“S ”特性对可逆式机组低水头发电并网
影响的分析及对策
徐广文
河海大学水利水电工程学院，江苏南京 (210098)
E-mail ：hhuxgw@https://www.doczj.com/doc/1315680964.html,
摘 要：介绍可逆式水力机械的“Ｓ”特性，结合比转速、单位转速、单位流量等公式分析了“Ｓ”特性的形成原因。并根据“Ｓ”特性的形成机理，结合可逆式机组的实际运行情况，特别是低水头时，分析其对机组发电运行的不利影响。最后，分析解决措施并介绍了此方法在实际中的运用情况。
关键词：“Ｓ”特性；水泵水轮机；可逆式机组；低水头；发电并网
中图分类号：TK7
1． 引 言
随着研究逐步深入，抽水蓄能电站在电网中削峰填谷、旋转备用、调频、调相、负荷跟踪、增加可靠性、快速爬坡等功能不断被人们认识和重视。市场经济的发展和人民生活水平的提高，对电网安全稳定运行提出了更高要求，所以结合实际情况，电网对各电厂机组运行均提出了明确的考核指标，如开机成功率、机组可用率、强迫停运次数、跳机次数等。
电网对抽水蓄能电站上述运行指标的考核标准都很高，因为抽水蓄能电站作为电网的保安电源，其机组运行的可靠性对电网安全稳定运行十分重要。所以，分析解决影响可逆式机组安全稳定运行的因素，对于提高可逆式机组的上述运行指标十分必要。
和常规水电机组相比，可逆式机组需双向运行，所需设备较多，监控、保护也较复杂，所以影响可逆式机组稳定运行的因素也很多。本文只针对水泵水轮机“S ”特性对可逆式机组低水头发电并网的影响，分析其原因和对策。
2． 水泵水轮机“S ”特性的概念
介绍和分析水泵水轮机“Ｓ”特性之前，先列出分析中需要用到的四个公式[1]，如下： 比转速：3
H Q
n n s = （1） 轴功率：Mn QH P 3081.9πη=
= （2） 单位转速：H nD n =
11 （3） 单位流量：H
D Q Q 211= （4） 式中：n 为转速（r/min ）；Q 为流量（m3/s ）；H 为水头（m ）；D 为转轮直径（m ）；η为水轮机效率；M 为扭矩（N ·m ）。
在水轮机水头和导叶开度固定时，由式（3）知单位转速随着转速的增加而增加。但是进入高转速区后，转速的增加使得转轮对水流的阻滞作用增大，导致流量减小，由式（4）知单位流量也随之减少。所以，随着n 11的增加Q 11~n 11曲线呈向下弯曲的形状，如图1[2]。
图1 高转速区的Q11~n11曲线
不同比转速水轮机在相同水头、导叶开度下运行，当单位流量相同时，其单位转速有着特定的关系。
假设：一号转轮的比转速为n s1，
二号转轮的比转速为n s2，并且有如下关系：n s1=αn s2。（α＞1）则，当Q 11相等时，n 11关系如下：
由式（1）知：2211Q n Q n α= （5）
由式（4）知：22212
1D Q D Q = （6） 由式（5）和式（6）知：2211D n D n α= （7）
由式（3）式（7）知：112111n n α= （8）
由式（8）知：11211211111)1(n n n n ?=?=?α （9）
由式（9）可知：随着单位转速的增加，两个转轮的单位转速之差越来越大，这就意味着低比转速转轮的Q 11~n 11曲线下降得更快。
与常规水轮机相比，水泵水轮机应用水头H 较高。由式（1）中比转速n s 和水头H 的关系可知：水泵水轮机的比转速比常规水轮机的比转速低。
综上所述，可得水泵水轮机和常规水轮机在高转速区的开度线特征，如图2[2]。
图2 高转速区的开度线
在图（2）中，常规水轮机不同导叶开度的Q 11~n 11曲线与飞逸线（M 11=0）的交角均较
大，故常规水轮机飞逸时容易保持稳定，而水泵水轮机大导叶开度的Q11~n11曲线与飞逸线（M11=0）的交角较小，这时微小的n11变化将会导致Q11的大幅变化，故水泵水轮机在导叶大开度飞逸时不易保持稳定。
相同应用水头下，水轮机尺寸和比转速成反比。低比转速水轮机尺寸较大，惯性作用强。所以，低比转速水轮机达到飞逸后易因受较强的惯性力作用而进入制动区。进入制动区后，由于水流对转轮的阻挡作用，在流量减小的同时也使转速略有下降，故开度线出现向低n11值反转的现象。如果惯性力仍不消失，转轮离心力将使水反向推出，即进入反水泵区。进入反水泵区后，转速将继续增大，使得开度线向高n11方向弯曲，总的形成一个S形，形成“S”特性曲线，如图3[2]。
图3“S”特性曲线（α1＞α2＞α3）
在图（3）中，水泵水轮机不同导叶开度的Q11~n11曲线的“S”特性差别很明显：导叶开度越大，Q11~n11曲线的“S”特性越明显。水头H是导致这一现象的关键因素。因为，由式（3）知n11随水头H的降低而变大。而空载工况点随着n11变大而向右移动，相应的导叶开度就大，如图（3）。空载导叶开度越大，对应的水头H越低，进入转轮前水流流速较低，单位水体的动量就小，受到转轮离心力的作用，易被转轮甩出，从而通过制动区进入反水泵区，形成明显的“S”特性曲线。
3．水泵水轮机“S”特性对可逆式机组低水头发电并网的影响及解决措施
3.1 影响及原因
“S”区是个不稳定区，因为在“S”区域内机组的同一单位转速对应3个不同的单位流量点，其中一个还是负流量，见图3[2]。机组在发电并网前，处于空载开度下的飞逸状态。低水头发电时，水泵水轮机的n11较大，并网前的空载开度就大，从图3可知此时机组很有可能进入“S”区运行，导致转速波动较大，不易达到稳定，并网困难。并网后，有可能很快通过制动去而进入反水泵区运行。
所以，解决好可逆式机组低水头发电并网的问题，并防止机组并网后进入反水泵区运行，对于提高机组运行指标增加企业效益和降低事故情况下机组的响应时间稳定电网运行都是十分重要的。
3.2 解决措施
水泵水轮机在一定水头H下，并网前的空载工况点是确定的。要解决机组并网问题，就需要消弱空载工况点处的“Ｓ”特性[5]。但是，当所有导叶同步时，不同开度下的Q11~n11曲线特性也亦确定。这就是问题的矛盾所在。
