大规模风电并网对电力系统稳定性的影响及应对措施

1. 大规模风电并网对电力系统稳定性的影响及应对措施大规模风电并网对电力系统稳定性的影响及应对措施 内蒙古电力培训中心 曹云

2. 第一部分 现代电网及其发展特点第二部分 世界上几起重大电压稳定性事故的分析第三部分 大规模风电并网对电网的主要影响第四部分 提高电力系统电压稳定性的措施

3. 第一部分 现代电网及其发展特点一、建设大规模联合电力系统我国六大跨省电网已经建成、长江三峡电站的建设全国统一联合电力系统将会实现（三峡水电站总装机26台，单机容量70万千瓦，总容量1820万千瓦）美国、日本、欧洲电网跨国互联非常普遍，在中东和沿地中海各国，计划划分5个地区逐步建成联合电力系统。（补充内蒙古电网情况）优越性：利用地区时差取得错峰效益，合理利用发电能源，降低电、热、生产成本，优化运行方式，提高供电可靠性等。

4. 二、发电机组容量逐渐增大 目前单机最大容量为1300MW汽轮发电机组，水电机组716MW，并发电机组向更大容量发展。对系统安全运行带来一些新问题。如短路电流水平不断增大，对于运行电网中电器设备提出更高要求。邻近负荷中心，大机组启停对系统稳定性影响问题值得注意。三、无功补偿装置和有载调压变压器的广泛应用SVC（静止补偿器）调节速度快，调节平滑，切换损耗低等优点，维持系统稳定主要应急设备（并联电容、并联电抗器，以及串联补偿电容器）。

5. 作用：控制负荷功率因数 P=V·I·3·cosφ调节电压分接头可以改变负荷电压水平的一种重要手段。无功补偿装置的安装：应注意地点，补偿类型在系统规划中应注意的 。有载调压有效地调节电压，必须是系统具有充足无功功率为前提。有载调压变压器，重载时的负调压效应会给系统稳定性带来不利影响。四、负载类型繁多如空调负荷、计算机电源、冶炼设备、传动装置类型的负荷，使负荷的动态特性和非线性特性更为突出，数学模型更为困难。对维护持现代电力系统电压稳定性一个主要障碍。

6. 五、电力系统中高新科学技术介入1、目前，大型发电厂的监测控制系统，已从模拟控制方式（按设备分散原则，分别设置与主辅机相对应的独立的模拟控制进行调整和顺序控制）。发展到了第三代数字控制方式（各机组孤立的监控岛通过数字信道互通信息，统一调控），实现了发电厂（站）的综合自动化控制。2、输电技术实行电力电子器件的柔性输电方式，改善电力系统暂态和动态稳定性，提高输电能力，控制系统的潮流分布。3、变电所实行微机保护，微机型故障录波，微机监控远动，实现综合自动化控制。 4、配电系统实现了配电自动化（DA）或配电管理系统（DMS)包括：配电网监控，无功补偿自动控制，远方读表负荷控制，地理信息系统（GIS）停电呼叫，用电需方管理等。五、电力系统中高新科学技术介入1、目前，大型发电厂的监测控制系统，已从模拟控制方式（按设备分散原则，分别设置与主辅机相对应的独立的模拟控制进行调整和顺序控制）。发展到了第三代数字控制方式（各机组孤立的监控岛通过数字信道互通信息，统一调控），实现了发电厂（站）的综合自动化控制。2、输电技术实行电力电子器件的柔性输电方式，改善电力系统暂态和动态稳定性，提高输电能力，控制系统的潮流分布。3、变电所实行微机保护，微机型故障录波，微机监控远动，实现综合自动化控制。 4、配电系统实现了配电自动化（DA）或配电管理系统（DMS)包括：配电网监控，无功补偿自动控制，远方读表负荷控制，地理信息系统（GIS）停电呼叫，用电需方管理等。

