大型风电场接入高压电网：保护影响剖析与应对策略探究

大型风电场接入高压电网：保护影响剖析与应对策略探究一、引言1.1研究背景与意义在全球积极推进能源转型的大背景下，风能作为清洁、可再生的能源，在能源结构中的地位愈发重要。随着科技的进步与政策的大力支持，风电产业迎来了前所未有的发展机遇。据国际能源署（IEA）及全球风能理事会（GWEC）数据显示，过去十年间，风力发电装机容量实现了飞跃式增长，不仅在欧洲北海沿岸、美国中西部及中国北部等传统风电强地持续扩张，还在新兴市场如非洲、拉丁美洲展现出巨大潜力。截至2023年年底，中国风电累计装机容量已突破4.4亿千瓦，同比增长约20.7%，再次刷新历史纪录，中国风电市场开始迅速崛起，成为全球最大的风电市场之一，风电并网装机容量持续增长，占到了全球风电总装机的近40%。我国的海岸线长、可利用海域面积广，在发展海上风电方面有着天然优势，在全球积极推进能源转型的大背景下，我国海上风电发展速度正迎来前所未有的机遇。随着风电装机规模的不断扩大，大型风电场接入高压电网成为必然趋势。然而，风电的随机性、间歇性和波动性等固有特性，给高压电网的安全稳定运行带来了诸多挑战，其中对电网保护的影响尤为显著。传统的高压电网保护系统是基于常规电源特性设计的，当大型风电场接入后，电网的拓扑结构、短路电流特性、功率流向等均发生了明显变化，这使得原有的保护原理、配置和整定方法难以满足新的运行要求，可能导致保护装置误动、拒动，进而影响电网的可靠性和供电质量，甚至引发大面积停电事故。深入研究大型风电场对高压电网保护的影响及对策具有重要的现实意义。从保障电网安全稳定运行角度来看，准确掌握风电接入后对电网保护的影响规律，能够有针对性地优化保护方案，提高保护装置的动作可靠性，有效降低电网故障风险，确保高压电网在复杂运行条件下的安全稳定运行。从促进风电消纳角度出发，合理的保护策略可以减少因保护问题导致的风电限电现象，提高风电利用率，推动风电产业的健康发展。从提升电力系统整体效益方面考虑，解决好大电网保护问题，有助于实现电力资源的优化配置，提高电力系统的运行效率和经济效益，对于构建清洁低碳、安全高效的能源体系具有重要的支撑作用。1.2国内外研究现状在国外，风电发展起步较早，对大型风电场接入高压电网保护影响及对策的研究也开展得相对深入。早期，学者们主要聚焦于风电机组故障特性分析。例如，丹麦技术大学的研究团队通过对双馈异步风力发电机（DFIG）的故障暂态过程建模与仿真，详细剖析了其在不同故障类型下的电流、电压变化规律，发现DFIG在短路故障时，其定子和转子电流会出现复杂的暂态分量，这为后续研究保护方案提供了基础。在保护原理适应性方面，美国电力研究协会（EPRI）针对传统电流保护在风电接入后的性能变化进行了大量实验研究，结果表明，由于风电接入改变了电网的短路电流分布和大小，传统电流保护的动作特性会发生偏移，可能导致误动或拒动。随后，一些新型保护原理被提出，如基于行波的保护原理，利用故障行波在输电线路中的传播特性来实现快速故障检测与定位，德国亚琛工业大学的相关研究验证了该原理在含风电电网中的有效性，但也指出其受线路分布电容和干扰信号影响较大的问题。在保护配置与整定方面，欧洲一些国家如德国、西班牙等，通过建立含风电的电网模型，对不同类型保护装置的配置方案进行了优化研究，提出根据风电场的规模、位置以及电网结构等因素，合理调整保护装置的整定值，以提高保护系统的可靠性。国内对该领域的研究随着风电产业的快速崛起而迅速发展。在风电场故障特性研究方面，国内学者也取得了丰硕成果。清华大学通过对直驱永磁同步风力发电机（PMSG）的故障分析，揭示了其故障时的电磁暂态过程，发现PMSG在故障初期会产生较大的冲击电流，且其故障特性与控制策略密切相关。在保护原理研究方面，国内众多科研机构和高校积极探索适用于含风电电网的新型保护原理。例如，华北电力大学提出了基于广域测量系统（WAMS）的保护原理，利用电网中多个测量点的信息进行综合分析，有效提高了保护的灵敏性和可靠性，但在实际应用中，面临着数据传输延迟和同步精度等问题。在保护配置与整定方面，国家电网公司等企业结合我国电网实际情况，开展了大量工程实践研究，制定了一系列针对风电接入的保护配置和整定规范，如根据不同地区电网的特点和风电接入规模，合理选择保护装置的类型和参数，但在复杂电网结构和高比例风电接入情况下，仍需进一步优化。尽管国内外在大型风电场对高压电网保护影响及对策方面取得了一定的研究成果，但仍存在一些不足之处。一方面，现有研究多基于理想的电网模型和运行条件，而实际电网中存在大量复杂因素，如不同厂家风电机组的差异性、电网运行方式的频繁变化以及恶劣天气等，这些因素对电网保护的影响研究还不够深入。另一方面，随着风电技术的不断发展，如海上风电的大规模开发、新型风电机组的应用以及多能互补能源系统的出现，对电网保护提出了新的挑战，目前的研究成果难以完全满足这些新需求。在未来的研究中，需要进一步综合考虑实际电网中的各种复杂因素，加强对新型风电技术下电网保护问题的研究，以不断完善高压电网保护体系，适应风电大规模接入的发展趋势。1.3研究内容与方法本文主要从影响和对策两个大的方面展开研究，深入剖析大型风电场接入高压电网后对电网保护产生的具体影响，并针对性地提出有效的解决对策。在影响研究方面，首先对风电场的基本类型、运行特性进行详细分析，包括不同类型风电机组（如双馈异步风力发电机、直驱永磁同步风力发电机等）的工作原理、数学模型以及在不同工况下的运行特点。在此基础上，深入探讨风电场接入对高压电网短路电流特性的影响，研究短路电流大小、方向以及波形的变化规律，分析其对传统电流保护、距离保护等保护原理的适应性影响。同时，分析风电场接入后电网拓扑结构的变化，以及这种变化对保护配置和整定的影响，包括保护范围的改变、保护灵敏度的降低等问题。此外，还将研究风电场的间歇性和波动性对电网保护的影响，探讨其如何导致保护装置的误动和拒动，以及对电网可靠性的影响。