清洁能源并网

清洁能源并网（共8篇）

清洁能源并网 篇1

近年来, 随着各种能源的消耗, 空气环境已被温室气体所包围, 这就加剧了气候变化与环境污染的程度, 在一定程度上严重阻碍了人类社会的产生与发展, 因此, 在当前的形式下, 对新型能源的应用与研究已成为一个必要的课题。

1 智能电网及清洁能源的概述

1.1 关于智能电网的综述

随着社会的发展与科技的进步, 智能电网技术在此背景下应运而生, 它主要使用先进的传感装置, 将各种复杂的信息技术结合形成自动电网, 为人民提供相关服务。从现阶段来讲电网能源属于国家重要的能源产业之一, 直接由国家管控, 由于当前人们对于电力的不断需求, 其中一些行业还有更高的技术要求, 除了需要能够可持续供电外, 还要求电力做到高效、清洁等, 因此, 为了满足人们在现实生活中的这些需求, 我国需要花费大量的精力去学习更先进的超导技术, 对对相关研究进行技术, 这样才能在既满足正常需求的情况下有保障了智能电网的安全。智能电网的基本结构如图1所示。发电厂与用户之间通过输配电网双向流动提供电能, 并且, 智能电网能够接入和容纳各种形式的新能源及清洁能源。

智能电网是社会经济发展, 电网技术和经济技术的产物。智能电网和其先前的电网发展阶段的根本区别是电网的发展, 电网技术和市场机制相结合, 资源优化, 节能减排和保护环境的可持续发展。具体地讲, 智能电网相比各电网的发展阶段, 用于电力自动化中增加了一个新的价格信号条款和数字物理信号用于控制电网的操作。价格信号, 用来调节电力市场中参与者的利益。它们彼此相互作用和影响, 并且加入了参与者竞争的机制, 导致这主要是由物理定律操作的网络更加“智能”化了, 其可以在电网的投资和操作运行下整体考虑经济, 可持续发展等目标。

1.2 清洁能源

简单来说, 清洁能源主要是指在其使用过程中不会产生有毒物质排放出来, 在很小的程度上甚至几乎不会对环境造成污染的能源。打个比方来讲, 通常我们最常见的清洁能源包括太阳能、风能还有沼气等。而与之相反的非清洁能源主要是指其在使用过程中会在很大程度上对环境造成污染甚至是有毒物质如煤, 石油等化石燃料。

风能是最常见的并且很清洁的可再生能源之一。如今, 风力发电是很常见的。其基本原理是通过一些特殊的转化装置将风能转化为机械能, 然后再把机械能转换为电能。就目前来讲, 在各种能源发电中相对来说比较安全可靠的目前还是风能发电, 并且其成本也在随着现代科技的发展而逐渐降低。

太阳能在当前清洁能源中是非常具有代表性的能源, 在当前阶段的太阳能正逐渐向替代能源替代到过渡, 以这种方式使用太阳能发电被称为光伏发电。它与其他能源发电方式相比而言, 有着自己独特的性能, 这种发电方式不但具有清洁可再生, 而且对其建造也相当灵活, 同时其分布也是非常广泛的。在未来的发展趋势里, 太阳能将逐渐发展为太阳能光伏并网发电, 同时, 它将一步一步从无电的地区向有电的地区蔓延。

2 智能电网的清洁能源并网控制方式

为了使清洁能源的作用能够更好的发挥出来, 就需要在智能电网中并入智能电网清洁能源。如果这种方式得到顺利实施, 那么就能保证高效的电网运行。在这种情况下也可以根据电源的类型来对整个电网系统进行控制, 通过这种方式能够确保实现人员与清洁能源的自动化有效管理。

2.1 电力电子技术的控制方法

对于光伏电池和风扇以及燃料电池等需要使用功率电子换流器的转变, 使之能与智能电网系统连接到电网。作为转换器具有响应速度快, 低惯性和电流容量弱的特性, 转换器的能量管理的控制概念是跟与以往完全不同的。因为在同一时间应该按照清洁能源的相关要求对清洁能源和网络逆变器进行必要的控制功能, 但是普通的普通的逆变器功能和基本平行运行的要求可以除外, 如电压-频率比 (U/F) 控制是由有功和无功功率 (PQ) 控制。由于特定电压-频率比下降的控制可以对负载功率的变化具有影响, 因此可以共享不同类型的清洁能量之间的不同功率, 以及智能电网可以具有频率支持当动力装置是在独立运行。有功功率和无功功率控制可以通过的情况下, 实际操作中, 可以实现方向控制的清洁动能源有功功率和无功功率。卡特里娜在基于该智能电网的电力电子技术的控制方法中, 提出了针对可调节能源设计的有功和无功潮流的控制方法。

2.2 多代理系统的控制方法

从上文的介绍中我们不难发现, 太阳能和风能在时间上和地理相辅相成的。在当前的供电系统中可再生能源的供电体系最为重要的一种形式就是风能与光能互补供电。它实现了由多代理系统, 保证了电厂的电压是稳定的, 并促进了电网的可靠和平滑操作的协调优化技术风和光混合发电系统的最优控制。现代多智能体系统在智能电网是由数据库代理, 用户代理, 发电单元剂和控制剂四部分组成。这些代理之间的现代智能电网是通过TCP/IP协议实现数据交换, 这四个组件在这个环境中实现通过协议控制主网络的交互, 以将信息发布到适当的位置。负载信息或需求指令由用户代理生成到发电单元, 然后发电单元将该信息发送到用户代理, 以实现双向交流。在此过程中, 通过由代理发送信息的收集可视信息平台, 调度可以方便的处理的下一步骤。

2.3 智能电网的虚拟发电厂控制方法

对于清洁能源与分布式能源来说, 它们各自都有其特点, 因此, 我们有必要通过对结合电压控制技术和电网频率以及联络线潮流预测模型和方法等为相融合的一体化控制技术进行研究以适应这些特性。虚拟发电厂技术的运行原理主要是其将配电网中的清洁电源与被分散安装到各部分的受控负荷以及储能系统三者相结合为一个特别的电厂, 使之加入电网的运行。因此, 虚拟发电厂技术能够有效解决清洁能源发电的接入与控制。在虚拟电厂这个庞大系统中的每个组成部分都连接着能量管理系统, 在这个时候, 通过智能电网, 控制中心就能实现信息的双向传输, 而为了协调好受端负荷与机端潮流以及储能系统的正常运行, 可以通过使用增强型短信服务系统作整体的一个调度, 这样不仅能够实现资源的合理利用, 对温室气体的排放起到减低缓解的作用, 还能够大大降低损耗, 对电网峰值进行有效控制, 对供电的可靠性也能起到提升的作用。另外, 由于有先进的监测功能的虚拟发电厂, 它可以对不同节点上的动态电压, 误差数据, 频率的变化, 监测系统运行异步, 短时磁同步发电机异步移动, 低频振动过程进行测量和计算。

3 结语

总而言之, 通过对智能电网与清洁能源并网技术的运用, 不断发展我国智能电网, 不仅能够有效的解决我国能源紧缺的问题, 而且还能够改变气候变化, 对环境污染起到缓解的作用。

摘要：本文对智能电网及清洁能源进行了简单概述, 重点对智能电网清洁能源的并网方式进行了分析, 以供相关行业人员参考。

关键词：智能电网,清洁能源,并网技术

参考文献

[1]王杨宁.试论智能电网的清洁能源并网技术[J].低碳世界, 2014, 05:38-39.

[2]李宗格.智能电网与清洁能源的并网技术研究[J].中国电力教育, 2011, 33:77+79.

清洁能源并网 篇2

太阳能是绿色无污染的新能源,太阳能光伏发电系统是利用太阳电池半导体材料的光伏效应,将太阳光辐射能直接转换为电能的一种新型发电系统。它一方面节约了大量的煤炭等不可再生能源,另一方面由于不产生任何污染,减少了对环境再处理的大量资金投入。目前,世界上很多发达国家对在城市大规模建设并网光伏系统都非常重视,并出台了相关的鼓励政策。光伏产业发展迅速,让“并网逆变器”这个名词开始为越来越多的人所熟悉。

走近并网逆变器

在太阳能光伏并网发电系统中,并网逆变器是其核心部件。它不仅可以将光伏组件产生的直流电变换成同频、同相、同等电压的交流电送入公共电网,而且还可以达到自由输出电流(电压)的选择波形、频率和振幅达到节能、节材、高效、安全、环保等多种目标,保证输出电能质量、提高系统整体效率。

北京科诺伟业科技有限公司及其前身中国科学院电工研究所新能源研究室,就是国内最早从事太阳能光伏发电研究及产品开发的单位之一。深圳国际园林花卉博览园1MWp并网光伏电站、北京天普50kWp并网光伏电站和西藏羊八井100kWp高压并网光伏电站等示范项目均由北京科诺伟业科技有限公司承担完成。