7. 第二部分 世界上几起重大电压稳定性事故的分析一、1983年12月27日瑞典电力系统电压稳定性事故 瑞典系统具有400KV、220KV、132KV三个电压等级事故起因和过程： （1）当日12时57分，自北向南传输高峰负荷5600MW，在Harma400KV变电所一隔离开头故障，应切除（故障部分）。不幸是当时没能如此，由于母线保护动作切除两组400KV母线，连接其上的两回北400KV进线和两回南送400KV出线失电。 （2）故障发展使其余运行线路过负荷，53 S内所有Harma变电站400KV、220KV、132KV线路相继因低压过流，由保护断开，从而消弱整个系统联系。引起西部和中部电压大大降低，结果使北部至中部线路也全部切除。

8. （3）与挪威相连400KV线路解列。 （4）连接sealand的132KV线路以及连接丹麦直流联络线被解列。发生瑞典系统电压崩溃。 • 事故后分析： （1）负荷方面：不同类型的负荷相对于不同的电压水平会具有不同电压灵敏度，考察低电压情况负荷特性很有必要。 （2）有载调压变压器（OLTC）方面：OLTC为恢复负荷侧电压水平做出调整，使负荷功率增加，加重了传输线路的负担导致高压侧电压下降，形成恶性循环，造成系统电压崩溃。 （3）发电机组励磁输出限制方面，事故中一些发电机组励磁输出达到上限，限制了机端电压调整和事故过程中无功功率输出。 （4）继保方面：在电压下降过程中，而线路电流增大，致使线路距离保护动作进一步系统功率缺额，最终导致系统解列。 • 应加强对主干线路保护在类似情况下整定校验工作。

9. 二、1987年元月12日，法国西部电力系统电压稳定性事故二、1987年元月12日，法国西部电力系统电压稳定性事故 事故起因和过程： （1）当日上午10时55分 至11时41分，南特市电站三台机组退役，余下一台因励磁保护动作也退出运行。 （2）电压下跌到380KV， 在数分钟内多台发电 机停运，有9000MW负荷被丢失。 （3）上午11时50分，西部区域电压水平稳定在300KV，远方电压低180KV，地控中心下达切负荷命令后，系统电压最后逐渐得到恢复。 • 原因：分析报告中与瑞典类同，强调了负荷特性，有载调压变压器，发电机组励磁输出限制作用的影响，与瑞典事故相比有两点不同。

10. （1）实现二次电压自动调控措施；自动投切电容器组；自动调控发电设备的无功输出。（1）实现二次电压自动调控措施；自动投切电容器组；自动调控发电设备的无功输出。 （2）装设实时危险电压指示器。 （3）紧急情况下，自动闭锁有载调压变压器接头的自动调整机构，遥控远方切负荷。

11. 三、1987年7月23日，日本东京电力系统电压稳定性事故三、1987年7月23日，日本东京电力系统电压稳定性事故 • 事故起因： • （1）中午13时，负荷为38200MW，f，U均保持正常，随后，负荷以每分钟400MW速度增长，是过去同年2倍，调度中心投入了所可用的并联电容器组和增发了可能旋转备用无功功率，电压仍下降。 • （2）中年13时10分负荷上涨到历史新记录，39300MW·U继续下降。西部地区500KV系统电压下降至370KV，中部地区电压下降390KV，f上升到50.74HZ，主干线传输网上及电压持续下降，而电流不断增加致使 地区，继保动作，造成两个500KV变电所和一个275KV变电所停运，负荷损失达到8168MW，有280万用户受事故影响。

12. 事故原因：持续高温使负荷不断上涨，以及大量空调设备在电压下降时反使电流增加的特性是造成这次事故的主要原因。事故原因：持续高温使负荷不断上涨，以及大量空调设备在电压下降时反使电流增加的特性是造成这次事故的主要原因。 • 事故后：日本电力系统采取如下对策： • （1）使系统电压运行水平昼高一些。 • （2）在负荷区增设新的发电设备。 • （3）改造275KV网络，以减轻500KV负荷。 • （4）加强与相邻系统的联系。 • （5）与用户签订紧急时负荷的合同。 • 世界上十几次电网大规模发生解列故障，引起了世界电工学行业协会及各国电力系统及政府高度重视，并组织专家相关科研部门认真去研究，因电力系统电压失稳所造成的电网崩溃问题。

