风力发电教学讲义--本科毕业设计论文.doc

《风力发电》讲义

东北电力大学电气工程学院
2007-09-09
目 录
第1章 风力发电概述（2学时） 1
1.1 前言 1
1.2 风力发电的现状与发展前景 1
1.2.1 国内风力发电的现状与趋势 1
1.2.2 国外风力发电的现状与趋势 3
1.3 风力发电原理简介 4
1.4 大规模风力发电联网运行面临的问题 6
1.5 本课程主要内容——IG-FWT / DFIG-WT 7
1.6 本章小结 7
第2章 风电机组特性及数学模型（12学时） 8
2.1 风力资源特性描述（1学时） 8
2.2 风力机数学模型（2学时） 9
2.2.1 定桨距风力机特性 9
2.2.2 变桨距风力机特性 11
2.3 风力发电机数学模型（同步旋转坐标系）（7学时） 12
2.3.1 鼠笼式异步发电机（3学时） 12
2.3.2 双馈感应发电机（4学时） 13
2.4 金风750kW/690风电机组运行实例分析（2学时） 19
2.5 本章小结（1） 19
第3章 双馈感应风力发电机组运行控制（11学时） 20
3.1 双馈感应风电机组运行分析（3学时） 20
3.1.1 风力机机械功率-风速特性 20
3.1.2 发电机组输出功率-转速特性 20
3.2 双馈感应风力发电机组运行控制（6） 21
3.2.1 概述 21
3.2.2 风力机运行控制 21
3.2.3 转子侧变流器运行控制（2学时） 22
3.2.4 网侧变流器运行控制（2学时） 24
3.3 G58-850风电机组运行实例分析（2） 25
3.4 本章小结 25
第4章 风电机组联网运行对电力系统运行影响概述（2学时） 26
4.1风电机组联网运行对电能质量的影响 26
4.2 风电机组联网运行对电网稳定性的影响 26
4.3 风电机组接入电网的电压和网损算例分析 27
4.4 本章小结 27
思 考 题 28
算 例 30

第1章 风力发电概述（2学时）
1.1 前言
随着常规能源的减少，环境污染的加剧，可再生能源的开发利用越来越受到各国的高度重视。风能作为一种取之不尽、用之不竭的清洁能源，是可再生能源中最具有发展潜力的能源之一。发展风力发电，不仅可以节约常规能源，而且有利于环保，是改善能源结构，减少环境污染的有效途径之一，可带来直接的经济效益、社会效益和环境效益。
各工业化国家现代电力系统的特征之一是大规模接入风电机组。这一发展的共同推动力量是风电技术成功开发、政府目标、对进一步可再生能源的补贴和利用以及对降低污染和环境保护的强烈要求。
风电机组是环境友好型发电的最大来源，与其他可再生能源发电，如潮汐发电、波浪发电、光伏发电等相比，风电的效率最高，风电机组的最高效率可达50%。
现代电力系统的基础是常规发电厂，即通过常规发电厂控制电网的电压并维持发电与用电之间的平衡，故这些电力系统的安全可靠运行是基于常规发电厂的运行控制技术。
常规发电厂传统上是以同步发电机为基础。电网发生故障时，常规发电厂的励磁控制参与重建电网电压，而其频率控制则在此事件期间确保电网频率恒定。
风电机组是一种大有前途的替代技术，但在对馈入电网的运行与稳定性影响方面，人们通常还是一知半解。此外，大部分风电机组装有几种不同概念的感应发电机。风电机组越来越多地接入电网，在增加风电的同时减少了常规电厂的供电量及其份额。与这一过程对应的是从人们熟知且成熟的基于常规电厂的电网运行技术向人们一知半解的风电技术转移。因此，这会产生一些有关如何保持电网运行稳定和稳定性研究中如何表示风电机组的问题。
问题：风电所占份额的增加，常规电厂所占份额将下降，则基于常规电厂的电网运行控制能力将逐渐弱化，从而会给所接入电力系统安全经济运行造成不利影响。
稳定性问题——安全性问题
经济性问题——运行调度问题
规划问题

主要内容：
随着风电数量的增加和常规发电厂为支持风电而减少的发电量，风电机组建模就成为与电力系统稳定性研究关系密切的问题了。多数风电机组都装有不同概念的感应发电机，因此，掌握基于这些感应发电机的风电机组工作原理、工作特性非常重要。
现代风电机组是复杂的机电系统。电网故障会激发风电机组和电网之间的相互作用，因此，掌握与此相关的风电机组的机械结构（风轮空气动力学的基础知识、转轴的表示方法和电力系统稳定性研究中风电机组建模的叶片角控制）及其特性非常重要。——对研究风电机组运行特性很重要。
定速风电机组运行原理——建模，3阶模型/5阶模型

