关闭暖气、照明系统。
此外，发电设备和输电线路的故障也是无规律的。
系统运营商需要平衡不断变化的计划和非计划变动，以保持系统的安全性和稳定性。
因此，功率波动本身并不是新的事物，而是电力系统的一个本质属性。
电力供应和需求都是不断变化的，因此问题不是波动性或间歇性本身，而是如何预测、管理并改善这种波动性，运用何种工具以提高效率。
风电出力是变化的，但在很大程度上也是可以预测的。
人们对风电并网的另一个误区是将其与系统割裂开来。
风电与其他电源一样，具有鲜明的技术特征。
核电和煤电灵活性差，发电水平需要保持恒定；
水电灵活性较好，出力能够迅速调整。
风电也有其独特的特点，不论担当基本负荷的是核电还是易变的风电，都不应被单独分析，而应在系统中进行整体的技术分析。
电力系统的规模及灵活程度决定了其是否能够容纳大量的风电，应将风电的波动性作为电力系统的一部分进行考虑。
运行人员不必针对每个用户的变化采取应对措施，而应该考虑总体变化。
它在某一地点不一定连续，但从大范围考虑，风电总体上可以成为可靠的电力资源。
欧洲风能协会的上述观点并不意味着风电的波动性不影响系统运行，特别是在风电穿透率（风电装机容量占总装机容量的比重）很高的系统。
根据欧盟和美国的研究成果，当区域电网的风电穿透率不大于20%时，电力系统不会面临严重的技术和应用问题，但对于更大规模的并网风电，现有电力系统和运行方式就需要做出改变。
（二）风电波动性对常规机组调度和备用的要求
不同国家或电网的运行规程大不相同，并且关于备用的术语也各不相同。
根时间尺度可将备用归纳为两类：
一次备用，指所有响应时间为秒、分钟级的备用；
二次、三次备用，指所有响应时间为10min、小时级的备用，不同时间尺度对应的系统备用如图3-2所示。
一次备用也称为即时频率响应、自动备用或自动调控。
二次备用也为快速备用。
三次备用也被为长期备用。
二、三次备用也可合称为短期负荷跟踪备用。
图3-2不同时间尺度对应的系统备用
1．一次备用
风电的波动性可能会影响运行期间一次备用的使用，而大规模风电出力波动的时间范围主要是分钟、小时级，对二次备用的影响较大。
国外的几项研究表明，风电的发展将对系统所需的一次备用很少或几乎没有影响。
因为在秒、分钟这样的时间尺度内，风电出力的快速变化是随机发生的，在此期间的负荷变化一样。
当综合考虑风电和负荷的波动时，由风电而增加的一次备用非常小。
此外，电力系统一次备用容量的配置主要由大型常规电站的故障应对决定，因此足以应付这些快速的波动。
2．二次和三次备用
为了评估风电波动性对二次备用和三次备用的影响，需要考虑大规模风电在小时级范围内的波动性。
即使在极端的情况下，较大区域的风电如北欧电网的风电场由于地理分布效应1h内出力变化率也不超过风电装机容量的±
10%；
而较小区域，以WestenDenmark为例，不超过风电装机容量的±
25%。
对备用的使用而言，所有未被预测到的变化都将会影响系统的不平衡净额。
在为其他机组做发电计划时，已将一部分风电生产考虑在内，但是部分风电生产仍然没有被预测到。
风力发电的不平衡总额连同所有其他偏离发电计划的差额，特别是负荷预测误差将确定总的不平衡差额和所需的备用。
原则上，电力生产者在实际交割之前都可以通过交易或重新调度，将其生产调整到预定的水平。
如果实际运行中可以这样做，那么风电只有在1h内的变化会影响到二次备用。
迄今取得的研究表明，只有当风电的穿透功率达到总电能消费的10%以上，风电波动性对二次备用所产生的影响才会显著增加。
风电波动性最大的影响在于如何调度常规电站跟踪负荷（小时到一天的时间尺度）。
在上午负荷增大时，如果风电也在增加，并且预测可靠，那么系统就可以需要更少的负荷跟踪容量；
反之，则需要更多的负荷跟踪容量。
如果风电场的产量可以提前1～2天进行准确预测，将帮助调度部门确定发电机组的投运计划。
由于预测不准确，发电计划将具有一定的不确定性。
其后果有可能是，某个发电机组在不需要的时候投运或者在需要时未投运。
电力系统的开机方式决定风电的预计产量，机组越灵活，发电计划就可以越晚做出。
三、风电对系统稳定性的影响
电力系统的动态稳定性主要取决于系统中的发电机行为，因此，充分理解风电场和电网之间的动态互动关系对系统运营商、风电场运营商和风电机组制造商都是非常重要的。
这个问题可以从两方面考虑：
一是风电场和风电机组如何响应电网的事故和故障；
二是风电场如何影响电力系统的稳定性，对电力系统暂态稳定、电压稳定、频率稳定和关键故障清除时间等有哪些影响。
