1.2 大型风电机组控制与并网技术

1.2.1 风力发电系统结构

1. 定速风力发电系统

双速感应发电机中的小功率低速感应发电机工作在低风速区，大功率高速感应发电机工作在高风速区。当风速超过额定风速时，通过叶片的失速来降低其风能利用系数，从而维持功率恒定。由于风力机转速不能随风速变化，因此其风能利用系数往往偏离最大值，风能利用率不高，风力机常常运行在低效率状态。20世纪80年代至90年代丹麦生产的风电机组主要采用定速风力发电系统，我国生产的600kW和750kW风电机组也采用这种发电系统。

2. 变速风力发电系统

1）双馈变速变桨距风电机组

如图1-2所示为双馈变速变桨距风电机组工作原理图，发电机的定子直接和电网连接，绕线转子则通过滑环与变换器相连接。其中，变换器用于控制转子绕组电流，调节发电机输出功率和转矩。也有采取在转子回路外接电阻的方法，如丹麦Vestas公司就采用转子电流控制结构（OptiSlip）实现变速控制。

双馈异步发电机的定子电流频率、转子转速和转子电流频率的关系为

其中，P为发电机的极对数；nm为发电机转子转速；f1为定子频率，即电网频率；f 2为发电机转子电流频率。可见，当风速变化引起发电机转速发生变化时，只要改变通入发电机转子励磁电流的频率 f 2就可以保持发电机定子侧输出频率 f1不变。电网侧变换器将电网的交流电整流为直流电，转子侧变换器将直流电逆变为交流电，逆变的交流电频率由发电机的转子转速决定，从而实现定子侧输出恒定频率的电流。

双馈感应发电机工作在一个有限的变速范围，该范围与变换器设计有关。通常，变换器容量为发电机额定功率的20%～30%，变速范围也比转子外接电阻的调速方式大。双馈变速变桨距风电机组会产生很大的电流峰值，因此，为了保证风电机组安全运行，需要采用先进的保护措施实现低电压穿越。

2）全功率变换器有增速齿轮箱风力发电系统

全功率变换器有增速齿轮箱风力发电系统采用全功率变换器实现全范围变速，发电机可以是感应发电机、同步发电机和永磁发电机，通过增速齿轮箱与风力机连接，再经变换器与电网连接。

对于电网发生故障时要求风电机组能够实现低电压穿越，全功率变换器的风力发电系统很容易实现。同时，该系统具有良好的控制性能，可实现多重目标控制，如电压稳定控制、无功控制等，应用范围更广。

3）全功率变换器无增速齿轮箱风力发电系统

全功率变换器无增速齿轮箱风力发电系统取消了增速齿轮箱，发电机为同步发电机或永磁发电机，设计成多极发电机形式。直接驱动永磁发电机，具有传动系统简单、效率高及控制鲁棒性好等特点。

3.并网控制过程

（1）定速风力发电系统并网过程：采用晶闸管软切入，过渡过程结束后，立即切除变换器，该变换器并非整个系统的核心。

（2）变速风力发电系统并网过程：变换器在变风速条件下，将频率随风速变化的交流电转换为与电网电压频率相同、与电网实现柔性连接的交流电，并通过调节风力机获取最大风能。

4.变换器

（1）交—交变换器：变流效率高且可以四象限运行，功率可快速双向流动。但是因为采取相控方式，输出电压含大量谐波，尤其是低频时谐波含量大、功率因数低。经改进后的矩阵式交—交变换器采用全控器件和先进控制策略，输出电压灵活可控，低频谐波含量大大减小，电流为正弦形式等。

（2）交—直—交电压型变换器：采用二极管不可控整流，输入电流发生畸变，谐波增大，输入功率因数低，并且能量无法双向流动。交—直—交电压型双PWM变换器主电路拓扑方案成熟，谐波含量非常低，并且可以调节功率因数。同时，通过PWM控制，易于实现变换器四象限运行，电路设计及控制系统设计均较矩阵式变换器简单。因此，目前得以大量采用。

1.2.2 风电机组状态监测

状态监测系统用于测量风电机组运行状态参数，评估其运转状况，是实施风电机组综合维修解决方案的关键。监测数据由现场的下位机采集并处理，通常采用微处理控制器，如PLC、DSP等，通过预先设定的风电机组参数控制风电机组状态。