1.2 风力发电的现状与发展前景
1.2.1 国内风力发电的现状与趋势
资源总量及分布状况

图1.1 中国风能资源分布情况
根据初步测定结论，我国陆地风能的实际可开发总量大约是2.53亿千瓦。根据资源、土地、交通和电网条件确定近期具备开发条件的风电场址约有50个，分布在全国16个省(市，自治区)其中新疆达坂城、内蒙古辉腾锡勒、河北张北、吉林通榆.和广东南澳等场址均具备装机100兆瓦的条件。
目前国内风电装机情况
到2006年底，全国已建成约80个风电场，装机总容量达到约230万千瓦，比2005年新增装机100多万千瓦，增长率超过80%。[1]
“八五”及“九五”初期，风电场平均综合造价约为10000元/千瓦。到“九五”末期，风电场平均综合造价降到8500元/千瓦，约降低15%。同时上网电价也有了一定的下降。目前的电价水平约为0.60－0.70元/千瓦时。
风电上网电价一览表(含税价)
序号     风电场名称      上网电价（元/kWh）
1      浙江苍南风电场       1.2
2      河北张北风电场       0.984
3      辽宁东岗风电场       0.9154
4      辽宁大连横山风电场   0.9
5      吉林通榆风电场       0.9
6      黑龙江木兰风电场     0.85
7      上海崇明南汇风电场   0.773
8      广东汕尾红海湾风电场 0.743
9      广东南澳风电场       0.74
10     甘肃玉门风电场       0.73
11     海南东方风电场       0.65
12     广东惠来海湾石风电场 065
13     内蒙古锡林浩特风电场 0.64786
14     广东南澳振能风电场   0.62
15     内蒙古朱日和风电场   0.6094
16     内蒙古辉腾锡勒风电场 0.609
17     内蒙古商都风电场     0.609
18     新疆达坂城风电场一厂 0.533
19     新疆达坂城风电场二厂 0.533
20     福建东山澳仔山风电场 0.46

        特许权招标项目中标价：
一 广东石碑山（粤电公司）    0.501
二 江苏如东一期（华睿公司）  0.436
三 江苏如东二期（龙源）      0519
四 吉林通榆（龙源,华能）     0.509～0.5096
五 内蒙辉腾锡勒（北京国际电力新能源）  0.382
广东省物价局粤价[2004]110号文定价(对广东新投产项目)：
0.528元（未含配套送出工程还本付息及其运行费用）
风电人才情况
目前，我国从事风电的技术骨干大多数是从其他行业转过来的，他们普遍缺少风电方面的专业培训和技术学习。具备创新、国际交往能力的复合型风电人才和优秀的风电设计师尤为短缺。据华北电力大学博士生导师徐大平介绍，到2020年我国将需要几十万人从事风电产业，其中包括好几万专业人员。我国风电专业人才缺口巨大，人才培养任务极其艰巨。[2]
12.2 国外风力发电的现状与趋势
近几年来，风力发电的发展不断超越其预期的发展速度。过去5年中全球风电累计装机容量的平均增长率，一直保持在33％，而每年新增风电装机容量的增长率则更高，平均为35.7％。
最近，欧洲风能协会和绿色和平组织签署了《风力12——关于2020年风电达到世界电力总量的12％的蓝图》的报告，期望并预测2020年全球的风力发电装机将达到12.31亿千瓦（注：这是2002年世界风电装机容量的38.4倍），年安装量达到1.5亿千瓦，风力发电量将占全球发电总量的12％”。“风力12％”的蓝图展示出风力发电已经成为解决世界能源问题的不可或缺的重要力量。风力发电不再是一种可有可无的补充能源，已经成为最具有商业化发展前景的成熟技术和新兴产业，有可能成为世界未来最重要的替代能源
全球风能协会（GWEC）在其报告中公布，2006年全球风电机组新安装量为15,197MW，累计安装总量达74,223MW。上述统计涉及全球逾70多个国家和地区，在所有国家中机组安装总量最高的依次是德国（20,621MW）、西班牙（11,615MW）、美国（11,603MW）、印度（6,270MW）和丹麦（3,3136MW）。目前，全球已有13个国家迈入安机量超1GW（即1000MW）的队伍之中，而上年仅11个国家。新加入的两个国家分别是法国和加拿大。

