风电运维前景毕业论文

大型风力发电机组并网运行的探讨 1 风力发电机的并网 风力发电机组是将风能转换成电能的装置，系统包括发电机、增速箱、刹车、偏航、控制等几大系统。直接与电网相连接的是异步发电机。下面以甘肃玉门风力发电场的金风S43/600风机为例说明并网问题。 异步发电机结构简单，其发电的首要条件是要吸收无功来建立磁场，如果没有无功来源，也就是说没有电网，异步发电机是没有能力发电的。 风机从系统吸收无功，必然会造成系统的电压降低和线损的增加，所以每台风力发电机都设有无功补偿装置，最大无功补偿容量是根据异步发电机在额定功率时的功率因数设计的，一般为>0. 98。 但由于风力发电机的无功功率需求随有功变化，如图1所示，因此，风机每个瞬时的无功需求量也都不同，该风机补偿分为4组固定的容量(600kW风机： 、50 、25 、 - A)，在每个补偿段内，不足部分无功从电网吸收。 单台风力发电机组自身有较全的保护系统，风机主电路出口处装有速断和过流保护，其定值分别为2倍的额定电流、Os动作和倍额定电流、12 s动作。风机还有灵敏的微机保护功能，设有三相电流不平衡，缺相，高压、低压，高周、低周，功率限制等项保护。因此当风电场内或电力系统发生故障时，风机的保护动作非常迅速，保证电网和风电场的安全。 由于异步电机在启动时冲击电流较大，最大可以达到额定电流的5～7倍，对电网会造成冲击。为解决以上问题，现在设计的风力发电机有性能优越的软并网控制电路。目前软并网的控制方式有两种：电压斜坡方式和限流方式。软并网过程可以做得很平稳，整个软启动的过程可以在十几个周波到几十个周波内完成，最高峰值电流可以限定在额定电流之内。图2是记录的S43/600风机并网时的电流实际波形，采样电流幅值衰减20倍。风机的软启动电流限制在500 A内（小于额定电流），启动过程约40个周波。 另外，目前风电场占系统的容量很小，而且风电场的容量利用系数较低，因此风电负荷的变化不会对系统的周波造成较大的影响。2风电场并网中应注意的几个技术问题 继电保护 在设置保护和确定保护定值时应考虑以下因素。 目前一般风机出口电压是低压系统，从35 kV侧的等值电路来看，风机及相应的低压电缆相当于一个很大的限流电抗，短路电流无法送出。 风力发电机为异步发电机，当系统短路时，风机出口电压大幅度下降，没有了励磁磁场，则风机无法发电。风机自身具有全面的微机保护。 由于以上特点，在考虑电网继电保护和风电场的继电保护方案时，只需设置速断和过流保护，定值考虑躲过风电场最大负荷电流即可。 电网电压的调整 有些风电场处于电网末端，电压较低，在进行风电场设计时有一项很重要的工作就是变压器电压分接头设计。既要保证风机的出口电压，又要确保线路上其他用户的要求。 在设计时要认真调查不同季节、不同时间（白天与晚上的负荷）距离风电场最近的线路末端节点电压的变化值，并根据该电压值来设计电压分接头，风力发电机作为电源，其电压允许的偏差值为额定电压的+10%至-5%，如果电压低于额定值，则输送同样功率时电流值就会增加，从而引起线路损耗的增加。另一方面，低电压还会引起软启动电流值的增加。在风电场接入电网调试期间，应反复测量变电站低压侧电压，合理选择分接开关位置，以确保风机出口电压在规定的范围之内。 风电场的无功补偿 风电的无功需求特点如下：在停风状态下也保持与电网的联接并从系统吸收无功。 风机的无功需求量随着有功变化而变化，一部分通过自身的无功补偿装置补偿。但在无功补偿的4组固定的容量之间，仍需从电网吸收部分无功。 风电场的无功造成的影响如下：①风电场的无功变化在满发时会抬高风机出口电压，在并网时会在瞬间较大幅度降低出口电压。②对线路及变压器损耗的影响。由于风电场设备长期并网，无论是否发电，变压器都要向系统吸收一定的无功，其数量大约是变压器容量的1%—。此外，随着风机有功出力的变化，无功需求也在变化，当风机本身的无功补偿不足以补偿这些无功变化时，就需从电网吸收无功，这些无功在流经线路时也会引起线路损耗。风电场中的风机是分散排布的，其间隔距离较大，因此从系统吸收无功所经的线路较长，又会增加一定的线路或变压器损耗。 综上所述，风电场的无功补偿是一项有经济效益的工作，除了风机内的补偿外，在每台箱式变压器低压侧根据变压器的空载电流大小增加一组补偿电容器并长期投入，容量按照变压器空载无功功率选取： 以红松风力发电场用的1 600/10. 5/0. 69箱式变压器为例，空载电流为0. 6%，空载损耗 kW，视在额定功率1 600 kV．A，变压器空载无功约为9. 37 kV -A。 另在35 kV升压站内增加无功补偿装置，以弥补由于出力变化引起的无功变化，从而起到降低线路损耗的作用。3结论 大型风力发电机组在并网时选择合适的继电保护装置、合理地调整电网电压、配备足够的无功补偿装置，就能顺利并网。理论和实践都已证明风力发电的并网过程比较简单，不会对电网产生影响。 本文选自591论文网591LW：专业 代写毕业论文 -致力于代写毕业论文,代写硕士论文,代写论文,代写mba论文,论文代写

