环境对风电机组的影响

环境对风电机组的影响（精选8篇）

环境对风电机组的影响 篇1

机组安全不仅与整机质量有关，而且与风电企业的管理体制、风电场管理与运维人员有着密不可分的关系。就中国目前大部分风电场的管理体制来看，风电场维护维修人员的技术水平和责任心，对保证机组正常运行及机组安全有着最为直接和关键性的作用。下面就现场人员、风电场管理、机组运维以及风电场现状等几个方面所存在的问题予以阐述和分析。

风电场存在的问题

一、现场人员的技术水平及运维质量堪忧目前，中国绝大部分风电场，主要依靠现场人员登机判断和处理机组故障，检查和排除安全隐患。公司总部和片区的技术人员不能通过远程直接参与风电场机组的故障判断和检查，难以给现场强有力的技术支持。设备厂家的公司总部、片区除了提供备件外，难以对现场机组管理、故障判断和处理起到直接的作用。风电场与公司总部、片区之间严重脱节。

中国大多数风电场地处偏远地区，条件艰苦，难以长期留住高水平的机组维护维修人才。再者，不少风电企业对风电场运维的重视度不够，促使现场人员大量流失，造成不少经验丰富的运维人员跳槽或改行。经验丰富、认真负责的现场服务技术人员严重匮乏，这也是中国风电场重大事故频发的重要原因之一。

如果说在质保期内不少风电场的现场服务存在人才和技术问题，那么，在机组出质保后，众多风电场的运维质量和现场人员的技术水平更令人担忧。尤其是保护措施完善、技术含量高的双馈机组，由于现场人员的技术水平有限，加之，众多风电场在机组出质保后备件供应不及时，要确保机组正常的维修和运行更加困难。为了完成上级下达的发电量指标，维修人员不按机组应有的安全保护和设计要求进行维修，不惜去掉冗余保护，采取短接线路、修改参数等方法导致机组长期带病运行，人为制造安全隐患。

在机组出质保后，有些风电场业主以低价中标的方式，把机组维修和维护外包。而外包运维企业为了盈利，把现场人员的工资收入压得很低，难以留住实践经验丰富的现场人员，现场人员极不稳定，因此，确保机组的安全运行变得更加困难。

二、目前风电场开“工作票”所存在的问题

在风电场机组进入质保服务期以后，大部分风电场的机组故障处理流程通常是：在风电场监控室的业主运行人员对机组进行监控，当发现机组故障停机后，告诉设备厂家的现场服务人员；能复位的机组，在厂家现场人员的允许下，对机组复位；不能复位的，通知设备厂家人员对机组进行维修；在维修之前，厂家人员必须到升压站开工作票；只有经过风电场业主相关部门的审批同意后，厂家现场人员方可进行故障处理；机组维修后，厂家服务人员再次到升压站去完结工作票。

在风电合同中，通常把机组利用率作为出质保考核的重要指标，一些风电场开工作票的时间远远超过机组维修时间。因此，开工作票、结工作票等一系列工作流程直接会影响机组利用率，同时还会造成不必要的发电量损失。有的风电场还有这样的要求，如设备厂家的现场服务人员第一次到该风电场服务，则需先在风电场接受为期三天至一周的入场教育，方能入场登机处理现场问题。

然而，在质保期内，监控机组的运行状态及故障处理理应由设备厂家及现场人员完成，以上流程则会造成设备厂家的现场人员处于被动处理机组故障的状态，使得不少风电场的厂家现场人员对其机组运行状态难以进行长期、持续地监控和故障跟踪。由于缺乏对机组运行状态及故障产生过程的了解，还可能错过提前发现机组安全隐患的机会，最终导致重大事故的发生。从原则上讲，业主人员可以对厂家服务人员的日常维修和维护工作进行监督、提出异议，但不应过度参与其中，以免造成管理混乱，影响正常的机组维修和维护工作。

以上开“工作票”的方式，不仅增加了机组故障的处理时间，更重要的是造成了职责不清，责任不明，管理错位等问题。设备厂家现场人员的培训工作应由设备厂家进行，派遣到现场的每一位服务人员，无论是技术水平，还是安全知识都应符合相应的标准，满足现场要求。如存在问题，则应由设备厂家负责实施再次培训，或重新指派现场服务人员。

从风电场“工作票”执行效果来看，风电场的现实情况告诉我们，不少烧毁机组的风电场在这方面的管理还相当到位，然而，并没能阻止重大事故的发生。机组运维的工作流程在不断增多，但机组倒塌、烧毁事故并未减少，甚至有与日俱增的趋势。

究其原因，就是风电场的工作质量并未因管理流程的增加而得到提高。在质保期内，业主人员不负责机组维修维护的具体工作，也没有义务为厂家进行机组监控。通常业主人员也不能给故障处理者以指导，不能对故障做出客观的分析，且机组故障处理完毕后，也不能对机组是否仍然存在问题，或是否因故障处理而留下了某些安全隐患，做出合理判断。

因此，在质保服务期内的这种开“工作票”方式，不仅降低了工作效率，与风电场的具体情况不相适应，而且与职责权利相结合的基本管理原则相违背。在现场机组维护维修时，如需开据“工作票”，由设备厂家通过网络开出，并对其职工及工作过程进行管理，可能更符合管理原则，以及具有实际的意义和作用。

三、风电场维护的一些错误认识

由于兆瓦级风电机组的技术难度普遍较高，尤其是从国外引进、保护措施完善、设计先进的双馈机组，因其技术难度大，风电技术人员需具有相当雄厚的理论基础，并具有较长时间的风电场实践和深入学习经验，方能领会其关键技术，把握机组运维的关键点，有重点地检查和消除安全隐患。

在风电场机组的长期运行中，风电机组的整机性能以及风电企业的各项工作得到了充分的检验和验证。机组的设计、制造、配套、车间装配、现场安装、调试、维修、维护、整改和改造等都可能出现问题和产生安全隐患。机组如存在安全隐患，在现场运行时又未能及时发现和排除，则可能导致机组烧毁、倒塌事故的发生。

目前，中国的大部分风电场没能实现“集中监控，区域维修”。只有现场人员具备相当高的技术水平和责任心，才能保证机组故障判断和安全隐患排查的质量。因此，风电场日常运维对机组的正常运行、安全隐患排查、预防和避免重大事故起到了决定性的作用。

然而，不少风电企业却把风电场的机组维护工作，当成是一种“打螺钉、做清洁、给机器加油”等低技术含量工作，甚至被等同于一般的“民工”工作，例如：某出质保风电场，在风电场附近的当地居民中，找来一些没有经过任何培训的人员来实施机组维护。

还有人错误地认为，只要严格按“维护指导书”、单位规定和固定程序办事就定能保证机组运维质量和机组安全。殊不知，所谓“维护指导书”，其意思就已经说明，它仅仅是作为现场维护的“指导”，并不是机组运维的全部，很多现场具体的问题及处理办法，还需要根据实际情况自行进行判断和实施。在机组维护时，应根据机组前期运行出现的故障和问题对机组进行检查和调整。有的“维护指导书”则是在机组维修、维护经验严重不足条件下编制的，难以给现场以准确的“指导”，如果现场维护人员仅是严格按“维护指导书”进行，在维护过程中，可能会漏掉对机组关键部位的检查和安全隐患的排除。

四、某出质保两年以上风电场的机组调查情况

某风电场在机组出质保之前，业主从设备厂家的原留守维修人员中招聘了一名他们认为技术过硬的维修人员来充当出质保后该风电场的机组维修负责人。出质保两年后，机组运行状况很不理想，业主又再次请设备厂家的技术人员对其机组进行全面检查和评估。

其中两台故障机组的检查结果如下：

其中一台机组存在以下问题：主轴轴承润滑油泵缺油；液压站缺油；机舱主轴上方的天窗未关；主轴刹车磨损/ 反馈传感器线未接，信号线短接；主轴刹车器罩壳未安装；发电机集碳盒上方的排碳管损坏；发电机冷却风扇排气罩未安装到位；机舱控制柜上维护开关的触点脱落；机组长时间没有运行而主齿轮箱的轴承1 温度高出轴承2 温度二十摄氏度以上；变桨电机温度保护参数设置错误；机组处于停机状态，但变桨电机一直还存在电流；机舱后端通风口未安装好；热风幕机不能运行；主齿轮箱和液压站油管有漏油现象等；塔基的环网通信接线盒标号、熔纤不规范，光纤接线、布置混乱。

另一台机组存在以下问题：马鞍处动力电缆保护胶皮脱落；液压站缺油；主轴轴承润滑油泵的参数设置错误；主轴轴承排出的废油脂颜色不正常；主齿轮箱高速轴机头侧轴承外圈跑圈；主齿轮箱高速轴小齿齿面有啮合黑线，轴的表面有锈蚀；发电机后轴承有严重异响；发电机排气罩脱落；风速传感器接线头损坏；刹车磨损信号短接；主轴刹车器罩壳未安装；变桨润滑油泵损坏；主控参数设置错误；变桨电池充电器损坏；在电池柜内，电池之间的连接线不规范；塔基的环网通讯接线盒插座以及接线尾纤没有按规定标号，光纤接线混乱等。

