风力发电并网设计.docx

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风力发电并网设计

设计题目：

新能源发电并网设计

风力发电并网设计

第一章绪论

风能是一种清洁的、储量极为丰富的可再生能源，它和存在于自然界的矿物质燃料能源，如煤、石油、天然气等不同，它不会随着其本身的转化和利用而减少，因此可以说是一种取之不尽、用之不竭的能源。

而矿物质燃料储量有限，正在日趋减少，况且其带来的严重的污染问题和温室效应正越来越困扰着人们。

因此风力发电正越来越引起人们的关注。

[1]

第二章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。

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。

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，

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。

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。

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。

2.3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。

2.4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。

第三章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。

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

式中 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）

式中 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，即为测量过程的最终结果。

为了评估单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

式中 N10为10min内切换操作次数最大值；N120为2h内切换操作次数最大值。

如果多台风电机组连在公共连接点，则可按下式估计它们在切换操作中引起的闪变

对于多台风电机组连在公共连接点的情况，由于两台风电机组不可能在同一时间完成切换操作，因此没有必要考虑多台风电机组引起的相对电压变动问题。

短时间、长时间闪变值和相对电压变化值不能超过电网允许的最大限值。

国际电工标准IEC61000-3-7[11]提供了估算中高压电网所允许的闪变和电压变化最大限值的方法。

3、3风电厂低电压穿越解决方案

结合我国风电场的运行经验来看，高速发展的大规模风电装机容量和滞后的电网规划建设之间的矛盾是当今风电并网难的主要矛盾。

着眼于这方面，国内外的专家学者从各个方面进行了大量的研究，并提出了针对性的解决方案

（1）配备充足的无功补偿容量

在风电场并网运行过程中，异步风力发电机需要从电网吸收无功功率来提供其建立磁场所需的励磁电流，，因此要保证风力发电系统的健康稳定运行，为其配备充足的无功补偿容量是采取的最主要措施。

目前，一般采用机端并联电容、、静止无功发生器（SVG）、静止无功补偿装置（SVC）以及静止同步补偿器（STATCOM）等来补偿风力发电机的无功

（2）提高风电机组低压穿越能力风电机组的低压穿越能力（LowVoltageRideThrough）是指风电机组在电网公公连接点电压跌落时保持并网状态并向电网提供一定的无功功率以支撑电网电压从而穿越低电压区域的能力。

典型的低压穿越曲线如图3-1所示。

图3-1

在故障发生时，电网的电压会下降，严重时可能导致功率缺额，如果不对风电场加以控制，甚至会产生“脱网”现象，给处于暂态过程中的电网引入了新的冲击，对电网的暂态稳定性将产生不利影响。

随着风电场并网容量的增大，这种影响将越发明显，因此应采取措施对风电场进行相应功率控制，提高风电场的低压穿越能力，使其能在故障期间向电网提供无功功率，提高电网的稳定性。

目前常用的提高低压穿越能力的方式有两种：

一是完善风电机组整流器的控制策略，研究显示，基于H技术和μ分析法设计的控制器能有效的提高机组的LVRT能力。

二是增加其他的设备。

为了在发电机并网的状态下保护转子侧的变流器，常在DFIG转子侧电路增加Crowbar电路，研究显示，对于Crowbar控制的双馈异步发电机（DFIG）系统，在引入计及定子电压瞬态变化的DFIG数学模型后，能使Crowbar在电网电压恢复时无需动作，缩短了DFIG在故障清除后供电的时间。

（3）储能技术的应用

在电力系统引入大容量储能装置，不仅可以有效减小风电对系统的冲击和影响，提高风电出力与预测的一致性，保障电源电力供应的可信度，还可降低电力系统的备用容量需求，提高电力系统运行的经济性，同时提高电力系统接纳风电的能力。

应用于风电场的储能手段中，抽水蓄能因其常受环境因素制约，最常见的是铅酸电池储能。

研究显示，将风电机组和储能单元相结合，利用电力储能系统快速的功率吞吐能力和灵活的四象限调节能力，则能在频繁的风速扰动下使风电场的功率输出得到平稳控制，降低风电场功率波动对电网的冲击、提高并网风电场的稳定性。

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