风电场接入电网分析的理论和方法

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戴慧珠

中国电力科学研究院新能源研究所风电场接入电网分析的理论和方法主要内容

一.风电并网的理论和分析方法二.中国风电并网的发展状况三.风电并网面临的问题四.中国风电并网的技术对策五.其它1、风电项目的开发2、低电压穿越能力——吉林地区风电机组脱网

3、故障穿越能力——酒泉地区风电机组脱网一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法1

风电并网系统风力发电并网是风力发电机组组成的风力发电场将电能输入电网，由电网再分配给负荷。风力发电场则简称为风电场。1.1风电并网系统组成由风电机群组成的风电场A、升压变电站B和输电线路L组成的并网型风力发电系统，是将风电电力通过PCC节点送入电力网络，再供给用户，见图１。PCC节点是风电场与电网的连接点，又称公共连接点。通常在升压变电站出口第一个电杆位置，有时也可设置在线路的末端。一.风电并网的理论和分析方法风电相当于“负”的负荷，具有间歇性和随机性。风电在电网中的使用受到一定的限制。大型风电场并网，增加了电网运行调度的难度。风电场与常规发电厂在运行中的区别见表1。一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法表１风电场与常规发电厂运行特性的比较运行状态风电场常规发电厂投退情况除检修外常年与电网连接。可控，投、退按预定计划执行。功率是否可调根据风速、风向等自动调节功率大小。功率大小由自动发电控制系统（AGC）调控。发电机形式及单机容量和无功需求异步发电机、双馈发电机或同步发电机，单机容量为0.75～6.5MW，异步发电机要从电网吸收无功功率。同步发电机，单机容量为300～1000MW，除提供有功外，也向电网提供无功功率。电网故障时电网故障时，发电机低电压保护启动，达到起动电压值时，风力发电机组从电网切除。电网故障时，电压下降，发电机强行励磁系统启动，增加励磁，支持电网电压。电网故障切除后人工干预，恢复送电。自动进行励磁调正，迅速进入正常运行状态。年等效负荷运行小时一般1600～2700小时。4500～6000小时，水电、火电和核电略有不同。污染物排放零排放。煤电有污染物排放问题，核电有核废料处理问题。1.2风电场与电网大多数风电场通过几十公里的110kV及以下电压等级的线路并入电网，规划容量较大的风电场或风电场群（200MW以上），可用220kV线路并网或在汇集站汇集后经220kV线路并网。目前风电场风电满负荷年平均运行小时一般在1600～2700小时之间。因此，风电电力通常不参与电力系统的电力平衡，即在进行电源规划时，从供电可靠性的角度出发，增加风电装机容量时不会减少常规电源的装机容量，但可按年平均小时数参与电量平衡。因此，在构建风力发电外送输电网络的同时，还必须根据风电项目的规模、发电设备特性和地区电网的情况，进行该地区电网消纳风电能力和配套电网建设方案的研究、规划和设计工作。一.风电并网的理论和分析方法从宏观上看，我国风能资源比较丰富的地区，大多在华北、东北、西北和东南沿海地区。我国风电场的类型可分为小型、中型和大型,见表2。一.风电并网的理论和分析方法表2风电场类型风能资源电网场地说明小型较好较好较小可建几兆瓦容量的风电场，接入35～66kV及以下电压等级的电网。中型较好较好合适可建几十兆瓦容量以下的风电场，接入110kV及以下电压等级的电网。大型丰富较弱开阔可建100～600MW或更大容量的风电场，接入110kV、220kV及以上电压等级的电网。一.风电并网的理论和分析方法表3我国电网电压等级电压等级电压值/kV作用特高压电压级交流1000，直流±800构建全国电网骨干网架，承担远距离超大型电厂接入系统（＞2000MW）。超高压电压级交流750、500、330，直流±500构建大区及中心城区电网，承担大型电厂接入系统（1000～2000MW）。高压电压级交流220、110、66、36构建城乡贴近用户的输电网,承担中、小型电厂接入系统。中压电压级交流10构建小区贴近用户的配电网。低压电压级交流380×10-3/220×10-3入户的供电网。1.3风电并网前期工作电能产出－输送－消费三个环节是在同一时刻完成的，电能产出由发电厂完成，电能输送由输电网和配电网完成，电能消费是由用户采用各种用电设备将电能转换成其它能量形式后应用。电能产出－输送－消费三个环节也可用电厂－电网－负荷来对应。三者必须协调平衡发展。如果出现不平衡，过剩或短缺，必须在短时间（几毫秒到几秒内）采取措施，切除部分电源或切除部分负荷，达到新的平衡。否则，就会造成电网局部地区停电，严重时使电网崩溃，出现大面积停电事故。因此，在大型风电场并入电网前，要进行前期工作。前期工作是协调风电场和电网关系的最好方法。风电场并入电网前期工作内容主要有输电系统规划设计和接入系统设计。一.风电并网的理论和分析方法1.3.1输电系统规划设计输电系统规划设计，由电网公司和发电公司（含授权的筹建机构）协商一致后，共同委托有关单位开展，并提出输电规划设计报告。上述工作的管理和报告的评审，由电网公司按分类管理的办法进行，即国家电网公司（500万kW及以上的电厂项目）、区域电网公司（200～500万kW的电厂项目）或省电力公司（200万kW以下的电厂项目）。核准后，电厂输电规划方案应纳入电网总体规划中。并用来指导电厂接入系统的设计工作。一.风电并网的理论和分析方法1.3.2接入系统设计接入系统设计，由发电公司根据电厂分类情况由国家电网公司、区域电网公司或省电网公司委托有资质的设计单位开展，并提出系统设计报告。电厂接入系统的设计内容，包括电厂接入系统的一次部分和电厂接入系统的二次部分。上述工作的管理和报告的审查，由国家电网公司按分类管理的办法进行，即国家电网公司（接入750kV或特高压电网的电厂项目）、区域电网公司（接入330～500kV电网的电厂项目）或省电网公司（接入220kV电网的电厂项目）。电厂接入系统设计审查后，审定意见由电网公司审定并主送发电公司。一.风电并网的理论和分析方法审定意见内容如下：(1)一次部分：风电场在系统中的作用和地位；发电量的消纳方向；风电场布局对电网结构的影响；风电场接入系统的电压等级、出线方向、回路数；从电网安全稳定需要出发，对风电场的主接线及设备参数提出要求等。(2)二次部分：继电保护；安全稳定控制；调度自动化；电力市场支持系统；电能计费；通信系统及风电场与电网密切相关的二次系统。与上述系统配套的风电场端的设备配置意见。一.风电并网的理论和分析方法2风电与电网相互影响风电场向电网输送电能时必须保证一定的电能质量，通常电能质量由频率、电压、谐波、闪变和三相不平衡度组成。2.1风电对电网频率和有功功率的影响风电场发出的功率是随着风速，随机切入或退出电网的。假设在某时刻，电网中的部分负荷由切入风电（△Pw）供电，常规电源总发电有功功率PG，则等量地减少至PG0，见图2a。若此时，无风，风电电力下降到零，则由常规电源的旋转备用（△PG）供电，见图2b。