在对策研究方面，根据前面分析得出的影响因素，提出一系列针对性的解决对策。从保护原理改进角度出发，研究适用于含风电高压电网的新型保护原理，如基于故障分量的保护原理、自适应保护原理等，分析其在提高保护可靠性和灵敏性方面的优势。在保护配置优化方面，根据风电场的规模、位置以及电网结构等因素，提出合理的保护配置方案，包括保护装置的选型、安装位置的确定等。在保护整定计算方面，研究考虑风电接入的保护整定方法，通过对短路电流计算模型的改进、对风电不确定性的量化处理等，提高保护整定值的准确性和可靠性。同时，还将探讨利用智能技术（如人工智能、大数据分析等）提升电网保护性能的方法，研究如何通过智能算法实现保护装置的自适应调整、故障的快速诊断和定位等。在研究方法上，采用了多种方法相结合的方式。一是文献研究法，广泛查阅国内外相关的学术文献、研究报告、技术标准等资料，全面了解大型风电场对高压电网保护影响及对策的研究现状和发展趋势，为本文的研究提供理论基础和参考依据。二是案例分析法，选取国内外典型的大型风电场接入高压电网的实际案例，对其电网保护系统在风电接入前后的运行情况进行深入分析，总结实际工程中出现的问题及解决经验，验证理论研究的成果。三是理论分析与仿真研究相结合的方法，运用电力系统分析理论，建立含风电的高压电网数学模型，对风电场接入后的电网保护相关问题进行理论分析；同时，利用专业的电力系统仿真软件（如PSCAD/EMTDC、MATLAB/Simulink等）进行仿真研究，模拟不同工况下电网的运行情况，分析风电场接入对电网保护的影响，验证所提出对策的有效性和可行性。通过多种研究方法的综合运用，确保研究结果的科学性、准确性和实用性。二、大型风电场与高压电网保护相关理论基础2.1大型风电场概述风电场的规模通常依据装机容量来划分。按照中华人民共和国能源行业标准NB/T10101—2018《风电场工程等级划分及设计安全标准》，装机容量50MW及以上的风电场被归为大型风电场。这一划分标准充分考虑了风电场对电力系统的影响程度以及在能源供应体系中的地位。随着风电技术的不断进步和市场需求的增长，大型风电场的规模也在持续扩大，部分超大型风电场的装机容量甚至可达数百兆瓦，如我国内蒙古地区的一些风电场，其装机容量已突破千万千瓦大关，成为地区电力供应的重要支撑。近年来，全球风电场发展态势迅猛。从国际能源署（IEA）发布的数据来看，2023年全球风电累计装机容量实现了大幅增长，新增装机容量超过100GW，累计装机容量突破1000GW，标志着风电在全球能源结构中的地位日益重要。中国作为风电发展的领军者，在风电场建设方面成绩斐然。截至2023年底，中国风电累计装机容量达到4.4亿千瓦，连续多年位居全球首位。中国不仅在陆上风电场建设方面取得了显著成就，海上风电场的发展也呈现出强劲的势头。2023年，中国海上风电新增装机容量12.1GW，同比增长84%，累计装机容量突破45GW，如江苏沿海地区的海上风电场，已成为我国海上风电发展的重要示范基地。风电机组作为风电场的核心设备，主要包括双馈异步风力发电机（DFIG）和直驱永磁同步风力发电机（PMSG）等类型。双馈异步风力发电机通过齿轮箱与风轮相连，实现转速的提升，其定子直接接入电网，转子通过变频器与电网连接，可实现变速恒频运行。这种机组的优点在于技术成熟、成本相对较低，能够在一定程度上适应风速的变化，提高风能利用效率；缺点是齿轮箱需要定期维护，增加了运维成本和故障风险，且变频器容量相对较小，对电网的适应性有限。直驱永磁同步风力发电机则采用永磁材料作为转子，无需齿轮箱，风轮直接与发电机相连，实现低速直驱。其优势在于结构简单、可靠性高、维护成本低，能够有效减少齿轮箱故障带来的停机时间，且具有更好的低电压穿越能力，对电网稳定性的影响较小；不足之处在于永磁材料成本较高，发电机体积和重量较大，对制造工艺要求也更高。风电机组的工作原理基于电磁感应定律，通过风轮捕获风能，将其转化为机械能，进而带动发电机旋转，产生电能。当风吹过风轮叶片时，叶片受到空气动力的作用而旋转，风轮的旋转通过传动系统传递给发电机，发电机内部的磁场与电枢绕组相互作用，产生感应电动势，从而输出电能。在这个过程中，控制系统会根据风速、风向等参数，实时调整风轮叶片的桨距角和发电机的励磁电流，以确保风电机组始终处于最佳运行状态，实现最大风能捕获和高效发电。风电机组的并网方式主要有直接并网和通过逆变器并网两种。直接并网是指风电机组的输出电压和频率与电网一致时，直接将其接入电网，这种方式简单直接，但对风电机组的控制精度要求较高，需要确保并网瞬间的冲击电流在允许范围内，否则可能会对电网和设备造成损害。通过逆变器并网则是先将风电机组输出的交流电转换为直流电，再通过逆变器将直流电转换为与电网匹配的交流电后接入电网。这种方式能够有效解决风电机组输出电能的稳定性和兼容性问题，提高并网的可靠性和电能质量，尤其适用于变速恒频风电机组，但逆变器的成本较高，且在转换过程中会产生一定的能量损耗。2.2高压电网保护原理高压电网保护的基本任务是在电力系统出现故障或异常运行状态时，迅速、准确地动作，将故障设备从电网中切除，或发出告警信号，以保障电力系统的安全稳定运行，确保电力设备免受损坏，最大限度地减少停电范围和时间，提高供电可靠性。其工作原理主要基于电力系统故障时电气量的变化特征。当电力系统发生故障，如短路、断线等，电流、电压、阻抗等电气量会出现显著变化。短路故障时，故障点与电源之间的电气距离缩短，根据欧姆定律，电流会急剧增大；由于短路电流在输电线路阻抗上产生较大压降，导致故障点附近的电压大幅降低。正常运行时，线路的阻抗值相对稳定，而短路故障发生后，测量阻抗会因电流增大和电压降低而减小，且其变化特征与故障类型、位置密切相关。通过对这些电气量变化的实时监测和分析，当电气量超过或低于预先设定的阈值时，保护装置便会启动相应的保护动作。