随着能源问题和环境问题的日益凸现，世界各国都重新调整各自的能源策略，大力开发新能源。风能是一种取之不尽、用之不竭的可再生能源，风力发电因为技术比较成熟，可形成规模开发，近年来得到迅速发展。
目前，我国风电发展进入一个快速发展时期，2006年是我国实施《可再生能源法》的第一年，风电建设步伐明显加快，到2006年底，装机总容量达到约230万kW。由于风力发电机组常采用不同于传统同步发电机组的发电技术，其稳态和暂态特性都与传统同步发电机组不同;大规模风电并网后，电网的电压稳定性、暂态稳定性和频率稳定性都会发生变化。
不同类型的风电机组，由于其结构不同，对电网的影响也不一样。恒速恒频风电机组主要采用风力机驱动异步感应电机发电，然后直接接入电网;由于异步感应电机在发出有功功率的同时，需要从电网吸收无功功率，因此，其电压稳定性较低。变速恒频风电机组由于可实现最大风能捕获、减少风轮机组机械应力等优点，成为主要的发展方向;其中基于双馈感应电机的风电机组由于降低了电力电子装置的容量，近年来，得到了广泛的发展;但由于变速恒频风电机组采用了电力电子装置，使得电磁功率与机械功率解耦，无法向电网提供惯性响应，对电力系统的频率稳定性产生不利影响。
随着我国对风电建设力度的加大,风电装机规模不断增加,大规模风电并网对电力系统产生的影响将逐渐突出,由此带来的相关系统问题将成为我国风电发展的主要制约因素之一。大规模风电并网有两种情况：一是大型风电场接入输电网，二是多个小型风电场接入电力系统某一地方的配电网。小规模风电场并网对电力系统的影响主要是以下几个方面：稳态电压值的上升、过电流、保护装置的动作误差、电压闪变、谐波、浪涌电流造成的电压降落。大规模风电场并网对电力系统的影响除了以上那些方面外，还会有电力系统的震荡和电压稳定性问题。因此只有对大规模风电场并网才有必要考虑电压稳定性问题。
风电机组类型和无功特性
目前大型风力发电机组一般有两种类型,一种是采用异步发电机的固定转速风电机组,另一种是采用双馈电机或通过变频器并网的变速风电机组。固定转速风电机组发出有功的同时吸收无功功率,不具备调压能力,其电压通过无功补偿和调节系统电压水平来调整;通过变频器并网的变速风电机组不具备发无功能力,但通过调节变频器,可以使并网时功率因数达到很高水平;变速恒频风电机组具备调压能力,在发出有功功率的同时可以发出无功功率,并可根据系统需要在一定范围内调节无功输出,但从目前国内安装的变速恒频风电机组情况来看,大部分没有应用调压功能,运行中保持机端功率因数为1.0。
大规模风电场并网的主要问题
风电场并网运行对电网的影响由于风电具有随机性和间歇性特点,并网风电将对电网产生一定影响。风电发展初期装机规模较小,与配电网直接相连,对电网的影响主要表现为电能质量,随着大规模风电接入输电网,系统调峰压力加大,系统稳定和运行问题突显。电能质量风电机组对电能质量的影响主要表现在高次谐波、电压闪变和电压波动上,在采用双馈变速恒频风电机组的情况下较为严重。并网风电机组在连续运行和机组切换操作过程中都会产生电压波动和闪变。
1、电压波动和闪变
风力发电机组大多采用软并网方式, 但是在启动时仍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, 影响电能质量。
风资源的不确定性和风电机组本身的运行特性使风电机组的输出功率是波动的，会影响电网的电能质量，如电压偏差、电压波动和闪变、谐波以及周期性电压脉动等。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。电网电压的变化受风电系统有功和无功功率的影响。风电机组输出的有功功率主要依赖于风速;在无功功率方面，恒速风电机组吸收的无功功率随有功功率波动而波动，双馈电机一般采用恒功率因数控制方式，因而无功功率波动较小。并网风电机组不仅在持续运行过程中产生电压波动和闪变，而且在启动、停止和发电机切换过程中也会产生电压波动和闪变。典型的切换操作包括风电机组启动、停止和发电机切换，其中发电机切换仅适用于多台发电机或多绕组发电机的风电机组。这些切换操作引起功率波动，并进一步引起风电机组端点及其他相邻节点的电压波动和闪变。
2、谐波
风电给系统带来谐波的途径主要有两种: 一种是风力发电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力发电机,软启动阶段要通过电力电子装置与电网相连, 会产生一定的谐波, 不过过程很短, 发生的次数也不多,通常可以忽略。但是对于变速风力发电机则不然, 变速风力发电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, 随着电力电子器件的不断改进, 这一问题也在逐步得到解决。另一种是风力发电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.
