风力发电机组的并网技术.ppt

风力发电机组监测与控制 第四章 风力发电机组的并网技术 第四章 风力发电机组的并网技术 第一节 定桨恒速风力发电机组的软并网技术 第二节 双馈异步风力发电机组的并网技术 第三节 永磁同步风力发电机组的并网技术 第四节 风力发电机组对电网稳定性的影响 第四章 风力发电机组的并网技术 并网运行的风力发电场除了节能和环保方面的优势外，还有以下优点：(1)建设工期短。(2)实际占地面积小，对土地质量要求低。(3)运行管理自动化程度高，可做到无人值守。但是，它也有局限性，主要表现为：(1)风能的能量密度小，从而使风能设备巨大而笨重，造成安装运输的困难。(2)风能的不稳定性，使风电场规模达到一定容量时会对电网产生严重影响。第一节 定桨恒速风力发电机组的软并网技术 一、软并网控制系统的结构 二、软并网控制系统的主电路分析 三、软并网装置中晶闸管的触发方式 四、软并网的控制规律及其对电网的影响 五、并网软切入对电网的影响 一、软并网控制系统的结构 图4-1 软并网控制系统的结构 二、软并网控制系统的主电路分析 图4-2 软切入的控制特性 二、软并网控制系统的主电路分析 图4-3 异步电机阻抗角与转差率之间的关系 三、软并网装置中晶闸管的触发方式(1)三相电路中，任何时刻至少需要一相的正向晶闸管与另外一相的反向晶闸管同时导通，否则不能构成电流回路。(2)为保证在电路起始工作时使两个晶闸管同时导通，以及在感性负载与触发延迟角较大时仍能满足条件(1)的要求，需要采用大于60的宽脉冲或双窄脉冲的触发电路。(3)晶闸管的触发信号除了必须与相应的交流电源有一致的相序外，各触发信号之间还必须保持一定的相位关系。三、软并网装置中晶闸管的触发方式 图4-4 软切入结构简图 四、软并网的控制规律及其对电网的影响 软并网控制应当考虑到以下方面：(1)叶片特性，以分析叶轮吸收机械功率和气动阻力。(2)传动轴系的惯量、联轴器的刚度和传动链阻尼，以判断切入过程中叶轮的加速度。(3)发电机在晶闸管移相控制作用下的动态响应。(4)接入点电压由于发电机接入动态响应而造成的波动。(5)其他的因素，如电网结构等。软并网控制的主要任务有以下两项：(1)判断软切入起动时刻。(2)确定双向晶闸管的移相控制规律。四、软并网的控制规律及其对电网的影响 软并网控制的主要评价指标有以下四项：(1)并网电流不超过额定电流的2倍。(2)并网电流过渡平滑，不对传动轴系产生过大冲击。(3)并网时间短。(4)发电机转速不产生明显升高，并网完成后迅速进入稳定运行。图4-5 移相角控制框图 四、软并网的控制规律及其对电网的影响 图4-6 移相角变化过程 四、软并网的控制规律及其对电网的影响 图4-7 软并网过程中的并网电流 四、软并网的控制规律及其对电网的影响 图4-8 软切入过程中的发电机电磁转矩 四、软并网的控制规律及其对电网的影响 五、并网软切入对电网的影响 图4-9 等效简化传输模型 五、并网软切入对电网的影响 图4-10 传输线的电压降落向量图 五、并网软切入对电网的影响 图4-11 机组接入点的线电压有效值 五、并网软切入对电网的影响 图4-12 软切入过程中发电机有功功率和无功功率 第二节 双馈异步风力发电机组的并网技术 一、双馈异步风力发电机组的并网过程 二、双馈异步风力发电机组的并网控制 一、双馈异步风力发电机组的并网过程 图4-13 双馈异步风力发电机组的结构 一、双馈异步风力发电机组的并网过程 图4-14 双馈异步风力发电机组并网起动过程 一、双馈异步风力发电机组的并网过程 图4-15 WD77/1.5MW双馈机组并网实测波形 一、双馈异步风力发电机组的并网过程 图4-16 机组转速-转矩特性 二、双馈异步风力发电机组的并网控制 图4-17 