大型并网逆变器的研发

2005年,北京科诺伟业公司正式立项进行150kW光伏并网逆变器研发,标志着在大中型光伏并网逆变器领域的研发工作进入实质运作阶段。大型高压并网光伏逆变器是大型及超大型并网光伏电站特别是兆瓦级荒漠并网光伏电站的主要设备之一。此种逆变器多采用先进的DSP控制技术和高压并网技术,实现光伏系统的最大功率跟踪、大功率逆变、反孤岛效应。此外,还可实现群控、休眠、集中和远程监控等功能。

2006年10月,历经14个月的艰苦努力,150kW光伏并网逆变器样机在雪域高原上海拔四千多米的羊八井光伏电站成功并网运行,得到了系统可靠性的初步验证。150kW光伏并网控制逆变器,采用基于重复控制与比例积分控制相结合的并网逆变器输出电流波形控制技术,使得逆变器的输出电流质量得到显著改善,额定功率条件下输出电流的THD小于3%,达到国外同类产品水平。它的研发成功,为我公司大中型系列化光伏并网逆变器的研发奠定了坚实的基础。这是目前我国应用在大型并网光伏电站的第一台大容量高压并网逆变器,其改进工作主要为:基于样机长期的运行数据和运行经验,优化系统设计,从而进一步提高效率、提高可靠性和降低成本。

大型高压并网光伏逆变器及单、双轴跟踪并网光伏发电系统是在承担中国科学院重大知识创新工程方向性项目基础上研制的。该项目的成功研制,填补了我国在大型高压并网光伏逆变器,单、双轴跟踪并网光伏发电系统方面的空白,为今后在大型或超大型并网光伏电站的建设以及单、双轴跟踪并网光伏发电系统产业化开发奠定了基础。

助力科技绿色奥运

筹备奥运会期间,北京科诺伟业承担了“奥运公园节能与可再生能源利用示范”的重点项目—奥运公园太阳能光电利用示范项目实施工作。这充分体现了北京奥运提出的“科技奥运、绿色奥运”的理念。

在实现科技绿色奥运的过程中,并网逆变器又在至关重要的位置上默默的工作着。国家体育馆100千瓦并网光伏发电系统与国家体育馆建筑主体相结合,堪称光伏与建筑一体化的经典之作,也是体现绿色与科技的突出代表。国家体育馆太阳能电池组件共有1124块,结合体育馆屋顶采光带进行安装,分布在屋顶和南立面,替代原有部分建筑材料,满足节能建筑要求。太阳能电池组将吸收到的太阳辐射能转化为直流电,由专项线路统一输送到地下一层太阳能发电控制室,通过逆变器把直流电转化为交流电,再经专用设备并网输送到低压配电系统。太阳能电池组每天额定输出功率达到100千瓦,这样,馆内2万平方米地下场所的照明就有了保障。

新能源带来新生活

在过去的二十几年,我国太阳能的开发利用取得了巨大成就,太阳能光伏发电的技术水平与实用化程度有了显著提高,应用范围和规模不断扩大,并网光伏技术也获得了相当大的发展。太阳能光伏发电系统的应用体现了我国对环境保护的重视,同时提高了人民的环境保护和能源意识。太阳能产业不断成长,也不断受到国家政策的支持。2009年3月底,中国财政部连续发布的三个文件,又仿佛三缕阳光,照在了关注太阳能产业的人身上。

近年来全国各省也纷纷提出兴建大型太阳能发电站的计划。在光伏产业的发展进程中,集中式大型光伏并网电站是一个必然的发展方向。针对集中式大型光伏发电系统而设计,能够推广应用于百千瓦级、兆瓦级的各类光伏并网发电系统,包括荒漠光伏并网电站、与景观建筑结合的光伏并网系统及相关产品等,必将有可观的前景。

今年8月20日,目前国内最大的太阳能发电项目—青海省格尔木200兆瓦大型荒漠并网光伏电站一期20兆瓦工程在格尔木市郊荒漠戈壁上开工,标志着青海省在柴达木盆地打造“中国西部光电风电产业基地”的战略构想迈出实质性步伐。

新能源发电并网标准比较 篇3

在能源危机及环境污染日益加重的情况下,人们更加注重太阳能、风能等可再生清洁能源的研究,但是由于分布广泛、能量密度低以及间歇性然等特点,大量新能源发电接入电网给传统电网的电能质量、保护与控制等方面带来了诸多不利影响。如何安全可靠地接入各种新能源发电,以减轻对现有电力系统的影响,不仅是智能电网的发展目标,同时也是智能电网面临的一大挑战。为此,本文对现有的光伏发电、风力发电并网标准进行了技术比较,指出了在新能源发电并网中应该重点考虑的问题。

1 新能源发电并网标准概述

新能源发电的主要形式包括光伏发电、风力发电、生物质能发电和燃料电池等。国际上大多数新能源发电并网标准是针对目前应用较为广泛的光伏发电和风力发电而制定。因此,本文中重点进行光伏发电和风电并网技术标准的比较。

许多国家和地区都针对自己的实际情况制定了光伏标准[1,2,3]。如美国的IEEE,NEC,UL标准等,中国光伏标准委员会及中国国家电网也制定了光伏发电系统并网标准。而国际电工委员会制定的IEC标准是被广泛接受和采用的国际标准。

中国国家电工委员会(IEC)在1994年率先制定了风轮发电机系统IEC 61400[4,5,6,7]系列标准,并被欧洲、法国、日本、丹麦等国家或地区接纳和采用,作为制定本国标准的重要依据。该系列标准主要涉及风轮发电机系统的设计、安装、系统安全保护、动力性能试验以及电能质量测试评定等方面的内容。IEEE提出了一些风能转换系统与公用电网互联规范[8]。中国国家标准是依据IEC61400系列标准和德国、丹麦等国家风电并网标准制定的。

此外,IEEE 1547-2003标准第一次尝试统一所有类型分布式发电(Distributed Generation, DG)性能、运行、测试、安全、维护方面的标准和要求,得到了国际上最广泛的认可[9],目前已经发展成为一系列的标准[10,11,12,13,14,15,16](作为分布式发电的光伏发电和风力发电可参考此标准)。许多国家都有自己的DG并网技术标准: 加拿大两个主要的DG互联标准包括C22.2NO.257和C22.3NO.9。新西兰在2005年完成了基于逆变器的微电源标准AS 4777.1,AS 4777.2,AS 4777.3[17]。在英国,G59/1文件[18]、ER113/1[19]提供了不同容量和电压等级的DG并网准则和要求。

2 光伏发电并网技术要求比较

2.1 并网方式

我国GB/T 19939-2005标准[20]根据光伏发电系统是否允许通过供电区的变压器向高压电网送电,分为可逆流和不可逆流的并网方式。

日本《电气事业法》(1998年)对家用光伏发电系统与公用电力系统的并网原则作了如下区分:单独家用电用户的电力容量为不足50 kW的发电设备与低压配电线(电压600 V以下)并网,不足2 000 kW的发电设备与高压配电线(电压大于600 V,小于7 000 V)并网。表1列出了日本《电气事业法》所规定的根据光伏发电系统输出容量及受电电力容量的并网区分及电气设备的分类[21]。

2.2 电能质量

光伏发电系统向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量应受控,在电压偏差、频率、谐波、闪变和直流注入等方面应满足使用要求并符合标准。

2.2.1 电压偏差

通常情况下,光伏发电系统并网不允许参与公共连接点(PCC)电压的调节,不应造成电力系统电压超过相关标准所规定的范围,不应造成超过所连接区域电力系统设备额定值的过电压,也不能干扰电力系统中接地保护的协调动作。表2是国内标准GB/T 19964-2005[22]、国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定(试行)》[23]和国外标准IEEE 929、IEEE1547对光伏发电系统正常运行电压范围和公共连接点处电压偏差限值的规定。

2.2.2 电压波动和闪变

IEEE 1547标准指出:分布式电源不能使地区电力系统电压超过ANSI C84.1-1995[24]标准所规定的范围;与电网并列运行的分布式电源在PCC处引起电压波动不应超过±5%;分布式电源不应该造成区域电力系统中其他用户的电压闪变。

IEEE929-2000规定电压闪变限值不应超过IEEE519-1992[25]中的规定。

IEC61727-2004[26]规定:光伏系统运行不应该使电压闪变超出IEC61000-3-3(<16A系统)、IEC61000-3-5(≥16A系统)中相关的规定。

国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定(试行)》规定,光伏电站接入电网后,在PCC点的电压波动和闪变应满足GB/T12326-2008[27]的规定,光伏电站在公共连接点单独引起的电压闪变值应根据光伏电站安装容量占供电容量的比例、以及系统电压等级做不同处理。

2.2.3 频率

几乎所有的标准都要求光伏发电系统并网时应与电网同步运行。各标准对光伏发电系统的正常运行频率范围或偏差限值做出了相关规定,如表3所示。

2.2.4 谐波与波形畸变

大部分的标准规定,光伏发电系统的输出应该有较低的电流畸变水平,以确保不会给并网的其他设备带来危害。测量并网系统注入的谐波电流时,不应包括任何由未连接光伏发电系统的电网上的谐波电压产生的谐波电流。国内外各标准对于谐波电流畸变的限值如表4所示。