风电装置中电力电子器件是风电装置中最重要的谐波源;在风电系统中，由于异步机、变压电容器等设备均为三相，且采用三角型或Y型连接方式，故不存在偶次或3的倍数次谐波，即风系统中存在的谐波次数为5、7、11、13、17等。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人系统，如果电力电子装置的切换频率恰好在产生谐波的范内，则会产生很严重的谐波问题。
电压波动与闪变的抑制
目前, 大部分用于改善和提高电能质量的补偿装置都具有抑制电压波动与闪变的功能 , 如静止无功补偿器 (SVC)、有源滤波器 (APF)、动态电压恢复器 (DVR) ,以及配电系统电能质量统一控制器 (DS2Unicon)等.
静止无功补偿器 (SVC)
电压闪变是电压波动的一种特殊反映，闪变的严重程度与负荷变化引起的电压变动相关，在高电压或中压配电网中，电压波动主要与无功负荷的变化量及电网的短路容量有关。在电网短路容量一定的情况下，电压闪变主要是由于无功负荷的剧烈变动所致。因此，对于电压闪变的抑制，最常用的方法是安装静止无功补偿装置，目前这方面的技术已相当成熟。但是，由于某些类型的SVC本身还产生低次谐波电流，须与无源滤波器并联使用，实际运行时可能由于系统谐波谐振使某些谐波严重放大。因此，在进行补偿时，要求采用具有响应时间短、且能够直接补偿负荷的无功冲击电流和谐波电流的补偿器。
有源电力滤波器 (APF)
要抑制电压闪变，必须在负荷电流急剧波动的情况下，跟随负荷变化实时补偿无功电流。近年来，采用电力晶体管 (GTR) 和可关断晶闸管(GTO) 及脉宽调制 (PWM) 技术等构成的有源滤波器，可对负荷电流作实时补偿。有源电力滤波器的工作原理与传统的 SVC完全不同，它采用可关断的电力电子器件，基于坐标变换原理的瞬时无功理论进行控制，其作用原理是利用电力电子控制器代替系统电源向负荷提供所需的畸变电流，从而保证系统只须向负荷提供正弦的基波电流。有源电力滤波器与普通 SVC相比，有以下优点: 响应时间快，对电压波动、闪变补偿率高，可减少补偿容量;没有谐波放大作用和谐振问题，运行稳定; 控制强，能实现控制电压波动、闪变和稳定电压的作用，同时也能有效地滤除高次谐波，补偿功率因数。
动态电压恢复器 (DVR)
在中低压配电网中，有功功率的快速波动同样会导致电压闪变，这就要求补偿装置在抑制电压波动与闪变时，除了进行无功功率补偿使供电线路无功功率波动减小外，还需提供瞬时有功功率补偿。因而传统的无功补偿方法不能有效地改善这类电能的质量，只有带储能单元的补偿装置才能满足要求。动态电压恢复器 (DVR)是将1台由3个单相电压源变流器构成的三相变流器串联接入电网与欲补偿的负荷之间。这里的逆变器采用3个单相结构，目的是为了更灵活地对三相电压和电流进行控制，并提供对系统电压不对称情况的补偿。该装置的核心部分为同步电压源逆变器，当线路侧电压发生突变时，DVR通过对直流侧电源的逆变产生交流电压，再通过变压器与原电网电压相串联，以补偿系统电压的跌落或抵消系统电压的浪涌。由于DVR通过自身的储能单元，能够在 ms级内向系统注入正常电压与故障电压之差，可用于克服系统电压波动对用户的影响。因此，它是解决电压波动、不对称、谐波等动态电压质量问题的有效工具，是面向负荷的补偿装置，起到将系统与负荷隔离的作用。该装置仅对特定负荷加以补偿，所以其容量仅取决于负荷的补偿容量和要求的补偿范围。目前，大部分DVR装置的直流侧采用电容来提供直流电压，只能提供有限的能量，若要求DVR长时间提供电压补偿，则必须让 DVR输出的电压和电流垂直，这样 DVR装置不提供有功，只进行无功交换，即可满足长期工作的要求。
统一电能质量控制器及其他补偿装置
统一电能质量控制器 (UPFC) 结合了串、并联补偿装置的特点，具有对电压、电流质量问题统一补偿的功能，属于综合的补偿装置。含有储能单元的串、并联组合的用户电力综合补偿装置，除了应用于配电系统的谐波补偿外，还可以解决瞬时供电中断和电压波动等动态电压质量问题，提高供电的可靠性。
