新能源并网与控制技术.ppt

《新能源并网与控制技术.ppt》由会员分享，可在线阅读，更多相关《新能源并网与控制技术.ppt（52页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、,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,1,2,3,一、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

2、？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

3、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072h短期风电功率预测以及15min4h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024时风电场发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15mi

4、n。,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

5、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97107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90110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

6、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,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

7、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

8、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

9、、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

10、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

11、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

12、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

13、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

14、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：起动性好；刹车机构简单，叶片顺桨后风轮转速可以逐渐下降；额定点以前的功率输出饱满；额定点以后的输出功率平滑；风轮叶根承受的静、动载荷小。（2）变桨距控制型风轮的缺点：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；功率调节系

15、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

16、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

17、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，控制叶片桨距角，在额定风速之下，保持最大风能捕获效率；在额定风速之上，限制功率输出。（3）功率控制器完成变速恒频控制，保证上网电能质量，与电网同压、同频、同相输出。变速风力发电机组优越性在于：低风速时能够根据风速变化，在运行中保持最佳叶尖速比以获得最大风能；高风速时利用风轮转速的变化，储存或释放部分能量，使功率输出更加平稳。,变速风力发电机组的控制主要通过两个阶段来实现。在额定风速以下时，主要调节发电机反力矩使转速跟随风速变化，以获得最佳叶尖速比，因此可作为跟踪问题来处理。在高于额定风

18、速时，主要通过变桨距系统来限制风力机获取能量，使风力发电机组保持在额定值下发电，并使系统失速负荷最小化。,图8变速风力发电机组的功率曲线,4.2变速风力发电机组的基本特性 风力机的特性通常由一簇功率系数Cp的无因次性能曲线来表示，功率系数是风力机叶尖速比的函数，如图9所示 从图9可以看到Cp（）曲线对桨叶桨距角的变化规律：当桨叶桨距角逐渐增大时Cp（）曲线将显著地缩小；,图9风力机性能曲线,在风速给定的情况下，风轮获得的功率将取决于功率系数。如果在任何风速下，只要保持风轮运行在最佳尖速比（Cp峰值点）风力机都能在点Cpmax运行，便可获得并保持最大输出功率。因此，风速变化时，只要调节风轮转速，

19、使其叶尖速度与风速之比保持在最佳状态，就可获得最大的功率系数，维持最大功率输出这就是变速风力发电机组进行控制的基本目标。,图10所示当风速的Vw增大到高风速时，为保持迎角不变，把原转速调节转速到高转速的速度矢量图。,图10变转速控制,4.3 变速风力发电机的控制方式与策略 变速风力发电机组的基本结构如图11所示，在低于额定风速时，通过整流器及逆变器控制双馈异步发电机的电磁转矩，对风力机转速进行控制；在高于额定风速时，采用变桨距方法释放多余的能量。,图11控制系统分布图,4.3.1变速风力发电机的运行区域第一阶段是起动阶段。第二阶段是风力发电机组切入电网后运行在额定风速以下的区域，该阶段分为两个

20、运行区域；即变速运行区域（Cp恒定区）和恒速运行区域。为了使风轮能在Cp恒速区运行，必须设计一种变速发电机，其转速能够被控制以跟踪风速的变化。第三运行阶段称为功率恒定区，利用第三阶段的大风速波动特点，将风力机转速充分地控制在高速状态，并适时地将动能转换为电能。,4.3.2控制策略 当风速达到起动风速后切入电网，Cp值不断上升，风力发电机开始发电运行，通过对发电机转速进行控制，风力发电机组逐渐进入Cp恒定区（Cp=Cpmax），这是机组在最佳状态下运行。Cp最终达到一个允许的最大值，转速便保持恒定。在转速恒定区，随着风速增大，Cp值减少，达到功率极限后，机组进入功率恒定区，这时随风速的增大，风力

