论文部分内容阅读
摘 要：风力发电作为主要的一种清洁的能源，是现代最成熟、最具规模开发和商业化发展前景的发电方式之一，由于其在减轻环境污染、调整能源结构、解决偏远地区居民用电问题等方面的突出作用，越来越受到世界各国的重视并得到了广泛的开发和利用。但是风力发电由于其自身特点，如何解决在低压穿越（Low voltage ride through，简称LVRT）时，并向系统提供无功功率，支撑电压，甚至对于“电网黑启动”有着深远的意义。
一、前言
电能质量中电压的状态主要是电压运行水平和电压稳定性，其中电压运行水平由系统无功功率的决定，而电压稳定性由系统无功功率能否维持动态平衡控制。为此要改善系统电压运行状态，使得系统电压保持额定运行，必须保证系统无功供应充足。虽说目前有很多新型风力发电机的出现，使得无功补偿已不再是电压稳定性的一个至关重要的因素，但是，异步发电机具有并网简单、结构简单、经济性、可靠性高等优点，使得异步风力发电机仍然是绝大多数风力发电场的主流机型。然而异步发电机组的缺点是不具备无功控制能力，需要吸收大量的无功，约为额定功率的20%～30%，其吸收的无功功率一方面主要是为了满足励磁电流的需要；另一方面，为了满足转子漏磁的需要。
电网最常见的故障有单相和两相对地故障、相间故障以及三相短路故障等，本文只针对电网某处发生对称三相短路故障时的情况，分析研究风力发电机组的低电压穿越能力。当电网某处发生三相短路故障时，电机因无法控制励磁电流而失去对电磁转矩的控制，转速会在短时间内快速加大。当转速达到风力发电机的转速极限时就会引发刹车系统工作，导致风机退出运行。此时风电机组若退出运行，系统功率将会出现大幅度波动，对电网故障恢复不利。为此要求风力发电机组在一定的电网故障情况下，能够保持并网运行，同时向系统发出一定的无功功率，支撑系统电压恢复稳定。
二、风力发电系统仿真模型的建立
2.1 风力发电系统仿真模型
该仿真模型包括20台单机容量为750kW的恒速异步风力发电机，经35kV升压站再汇流母线后最后升压接入220kV的主电网，风电场与主网接口距离为10km。其中单台4*750kW异步发电机组至并网前的接线结构如图2-1所示。
图2-1 异步风力发电机组仿真模型
如上图所示从左至右分别为集电线路、升压变压器、并联电容器、风力发电机组端口测量母线和异步发电机组。其中风机端口母线处并联有一个电容器，用于补偿异步风力发电机组消耗的部分无功功率。
图2-2 風力发电系统仿真模型
经过35kV箱式变压器升压后通过10km的集电线路送至风电场升压站，然后再次升压至220kV与无穷大电网相连，其中无穷大系统采用2500MVA的三相交流正弦电压源与电感的串联电路模拟。
2.2 风速扰动下风力发电系统的仿真分析
1.渐变风下风电场的电压稳定性
渐变风的扰动会对系统的电能质量产生较大的影响。渐变风的强度是影响风电系统暂态电压稳定性的一个重要因素。在这取渐变风风速在4s和11s之间由9m/s增加到14m/s，如图2-2所示。此范围的风速用来模拟风力发电机从切入风速到切出风速的整个功率曲线。公共母线上的电压曲线见图2-3。此风速变化的缓慢程度不会引起不必要的系统暂态现象。
风机输出功率随着风速的增大而快速增加，同时其对系统的无功功率需求也增加，所需大量无功功率得不到满足。由于所需的无功一直不能得到满足，母线电压逐渐降低。当风速超过一定值后，异步风力发电机吸收无功的增加导致电压（指公共母线电压，下同）下降到保护整定值时，保护经过规定的延时后就会动作使得断路器跳闸，使风力发电机组脱离电网。从图2-3可以看出，在此阶渐变风下，保护于10.6s动作，将风机退出电网。
2.阵风下风电场的电压稳定性
在风电场运行中，阵风是最常见的一种风扰动。阵风的特点是持续时间短而波动幅值较大，给风电场的稳定运行带来了一定的影响，特别是风力发电机机端电压，甚至可能引起电压崩溃。
阵风在4s与9s之间发生，初始值为9m/s，峰值超过初始值的40%，如图2-4所示。在风速没有发生突变时，风电机组能够稳定运行，需要的无功功率可以通过系统自身得到补偿，母线电压波动较小。但随着风速的突变，风电机组输出大量的有功功率，阵风所达到的风速使电压降到很低，需要大量的无功功率进行补偿。由于系统不能够满足风力发电机对无功功率的需求，致使母线电压不断下降。保护于10.6s动作，将风机退出电网。风力发电机组在退出运行后，风电场出口处的母线电压并不降为零，这是由于仿真模型中与风电场相连的是无穷大系统的缘故。