在动态系统研究中，需要使用电力系统动态模型模拟电网扰动或暂态故障。
动态研究还能表明当系统稳定受到威胁时，在电网或者发电机侧应采取什么样的措施。
这种研究也与稳态潮流计算结合开展，以得到为避免严重的稳定问题在系统中安全引入的风电装机容量。
图3-3电力系统示意图
有文献研究了风电对电力系统暂态稳定性的影响，并采用Powerfactory软件内嵌的双馈风电机组模型，并对风电场整合模型进行校验。
结果证明，该风电场模型基本可以模拟风电场的真实行为。
电力系统示意图如图3-3所示，互联区域电力系统单线图如图3-4所示。
图3-4某互联区域电力系统单线图
风电场与传统机组的不同主要体现在三个方面：
风电场的位置、风电机组技术和大型风电场并网的电压等级。
（1）风电场的位置对电力系统暂态稳定性有非常大的影响，尤其是当某一特定区域的风能资源非常丰富时，联络线的潮流大大增加，故障切除时间大大减少，并需要架设额外的输电线路。
（2）风电场采用的风电机组技术对暂态稳定性也有相当的影响。
若风电场采用双馈风电机组，分析结果表明，当风电机组具备低压穿越能力和快速电压控制能力，将提高系统的暂态稳定裕度。
同样的结论也适用于永磁直驱风电机组。
恒速异步风电机组虽然未提及，但是其对动态电压稳定的负面影响是公认的结论。
（3）风电场接氏．较低电压等级时将对暂态稳定产生负面影响。
一般来说，风电并网的不同方面将导致不同类型的暂态稳定影响。
实际情况下，上述方面的影响总是会有所叠加，包括了各种风电机组类型和并网的电压等级。
所以，不存在一般性的结论表明风电是否能够提高暂态稳定裕度或产生负面影响，依赖于系统特性、风电场位置及风电机组技术。
第二节风电并网的技术规定
随着风电穿透率的不断提高，风电对电力系统安全稳定运行带来的问题越来越严重。
电力系统的稳定性和可靠性是电力系统运营商不得不关心的一个问题。
因此，采取各种技术措施解决风电带来的问题，为风电场的规划、建设、运行等制订必要并网规则，从技术上保证电网对风电的接纳是具有重要意义的。
1998年，丹麦电力研究院提出了风电机组接人中低压电网的技术规定。
针对风电场接入电网的情况，丹麦Eltra输电公司颁布了新的并网规定，用于规范风电场接人11OkV及以上电压等级电网的方式。
2002年，爱尔兰电力供应局下属的国家电网公司制定了风电场接人电网技术规定。
2002年，苏格兰输配电公司和苏格兰水电公司联合提出了风电场接入电网的技术规定。
德国风电装机容量最多的E．ON电力公司，在2003年颁布了风电场并网技术规定。
美国联邦能源监管委员会（FERC）于2005年颁布第1661号法令——风电并网规程，首次明确了针对大规模风电并网的技术规定，法令后来又经过了多次听证和修改。
我国也在2005年颁布了有关的国家标准和国家电网公司风电场接入电力系统技术规定。
目前，许多国家仍然延用陈旧的并网规则，要求一旦电网电压或频率超出正常运行范围立即切除风电机组。
但是，不断增加的风电穿透率意味着传统发电厂正在逐步被风电场所取代。
如果风电场要取代传统电厂，他们就必须承担保持电力系统稳定的许多控制任务。
其中的一个控制任务是穿越像短路故障那样的暂态扰动，以维持暂态故障期间或之后的发电能力。
这意味着决不能由于电压或频率暂时波动而失去电源。
一、有功功率控制规定
电网中的电能交换必须实时平衡。
电力供应或需求的变化可能会导致系统暂时的不平衡，从而影响发电厂和消费者的运行条件。
为了避免长期不均衡，需要预测负荷需求，发电厂也要调整出力。
为了确保系统频率稳定，防止输电线路过载，保证电能质量，避免过大的电压偏移和起动、关闭风电机组的浪涌电流，各国风电场并网技术规定都对风电场的有功功率变化提出了要求。
丹麦Eltra和Eltra&
Elkraft要求风电场有功功率控制目标为1min平均出力不能超出由不同频率或不同电压范围规定的最大出力的5%。
德国E.ON和爱尔兰国家电网（ESBNG）要求，风电机组出力在任何时刻都不能超过所注册的容量。
苏格兰Scottish指导规则规定，在一个合适的时间段内，平均出力不应超过所注册的容量。
此外，丹麦Eltra和瑞典SVK要求，在需要时，风电场有能力在2s（Eltra）或5s（SVK）内将每一台独立风电机组的出力减少到最大功率的20%。
丹麦Eltra&
Elkrat要求，有功功率的变化率能在（10%—100%）注册容量/min的范围内可调。
