风电税收分析报告（精选8篇）
神池霸业梁风电场位于山西省忻州市神池县，风电场是由山西国际能源集团有限公司与格盟国际能源有限公司共同投资组建，2006年12月31日由山西省发展和改革委员会晋发能源发（2006）1014号文核准。由山西省国际能源新能源投资管理有限责任公司负责建设管理。
山西省国际能源新能源投资管理有限责任公司神池霸业梁项目工程已获山西省发改委核准，并与山西省电力有限公司签订了《并网调度协议》、《购售电合同》。并网设备调度管辖范围严格按照山西《调度规程》的有关内容进行划分，设备名称严格按照《发电厂并网运行安全性评价》的要求进行命名，对省调直调的设备，已交由省调命名，并与山西电力调度通信中心相连。
山西神池霸业梁风电场位于山西省忻州市神池县霸业梁山，风电场中心地理坐标为东经112。18′，北纬39。08′，此区域是神池县的风口，故该地区温度较低，风速较高，大风日数较多。春季风速最大，夏季风速最小，具有明显的季节性变化。风机主要位于海拔1800~2000米之间，此区域全年盛行偏北风，据实地测风资料和忻州市气象站多年监测资料，该风电场具有良好的风能资源，具备建设风电场的风能资源条件。10米、80米高代表年平均风速分别为7m/s，9m/s，相对应风功率密度分别为450W/ m2，800W/ m2。据风电场运行测量10分钟平均最大风速为38.5m/s，70米湍流强度0.14，湍流强度较小，根据IEC最新标准，本风电场风电机组安全等级为ⅡB。
神池霸业梁风电场一期工程安装湖南湘电永磁直驱Z72-2000型风力发电机组共24台，单机容量2000kW，设计利用小时为1951小时，预计年发电量为9200万kw·h；二期工程安装新疆金风永磁直驱S48/750型风力发电机组共66台，单机容量750kW，设计利用小时为1951小时，预计年发电量为9200万kw·h。
山西省国际能源新能源投资管理有限责任公司神池霸业梁风电场机组自投产以来，各级领导十分重视安全工作，按照《华北区域风力发电机组并网安全性评价标准》的规定和内容，顺利的通过了安全性评价。
根据公司实际情况，风电场配备3名值长、15名值班员，均已通过安全和技能培训，熟练掌握了相关规程制度，并经考试合格，持证上岗。其中，具有高级职称的人员1人，中级职称人员3人。风电场有调度受令权的运行值班人员 5人，均经过山西省电力电力公司调度中心培训。
风电场主接线和厂用电主接线从设计、施工严格按照发电厂接入系统设计可靠性标准和《电力系统安全稳定导则》的要求进行；一次电气设备已安装调试完毕，通过250h试运行，试验数据齐全，技术指标合格，符合移交生产验收要求，相关参数已报山西电力调度通信中心。
发电机组、升压站的继电保护配置、设备选型符合山西电网的技术要求，整定范围划分清楚、分工明确。发电机组的低频、高频、低电压、过电压和解列保护的整定值已经调度机构同意，设备调试校验合格，相关规章制度完善，有关资料已报调度机构备案。按调度要求，安全稳定装置已经安装调试。
风电场调度自动化系统配置、选型符合电力系统调度自动化有关技术标准提出的要求，在机组正式并网前所有远动及数据信息、控制命令已送到山西电力调度通信中心。调度通信系统配置符合电网调度要求，与调度机构有两路不同路由的电路，通信设备已接入调度通信网管理系统并能实现远方监视和控制功能，能保证系统继电保护和安全自动装置使用的通信设备及通道正常运行。
山西省国际能源新能源投资管理有限责任公司按照建设安全型平安企业和环境友好型和谐企业的目标，推行精细化管理，努力提升生产安全管理品质；
做细、做实风险预控，加强人员行为规范性管理，系统全面强化设备点检管理和强化高危项目作业的安全监督管理，在确保机组安全可靠运行的前提下，全面完成机组的检修消缺任务；加强机组隐患，缺陷整治措施和二十五项反措的检查，通过发电管理系统的内部审核推动和提升制度的执行力，不断将安全生产管理推向更高层次。
神池霸业梁风电场变电站占地面积约17220 m2，生产主控楼面积330 m2，建筑面积690 m2，综合楼面积740 m2，建筑1540 m2。风电场一期安装湘电风能有限公司生产的Z72-2000型风力发电机组24台，装机总容量为48MW，此工程于2008年4月1日由总承包方开工建设；2009年4月12日首台机组吊装完成；2009年11月5日由省经信委批复并网发电；2009年12月8日下发电力业务许可证（发电类）；2010年1月14日首批8台风力发电机组并网发电，其余16台风力发电机组于2010年6月2日全部并网发电。二期安装66台金风S48/750风力发电机组，总装机容量49.5MW。该风场风能资源较好，代表年10m高风速可达9m/s，风功率密度接近800W/m2。年理论满负荷利用2236h，年发电量为2.0219亿kW·h，二期工程由天源科创有限公司和新疆金风科技有限公司联合承包施工建设，工程于2009年4月30日正式开工，目前全部风力发电机组已并网发电,2011年3月1全部通过250小时试运行。
该风场每台风机塔体下安装有箱变，将风机输出的电能升压到35kV，经集电线送往场变电站经主变再次升压接入系统，出线至神池义井220kV变电站。
网控系统的控制在集中控制室内实现。全厂设远方工作站，通过远方工作站直接采集风机所需信息和与监控系统的通信，并对各个机组下发调节命令。
网络控制系统设置交流不停电电源系统UPS。容量为5kVA/400W，输出电压为220V，50Hz。主要对网络计算机监控系统NCS站设备、系统继电保护、远动
以及火灾探测报警及控制系统等负荷供电。
神池霸业梁风电场自2011年1月1日截止2011年6月30日，共计发电量:12851.55kw.h万，上网电量:12413.6万kw.h，用网电量：22.5588万kw.h，综合场用电量：453.91万kw.h，综合场用电率3.53%，发电用场用电量：48.1万kw.h，发电用场用电率：0.42%。
霸业梁风电场在投产初期，因设备自身原因及恶劣环境原因曾出现多次风机箱变和线路电缆头击穿的事故，致使线路停电。我风电场对此问题高度重视，制定了详细的整改方案，利用2011年春季小修预试停电的机会，对所有风机箱变和集电线路所有电缆头进行更换整改，自电缆头专项整改至今，线路运行安全稳定，没有再次发生电缆头击穿的现象，整改效果显著。
在投产初期，风电场SVC系统因设备自身原因，及环境温度原因房屋通风等原因多次跳闸，在2010年秋检期间，SVC厂家来人对SVC进行从新调试整改，土建施工员从新建立通风口，增设空调等整改措施，自整改以后至今SVC未发生跳闸退出事故，整改效果显著。
就低电压穿越问题，我神池霸业梁风电场严格按照国家电网公司风电场接入电网技术规定（修订版）》中规定的风电场低电压穿越要求：
1、风电场必须具有在电压跌至20%额定电压时能够维持并网运行620ms的低电压穿越能力；
2、风电场电压在发生跌落后3s内能够恢复到额定电压的90%时，风电场必须保持并网运行；
3、风电场升压变高压侧电压不低于额定电压的90%时，风电场必须不间断并网运行
神池霸业梁风电场湘电Z72-2000型风机采用了永磁转子风力发电机组及
ABB控制器，经变压和变频向电网输送质量合乎要求的电能，发电机具有较高的电效率和极小的谐波畸变率。
电网中除了经常发生的小扰动外，线路短路故障等大扰动情况也时常出现，因此有必要对风电场并网后电网发生大扰动故障时风电场组及电网的暂态电压稳定性进行研究。