13. 根据研究，目标，主要提出稳定性研究内容： • 1、系统模型 • 2、分析方法（采用数学手段） • 一般采用局部潮流分布来分析动态稳定和暂太稳定，（线性方程、微分方程等手段）或利用分叉理论来分析非线性参数在系统中稳定性问题。或用模糊理论来分析。 • 3、电压失稳乃至崩溃机理探讨（物理本质及相关数学条件）。 • 4、电压稳定性安全指标计算。 • 5、提高系统电压稳定性措施。

14. 第三部分 大规模风电并网对电网的主要影响 • 一、风电的等效容量（调度） • 1、建立风电数学模型的原则 • 首先把风电在电力系统稳定性数学模型分析中，作为一个元件来对待。无预测时把风电作为负的负荷（元件），作为负的负荷主要考虑以下三个方面的问题（1）风电的装机（2）风电的随机性（不可作为调峰）（3）系统留给风电的备用空间。有预测时可把风电作为电源（元件），也应考虑以下三个方面的问题：（1）风电的装机与预测误差的比例（利用统计学方法分析整个系统的可靠性在有风机和没有风机的发电系统的最小的必需常规发电能力。以荷兰为例，2000年

15. 1000MW风电发电能力可取代165~186MW常规发电容量。 （ 2）风电的随机性（3）系统留给风电的备用空间 （可作为调峰电源）。 我国目前对风电预测还处于可研阶段，还没有应用于电网调度中，据清华大学电工教研室专家研究课题中得出结论：目前风电预测误差在8%~15%之间，是负荷预测误差3~5倍。2、发电容量调配原则 作为电网调度，对电力系统发电容量分配，大型火电、核电、水电作为基本负荷，除了基本负荷之外，需要考虑备用调峰容量（抽水蓄能、部分火电）。针对风电无预测时，风电是不可靠，不能负担基荷的。如果有预测除去预测误差外，风电出力部分是可靠，可承担基荷。另外，还有新能源、太

16. 阳能等作为其它负荷来考虑。总之，电网对风电接纳能力（风电等效容量）主要考虑以下三方面问题：（1）电网结构①主接线方式②输电线电压等级③智能化程度（2）调度能力①自动化程度②业务水平（3）风电自身技术水平①风机主要元件②监控保护装置。综合考虑：电网接纳风电的平衡容量是不相同的。实际情况丹麦44%，德国18%，西班牙25%左右；我国东北电网14%左右，都没有发生电网崩溃事件。二、电能质量的影响（局部来看） 根据国标的规定，对于电压和频率的偏差、电压波动和闪变等电能指标有如下的定义和计算方法。1、 电压波动（Voltage flactuation） 电压波动为一系列电压变动或工频电压包络线的周期性变化。电压波动的值为电压均方根值的两个极值和之差，

17. 常以其额定电压的百分数表示其相对百分值即：常以其额定电压的百分数表示其相对百分值即： • 国标GB/12326—1990规定我国电力系统公共并网允许的电压波动10kV以下的为2.5%；35kV~110kV为2%；220kV及以上为1.6%。 • 2 、电压闪变（Voltage flicker） • 电压闪变是衡量电压质量的一个重要指标，当电源的供电发生快速波动时，将导致照明灯光闪烁，通过人眼的感知从而影响人们的正常工作和学习，因而，电源的电压波动造成灯光照度不稳定，使人眼视觉产反应的过程称为闪变。电压闪变觉察频率范围为1~25HZ，敏感的频率范围为6~12HZ。

