新能源并网与控制技术.

新能源并网与控制技术主要内容风电、光伏、电源并网标准概况风电并网技术要求与控制技术光伏发电并网技术要求与控制技术123一、并网标准概况截至2011年，新能源及分布式电源并网相关标准（国标、行标、企标，计划、报批、已发布）共计68项，其中风电标准30项、光伏发电标准34项，分布式电源标准4项。基本要求：保证负荷（用户）正常供电，可靠性。保证系统安全稳定（发生故障时，系统不发生大停电事故）需要满足以下约束条件电网具有足够输电能力；电压范围正常；系统安全及稳定性需保证；电能质量范围正常；系统具有足够调峰能力，运行调度灵活。一、风电、光伏、电源并网标准概况电网如何接纳常规电源？输电规划：送电方向、电力消纳市场、电力电量平衡、经济性。系统研究：无功电压、稳定性、可靠性。原则确保电源接入后，整个电力系统（电源、电网、负荷）仍可保持供电可靠性及安全稳定。常规电源接入电网新能源接入电网要求新能源发电特征波动性影响其他电源发电技术电压控制、电能质量、稳定性分布特性不同于常规电源新能源电源接入系统后不应当降低整个电力系统供电的可靠性和整个系统运行的安全稳定性。基本要求具备参与电力系统调频、调峰和备用的能力。风电场应配置有功功率控制系统，具备有功功率调节能力。当风电场有功功率在总额定出力的20％以上时，场内所有运行机组应能够实现有功功率的连续平滑调节，并能够参与系统有功功率控制。1、风电场有功功率二、风电并网技术要求与控制技术紧急控制（1）在电力系统事故或紧急情况下，风电场应根据电力系统调度机构的指令快速控制其输出的有功功率，必要时可通过安全自动装置快速自动降低风电场有功功率或切除风电场。（2）事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后，风电场应按调度指令并网运行。2、风电场有功功率二、风电并网技术要求与控制技术基本要求：风电场应配置风电功率预测系统，系统具有0～72h短期风电功率预测以及15min～4h超短期风电功率预测功能。预测曲线上报：风电场每天按照电力系统调度机构规定的时间上报次日0～24时风电场发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。3、风电场功率预测二、风电并网技术要求与控制技术无功电源•风电场的无功电源包括风电机组及风电场无功补偿装置。风电场安装的风电机组应满足功率因数在超前0.95～滞后0.95的范围内动态可调。•风电场要充分利用风电机组的无功容量及其调节能力；当风电机组的无功容量不能满足系统电压调节需要时，应在风电场集中加装适当容量的无功补偿装置，必要时加装动态无功补偿装置。4、风电场无功容量二、风电并网技术要求与控制技术基本要求•风电场应配置无功电压控制系统，具备无功功率调节及电压控制能力。根据电力系统调度机构指令，风电场自动调节其发出（或吸收）的无功功率，实现对风电场并网点电压的控制。控制目标•当公共电网电压处于正常范围内时，风电场应当能够控制风电场并网点电压在标称电压的97％～107％范围内。5、风电场电压控制二、风电并网技术要求与控制技术基本要求•风电场并网点电压跌至20％标称电压时，风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行625ms。•风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到标称电压的90％时，风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行。6、风电场低电压穿越二、风电并网技术要求与控制技术电压范围•当风电场并网点电压在标称电压的90％～110％之间时，风电机组应能正常运行；当风电场并网点电压超过标称电压的110％时，风电场的运行状态由风电机组的性能确定。7、风电场运行适应性二、风电并网技术要求与控制技术频率范围7、风电场运行适应性二、风电并网技术要求与控制技术电力系统频率范围要求低于48Hz根据风电场内风电机组允许运行的最低频率而定。