风力发电并网设计Word格式.docx
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另外,可变桨翼和双馈电机的采用,使机组更能适应风速的变化,大大提高了效率。
最近,又发展了无齿风机等,进一步提高了安全性和效率。
（2）风电制造企业集中度较高。
目前，主要风电设备制造企业集中在欧美国家，全世界风电机组供应商的前10位供应了世界新增装机容量的90%以上的份额，集中度比较高。
近来，GE风能（GEWindEnergy）、德国REpower（REpowerSystemsAG）和三菱重工（MHI）的市场份额提高迅速。
（3）风电电价快速下降。
由于新技术的运用，风电的电价呈快速下降趋势，且日益接近燃煤发电的成本。
以美国为例，风电机组的造价和发电成本正逐年降低，达到可与常规发电设备不相上下的水平。
有关专家预测，世界风力发电能力每增加一倍，成本就下降15%。
中国的风能资源十分丰富。
根据全国900多个气象站的观测资料进行估计，中国陆地风能资源总储量约32.26亿KW，其中可开发的风能储量为2.53亿KW，而海上的风能储量有7.5亿KW，总计为10亿KW。
我国的风电开发起步较晚，大体分为三个阶段。
第一阶段是1986～1990年我国并网风电项目的探索和示范阶段。
其特点是项目规模小，单机容量小，最大单机200KW，总装机容量4.2千KW。
第二阶段是1991～1995年示范项目取得成效并逐步推广阶段。
共建5个风电场，安装风机131台，装机容量3.3万KW，最大单机500KW。
第三阶段是1996年后扩大建设规模阶段。
其特点是项目规模和装机容量较大，发展速度较快，平均年新增装机容量6.18万KW，最大单机容量达到1300KW。
随着风电技术的日趋成熟和电力规模的扩大，风力发电机的功率在向大型化方向发展。
风力发电这一朝阳产业必将蓬勃发展，成为将来能源供给的支柱产业。
1.2风能发电的原理和特点
风力发电是利用风能来发电，而风力发电机组是将风能转化为电能的机械。
风轮是风电机组最主要的部件，由桨叶和轮毂组成。
桨叶具有良好的动力外形，在气流的作用下能产生空气动力是风轮旋转，将风能转化为机械能，再通过齿轮箱增速驱动发电机，将机械能转化电能。
然后在依据具体要求需要，通过适当的变换将其存储为化学能或者并网或者直接为负载供电。
[3]
风力发电有如下特点
（1）可再生，且清洁无污染。
（2）风速随时变化，风电机组承受着十分恶劣的交变载荷。
（3）风电的不稳定性会给电网或负载带来一定的冲击影响。
风力发电的运行方式主要有两种：
一类是独立运行的供电系统，即在电网未通达的地区，用小型发电机组为蓄电池充电，再通过逆变器转换为交流电向终端电器供电；
另一类是作为常规电网的电源，与电网并联运行。
1.3风力发电机分类及结构
风力机经过多年的发展和演变，已经有很多形式，但是归纳起来，可分为两类：
水平轴风力机和垂直轴风力机。
风力机风轮的旋转转轴与地面呈水平状态称为水平轴风力机如图1-1；
水平轴风力机主要由叶片、轮毂、机舱、塔架构成。
常见的风力机有由三个叶片，叶片安装在轮毂上构成风轮，风吹风轮旋转带动机舱
内的发电机发电，塔架是整个风力机的支撑其结构图如图1-2
图1-1水平轴风力机
图1-2水平轴风力机结构
风轮的旋转轴垂直与地面或气流方向称为垂直轴风力机如图1-3
图1-3垂直轴风力机
1.4风力机的气动原理
风力发电机组主要利用气动升力的风轮。
气动升力是由飞行器的机翼产生的一种力，如图1-4。
图1-4气动升力图
从图可以看出，机翼翼型运动的气流方向有所变化，在其上表面形成低压区，在其下表面形成高压区，产生向上的合力，并垂直于气流方向。
在产生升力的同时也产生阻力，风速也会有所下降。
升力总是推动叶片绕中心轴转动
1.5风力机的功率
风的动能和风速的平方成正比，功率是力和速度的乘积，也可用于风轮功率的计算。
风力与速度平方成正比，所以风的功率与风度的三次方成正比。
如果风速增加一倍，风的功率便会增加8倍。
风轮从风中吸收的功率如下：
（2—1）
（2—2）
式中：
P为输出功率，
为风轮机的功率系数，ρ为空气密度，R为风轮半径，v为风速。
众所周知，如果接近风力机的空气全部动能都被风力机全部吸收，那么风轮后的空气就不动了，然而空气当然不能完全停止，所以风力机的效率总是小于1