图1.2 2006年风电机组累计安装量排名

图1.3 2006年新增风电机组排名
1.3 风力发电原理简介
风力发电机组主要包括风力机和发电机两大主要部件。风力发电发展过程中，曾经出现过多种风电机组，按转轴区分有水平轴风电机组和垂直轴风电机组，按叶片数量区分有单叶片、两叶片和多叶片风电机组，按叶片与风向的关系区分有上风向(叶片迎着风向)和下风向(叶片顺着风向)风电机组，按叶片控制方式区分有定桨距和变桨距风电机组，按转速变化情况区分有固定转速和变速风电机组，按照风电机组定子侧频率区分有恒频和变频风电机组，按采用的发电机区分有鼠笼式异步发电机、同步发电机、双馈感应异步发电机和永磁风电机组等。
定桨距风力机是将叶片固定在轮毂上，通过叶片失速控制最大功率。这种技术是典型的丹麦风力机组的技术核心。
变桨距风力机是通过叶片沿其纵向轴心转动来调节功率。
从当今世界风力机发展技术来看，容量小于750kW的风电机组采用定桨距或变桨距技术差别不大，容量大于750kW的风电机组大部分采用变桨距技术。
恒速恒频风力发电技术（Constant Speed Constant Frequency，简称CSCF）、变速恒频风力发电技术（Variable Speed Constant Frequency，简称VSCF）
恒速恒频风力发电系统的风力机转速不变，由于风速经常变化，所以恒速恒频风力发电系统的风能利用效率比较低，常用于小型的风力发电系统。
变速恒频风力发电系统的发电机转速可以跟踪风速的变化，由于转速发生变化必然导致发电机频率的变化，必须采用适当的控制手段(AC—DC—AC或AC—AC变频器)来保证与电网同频率后并入电网。目前世界绝大多数大容量的风电机组采用了这种技术。
根据风力机与发电机组的不同组合，有很多种风力发电方式。但是，目前主要有定桨距鼠笼式风力发电系统、变桨距双馈感应风力发电系统、变桨距永磁同步风力发电系统等三种主流风力发电方式，其系统结构如图1.4所示。

（a）定桨距鼠笼式异步风力发电系统

（b）变桨距双馈感应风力发电系统

（c）变桨距永磁同步风力发电系统
图1.4 目前常见的风力发电系统结构
1.4 大规模风力发电联网运行面临的问题
受诸多自然条件因素的影响，风能具有随机变化性，因此决定了风电机组的输出功率具有间歇性，不完全可控。随着风力发电技术的不断进步，单台风电机组容量越来越大。目前，世界上主流风电机组额定容量一般为1～2.5MW，单台风电机组的最大额定容量己经可以达到5MW，因此风电场也能够比以往具有更大的装机容量。随着风电装机容量在各个国家电网中所占的比例越来越高，对电网的影响范围从局部逐渐扩大。
目前，从全世界的范围来看，风电接入电网出现了与以往不同的特点，表现为:
（1）单个风力发电场容量增大，目前，国内已经有多个规划中容量高于10万kW的风电场，在未来数年中，甚至可能出现100万kW的大型风电基地。
（2）风电场接入电网的电压等级更高，由以往接入配电网而发展为直接接入输电网络。增加的风电接入容量与接入更高的电压等级使得电网受风电的影响范围更广;
（3）由于风电机组往往采用不同于常规同步发电机的异步发电机技术，其静态特性及电网发生故障时的暂态特性与传统同步电机也有很大不同。
无论风电场装机容量大小、采用何种风电机组技术，风电接入会对电网的安全经济运行带来诸多不利影响。例如，而在风电穿透功率较大的电网中，风电接入除了会产生电压稳定问题外，由于改变了电网原有的潮流分布、线路传输功率与整个系统的惯量，因此风电接入后电网电压稳定性、暂态稳定性及频率稳定性都会发生变化。
另外，大量风电的接入势必替代电网中部分同步机，这部分同步机组的调频调压能力必须由其他同步机组或者是风电机组来承担，因此，国外越来越多的电网公司对于接入电网的大型风电场也提出更高的要求:例如有功功率控制能力、无功电压调整能力及风电机组的故障穿越能力(FRT: Fault Ride Through)。目前，欧洲各国及美国的风电并网导则都有类似的要求。从这个观点来看，对于以后越来越大型化的风电场，已经开始具备了发电厂的特性:而由于变速风力发电机组技术的进步及电力电子变频器在风力发电中的应用，其电压调整能力甚至是部分的调频能力已经逐步可以在风电机组中实现。
在风电场建设与接入电网之前，进行必要的包含风电场的电力系统分析计算，研究规划风电场与电力系统之间的相互影响、及风电接入后系统运行的稳定性变化情况，无论是对于风电场业主还是电网部门而言，都是非常必要的;一方面有助于发现风电场并网后电力系统中可能出现的问题、明确风电场接入对于系统稳定性的影响;另一方面，通过必要的控制措施增强风电场并网后电网的安全性与稳定性，同时也能最大限度的保证风电场的并网发电，保障风电场业主投资的回收与利益。[3]
1.5 本课程主要内容——IG-FWT / DFIG-WT