为保护风电机组，风电机组的ABB控制系统还设置了低电压保护功能，按照《国家电网公司风电场接入电网技术规定（修订版）》中规定：在电网故障引起低电压时，风电机应具有低电压穿越功能。
从湘电ABB客户文件，控制柜功能：电网法规：RED ELCTRICA DE ESPAA P.O.12.3风机在故障时的故障穿越能力和无功功率/电压控制适用于高压和超高压的电网法规，50％电压保持，持续时间710ms；85％电压保持，持续时间3min。变频器技术规范规定15％电压、持续时间300ms。
2011年上半年运行安全稳定，无设备异常情况和人员伤亡事故发生。SVC无功补偿装置投运正常稳定，投运率100%。自动调节能力较强。
神池霸业梁风电场自2010年1月投运至今，运行情况良好，无重大设备或人身事故发生。山西省国际能源新能源投资管理有限责任公司各级领导和风电场运维人员重视安全生产管理工作，执行国家安全生产的相关法律、法规，在机组运行中并采取了一系列的安全防范措施和技术改进，保证了风力发电机组安全稳定运行。
尽管风场投运前期因为新设备出现过一些问题，但在公司领导正确领导下，风场运维人员积极联系设备厂家进行专项整改，目前已经能够取得了良好的效果，目前风场设备稳定，各机组平稳运行。
在此，更要感谢山西省电力调度中心的各位领导和各位值班员，感谢各位
长期以来对神池霸业梁风电场的关心和帮助，我们一定会加倍努力，保障风电场的安全平稳运行，为山西省电网的智能化推进贡献最大的力量。
神池霸业梁风电场
关键词：风电系统,故障特征,低电压穿越,测试数据,仿真,现场故障录波
0引言
为缓解能源危机与环境污染,包括风电在内的可再生绿色能源的大力发展成为必然选择。中国的风力发电发展迅速,风电装机容量已居世界首位[1]。 风电的送出方式分为分布式和集中式两种。风电分布式接入配电网时,因其容量小对电网的影响不大, 而大规模风电集中接入的问题则不能忽视。继电保护是电网安全运行的第一道防线,风电电源的特殊结构使其特性与常规电源有较大差异,常规保护在风电接入系统中存在适应性问题,研究风电接入系统的继电保护问题显得尤为重要[2]。
故障特征是研究继电保护的基础,诸多文献对风电系统的故障特征展开了研究。故障特征的获取途径可分为理论分析[3,4,5,6,7]、建模仿真分析[8,9,10,11]、实际录波分析[12,13]等3种,由于风电系统实际录波数据较少且难以获得,目前主要通过前两种方法对风电系统的故障特征进行研究。文献[3-7]给出了电网故障时双馈风电机组的短路电流表达式,但其结论是在基于大量假设和特定故障情况下给出的,与实际风电机组的故障特征并不完全相符。文献[8-11] 基于仿真建模给出了风电系统短路电流的故障特征,但模型的准确性和结果的可信度需要验证。文献[12-13]对某一种实际风电系统的录波数据进行了分析,从而得出一些特征结论,但由于数据量较少,虽然真实但缺乏普遍性。综上所述,目前对风电系统的故障特征缺乏统一认识,所给出的故障特征或是由对具有特定控制策略的特定风电机组进行大量故障仿真得出,或是根据某一特定现场故障录波数据得出,该故障特征并不具有普遍性。为研究适用于风电接入系统的保护原理,研究不同控制策略和不同类型风电机组的共性故障特征十分必要。
风电机组的故障特征与其自身控制密切相关, 而控制策略的多样性使其故障特征呈现出多种变化,这也增加了研究风电系统故障特征的难度。但由于风电机组的控制目标基本相同,同时在故障期间必须满足电网低电压穿越的要求,使得风电系统具有基本的控制规律。风电的大规模集中接入方式,使得并网点既有直驱风电场又有双馈风电场接入,其送出线路表现为两种风电场的共同特征。因此,对风电系统的研究应综合考虑两种风电机组的影响,总结出风电系统的一般故障特征。同时系统发生故障时,电气量的变化只是对故障的响应,其故障本质应该为网络拓扑参数的变化[14],因此,对故障特征的分析应更多地关注系统网络拓扑参数的变化。
本文从继电保护的角度出发,基于风电机组自身的控制特点和电网低电压穿越要求,利用单机低电压测试数据、风电并网系统建模仿真和风电接入系统的现场录波数据对风电系统的故障特征进行了系统分析,获得风电系统故障时的一般规律。为研究适应于风电系统的继电保护研究奠定了基础。
1风电机组故障特征分析
1.1风电机组故障特征的影响因素
系统发生故障时,其中的源和网络拓扑决定了该系统的故障特征。在大规模风电集中接入的系统中,源发生了很大变化。因此研究风电并网系统的故障特征,首先需要明确影响风电系统故障特征的风电电源的特点。
目前应用广泛且有发展潜力的风电机组主要为基于双馈感应发电机(DFIG)的齿轮驱动型机组和基于永磁同步发电机(PMSG)的直接驱动型机组两类,其结构见附录A图A1。与常规系统中的同步发电机相比,风电机组除具有产生电能的电机外,还有含控制的变流器。
电机的作用是产生电能,其暂态特性主要受转子励磁的影响;变流器的功能是实现能量的转换和传递以及交直交间的电气隔离。变流器电路的时间常数很小,其暂态特性主要取决于控制电路的控制策略;风电并网要求[15,16]是保证供电的可靠性和连续性,在故障期间要求风电机组具有低电压穿越能力且提供一定的无功补偿。并网要求在很大程度上决定了风电系统的故障特征。
风电并网要求下的受控变流器和与变流器相连的电机构成了风电电源,其各自的特点及相互影响结果共同决定了风电电源的稳态和暂态特性。并网要求决定了变流器的控制目标;电机和变流器为满足并网的暂态要求,在稳态控制的基础上附加了暂态控制,以保护变流器的器件安全。风电电源的受控性使其在故障期间不能像同步机那样等效成恒定的源和系统阻抗的串联,而是一个时变的非线性系统。
由于变流器中交直交的电气隔离作用,双馈式风电电源的故障特征取决于接入电网的变流器和由变流器控制转子励磁的电机,而直驱式风电电源的故障特征是由受控的变流器在故障过程中的特性决定的。总之,控制决定了风电的电源特征。
1.2风电机组故障特征
本文主要基于风电电源的一般控制规律而非具体某种控制策略,并结合双馈和直驱单台风电机组低电压穿越的故障录波数据,对风电机组的故障过程进行了分析,以获得风电电源在故障时的一般规律。下面分别对双馈和直驱风电机组的故障特征进行研究。
1.2.1双馈风电机组故障特征
双馈风电机组在故障期间的控制目标为:1防止转子过流和转子变流器直流过压;2按低电压穿越要求提供无功电流。 其中前者通过主动投切Crowbar电路实现,即当超过转子过流或直流过压限值时投入Crowbar电路,投入后当转子电流和直流电压降低至设定限值时,Crowbar保护切除。在故障期间,Crowbar保护电路可能进行多次投切,因此,双馈风电机组的故障特征按投切状态的改变具有明显的分段性。同时在Crowbar一次动作过程, 可采用脉动式和持续式对多余能量进行卸放。但无论采用何种方式,其目的都是为了卸放故障过程中变流器中的过剩能量,以防止变流器过流和直流侧过压。因此在控制目标相同的情况下,即使采用的手段有所差别,其故障特征仍将相同,最多在小时间尺度上存在细微差别。
图1所示为双馈风电机组在端口电压跌至35%时的出口电压电流波形。
