异步风电机组的并网技术优化方案

目前在国内外大量采用的是交流异步发电机，其并网方法也根据发电机的容量不同和控制方式不同而变化。异步发电机投入运行时，由于靠转差率来调整负荷，因此对机组的调速精度要求不高，不需要同步设备和整步操作，只要转速接近同步转速时，即可并网。显然，风电机组配用异步发电机不仅控制装置简单，而且并网后也不会产生振荡和失步，运行非常稳定。然而，异步发电机并网也存在一些特殊问题，如直接并网时产生的过大冲击电流造成电压大幅下降会对系统安全运行构成威胁；本身不发无功功率，需要无功补偿；当输出功率超过其最大转矩所对应的功率时会引起网上飞车；过高的系统电压会使其磁路饱和，无功励磁电流大量增加，定子电流过载，功率因数大大下降；不稳定系统的频率过于上升，会因同步转速上升而引起异步发电机从发电状态变成电动状态；不稳定系统的频率过大下降，又会使异步发电机电流剧增而过载等。所以运行时必须严格监视并采取相应的措施保障风电机组的安全运行。

4.1.2.1 异步风电机组并网方式

目前国内外采用异步发电机的风电机组并网方式主要有以下5种。

1.直接并网方式

这种方式只要求发电机转速接近同步转速（即达到99%～100%同步转速）时，即可并网，使风电机组运行控制变得简单，并网容易。但在并网瞬间存在三相短路现象，供电系统将受到4～5倍发电机额定电流的冲击，系统电压瞬时严重下降（如国产FD-32-200型风电机组在上海电机厂与同步转速附近做并网试验时，系统电压由410V下降到230V左右），以致引起低电压保护动作，使并网失败。所以这种并网方式只适用于与大电网并网。

2.准同期并网方式

与同步发电机准同步并网方式相同，在转速接近同步转速时，先用电容励磁，建立额定电压，然后对已励磁建立的发电机电压和频率进行调节和校正，使其与系统同步。当发电机的电压、频率、相位与系统一致时，将发电机投入电网运行。采用这种方式，若按传统的步骤经整步到同步并网，则仍需要高精度的调速器和整步、同期设备，不仅要增加机组的造价，而且从整步达到准同步并网所花费的时间很长，因此该并网方式合闸瞬间尽管冲击电流很小，但必须控制在最大允许的转矩范围内运行，以免造成网上飞车。由于它对系统电压影响极小，所以这种并网方式适合于电网容量比风电机组容量稍大的情况。

3.降压并网方式

这种并网方式就是在发电机与系统之间串接电抗器，以减少合闸瞬间冲击电流的幅值与电网电压下降的幅度。如比利时200kW风电机组并网时各相串接有大功率电阻。由于电抗器、电阻等串联组件要消耗功率，并网后进入稳定运行时，应将其电抗器、电阻退出运行。

显然，这种并网方式要增加大功率的电阻或电抗器组件，其投资随着机组容量的增大而增大，经济性较差。它适用于小容量风电机组（采用异步发电机）的并网。

4.捕捉式准同步快速并网方式

捕捉式准同步快速并网技术的工作原理是将常规的整步并网方式改为在频率变化中捕捉同步点的方法进行准同步快速并网。据说该技术可不丢失同期机，准同步并网工作准确、快速可靠，既能实现几乎无冲击准同步并网，对机组的调速精度要求不高，又能很好地解决并网过程与降低造价的矛盾，非常适合于风电机组的准同步并网操作。

5.软并网技术

采用双向晶闸管的软切入法，使异步发电机并网，它有两种连接方式。

1）发电机与系统之间通过双向晶闸管直接连接。这种连接方式的工作过程为：当风轮带动的异步发电机转速接近同步转速时，与电网直接相连的每一相双向晶闸管的控制角在180°～0°之间逐渐同步打开；作为每相为无触点开关的双向晶闸管的导通角也同时在0°～180°之间逐步同步增大。在双向晶闸管导通阶段开始（即异步发电机转速小于同步转速阶段）异步发电机作为电动机运行，随着转速的升高，其转差率逐渐趋于零。当转差率为零时，双向晶闸管已全部导通，并网过程到此结束。由于并网电流受晶闸管导通角的限制，并网较平稳，不会出现冲击电流。但软切入装置必须采用能承受高反压大电流的双向晶闸管，价格较贵，其功率不能做得太大，因此适用于中型风电机组。

2）发电机与系统之间软并网过渡，零转差自动并网开关切换连接。这种连接方式工作如下：当风轮带动异步发电机起动或转速接近同步转速时，与电网相连的每一相双向晶闸管（晶闸管的两端与自动并网常开触头相并联）的控制角在180°～0°之间逐渐同步打开；作为每相为无触点开关的双向晶闸管的导通角也同时由0°～180°之间逐步同步增大。此时自动并网开关尚未动作，发电机通过双向晶闸管平稳地进入电网。在双向晶闸管导通阶段开始（即异步发电机转速小于同步转速阶段），异步发电机作为电动机运行，随着转速的升高，其转差率逐渐趋于零。当转差率为零时，双向晶闸管已全部导通，这时自动并网开关动作，常开触头闭合，于是短接了已全部开通的双向晶闸管。发电机输出功率后，双向晶闸管的触发脉冲自动关闭，发电机输出电流不再经双向晶闸管而是通过已闭合的断路器触头流向电网。(www.xing528.com)