常见的高压电网保护装置及其工作原理包括：电流保护：电流速断保护是一种瞬时动作的电流保护，它按照躲过被保护线路末端可能出现的最大短路电流来整定动作电流。当线路发生短路故障，短路电流大于电流速断保护的整定值时，保护装置立即动作，跳开断路器，切除故障线路。由于其动作迅速，能够快速切除靠近电源端的严重短路故障，但它存在保护范围受运行方式影响较大的局限性，在系统运行方式变化时，其保护范围可能会发生较大改变，甚至可能出现保护死区。过电流保护则是按照躲过线路的最大负荷电流来整定动作电流，并带有一定的动作时限。当线路电流超过过电流保护的整定值且持续时间达到预定的动作时限时，保护装置动作，跳开断路器。过电流保护主要作为本线路的近后备保护以及相邻线路的远后备保护，其动作时限按照阶梯原则进行整定，以保证选择性，但由于动作时限较长，可能会对系统的稳定性产生一定影响。距离保护：距离保护是利用测量故障点到保护安装处的距离（阻抗）来判断故障位置的一种保护装置。它通过测量线路的电压和电流，计算出线路的测量阻抗，当测量阻抗小于预先设定的整定阻抗时，保护装置动作。距离保护一般分为三段，第Ⅰ段是瞬时动作的，其保护范围通常为被保护线路全长的80%-85%，能够快速切除本线路上靠近保护安装处的故障；第Ⅱ段的动作时限比第Ⅰ段长，保护范围延伸到下一条线路的一部分，作为第Ⅰ段保护的后备保护；第Ⅲ段的动作时限最长，保护范围覆盖本线路及相邻线路全长，作为本线路和相邻线路的远后备保护。距离保护不受系统运行方式变化的影响，能够较为准确地判断故障位置，但它对电压互感器和电流互感器的精度要求较高，当互感器出现误差或故障时，可能会影响保护装置的正确动作。差动保护：差动保护是基于基尔霍夫电流定律，通过比较被保护设备各侧电流的大小和相位来判断设备是否发生故障。对于双绕组变压器，正常运行或外部故障时，流入变压器的电流等于流出变压器的电流，差动电流为零；当变压器内部发生故障时，流入和流出变压器的电流不相等，差动电流大于整定值，差动保护装置动作，跳开变压器各侧的断路器。差动保护具有灵敏度高、动作迅速的特点，能够快速准确地切除被保护设备内部的故障，但它对保护装置的可靠性和稳定性要求较高，需要对电流互感器的特性进行严格匹配和校验，以防止因互感器误差导致保护误动。零序保护：零序保护主要用于反映电力系统中的接地短路故障。在中性点直接接地系统中，当发生单相接地短路时，会产生零序电流和零序电压。零序电流保护根据零序电流的大小来判断故障，当零序电流超过整定值时，保护装置动作；零序电压保护则是利用故障时出现的零序电压来启动保护。零序保护具有接线简单、灵敏度高的优点，且受系统运行方式变化的影响较小，但它只能反映接地短路故障，对于其他类型的故障则无法起到保护作用。三、大型风电场对高压电网保护的影响分析3.1对短路电流的影响3.1.1短路电流大小变化当大型风电场接入高压电网后，电网的短路电流特性会发生显著改变，这对电网保护产生了至关重要的影响。风电场接入后，短路电流大小在不同运行方式下会出现明显变化。在正常运行状态下，风电场作为电源向电网注入电能，其输出功率受到风速、风机控制策略等因素的影响。当电网发生短路故障时，风电场会对短路电流产生贡献，但其贡献程度与风电场的类型、规模以及接入位置密切相关。以某实际电网为例，该电网在接入一座装机容量为100MW的风电场前后，对短路电流进行了详细的测量和分析。风电场采用双馈异步风力发电机（DFIG），通过220kV线路接入高压电网。在风电场接入前，电网中某一特定短路点的三相短路电流峰值为15kA。接入风电场后，在相同运行方式和短路条件下，该短路点的三相短路电流峰值变为18kA，短路电流明显增大。这是因为风电场在故障瞬间能够提供一定的短路电流，与系统中原有的短路电流叠加，从而导致短路电流峰值上升。进一步分析不同风速下的情况，当风速处于额定风速附近时，风电机组的输出功率较大，其向短路点提供的短路电流也相对较大。通过仿真计算发现，当风速为12m/s（接近该风电场风机的额定风速）时，风电场对短路电流的贡献约为3kA；而当风速降至8m/s时，风电场的输出功率降低，对短路电流的贡献也减小至1.5kA左右。这表明风电场的短路电流贡献随风速的变化而改变，风速越高，风电场提供的短路电流越大，对电网短路电流大小的影响也就越显著。此外，风电场的接入位置也会对短路电流大小产生影响。若风电场靠近短路点接入，其提供的短路电流在总短路电流中所占比例会相对较高，对短路电流大小的影响更为明显；反之，若风电场距离短路点较远，由于线路阻抗的作用，其对短路电流的贡献会有所减弱。例如，在同一电网中，当风电场接入点距离短路点较近时，短路电流峰值增加了4kA；而当风电场接入点距离短路点较远时，短路电流峰值仅增加了2kA。这种差异说明在分析风电场对短路电流大小的影响时，必须充分考虑其接入位置因素，以便更准确地评估电网保护面临的挑战。3.1.2短路电流相位改变风电场接入高压电网不仅会导致短路电流大小发生变化，还会使短路电流相位发生改变，这对保护装置动作的准确性产生了严重的干扰。风电机组的运行特性与常规同步发电机存在显著差异，其短路电流的相位特性也较为复杂。在传统的高压电网中，短路电流主要由同步发电机提供，其相位与发电机的电动势相位密切相关，具有相对稳定的特性。然而，当风电场接入后，风电机组的短路电流相位受到多种因素的影响，如风机的类型、控制策略、故障类型以及电网的运行状态等。以双馈异步风力发电机（DFIG）为例，在正常运行时，DFIG通过变频器控制实现变速恒频运行，其定子电流与电网电压保持同步，相位相对稳定。但当电网发生短路故障时，DFIG的控制策略会发生变化，为了保证风机的安全运行和低电压穿越能力，变频器会对转子电流进行快速调节，这就导致定子短路电流的相位发生改变。研究表明，在某些故障情况下，DFIG提供的短路电流相位可能会与电网原有短路电流相位相差30°-60°，这种相位差的存在会使保护装置感受到的短路电流矢量发生变化，从而影响保护装置的动作准确性。