18. 3 、电压偏差（Voltage deviation） • 供电系统在正常运行方式下，总负荷或其部分负荷发生正常改变，导致供电电压偏高额定电压的缓慢变动，通常称为电压偏差，即： • 式中：U为实际电压；UN为额定电压。 • 国标GB/2325-1990规定，我国供电电压允许偏差35kV及以上供电电压，正负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%；10kV及以下三相供电电压，允许偏差为额定电压的7%。 • 4、频率偏差（Frequency deviation） • 供电系统总负荷或其部分负荷改变，导致供电频率偏离额定频率的缓慢变动，通常称为频率偏差，即：

19. 式中：f为实际频率；fN为额定频率（50HZ）。 国标GB/T15945-1995规定我国供电频率允许偏差：系统正常频率偏差允许值为 ± 0.2HZ；当系统容量较少时，偏差值可放宽达到 ± 0.5HZ；冲击性负荷引起的频率变动不得超过±0.1HZ。 5 、电力谐波 电力谐波是指对周期性交流量进行傅立叶级数分解，得到频率为基波频率整数倍的一种正弦波。谐波对旋转设备和变压器的主要危害是引起附加损耗和发热量增加，此外谐波还会引起旋转设备和变压器震动并发出噪声，长时间震动会造成金属疲劳和机械损坏。谐波对线路的主要危害是引起附加损耗。谐波还可引起系统电感、电容发生谐振，使谐波放大，引起测控、通信、保护装置误动，威胁电力系统的安全运行。

20. 6、低电压穿越（LVRT) • 低电压穿越能力是指风机并网电压跌落的时候，风机能够保持并网，甚至向电网提供一定的无功功率，支持电网恢复，直到电网恢复正常，从而穿越这个低电压时间。低电压穿越功能是风机本身的一种保护，在国外普遍应用，对满足地方安全供电起到重要作用。从而保持地区电网的供电。

21. 第四部分 提高电力系统电压稳定性的措施 • 一、电力系统规划设计方面 • 应考虑经常条件外，应满足以下技术要求： • （1）合理划分受端系统，电源（远方及就地），接入和系统联络线三大部分。尽可能提高网络极限能力和增强负荷中心电源对电调控能力。（日本东京电力系统经验教训应引起我们重视） • （2）规划设计电力系统时应注意防止因负荷转移引起恶性连锁反应，造成电力系统电压崩溃性事故。（美国西部1996年两次电压崩溃） • （3）电网的结构应保证运行时的灵活性。

22. 日本欧洲经验值得借鉴。 • 法国400KV变电站，主接线方案（典型），不超过接入线路6回，用双母线带母联断路器；超过6回或有4台机的发电厂，用两组各带母联断路器的双母线，并经两组母线间断路器互联。 • 日本则多采用双母线双分段方式。 • （4）在做电力系统规划设计的同时，应根据电压稳定的要求作好电网的无功功率规划。 • 二、电力系统调度运行方面 • （1）加强全网的统一管理 • 预计2010----2020年之间，三峡电站另6台机组投产，广大电网将逐步互联形成全国联合电力系统。（美国西部两次大停电事故66个电力公司互联在

23. 一起，运行没有一个统一调度机构，依靠WSCC制定准则来维护）。一起，运行没有一个统一调度机构，依靠WSCC制定准则来维护）。 • （2）加强电力系统负荷预报及电压安全分析与监视工作 • 电力系统负荷水平对系统电压稳定性有很大影响，加强系统负荷预报工作，安排系统运行方式。紧急情况下切除集中负荷是有必要的，1987年日本东京电力所采取对策中有一条与用户签订紧急状态切负荷合同。 • （3）加强调度人员业务素质的培养 • 利用DTS系统模拟电网各种运动方式进行反事故演习。