△PG是在常规发电机调速系统的作用下调出的，这一过程伴随电网的频率调整。为保证不间断地给用户供电，电网为风电准备的△PG必需是旋转备用，由发电机的一次调频功能实现。一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法图2风电切入退出电网时发电与负荷功率平衡图一.风电并网的理论和分析方法风电切入、退出前后电网的稳态频率，可用下式计算：式中：PG0、PL0分别为与额定频率ƒ0对应的发电有功功率和负荷有功功率；PG、PL分别为与频率ƒ对应的发电有功功率和负荷有功功率；PGN为所有常规发电机组额定有功之和，(PGN-PG0)为电网的旋转备用容量；Kp为电网频率静态特性系数，需要由ρ、KG、KL等系数计算求出；KG为常规发电机频率静态特性系数，与各发电机的调速特性有关；KL为负荷频率静态特性系数，与所带负荷类型有关，在1～3之间；ρ为电网的旋转备用系数。一.风电并网的理论和分析方法例如：某电网旋转备用系数ρ=1.05；常规发电机组频率静态特性系数KG=10.4；负荷的频率静态特性系数KL=1.5，风电所带负荷功率为总有功负荷的4%（即△P%），计算无风时，风电退出引起的频率变化，即一.风电并网的理论和分析方法由计算结果可知，风电退出后，电网频率下降了0.322%，由50Hz/秒下降到49.839Hz/秒。在频率变化的同时，风电切入或退出还将引起电网中线路功率的振荡，这与风电切入功率的大小、切入的速度、切入点的位置及所连设备的惯性常数有关。如果风电切入点附近有相当于风电功率的负荷，这部分负荷就近吸收了风电电力，引起的功率振荡就较小，如果风电切入点附近没有多少负荷，风电将根据潮流分配原理送到电网的其他地方，风电电力能否畅通送出，输电线路是否过载，是否会引起线路的功率振荡，则要借助于电网潮流、暂态计算程序等进行仿真分析计算。一.风电并网的理论和分析方法2.2风电对电网电压和无功功率的影响风电的间歇性和随机性，不仅表现在对频率和有功的影响，还表现在对电压和无功的影响。无功和电压变化的原因，是在有功变化的同时，线路和变压器的无功损耗大幅度变化。线路的电压降也随之变化，并影响电网母线的电压水平，产生电压偏差。在一定的条件下，有功功率可以长距离传输，但无功功率则应采取就地平衡的办法(如图3所示)，因为无功功率长距离输送的损耗很大，受端所剩无功很少。受端电压偏差也可能超过规程允许的范围。影响电压水平的元件因素见图3。一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法图中，并联电容器组、发电机无功功率、调相机无功功率、静止无功补偿装置和线路充电无功功率、称为无功电源，它是使电网电压升高的无功。并联电抗器、异步发电机(多为风电机组)、异步电动机、含电感性负荷无功功率、线路电抗损耗和变压器电抗损耗等，称无功负荷，它是使电网电压下降的无功。就一条母线，一个区域块，或一个电压层而言，无功电源与无功负荷应保持动态平衡，电压才能维持在正常的水平上。若总无功负荷大于总无功电源，电压将低于正常值，若总无功负荷小于总无功电源，电压将高于正常值。电网的运行方式在不断变化，风电切入或退出不仅时间是随机的，电力的大小也是随机的。因此，补偿方案不仅涉及容量的最大值和最小值，还涉及投入或退出容量以及投入或退出规律和策略。特别是风电装机容量很大情况下，要满足不同运行方式时各母线电压偏差在规程规定的范围，是多个约束条件下的多目标问题。一.风电并网的理论和分析方法从图中可以看出，风电场出力从0～200MW变化时，风电场周围的四条母线电压首先因为输电线路充电功率导致母线电压略有提升，然后因为无功损耗增大而导致电压下跌。总的来讲，这个算例电网比较强，母线电压变化不大。在有的情况下，风电场需要补偿一定的电容器组才能保持母线电压在合理范围内。一.风电并网的理论和分析方法图4风电场出力变化对邻近母线电压的影响图4给出某电网当一个200MW风电场出力增加时，风电场周围母线电压的变化。2.3风电对电网谐波、闪变和电压波动的影响谐波是电网电能质量的重要指标之一。一个理想的电网是以单一恒定频率（50Hz）与额定幅值的稳定电压供电的。近年来，随着在电网中大功率变流设备和调压装置的使用、高压直流输电的应用、大量非线性负荷的出现以及供电系统本身存在的非线性元件，使电网中的电压波形畸变越来越严重，对电网造成了很大的危害。谐波使供电系统中的元件损耗增大，用电设备的使用寿命降低，干扰通讯系统的正常运行。严重时甚至还能使设备损坏，自动控制失灵，继电保护误动作，因而造成停电事故等及其它问题。一.风电并网的理论和分析方法不论何种类型的风力发电机组，发电机本身产生的谐波是可以忽略的，谐波电流的主要来源是发电机组中的电力电子元件。对于恒速风力发电机组来说，在持续运行过程中没有电力电子元件的参与，因而也没有谐波电流的产生。当风力发电机组进行投入操作时，软并网装置处于工作状态，将产生部分谐波电流，但由于投入过程持续时间很短，这时的谐波电流注入实际上是可以忽略的。需要考虑谐波干扰的是变速恒频风力发电机组，在运行过程中机组的变流器始终处于工作状态，谐波电流的大小与机组的输出功率相关，也就是与风速大小相关。风力发电机组可以看作谐波源，其自身特性会影响可能产生的谐波分量，此外，电网的强弱也是影响谐波成分的因素。相同的谐波源，接入较弱电网时的谐波问题比接入较强的电网更严重。适于建设大型风电场的地区一般风能资源较好，但电网较弱，因此大型风电场的并网运行就有可能对其所接入系统的电能质量造成影响。一.风电并网的理论和分析方法风电场对电网电能质量的影响程度，与风力发电机组的类型、控制方式、风电场布置、所接入系统的短路容量以及线路参数等许多因素有关。如果已知上述参数，可以进行仿真分析，计算出由风力发电机组并网所产生的谐波分量，并用标准要求的限制值衡量是否超标，如果不满足要求，则应采取相应的措施。电压波动和闪变，简称闪变。电压波动是指电压均方根值的脉动或连续的变化。电压变动是指电压变动特性d(t)在时间轴上相邻两个电压极值之差，电压变动的频度ｒ是单位时间内电压变动的次数。产生闪变的原因是由波动负荷（风电可看作负的波动负荷）引起的，风力发电机组并网运行引起的电压波动，源于其输出功率是脉动的，主要取决于风的湍流强度，风剪切，塔影效应和偏航等因素。…一.风电并网的理论和分析方法….对于三叶片风力发电机组而言，其周期性功率波动的频率为三倍的风力发电机叶片旋转频率，也就是常说的3p频率。3p频率范围通常为1～2Hz，该频率下的功率脉动占总的平均功率的比例较小。当多台风力发电机组同时运行时，将对输出功率的脉动产生平滑作用，脉动幅度有所降低，但是多台风力发电机组同时运行时将向电网输入更多的风电功率，由此引起的电压波动幅值会加大。变速恒频型风力发电机组引起的这种周期性的电压波动幅值要小得多，这得益于变速恒频风力发电机组的控制效果。由风力发电机组并网运行产生的1～2Hz的周期性电压波动，正好位于人眼对灯光照度变动最敏感的频率范围，由此可能引起闪变问题。恒速风力发电机组引起的闪变问题相对较为严重，变速风力发电机组引起的闪变强度只相当于恒速风力发电机组的四分之一。