1. 状态监测系统组成

状态监测系统需要建立在一个硬件平台上，选择合适的传感器，并安装在恰当的位置，通过特定的应用软件采集、存储、传递数据。选择传感器主要考虑被测部位的振动状态及传感器的工作环境，要求振动传感器可靠、灵敏度高、线性好、失真小、无相移、频响范围宽及抗干扰能力强。传感器的安装也十分重要，如果安装不正确，则会影响到测量结果，也会损坏传感器本身。

2. 大型风电机组远程状态监控系统组成

如图1-3所示，大型风电机组远程状态监控系统一般由下位机（现场微处理控制器）采集信息，再由通信线路传至上位机（服务器和工控计算机）进行监控，工程技术人员操作上位机的人机界面，发出指令，经通信线路传至下位机，控制风电机组，并且通过网络监视器可以在各地实时查看风电场的运行状况。上位机与下位机之间属于远距离一对多通信。

监控系统（SCADA）要求有友好的人机界面，以方便操作人员直观地查看，并要求具有实时监控、故障记录、趋势曲线、绘制报表、用户管理等功能。目前，风电机组的数据采集和监控系统都由风电机组制造商配套供应，各厂家的监控系统互不兼容。

某公司开发的风电机组状态监测系统WindCon2.0具有状态监测和故障诊断的功能。其用户界面友好，动态数据在数秒内更新，历史数据显示在趋势图下，一个或多个参数可以自动地按照相对时间、转速或其他工艺参数（如功率、温度、水平等）等方式显示，趋势图以秒为单位进行更新。该监控系统运行在Microsoft Windows操作系统。每台被监测的风电机组的数据保存在数据库里，包括转轴、轴承、齿轮、叶片等部件的相关信息，如轴承型号、齿数、叶片数也可以一并保存，基于这些信息，再加上实际转速，就可以自动计算缺陷频率。

1.2.3 风电机组功率控制技术

1.风力机变桨距控制

根据风力机叶片在轮毂的安装结构可将风电机组分为定桨距和变桨距风电机组两大类。其中，定桨距风电机组的叶片固定安装在轮毂上，当风速变化时，桨叶安装角不发生变化。

变桨距风电机组的叶片与轮毂之间采用非刚性连接方式，允许叶片可以绕叶片纵梁调节节距，使得叶片相对于风向有不同的攻角。当风速持续变化时，叶片的攻角始终保持在最佳角度，从而使风电机组有可能在不同风速下始终保持最佳转换效率，获得最大输出功率。当风速大于切出风速时，风力机停止工作，叶片顺桨以保护风力机不受损坏。与定桨距风电机组相比，变桨距风电机组具有在额定风速以上输出功率平稳的特点。同时，变桨距风电机组叶片较薄，结构简单、质量轻，发电机转动惯量小，易于制造大型风电机组。因此，大型风电机组常采用变桨距技术。传统的变桨距方式主要有电液伺服和电气伺服两种形式。为了限制动态转矩，往往采取限制变桨距机构的输出节距角变化值，一般为5°/s～12°/s。对于大型风电机组，叶片改变节距角时所需的驱动力相对比较大，对变桨距机构的强度和定位精度都有较高的要求。

同时，对于变桨轴承的要求更高，涉及材料和特殊加工工艺。例如，某企业生产的1.5MW变桨轴承采用合金材料，要求轴承滚道淬火层深度超过4.5mm，轴承内外圈变形仅 0.05mm，内外齿轮对滚道径向跳动小于 300μm，滚道表面粗糙度为0.8μm。

2.风力机偏航控制

偏航控制系统是风电机组控制系统的重要组成部分，一般由偏航轴承、偏航驱动装置、偏航制动器、偏航计数器、扭缆保护装置、偏航液压回路等组成，主要作用有两个。

（1）与风电机组的控制系统相互配合，使风力机叶片始终处于迎风状态，提高风电机组的发电效率。

（2）保障风电机组的安全运行。风电机组的偏航控制系统主要分为两大类：被动迎风偏航系统和主动迎风偏航系统，前者多用于小型的独立风电机组，由尾舵控制，当风向改变时被动对风；后者多用于大型并网型风电机组，由位于下风向的风向标发出的信号进行主动对风控制。由于风向经常变化，因此必须通过不断转动机舱使得风力机叶片始终正面受风，增大风能的捕获率。但是，在实际应用中，因受风速仪及风向标传感器精度不高限制，再加上这些传感器往往安装在下风向位置受干扰，测量误差大，不能做到100%对风，降低了风能捕获效率，同时因对称安装的风电机组叶片运行时受力不均，引起风电机组振动和加剧叶片的疲劳。因此，如何提高对风精度值得关注。