短路电流相位的改变对距离保护装置的影响尤为显著。距离保护是通过测量故障点到保护安装处的阻抗来判断故障位置的，而阻抗的计算依赖于电压和电流的相位关系。当风电场接入导致短路电流相位改变时，距离保护装置测量到的阻抗值会出现偏差，可能会使保护装置误判故障位置，导致保护范围发生变化，甚至出现误动或拒动的情况。例如，在某含风电的电网中，当发生短路故障时，由于风电场接入使短路电流相位改变，距离保护装置测量到的阻抗值比实际值偏小，导致保护装置误动作，将正常运行的线路切除，造成了不必要的停电事故。对于电流差动保护，短路电流相位的改变同样会带来问题。电流差动保护是基于基尔霍夫电流定律，通过比较被保护设备各侧电流的大小和相位来判断设备是否发生故障。当风电场接入后，由于风电机组短路电流相位的不确定性，可能会使差动保护装置两侧电流的相位差超出正常范围，从而导致差动保护误动。在实际工程中，曾出现过因风电场短路电流相位异常，使得变压器差动保护误动作的案例，给电力系统的安全稳定运行带来了严重威胁。因此，深入研究风电场接入对短路电流相位的影响，采取有效的应对措施，对于保障高压电网保护装置的正确动作具有重要意义。3.2对继电保护装置的影响3.2.1电流保护的误动与拒动风电场接入高压电网后，电流保护的误动与拒动问题愈发凸显，严重威胁着电网的安全稳定运行。传统的电流保护装置是基于电网的稳态运行特性和固定的短路电流水平进行整定的，然而，风电场的接入打破了这种传统的运行模式，使得电网的运行特性变得复杂多变。以某实际风电场接入电网的案例为例，该风电场装机容量为150MW，通过110kV线路接入当地高压电网。在风电场接入前，电网中的电流保护装置运行稳定，能够准确地切除故障线路。但风电场接入后，多次出现电流保护误动和拒动的情况。在一次系统短路故障中，由于风电场的短路电流贡献，使得故障线路的电流超过了相邻线路电流保护的整定值，导致相邻线路的电流保护误动作，将正常运行的线路切除，造成了大面积停电事故。深入分析其原因，风电场接入后，短路电流的大小和方向发生了变化。在故障发生时，风电场的短路电流可能与系统原有的短路电流叠加，使故障线路的电流大幅增加，超出了相邻线路电流保护的动作门槛，从而导致误动。此外，风电场的短路电流衰减特性与常规电源不同，可能在保护装置动作之前就迅速衰减，使得故障线路的电流低于保护装置的整定值，造成保护拒动。例如，在某风电场中，采用的双馈异步风力发电机在短路故障初期，能够提供较大的短路电流，但随着时间的推移，由于其转子侧变流器的限流作用，短路电流迅速衰减。在一次实际故障中，由于短路电流的快速衰减，使得故障线路的电流在保护装置动作时限内降至整定值以下，导致电流保护拒动，故障未能及时切除，进一步扩大了事故范围。风电场的间歇性和波动性也会对电流保护产生影响。当风速发生剧烈变化时，风电场的输出功率会出现大幅波动，进而导致短路电流的波动。这种波动可能使电流保护装置的测量电流在整定值附近频繁波动，导致保护装置误动作。在某些极端情况下，如强对流天气导致风速突变时，风电场的输出功率瞬间大幅下降，短路电流也随之急剧变化，使得电流保护装置出现频繁误动，严重影响了电网的正常运行。因此，为了确保电流保护装置在含风电电网中的可靠动作，需要深入研究风电场对电流保护的影响机制，采取有效的改进措施，如优化保护整定值、采用自适应电流保护等，以提高电流保护的适应性和可靠性。3.2.2距离保护测量误差风电场接入高压电网后，距离保护测量阻抗出现误差，这对保护范围和可靠性产生了显著影响。距离保护是高压电网中常用的一种保护方式，其工作原理是通过测量故障点到保护安装处的阻抗来判断故障位置，并根据预设的整定阻抗来确定保护动作与否。然而，风电场的接入改变了电网的电气特性，使得距离保护的测量阻抗出现偏差，进而影响了保护的准确性和可靠性。风电场接入后，电网的拓扑结构和潮流分布发生了变化。由于风电场的输出功率具有随机性和波动性，电网中的潮流会随着风电场出力的变化而频繁波动。当电网发生故障时，故障点的电压和电流不仅受到系统电源的影响，还受到风电场的影响，这使得距离保护测量到的电压和电流信号变得复杂，导致测量阻抗出现误差。例如，在某含风电的电网中，当风电场出力较大时，电网中的潮流方向发生改变，故障点的电压分布也随之改变。在一次短路故障中，距离保护装置测量到的电压信号受到风电场的影响，使得计算得到的测量阻抗比实际值偏小，导致保护装置误判故障位置，将正常运行的线路切除，造成了不必要的停电事故。风电场的短路电流特性与常规电源不同，也会导致距离保护测量误差。风电机组在短路故障时，其短路电流中含有大量的非周期分量和高次谐波分量，这些分量会影响距离保护装置对电压和电流的准确测量。非周期分量的存在会使电流互感器和电压互感器的暂态特性发生改变，导致测量信号出现畸变，从而使测量阻抗产生误差。高次谐波分量会与基波分量相互作用，进一步增加了测量阻抗的计算误差。研究表明，在某些情况下，风电场短路电流中的高次谐波分量会使距离保护测量阻抗的误差达到20%-30%，严重影响了保护装置的正确动作。此外，风电场接入后，电网中的电容电流也会发生变化，这对距离保护的测量也会产生影响。在含风电的电网中，由于风电场的接入，线路的电容电流可能会增大，尤其是在采用电缆线路的情况下。电容电流的增大使得故障点的电流分布发生改变，从而影响距离保护装置对测量阻抗的计算。在某风电场接入电网后，由于线路电容电流的增大，距离保护装置在故障时测量到的阻抗值与实际值存在较大偏差，导致保护范围缩小，部分故障无法及时切除，影响了电网的可靠性。因此，为了提高距离保护在含风电电网中的性能，需要研究有效的方法来减小测量误差，如采用滤波技术去除非周期分量和高次谐波分量的影响、改进测量算法以适应电网潮流的变化等。3.2.3自动重合闸问题风电场接入高压电网后，自动重合闸面临着一系列新的问题，这些问题对重合闸时机选择和重合成功概率产生了重要影响，进而威胁到电网的供电可靠性。