一.风电并网的理论和分析方法2.4电网故障对风电的影响电网故障时，风电场与常规电源的行为是不同的。风力发电机组在电网发生短路故障时，机端电压下降，当下降值达到低电压保护动作定值时，风电场就会从电网中退出。对于小容量的风电场，不会对电网产生大的影响，但随着风电场容量不断增大，风电场的退出，可能导致电网有功的不平衡，造成部分负荷停电。常规发电机组在电网发生短路故障时，机端电压也会下降，但由于强行励磁装置动作，加大励磁电流，提高内电势，机组不仅不会退出，还能对电网的电压稳定起到支持作用。电网中的短路故障有永久性故障和暂时性故障两种，均能启动风力发电机组的低电压保护。当出现永久性故障时，如果电网的保护配合正确，故障元件可在很短的时间内切出，电网迅速恢复正常。一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法图5某电网公司对LVRT功能要求的具体参数图如果是暂时性故障（例如由雷电产生的瞬时性故障，暂态稳定摇摆过程振荡中心邻近母线电压的暂时下降等）。这是电网既不希望电源退出运行，也不希望损失负荷。如果风力发电机组能在电网故障电压暂时降低时，坚持短暂时间不跳闸，电网就能恢复正常；风电可避免电量损失，同时电网也避免损失负荷，这种能力称为风力发电机组的低电压穿越（简称LVRT）。图5是对于并网型风力发电机组低电压穿越功能的要求。图5中粗线以上区域，是风力发电机组应该运行的区域。粗线以下区域，允许风力发电机组保护动作，使机组退出运行。如图所示，当电压降低至15%时，要求风力发电机组在线运行625ms；当电压降低至45%时，要求风力发电机组继续运行1000ms；当电压降低至70%时，继续运行2000ms；当电压不低于90%时，则要求风力发电机组能够持续运行。如果电网故障发生在不同的地点，则风力发电机组的机端电压不尽相同，但是，只要故障切除时间在低电压带的上部，则在故障过程中，风力发电机组就能运行，继续给电网输送功率，风力发电机组不损失电量，电网不损失负荷，并对电压起支持作用。一.风电并网的理论和分析方法3风电并网分析计算风电并网与常规电源并网，在计算分析方面的工作有如下不同。其一，常规电源是将发电、输电捆绑在一起建设的。大型火电或水电基地建设中，发电厂和输电线路是协调进行的。风电场由于容量相对较小，通常是接在离电网最近的末端变电站上，利用电网现有的传输容量，输送风电电力。其二，常规电源的发电机均为同步发电机，单机容量达数百兆瓦。风力发电机以异步发电机或双馈发电机为主，单机容量仅为1～2MW，一般在发出有功的同时，要从电网吸收无功功率。其三，风电电力是间歇的、随机的，因此，风电电力一般不参与电力平衡。一.风电并网的理论和分析方法3.1并网线路电压等级并网线路的电压等级取决于风电场规模大小。几兆瓦～几十兆瓦容量的风电场可选35～110kV级线路并网，百兆瓦～几百兆瓦容量的风电场，可选220kV级及以上的线路并网。风电场的年满出力发电小时数一般在1600～2700h左右，远小于煤电平均5000h左右的指标。因此，风电场并网线路，在采用架空铜芯铝导线时，经济电流密度按表4拟取1.65A/mm2，输送容量见表5。如果按长期容许电流计算，输送容量见表6。一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法线路类别架空线路电缆线路导线材料铝铜铝铜年最大负荷利用小时/h3000以下1.6531.922.53000～50001.152.251.732.255000以上0.91.751.542表4导线和电缆经济电流密度单位：A/mm2一.风电并网的理论和分析方法导线型号经济电流/A输送容量/MW①35kV66kV110kV220kVLGJ-120198.0011.40---LGJ-150247.5014.2526.8844.80-LGJ-185305.2517.5833.1555.25110.50LGJ-240396.0022.8143.0071.67143.35LGJ-300495.00-53.7689.59179.18LGJ-400660.00---238.91表5按经济电流密度1.65A/mm2计算的输送容量，其中。①输送容量一.风电并网的理论和分析方法导线型号经济电流/A输送容量/MW①35kV66kV110kV220kVLGJ-120198.0011.40---LGJ-150导线型号长期容许电流/A输送容量/MW①35kV66kV110kV220kVLGJ-12038021.8841.2768.78137.56LGJ-15044525.6348.3380.54161.08LGJ-185LGJ-18551529.6655.9393.21186.42LGJ-240LGJ-24061035.1366.24110.41220.81LGJ-300LGJ-30071040.8977.10128.51257.01LGJ-400LGJ-40084548.6691.76152.94305.88表6按长期容许电流计算的输送容量，其中。①输送容量3.2风电备用容量电网可以提供给风电的备用容量是决定风电装机容量的重要条件。电网正常的电力平衡，基本上是由常规电源承担的。风电切入发电时，将常规电源的出力下调、风电退出时，将常规电源的出力增加。电网中常规电源适应风电变化的调节能力，称为风电所需旋转备用容量。这种发电容量可在几分或数十分钟升上来或降下去。分析各种运行方式下，常规电源的备用容量安排，是风电并网容量的限制条件之一。通常要分析的运行方式如下：一.风电并网的理论和分析方法(1)典型高峰负荷情况下，风电电力切入电网的有功出力为风电装机容量的25%、50%、75%、100%时，电网电源如何调度。(2)典型高峰负荷情况下，风电电力切出电网的有功出力为风电装机容量的25%、50%、75%、100%时，电网电源如何调度的。；(3)典型低谷负荷情况下，风电电力切入电网的有功出力为风电装机容量的25%、50%、75%、100%时，电网电源如何调度的。(4)典型低谷负荷情况下，风电电力切出电网的有功出力为风电装机容量的25%、50%、75%、100%时，电网电源如何调度的。一.风电并网的理论和分析方法在上述4种计算分析时，都要求可调度的煤电电源应在不停机的情况下完成，原因是煤电的起动或停运，不仅需要较长的时间，而且需要大量的费用，不能适应风电切入、退出时相对快速的变化。以上4种情况中，以在低谷负荷时，并网风电电力的切入情况最为严重，此时，电网负荷需求最小，各种可调电源，处在最小技术出力下运行。一.风电并网的理论和分析方法3.3潮流及无功补偿计算潮流及无功补偿计算是电网设计及运行中最基本的计算。潮流计算是在各规划年断面上，已知电源出力，负荷功率及电网结构的前提下，计算电网各母线或节点的电压水平，线路及变压器上的功率分布，电网各种元件的功率损耗等。用于校验母线电压是否合格，线路变压器是否过载，元件上的损耗是否合理等。无功补偿计算是在潮流计算的基础上，着重分析电压与无功的关系，计算风电随机或间歇切入、切出电网时，风电场及邻近母线电压的变化；以检验母线电压偏差是否超标。如果出现