48Hz～49.5Hz每次频率低于49.5Hz时要求风电场具有至少运行30min的能力。49.5Hz～50.2Hz连续运行。高于50.2Hz每次频率高于50.2Hz时，要求风电场具有至少运行5min的能力，并执行电力系统调度机构下达的降低出力或高周切机策略，不允许停机状态的风电机组并网。谐波•风电场向电力系统注入的谐波电流允许值应按照风电场装机容量与公共连接点上具有谐波源的发/供电设备总容量之比进行分配。监测与治理•风电场应配置电能质量监测设备，以实时监测风电场电能质量指标是否满足要求；若不满足要求，风电场需安装电能质量治理设备，以确保风电场合格的电能质量。8、风电场电能质量二、风电并网技术要求与控制技术基本要求•风电场的二次设备及系统应符合电力二次系统技术规范、电力二次系统安全防护要求及相关设计规程。•风电场与电力系统调度机构之间的通信方式、传输通道和信息传输由电力系统调度机构作出规定，包括提供遥测信号、遥信信号、遥控信号、遥调信号以及其他安全自动装置的信号，提供信号的方式和实时性要求等。9、风电场二次系统二、风电并网技术要求与控制技术控制系统1概述2定桨距风力发电机的控制3变桨距风力发电机的控制4变速风力发电机的控制5控制系统的执行机构6偏航系统1概述风力发电机组控制系统是机组正常运行的核心，其控制技术是风力发电机组的关键技术之一，其精确的控制、完善的功能将直接影响机组的安全与效率。1.1风力发电机组控制系统的基本组成控制系统关系到风力机的工作状态、发电量的多少以及设备的安全。发电机的结构和类型不同形成了多种结构和控制方案。风力发电机组控制系统由传感器、执行机构和软/硬件处理器系统组成。传感器一般包括如下装置（1）风速仪（6）各种限位开关（2）风向标（7）振动传感器（3）转速传感器（8）温度和油位指示器（4）电量采集传感器（9）液压系统压力传感器（5）桨距角位置传感器执行机构一般包括液压驱动装置或电动变桨距执行机构、发电机转矩控制器、发电机接触器、刹车装置和偏航机构等。处理器系统通常有计算机或微型控制器和可靠性高的硬件组成。以实现风机运行中的各种控制功能，同时必须满足当严重故障发生时，能够保障风力发电机组处于安全的状态。控制系统基本目标分为三个层次，保证风力发电机组的安全可靠运行，获取最大能量和提供高质量的电能。具体控制内容有信号的数据采集和处理、变桨控制、转速控制、自动最大功率点跟踪控制、功率因数控制、偏航控制、自动解缆、并网和解列控制、停机制动控制、安全保护系统、远程控制等。图1风力发电机组控制系统结构示意图绝大多数风力发电机组的控制系统都采用集散型或称分布式控制系统（DCS）工业控制计算机。就地进行采集、控制、处理、避免了各类传感器、信号线与主控制器之间的连接。目前计算机技术突飞猛进，更多新的技术被应用到了DCS之中。1.2风力发电机组的基本控制要求1.2.1风力发电机组的控制思路失速型风力发电机组就是当风速超过风力发电机组额定风速时，为确保风力发电机组功率输出不再增加，通过空气动力学的失速特性，使叶片发生失速，控制风力发电机组的功率输出。变桨距风力发电机组采用变桨距方式改变风轮能量的捕获，从而使风力发电机组的输出功率发生变化，最终达到限制功率输出的目的。控制系统的控制功能和参数包括功率极限、风轮转速、电器负载的连接、起动及停机过程、电网或负载丢失时的停机、扭缆限制、风轮对风、运行时电量和温度参数的限制。如风力发电机组的工作风速是采用BIN法计算出10min的平均值，从而确定小风脱网风速和大风切除风速。保护环节以失效保护为原则进行设计，即当控制失败，风力发电机组内部或外部故障引起机组不能正常运行时，系统安全保护装置动作，保护风力发电机组处于安全状态。引起控制系统自动保护功能的情况有：超速、发电机过载和故障、过振动、电网或负载丢失、脱网时的停机失败等。保护环节为多级安全链互锁，具有逻辑功能。系统还设计了防雷装置，控制线路中每一电源和信号输入端均设有防高压元件，主控柜设有良好的接地并提供简单而有效的疏雷通道。