2风力发电并网相关问题
由于扮能的特殊性,与常规的水火电系统相比风电系统具有很大的差别,风能的随机性风能也就是随机的和不可控制的。
风力机转动惯量大，风能密度分布相对比较低,为了尽可能捕获较多的风能,风力机转动的叶片直径必须做的很大,显然,巨大的转子叶片的直径,必然使得风力机具有较大的转动惯量。
为了有效的转换风能,风力机转子由于受到风能转换效率理论极限值是的限制,叶尖速率比入不可能很大,风力机的转子转动的速度不会很高,与发电机转动的速度相差比较大,发电机与风力机之间不能直接相连,必须通过一定变比的升速齿轮箱进行传动。
这样发电机与风力机之间的刚性度大大降低。
换句话说,风力机和发电机两大系统之间是柔性连接的异步发电机。
目前,大规模的风力发电系统一般采用异步发电机直接并网的运行方式。
通常机端配备有补偿电容器组,以提供异步发电机在启动和运行时所需要的激磁无功。
异步发电机的频率由大系统来决定,风能的变化将引起异步发电机转差的变化,相应地其注入电网的有功和吸收的无功也要随着风速的变化而变化,这将导致系统,特别是风电场附近电网母线电压的波动,严重时还可能引起电压闪变。
随着电力电子的发展,新型的风力发电机可以选用变速恒频双馈异步发电机,则无须配备补偿电容器组。
这种变速恒频双馈异步发电机不仅能发有功功率,而且还能发无功功率,且能方便地调节有功功率和无功功率使得风力发电系统具有较好的性能。
风电场并网面临的一些技术问题随着风力发电规模的不断扩大,风力发电在电网中的比例越来越大,风电场的并网运行对电网的电能质量!
安全稳定等诸多方面的负面影响也随着风电场规模的扩大变得愈加明显,成为制约风电场容量和规模的严重障碍。
主要面临下面一些技术问题
2.1并网方式
早期的风电场采用的是小型恒速风力发电机，它的优点在于并网研究相对简单，因为感应电机的自然滑动可以轻易的获得很大的阻尼，往往只需增加少量的额定功率既可产生很好效果；
缺点在于它必然受困于电抗储能与释放能量的延时性同并网的瞬时性之间的矛盾。
但目前这个问题已经得到解决，因为我们总可以通过吸收电抗储能的方法来限制电路中的电压升高。
但是随着发展，尤其是为风力发电机中同步发电机的出现，对于如何并网提出了很高的要求。
对此人们提出了大量设计方案，例如在驱动装置上采用了可拆卸元件，或是使用弹簧调节器来反应发电机转子和变速箱结构。
在适当的功率下这些装置可以很有效的发挥作用，使并网成功。
值得一提的是，现代风力发电机组主要采用的就是由此装置衍生出来的软并网方式，即采用电力电子转换装置在发电机机轴转速同电力网络频率之间建立一种柔性连接。
2.2电压波动和闪变
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，下面将分析并网风电机组输出功率波动引起电压波动和闪变的机理。
图1为风电机组并网示意图，其中Ė为风电机组出口电压相量，
为电网电压相量，R1、X1分别为线路电阻和电抗，
分别为线路上流动的有功电流和无功电流相量。
一般而言，有功电流要远大于无功电流。
由图1（b）可见，
是造成电压降落的主要原因，
垂直，造成的电压降落可以忽略不计。
由图1（c）可见，
所以有功电流和无功电流都会造成明显的电压降落，分别为
和
。
当并网风电机组的输出功率波动时，有功电流和无功电流随之变化，从而引起电网电压波动和闪变。
影响风电机组输出功率的因素很多，其中风速的自然变化是主要因素。
风电机组的机械功率可以表示为
式中
P为功率；
ρ为空气密度；
A为叶片扫风面积；
v为风速；
CP为功率系数，表示风电机组利用风能的效率，它是叶尖速比λ和桨距角β的函数，叶尖速比λ定义为
式中
ω为叶轮转速，R为叶轮半径。
由式
（1）可见，空气密度ρ、叶轮转速ω、桨距角β和风速v的变化都将对风电机组的输出功率产生影响。
风速v的变化是由自然条件决定的，随机性比较强，且功率与风速的三次方近似呈正比，因此当风速快速变化时，并网风电机组的输出功率将随之快速变化。
叶轮转速ω和桨距角β的变化由风电机组类型和控制系统决定，先进的控制系统能够减小风电机组输出功率的波动。
此外，在并网风电机组持续运行过程中，由于受塔影效应、偏航误差和风剪切等因素的影响，风电机组在叶轮旋转一周的过程中产生的转矩不稳定，而转矩波动也将造成风电机组输出功率的波动，并且这些波动随湍流强度的增加而增加。