超标，则应补偿电容器，如果出现

超标，则应补偿电抗器。由于电网运行方式是变化的，有高峰、腰荷和低谷；不同规划年的网络结构（包括线路、风电装机容量和风力发电机组型式等）也是变化的，多个变量的排列组合，计算方式会成倍增加，可能达几十或数百个潮流计算，只有经过大量的计算工作，才能得出正确的补偿方案。一.风电并网的理论和分析方法潮流计算的数学模型，是求解一组非线性方程组，式5可表示为一.风电并网的理论和分析方法式6称为以节点导纳矩阵表示的网络方程。式中：

为由电网结构及元件参数形成的导纳矩阵；

为节点电压；

为节点注入电流。

对于节点i的注入电流

，可表示为一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法风电场可用一台或多台等值发电机表示，接入电网中的某个节点，根据风力发电机组的类型和P-Q关系曲线，计算注入电流值，并参与迭代过程，直至收敛。随着电网规模的扩大，设备和元件数目的增加，现代电网潮流计算的规模，往往能达到几千个节点。求解潮流问题，一般都采用大型电力系统分析计算软件来完成。风电场并网的潮流计算，可选用具有风力发电机组模型的电力系统分析软件，并将风电场的风力发电机组及邻近的电网进行详细的模拟，其他部分可原型保留，也可用等值网络处理。对一个大型风电场群并网问题进行分析时，一般要考虑如下的计算工况：3个规划水平年（即3种电源及网络结构）；2种风力发电机组机型；4种典型运行方式。如果风力发电机组的出力按装机容量的25%、50%、75%、100%四种情况来考虑，则计算工况有96种。如果选择不同的补偿方案，则计算量还会成倍增加。一.风电并网的理论和分析方法3.4短路电流计算短路是电网中的一种故障形态，是处在运行中的线路或带电设备相与相或相与地之间发生非正常的连接，电网中的基本短路故障可归纳为4种形态，如图6所示。一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法图6电网中4种基本的短路故障形态图6中(a)又称为对称短路，(b)、(c)、(d)又称为非对称短路，对称短路计算只与正序网络有关，非对称短路除了正序网络参数之外，还需要计算负序网络和零序网络参数。短路故障发生时，回路中将流过短路电流，该电流比正常负荷电流大得多。如果不采取有效措施，可能对电网产生严重危害。目前并网型风力发电机组多采用异步发电机或双馈发电机(如图7所示)，它们在电网短路过程中的影响是不可忽略的。一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法图7双馈型感应风力发电机组结构一.风电并网的理论和分析方法图8短路电流波形图一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法短路电流计算一般都用大型计算程序。计算程序中，有电磁暂态程序，可计算出短路电流瞬时值描述的波形图，如图8所示，图中包含了短路电流的多种成分。但常用的短路电流计算程序，为机电暂态程序或纯短路电流计算程序，这类程序计算短路电流有效值。计算时，先求出012故障点电流和电压，然后再合成ABC三相电流和电压，并求出相应的短路容量。在设有n个节点的电网中，有m台发电机组接入（风电作为相应旋转电机处理），短路电流计算的数学模型，可表示为n×n阶线性方程组，有m个注入电流源。经简化至故障点后，电压关系表示为式12～14，4种基本故障的边界条件方程为式15～18，由012电流合成ABC电流用式19～21，式中转换系数

