二、风电场无功功率的控制 (一)无功电源
(二)无功容量
(三)试验
(一)无功电源 风电场应具备协调控制机组和无功补偿装置的能力，能够自动 快速调整无功总功率。风电场的无功电源包括风力发电机组和 风电场的无功补偿装置。首先充分利用风力发电机组及分散式 无功补偿装置的无功容量及其调节能力，仅靠风力发电机组的 无功容量不能满足系统电压调节的需要，须在风电场集中加装 无功补偿装置。
三、软并网装置中晶闸管的触发方式
图4-4
软切入结构简图
四、软并网的控制规律及其对电网的影响 软并网控制应当考虑到以下方面：
(1)叶片特性，以分析叶轮吸收机械功率和气动阻力。
(2)传动轴系的惯量、联轴器的刚度和传动链阻尼，以判断切入 过程中叶轮的加速度。 (3)发电机在晶闸管移相控制作用下的动态响应。 (4)接入点电压由于发电机接入动态响应而造成的波动。 (5)其他的因素，如电网结构等。 软并网控制的主要任务有以下两项： (1)判断软切入起动时刻。 (2)确定双向晶闸管的移相控制规律。
三、软并网装置中晶闸管的触发方式 (1)三相电路中，任何时刻至少需要一相的正向晶闸管与另外一
相的反向晶闸管同时导通，否则不能构成电流回路。
(2)为保证在电路起始工作时使两个晶闸管同时导通，以及在感 性负载与触发延迟角较大时仍能满足条件(1)的要求，需要采用 大于60°的宽脉冲或双窄脉冲的触发电路。 (3)晶闸管的触发信号除了必须与相应的交流电源有一致的相序 外，各触发信号之间还必须保持一定的相位关系。
风力发电机组监测与控制
第四章 风力发电机组的并网技术
第四章 风力发电机组的并网技术 第一节 定桨恒速风力发电机组的软并网技术
第二节 双馈异步风力发电机组的并网技术
第三节 永磁同步风力发电机组的并网技术 第四节 风力发电机组对电网稳定性的影响
第四章 风力发电机组的并网技术 并网运行的风力发电场除了节能和环保方面的优势外，还有以
一、低电压穿越能力
图4-21
德国E.ON公司对风力发电机组的低电压穿越要求(2006)
一、低电压穿越能力 我国现行的《国家电网公司企业标准GDW 392—2009风电场接
入电网技术规定》要求比较简单，主要在于我国风电技术水平
和先进国家还存在明显差距，具体内容如下： (1)基本要求，如图4-22所示。 (2)故障类型。
(五)试验 风电场投运前，应完成有功控制系统控制指令核对工作，并完
成有功控制系统开环试验。当接入同一并网点的风电场装机容
量超过40MW时，需向调度机构提交场内测试报告(包括有功控 制系统性能指标)，调度机构审核后风电场应申请有功控制系统 闭环试验，并协同调度机构完成闭环试验；当累计新增装机容 量超过40MW时，则需要重新提交正式检测报告并试验。 风电场全场的调节精度，暂定为不大于1MW或增减负荷的5% 两者的最大值。
第三节 永磁同步风力发电机组的并网技术
图4-18 永磁同步直驱式风力发电机组的结构
第三节 永磁同步风力发电机组的并网技术
图4-19 永磁同步风力发电机组并网起动过程
第三节 永磁同步风力发电机组的并网技术
图4-20
电压空间矢量的八种工作状态
第四节 风力发电机组对电网稳定性的影响 一、低电压穿越能力
二、风电场无功功率的控制
三、风电场有功功率的控制
一、低电压穿越能力 具体要求如下：
如因三相短路或故障引起对称电压跌落在限制线1上方区域内，
不应使机组运行失去稳定或脱网。 当电压跌落程度位于限制线2上方的阴影区域内时有如下要求：
(1)发电机组不应脱网，但如果因为电网或者发电机组的原因不
能维持连接电网，那么在E.ON公司的允许下，可以改变限制线 2，但与此同时要降低重合闸时间并保证在故障期间有最小的 无功功率输出。 (2)如果在该阴影区域，单个的发电机组产生不稳定或者发电机 保护动作，在得到E.ON公司同意的情况下，短暂的脱网行为是 可以被允许的。
四、软并网的控制规律及其对电网的影响
图4-6 移相角变化过程
四、软并网的控制规律及其对电网的影响
图4-7
软并网过程中的并网电流
四、软并网的控制规律及其对电网的影响
图4-8 软切入过程中的发电机电磁转矩
五、并网软切入对电网的影响
图4-9
等效简化传输模型
五、并网软切入对电网的影响
图4-10
传输线的电压降落向量图
风电场无功补偿装置能够实现动态的连续调节以控制并网点电
压，其调节速度应能满足电网电压调节的要求。
(二)无功容量 风电场在任何运行方式下，应保证其无功功率有一定的调节容
量，该容量为风电场额定运行时功率因数0.98(超前)～0.98(滞
后)所确定的无功功率容量范围。风电场的无功功率能实现动态 连续调节，保证风电场具有在系统事故情况下能够调节并网点 电压恢复至正常水平的足够无功容量。 百万千瓦级及以上风电基地，其单个风电场无功功率调节容量 为风电场额定运行时功率因数0.97(超前)～0.97(滞后)所确定的 无功功率容量范围。