2.2.5 直流分量

直流电流注入可能会导致变压器和电动机饱和和发热,也可以造成这些无源器件生产不可接受的谐波电流。当DG功率转换器直接与电网连接(不带隔离变压器),就有可能注入直流电流,影响变压器和其他磁性元件的饱和度及可能造成邻近电机的转矩脉动。国内外标准对DG并网注入的直流分量均有限制,如表5所示。

2.3 保护与控制

几乎光伏发电并网标准均规定,当电力系统产生不正常运行状况时,需要光伏发电系统做出相应响应。这种响应可以确保系统和人员的安全,避免设备遭到损害。当电力系统发生故障时,光伏发电应该停止供电;在电力系统重合闸前,光伏发电应停止供电。

IEEE1547标准中,对异常电压/频率的响应时间的设置均考虑分布式电源的容量大小,分布式电源容量小于或等于30 kW时,设定点和分闸时间应固定或可调;容量大于30 kW时,频率设定点应可调。

2.3.1 电压异常

各标准对于光伏发电异常电压的响应时间要求如表6所示,光伏发电应在指定的分闸时间内停止向电网供电或从电网中切除。

此外,国家电网公司在《光伏电站接入电网技术规定(试行)》中要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受电压异常的能力,避免在电网电压异常时脱离,引起电网电源的损失。

2.3.2 频率异常

当电网频率偏离规定的条件时,光伏发电系统应该停止向电网供电。如果频率在规定的跳闸时间内恢复到正常电网连续运行的情况时,就没有必要停止供电。频率保护装置允许时间延迟的目的是为了避免由于短期扰动引起的误动作。表7是各标准对光伏发电系统频率异常时最大分闸时间的规定。

IEEE 929-2000标准规定对于大型系统,区域电力公司应该有能力根据实际需要调整该区域电网运行频率范围。而国网公司则要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力。

2.3.3 防孤岛保护

在非计划孤岛运行下,光伏发电通过PCC接入电力系统供电,需要在规定的时间内检测到孤岛运行并停止供电。由于超出运行状态导致光伏发电系统停止向电网送电,在电网的电压和频率恢复到正常范围后,需延迟一段时间并入电网运行。表8是国内外标准对发生非计划性孤岛时保护动作的时间以及电网恢复正常后并网延时的限值规定。

GB/T 19939-2005与国网标准指出,应设置至少各一种主动和被动防孤岛效应保护。IEEE 929-2000和UL1741标准规定,所有的并网逆变器必须具有反孤岛效应的功能,同时这两个标准给出了并网逆变器在电网断电后检测到孤岛现象并将逆变器与电网断开的时间限制。目前,我国还没有制定具有反孤岛功能的并网逆变器的相关标准。

3 风力发电并网技术标准

3.1 电能质量

3.1.1 电压偏差

表9给出了国内标准(国家电网公司《风电场接入电网技术规定(修订版)》[28]、GB/Z 19963-2005[29,30])和国外标准(IEEE 1001-1988[31]、加拿大各省电力公司标准[32])对风电场正常运行电压范围和风电场并网点处电压偏差限值的规定。在正常运行电压范围之内,风电场应能连续正常运行。

3.1.2 电压波动和闪变

由于风机的出力会受到风速随机性的影响,所以在风力发电系统与电网接口处有可能造成电压波动。GB/Z 19963-2005与国家电网公司《风电场接入电网技术规定(修订版)》均规定,风电场所在的公共连接点的闪变干扰允许值和引起的电压变动应满足GB12326-2008的要求,其中风电场引起的长时间闪变值Plt按照风电场装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。风力发电机组的闪变测试与多台风力发电机组的闪变叠加计算,应根据IEC 61400-21有关规定进行。IEEE 1453-2004标准[33]中规定的闪变限值与中国国家标准基本相同,该标准同时规定了电压超过230 kV系统的闪变限值,可供中国参考使用。

3.1.3 频率

中国和欧洲国家电网额定频率为50 Hz,美国和加拿大电网额定频率为60 Hz,因此,各个国家对于本国电网的正常频率范围和频率偏差限值的规定也有所不同。大部分标准均规定,当电网频率超出表10所示的正常运行范围时,在某些频率范围内可以允许风机短时间运行。表10给出了国内外标准中对风电场正常运行时的频率范围。

3.1.4 谐波

GB/Z 19963与国网标准规定,当风电场采用带电力电子变换器的风力发电机组或无功补偿设备时,需要对风电场注入系统的谐波电流作出限制。风电场所在的公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T 14549-1993[34]的要求,其中风电场向电网注入的谐波电流允许值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。风力发电机组的谐波测试与多台风力发电机组的谐波叠加计算,应根据IEC 61400-21有关规定进行。

在IEC标准中,仅规定了整次谐波,在EN 50160和Measnet标准中,不仅定义了整次谐波,而且定义了间谐波和高次谐波。

3.2 低电压穿越[32]

目前,中国的风力发电事业迅猛发展, 伴随着风电装机容量的不断增加其占电网总装机容量的比例不断增大, 尤其是在电网的末端其装机比重更大。当电网出现电压突降时,不具备低电压穿越能力的风力发电机组切机将对电网的稳定运行造成巨大影响。风力发电机组是否具备低电压穿越能力不但会对电网的安全稳定运行产生巨大影响,而且还会对风机本身寿命及运行维护成本产生影响。低电压穿越LVRT(Low Voltage Ride Through)就是当电网故障或扰动引起的风电场并网点的电压跌落时,在一定电压跌落范围内,风电机组能够不间断并网运行。低电压穿越能力是指风电系统在并网点电压跌落时,能够保持并网,并向电网提供无功功率,支持电网恢复,直到电网正常工作为止的能力。

3.2.1 基本要求

各国对于低电压穿越的基本要求各不相同,但可以用几个关键点大致描述:并网点电压跌落至某一个最低限值U1时,风电机组能维持并网运行一段时间t1,且如果并网点电压值在一定时间限值t2内恢复到一定电压水平U2时,风电机组保持并网运行。表11给出了各国标准中对风电场低电压穿越能力要求中U1,t1,t2,U2等关键点的限值。

注:a.加拿大对风电场的LVRT规定,各省各地可以根据实际情况进行相应修改,LVRT在2种情况可以简化,省级规定、系统影响研究表明实际最大容量允许的地方;b.2001年之前,德国电网上的风电机组在电网故障时都会切除,到2001年时,有简单的要求,实现故障后有功支持。2003年之后提出更高要求,要求无功电流贡献以控制电压。德国低电压穿越有两种情形:高短路电流和低短路电流。

3.2.2 有功恢复

国网规定:对故障期间没有切出电网的风电场,其有功功率在故障切除后快速恢复,以至少10%额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。

德国规定:有功输出在故障切除后立即恢复,并且每秒钟至少增加额定功率的20%。网络故障时,机组必须能够提供电压扶持。如果电压降落幅度大于机端电压均方根值的10%,机组必须切换到支持电压。机组必须在通过提供机端无功功率进行的故障识别后20 ms内提供电压支持,无功功率的提供必须保证电压每降落1%的同时无功电流增加2%。

此外,丹麦对于LVRT的要求具有双重电压降落特性。它要求两相短路100 ms后间隔300 ms再发生一次新的100 ms短路时不发生切机。单相短路100 ms后间隔1 s再发生一次新的100 ms电压降落时要求也不发生切机。风电场应在电压重新到达0.9 pu以上后,不迟于10 s发出额定功率。电压降落期间,并网点的有功功率应满足以下条件:在电压恢复到0.9 pu后,应在不迟于10 s内满足与电网的无功功率交换要求。电压降落期间,风电场必须尽量发到风电场标称电流1.0倍的无功电流。

4 结束语

新能源发电并网会对电力系统的电能质量,保护与控制等方面带来影响,在制定并网标准中应该重点予以关注。目前,除了光伏发电和风力发电,中国还没有制定针对其他形式新能源发电并网的技术标准和规范,而已制定的标准还不够成熟,尚需进一步发展和完善。

摘要：针对新能源发电并网对传统电网正常运行的影响,阐述了国内外新能源发电并网标准,并比较了国内外常用光伏发电和风力发电的并网标准,指出了制定新能源并网标准应重点考虑电能质量、保护与控制等方面的事宜,为我国制定其他形式的新能源并网标准以及发展和完善现有标准提供了可借鉴的参考。

新能源并网发电监控系统的设计 篇4

智能电网的发展目标是能以平衡方式接入新能源发电系统,并有充足的分布式存储系统,系统中具有先进的数据通信、计算和能源信息管理系统,可对电网与用户用电信息进行实时监控和采集,实现对电能的最优配置与利用,提高电网运营的可靠性和能源利用效率。目前,微小型风力发电和光伏发电技术已能满足并网技术的要求,随着微网和物联网技术的发展,将实现网络化控制。