和

用式22、23表示。将上述各式汇总列表7。一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法3.5暂态稳定计算暂态稳定计算，是分析电网在受到大干扰后，保持稳定运行的能力。在常规电源设计和运行稳定性研究中，暂态稳定是最重要的计算。DL755-2001《电力系统安全稳定导则》对保持电网的稳定问题提出了严格的要求，并提出了保证暂态稳定的三级防线：第一级：保持电网稳定运行和对负荷的正常供电。第二级：保持电网稳定运行，但允许损失部分负荷。第三级：可能失去稳定，但要求尽可能缩小对电网的影响。一.风电并网的理论和分析方法第一级指电网中概率较高的、又较轻的故障，如单相瞬时性接地。电网遭受这类故障时，电网应能承受并保证负荷的供电不中断。第三级指电网出现特别严重的故障，如大面积多处雷击及严重自然灾害。这类故障出现后，电网应有应对机制，缩小对电网的影响。其他情况属第二级，这类故障电网应能保持稳定，但允许损失部分负荷。风电并网的暂态稳定计算，要分析三方面的内容：第一，风电场投入后，电网承受大扰动的能力是增加，还是降低；第二，风电切入或退出时，电网频率或功率是否有变化，稳态值或暂态值是否有超标；第三，电网故障时，风力发电机组因低电压保护动作，退出运行时对电网的影响，风力发电机组是否需要具有低电压穿越（LVRT）功能。一.风电并网的理论和分析方法暂态稳定计算的数学模型，是联立求解一组微分方程和代数方程，见式24和式25。一.风电并网的理论和分析方法无扰动时，上述各量，在时间轴上是以初值为起点的一条直线。当电网出现扰动后，例如，风电场因电压过低全部切除，对电网就是一个扰动，电网是否能承受这一扰动，回到新的稳定状态，需要通过暂态稳定计算，才能给出结论。风力发电机组并网的三项计算内容，均可用暂态稳定计算程序来完成。首先需要建立风力发电机组的暂态模型。除需要P-Q关系曲线外，还应建立风力发电机组控制系统的模型。第一项内容的计算时间一般为5～30s。网络扰动方式通常选择风电场邻近的重载线路，送端发生三相短路故障或网络枢纽变电站发生严重故障情况下，比较风电场满发和停运时，电网中其他同步电机的振荡情况。第二项内容的计算时间，如果以原型仿真风电功率的变化过程，则需要几十分钟。也可用近似模拟风电功率曲线的变化过程，将风电功率的变化量作为干扰量注入电网，进行计算。第三项内容计算时，要求分析风电场群在故障期间低电压达到启动值后退出电网时，是否会扩大电网事故，失去更多的负荷，甚至造成大面积停电。一.风电并网的理论和分析方法以上各项计算，在风电容量占电网总容量份额较小时，一般不会有明显的影响。若风力发电机组采用异步发电机，则不存在与同步发电机产生同步角失稳问题。这时，风力发电机组并网的暂态稳定计算，是检查风力发电机组投运后，在故障过程中，对电网其他同步发电机之间的振荡有何影响，以及风电机组对电网局部地区电压稳定性的影响。暂态稳定计算需要用潮流计算的有关稳态参数之外，还需要用反映暂态过程的其他相关参数。例如，风电设备的惯性常数，自动电压调整器、自动频率调整器的传递函数框图及具体参数，继电保护在暂态过程中的动作情况等。风电并网后，对电网承受大干扰的能力是加强还是削弱的问题，不能一概而论。计算结果表明，有可能加强，也有可能削弱；这与风电输电方向，电网故障地点，电网运行方式等诸多因数有关。一.风电并网的理论和分析方法3.6谐波与闪变计算3.6.1谐波计算谐波是电能质量的指标之一，在理想情况下，电网提供给用户的电能应具有50Hz正弦波形的供电电压。但在实际电网中，电压波形会发生畸变，出现高次谐波。高次谐波是由各种非线性负荷引起的。它们向电网注入谐波电流，对电网而言，使电压产生畸变。并对运行中的设备造成危害，使供电系统中的元件损耗增大、降低用电设备的使用寿命、干扰通讯系统等，严重时甚至还能使设备损坏，自动控制失灵，继电保护误动作，特别是造成并联电容器过热、过电压，缩短电容器的使用寿命。由于变速恒频型风力发电机组包含变流器，在运行过程中变流器始终处于工作状态，对电网而言，这是一个谐波源。谐波电流的大小，与机组输出功率大小相关，即与风速大小相关。一.风电并网的理论和分析方法风力发电机组产生的谐波，一是与机组特性有关，二是与电网特性有关。相同的风力发电机组，作用在大容量电网的谐波危害程度要小，作用在小容量电网上的谐波危害程度要大。因此，计算时，要有风力发电机组的谐波参数和电网的谐波阻抗参数

。风力发电机组的谐波参数如表8、表。电网的谐波阻抗可由谐波计算程序自动根据基波阻抗换算形成。一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法图10多台风力发电机组注入电网谐波示意图将风力发电机组的谐波参数和电网谐波阻抗参数输入谐波计算程序，可得到风电停运和投运时的谐波值，并求出由风力发电机组引起的谐波畸变率。3.6.2闪变计算电光源的电压波动造成灯光照度不稳定的人眼视感反应称为闪变。闪变反应了电压波动引起的灯光闪烁对人视感产生的影响。闪变是电压波动引起的一种有害结果。风力发电引起电压波动和闪变的根本原因是并网风电机组输出功率的波动。受塔影效应、偏航误差和风剪切等因素的影响，风轮在旋转过程中的转矩不稳定，从而使风电机组的输出功率发生波动，且这些波动随风湍流强度的增加而增加。典型的切换操作包括风电机组启动、发电机组的停止和发电机组的切换。在机组切换操作过程中，切换操作会引起功率波动，从而引起风电机组端点和其它节点的电压波动和闪变。一.风电并网的理论和分析方法影响电压波动和闪变的其它因素如下：①风速。闪变值随风速增加而增大，当风速达到额定值时闪变值开始下降。②湍流强度。湍流强度越大，闪变值越大。③并网点短路容量。短路容量越大，闪变值越小。④网络阻抗角。在闪变值随阻抗角的变化曲线中，阻抗角在60