如图1所示,风电机组出口电压跌至35%的瞬间,Crowbar保护电路投入,并于t1时刻切除。在故障初始时刻,电压波形有明显高次谐波,同时由于电机内磁链守恒,定子中产生衰减的直流分量和基频交流分量。由于变流器中Crowbar保护的投入, 转子电流迅速衰减,即励磁电流降低,双馈风机作为异步电机运行。转子绕组中由于磁势守恒将感应出衰减的直流电流,该电流在定转子间产生与转子相对静止的旋转磁场,在定子上感应出与转子电角速度对应频率的暂态电势,从而造成定子电流频率发生偏移。Crowbar在投入一两个周期后切除,变流器控制重新投入对发电机励磁进行控制,转子侧变流器发出对称的三相励磁电流,电机中的剩磁叠加励磁电流形成新的磁势。此时风电机组按照低电压穿越的要求提供一定的无功电流以支撑出口电压, 如图1所示,此时故障电流约为额定电流。
表1所示为双馈风电机组机端发生三相故障且Crowbar保护投入过程中,用矩阵束算法提取A相故障电流的频谱。表中的电流幅值为以正常电流为基准的标幺值。
如表1所示,故障发生瞬间,双馈风电机组提供的短路电流有较大的衰减直流分量,幅值为额定电流的1.34倍;Crowbar保护投入下的双馈风电机组提供的故障电流频率偏移至了56 Hz,其幅值仅为额定电流的2.14倍,且该分量电流衰减较快。
不同于同步发电机,故障过程中,风电机组并没有稳定的暂态电势。因此,若采用叠加定理将故障网络分解为正常网络和故障附加网络,故障附加网络中的风电机组除自身序阻抗ZW1′外还有因控制产生的附加电源ΔeW,见附录A图A2。
此时风电机组的等值系统阻抗为附加电源和自身序阻抗共同作用的结果,会随着控制作用而改变, 其计算公式为:
式中:ZW1为风电机组等值正序阻抗;分别为风力机出口故障分量电压和电流;为正序附加电源。
由式(1)可以看出,由于目前风电机组多采用dq解耦控制,且该控制仅作用于正序分量,因此正序分量随控制变化而变化,相当于加入了一个受控制作用的“正序时变电源”。该正序时变电源在用叠加原理进行分析时,会造成风电电源等值正序阻抗的变化。
当双馈风电机组机端发生故障时,Crowbar保护电路投入后衰减的转子励磁电流带来了附加电源的变化,从而使双馈风电机组的等值正序阻抗不稳定。而当Crowbar切除后,转子恢复正常励磁电流,此时附加电源稳定,等值正序阻抗稳定,如图2所示。图中:ZW1和ZW2分别为双馈风电机组的单机故障录波数据按式(1)通过半周快速傅里叶变换(FFT)算法计算得到的风电机组等值正负序阻抗。
1.2.2直驱风电机组故障特征
直驱风电机组的控制目标为:1保证变流器直流电压稳定;2防止变流器电流过大;3按低电压穿越要求提供无功电流。其中控制目标1通过卸荷电路等控制电路来实现,在分析交流侧的故障特征时, 可认为直流侧电压恒定。控制目标2和3决定了直驱风电机组的故障特征。
附录A图A3为直驱风电机组端口电压跌至35%时的电压电流波形。如图所示,与双馈风电机组不同,直驱风电机组的故障特征只与变流器相关, 因此没有像双馈风电机组那样有明显的两个阶段, 同时变流器控制的快速性使得故障电压电流很快进入稳态。直驱风电机组由于变流器的限幅作用仅能提供最多1.5倍额定值的故障电流,且故障稳态的故障电流值约为额定电流的1.4倍。
直驱风电机组的等值正序阻抗仍如式(1)所示, 此时的附加电源取决于故障期间的低电压穿越控制目标。由于低电压穿越控制需要时间投入,因此在故障期间,直驱风电机组的正序阻抗呈现出从一个值到另一个值的过渡。同样若无针对负序的控制策略,负序阻抗保持相对稳定,见附录A图A4。文献[17]针对直驱风电机组提出了消除负序电流的控制方法,若按该控制方法,风电机组在故障期间的等值负序阻抗应为无穷大。
综合双馈和直驱风电机组的故障特征,可以得出风电机组的一般故障特征:1除故障瞬间,双馈风电机组可提供较大的短路电流外,总体来讲风电机组提供短路电流的能力有限;2由于变流器的控制作用,故障电流呈现出两个阶段的变化,其中在第1阶段,双馈风电机组的故障电流频率会发生偏移; 3故障电压有较大的高次谐波,且电压幅值随着低电压穿越控制的投入略有升高;4风电机组等值系统阻抗随控制不同而变化,正序阻抗有波动,正负序阻抗不相等。综上所述,风电电源具有弱馈、谐波、 频率偏移和电源阻抗不稳定等基本故障特征。
2风电接入系统建模仿真分析
2.1仿真模型
基于风电电源的特点,结合风电接入电网的网架拓扑,可以总结出风电系统具有弱馈、谐波、频率偏移和电源阻抗不稳定等基本故障特征。为验证所获得故障特征的一般性,本文利用PSCAD电磁暂态仿真软件搭建了风电系统来进行仿真验证。仿真模型如图3所示。 图中:uG,iG和uW,iW分别为G端和W端保护安装处测得的电压、电流值;线路长度为100km,正序线路参数为r1=0.053Ω/km, l1=1.081mH/km,c1=0.013 2μF/km;零序参数为r0=0.291 Ω/km,l0=2.74 mH/km,c0= 0.008 9μF/km;电网的系统阻抗(归算至220kV系统)为ZG1= (2.43+j54.35)Ω,ZG0= (1.1+ j16.6)Ω。仿真过程中的采样频率为10kHz,0s开始故障,分析故障发生后0.1s内的故障特征。
限于篇幅,模型中两种风电机组的特性参数和控制策略不再赘述,具体可参考文献[18-21],单台风电机组模型与低电压测试数据的结果进行了比对。该模型忽略了电网故障期间的风速变化,即认为风力机控制并不会对风电机组的短路过程产生影响。
如图3所示,左侧为主电网,右侧为双馈或直驱风电场。风电场由33台1.5 MW的风电机组构成,风电场出口经35kV/220kV变压器接入220 kV风电送出线GW。220kV线路两端经变压器中性点接地。仿真分析了联络线GW风电侧的故障特征,包括电压电流等电气量特征以及背侧系统序阻抗特征,以验证风电系统的一般故障特征。
2.2风电系统故障特征
通过大量的仿真试验,总结并验证了风电系统的故障特征,下面分别进行阐述。限于篇幅,每种故障特征仅给出典型的仿真结果。为便于表述,联络线GD表示双馈风电接入系统联络线,联络线GP表示直驱风电接入系统联络线。
1)弱馈特征
附录A图A5为直驱风电接入联络线中点发生三相接地故障时和双馈风电接入联络线中点发生单相接地故障时的三相电流波形。可以明显看出,直驱风电联络线中点发生三相短路时,三相电流仅略有增加;双馈风电联络线单相接地故障时,风电侧三相电流基本同相位,说明零序电流很大,而正序电流相对很小。因此风电接入联络线发生故障后,风电侧提供正负序短路电流能力较弱,表现为弱馈性。
2)频率偏移,谐波较大
Crowbar动作期间的双馈风电机组将产生与转差率相关的暂态电势,该暂态电势在网络中的分布和工频分量进行叠加,造成了联络线上风电场侧的系统频率偏移。风电中大量使用的电力电子器件本身会产生较大的谐波,在风电系统弱馈的影响下,谐波电流会对电流工频量的提取造成很大的影响。由图4所示的双馈风电接入联络线发生三相短路故障时,Crowbar动作后的故障电流iA电压uA和工频参考值的相位比较可以看出,故障电流明显偏离工频,而故障电压基本保持在工频。
3)正负序阻抗不相等,正序阻抗不稳定
从系统拓扑参数来分析故障特征,体现在系统背侧序阻抗上。由于零序只与联络线自身接地方式有关,因此零序阻抗稳定;正序阻抗由于风电系统非线性的控制作用表现为不稳定;在常规控制中没有对负序电流进行特殊控制,但已有文献和厂家限制了变流器输出的负序电流,总之控制作用使得负序阻抗与正序阻抗相差很大。图5所示为双馈风电接入联络线发生A相接地(AG)故障时,以及直驱风电接入联络线发生B相和C相短路(BC)故障时的风电侧背侧正负序阻抗比特征kZ12=ZW1/ZW2。