德国E．ON要求，有功功率每分钟减少率至少能够达到注册容量的10%。
爱尔兰ESBNG要求，在任意15min内，有功功率输出变化的最大限制如下：
小于10万kW的风电场为每分钟装机容量的5%，小于20万kw为4%，大于20万kW为2%。
苏格兰Scottish指导规则规定，最大出力变化为每10min注册容量的0.667倍，对小于1.5万kW的风电场是每10min1万kW，而对15万kW以上的风电场是每10min10万kW。
这指的是任意10min时间段测量的平均出力变化，而1min的平均变化率不超过10min平均变化率的3倍。
在一些并网规则中，还有关于风电场起动和停机的要求。
丹麦Eltra要求风电场具有清除停机原因的信号，以作为风电机组起动运行逻辑的一部分。
苏格兰Scottish、丹麦Eltra和德国E．ON规定风电场起动和停机时应满足电压质量要求。
瑞典SVK规定风电机组不能因为大风而同时停运。
同样，苏格兰Scottish指导规则要求不能同时切除25%上的注册容量，应在30min内分阶段减少出力。
很多国家的风电场并网技术规定都提到了风电场的有功功率控制。
规定要求风电场连续运行和起停过程必须具有控制有功功率的能力，一方面控制有功功率变化率，另一方面根据电网需要限制风电场输出功率。
限制风电场出力的主要目的是减小风电场对电网的不利影响。
由于电网输电能力、调峰能力及电压等级等条件不同，电网所能承受的扰动也不同，因此，对风电场功率限制应充分考虑这些系统因素，不能简单按装机容量大小区分，这些问题需要深入研究。
二、频率范围和频率控制规定
电力系统中频率是电能生产和消费平衡的指标。
对于正常运行的电力系统来说，频率应当稳定在或接近于额定值。
在欧洲，频率通常在50±
0.1Hz范围内，很少超出49～50.3Hz范围。
为了平衡电能的生产和消费、稳定电力系统频率，需使用一次和二次调频。
一次调频机组通过增加或减少出力来恢复电能生产和消费的平衡。
一次调频的时间尺度一般是1～30s。
为了适应更大范围内的有功功率平衡，保证电力系统频率符合电能质量的要求，同时释放占用的一次备用，需要进行二次调频。
二次调频的时间尺度为10～15min。
风电和天气状况密切相关，风电场的出力由风况决定。
在极限风况期间或之后，可能会发生相当大的出力变化。
而风电场出力的波动性使电力系统中电能生产和消费的平衡变得更加困难。
这需要在电力系统中安装更多的调频机组和调频容量，甚至需要配备大量的储能设备。
由于风能的波动性及风电机组本身的技术特点，风电机组不能以常规发电机的方式参与一次频率控制。
然而，为保证电力系统安全、可靠、经济运行，现代电力系统对风电机组性能的要求也不断提高。
例如，爱尔兰ESBNG公司要求风电场与火电厂一样，将3%～5%的一次调频控制能力整合到风电场出力控制中去。
爱尔兰ESBNG的一些其他规则还要求风电场能够参与二次调频控制。
各并网导则对频率的要求如图3-5所示，显示了这些国家电力系统不同频率范围内对风电机组运行状态的要求。
图3-5各并网导则对频率的要求
三、电压控制规定
（一）无功补偿
电力设备需要运行在一定的电压等级。
为保持电压于限定的范围内，避免电压稳定问题，需要在发电机和负荷节点处进行无功功率控制和电压调节。
风电机组作为电源的一种，也应当能够支持电力系统的电压调节。
因此，对风电机组有如下要求；
一是将风电机组或风电场接入点的电压维持在一定范围内；
二是在系统无功匮乏时提供一定的无功补偿。
德国E．ON并网规则要求无功补偿的调节量的每一步操作都不大于注册容量的0.5%或者不大于25kVar。
目的是为了避免由于单步调节量过大而导致过大的浪涌电流。
瑞典SVK要求的无功补偿采用允许电压范围表示。
根据这一规则，大型（10万kW）和中型（2～5万kW）风电场应该能够自动调节无功功率，以使电压维持在参考值内。
参考值的可调范围应至少为额定电压的±
10%。
3-6并网导则对无功补偿的要求
（二）电压质量
风电场电压质量评估基于以下概念。
（1）快速电压变化：
电压有效值的急剧变化，并且该变化持续一段时间（例如风电场的投切过程）。
（2）电压闪变：
低频电压扰动。
（3）谐波：
高频电压扰动。
快速电压变化和谐波可能损害电力设备，缩短其使用寿命。
电压闪变能引起照明光线强度的变化。
并网规则主要沿用现有的电压质量标准，但风电也有一些特殊规则。
苏格兰Scottish指导规则，丹麦Eltra和Eltra&