自动重合闸是一种提高输电线路供电可靠性的重要措施，它能够在输电线路发生瞬时性故障时，自动将断路器重新合闸，恢复线路的正常供电。然而，风电场的接入改变了电网的故障特性和运行状态，使得传统的自动重合闸策略难以适应新的要求。风电场的间歇性和波动性使得故障后的系统状态变得复杂，增加了重合闸时机选择的难度。在传统电网中，故障切除后系统能够较快地恢复稳定，重合闸时机相对容易确定。但在含风电的电网中，风电场的输出功率会随着风速的变化而快速波动，故障切除后系统的电压、频率等参数也会随之波动。当风速突然变化时，风电场的输出功率可能会瞬间大幅改变，导致系统电压和频率出现较大偏差。如果在系统尚未稳定时就进行重合闸，可能会引发系统振荡，甚至导致重合失败。例如，在某风电场接入的电网中，一次线路故障切除后，由于风速突然增大，风电场的输出功率迅速上升，系统电压和频率出现较大波动。此时若立即进行重合闸，会使系统受到较大的冲击，可能引发系统失稳，因此需要等待系统稳定后再进行重合闸，这就增加了重合闸时机选择的复杂性。风电场的接入还会导致重合成功概率降低。一方面，风电场的短路电流特性与常规电源不同，故障切除后故障点的电弧熄灭时间和绝缘恢复时间可能会发生变化。风电机组在短路故障时，其短路电流中含有大量的非周期分量和高次谐波分量，这些分量会使故障点的电弧更加难以熄灭，延长了电弧持续时间。同时，风电场的接入可能会改变故障点周围的电场和磁场分布，影响绝缘恢复过程。这些因素都可能导致重合闸时故障点的绝缘尚未完全恢复，从而使重合失败。另一方面，风电场的低电压穿越能力也会影响重合成功概率。当电网发生故障导致电压跌落时，风电场需要具备一定的低电压穿越能力，以维持自身的运行并向电网提供无功支持。如果风电场的低电压穿越能力不足，在故障期间可能会与电网解列，导致故障切除后电网的无功功率缺额增大，电压恢复困难，进而降低了重合成功概率。在某风电场接入的电网中，由于部分风电机组的低电压穿越能力不满足要求，在一次故障中，风电场在电压跌落时与电网解列，故障切除后电网电压恢复缓慢，当进行重合闸时，由于电压过低，导致重合失败，线路无法恢复供电。因此，为了提高含风电电网中自动重合闸的性能，需要研究适应风电特性的重合闸策略，如根据系统状态和故障特性动态调整重合闸时机、提高风电场的低电压穿越能力等。3.3对电网稳定性的影响3.3.1电压稳定性问题风电场的功率波动对电网电压稳定性产生了显著影响，进而干扰了保护装置的正常工作。以某大型风电场接入高压电网的实际案例为例，该风电场装机容量为300MW，采用双馈异步风力发电机，通过220kV线路接入电网。在运行过程中，由于风速的剧烈变化，风电场的输出功率出现了大幅波动。在一次强对流天气中，风速在短时间内从10m/s迅速增加到20m/s，随后又骤降至5m/s，导致风电场的输出功率在100MW至300MW之间频繁波动。这种功率波动对电网电压产生了明显的影响。当风电场输出功率快速增加时，大量的电能注入电网，使得电网中的无功功率过剩，导致电压升高。据监测数据显示，在风电场功率快速上升阶段，电网中某关键节点的电压从额定值1.0pu迅速升高至1.15pu，超过了电压允许的波动范围。而当风电场输出功率急剧下降时，电网中的无功功率不足，电压则会降低。在功率下降阶段，该节点电压最低降至0.85pu，严重威胁到电网的安全稳定运行。电压的不稳定对保护装置的正常工作造成了严重干扰。对于过电压保护装置，当电压超过整定值时，保护装置应动作以切除故障或发出告警信号。但在风电场功率波动导致电压频繁波动的情况下，过电压保护装置可能会频繁误动作，将正常运行的线路切除，影响电网的供电可靠性。在上述案例中，由于电压的频繁波动，过电压保护装置多次误动作，导致部分线路不必要的停电，给用户带来了不便。对于低电压保护装置，当电压低于整定值时，保护装置应启动以防止设备因电压过低而损坏。然而，风电场功率波动引起的电压骤降可能会使低电压保护装置误判为故障，从而导致保护装置误动作。在某一时刻，风电场输出功率突然下降，电网电压迅速降低，低电压保护装置误动作，将部分正常运行的设备切除，进一步加剧了电网的不稳定。此外，电压的不稳定还可能导致距离保护、差动保护等其他保护装置的测量误差增大，影响其动作的准确性和可靠性。因此，有效解决风电场功率波动导致的电压稳定性问题，对于保障高压电网保护装置的正常运行至关重要。3.3.2频率稳定性问题风电场出力变化对电网频率产生直接影响，进而通过频率波动对保护装置的动作产生重要影响。电网频率是衡量电力系统运行稳定性的重要指标之一，正常运行时，电网频率应保持在额定值附近，如我国电网的额定频率为50Hz。然而，风电场的出力具有随机性和间歇性，其输出功率会随着风速的变化而快速改变，这给电网频率的稳定带来了挑战。当风电场出力增加时，注入电网的有功功率增多。如果电网的负荷没有相应增加，多余的有功功率会使发电机的转速上升，从而导致电网频率升高。相反，当风电场出力减少时，注入电网的有功功率减少，发电机的转速会下降，电网频率则会降低。在某含风电的电网中，当风电场出力在短时间内增加50MW时，电网频率从50Hz上升至50.2Hz；而当风电场出力减少30MW时，电网频率下降至49.8Hz。这种频率的波动会对保护装置产生影响。频率波动会影响距离保护装置的动作特性。距离保护是通过测量故障点到保护安装处的阻抗来判断故障位置的，而阻抗的计算依赖于电压和电流的相位关系。当电网频率发生波动时，电压和电流的相位会发生变化，这会导致距离保护装置测量到的阻抗值出现偏差，从而影响保护装置的动作准确性。在频率波动较大的情况下，距离保护装置可能会误判故障位置，导致保护范围发生变化，甚至出现误动或拒动的情况。例如，在某含风电的电网中，由于风电场出力变化导致电网频率波动，距离保护装置在一次故障中测量到的阻抗值比实际值偏大，使得保护装置未能及时动作，故障未能得到及时切除，影响了电网的安全稳定运行。