并网模式（精选7篇）
并网模式 篇1
0 引言
随着化石能源储量日趋减少,以不可再生能源为主的传统电力系统运行难度大、投入成本高、环境污染严重等弊端日益凸显。能源危机和节能减排的迫切要求促使电力行业在扩大完善原有电力系统的同时,不断开发新能源,加强可再生能源的利用率,使新能源发电、可再生能源发电这种分布式发电方式成为大电网的有益补充,从而有助于人类社会健康持续地向前发展[1]。
分布式发电可以有效地解决传统能源的资源短缺问题和二氧化碳过多排放引起的温室效应问题[2,3,4],而微网[5]是一种将分布式电源(Distributed Generation,DG)、负荷、储能装置及各种控制器结合在一起的电网形式,可以并网运行,也可以孤岛运行,它不仅能够高效环保地利用各种分布式电源,而且还是一种将分布式电源接入到大电网并充分发挥其效能的有效方式。在微网的研究中,对环保经济调度技术的研究在新能源发展应用方面有着重要的意义,是智能电网研究的一个重要方面[6]。
微网的环保经济调度是指在满足负荷需求的前提下,协调各台DG的出力,使整个微网的发电成本和排放成本最小。目前,这方面的研究已经取得了一些成果,内容涉及到粒子群优化算法[7,8]、蚁群优化算法[9]以及遗传算法[10]等方面,但距实际需求尚有一定差距。
本文就微网并网运行模式下的环保经济调度技术进行了进一步的探讨,重点分析了协同遗传算法与微网调度相结合的机制与方法,充分发挥该算法搜索能力强、并行寻优速度快的优势,以达到高效、快速、最佳的微网环保经济运行目标。仿真实验表明,本文所做工作是可行的和有效的。
1 微网环保经济调度的数学模型
传统电网经济调度经验可对微网起到一定的指导作用,但微网自身的特殊性使得DG调度与传统电网发电机组调度存在很大区别。首先,DG中的太阳能、风能等可再生能源是不可调的,受自然条件的影响很大,导致太阳能光伏发电、风力发电出力随机性很大;其次,光伏发电、风力发电的发电成本较低,而且几乎无温室气体排放,因此应优先安排其最大限度地发电;再有,不同类型、容量的DG其燃料消耗种类、效率、运维费用以及温室气体排放量均不同。因此,建立微网环保经济调度数学模型时要考虑上述因素。
微网主要有孤岛与并网2种运行模式。孤岛运行时,微网不从大电网吸收功率,完全由内部的微电源独立供电;并网运行时,大电网是微网的重要支撑,可以确保微网内所有负荷的可靠供电,此时,微网的环保经济调度是通过调节各微电源的出力,使其在满足功率平衡和负荷需求的前提下微网的目标成本最小。
1.1 目标函数
并网模式下,微网的运维成本与发电成本、排放成本以及同大电网间的功率交换成本或收益都有关系,因此,可建立如下的目标函数:
式中:N为DG总数;Pi为第i台DG的出力;PM为微网与主网之间交换的功率,并且,PM<0表示微网向主网输出功率,反之则表示微网从主网输入功率;CG(Pi)为第i台DG的发电成本;CE(Pi)为第i台DG的排放成本;CM(PM)为微网与主网功率交换所付出的成本或取得的收益。
1.1.1 DG部分
(1)发电成本
DG的发电成本主要由燃料成本和运行、维护成本2部分构成。孤岛运行时,微网的发电成本可表示为式(2):
式中:αi为第i台DG每发电1 kWh所消耗燃料的费用,即第i台DG的燃料系数;βi为第i台DG每发电1 kWh所需要的运维费用,即第i台DG的运维系数;Pi为第i台DG的发电量。
(2)排放成本
微网的排放成本可用式(3)表示:
式中:W为污染物的种类,通常包括NOx、SO2、CO2等;γij为第i个DG每发电1 kWh所排放的第j类温室气体的重量,即第i个DG第j类排放物的排放系数;ηj为每排放1 kg第j类温室气体所需缴纳的排放费用,即温室气体中第j种排放物的处理单价。
1.1.2 与大电网功率交换部分
式中:CB(PM)为微网从主网购电时所付出的成本;CS(PM)为微网向主网售电时所取得的收益。
(1)购电成本
当PM>0时,微网从主网输入功率,此时购电成本包括价格成本和排放成本2部分,即:
式中:cb为微网从主网的购电价格;γMj为主网每发电1 kWh所排放的第j类温室气体的重量,即主网第j类排放物的排放系数。
(2)售电收益
当PM<0时,微网向主网输出功率,此时售电收益可表示为式(6):
式中:c为微网向主网的售电价格。
1.2 约束条件
在微网的环保经济调度中,一般需要满足3类约束条件。
(1)功率平衡约束
功率平衡约束是供用电系统中的一条基本准则,可用式(7)表示:
式中:PD,PL分别为用户负荷需求和电力传输过程中的网损。
(2)微电源出力约束
为了保证DG的稳定运行,每台DG必须满足容量限制,即其出力必须满足式(8):
式中:分别为第i个DG的有功出力上、下限。
(3)功率交换约束
微网与主网间能够交换的功率应满足以下约束:
式中:分别为微网与主网间交换功率的上、下限。
2 协同遗传算法分析
协同遗传算法(Co-evolutionary Genetic Algorithm,CGA)通常基于多种群实现,种群之间通过相互竞争与合作的关系实现共同进化,对种群个体而言,其进化受其他种群个体及进化环境的影响,评价时需要利用其他种群个体的信息,具有收敛速度快、健壮性强、不易陷入局部极小的特点[11]。
除竞争外,合作是物种之间另外一种非常普遍的协同关系。合作型协同遗传算法(Cooperative Coevolutionary Genetic Algorithm,CCGA)是为了适应现实世界中广泛存在的相互适应模块的优化而提出的,实质是对传统遗传算法编码方法的扩展。其编码方法与传统遗传算法截然不同,个体不对所有变量进行编码,只对部分变量进行编码,从而将一个复杂的多变量优化问题转化为多个相对简单的少变量优化问题。在进行个体评价时,需要利用其他种群的个体信息以构成一个完整的决策变量,继而利用适应度函数进行计算。这样做的好处在于,种群之间相互受益、相互制约、相互协同、共同进化,算法被广泛地应用于分类、过程控制以及约束满足等领域。
图1给出了合作型协同遗传算法的流程图,步骤说明如下:
步骤1:编码并产生所有初始子种群。
步骤2:从其他种群中选择代表个体,与待评价种群的个体一起构成合作团体,进行个体评价。
步骤3:判断算法是否满足终止条件,若满足,则终止种群进化,输出优化结果;否则,转步骤4。
步骤4:各种群进行选择、交叉和变异等遗传操作,生成下一代种群,然后转步骤2。
实际应用中,子种群的数量可多可少,由具体求解问题本身特性来决定。代表个体的选择,可以采用2种方法:1)选择其他子种群的最优个体作为代表个体,对于初始情况,可随机选择代表个体,该方法简单易行,计算量小,适用于决策变量各个分量之间联结不强的情况;2)从各子种群中选择最优个体和任一其他个体,分别与待评价个体组成2个合作团体并进行评价,选择适应度值较大者作为待评价个体的适应度值,该方法在决策变量分量之间联结较强时是可行的,但计算量比前者要大。通过对大量函数优化问题进行实验分析,结果表明只要选择合适的代表个体,CCGA的优化性能和收敛速度都优于传统遗传算法。
事实上,CGA各子种群在独立进化时,进化过程是比较灵活的,既可以采用相同的进化算法,也可以采用不同的进化算法,这与自然界多样化的进化过程相符。比如,遗传操作可以采用遗传算法中的选择、交叉和变异等,也可采用进化策略或者进化规划中的相关操作。
3 仿真实验与结果分析
本文构造了一个基本的微网实验系统,选取典型的实验数据和系统参数,在MATLAB R2010a上进行仿真实验,并对实验结果进行比较和分析。
3.1 微网结构与参数
给定微网结构如图2所示,内含小型风力发电(Wind Turbine,WT)、太阳能光伏发电(Photo Voltaics,PV)、微型燃气轮机发电(Micro Turbine,MT)、燃料电池发电(Fuel Cell,FC)以及燃气轮机发电(Gas Turbine,GT)等微电源各1台。现假设微网并网运行,并规定微网可与主网双向自由交换功率,既可以根据需要从主网输入功率获得支撑,也可以将多余的电能输出给主网获取利润。
在实验中,本文选取了2个典型日的负荷曲线分别进行求解,如图3所示。
微网中含有一定的储能装置,与PV、WT并网运行,目的在于稳定PV和WT的出力。若微网工况发生较大变化且所有DG出力不足以满足负荷需求时,主网将起到关键性的支撑作用。由于室外环境温度以及日照强度随季节、不同时段有很大的变化,因此会对PV的输出功率造成很大影响;并且,风力大小也受天气和自然界诸多因素影响,因此,WT的输出功率也时常处于变化之中。图4给出了某一季节某一典型日PV和WT的24 h出力数据,本文实验将予以采用。