双馈机组空载并网控制框图 第三节 永磁同步风力发电机组的并网技术 图4-18 永磁同步直驱式风力发电机组的结构 第三节 永磁同步风力发电机组的并网技术 图4-19 永磁同步风力发电机组并网起动过程 第三节 永磁同步风力发电机组的并网技术 图4-20 电压空间矢量的八种工作状态 第四节 风力发电机组对电网稳定性的影响 一、低电压穿越能力 二、风电场无功功率的控制 三、风电场有功功率的控制 一、低电压穿越能力 具体要求如下：如因三相短路或故障引起对称电压跌落在限制线1上方区域内，不应使机组运行失去稳定或脱网。当电压跌落程度位于限制线2上方的阴影区域内时有如下要求：(1)发电机组不应脱网，但如果因为电网或者发电机组的原因不能维持连接电网，那么在E.ON公司的允许下，可以改变限制线2，但与此同时要降低重合闸时间并保证在故障期间有最小的无功功率输出。(2)如果在该阴影区域，单个的发电机组产生不稳定或者发电机保护动作，在得到E.ON公司同意的情况下，短暂的脱网行为是可以被允许的。一、低电压穿越能力 图4-21 德国E.ON公司对风力发电机组的低电压穿越要求(2006)一、低电压穿越能力 我国现行的国家电网公司企业标准GDW 3922009风电场接入电网技术规定要求比较简单，主要在于我国风电技术水平和先进国家还存在明显差距，具体内容如下：(1)基本要求，如图4-22所示。(2)故障类型。图4-22 国家电网对于低压穿越的要求(GDW3922009)一、低电压穿越能力(1)基本要求，如图4-22所示。1)风电场并网点电压跌至20%额定电压时，风电场内的风电机组能够保证不脱网连续运行625ms；2)风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到额定电压的90%时，风电场内的风电机组能够保证不脱网连续运行。(2)故障类型。1)当电力系统发生三相短路故障引起并网点电压跌落时，风电场并网点线电压在图4-22中电压轮廓线及以上的区域内时，风电机组必须保证不脱网连续运行；风电场并网点任意线电压低于或部分低于图中电压轮廓线时，允许风电机组切出。2)当电力系统发生两相短路故障引起并网点电压跌落时，风电场并网点线电压在图中电压轮廓线及以上的区域内时，风电机组必须保证不脱网连续运行；风电场并网点任意线电压低于或部分低于图中电压轮廓线时，允许风电机组切出。(2)故障类型。3)当电力系统发生单相接地短路故障引起并网点电压跌落时，风电场并网点相电压在图中电压轮廓线及以上的区域内时，风电机组必须保证不脱网连续运行；风电场并网点任意相电压低于或部分低于图中电压轮廓线时，允许风电机组切出。一、低电压穿越能力(一)定桨恒速风力发电机组(二)变速恒频风力发电机组(一)定桨恒速风力发电机组 图4-23 笼型异步发电机暂态稳定性分析(二)变速恒频风力发电机组 图4-24 双馈异步发电机组 的有源Crowbar保护电路(二)变速恒频风力发电机组 图4-25 永磁同步发电机组的直流侧泄放保护电路(二)变速恒频风力发电机组 图4-26 低电压穿越过程中的有功功率-无功功率控制 二、风电场无功功率的控制(一)无功电源(二)无功容量(三)试验(一)无功电源 风电场应具备协调控制机组和无功补偿装置的能力，能够自动快速调整无功总功率。风电场的无功电源包括风力发电机组和风电场的无功补偿装置。首先充分利用风力发电机组及分散式无功补偿装置的无功容量及其调节能力，仅靠风力发电机组的无功容量不能满足系统电压调节的需要，须在风电场集中加装无功补偿装置。风电场无功补偿装置能够实现动态的连续调节以控制并网点电压，其调节速度应能满足电网电压调节的要求。(二)无功容量 风电场在任何运行方式下，应保证其无功功率有一定的调节容量，该容量为风电场额定运行时功率因数0.98(超前)0.98(滞后)所确定的无功功率容量范围。