频率波动还会对一些基于频率原理的保护装置产生直接影响。低频减载装置是一种为了防止电网频率过度下降而设置的保护装置，当电网频率低于一定值时，低频减载装置会自动切除部分负荷，以维持电网频率的稳定。然而，风电场出力变化引起的频率波动可能会使低频减载装置误动作，切除不必要的负荷，影响电网的供电可靠性。在某些情况下，风电场出力的短暂波动可能会使电网频率瞬间低于低频减载装置的动作阈值，导致装置误动作，切除了重要负荷，给用户带来了严重影响。因此，深入研究风电场出力变化对电网频率的影响以及频率波动对保护装置的影响机制，采取有效的措施来稳定电网频率，对于保障高压电网保护装置的可靠动作具有重要意义。四、应对大型风电场影响高压电网保护的对策4.1优化继电保护配置4.1.1自适应保护技术应用自适应保护技术是一种能够根据电力系统运行状态实时调整保护特性的先进技术，其原理基于对电网运行参数的实时监测和分析。通过安装在电网各个关键位置的传感器，如电流互感器、电压互感器等，实时采集电网的电流、电压、功率等电气量信息。这些信息被传输到保护装置的智能分析单元，该单元利用先进的算法，如人工智能算法、自适应滤波算法等，对采集到的数据进行快速处理和分析，以准确判断电网的运行状态，包括正常运行、故障状态以及故障类型等。当电网运行状态发生变化时，自适应保护装置能够自动调整保护定值和动作特性，以适应新的运行条件。在风电场接入电网后，由于风电场出力的随机性和波动性，电网的短路电流大小和相位会发生变化。自适应保护技术可以实时监测这些变化，并根据当前的短路电流特性，动态调整电流保护的动作阈值，确保在不同运行工况下，保护装置都能准确动作。在某含风电的电网中，采用了自适应电流保护技术。当风电场出力增加导致短路电流增大时，保护装置能够自动提高动作电流整定值，避免因电流波动而误动作；而当风电场出力减少，短路电流减小时，保护装置又能及时降低动作电流整定值，保证保护的灵敏度。自适应保护技术在风电场接入电网中的应用案例众多，以某实际风电场接入高压电网项目为例，该风电场装机容量为200MW，通过220kV线路接入电网。在采用自适应保护技术之前，电网中的继电保护装置频繁出现误动和拒动现象，严重影响了电网的安全稳定运行。接入自适应保护装置后，保护装置能够实时跟踪风电场的运行状态和电网参数的变化，自动调整保护定值和动作特性。在一次电网短路故障中，由于风电场的出力处于波动状态，传统保护装置可能会因短路电流的不稳定而出现误判。但自适应保护装置通过实时监测风电场的出力和短路电流变化，准确判断出故障位置和类型，迅速动作切除故障线路，保障了电网的安全稳定运行。该项目应用自适应保护技术后，继电保护装置的正确动作率从原来的70%提高到了95%以上，有效降低了电网故障风险，提高了供电可靠性。4.1.2差动保护改进传统差动保护在风电场接入后的不足主要体现在对风电场短路电流特性的适应性较差。风电场中的风电机组短路电流具有与常规同步发电机不同的特性，其短路电流中含有大量的非周期分量和高次谐波分量，且短路电流的衰减特性也较为复杂。传统差动保护是基于基尔霍夫电流定律，通过比较被保护设备各侧电流的大小和相位来判断设备是否发生故障。在风电场接入后，由于风电机组短路电流的特殊性，可能会导致差动保护装置两侧电流的相位差和幅值差出现异常，从而使差动保护误动或拒动。为了改进差动保护，可采取以下措施。一是采用滤波技术，对输入差动保护装置的电流信号进行滤波处理，去除其中的非周期分量和高次谐波分量，以提高电流信号的质量，减少对差动保护动作的干扰。采用基于傅里叶变换的数字滤波算法，能够有效地滤除电流信号中的高次谐波分量，使差动保护装置能够更准确地判断电流的大小和相位关系。二是优化差动保护的动作判据，考虑风电场短路电流的特性，引入新的判据参数，如电流变化率、谐波含量等，以提高差动保护的可靠性和灵敏性。当检测到电流变化率超过一定阈值且谐波含量达到一定程度时，结合其他判据，判断是否发生故障，从而避免因风电场短路电流的特殊波动而导致的误动作。三是提高电流互感器的性能，选择饱和特性好、暂态响应特性优良的电流互感器，以减少因电流互感器饱和而导致的电流测量误差，确保差动保护装置能够准确获取各侧电流信息。以某风电场升压站主变压器差动保护改进为例，该风电场采用双馈异步风力发电机，接入电网后，主变压器差动保护多次出现误动情况。通过对故障数据的分析，发现是由于风电机组短路电流中的非周期分量和高次谐波分量导致差动保护装置误判。针对这一问题，在差动保护装置前增加了高性能的滤波装置，对输入的电流信号进行滤波处理；同时，优化了差动保护的动作判据，引入了电流变化率和谐波含量作为辅助判据。改进后，经过多次实际运行验证，主变压器差动保护的误动现象得到了有效遏制，在后续的电网运行中，成功准确动作切除了多次内部故障，保障了主变压器和电网的安全稳定运行，大大提高了风电场的运行可靠性。4.2提升电网稳定性控制策略4.2.1无功补偿与电压控制无功补偿装置在风电场中具有至关重要的作用，其应用能够有效维持电压稳定，确保保护装置的正常运行。风电场中常见的无功补偿装置主要包括静止无功补偿器（SVC）和静止无功发生器（SVG）。静止无功补偿器（SVC）由晶闸管所控制投切电抗器和电容器组成，它能够快速、平滑地调节无功功率，以满足动态无功补偿的需要。当风电场的输出功率发生波动时，SVC可以根据电网电压的变化，迅速调整自身的无功输出，稳定电网电压。在某风电场中，当风速突然变化导致风电场输出功率快速增加时，电网电压出现升高趋势，SVC立即投入运行，吸收多余的无功功率，使电网电压迅速恢复到正常范围，避免了因电压过高导致的保护装置误动作。SVC还能做到分相补偿，对于三相不平衡负荷及冲击负荷有较强的适应性。然而，SVC在晶闸管控制对电抗器的投切过程中会产生高次谐波，为此需加装专门的滤波器，以减少高次谐波对电网的影响。