由图5可以看出,与分析相同,双馈风电接入系统联络线风电侧背侧正序阻抗波动较大,负序阻抗相对稳定,正负序阻抗相差较大,正序阻抗大于负序阻抗,两者最大幅值比约为4,最大相角差约为-130°;与双馈风电接入系统联络线故障特征类似, 直驱风电接入系统联络线背侧正序阻抗变化较大, 负序阻抗相对稳定,负序阻抗大于正序阻抗,两者最小幅值比为0.34,最大相角差为-140°。
3现场录波数据验证
为进一步验证所得出的风电系统故障特征的正确性,本文收集了两起山西某含风电接入系统的现场故障录波数据,并对其进行了故障特征的提取。
风电接入系统现场故障录波的电气接线如图6所示。图中:iP,uP,iD,uD分别为直驱和双馈风电场提供的短路电流、电压值;右侧为50 MW的双馈风电场,经变压器接入220 kV联络线,下方的50 MW的直驱风电场与双馈风电场经 π形接线接入220kV联络线。
2011年,如图6所示的直驱风电场内部F1处发生三相短路故障,在π形接线左侧常规系统和右侧双馈风电提供的故障正序电流见附录A图A6。 与仿真结果一致,风电提供短路电流能力较常规电网弱,表现为明显的弱馈性。
2012年,如图6所示的220kV联络线在F2处发生B相接地(BG)故障,根据联络线两端保护录波结果得出的风电系统故障特征如图7所示。其中uP和iP的采样率为10kHz,而uD和iD的采样率为5kHz,序阻抗特征采用半周FFT算法计算。
从图7(a)中可以看出,风电接入系统联络线发生B相接地故障时,系统侧和风电侧B相电压uB均发生跌落,但系统侧谐波量很少,风电侧电压波形中含有大量高次谐波。由图7(b)可以看出,与前面分析结论一致,在风电系统发生短路故障时,风电系统的正负序阻抗比有明显波动,正负序阻抗幅值比最高可达20倍左右,两者相角差在0~50°之间波动;零序阻抗很稳定如图7(c)所示。
4风电系统故障特征对保护的影响
继电保护要实现快速、准确、有选择性地切除故障,首要的一点是要能从被保护设备的各种运行参数及其变化中提取故障信息。由于输电线路各种运行参数中,电气参数在故障发生时变化最快,从快速性的要求出发,各种继电保护原理主要是通过反映被保护元件故障时电流、电压、阻抗、功率等电气量的变化特征实现保护功能的。由风电系统的故障特征,结合各种保护正确动作的条件,从理论上可以得出以下结论。
1)风电机组提供短路电流能力较弱且电流频率可能会发生变化,将严重影响电流保护和距离保护的选择性。
2)目前电网中应用的继电保护原理大都基于背侧系统正负序阻抗近似相等,即背侧系统的正负序阻抗幅值比接近1和相位差接近0。而由上述分析可知,风电接入系统联络线风电侧正负序阻抗幅值和相角相差较大,这使得基于背侧系统正负序阻抗近似相等的保护原理用于风电接入系统联络线时存在适应性问题。
3)双馈风电系统发生故障时,风电侧电流频率发生变化,同时大量电力电子器件的引入带来的高次谐波会对工频量的准确提取产生影响,从而影响频域保护的性能。
4)零序网络稳定,零序保护理论上不受影响,但实践中仍然受保护实现方法的影响,如相量提取的准确性。
5结论
风电机组种类和控制策略各不相同,本文基于风电控制理论和电网低电压穿越要求,并结合风电机组低电压测试数据,给出了不同控制策略和风电机组共有的一般故障特征。风电系统电磁暂态仿真数据和风电场实际录波数据验证了故障特征的确切一般性。总结如下。
1)风电机组中的电机、受控的变流器以及电网对风电机组的特殊要求决定了风电电源的故障特征,因此故障特征具有明显的受控特点。双馈和直驱风电机组因结构不同,其故障特征有区别,但有相同的一般规律。
2)电网故障时,风电系统提供的短路电流能力有限,表现出明显的弱馈性,且短路电流的特点按低电压穿越控制的投入分为受控前暂态和受控后稳态两个过程。
3)风电侧的故障电压由于风电系统中变流器等电力电子器件的大量存在,有较大谐波。双馈风电机组在Crowbar动作期间产生与转子频率同频的故障电流,从而造成了电网故障电流的频率偏移。
4)风电系统的等值系统阻抗随控制不同产生较大波动,不对称故障时正负序阻抗有较大差异;零序阻抗仅与线路零序网架相关,故障期间基本稳定。
除了习惯性地将原因归纳为原材料价格上涨、风电机组价格下降外，今年还多了一条理由：经过多年高歌猛进的快速增长后，政府对风电产业踩了刹车。
面对国内竞争加剧、市场饱和现状，风电企业纷纷加快了海外拓展的脚步。但是，市场规则和产品质量两个门槛，为国内风电出海谋生制造了些许困难。
失宠的国内风电
今年8月，国家能源局发布了“大型风电场并网设计技术规范”等18项标准，11月1日起正式实施。风电设备制造企业为此纷纷推迟了产品下线时间，加紧升级测试旨为达标。
按照新行业标准，大多数风电企业都需加大成本，为升级买单。
记者从金风科技了解到，每台风机的升级成本为1~2万元，该公司目前有4000台风机，升级费用高达4000~8000万元，而这样的升级成本已是目前国内风机升级成本最低的。需要通过外部供应商来实现升级的风机厂和风电厂，升级费用更高。
“这无疑是一场整风运动。”内蒙古的一位业内人士告诉记者，近几年，无论从装机容量、发展规模还是风机制造能力，中国都已成为名副其实的风电大国。但快速发展的背后，是整个风电领域重建设、重规模，轻质量、轻管理的问题。
据记者了解，从2010年开始，大规模圈地的风电设备事故频发，叶片、主轴断裂、风机倒塌并起火等事件不时出现，而到了今年，则逐步演变成大规模的脱网事故。目前，仅电监会正式对外通报的脱网事故就有4起，涉及酒泉、瓜州、张家口等最近三年新建的风场。对此，相关部门将风电审批正式纳入了国家的统一规划。
如今，政府又收紧了风电项目的审批权，并提出了更加严格的风电并网标准。这些举措提高了风电产业的技术门槛，也增加了风机制造企业的成本。另外，宏观环境带来的原材料价格上升及资金压力，也削弱了风机制造企业的盈利能力。
随着经营压力日渐增大，一些不具备技术标准优势、没有经济实力的风电设备制造企业，或被重组，或被淘汰出局，而有实力的风电企业则加速了“走出去”的步伐。
风电：东方不亮西方亮
国内风电市场发展速度放缓，而国外的风电市场和政策势头正盛。
从全球风电市场的区域发展情况来看，世界风电产业发展重心已由欧洲向亚洲和北美洲转移（见下表）。同时，2010年，欧洲占世界风电新增装机容量的比重为27.0%，北美洲为16.7%，亚洲为54.6%，非洲为0.4%，亚洲已占据世界风电新增装机容量一多半的份额。
很显然，亚洲风电发展势头正猛，但欧洲仍是世界风电产业发展最为成熟的区域。
“其实，中国风电制造企业早在几年前就已出口海外，只是羽翼尚未丰满，而且没有现在这样迫切。”中国可再生能源
学会风能专业委员会副主任施鹏飞告诉记者，中国风电企业拓展海外市场，将面临风机设备的国际认证、当地的法律、就业、制造等一系列挑战。现在中国政府对“走出去”的风电企业没有任何补贴，所以，企业能否在海外安全着陆，关键看其自身能不能适应当地的政策和环境。
记者了解到，由于风电成本高，国外都从价格和税收上支持风电发展。在价格政策上，主要有两种做法：一种是德国、西班牙、丹麦的固定电价法，主要根据风能资源状况、风机容量、利率和收益水平等因素制订风电上网价格，对超过火电上网价格的部分成本由电网进行分摊。
另一种是美国的补贴法，目前每千瓦时风电补贴1.5美分。在税收政策上，风电属于可再生能源，不产生二氧化碳排放，欧洲不少国家实行碳税政策，变相为风电提供税收支持；还有一些国家实行所得税减免、加速折旧政策来支持风电发展。而这，无疑是吸引中国风电企业“走出去”的绝美诱饵。
“老农进城”还需要时间