3.风力发电机控制

双馈异步风力发电机的定子绕组接工频电网，转子绕组由具有可调节频率、相位、幅值和相序的交—直—交变换器激励，使得双馈发电机可以在不同的风速下运行，其转速随风速变化作相应调整，使风力发电机始终运行在最佳状态，提高了风能的利用率。同时，通过控制馈入转子绕组的电流参数，保持定子输出的电压和频率不变，同调节电网的功率因数，提高系统的稳定性。

4. 功率控制策略

（1）基于风速的风电机组输出功率控制方法：当风速在切入风速和额定风速之间变化时，采用变速控制方法，追踪最佳功率曲线，获得最大功率；当风速在额定风速和切出风速之间变化时，采用变桨距控制方法，调节风力机叶片桨距角，保持额定功率不变。该方法的特点是能根据风速的大小选用不同的控制方法，实现风力机最大功率的输出，提高了风电机组风能利用效率，同时提高了风力机运行的稳定性和可靠性。

（2）基于风向标和输出功率的风力发电机偏航控制方法：在风向变化绝对值大于15°时，采用风向标控制方法；在风向变化绝对值小于等于15°时，则采用功率控制方法。风向、风速变化势必引起风电机组的输出功率变化，通过功率检测仪测得风电机组输出功率，只有在风向变化时才进行偏航控制，风速变化对功率控制方法仅仅视为干扰信号。其中，功率控制方法又分为逆时针旋转、顺时针旋转和原位停止3种工况。该方法能缩短风力机对风时间，提高了风力机对风精度、风电机组风能利用效率和风力机使用寿命。

1.2.4 低电压穿越技术

1. 低电压穿越要求

（1）电力系统发生非永久性短路故障引起电网电压下降，危害极大。例如：我国东北某地在2008年就多次发生因小的电网故障造成方圆200km范围内的400MW风电机组同时全部切除的现象；在甘肃玉门风电场、甘肃安西中广核大梁子风电场、宁夏贺兰山风电场发生过类似的情况；某些电气化铁路附近的风电场在电气化机车经过时，也曾发生风电场内风电机组大部分甚至全部切除的现象。

（2）风电机组在故障期间不脱离电网，并能及时向系统提供电压和无功支持，避免故障期间对风力发电机组齿轮传动机构和转子电力电子变流器的损伤。

综合考虑风电机组自身的安全和入网规程要求，针对风电机组提出如下要求：

当发生三相对地短路故障（电压跌落至15%额定电压）时，风电机组升压变压器高压侧与电网的连接，至少应维持并网运行625ms低电压穿越能力

在发生不对称故障（如单相接地短路、两相相间或两相接地故障）时，风电机组必须能够抵御和穿越低电压，直到断路器清除故障

发达国家风电运营商已开始要求新采购的风电机组具有低电压穿越能力LVRT，即Low Voltage Ride Through。同时，风电制造商为了保证产品顺利销售，也采取了很多改进措施，以提高风电机组的低电压穿越能力，并通过专门机构测试。但当前风电制造商大多凭经验采取增大转子侧变换器的容量，以及齿轮箱静态转矩余量的方式，结果将风电机组的电流、电压应力转移为齿轮箱及转轴的机械应力。由于齿轮箱及转轴有一定的疲劳寿命周期，因此不会在测试时立刻就损坏，但这种方法势必给风电机组造成潜在的危害。

2. 技术方案

为了减少系统故障期间风电机组转子不平衡转矩对齿轮传动机构的损伤，常用的控制方法分为以下4类。

（1）转子旁路电路（Crowbar，转子撬棒），包括无源转子旁路电路、转子旁路及电压钳位电路（Chopper）和有源转子旁路电路（3相整流和IGBT斩波）。

（2）定子侧电力电子开关加转子旁路电路。

（3）改进交流励磁变换器控制策略。该方案的优点是只需修改励磁变换器的电流控制策略，不改变双馈感应发电机主电路。需要将考虑转轴及齿轮箱承受的瞬态转矩，限制在一定范围内，避免产生转矩振荡。