现在十二五期间国家一直大力推行节能减排，而风电则是一种洁净的新能源，而在当今煤炭、天然气等不可再生能源日益紧张的情况下，大力发展新能源是首选。并且我国乃至全球蕴藏有大量的风能源，发展风电是当今首选。

随着经济的快速增长，风电技术也在不断的改善，给人们的生活带来了许多方便.下面我整理了风电技术论文3000字，欢迎阅读!

促进风电发展的技术解决方案

【摘要】随着经济的快速增长，风电发展的技术也在不断的改善，给人们的生活带来了许多方便，但是,随着技术的发展,在风电发展这方面发现了许多的问题需要解决,本文就从促进风电发展的技术解决方案这方面来研究研究。

【关键词】风电发展;技术解决方案

中图分类号：X703文献标识码： A

一、前言

促进风电发展的技术解决方案是我国面临的一个重大的课题,在我国社会水平的发展,科学技术也在不断的发展,所以,在以后的日子中,需要科学技术人员在促进风电发展的技术解决方案这个方向做出很大的付出。

二、影响海上风力发电技术方面的因素

1、风资源评估

风资源评估是风电场开发建设的首要步骤，是进行风场选址、机位布局、风机选型、发电量估算和经济概算的基础.在宏观分析选址上，根据当地的气象部门的统计数据，获得辽宁沿海的几个城市的气象特征分别如见表1、图1所示.

表1辽宁省部分沿海城市风资源情况

营口、盘锦、大连、锦州等地区按照风能资源上分处于风能丰富区和风能较丰富区，并且临海处于渤海湾内，风速平稳、风浪较小，从宏观风资源角度上看非常适合海上风资源的开发，若要进一步的微观选址则需要建立一整套完整的测风系统以获得准确的技术数据.

2、海床考察与基础建设

海床的条件直接关系到基础采用的形式，基础的成本目前占单机总成本的19%，并且不同情况下的使用环境、造价都是不同.对于我国海上风力发电机基础，通常采用4种基础形式：单桩基础、三脚架或多支架基础、沉降基础和浮运式基础.其使用海域范围如图2所示.

图2根据水域深度海上风力发电机基础应用范围的划分

其中的单桩基础适于浅水、滩涂，并且安装简便，但是不能移动，不适合软海床.三角架或多支架基础适合于水深30m以上的水域，其基础非常坚固，但费用昂贵，很难移动，也不适合软海床.而沉降基础适用于深度不太大的软海床海区，并且安装方便，但海床表面不平时需要进行平整处理，建造费用高.浮运式基础适合于50m以上的水深，其本质就是一艘发电船，并且只适合深海域.辽宁沿海风速平稳，海床下降平缓，海床地质相对坚硬，比较适合应用单桩基础.

三、我国风电发展应重视的问题

1、风电规划过于粗放

(1)风电项目地方建设规划与全国整体规划衔接不够。各地区在开发规划风电基地时，主要是依照当地风能资源情况制定风电的规划规模和建设时序，而很少考虑电力系统的电源结构、电网输电能力、风电消纳市场等因素。各地政府确定的风力发电规划远远大于国家总体规划，使风电项目的规划发展没有体系性和衔接性，而且“十一五”以来，我国风电发展标准多次修改，对风电产业的总体指导性作用不能很好的体现。

(2)风电项目发展与水煤等其他电源规划协调不够。由于风能资源具有间歇性、随机性和不可控等特征，因此风力发电就不可避免的具有着随机和局部反调峰的这种特性，对系统的安全运行带来许多影响。电网系统能够消纳风力发电的规模大小，主要因素在于整个系统的合理规划程度和资源的优化配置情况。国外发达国家的水油气电源比重较高、系统调峰能力充裕，而我国则恰好相反，我国的情况是富煤缺油少气，在目前的电源结构中，煤电装机容量占到全国总装机容量的75%以上。水力发电中大部分是径流式电站、在丰水期是不能够进行调峰的，而核电站目前不参与调峰，因此整个电力系统的调峰能力严重不足，导致我国大部分地区电网的风电消纳能力受到限制。