电网的调峰能力取决于地区负荷水平及特性、电源结构和备用容量大小。风电场出力可以看作为负的负荷，风电场接入电网后加大了电网的等效负荷的峰谷差。风电场总的出力范围约为风电装机的2%～70%(地理分布越广，装机容量越大、风电场出力越平滑)。在地区无风的情况下，电网调峰压力加大。地区电网的调峰能力一定程度上限制了并网风电的总规模。在风电比较集中地区宜建设一定容量调节速度快、性能好的电源(例如抽水蓄能电站)配合风电的运行，提高系统调峰能力，增加电网接受风电的容量。电网稳定性大型电网具有足够的备用容量和调节能力，对于小容量风电场一般可以不考虑风电进入引起频率稳定性问题，但是随着并网风电规模的加大，频率稳定问题将会有所突出，风电机组宜考虑参与系统频率控制。
由于风能具有随机性、间隙性的特点，和风电场采用异步发电机的一些特性，随着风电装机容量的增加，在电网中所占比例的增大，使得风电的并网运行对电网的安全、稳定运行带来重大的影响，其中最为突出的问题就是使风电系统的电能质量严重下降，甚至导致电压崩溃，因此研究电压稳定性是极其必要的。
电压稳定性问题
大型风电场及其周围地区, 常常会有电压波动大的情况, 主要有以下三种。风力发电机组启动时,仍然会产生较大的冲击电流。单台风力发电机组并网对电网电压的冲击相对较小, 但并网过程至少持续一段时间后(约几十秒)才消失。多台风力发电机组同时直接并网会造成电网电压骤降, 因此多台风力发电机组的并网需分组进行, 且要有一定的间隔时间。当风速超过切出风速或发生故障时, 风力发电机会从额定出力状态自动退出并网状态, 风力发电机组的脱网会导致电网电压的突降, 而机端较多的电容补偿由于抬高了脱网前风电场的运行电压,引起了电网电压的急剧下降。
静态电压稳定性可以用电压崩溃某一特定节点的负荷曲线(类似于鼻形曲线)来表征，这种通过潮流计算获得的负荷特性曲线也可以用来定义风电场输送到电网的最大风能。研究表明，一方面风电场的有功出力使负荷特性极限功率增大，增强了静态电压稳定性;另一方面风电场的无功需求则使负荷特性的极限功率减少，降低了静态电压稳定性，但只要系统的无功供给足够多，则整体上可以认为风电场的并网增强了系统的静态电压稳定性。也就是说，风电并网对电网静态电压稳定性的影响可以是正面的也可以是负面的，它跟风力发电机的运行点是密切相关的。
如果地区电网足够强壮，则系统发生故障后风电机组在故障清楚后能够恢复极端电压并稳定运行，地区电网的暂态电压稳定性便能够得到保证;如果地区电网较弱，则风电机组在系统故障清除后无法重新建立机端电压，风电机组运行超速失去稳定，就会引起地区电网暂态电压稳定性的破坏，此时，需利用风电场或风电机组的保护将风电场或风电机组切除以保证区域电网的暂态电压稳定性;或者通过在风电场安装动态无功补偿装置、及利用变速风电机组的动态无功支撑能力在暂态过程中及故障后电网的恢复过程中支撑电网电压，保证区域电网的暂态电压稳定。
大规模风电场并入电网后，对电网的电压稳定性影响较为突出。风电容量过大，系统发生故障时风电场恢复电压需要吸收大量无功，此时若系统无功功率储备不足，将引起系统局部电压崩溃。从无功电压控制角度考虑，宜采用具有调压功能的变速恒频风电机组。另外，在风电场内和并网点可适当考虑配置快速无功补偿设备SVC(静止无功补偿器)或STATCOM(静止无功发生器);风电场变电站的主变压器宜采用有载调压变压器，分接头切换可手动控制或自动控制，根据电力调度部门的指令调整。分析可见，受电网调峰能力和无功电压控制的制约，一个既定的电力系统可接受的风电装机容量是有限的。值得注意的是，目前部分地区风电项目总规模(已投产、在建和已开展前期工作的项目)已超过某些设计年份电网最大接受风电能力，为满足电网运行安全，需要合理安排风电场投产规模和时序，加快电网及调峰电源的建设，提高电网接受风电能力。