有个别问题可能在质保期内就存在，一直未得到解决。而更多的问题则是在机组出质保后出现的，究其原因：一方面，由于此类风电场机组维修的技术难度较大，业主运维人员的技术水平有限。当机组出现疑难故障时，没有技术水平更高、维修经验更丰富的技术人员到现场处理故障或进行技术指导；另一方面，没有机组部件厂家和设备厂家及时提供备件。因此，机组的运行状况很差，并存在安全隐患。

由这两台机组的抽查结果可知，出质保后的短期内，机组出现的新问题就相当多。在机组出质保后，风电场的维修和维护工作基本在没有设备厂家参与和技术支持的条件下进行，风电

场的日常维修维护主要依靠从设备厂商招聘来的现场维修人员和维护指导书，加之，不少风电场的管理方法及体制源于火电，与风电场实际情况不相适应，且部分相关领导（尤其是基层领导，如：场长、片区经理）来自火电或水电，未参与具体的机组运维，对风电场的具体业务不了解，做决策时，会出现偏差和错误。因此，这些风电场的安全隐患随处可见。如不采取有效措施，风电场发生机组烧毁、倒塌的概率极高。

应对措施

目前，中国的众多风电场，运维人员的技术水平和责任心对保证机组正常运行、排查机组的安全隐患、减少故障几率、产品改进都起着关键性的作用。下面仅就风电场的机组维修维护及运行管理谈一些看法及应对措施。

一、充分发挥风电场维护的作用，减少机组故障，避免重大事故的发生

加强风电场的机组维护及安全隐患的排除，以达到提高机组利用率、减少维修、避免重大事故发生的目的。

在中国，不同风电场间区别较大，在现场运维时，需要根据机组的具体情况进行维护，有时还需要针对现场的具体情况特殊处理。例如：在机组维护时，发现电缆的某个部位出现了严重磨损或损坏，需立即根据具体情况进行适当的处理。对于类似问题，有时还需根据现场状况进行深入分析，以便从根本上消除隐患，方便后期机组的改进。

在机组维修的过程中，根据机组实际所报的故障状况，可能要对机组的某个部位进行重点维护；有时还需根据机位和机组的实际运行状况对主控参数进行适当地调整，以达到保护设备、降低机组报故障次数，把机组调至最佳状态的目的。每年，或半年一次的机组维护工作则是对机组的全面检查和再次调整，通过对机组的维护，防患于未然。当机组的设计和质量均不存在问题时，现场维护对减少故障、保护关键部件以及排除安全隐患起着决定性的作用。

另一方面，通过现场实践，现场人员可迅速学习和掌握风电技术，全面掌握风电场机组的特性及原理，有利于人才培养，机组维护维修水平的提高；在深入维修实践，熟练掌握机组特性的基础上，对机组的不足之处进行改进。在当今中国风电快速发展期，不少机型没有经过长时间的样机检验，在风电场运行的过程中，应尽早发现问题、及时改进，在风电场运行中完善和提高机组性能。

因此，机组维护工作不仅对保证机组的正常运行及排除安全隐患起着关键性的作用，而且，对培养人才、技术进步与持续改进也起着不可或缺的作用。

二、完善风电场管理，确保机组安全

在质保期内，设备厂家总部、片区通过网络对风电机组、现场工作及现场服务人员进行管理，采取多方面措施提高运维人员的思想和技术水平，提高现场的工作效率。每一次的机组维护都是对机组的详细检查和调整，让运行机组处于最佳状态，达到消除隐患和减少机组故障的目的，并以实际行动和业绩取得业主的信任，打消业主顾虑，不再有出质保时进行“二次调

试”之类的要求和提法。

在质保期内，机组维护维修“工作票”由设备厂家的总部或片区通过网络给厂家现场人员开出；真正实现“集中监控，区域维修”，公司总部、片区通过远程对机组及现场工作进行检查和监督，实时了解现场机组的运行状况，监督、检查现场人员的工作状况和效果。

在质保服务内，风电场业主人员给设备厂家的现场工作提供必要的便利与支持，例如：给机组送电、断电等；机组出质保后，营运企业应加强对现场维护维修工作的支持及机组管理，在互惠互利的基础上，密切保持与设备厂家的协作，保证机组的维护维修质量，避免重大事故的发生。

风电企业的公司总部、片区应从多方面给现场以支持。现场服务人员的待遇、个人生活及家庭问题等予以足够的关心和重视，以稳定现场运维队伍，提高现场人员的技术水平；及时派人到现场解决机组的疑难故障。对风电机组的日常故障、安全隐患实施多层次、多角度管理，避免出现流于形式、走过场的管理流程，保证机组运行及安全的具体措施落到实处。

结语

环境对风电机组的影响 篇2

1.1 风电发展

全球人口不断地成长, 而且经济发展, 使得世界整体的能源消耗与需求快速增加, 而同时造成能源缺乏与空气污染问题, 更使温室效应与气候变迁成为全球议题。所以开发应用再生能源以解决能源需求问题, 同时降低环境污染与温室效应等问题, 已经成为许多国家努力的方向。目前再生能源中, 风能已经具有经济性, 所以特别受到重视。风能评估为风能开发经济与否的基础, 也成为风力发电计划成功与否的关键。以发达国家经验来看, 一般地区风电场发展已经达到饱和, 而转向海上及山上积极发展。

1.2 尾流对风电机组的影响与改进方式

风力发电场的总发电量与效率会受其尾流效应的影响导致降低。所谓的尾流, 是指上风处的风电机组造成下风处产生尾流。正常而言, 若一风电机组在另一风机运作而产生的尾流范围内, 则该下风处的风电机组所受到的风力将会有一定程度的扰动及减弱, 因此由风能转换出的电力也因此降低。对于降低风电场尾流的作用, 一些经验方法已经被广泛采用。例如, 一些经验法则认为最好的垂直主风向行距间隔为8D-12D (风电机组叶片直径) , 而平行主风电向的对于任两风电机组间需有1.5-3个转子直径的距离。然而, 也有一些经验法则与之不同, Ammara认为风电场可采用一个密集、交错座落的方式, 其风能的产出效益类似于稀疏规划方式, 但是所需要的风力场较少。虽然Ammara提出的方法对于固定数目风电机组的构建而言, 可以成功减少土地面积的实用, 但是所提方法还是应以较直觉的方式拟定构建规划, 因为由风电机组所产生的尾流会导致机械故障或维护的增加, 以及无可避免的降低电力的产出。为将降低尾流干扰及避免电力输出的降低, 每个风电机组之间的距离至少都不会少于5个转子直径距离的法则已经广泛的被认同与接受, 同时也必须考虑地形、天候状况、区域性风力状态 (风速及风向) 。因此, 如何结合尾流效应, 将风力场的风电机组的配置作最佳化规划仍有许多的提升空间。

2 尾流效应测定与涡轮机配置模型

当气流流经风电机组后, 则其下风处之风电机组所受到的风力将会有一定程度的扰动及减弱, 该扰动即为尾流, 由过去文献可知, 尾流解析模型已广泛的被采用来进行该领域的研究。根据Jesen和Katic对该模型的假设, 当尾流作用产生后, 其尾流半径 (r1) 会随着距下风处d距离的增加而以线性比例增加, 其关系式如式 (1) 所陈述:

向诱导因子 (a) 的值乃由风电机组推力系数 (CT) 所推算得出, 一般而言a的值应小于0.5。其关系式如式 (2) 所示。

CT给出一定值后, 可获得a值, 而下风处尾流作用距离为d处的半径r1为式 (3) 。因此当CT给定值后, 可获得a值, 进而可获得而风电机组叶片的半径 (rr) 与尾流半径 (r1) 之间的比例关联, 也就是可获知风电机组后方尾流影响半径。

境影响因子可由地表的粗糙程度 (z0) 与涡轮叶片中心高度 (z) 获得, 如式 (4) 所示。

尾流影响模型中, 以设置四台风电机组为范例, 第一台与第二台风速均为初始风速, 其尾流半径 (r1) 只因不同叶片半径 (rr) 于式 (3) 计算后而有所不同, 第三台则先以式 (3) 计算第一台与第二台的尾流半径, 即可得知第三台是否有被第一台影响, 如有影响则需计算新的风速ui, 且第三台的尾流半径需以式 (5) 重新计算尾流半径, 因其会随着距离d增加而成线性增加, 故所得出的值皆会比rw高。