记者了解到，中国风电制造企业最早“出海”的时间还要追溯到2007年，当年的华仪电气将3台780千瓦风电机组出口智利，成为我国首批出口海外并拥有完全自主知识产权的机组。
金风科技副总裁王海波表示，从最初的技术引进、消化和吸收，到目前拥有完全自主知识产权，中国风电企业积累了丰富的经验，部分企业的技术水平已达到国际水准，各方面基本具备了“出海”的条件。企业要做大做强，就必须走国际化路线，但国际惯例和思维模式，要到国际市场中去积累资本和经验。
从2008年初，金风科技收购德国Vensys，到2009年9月湘电风能收购荷兰达尔文公司，再到2010年远景能源在丹麦设立研发中心，中国多家整机企业通过收购或自行建立研发中心，实现了技术国际化。如今，中国风电整机制造巨头已从最初的技术引进——消化——吸收阶段，过渡到自主设计和自主研发阶段，以技术换取海外市场成为可能。
据记者了解，目前，中国有10余家风电整机制造企业已经或即将实现产品出口，已出口机组近50台，最大单机容量为2兆瓦。
“这样的数量在国外根本谈不上什么市场份额，占比微乎其微。”施鹏飞坦言，在国内市场受限的情况下，企业走出去有两个好处：第一，企业可以更严格地按照国际标准来制造设备；第二，国际上风电的基础价格比国内要高一些。
走出国门，是中国风电逐步走强的一个积极信号，这不仅能够为目前强大的制造产能找到释放空间，还可通过产品出口带动中国风电开发和服务业全面走向世界。从这点来看，风电企业“走出去”是必然也是必须的，抢占国际市场份额或许只是时间问题。“想在欧洲等国际市场占得一席之地，中国风电企业至少需要两年的时间。”施鹏飞补充道。
**********49.5MW风电工程项目部
单位（项目）名称：自查时间：安全管理部门负责人：安全总监：单位领导：春季安全自查报告
2017年3月1日——2017年3月15日
孙 晨
山东电力建设第（）工程公司
兴*******49.5MW风电工程项目部
春季安全自查报告
一、上级文件的传达学习情况
2017年3月5日项目部组织所有人员对《2017年安全生产工作报告》、《中国电力建设集团（股份）有限公司2017年安全生产工作要点》(中电建股〔2017〕9号)、《关于印发<中国电力建设集团（股份）有限公司2017年职业健康、环境保护、节能减排工作指导意见>的通知》（中电建股〔2017〕5号）和公司《2017年HSE管理专题会报告》的文件学习。
二、安全责任体系的建设情况
完善项目部各项安全资料，建立责任体系管理制度，明晰各级人员的安全职责，加强安全生产和责任体系。
三、施工作业环境安全措施的落实情况
2017年复工本项目部对生活区、材料区，施工现场进行全面安全检查，对于拆除、损坏、失效的安全防护设施、用具，要有专人负责恢复验收，确保各项安全措施到位、有效，切实发挥安全防护作用。
编制本项目危险源识别与评价表，对各项施工进行危险点辨识，提前预防，确保安全施工。
四、中小型工程项目施工管理情况
竣 工 报 告
编写单位：XXX有限公司 编写日期：XXX年XXX月
批准：
审核：
编写：
前言
（X）
简要叙述工程前期工作情况和工程要点。
第一章 工程概况
（X）
1.建设依据：行政主管部门有关批复、核准、备案文件。注明文件文号、名称和时间等。
2.地理位置：概括描述相对位置并注明经纬度。3.自然条件：地形、地质、水文和气象等主要特征。4.批复、核准或备案的建设规模、标准、能力和总投资。5.项目法人，主要设计、施工（含设备制造、安装）、监理、质量监督等单位名称。
6.开、竣工日期。
第二章 土地征收及补偿
（X）
1.土地征收主要工作过程，主要批复（选址意见通知书及其附图、建设用地规划许可证、国有土地使用证书）。
2.应缴纳和实际缴纳的规费一览表。
3.拆迁工作过程和结果。包括防护距离内的拆迁数量、拆迁费用、缴纳情况，拆迁过程主要事件和解决办法，拆迁结果。
第三章 招投标及合同管理
（X）
概述招标、投标情况，招投标存在的问题和处理意见，合同的签订及执行情况。
1.招投标实施范围和执行情况
序号招标项目名称 招标内容招标代理机构（资 质）评标前三名单位中标单位 中标价格执行情况中，针对已完成的招标内容，逐一阐述以下内容：
招标书中对投标单位的资质要求、提出的主要技术性能要求、评标标准、投标保证金、履约担保3 投标单位3 评标委员会人员组成（姓名、工作单位、职称、主要负责内容）
中标单位商务报价、中标理由3 招投标过程中出现的问题和解决办法 采购的进口设备和材料的情况，包括采购内容、进口原因、进口过程、价格等。
2.工程合同签订及执行情况序号
合同名称 签订时间 合同主要内容 合同金额执行情况主要包括合同纠纷及其处理方法。
3.设计变更或者施工变更工作程序和管理制度
第四章 工程建设情况
（X）
详细叙述各单项工程的工程总量、开工和完工时间、主要设计变更内容、工程中采用的主要施工工艺等；工程事故的处理；对各单项工程中的主要单位工程应着重说明其结构特点、特殊使用要求和建设情况，同时附工程建设项目一览表。
单项工程建设情况的内容按初步设计文件编制的章节顺序编写。主体单项工程建设情况和质量保证体系单项工程建设情况的内容按初步设计文件编制的章节顺序编写。
结合竣工验收的内容和重点详细叙述各单项工程的工程总量、主要设计内容和变更内容（发生设计或施工变更，是否按规定程序办理报批手续。）、工程中采用的主要施工工艺等，对各单项工程中的主要单位工程应着重说明其主要设计参数、结构特点和施工建设情况，同时附工程建设项目一览表和主要机械设备一览表。附总平面布置图和工程形象照片。针对不同建设内容阐述其质量控制制度和采取的措施。
第五章 环保、劳动安全卫生、消防和档案
（X）
概述有关环境保护、劳动安全卫生、消防主要建设内容、工程档案资料归档的情况，以及相关主管部门的专项验收意见。
第六章 工程监理
（X）
概述监理工作情况以及监理过程中存在的问题和处理意见。
第七章 交工验收和工程质量
（X）
概述交工验收情况。根据工程质量监督报告，综述工程质量评定情况以及存在问题的处理情况。
第八章 工程建设标准强制性条文执行情况
（X）
概述工程建设、设计、施工、监理各方执行工程建设标准强制性条文的情况。
第九章 资金管理和竣工决算
（X）
概述不同渠道资金到位情况，制定的资金管理办法，实际投资额度与初步设计投资的对比和资金偏差分析，国债资金的主要投向，竣工决算情
况以及审计意见。
第十章
生产准备及试运行
（X）
概述建设项目生产准备工作情况和试运行情况。
第十一章
问题和建议
（X）
竣工验收时存在的主要问题如实反映并提出建议意见。附总平面布置图及能够反映工程特点的部分图片。
附：（X）
工程竣工验收应提供的资料 1 按 8.0.4的要求提供资料。8.0.4 验收应提供的资料。
提 供 全套按7.3.2的要求所列的资料。7.3.2 验收时应提供的资料。1 工 程 总结报告。
1)建设单位的建设总结。2)设计单位的设计报告。3)施工单位的施工总结。4)调试单位的设备调试报告。5)生产单位的生产准备报告。6)监理单位的监理报告。7)质监部门质量监督报告。2 备查文件、资料。
1)施工设计图纸、文件(包括设计更改联系单等)及有关资料。
2)施工记录及有关试验检测报告。3)监理、质监检查记录和签证文件。
4)各单位工程完工与单机启动调试试运验收记录、签证文件。5)历次验收所发现的问题整改消缺记录与报告。6)工程项目各阶段的设计与审批文件。
7)风力发电机组、变电站等设备产品技术说明书、使用手册、合格证件 等。
