新能源的发电功率自动控制
新能源发电系统的智能监控与控制研究
新能源发电系统的智能监控与控制研究1. 引言新能源发电系统的兴起是全球范围内的一个全新趋势，它代表着人类对可持续发展的追求与对环境保护的关注。
新能源发电系统的智能监控与控制研究是为了保障其高效运行和可靠性，提高其利用率和经济效益。
2. 新能源发电系统的智能监控技术2.1 传感器技术传感器是智能监控系统中重要的组成部分，它们能够实时获取新能源发电系统的运行状态和环境参数。
通过传感器的数据采集，可以实现对发电系统的运行状态监测、故障诊断和预警等功能。
2.2 通信技术智能监控系统需要将传感器获取的数据实时传输到监控中心进行处理和分析。
通信技术的发展使得监控系统能够实现分布式布置，采用无线通信和云计算等技术，大大提升了系统的监控范围和效率。
2.3 数据处理技术大量的传感器数据需要进行快速准确的处理和分析。
数据处理技术可以通过数据挖掘、机器学习和人工智能等方法，实现对数据的挖掘和分析，从而为系统运行提供决策支持。
2.4 人机交互界面智能监控系统需要提供友好的人机交互界面，使得用户能够直观地了解系统状态和进行操作。
这要求对图形界面设计和人机交互技术进行研究，提高系统的易用性和操作效率。
3. 新能源发电系统的智能控制技术3.1 系统建模与优化新能源发电系统是一个复杂的动力系统，其建模和优化是智能控制技术的基础。
通过对系统的建模和仿真，可以优化系统的结构和参数，提高系统的能效和稳定性。
3.2 控制算法设计智能控制系统需要设计合适的控制算法来实现对新能源发电系统的自动调节和控制。
控制算法的设计要考虑到系统的非线性和时变性等特点，采用自适应控制、模糊控制和优化控制等方法，提高系统的控制性能。
3.3 开关控制技术新能源发电系统中常常使用开关元件来实现对能量的调节和转换。
开关控制技术可以通过PWM、SPWM和多级调制等方法，实现对开关元件的高效控制，提高系统的能量转换效率。
3.4 预测与决策新能源发电系统的智能控制系统需要对未来的运行情况进行预测和决策，通过模型预测和优化算法，实现对系统未来状态的估计和优化，提高系统的自动化程度和运行效果。
自动发电控制基本原理及控制方法讲课文档
第14页，共63页。
ACE控制区间划分
AGC 程 序 会 根 据 当 前 区 域 频 率 、 ACE 、 ACE 积 分 值 等 及 给 定 的 门 槛 值 ， 将 AGC控制区划分为死区、正常区、帮助区和紧急区。根据不同的区间，采用不同 控制算法，计算区域的总调节功率。
图2-4 ACE控制区间划分 ➢死区：在此区段ACE很小， AGC不给电厂发送控制命令。 ➢正常区：在此区段ACE较小，参与偏差调节的发电机组立即跟踪调节，参与基 点调节的发电机组仍然在基点值附近运行。 ➢帮助区：在此区段ACE较大，在参与偏差调节的发电机组跟踪调节的同时，部 分参与基点调节的发电机组加入到偏差调节当中进行辅助调节。当偏差消除之后 参与辅助调节的发电机组重新逼近基点值。 ➢紧急区：在此区段ACE过大，参与偏差的发电机组在执行调节的同时，所有参 与基点调节的发电机组立即脱离基点值加入到偏差当中进行辅助调节。当偏差消 除之后参与辅助调节的发电机组又重新逼近基点值。
第12页，共63页。
AGC控制模式
AGC的控制模式包括以下三种：
➢恒定频率控制（Flat Frequency Control，FFC）， AGC的控制目标是维持系统频率恒定。
➢恒定联络线交换功率控制（Flat Tie-line Control，FTC）， AGC的控制目标是维持联络线交换功率的恒定。
其功能为按电网调度中心的控制目标将指令发送到有关发电厂 或机组，通过发电厂或机组的控制系统实现对发电机功率的自动控 制。
第3页，共63页。
AGC的作用
