一：国内外风电发展的现状
作为一种新型的可再生能源, 现代风力发电产业在20世纪80年代初始发于美国加利福尼亚州。风力发电具有环境友好、技术成熟、全球可行的特点, 并且具有超过20年的良好运行记录, 越来越被人们所认可。随着全球气候持续变暖, 无论是在发展中国家还是发达国家都开始大力发展风电。
1、国外风力发电发展概况：
20世纪初，法国出现了第一台用现代快速风轮驱动的发电机。到了20世纪30年代，各国已开始研制中型、大型风力发电机。1973年由于受到“石油危机11的冲击，许多发达国家都在探索能源多样化的途径，以解决石油资源日益枯竭的问题。
能源危机的出现使得人们对新能源技术越来越感兴趣。许多的个人和政府机构都参与到了新能源事业中。当时的美国能源部(Department of Energy)资助了许多风能项目，并向企业提供试验设备。19世纪80年代，美国联邦政府和州政府出台了关于风力发电机设备减免税的政策，刺激了美国本士风力发电事业的发展。
从1990年到1996年间，全世界范围内安装的总风力发电机容量每年增长20%以上。国际能源署估计全球风力发电机总安装容量将会从1990年的200。兆瓦增加到2000年底的12000兆瓦。1997年，德国的总装机容量己达到2000兆瓦，超过了美国跃居世界首位。到21世纪初，风能依旧是世界上发展最快的能源。据新华社报道，2002年8月8日，德国下萨克森州一批新建风力发电设备投入运营，德国的风力发电机组的总装机容量己经超过1万兆瓦，占全球的一半左右。
据全球风能协会(GWEC)公布的数据,2008年全球新增风电总投资达475亿美元,新增装机容量达27.26 GW,比上年增长36%。目前,全球风电总装机容量累计已达121.19GW,与2007年相比增长了30%。近几年,全球总装机容量快速增长,预计至2010年,风电总装机容量将达190 GW,将满足全球12%的能源需求,并减排CO2达1×1010t。据世界能源委员会预测,2020年全球的风电总装机容量将达到474 GW。
全球共有40多个国家使用风力发电,其中2008年各国在新增装机容量中的占有率如图1所示。
2、中国风力发电发展现状：
我国幅员辽阔，海岸线长，风能资源比较丰富。根据全国900多个气象站陆地上离地10m高度资料进行估算，全国平均风功率密度为100W/m2，风能资源总储量约32.26亿kW，可开发和利用的陆地上风能储量有2.53亿kW，近海可开发和利用的风能储量有7.5亿kW，共计约10亿kW。如果陆上风电年上网电量按等效满负荷2000小时计，每年可提供5000亿千瓦时电量，海上风电年上网电量按等效满负荷2500小时计，每年可提供1.8万亿千瓦时电量，合计2.3万亿千瓦时电量。
1986年建设山东荣成第一个示范风电场至今，经过近20多年的努力，风电场装机规模不断扩大截止2004年底，全国建成43个风电场，安装风电机组1292台，装机规模达到76.4万kW，居世界第10位，亚洲第3位。另外，有关部门组织编制有关风电前期、建设和运行规程，风电场管理逐步走向规范化。
2006年到2010年。“十一五规划”期间全国新增风电装机容量约300万千瓦，平均每年新增60~80万千瓦，2010年底累计装机约400～500万千瓦。提供这样的市场空间主要目的是培育国内的风电设备制造能力，国家发展改革委于2005年7月下发文件，要求所有风电项目采用的机组本地化率达到70%，否则不予核准。此后又下发文件支持国内风电设备制造企业与电源建设企业合作，提供50万千瓦规模的风电市场保障，加快制造业发展。
目前国家规划的主要项目有广东省沿海和近海示范项目31万千瓦;福建省沿海及岛屿22万千瓦;上海市12万千瓦;江苏省45万千瓦;山东省21万千瓦;吉林省33万千瓦;内蒙古50万千瓦;河北省32万千瓦;甘肃省26万千瓦;宁夏19万千瓦;新疆22万千瓦等。目前各省的地方政府和开发商均要求增加本省的风电规划容量。
2020年规划目标是2000～3000万千瓦，风电在电源结构中将有一定的比例，届时约占全国总发电装机10亿千瓦容量的2～3%，总电量的1～1.5%。
2020年以后随着化石燃料资源减少，成本增加，风电则具备市场竞争能力，会发展得更快。2030年以后水能资源大部分也将开发完，近海风电市场进入大规模开发时期。