鉴于PV和WT的发电成本较低且几乎无温室气体排放,因此,本文假设PV和WT的发电成本和排放成本均为0,于是,只需考虑MT、FC和GT的发电成本与排放成本即可。表1和表2分别列出了有关MT、FC、GT发电成本和排放成本的所需参数,同时,在表2中也给出了主网的排放系数。在温室气体排放中,因CO2比重最大,因此,本文只考虑CO2的排放,并假定其处理价格为0.02欧元/kg。
注:鉴于微电网的研究国外起步较早,尤其以丹麦为代表的欧盟国家微网的发展更是走在前列,为便于进行国内外比较研究,故这里选择欧元作为价格单位。
本文假设微网与主网之间功率交换的范围是[-15 kW,15 kW],并且,为更加贴近于实际,采用三段式电价政策,规定10:00-14:00和1 8:00-22:00为峰段时间,7:00-10:00,14:00-18:00和22:00-23:00为平段时间,23:00-7:00为谷段时间。相应的购售电价格标准如表3所示。
3.2 仿真结果与分析
为充分体现CGA在微网环保经济调度中的优势,本文从不同的角度做了3类实验进行说明。为合理起见,无特殊说明,本文所用遗传算法基本参数设置为:种群规模Pop=30,终止进化代数T=100,交叉操作概率Pc=0.95,变异操作概率Pm=0.3。并且,对于目标函数约束条件的处理方式采用罚函数法进行。
3.2.1 实验1
实验1的目的是验证本文所提CGA在进行微网环保经济调度时的有效性。由图3可以看出,1时至17时之间,负荷1均小于负荷2,其余时段,负荷2则小于负荷1;相应地,由图5可以看出,1时至17时之间,负荷1的最小总成本恰好低于负荷2的最小总成本,其余时段,负荷2的最小总成本恰好低于负荷1的最小总成本。这一优化结果符合理论分析结果,也就是说,负荷需求低则对应总成本也低,从而说明采用CGA进行微网环保经济调度的正确性。
3.2.2 实验2
实验2的目的是验证与普通典型遗传算法相比,CGA在微网环保经济调度中的优越性。本文所选取的普通典型遗传算法是一种常见算法,为提高实验结论的可信度,本文CGA的参数设置和各种遗传操作均与普通典型遗传算法保持一致。
从图6、图7可以看出,各时段经CGA优化后负荷1、负荷2的最小总成本均低于普通典型遗传算法优化后的结果,说明在同样的条件下,CGA的优化效果明显好于普通典型遗传算法的优化效果。
3.2.3 实验3
实验3的目的是进一步从优化性能和算法运行时间方面验证CGA的优越性。
以负荷1数据为例,保持算法其它参数不变,仅对种群规模进行调整,并分别进行10次测试,计算结果的平均值见表4。
从表4可以看出,当种群规模均为30时,典型遗传算法关于负荷1的24个时段的最小总成本的平均值远大于CGA的优化结果,而运行时间远小于CGA的运行时间;随着典型遗传算法种群规模的扩大,总成本平均值有所降低,运行时间却相应增多;直到种群规模为120时,典型遗传算法得到的总成本平均值才接近CGA的优化结果,然而此时,运行时间却超过了CGA。
实验结果表明,就典型遗传算法来说,随着种群规模的持续增大,对于优化确实起到了促进作用,但作用越往后越不明显,且对运行时间造成严重影响。因此,对于CGA轻易可以达到的优化效果,典型遗传算法将要付出较大的代价,可见,CGA具有较好的寻优性能和收敛速度。
4 结论
本文就微网并网运行模式下的环保经济调度技术引入了一种新的优化手段,这种基于协同进化思想提出的协同遗传算法充分表现出了与微网调度相结合的可行性与有效性,对于微网这种分布式结构具有良好的适应性。下一步,将就微网调度运行的分布式并行计算技术进行研究。
参考文献
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并网模式 篇2
随着政府部门节能减排政策的推广,分布式发电技术及微网技术研究受到越来越多的电力系统研究人员的关注,现代电力系统中分布式能源的渗透率也越来越高。然而分布式能源可控性差,很难做到常规发电单元可调可控的性能指标。因此,分布式能源渗透率增加对分布式发电控制技术提出挑战[1]。
目前应用较广的并网逆变器控制策略是电流控制型逆变器[2,3,4,5,6,7](current-controlled inverter,CCI), 此类策略采用逆变器输出电流作为逆变器控制对象,逆变器并网电流正弦度高,对系统电能质量影响小。但逆变器输出特性被控制为电流源,只能运行在并网模式下,当电网发生故障时会造成分布式能源利用率下降。因此,此类逆变器控制策略在实现逆变器电压与频率控制和模式切换等方面存在困难,难以满足分布式能源在弱电网环境下的并网控制。针对以上问题,基于输出电压控制的电压控制型逆变器(voltage-controlled inverter,VCI)控制策略被提出。
当前VCI的研究热点主要集中于虚拟同步发电机技术[8,9],其控制技术基于同步发电机的工作原理,使虚拟同步发电机具有类似发电机的输出特性。 但虚拟同步发电机技术限于逆变器直流输入电压稳定且功率可控的场合,限制了其在发电功率可控性差的分布式发电系统中的应用。从常规逆变器控制策略角度考虑[10,11],在并网运行时,VCI能够向电 网传递分布式功率;当电网故障时,VCI能够为本地负荷提供稳定的电压与频率。与CCI相比,VCI在逆变器输 出电压频 率控制[12]与逆变器 模式切换[13,14]问题上具有一定的优势。文献[15-16]中提出VCI输出功率解耦需要在逆变器与电网间增置较大的解耦电感来实现,这样网侧电感体积增大,成本增加。
文献[17]中提出了一种带轴压调节电压控制型逆变器 (voltage-controlled inverter with axes, VIA)控制策略。但文中未就逆变器并网运行模式提出有效可行的实现方法。本文在VIA控制策略基础上,分析了逆变器功率解耦控制方法,提出了两种并网逆变器运行模式。在储能系统配合的条件下能够保证输入功率稳定,此时逆变器可工作于同步发电机模式;对于间歇性较大的分布式能源即可通过最大功率运行模式,实现分布式能源的最大化利用。两种运行模式针对不同的应用场合提出,均能够提升分布式系统的控制能力。
1VIA控制策略简介
VIA主电路结构图如图1(a)所示。图中:ED为直流输入电源;Lp,Lsp,CF和RF构成带阻尼电阻的LCL滤波器;SW为并网开关;PCC表示公共耦合点。
控制策略采用文献[17]中所提出的电压控制型控制策略,该策略由两部分组成,控制框图见附录A图A1。第1部分为滤波电容电压控制部分。该部分包含3个环路:逆变桥侧电感电流ip反馈环、并网电流isp前馈环以 及滤波电 容电压vfil补偿环。 图A1中:β为前馈系数;γ 为电容电流补偿环系数; j为脉宽调制(PWM)参考电流。逆变桥部分可认为是增益为GPWM的电流比例放大器;vE为电容电压参考值,其给定由第2部分的轴压调节器生成;α 和Ti为比例—积分(PI)控制器参数。合理选取控制参数,可以获取精确的逆变器等效模型。
第2部分为轴压调节控制部分。信号流方向主要是从右至左的方向。滤波电容电压vfil的频率分量vq与调频轴结合送入锁相环,生成电压参考值vE的频率分量参考信号,实现对电容电压频率的调节和控制;电压参考值vE的幅值分量则由调压轴实现。图A1中,ωb和Eb分别为滤波电容电压频率和幅值的基准值;θi为逆变器等效电动势电压的相位角;VA*和Vf*分别为调压轴和调频轴参考值; AAVR和fAVR分别为轴压调节器的轴压约束关系,表达式为 :其中KmuA和Kmuf分别为调频轴与调压轴的轴压调节系数 。
根据以上讨论的控制策略可知,图1(a)所示的主电路结构具有如图1(b)所示的等效电压源模型。 vi(t)为逆变器等效交流电压源电压;Zi+jωLsp为逆变器内部等效阻抗;Lsp为原电路中逆变器LCL滤波器电感,未作等效处理,且其取值较小可忽略。逆变器内部等效阻抗为Zi。等效电压电动势vi及其电压频率ωi、等效阻抗Zi的表达式分别如式(1)至式(3)所示。
式中:Vfil为滤波电 容电压vfil的有效值;Kf为附录A图A1所示控制策略中惯性环节的惯性系数。
由式(1)和式(2)可知,等效电压源的电压幅值可由调压轴参考值VA*调整,输出频率可以通过调压轴参考值Vf*调整。引入轴压调节的概念,使得逆变器模型在等效简化的基础上增加了控制的灵活性。
从式 (3)可知,逆变器等 效阻抗Zi可简化为Zi=R+j X。考虑图3表示的逆变器并网结构。定义为:
式中:δi为功角;Vi和Vs分别为vi(t)和vs(t)的有效值;ωs为电力系统的电压频率。
选取逆变器输出电压相量为q轴参考方向,d轴滞后90°,则逆变器 输出电压vi、输出电流ii的dq轴分量vi d,vi q,ii d,ii q分别为:
根据瞬时功率理论可知,逆变器的输出功率可表示为:
式(7)表示,由于逆变器输出阻抗中电阻分量R的存在,逆变器输出的有功功率与无功功率间存在耦合。由式(3)可知,等效阻抗Zi与逆变器原LCL滤波器参数无关,仅与控制参数有关。因此,配置等效阻抗Zi为感性电抗,弱化电阻分量,即可实现对逆变器输出有功功率与无功功率间的解耦控制。Li为等效电感(ωLi≈Zi),取值公式为:
根据式(1)和式(2)可知,有功功率与无功功率可以分别由Vf*和VA*控制。因此,在不需要外置解耦电感的情况下,带轴压调节的电压控制型控制策略可以依据对内部虚拟阻抗的控制,较好地实现对逆变器输出功率的解耦,同时可以减小LCL滤波器体积,降低逆变器损耗。
2并网运行模式
2.1同步发电机运行模式
作为传统电力系统唯一的有功电源,同步发电机能够为电力系统提供稳定的电压与频率支撑。这一部分主要分析VIA实现同步发电机运行模式的机理。
由文献[17]分析可知:
式中:A,B,K,τ 均由控制环中的参数确定,见文献 [17]。
式(9)的形式与同步电机转子运动方程一致,说明VIA具备虚拟同步电机运行特性的基本能力。
同步发电机的节点特性可等效为PQ节点。在此逆变器功率控制是将逆变器输出功率参考值与实际值的差值经PI调节生成轴压参考值,分别通过调压轴与调频轴的控制实现对逆变器输出功率的控制。
发电功率与负荷功率不平衡时系统频率随之变化。频率下垂控制的实现借助逆变器的有功功率环,将系统频率偏差 Δω 与增益系数的乘积添加到逆变器功率控制环实现。图2(a)中,PI_P与PI_Q分别为功率下垂控制模式下有功功率与无功功率控制环的PI控制器;Dp为频率下垂控制环系数,其表达式为:
结合逆变 器控制策 略和频率 下垂算法 (见图2(a)),即可实现类似于同步发电机系统的一次调频特性。
类似地,将PCC电压(与Vfil基本相同)偏差值 ΔV与增益系数的乘积添加到逆变器无功功率环, 即可实现电压下垂控制。图2(b)中,PI_E与PI_0分别为最大功率控制模式下有功功率与无功功率控制环的PI控制器;ED为母线电压;ED*为母线电压参考值;Q为逆变器无功功率输出,其参考值为零, 可以省略;Dq为电压下垂控制环系数,其表达式为:
虚拟同步发电机运行模式的实现,需要借助直流变换器稳定直流母线电压,且要求输入功率可调度。因此,虚拟同步发电机模式非常适合于逆变器接入交直流混合微网中。在微网孤岛运行时,直流侧包含多种能量互补的分布式能源,再安装小容量的储能即可达到功率平衡,为交流侧稳定地提供功率。
2.2最大功率运行模式
逆变器虚拟同步发电机模式适合于多种分布式能源混合接入电网的场合。但目前多数情况是局部分布式能源种类单一,且实时功率间歇性与波动性明显。其表现特征之一就是母线电容电压ED难以保持稳定,需配备大量储能才能做到功率稳定[18,19,20]。 这就需要调整控制方式利用分布式能源。以分布式光伏为 例,直流变换 器需通过 最大功率 点跟踪 (MPPT)算法锁定光伏板最大功率点电压,进而获取光伏最大功率。
从第1节的分析中可知,VIA有功功率与无功功率的控制可以通过调频轴与调压轴的作用实现。 在本节,直流变换器能够锁定光伏板最大功率,但不能保证母线电压ED的稳定。根据式(7)可知,逆变器有功功率主要决定于逆变器等效电源电压与电网电压间的功角。VIA可以省略有功功率控制环,直接在调频轴上增加母线电压环即可做到逆变器的最大功率控制。由式(7)可知,通过配置感性的内部阻抗可以实现逆变器功率解耦,但是在逆变器功角变化时其无功功率仍会有小范围的变化。在调幅轴上添加无功功率控制环,就可以有效提高逆变器功率因数,其控制框图如图2(b)所示。
因为入网功率波动较大,并网逆变器常常不会工作于其额定功率点。传统逆变器的MPPT不能够始终保持入网功率以高功率因数运行。相比之下,VIA能够实现更宽运行范围的高功率因数功率入网。
最大功率控制模式从控制原理上讲是通过对母线电压的下垂特性调节逆变器的功率流动。若直流侧带直流负荷,直流负荷增大会引起母线电压降低, 逆变器的潮流 方向即发 生逆转。从这方面 看来, VIA控制策略能够 实现双向AC-DC变换器的 功能,可应用于交直流混合微网的并网模式中实现功率双向控制。
3仿真分析与实验验证
VIA能够建立幅值与频率均可调可控的电压, 这部分内 容已在文 献 [18]中验证。 本文利用PSCAD 4.20软件搭建了一套电压为200V、频率为50Hz、功率为1kVA的仿真模型。相应的并网实验平台如附录A图A2所示。并网逆变器通过隔离变压器接入200V/50 Hz的交流电网。隔离变压器变比为200V/200V,漏感为0.8 mH(0.63%)。 直流电源采用CHROMA直流仿真电源。主电路参数及控制参数见附录A表A1。由式(1)可得:
在空载情况下,由式(2)求得θi(t)为:
等效输出 电感可根 据式 (4)计算可得,Li= 6.36mH。
3.1同步发电机模式并网运行
仿真从0s开始。在开始阶段,并网系统通过锁相环进行同步并网。仿真结果记录从0.8s开始, 此时系统已并网成功并稳定运行。运行至1.9s,此为第1阶段,在此阶段PCC电压的幅 值与频率 不变。有功功率与无功功率的初始设定值为零。在0.9~1.0s期间,逆变器输 出有功功 率从零增 加至800 W,之后有功输出保持稳定。在1.25~1.3s期间,逆变器输出无功功率从零线性增加至400var, 保持稳定至1.5s,逆变器输出无功功率在0.05s内线性降低至零并维持稳定。从1.9s开始为第2阶段。在1.9~1.95s期间,PCC电压的频率由50Hz线性降低至49.8 Hz,并维持频率不变至2.1s。之后PCC电压频率在0.05s内由49.8 Hz线性恢复至50Hz。自此PCC电压频率不再变化。在2.4~ 2.45s期间,PCC电压幅值 由200 V线性增加 至205V,维持幅值稳定至2.6s。在2.6~2.7s期间, PCC电压幅值从205V线性降低至195V,并维持幅值稳定 至3s。 从3s开始,PCC电压幅值 在0.05s内由195V线性恢复至200V,之后PCC电压不再变化至第2阶段结束。
仿真结果如图3所示。从整体来看,逆变器输出电压的频率跟随PCC电压的频率。第1阶段中, 在0.9~1.0s,1.25~1.3s,1.5~1.55s期间,逆变器输出功率能够快速跟随指令变化,且电压幅值与频率无冲击,耦合关系不明显。第2阶段中,PCC电压发生变化,逆变器输出功率根据外部电压的情况进行相应调整。基本原则是:在系统频率降低时,逆变器输出有功功率增加;在幅值增加或降低时,无功功率流动方向为吸收或发出。但功率下垂受逆变器容量限制,逆变器只能够依据自身最大容量进行功率输出。在本次仿真中,有功下垂的最大输出功率为200 W,无功下垂的最大输出功率为 ±500var。 本次仿真并没有达到最大功率限额,根据逆变器容量限制,无功输出还可以增加至±600var。
在实验中,首先验证逆变器功率输出特性,分别设定逆变器输出有功功率与无功功率指令为:P*= 0.5kW,Q*=0kvar;P*=0kW,Q*=0.5kvar; P*=0kW,Q*=-0.5kvar,并记录逆变器并网输出波形。图4所示在逆变器功率指令设为吸收无功功率时,逆变器输 出电压相 位超前输 出电流相 位π/2,两波形相位相差半个周期。同理,在逆变器功率指令设为输出无功功率时,逆变器输出电压相位滞后输出电流相位π/2,波形图见附录A图A3。在逆变器输出功率仅为输出有功功率时,逆变器输出电压与输出电流相位相同,波形图见附录A图A4。 由实验结果可以看出,VIA能够较为准确地控制逆变器的功率输出,具有良好的功率解耦特性。
在此基础上,测试逆变器对PCC电压变化的响应。图5(a)描绘的是有功功率在跟随PCC频率变动时的输 出情况。 其中PCC电压幅值 固定在200V。PCC电压为200V、频率为50 Hz;逆变器输出功率 为105 W,-205 var是起始测 量点。 图5(b)描绘的是无功功率在跟随PCC幅值变动时的输出情 况。其中PCC电压频率 固定在50 Hz。 图中实线通过设计参数计算得到。
对比仿真结果与实验结果可知,逆变器能够根据外部PCC电压的运行情况控制输出进而调整外部电压的幅值与频率。这样的运行特性能够使得逆变器如同发电机一样在一定程度上维持系统的稳 定。
3.2最大功率并网模式
光伏板标准参数见附录A表A1。仿真结果记录从0.28s开始,此时系统已并网成功并稳定运行。 经过短暂的系统调整后,大约在0.35s开始进行最大功率追踪,逆变器输出功率逐渐增加。在0.65s时,实现最大功率输出,经过短期功率振荡系统达到稳定。在1.3~1.8s期间,光照强度 从标准值1 000 W/m2线性降低至900 W/m2,之后保持光照强度不 变。 在2.5~3.0 s期间,光照强度 从900 W/m2线性恢复至1 000 W/m2,之后保持光照强度不变至仿真结束。仿真结果见图6。