双馈感应发电机穿越电网不对称故障的效果并不理想。通常双馈感应发电机转子侧励磁变换器只能承受负序电压分量不超过20%额定电压UN的电网不对称故障，并且采用有源转子旁路电路方案时，转子旁路电路只能起到有限的辅助作用。通过修改励磁变换器的电流控制策略有助于增强穿越电网故障低电压的能力。

（4）双馈感应发电机定子侧串联有源变换器。

3.各低电压穿越特性

（1）转子旁路保护电路无法兼顾转子侧变换器和齿轮箱等机械部件的保护，不同故障类型及不同故障程度下的保护电路参数也难以统一。

（2）定子侧电力电子开关加转子旁路电路需要同时加大电网侧变换器和转子侧变换器的容量。同时，不对称故障暂态期间电网侧变换器连续保持有效的矢量控制及故障后20ms快速并网等操作难度大。

（3）改进变换器控制算法提高低电压穿越能力，以足够大的励磁电源来抑制转子的感应电流，但在电压跌落较大甚至达到零值等极端情况下是不现实的。

（4）定子侧串联有源变换器在剧烈暂态变化的极端不对称故障期间，保持串联变换器有效实施矢量控制难以实现。

1.2.5 高压柔性直流输电风电场并网技术

（1）电压源变换器高压直流输电（VSC-HVDC）用于风电场并网，该并网方式和控制策略使得在逆变侧发生故障时有较快的恢复特性，并且具有良好的控制效果。目前，风电场对提高交流系统稳定性效果不明显。随着风力发电在整个发电量中的比重越来越大，应该更深入地研究风电场并网及对交流系统无功的支撑、暂态恢复、系统的稳定，以及电压和频率的调节等。

（2）采用VSC-HVDC联网具有以下优点：

VSC-HVDC的换流站可以对有功和无功进行独立控制，控制灵活方便

VSC-HVDC采用全控型器件，可以工作在无源逆变方式，使利用VSC-HVDC为远距离孤立负荷送电成为可能

VSC 不需要交流侧提供无功功率，而且能够起到STATCOM 的作用，即动态补偿交流母线无功功率，稳定交流母线电压

多个VSC可以连接到一个固定极性的直流母线上，易于构成与交流系统具有相同拓扑结构的多端直流系统，运行控制方式灵活多变

（3）VSC-HVDC技术为风电远距离传输提供一种新的解决方案。它采用电压源变换器和绝缘栅双极晶体管为基础，将高压直流输电技术应用于只有几兆瓦到几十兆瓦的功率相对小的直流输电系统。VSC-HVDC的点对点控制和运行方式简单，输出电压波形好，功率因数高，在小功率传输方面经济性好。VSC-HVDC 具有传统HVDC 的优点，还可以用来连接远方小的发电厂，向小型孤立的远距离负荷供电，更为经济地向市中心供电，连接各种分散电源，适合地处偏远地区的风电场远距离输电。

（4）“十一五”期间我国国家电网公司和南方电网公司正在进行VSC-HVDC 用于风电场联网的可行性相关方面的研究。华东电网正在建设南汇风电场联网的VSC-HVDC示范工程。南方电网拥有丰富的陆上和海上风能资源，预计到2020年，广东的风电装机容量将达到3000MW以上，VSC-HVDC用于海上风电场联网易构建多端VSC-HVDC的输电结构。

（5）目前，世界上已建有VSC-HVDC用于风电场联网方面的工程。例如：1999年6月，瑞典采用VSC-HVDC技术将哥特兰岛的风力发电经过地下电缆送往本土，这是世界上第一个商业化的VSC-HVDC工程。随后，澳大利亚、丹麦、墨西哥、美国、挪威、爱沙尼亚、芬兰、德国等建成了容量和输送距离都不断增加的柔性直流输电系统。2009年，德国采用VSC-HVDC将容量为400MV的风电场接入电网运行，距离海岸线约 130km。美国于 2010年建成目前世界上电压等级最高的VSC-HVDC系统，电压等级达到±200kV。世界上采用VSC-HVDC系统将海上大规模风电场的风电送往负荷区，已有了一定的运行经验。我国目前还没有建成采用VSC-HVDC用于风电场接入和电力外送的示范工程。