24. 三、电力系统继电保护和自动装置方面 • 由于现代电网受投资环境、用电增长等诸多因素制约，许多厂、站环网运行，受端系统电压支撑薄弱。网络复杂将致使继电保护配置与整定复杂化。保护与自动装置功能不完善，造成系统稳定性破坏。防止保护误动作，除尽力提高保护装置自身的可靠性，完善装置的自检功能外，常规整定方式也有所改进，保护与自动装置协调问题。 • 举例：瑞典1983年12月27日在电压下降过程中，由于电压不断减小而线路电流不断增大，致使线路测量阻抗移入线路距离保护动作区，保护切除不希望切除线路，进一步加大系统功率缺额，导致系统解列。

25. 四、电力系统电压稳定性的综合调控方面 • 为了协调电网中各种无功功率调节和电压控制手段，从运行安全性与经济性考虑，应实现分层和分区控制，一般分三个控制层： • 一次电压控制 • 电压的快速无规则变化主要由发电机励磁调节进行补偿，其次由变压器分接头自动调整进行校正。（反映时间快速以秒为单位）因而自动。 • 二次电压控制 • 自动管理在一地区内可以利用的动态无功功率，从而控制电压的长期变化过程，其反应时间约为3---5min。 • 三次电压控制

26. 三次电压控制与手动，目的是取得全系统各点电压的全面协调。目前一些发达国家开始重视电力系统电压稳定性综合调控研究。法国于1980年在一个大型发电机上装调特殊设计自动电压调节器（AVR），以提高稳定极限和输电容量。利用最好方案以开环或闭环方式集中使用最优潮流软件（OPF），实现全面性优化控制。三次电压控制与手动，目的是取得全系统各点电压的全面协调。目前一些发达国家开始重视电力系统电压稳定性综合调控研究。法国于1980年在一个大型发电机上装调特殊设计自动电压调节器（AVR），以提高稳定极限和输电容量。利用最好方案以开环或闭环方式集中使用最优潮流软件（OPF），实现全面性优化控制。 • 五、提高电压系统电压稳定性其他措施 • （1）快速投入并联电容器组 • 正常情况电容器组为控制稳定，紧密情况下采用自动加速投入并联电容器组方案。 • （2）合理投入静止无功补偿（SVC）与静止无功发生器（SVG），优点：调节迅速，运行维护量较小，可靠性较高，快速。目前日本采用微机电压无功控制（VQC）与SVC相结合方案。

27. （3）正确控制有载调压变压器（OLTC）分接头调整（3）正确控制有载调压变压器（OLTC）分接头调整 • 使用时，OLTC调整效果与当时受端系统的无功平衡状态负荷类型及特性，OLTC动态特性及OLTC容量，调压档距、输电距离等因素有关。重载时是否闭锁OLTC分接头调整作用，应根据具体情况考虑上述因素才能作出正确决策。 • 法国电力公司控制方案：重载时自动闭锁OLTC分接头调整。 • （4）改善发电机励磁系统调节特性 • 应将送端电源电压保持在尽可能高的水平。（调节励磁是最有效调压手段）。 • 在励磁系统中，高顶值的励磁输出有利于扰动

28. 后的电压稳定性，但却对发电机自身安全性提出更高要求；一旦发生励磁越限，将有保护切除发电机组，同样带来严重后果。后的电压稳定性，但却对发电机自身安全性提出更高要求；一旦发生励磁越限，将有保护切除发电机组，同样带来严重后果。 • 日本东京电力公司研制一种新型电力系统励磁调节器（PSVR），不同于常规自动电压调节器（AVR）→控制发电机端电压，而PSVR是在实现快速励磁控制的同时，保持升压变高压侧电压不变。 • （5）开发智能型切负荷保护装置 • 在电压发生失稳过程中，切负荷是一种迫不得已的手段，也是最有效手段，就应做好两类工作，一是与用户鉴定紧急状态下切负荷的合同；二是开发智能切负荷保护装置。 • （6）应用能量管理系统（EMS） • EMS软件分三级：数据收集与监视级（SCADA） • 能量管理级；网络分析级 • （7）切实做好设备维护和装置的定期检验工作。

29. 1987年法国西部电力系统发生的电压稳定性事故，起因励磁保护动作。

30. 谢 谢