静止无功发生器（SVG）属于电力电子装置，它通过对电流进行采样、分析，然后发出符合要求的补偿电流，能够更精确地控制无功功率的输出。SVG具有响应速度快、调节精度高的优点，能够快速跟踪电网电压的变化，及时提供所需的无功支持。在某海上风电场中，由于海上环境复杂，风速和风向变化频繁，风电场的输出功率波动较大，对电网电压稳定性造成了严重影响。安装SVG后，它能够实时监测电网电压和无功功率需求，快速调整无功输出，有效抑制了电压波动，保障了电网的稳定运行。部分SVG还可以实现三相不平衡、谐波治理等功能，进一步提高了电能质量，为保护装置的可靠运行提供了良好的电气环境。以某实际风电场为例，该风电场装机容量为250MW，接入220kV高压电网。在未安装无功补偿装置之前，风电场的功率波动经常导致电网电压超出允许范围，保护装置频繁出现误动和拒动现象。为了解决这一问题，该风电场安装了一套SVG无功补偿装置。安装后，通过对电网电压的实时监测数据显示，电网电压的波动范围明显减小，电压合格率从原来的80%提高到了95%以上。在一次风速快速变化导致风电场输出功率大幅波动的情况下，SVG迅速响应，及时调整无功输出，使电网电压始终保持在稳定范围内，保护装置也能够正常运行，未出现误动和拒动现象。这充分说明了无功补偿装置在维持风电场电压稳定和保护装置正常运行方面的重要作用。4.2.2频率调节措施风电场参与电网频率调节对于保障保护装置稳定运行具有重要意义，其参与调节的方式主要包括惯性控制、一次调频和二次调频。惯性控制是风电场参与频率调节的一种基础方式。当电网频率发生变化时，风电机组通过释放或储存转子的动能，来模拟传统同步发电机的惯性响应，从而对电网频率的变化起到一定的抑制作用。在电网频率下降时，风电机组可以通过降低转子转速，释放储存的动能，向电网输出额外的有功功率，以弥补电网的功率缺额，阻止频率进一步下降。这种惯性控制能够快速响应电网频率的变化，在频率变化的初期发挥重要作用，为后续的频率调节争取时间。然而，惯性控制的作用时间较短，通常只能维持数秒到数十秒，且其调节能力受到风电机组转子惯性大小的限制。一次调频是风电场在电网频率出现偏差时，自动调整有功功率输出的一种控制方式。当电网频率偏离额定值时，风电场根据预先设定的调频策略，通过调整风电机组的桨距角或改变发电机的电磁转矩等方式，快速改变有功功率输出，以维持电网频率的稳定。某风电场在电网频率下降0.1Hz时，风电场内的风电机组迅速响应，通过增大桨距角，增加叶片对风能的捕获面积，提高有功功率输出，在短时间内向电网注入了额外的5MW有功功率，有效地抑制了电网频率的下降趋势。一次调频具有响应速度快、调节范围有限的特点，它能够在电网频率出现小幅度波动时，及时发挥调节作用，保障电网频率的基本稳定。二次调频则是在一次调频的基础上，由电网调度中心根据系统的频率偏差和负荷变化情况，对风电场等发电单元发出指令，风电场通过调整机组的发电功率，实现对电网频率的进一步精确调节。二次调频通常采用自动发电控制（AGC）系统来实现，该系统能够实时监测电网的运行状态，根据预设的控制策略，自动调整风电场的发电功率。在某地区电网中，通过AGC系统对风电场进行二次调频控制，当电网负荷增加导致频率下降时，AGC系统向风电场发出增加发电功率的指令，风电场迅速响应，调整风电机组的运行状态，增加有功功率输出，使电网频率恢复到额定值附近。二次调频能够实现对电网频率的精确控制，有效提高电网频率的稳定性，为保护装置的稳定运行提供可靠的频率保障。通过上述频率调节措施，风电场能够有效参与电网频率调节，维持电网频率的稳定，从而保障保护装置的稳定运行。稳定的电网频率有助于保护装置准确地测量电气量，避免因频率波动导致的测量误差和保护误动作。在稳定的频率环境下，距离保护、差动保护等保护装置能够更准确地判断故障位置和类型，及时动作切除故障，确保电网的安全稳定运行。4.3加强风电场与电网协调运行管理4.3.1制定合理运行规则以某地区风电场群为例，该地区风电场群总装机容量达500MW，由多个风电场组成，通过220kV和110kV线路接入高压电网。为实现风电场与电网的协调运行，制定了详细的运行规则。在功率调节方面，根据电网的负荷需求和风电预测功率，制定了风电场的发电计划。当电网负荷较低时，风电场适当降低发电功率，以避免电力过剩；当电网负荷较高时，风电场在保证安全稳定运行的前提下，尽可能提高发电功率。通过实施这一规则，有效减少了风电的弃风现象，提高了风电的利用率。在一次电网负荷高峰期间，根据发电计划，该风电场群及时增加发电功率，为电网提供了可靠的电力支持，保障了电网的稳定运行。在故障处理方面，制定了明确的故障响应流程。当电网发生故障时，风电场应迅速采取措施，确保自身的安全运行，并配合电网进行故障处理。在某一次电网短路故障中，风电场按照故障响应流程，快速调整风电机组的运行状态，避免了故障的扩大。同时，风电场与电网调度中心保持密切通信，及时向调度中心汇报故障情况，协助调度中心制定故障处理方案，使得故障得到了及时、有效的处理，电网迅速恢复正常运行。通过制定并实施这些合理的运行规则，该地区风电场群与电网的协调运行水平得到了显著提高。风电场的发电稳定性增强，对电网的冲击减小，电网的供电可靠性得到了有效提升。据统计，实施运行规则后，该地区电网的停电次数同比减少了20%，供电可靠性指标从原来的99.8%提升至99.9%，取得了良好的经济效益和社会效益。这充分表明，制定合理的运行规则是实现风电场与电网协调运行的重要保障，对于保障高压电网的安全稳定运行具有重要意义。4.3.2实时监测与预警系统建立实时监测与预警系统主要由数据采集单元、数据传输网络、数据分析处理中心和预警发布平台构成。数据采集单元分布于风电场和电网的各个关键节点，包括安装在风电机组、输电线路、变电站等设备上的传感器，能够实时采集电流、电压、功率、频率等电气量数据，以及风速、风向、温度等环境数据。