3.随机风下风电场的电压稳定性
随机风是自然界中风况的主要形式，在这取随机风的中心值为9m/s，其相对值不超过额定风速的±10%左右，如图2-5所示。由于风速的大小每时每刻都在发生变化，风机输出的功率也同样发生变化。某一时刻风速达到最大值，超过风力发电机额定功率的基本风速时，异步风力发电机输出的有功功率快速增加，此时需要从系统吸收大量无功功率，由于系统不能提供足够的无功功率，致使母线电压下降。此种风速是为了展示风速的随机变化对风电场出口母线电压波动的影响。随机风速扰动下的电压曲线如图2-5，可以看出，随着风速的随机波动，出口母线电压也在不断变化。
通过以上的仿真分析得知，风速的变化是产生电压波动的主要原因，风速变化会带来风机输出有功率的波动；由于有功功率输出需要从系统吸收无功功率，所需要的无功功率如不能满足，必然产生电压波动。随着风电场并网容量的不断增加，风电机组的无功消耗越来越大，使得无功电压稳定问题日益严重，出现了风电场随风速增加导致母线电压崩溃的现象，系统运行方式变化导致母线电压波动致使风电机组停机的情况。因此风电场需要动态无功补偿装置来满足风电场由于风速变化导致异步风力发电机对无功的变化需求，动态支撑风电场出口母线电压，提高风电场并网运行的稳定性[1～2]。 MCR+FC型静止无功补偿器（SVC）便是这一动态无功补偿装置的代表，它可以快速平滑地调节无功补偿功率的大小，能够实现对风电机组所需的无功功率的动态补偿，使风电机组所需的无功功率得到满足，提供动态的电压支撑，风速变化引起的电压波动能够得到有效抑制，维持并网点电压的稳定，改善系统运行的性能。
三、风电场无功功率控制
通常风电场的控制系统通过投切电容器组对风电场进行无功控制。在电网结构较弱的情况下，受风能随机变化的影响，只靠这些电容器组并不能跟上风速对电网的影响。因此利用无功补偿装置的无功能力对风电场无功进行控制是十分有意义的。目前相关文献对于风电场的无功利用主要有两种方式，一种是基于并网点的功率因数控制方案，一种是基于并网点的电压控制方案。这两种方式以并网点电压为参考点，通过控制系统对风电场无功容量进行估算， 风电场采用统一的无功控制系统对并网点的电压或功率因数进行控制。本章在分析了风电场功率因数控制方案和电压控制方案的基础上，提出了一种基于并网点的复合无功控制方案，在正常工作条件下，该方案能够更好的适应风电场变化的工况，能够根据电网的实际情况自动选择无功控制模式，充分利用好风电场的无功功率[3～6]。
3.1传统无功控制方案
风力发电机的无功控制方案主要有单位功率因数控制、功率因数控制、电压控制，其中单位功率因数是功率因数控制的一种特例。
1.功率因数控制
目前我国的风电场通常按功率因数为1的方式运行，即风机发出的无功功率为零，与电网没有无功交换。功率因数控制就是以功率因数满足要求为控制目标。功率因数控制以35kV变压器高压侧的母线功率因数作为控制目标，一般都在滞后0.95以上。这种状态下，能够发出少量的无功，无功的大小要依赖于有功的大小。这种控制方案可以有效降低电网的损耗。
当风速较小时，发出的有功很小，虽然机组的空余容量比较大，但在功率因数一定的前提下，发电机发出的无功仍然很小。功率因数控制是目前风电机组普遍采用的无功控制模式，但这种无功控制模式并不能对机组的无功进行充份利用。同时在风速扰动、负载变化比较大时，不能很好的维持母线电压的稳定，严重时甚至造成风电场风机的脱网。因此这时采用功率因数的控制方案并不能对电压的波动进行较好的抑制。
2.电压控制
电压控制是以稳定35kV变压器高压侧的母线电压为目标。利用无功补偿装置的无功调节能力，将母线电压维持在设定的一个范围值，特别是在风速剧烈变化或负载变化时，能较好的抑制母线电压波动，维持系统电压的稳定。
3.2无功控制方案仿真分析
综上所述，这两种基于35kV变压器高压侧的母线的无功控制方案各有优缺点。本节将通过仿真实验来验证电压控制方案和功率因数控制方案各自存在的缺点。