8)施工合同、设备订货合同中有关技术要求文件。
9)生产准备中的有关运行规程、制度及人员编制、人员培训情况等资 料。
10)有关传真、工程设计与施工协调会议纪要等资料。11)土地征用、环境保护等方面的有关文件资料。12)工程建设大事记。设 备、备品配件及专用工器具清单。风 力 发电机组实际输出功率曲线及其他性能指标参数。工 程 竣工决算报告及其审计报告。3 工 程 概预算执行情况报告。4 水 土 保持、环境保护方案执行报告。工程竣工报告。
1．建设单位工作报告
概述工程管理机构设置、招标投标情况、质量控制、进度控制、投资控制、科研和新技术应用情况、交工验收情况、管理措施及经验等。
2．主要设计单位工作报告
概述设计范围，工程建设标准强制性条文执行情况，技术创新与关键技术的处理，存在的主要问题，主要设计变更及变更理由，设计服务，总结设计经验与体会等。
3．主要施工单位工作报告
概述施工范围、主要施工工艺、施工管理措施、施工技术创新与关键技术的处理、工程建设标准强制性条文执行情况、施工中发生的主要问题及处理情况、质量管理体系及质量控制，总结施工经验与体会等。
4．主要监理单位工作报告
概述监理范围和内容、监理组织机构、监理依据、监理主要工作、监理平行检测结果、核验施工自检结果；是否达到设计要求（包括建设内容、技术要求、工程质量），存在哪些缺陷、施工中主要问题的处理情况；工程建设标准强制性条文执行情况；对工程质量、投资、进度的评价、对施工单位质量管理体系的评价；总结监理经验和体会。
5．工程质量监督报告
（1）国家发改委发布完善风力发电价格政策的通知。2009年7月28日，为规范风电价格管理，促进风力发电产业健康持续发展，国家发改委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格［2009］1906号），对风力发电由招标定价改为实行标杆上网电价政策。《通知》规定，按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。四类资源区风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。今后新建陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。同时规定，继续实行风电费用分摊制度，风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。
（2）全国人大常委会同意国家设立可再生能源发展基金。2009年8月24日，第十一届全国人大常委会第十次会议首次审议可再生能源法修正案草案，同意国家设立政府基金性质的可再生能源发展基金，来源包括国家财政安排专项资金和征收的可再生能源电价附加资金等。
（3）国务院批转国家发改委等部门关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展若干意见的通知。2009年9月26日，国务院下发《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展的若干意见》（国发［2009］38号）。《意见》指出，不少领域产能过剩、重复建设问题仍很突出，有的甚至还在加剧。特别需要关注的是不仅钢铁、水泥等产能过剩的传统产业仍在盲目扩张，风电设备、多晶硅等新兴产业也出现了重复建设倾向，一些地区违法、违规审批，未批先建、边批边建现象又有所抬头。目前，我国风电机组整机制造企业超过80家，还有许多企业准备进入风电装备制造业，2010年，我国风电装备产能将超过2000万千瓦，而每年风电装机规模为1000万千瓦左右，若不及时调控和引导，产能过剩将不可避免。
意见同时指出：抓住大力发展风电等可再生能源的历史机遇，把我国的风电装备制造业培育成具有自主创新能力和国际竞争力的新兴产业。严格控制风电装备产能盲目扩张，鼓励优势企业做大做强，优化产业结构，维护市场秩序。原则上不再核准或备案建设新的整机制造厂；严禁风电项目招标中设立要求投资者使用本地风电装备、在当地投资建设风电装备制造项目的条款；建立和完善风电装备标准、产品检测和认证体系，禁止落后技术产品和非准入企业产品进入市场。依托优势企业和科研院所，加强风电技术路线和海上风电技术研究，重点支持自主研发2.5兆瓦及以上风电整机和轴承、控制系
统等关键零部件及产业化示范，完善质量控制体系。积极推进风电装备产业大型化、国际化，培育具有国际竞争力的风电装备制造业。
（4）国家发改委下发通知取消风电工程项目设备采购国产化率的要求。2009年11月25日，国家发改委下发《国家发展改革委员会关于取消风电工程项目设备采购国产化率要求的通知》（发改能源［2009］2991号）。《通知》要求，自2009年11月1日起，取消《关于风电建设管理有关要求的通知》（发改能源［2005］1204号）中“风电设备国产化率要达到70%以上，不满足设备国产化率要求的风电场不允许建设”的要求。风电项目设备由项目单位根据国家有关标准和技术要求，按照《招标投标法》的有关规定，公开公平公正招标采购。地方政府不得以任何理由、任何方式干预风电项目设备采购。
（5）国家《可再生能源法》修订。2009年12月26日，十一届人大常委会第十二次表决通过了关于修改可再生能源法的决定。通过修订的《可再生能源法》指出：应当遵循因地制宜、统筹兼顾、合理布局、有序发展的原则，编制可再生能源开发利用规划；规划内容应当包括发展目标、主要任务、区域布局、重点项目、实施进度、配套电网建设、服务体系和保障措施等。
（6）国家能源局发布海上风电开发管理暂行办法通知。为规范海上风电项目开发建设管理，促进海上风电健康、有序发展，国家能源局于2010年1月22日发布《海上风电开发建设管理暂行办法》（国能新能［2010］29号）。该办法共十章三十八条，规定了海上风电发展规划编制、海上风电项目授权、海域使用申请审批和海洋环境保护、项目核准、施工竣工验收和运行信息管理等各个环节的程序和要求。该办法明确国家能源局和国家海洋局作为全国海上风电开发建设管理的行政管理部门，按照各自的职能，对沿海多年平均大潮高潮线以下海域，以及在相应开发海域内无居民海岛上的海上风电项目实施管理，并在海上风电规划编制、项目核准和施工等阶段做好管理衔接。
（7）能源行业风电标准的制定。2010年3月30日，能源行业风电标准化技术委员会正式成立。该委员会由国家能源局副局长刘琦担任领导小组组长，由国家发展改革委、国家标准化委员会、国家电力监管委员会等部门共同支持并参与组建，国内主要行业协会、整机制造商和风电场开发运营商负责人及专家组成。委员会秘书处设在国家能源局能源节约和科技装备司，秘书处成员还有国家能源局电力司、新能源和可再生能源司负责人。风电标准化技术委员会由风电场规划设计、风电场施工与安装、风电场运行维护
管理、风电场并网管理技术、风电机械设备、风电电器设备6个具体小组组成，各小组将分别负责相关标准的制定。
（8）工信部征集风电设备制造行业准入标准（征求意见稿）意见。根据《国务院办公厅关于落实抑制部份行业产能过剩和重复建设有关重点工作部门分工的通知》（国办函［2009］116号）要求，工业和信息化部会同国家发改委、国家能源局共同组织研究并起草了《风电设备制造行业准入标准》。征求意见和建议的截止日期为2010年4月20日。