风电场大多在电网的末端，网络结构比较薄弱，其短路容量较小，在风速、风力机组类型、控制系统、电网状况、偏航误差以及风剪切等因素的扰动下，必然导致输出功率的变化和电压的波动，从而影响电能质量和电压的稳定性。风电场对电压的影响主要包括电压波动，闪变以及波形畸变电压不平衡等。电压的波动幅度不仅与风电功率大小有关，而且与风电场分布和变化特性等有关，由于风力发电机对所连接的母线电压非常敏感，当系统发生扰动时，系统电压若降低到0.85 pu以下，风机会从电网脱机。由于很多的扰动和故障是瞬时的，当扰动后又再次投入运行，随着风机单机容量的增大和风电场规模的增大，这个投切的过程对电网的冲击很大。
风电机组低电压穿越能力问题
低电压穿越(LVRT)指在风机并网点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，支持电网恢复电压，直到电网恢复正常，从而“穿越”这个低电压时间。当风机在电网中所占比例较低时，若电网出现故障，风机就实施被动式自我保护而立即解列，不用考虑故障的持续时间和严重程度，从而最大限度的保障风机安全，这种情况是可以被接受的。然而，当风电在电网中所占比例较大时，若风机在系统发生故障是仍然采取被动保护式解列方式，则会增加整个系统的恢复难度，甚至可能加剧故障，最终导致系统其他机组全部解列，此时对风电机组必须要求风电机组具有相应的低电压穿越能力，且必须采取有效的低电压穿越措施，以维护风电场电网的稳定。
风力发电机组并网方式
现代风力发电机组主要采用软并网方式，即采用电力电子装置在发电机转轴同电力网络频率之间建立一种柔性连接，在风电机组启动时，控制系统对风速变化不间断地检测。由于异步电机在起动时，其转速较小，切入电网时其转差率很大，起动电抗很小，会产生相当于发电机额定电流5～7倍的冲击电流，此电流不仅对电网造成很大冲击，而且会影响机组寿命。建议风电机组启动时，在机组转速接近或达到同步转速时切入电网，尽量避免冲击电流对电力系统及风电机组本身造成的危害。当前一般使用的方法是当电机转速接近同步转速时, 与电网直接相连的双向可控硅在门极触发脉冲的控制下按0、 15、 30、 45、 60、 75、 90、120、 150、 180导通角逐步打开，将并网冲击电流限制在2倍电机额定电流以内。可控硅完全导通后，转速超过同步转速进人发电状态，旁路接触器将双向可控硅短路，风电机组进人稳态运行阶段。
根据《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》及《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》，本期工程考虑变电站变压器无功损耗，并适当兼顾负荷侧的无功补偿。风电场110 kV升压变电站两台31.5 MVA主变压器35 kV母线侧各配置2×3 Mvar电容器。
目前, 风电机组无功补偿方式大致有两种。
(1) 直接安装在风力发电机里、进行本地补偿。
(2) 安装在风力发电场与公网并网处进行集中补偿，在风力发电机启动、运行过程中，防止波动、稳定电压，在公用电网发生故障的时候投入全部补偿，起到紧急处置、稳定公网电压的作用。
由于发电机组选型按变速恒频双馈风力发电机组考虑，该机组本身带有无功补偿及消谐装置，可进行本地补偿,无需另加补偿装置。若采用一般异步风力发电机组，则将风力机组当电力用户对待，每台发电机组最大无功补偿容量根据异步发电机在额定功率时的功率因数来设计，其补偿的无功功率必须保证功率因数达到设计的额定功率因数，一般为大于0.95。
风电场运行管理需注意的问题
风电随机性对电网调度计划的影响传统调度计划的编制和实施，完全基于电源的可靠性、负荷的可预测性。在系统风电容量达到一定的规模后，风电的随机性和不可预测性会给传统的调度安排和实施带来困难。如果对风电场出力预测水平达不到工程实用程度、调度计划编制方法得不到改进，电网就很难适应大容量风电场接入的要求。
风电对地方电网电压波动及闪变的影响