仿真实验方案：
阵风是风电场最常见的一种扰动，仿真中，在阵风扰动下风电场的无功控制分别采用电压控制和功率因数控制，通过仿真验证两种控制方案各自的优缺点。
1.功率因数控制仿真
图3-1 风速扰动时功率因数控制仿真
在阵风的扰动下，采用功率因数控制。在风速扰动前后，功率因数控制可以将风电场出口母线电压功率因数基本维持在0.98pu，功率因数能够满足系统运行的要求。但是在单一的功率因数控制下，风电场出口母线电压偏低，特别是在风速突变时，风电场出口母线电压出现比较大的波动，电压下降到0.92pu。由于风速扰动时，风力发电机需要吸收大量的无功功率，功率因数控制没有充分利用好风电场的无功来支撑母线电压，引起了风电场电压的失稳。
2.电压控制仿真
图3-2风速扰动时电压控制仿真
在阵风的扰动下，采用电压控制。在风速扰动前后，电压控制可以在电压下降时注入无功功率，支撑母线电压恢复稳定，抑制因风速扰动引起的风电场母线电压波动，将风电场出口母线电压基本维持在1.015pu，电压可以满足系统运行的要求。但是在单一电压控制下，当风速比较稳定时，风电场出口母线的功率因数偏低。在电压满足要求时，没有充分利用好风电场的无功功率，造成了风电场无功的浪费，不利于系统的经济运行。
四、结论
通过以上的仿真分析可知，電压控制方案在电压没有太大的波动的情况下，风电场的无功没有得到充份利用。对于功率因数控制方案，在风速波动引起的电压跌落期间，虽然稳定了功率因数，但并没有注入太多无功用以支撑电压。因此应该改进风电场的无功控制方案，以便满足风电场在不同状态下运行时能够充分合理利用风电场的无功，提高风电场并网运行的稳定性。
参考文献
[1]靳静.大功率电力电子设备在风力发电系统中的应用[D].上海交通大学，2008年1月.
[2]成和祥，丛庆地.MCR型静止无功补偿装置在风电场的应用[J].吉林电力，第38卷第3期，2010年06月.
[3]冉然.并网风电场无功补偿策略研究[D].华北电力大学，2011年6月.
[4]尹平平.风力发电系统功率调节的研究[D].武汉理工大学，2010年5月.
[5]陈宁，朱凌志，王伟.改善接入地区电压稳定性的风电场无功控制策略[J].中国电机工程学报，第29卷第10期，2009年4月.
[6]王耀辉.双馈风力发电机的无功功率控制[D].西安理工大学，2010年5月.
一、前言
电能质量中电压的状态主要是电压运行水平和电压稳定性，其中电压运行水平由系统无功功率的决定，而电压稳定性由系统无功功率能否维持动态平衡控制。为此要改善系统电压运行状态，使得系统电压保持额定运行，必须保证系统无功供应充足。虽说目前有很多新型风力发电机的出现，使得无功补偿已不再是电压稳定性的一个至关重要的因素，但是，异步发电机具有并网简单、结构简单、经济性、可靠性高等优点，使得异步风力发电机仍然是绝大多数风力发电场的主流机型。然而异步发电机组的缺点是不具备无功控制能力，需要吸收大量的无功，约为额定功率的20%～30%，其吸收的无功功率一方面主要是为了满足励磁电流的需要；另一方面，为了满足转子漏磁的需要。
电网最常见的故障有单相和两相对地故障、相间故障以及三相短路故障等，本文只针对电网某处发生对称三相短路故障时的情况，分析研究风力发电机组的低电压穿越能力。当电网某处发生三相短路故障时，电机因无法控制励磁电流而失去对电磁转矩的控制，转速会在短时间内快速加大。当转速达到风力发电机的转速极限时就会引发刹车系统工作，导致风机退出运行。此时风电机组若退出运行，系统功率将会出现大幅度波动，对电网故障恢复不利。为此要求风力发电机组在一定的电网故障情况下，能够保持并网运行，同时向系统发出一定的无功功率，支撑系统电压恢复稳定。
二、风力发电系统仿真模型的建立
2.1 风力发电系统仿真模型
该仿真模型包括20台单机容量为750kW的恒速异步风力发电机，经35kV升压站再汇流母线后最后升压接入220kV的主电网，风电场与主网接口距离为10km。其中单台4*750kW异步发电机组至并网前的接线结构如图2-1所示。
图2-1 异步风力发电机组仿真模型
如上图所示从左至右分别为集电线路、升压变压器、并联电容器、风力发电机组端口测量母线和异步发电机组。其中风机端口母线处并联有一个电容器，用于补偿异步风力发电机组消耗的部分无功功率。