二：风电并网的问题及研究现状
1、主要问题：
风能由于其自身特性使得它未被人们充分利用。风能资源通常远离负荷中心，风电场的输出随着风速风向的变化而变化，风力发电的特性目前尚未完全明确，所以制约了风力发电的发展。
由于风的不可控性和不可预知性，风电场不能像常规电厂一样拥有稳定的可靠性。同时，系统需要有与风电场额定容量相当的备用容量，在风停时替代风电场。这样的话，风电在电网中占的比率将会限制在较小的范围内，由于其与电网相联成本较高，这往往会超出能量本身的价值。
随着风电场的容量越来越大, 对系统的影响也越来越明显。早期风电的单机容量较小, 大多采用结构简单、并网方便的异步发电机, 直接和配电网相连。而风电场所在地区往往人口稀少, 处于供电网络的末端, 承受冲击的能力很弱, 因此, 风电很有可能给配电网带来谐波污染、电压波动及闪变问题;风电的随机性给发电和运行计划的制定带来很多困难;需要重新评估系统的发电可靠性, 分析风电的容量可信度;研究新的无功调度及电压控制策略，以保证风电场和整个系统的电压水平及无功平衡及对孤立系统的稳定性影响等。随着电力电子元件的性价比不断提高, 变速恒频电机、双馈电机等新型发电机组开始在风机上推广应用, 风电场可以像常规机组一样,承担电压及无功控制的任务, 正逐渐成为新的研究热点。
2、研究现状：
(1)潮流与网损
在电力系统中, 发电厂一般都接在输电网上, 负荷则直接和配电网相连, 电能是从输电网流向配电网的。输电网一般呈环状结构, 电压等级高, 网络损耗小;配电网则呈树状, 结构松散, 电压低, 网损较大。风电场接入配电网以后, 减少了输电网向该地区输送的电力, 既缓解了电网的输电压力, 一般也会降低系统的网损。
在潮流问题上, 主要的研究热点在于风电场的模型。最简单的是P-Q模型, 根据风电场的有功功率和给定的功率因数, 估算风电场吸收的无功功率,然后作为一个普通的负荷节点加入潮流程序。如果考虑感应电机的稳态等值电路, 那么可以把无功功率写成有功功率以及电机阻抗的函数, 甚至可以引入风速作为输入量, 把有功功率表示成风速的函数。还有人建立了所谓的R-X模型, 把感应电机的滑差表示成端电压、有功功率和等值支路阻抗的函数,给定初始滑差和风速, 计算风机的电功率和机械功率, 根据两者的差值修正滑差, 反复迭代, 直至收敛。P-Q模型不需要额外的迭代步骤, 也可以得到相当满意的结果, 而R-X模型的计算量较大。
(2)电能质量
①电压闪变：
风力发电机组大多采用软并网方式, 但是在启动时仍然会产生较大的冲击电流。当风速超过切出风速时, 风机会从额定出力状态自动退出运行。如果整个风电场所有风机几乎同时动作, 这种冲击对配电网的影响十分明显。不但如此, 风速的变化和风机的塔影效应都会导致风机出力的波动, 而其波动正好处在能够产生电压闪变的频率范围之内(低于25 Hz) , 因此, 风机在正常运行时也会给电网带来闪变问题。
尽管研究电压闪变可以采用专门装置实地测量, 但是在实际中, 在风电场的设计阶段就需要预测它可能给电网造成的闪变, 确定电网可以接受的最大风电容量。有文献提出两种预测模型: 一种是基于简单潮流计算的模型, 该方法以等值阻抗表示风机并网点以后的网络, 没有考虑风力发电机组的动态特性, 仅以有功和无功功率表示, 采用这种方法可以判断哪些节点的电压闪变问题最严重;另一种方法是动态仿真, 以3 阶感应电机模型表示风力发电机组, 考虑了实际电力系统的网状结构, 进行了详细的数字仿真, 并采用闪变算法分析仿真程序的输出结果。除了采用数字仿真方法研究闪变问题外, 也有文献提出频域分析方法。这些研究的基本结论主要有如下几点:
a、风机启动和退出、风速的紊流以及风机的塔影效应都可能导致电压闪变, 定桨距风机造成的后果更严重一些。
b、闪变对并网点的短路电流水平和电网的阻抗比十分敏感。
c、系统内常规机组的励磁调节对削弱风电造成的闪变作用不明显, 这可能取决于励磁调节器的响应速度, 不同的励磁调节时间常数会有不同的结果。