1.6 本章小结

附录：电力系统稳定性
电力系统稳定分为三个电量的稳定：电压稳定、频率稳定、功角稳定。
 励磁系统提高电力系统的稳定主要是提高电压的稳定，其次是提高功角稳定。
频率稳定由调速器负责。
功角稳定又分为三种：静态稳定、暂态稳定和动态稳定
 静态稳定是系统受到小扰动后系统的稳定性；
暂态稳定是大扰动后系统在随后的1－2个周波的稳定性；
动态稳定是小扰动后或者是大扰动1－2周波后的，并且采取技术措施后的稳定性，也就是PSS研究的稳定性。
电力系统暂态稳定是指电力系统在某个运行情况下突然受到大的扰动后，能否经过暂态过程达到新的稳态运行状态或恢复到原来的状态；这里的大扰动如短路故障、突然断线或发电机突然甩负荷等，与故障前系统运行状态、故障类型等因素都有关；

80

第2章 风电机组特性及数学模型（12学时）
2.1 风力资源特性描述（2学时）
2.1.1 风的产生与特性
1．风的产生——风是由于空气流动而产生的
风是怎样产生的？风的能量来自何方？
根据气象学家的解释，风是由于空气流动而产生的。地球表面被厚厚一层称为大气层的空气所包围，由于太阳辐射与地球的自转、公转，以及河流、海洋、山岳及沙漠等地表的差异，地面各处受热不均匀，造成了各地区热传播的显著差别，大气的温差发生变化，加之空气中水蒸气的含量不同，在水平方向的空气流动就构成了风。大气流动的最终结果是要使全球各地的热能分布均匀，于是赤道暖空气向两极移动，两极冷空气向赤道移动。
2．风的特性——随机性
空气不规则的运动称为“紊流”，垂直方向的运动叫做“对流”，风特别强调相对于地面水平方向的运动。
风速随高度的增加而变化。风速还随季节变化而变化。
2.1.2 风的能量与测量
风能的特性参数：风能、风能密度、风速与风级、风向与风频以及风的测量等。
1．风能——空气运动产生的动能称为“风能”
气流的动能为：
E=mV2/2=ρSV3/2 （J/s=W）
式中：m是气体的质量（kg）；V为气体的速度(m/s)；ρ为空气质量（kg/m3）；S为单位时间内气流通过的截面积(m2)，L=VS为单位时间内气流通过截面积S时的体积（m3）。
2．风能密度——单位时间内通过单位面积的风能
风能密度是估计风能潜力大小的一个重要指标，其定义为单位时间内通过单位面积的风能：
W=E/S=ρV3/2 （W/m2）
由此可知，风能密度与空气密度和风速有关。在海拔高度500m以下时，空气密度可取为ρ=1.225kg/m3。
问题：海拔越高，空气密度越大还是越小？（越小，ρh=1.225h-0.00012）(kg/m3)
3．有效风能密度
实际上，风能不可能全部被转换为机械能，也就是说，风力机不能获得全部理论上的能量，它受到各种因素的制约。
当风速由0逐渐增加到某一风速Vin（切入风速）时，风力机才开始提供功率。然后，风速继续增加，达到某一确定值VN（额定风速）时，在该风速作用下风力机提供额定功率或正常功率。风速超过额定风速时，利用调节系统，输出功率保持常数（=额定值）。如果风速继续再增加到某一值VM（切断风速或切出风速）时，出于安全考虑，风力机应停止运转。
世界各国根据各自的风能资源情况和风力机的运行经验，制定了不同的有效风速范围及不同的风力机切入风速、额定风速和切断（出）风速。中国有效风能密度所对应的风速范围是3～25m/s。
有效风能密度曲线——风速、风速持续时间关系曲线（略）

4．风速与风级
风速是空气在单位时间内移动的距离，国际标准单位是m/s。
由于风速经常变化，每一瞬时的风速都不相同，所以通常所说的风速是指在一段时间内的平均值，即平均风速，如日平均风速、月平均风速或年平均风速等。
风速取值方法不同会引起风能计算的很大误差。我国现行的风速观测有定时4次2min平均风速和1日24次自动记录10min平均风速两种。