水头H一定，n11就是确定的，空载Q11也是确定的，即空载流量Q是确定的，符合能量守恒定律的，因为空载损耗是一定的。空载流量Q一定，如何改变该处的Q11~n11曲线特性是解决问题的关键。很明显，导叶等开度开启是不行的。假设导叶异步开启，即所有导叶中的个别导叶预先开启较大角度，其它导叶同步开启，情况又会如何？
首先，根据水力学原理可以确定的就是：其它同步开启导叶的开度肯定比所有导叶同步开启的开度要小。但是，同样是根据水力学原理，水头H定了，水流流速也是确定的，即进入转轮前导叶异步开启和导叶同步开启两种方式下水流流速是一样的，也就是对该处的Q11~n11曲线的“S”特性没有影响。
但是，实际上并非如此。活动导叶之前还有固定导叶，它起着均匀分配流量的作用，即可以假定固定导叶出口之间的流态是相同的，可是导叶异步开启时，大开度与相邻导叶之间形成的过流面积大，过流能力强，这是导致流量在活动导叶之间的重新分配，但是这种重新分配受到活动导叶开启后和固定导叶之间形成的较小间隙的阻碍，所以流量重新分配后达不到理论的水平，这样就导致异步开启方式下小开度导叶之间的出流流速大于同步开启方式下导叶之间的出流流速。水流进入转轮前流速的越高，对转轮离心力的抵抗作用就越强，即不易被转轮甩出。所以，可逆式机组低水头开机发电并网前，导叶异步开启可以提高部分转轮进口前的水流流速，使这部分水流容易通过转轮，从而消弱空载工况点处的“S”特性。
导叶异步开启可以有效的消除可逆式机组低水头发电并网前空载点处的“S”特性，有效的解决低水头机组发电并网难的问题，提高机组的开机成功率，缩短事故情况下的响应时间。但是，机组低水头发电运行本已远离最优工况区运行，此时导叶异步开启使得水流流态更加复杂，导致机组振动加强，对机组安全可能造成威胁。所以在实际运行中应该加强监视，尽量降低其可能导致的危害。
3.3 实际运用
近十几年来，随着电网的不断发展，为保障电网的安全、稳定、经济运行，抽水蓄能电站逐渐受到重视。国内兴建的抽水蓄能电站也陆续投产，在这些已经投产的电站中，有的由于地理条件的限制，机组选型困难，低水头对应的n11离“S”区较近。这样在低水头时，机组开机发电就易出现并网难的现象。
天荒坪抽水蓄能电站，位于浙江省安吉县境内，装6台立轴、单级混流可逆式机组，总容量180MW。机组的参数见下表。
表1 天荒坪抽水蓄能电站水泵水轮机参数
型式立轴、单级混流可逆式厂家ＫＶＡＥＲＮＥＲ
水泵最小流量43.00m3/s 水泵最大流量58.8m3/s
水泵平均效率92.01% 水轮机平均效率90.317%
水轮机吸出高度-70m 额定容量
水泵306MW
发电333MW
方向
抽水顺时针
水轮机逆时针
最大轴出力（入力）
水泵338 MW
最大毛水头610.2m 333
MW 额定水头526 m 最高毛扬程610.2 m
最小毛水头526.5 最低毛扬程525.5 m 非常情况最小毛水头518.5 m 非常情况最低毛扬程518.5 m
从上表可知：最大毛水头与最小毛水头之差达到83.7m。如此大的消落高度对机组选型
有较大的影响。机组额定水头选择得较低（最小水头一致），就是为了尽量避免机组在“S”
区域运行，虽然这样做降低了整个电站的效率，但是对机组运行是有利的。但是，实际运行
中发现机组低水头发电开机仍然会深入“S”区中，导致并网困难。后通过加装导叶不同步
装置（MGV ），有效的解决了低水头发电并网困难的问题。见图4[4]。
图4导叶不同步装置操作机构
（1－以导叶为支点与控制环相连接的操作臂，2－固定在导叶轴上的操作臂，3－联接两操作臂的油压接
力器，4－位置触点）
这套装置就是采用了上述导叶异步开启的方法改变了机组在空载工况点处的Q11~n11曲
线特性，使得此处的“S”特性部分消失，使得机组容易达到稳定。具体工作工程：将对称
的2个导叶先打开至23°左右，保持到其他导叶打开至某一特定开度后再进人同步操作。
4．结 语
综上所述，可逆式水轮机由于其独特的造型，产生的“S”特性将会影响机组的稳定运行。这种不利影响在一些特定情况下是不容忽视的，应引起足够的重视，但是也并非不能采取积极的措施来消弱“S”特性对机组运行所致的不利影响。所以需要积极研究，采用各种可行的措施来降低“S”特性的种种不利影响，这对提高可逆式机组的可靠行十分重要。可逆式机组可靠行的提高对于响应电网事故的能力及提高企业的效益很有用。
参考文献
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The analyses and solving to the influence of the S-shaped Characteristics on joint to grid of a reversible unit
generating electricity under lower water head
Xu Guangwen
Hohai University, Nanjing, China (210098)
Abstract
According to formulas of the multi-numerical values of unit discharge and unit moment, this article gives analyses of the causes of the S-shaped performance. On the ground of these causes, analyzes the influence of the S-shaped Characteristics on joint to grid of a reversible unit especially when the water head is lower. At last, gives analyses of the solving to the disadvantage.