~70

时存在一个拐点。在拐点之前，阻抗角度越大，闪变值越小；在拐点之后，阻抗角度越大，闪变值越大。国标GB12326-2000是对GB12326-1990年版的全面修订。原标准以电压波动为主，现标准改为以闪变值为主，以便和国际标准相对应。一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法关于闪变几个主要参数参见表11：闪变有专用的计算程序，也可在一般电力系统分析程序中扩充。闪变计算步骤如下：（1）收集制造商提供的风力发电机组有关的闪变参数；（2）计算接入电网的网络阻抗参数（阻抗模及相角）和短路容量；（3）计算风力发电机组在电网实际短路容量下的闪变值；（4）根据闪变的传递原理，计算风力发电机组对邻近负荷点的影响。关于电压波动和闪变的限值、闪变的叠加和传递、闪变的评估等，可参见GB12326-2000标准。一.风电并网的理论和分析方法4风电并网技术规定风电随机性和间歇性的特点，给电网的正常运行带来一定的影响。因此，对风电并网提出了一系列技术要求，旨在协调电网与风电的相互关系，促进风电的快速发展和技术进步。一.风电并网的理论和分析方法4.1频率表12给出了频率偏离时对风电场运行的要求，由表可知，如果频率处在规程容许的范围内（49.5～50.2Hz），风电场和电网都处在正常运行状态，要求风力发电机组连续运行。如果频率有少许向下超标，在49～49.5Hz，表明电网略缺有功，此时，要求风电至少能运行10min，不要急于退出，能给电网以支持。如果频率有少许向上超标，在50.2～51Hz，表明电网有功略有过剩，此时，要求风电不再有其它机组启动投入。如果频率低于49Hz或高于51Hz，表明电网处在很不正常状态。如果低于49Hz，表明电网有较大的有功缺额，电网不要求风电退出，风电是否退出由风力发电机组自身的最低运行频率来决定；如果高于51Hz，表明电网有功过剩，电网要求风电退出，或由电网调度部门限制风电出力运行。一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法频率范围要求低于49Hz根据风电场中风力发电机组允许运行的最低频率而定。49～49.5Hz每次频率低于49.5Hz时要求至少能运行10min。49.5～50.2Hz连续运行。50.2～51Hz每次频率高于50.2Hz时要求至少能运行2min，并且当频率高于50.2Hz时，没有其他的风力发电机组启动。高于51Hz风电场机组逐步退出运行或根据电网调度部门的指令限功率运行。表12频率偏离时对风电场运行的要求4.2电压风电场并网点及周边节点的电压由风电场的无功补偿及控制方式来决定，同时与电网结构和无功流向有关。对风电场的电压要求，体现在风电场应配有一定的无功补偿容量和无功调节手段。当并网点电压在额定电压的90%～110%范围内，风电场应能正常运行。如果电压偏高或偏低，风电场可通过投切电容器组或电抗器组来调节局部无功功率的平衡，达到调节电压的目的；也可通过调节风电场升压变压器的分接头开关，来调节风电场到电网的无功流向，达到调节电压的目的。此时，升压变压器必须具备有载调压的功能。电压问题与无功问题是紧密相关的，无功功率平衡（稳态平衡与动态平衡）了，电压及电压偏差就可保证在容许值之内。一.风电并网的理论和分析方法4.3有功功率风电场的有功功率是由实时的风速和风向等因素决定的，国外有的技术规定对风电场的有功功率变化提出了要求，我国只对有功功率变化率提出了要求，即在风电场连续运行期间，控制有功功率的变化速度。这一要求是为了使风电与电网中常规电源的调节速度和负荷上升和下降的速度相匹配。如果风电电力变化过大、速度过快，有可能引起电网中的功率振荡。在（GB/Z19963-2005）《风电场接入系统技术规定》的推荐值见表13。一.风电并网的理论和分析方法风电场装机容量10min最大变化量1min最大变化量<3020630～150装机容量/1.5装机容量/5>15010030表13风电场最大功率变化率推荐值单位：MW在电网处在非正常运行状态时，有可能对风电有功出力进行限制。例如,在午夜，电网负荷很小，电网频率过高，常规电源的调频容量已降到最小，此时，只有两种选择，一种是让电网频率继续升高，频率偏差将超过正常值，电能质量将难以保证；另一种是限制风电出力，使电网频率恢复到正常值。这样，风电场虽损失了部分电量，但保证了全电网的电能质量。又例如,在电网发生故障时，为了防止风电输出线路过载，不得不降低风力发电机组的出力，否则，有可能引起线路过负荷跳闸，造成风电场大量甩负荷的更大损失。由上述例子可见，风电并网涉及许多运行中的技术问题，这些问题除有相关的法规、规程、标准之外，还要签订并网协议，将各种可能发生的情况都估计到，做到风电场和电网之间和谐运行。一.风电并网的理论和分析方法4.4无功功率风电场的无功补偿和控制方式，是保证电压质量的基础。补偿的总容量和每一步的调整容量多少，是否需要连续调节，选用何种补偿设备，补偿地点的选择等，都需要在并网仿真计算中确定，仿真时要正确模拟风力发电机组的P-Q特性。对于采用普通异步发电机的风力发电机组，如果没有任何无功补偿，机组本身功率因数一般为进相0.7～0.8之间，Q/P

为0.75～1.0，即每发100%的有功功率，要从电网吸收75%～100%的无功功率，结果将导致风电并网点的电压大幅下降。如不加任何无功补偿，则风力发电机组是无法在电网中运行的。因此，在风力发电机组的机端，通常并有若干个并联电容器组。根据风电机组出力的大小，自动投入或退出并联电容器组，可保证机端的功率因数在迟相0.95～0.98之间，即每发100%的有功功率，风力发电机组向电网送出20%～33%的无功功率。这部分无功功率，可供35kV升压变压器的无功损耗，见图11。这种类型一般是阶梯式的调节。一.风电并网的理论和分析方法对于采用双馈风力发电机组，风电机组功率因数可在进相0.95到迟相0.95之间变化，见图12。这里，所谓进相0.95到迟相0.95之间，有两种含义：一是指只能运行在该区间的某条直线上，如直线a、b或c；二是指可运行在进相0.95到迟相0.95之间所围面积（直线段EFGH所围面积）中的任何点上。后者较前者技术更为复杂、价格更昂贵。一.风电并网的理论和分析方法图11定速风力发电机组补偿电容器组一.风电并网的理论和分析方法图12双馈风力发电机组有功-无功特性一般风力发电机组的制造商供货时，选用线段b，即风力发电机组机端节点A处与电网交换无功功率恒定为零。这一特性要优于普通异步发电机特性，但不如运行在EFGH区间时灵活。无论哪种类型的风力发电机组，无功问题总是涉及接入点及附近电网的无功平衡特别是几百兆瓦的风电场，将通过220kV线路并网，220kV线路的充电功率会使风电场轻载时机端电压升高，重载时线路和变压器损耗会使局部电压降低。这时需要进行无功补偿，补偿总容量、每步调整容量、补偿的地点、调节速度、设备选型等应满足风电场并网后在不同运行方式下和风电场出力不同时的电压要求。一.风电并网的理论和分析方法4.5其他除上述对电压、频率、有功功率、无功功率四项重要参数提出要求外，在GB/Z19963-2005《风电场接入系统技术规定》标准中还对电压偏差、电压变动、闪变、谐波等各项提出具体技术要求。4.5.1电压偏差当风电场并网电压为110kV及其以下等级时，风电场并网点电压的正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%。当风电场的并网电压为220kV及其以上等级时，风电场并网点电压的允许偏差为额定电压的-3%～+7%。4.5.2电压变动风电场在公共连接点引起的电压变动应当满足GB12326标准的要求。其中公共连接点PCC由脉动负载（风电视为负的脉动负载）引起的电压变动限制值如表14所示。一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法电压变动频度①/h-1相邻两个极值电压之差%低、中压高压1431＜1032.510＜10021.5100＜10001.251表14电压变动限值 ①电压变动频度，即单位时间内电压变动的次数。一.风电并网的理论和分析方法表15各级电压等级下的电压闪变限值4.5.4谐波