d、有文献认为负荷的类型(静态或动态)对闪变的分析结果影响很小, 起作用的只是负荷水平的高低; 而有的却认为动态负荷(以感应电机代表)能够显著降低闪变的发生, 其作用相当于提高了网络的短路电流水平。因此, 这个问题有待进一步研究。
②谐波污染
风电给系统带来谐波的途径主要有两种。一种是风机本身配备的电力电子装置, 可能带来谐波问题。对于直接和电网相连的恒速风机, 软启动阶段要通过电力电子装置与电网相连, 因此会产生一定的谐波, 不过因为过程很短, 发生的次数也不多,通常可以忽略。但是对于变速风机则不然, 因为变速风机通过整流和逆变装置接入系统, 如果电力电子装置的切换频率恰好在产生谐波的范围内, 则会产生很严重的谐波问题, 不过随着电力电子器件的不断改进, 这个问题也在逐步得到解决。另一种是风机的并联补偿电容器可能和线路电抗发生谐振, 在实际运行中, 曾经观测到在风电场出口变压器的低压侧产生大量谐波的现象。与闪变问题相比, 风电并网带来的谐波问题不是很严重, 相关的研究文献也不多。
(3)稳定性
①无功和电压问题
大规模风电场接入电力系统时风电场对无功功率的消耗是导致电网产生电压问题的主要原因。如果电网不能满足风电场的无功需求，就会产生电压问题，这也是限制风电场容量继续增长的一个重要因素。
风电场所采用的风机类型不同对于电压稳定性的影响有很大的区别。其中对电网电压最为不利的是采用基于普通异步机的恒速风电机组。这类机组不具有电压控制能力，稳态运行消耗大量无功功率，在系统发生故障后的电压恢复期间消耗的无功功率更大，导致地区电网出现稳态、暂态电压稳定性问题。
对风电来讲，长期电压稳定非常重要，因为一般风电接入弱系统，并且风电场需要大量无功功率。风电场无功电压特性可以用P-V曲线和Q-V曲线进行分析。一般在风电场安装可分组投切的电容器或电抗器来调节风电场的无功功率，提高电压稳定性。在风电比较集中的地区，为了提高风电场电压稳定性，可以考虑安装SVC或STATCOM。
②暂态稳定性问题
电力系统正常运行的必要条件是所有发电机保持同步，电力系统暂态稳定性分析就是分析遭受大干扰后系统中各发电机维持同步运行的能力。严格来讲定速风电机组和双馈变速风电机组本身不存在暂态稳定性问题，但是对于有大量风电的系统，因为大量小惯量的风电机组代替了常规机组，系统的暂态稳定性也发生了一些变化。有大量文献对风电机组的模型进行了研究，表明定速风电机组对系统的功率震荡有一定的阻尼作用，而变速风电机组因为变流器的作用，风电机组转速与电网频率解耦，阻尼作用被减弱了。另外，系统故障时，风电机组可能因为电压越限或转速越限导致保护动作而跳闸，这就是说，系统可能遭受失去大量风电功率的第二次冲击。对此有人提到了用SVC和STATCOM来提高风电机组的低电压穿越能力(LVRT)，防止机组跳闸，还有用桨距角调节来提高风电场的低电压穿越能力，以及通过改变转子回路励磁方式来实现风电机组的功能。
③频率稳定问题
频率稳定是指电力系统维持系统频率于某一规定的运行极限内的能力。大量风电功率的波动增加了系统调频的难度，而系统频率的变化又会影响风电机组的运行状态。各国风电接入系统导则都要求风电机组能够在一定的频率范围内正常运行，频率超过一定范围后限制出力运行或延迟一定时间后退出运行，以维护系统的频率稳定。爱尔兰国家电网公司要求风电场通过控制输出功率的3%~5%参与系统的频率调整，其它并网导则也要求风电场参与系统的二次调频。当系统频率过高时，可以通过控制系统使部分风电机组停机或通过桨距角控制减少风电场的输出功率。在正常情况下限制风电场的出力，可保证在系统频率降低时调高风电场的出力，让风电功率参与系统二次调频。
(4) 发电计划与调度
传统的发电计划基于电源的可靠性以及负荷的可预测性, 以这两点为基础, 发电计划的制定和实施有了可靠的保证。但是, 如果系统内含有风电场, 因为风电场出力的预测水平还达不到工程实用的程度, 发电计划的制定变得困难起来。如果把风电场看做负的负荷, 不具有可预测性;如果把它看做电源,可靠性没有保证。