常见的转矩和输出功率的波动频率与叶片经过塔筒的频率相同。
对于三叶片风电机组而言，波动频度为3P（P为叶轮旋转频率）时，最大波动幅度约为转矩平均值的20%。
塔影效应是指风电机组塔筒对空气流动的阻碍作用，当叶片经过塔筒时，产生的转矩减小。
远离塔筒时风速是恒定的，接近塔筒时风速开始增加，而更接近时风速开始下降。
塔影效应对下风向类型风电机组的影响最严重。
塔影效应可以用频率为3P倍数的傅立叶级数表示[6]。
由于叶片扫风面积内垂直风速梯度的存在，风剪切同样会引起转矩波动。
风剪切可用以风电机组轮毂为极点的极坐标下的二项式级数表示[6-8]。
从风轮的角度看，风廓线是一个周期性变化的方程，变化频率为3P的倍数。
除了塔影效应和风剪切引起的输出功率波动外，在风电机组输出功率中还可检测到频率为p的波动分量，其出现的主要原因可能是叶片结构或重力不完全对称。
此外，频率为塔筒谐振频率的波动分量也比较明显，它可能是由于轮毂的横向摆动引起的。
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。
2.3谐波污染
风电并网后对电力系统电流质量影响主要体现在谐波上。
谐波会对电力网带来一定危害，如增加了电力网中发生谐振的可能；
增加电气设备附加损耗；
加速绝缘老化，缩短使用寿命；
继电保护、自动装置不能正常动作；
不能正确计量仪表；
干扰通信系统。
在衡量电流质量的指标中，对谐波是用谐波电流含有率定义的，其定义如下：
其中，
分别是基波和n次谐波的电流有效值。
对于风电机组来说，发电机本身产生的谐波是可以忽略的，谐波电压是由电能转换系统、电力电子控制元件和电容器产生的。
风机在运行期间产生的各种扰动的程度，主要依赖于其装备的电能转换系统的形式。
风电并网给系统带来谐波污染主要有两种途径：
一种是在风力发电机中，大量采用了具有变频功能的变速恒频风力发电机，发电机组发出的交流电经过整流—逆变装置与电网连接，从而实现发电机的频率与电网频率相独立，并维持电网频率不变。
整流逆变就必然会带来谐波污染，这些谐波电流注入电力系统后，会引起电网电压畸变，降低了电能质量。
第二种是风机的并联补偿电容器可能和线路电抗发生谐振。
实际运行中，曾观测在风电场出口变压器的低压侧有大量谐波的现象。
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、变压器、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，即风电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。
变速风电机组采用了电力电子设备。
其中，双馈式异步式风电机组的发电机定子直接馈入电网，而发电机转子通过经直流环节连接的两个变流器接入电网（如图）。
永磁直驱同步风力发电机组所发电力则通过背靠背全功率变频器直接接入电网，该背靠背全功率变频器由发电机侧变流器、直流环节和电网变流器组成。
不论是哪种类型的变速风电机组，机组投入运行后变频器都将始终处于工作状态。
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。
图1双馈式异步式风电机组
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。
2.4系统稳定性
大型风电机组多为异步发电机，发出有功的同时也从电网中吸收无功，其对无功的需求随着有功变化而变化。
风电这种与生俱来的特性使得它成为不能进行自身调节的电源，因此导致了风电场和电力系统进行能量交换时存在随机性，改变了系统中的潮流分布，增加了接入点电网的负担，影响了电网电压和频率的稳定性。
（1）对电网稳定性的影响
风电场一般在电网的末端接入，而风电场的大规模异步风力发电机组向电网注入功率时也从系统吸收大量的无功功率，同时风电场出力的随机性造成了接入点的潮流是双向流动的，这在原有的电网的设计和建造时是未曾考虑的。
随着风电场注入电网的功率的加大，当地电网的电压和联络线功率会超出额定范围，严重时会导致电网溃。
