电网友好型风电场报告_精品文档资料下载.pdf

1、-22.9常规电源主要特性常规电源主要特性惯量滤波特性Bode Diagram0System:untitled1PmfPNfNf0功-频静态下垂特性Pe0PePemaxeP功角特性2D4Hg14Hg00.020.040.060.080.10.120.140.200.40.60.81.211.4StepResponseTime（sec）Kf增大励磁系统阶跃响应02468101214161820-1.5-10-0.50.51.512t/pu定子空载短路特性2.50.01Hz以上被衰减100ms进入稳态由作者授权中国电源学会发布，未经作者同意禁止转载5次谐波电流7次谐波电流0.03440.0482M

2、agnitude（dB）Phase（deg）转子暂态电流峰值（pu）Is,Is（pu）75v1DEv2v3abcPPPePPoptCBA123P最大功率跟踪-210-110010210310410510-90-180-270-310Diagram110Frequency（rad/sec）-150-200-2500-50-1000System:GvpFrequency（rad/sec）:2.16Magnitude（dB）:-20.7Magnitude（dB）:-16.9System:Gvp2Frequency（rad/sec）:23.3Magnitude（dB）:-40.4风电机组的主要特性风电

3、机组的主要特性不同转差频率下滤波特性System:GvpBodeFrequency（rad/sec）:100.00.10.20.30.40.50.60.70.81.02.01.53.02.53.5电压跌落深度（pu）Donghua University电磁暂态模型代数近似法跌落深度大于11%转子撬棒投入跌落深度大于19%转子撬棒投入双馈机组电压跌落与转子电流峰值5.5机组满发，转差率s=-0.2065.04.54.000.010.020.030.040.050.060.070.0800.030.020.010.060.050.040.07Us5,Us7（pu）6次谐波电磁转矩12次谐波电磁转矩

4、谐波电压电磁转矩谐波电压、电流关系0.10.090.08双馈机组暂态冲击电流较大，稳态短路电流小谐波可造成电磁转矩脉动由作者授权中国电源学会发布，未经作者同意禁止转载有功调节需配备AGC；调节容量：50%额定有功功率；调节速率：1%Pn/min；响应时间：不大于60s无功调节需配备AVC；功率因数可以在0.950.97连续调节；可以进相运行。频率调节调频死区：+-0.033Hz;一次响应：15s内完全响应目标；二次响应：45s内目标偏差在额定功率的+-3%以内。PSS稳定控制需要具备。非正常工况运行失步运行：能够承受520个振荡周期；失磁运行：可在60s内减负荷至60%，90s内至40%，在额

5、定定子电压下带额定有功功率的40%，定子电流不超过11.1倍，总失磁时间不超过15min。提供系统惯量保护动作三相故障清除时间：330kV以上不大于90ms；110kV220kV设备不大于120ms电网适应性1、电网不平衡（GB14549）、谐波（GB15543）、电压波动（GB12326）满足相应标准下，能持续运行；2、50.5Hz48.5Hz可以保持有功输出恒定，系统频率下降至48Hz有功出力减少量不超过5%额定；电力通讯要求发电厂AGC与调度EMS建立可靠通讯，AGC指令周期不大于30s。Donghua University2、现有风电场拟同步运行能力分析、现有风电场拟同步运行能力分析同

6、步机指标同步机指标同步机特性指标要求（100MW容量基准）由作者授权中国电源学会发布，未经作者同意禁止转载Donghua University2、现有风电场拟同步运行能力分析、现有风电场拟同步运行能力分析目前大型风电场/风电机组“拟常规电源”控制相关的技术主要有：风电参与系统频率调整 风电机组的惯量响应模拟 风电机组虚拟励磁控制 风电机组PSS阻尼控制等整体思路 保留现有风电机组底层并网机制，即基于PLL快速定向的矢量解耦控制技术，在原有的有功、无功控制环增加具有以上功能的辅助控制回路，实现“常规电源”的外特性模拟。由作者授权中国电源学会发布，未经作者同意禁止转载基于矢量控制的风电机组附加控制

