动态电压恢复器 (DVR)

在中低压配电网中，有功功率的快速波动同样会导致电压闪变，这就要求补偿装置在抑制电压波动与闪变时，除了进行无功功率补偿使供电线路无功功率波动减小外，还需提供瞬时有功功率补偿。因而传统的无功补偿方法不能有效地改善这类电能的质量，只有带储能单元的补偿装置才能满足要求。动态电压恢复器 (DVR)是将1台由3个单相电压源变流器构成的三相变流器串联接入电网与欲补偿的负荷之间。这里的逆变器采用3个单相结构，目的是为了更灵活地对三相电压和电流进行控制，并提供对系统电压不对称情况的补偿。该装置的核心部分为同步电压源逆变器，当线路侧电压发生突变时，DVR通过对直流侧电源的逆变产生交流电压，再通过变压器与原电网电压相串联，以补偿系统电压的跌落或抵消系统电压的浪涌。由于DVR通过自身的储能单元，能够在 ms级内向系统注入正常电压与故障电压之差，可用于克服系统电压波动对用户的影响。因此，它是解决电压波动、不对称、谐波等动态电压质量问题的有效工具，是面向负荷的补偿装置，起到将系统与负荷隔离的作用。该装置仅对特定负荷加以补偿，所以其容量仅取决于负荷的补偿容量和要求的补偿范围。目前，大部分DVR装置的直流侧采用电容来提供直流电压，只能提供有限的能量，若要求DVR长时间提供电压补偿，则必须让 DVR输出的电压和电流垂直，这样 DVR装置不提供有功，只进行无功交换，即可满足长期工作的要求。

统一电能质量控制器及其他补偿装置

统一电能质量控制器 (UPFC) 结合了串、并联补偿装置的特点，具有对电压、电流质量问题统一补偿的功能，属于综合的补偿装置。含有储能单元的串、并联组合的用户电力综合补偿装置，除了应用于配电系统的谐波补偿外，还可以解决瞬时供电中断和电压波动等动态电压质量问题，提高供电的可靠性。

电网的调峰能力取决于地区负荷水平及特性、电源结构和备用容量大小。风电场出力可以看作为负的负荷，风电场接入电网后加大了电网的等效负荷的峰谷差。风电场总的出力范围约为风电装机的2%～70%(地理分布越广，装机容量越大、风电场出力越平滑)。在地区无风的情况下，电网调峰压力加大。地区电网的调峰能力一定程度上限制了并网风电的总规模。在风电比较集中地区宜建设一定容量调节速度快、性能好的电源(例如抽水蓄能电站)配合风电的运行，提高系统调峰能力，增加电网接受风电的容量。电网稳定性大型电网具有足够的备用容量和调节能力，对于小容量风电场一般可以不考虑风电进入引起频率稳定性问题，但是随着并网风电规模的加大，频率稳定问题将会有所突出，风电机组宜考虑参与系统频率控制。

由于风能具有随机性、间隙性的特点，和风电场采用异步发电机的一些特性，随着风电装机容量的增加，在电网中所占比例的增大，使得风电的并网运行对电网的安全、稳定运行带来重大的影响，其中最为突出的问题就是使风电系统的电能质量严重下降，甚至导致电压崩溃，因此研究电压稳定性是极其必要的。

电压稳定性问题

大型风电场及其周围地区, 常常会有电压波动大的情况, 主要有以下三种。风力发电机组启动时,仍然会产生较大的冲击电流。单台风力发电机组并网对电网电压的冲击相对较小, 但并网过程至少持续一段时间后(约几十秒)才消失。多台风力发电机组同时直接并网会造成电网电压骤降, 因此多台风力发电机组的并网需分组进行, 且要有一定的间隔时间。当风速超过切出风速或发生故障时, 风力发电机会从额定出力状态自动退出并网状态, 风力发电机组的脱网会导致电网电压的突降, 而机端较多的电容补偿由于抬高了脱网前风电场的运行电压,引起了电网电压的急剧下降。

静态电压稳定性可以用电压崩溃某一特定节点的负荷曲线(类似于鼻形曲线)来表征，这种通过潮流计算获得的负荷特性曲线也可以用来定义风电场输送到电网的最大风能。研究表明，一方面风电场的有功出力使负荷特性极限功率增大，增强了静态电压稳定性;另一方面风电场的无功需求则使负荷特性的极限功率减少，降低了静态电压稳定性，但只要系统的无功供给足够多，则整体上可以认为风电场的并网增强了系统的静态电压稳定性。也就是说，风电并网对电网静态电压稳定性的影响可以是正面的也可以是负面的，它跟风力发电机的运行点是密切相关的。