准入标准规定：生产企业风电项目投资中自有资金比例不得低于30%，必须具备生产单机容量2.5兆瓦及以上、年产量100万千瓦以上所必需的生产条件和全部生产配套设施，改扩建应具备累计不少于50万千瓦的装机业绩，新建企业应具备五年以上大型机电行业从业经历，厂址应选择在方便运输的地区，本着与风电机组配套企业建立完善产业链的原则进行布局。严格限制风电机组生产企业引进单机容量2.5兆瓦以下风电机组整机技术或购买生产许可证，科研经费投入占销售收入的比例不少于5%。
（9）《风电预测及系统协调运行管理办法》及《风电设备及并网检测管理办法》起草。为解决大规模风电接入电网系统安全可靠运行问题以及保障风电设备质量和并网安全运行，实现风力发电健康、可持续发展，国家能源局委托中电联牵头开展《风电预测及系统协调运行管理办法》及《风电设备及并网检测管理办法》起草工作。为有效推进工作开展，决定成立两个工作小组负责相关研究和具体文件起草，工作小组将在国家能源局新能源司指导下开展工作。2010年6月17日，中电联以中电联规划［2010］87号文，公布了有关事项。《风电预测及系统协调运行管理办法》工作组成员单位：中国电力企业联合会、国家电力调度中心、中国电力科学研究院、国网能源研究院、龙源电力集团公司、中国风能协会和国家气象局预测司等。《风电设备及并网检测管理办法》工作组成员单位：中国电力企业联合会、中国风能协会、鉴衡认证中心、国家电力调度中心、中国电力科学研究院（新能源研究所）、国电龙源公司（电机工程学会风力与潮汐发电专业委员会）、国网能源研究院、新疆金风科技股份有限公司、华锐风电科技（集团）股份有限公司、中国船级社等。
（10）国务院通过加快培育和发展战略性新兴产业的决定。2010年10月10日，国务院发布《国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》（国发［2010］32号）。决定包括八个部分：抓住机遇，加快培育和发展战略性新兴产业；坚持创新发展，将战略性新兴产业加快培育成为先导产业和支柱产业；立足国情，努力实现重点领域快速健
康发展；强化科技创新，提升产业核心竞争力；积极培育市场，营造良好市场环境；深化国际合作，提高国际化发展水平；加大财税金融政策扶持力度，引导和鼓励社会投入；推进体制机制创新，加强组织领导。在阐述努力实现重点领域快速健康发展中，“决定”对风电产业的提法是：提高风电技术装备水平，有序推进风电规模化发展，加快适应新能源发展的智能电网及运行体系建设。
（11）《关于促进风电装备产业健康发展的若干意见》发布。2010年12月23日，为贯彻落实《国务院批转国家发展改革委等部门关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展若干意见的通知》（国发［2009］38号）精神，加强对风电技术装备制造业发展的引导和规范，推进风电装备制造业健康发展，国家发改委印发《关于促进风电装备产业健康发展的若干意见》。
目前开展了LVRT相关技术和产品的研发工作,以期实现电网故障时,风电机组能够保持并网连接到达规定时间,同时还要求能够在故障穿越时具备动态无功支撑能力,支持电网恢复和保持电压稳定。
1 风电机组LVRT技术
当今市场上典型的并网型风电机组技术可分为3 类,对应的风电机组有着不同的控制特性和LVRT技术。
1.1 失速型风电机组
失速型风电机组通常采用鼠笼异步发电机作为机械能转换为电能的单元,发电机定子与电网直接相连。该类风电机组只能在异步发电机转速转矩特性规定的一个很窄的范围内变速运行。由于该类发电机定子直接与电网相连,没有电力电子设备作为控制单元,且该类风电机组多没有变桨机构进行功率调节,因此当电网跌落时,会引起定子电流严重过流,且由于能量没有回馈通道,导致机组过速保护。
通常失速型风电机组低电压穿越方案有以下几种:1)图1 所示的全功率变流器FC串联方案。采用全功率变流器串联在电网与发电机组之间,将发电机定子与电网隔离,通过全功率变流器实现低电压穿越功能。该种方案由于采用串联型式,首先会造成机组在正常运行时效率较低,而且成本较高,控制较为复杂。2)图2所示为DVR方案,该方案可以通过动态电压补偿实现定子侧电压稳定,但DVR无功支撑能力较弱,成本较高。3)图3所示为STATCOM方案,该方案可以完美解决无功支撑能力,但由于采用并联型式,对电机定子电流及转矩暂态控制能力较弱,适合加在风场级,不适合单台风力应用。
为解决以上问题,本文提出了一种新的设计方案,如图4 所示,当电网电压正常时,由AC-Switch开关将发电机定子与电网连接,机组发出的电量直接回馈电网。AC-Switch采用电力电子快速开关,能够在2 ms内将发电机定子侧与电网脱开,避免由于磁链暂态引起定子过流。
网侧变流器和机侧变流器组成的背靠背变流器,其作用类似于UPS。电网电压正常时,变流器不工作。当电网电压跌落时,AC-Switch将定子与电网脱开,变流器向发电机定子提供稳定的电网电压,风电机组输出的能量通过机侧变流器回馈至直流侧,一部分通过网侧变流器回馈电网,多余的能量通过直流侧Chopper电阻消耗掉。网侧变流器可以向电网提供动态无功支撑,支持电网电压恢复。
该方法是在电网电压故障时为风电机组提供不间断电源,因此不但对电网跌落有效,对电网电压升高以及频率变化等其他故障一样具有穿越能力。同时不需要风电机组主控等做任何更改,可以方便地实现其低电压穿越改造。
1.2 双馈型风电机组LVRT技术
双馈型风电机组发电机定子侧直接并网,发电机转子侧通过交-直-交变流器与电网相连。同失速型风电机组一样,当电网电压跌落时,由于磁链不能突变,会导致定子侧及转子侧过流、过压。由于转子侧所连接变流器容量有限,为实现穿越功能,双馈变流器需增加Crowbar电路及Chopper电路,如图5 所示。
穿越期间,Chopper电路可将变流器直流母线稳定控制在安全可靠的范围内,Crowbar电路保护变流器转子模块不受暂态冲击的影响。当转子电流及定子电流暂态减少到变流器能承受的范围内,切除Crowbar电路,由变流器控制发电机向电网输送无功电流,以支撑电网电压恢复。
常见的Crowbar回路有以下2 种:IGBT型和晶闸管型。如图6、图7所示。
采用图6所示IGBT型拓扑结构的Crowbar电路,其开通、关断速度完全可控,影响速度迅速,能够实现在电网跌落后快速发无功功率的要求。对于图7所示晶闸管的模式,成本较低,且晶闸管耐压、耐流能力较强,但由于晶闸管为半控型器件,关断时间较长,Crowbar回路电阻投入时间不完全受控,实时性较差。
1.3 全功率型风电机组变流器技术
全功率变流器是指应用在全功率风电机组的变流器单元。全功率风电机组主要包括直驱、半直驱、高速永磁、电励磁等风电机组。图8所示风电机组全功率变流器也分为电网侧变流器与电机侧变流器。电机侧变流器接受发电机产生的有功功率,并将功率通过直流环节送往电网侧变换器。电网侧变换器接受通过直流环节输送来的有功功率,并将其送到电网。
在低电压穿越时,全功率风电机组只有变流器的电网侧部分与电网相连。此时由于电网侧电压的跌落,在维持机组输出能量不变的情况(减少机组振动)下,电网侧变流器不能将能量全部回馈至电网,多余能量聚集在变流器直流侧,直流侧功率发生不平衡,此时投入直流侧卸荷电路,消耗掉直流侧多余的能量,使风电机组与故障电网基本隔离。低电压穿越期间风力机和发电机可以保持正常运行,即变流器输入功率在电压跌落期间基本不变,由直流保护电路实现直流侧的功率平衡,维持直流侧电压稳定。电网侧变流器向电网提供无功电流以支持电网电压恢复。