VIA能够保证母线电压稳定并高效传递光伏发电功率,最大入网功率达823 W。在追踪过程中, 逆变器吸收部分无功功率,此时无功功率波动较大, 最大达到-36var(功率因数为0.999 0)。在有功功率输出稳定后,逆变器无功功率输出很小,大约为10var(功率因数为0.999 9)。在光照强度发生变化时,逆变器输出无功功率较大,但均低于光伏功率追踪过程中的无功功率输出。在光照强度降低时,光伏并网功率相应最大降低至739.1 W,但光伏板最大功率工作电压变化很小。
实验中,设定直流 仿真电源 的输出特 性为VOC=250 V,ISC=4 A,其实验结 果见附录A图A5。并网前,逆变器传递功率为零。并网后,逆变器输出功率慢慢增加,母线电压出现小范围波动。 待母线电压稳定后,逆变器输出功率达到直流电源的最大功率点。保持直流仿真电源最大输出电压VOC为250V不变,分别设定输出最大电流ISC为1, 2,4A,重复进行多次实验。实验结果如图7所示, 与CCI相比,VCI能够在宽域内获得更高的功率因数。实验结果表明VIA在功率因数控制能力方面具有一定的提高。
4结语
基于VIA控制策略,本文提出了两种并网运行模式,两种并网模式分别适用于两种不同的应用场合。
1)同步发电机模式适用于直流侧功率稳定且能调度的情景,其外特性可等效为同步发电机。这种模式提高了逆变器的网源互动能力。
2)最大功率模式适用于直流侧功率不稳定的情景,该模式能够最大化地利用分布式能源,且提高了对并网逆变器功率因数的控制能力。
两种并网模式均体现了VIA具有较好的功率解耦能力,提高了常规VCI的功率控制能力。
并网型风电机组软并网控制研究 篇3
于软并网装置的可控硅拥有很多优点:因其导通压减小,器件的功率损耗和发热的问题得到解决;电流浪涌冲击和峰值的转矩冲击力被也可以被可控硅消除;另外,可控硅是没有接触不良、磨损、粘着以及弹跳等问题的
一、可控硅的触发方式
通常而言,利用可控硅实现风电机组软并网可有两种方案供我们选择:斩控式和相控式。其中根据可控硅的通断与否,相控式电路又可以被分为过零式触发和移相式触发。
所谓斩控式电路,它是指当频率控制不变的时候,正弦波电压通过斩波被分成了若干个小的脉冲式电压,然后,使功率电子器件的导通比变化,输出电压的有效值便得到了有效调节。然而,当我们选择使用可控硅等半可控型器件时,则就需要借助换流电路(它起到辅助的作用)来关闭可控硅的导通电路;但是,当选择全控型的自关断器件用于斩控电路的时候,比如说GTO、IGBT等,它们有一个共同特点便是工作频率偏高,因此在导通和关断的过程中,器件不可避免地会有尖峰电流产生且伴随着很高的反电势,从而带来开关损耗增大的问题,此时,我们便需要考虑缓冲吸收电路的合理性。
而对于相控式电路来说,这种触发方式是非常适合用来控制输出功率的,而对于电压需要平滑调节的场合则无法得到广泛使用。另外,还有一点需要注意,交流电网的功率因数不能设置的太低,因为设置太低便使得相位角过大从而带来了冲击电流的产生。
移相触发方式,为实现输出电压从零到电源电压的连续变化我们可以通过改变可控硅的触发角来改变输出端电压的有效值。这个方案的优点非常明显。首先它的实现方法是比较简单和可靠的,并且充分利用了可控硅自然关断的特点,并不要使用辅助换流。但是它的缺点也是存在的。电压中包含的奇次谐波含量还是相对较高。
综上所述,三相反并联可控硅移相触发是失速型风电机组软并网控制系统经常采用的控制的形式。在可控硅移相触发的过程中,因为异步的电机定子上的电压波形是正负半波对称的,而且不含有偶次谐波,所以有效避免了负序磁场带来的负序转距的反面影响。
二、风电机组软并网系统控制功能
经过以上分析可知,双向且可控硅的等效阻抗值是可以改变的,当可控硅的导通角发生变化的时候,它也会随之改变。考虑到,反相可控硅是串联链接在电机的出线与电网的中间的,所以我们通过改变可控硅的导通角大小来实现电机定子的电压值大小和每一个电压平台持续的时间长短。为了使得其电压从某一较小的初始值开始慢慢地增大直至达到全压的状态,我们可以通过慢慢的增大定子的电压来实现。我们通常将这种控制方式称为电机的降压启动模式。为了限制并网过程中产生的冲击电流是使用软并网控制系统的主要目的,所以,我们将电机的定子电流进行逐一地采样之后,再计算有效值,并把这些有效值和电流的限定值进行比较,最终得到相对的电流的偏差值。称之为增量式PI算法。
三、对采用软并网过渡过程进行仿真分析
在仿真模块中所包含的风机模块、异步风力发电机模块是如前所述。控制其初始的控制角为1700,仿真算法设为变步长ode23tb,相对误差控制在lxl O(-3),绝对误差是lxl0(-6)。则可以得到总体的仿真图如下
当大电机处于风速等于10m/s的时候切入电网,其切入预置点设为s=O.1,则在过渡过程出现的电流状态量限定值为500A。可以得到仿真结果如下图
当大电机在风速等于13m/s的时候切入电网,切入的预置点设置为s=0.15,则在过渡过程出现的电流状态量限定值为500A。得到的仿真结果为
综上分析,我们可以获得以下几点结论:
1. 软并网过渡过程时间很短,但是相对直接并网来讲,过渡过程则变长。
2. 并网时,可以将软并网过渡过程冲击电流限定在电机额定值的范围之内,工程上一般取额定值的1.2~2倍。只要我们的控制方法适当就可以做到使转速和电流平稳过渡。
3. 为避免初始阶段的时候,可控硅的导通太快,会造成巨大电流冲击产生,我们可以设置较小的可控硅控制角,当转子加速度逐渐增大时,我们使控制角的减小幅度加快,从而使得可控硅可尽可能快的得到导通。在现实运行时,控制系统可以对此自动计算。
4. 可控硅等效阻抗从最初值逐步减小接近于零,电网电压从小到大逐步加载到电机定子端。
参考文献
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[2]丁道宏.电力电子技术.北京:航空工业出版社,1999,65-67.
[3]高景德.交流电机及其系统的分析.北京:清华大学出版社,1993,33-34.
并网模式 篇4
太阳能、风能以及燃料电池作为新型清洁的能源受到了广泛的关注,利用这些能源的分布式发电技术成为全球能源可持续发展战略的重要组成部分[1]。新能源分布式发电的逆变器一般工作在并网运行状态,以电流控制方式运行,在某些场合,并网逆变器也需要以电压控制模式运行,以便在孤岛状态下能保证本地关键负载的连续运行,即逆变器需兼具并网和独立运行功能。
电源的模块化技术具有冗余度高、可靠性强、易于扩展、维修方便等一系列优点,将电源模块化技术应用于新能源并网必将成为今后一段时期的研究热点。电源模块化后,电网正常运行时,逆变器控制采用并网控制技术;电网故障时,逆变器控制采用并联控制技术。但目前模块化的逆变器并联[2]和并网控制技术[3,4]有不同的理论基础,采用不同的控制方法。
逆变器并联控制技术主要包括集中控制方式[5]、主从控制方式[6]、分散逻辑控制方式[7]以及无互联线并联控制方式[8,9]。逆变器并网控制技术主要包括直接电流控制技术[10,11,12,13]和间接电流控制技术[14,15]。模块化电源在并网状态时,如果采用直接电流控制方式,逆变器是一个受控电流源,逆变器输出端的电压由电网决定;如果采用间接电流控制方法,逆变器是一个受控电压源,需要调整逆变器输出电压的相位和幅值,使并网电流可控。模块化电源处于孤岛状态时,逆变器需要并联运行,逆变器为一受控电压源。可以看出为了避免逆变器并网与并联之间控制模式转换的问题[16],并网时逆变器需要采用间接电流控制模式。传统的间接电流控制方法中[17],逆变器基准电压的相位角和幅值通过公式计算而来,所用的变量包括电感值,而电感值在工作过程中可能受多种因素影响而发生变化,会造成幅值和相位角计算不准确。文献[18]提出了一种改进的间接电流控制方法,使逆变器的基准电压幅值始终等于电网电压的幅值,将进网电流闭环以调节逆变器基准电压的相位,从而实现逆变器并网,该方法不需要直接计算逆变器基准电压的相位角和幅值,克服了传统间接电流控制方法的缺点,但它未对逆变器基准电压的幅值进行调节,进网电流与电网电压必然存在相位差,造成进网功率因数小于1。这些间接电流并网控制策略都不能直接用于逆变器并联控制。
根据逆变器并联和间接电流型并网的有功调频、无功调幅的基本控制理论,提出了一种多机并网逆变器的并网/并联统一控制策略,单台逆变器采用电感电流瞬时值内环、输出电压外环的电压型控制方式[19],该控制方式具有一定的反孤岛性能[20]。利用有功功率闭环调节逆变器基准电压的相位、无功功率闭环调节基准电压的幅值,实现逆变器并联和并网统一控制。