本文所述的终端用户新能源发电监控系统[1]在配电网低压侧(或用户侧)将新能源发电系统并网,由控制器控制并网条件,当满足并网条件时自动并网,反之,则随时脱网。这一运行系统应具备能够监控系统运行、进行远程分析,获取系统数据等通信手段。通过通信方式持续获得有关并网逆变器的所有数据,以随时了解发电系统的运行状态,检测和记录运行故障,定时记录、分析和存储发电数据,通过计算机进行数据诊断和系统配置等。文中主要介绍系统中的的数据采集与传输系统的硬件结构及软件设计和实现。充分利用嵌入式系统体积小、性能强、功耗低、可靠性高及面向行业应用的突出特征,再结合采用网络通信的一些关键新技术来完成整个系统设计,尝试用ARM9作整个系统控制的主芯片来完成本设计。系统软件具有数据采集与处理、数据储存和查询功能,以及发电系统并网控制与监视等功能。这些功能是在智能电网中以平衡方式接入新能源发电系统必备的,也是系统安全稳定运行和可靠性的保证。

二、监控系统的硬件结构

本文设计的终端用户新能源发电系统由主电路和控制电路两部分组成。主电路结构与原理与通用电力电子装置类似,基本结构如图1所示。

1、系统控制器

新能源发电系统的核心是系统控制器，本文设计的系统控制器采用ARM9系列的STR91FW44X6系统作为主控制器。

STR912FW44X6芯片是基于ARM966E-S内核,片内自带Flash、有11个通信接口(USB2.0通信接口、CAN2.0通信接口、3个16C550兼容UART通信接口,带红外协议、10/100MAC,Mll以太网通信接口、2个12C接口、2个同步串口、8/16位外部总线接口)、3对PWM输出、模数转换器ADC、实时时钟RTC、DMA控制器、80个通用输入/输出GPI0、向量中断控制器(VIC)、8通道10位ADC、9个可编程DMA通道、JTAG调试接口等。工作频率为96MHz,具有5级流水线和Harvard架构。内置转速闭环、位置闭环、功率闭环三种反馈控制算法,在ARM966E-S核里能够执行单周期DSP指令,同时内置了路径规划系统,上层控制结构只需要发送期望目标位置,控制器可以自动规划最优路径。3个UART通信接口支持全双工异步通信。5～8位数据传输格式、校验位的产生与否及停止位数目都可通过编程设定。为了提高数据传输的可靠性,UART通信接口还提供奇偶’校验、帧和溢出错误的检测。数据发送和接收时可以使用双缓存或深度为16的FIFO。另外还支持回环测试。一个可编程波特率发生器为UART通信接口提供一个独立的时钟信号。以太网接口提供一组媒体独立接口(Ml I),Ml I接口是快速以太网MAC层与物理层之间的标准接口,是IEEE 802.3定义的以太网标准,可实现基于以太网的TCP/IP通信。

2、系统控制器的主要功能

主电路采用1 R2111和TLP521作为IGBT的栅极驱动电路,系统控制器输出的方向信号和PWM信号用光耦进行放大驱动IGBT工作。并网工作主要由STR912FW44X6芯片的捕捉中断(TIM_IC1R)和PWM载波周期的定时中断完成。电网电压产生的过零脉冲信号加至捕捉中断输入口TIMO_ICAP1,以此时间点作为基准给定正弦波信号的时间起点,同时根据PWM的实时脉宽值与给定脉宽值修正载波周期,使并网输出与公共电网同频、同相,符合并网技术标准。

使用UART接口和以太网接口实现网络控制。系统控制器在整个通信网络中作为从机,上位机可根据发电系统规模采用PC机、PLC或人机界面等来完成，实现主从机点对点通信。通过使用系统控制寄存器0 (SCU_SCRO)的DART_IRDA[2:0]位来配置3个独立的UART,外围模块工作在UART模式。UART1接口与电表连接,以采集并显示发电系统的发电量。UART2接口与用户端计算机或人机界面连接,以传输发电系统的实时数据与控制。UARTO接口与GSM模块的RS232串口相连,以实现GPRS的无线传输。以太网接口通过TP电缆连接到S7-1200PLC的PROFINET接口。根据系统规模和需要,S7-1200PLC的上位机采用计算机或人机界面。利用PLC的编程组态软件,可以实现功能强大的控制作用。PLC与人机界面使用以太网(PROFINET)连接,并与上位计算机的通信。人机界面用于显示系统的测量参数及控制状态,还可用于对发电系统的手动控制。上位机可以显示发电系统的运行状态,并设定控制参数。通过以太网接口,可以将发电系统接入互联网,实现网络化远程监控。

三、监控系统的软件设计

本系统软件系统主要分为初始化模块、数据采集与处理模块、中断模块、通信模块和显示模块等。系统的主程序设计主要实现的是各模块程序的链接。系统主程序流程如图2所示。

系统上电后,首先进入初始化模块,对STR912FW44X6内部的A DC、中断、通信、显示等各参数进行初始化;接下来进入数据采集与处理模块,STR912FW44X6通过传感器和采样电阻分别循环采样发电系统的运行参数和故障参数。然后将采样值经AD转化处理后进入显示模块,同时在中断模块中,将系统输出反馈电压与预先设置的基准电压按一定比例进行比较,调整脉宽,改变占空比,控制逆变器输出电压。并对电能质量进行实时监测,以保证整个发电系统的安全运行。以下主要介绍通信模块。

1、定义通信协议

上位机和下位机之间的通信可看作是一系列命令流和数据流的流动,需要采用的统一的通信协议来保证传输过程的可靠和高效。RS-485是应用最广泛的双向、平衡传输标准接口,支持多点连接,最多可连接32个节点,RS-485作为底层通信接口,具有传输距离远、传输速率快、抗干扰能力强、稳定可靠、编程简单、组网快速、价格低廉的优点,但在软件协议方面并没有一个统一的规范,导致不同厂商的设备常常采用不同的通信协议。因此,本文设计一种具有通用性的通信协议,从而简化基于RS-485通信部分的设计,既能够保证通信的稳定可靠。

通信协议的设计需要遵循ISO/OSI参考模型,采用分层结构描述通信协议,参照局域网参考模型所定义的物理层、介质访问控制子层和逻辑链路控制子层及用户层的基本规范,力求做到满足开放系统设备和软件的互操作性要求,协议采用ISO/OSI参考模型的1、2和7层。如图3所示。

在图3中,物理层是利用物理媒介实现物理连接的功能描述和执行连接的规约,主要规定了建立物理连接的机械特性、电气特性、功能特性和时间特性。物理层要完成发送及接收字节流的任务,为数据链路层提供接口(以子程序的形式来描述)。采用循环查询RI标志位的方式,可以在规定的循环次数时间内实现一个字节的接收。规定时间的长短由循环次数决定。如果在规定的时间内未收到,则视为通信失败。

数据链路层建立、维持和拆除链路连接,向应用层提供接口(以子程序的形式来描述),实现无差错传输的功能。在数据链路层上实现正确生成为传输各种命令、数据所需的帧格式,把数据帧发送到物理层上。数据链路层的基本通信单位是帧,帧体封装来自应用层的数据报,长度是1～255B,数据链路层对这一部分不做处理,由应用层处理。但可以通过帧长度检查进行差错处理。对发送的每个字节可以采用CRC校验等方法进行校验。通信采用上位机轮询,下位机应答方式。上位机通过发送一次命令帧启动一次通信,下位机收到资料后,判断地址是否和本机地址相同,若相同,识别命令作出应答,若不同则不予理采。在数据采集系统中,帧格式主要分为发送信息帧格式和响应信息帧格式。发送信息帧格式为由上位机向下位机发送命令信息帧的格式。

应用层利用链路层提供的服务,完成不同通信节点之间的通信。应用层数据报的格式一般包括类型域和数据域两部分。类型域指定数据报的类型,共可表示256种类型,其中,0用来表示数据;其它用来表示命令。数据域是通信中传输的采集数据、系统参数等。数据报可以分成命令型数据报(类型域不为0)和数据型数据报(类型域为0)两类。具体命令根据具体应用由具体程序负责解释。应用层采用冗余类型字节进行差错检查,数据域字节采用CRC校验方法进行校验。

通信机制可以是面向握手的或无握手的两种。面向握手的通信机制每发出一帧,总是要等待确认帧,否则将认为是通信出错。用于传输系统命令和一些非常重要的系统参数。无握手的通信机制发送方无须等待确认帧而不停地发送,用于采集数据的发送。若接收方在规定的时间内不能接收到数据,则可发送复位帧,同时接收方的程序回到通信程序的开始,并清空缓冲区数据;而发送方的收到复位帧后也回到通信程序的开始,并清空缓冲区中数据。然后,双方重新同步。