2 LVRT技术验证
本文针对LVRT技术较为复杂的失速型风电机组和双馈型风电机组分别进行了实验验证,实验及认证波形如图9和图10所示。
由图9可知,在电网电压发生跌落时,变流器快速地实现发电机定子与电网的脱开且为发电机定子提供不间断的电源,实现风电机组的LVRT。图10 为1.5 MW双馈型风电机组的零电压穿越认证波形,图10 中采用标幺值的表示方法,电网电压基准690 V,电流基准1 250 A,功率基准1 500 k W。
3 结论
本文重点分析了当今市场上主流的3种机型不同的LVRT技术。其中失速型机组,可通过本文所列的技术方案实现低电压穿越改造技术。全功率型风电机组由于实现了发电机与电网的隔离,相对于双馈型风电机组而言,LVRT实现较为容易。对于电网而言,整个风电场最终并网点电压的稳定是控制的关键,因此关于风场级的LVRT技术仍是今后一段时间关注的重点。
摘要：随着风电并网容量的大幅提高,并网导则要求风电机组具备低电压穿越(LVRT)能力。分析了失速型风电机组、双馈型风电机组和全功率型风电机组在电网电压跌落时的暂态过程,据此设计了不同的硬件电路及软件控制策略,并针对LVRT技术难度较大的失速型机组和双馈型机组完成了实验验证。试验结果表明风电机组具有良好的电网适应性,能够满足并网导则的要求。
关键词：风电机组；震动检测；故障诊断
一般情况下风电机组都会设置有专门的运行维护中心，对易发生损伤的部件进行管理，对机械与电气系统进行全面管理，增加设备维护与检修的次数，在整体上控制好机组的运行效果。对于风电机组震动检测与故障诊断工作的开展，下结合机组运行特点来进行，建立完善见检测系统。
1.风电机组震动检测概述
对于风电机组的震动检测与故障诊断，主要是通过安装在机组设备上或者附近的传感器，完成对机组运行状态信号的采集。传感器信号经过调理、传输以及采样后进入到信号处理模块，将冗余部分去除，最终获得状态特征量。将状态特征量传输到状态辨识模块，在获得辨识结果通过检测与诊断决策模块来完成综合决策，由输出设备来得出诊断结果。其中，对于风电机组运行状态信号处理、辨识、检测以及诊断等整个过程的实施主要由计算机系统以及专业仪器设备来实现的，通过对信号的分析辨识，确定机组是否存在故障。
2.风电机组传动系统常见故障
2.1 齿轮故障
主要包括齿形误差、断齿故障、齿面磨损、齿面胶合以及齿面点蚀等。第一，在机组设备齿轮箱中啮合齿轮发生故障，会伴随着一定特性的振动发生，这样通过对振动信号进行分析，就可以确定故障的类型。如果存在齿轮误差，会使得振动信号时域波形出现明显的调制现象，在频域啮合频率与谐波附近出现调制边频带，如果齿形误差比较严重，产生的较大激振能量不仅会产生啮合频率调制，还会产生共振调制现象[1]。第二，因为风电机组运行时风速不稳定，会对叶片造成一定影响，存在的不规则冲击力会通过叶片传到齿轮箱，最终转变成冲击荷载，会对齿轮造成严重的磨损，并且还会使齿根部位在弯曲应力的作用下，逐渐产生疲劳裂纹，随着裂纹的持续扩展，最终造成轮齿弯曲疲劳折断。
2.2 轴承故障
无论是低速轴还是高速轴位置的轴承，在受到风电机组交变荷载以及重载的影响，都需要承受一定的冲击力，造成轴承部件出现损坏，例如常见的轴承磨损失效、断裂失效、疲劳失效以及胶合失效等。如果轴承结构在恶劣的环境内持续工作，或者是部件发生一定故障后持续运行，滚动轴承外环松动现象会继续加大，最终会因为轴承故障激励起外环固有频率产生调制现象[2]。另外，轴不平衡也是比较常见的故障，主要是由于轴部件质量中心偏移，或者部件出现缺陷而产生的。此类故障发生时具有一定的特征，如在位于临界转速以下时，振幅会随着转速的增加而增大，在达到临界以上转速时，振幅增加趋于平缓，并且在接近临界转速时，会发生共振，振幅具有最大峰值。
3.风电机组震动检测与故障诊断系统分析
3.1 系统设计分析
对于风电机组震动检测与故障诊断系统的设计，要明确其目的是通过各种检测方法的应用，收集并分析检测信号，判断被检测机组运行状态，在设备出现故障前给予警告，以此来保证设备能够正常运行，提高机组运行的可靠性。系统的设计，需要包括几个方面，即信息的有效获取、震动检测的连续性、信息处理的时效性、数据传输交流的可靠性、人机界面的友好型以及存储管理的便捷性，保证所有方面的有效实现，保证整个系统能够长期持续运行，在数据的分析处理上具有时效性，并且利用服务器来完成数据的存储与在线检测，同时客户端通过服务器的访问来完成对设备的在线检测。
通过对系统需求以及功能的分析，结合风电机组运行特征以及结构特点，可以将系统分为前端采集设备、数据采集模块、数据库服务其以及监控维护集成模块，其中数据采集通过以太网远程采集的方式来实现。其中数据的传输可以通过有线或者无线的方式来完成，而监控集成模块与采集模块与数据库的连接，可以利用本地连接局域网或者广域网实现。而监控维护集成模块与数据库服务的连接，可以通过数据库远程访问技术来实现，其中一个数据采集端可以与多个采集设备连接，并且将采集设备与数据采集端连接，实现多个客户端同时访问数据采集端以及数据库服务器。
3.2 系统软件设计
结合风电机组结构运行特征，在建立震动检测与故障诊断系统时，系统软件的设计应包括辅助功能模块、信号预处理模块、特征提取模块以及故障诊断模块等。对于系统软件的开发，主要是利用面向对象的变成技术，然后结合VC++6.0语言作为开发工具来实现功能，另外还可以选择MFC单文档多视图框架结构来完成界面设计。其中，为提高检测系统运行的安全性，在进行系统操作时，需要先进入登录界面，输入用户名与密码，在身份認证后无误后才可进入系统。系统主界面的设计应包括菜单栏、主功能按钮、树状列表、辅助分析功能按钮、图形显示区等。
第一，辅助功能模块主要具有用户管理、数据库管理以及数据清理等功能，对用户的管理就是完成用户信息的注册与验证，并为合法用户分配系统使用权限。数据库管理主要包括附加数据库、备份数据库、分离数据库以及新建数据库等功能，将数据库文件加载到数据库服务器中，或者是将数据库服务器中数据移除等。数据清理则是将服务器内不需要的数据及时清理掉，避免数库过大影响管理效果。
第二，故障诊断模块主要基于对信号的分析，提取可以表征机器运行状态的特征参量，对其进行计算确定是否超过用户设定报警阈值，以此来判断机组设备运行是否正常。如果判断机组运行状态异常，则需要对机组进行进一步的缺陷诊断，分析确定相关频率的来源。整个处理过程中主要是以风电机组数据的分析研究为基础，完成机组运行状态的检测与故障诊断。
4.结束语
风电机组运行环境相对特殊，因为风速稳定性比较低，对机组设备影响比较大，如果管理不当很容易出现故障。为保证机组的正常运行，需要加强对震动检测与故障诊断的研究，针对常见的故障进行分析，建立振动检测与故障诊断的系统，对机组运行状态进行实时检测，提高其运行的稳定性。
参考文献：
[1]谢松汕，许宝杰，吴国新，左云波.基于状态检测与故障诊断在风电机组上的应用分析[J].电子测试，2013，08：60-62.
【风电税收分析报告】推荐阅读：
风电发展瓶颈09-09
风电项目质量计划07-07
风电建设管理07-09
企业税收自查报告07-26
风电监理工作重点05-25
建筑业税收分析报告06-05
风电模板工程施工方案05-26
风电场交流学习心得07-07
风电场前期开发流程07-07
风电机组的控制及并网09-15