如果地区电网足够强壮，则系统发生故障后风电机组在故障清楚后能够恢复极端电压并稳定运行，地区电网的暂态电压稳定性便能够得到保证;如果地区电网较弱，则风电机组在系统故障清除后无法重新建立机端电压，风电机组运行超速失去稳定，就会引起地区电网暂态电压稳定性的破坏，此时，需利用风电场或风电机组的保护将风电场或风电机组切除以保证区域电网的暂态电压稳定性;或者通过在风电场安装动态无功补偿装置、及利用变速风电机组的动态无功支撑能力在暂态过程中及故障后电网的恢复过程中支撑电网电压，保证区域电网的暂态电压稳定。

大规模风电场并入电网后，对电网的电压稳定性影响较为突出。风电容量过大，系统发生故障时风电场恢复电压需要吸收大量无功，此时若系统无功功率储备不足，将引起系统局部电压崩溃。从无功电压控制角度考虑，宜采用具有调压功能的变速恒频风电机组。另外，在风电场内和并网点可适当考虑配置快速无功补偿设备SVC(静止无功补偿器)或STATCOM(静止无功发生器);风电场变电站的主变压器宜采用有载调压变压器，分接头切换可手动控制或自动控制，根据电力调度部门的指令调整。分析可见，受电网调峰能力和无功电压控制的制约，一个既定的电力系统可接受的风电装机容量是有限的。值得注意的是，目前部分地区风电项目总规模(已投产、在建和已开展前期工作的项目)已超过某些设计年份电网最大接受风电能力，为满足电网运行安全，需要合理安排风电场投产规模和时序，加快电网及调峰电源的建设，提高电网接受风电能力。

风电场大多在电网的末端，网络结构比较薄弱，其短路容量较小，在风速、风力机组类型、控制系统、电网状况、偏航误差以及风剪切等因素的扰动下，必然导致输出功率的变化和电压的波动，从而影响电能质量和电压的稳定性。风电场对电压的影响主要包括电压波动，闪变以及波形畸变电压不平衡等。电压的波动幅度不仅与风电功率大小有关，而且与风电场分布和变化特性等有关，由于风力发电机对所连接的母线电压非常敏感，当系统发生扰动时，系统电压若降低到0.85 pu以下，风机会从电网脱机。由于很多的扰动和故障是瞬时的，当扰动后又再次投入运行，随着风机单机容量的增大和风电场规模的增大，这个投切的过程对电网的冲击很大。

风电机组低电压穿越能力问题

低电压穿越(LVRT)指在风机并网点电压跌落的时候风机能够保持并网，甚至向电网提供一定的无功功率，支持电网恢复电压，直到电网恢复正常，从而“穿越”这个低电压时间。当风机在电网中所占比例较低时，若电网出现故障，风机就实施被动式自我保护而立即解列，不用考虑故障的持续时间和严重程度，从而最大限度的保障风机安全，这种情况是可以被接受的。然而，当风电在电网中所占比例较大时，若风机在系统发生故障是仍然采取被动保护式解列方式，则会增加整个系统的恢复难度，甚至可能加剧故障，最终导致系统其他机组全部解列，此时对风电机组必须要求风电机组具有相应的低电压穿越能力，且必须采取有效的低电压穿越措施，以维护风电场电网的稳定。

风力发电机组并网方式

现代风力发电机组主要采用软并网方式，即采用电力电子装置在发电机转轴同电力网络频率之间建立一种柔性连接，在风电机组启动时，控制系统对风速变化不间断地检测。由于异步电机在起动时，其转速较小，切入电网时其转差率很大，起动电抗很小，会产生相当于发电机额定电流5～7倍的冲击电流，此电流不仅对电网造成很大冲击，而且会影响机组寿命。建议风电机组启动时，在机组转速接近或达到同步转速时切入电网，尽量避免冲击电流对电力系统及风电机组本身造成的危害。当前一般使用的方法是当电机转速接近同步转速时, 与电网直接相连的双向可控硅在门极触发脉冲的控制下按0、 15、 30、 45、 60、 75、 90、120、 150、 180导通角逐步打开，将并网冲击电流限制在2倍电机额定电流以内。可控硅完全导通后，转速超过同步转速进人发电状态，旁路接触器将双向可控硅短路，风电机组进人稳态运行阶段。

根据《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》及《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》，本期工程考虑变电站变压器无功损耗，并适当兼顾负荷侧的无功补偿。风电场110 kV升压变电站两台31.5 MVA主变压器35 kV母线侧各配置2×3 Mvar电容器。

目前, 风电机组无功补偿方式大致有两种。

(1) 直接安装在风力发电机里、进行本地补偿。

(2) 安装在风力发电场与公网并网处进行集中补偿，在风力发电机启动、运行过程中，防止波动、稳定电压，在公用电网发生故障的时候投入全部补偿，起到紧急处置、稳定公网电压的作用。

由于发电机组选型按变速恒频双馈风力发电机组考虑，该机组本身带有无功补偿及消谐装置，可进行本地补偿,无需另加补偿装置。若采用一般异步风力发电机组，则将风力机组当电力用户对待，每台发电机组最大无功补偿容量根据异步发电机在额定功率时的功率因数来设计，其补偿的无功功率必须保证功率因数达到设计的额定功率因数，一般为大于0.95。