由于异步发电机具有规律恢复特性，在系统故障发生后，若风电机组在系统故障排除后能恢复机端电压并稳定运行,则地区电网的暂态电压稳定性便能得到维持；
若风电机组在故障排除后无法恢复机端电压,风电机组将超速运行并失去稳定,破坏区域电网的暂态电压稳定性。
此时,需利用风电场的无功补偿装置、风电机组的无功支撑能力在暂态过程中支撑电网电压,或者及时切除风电机组，以保证区域电网的暂态电压稳定性。
随着风力发电在整个系统中所占的比重越来越大，风电不稳定的有功功率输出对电网的功率冲击效应也将不断增大，严重情况下，将会使系统的动态稳定性被破坏，导致整个系统解列。
（2）对地区电网电压的影响
风电机组的运行特性使得输出功率呈现波动性变化，对电网电压造成不利影响，电压波动和闪变是其中最主要的表现形式。
风电场电压崩溃的根本原因是系统无功功率的供给不足，配置在风力发电机机端的并联电容器，在投切的过程中会引起电压的跳变，当系统电压水平较低时，并联电容器的无功补偿量迅速下降，导致风电场对电网的无功需求上升，进一步恶化电压水平，严重也时会造成电压崩溃。
风电场不同接入方式对电压稳定性的影响，在风电场出力稳定或者并网线路参数一致的情况下，应选用分布式接入；
在风电场受到渐变风、阵风、切除风影响时，应选用集中式接入
（3）对电网频率的影响
风电并网容量越大，其功率特性对电网频率造成的影响也越大。
由于风电机组投切频繁，使风电场接入系统的潮流处于一个双向流动的过程，这在一定程度上影响了系统的频率，严重时可能导致整个风电场突然切除，使得瞬间电源和负荷失衡，引起电网频率的降低
研究显示风扰动的波形和时间长度是对影响电网频率的两个主要因素，风扰动的波形变化越剧烈,对系统频率曲线的影响越快,而风扰动的波形峰值越高,对频率曲线的峰值影响越大。
2.5风电场低电压穿越
低电压穿越（LVRT），指在风力发电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，直到电网恢复正常，从而“穿越”这个低电压时间（区域）。
是对并网风机在电网出现电压跌落时仍保持并网的一种特定的运行功能要求。
不同国家（和地区）所提出的LVRT要求不尽相同。
目前在一些风力发电占主导地位的国家，如丹麦、德国等已经相继制定了新的电网运行准则，定量地给出了风电系统离网的条件（如最低电压跌落深度和跌落持续时间），只有当电网电压跌落低于规定曲线以后才允许风力发电机脱网，当电压在凹陷部分时，发电机应提供无功功率。
这就要求风力发电系统具有较强的低电压穿越（LVRT）能力，同时能方便地为电网提供无功功率支持，但目前的双馈型风力发电技术是否能够应对自如，学术界尚有争论，而永磁直接驱动型变速恒频风力发电系统已被证实在这方面拥有出色的性能。
低电压穿越-具备能力
低电压穿越能力是当电力系统中风电装机容量比例较大时，电力系统故障导致电压跌落后，风电场切除会
严重影响系统运行的稳定性，这就要求风电机组具有低电压穿越（LowVoltageRideThrough，LVRT）能力，保证系统发生故障后风电机组不间断并网运行。
风电机组应该具有低电压穿越能力：
（a）风电场必须具有在电压跌至20%额定电压时能够维持并网运行620ms的低电压穿越能力;
（b）风电场电压在发生跌落后3s内能够恢复到额定电压的90%时，风电场必须保持并网运行;
（c）风电场升压变高压侧电压不低于额定电压的90%时，风电场必须不间断并网运行。
3风力发电并网问题解决方案
3.1风力发电机并网方式
同步发电机在运行中，由于它既能输出有功功率，又能提供无功功率，周波稳定，电能质量高，已被电力系统广泛采用。
然而，把它移植到风力发电机组上使用却不甚理想，这是由于风速时大时小，随机变化，作用在转子上的转矩极不稳定，并网时其调速性能很难达到同步发电机所要求的精度。
并网后若不进行有效的控制，常会发生无功振荡与失步问题，在重载下尤为严重。
这就是在相当长的时问内，国内外风力发电机组很少采用同步发电机的原因。
但近年来随着电力电子技术的发展，通过在同步发电机与电网之问采用变频装置，从技术上解决了这些问题，采用同步发电机的方案又引起了人们的重视。
目前国内外大量采用的是交流异步发电机，其并网方式根据电机的容量不同和控制方式不同而变化。
风力发电机组并网方法有：
（1）直接并网。