Keywords: S-shaped Characteristics; pumped storage station; pump turbine; reversible unit; lower water head; jointing generator to grid
变速变桨距风力发电机组控制策略改进与仿真 刘 军,何玉林,李 俊,黄 文 (重庆大学机械传动国家重点实验室,重庆市400030) 摘要:在分析变速变桨距风力发电机组基本控制策略的基础上,提出一种扩大过渡区的改进控制策略,用来消除额定功率运行点附近切换造成的功率波动及突变载荷等不利影响。依据改进的控制策略设计了3个控制器平滑过渡方案,实现对该策略的最佳跟踪。运用MAT LAB 仿真平台模拟了改进控制策略下的风力发电机组运行特性,结果表明了改进控制策略的正确性及控制器设计的有效性。 关键词:风力发电机组;变速变桨距;控制策略;扩大过渡区;平滑控制 收稿日期:2010 06 23;修回日期:2010 10 09。重庆市科技攻关重点项目(CST C2007A A3027)。 0 引言 风力发电机组的控制技术由原来单一的定桨距失速控制转向变桨距变速控制,目的是为了防止风能转换系统承受的载荷过重,从风场中最大限度地捕获能量以及为电网提供质量较好的电能。然而,风力发电机组作为一种复杂的、多变量、强耦合、非线性的系统,要想减小风力机载荷以延长其使用寿命,抑制功率波动以降低对电网的不利影响,控制策略的选取及控制器的设计至关重要[1 6]。 本文通过对变速变桨距风力发电机组基本控制策略的分析,针对过渡区运行过程中出现的功率波动大及突变载荷强等情况,提出一种改进的控制策略来减缓此种影响。为最佳跟踪改进的控制策略,设计了3个控制器以实现3个运行区间的平滑过渡。同时应用M ATLAB 仿真平台对变速变桨距风力发电机组运行特性进行了仿真,结果表明了所提出方案的合理性和可行性。 1 基本的变速变桨距控制策略 如图1所示,在转速 转矩平面图中,曲线A BC 描述了变速变桨距风力发电机组的基本控制策略。在低风速区,风电机组从切入风速为V in 的A 点到风速为V N 的B 点,沿着C pmax 曲线轨迹运行,此区间称为恒C p 运行区。由于在B 点发电机转速达到了其上限值 N ,当风速从V N 上升到V N 时,转速将恒定在 N ,提升发电机转矩使风电机组达到其额定功率,在图1中为BC 段,也称为恒转速区或过渡区。当风速超过额定风速V N 时,变桨距系统将开 始工作,通过改变桨距角保持功率的恒定,风电机组将持续运行在C 点,直到风速超过切出风速V out ,此区间称为恒功率区,而此区间内桨距角控制方式采用统一桨距控制,它是指风力机所有桨距角均同时 改变相同的角度[7 8] 。在此需要注意的是:若最大功率P N 曲线与C pmax 曲线的相交点在额定转速极限值左侧,就会造成风电机组在未达到额定转速时,已进入失速状态,相应的A B 区间将被缩小,这时就需 对整个风电机组额定点进行重新选取。 图1 变速变桨距风力发电机组控制策略Fig.1 C ontrol strategy of the variable speed pitch controlled wind turbine driven generator system 从图1可以看出,3个区间工作点的划分非常明显,而控制器的设计与工作点的选取有着必然的联系,因此,基本的变速变桨距风电机组通常会设计2个独立的控制器,一个用来跟踪参考速度,另一个用来跟踪额定功率。由于2个控制器都有各自的控制目标,在运行过程中相互独立,然而在工作点附近,2个控制器又相互制约,这种制约就会导致风电机组在C 点控制系统的调节能力下降,在突遇阵风 82 第35卷 第5期2011年3月10日Vo l.35 N o.5M ar.10,2011
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编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ 发电机组并网安全性评价的管理办法(正式) Standardize The Management Mechanism To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-5708-60 发电机组并网安全性评价的管理办 法(正式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对管理机制、管理原则、管理方法以及管理机构进行设置固定的规范，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 第一条为了加强电力安全监督管理,规范发电机组并网安全性评价(以下简称并网安评)行为,保障发电机组安全可靠并网运行,确保电力系统安全稳定,根据《电力监管条例》、《电网运行规则（试行）》，制定本办法。 第二条本办法适用于并网运行的单机容量50兆瓦及以上的水电机组（含抽水蓄能机组）、燃气-蒸汽联合循环机组，100兆瓦及以上的火电机组，核电机组，500千瓦及以上的风力发电机组。其它并网运行的发电机组参照执行。 第三条新建、改建和扩建发电机组在进入商业运营前应当通过并网安评。已投入运行的并网发电机组应当定期进行并网安评，周期一般不超过5年。
第四条并网安评工作的主要程序如下： （一）电力监管机构编制辖区内并网安评工作计划； （二）发电企业在自查、自评满足评价标准的基础上，提出并网安评申请； （三）发电企业自主选择具有相应资质并符合规定要求的安全评价中介机构（以下简称中介机构）； （四）电力监管机构审核中介机构派出的并网安评人员资格； （五）并网安评人员进行现场查评，中价机构提出并网安评报告； （六）电力监管机构组织评审并网安评报告，公布并网安评结论。 第五条并网安评主要内容应当包括： （一）涉网安全生产管理体系； （二）电气主接线系统及厂、站用电系统； （三）发电机组励磁、调速系统； （四）发电机组自动发电控制、自动电压控制、
发电机并网操作作业方案 批准： 审核： 编制： 日期：年月日
发电机并网操作作业方案作业概况及流程 操作负责人员 值班负责人： 值班长： 班组长： 齐，绝缘靴和绝缘手套，验电器齐全。 应急预案 2.1发电机异常处理 2.1.1 发电机运行中遇下列情况，应立即解列停机 1）发电机冒烟、着火。 2）发电机发生强烈振动。 3）危及人身安全，不停电无法处理。