电能是一种特殊的产品，其最大特点在于电能不能大量储存，电能的生产、输送、 分配和使用可以说是在同一时刻完成的。在任何时刻，电力系统中电源发出的功率都等 于该时刻电力系统负荷和电能输送、 分配过程中所消耗的功率之和。
新能源自动化控制系统的使用教程
新能源自动化控制系统的使用教程随着全球对于可持续发展和环境保护的认识不断提高，新能源的重要性逐渐凸显。
新能源的开发、利用和管理需要支持的技术和系统，而新能源自动化控制系统就是其中一种关键的技术之一。
本文将详细介绍新能源自动化控制系统的使用教程，以帮助读者了解该系统的基本原理、功能和操作方法。
一、新能源自动化控制系统简介新能源自动化控制系统是一种基于计算机技术和自动化控制原理的系统，用于实现对新能源设备的远程监控、运行控制、数据采集和数据处理等功能。
该系统能够实时监测新能源设备的运行状态、工作参数和环境信息，采集、传输并处理这些数据，从而实现对新能源设备的智能化管理和优化控制。
二、新能源自动化控制系统的基本原理新能源自动化控制系统主要由硬件和软件两个部分组成。
硬件部分包括传感器、执行器、控制器和通信设备等，用于实时采集环境信息、控制设备运行，并与上位机进行数据交互。
软件部分则包括上位机软件和下位机软件，用于数据处理、控制算法的实现和界面的显示等。
三、新能源自动化控制系统的主要功能1. 远程监控：新能源自动化控制系统可以实时监测新能源设备的运行状态和工作参数。
通过互联网或局域网等通信方式，用户可以随时随地通过上位机对设备进行监控，并及时了解设备的工作情况。
2. 运行控制：新能源自动化控制系统可以根据用户设定的控制策略，对新能源设备进行自动化控制。
例如，根据光照强度和风速等环境信息，自动调整太阳能电池板和风力发电机的转向和转速，以提高能源的利用效率。
3. 数据采集和处理：新能源自动化控制系统可以实时采集新能源设备的运行数据，如温度、湿度、电流和电压等参数，并对这些数据进行处理和分析。
这些数据对于设备运行状态的评估、故障诊断和性能优化等方面具有重要意义。
4. 故障诊断和维护：新能源自动化控制系统可以根据设备的运行数据和故障码，进行故障诊断，并提供相应的报警信息和建议。
这样可以及时发现和解决设备故障，提高设备的可靠性和可用性。
新能源电站应用系统基础知识培训
电及系统运行方式的影响，并在外部交流电中断的情况下，保证由后备电源-蓄电池组继 续提供直流电源的重要设备。直流屏的可靠性、安全性直接影响到电站电力系统供电的可 靠性和安全性。
二、直流系统作用 主要为各种保护装置、测控装置、通信装置、录波装置等提供工作电源，及为开关、
一次设备是指直接用于生产、输送和分配电能的生产过程的高压电气设备。它包括发电机、变压器、断 路器、隔离开关、自动开关、接触器、刀开关、母线、输电线路、电力电缆、电抗器、电动机等。由一次设 备互相连接，构成发电、输电或进行其它生产过程的电气回路称为一次回路或一次接线系统。 2. 电气二次设备和二次回路
电压互感器是—个内阻极小的电压源，正常运行时负载阻抗很大，相当于开路状态，二次侧仅有很小的负载电流。 当二次侧短路时，负载阻抗为零．将产生很大的短路电流，会将电压互感器烧坏。因此，电压互感器二次侧短路是电气 试验人员的又一大忌。
新2能新源能电源自电动站化系统组系成统组成
九、微机基本保护 1.电流速断保护：故障电流超过保护整定值无时限（整定时间为零），立即发出跳闸命令。 2.电流延时速断保护：故障电流超过速断保护整定值时，带一定延时后发出跳闸命令。 3.过电流保护：故障电流超过过流保护整定值，故障出现时间超过保护整定时间后发出跳闸命令。 4.过电压保护：故障电压超过保护整定值时，发出跳闸命令或过电压信号。 5.低电压保护：故障电压低于保护整定值时，发出跳闸命令或低电压信号。 6.低频减载：当电网频率低于整定值时，有选择性跳开规定好的不重要负荷。 7.