5．风向与风频
风是具有大小和方向的矢量，通常把风吹来的地平方向定位风的方向，即风向。如空气由东向西流动叫东风。在陆地上一般用16个方位来表示不同的风向。
风频是指风向的频率，即在一定时间内某风向出现的次数占各风向出现总次数的百分比。
某风向频率（风频）=某风向出现的次数/风向的总观测次数×100％
在实际的风能利用中，总是希望某一风向的频率尽可能大些，尤其是不希望在较短时间内出现风向频繁变化的情况。
风速频率＝内某风速时数/各风速出现总时数×100％
如风力机安装地点的风速频率已知，又已知该风力机的功率曲线，就可以算出该风力机每年的发电量。
风速变化的幅度——风速的变幅。
在风能利用中，特别是对于风力发电，要选择风频和风速变化比较稳定的地点。
6．风的测量（专门的程序要求）
风的测量是了解风的特性和风力资源的基础。进行风的测量的主要目的是正确估计某地点可利用风能的大小，为装备风力机提供风能数据。
风的测量包括风向测量和风速测量。估算风能资源必须测量每日、每年的风速、风向，了解其变化规律。
风速大小与风速计安装高度和观测时间有关。世界各国基本都以10m高度处观测为基准，但取多长时间的平均风速不统一。
作为计算风能资源基本依据的每小时风速值的测量方法不统一，以下3种为主要的平均风速测量方法：
1）将每小时内测量的风速值取平均值；
2）将每小时最后10min内测量的风速值取平均值；
3）在每小时内选几个瞬时测量风速值再取其平均值。

一般而言，只有年平均风速超过6m/s的地区才适合建风电场。
风能年可利用小时数大于2000h的地区为风能可利用区。

2.1.3 风力资源
广义而言，风能也是太阳能的一部分。太阳能以辐射短波的形式以17×1012kW的辐照度不间断地发射到地球上来。其中半数以上的辐射能因云层反射作用而损耗据理论计算，全球大气中总的风能约1014MW，其中蕴藏可被开发利用的风能约有3.5*109MW，这比世界上可利用的水能大10倍。
世界风力资源分布
地球表面积（107*106km2）有27％的地区年平均风速高于5m/s（距地面10m高）。如将这些地方用作风力发电场，则每km2的风力发电能力最大值可达8MW，总装机容量可达24×1013W。据分析，实际陆地面积中风力大于5m/s的地区，仅有4%有可能安装风力发电机组。据研究初步估计，按目前的技术水平，可认为每km2的风能发电量为0.33MW，平均每年发电量为2*106kWh的可用资源较为合理。
中国风力资源分布
中国风能资源十分丰富，全国风能储量约4.8*109MW，可开发利用的风能资源总量约2.53亿kW。
在中国，风能资源主要分布在新疆、内蒙古等北部地区和东部至南部沿海地带及岛屿。中国一般用有效风能密度和年累计有效风速小时数两个指标来表示风能资源的潜力和特征。
表2.1 中国风能分区及其占全国面积的百分比
指 标
丰富区
较丰富区
可利用区
贫乏区
年有效风能密度(W/m2)
>200
200~150
150~50
<50
风速3m/s的年累计小时数(h)≥
>5000
5000~4000
4000~2000
<2000
风速6m/s的年累计小时数(h)≥
>2200
2200~1500
1500~350
<350
占全国面积的百分比(%)
8
18
50
24
注：摘自《中国科学技术蓝皮书》，科学技术文献出版社，1990
1）风能最佳区
东南沿海、山东半岛、辽东半岛以及海上岛屿：
有效风能密度在200W以上；
大于或等于3m/s的风速的时间，全年有6000h～8000h；
大于或等于6m/s风速的时间，也有3500h。
内蒙古、甘肃北部：
有效风能密度在200W；
大于或等于3m/s的风速的时间，全年有6000h以上；
大于或等于6m/s风速的时间，也有2200～2500h。
黑龙江南部、吉林北部：
有效风能密度在200W以上
大于或等于3m/s的风速的时间，全年有5000～6600h以上；
大于或等于6m/s风速的时间，也有2000h左右。