2.1.2发电机非同期并列 现象： 1）系统各参数剧烈变化。 2）发电机、变压器发出轰鸣声。 3）发电机静子电压、有无功负荷变化比较大。 处理： 1）如果发生非同期并列，很快地电流、电压各参数变化衰减，轰鸣声消失，发电机各参数趋于稳定。此时可不发电机解列。但事后应汇报运行部主任、总工程师。 2）如果发电机各参数的变化并不衰减，应立即汇报值长，将发电机与系统解列。 2.1.3发电机运行中发生振荡 现象： 1) 发电机各参数周期性的变化。 2）系统电流、电压、有无功参数剧烈变化。 3）转子电流、电压参数在正常值附近变化，发电机发出与各参数变化规律相合拍的鸣音。 4）失去同步的机组的参数变化规律与正常机组相反。 处理： 1）立即增加各机组的无功负荷，减少振荡机组有功负荷。 2）如果采取上述措施后，机组振荡仍不衰减，超过3分钟，请示值长，将严重过负荷的机组解列。 2.1.4 发电机1TV断线 现象: 1）预告音响“响”，监控界面上发“发电机电压断线”光子，发变组保护屏A发“TV断线”信号。 2）发电机有功、无功负荷，定子电压指示降低。 3）监控界面上发“励磁调节器通道切换动作”信号发出。 4）定子电流、转子电压、转子电流指示正常。 处理: 1）若发电机有、无功负荷及定子电流指示不正常，并伴随TV断线信号时，通知机炉保持锅炉蒸汽压力、流量稳定，维持机组热负荷稳定。2）检查励磁调节器由A套切至B套。 3）对1TV一、二次回路进行详细检查，若经检查确属1TV回路故障，立即退出发电机保护A柜：程序逆功率、逆功率、过电压、失磁保护，
风力发电并网技术及电能质量控制策略 发表时间：2018-08-20T17:02:21.880Z 来源：《红地产》2017年8月作者：熊毅 [导读] 随着我国科学技术的发展，社会的进步，加上矿物资源越来越贫乏， 随着风力发电技术的不断发展，已经从过去的小型风力发电机独立运行发展为大型发电机组并网运行，也就是常说的风力发电场并网运行。采用这种运行方式以后，不但提高了对风力的利用率，还在电能供给方面做出了卓越的成绩。在电能的质量控制面，因为风力发电并网技术的实行，使电能质量控制达到了良的效果，从而在根本上改变了人们的用电状况，为人们的工作和生活增添了一份助力。 1 风力发电的原理和技术 空旷的原野和辽阔的海面是风能的优质资源，风力发电是利用大自然中的空气以一定速度流动所产生的风能驱动风车的叶片旋转，将此旋转运动在增速机中转速提升，在由此产生的力矩带动下，发电机组中的导体通过切割磁力线产生感应电动势，外接闭合回路在导体中会有电流产生，实现风能向电能的转换。依据目前的风车技术，只要风速大于 3 米 / 秒便可以产生电能，实现发电目的。 风力发电机一般有风轮、偏航装置、发电机组、塔架、限速安全机构和储能用蓄电池等部件构成。风轮是由，个或、个叶片组成的集风装置，它的作用是采集风的动能转变为风轮旋转的机械能。风轮后面的调向器也叫尾舵，它的功能是控制风轮的迎风方向，使风轮随时面对风向，最大限度地获取风能。限速安全机构的作用是对风轮的转速予以一定的限制，使之在规定的范围内保持相对稳定，起到保证风力发电机限速平稳运行的作用。塔架则是机组的承载和风轮的支撑机构。 由于自然界的风速极不稳定，其很强的随机性和间歇性致使风力发电机的输出功率也极不稳定，高峰和低谷落差甚大，所以，风力发电机发出的电能不能直接用在电负载上，而是先用铅酸蓄电池储存起来，以保持风力发电系统持续稳定的供电运行状态。 2 风力发电并网技术 风电并网技术，是发电机输出电压，在频率、幅值和相位以上及电网系统电压是一致的。而随着风电机组容量的逐渐增大，风电电力并网的时候对电网的冲击也随之增大，因此选择科学的风电并网技术是十分必要的。 2.1 同步风力发电机组并网技术 同步发电机在运行的过程当中，一方面要输出有功功率，而另一方面则需提供无功功率，此外还需周波稳定及质量高，所以被广泛采用。然而怎么将这项技术与风电机组的并网结合起来也是一个问题，通常因风速不稳定等因素造成了转子转矩的不稳定，在并网的时候调速的性能不能达到精度要求，若不采取有效的控制，就会出现无功振荡或失步的问题。特别是重载情况，结果可能会更加的严重。但是近些年，随着科学技术不断提高，新型的电力电子技术能够在一定的程度上处理好这个问题，例如说一些变频装置。所以同步风力发电机组并网技术应当给予足够重视。 2.2 异步风力发电机组并网技术 与同步风电机组并网技术不同，异步风电机运行的过程当中，其主要凭借转差率调整负荷，因此调速的精度要求较低，也不需要同步设备与整步操作，只需要在其转速接近同步转速的时候，就能够轻松的并网。风电机组配用异步发电机，优点就在这项技术控制装置相对较为简单，在并网之后无振荡与失步问题，并且运行稳定及可靠。而缺点是直接并网可能会造成大冲击电流出现，降低电压，从而对系统运行的安全造成一定影响，系统的本身没有无功功率，其需要进行无功补偿。若不稳定系统频率太低的话，就会使电流剧增及电压过载。因此，对异步风电机组要进行严格的监视，并采取有效的措施，才能够保证发电机组的安全运行。 3 电能质量控制策略 3.1 改善电能质量 电能质量就是电力系统中电能的质量，理想的电能应该是美对称的正弦波，但有些因素会使波形偏离对称正弦，由此便产生了电能质量问题。很多城市的电能质量较低，对人们的生活和工作产生了很大的影响，因此必须改善电能质量。主要方法为：首先可以改善电功率因数，使无功就地平衡，但要注意的是，一定要合理选择供电半径。其次要合理选择供电系统线路的导线截面，但要注意合理配置变电与配电设备，防止其过负荷运行。第三要适当设置调压措施，例如串联补偿、变压器加装有载调压装置、装同期调试相机或者静电电容器等。以上三种措施，在实际的用中对电能质量的改善具有良好的效果，可以大力推广。同时，我们要注意及时对百姓的用电情况进行调查，找出不足之处，以便于对电能质量及时进行改善。 3.2 提高电能质量 电能质量的高低影响着人们的日常生活和工作，因此在改善电能质量的基础上，必须有所提高。很多城市的电能质量虽然得了改善，但还是没有办法满足人们的需求，因此，提高电能质量成为了人们的迫切要求，对于科研人员来说也是一项重要的任务。要想提高电能质量，首先要找出供电电压超过允许偏差的原因，经过大量的调查和研究，我们发现原因主要有三点，一是冲击性负荷、非对称性负荷的影响；二是调压措施缺乏或使用不当；三是线路过负荷运行。根据上述三点原因，使用风力发电并网技术可以有效的提高电能质量，不仅节省了运营成本，而且对风能的利用率也提高了不少。 4 结束语 综上所述，研究风力发电并网技术及电能质量控制策略对确保电网电能质量具有重要的作用。因此要进一步提高风力发电并、网技术及电能质量控制策略，这样才能促进整个电力系统的稳定运行。 参考文献： [1] 常耀华 . 对风力发电并网技术与其电能质量控制策略浅论 [J]. 电子制作 ,2014(01):266. [2] 齐洁 , 常耀华 . 对风力发电并网技术与其电能质量控制策略浅论 [J]. 企业研究 ,2014(02):153. [3] 魏巍 , 关乃夫 , 徐冰 . 风力发电并网技术及电能质量控制 [J]. 吉林电力 ,2014,42(05):24-26. [4] 樊裕博 . 风力发电并网技术及电能质量控制策略 [J].科技传播 ,2015,7(21):43-44. [5] 邹金运 . 风力发电并网技术及电能质量控制策略 [J].黑龙江科技信息 ,2015(35):88. [6] 谢鹏 . 风力发电并网技术与电能质量控制 [J]. 科技创新导报 ,2016,13(13):41+70. [7] 路立仁 . 浅析风力发电并网技术及电能控制策略 [J].科技与创新 ,2016(17):134. [8] 张国新 . 风力发电并网技术及电能质量控制策略 [J].电力自动化设备 ,2009,29(06):130-133.