这两种方法是目前风电机组普遍采用的并网方法，其共同特点是可以得到一个平稳的并网过渡过程而不会出现冲击电流。但是，第一种方式所选用高反压双向晶闸管的电流允许值比第二种方式要大得多，因为前者的工作电流要考虑能通过发电机的额定值，而后者只要通过略高于发电机空载时的电流就可满足要求。但需采用自动并网开关，控制回路也略为复杂。本章将主要介绍采用第二种方式的软切入装置。

这种软并网方法的特点是通过控制晶闸管的导通角，将发电机并网瞬间的冲击电流值限制在规定的范围内（一般为1.5倍额定电流以下），从而得到一个平滑的并网暂态过程。通过晶闸管软并网方法将风力驱动的异步发电机并入电网是目前国内外中型及大型风电机组普遍采用的，我国引进和自行开发研制生产的250kW、300kW、600kW的并网型异步风电机组都是采用这种并网技术。

4.1.2.2 并网后需要关注的主要问题

1.电能质量

根据国家标准，对电能质量的要求有五个方面：电网高次谐波、电压闪变与电压波动、三相电压及电流不平衡、电压偏差、频率偏差。风电机组对电网产生影响的主要有高次谐波和电压闪变与电压波动。

2.电压闪变

风电机组大多采用软并网方式，但是在起动时仍然会产生较大的冲击电流。当风速超出切出风速时，风电机组会从额定出力状态自动退出运行。如果整个风电场所有风电机组几乎同时动作，这种冲击对配电网的影响十分明显，容易造成电压闪变与电压波动。

3.谐波污染

风电给系统带来谐波的途径主要有两种。一种是风电机组本身配备的电力电子装置可能带来谐波问题。对于直接与电网相连的恒速风电机组，软起动阶段要通过电力电子装置与电网相连，因此会产生一定的谐波，不过过程很短。对于变速风电机组是通过整流和逆变装置接入系统，如果电力电子装置的切换频率恰好在产生谐波的范围内，则会产生很严重的谐波问题，不过随着电力电子器件的不断改进，这个问题也在逐步得到解决。另一种是风电机组的并联补偿电容器可能和线路电抗发生谐振，在实际运行中，曾经观测到在风电场出口变压器的低压侧产生大量谐波的现象。当然与闪变问题相比，风电并网带来的谐波问题不是很严重。

4.电网稳定性

在风电领域，经常遇到的一个难题是，薄弱的电网短路容量、电网电压的波动和风电机组的频繁掉线。尤其是越来越多的大型风电机组并网后，对电网的影响更大。在过去的20年间，风电场的主要特点是采用异步发电机，装机规模较小，与配电网直接相连，对系统的影响主要表现为电能质量。随着电力电子技术的发展，大量新型大容量风电机组开始投入运行，风电场装机达到可以与常规机组相比的规模，直接接入输电网，与风电场有关的电压、无功控制、有功调度、静态稳定和动态稳定等问题越来越突出。这需要对电力系统的稳定性进行计算、评估。要根据电网结构、负荷情况，决定最大的发电量和系统在发生故障时的稳定性。国内外对电网稳定性都非常重视，开展了不少关于风电并网运行与控制技术方面的研究。

风电场大多采用异步发电机，需要系统提供无功支持，否则有可能导致小型电网的电压失稳。采用异步发电机，除非采取必要的预防措施，如动态无功补偿，否则会造成线损增加，送电距离远的末端用户电压降低。电网稳定性降低，在发生三相接地故障时，都将导致全网的电压崩溃。由于大型电网具有足够的备用容量和调节能力，一般不必考虑风电进入引起频率稳定性问题。但是对于孤立运行的小型电网，风电带来的频率偏移和稳定性问题是不容忽视的。

由于变频技术的发展，可以利用交—直—交的变频调节装置的控制功能很容易地根据电网采集到的线路电压波动的情况、功率因数的状况等和电网的要求，来调节和控制变频装置的频率、相位角和幅值使之达到调节电网的功率因数，为弱电网提供无功能量的要求。

5.发电计划与调度

传统的发电计划基于电源的可靠性以及负荷的可预测性，以这两点为基础，发电计划的制定和实施有了可靠的保证。但是，如果系统内含有风电场，因为风电场出力的预测水平还达不到工程适用的程度，发电计划的制定变得困难起来。如果把风电场看作负荷，则不具有可预测性；如果把它看作电源，则可靠性没有保证。正因为如此，有必要对含风电场电力系统的运行计划进行研究。风电并网以后，如果电力系统的运行方式不相应地调整和优化，系统的动态响应能力将不足以跟踪风电功率的大幅度、高频率的波动，系统的电能质量和动态稳定性将受到显著影响，这些因素反过来会限制系统准入的风电功率水平，因此有必要对电力系统传统的运行方式和控制手段做出适当的改进和调整，研究随机的发电计划算法，以便正确考虑风电的随机性和间歇性特性。