风电场的无功功率能实现动态连续调节，保证风电场具有在系统事故情况下能够调节并网点电压恢复至正常水平的足够无功容量。百万千瓦级及以上风电基地，其单个风电场无功功率调节容量为风电场额定运行时功率因数0.97(超前)0.97(滞后)所确定的无功功率容量范围。(三)试验 风电场投运前，应完成无功控制系统控制指令核对工作，并完成无功控制系统开环试验。当接入同一并网点的风电场装机容量超过40MW时，需向调度机构提交场内测试报告(包括无功控制系统性能指标)，调度机构审核后风电场应申请无功控制系统闭环试验，并协同调度机构完成闭环试验；当累计新增装机容量超过40MW时，则需要重新提交正式检测报告并试验。风电场全场的调节精度和调节速度应满足相关技术规定。三、风电场有功功率的控制(一)基本要求(二)最大功率变化量(三)紧急控制(四)控制模式(五)试验(一)基本要求 风电场必须具备有功功率调节能力，并能根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。为了实现对风电场有功功率的控制，风电场需安装有功功率控制系统，能够接收并自动执行调度部门从远方发送的有功功率控制信号，确保风电场最大输出功率及功率变化率不超过电网调度部门的给定值。(二)最大功率变化量 表4-1 风电场最大功率变化量推荐值(三)紧急控制 在电网紧急情况下，风电场应根据电网调度部门的指令来控制其输出的有功功率，并保证风电场有功控制系统的快速性和可靠性。电网故障或特殊运行方式下要求降低风电场有功功率，以防止输电设备发生过载，确保电力系统稳定性，降低风电场有功功率的速度应达到每分钟20%总装机容量。当电网频率高于50.5Hz时，依据电网调度部门指令降低风电场有功功率，严重情况下可以切除整个风电场。在事故情况下，若风电场的运行危及电网的安全稳定，电网调度部门有权暂时将风电场解列。事故处理完毕，电网恢复正常运行状态后，应尽快恢复风电场的并网运行。(四)控制模式 1.限值模式 2.调整模式 3.斜率控制模式 4.差值模式 5.调频模式 6.模式的投入(四)控制模式 图4-27 风电场控制模式 1.限值模式 此模式投入时，风电场有功控制系统应将全场输出功率控制在预先设定的或调度机构下发的限值之下，限值可分时间段给出。2.调整模式 此模式投入时，风电场有功控制系统应立即将全场输出功率按给定的斜率调整至给定值(若给定值大于最大可发功率，则调整至最大可发功率)，当命令解除时，有功控制系统按给定的斜率恢复至最大可发功率。3.斜率控制模式 此模式投入时，风电场有功控制系统应将功率上升(或下降)斜率控制在给定值之内，风速变化引起的风电场切入、切出及故障等非可控情况除外。4.差值模式 此模式投入时，风电场有功控制系统应以低于预测最大可发功率P的输出功率运行，差值P为预先设定值或调度机构下发值。5.调频模式 此模式投入时，风电场在差值模式的基础上，根据系统频率或调度机构下发的调频指令调整全场输出功率。6.模式的投入 风电场有功控制系统的模式选择，即可现场设置，亦可调度机构远端投入，各种模式即可单独投入，亦可组合投入。模式投入、退出以调度机构下发的自动化信号及调度指令为准，调度规程规定的可不待调令执行的除外。(五)试验 风电场投运前，应完成有功控制系统控制指令核对工作，并完成有功控制系统开环试验。当接入同一并网点的风电场装机容量超过40MW时，需向调度机构提交场内测试报告(包括有功控制系统性能指标)，调度机构审核后风电场应申请有功控制系统闭环试验，并协同调度机构完成闭环试验；当累计新增装机容量超过40MW时，则需要重新提交正式检测报告并试验。风电场全场的调节精度，暂定为不大于1MW或增减负荷的5%两者的最大值。