单相接地保护：当一相发生接地后对于接地系统，发出跳闸命令，对于中性点不接地系统，发出接地报警信号。 8.差动保护：当流过变压器、中性点线路或电动机绕组，线路两端电流之差变化超过整定值时，发出跳闸命令称为纵差动保护。 9.距离保护：根据故障点到保护安装处的距离（阻抗）发出跳闸命令称为距离保护。 10.方向保护：根据故障电流的方向，有选择性的发出跳闸命令称为方向保护。 11.高频保护：利用弱电高频信号传递故障信号来进行选择性跳闸的保护称为高频保护。 12.过负荷：运行电流超过过负荷整定值（一般按最大负荷或设备额定功率来整定）时，发出过负荷信号。 13.瓦斯保护：对于油浸变压器，当变压器内部发生匝间短路出现电气火花，变压器油被击穿出现瓦斯气体冲击安装在油枕通道 管中的瓦斯继电器，故障严重，瓦斯气体多，冲击力大，重瓦斯动作于跳闸，故障不严重，瓦斯气体少，冲击力小，轻瓦斯动 作于信号。 14.温度保护：变压器、电动机或发电机过负荷或内部短路故障，出现设备本体温度升高，超过整定值发出跳闸命令或超温报警 信号。 15.主保护：满足电力系统稳定和设备安全要求，出现故障后能以最快速度有选择性的切除被保护设备或线路的保护。 16.后备保护：主保护或断路器拒动时，用来切除除故障的保护。主保护拒动，本电力系统或线路的另一套保护发出跳闸命令的 为近后备保护。当主保护或断路器拒动由相邻（上一级）电力设备或线路的保护来切除故障的后备保护为远后备保护。
新能源的发电功率自动控制
新能源的发电功率 自动控制
程 琦
（ห้องสมุดไป่ตู้安徽立卓智能电网科技有限公 司。安徽 合 肥 ２ ３ ０ ０ ３ １）
【 摘 要】 通过 对风力发 电和光伏新 能源发 电的发 电功率控制
程仍然有较大的提升空间： （ １ ） 离线计划 的制定难 以完全满足 电网实时运行过程中面对 的 各种 工 况 ， 比如 节 假 日期 间往 往 需要 进 行 特 殊 的 安 排 ： （ ２ ）离线计划的制定难以兼顾全 网运行 的经济性和安全性； （ ３ ）系统 、调度和运行人员的工作量繁重 ； （ ４ ）系统 、调 度 人 员 的 经 验 需 要 时 间积 累 ，不 能 及 时 适 应 电 网 结构 变 化 。 ２ 新 能 源 场 站 侧发 电控 制 的基 础 和 可 行 性 ２ ． １ 新 能 源发 电 的有 功一 频 率 控制 可以将新 能源 发电的频率控制也分为一次调频控制、二次调频 控制和 三次 调频控制 。新 能源发 电调频控制对象包括发电单元调节 和场 站调节 两种 ，发 电单元调频 的过程快 ，调节周期短，而场 站调 频控 制 的过 程 可 快 可 慢 ，没 有 调 节 周 期 的限 制 。场 站 一 次 调频 的 响 应速 度 快 ，主 要 用 于平 衡 电 网 中变 化 速 度 快 、幅值 较 小 的 随 机 波动 ， 因此。场站 一次调频控制 的对象既可 以是发 电单元也可 以是场 站； 场 站 二 次调 频 的 响应 速 度 慢 ，一 般 用 于 调 整 分 钟 级 和 更 长 周 期 的 负 荷波动，因此新能源 发电二次调频控制 的对象只能是场站；三次调 频 是 电 网 内 备 用 容量 再分 配 的过 程 ，新 能 源 发 电参 与 电网 三 次 调 频 的程度 主要取 决于新能源发 电功率预测的精度 。 新能源发 电的有 功一 频率控制是针对 系统频率变化做 出的功率 调 整 过 程 。 与新 能源 发 电过 程 中 的 有 功控 制 方式 不 尽 相 同 。 当风 电机组正常运行时，控 制风 力机 的桨距角 ，使风机运行在 次优风能捕 获 曲线上。当电网频率 发生变化时 ，根据频率的变化率 和频率的偏差，调整桨距 角位置 ，可分别 实现双馈风 电机组参与 电 网的一次调频。还可根据 风力机 的桨距 角位置定义风 电机组的调差 系数 ，并确定风 电场调差 系数。