风力发电并网技术[精选].doc

现今，许多国家都把风电作为一种清洁的可再生能源去鼓励发展。在中国，风电市场更是取得了长足的进步。此前，中国最初的风电发展规划是到2010年和 2020年，风电装机容量分别达到5GW和30GW。而现在，这一目标已经调整为2010年装机容量达到10GW，并正在考虑将2020年的目标至少翻番，甚至达到90GW。目前，越来越多的风电正在接入电网，但大量的风电接入电网会使电网面临一系列的挑战。其中，电网故障导致风电场的解列就是面临的重要挑战之一。很多风资源丰富的地区相对偏远，当地的电源少、负荷低，风电并网处的电网较弱。当高比例的风电接入到弱电网，系统稳态运行和有扰动时，会影响系统和风电场运行的安全稳定性。为了将此风险最小化，甚至加以避免，在风电场项目的最初阶段开展并网研究，对于保证风场的全部发电能够安全可靠地输送到电网是非常重要的。电并网：规范标准先行 目前，针对风电比例增加带来的一系列负面问题，不同国家采取了不同的措施。在美国，现在的并网标准要求对每个风电项目都包含风场特性指标；而欧洲的风电相对成熟，对风电的并网早已有了具体的标准和规范。当然，通过可执行的并网标准，可以确定对风场的特性要求和保证风场的全部发电能够有效的传输到电网。这些可执行的标准包含：风电场并网点电压和无功容量的范围；风电场的调节方式（最有效的方式是电压调节方式）；低电压穿越能力，以保证风电场的风机在系统扰动时不跳机；减出力和/或有功功率变化率的要求等我们认为，开展并网研究是正确并网的基础，它可以保证风电场在运行期间的全部风电能够有效输送到电网。其中，除了对稳态和暂态运行方式的研究外，还必须分析风电场在电网扰动时保持在线的能力。通过这一些系列的分析，我们可以研究风电场在不同的运行条件、控制方式和故障方式下，风电场对电网的影响；在不违反电网运行要求下，将全部功率输送到电网；同时可以识别风电对当地电网引起的潜在问题；也可识别可能引起风电场可靠运行的潜在问题等。 在风电场运行期间，稳态运行时的无功损耗（I2X）会使得电压随电流的增加而降低。其中，风电场的无功损耗主要是由于风场的阻抗（集电系统线路、变压器和风电场的送出线路）而引起的，这意味着当风电场的有功功率随着风速的变化而变化时，如果没有协调风场的无功功率来控制并网点的电压，并网点的电压便会随之波动。我们知道，电压的变化（也叫电压闪变）是电网所不希望的，它会引起电能质量变差。另外，由于风电场有功功率的变化，我们还需要加装无功设备（有时需要的容量很大）来支撑电网电压，但如果风电场不具备调节能力，这将是一项很大的投资。 除此之外，系统强度也是设计风电场并网时需要考虑的重要因素之一，它通过系统某处的总短路电流来衡量，从而决定了发电厂并网点电压变化幅度。其中，最大短路电流决定设备水平，最小短路电流决定有功功率变化对电压的影响。 我们了解到，当风电场的有功功率从0到满负荷时，它对电网电压的影响会愈来愈显著。尤其在有功功率较高时，有功功率和无功功率对电网电压的影响会更佳明显。而最好的风资源却经常位于电网强度弱的偏远地区，这种作用就显得尤其重要。因此，如果没有足够的电网电压支持并且不采取措施，风电场便会降低系统的稳定性，并引起风场、电网跳闸等一系列严重问题。 先进技术助力风电并网 在风电发展的早期阶段，风场通常应用的是定浆失速型风机，企业只是把少量的几台风机接入到配电系统，通过功率因数将风机的机端电压维持在允许的运行范围。但是，随着风机容量和风电场容量的增大，接入电网风电比例也在增高。因此，当这些风机接入输电系统时，风场调节各单台风机机端以外电压的能力就变得非常重要。此时的风电场应该能够调节其高压端或并网点的无功功率和电压，并将其控制在一定的范围内，以提高系统的稳定性和安全性。 目前，GE的WindCONTROLTM控制管理系统即可满足这样的需求。它通过控制和协调风场内各台风机的无功功率，并协调风场内可能具有的其它无功设备，有效地调节整个风电场并网点，甚至更远处的电压和无功功率。实际上，当风机不转的时候，GE的技术也能够使风场具备调节无功功率和电压的能力，它甚至超过了常规的火电厂和水电厂的调节能力。尤其在有功功率输出为0的条件下，这种无功和电压的调节能力对电网稳定性的影响就显得更为重要。 在风电场运行期间，除了风电场层次（非单台风机层次）的无功和电压的影响外，电网的扰动（雷击、设备故障等）也是时有发生的。对于电网而言，在扰动发生时风电场具备保持与电网并网的能力也是非常重要的。迄今为止，多数的风机设计具备了一定的抗扰动性能，当电压跌落到70%时，大部分风机被切机来保护风机自身。可是，当大量的风电接入电网时，电网扰动会导致切除大量的风电，引起系统稳定性变差等负面问题。同时，这有可能引起连锁切机并最终导致系统崩溃的潜在风险。针对此类问题，现有