四川省电力公司文件 川电建[２００６]613号 关于印发《四川并网水力发电机组启动投运前 需完成相关性能试验的技术要求》的通知 四川省投资集团有限责任公司，华能四川水电有限公司，中国华电集团公司四川公司，中国国电集团公司川渝分公司，大唐四川水电开发有限公司，二滩水电开发有限责任公司，国电大渡河流域水电开发有限公司，四川省港航开发有限责任公司，有关并网水力发电公司（厂）：为确保并入国家电网的水力发电机组和电网的安全、稳定运行，根据国家或行业有关技术标准、规程规范等制定了《四川并网水力发电机组启动投运前需完成相关性能试验的技术要求》，现印发你们， 请按要求认真做好相关试验项目及其试验结果的报审与备案工作，以便并网机组顺利投产发电。
附件：四川并网水力发电机组启动投运前需完成相关性能试验的技术要求 二○○六年九月十四日 主题词：印发 水电 试验 要求 通知 抄送：省公司朱白桦副总工、电力营销部、调度中心，四川省电力公司通信自动化中心，省公司所属各电业局（公司），映秀 湾水力发电总厂，四川电力试验研究院。 四川省电力公司总经理工作部 2006年9月15日印
附件： 四川并网水力发电机组启动投运前需完成相关性能试验 的技术要求 为确保并入国家电网的水力发电机组合电网的安全、稳定运行。根据国家或行业有关技术标准（或经四川省电力公司认可的省内标准）、规程规范和国家电网公司《二十五项反事故措施》、华中电监局《新建发电机组进入商业运行的管理办法》、四川省电力公司《四川并网发电厂机网协调安全稳定运行要求》、四川省电力公司《关于加强新投运变电站计量装置检定的通知》等规定和要求，特制定《四川并网水力发电机组启动投运前需完成相关性能试验的技术要求》。 一、本要求适用于四川省境内并入国家电网运行的新投产水力发电机组。 二、并入国家电网运行的新投产水力发电机组的常规试验项目与要求应严格执行《水电站基本建设工程验收规程》（DL/T5123-2000）、《水轮发电机组启动试验规程》（DL/T507-2002）和《灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程》（DL/T827 –2002）等有关规定。 三、并入国家电网运行的新投产水力发电机组在完成常规试验项目与要求的基础上，启动投运前仍需完成下列试验项目（亦称：强制性试验项目）： 1.新投产水电站电能计量检测项目 1.1.关口电能表实验室检定及现场校验； 1.2.多功能电能表的检定；
发电机的并列运行 ??一、发电机并列运行的条件 ?1.待并发电机的电压有效值Uf与电网的电压有效值U相等或接近相等，允许相差±5％的额定电压值。 列。 ?2./秒以内。 ??? 时， ???3.待并发电机电压的相位与电网电压的相位相同，即相角相同。 ???在发电机并列时，如果两个电压的相位不一致，由此而产生的冲击电流可能达到额定电流的20～30倍，所以是非常危险的。冲击电流可分解为有功分量和无功分量，有功电流的冲击不仅要加重汽轮机的负担，还有可能使汽轮机受到很大的机械应力，这样非但不能把待并发电机拉入同步，而且可能使其它并列运行的发电机失去同步。
在采用准同期并列时，发电机的冲击电流很小。所以，一般应将相角差控制在10o 以内，此时的冲击电流约为发电机额定电流的0.5倍。 ???4.待并发电机电压的相序必须与电网电压的相序一致。 ???5.待并发电机电压的波形应与电网电压的波形一致。 ??? ???? ???1.发电机升压操作正常后，需要根据发电机及电力系统具体运行状况，将待并同期点的同期开关（控制屏5KP的“联络线同期开关”TK/或者是6KP的“发电机同期开关”TK）右转至“投”的位置，使同期母线带电。 ???2.将发电机同期闭锁开关STK置于“闭锁”位置，其1、3接点断开。与此同时，同步检查继电器TJJ进入闭锁状态。
???3.将6KP的“手动准同期开关”1STK左转至“粗调”位置，6KP的组合式三相同期表S就有了电压和周波的指示。此时，通过调整发电机的电压及频率，使之与电网的电压及频率相近或基本一致。 ???4.当发电机周波与电网周波相差在1.0周/秒以内时，将“手动准同期开关”1STK 右转至“细调”位置，则组合式三相同期表S的线圈得电，指针开始缓慢地顺时针 时101） ???5.
发电机并网解列步骤新集团文件发布号：（9816-UATWW-MWUB-WUNN-INNUL-DQQTY-
洛阳永龙能化发电机并网及解列步骤 一、1#发电机组手动准同期并列步骤 1、查1#发电机组有关工作票已收回安措已拆除所有人员已撤离 2、测1#发电机组定子、转子回路绝缘合格绝缘良好 3、检查1#发电机组所用保护已投 4、检查发电机出口刀闸G1007甲、中性点避雷器刀闸G1007中地在断开位置 5、检查发电机PT刀闸G1007PT在断开位置一次保险完好正常 6、检查励磁PT刀闸G1001PT在断开位置一次保险完好正常 7、检查励磁变刀闸G1001甲在断开位置 8、合上发电机刀闸G1007甲、中性点避雷器刀闸G1007中地，确认已合好 9、合上发电机PT刀闸G1007PT二次电源开关 10、将发电机PT刀闸G1007PT摇至工作位置 11、合上励磁PT刀闸G1001PT二次电源开关 12、将励磁PT刀闸G1001PT摇至工作位置 13、合上励磁变刀闸G1001甲二次电源开关 14、将励磁变刀闸G1001甲摇至工作位置 15、检查发电机断路器（G1007）在试验断开位置带电显示装置正常 16、检查发电机断路器（G1007）操作、保护、信号电源已全部送电 17、检查发电机保护测控柜AC10、微机励磁装置柜AC11电源正常 18、检查同期屏柜AC9电源正常 19、检查发电机测控柜AC10所用压板已投入，综保装置无异常信号 20、将发电机断路器G1007开关摇至工作位置
21、合上发电机断路器G1007开关二次开关 22、收到汽机“可并列”命令后，将励磁柜AC11内熔断器—励磁PT电压励磁变低压电 压、转子电压、控制电源、直流电源AVR1直流电源AVR2、交流电源AVR1、交流电源AVR2、转子电流合上将直流电源AVR2、交流电源AVR1、交流电源AVR2空开合上。 23、在励磁柜AC11按“合闸”按钮，合上灭磁开关QE,再按下“开机”按钮进行起励。 24、在励磁柜AC11按“增磁“按钮，使电压升至10.5KV 25、在同期屏AC9上将发电机同期开关1TK打至“投入”位置 26、将同期闭锁开关STK打至“投入闭锁”位置 27、将手动准同期开关1STK打至“粗调”位置，观察MZ-10同步表同期电压的频差、压 差。 28、根据实际情况分别操作SM、SV开关进行相应的调节，使频差、压差满足并网条件。 29、将手动准同期开关1STK打至“精调”位置，观察MZ-10同步表同期 30、在相位差接近0度时，按下HA按钮，发电机合闸。 31、查发电机并网成功，发电机断路器G1007开关已打至合后位置 32、将1TKSTK1STK开关切至“退出”。 33、检查发电机电压、电流正常 34、全面检查 二、1#发电机组自动准同期并列步骤 1、查1#发电机组有关工作票已收回安措已拆除所有人员已撤离 2、测1#发电机组定子、转子回路绝缘合格绝缘良好 3、检查1#发电机组所用保护已投 4、检查发电机出口刀闸G1007甲、中性点避雷器刀闸G1007中地在断开位置 5、检查发电机PT刀闸G1007PT在断开一次保险完好正常