(3)风电开发与电网规划建设配套不够。我国陆地可开发利用的风能资源主要集中分布在东北、西北、华北北部这“三北”地区，技术可开发量占到全国陆地风能总量的95%以上，我国风能资源基本上与用电负荷逆向分布。在风能富裕集中的“三北”地区，电网建设规模相对较小、且用电负荷有限，风电出力很难就地消纳。这与欧美等西方发达国家“小规模、分布式，低电压、就地接入”的风电发展方式显著不同，由于我国特有的地理、气候等因素制约，我国的风电开发不可避免的具有“大规模、集中开发，远程输送”特性，这就面临着更加复杂的技术挑战。风电的大规模开发必须依托坚强、灵活的电网来实现，且电网的建设周期相对与风电项目要长，因此风电和电网的规划和建设必须相互兼顾、配套开发，不能出现脱节现象。而当前，各地的风电项目规划不参照当地的电网建设计划和进度进行，使建好的风电场无法完全、稳定的接入电网，存在不协调情况。

四、风电前景展望

1、保守模式

这种模式假设中国风电按照常规方式发展，风机质量及供应能力基本保持目前的发展水平。在该模式下，减排温室气体压力不大，且中国风电发展还存在较多的限制性因素，电网建设落后于风电建设速度，电网瓶颈问题未得到有效解决，风电产业的总体投入相对较少，使得风电产业发展一般。这样在 2020 年前后，风电发展依旧比较缓慢;之后，一些问题得到初步解决，2030年以后，风电产业开始快速发展。若以这种发展模式进行，根据我国《新型能源产业发展规划》报告预计，2020 年之前我国风电年新增装机容量将保持在 GW 左右，累计装机容量将达到150 GW;之后，年新增装机容量保持在 1 GW，并于 2030、2040 和2050 年分别实现累计装机容量 250 GW、350 GW 和 450 GW。

2、乐观模式

这种模式考虑到目前中国风电资源潜力、环境约束、社会总成本等因素，考虑到政府发展目标和产业发展水平，同时假设开发商对目前的风电市场充满信心。在该模式下，中国风电发展存在的问题将得到有效解决，如电网瓶颈问题初步消除、风电价格体制进一步完善、风电设备攻关技术取得进展等。中国风电产业各时间段发展较为均衡，风机制造业和风电市场开发保持合理的速度，电力和电量输送能力基本满足风电发展需求，电力系统具备一定的调度运行能力，中国风力资源得到较充分的开发。这种模式是一种平衡、稳健的发展模式，接近现实发展水平。若以这种发展模式进行，根据我国《新型能源产业发展规划》报告预计，2020 年我国风电累计装机容量将达到 200 GW，占世界装机容量的 20%，年发电量实现 440 TW・h，创收 2 500 亿人民币。2020 年之后，年新增装机容量保持在 1 GW，并于 2030、2040 和2050 年分别实现累计装机容量 200 GW、400 GW 和 500 GW。

3、积极模式

这种模式充分考虑了温室气体的减排压力，国家加大投资力度，积极推进技术研发能力，使得产业发展和基础研发同步提高，电网建设和区域连接得到充分解决，电力系统具备灵活的调度能力;同时国家积极推出各项风电产业激励政策，法律条款能够运行到位，有效解决了各利益主体间的关系。国家发展目标与风电发展速度达到一致，配套的风电服务业也得到新的提升和快速发展。在该模式下，风电发展呈现高速发展趋势，风机制造和市场开发保持快速发展，电网技术、电力系统技术和风电应用技术有了质的突破，风电在电力结构中的比例迅速增长。这种模式是一种超前发展模式，若以这种发展模式进行，根据我国《新型能源产业发展规划》报告预计，2020 年前，我国风电年新增装机容量保持在 GW 左右，累计装机容量将达到 230 GW，之后，年新增装机容量保持在 GW，并于 2030、2040 和 2050 年分别实现累计装机容量 380 GW、530 GW 和 680 GW。