2、数据命令帧格式

RS-485通信接口采用串行异步通信协议标准的起止式异步通信协议,数据的基本帧格式如图4所示。

在本系统中规定1个起始位、8位数据位、1个可选的偶校验位、2个停止位、波特率38.4 Kbps,COM1对应中断号为IRQ4,中断地址OxOC。在通信过程中接收数据以中断方式接收,发送资料以查询方式发送。通过线控制寄存器(ULCONn)编程来设定。主机命令帧格式如图5所示。从机命令帧格式如图6所示。净数据区帧格式如图7所示。

在图5～图6中,STX是起始字符,固定为02H。LEN是报文长度。ADR是站地址及报文类型。BCC是校验符。PKW区包含参数识别码PKE、参数下标IND、参数值PWE,PKE是一个16位区域,用来控制主电路参数设定。PWE根据PKE命令传回相应的参数值,故障代码,错误码。PZD区包含从站控制字STW和主设定值HSW,分别是16位区域用来控制主电路运行并对控制命令的响应。从机应答时的字符分别为ZSW和HIW。处理PZD的优先级高于处理PKW的优先级,在主机和从机中收到的PZD总是以最高的优先级加以处理。发送前,将要发送的报文逐位进行异或生成BCC位效验,每条报文首字节为02H,次字节为报文长度,接下来是地址和命令字,随后为报文,BCC在最后一个字节。

协议中有效字符集为1～9、A～F及十六进制数ODH,小写ASCI I字母为非法。有效命令帧长为14或18字节。从机的本机地址为双字节,ASCll格式。默认设置01。主机发送的命令,从机对命令的应答为双字节,ASCll格式。响应命令码=“10”,主机请求从机反馈当前的准备状态和控制使能情况。命令码=“11”～“15”,主机向从机发出读取从机参数、运行控制与调节功能、读取功能码参数设置、功能码参数和查询命令等功能命令,协议命令列表从略。

通信数据存放在两个16位的FIFO队列里,在接收FIFO中,每个字符还有另外四位用来表示字符的状态信息。发送数据时,需要把数据写入发送FIFO中。如果UART使能,将产生一个数据帧,并根据UART_LCR寄存器中设定的参数开始发送数据。数据将连续发送,直到发送FIFO中没有数据。一旦数据写入发送FIFO,UART_FR寄存器的BUSY位就为HIGH,并且在数据发送的时候一直为HIGH。只有当发送FIFO为空,并且最后一个字符包括停止位从移位寄存器中发送出去,BUSY位才取反。即使UART不再使能,BUSY位仍可以为HIGH。对于每个数据样本将取值三次,并保留占多数的值。对于需要采样的数据,首先定义采样的中点并在中点取值,然后再在中点两边分别取值。当接收者空闲(在屏蔽状态UART_RX引脚连续为1)并且在数据输入端检测到一个LOW(接收到开始位)的时候,接收计数器将开始运行,并且数据在计数器的第8个周期被采样。其中,该计数器带有一个由Baud16使能的时钟。在Baud16的第8个周期,如果UART_RX引脚仍然为LOW,开始位就是有效的,否则将认为检测到的开始位是错误的并且忽略。如果开始位有效,那么将根据数据字符的编程长度在每个Baud1 6的第16个周期对数据位进行采样。如果校验模式使能,还将检查校验位。最后,如果UART_RX引脚为HIGH,一个停止位将得到确认(否则发生一个帧错误)。接收到一个完整的字后,将把数据包括与这个字相关的错误位存放在接收FIFO中。

3、程序流程

为了在数据链路层中向应用层提供服务,定义两个函数:

为了能正确传输数据,在网络层上必须对在物理层上传输的比特流进行校验。在这一层提供完整程序流程,在流程中调用数据链路层中提供的接口进行数据的收发。程序流程如图8和图9所示。

四、结论

本文通过参考相关文献和初步设计对新能源发电监控系统进行了研究,并在STR912开发板和实验逆变器上进行了相关实验。得到如下结论:自定义的RS-485通信协议已经成功运用到并网逆变器的电力参数监测中,通信可靠,易操作。可以与第三方设备相连接,基本实现了设计目的,为后续系统设计打下了基础。在性能方面,在继续优化硬件基础上,通过软件的继续开发,本系统可以对新能源发电系统的主要参数进行设置和控制。因此,对从事类似工作的工程技术人员有一定的参考价值。

参考文献

[1]王仁祥,王小曼.终端用户分布式新能源接入智能配电网技术研究[J].电气应用,201 0(8):58-62.

[2]王仁祥,王小曼.现代可编程序控制器网络通信技术[M].北京:中国电力出版社,2006.

[3]王仁祥,王小曼.S7300/400PLC入门与进阶[M].北京:中国电力出版社,2009.

[4]杜荣华,张婧,等.风光互补发电系统简介[J].节能,2 007(3):36-38.

[5]STR91x编程参考手册V1.0[M].STMicroelectronics, 2007.

[6]STR91x Software library.No UM0233,User manua[S].STMicroelectronics,2006.

[7]STR912-EVAL Evaluation Board,No Um0174,STMicroelectronics[S].2006.

[8]STR91xF Preliminary data User manual, STMicroelectronics[S],2006.

[9]STR9 In-Application Programming using UART,STMicroelectronics[S],2007.

[10]谈蓓月,杨金焕,葛亮.太阳能光伏并网系统的设计和数据通信[J].华东电力,2004,32(9):11-13.

清洁能源并网 篇5

1 新能源发电并网中的不足及对电网电能的影响

我国对新能源的利用还存在着一定的局限性, 造成我国新能源在发电时缺乏稳定性, 存在着较强的随机性和间接性, 并且掌控新能源的发电难度很大。现阶段, 我国接纳电网的能力上还存在不足, 很难将大规模的新能源发电量接入进来, 主要表现在这样几个方面:

(1) 间接与波动性发电

风的强弱对风能发电会带来一定的影响, 受风力大小影响风力发电会出现波动, 对风力的大小进行人为控制是很难的。此外, 它也有一定随机性特点, 所以很难有效的进行控制。天气和气温会对太阳能带来影响, 和风力发电特征一样, 不稳定性和间断性导致不稳定的电量并入到电网中, 这样就很难控制其电量, 一旦传统的电网中并入了这些难以控制的不稳定电量, 就会有强大的电流冲击出现在电网中, 造成电网闪变或者电量频率偏差情况出现。如风电场电压大幅度下降, 就难以穿过低压, 这样瞬间故障的情况很容易出现在电网中。因此, 为了确保电网可以稳定运行, 需要提升电量的接纳能力和增强调峰的容量。动态无功率调整控制和功率调整功能是并网发电系统装置当中不能缺少的, 站内的无功损耗容易出现在并网中, 所以, 并网发电系统配置应用的功能中就包含着无功补偿的功能。

(2) 影响谐波

光伏发电系统和风力发电系统当中, 电力电子装置是其普遍采用的装置, 在对这种装置进行使用时, 存在较大的不足, 它容易出现直流分量和谐波的情况。谐波电流会在很大程度上危害电力系统, 谐波电流导致畸形的情况出现在电网电压中, 对电能的质量带来消极影响, 将一些不安全的因素带给了电力系统, 进而导致电力系统的瘫痪, 影响人们生产生活的正常进行。因此, 电力系统应该对滤波装置适当地进行配置, 将电网中的谐波含量予以降低, 在抑制谐波含量的时候, 也可以对动态或者静止无功补偿装置进行合理使用。

(3) 孤岛情况

当降低了电网压力之后, 光伏发电和并网风力发电并没有对电网停止供电, 对于失去压力的一些电网还是会继续供电。因此, 这样要相互结合本地负载连接, 确保运行独立, 这就是所谓的孤岛情况。在这样情况中, 电网中的频率和电压容易出现波动的情况, 如果频率和电压的波动空间大于了电网的安全范围, 对设备的安全使用必然会带来非常严重的影响。在孤岛里, 变化的情况也会出现在负载容量中, 容量大于相应范围后, 超速负荷的情况就会出现在变运器中, 这样就会造成过高的温度出现在逆变器中, 进而出现起火的情况, 而维修人员在维修逆变器的时候也会受到很大的伤害, 甚至危及生命。在孤岛情况之下, 自动跳闸的情况容易出现在线路系统当中。因此, 将电路的电闸即使重新合上也不会发挥任何作用, 一旦出现了孤岛情况, 种种的危害带给电力系统, 甚至带给广大群众。

(4) 统一的并网标准没有形成

新能源有着较广的能源分布范围, 并且不能够均匀分布, 一个比较统一的新能源发电并网标准暂时在我们国家中还难以实现。按照我国当前的技术发展情况, 只能对那些大型并网系统的技术标准进行统一, 而并没有统一有关并网检测技术, 并且有一定的缺陷存在于系统检测当中, 因此系统的认证上还应该继续进一步完善。

现阶段, 我国缺乏对大中型新能源并网中会降低电能质量和破坏电力系统稳定性的主要原因进行专业性分析, 甚至对影响电网运行和电网调度的影响因素都缺少合理的认定, 而且电网接纳技术中存在的问题还在不断的探索探究当中, 统一的定论目前还没有真正的形成, 我国现阶段的技术能力还很难完成对接入系统进行完善的检测。例如, 我们需要不断地完善对逆变器和控制器的检测。此外, 虽然双向计量设备和配输电设备的检测技术还在不断的发展与探索之中, 但是同西方先进国家的技术进行比较还存在着很大的差距。