上述可知道当不同类型的风电机组被考虑时, 则因为风电机组叶片半径不同时, 则其尾流影响也随之不同, 也即式 (1) 的结果也会不同。这一因素是过去文献未曾探讨之处。而式 (1) 中的uo为位于下风处距上游特定风电机组距离为d所受到的风速, 但是若下游的风电机组受到上游多个尾流时, 则这些混合尾流的动能则可被假设等于所有动能差额总和。

3 利用免疫算法求解

本研究考虑在运转成本、效率与预算的资源限制条件, 及具备尾流效应的特性下, 探讨如何同时决定该风电机组其种类、相对数目及在风力发电场中所设置的地址, 而使特定风力发电场所配置风电机组之总发电量达到最大。

对于本研究考虑, 其风电机组类型、及相对应的数量及地址必须同时被决定, 可设计适当的抗体基因个体表示方法来解决。每一抗体基因以0-1字符串表示, 首先该字符串可被分为两个子字符串, 而第一个0-1子字符串被译码为1到N的整数 (若N表示风电机组的总数目) , 当N值被决定后另一子字符串则被划分成N段较短的子字符串, 而该字符串又被分成两部分, 分别表示该风电机组的类型和设置地址。利用所提特殊的基因表示法。此外, 利用这一抗体基因表示法, 可先决定风电机组数目, 再则决定基地台类型与坐标, 这一表示法没有如同数学规划模式求解方法, 其当基地台数目及种类增加时, 其问题决策变数数目呈指数倍率增加, 而造成求解复杂度和困难度的激增。本研究若采用此种求解的表示方式, 配合算法则可被克服。上述抗体基因表示法即可表示任何可能的类别、数目及位置的风电机组构建方案。而有关抗体基因交配程序中, 则可直接利用传统的基因运算子如交换及突变程序可适用本阶段的基因表示方法。

4 结束语

本研究基于尾流效应, 提出利用免疫算法的机制并延伸探讨风力发电场在各种不同风速及风向分布下部署混和式风电机组的最佳化配置问题。通过延伸探讨过去文献, 本研究所提出的风电机组配置问题特性且本研究问题模型更为周延完整, 并利用免疫算法更适合解决具有混和式风电机组在有资源限制下的风力发电场配置问题, 本研究结果显示所使用的方法能提供所有的最佳部署决策求得多重最佳近似解, 使决策者能有更多的选择。

摘要：考虑在具备尾流效应影响的特性下, 基于对总运转成本及最低发电效率要求等限制条件的考虑, 进行风电机组的扩建与改进。过去文献很少提及混和式风电机组在风力发电场的应用, 因此有必要探讨如何同时决定不同风电机组类型、其相对数量及在风力发电场中所设置的位置, 从而使该固定面积的风力发电场所配置的风电机组的总发电量能够达到最大目标。

关键词：风电场,尾流,影响,机组设计

参考文献

[1]仇国兵, 刘文霞, 张建华.考虑复杂尾流效应和连接电缆故障的风电场可靠性建模[J].电力系统自动化, 2014, 18.

[2]徐玉琴, 张林浩, 王娜.计及尾流效应的双馈机组风电场等值建模研究[J].电力系统保护与控制, 2014, 1.

[3]郑睿敏, 李建华, 李作红, 等.考虑尾流效应的风电场建模以及随机潮流计算[J].西安交通大学学报, 2008, 12.

[4]程海锋, 胡志坚.海上风电场风电机组的尾流控制[J].水利规划与设计, 2013, 12.

风电机组的检修策略 篇3

【关键词】风电机组；维修；部件；维修策略

前言

风电机组的日常维护及检测有很多种方式，多数采用计划检修和事后检修的方式。从计划检修方式上看，时间是一个检修的定期标准，最常见的检修周期有半年、一年、三年或五年，无论何时检修，都应保证记录设备状态的事实，如到了规定的时间不能定期检修，则会为设备在今后运行中埋下严重的安全隐患，轻则停机进行部件更换，重则造成重大的经济损失和人员伤亡，因此，对于风电机组的检修工作必须予以重视。

1.风电机组的基本维修策略

1.1事后维修

事后维修是指在设备发生故障或者出现安全隐患时需要进行的维修或更换，使其尽快恢复到可工作状态的一种维修活动。这样的特点是维修费用较低，对于很多经常发生故障的设备来说能够降低成本，因此，采用事后维修是最合适的。

1.2预防维修

预防维修主要发生在设备发生故障之前，使设备在规定的状态下进行的一种维修活动。这种维修活动通常有润滑、擦拭、调整、检查、拆修、更换等。是保证设备能够在故障发生之前就有时间采取一定的补救措施，将设备发生故障的风险防患于未然。而预防性的维修主要适用于故障在发生危险时，在设备的工作任务完成后，能够减少较大的经济损失。预防性的维修策略被广泛的认为是系统发生故障、降低维修费用的有效解决措施。因此，相反而言，增加预防性维修的次数就会使生产效率降低，反之则会增加。所以，预防性的检修时间必须有一个明显的时间间隔。

1.3计划维修

设备故障规律在充分认识的基础上应根据规定的时间间隔或积累工作时间进行事先的时间计划检修，不管是设备当时在某种状态，其实行计划检修的条件是设备已经明显的分析出有规律的耗损期，在设备故障使用的过程中有明确的关系，而且大部分的设备部件能够工作到一个预期的时间。在故障发生时，能够采用计划维修的方式进行及时的改进，有效的减少了工作的重复性。

1.4状态维修

在很多情况下，设备的实际工作状态时安排设备检修的一系列检修策略。其中一个最基本的事实就是很多设备发生故障的时间不是突然性的，而是成一定的时间曲线。这种状态下的维修一定是状态检修的特征，在这种情况下应采取一定的状态监测技术队设备进行各项功能故障的检测、分析、诊断，综合性的推断设备的运行状态，同时要根据设备故障的发展状态进行合理性的预防维修。如果设备在维修时出现适合于损耗故障的特征，应根据监测技术的标准来进行及时上报。对设备状态的检修要建立在对设备状态实时或周期性的评估基础上进行维修，这也将是未来维修策略的一个必然发展趋势。另外一个基本事实就是有针对性的对部件采取综合的计划检修、事后维修、状态检修这三种维修方式，其维修的时机和相对应的状态应进行及时的比较。对于事后维修来说，部件的故障是进行维修的主要原因，这就容易产生维修不足的问题。而从计划检修的角度去判断部件运行的状态就会导致维修过剩。这二者就都没有发挥出最大的经济效益。因此状态检修针对于部件的运行状态而言就是性能低下的一个维修措施，从另一方面来说是不能直接发挥部件作用的。

2.风电机组部件间维修的相关性

从风电机组的部件检修定义来看，部件之间的检修相关性主要分为经济相关性、结构相关性、随机相关性这三大类。这三大类所表现出的检修主要有以下特点：

（1）经济相关性：可分为经济正相关性与经济负相关性。前者指若干部件一起进行维修比单独进行维修能节约费用。例如，流程工业的生产系统通常包括各种设备，如果能对设备进行维修分组，并充分利用机会维修，很大程度上可以减少停机损失，提高设备可用度，降低维修费用和生产损失。后者指考虑到维修人员、安全、产品质量等因素，使得多个部件一起维修比单个部件维修费用更大。

（2）结构相关性：通常对出现故障的部件维修同时也必须对其它部件进行维修的关系。即在对故障部件维修或更换前，必须对某些运行的部件进行维修或拆除。该关系不是部件间故障具有关联性，而是维修具有相关性。

（3）随机相关性：体现的是在整个系统之中各个劣化过程都会产生一定的相互影响，使得统一设备之间不同零部件或者是不同设备之间的同一零部件所产生的故障都相互作用，相互联系，因此可以说任何一个零部件的实际状况都会直接影响其他部件的相对寿命情况。而与经济相关性相比，经济相关性不会对部件的失效模型产生任何的影响，其关注重点在于如何将不同部件的维修活动组合在一起，进而达到最优维修效率，节约维修费用。而与结构相关性则大致相同，都对将关注点加诸于相互作用的部件寿命分布之上。

结束语

综上所述，从我国目前的风电机组检修状态来看，针对部件进行检修的情况不占多数，大多是以部件为主进行维修优化。而在部件之间的相关性上能给予风电机组综合检修策略更好更合理的决策，从而节约了维修费用。在综合检修的基础上，维修费用是风电机组综合检修的一个重要考虑因素，不应因建立多个大型风电机组部件进行预防维修就提高成本费用，这样就失去了利用风能发电的意义。所以，这就需要我们技术工作者和检修人员在实际工作中多积累经验，多学习国内外先进的技术水平，只有这样才能做好风电机组的检修工作，实现最大的经济效益。