Elkraft（50～60kV）并网规则规定，风电场接入点快速电压变化一般应小于3%额定电压。
丹麦Eltra又对不同变化频率下的快速电压变化做了补充规定，即快速电压变化频率低于每小时10次时应小于2.5%，快速电压变化频率低于每小时100次时应小于1.5%。
Elkraft并网规则还对长期和短期闪变及谐波畸变制订了特殊要求。
（三）有载调压变压器
有载调压变压器，也称作带负荷调压变压器，可用于维持预先确定的电压水平。
德国E．ON的并网规则建议风电场配备有载调压变压器来改变变压器绕组匝数比，以控制电网接人点电压。
苏格兰Scottish指导规则规定装机容量10万kW及以上的风电场应装备无载调压变压器，以提供电网调度所需的无功功率输出。
装机容量在0.5万kW到10万kW的风电场可以用这种变压器或其他方法控制无功功率交换。
爱尔兰ESBGN要求接入点的每台变压器应具有载调压功能。
触头变化步长不应使高压侧的电压变化率超过如下范围：
对于110kV系统，不超过2.5%；
对于220kV和400kV系统，不超过1.6%。
四、低电压穿越和保护规定
当风电穿透功率很小时，为了保护风电机组，故障时允许直接切除风电场同电网的联接。
然而，对于大规模风电场，如果故障发生时立即切除风电场，会给已经不平衡的电网带来额外的扰动。
大扰动之后可能发生几条输电线路跳闸的现象，部分网络可能成为孤网。
在这种情况下，按照规则，只要不超过电压和频率的限制范围，风电场不能从电网中脱离。
因此，并网导则对风电场穿越故障的能力提出了一些要求。
合并网导则对低电压穿越能力要求如表3-1所示。
表3-1还同时给出了在一定电压下，各并网导则要求风电机组能够正常运行的时间。
公司
并网导则（低电压穿越能力）
电压／额定电压
时间
Eltra
25%
100ms
（丹麦）
75%
9s
ESBNG
15%
625ms
（爱尔兰）
90%
3s
0%～15%（132kV）
140ms
Scotland
0%～15%（275kV）
（英国）
500ms
E.ON
0%
150ms
（德国）
80%
3—5s
FERC
O%
180ms
（美国）
表3-1各并网导则对低电压穿越能力的要求
此外，丹麦Eltra规定，在孤岛条件下风电场要参与二次调频。
故障期间和故障之后的大短路电流、低压或过电压会损坏风电机组和相关附属设备。
风电场的继电保护系统应该追求两个目标：
一是符合电网正常运行的要求，在故障期间和故障之后支持电网；
二是确保风电机组不受电网故障的损害。
各并网导则对过压和欠压保护的要求如图3-7所示。
风电场低频、高频、过压和欠压等保护在一些并网规则中并没有单独规定，但显然风电场保护系统应符合前面讨论的要求。
Elkraft并网规则还对故障容忍程度有特别要求：
Eltra要求，当线路或变压器发生单一三相故障且没有重合闸、当线路（变压器）发生单一两相故障而重合闸失败时，风电场应当保持与系统的连接。
Eltra&
Elkraft要求，当电网发生三相故障、相隔300～500ms连续发生的持续100ms的两相故障或两相接地故障时，风电场保持与系统的连接至少持续100ms。
风电机组应当能够承受2min内至少两个两相或三相短路故障，至少6个间隔为5min的两相或三相短路故障。
图3-7各并网导则对过压和欠压保护的要求
五、风电场建模与校验规定
故障期间风电场和电力系统之间的相互作用通常用仿真手段来验证。
为了使仿真可行，风电场业主须向系统运营商提供必要的仿真模型。
为了验证风电场模型与风电场对电力系统故障的反应，还应提供相关的设备参数。
苏格兰Scottish指导规则和丹麦Eltra并网规则规定，风电场模型应充分记录在案，并与相应风电机组原型的试验保持一致。
如果风电场由不同的风电机组组成，丹麦Eltra另外要求提供每种风电机组的模型。
苏格兰Scottish和丹麦Eltra要求安装故障录波装置。
丹麦Eltra要求记录的采样量有电压、有功功率、无功功率、风电场并网点的频率和电流、同一风电场内不同类型风电机组的电压、有功功率、无功功率和风电机组转速。
苏格兰Scottish要求记录的采样量有三相电流、三相电压和风速。
瑞典SVK要求风电场提供技术数据的详细文件。
由于爱尔兰ESBNG将风电场作为常规电厂处理，建模问题还没有特别提到。
丹麦El
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