1 多机并网逆变器系统
图1为采用了模块化电源技术后的多机并网逆变器系统。系统中,有n个模块化的逆变电源,每个模块化电源输出通过开关Si(i=1,2,…,n)并联连接到母线上,本地关键负载直接连接到并联母线上,并联母线通过开关S连接到电网上。电网正常工作时,开关S闭合,并联母线电压即为电网电压,每台逆变器均工作于并网状态,将新能源发出的电能一部分供给本地关键负载,多余能量输送给电网;电网故障时,通过多机并网逆变器的孤岛检测技术[21],断开并网开关S,逆变器立即以并联控制技术运行,并保证本地关键负载以额定电压值稳定运行。
2 有功调频、无功调幅控制原理
文献[22]指出,瞬时电流内环、电压外环控制的电压型逆变器可以等效为一个受控电压源与逆变器等效输出阻抗相串联,因此,多机逆变器并网系统的等效电路如图2所示。图中ri+j Xi(i=1,2,…,n)为逆变器等效输出阻抗与逆变器、电网之间线路阻抗之和。一般情况下为抑制并网电流的高次谐波,在逆变器和电网之间串接一个电感值较小的电感。令并联母线的电压为U∠0°,若系统处于并网状态,则U∠0°即为电网电压;若系统处于并联状态,则U∠0°即为各逆变器并联后所得母线电压。各逆变电源的输出电压为USi∠φi(i=1,2,…,n),在逆变器并网或并联稳定运行时,USi接近于U,而φi一般都较小。
图3给出了单台并网逆变器单位功率因数时电压、电流的矢量图。根据矢量图中的关系,可以计算出逆变器输出电压所需的相位角和幅值,这就是传统的间接电流型并网控制方法。下面通过不同的角度来描述图2所示的多机并网逆变器等效电路。
根据图2,得第i台逆变器进网电流为:
则流进母线的视在功率大小为:
根据逆变器输出阻抗的表达式[22],在电流环积分参数较大时,逆变器等效输出阻抗中阻性分量很小,且由于逆变器与母线间串接电感,可近似认为ri≈0。并网运行时,逆变器输出电压的相位与电网电压相位差很小,可近似认为sinφi≈φi,cosφi≈1,则有功和无功功率可表示为:
对式(3)进行微分,得:
在数值的大小上,相位差φi要远小于幅值USi,所以式(5)可以近似为:
在时间t内,逆变器和母线之间的相位差变化为:
将式(7)代入式(6),得:
同理对式(4)进行微分可得:
从式(8)和式(9)可以看出,不管逆变器处于并网状态还是并联状态,都可以通过调节逆变器输出电压的频率来调节逆变器输出的有功功率,调节逆变器的幅值就可以调节逆变器输出的无功功率。所不同的是,在并网状态下,逆变器给定的功率基准是根据新能源最大功率点跟踪(MPPT)算法得到的,除了保证本地负载供电以外,还将多余的能量送给电网;逆变器并联运行时,在保证本地负载稳定运行前提下,逆变器给定的功率基准是本地负载所消耗功率在各个逆变器模块中的均分。
3 多机并网逆变器并联/并网统一控制策略
基于以上理论分析,提出了一种新的基于有功调节逆变器频率、无功调节逆变器幅值的多机并网逆变器并联/并网统一控制策略。图4为第i台逆变器整体系统框图,其他逆变器的主电路和控制框图都与图4一致。
图4中,在逆变器在切入并联母线之前,首先通过孤岛检测保护检测电网是否正常工作,如果电网正常,则闭合并网开关S,每一台逆变器通过锁相环跟踪上电网的相位后,闭合各自的切入开关Si并网运行,逆变器运行于并网控制状态;如果电网故障,系统处于孤岛状态,并网开关S断开,此时每一台逆变器都检测并联母线电压,如果并联母线无电压,则逆变器直接闭合切入开关Si,一旦有一台逆变器并入母线,则其他逆变器模块都要向母线锁相后再并入母线实现逆变器并联,逆变器运行于并联状态。逆变器并联或并网运行的判断流程如图5所示。
由并联母线电压和逆变器输出电流计算出逆变器输出的有功功率Pi和无功功率Qi,将这2个量分别作为有功功率闭环和无功功率闭环的反馈量,这2个功率闭环的基准在并联和并网时如式(10)和式(11)所示。
式(10)和式(11)中,PMi为新能源MPPT得到的最大功率值;而QMi为根据需要设定的无功值,一般情况下为0。并联运行时,功率基准值即为各个逆变器模块产生的功率和的平均值,其他模块所发出的有功功率和无功功率通过通信线获得。
根据式(8)和式(9)可知有功功率闭环和无功功率闭环输出的量为需要调节的频率差Δf和幅值差ΔU,将它们分别与基准频率值和基准幅值相加,并联和并网时,基准频率和幅值分别为:
其中,fG和UG分别为电网电压的频率和幅值。式(10)—(13)的切换是通过孤岛检测信号决定的,发生孤岛时,逆变器运行于并联状态。
将得到的频率值f和幅值U合成一正弦波,作为逆变器的基准电压,为使逆变器具有较快的动态特性和较好的波形质量,逆变器采用电感电流瞬时值内环、输出电压外环的控制方式。由于有功功率闭环和无功功率闭环的基准为直流量,因此并网时逆变器的输出功率可以实现无静差跟踪,并联时逆变器可以很好地均分负载电流。
逆变器在并联和并网状态时的整套控制系统是统一的,区别仅在于功率、频率和幅值的基准值不一致,它们通过孤岛检测信号进行切换。本系统的控制全部在DSP中实现。
4 控制策略内在的反孤岛能力
根据图4中所采用的多机逆变器的并联/并网统一控制策略,合成逆变器基准电压的频率和幅值的表达式分别为:
其中,kpf、kp U、kif和ki U分别是有功功率闭环和无功功率闭环的比例系数和积分系数;PMi和QMi是基准功率值,正常情况下这2个值在短时间内保持不变;Pik和Qik分别是第k个工频周期内逆变器输出的有功功率和无功功率;fGk和UGk分别是检测到的并联母线上电压的频率和幅值;fk+1和Uk+1分别是逆变器在第k+1个工频周期内基准电压的频率和幅值。
电网正常时,fGk和UGk为电网电压的频率和幅值,此时P/f(ω)以及Q/U满足式(8)和式(9)的数学关系,有功功率闭环改变逆变器输出电压的频率并与电网电压频率相等,并使其相位紧跟电网电压相位;无功功率闭环调节逆变器输出电压的幅值,使其幅值稳定在某一固定值。
电网发生故障,可以从本地负载的功率因数cosφL的情况不同来说明:若φL≠0,则可以检测出逆变器的输出电流和电网侧的电压相位差不为0,可检测出孤岛发生;若φL=0,则逆变器输出电流与电网侧电压相位差继续为0,从相位的角度不能判断孤岛是否发生。
当φL=0、电网故障时,因为逆变器属于电压控制型,逆变器基准电压未发生突变,其输出电压未发生变化,但逆变器输出功率却因电网故障发生了变化。此时检测得到母线电压的fGk即为逆变器并联以后的等效频率,即近似等于逆变器的输出电压频率,那么式(14)变为:
可以看出,当并网时的基准功率PMi大于本地负载吸收的有功功率功率PL(PMi>PL)时,检测到电网侧的电压频率持续变大;当PMi
当φL=0且PMi=PL时,本文所提控制策略不能检测出孤岛情况的发生,但这种情况发生的几率极小,可以结合其他孤岛检测方法[24]来检测。因此本控制策略孤岛检测的盲区极小。
5 仿真和实验验证
根据本文所提的控制方案,用MATLAB7.1仿真软件建立了2台全桥单相逆变器的仿真模型,对照图4系统整体框图,仿真参数如下:电感Li1=2.4 m H,电感Li2=1 m H,电容Ci=20μF,本地负载20Ω,三角载波幅值12 V,输入直流电压UDC=400 V,开关频率fSW=10 k Hz,有功功率基准PMi=3 000 W,无功功率基准QMi=0 var,有功功率环PI参数0.001+0.01/s,无功功率环PI参数0.000 12+0.001 5/s,瞬时电压环PI参数0.5+2 500/s,瞬时电压环反馈系数k1=0.025 7,瞬时电流环P参数为4,瞬时电流环反馈系数k2=0.2。
图6为单台逆变器在静态和动态情况下的电流波形,可以看出,稳态时,逆变器输出电流和电网电压的相位保持一致;在功率基准突变时,逆变器的输出电流调节大约需要10个周期的时间,这也是间接电流控制策略的一个缺点。
图7给出了2台逆变器在由并网向并联切换的动态过程。电网在0.4 s时发生故障,在0.5 s处检测到孤岛存在。图7(a)给出了2台逆变器基准正弦波合成的频率和幅值的调节过程,可以看出逆变器在并网时,逆变器单元的频率和幅值在初始值不一致的情况下能相互趋近;电网发生故障时,逆变器输出电压的频率和幅值也没有发生太大的变化。图7(b)为逆变器输出功率以及功率基准波形,电网故障以前,逆变器的输出功率已经跟踪上基准电压;电网检测到孤岛发生时,逆变器的功率基准变为2台逆变器输出功率的平均值,此后逆变器实现并联控制运行。图7(c)为逆变器输出电流波形,电网故障时,系统能自动根据本地负载的大小实现逆变器输出电流的减小,并在逆变器并联控制运行后实现对本地负载电流的均分。图7(d)为逆变器在电网故障发生时刻(0.4 s)的并联母线电压以及单台逆变器输出电流波形,可以看出,负载上电压平稳过渡,没有对负载造成冲击,这也是间接电流控制型并网逆变器在模式切换过程中相对于直接电流控制型的一个优点。