2 并网技术以后的发展方向研究

就我国现阶段新能源并网影响电网电能质量的情况来看, 以后我国并网技术在智能化控制技术、直流输电技术、调动技术、并网方式这四个方面的研发上需进行强化, 要将可再生能源的支柱性作用在并网方式中予以发挥, 不断完善新能源发电技术, 将主要部分视为新能源的并网, 并且要对技术方面要进行有效的控制。随着不断广泛的应用信息技术的发展, 人为控制将逐渐的被智能控制所取代。为了将电网系统安全保障有效地提升上来, 就要对智能控制技术上进行使用;在输电的技术当中, 对大规模的储能技术和支流电输电技术的研发要不断强化, 进而将电网系统运行的稳定性和可靠性通过支流输电技术展现出来, 这样并网时对电网的损害就会通过大规模的蓄能技术降低。与此同时, 在对新能源比较多或者新能源相对贫乏地区进行互补调度工作时, 调度技术在其中也得到了广泛的应用。

3 结语

由于技术水平较低和新能源特性的原因, 现阶段新能源并网对我国的电网电能上带来了一定影响, 给电力系统的正常运行带来较大的威胁。因此, 面对这样的情况, 有关部门及工作人员需要对有关的标准和技术上不断完善, 确保新能源并网能够有效推动我国电力系统的发展, 最终将安全稳定的电力资源提供给人们, 保证人们的正常生产生活需求。

参考文献

[1]刘俊.可再生能源发电并网关键技术的研究现状与趋势分析[J].陕西电力.2013 (03) .

[2]吕志盛, 闫立伟, 罗艾青, 王强钢, 周念成.新能源发电并网对电网电能质量的影响研究[J].华东电力.2012 (12) .

清洁能源并网 篇6

近年来, 我国风力和光伏电站发展突飞猛进。2013年全国新增风电并网容量14 490 MW, 累计并网容量77 160 MW, 风力发电量134.9 TWh, 成为继火电、水电之后的第三大电源[1]。2012年, 光伏行业虽然面临产能过剩严重问题及国际贸易中“双反”制约, 但国内市场仍保持增长势头, 当年光伏累计装机量达到8 020 MW, 新增装机量达到4.5 GW, 同比增长66.7%[2]。

间歇性新能源快速发展的同时, 也存在不少问题:新能源资源与负荷中心呈现明显逆向分布特点;“十二五”期间将建设河北、蒙东、蒙西、吉林、甘肃、山东、江苏、新疆和黑龙江等九大风电基地, 除山东和江苏外, 其余七大基地都属于“三北”地区, 电网就地消纳能力不足, 送出通道资源有限;由于风电、光伏出力的随机性和不确定性, “弃风”、“弃光”现象严重, 据统计, 2013年全国因“弃风”限电造成的损失电量达到16 231 GWh[1]。

因此, 广大科研人员通过不断技术创新, 特别是通过加强对大规模间歇性新能源并网控制技术的研究、开发和应用, 有效缓解了上述问题。本文首先介绍大规模间歇性新能源并网运行面临的主要问题, 然后对目前大规模新能源并网运行控制技术研究成果进行了归纳和总结, 最后提出了下一步技术研究方向。

1 大规模新能源并网运行面临的问题

1.1 新能源送出受限

大规模新能源送出受限是一个长期存在的问题。在规划建设新能源基地时, 主要是从风、光资源情况、当地基础设施条件和土地利用条件来考虑, 未考虑相对落后的电网建设, 送出能力受限。并且国内新能源电站群大多数处于电网末端, 所接入的电网架构相对薄弱, 而大规模风电的集中接入加剧了各类稳定问题, 导致实际送出能力低于其额定送出功率。

1.2 系统调频成本增加

国家标准[3,4]虽对风电场和光伏电站并网运行时的频率范围进行了规范, 也涉及到频率调整控制问题, 但尚未明确风电场和光伏电站参与电网调频的具体要求, 目前国内电网频率调整主要还是由传统电厂分担。随着新能源并网容量在电网中的比重增加, 参与电网调频电源容量的比例显著下降, 需同步配套相应容量的调频电源[5], 而配套这些备用调频电源增加了系统运行成本。

1.3 系统调峰能力不足

大规模风电接入导致电网等效负荷峰谷差变大, 客观上需要增大调峰容量;风电的反调节特性进一步加大对系统调峰容量的需求[5]。在我国风电大规模集中式开发、外送通道受限、抽水蓄能和储能电站等调峰装备尚未能够充分经济运行的情况下, 常规能源参与风电调峰成为当前的主要选择。然而, 从我国风电资源开发集中的“三北”地区来看, 传统电源中火电比重较大, 水电、抽水蓄能和燃气等调节能力好的电源比例低, 电源调峰能力不足[6]。

1.4 无功/电压问题突出

新能源发展初期, 由于场站数量少、容量小且处于电网末端, 其电压影响往往局限于新能源场站内, 对系统电压影响有限。但随着大规模新能源集中接入电网, 给电网带来了不可忽视的电压问题, 严重影响了电力系统的正常运行。大量风机的集中并网, 功率集中送出可能导致电网的静态电压失稳;非故障状态时, 风电出力的随机性与波动性, 会导致电网潮流的不确定, 无功需求变化幅度大, 变化速度快, 导致电压波动过大;某个风电场因故障脱网时, 由于线路轻载和无功补偿设备未能快速动作, 区域电压在故障切除后出现“骤升”, 进而导致临近风电场由于过电压保护动作而连锁脱网[7], 形成大规模风机连锁脱网故障[8,9]。

1.5 电网稳定特性受到影响

大容量高电压等级的大规模风电并网会对电网稳定特性产生一定的影响。系统故障时, 风电机组可能因为电压越限或转速越限导致保护动作而跳闸, 而导致系统遭受失去大量风电功率的二次冲击[10]。大量接入系统的双馈风电机组在电网发生故障期间以及故障清除后的前期虽可提高同步机组的功率极限, 但在故障清除后的后期同步机组的功率极限降低, 不利于同步机组功角的快速恢复稳定[11]。

2 大规模新能源并网运行协调控制技术

大规模新能源并入电网时存在的诸多问题同时很大限度地制约了新能源自身的发展, 各大新能源基地都出现了不同程度的弃风弃光现象。大规模新能源并网运行协调控制技术是缓解大规模新能源发电与电网消纳矛盾的重要手段之一, 本节主要总结性地介绍了五个方面的技术内容。

2.1 风电场、光伏电站集群有功控制

风电场、光伏电站集群有功控制是在满足电网安全约束的前提下, 对风电场、光伏电站群进行控制, 从而充分利用电网接纳风电、光伏能力, 提高集群运行的经济性, 有效解决风电、光伏分散控制导致的资源浪费、协调困难等问题, 达到提高风电、光伏利用率的目的。目前, 国内针对风电场、光伏电站群有功控制开展了大量工作, 取得了很多实用的研究成果。

国网电力科学研究院提出了大型集群风电有功智能控制技术[12,13]的控制框架和控制策略, 根据各风电场风资源的时空差异, 利用风风互补特性, 提出风电场间的协调控制方法, 通过对各风电场出力的优化控制, 实现风电出力的最大化。按照四层架构设计开发的WPSCS-1000大型集群风电有功智能控制系统在甘肃酒泉风电基地实现应用, 解决了甘肃大规模风电开发初期的电网运行安全问题。国网电力科学研究院和清华大学提出了多时间尺度协调控制[14,15], 提升电网消纳新能源能力。吉林电网结合自身实际情况做了一些探索[16], 根据风电功率预测数据、电网负荷预测数据和省间联络线计划, 结合不同风电场有功出力对区域电网安全约束影响的敏感性高低, 安排风电场的发电计划。

2.2 大规模新能源基地的无功电压控制

大规模新能源基地无功电压控制按照“分层分区, 就地平衡”原则, 统筹大规模新能源基地各类无功设备, 充分利用各类设备之间的性能差异, 控制区域内各节点电压在规定的范围内, 保证区域电网电压安全。针对大规模新能源基地无功电压控制问题, 各大高校和科研院所也展开了大量研究并取得不少成果。