7、回路*Topt转矩调最优转矩电流调节环电压/无功调节环节环电流调节环ffs曲线惯量模拟&下垂控制TanTminQ*/V*f2Hddt1Tss 1RTdroop&PSS阻尼附加控制回路幅角变换Tiners Tleads 1Tlags 1KTpssfIwtPLL惯量模拟PSS阻尼下垂控制配有辅助调节装置的风电场（如SVG、储能等）的整体调节能力、调节特性可以与常规电厂相比较。Donghua University由作者授权中国电源学会发布，未经作者同意禁止转载Donghua University2、现有风电场拟同步运行能力分析、现有风电场拟同步运行能力分析风电场的功率预测及控制风电场功率控制模式限功

8、率控制模式平衡控制模式增益控制模式差值控制模式组合运行模式有功率预测风电场AGC AGC是一种典型的滞后控制。电力系统系统以1min为一个时段，以10min或15min作为CPS考核周期和AGC优化周期。为与电力系统的控制周期相匹配，风电的控制周期应该更精细。可以提高场内超超短期预测的数据间隔。风场AGC需要实现风功率变化率限制和响应电网调度两个主要功能。风场配备带功率预测AGC 提高功率预测精度由作者授权中国电源学会发布，未经作者同意禁止转载功率（pu）功率（pu）功率（pu）1002004005000.20.40.61.00.8300时间（s）PdmdPmPopt功率指令风轮功率机组出力风

9、电场有功响应4204304404504704804905000.20.10.30.40.60.51.11.00.90.80.725秒460时间（s）PdmdPmPopt功率指令风轮功率有功出力5%误差带15秒出力从0.2上升到1有功响应局部放大2025304045500.800.850.901.000.959秒35时间（s）功率指令风轮功率机组出力5%误差带3秒超调约1.25%PdmdPmPopt出力从1下降到0.8有功响应局部放大2、现有风电场拟同步运行能力分析、现有风电场拟同步运行能力分析机组功率响应验证工况：1、风电机组工作在额定出力（1pu），每间隔100s向机组发送功率调节指令，指令

10、变化0.2pu；2、风电机组工作在额定出力（0.2pu），指令变化0.8pu结论：功率指令按照P0.2pu控制时，风轮机械功率进入5%误差带需要约为3秒，超调约1.25%，无静差；机组出力进入5%误差带需要约9秒，基本无超调，无静差；功率指令按照P+0.8pu控制时，风轮功率进入5%误差带需要约15秒，基本无超调，无静差；机组出力进入5%误差带需要约25秒，基本无超调，无静差。如下指标可行性。Donghua University由作者授权中国电源学会发布，未经作者同意禁止转载设定值Pn（%）有功功率设定值（额定功率百分比，%）Donghua University（8%风电场额定容量）2、现有风

11、电场拟同步运行能力分析、现有风电场拟同步运行能力分析功率响应验证风电机组有功控制技术指标1、机组有功功率设定值控制允许的最大偏差不超过机组额定功率的3%。2、P=0.2Pn时，响应时间不超过10s；P=0.8Pn（90%）时，响应时间不超过30s。3、机组有功响应超调量不超过机组额定功率的6%风场有功控制技术指标10080604020003%Pn10时间（min）3%Pn10s超调量（6%Pn）1超调量（6%Pn）30s3%Pn89风电机组有功控制范围3%Pn10s3%Pn10s3%Pn超调量（6%Pn）10s超调量（6%Pn）超调量（6%Pn）2345671、风场有功功率设定值控制允许的最大偏差不超过装机容量的5%。2、风电场有功功率控制系统响应时间不超过60s。超调量不超过风电场装机容量的8%。3、风电场有功调节速率受限于并网允许最大变化量。01008060402005%风电场额定容量285%风电场额定容量60s（8%风电场额定容量）4（8%风电场额定容量）60s5%风电场额定容量20（8%风电场额定容量）60s5%风电场额定容量24风电场有功控制范围5%风电场额定容量（8%风电场额定容量）60s5%风电场额定容量60s60s（8%