2）风能较佳区
3）风能可利用区
4）风能贫乏区

2.2 风力机数学模型（2学时）
2.2.1 风能转换原理概述
风速为V0时，风力机所捕获的能量为：
（2－1）
式中：Pw为风能；r为空气密度；A1=pR2为风力机叶片扫过面积（R为叶轮半径）；Cp为风能捕获系数，是表征风力机捕获风能大小的一个量，与风力机的转速(W)、风力机的桨距角(b)等因素有关，其理论最大极限值为0.59。
2.2.2 风力机的特征系数
1．风能利用系数Cp
Cp其物理含义为：风力机的风轮能够从自然风能中吸取的能量与风轮扫过面积内未扰动气流所具风能的百分比。
Cp=Pm / (0.5*ρSVw3)

理想风力机的最大风能利用系数Cpmax =0.593，Cp值越大，表示风力机的风能转换效率越高，主要取决于风轮叶片的气动特性、结构设计和制造工艺水平。Cp=0.45-0.15

2．叶尖速比l
为了表示风轮运行速度的快慢，常用叶片的叶尖圆周速度与来流风速之比来描述。
l=WR/Vw
式中：W为风轮旋转角速度（rad/s），R为风轮叶尖半径，V为风速。对于给定风速Vw，当桨距角b为最大受风角度（通过定义为0o）时，当风力机转速为某一特定值时，Cp有一极大值，该风力机转速即为最佳叶尖速(Wopt)，叶尖速比l定义为：
（2－2）

3．装置总效率
风力发电装置的总效率，除了要考虑风力机本身的转换效率外，还需考虑风力机的其他损失，如传动机构损失、发电机损失等。以典型风力发电装置为例，若取风力机效率为70%，传动效率和发电机效率为80%，因理想风力机的风能利用系数是59.3%，所以装置的风能利用系数为：
Cp=0.593*0.7*0.8=0.332
问题：Vw=12m/s，风力机半径=1m时，风力发电机输出功率是多大？（0.664*1728W=1147W）；风力机半径=5m时，风力机发出的功率又是多大？（28684.8W）（R=29m时，Pm=964427W）

4．工作风速与功率的关系
风力机的实际输出功率受到一些条件的限制。风力机启动时，需要一定的最低扭矩，风力机的启动扭矩必须大于这一最低扭矩，而启动扭矩主要与风速有关（叶轮安装角），因此风力机有一最低工作风速。
当风速超过技术上规定的最高值时，基于安全方面的考虑（主要是塔架安全和风轮强度），风力机应立即停车，所以每一风力机都有规定最高风速。风力机达到标称功率输出时的风速称为额定风速。
如果提高风力机工作风速，在转速变化的情况下功率按速度的立方增加，但受发电机额定功率的限制，风力机输出功率不可增加太多。所以，风力机就不可能在任何风速下都以最佳的功率系数和叶尖速比工作。在固定的转速下，Cp值与l无关，只与风速Vw有关。
风力机的额定工作风速直接影响风力机的年输出能量，应根据风力机安装位置处的年平均可利用风速合理确定额定工作风速，以达到最佳的能量生成。

2.2.1 定桨距风力机特性
定桨距失速控制
风力机的功率调节完全依靠叶片的气动特性，称为定浆距风力发电机组。这种机组的输出功率随风速的变化而变化，从Cp的关系看，难以保证在额定风速之前Cp最大，特别是在低风速段。这种机组通常设计有两个不同功率，不同极对数的异步发电机。大功率高转速的发电机工作于高风速区，小功率低转速的发电机工作于低风速区，由此来调整l，追求最佳Cp。当风速超过额定风速时，通过叶片的失速特性或叶片偏航控制来降低Cp，从而维持风力机捕获功率恒定。实际上难以做到功率恒定，通常有些下降,如图2.1所示。

图2.1 风力机组功率特性曲线
在定桨距情况下，叶尖速比λ决定着风能利用系数Cp的大小。对于一个特定的风力机，具有唯一一个使得Cp最大的叶尖速比，称之为最佳叶尖速比，用λopt表示，对应的Cp为最大风能利用系数，用Cpmax表示。从图2.2可以看出，当叶尖速比λ大于或小于最佳叶尖速比λopt时，风能利用系数Cp都会偏离最大风能利用系数Cpmax，引起机组效率的下降。

图2.2 定桨距风力机性能曲线
定浆距风力机的特点可总结如下:（见图2.3）
(1)在某一固定的转速下，风速越大，风提供的输入功率越大，风力机输出的机械功率也越大；
(2)在某一固定的风速下，风力机在某一转速时可以输出最大的功率，转速较小或较大时风轮机输出功率都会降低，该点与图2. 2中λ=λopt、Cp=Cpmax点相对应，此时的转速称为最佳转速；
(3)风力机最佳转速是相对于某一确定的风速来说的，随着风速的增加，风力机最佳转速也增加。