参考文献

[1]苏春，周小荃.基于半马尔科夫决策过程的风力机状态维修优化[J].机械工程学报. 2012（02）

[2]李大字，冯园园，刘展，楚纪正，靳其兵.风力发电机组可靠性建模与维修策略优化[J].电网技术，2011（09）

风电机组变桨距系统 篇4

关键词：变桨距；风力发电机；可编程控制器

1引言

随着风电技术的不断成熟与发展，变桨距风力发电机的优越性显得更加突出：既能提高风力机运行的可靠性，又能保证高的风能利用系数和不断优化的输出功率曲线。采用变桨距机构的风力机可使叶轮重量减轻，使整机的受力状况大为改善，使风电机组有可能在不同风速下始终保持最佳转换效率，使输出功率最大，从而提高系统性能。随着风电机组功率等级的增加，采用变桨距技术已是大势所趋。目前变桨执行机构主要有两种：液压变桨距和电动变桨距，按其控制方式可分为统一变桨和独立变桨两种。在统一变桨基础上发展起来的独立变桨距技术，每支叶片根据自己的控制规律独立地变化桨距角，可以有效解决桨叶和塔架等部件的载荷不均匀问题，具有结构紧凑简单、易于施加各种控制、可靠性高等优势，越来越受到国际风电市场的欢迎。

兆瓦级变速恒频变桨距风电机组是目前国际上技术比较先进的风力机型，从今后的发展趋势看，必然取代定桨距风力机而成为风力发电机组的主力机型。其中变桨距技术在变速恒频风力机研究中占有重要地位，是变速恒频技术实现的前提条件。研究这种技术，提高风电机组的柔性，延长机组的寿命，是目前国外研究的热点，但是国内对此研究甚少，对这一前瞻性课题进行立项资助，掌握具备自主知识产权的独立变桨控制技术，对于打破发达国家对先进的风力发电技术的垄断，促进我国风力发电事业的进一步发展具有重要意义。

为了获得足够的起在变桨距系统中需要具有高可靠性的控制器，本文中采用了OMRON公司的CJ1M系列可编程控制器作为变桨距系统的控制器，并设计了PLC软件程序，在国外某知名风电公司风力发电机组上作了实验。

2变桨距风力机及其控制方式

变桨距调速是现代风力发电机主要的调速方式之一，如图1所示为变桨距风力发电机的简图。调速装置通过增大桨距角的方式减小由于风速增大使叶轮转速加快的趋势。当风速增大时，变桨距液压缸动作，推动叶片向桨距角增大的方向转动使叶片吸收的风能减少，维持风轮运转在额定转速范围内。当风速减小时，实行相反操作，实现风轮吸收的功率能基本保持恒定。液压控制系统具有传动力矩大、重量轻、刚度大、定位精确、液压执行机构动态响应速度快等优点，能够保证更加快速、准确地把叶片调节至预定节距[4][5]。目前国内生产和运行的大型风力发电机的变距装置大多采用液压系统作为动力系统。

图1变桨距风力发电机简图

如图2所示为变桨距控制器的原理框图。在发动机并入电网之前由速度控制器根据发动机的转速反馈信号进行变桨距控制，根据转速及风速信号来确定桨叶处于待机或顺桨位置；发动机并入电网之后，功率控制器起作用，功率调节器通常采用PI（或PID）控制，功率误差信号经过PI运算后得到桨距角位置。

图2变桨距风力机控制框图

当风力机在停机状态时，桨距角处于90°的位置，这时气流对桨叶不产生转矩；当风力机由停机状态变为运行状态时，桨距角由90°以一定速度（约1°/s）减小到待机角度（本系统中为15°）；若风速达到并网风速，桨距角继续减小到3°（桨距角在3°左右时具有最佳风能吸收系数）；发电机并上电网后，当风速小于额定风速时，使桨距角保持在3°不变；当风速高于额定风速时，根据功率反馈信号，控制器向比例阀输出-10V－+10V电压，控制比例阀输出流量的方向和大小。变桨距液压缸按比例阀输出的流量和方向来操纵叶片的桨距角，使输出功率维持在额定功率附近。若出现故障或有停机命令时，控制器将输出迅速顺桨命令，使得风力机能快速停机，顺桨速度可达20°/s。

3变桨控制器的设计

3.1系统的硬件构成本文实验中采用国外某知名风电公司风力发电机组作为实验对象，其额定功率550KW，采用液压变桨系统，液压变桨系统原理图如图３所示。从图３中可以看出，通过改变液压比例阀的电压可以改变进桨或退桨速度，在风力机出现故障或紧急停机时，可控制电磁阀J-B闭合、J-A和J-C打开，使储压罐1中的液压油迅速进入变桨缸，推动桨叶达到顺桨位置（90°）。

图３.液压变桨距控制系统原理图

本系统中采用OMRON公司的CJ1M系列PLC。发电机的功率信号由高速功率变送器以模拟量的形式（0～10V对应功率0～800KW）输入到PLC，桨距角反馈信号（0～10V对应桨距角0～90°）以模拟量的形式输入到PLC的模拟输入单元；液压传感器1、2也要以模拟量的形式输入。在这里选用了4路模拟量的输入单元CJ1W-AD041；模拟量输出单元选用CJ1W-DA021,输出信号为-10V～+10V，将信号输出到比例阀来控制进桨或退桨速度；为了测量发电机的转速，选用高速计数单元CJW-CT021，发电机的转速是通过检测与发电机相连的光电码盘，每转输出10个脉冲，输入给计数单元CJW-CT021。

3.2系统的软件设计

本系统的主要功能都是由PLC来实现的，当满足风力机起动条件时，PLC发出指令使叶片桨距角从90°匀速减小；当发电机并网后PLC根据反馈的功率进行功率调节，在额定风速之下保持较高的风能吸收系数，在额定风速之上，通过调整桨距角使输出功率保持在额定功率上。在有故障停机或急停信号时，PLC控制电磁阀J-A和J-C打开，J-B关闭，使得叶片迅速变到桨距角为90°的位置。

环境对风电机组的影响 篇5

近年来，风力发电成为福建省电力能源产业发展重点，截至2010年底，福建全省风电总装机容量55.77万千瓦。风力发电带动沿海经济发展的同时，也时常饱受台风侵扰之惑，给安全生产工作带来影响。

本文以福建大唐漳州六鳌风电场设备事故为案例，从技术手段和管理措施两个层面，详细阐述沿海地区如何加强和提高风电机组抗击台风的能力。

台风对风电场的影响特征包括极端风速、突变风向和非常湍流等，这些因素单独或共同作用往往使风电机组不同程度受损，如叶片因扭转刚度不够出现通透性裂纹或被撕裂;风向仪、尾翼被吹毁;偏航系统和变桨系统受损等，以及最严重的风电机组倒塔。

六鳌风电场设备损坏事故分析

六鳌风电场位于福建省漳浦县六鳌半岛东侧的海岸线地带，目前在役总装机容量为101.6兆瓦，总计85台风机。工程分三期开发，共用一个升压站集中控制。

2010年10月23日12时55分，强台风“鲇鱼”在福建漳浦县六鳌镇正面登陆，登陆时近中心最大风力13级(38米/秒)，中心最大气压为970百帕，是2010年最强台风。

强台风“鲇鱼”的正面登陆造成六鳌风电场三期Z13号风机倒塔、Z10号风机叶片折断。造成一期两台箱变线圈短路烧损;二期两台风机轮毂进水，控制柜内元器件损坏;三期Z2、Z13号两台箱变绕组短路烧损。

事故原因分析：1.台风造成的瞬时风速、湍流强度和入流角超过受损风机的设计制造标准，是事故的直接原因。

依据相关设计制造标准，Z72-2000型风力发电机组可承受极端风速(50年一遇3秒平均)为70米/秒，最大湍流强度为0.16，最大入流角为8°。

根据福建省气候中心的风速计算报告结果，在Z13号风机倒塔时段内瞬时计算风速(3秒钟平均)达70.2米/秒，湍流强度达0.3以上，超出了风机可承受的极端风速及湍流极大值;在Z10号风机叶片折断时段内湍流强度高达0.3以上，入流角20°以上，湍流强度和入流角均大大超出风机可承受的最大湍流强度和最大入流角。

2.台风造成箱变进水短路，导致风机失去电网电源，是事故扩大的原因。

强台风将三期Z2、Z13号两台箱变顶盖掀开，致使雨水进入，箱变发生短路。

Z13号风机叶片由于超强风速和高湍流带来的瞬时极大变桨扭矩超出变桨伺服电机尾部刹车所能承受的极限，被迫向工作位置(0°)变桨。当叶片向工作位置旋转后，风机变浆系统又自动动作对叶片进行收桨操作。由于Z13号箱变短路，Z13号风机失去电网电源，叶片收浆只能靠蓄电池提供控制动力。因持续大风及高湍流，叶片多次被吹至工作位置并反复收桨。叶片反复收浆，导致蓄电池电量耗尽，最终叶片无法收浆。由于此时风机处于空载状态，叶轮不断加速直至飞车，轮毂转速急剧上升造成风机其它部分(叶片及塔筒)载荷也随之急剧增大，叶片及塔筒螺栓承受载荷超出其设计载荷，最后导致风机倒塔、叶片断裂。