五、政策层面的解决策略

1、加强需求侧管理，推动风电多样化利用由于目前储热技术的成本远低于储电成本，为充分利用低谷风电，丹麦大部分终端用户配备了电锅炉、热泵等电采暖设备，将低谷剩余的风电转化为热能供暖，有些还通过储热装置，变储电为储热，大大减少了低谷弃风。我国风力资源多集中在东北和西北这些冬季采暖期长、采暖负荷较大的地区，如果将风电场的建设与地区供热结合，在原有供热锅炉的供热区域或新增的供热区域，试点电采暖，对于提高风电消纳、减少煤炭消耗都具有重要意义。结合用户侧电力需求管理，推动风电多样化利用，积极探索用户侧利用低谷电能的方式，也是提高风电利用率的重要途径。

2、积极开展风电低谷电价试点

充分调动更广泛的电力需求侧资源的关键在于电价激励。国外风电大国依托其成熟的电力市场，充分发挥风电运营成本低的优势，实现了风电的充分消纳。随着我国风电规模的扩大，低谷风电弃风限电问题日益突出。我国可借鉴西班牙、丹麦的风电电价模式，遵循不打破现行上网电价体系、衔接现行风电标杆上网电价的基本原则，试点风电低谷上网电价。初步考虑，风电低谷上网电价由 2 个部分构成：一部分为政府补贴电价(即当地火电机组脱硫标杆电价与当地所属风资源区风电并网标杆电价的差价)，维持不变;另一部分为低谷电价，可根据低谷风电特定用途倒算，如采用低谷风电供电锅炉采暖的，可按不高于采用燃煤锅炉采暖成本倒算，也可采用风电边际电量成本计算。

六、结束语

综上所述，就促进风电发展的技术解决方案这方面而言，为了找到促进风电发展的技术解决方案,科学技术人员不仅在技术方面努力,还得总结以前的不足加以改正,解决存在的问题也会是一大进步。

参考文献

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[4]苏晓娟 德国风电发展新趋势与投资分析 风能 2012 (6):58-64

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近年来，国家出台了一系列风力发电机组行业相关政策。《关于调整大功率风力发电机组及其关键零部件、原材料进口税收政策的通知》指出，自2008年1月1日（以进口申报时间为准）起，对国内企业为开发、制造大功率风力发电机组而进口的关键零部件、原材料所缴纳的进口关税和进口环节增值税实行先征后退，所退税款作为国家投资处理，转为国家资本金，主要用于企业新产品的研制生产以及自主创新能力建设。

这一政策有助于提高中国大功率风能电机国产化率，为加快中国装备制造业的发展，提高中国企业的核心竞争力及自主创新能力提供政策支持。又如《关于做好2013年风电并网和消纳相关工作的通知》指出要加强自有丰富区域的消纳方案研究，保障风电装机持续稳定增长，提出了一系列加强风电并网和消纳的相关措施，促进风电行业发展。

随着政策的大力支持，我国风电行业稳定增长。前瞻产业研究院发布的《中国风力发电机组行业市场前瞻与投资战略规划分析报告 前瞻》数据显示，截至2013年底，全国全口径发电量52451亿千瓦时，比上年增长。电源结构仍以火电为主。可再生能源发电占比较小。风电延续高速增长，风电设备利用率明显提高。全年并网风电新增1406万千瓦，年底装机7548万千瓦、同比增长；发电量1401亿千瓦时、同比增长，发电设备利用小时2080小时，为2008年以来的年度最高水平，同比再提高151小时，风电设备利用率连续两年提高。

根据《“十二五”可再生能源规划》，到2015年，我国累计并网风电装机达到1亿千瓦，年发电量超过1900亿千瓦时，其中海上风电装机达到500万千瓦，基本形成完整的、具有国际竞争力的风电装备制造产业。到2020年，累计并网风电装机达到2亿千瓦，年发电量超过3900亿千瓦时，其中海上风电装机达到3000万千瓦，风电成为电力系统的重要电源。中国风电机组行业依然有较好的发展前景。

几年来市场份额变化情况来看，华锐、金风和联合动力三家风机制造商占有的市场份额达到50%以上，已经确立了在市场中的龙头地位，但在风机行业进入调整期的阶段，风电厂商之间会积极进行相关的资产重组甚至合并，从而更好的实现技术突破和产品创新。从2005年5月起，国家正式要求风电特许权项目设备国产化率必须达到70%。特许权项目的实施，为中国风电装机容量自2005年以来连续翻番起到了关键作用。经过多年政策的扶持发展，我国风电产业已经有了长足的进步。目前我国风电机组整机制造企业超过80家，国产机组的新增市场份额逐年提高。

目前发改委已正式取消了有关“风电设备国产化率要达到70%以上”这一条款。未来，国外更先进的风电技术会长驱直入进入中国，而国内风电设备商不能快速适应这种变化的话，也很可能在市场份额上被大型外资公司所超越，行业竞争将更加激烈。