这种并网方法要求在并网发电机的相序与电网的相序相同，当发电机转速接近同步转速时，即可自动并入电网，自动并网的信号由测速装置给出，而后通过自动空气开关完成并网过程。
（2）降压并网。
这种并网方法是通过在异步电机与电网之间通过串接电阻、电抗器、自耦变压器等方式，从而降低并网合闸瞬间冲击电流幅值及电网电压下降的幅度。
由于电阻、电抗器等元件消耗功率，在发电机并网后，进入稳定进行状态时，必须将其迅速切除。
（3）通过晶闸管软并网。
这种并网方法是在异步发电机定子与电网之间每相串入一只双向晶闸管连接起来，从而使发电机并网瞬间的冲击电流，得到一个平滑的暂态过程。
风力发电机组常用的并网运行方式如下：
（1）恒速恒频方式。
风力机组的转速不随风速的波动而变化，始终维持恒转速运转，从而输出恒定频率的交流电，但具有简单可靠的优点，但是风能利用率较低。
恒速风电机组在运行过程中没有产生谐波电流，但当其在投入时，往往采用软并网可控硅装置并网，势必造成谐波电流注入电网，由于投入过程较短，发生的次数也不多，谐波电流注入实际上是可以忽略的。
（2）变速恒频方式。
风力发电机组的转速随风速的波动作变速运行，但输出恒定频率的交流电。
这种方式提高了风能的利用率，但需增加实现恒频输出的整流逆变的电力电子设备。
3.2电压波动和闪变评估
IEC61400——21《并网风电机组电能质量测试和评估》标准中给出了闪变计算与评估方法。
IEC61400-21的主要内容包括：
描述并网风电机组电能质量特征参数的定义或说明；
电能质量特征参数的测量过程；
这些电能质量特征参数是否满足电网要求的评估方法。
IEC61400-21定义的并网风电机组电能质量特征参数包括风电机组额定参数、最大允许功率、最大测量功率、无功功率、电压波动和谐波等，其中电压波动测量和评估是IEC61400-21的重点。
考虑到电网中其他波动负荷可能在风电机组公共连接点引起明显的电压波动，且风电机组引起的电压波动依赖于电网特性。
因此，为了在风电机组公共连接点获得不受电网条件影响的测试结果，IEC61400-21采用了一个无其他电压波源的虚拟电网来模拟风电机组输出的电压，虚拟电网的单相电路如图2所示。
图2中的虚拟电网由一个理想的相对地电压源u0（t）、线路电阻Rfic和电感Lfic组成，u0（t）的幅值等于电网相电压的标称值，相角等于风电机组输出电压基波分量的相角，线路阻抗角等于电网阻抗角，im（t）为风电机组输出电流的测量值，ufic（t）为计算出的风电机组的瞬时电压。
ufic（t）可以表示为
（1）持续运行过程
评估持续运行过程中的电压波动时必须涵盖不同的电网阻抗角φk和风速分布情况，其中风速分布按不同年平均风速va的瑞利分布[9]来考虑。
以不同情况下的电压、电流测量数据作为虚拟电网的输入量，计算出风电机组的输出电压ufic（t）。
根据国际电工标准IEC61000-4-15[10]提供的闪变值算法，由ufic（t）计算短时间闪变值Pst,fic。
然后，由下式计算闪变系数c（φk）
组的额定视在功率。
根据服从瑞利分布的风速和计算得出的闪变系数，得到闪变系数的累积概率分布函数
为测量的最终结果。
为了评估一台风电机组引起的电压波动，可以根据下式计算短时间闪变值Pst和长时间闪变值Plt
ci（φk,va）为单台风电机组的闪变系数；
Sn,i为单台风电机组的额定视在功率；
Nwt为连接到公共连接点的风电机组的数目。
（2）切换操作过程
评估切换操作过程中的电压波动必须涵盖不同的电网阻抗角φk情况，以及下面3种切换操作过程：
（1）风电机组在切入风速下启动；
（2）风电机组在额定风速下启动；
（3）发电机在最差条件下切换（只适用于多台发电机或多绕组发电机的风电机组），最差条件是指闪变阶跃系数kf（φk）最高和电压变化系数ku（φk）最高的情况。
由虚拟电网仿真所得的风电机组输出电压ufic（t）计算出短时间闪变值Pst,fic之后，可根据下式分别求得闪变阶跃系数kf（φk）和电压变化系数ku（φk）
TP为测量持续时间；
Ufic,max和Ufic,min分别为切换操作过程中ufic（t）有效值的最大值与最小值；
Un为额定线电压。
对计算所得的kf（φk）和ku（φk）分别取平均值
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