21、发电机组在更小的Cp值下作恒定功率运行。,（1）Cp恒定区 Popt以计算值为依据，连续控制发电机输出功率，使其跟踪Cp曲线变化。用目标功率与发电机实测功率之偏差驱动系统达到平衡。功率转速特性曲线的形状由Cpmax和opt决定。图12给出了转速变化时不同风速下风力发电机组功率与目标功率的关系。,图12最佳功率和风轮转速,如图12所示，假定风速是v2，点A2是转速为1200r/min时发电机的工作点，点A1是风力机的工作点，他们都不是最佳点。由于风力机的过剩功率使转速增大，随着转速增大，目标功率遵循Popt曲线持续增大。风力机的工作点也沿v2曲线变化。工作点A1和A2最终将在点A3交汇，风力机和

22、发电机在A3点功率达成平衡。当风速是v3，发电机转速大约是2000r/min，发电机的工作点是B2，风力机的工作点是B1，由于发电机负荷大于风力机产生的机械功率，故风轮转速减小。发电机功率不断修正。沿Popt曲线变化。风力机械输出功率亦沿v3曲线变化。随着风轮转速降低，风轮功率与发电机功率之差减小，最终两者将在B3点交汇。,（2）转速恒定区 发电机达到其转速极限。风力机进入转速恒定区，在这个区域，随着风速增大，发电机转速保持恒定，控制系统按转速控制方式工作。（3）功率恒定区 随着功率增大，发电机和变流器将最终达到其功率极限。随着风速增大，发电机转速降低，使Cp值迅速降低，从而保持功率不变。增大

23、发电机负荷可以降低转速，在降低发电机转速时将有动能转换为电能。,基本要求光伏发电站应具备参与电力系统的调频和调峰的能力，并符合DL/T 1040的规定。光伏发电站应配置有功功率控制系统，具备有功功率连续平滑调节的能力，并能够参与系统有功功率控制。光伏发电站应能够接收并自动执行电力系统调度机构下达的有功功率及有功功率变化的控制指令。,1、有功功率,三、光伏发电并网技术要求,基本要求光伏发电站应配置光伏发电功率预测系统，系统具有0h72h短期光伏发电功率预测以及15min4h超短期光伏发电功率预测功能。预测曲线上报光伏发电站每天按照电力系统调度机构规定的时间上报次日024时光伏发电站发电功率预测曲

24、线，预测值的时间分辨率为15min。,2、功率预测,三、光伏发电并网技术要求,无功电源光伏发电站的无功电源包括光伏并网逆变器及光伏发电站无功补偿装置。光伏发电站安装的并网逆变器应满足功率因数在超前0.95滞后0.95的范围内动态可调光伏发电站要充分利用并网逆变器的无功容量及其调节能力；当逆变器的无功容量不能满足系统电压调节需要时，应在光伏发电站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。,3、无功容量,三、光伏发电并网技术要求,无功容量配置光伏发电站的无功容量应按照分（电压）层和分（电）区基本平衡的原则进行配置，并满足检修备用要求通过10kV35kV电压等级并网的光伏发电站功率

25、因数应能在超前0.98滞后0.98范围内连续可调，有特殊要求时，可做适当调整以稳定电压水平。,3、无功容量,三、光伏发电并网技术要求,基本要求通过110（66）kV及以上电压等级接入公共电网的光伏发电站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。控制目标当公共电网电压处于正常范围内时，通过110（66）kV及以上电压等级接入公共电网的光伏发电站应能够控制光伏发电站并网点电压在标称电压的97107范围内。,4、电压控制,三、光伏发电并网技术要求,基本要求光伏发电站并网点电压跌至0时，光伏发电站应不脱网连续运行0.15s；光伏发电站并网点电压跌至曲线1以下时，光伏发电站可以从电网切出。

26、,5、低电压穿越,三、光伏发电并网技术要求,有功恢复对电力系统故障期间没有切出的光伏发电站，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自故障清除时刻开始，以至少10额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。,三、光伏发电并网技术要求,5、低电压穿越,动态无功支撑能力总装机容量在百万千瓦级规模及以上的风电场群，当电力系统发生三相短路故障引起电压跌落时，每个风电场在低电压穿越过程中应具有以下动态无功支撑能力：自并网点电压跌落出现的时刻起，动态无功电流控制的响应时间不大于75ms，持续时间应不少于550ms。风电场注入电力系统的动态无功电流IT1.5（0.9-UT）IN，（0.2UT0.9）,三、光伏发电并网技术要求,5、低电压穿越,