水轮发电机组起动试验规程 DL 507-93 目录 1 总则 2 水轮发电机组起动试运行前的检查 3 水轮发电机组充水试验 4 水轮发电机组空载试运行 5 水轮发电机组带主变压器及高压配电装置试验、主变压器 冲击合闸试验 6 水轮发电机组并列及负荷试验 7 水轮发电机组72h带负荷连续试运行 附录A 水轮发电机组甩负荷试验记录表格式（参考件） 附加说明 1 总则 本规程适用于单机容量为3000kW及以上的水轮发电机组起动试运行试验与交接验收。小于3000kW的机组可参照执行。本规程不适用于可逆式抽水蓄能机组的起动试验与交接验收，有关试验项目及要求将另行规定。 水轮发电机组安装完工检验合格后应进行起动试运行试验，试验合格交接验收后方可投入系统并网运行。起动试运行试验的目的在于验证机组制造与安装质量，为正式并网运行创造条件。 除本规程规定的起动试运行试验项目以外，如需增加试验项目应由生产建设部门根据实际情况会同有关单位拟定试验方案报上级主管部门批准，并抄报电力工业部水电站水轮发电机标准化技术委员会。 对机组起动过程中出现的问题和存在的缺陷，应及时加以处理和消除，使水轮发电机组交接验收后可长期、安全、稳定运行。 水轮发电机组的继电保护，自动控制，测量仪表等装置和设备，及与机组运行有关的电气回路、电器设备等，均应根据相应的专用规程进行试验。 2 水轮发电机组起动试运行前的检查 引水系统的检查 进水口拦污栅已安装完工并清理干净检验合格。 进水口闸门门槽已清扫干净检验合格。工作闸门，充水阀，启闭装置已安装完工。在无水情况下手动、自动操作均已调试合格，启闭情况良好。检修闸门在关闭状态。 压力钢管、调压井及通气孔、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已检验合格清理干净。灌浆孔已封堵。测压头已装好，测压管阀门、测量表计均已安装。伸缩节间隙均匀，盘根有足够的紧量。非本期发电部分分叉管闷头已封堵。所有进人孔(门)的盖板均已严密封闭。 蝴蝶阀（或球阀）及旁通阀已安装完工调试合格，启闭情况良好。油压装置及操作系统已安装完工检验合格，油泵电动机运转正常。
风力发电机及风力发电控制技术综述 摘要：本文分析比较了各种风力发电机的优缺点，介绍了相关风力发电控制技术，风力发 电系统中的应用，最后对未来风力发电机和风力发电控制技术作了展望。 关键词：风力发电机电力系统控制技术 Overview of Wind Power Generators and the Control Technologies SU Chen-chen Abstract:This paper analyzes the advantages and disadvantages of the various wind turbine control technology of wind power, wind power generation system, and finally prospected the future control of wind turbines and wind power technology. 1 引言 在能源短缺和环境趋向恶化的今天，风能作为一种可再生清洁能源，日益为世界各国所重视和开发。由于风能开发有着巨大的经济、社会、环保价值和发展前景，近20年来风电技术有了巨大的进步，风电开发在各种能源开发中增速最快。德国、西班牙、丹麦、美国等欧美国家在风力发电理论与技术研发方面起步较早，因而目前处于世界领先地位。与风电发达国家相比，中国在风力发电机制造技术和风力发电控制技术方面存在较大差距，目前国内只掌握了定桨距风机的制造技术和刚刚投入应用的兆瓦级永磁直驱同步发电机技术，在风机的大型化、变桨距控制、主动失速控制、变速恒频等先进风电技术方面还有待进一步研究和应用[1]。发电机是风力发电机组中将风能转化为电能的重要装置，它不仅直接影响输出电能的质量和效率，也影响整个风电转换系统的性能和装置结构的复杂性。风能是低密度能源，具有不稳定和随机性特点，控制技术是风力机安全高效运行的关键，因此研制适合于风电转换、运行可靠、效率高、控制且供电性能良好的发电机系统和先进的控制技术是风力发电推广应用的关键。本文分析比较了各种风力发电机的优缺点，介绍了相关风力发电控制技术，风力发电系统中的应用，最后对未来风力发电机和风力发电控制技术作了展望。 2 风力发电机 2.1 风电机组控制系统概述 图1为风电机组控制系统示意图。系统本体由“空气动力学系统”、“发电机系统”、“变流系统”及其附属结构组成; 电控系统(总体控制)由“变桨控制”、“偏航控制”、“变流控制”等主模块组成(此外还有“通讯、监控、健康管理”等辅助模块)。各种控制及测量信号在机组本体系统与电控系统之间交互。“变桨控制系统”负责空气动力系统的“桨距”控制，其成本一般不超过整个机组价格5%，但对最大化风能转换、功率稳定输出及机组安全保护至关重要，因此是风机控制系统研究重点之一。“偏航控制系统”负责风轮自动对风及机舱自动解缆，一般分主动和被动两种偏航模式，而大型风电机组多采用主动偏航模式。“变 流控制系统”通常与变桨距系统配合运行，通过双向变流器对发电机进行矢量或直接转矩控制，独立调节有功功率和无功功率，实现变速恒频运行和最大(额定)功率控制。
水轮发电机组值班（下）习题集 一、填空题 1、电能质量主要用电压的偏移和频率来衡量。 2、调速器的调节方式有两种，它们是手动调节和自动调节。 3、通常把测量、加法、放大、执行和反馈等元件总称为调节器，机组被称为调节对象或被控对象。 4、电液转换器能将小功率的电信号输入转换为大功率的液压能(流量与压力或位移输出。 5、电液伺服系统按电液放大器的级数可分为单级、二级和三级电液伺服阀。 6、人工联系设备属于外部的常规设备，按功能可分为三类：输入设备、输出设备和外存贮器。 7、继电保护和自动装置统称为水电厂的二次设备，是保证水电厂安全稳定运行及保护电气设备的重要装置。 8、电电气设备的保护应设有主保护和后备保护，对大容量机组和高压输电线路还装有辅助保护(远后备) 保护。 9、继电保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性、速动性的要求，而可靠性则是上述四项要求的基本。 10、方向过流保护就是功率方向继电器。方向元件反映短路功率的方向，只有功率由母线流向线路方向元件动作。 11、在大接地电流电网中，零序电流分布主要取决于变压器的中性点是否接地，而与中性点的数目无关。