图2.3 定浆距风力机功率－转速特性

2.2.2 变桨距风力机特性

（a）风力机Cp与l、b的关系曲线 （b）风力机的风能捕获效率与其转速关系曲线
图2.4 变浆距风力机的功率调节特性
图2.4为变桨距风力机的功率调节特性曲线，由图(a)可知，当叶尖速比l恒定时，随着桨距角b的增加（越来越偏离受风方向），风力机的风能捕获效率Cp逐渐下降；由图(b)可知，桨距角不变时，当风力机运行于最佳叶尖速时所捕获的风能最大，图中Popt是各风速下风力机的最大输出功率点的连线，即最佳功率曲线。
因此，风力机的捕获功率Pm与风速Vw、风力机转速W、桨距角b等有关，即风力机输出功率可表示为下面的函数式：

(2-4)
因此，在风力机不过载的前提下，为了使风力机捕获功率最大，需要使风力机运行于最佳叶尖速、桨距角调整到最大受风角度（一般定义为0o）。
作为变速风力发电机组，一个最重要的目标是追求最大限度将风能转变为电能，以提高机组的运行效率。因此变速风力发电机组分为三个不同的区域来运行：

图2.5 变速恒频风力发电机组的运行区域
(1) Cp恒定区
当风速达到起动风速后，风轮转速由零增大到发电机可以切入的转速，风力发电机组开始作发电运行，通过对发电机的转速进行控制，Cp不断上升，直至Cp＝Cpmax进入Cp恒定区，这时机组在最佳状态下运行。这段区域主要是调节发电机阻力矩(有功功率给定值)使转速随着风速而变化，使λλopt，实现最大风能捕获，后面要详述这一过程的控制。
(2)转速恒定区
随着风速的增大，机组的转速也在增大，最终达到机组允许的最大转速。维持这一转速不变，随着风速的增大，Cp值减小，机组的功率在增大。
(3)功率恒定区
随着功率的增大，发电机和变流器最终达到功率极限。随着风速的增大，发电机的转速必须降低，使Cp值迅速降低，从而维持该功率不变。
后面的这两个运行区域主要靠伺服系统控制的桨距调节系统起作用。在追踪最大风能运行的Cp恒定区，要通过风力机与发电机的配合，使机组在不同的风速时运行在不同的转速下，保持Cp＝Cpmax不变，最大限度地捕获风能。
比较来看，定浆距失速控制风力机整机机构简单，部件少，造价低，并具有较高的安全系数，利于市场竞争。但失速型叶片本身结构复杂，成型工艺难度也较大。随着功率增大，叶片加长，所承受的气动推力增大，叶片的失速动态特性不易控制，使制造更大机组受到限制。变浆距型风力机能使叶片的安装角随风速而变化，风力机能够在各种工况下(起动、正常运转、停机)均可以按最佳参数运行，风能利用率较高，它可以使发电机在额定风速以下的工作区段有较高的发电量，而在额定风速以上高风速区段不超载，不需要过载能力大的发电机等等。当然它的缺点是需要有一套比较复杂的变距调节结构。[4]
2.3 风力发电机数学模型（同步旋转坐标系）（7学时）
2.3.1 鼠笼式异步发电机（3学时）

图2.6 定桨距鼠笼式异步风力发电系统

图2.7 异步电机等值电路

2.3.2 双馈感应发电机（4学时）
双馈感应风力发电机组主要包括风力机、双馈感应发电机和四象限变流器等部件，图2.8是其等效原理图

图2.8 双馈感应风力发电机组原理示意图
双馈感应发电机变速恒频运行原理
双馈感应式发电机（DFIG）定子、转子均有abc三相绕组，三相绕组顺着电机旋转方向在空间依次相差120o电角度分布。
在分析电机运行时，假设定、转子磁路对称；气隙磁场在空间上按正弦规律分布（见图2.11）；忽略电机磁路饱和及铁心磁滞、涡流的影响；认为定转子磁路的磁导率均为常数，不计温度和频率变化对电机参数的影响。
定子绕组电压极性及其电流正方向采用发电机惯例，并规定负值定子电流产生正值磁链，且磁链正方向为绕组轴线方向；转子绕组电压极性及其电流正方向采用电动机惯例，并且规定正值转子电流产生正值磁链，磁链方向为转子绕组轴线方向。基于上述规定可以得到如式(2.1)-(2.3)所示的同步旋转坐标下的双馈感应电机方程。