为了验证该控制策略理论分析的正确性,研制了2台基于TMS320LF2407A的并网逆变器,容量均为1 k V·A,其余电路参数和控制参数与仿真参数相同,2台DSP之间通过CAN总线实现数据通信。图8为单台逆变器处于独立运行状态和并网状态时的电压和电流波形。可以看出,在并网逆变器独立运行模式时,由于采用了瞬时双环的控制策略,逆变器输出电压的正弦性好,THD值很低;在逆变器处于并网状态时,由于电网电压含有低次谐波,逆变器输出电流含有一定的低次谐波,THD值稍高,但仍满足文献[23]规定的小于5%的要求。
图9为2台逆变器处于并网运行和并联运行时的波形。图9(a)和(b)分别为2台逆变器并网运行,突加和突卸有功功率基准时电网电压和逆变器输出电流的波形,可以看出系统稳定运行,但是由于间接电流控制型的固有缺点,其动态性能较差。图9(c)为2台逆变器处于并联运行时两者的输出电流波形,2台逆变器能够较好地均分本地负载。采用统一控制策略的逆变器处于并联和并网运行时,都能够稳定运行。
6 结论
本文分析了多机并网逆变器系统,提出了一种新型的多机并网逆变器的并网/独立(并联)统一控制策略:
a.调节并网逆变器输出电压的相位能调节逆变器输出的有功功率;
b.调节并网逆变器输出电压的幅值能调节逆变器输出的无功功率;
c.引入有功功率闭环和无功功率闭环分别调节逆变器输出电压的频率和幅值,保证逆变器输出功率实现无静差跟踪;
d.所提控制策略有其内在的反孤岛能力;
e.逆变器并网控制时和并联控制时,仅功率、频率和幅值的基准值不一致,控制策略一样,保证了孤岛发生时,本地负载不受冲击。
微电网并网标准研究 篇5
微电网依其灵活的配置结构和方便的运行方式在近年来得到广泛的研究[1,2,3,4,5,6],它能在提高电力系统的安全性和可靠性的同时,提高用户的供电质量和电网服务水平,促进了可再生能源分布式发电的应用。
传统电网为电源到负荷的单向潮流供电方式,微电网的接入将改变这种运行特性,并对微电网接入点的电压、线路潮流、线路电流、电能质量、继电保护以及网络可靠性等都将产生影响[7,8],且其影响程度与微电网的位置、容量、负荷特性等密切相关[9]。因此,制定微电网接入电网时的技术规定非常重要。目前,国内外还没有相关的标准,IEEE制定了分布式电源(DR)的接入标准《IEEE1547分布式电源与电力系统互联的系列标准》[10,11]。我国将于2011年发布DR的并网标准。
本文研究了微电网接入电网时应该考虑的几个重要因素,如:微电网接入系统的基本要求、微电网并网要求、电能质量、功率控制和电压调节、继电保护、并网监测、微网解列、通信、电能计量等。通过对上述九方面的研究,从电网的角度提出了微电网接入电网的技术规定,为今后制定微电网接入标准和微电网大规模的发展提供了一定的基础。
1 微电网并网总则
微电网在并网、并网运行、解列时不能对电网以及电网中的其他用户产生不利影响,且需在电网运行管理部门的监管和调度下进行。
2 并网基本要求
微网需向电网运行管理部门提供微电网中所包含的微电源的组成、总体性能以及微电网中的负荷特性,微电网并网如图1所示。
微电网需在电网运行管理部门的建议和监督下合理选择接入点、接入容量和接入方式。一般情况下,微电网的总容量不超过上一级变压器供电区域内最大负荷容量的1/4或者最小负荷容量的1/3。微电网接入的电压等级为:200 k W及以下微电网接入0.38 k V电压等级电网;200 k W以上微电网接入10k V及以上电压等级电网。经过技术经济比较[12,13],微电网采用低一电压等级接入优于高一电压等级接入时,可采用低一电压等级接入。
微电网的并网以及并网方案需经过电网运行管理部门同意,由后者实施。
3 微电网并网要求
微电网的并网方式可分为普通并网和并网不上网两种方式。
3.1 普通并网
微电网带电并网时,会存在并网点两侧的电压、幅值和相角不匹配的情况,例如微电网与电网之间的相角异相时并联会造成同步发电机电枢铁芯末端过热,并由于极高的扭矩而损坏微网中的发电设备;当微电网电压低于电网电压且超过一定幅值时,并网后微电网将立即遭受大量的流入发电设备的无功功率,使得电网出现低电压;反之,当微电网电压高于电网电压且超过一定幅值时,并联后微电网将立即遭受大量的流出发电设备的无功功率,使得电网出现过电压。
因此,在微电网并网前,必须使并网点两侧的电压、频率和相角尽可能接近,以减小并网过程中对微电网和电网同时存在的暂态过程。
综上所述,并网时微电网的电压、频率、相角和相序应与电网的相匹配,且两者上述参数的差值必须满足表1中的要求[14]。
3.2 并网不上网
此种并网方式严格禁止微电网的功率倒送,即并网点功率流向只能从电网流向微电网。此时需配置逆功率保护。
3.3 重新并网
如图2所示,K1发生故障时,断路器B1的电流速断保护立即动作断开故障线路,但微电网的PCC从检测到故障到并联设备断开需要一段时间,期间微电网和B1所在的馈线构成孤岛运行,如果此时断路器B1重合闸,可能造成表1中的三个参数不在规定的范围内(非同期合闸)。同时,微电网继续向故障点提供故障电流,可能使K1点电弧重燃,扩大故障。
因此,在故障恢复后的重新并网同样必须满足3.1中的要求。一般情况下,在未得到电网运行管理部门同意的情况下,不能采用自动重合闸进行重新并网。解列到重新并网的时间间隔由微电网和电网运行管理部门预先达成协议确定。
4 微电网并网运行要求
4.1 有功功率
4.1.1 基本要求
微电网并网运行时的最大负荷容量与多个因素有关,如配电网电压指标约束、相间短路影响、谐波影响、对潮流优化的影响等[15,16]。其中对电压、谐波等的影响可集中到对并网点的约束中。因此,微电网并网运行时的最大负荷容量主要考虑电网的继电保护,同时计算容量时应该计入储能装置。对并网上网运行,微电网向电网输送的功率也应该根据电网的短路容量、负荷特性来给出确定的限值。
4.1.2 有功功率调节
微电网中的部分微电源,例如风力发电具有有功功率调节能力,其应配备功率协调控制系统。要求微电网不主动参与电网的有功调节,但能根据负荷的变化不断调节微电源的有功输出,维持内部的频率在规定的范围内。同时要求微电网在电网的控制下为电网提供一些辅助的有功调节,在电网紧急情况下,微电网能够根据电网的指令来协调控制微电网内各微电源的有功输出,以防止输配电设备发生过载,确保电力系统稳定性。在电网频率高于50.5Hz且常规调频电厂容量不足时,可以通过降低微电源的有功功率输出来保证电网频率恢复到正常值。
4.2 无功功率
4.2.1 无功电源
微电网中的无功电源包括具有无功输出及调节能力的微电源和无功补偿装置。微电网应具备协调控制微电源和无功补偿装置的能力,能够自动快速调整无功总功率,从而提高用户的功率因数、减少电网的有功损耗以及提高电力系统的电压水平,改善电能质量,提高系统的抗干扰能力。首先应充分利用微电源的无功容量及其调节能力,仅依靠微电源的无功容量不能满足系统电压调节需要或功率因数要求的,应在微电网内加装无功补偿装置。
无功补偿装置可以是分组投切的电容器或电抗器,也可以使用能连续调节的快速无功补偿装置或其他先进的无功补偿装置。
4.2.2 无功容量
微电网应具备无功功率调节能力,其调节范围根据微电网特性、电网结构和电网运行管理部门的要求决定。
在并网运行时,微电网所能吸收/发出的无功功率应使其功率因数可以在一定范围内调节。
微电网吸收感性无功功率时,PCC点的功率因数应该满足《电力系统电压和无功电力管理条例1998》的要求[17]。
4.3 电压调节
微电网控制系统接受在恒定功率因数或恒定无功功率输出方式下运行,其本身允许采用自动电压调节器,但在进行电压调节时应遵照已有的相关标准和规程[18],不造成并网点的电能质量问题。一般而言不应由微电网承担并网点的电压调节,而应由电网运行管理部门来承担。微电网只有在电网管理部门允许的条件下主动参与电压调节。微电网的无功功率应该能够在其允许范围内进行自动调节,使并网点的电压或功率因数保持在一定范围内或为某一给定值。
4.4 电能质量
微电网接入电网时,在并网点处的电能质量指标主要有:谐波和波形畸变、电压波动和闪变、直流注入、电压不平衡度、电压偏差、频率。
4.4.1 谐波和波形畸变
微电网的引入会带来大量的谐波,谐波的类型和严重程度取决于功率变换器技术、微电网内微电源的组成及特性、所连接的负荷设备。
在向平衡线性负荷供电时,在并网点处注入电力系统的谐波电流不应超出表2所列出的限值。同一范围内的偶次谐波应小于低的奇次谐波限值的25%,总谐波畸变率小于5%。