天津大学、华北电力大学、清华大学和国网电力科学研究院都提出了新能源场站内无功电压协调控制技术[17,18,19,20,21], 新能源场站内的无功电压协调控制技术以风电机组 (光伏逆变器) 和无功设备的无功特性为基础, 通过设计类似AVC的控制系统来协调控制场内无功设备, 保证新能源场站出口电压安全。清华大学还提出了新能源场群无功电压控制技术[22,23], 它是以新能源场群汇集升压站为电压控制中枢点, 以各新能源场升压变压器的高压侧电压为约束, 协调变电站内与所连接新能源场站的无功调节装置出力, 以保证整个地区电压的安全稳定。清华大学和山东大学提出了结合功率预测的无功电压控制技术[24,25], 将预测结果引入控制策略, 从多时间尺度上, 结合不同无功设备的响应时长, 利用大容量静态调节设备对风电场的无功电压进行大幅调节, 动态调节设备补偿小幅波动, 并在暂态过程中提供电压支撑。此外, 为了防止风机连锁脱网, 清华大学提出了无功电压预防控制技术, 通过无功优化来保证系统无功充裕和布局合理, 建立了带风电场安全约束条件的无功优化模型, 以最大化风电安全接纳量和最小化系统网损为目标, 采用Benders分解算法求解该优化模型, 保证系统电压在正常情况下和N-1脱网后均能满足安全性要求[7]。

虽然大规模新能源基地的无功电压控制技术在研究上取得不少成果, 但在实际工程中仍然没有大量的推广应用, 特别是实际投产中应用到风机无功控制的更少。

2.3 计及大规模新能源的在线安全稳定预警与控制决策

在线安全稳定预警与控制决策作为智能调度系统的功能模块之一, 近年来获得了广泛应用[26,27,28]。随着大规模新能源的接入, 需要在静态、暂态、动态安全稳定评估程序中加入风光静态与动态模型, 对风电、光伏发电进行动态等值;将新能源电站加入候选控制措施集, 计及新能源电站的涉网性能指标, 并考虑执行周期内风电波动对于稳定性结果的影响。当前省调侧含新能源的中低压网络大多未建模, 影响了安全稳定评估的准确度, 需要综合利用SCADA信息、控制装置采集信息和典型离线方式数据, 采用规划算法, 实现含新能源中低压网络与主网的拼接, 提升电网安全稳定评估的准确度。国网电力科学研究院提出超短期风功率预测应用于在线安全稳定预警系统的方法, 指出了应用于在线安全稳定预警系统的超短期风功率预测在时间和空间上需要满足的技术条件[29]。

随着大规模新能源的接入, 电网运行状态的不确定性增加和可预测性降低, 传统的根据确定性的准则进行电网运行控制, 难以妥善协调电网运行的安全稳定性与经济性, 需要在在线安全稳定综合防御技术工程应用的基础上开展电网运行安全风险在线评估[30]。

2.4 新能源与常规电源的协调控制

针对新能源与常规电源的协调, 早期研究一般以新能源出力最大化为目标, 然而随着新能源并网规模的不断增加, 人们发现为了消纳新能源而增加的系统备用容量, 特别是为适应新能源的波动性而导致火电机组的工作点偏离最佳煤耗点或不得不频繁启停机组, 从而抵消了部分新能源的环保效益, 极端情况下甚至适得其反[31]。另外, 在利益分配上, 为了接纳更多的新能源, 火电机组频繁调整出力和启停状态, 在一定程度上损害了火电机组的利益, 如果缺乏合理的利润分配方案或者经济补偿方案, 火电机组将失去参加协调控制的意愿[32]。由此可见, 新能源与常规电源的协调控制目标不应是单一的新能源出力最大化, 还应综合其他因素。清华大学研究指出优先调度风电但允许少量弃风将显著提高中国风火互济系统整体效益, 该模式优于全额接纳风电的模式[33]。华北电力大学提出发电总成本最小、污染气体排放量最少和运行风险最小这三个协调控制目标之间存在一定的冲突, 需要在三个目标之间进行协调权衡, 选取最合适的控制方案[34];同时, 吉林省电网的实践和清华大学的研究表明, 针对风功率误差随时间尺度缩短不断减少的特点, 进一步考虑多时间尺度的风电和火电协调控制, 可以将控制分为5个层次, 分别为机组组合确定、日前计划编制、滚动计划编制、实时计划编制和实时调度控制, 逐级消除风力发电预测偏差, 解决未来7d、日前、日内风电有功出力和燃煤火电机组的协调控制问题[35]。

中国风资源与负荷中心逆向分布的特点客观上形成了含集群风电的多电源联运源端系统, 其中最典型的是风火联运源端系统, 针对这一情况, 清华大学在最新研究中提出在调度中心和源端发电单元之间建立有功优化运行层, 对局部分散的风电场和火电机组进行协调控制, 从而提高源端电力的控制灵活性, 充分利用消纳空间以提高风电利用率, 并指出异特性多类型机组联运的控制复杂性问题、强刚性风火联运源端系统应对新能源发电波动性难题是实现源端系统有功优化运行的关键难题[36]。

2.5 新能源与储能的协调控制

新能源出力的随机性和不确定性, 且目前功率预测精度不高, 使得新能源难以像常规电源那样参与电网调度控制, 这也制约着新能源的发展。近年来, 储能技术的快速发展为解决大规模新能源并网问题提供了新的思路。目前, 储能在新能源并网中的研究集中在平滑新能源出力、抑制新能源爬坡率、计划跟踪、调峰、调频、大规模新能源与储能联合发电系统的广域协调控制等几个方面。

近年来, 高等院校、科研院所和电力公司对储能在新能源并网中的应用做了一些有益的探索和尝试:有研究提出利用超级电容和蓄电池组成的混合储能来分别抑制新能源输出功率不同周期的波动[37,38];通过对风电场出力数据进行统计分析, 得到风电出力的时域分布规律, 利用储能平滑风电出力的控制策略[39];考虑未来风电功率波动对储能冲放电行为的影响, 提出一种超前控制策略, 对风电功率的短期波动有很好的平滑效果[40];还有研究提出利用风储联合发电系统优化控制抑制风电爬坡率, 以满足国家风电并网标准中规定的风电有功功率变化[41]。此外, 在大规模新能源与储能联合发电系统的广域协调控制方面, 有的提出一种计及风险约束的风储广域协调调度策略, 实现风电、储能、常规机组的广域协调[42];有的设计出一种分散控制为主、协调控制为辅的控制模式[43]。

由于经济性问题, 储能尚未在电力系统中大规模应用, 目前投入运行的主要在国家张北风光储输示范工程[44], 储能控制具备平滑风光出力、消峰填谷、跟踪计划发电、参与系统调频四种功能, 这为大规模储能在新能源并网领域的推广提供了一定的借鉴。

3 大规模新能源并网运行协调控制技术下一步的研究工作

上述大规模新能源并网协调控制技术的研究成果, 从具体的应用实践来看, 对消纳大规模新能源起到了非常积极有效的作用。为进一步提升消纳能力, 还需要进一步开展以下几个方面的研究工作。

3.1 高载能负荷参与协调控制

针对大规模新能源迅速发展和电网消纳能力不足的突出矛盾, 利用接入电网的大容量高载能负荷所具有的调节能力, 研究高载能负荷参与协调控制, 依据新能源的波动特性、常规电源、电网和高载能负荷的调节特性, 将新能源出力波动分解到不同时间尺度进行控制。高载能负荷参与协调控制是在“网-源”、“源-源”协调控制基础上进一步提高新能源消纳能力的一种新的解决途径, 对促进大规模新能源的发展具有重要的意义。

3.2 计及大规模新能源的交直流混联实时调峰控制

随着特高压交直流建设的推进[45,46], 新能源的跨区送出和消纳成为可能, 需要研究含大规模新能源的交直流混联实时调峰控制。以交直流混联通道的在线输电能力作为安全稳定约束条件, 以新能源电站并网有功功率限制量、可中断负荷限制量、AGC机组有功调整量, 以及与联合调峰控制量相关的网损等加权值之和为目标函数, 将交直流混合电网作为一个整体, 统一配置有功备用、充分利用交直流混合电网大范围优化调控发电资源的能力, 提高新能源接纳水平。

3.3 新能源在线评估考核

为了更好地对大规模新能源进行协调控制, 需要对新能源涉网性能和对电网的安全稳定性进行在线评估, 并根据在线评估结果, 实时更新大规模新能源协调控制措施。在线评估考核指标应至少包含功率预测精度指标、调节性能指标和控制性能代价比指标。

3.4 新能源场站综合控制系统

新能源场站功率控制系统是大规模新能源协调控制的执行单元, 其控制性能直接影响大规模新能源协调控制是否能够达到预期目标。遗憾的是目前运行的新能源场站功率控制系统性能往往难以达到预期, 尤其是风电场功率控制系统, 有功限功率控制时经常越限, 无功电压控制时风机一般不参与, 这些都影响电网接纳新能源的能力。因此, 迫切需要提升新能源场站的控制能力, 建议从如下两个方面开展工作:一是进一步加强风电场功率控制系统的研究和应用, 提升其性能, 同时改变风电场功率控制系统由风机制造企业垄断的局面, 促进其技术进步;二是研究新型的新能源场站控制装置并推广应用, 该装置应实现新能源场站有功控制、无功电压控制、安全稳定控制的一体化, 一方面解决新能源接入电网的安全稳定紧急控制问题, 另一方面作为新能源场站功率控制系统的补充, 与新能源场站功率控制系统协调配合, 共同组成新能源场站的综合控制系统, 从而提高新能源场站的控制性能。