12、距离保护是短路电流与短路电压之比值的一种保护。在正常运行情况下该比值反映了负荷阻抗，在短路状态下该比值反映了短路阻抗。 13、高频保护是在原理的基础上利用技术中常用的电流在上传递的讯号以代替专用的导线。 14、高频保护主要由方向高频保护和相差高频保护两部分组成。 15、在电流差动保护中常采用差动比较的方法，一种是综合比较三相电流方法；一种是分相进行差动比较 的方法。 16、光纤差动保护的启动元件由三相负序电流滤过器、三相全波整流器和负序电流突变量形成电路组成。 17、气体继电器安装在油箱与油枕之间的连接管道上。瓦斯保护分为轻瓦斯和重瓦斯。 18、自动准同期装置是利用滑差检查、压差检查以及恒定越前时间的原理，通过与时间程序与逻辑电路，按照一定的控制策略进行综合而成的。 19、同步并列的方式有手动准同期并列、自同期并列、自动动准同期并列。 20、同步并列的条件有频率相同、电压相同、相位差相同。 21、励磁系统一般由两个基本部分组成，即励磁功率单元、励磁调节器。
发电机组并机运行的条件 一．发电机组并列运行的条件是什么？发电机组投入并列运行的整个过程叫做并列。将一台发电机组先运行起来，把电压送至母线上，而另一台发电机组启动后，与前一台发电机组并列，应在合闸瞬间，发电机组不应出现有害的冲击电流，转轴不受到突然的冲击。合闸后，转子应能很快的被拉入同步。（即转子转速等于额定转速） 因此发电机组并列必须具备以下条件： 1.发电机组电压的有效值与波形必须相同. 2.两台发电机电压的相位相同. 3.两台发电机组的频率相同. 4.两台发电机组的相序一致. 二、什么叫发电机组的准同期并列法？怎样进行同期并列？准同期就是准确周期。用准同期法进行并列操作，发电机组电压必须相同，频率相同以及相位一致，这可通过装在同期盘上的两块电压表、两块频率表以及同期表和非同期指示灯来监视，并列操作步骤如下：将其中一台发电机组的负荷开关合上，将电压送至母线上，而另一台机组处在待并状态。合上同期开头，调节待并发电机组的转速，使它等于或接近同步转速（与另一台机组的频率相差在半个周波以内），调节待并发电机组的电压，使其与另一台发电机组电压接近，在频率与电压均相近时，同期表的旋转速度是越来越慢的，同期指示灯也时亮时暗；当待并机组与另一台机组相位相同时，同期表指针指示向上方正中间位置，同期灯最暗，当待并机组与另一台机组相位差最大时，同期表指向下方正中位置，此时同期灯最亮，当同期表指针按顺时针方向旋转时，这说明待并发电机的频率比另一台机组的频率高，应降低待并发电机组的转速，反之当同期表指针按逆时针方向旋转时，应增加待并发电机组的转速。当同期表指针顺时针方向缓慢旋转，指针接近同期点时，立即将待并机组的断路器合闸，使两台发电机组并列。并列后切除同期表开关和相关的同期开关。 三、在进行发电机组的准同期并列时，应注意什么？准同期并列是手动操作，操作是否顺利与运行人员的经验有很大的关系，为防止不同期并列，下列三种情况不准合闸。 1．当同期表指针出现跳动现象时，不准合闸，因为同期表内部可能有卡带现象，反映不出正确的并列条件。 2．当同期表旋转过快时，说明待并发电机组与另一台发电机组的频率相差太大，由于断路器的合闸时间难以掌握，往往使断路器不在同期点合闸，所以此时不准合闸。 3．如果同期表指针停在同期点上不动，止时不准合闸。这是因为断路器在合闸过程中如果其中一台发电机组的频率突然变动，就有可能使断路器正好合在非同期点上。 四、怎样调整并列机组的逆功现象？当两台发电机组空载并列后，会在两台机组之间，产生一个频率差与电压差的问题。并且在两台机组的监视仪表上（电流表、功率表、功率因数表），反应出实际的逆功情况，一种是转速（频率）不一致造成的逆功，另一种是电压不等造成的逆功，其调整如下： 1．频率造成逆功现象的调整： 如果两台机组的频率不等，相差较大时，在仪表上（电流表、功率表）显示出，转速高的机组电流显示正值，功率表指示为正功率，反之，电流指示负值，功率指示负值。这时调整其中一台机组的转速（频率），视功率表的指示进行调整，把功率表的指示调整为零即可。使两台机组的功率指示均为零，这样两台机的转速（频率）基本上一致。但是，这时电流表仍有指示时，这就是电压差造成的逆功现象了。2．电压差造成逆功现象的调整：当两台机组的功率表指示均为零时，而电流表仍然有电流指示（即一反一正指示）时，可调整其中一台发电机组的电压调整旋钮，调整时，视电流表与功率因数的指示进行。将电流表的指示消
发电机并网解列步骤新 The latest revision on November 22, 2020
洛阳永龙能化发电机并网及解列步骤 一、1#发电机组手动准同期并列步骤 1、查1#发电机组有关工作票已收回安措已拆除所有人员已撤离 2、测1#发电机组定子、转子回路绝缘合格绝缘良好 3、检查1#发电机组所用保护已投 4、检查发电机出口刀闸G1007甲、中性点避雷器刀闸G1007中地在断开位置 5、检查发电机PT刀闸G1007PT在断开位置一次保险完好正常 6、检查励磁PT刀闸G1001PT在断开位置一次保险完好正常 7、检查励磁变刀闸G1001甲在断开位置 8、合上发电机刀闸G1007甲、中性点避雷器刀闸G1007中地，确认已合好 9、合上发电机PT刀闸G1007PT二次电源开关 10、将发电机PT刀闸G1007PT摇至工作位置 11、合上励磁PT刀闸G1001PT二次电源开关 12、将励磁PT刀闸G1001PT摇至工作位置 13、合上励磁变刀闸G1001甲二次电源开关 14、将励磁变刀闸G1001甲摇至工作位置 15、检查发电机断路器（G1007）在试验断开位置带电显示装置正常 16、检查发电机断路器（G1007）操作、保护、信号电源已全部送电 17、检查发电机保护测控柜AC10、微机励磁装置柜AC11电源正常 18、检查同期屏柜AC9电源正常 19、检查发电机测控柜AC10所用压板已投入，综保装置无异常信号 20、将发电机断路器G1007开关摇至工作位置 21、合上发电机断路器G1007开关二次开关 22、收到汽机“可并列”命令后，将励磁柜AC11内熔断器—励磁PT电压励磁变低压电压、转子电压、控制电 源、直流电源AVR1直流电源AVR2、交流电源AVR1、交流电源AVR2、转子电流合上将直流电源AVR2、交流电源AVR1、交流电源AVR2空开合上。 23、在励磁柜AC11按“合闸”按钮，合上灭磁开关QE,再按下“开机”按钮进行起励。 24、在励磁柜AC11按“增磁“按钮，使电压升至10.5KV 25、在同期屏AC9上将发电机同期开关1TK打至“投入”位置 26、将同期闭锁开关STK打至“投入闭锁”位置 27、将手动准同期开关1STK打至“粗调”位置，观察MZ-10同步表同期电压的频差、压差。 28、根据实际情况分别操作SM、SV开关进行相应的调节，使频差、压差满足并网条件。 29、将手动准同期开关1STK打至“精调”位置，观察MZ-10同步表同期 30、在相位差接近0度时，按下HA按钮，发电机合闸。 31、查发电机并网成功，发电机断路器G1007开关已打至合后位置 32、将1TKSTK1STK开关切至“退出”。 33、检查发电机电压、电流正常 34、全面检查 二、1#发电机组自动准同期并列步骤 1、查1#发电机组有关工作票已收回安措已拆除所有人员已撤离 2、测1#发电机组定子、转子回路绝缘合格绝缘良好