图2-2 風力发电系统仿真模型
经过35kV箱式变压器升压后通过10km的集电线路送至风电场升压站，然后再次升压至220kV与无穷大电网相连，其中无穷大系统采用2500MVA的三相交流正弦电压源与电感的串联电路模拟。
2.2 风速扰动下风力发电系统的仿真分析
1.渐变风下风电场的电压稳定性
渐变风的扰动会对系统的电能质量产生较大的影响。渐变风的强度是影响风电系统暂态电压稳定性的一个重要因素。在这取渐变风风速在4s和11s之间由9m/s增加到14m/s，如图2-2所示。此范围的风速用来模拟风力发电机从切入风速到切出风速的整个功率曲线。公共母线上的电压曲线见图2-3。此风速变化的缓慢程度不会引起不必要的系统暂态现象。
风机输出功率随着风速的增大而快速增加，同时其对系统的无功功率需求也增加，所需大量无功功率得不到满足。由于所需的无功一直不能得到满足，母线电压逐渐降低。当风速超过一定值后，异步风力发电机吸收无功的增加导致电压（指公共母线电压，下同）下降到保护整定值时，保护经过规定的延时后就会动作使得断路器跳闸，使风力发电机组脱离电网。从图2-3可以看出，在此阶渐变风下，保护于10.6s动作，将风机退出电网。
2.阵风下风电场的电压稳定性
在风电场运行中，阵风是最常见的一种风扰动。阵风的特点是持续时间短而波动幅值较大，给风电场的稳定运行带来了一定的影响，特别是风力发电机机端电压，甚至可能引起电压崩溃。
阵风在4s与9s之间发生，初始值为9m/s，峰值超过初始值的40%，如图2-4所示。在风速没有发生突变时，风电机组能够稳定运行，需要的无功功率可以通过系统自身得到补偿，母线电压波动较小。但随着风速的突变，风电机组输出大量的有功功率，阵风所达到的风速使电压降到很低，需要大量的无功功率进行补偿。由于系统不能够满足风力发电机对无功功率的需求，致使母线电压不断下降。保护于10.6s动作，将风机退出电网。风力发电机组在退出运行后，风电场出口处的母线电压并不降为零，这是由于仿真模型中与风电场相连的是无穷大系统的缘故。
3.随机风下风电场的电压稳定性
随机风是自然界中风况的主要形式，在这取随机风的中心值为9m/s，其相对值不超过额定风速的±10%左右，如图2-5所示。由于风速的大小每时每刻都在发生变化，风机输出的功率也同样发生变化。某一时刻风速达到最大值，超过风力发电机额定功率的基本风速时，异步风力发电机输出的有功功率快速增加，此时需要从系统吸收大量无功功率，由于系统不能提供足够的无功功率，致使母线电压下降。此种风速是为了展示风速的随机变化对风电场出口母线电压波动的影响。随机风速扰动下的电压曲线如图2-5，可以看出，随着风速的随机波动，出口母线电压也在不断变化。
通过以上的仿真分析得知，风速的变化是产生电压波动的主要原因，风速变化会带来风机输出有功率的波动；由于有功功率输出需要从系统吸收无功功率，所需要的无功功率如不能满足，必然产生电压波动。随着风电场并网容量的不断增加，风电机组的无功消耗越来越大，使得无功电压稳定问题日益严重，出现了风电场随风速增加导致母线电压崩溃的现象，系统运行方式变化导致母线电压波动致使风电机组停机的情况。因此风电场需要动态无功补偿装置来满足风电场由于风速变化导致异步风力发电机对无功的变化需求，动态支撑风电场出口母线电压，提高风电场并网运行的稳定性[1～2]。 MCR+FC型静止无功补偿器（SVC）便是这一动态无功补偿装置的代表，它可以快速平滑地调节无功补偿功率的大小，能够实现对风电机组所需的无功功率的动态补偿，使风电机组所需的无功功率得到满足，提供动态的电压支撑，风速变化引起的电压波动能够得到有效抑制，维持并网点电压的稳定，改善系统运行的性能。
三、风电场无功功率控制
通常风电场的控制系统通过投切电容器组对风电场进行无功控制。在电网结构较弱的情况下，受风能随机变化的影响，只靠这些电容器组并不能跟上风速对电网的影响。因此利用无功补偿装置的无功能力对风电场无功进行控制是十分有意义的。目前相关文献对于风电场的无功利用主要有两种方式，一种是基于并网点的功率因数控制方案，一种是基于并网点的电压控制方案。这两种方式以并网点电压为参考点，通过控制系统对风电场无功容量进行估算， 风电场采用统一的无功控制系统对并网点的电压或功率因数进行控制。本章在分析了风电场功率因数控制方案和电压控制方案的基础上，提出了一种基于并网点的复合无功控制方案，在正常工作条件下，该方案能够更好的适应风电场变化的工况，能够根据电网的实际情况自动选择无功控制模式，充分利用好风电场的无功功率[3～6]。