注:a基准电流应为微电网无微电源时的最大负荷需求或微电网向电网输送功率(可逆流方式)两者的较大值;b微电网并网前,由于公共连接点处谐波电压畸变造成的任何谐波电流不应计入注入谐波电流。
4.4.2 电压闪变
对于自然能发电系统,外界能源输入的变动(如风能和太阳能的不确定性和波动性);微电源机组频繁的启停等都会引起PCC点处的电压闪变。
IEEE Std 1453TM-2004通过采用IEC61000-4-15:2003的测量标准给出了不同电压等级的闪变限值,如表3所示。
当来自微电网的最大功率变动△Smax与电网在并网点处可得到的短路容量Sk满足下式时,微电网单元将满足IEC的要求。
4.4.3 直流注入
微电网中由于逆变器以及负荷电流中的直流分量会向电网中注入直流电流,将造成电压波形的直流偏置,对典型的配电变压器铁芯,10%到20%的偏置会导致磁通波形某个方向上的顶部出现深度饱和。当磁通峰值超过饱和点时,瞬时励磁电流将急剧增加,其结果将是励磁电流严重的畸变,产生励磁电流尖峰,这种励磁电流尖峰含有丰富的奇次和偶次谐波。必须防止微电网的这种间接地注入过量的谐波。
图3显示了一个配电变压器直流注入和变压器的谐波产生之间近似的线性关系。为了限制配电变压器因直流而产生的谐波,规定微电网注入电网的谐波不超过配电变压器额定电流的0.5%。
另外,并网点的其他电能质量指标如电压波动、电压不平衡度、电压偏差以及频率等,标准限值可参考我国电能质量相关标准中的相应规定[19,20,21,22]。
4.5 安全与保护
本节给出了微电网接入电网时应具备的保护功能及其所应达到的要求,不涉及微电网保护配置的具体技术细节。
4.5.1 基本要求
微电网接入电网后对电网原有保护的影响已经在很多文献中详细介绍[23,24,25,26]。一般结论是微电网的接入改变了电网的继电保护及自动装置的配合特性,使系统原有的保护不再适用于微电网接入后的电网。
为了避免上述影响,必须寻求新的保护控制原理。文献[23]对新型保护系统提出了要求,在孤岛运行和并网运行时保持相同的保护策略或是设置限值条件,使孤岛或并网运行时只有一种保护有效。
4.5.2 故障响应
保护系统必须能够响应电网侧和微电网侧的所有类型的故障,并且快速切除提供短路电流的电源。如果故障在电网侧,要求微电网尽快从电网侧隔离以保护微电网中的负荷;如果故障在微电网内部,保护系统必须迅速隔离微电网中尽可能小的区段来消除故障,在高故障电流下,延时时间不得超过0.1s。
4.5.3 保护系统参数配置
微电网必须向电网提供微电网涉网保护的配置和参数设置,以便于设计电网侧的涉网保护,同时随着微电网结构和所连接的分布式电源数量的不同,故障电流级别将有很大不同。因此其参数设置也在不断的变化,要求定期的检查和更新保护系统的参数值以确保它们仍然适用。
4.5.4 逆功率保护
对并网不上网运行方式,应配备逆功率保护。
4.6 接地配置
微电网的接地配置取决于配电线路的类型以及与其相关的配电变压器的绕组配置和接地方式。
如果微电网接地配置不合理将会导致如下问题:(1)在非计划孤岛形成后,但尚未被微电网检测到并断电之前出现的对电网以及用户设备的有破坏性的相电压;(2)微电网以及配电变压器提供的很高的接地故障电流将导致配电线路接地保护设备的灵敏性下降。
因此,微电网接地配置必须符合电网运行管理部门的要求,接地方案所引起的过电压,不应超出PCC点其他连接设备的电压水平,且不得因其电压扰动或破坏电网接地故障保护的协调性。
4.7 监测规定
监测数据要求具有实时性,必须对并网点的连接状态、有功、无功、电压、功率因数和相角实时跟踪。微电网运行人员需要这些数据用于跟踪效率、计划维护、确定运行成本、控制微电网的运行性能;电网运行管理部门需要这些数据进行电网的规划、运行和调度,指导微电网与电网的同步、进行微电网参数超出预定水平时的告警、进行历史事件和事故数据的总结分析、预先制定微电网运行计划和实时趋势。
4.8 电能计量
计量数据主要作为用户商业和经济考虑,计量表计(以及相关的电流互感器和电压互感器)安装于不同的点上,通过对并网点的功率流动方向、有功、无功进行计量,以按合同或税则的要求来确定负荷、毛发电量和净发电量。要求以15 min或1 h的时间间隔进行数据收集,对这些数据一般不作实时性要求。需特别指出的是,对可逆流运行,需安装具有双向计量计费功能的表计。
5 微电网解列
5.1 正常解列
正常解列时(图1中断开B1),微电网按照事先设定的方式和解列点进行解列,其解列时间以及解列后微电网孤岛运行的持续时间可由微电网和电网运行管理部门协商。在微电网解列过程中,保证电网不受微电网解列的影响。且需同时配置手动解列和自动解列措施。
5.2 事故解列
5.2.1 电网侧故障解列
正常状况下,重要负荷是通过DR和电网同时供电的,在电网侧发生故障或电网的电能质量不能满足重要负荷要求时,可在图1中断开B1(在DR不能同时满足一般负荷和重要负荷供电时,断开B2),使微电网与电网快速分离,进而更好地保障重要电力用户的用电要求。
同时,在电网故障时,微电网的快速分离避免了微电网给电网中的故障点提供故障电流。
5.2.2 微电网侧事故解列
在微电网内部发生故障时,如图1中的K1(或K2),此时B2(或B3)迅速的断开,非故障DR与电网同时向重要负荷供电,保证重要负荷的供电质量。
当微电网内部的故障不能通过内部断路器来隔离时,B1迅速断开,使微电网内部的故障不会影响到电网。
5.2.3 故障恢复
一旦事故处理完毕,可进行微电网重新并网。此时参考3.3节。
6 通信及信号
电网调度中心需要有与微电网通信的能力,以从微电网中获得特定的信息来实现电网向负荷的不间断供电,并做出控制。电网的能量管理/SCADA系统与配电管理系统集成和微电网之间同样需要通信能力,以对微电网进行监测和控制。
由于调度、通信和控制系统中使用的大量传感器和控制器由多个厂商开发。这意味着将同时使用多种通信协议,因而通信协议的兼容性将成为突出的问题。因此,微电网与电网之间的通信方式和信号传输必须作出一致规定。同时由于检测和控制信号的种类多样以及实时性要求不同,必须对微电网与电网之间互相提供的模拟和开关信号种类、提供信号的方式以及实时性要求做出明确规定。
6.1 正常运行信号
根据检测和计量的要求,在微电网正常运行时,微电网向电网运行管理部门提供的信号至少应包括:并网点微电网侧的电压、电流、有功、功率因数、频率和电量。
6.2 故障信息记录与传输[27,28]
微电网需要安装故障录波装置,且需记录故障前10 s到故障后60 s的瞬态波形。该装置应该包括必要数量的通道。
7 结论
风力发电并网现状研究 篇6
关键词：风力发电,电力系统,并网
21世纪能源日趋枯竭, 环境污染日趋严重, 面对如此现状, 政府鼓励可再生资源的开发利用, 如此众多的电能产生方法, 选择哪一种更适合我国国情呢?利用煤、石油等一次能源的火力发电技术虽成熟, 但污染环境, 而且不可再生;水力发电不但受地理位置的影响, 而且受季节影响大, 水源无法保证, 成本较火电高, 且对生态环境有一定影响;从长期的能源发展状况来看, 风力发电相对于其他资源, 整个发电过程中不存在燃料问题, 也不需要排放任何气体。无论从其清洁性、安全性还是资源的充足性及潜在的经济性等方面考虑, 都有其得天独厚的优势, 成为解决能源短缺的有力途径之一。
1 风力发电特点及优势
1.1 风力发电对环境要求低, 自动化程度高
无论是高山、岛屿还是沙漠、草原, 只要风速达到要求, 就能发电, 而且自动控制能力高, 可以减少人力资源。
1.2 风力发电具有地区差异、选择性的特点
由于我国所处的地理位置及延长的海岸线, 为风能的产生提供了便利条件, 沿海、岛屿及西北内陆是风能丰富的地区。据统计2014年1~9月, 风电新增并网容量较多的省份是新疆 (192万千瓦) 、山东 (82万千瓦) 、山西 (75万千瓦) 、宁夏 (67万千瓦) 和云南 (52万千瓦) 。风电平均利用小时数较高的省份是云南 (1893小时) 、天津 (1669小时) 、四川 (1598小时) , 平均利用小时数较低的省份是西藏 (823小时) 、吉林 (1066小时) 、海南 (1120小时) 和广东 (1126小时) 。我国风能资源丰富具有大规模发展风电的有利条件。
1.3 风力发电与常规能源相比, 具有潜在的经济性
我国西部富煤, 电力富余;东部缺煤, 供电紧张, 一次能源分布相对集中, 一直以来采用的办法是建设电力外送大通道, 实行西电外送, 虽然实现了煤炭就地消化, 换来了经济效益, 但对当地环境造成了污染, 而且长距离电力运输是我国能源利用瓶颈;相对于常规能源而言, 风力发电分布范围广, 可分散式发电, 其产生的电能除了供给当地交流负载外, 剩余部分电能可以并入电网, 这样就避免了长距离运输、输电的困难。