浅析风力发电并网技术及电能控制策略邵威 发表时间：2019-09-21T10:57:41.780Z 来源：《基层建设》2019年第19期作者：邵威 [导读] 摘要：风能是一种可再生和清洁的能源，得到了国家的大力支持。 中国华电科工集团有限公司 100160 摘要：风能是一种可再生和清洁的能源，得到了国家的大力支持。随着风力发电厂规模的不断扩大，我国的发电比重也在逐步提高。再加上风能的特殊性，风电场通常位于人烟稀少的地区，因此需要承受更多的冲击，如不解决，它很可能会在整个电网中造成谐波污染或其他质量问题。本文笔者阐述了并网运行时可能出现的电能质量问题，并提出了相应的解决办法，为相关并网运行方式的研究提供参考。 关键词：风能；发电；并网技术 1 前言 风力发电技术日趋成熟，电厂产能不断提高。虽然可以在一定程度上缓解社会生产与电力资源的供需矛盾，但风力发电总量的增加对电网系统有一定的影响。一般来说，风力发电厂都建在地广人稀地区，远离供电网的中心区域，所需承受的冲击力相对较小。在并网时容易造成配电网的谐波污染和闪变问题。而且受风力发电特性的影响，其不稳定性也会影响电网整体供电质量。因此，有必要加强风电并网技术和电能控制策略的研究。 2 风力发电并网技术的基础 风力发电并网技术的基础可以一分为二，第一个是同步风力发电并网技术，第二个是异步风力发电并网技术。它们有各自的特性以及应用限制条件与不足之处。 2.1 同步风力发电并网技术 风力发电并网技术最理想的状态是同步发电机组和风力发电机组两者之间步调一致、完美结合。一般情况下，因为风速一直是变幻不定的状态，所以受之影响的发电转子也会有大幅度的摇摆不定，就导致了风力发电并网调速无法达到同步发电机的精度，很容易出现失步状况。正是因为存在这一难题，同步发电机虽然在一些领域有所涉及，但一直都没有大规模去做推广应用。如何使同步发电机与风力发电机有效协调步调同步，一直是电力学方面研讨的关键与核心。电力及相关专业的专家学者在研发出可以有效应对此难题的变频设备之后，即将其运用到同步风力发电并网技术中并不断加以完善，在坚持不懈的努力之下，同步发电与风力发电运营组已经实现了初步的有机结合，前景看好。 2.2 异步风力发电并网技术 异步发电动力组和风力发电动力组两者先进行结合然后保持相同步调运转，则为异步并网技术，与同步并网技术相比，受限的可能性极大程度上地降低，无需风力发电并网调速精准做到与同步发电机精度一致，只需要发电转子运转时风力发电并网调速异步发电机的转动转速保持一定程度的协调一致即可。风力电机组搭配使用的异步发电机方式，可避免整个系统设置复杂的控制装置，并且在并网后，也不必担心产生无振荡或者失步问题，整体运行状态相对稳定。但是就实际应用效果来看，电力发电异步并网技术还存在一定缺陷，部分情况下在并网后，会因为冲击电流过大、电压降低等因素干扰，而导致风力发电系统异常，尤其是不稳定系统频率值降低过大，会导致异步发电机的电流急剧增大，造成系统运行过载，甚至整个瘫痪，生产安全风险增大，因此想要选择此种并网方式，还需要提前做好相关准备工作，采取一定措施来维持异步风力发电机组的稳定运行状态。 3 风电并网对电网质量的影响 3.1谐波影响风力发电 并网过程中会产生一系列谐波，而对电网整体运行状态产生影响，主要可以从两个方面来进行分析。第一，并网时涉及到的逆变器形成的谐波。第二，接通风力电源以后，运行时也有可能会产生谐波。谐波被引入电网中，会直接影响整个结构的电能质量。另外，现在风力发电并网常用的为软并网技术，整个并网过程会产生较大冲击电流，如果切出风速小于外界风速，风机便会脱离额定处理状态，同样也会对整个电网电能质量产生影响。 3.2电压波与闪变 风电为一种清洁型能源，但是因为近年来风电容量不断增加，并网时很容易会对整个电网电压造成影响，产生电压波动与闪变。如果风力发电并网时，所选连接位置相距配电变压器过小，风电接入电网后产生的电压闪变只会造成比较小的影响，但是此种接入方式会对电流产生较大影响，馈线附近的电压会出现大幅度的波动，进而会造成发电的用电设备受损，导致风力发电无法正常进行。另外，接入风力发电后电网电压还会增大，尤其是现在风力发电应用最多的是异步电机，发电机处于正常运行状态下，构建旋转磁场需要消耗大量的无功功率，而功率分布方式的变化直接影响着电网电压，并网后会消耗掉一部分无功功率，进而会使得电网线路上的压降增大。 4 电能质量控制策略 4.1电压波动和闪变的控制策略 4.1.1 有源电力滤波器 要想控制善变的电压，理应在负荷电流发生急剧波动时进行。当负荷发生变化时，应及时补偿无功电流，以此来实时补偿负荷电流。因为有源电力滤波器采用的电子器件是可以关断的，所以，电子控制器完全可以替代系统电源，以此来输出畸变电流到电压负荷，只要保证系统只为负荷提供正弦基波电流即可。从整体情况来看，有源电力滤波器具有电压波动大，响应速度快，补偿容量小，补偿率高，控制能力强，运行稳定、可靠等特点。其在电压波动的控制方面必然发挥较大的作用。 4.1.2 动态电压恢复器 在中低压配电网中，有功功率的快速波动也将导致电压闪变问题的出现。因此，保证补偿装置的科学性和有效性就显得十分关键了。除了要进行必要的无功补偿之外，还应该适时进行有功补偿。然而，由于带储能单元的补偿装置可以有效改善电能质量，所以，其完全可以取代传统的无功补偿装置。那么，对于本身就带有储能单元的动态电压恢复器而言，其能够以正常电压和故障电压的差值在ms 级内将电压注入到系统中。这种方式可以有效解决电压波动、谐波等动态电压质量问题。3）统一电能质量控制器。如果既要对电压加以补偿，又要对电流加以补偿，则就选择应用综合类补偿装置，而统一电能质量控制器就是典型的综合类补偿装置。该装置可以将串联、并联有效的融合起来，以便用户能够解决综合补偿问题。由于统一电能质量控制器功能强大，既能够进行谐波补偿，又能够控制电能质量，因此得以广