事故暴露的问题1.沿海地区的风电机组不具备抗强台风能力。

本次事故的Z72-2000型风机变桨制动力矩在设计时考虑50年一遇3秒钟平均70米/秒的极端风速情况和0.16的湍流强度，相对于强台风“鲇鱼”正面登陆带来的极端风速伴随的高湍流和大入流角，变桨制动力矩不足，制动策略不能满足抗强台风的要求。风电机组箱变顶盖与箱体的联接强度不够，抗台风能力不足，致使箱变顶盖被强台风掀开，雨水进入变压器及盘柜的电气元件，造成短路。

2.风电机组微观选址工作中部分计算结果与实际情况偏差较大。

六鳌三期风电机组微观选址时对局部区域的湍流强度分析计算结果与实际情况存在较大差别。根据湘电公司提供的六鳌三期风机安全性复核报告，微观选址的13个机位根据12个月的测风数据计算出的平均湍流强度为0.109，最大湍流强度为0.128，远小于此次台风登陆后实际的湍流强度(0.3以上)，软件计算结果与实际不符。

3.设备制造未满足合同要求。

Z10、Z13号风机失控表明，风机制造没有满足设备技术规范书“风电机组必须至少配有两套独立的制动系统，由此保证风电机组能在任何条件下(包括电网故障甩负荷)和风轮转速达到最大转速条件下停机”的要求。

从技术手段与管理制度入手提升风机抗台风能力

如何加强沿海地区风电机组抗台风能力，下面主要从技术手段和管理制度两个层面加以分析和提出对策。

1.加强风电场建设的微观选址风电机组的微观选址应当综合考虑风电机组的安全性和发电效益。微观选址方面，因台风强气流突然改变带来的非常湍流是造成风机破坏性损害的主要原因，避免在环境湍流大的区域安装风电机组就是最有效的预防措施。风电场在场址选择时，应避开台风经常登陆的地方，避开强风区。风机基座在微观选址时，应紧密结合风电场实际资料，准确分析风电场的平均湍流强度、最大湍流强度、最大瞬时风速、入流角等风能特征参数指标，选取合理的风机基座位置。如果微观选址不合理，就会造成风机被破坏。

2.机组选型按照国标风力发电机组安全等级的要求，风电机组应设计成能安全承受由其等级决定的风况。风电机组适用的风速，一般不允许超过参数的限值，以免产生安全隐患。设备在选型时要重视控制系统电源防风、防雨能力。在风机关键部位，尤其是箱变部位，应选取风电机组箱变顶盖与箱体的联接强度最高，抗台风能力最好的风机，从而避免使箱变顶盖被强台风掀开，致使雨水进入变压器及盘柜的电气元件，造成短路;重视风机变桨制动系统和风机本体自动控制系统，确保风机在失去电网电源的情况下，有其他的安全策略使风机本体不会因蓄电池电量耗尽而失去控制。

3.管理措施层面风电场的安全经济运行涉及多个部门，包括风电机组制造商、风电场业主及运行单位等相关部门。有效地提高风电抗台风能力，只有以上单位通力协作，才能充分保障风电的安全经济运行。

4.风电机组制造商设备制造单位为沿海地区及海上风电场生产供应风机设备时，应充分考虑台风的影响，针对不同的风场，不同的机位采取差异化设计制造。同时，对易遭受台风袭击的沿海地区及海上风电场的风机设备应优化风电机组的制动策略，增强风机变桨制动力矩，提高控制系统电源防风、防雨能力,确保在强台风时能保证风机设备安全。

5.风电场业主及运行单位台风易发、频发地区，应当对风电场所有风机的湍流强度重新进行校核计算，并按计算结果采取相应的防范措施。风机直接遭受过强台风影响的，应对风机塔筒联接螺栓等设备、零配件进行外观检查及金相抽检，受损部件应及时更换并做好记录，保证风机运行安全。应当加强风机设备的监造和验收，确保设备制造满足合同要求。在风电场装设视频监控设备，将视频信号实时传送到风电场中控室，以便实时了解掌握风电设备运行情况。

6.灾害预警风电场应根据气象部门发布的台风灾害预警信息，跟踪台风的移动路径及风雨强度变化，及时做好应对策略，最大程度上减少台风灾害对风电场的破坏，并充分利用台风，提高发电效益。同时还应依据风电功率预测系统发布的风速、风向预测信息，做好风电场的发电计划，合理安排风机运行。

7.事故处置台风是强烈的热带气旋，台风蕴涵的巨大自然能量将对风机设备结构施加静载荷和动载荷叠加效应，形成周期性激荡，如周期恰与风电机组固有振动周期相近时(或整数倍时)，应使叶轮处于避风自由状态，避免台风与风机设备结构产生横向共振，使之叶片出现裂纹、撕裂、折断，偏航和变浆系统受损，甚至倒塔，最终导致机组损坏。

因此防范台风时要求对电力变浆风机紧急备用电源正常，确保停机时风机叶片能够执行顺浆避风的安全指令，使叶轮处于自由避风状态，避免设备与台风湍流频率形成共振。液压变浆风机(如V80、G52风机)应保证液压控制系统正常，可随风力大小自动调整叶片转角，当停机时液压释放叶片自动顺浆以确保风机安全。

当超强台风来临时，对定浆距风机可预先全场停机，根据台风风向，将风机叶轮偏航至顺风向，以确保风机安全。同时，确保通信信号数据畅通，实时监控台风数据。(作者单位：福建电监办)

近年来受台风影响东南沿海风机运行事故

环境对风电机组的影响 篇6

分析报告

2016年10月22日16时20分，广州发展观音山风电场甲值运维人员巡检时听到35kV母线PT柜有不正常的放电异音，随后将异常情况向风电场相关领导汇报，风电场将情况及时向公司做了汇报。为确保电气设备运行安全，风电场18时15分向调度申请停运25台风机，停运35kV母线，排查故障点。截至10月24日23时20分，故障点已排除，25日06时49分，风机逐台投入正常运行。根据期间风资源情况，整个过程损失电量约3万千瓦时。

事件发生后，新能源投资管理公司及惠东风电公司领导高度重视，立刻组织抢修。新能源投资管理公司组织了由安健环总监和惠东风电公司技术人员等人组成的调查组对事件进行调查分析。经调查分析，事件有关情况如下：

一、事件发生前的35kV系统运行方式

事件发生前，观音山风电场升压站及风机集电线路、箱变以及25台风机正常运行。35kV系统接线图如图1所示，当时的运行方式：#1主变带35kV母线运行，301、311、312、313、314、315开关合闸，31PT（35kV母线PT）投运，25台风机正常运行。

图1：观音山风电场35kV系统接线图

二、事件经过

2016年10月22日16时20分，运维人员巡视站内设备发现35kV母线PT柜有放电异音，立即向风电场副场长汇报，副场长经现场确认后立即向公司领导汇报，并向电网申请停运观音山风电场35kV母线，对PT柜进行检查。

18时15分，运维人员向惠州地调申请停运观音山风电场所有风电机组和35kV母线，对35kV母线柜进行检查。

18时48分，开始切除升压站内负荷，停运#

1、#

2、#3集电线路，停运#1站用接地变，断开#1主变低压侧开关301开关，35kV母线停运。

19时10分，启动柴油发电机，合上402开关，由柴油机供厂用电负荷。

19时24分，拉出31PT小车检查，未发现触头有放电痕迹。

22日20时许，惠东风电公司组织技术人员并联系厦门ABB厂家及电力科技公司的技术人员，于22时30分一同从

广州赶往风电场参与故障抢修工作，途中到ABB厂家备件库取备件，10月23日03时27分到达风电场，随后做好相关安全措施。

23日05时30至8时50分，抢修人员对35kV母线进行检修，发现35kV母线B相穿柜套管（PT柜与#3集电线路开关柜之间）均压弹簧环移位，立即处理恢复原位，测母线绝缘正常。

23日9时至24时，抢修人员对31PT小车及PT柜进行检查、绝缘测试等工作。PT绝缘正常，与PT连接的母排绝缘较低（A相：400MΩ；B相：38MΩ；C相：25MΩ），检查PT柜静触头发现B、C两相母排表面出现铜绿，抢修人员清理母排表面并对PT柜烘潮，测烘潮后与PT连接的母排绝缘正常（A相：142GΩ；B相：780GΩ；C相：1000GΩ），之后再测，绝缘没有明显的下降，装回所有拆卸设备。

24日00时40分，对35kV母线及PT进行送电试运，合上#1主变低压侧301开关，35kV母线电压正常，检查PT柜内仍有异音，但异音相比之前明显减小。随后再次断开#1主变低压侧301开关，将35kV母线停运。

经排除检查后，怀疑故障点在35kV母线PT侧，决定将35kV母线PT及消谐装置拆卸后送往科技公司南沙片区做进一步检查试验。24日6时许，将PT及消谐装置装车送往科技公司南沙片区。