2定桨距风力发电机的控制2.1定桨距风力机组的特点2.1.1风轮结构定桨距风力发电机组的主要结构特点是：桨叶与轮毂的连接是固定的，即当风速变化时，桨叶的迎风角度不能随之变化。它应具备的条件一是桨叶自动失速性能，二是桨叶自身必须具备制动能力，使风力发电机组能够在大风情况下安全停机。2.1.2桨叶的失速调节当气流流经上下翼面形状不同的叶片时，产生升力，由于气流在叶片上的分离随攻角的增大而增大，分离区形成大的涡流，流动失去翼型效应，与未分离时相比，上下翼面压力差减小，致使阻力激增，升力减少，造成叶片失速，从而限制了功率的增加。（a）正常运行（b）高于额定风速图3定桨距风力机的气动特性失速调节叶片的攻角沿轴向由根部向叶尖逐渐减少，因而根部叶面先进入失速，随风速增大，失速部分向叶尖处扩展，原先已失速的部分，失速程度加深，未失速的部分逐渐进入失速区，从而使输入功率保持在额定功率附近。2.1.3叶尖扰流器叶尖扰流器如图所示。当风力机正常运行时，在液压系统的作用下，叶尖扰流器与桨叶主体部分紧密地合为一体，组成完整的桨叶，当风力机需要脱网停机时，液压系统按控制指令将叶尖扰流器释放并使之旋转90°形成阻尼板，实施空气动力刹车。图4叶尖扰流器结构根据定桨距风力机的特点，应优先考虑提高低风速段的功率系数，合理利用高风速时的失速特性。为此可通过设定桨距的桨距角（安装角）来实现上述控制策略。图5是一组200kw定桨距风力发电机的功率曲线。可见在高风速区，不同的桨距角对最大输出功率的影响是较大的。根据实践经验，节距角越小，气流在桨叶上的失速点越高，其最大功率也越高。反之，其最大功率就可降下来。2.2设定桨距角改变最大输出功率图5桨叶节距角对输出功率的影响从空气动力学角度考虑，当风速过高时，只有通过调整桨叶节距，改变气流对叶片攻角，从而改变风力发电机组获得的空气动力转矩，才能使功率输出保持稳定。变桨距控制主要是通过改变翼型迎角变化，使翼型升力变化来进行调节的。叶片初始状态是90。迎角时的顺桨位置，风力发电机组起动旋转后，叶片向小迎角方向变化。变桨距叶片变距时气流变化过程和叶片角度变化示意图，如图6所示3变桨距风力发电机的控制图6变桨距叶片变距时气流连续变化图3.1变桨距控制型风轮的特点（1）变桨距控制型风轮的优点：①起动性好；②刹车机构简单，叶片顺桨后风轮转速可以逐渐下降；③额定点以前的功率输出饱满；④额定点以后的输出功率平滑；⑤风轮叶根承受的静、动载荷小。（2）变桨距控制型风轮的缺点：①由于有叶片变距机构、轮毂较复杂，可靠性设计要求高，维护费用高；②功率调节系统复杂，费用高。3.2变桨距风力发电机组的特性3.2.1输出功率特性变桨距风力发电机组与定桨距风力发电机组相比，具有在高于额定风速时输出功率平稳的特点。当功率在额定功率以下时，控制器将叶片节距角置于0。附近，节距角不变，发电机的功率根据叶片的气动性能随风速的变化而变化，当功率超过额定功率时，变桨距机构开始工作，调整叶片节距角，使其将发电机的输出功率调节在额定值附近。风速升高，由于桨叶节距可以控制，可以使得额定功率点仍然具有较高的功率系数。3.2.2确保高风速段的额定功率变桨距的风力发电机组的桨叶节距角是根据发电机输出功率的反馈信号来控制的，它不受气流密度变化的影响，无论是由于温度变化还是海拔引起空气密度变化，变桨距系统都能通过调整叶片角度，使之获得额定功率输出。3.2.3起动性能与控制性能变桨距风力发电机组在低风速时，桨叶节距可以转动到合适的角度，使风轮具有最大的起动力矩。当风力发电机组需要脱离电网时，变桨距系统可以先转动叶片使之减小功率，在脱网之前，功率减小至0，实现平稳控制。4变速风力发电机的控制变速变距风力发电机组控制技术先进，但比较复杂。4.1变速风力发电机组的特点在现有的机型中控制技术主要有三部分组成：主控制器、桨距调节器、功率控制器（转矩控制器）。如图7所示。图7变速变距风力发电机组控制系统构成图其功能分别为：（1）主控制器主要完成机组逻辑控制、如偏航、对风、解绕等，并在桨距调节器和功率控制器之间进行协调控制。（2）桨距调节器主要完成叶片节距调节，控制叶