风力发电并网以后, 如果电力系统的运行方式不相应地做出调整和优化, 系统的动态响应能力将不足以跟踪风电功率的大幅度、高频率的波动, 系统的电能质量和动态稳定性将受到显著影响, 这些因素反过来会限制系统准入的风电功率水平, 因此有必要对电力系统传统的运行方式和控制手段做出适当的改进和调整, 研究随机的发电计划算法和AGC算法, 以便正确考虑风电的随机性和间歇性特性。有文献的研究表明, 旋转备用的容量和类型对系统的可靠性、安全性指标的影响都是至关重要的。燃气轮机组和柴油机组反应速度快, 很适合作为旋转备用机组配合风电场的运行, 但是其燃料费用昂贵, 这种方案明显提高了系统正常的运行成本, 风电的价值也因此大打折扣。有人研究了较高水平的风电穿透功率对系统的发电计划、经济调度、调频和调峰等控制手段的影响, 讨论了修改发电计划的方法、成本及修改发电计划可能带来的收益。提出一种梯度穿透功率约束的概念,其实质是限制风电功率的变化率, 防止水火电机组频繁调整出力, 增加运行及维护成本。还有文献提出对风电并网以后的系统发电计划进行优化的算法,该算法基于对风速和负荷的预测。实践表明: 对风柴混合电力系统的运行计划进行优化以后, 能够避免频繁启动和调整柴油机组, 有效防止柴油机组过度疲劳, 减少了维护成本和运行成本。
(5) 容量可信度
发电容量的价值往往体现在负荷高峰期, 由于风电场无法保证可靠的出力, 一度被认为只能提供能源, 不能提供有效的发电容量。风电的容量可信度有两种评价方法: 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;另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, 通过计算风电场的容量系数(风电场实际出力与理论发电量的比值)来估算容量可信度, 在负荷高峰时段, 可以认为容量系数等于容量可信度, 该方法适用于为系统的运行提供决策支持。要评价风电对系统的可靠性指标的影响, 首先要知道风电场所在地的气象信息, 获得风资源数据;了解风机的技术参数, 根据风速计算风电场出力;最后根据风电场出力与负荷的相关性, 计算供电可靠性等指标, 也可以计算节省的发电成本等。蒙特卡洛仿真技术是可靠性分析中常用的计算方法。
三:风电并网问题的新动态
目前变速风机将逐渐取代恒速风机, 以达到最大限度地提高风能的利用效率。而使用变速风机有几种方案可供选择: 采用通过电力电子装置与电网相连的同步电机, 如果进一步采用多极同步电机, 甚至有可能取消风机上常用的变速齿轮箱, 减少风机的故障率;或者采用双馈感应电机, 实现风机以最佳叶尖比运行, 比变桨距控制的实现更简单、更经济。
由于电力电子元件的性能价格比不断提高, 以IGBT为代表的新型电力电子器件的最大功率已经达到MVA级, 开关频率达到10kHz, 脉宽调制技术(PWM)的采用有效地抑制了电力电子器件容易带来的谐波。如果把这些技术用于同步电机与电网的接口, 可以屏蔽掉风机固有的随机特性对电网的影响, 提高捕获风能的效率, 较少对桨叶和驱动轴的应力损伤, 降低空气动力噪声水平, 改进风机运行的灵活性。同样, 电力电子器件性能价格比的不断提高为双馈电机在风电领域的应用提供了可能。普通的感应电机转子回路是短路的, 转子电压为0, 双馈电机是在感应电机的转子回路中加入一个可控电压源, 通过改变其电压幅值或相角, 实现对风机速度和功率因数的控制。在风速变化及风机端电压变化的情况下, 保证风机的稳定高效运行。当然, 这种控制策略并不局限于感应电机和采用电压源, 在同步电机上也可以实现这种控制, 根据控制算法的不同, 也可以采用电流源。仿真表明, 只要对风力发电机组进行适当的改进, 它同样可以承担有功及无功电压调节的任务, 在系统中起到常规发电机组的作用, 这也是风电发展到一定规模以后的必然要求。
四：结论
以前风电场的主要特点是采用感应发电机, 装机规模较小, 与配电网直接相连, 对系统的影响主要表现为电能质量。现在随着电力电子技术的发展, 大量新型风力发电机组开始投入运行, 风电场装机达到可以和常规机组相比的规模, 直接接入输电网, 与风电场并网有关的电压及无功控制、有功调度及稳定性的问题越来越受到人们的关注。而对于风电并网的很多问题还没有好的解决方法，这些问题的解决将是风力发电未来发展的关键。
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