图2.11 双馈感应发电机定、转子绕组空间布置示意图
本文对正方向做如下规定：定子侧采用发电机惯例，转子侧采用电动机惯例；定子正值电流产生负值磁链，转子正值电流产生正值磁链，各磁链正方向分别为相应绕组轴线正方向。
采用恒功率派克变换，则两相同步旋转坐标系（d轴与定子合成磁场矢量重合，落后q轴90度）下的双馈感应发电机组的定转子电压方程、磁链方程和转子运动方程分别为：
（1）双馈感应发电机组的电压方程

(2-1)
式中：Usd、Usq、Urd、Urq—分别为定、转子电压的d、q轴分量；
Isd、Isq、Ird、Irq—分别为定、转子电流的d、q轴分量；
Ls、Lr、Lm—分别为定、转子的自感及互感；
Rs、Rr—分别为定、转子的电阻；
w1、ws—分别为双馈感应发电机组的同步角速度和转差角速度；
ysd、ysq、yrd、yrq—分别为定、转子磁链的d、q轴分量。
（2）双馈感应发电机组的磁链方程

(2-2)
（3）双馈感应发电机组的转子运动方程

(2-3)
式中：为电磁转矩；
Tm=Np×Pm/wr为机械转矩；
Tj、Np—分别为发电机组的转动惯量和转子极对数。
发电机定侧输出功率和转子侧吸收功率分别为：

(2-4)

由上述分析可知，双馈感应发电机组的动态特性可由电压方程和转子机械运动方程予以描述，共为5阶模型。
双馈感应发电机组的三阶模型
忽略定子绕组电磁暂态过程和四象限变流器的暂态过程，即定子电压和四象限变流器方程均用代数方程表示，只计及转子回路电磁暂态过程时，则双馈感应发电机组模型变为由三阶微分方程和7个代数方程构成的联立方程组，即：

(2-5)
式中：，
定子电压方程：

(2-6)

图2.9 双馈感应发电机变速恒频运行原理
图2.9中f1、f2分别为DFIG定、转子电流的频率，n1为定子磁场的转速，即同步转速，n2为转子磁场相对于转子的转速，nr为DFIG转子的电转速。由电机学的知识可知，DFIG稳定运行时，定、转子旋转磁场相对静止，即
n1=n2+nr
因f1=n1/60及f2=n2/60，故有
nr/60+f2=f1
从上式可知，当发电机转速nr变化时，可通过调节转子励磁电流频率f2保持定子输出电能频率f1恒定，这是变速恒频运行的原理。当发电机亚同步运行时，f2>0，转子绕组相序与定子相同；当发电机超同步运行时，f2< 0，转子绕组相序与定子相反;当发电机同步速运行时，f2 = 0，转子进行直流励磁。
双馈感应发电机的数学模型

图2.10 双馈电机等值电路(折算到定子侧后的等值电路)

转子回路四象限变流器的数学模型
图2.12为转子回路四象限变流器的等效原理图，转子侧变流器和网侧变流器通过直流电容相连，其中转子侧变流器为双馈感应发电机提供交流激磁，输出幅值、相位、频率可变的励磁电压，实现DFIG的调速控制；网侧变流器与电网进行有功功率交换。
图2.12 四象限变流器主电路模型
图中：Esa、Esb、Esc—分别为系统侧三相电压；
Ein.a、Ein.b、Ein.c—分别为系统侧变流器输出三相电压；
Ura、Urb、Urc—分别为发电机转子三相内电势；
Ua、Ub、Uc—分别为转子侧变流器输出三相电压；
R、L—分别为网侧变流器与系统连线电阻和电感；
R2、L2—分别为转子侧变流器与转子内电势之间的等值电阻和电感。
根据图2.12所示电压、电流正方向，abc自然坐标系下的四象限变流器的状态方程为：

(2-8)

(2-9)

(2-10)
式中：Ein.x、Urx分别为网侧、转子侧变流器的输出相电压（x=a,b,c）。
忽略开关动态过程，Ex、Vrx的基波分量与参考波之间有如下关系：

Ein.x=m1*sin(w1t+dx)*Udc/2
Urx=m2*sin(wst+jx)*Udc/2
(2-11)
其中：dx、jx分别为两变流器输出电压相对于各自交流系统电压的参考相位；w1、ws分别为网侧交流系统基波角频率和转子回路交流系统基波频率；
m1、m2分别为网侧和转子侧变流器的调制比。
令变换矩阵T为：

(2-12)
对上述状态方程进行Park变换，可得同步旋转坐标系（dq坐标系）下的四象限变流器方程为：

(2-13)

(2-14)

(2-