当风电场采用带电力电子变流器的风力发电机组时，需要对风电场注入系统的谐波电流作出限制。国标GB/T14549-93中规定的公共连接点的全部用户向该点注入的谐波电流分量（方均根值）不应超过表16中规定的允许值。当公共连接点处的最小短路容量不同于基准短路容量时，表16中的谐波电流允许值的换算见下式：一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法标准电压（kV）基准短路容量(MVA)谐波次数及谐波电流允许值（A）23456789101112130.3810786239622644192116281324610043342134142411118.5167.11310100262013208.5156.46.85.19.34.37.93525015127.7125.18.83.84.13.15.62.64.76650016138.1135.49.34.14.33.35.92.75.0110750129.66.09.64.06.83.03.22.44.32.03.7标准电压（kV）基准短路容量(MVA)谐波次数及谐波电流允许值（A）1415161718192021222324250.381011129.7188.6167.88.97.1146.51261006.16.85.3104.79.04.34.93.97.43.66.8101003.74.13.26.02.85.42.62.92.34.52.14.1352502.22.51.93.61.73.21.51.81.42.71.32.5665002.32.62.03.81.83.41.61.91.52.81.42.61107501.71.91.92.81.32.51.21.41.12.11.01.9表16注入公共连接点的谐波电流允许值注：220kV基准短路容量取2000MVA。关于多台风力发电机组连接在公共连接点上谐波电流畸变总和的计算，IEC61400-21给出了计算方法，如下所述。IEC61400-21根据IEC61000-3-6给出的由于负荷引起的谐波电流畸变的总和的计算方法，给出了连接在公共连接点上的多台风力发电机组引起的谐波电流的计算公式34，此式与国际大电网会议36-05工作组研究报告中提出的几个谐波源谐波电流的合成计算公式相一致。一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法谐波的次数βh<51.05≤h≤101.4h>102.0表17

IEC61000-3-6给出的指数值4.5.5通信风电场与电网调度部门之间的通信方式和信息传输，应根据电网的要求，由双方协商确定。内容包括提供遥测和遥信信号的种类，提供信号的方式和实时性要求，正常运行方式下的有功、无功、电压、电流及断路器的位置和故障状态下的信息及传输等。4.5.6风电场测试风电场测试必须由具备相应资质的单位进行，并在测试前将测试方案报所接入电网管理部门备案。当风电场装机容量超过50MW时，需要提供测试报告。如果新增装机容量超过50MW，则需要重新提交测试报告。风电场应在并网运行后6个月内向电网调度部门提供有关风电场运行特性的测试报告。一.风电并网的理论和分析方法5风力发电短期预测风电场的输出功率具有随机性和间歇性，某些区域内1～2h内风电功率的波动可能达到几百兆瓦。随着区域内风电装机容量的增大，其输出功率的波动会更大。给地方电网调度带来了不少压力。另外，为了保证发电用电的平衡，系统需要留有较多的旋转备用电力，这将增加系统的运行成本，同时还会给系统的安全稳定运行带来隐患。因此，风电功率的预测对于调度安排和系统的发电计划、保证电力系统的安全稳定运行具有重要意义。一.风电并网的理论和分析方法5.1预测目的风电功率预测的目的，是将随机的风电功率特性变为可预知的，可按事先安排的功率进入电网，以减轻给电力调度部门带来的压力。电网中负荷的总功率，必须时刻与发电总功率相等，这样才能保持电网的运行频率在50Hz。以日运行方式为例，首先是进行负荷预测，根据预测的结果，然后安排电源出力，每日下午4时必须将次日24小时带负荷的电源出力安排完毕，并送中心调度所AGC(自动发电控制)系统，以指导系统运行方式。电网调度运行流程可用图13示意。一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法图13中的负荷曲线是以负荷的历史数据为基础，再考虑当前的气象因数和节假日因数，然后选用各种算法并编程求解。负荷的历史数据一般是指前18个月的负荷记录，按每15min记录一个点，每日记录96个点的数据。这些数据保存在相应的数据库中，并按时刷新。气象因数是指考虑气候对负荷的影响，如气温过高，空调负荷将增加。气温过低，取暖负荷将增加。气候干旱，农灌负荷将增加等。节假日因数是指周末等双休日、对负荷的影响。计算机求出的负荷预测值，仍要结合专家的分析来最后确定。日负荷预测曲线，大致可分为基荷、腰荷和峰荷。通常基荷由大型煤电来带；峰荷1和峰荷2又称早高峰和晚高峰，由启、停比较方便的水电机组、抽水蓄能机组或燃气轮机等来带；腰荷则进入电力市场，竞价售电。这样、每日的电力、电量都作好了预安排。当然，电网也留有一定的旋转备用容量，以便应对突发事件对电力的需求。一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法风电比例较小时，通过电网的一次调频足以达到新的平衡点，并能满足电能质量指标的要求；当风电比例较大时，一次调频有时会无法满足要求。以低谷负荷时风电切入为例，电网低谷时，系统已处在机组的最小出力状态，这类机组是保证电网中热负荷的最小开机，不能停机；风电切入时，无常规电源出力可以下调，电网功率处于不平衡状态，只有对风电电力进行限制。为了解决上述问题，要对风电功率进行预测，并将预测结果与电网日负荷预测的结果进行叠加，叠加后的负荷曲线相当于将风电电力进行了预安排，将随机的、间歇的电力从无计划变为有计划，当然前提是要求预测数据有一定的精度。一.风电并网的理论和分析方法5.2预测系统5.2.1预测系统组成风电预测系统的结构如图14所示。预测系统的主要部分是一台预测服务器，预测服务器安装有核心预测程序，并有一个友好的图形用户界面。预测服务器也需要记录风电场的参数，包括风电机组的类型、容量、台数等信息。预测服务器包含一个大容量的数据库，记录数值天气预报，测量数据和预测数据。并且预测系统能够和电力系统调度中心的其它程序通信。一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法图14风电功率预测系统结构简图风电功率预测系统对数值天气预报的要求要比普通天气预报的精度要求高，主要表现在空间分辩率、时间分辩率、覆盖区域、预测范围、运行的数目和时间、计算时间、计算精度等都有一定的要求。目前国际上使用的数值天气预报主要有下面几种：美国环境预报中心（NCEP）综合系统；欧洲中尺度气象预报中心(ECMWF)综合系统；德国气象服务机构（DWD）的Lokalmodell模型；丹麦气象研究院(DMI)、芬兰气象研究院(FMI)、冰岛气象局(VI)、爱尔兰气象服务部门(IMS)、荷兰皇家气象研究院(KNMI)、挪威气象研究院(DNMI)、西班牙气象研究院(INM)和瑞典气象水文研究院(SMHI)联合开发的高精度有限区域(HIRLAM)模型。一.风电并网的理论和分析方法风电功率预测系统大致包括三部分：(1)在线检测。根据有代表性风电机(场)的实测功率，外推整个风电场(或区域)输出功率；(2)1日前风电功率预测。采用人工神经网络(ANN)，输入数据是数值天气预报模型输出的气象数据，时间为前17～39h的预测值；(3)短期预测。需要在线实测功率作为附加输入，可提供前15min～8h的预测值。图15所示为风电功率预测在线检测系统模块示意图。一.风电并网的理论和分析方法图15中，ｎ表示ｎ台有代表性的机组，也可认为是有代表性的风电场。如果集合的是机组，它将预测的是一座风电场的数据。如果集合的是风电场，它将预测的是一个区域风电场群的数据，或者是一个区域电力调度部门所含风电场的数据。在线检测是监测风电实时的输出功率，以便将来在预测系统中供人工神经网络进行学习和培训。一.风电并网的理论和分析方法图16给出了1日前风电功率预测系统模块示意图。图中n的含义同图16，１日前风电功率的预测要以数值天气预报为基础，采用人工神经网络预测17～39小时的风电功率，以便进入下一个工作日的发电计划。一.风电并网的理论和分析方法图17给出了短期风电功率预测系统模块示意图。一.风电并网的理论和分析方法数值天气预报是风电功率预测的基础，是预测所需要的数据平台。在线检测功率作为附加输入，可提供前15min～8h的预测值。在线监测并不是对每一台风力发电机组进行监测，而是选择有代表性的机组进行实测功率，外推到整个风电场(或区域)输出功率。如何实施选择有代表性的机组，要借助于相应的分析软件。一.风电并网的理论和分析方法5.2.2基础数据风电预测系统的核心是在收集了各类在线检测的数据后，用ANN进行学习和培训，达到不断提高预测值的精度。在风电功率预测中需要的基础数据汇总在表18中。一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法5.3预测方法风电功率预测方法可以分为统计方法和物理方法两类。5.3.1统计方法统计方法首先根据历史数据，用时间序列、人工神经网络(ANN)和模糊逻辑等人工智能方法建立数值天气预报(NWP)结果与风电场功率输出之间的关系，并根据在线检测的数据优化短期预测。若预测的时间尺度很短（小于6h），可以仅使用基于历史数据的时间序列模型即可，若预测时间尺度较长时，必须使用NWP结果。而且，实际应用结果显示，对于提前1～6h的预测，基于NWP的短期预测模型优于时间序列模型。一.风电并网的理论和分析方法5.3.2物理方法物理方法是根据特定区域的三维气象模型和数值天气预报数据，使用类似于风能资源分析软件WAsP的微观气象模型、中尺度模型或CFD(ComputationalFluidDynamics)模型等，并结合风力发电机组的功率曲线，计算风电场的功率输出，计算过程中要同时考虑风电场的湍流、尾流等效应，最后利用模型输出统计模块来校正误差。该方法对于基于NWP的6～48小时预测效果较好，对于0.5～6h的短期预测需要额外的测量装置提供精确数据。统计方法不需要理解物理特性，计算速度快；但它依赖于合适的和足够多的观测点，以及高质量与长期的实测数据。对物理方法来说，测量数据不很重要，但它需要理解物理特性，需要风电场的大量信息，因此需要有气象、地理方面的专业知识，起始阶段也需要做更多的工作。一.风电并网的理论和分析方法5.4预测精度预测学本身就是一个研究不确定问题的理论与方法，在当今科学界，也是一个新的、正在探索的领域。风电场输出功率是不确定的，它要受到多种多样复杂因素的影响，而且各种影响因素也是发展变化的，这就决定了预测结果的不准确性或不完全准确性。首先，风电功率预测系统所依赖的数值天气预报可能存在误差，因为风电机组的输出功率与风速的3次方成正比，很小的风速误差可能导致较大的风电功率误差。对于采用统计方法的预测系统，预测结果的准确与否很大程度上取决于以往统计数据的好坏，优良的统计数据可以得到较好的预测结果，较差的统计数据会得到较差的预测结果。一般对整个区域的预测精度优于对单个风电场的预测，这是因为整个区域风电输出功率具有平滑效应。预测系统性能的优劣也是影响预测结果精度的一个重要因素。随着系统的不断完善，经验和历史数据的积累，预测误差会逐渐较小。WPMS预测系统从2001年首次运行到2006年风电功率预测误差已经从10％减小到6.5％。一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法风电功率预测是将风电电力纳入电力调度部门发电计划的有效途径，是克服风电功率随机性、间歇性等缺点的最好办法，为风电并网运行创造了较好的条件。风电功率预测需要做好下面两方面工作：