3.1传统无功控制方案
风力发电机的无功控制方案主要有单位功率因数控制、功率因数控制、电压控制，其中单位功率因数是功率因数控制的一种特例。
1.功率因数控制
目前我国的风电场通常按功率因数为1的方式运行，即风机发出的无功功率为零，与电网没有无功交换。功率因数控制就是以功率因数满足要求为控制目标。功率因数控制以35kV变压器高压侧的母线功率因数作为控制目标，一般都在滞后0.95以上。这种状态下，能够发出少量的无功，无功的大小要依赖于有功的大小。这种控制方案可以有效降低电网的损耗。
当风速较小时，发出的有功很小，虽然机组的空余容量比较大，但在功率因数一定的前提下，发电机发出的无功仍然很小。功率因数控制是目前风电机组普遍采用的无功控制模式，但这种无功控制模式并不能对机组的无功进行充份利用。同时在风速扰动、负载变化比较大时，不能很好的维持母线电压的稳定，严重时甚至造成风电场风机的脱网。因此这时采用功率因数的控制方案并不能对电压的波动进行较好的抑制。
2.电压控制
电压控制是以稳定35kV变压器高压侧的母线电压为目标。利用无功补偿装置的无功调节能力，将母线电压维持在设定的一个范围值，特别是在风速剧烈变化或负载变化时，能较好的抑制母线电压波动，维持系统电压的稳定。
3.2无功控制方案仿真分析
综上所述，这两种基于35kV变压器高压侧的母线的无功控制方案各有优缺点。本节将通过仿真实验来验证电压控制方案和功率因数控制方案各自存在的缺点。
仿真实验方案：
阵风是风电场最常见的一种扰动，仿真中，在阵风扰动下风电场的无功控制分别采用电压控制和功率因数控制，通过仿真验证两种控制方案各自的优缺点。
1.功率因数控制仿真
图3-1 风速扰动时功率因数控制仿真
在阵风的扰动下，采用功率因数控制。在风速扰动前后，功率因数控制可以将风电场出口母线电压功率因数基本维持在0.98pu，功率因数能够满足系统运行的要求。但是在单一的功率因数控制下，风电场出口母线电压偏低，特别是在风速突变时，风电场出口母线电压出现比较大的波动，电压下降到0.92pu。由于风速扰动时，风力发电机需要吸收大量的无功功率，功率因数控制没有充分利用好风电场的无功来支撑母线电压，引起了风电场电压的失稳。
2.电压控制仿真
图3-2风速扰动时电压控制仿真
在阵风的扰动下，采用电压控制。在风速扰动前后，电压控制可以在电压下降时注入无功功率，支撑母线电压恢复稳定，抑制因风速扰动引起的风电场母线电压波动，将风电场出口母线电压基本维持在1.015pu，电压可以满足系统运行的要求。但是在单一电压控制下，当风速比较稳定时，风电场出口母线的功率因数偏低。在电压满足要求时，没有充分利用好风电场的无功功率，造成了风电场无功的浪费，不利于系统的经济运行。
四、结论
通过以上的仿真分析可知，電压控制方案在电压没有太大的波动的情况下，风电场的无功没有得到充份利用。对于功率因数控制方案，在风速波动引起的电压跌落期间，虽然稳定了功率因数，但并没有注入太多无功用以支撑电压。因此应该改进风电场的无功控制方案，以便满足风电场在不同状态下运行时能够充分合理利用风电场的无功，提高风电场并网运行的稳定性。
参考文献
[1]靳静.大功率电力电子设备在风力发电系统中的应用[D].上海交通大学，2008年1月.
[2]成和祥，丛庆地.MCR型静止无功补偿装置在风电场的应用[J].吉林电力，第38卷第3期，2010年06月.
[3]冉然.并网风电场无功补偿策略研究[D].华北电力大学，2011年6月.
[4]尹平平.风力发电系统功率调节的研究[D].武汉理工大学，2010年5月.
[5]陈宁，朱凌志，王伟.改善接入地区电压稳定性的风电场无功控制策略[J].中国电机工程学报，第29卷第10期，2009年4月.
[6]王耀辉.双馈风力发电机的无功功率控制[D].西安理工大学，2010年5月.