从2014年全国风电并网运行情况看, 1~9月全国风电新增并网容量858万千瓦, 到9月底, 全国累计并网容量8497万千瓦, 同比增长22%;1~9月, 全国风电上网电量1060亿千瓦时, 同比增长7.6%。风电呈现出良好发展势头, 但也存在一定的问题, 需要我们去克服。
2 风力发电面临的问题及采取的措施
2.1 风力发电具有不可预测、随机性的特点
风能作为一种清洁的可再生资源, 受风力大小、天气条件等的影响非常大, 也就使得风力发电所产生的电能具有波动性和易变性等特点, 因此不能保证电网的稳定性, 需要其他能源的补充。
2.2 风电并网缺乏利益驱动, 还有很长的路要走
正如华锐风电技术总监陈党慧说:“风电并网, 最难的是利益调整, 其次是观念, 再次才是技术。”表面看风电并网技术不够成熟, 但有国外的成熟经验可以借鉴, 技术上的难题是可以攻克的。真正原因是由于电力企业在风电并网和长距离输电方面需要投入大量资金, 其收益见效慢, 缺乏利益的驱动和改革的动力, 存在技术攻关与产品实现之间的脱节。
2.3 大量分布式风电并网会给电力系统运行及其稳定性带来许多负面影响
大量分布式风电系统接入电网, 将对传统电力系统产生严重影响, 主要表现在以下几个方面:1) 孤岛效应[1];2) 对线路上潮流的影响;3) 对系统保护装置的影响[2];4) 电压波动和闪变[3]5) 产生谐波污染电网等。为了减少这些影响, 一方面应落实风电项目建设条件, 特别是电网接入条件和电力消纳市场, 督促相关企业深化前期工作。另一方面应加强发电机组并网运行安全调度管理, 做好发电机组涉网设备、系统的试验和调试等工作, 共同确保发电机组安全并网运行。
2.4 风电并网弃风现象严重
我国风电发电比重低, 能源分配不均衡, 出现局部风电“过剩”现象。我国风电装机主要集中在东北、华北、西北等地区。据统计2012~2013年全国风电利用小时数分别为1893小时和2074小时, 2014年1~9月全国风电平均利用小时数1336小时, 平均利用小时数大幅下降, 风电弃风电量86亿千瓦时, 平均弃风率7.5%。相比之下, 国外风能分布相对分散, 政府鼓励分布式发电, 80%以上的风电接到10千伏以下配电系统, 能够就地消纳。分析原因:一方面由于我国风力资源集中、风电规模大, 而又远离负荷中心;另一方面由于当地市场规模小、电网接纳能力和跨区输电能力不足及风电不稳定等自身特点导致的。
3 面对风电并网的以上问题, 应从下面两个方面下功夫
3.1 政府主管部门出台相应政策, 鼓励分布式风电产业的发展
政府应加大投入力度, 把风力发电纳入当地电力发展总体规划, 加大风力开发及应用优越性的宣传力度, 实行强有力的激励政策, 鼓励风电企业发电并网。
3.2 进一步调整电源结构, 对风电并网要统筹规划, 精细管理
以市场化为导向适当加快风电并网, 调整电源结构;加大对风电建设前期投入, 对发电机组存在的影响电网安全运行的有关问题彻底解决, 提高电网调节能力;促进西电外送, 改变电能资源不均衡现状;依靠体制创新和科技创新, 促进电力工业的健康发展。
4 结语
风力发电属于朝阳产业, 风电的健康发展能优化能源结构, 改变能源不足的局面, 降低污染、减少雾霾天气的出现;加之国家有利政策的支持将进一步促进电力产业的可持续发展。
参考文献
[1]陈炜.光伏并网发电系统对电网的影响研究综述[J].电力自动化设备, 2013.
[2]石振刚.并网光伏发电系统对配电网影响的研究[D].华北电力大学, 2011.
论风力发电及其并网控制 篇7
一、风力发电的原理和技术
空旷的原野和辽阔的海面是风能的优质资源, 风力发电是利用大自然中的空气以一定速度流动所产生的风能驱动风车的叶片旋转, 将此旋转运动在增速机中转速提升, 在由此产生的力矩带动下, 发电机组中的导体通过切割磁力线产生感应电动势, 外接的闭合回路在导体中会有电流产生, 实现风能向电能的转换。依据目前的风车技术, 只要风速大于3米/秒便可以产生电能, 实现发电目的。
风力发电机一般有风轮、偏航装置、发电机组、塔架、限速安全机构和储能用蓄电池等部件构成。风轮是由2个或3个叶片组成的集风装置, 它的作用是采集风的动能转变为风轮旋转的机械能。风轮后面的调向器也叫尾舵, 它的功能是控制风轮的迎风方向, 使风轮随时面对风向, 最大限度地获取风能。限速安全机构的作用是对风轮的转速予以一定的限制, 使之在规定的范围内保持相对稳定, 起到保证风力发电机限速平稳运行的作用。塔架则是机组的承载和风轮的支撑机构。
由于自然界的风速极不稳定, 其很强的随机性和间歇性致使风力发电机的输出功率也极不稳定, 高峰和低谷落差甚大, 所以, 风力发电机发出的电能不能直接用在电负载上, 而是先用铅酸蓄电池储存起来, 以保持风力发电系统持续稳定的供电运行状态。
二、TW1500系列风机结构及主要技术特点
以保定天威风电科技有限公司生产的TW1500系列风机为例说明风机的主要结构和技术特点。风机中集成了变桨系统及变桨控制柜、主轴系统、齿轮箱及制动器、双馈发电机、偏航驱动机构和机架等结合部, 内部结构紧凑, 机壳外型美观。
1. 主轴系统采用前后双轴承支撑结构, 使齿轮箱受力均衡, 载荷降低, 可以有效地提高齿轮箱的可靠性和运行寿命。
2. 齿轮箱的内部结构是专门针对此风机特点而设计的一级行星轮、两级平行轴形式, 轻便耐用、安全可靠。
3. 双馈型风力发电机组中的双馈电机结构, 仿照绕线式感应电机, 转子绕组中三相电源激励频率可调, 定子绕组中对称三根电源激励频率固定。采用交-直-交变频器供以低频电流。该机型采用的变速恒频调节方式是目前最优化调节方式。它的优点是大范围内调节运行转速, 来适应因风速变化而引起的风力机功率的变化, 可以最大限度地吸收风能, 因而效率较高。
4. 控制系统在电子计算机管理下, 可使风机始终运行于最佳状态。双馈型风机的控制系统虽然回路多, 控制相对复杂, 但控制灵活, 其逆变器容量小, 可以较好地调节系统的有功功率和无功功率, 有效地缓解了风机中机械部件的载荷, 改善了荷载分布状态, 有利于提高风机的发电效率和运行稳定性。
5. 偏航系统采用四台电机分别驱动4点接触滚动体的回转支撑, 具有良好的主动对风和纠偏性能。
6. 变桨系统可以灵活地控制安装在轮毂上的叶片桨距角大小的改变, 使发电机组的输出功率保持在额定功率。系统采用相对独立的电动变桨控制, 高精度的电动伺服驱动, 保证了叶片的风能利用效率。
7. 所有机械结构零件的载荷计算精密, 设计技术先进, 选用材质考究, 制造工艺优化, 检测技术可靠, 通过了全过程的严格质量控制。
8. 该机组适用-20℃~50℃的常温环境。针对我国北方寒冷地区特殊环境, 在设计制造中, 突出了它的低温特性, 可以确保风机在-30℃可靠运行, -40℃低温环境下完好无损。
三、控制系统的工作目标和构成
风力发电机的控制系统相当于整个风电系统的神经, 贯穿于每个工作环节。它的基本目标一是保证风力发电机组安全可靠运行, 二是获取最大能量, 三是提供良好的电力质量。
控制系统主要由主控制器、传感器、变距单元、功率输出单元、无功补偿单元、安全保护及报警单元、通讯接口及显示电路、并网连接控制单元和监测、监控单元等组成。控制内容包括信号的数据采集、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、就地监控、远程监控等等。
双馈发电机的控制系统, 通过变频器对逆变电路小功率器件的控制, 具有对励磁电流的幅值、频率和相位进行调节和改变的技术优势, 通过改变励磁频率, 调节转子励磁电流的幅值和相位角, 可以实现对有功功率和无功功率的有效调节, 利于获得能量的最大化, 提高了机组效率。较低的谐波电流、可控的功率因数对电网起到稳频、稳压的作用, 达到向电网提供良好的电力质量的目标。
四、风力发电机的并网与并网控制
风力发电机的并网是实现电能外输的重要途径, 通过晶闸管软并网方法是目前国内外中型及大型风力发电机组中普遍采用的一种并网形式。软并网就是在发电机定子与电网之间三相各串入一只双向晶闸管, 目的是控制发电机并网瞬间的冲击电流, 使电能平稳地并入电网。风力发电机并网控制主要应该关注的问题:一是保证电能质量, 主要有高次谐波和电压闪变与电压波动。二是克服电压闪变与波动, 三是防止谐波污染。四是控制电网的稳定性。
双馈电机和交-直-交的变频调节装置的强大功能, 可由控制系统直接控制和调节有功功率、无功功率, 电能频率、相位角、电流幅值和功率因数等各项技术参数。无论风速和风机端电压怎样变化, 都能保证风机的稳定高效运行。