24日09时30分至14时00分，经科技公司检测确认，35kV母线全绝缘PT未发现故障，分析认为是PT相间距离偏小以及设备受潮（湿度低）引起相间爬电，建议在PT相间加装绝缘隔板，同时对PT柜烘潮除湿。15时30分从南沙返回观音山风电场，19时10分到达观音山风电场。23时20分加装绝缘隔板和烘潮除湿完毕，升压站35kV母线恢复正常运行，检查35kV PT柜内未发现异音，25台风机具备恢复正常发电条件。

25日06时49分，第一台风机并网发电，其他风机相继投运，风电场恢复正常生产状态。

三、原因分析

（一）直接原因

风电场机组全停的直接原因是停运35kV系统处理母线PT柜内异常放电故障。PT柜内发生异常放电的原因有：

1、PT柜加热除湿装置运行设计不合理，自动退出运行的温度值为25℃,不适应观音山风电场的自然气候条件，退出运行时间较多，PT柜除湿效果差，PT出线铜排对地及相间绝缘下降。2、35kV母线PT相间间距过小，PT安装后间隙只有6mm。

3、PT柜上端母排B相均压环移位，改变了柜内的电磁场分布。

（二）间接原因

1、PT柜除湿装置是按厂家设定自动投运，运行规程也未编制加热检查的有关内容，风电场运维人员经验不足，没有及时发现母线室湿度大以及PT柜内潮气过重，未能及时调整PT柜除湿装置的运行方式，降低空气湿度。

2、惠东风电公司业务处于起步阶段，目前技术人员不足，风电场的技术监督管理工作力度不足。3、35kV母线室空调柜机排放冷空气接近电气设备柜，容易引起电气设备凝露。

4、风电场高中压配电系统设备无备用，一旦设备出现故障，都会导致全场风机停运。

四、事件定性及责任界定

该事件未造成人员伤亡和设备损坏的直接经济损失，间接损失电量约3万千瓦时。根据《广州发展集团股份有限公司生产安全事故（事件）报告和调查处理规定》第5.2.5条规定“风电场的风电机组全部非计划停运，属于A类障碍”，第5.4.4条规定“新机组及新建电力、燃气、化工等设备设施移交生产后一年内发生的设备障碍，由于设计、制造、施工安装、调试等单位责任造成的，经产业集团安健环管理部门核实，按相应障碍进行统计，但不予考核”。

据上述原因分析，导致本次事件发生的主要原因属于设备在设计、施工安装和调试过程中留下的隐患。所以本次事件的责任单位定为35kV配电装置设备厂家ABB公司。按A

类障碍统计，不予考核。

五、整改防范措施及建议

1、修改和完善运行、维护规程，完善配电柜的加热驱潮装置的运行方式，根据风电场现场环境和天气湿度情况，修订加热驱潮装置投退温湿度定值；完善PT投退的操作要求。落实电气设备的定期试验工作。定期对配电设备进行清扫、保护校验、绝缘监测和电气试验等工作，并做好工作台账。

2、采取措施提高三相PT间的绝缘强度。目前已采取在三相PT间加装绝缘隔板的临时措施，下一步有条件时须对柜内PT的布置方式进行改造，加大三相PT电气距离，提高绝缘性能。

3、加强电气设备巡检。定期检查电气设备间温度湿度以及驱潮装置工作状态是否正常，做好巡检记录。根据定期工作安排加强对PT柜上端母排均压环检查。

4、重新布置电气设备间内的空调摆设方式，严禁直接对着电气设备柜排放冷空气。

5、加强技术力量，进一步加强发电设备的可靠性管理和技术监督工作，做好事故预想，保障设备良好运行。

6、举一反三，针对本次事件暴露的问题，开展专项安全检查，对风电场所有的电气设备间（空间），包括塔筒、箱变等进行隐患排查，落实整改。

7、加强不安全事件信息及时报送工作，严格按照规定的要求和格式报送。

8、建议对35kV母线不停电、临时单独退出PT的运行方式和对35kV母线分段或双母线改造进行调研研讨。同时，对全场类似因单个设备故障而导致全场风机全部非计划停运的A类障碍进行全面排查，研讨并提出专门的技改方案。

广州发展新能源投资管理有限公司

2016年10月25日

上图：处理铜锈后的PT柜静触头

上图：加装PT相间绝缘隔板

环境对风电机组的影响 篇7

在当今能源和环境问题日益严峻的情况下, 风能作为一种洁净的可再生能源, 在世界范围内逐步受到重视并得到迅速发展。2011年内中国风电新增装机容量达20 GW;累计总装机容量已达62.364GW[1], 位居世界第一。根据欧洲风能协会预测[2], 到2020年中国的风电装机容量渗透率, 即风电机组总装机容量占全国总装机容量的百分比, 将达到20%。

随着风电装机容量在电力系统中的渗透率不断提高, 其对电力系统规划和运行的影响也随之逐步增大, 涉及电力系统安全性和经济性的方方面面[3,4,5]。其中, 风电场并网对电力系统安全和稳定的影响是受到普遍关注的问题之一。

近年来, 针对风电场并网后的系统安全稳定问题, 国内外已做了相当多的研究工作[6,7,8,9,10,11,12,13,14,15,16,17,18]。文献[6-13]分析了并网风电机组对系统小干扰稳定性的影响;文献[14-17]从风电机组建模和动态仿真角度, 研究了其并网后系统的暂态稳定性能。在这些研究中, 涉及的风电机组主要包括基于鼠笼式感应发电机 (SCIG) 的异步风电机组[6,7,8]、基于双馈感应发电机 (DFIG) 的双馈风电机组[9,10,11]和基于永磁同步发电机 (PMG) 的永磁直驱风电机组[12,13]。文献[18]给出了这3类风电机组的简化模型。

前已述及, 针对不同类型的风电机组并网对电力系统安全和稳定的影响, 国内外已取得了一些研究成果。然而, 就笔者所知, 现有研究一般只考虑某一类风电机组对系统的影响, 对在同一母线接入不同类型风电机组对系统的影响缺乏比较分析。在此背景下, 本文以文献[3-18]的工作为基础, 分别阐述了异步风电机组、双馈风电机组和永磁直驱风电机组的动态模型, 并在同一个算例系统上做了大量计算分析;从特征根分析和动态时域仿真两方面, 系统分析和比较了在同一母线分别接入异步风电机组、双馈风电机组、永磁直驱风电机组与接入同等容量同步发电机组对小干扰稳定和暂态稳定性的影响。

1 风电机组数学模型

1.1 异步风电机组

如图1所示, 异步风电机组由桨叶、齿轮箱、异步发电机和一组用于无功补偿的并联电容器组成, 风力机和发电机的轴系通过齿轮箱连接, 定子绕组直接与系统相连[16]。

1.1.1 传动系统模型

传动装置一般采用两质量模块模型[19], 结构如附录A图A1所示。其轴系模型可表示为:

式中:Ht和Hg分别为风力机和发电机的惯性时间常数;Tm, Tsh, Te分别为风力机输出机械转矩、轴系转矩和发电机转子机械电磁转矩;ωt和ωr分别为风力机转速和发电机转速;θt为轴系扭曲角度;Dt为风力机的阻尼系数;Ksh和Dsh分别为低速轴到高速轴的刚度系数和阻尼系数;PS和ωS分别为发电机的输出功率和同步转速;ωb为定子磁场转速, 即系统同步转速 (标幺值, 取1.0) ;Pm为风力机的输出电磁功率;CP为风力机的风能利用系数 (其为风力机的叶尖速比λ和桨距角β的非线性函数) ;ρ为空气密度;R为风力机叶片半径;Vm为风速。

风能利用系数CP[20]可按下式计算:

式中:λi=1/ (1/λ+0.002) 。

由贝兹理论可知, CP的最大值为0.593。

通常采用两参数Weibull分布模型[19]来模拟风速分布, 即

式中:k为Weibull分布的形状系数, k=1时风速服从指数分布, k=2时服从Rayleigh分布, k>3时大约服从正态分布;c为Weibull分布的尺度参数, c∈[0, 10]。

由平均风速和标准差可近似得到相应的风速样本。

1.1.2 异步发电机的数学模型

文献[21]中给出了异步发电机的一种简化模型。其中, 定子电压方程为:

式中:Is和E′分别为发电机定子电流和暂态电势;x′=xs+xrxm/ (xr+xm) , 为暂态电抗, 其中xs, xr, xm分别为定子电抗、转子电抗和激磁电抗;rs为定子电阻。

异步发电机中感应电机的等效电路见附录A图A2。电磁暂态方程式为:

式中:id和iq分别为发电机电流的dq轴分量;Ed′和Eq′分别为暂态电抗的dq轴分量;s为转差率;f0为系统频率基值;x=xs+xm, 为同步电抗;Td0′=xr+xm/ (2πf0rr) , 为定子开路时间常数, 其中rr为转子电阻。