基础数据的收集整理维护与更新，要做到这一点，就要使数据格式化、规范化。可以方便的存入、取出、更新及交换。对于实时数据的数据量是巨大的，用常规方法维护难以满足要求，应开发相应的数据库系统。

由于风电方面的基础数据涉及的内容广泛(历史的、实时的,气象的、电气的)。部门众多(气象部门，风电场运营商，电力调度部门等等)，应由相应的组织协调各方的利益，形成机制，让数据资源得以共享。一.风电并网的理论和分析方法6风电并网系统实例6.1电网结构图19是我国北方某风电场群接入地方电网的结构图，地方电网由1、2两部分组成，最大负荷约700MW，它的一侧经500kV/220kV联络变压器与跨省级的大区电网相连，在地方电网的末端母线A、B、C上，接入容量不等的风电场群。风电停发时，地方电网的负荷由热电厂和坑口电厂供电，风电发电时，地方电网中的部分负荷则由风电供电。一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法6.2风电场布局6.2.1风电场群A图20是将接入母线A上的风电场群A展开，风电场群A包含有5座风电场A1～A5。每座风电场通过1～5km不等的35kV线路，汇集到本风电场的升压变电站TA1～TA4的35kV侧母线。并由35kV升压到220kV，再通过220kV、120km架空线路与地方电网的母线A相连。每座风电场的风力发电机组情况见表4.5-19。一.风电并网的理论和分析方法图20风电场群A接入电网结构图一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法风电场A1A2A3A4A5单台容量/MW0.850.850.850.750.75台数/台3658586666发电机型式双馈风力发电机定速风力发电机风力发电机组端电压/kV0.69箱式变电站容量/MVA0.90.8箱式变电站电压35kV/0.69kV合计容量/MW30.649.349.349.549.5表19风电场群A装机容量一览表风电场群A装机容量合计228.2MW。6.2.2风电场A1风电场A1是风电场群A中的一个，见图21所示。有36台风力发电机组，每台容量0.85MW，机端电压为0.69kV，经同容量的箱式变电站升压后接入35kV母线A1，35kV网络为架空线路。并网计算时，可用一台等值发电机表示一座风电场，也可用多台等值发电机表示一座风电场。主要取决于风能资源的原始数据和模拟精度的要求，4台等值发电机比1台等值发电机的精度要高。但是，如果风能资源的原始数据不是很精确，用1台等值发电机就可以。一.风电并网的理论和分析方法一.风电并网的理论和分析方法图21风电场A1内部接线示意图6.3风电机组的模型6.3.1定速风力发电机组的模型定速异步发电机的结构，主要包括风轮、齿轮箱及轴系、异步发电机和机端电容器等部分。为准确分析风电接入后电力系统的暂态稳定特性，需建立