这些数据通过高速可靠的数据传输网络，如光纤通信网络、无线通信网络等，传输至数据分析处理中心。数据分析处理中心运用先进的数据分析算法和模型，对采集到的数据进行实时分析和处理。它能够对风电场和电网的运行状态进行全面评估，预测潜在的故障风险。利用机器学习算法对历史数据进行训练，建立故障预测模型，当监测数据与模型预测结果出现偏差时，系统能够及时发出预警信号。该中心还能根据实时数据，对风电场的发电功率进行优化调度，提高风电的消纳能力。预警发布平台则负责将预警信息及时准确地传达给相关人员和设备。当系统检测到异常情况或潜在故障风险时，预警发布平台会通过短信、语音、弹窗等多种方式，向电网调度人员、风电场运维人员发出预警通知，提醒他们采取相应的措施。预警信息还会自动传输至相关的保护装置和控制系统，以便这些设备能够提前做出响应，采取必要的控制措施，防止故障的发生或扩大。以某风电场为例，该风电场安装了一套实时监测与预警系统。在一次运行过程中，系统通过数据采集单元监测到某条输电线路的电流突然增大，且电压出现异常波动。数据分析处理中心迅速对这些数据进行分析，判断该线路可能存在短路故障隐患。预警发布平台立即向电网调度人员和风电场运维人员发出预警通知，同时向该线路的保护装置发送控制信号，使其进入预警状态。运维人员接到预警后，迅速前往现场进行检查和处理。经检查发现，该线路因雷击导致绝缘子损坏，出现了短路故障的前兆。由于预警及时，运维人员能够在故障发生前采取措施，更换了绝缘子，避免了短路故障的发生，保障了电网的安全稳定运行。该风电场应用实时监测与预警系统后，故障发生率明显降低。据统计，应用该系统后，风电场的故障次数同比减少了30%，故障处理时间平均缩短了50%，有效提高了风电场和电网的运行可靠性。实时监测与预警系统还为风电场的优化运行提供了数据支持，通过对发电功率的优化调度，该风电场的风电消纳能力提高了15%，进一步促进了风电的高效利用。由此可见，实时监测与预警系统在风电场中的应用具有重要意义，能够有效提升风电场与电网的协同运行水平，保障电力系统的安全稳定运行。五、案例分析5.1具体大型风电场实例本研究选取位于我国内蒙古地区的X风电场作为具体研究对象，该风电场具有典型的大型风电场特征，对其进行深入分析具有重要的参考价值。X风电场的装机容量高达500MW，规模宏大，在我国风电领域占据重要地位。风电场内共安装了200台单机容量为2.5MW的双馈异步风力发电机（DFIG），这种类型的风电机组技术成熟，应用广泛，能够较好地适应内蒙古地区的风能资源特点。X风电场通过220kV电压等级接入高压电网，接入点位于当地电网的关键枢纽位置，对电网的潮流分布和稳定性有着重要影响。其接入系统的示意图如图1所示，风电场的电能通过场内集电线路汇集到升压站，经过升压后通过220kV输电线路接入高压电网。这种接入方式在我国大型风电场中较为常见，具有代表性。X风电场的年发电量可观，根据实际运行数据统计，在过去的一年中，其年发电量达到12亿千瓦时，有效减少了对传统化石能源的依赖，为当地的能源供应和节能减排做出了重要贡献。然而，由于风电场的接入，电网的保护系统也面临着一系列挑战。在风电场接入后的运行过程中，多次出现继电保护装置异常动作的情况。在一次电网短路故障中，由于风电场短路电流的影响，导致距离保护装置误动作，将正常运行的线路切除，造成了局部地区的停电事故。这不仅影响了电力系统的可靠性，也给用户带来了不便和经济损失。因此，对X风电场接入高压电网后对电网保护的影响进行深入研究，具有重要的现实意义。[此处插入X风电场接入系统示意图]图1：X风电场接入系统示意图5.2影响分析与对策实施效果评估通过对X风电场接入高压电网后的运行数据进行深入分析，发现风电场接入对高压电网保护产生了多方面的显著影响。在短路电流方面，风电场接入后，短路电流大小和相位均发生了明显变化。根据实际测量数据，在某些故障情况下，短路电流峰值较接入前增加了20%-30%，短路电流相位与接入前相比最大偏差可达45°。这种变化导致传统的电流保护和距离保护装置受到了严重影响。在电流保护方面，由于短路电流大小的改变，使得电流保护的整定值难以准确匹配，从而出现了误动和拒动的情况。据统计，在风电场接入后的一段时间内，电流保护的误动次数较之前增加了15次，拒动次数增加了8次，严重影响了电网的可靠性。在一次系统短路故障中，由于风电场短路电流的影响，导致相邻线路的电流保护误动作，切除了正常运行的线路，造成了局部地区的停电事故，给用户带来了极大的不便和经济损失。距离保护也受到了较大影响，由于短路电流相位的改变以及风电场出力的波动性，使得距离保护的测量阻抗出现误差，保护范围发生变化。在风电场接入后的实际运行中，距离保护的测量阻抗误差最大可达30%，导致部分故障无法及时切除，影响了电网的安全稳定运行。在某一次故障中，由于距离保护测量阻抗出现误差，使得保护装置未能正确判断故障位置，导致故障线路未能及时切除，进一步扩大了事故范围。针对这些问题，采取了一系列有效的对策，并取得了显著的实施效果。在保护配置优化方面，应用了自适应保护技术，该技术能够根据电网运行状态实时调整保护特性。在采用自适应保护技术后，通过对一段时间内的运行数据统计分析，发现电流保护的误动次数减少到了3次，拒动次数减少到了1次，正确动作率从原来的70%提高到了95%以上，有效提高了电流保护的可靠性。自适应保护技术还能够根据短路电流的变化实时调整距离保护的测量算法，减小了测量阻抗误差，使距离保护的测量阻抗误差控制在了5%以内，保护范围更加准确，保障了电网的安全稳定运行。在提升电网稳定性控制策略方面，安装了静止无功发生器（SVG）进行无功补偿与电压控制。安装SVG后，通过对电网电压的实时监测数据显示，电网电压的波动范围明显减小，电压合格率从原来的80%提高到了95%以上，有效改善了电网的电压稳定性。在一次风速快速变化导致风电场输出功率大幅波动的情况下，SVG迅