1.2 双馈风电机组

基于DFIG的双馈风电机组是一种采用脉宽调制 (PWM) 技术的新型风电机组, 其定子直接与电力系统相连, 而转子经PWM变换器与系统相连, 如图2所示[16]。

1.2.1 传动系统模型

传动系统轴系仍然采用两质量模块模型, 数学模型参见式 (1) 至式 (4) , 风能利用系数[20]可由式 (9) 求取。

风速模型仍采用式 (6) 所描述的Weibull分布。

1.2.2 DFIG模型

dq轴下DFIG的等效电路如附录A图A3所示[22]。数学模型可描述为[13]:

式中:xs′为定子暂态电抗;sr为转子转差率;Ls, Lr, Lm分别为定子自感、转子自感和定转子互感;eds′和eqs′分别为后暂态电势的dq轴分量;T0′为转子时间常数;ids和iqs分别为定子电流的dq轴分量;vds和vqs分别为定子电压的dq轴分量;vdr和vqr分别为转子电压的dq轴分量。

1.3 永磁直驱风电机组

基于PMG的永磁直驱风电机组的风力机与发电机通过轴系连接, 然后通过功率变换器与电力系统间接相连, 如图3所示[19]。

忽略定子暂态过程, 并设转子磁链为常量时, 永磁直驱风电机组在dq坐标系下的电压方程[12]可表示为:

式中:rs为定子电阻;ωm为永磁直驱风电机组的转速;xd和xq分别为永磁直驱风电机组的dq轴电抗;ψp为永磁磁通。

风电机组输出电磁功率为:

与双馈风电机组相比, 永磁直驱风电机组机械部分省去了齿轮箱, 但机械系统轴系模型仍然需要考虑两质量块模型, 发电机运动方程[12]类似式 (1) , 可表示为:

式中:Hm为永磁直驱风电机组的惯性时间常数;ψds和ψqs分别为定子磁通的dq轴分量。

类似于双馈风电机组, 可得到永磁直驱风电机组的变换器模型[13]为:

式中:C为电容值;idg, iqg和vdg, vqg分别为变换器电流和电压的dq轴分量;vDC为变换器中间环节的电压。

2 电力系统稳定性分析

2.1 小干扰稳定性分析

描述电力系统动态特性的微分—代数方程 (DAE) 可表示为:

式中:x为微分方程组中描述系统动态特性的状态向量;y为代数方程组中系统的输入向量。

基于李雅普诺夫第一法的基本思想, 将式 (18) 在稳定运行点 (x0, y0) 处线性化, 可得到:

式中:, 为函数f (x, y) 对x的梯度, 其他符号含义类似。

假设▽xg非奇异, 则由式 (19) 可得:

式中:A为系统的状态矩阵。

后续的小干扰稳定性分析主要就是求解A的特征根/值。对于复特征值λ=σ+jω, 相应的振荡频率为f=ω/ (2π) , 其对应的阻尼比定义为:

参与因子描述状态变量与模态之间的关联程度, 第i个状态变量对第j个特征根的参与因子pij可用相应的左右特征向量v和w计算, 计算公式为pij=wijvji/ (wjTvj) 。其中, 对任一特征值λi, 满足Awi=λiwi (i=1, 2, …, n) 的n维列向量wi被称为λi的右特征向量;满足viA=viλi (i=1, 2, …, n) 的n维行向量vi被称为λi的左特征向量。

2.2 暂态稳定性分析

现有的暂态稳定分析方法总体上可分为直接法和时域仿真法[23]。本文采用时域仿真, 应用隐式梯形积分法[20,23]联立求解DAE组。

对DAE组进行差分化[23]可得:

式中:xn, yn (已知量) 和xn+1, yn+1 (待求量) 分别为在tn, tn+1时刻的系统状态向量和输入向量;Δt=tn+1-tn, 为仿真步长。

状态变量迭代求解方程[20]为:

式中:上标i和i+1为迭代次数;I为单位矩阵。

3 算例分析

3.1 算例

这里以图4所示的修改的美国西部联合电力系统 (WSCC) 3机9节点系统为例进行仿真研究。该系统的相关参数可参见文献[21]。将原系统中的3号发电机改为同等装机容量的风电场, 为便于分析采用一台等值风电机组表示。发电机采用5阶模型描述。所有仿真采用PSAT软件[20,24]完成。

设计了如下4个算例: (1) 算例A, 3台机组都为同步发电机组; (2) 算例B, 母线3上的同步发电机组采用同等容量的异步风电机组代替; (3) 算例C, 母线3上的同步发电机组采用同等容量的双馈风电机组代替; (4) 算例D, 母线3上的同步发电机组采用同等容量的永磁直驱风电机组代替。算例中各类风电机组的基本参数见附录A表A1。对在同一母线接入不同类型风电机组后对系统稳定性的影响进行比较研究。各类风电机组的风速样本曲线采用1.1.1节中所述的两参数Weibull分布模型模拟, 这里取k=2和c=10, 取空气密度ρ=1.225kg/m3。由此得到的风速样本曲线如附录A图A4所示, 后续分析以此风速样本为基础进行。

3.2 特征根分析

采用2.1节所述方法进行特征根分析。上述4个算例的部分特征根结果见附录A表A2, 包括阻尼比、振荡频率和相关机组。

可知, 在无风电机组接入时, 系统的特征根实部都为负值, 即系统是小干扰稳定的, 2个机电模式分别与G2和G3强相关。当G3采用同等装机容量的异步风电机组代替时, 对算例B分析可知, 与G2强相关的机电模式阻尼比从0.024 4提高到了0.027 9;接入异步风电机组后, 产生了一个与异步风电机组强相关的机电模式λ12, 13=-0.687 52±j4.278 6, 阻尼比相较无风电机组接入时提高了2.6倍。当G3采用同等容量的双馈风电机组代替时, 从结果可知, 与G2强相关的机电模式基本没有变化, 系统产生了一个与G1强相关的模式, 其振荡频率为0.172 8, 阻尼比为0.166 1, 阻尼比较无风电机组接入时提高了2.7倍, 但与双馈风电机组相关的模式为一个正的实根, 此时系统是小干扰不稳定的。在算例D对应的结果中, 与G2强相关的机电模式变化不大, 阻尼比稍有提高, 另一机电模式的阻尼比改善较多, 提高到0.417, 但系统也有一个与永磁直驱风电机组相关的正的实特征根0.118 5, 类似于双馈风电机组, 此时系统也是小干扰不稳定的。

图5给出了4个算例情况下所有特征根在复平面上的分布。

由图5可看出, 与算例A相比, 接入异步风电机组的算例B使系统的特征根分布向复平面的左部移动, 这改善了系统的小干扰稳定性;接入双馈风电机组的算例C和接入永磁直驱风电机组的算例D的特征根分布情况类似, 复根大都位于0.15的等阻尼比线内, 但在复平面右边都有一个正实根, 这使系统变得小干扰不稳定。

在上述分析中, 给定风电机组并网容量与原系统同步发电机组的容量相同。以原系统参数为例, 系统的总有功负荷为315 MW, 此时风电场出力占总负荷的百分比为27%, 比例较高。若减小风电出力至50 MW, 负荷也相应减小, 此时风电场出力占总负荷的百分比为17.9%, 特征根分析表明此时接入双馈风电机组或永磁直驱风电机组后, 系统不会出现正的实特征根, 可见风电出力大小影响系统特征根分布。

3.3 时域仿真分析

这里通过小干扰下的负荷波动和大干扰下的短路故障来对不同类型风电机组接入前后电力系统的动态特性进行时域仿真分析。

3.3.1 小干扰稳定仿真分析

给定母线5上的负荷在1.0~1.1s期间向上波动1%, 仿真时间为20s。图6给出了4个算例下相应的小干扰响应曲线。图中:δSyn21和δSyn31分别为同步发电机组2和3相对于同步发电机组1的功角;ωSyn1, ωSyn2, ωSyn3分别为同步发电机组1, 2, 3的转速;ωSCIG, ωDFIG, ωPMG分别为相应风电机组的转速;v3, v5, v7分别为母线3, 5, 7的电压。

从图6 (a) 中的曲线可知, 算例A在小干扰下系统发生轻微摇摆, 并很快趋于稳定, 母线电压在干扰发生时有一个明显下降。与图6 (a) 相比, 从图6 (b) 至图6 (d) 可以看出, 算例B中发电机相对功角曲线振荡幅值变大, 曲线趋于平稳所需的时间变长, 但系统在小干扰下是稳定的;算例C中功角和母线电压的曲线走势趋于稳定, 但双馈风电机组的转子转速曲线发散, 系统在小干扰下是不稳定的;算例D中永磁直驱风电机组转速等幅振荡, 母线电压曲线振荡明显, 系统也是不稳定的。