3.5大规模新能源集中接入的无功电压紧急协调控制

新能源机组高电压穿越能力不足、无功补偿设备性能参差不齐并且缺乏协调、新能源所接电网薄弱等一系列因素导致大规模新能源接入地区暂态电压安全问题突出, 容易诱发大规模连锁脱网事故。如何对电压进行控制, 防止连锁脱网事故是近几年研究热点之一。现有研究大多从事前预防控制和单一设备紧急控制的角度开展, 还需要加强紧急情况下多个无功源之间的协调控制技术研究, 并且构建无功电压紧急控制系统。

4 结语

清洁能源并网 篇7

《风电场接入电网技术规定》《光伏发电站接入电网技术规定》在原有标准的基础上, 借鉴国内外相关标准先进经验, 充分考虑我国电网的基本情况及大规模风电和光伏发电并网运行给电网带来的实际技术问题, 同时兼顾风电场和光伏电站及相关设备的实际运行能力和技术发展水平, 开展了针对性的修订。新标准增加了动态无功支撑部分动态无功电流注入超调量及稳定时间的要求、高电压穿越的要求、无功补偿装置适应性的要求, 修改了动态无功支撑部分动态无功电流注入持续时间的要求, 同时删除了部分已不再适用的内容。

《海上风电场接入电网技术规定》为适应我国大规模海上风电的快速发展和并网需求, 充分考虑了大规模海上风电并网运行可能给电网带来的实际技术问题, 在海上风电场有功功率控制、功率预测、无功配置与电压控制、故障穿越、运行适应性、电能质量、仿真模型和参数、二次系统、接入电网测试与验证等方面提出了具体的技术要求。

作为国家电网公司新能源并网方面的核心标准, 以上三项标准备受关注, 同时也是相关国家标准修订的基础。三项标准的发布将为规范风电场和光伏电站的并网运行提供可靠依据, 对保证当前大规模风电和光伏发电的安全并网运行、促进未来大规模风电和光伏发电可持续发展, 具有重要意义。

清洁能源并网 篇8

关键词：新能源,电流无差拍,PI控制,逆变电流,逆变电压

随着能源危机与环境污染的加剧,尤其是人类用电需求增加,太阳能、风能、水力发电、生物质能、地热能、潮汐能等新能源发电已成为研究的重点[1,2,3,4,5]。新能源发电的核心部件就是并网逆变器。并网逆变器作为新能源发电系统,中实现新能源与电网间能量的传递与转换的关键环节,因此其控制方法的选择对于新能源并网具有重要意义[6,7,8]。早期的PWM非线性控制方法有瞬时比较方式和三角波比较方式,但其均存在着一些缺陷与不足,比如误差大、电路复杂、响应慢[8]等。随着数字控制技术的发展,电流双闭环控制,电流滞环跟踪控制,电流偏差预测控制,有无差拍PWM控制等多种控制策略[9,10,11,12,13]。

无差拍控制就是根据系统的当前状态信息和状态方程推算出下一采样周期的开关控制量,最终达到输出量跟踪输入量的目的,因此对运算的实时性要求较高。无差拍控制是数字控制特有的一种控制算法,其能实现稳态无静差且开关频率固定,动态反应快。但无差拍控制无法较好地跟踪电网电压,所以将其与PI控制相结合,两者结合可使电流无差拍控制能较好地跟踪电网电压,电流的谐波在规定的范围内。通过Matlab/Simulink的仿真实验,证明了该控制方法的正确性和有效性。

1 无差拍控制原理

三相新能源发电系统并网拓扑结构,如图1所示。

其中,直流母线电压Udc由新能源提供,Udc逆变经LCL滤波接至电网Ug,通过调节输出电流IL2实现并网发电。图中L1为逆变器侧电感,L2为网侧电感。设U、V、W三相的电网电压分别为ea、eb、ec,由三相对称系统的基尔霍夫电压定律,回路电压方程为

对开关器件的开通和关断做如下定义(k=U、V、W)dk=1时,k相上桥臂导通,下桥臂关断;dk=0时,k相下桥臂导通。上桥臂关断设控制周期为T,将回路电压方程离散化,同时设电流参考值为i*a L1、ib*L1、ic*L1、i*a L2、ib*L2和ic*L2,逆变器三相开关占空比分别为ΔdU、ΔdV和ΔdW。且假设控制周期远小于电网基波周期,这样在一个控制周期内,可忽略三相电网电压的变化,同时也可忽略直流母线电压的变化。则得到一个控制周期内的回路电压方程为

由于逆变器上下桥臂的导通在一个控制周期内是对等的,则可得三相逆变器上桥臂3个开关器件的总导通时间和下桥臂3个开关器件的总导通时间在一个控制周期内相等,即得

由式(1)~式(3)三式联立方程组求解,可得三相逆变桥的PWM信号的占空比为

通过占空比ΔdU、ΔdV和ΔdW控制逆变器的开关器件,得到所需的逆变器输出波形,从而实现逆变器的无差拍控制。

2 并网系统LCL滤波器的设计

LCL滤波器对高频分量呈高阻抗,对高频谐波电流可起到较大的衰减作用[14],LCL滤波器的幅相频特性如图2所示。LCL滤波器通常用于较低开关频率的中大功率场合[15]。本文针对较大功率的并网逆变器进行电流控制技术研究。因此,采用LCL滤波器作为3Udc输出滤波。

LCL各参数的计算[15]。

(1)电感L1的计算

式中,U为网侧相电压有效值;isip为谐波电流,总电感值的约束条件

其中,Udc为直流母线电压;Em为网侧相电压峰值;Im为相电流峰值

(2)计算电容C。取电容消耗的无功功率为总功率的5%,利用约束条件C≤5%Cb,其中Cb=1/wbzb,且zb=E2/p。其中,E为网侧线电压有效值;wb为基波频率。确定谐振频率fr,10f≤fr≤0.5fsw,再根据公式

电容所串电阻Rd

3 逆变器控制的Simulink仿真分析

3.1 仿真中参数的计算及模型

本文中取功率p=100 k W,开关频率fsw=10 k Hz,直流电源电压为Udc=800 V则根据,其中U和I为线电压和线电流,U=380 V,可得出线电流I=151.9A,由于在Y型接法中相电流等于线电流,所以输相电流峰值为,由此得到仿真参数如表1所示。

3.2 基于无差拍控制并网仿真

以下仅以负载三相对称纯阻性负载时的情况为例,在加入无差制算法控制算法时逆变电压和电网电压的波形如图3所示。

观察上述波形可知,在不加入PI环节时逆变出的电压没有达到电网电压的要求,其幅值与电网电压相差接近2倍,因此在控制方法的设计中,在无差拍算法的基础上又加上了PI控制,从而达到了较好的跟踪电网电压。

3.3 基于无差拍和PI复合控制的并网仿真

根据不加入PI控制时的波形情况,在无差拍控制的输入量i*a L2-ia L2、ib*L2-ib L2、ic*L2-ic L2后加入了PI控制,其中p=0.9,I=1;ea-eb和eb-ec也同样加入PI控制,其中p=2.1,I=1.1。

3.3.1 接三相对称纯阻性的负载

在无差拍控制中加入PI环节,系统接三相对称负载时,将逆变电压和电网电压进行比较如图4所示。逆变电流和电网电压进行比较,如图5所示。

分析图4可明显发现,逆变出的电压和电网电压同幅同频同相位,没有出现相位差,波形效果良好。由图5可见,逆变出的电流实现了与电网电压同频同相,达到了并网的要求。通过对逆变电流进行FFT分析,三相THD依次为0.75%、0.77%、1.34%,已能够较好的满足并网要求,达到了较理想的并网效果,减小了对电网的污染。

3.3.2 接三相对称的整流型负载

在电网用电中,并不是所有接入的负载均是纯阻性负载,大部分是整流负载,所以在此仿真中给出了接入整流型负载。逆变电压和电网电压比较如图6所示。逆变电流和电网电压比较如图7所示。

加入整流型负载时,电压相对而言并未发生大的变化,只是相对于接入纯电阻负载时有一些谐波(量值较小),但电流的相位或幅值却发生了较大的变化,电流并不是三相对称。其谐波分析可知,在接入整流型负载时,波形畸变率仍满足了并网要求,THD达到了3.66%、2.44%和3.05%。相比接入纯阻性负载时的,虽波形畸变大,但仍可满足并入380 V三相电网时的要求。

4 结束语

本文使用无差拍和PI复合控制算法,控制并网逆变器,通过接三相对称的纯阻性负载和三相对称的整流性负载,仿真分析,可得出如下结论:

(1)当只用电流无差拍控制并网逆变器时,逆变电压不能较好地跟踪电网电压,电网电压的幅值约是逆变电压的两倍;

(2)加入PI控制,用电流无差拍和PI复合控制并网逆变器时,逆变电压的能较好地跟踪电网电压,且逆变电流的波形良好,波形畸变率能满足并网要求,验证了电流无差拍和PI复合控制的有效性;