(二)最大功率变化量
表4-1 风电场最大功率变化量推荐值
(三)紧急控制
பைடு நூலகம்
在电网紧急情况下，风电场应根据电网调度部门的指令来控制
其输出的有功功率，并保证风电场有功控制系统的快速性和可 靠性。 电网故障或特殊运行方式下要求降低风电场有功功率，以防止 输电设备发生过载，确保电力系统稳定性，降低风电场有功功 率的速度应达到每分钟20%总装机容量。 当电网频率高于50.5Hz时，依据电网调度部门指令降低风电场 有功功率，严重情况下可以切除整个风电场。 在事故情况下，若风电场的运行危及电网的安全稳定，电网调 度部门有权暂时将风电场解列。事故处理完毕，电网恢复正常
四、软并网的控制规律及其对电网的影响 软并网控制的主要评价指标有以下四项：
(1)并网电流不超过额定电流的2倍。
(2)并网电流过渡平滑，不对传动轴系产生过大冲击。 (3)并网时间短。 (4)发电机转速不产生明显升高，并网完成后迅速进入稳定运行。
四、软并网的控制规律及其对电网的影响
图4-5
移相角控制框图
一、低电压穿越能力
图4-22
国家电网对于低压穿越的要求(GDW392—2009)
(1)基本要求，如图4-22所示。 1)风电场并网点电压跌至20%额定电压时，风电场内的风电机
组能够保证不脱网连续运行625ms；
2)风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到额定电压的9 0%时，风电场内的风电机组能够保证不脱网连续运行。
(三)试验 风电场投运前，应完成无功控制系统控制指令核对工作，并完
成无功控制系统开环试验。当接入同一并网点的风电场装机容
量超过40MW时，需向调度机构提交场内测试报告(包括无功控 制系统性能指标)，调度机构审核后风电场应申请无功控制系统 闭环试验，并协同调度机构完成闭环试验；当累计新增装机容 量超过40MW时，则需要重新提交正式检测报告并试验。 风电场全场的调节精度和调节速度应满足相关技术规定。
(2)故障类型。 3)当电力系统发生单相接地短路故障引起并网点电压跌落时，
风电场并网点相电压在图中电压轮廓线及以上的区域内时，风
电机组必须保证不脱网连续运行；风电场并网点任意相电压低 于或部分低于图中电压轮廓线时，允许风电机组切出。
一、低电压穿越能力 (一)定桨恒速风力发电机组
(二)变速恒频风力发电机组
4.差值模式 此模式投入时，风电场有功控制系统应以低于预测最大可发功 率ΔP的输出功率运行，差值ΔP为预先设定值或调度机构下发值。
5.调频模式 此模式投入时，风电场在差值模式的基础上，根据系统频率或 调度机构下发的调频指令调整全场输出功率。
6.模式的投入 风电场有功控制系统的模式选择，即可现场设置，亦可调度机 构远端投入，各种模式即可单独投入，亦可组合投入。模式投 入、退出以调度机构下发的自动化信号及调度指令为准，调度 规程规定的可不待调令执行的除外。
(一)定桨恒速风力发电机组
图4-23 笼型异步发电机暂态稳定性分析
(二)变速恒频风力发电机组
图4-24 双馈异步发电机组 的有源Crowbar保护电路
(二)变速恒频风力发电机组
图4-25 永磁同步发电机组的直流侧泄放保护电路
(二)变速恒频风力发电机组
图4-26
低电压穿越过程中的有功功率-无功功率控制
三、风电场有功功率的控制 (一)基本要求
(二)最大功率变化量
(三)紧急控制 (四)控制模式 (五)试验
(一)基本要求 风电场必须具备有功功率调节能力，并能根据电网调度部门指
令控制其有功功率输出。为了实现对风电场有功功率的控制，
风电场需安装有功功率控制系统，能够接收并自动执行调度部 门从远方发送的有功功率控制信号，确保风电场最大输出功率 及功率变化率不超过电网调度部门的给定值。
(2)故障类型。 1)当电力系统发生三相短路故障引起并网点电压跌落时，风电
场并网点线电压在图4-22中电压轮廓线及以上的区域内时，风
电机组必须保证不脱网连续运行；风电场并网点任意线电压低 于或部分低于图中电压轮廓线时，允许风电机组切出。 2)当电力系统发生两相短路故障引起并网点电压跌落时，风电 场并网点线电压在图中电压轮廓线及以上的区域内时，风电机 组必须保证不脱网连续运行；风电场并网点任意线电压低于或 部分低于图中电压轮廓线时，允许风电机组切出。
二、软并网控制系统的主电路分析
三、软并网装置中晶闸管的触发方式 四、软并网的控制规律及其对电网的影响 五、并网软切入对电网的影响
一、软并网控制系统的结构
图4-1
软并网控制系统的结构
二、软并网控制系统的主电路分析
图4-2
软切入的控制特性
二、软并网控制系统的主电路分析
图4-3
异步电机阻抗角与转差率之间的关系