3.3.2 暂态稳定仿真分析

假设节点5和节点7之间的支路在靠近节点7处于1.0s时发生三相短路, 该支路上的断路器切除故障支路, 短路清除时间为1.1s, 故障清除后线路在1.2s时重新投入。仿真时间给定为50s。为了更清晰地显示动态曲线特性, 图中的曲线截取了不同的时间段。图7给出了4个算例下相应的故障响应曲线。

如文献[17]所述, 风电机组一般采用交流励磁控制, 与电力系统柔性耦合, 其特有的机械转矩特性决定了其在系统故障期间原动机机械转矩会有所降低;另外, 从能量平衡的角度看, 系统故障期间电磁力矩和机械力矩不平衡, 不平衡能量会暂存在风电机组叶片与转子加速旋转的动能中, 这部分暂存的能量有助于降低风电机组在暂态过程中对系统的冲击。3类风电机组的结构与电力系统的连接方式不同, 决定了在系统故障时会呈现不同的转矩特性。对于给定的算例系统参数, 从仿真曲线可以看出, 异步风电机组的接入对系统暂态稳定性影响不大, 在算例A和B下系统在发生三相短路并切除故障后都是趋于稳定的;在算例C下大约22s时, 发电机G1和G2失步, 母线电压崩溃;算例D中同步发电机组大约在10s时失步, 系统失稳。

4 结语

为了研究在同一母线接入同等容量的异步风电机组、双馈风电机组、永磁直驱风电机组与接入同等容量同步发电机组对电力系统稳定特性的不同影响, 本文在分析不同风电机组动态模型的基础上, 针对不同的风电场机组参数, 采用特征值分析和动态时域仿真2种方法, 在WSCC 3机9节点系统上就不同类型机组对小干扰稳定和暂态稳定的影响进行了比较分析。

小干扰稳定分析结果表明:与接入同步发电机组相比, 风电机组接入使系统的机电振荡模式的阻尼比都有不同程度提高。在算例系统中风电场出力约占总负荷27%的情况下, 从系统机电振荡模式来看, 永磁直驱风电机组的影响优于双馈风电机组和异步风电机组, 但双馈风电机组和永磁直驱风电机组的接入使系统产生了正的实特征根。针对小扰动情形下的动态时域仿真也得到了相同结论:接入异步风电机组和同步发电机组的系统摇摆特性类似, 曲线都趋于平稳, 而接入双馈风电机组和永磁直驱风电机组后系统动态曲线呈现发散现象, 系统趋于不稳定, 正实根的产生与风电出力大小有关。三相短路后的系统仿真结果表明, 双馈风电机组和永磁直驱风电机组的接入对系统暂态特性影响较大, 在所研究的算例场景下会出现发电机失步和电压崩溃现象。

在风电机组中增加控制模块可以改善其并网后系统的稳定性能。下一步将着重研究具有控制功能的风电机组接入系统后对小干扰稳定性和暂态稳定性的影响等问题。

附录见本刊网络版 (http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx) 。

摘要：随着风电装机容量在电力系统中渗透率的逐步提高, 其对电力系统的影响越来越明显。这样, 就很有必要系统地分析风电机组对电力系统小干扰和暂态稳定性的影响, 以便研究针对性措施。在此背景下, 对3类常见的风电机组接入后的电力系统稳定性进行了系统的比较研究。首先给出了这3类风电机组的动态模型, 之后以美国西部联合电力系统 (WSCC) 3机9节点系统为例, 采用特征值分析和动态时域仿真方法, 系统地比较了在同一母线接入异步风电机组、双馈风电机组、永磁直驱风电机组与接入同等容量同步发电机组对小干扰稳定和暂态稳定性的影响。研究结果表明, 3类风电机组并网对小干扰稳定和暂态稳定性的影响程度均有所不同。

环境对风电机组的影响 篇8

关键词：风电；并网；电压稳定

中图分类号：TM712 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2013） 12-0000-01

如今风力发电的规模和数量越来越大，当风电并入电网时，对电网的影响也逐渐被大家重视。无功的缺失是大规模风电场接入电网引起电压不稳定的主要原因。当风速的增加引起风电机组输出功率增加时，如果没有足够的无功支撑，将会引起系统电压失稳。

一、传统电网与含风电系统电压稳定的联系与区别

电压稳定问题本质上是负荷需求和传输系统的供给不平衡问题，含风电系统的电压稳定失稳机理与传统的电压稳定失稳机理是一样的，都是无功供给不足造成电压失稳。

传统的电压稳定问题被认为是负荷侧的稳定问题，即电网末梢的负荷稳定问题，在分析电压稳定的问题时更多的考虑是负荷的建模，对符合的模型建立考虑的比较仔细。

受到风力资源分布的限制，风电场一般分布于沿海和边远地区，其接入的电网一般为地区负荷性质的配电网，网络结构单一，具有快速调节能力的电源较少，相互之间的电气联系比较薄弱，抗风电扰动能力较差，且由于风速的随机性和波动性对系统电压的稳定带来更为复杂的影响，风电的接入改变了系统的潮流，风电引起的功率波动将引起电网电压的显著变化，因此研究风电并网对系统电压稳定的影响有重要的意义。

二、风电并网对电压稳定的影响

下面以图1单机无穷大系统来分析风电系统的电压稳定问题。在对风电的研究中，对以普通感应发电机为代表的恒速恒频风电机组，处理为PQ或RX模型；对以双馈电机为代表的变速恒频风电机组，处理为PQ或PV模型。此处将风电场等值为PQ节点，接入电网的末端。

当风速增加时，风电场发出的有功功率会增加，风电场的无功功率需求也在增加，因此通常在机端处安装无功补偿装置来维持电压的稳定。当风电场为变速恒频系统时，其无功功率取决于风电机組的无功控制方案，既可以发出无功也可以吸收无功。当无功功率控制的设定值达到风电机组的无功功率极限时，一方面转子绕组发热将导致风电机组停机，另一方面由于不能向系统提供或吸收足够的无功功率，将导致端电压降低或升高，严重时将导致系统电压失稳。当风速变化时，变速恒频风电机组能自动跟踪风速的变化来调节无功，保证风电场极端电压保持在允许的范围内。

三、风电对并网系统电压稳定的影响

对于恒速风电场，Q与机端电压的平方成正比，在风电出力很高时，由于其吸收的无功随着发出的有功增加而增加，通过无功补偿可以减小风电场对系统无功的吸收和在线路上的传输，有利于系统电压的稳定。

当等值风电场在低注入功率时，系统各个节点处于较高的电压水平，因为风电场为电网提供了有功功率，改善了系统潮流分布，即降低了支路上的无功损耗；当风电场出力进一步增大，风电场附近节点电压水平下降，因为当风电场出力增大时，风电场外送的有功功率增加，支路及风电场的无功需求增大，导致整个地区电网的无功不足，需要从主网吸收无功，因此导致电网电压水平降低。

在重载的情况下，加入风电场后系统在正常负荷下的弱稳定区扩大。其原因是风电场需要从系统吸收无功功率，致使正常负荷下系统的电压弱稳定区相对于接入常规发电机组时的弱稳定区范围扩大，系统的负荷裕度降低。

当系统发生较严重的故障引发大面积电压跌落时，集中运行的风电机组又会瞬时成批地解列，造成恶劣的连锁反应和对系统的二次冲击，甚至可能会诱发系统振荡和电压崩溃。因此风电的大规模集中并网运行，会进一步降低电网对故障的抵御能力，对电网的安全稳定控制提出了更高的要求。

四、风电并网对电压稳定的影响因素

含风电场的电力系统的电压稳定影响因素有：补偿容量、线路参数X/R的比值、风电场的短路容量、风速、风电机组的类型、无功补偿装置以及负荷的影响。

X/R的变化对风电场电压的影响尤为明显，其取值范围为2～10。当风电场相对孤立与用电中心很远时，这就意味着与强电网结构相比，传输线运行在低电压高阻抗的状态，这样会在输电线上产生很大的电压降，如果没有电压补偿，负荷中心的电压就会降低。

风机的类型不同对电压的影响也不同，变速恒频的风电机组比恒速恒频的机组通过对有功和无功的解耦控制更有利于电压的稳定。而同步风电机组与感应风电机组相比，能够更好的降低系统的无功消耗，提高系统的电压稳定性，且它的载荷能力也强于感应风电机组，因此在电压稳定方面，同步风电机组要优于感应风电机组。

五、结论

风电多分布于配电网的末端，风电的接入改变了系统的潮流，对系统的电压稳定的影响，本质上都是系统的供需不平衡，特别是系统无功功率的供给不足，通过对系统进行无功补偿可以提高系统的电压稳定。

风机的类型和分布形式对系统的电压稳定影响也不一样，双馈电机由于具有调节无功的能力，在实际中得到了广泛的应用。而同步风电机在系统电压的稳定和载荷能力比感应风电机更好。