大容量风电场接入电网引起电压波动和闪变尤为显著，此外风电机组装配的电力电子设备，在运行也会产生一定的谐波 (与电压波动和电压闪变相比可能不会很突出)。因此，接有大型风电场的榆林网要制定相应措施，加强对风电接入点的电能质量的实时监测和管理。为抑制风电场带来的电压波动和闪变，应尽可能将大型风电场接入与系统联系紧密的变电站，增大风电场接入点的短路容量。
随着能源问题和环境问题的日益凸现，世界各国都重新调整各自的能源策略，大力开发新能源。风能是一种取之不尽、用之不竭的可再生能源，风力发电因为技术比较成熟，可形成规模开发，近年来得到迅速发展。
电网运行必须考虑大片区域风电机组切机带来的电压稳定问题。常规的大容量发电厂退出运行时系统由于突然失去大量无功注入可能存在电压崩溃的危险。如果被切的风电场机组属于感应发电机类型，其切机后果恰恰相反，可能造成相当数量的无功富余。
异步感应电机风电机组与双馈感应电机的比较
对于异步感应电机风电机组的风电场，当其输出有功功率增长时，其吸收的无功功率也增长，同时由于线路送出有功功率的增长还会导致线路电抗消耗的无功增长，且与线路的电流平方成正比，因此，包括风电场及其等值线路在内的总无功负荷在风电出力较大时其数量也是很可观的。当机端并联电容器提供的无功功率与线路充电无功功率之和大于风电场等值线路消耗的无功时，风电场机端电压水平能够得到改善;当风电场出力增加带来风电场消耗的无功及线路消耗的无功大于机端并联电容器提供的无功功率与线路充电无功功率时，风电场机端电压水平降低。由于风电场无功源都是并联电容器性质的无功源，输出无功与电压平方成正比，因此，电压降低时其提供的无功也减少，不能够提供足够的无功支持，其电压稳定水平降低。
基于双馈感应电机风电场静态电压稳定性，由于双馈感应电机能够实现有功、无功的解耦控制，因此基于双馈感应电机的变速风电场的无功特性取决于双馈风电机组的控制。一般而言，双馈风电机组构成的风电场能够控制其风电场出口与电网之间不交换无功功率，即整个风电场不发出也不消耗无功;因此，风电场与等值线路中的无功损耗是此系统的无功负荷，相比于异步感应电机风电场，由于其无功消耗变小，其电压稳定性要明显好于异步感应电机风电场。
研究表明：大规模风电场的低电压穿越能力对电网的安全稳定运行有一定影响，在某些情况下，具有低电压穿越能力的风电场反而对系统稳定不利。风电机组低电压穿越能力如何配置需要根据电网的实际情况，通过仿真计算来决定。新建风电场应根据电网要求，选用具有低电压穿越能力的机组，并进行功能配置;对现有不满足低电压穿越能力的风电机组进行改造，对双馈和直驱型风电机组增配低电压穿越功能模块，使其具有低电压穿越能力;对不具备改造条件的风电场，在风电场并网点配置无功补偿设备，如静止无功补偿器(static var compensator，SVC)、静止同步补偿器(static synchronous compensator，STATCOM)等。
可得结论：
1、由于风电的随机性和间歇性特点，及其很强的地域性，风电大规模发展对电力系统产生一定影响。
2、一个既定的电力系统可承受的风电容量是有限的，有必要对系统调峰能力、无功电压控制等方面进行研究，科学地确定各地区风电场可接入电网的容量。
3、风电场宜优先考虑电量的就地消化，对于风电大规模外送，需综合考虑合理选择送出方式，结合地区电网规划研究输电方案。另外，风电场接入点短路比是风电场接入系统需要考虑的重要因素。
4、随着风电规模的增加，系统在频率、电压控制方面需对风电机组提出更高的技术要求。
5、传统的电源运行方式和控制手段需要进行适当的改进和调整。
6、为保证我国风电大规模的快速发展，需要加大电网投资，应积极做好配套电网建设。
给出建议：
1、风力发电应纳入地区电源及电网规划统筹考虑。当某一地区的风电场总装机总容量超过1000MW，建议对集中建设的风电场进行相关输电系统规划设计。
2、建议加大风电前期工作力度，做好风电场的出力特性研究和发电量预测，为风电的大规模发展提供充足的项目储备和翔实的基础资料;建立各并网大型风电场的实时信息数据库，研究随机的发电计划算法，为风电并网运行提供技术支持。