由于桨距角控制从整体上降低 了风 电场 的 发 电 效 率 ， 这 种频 率 控制 策 略适 合 在 系 统 中常 规 机 组 的 调 频 能力 不 足 时 使 用 。 风力发 电机组 的惯量控制是通过释放 ，吸 收风力机轴系 的旋转 能量 实 现 的 。风 力 机 释 放 的 最 大 旋 转 能量 与转 动 惯 量 、 当前 转 速 和 最低转速有关 。若风力发 电机组增加的输出功率 一定 ，则风力机持 续释放能量 的时间有其上限。因此，风 力发电机 组利用 自身 的转动 惯量进行调频控制时 ，有上限时间的限制。通过 建立 高风速和低风 速时 的双馈风 电机组释放旋转能量的传 递函数模 型，可计箅风 力机 转速 降低至最小转速时所需要的时间。对于惯量控制稳 定性 的影响 因素 ，可依据最小转速计算风轮的最大可利用旋转能量，以释放风
新能源发电系统控制技术发展现状与未来趋势分析
新能源发电系统控制技术发展现状与未来趋势分析随着人类对能源问题的关注日益加深，新能源发电系统作为替代传统能源的重要方向，其控制技术的发展备受关注。
本文将分析新能源发电系统控制技术的现状和未来趋势。
一、新能源发电系统的现状目前，新能源发电系统主要包括太阳能、风能、水能和生物能等多种形式。
在控制技术方面，太阳能发电系统的光伏逆变器控制、风能发电系统的变桨角和电网互联控制、水能发电系统的水头控制以及生物能发电系统的发酵和燃烧控制等都是关键环节。
太阳能发电系统的控制技术主要涉及到光伏逆变器的工作状态调节和电网互联控制。
目前，光伏逆变器控制技术已经非常成熟，通过对电流和电压的精确控制，使得光伏发电系统能够最大程度地将太阳能转化为电能。
而电网互联控制技术则是将光伏发电系统与电网进行有序连接，保证了电能的供应连续性和稳定性。
风能发电系统的控制技术主要解决的问题是变桨角和电网互联控制。
变桨角控制是指根据风速和转速的变化调整桨叶的转动角度，以实现最佳转速和功率输出。
电网互联控制则是实现风能发电系统与电网的平稳连接和功率的稳定输出。
水能发电系统的控制技术主要包括水头控制和电网稳定性控制。
水头控制是通过调节水轮机的引水量和运行速度，以实现对电能输出的控制。
电网稳定性控制则是调节水能发电系统与电网之间的功率匹配，确保系统的可靠性和稳定性。
生物能发电系统的控制技术主要解决的问题是发酵和燃烧控制。
发酵控制是通过对有机物质进行合理控制，使其充分分解产生可燃气体。
燃烧控制则是通过对可燃气体的供给和燃烧过程进行控制，实现对生物能发电系统的稳定运行。
二、新能源发电系统控制技术的未来趋势随着新能源发电系统规模的不断扩大和应用领域的拓展，其控制技术面临着新的挑战和需求。
未来新能源发电系统控制技术的发展将朝着以下几个方向展开：1. 智能化控制：随着人工智能和物联网技术的不断发展，新能源发电系统控制技术将趋向于智能化。
通过数据采集和分析，系统可以实现自动化运行和优化控制，提高系统的效率和稳定性。
新能源发电储能系统的智能控制
新能源发电储能系统的智能控制在当今社会，新能源发电储能系统的智能控制是一个备受关注的话题。
随着全球能源环境问题日益严重，人们对发电的方式和能源利用效率提出了更高的要求。
在这种背景下，新能源发电储能系统的智能控制成为了解决方案之一。
本文将从不同角度分析新能源发电储能系统的智能控制，并探讨其在未来的发展上的潜力。
一、新能源发电储能系统的现状目前，新能源发电储能系统已经在世界各地得到了广泛的应用。
太阳能、风能、水能等新能源资源的利用不断增加，同时，储能技术的发展也在不断推进。
然而，在实际运行过程中，新能源发电储能系统还存在一些问题，比如能源利用效率不高、储能容量有限、供电不稳定等。
二、智能控制技术的意义智能控制技术可以通过对新能源发电储能系统中的各部件进行智能化管理和协调，提高整个系统的运行效率和可靠性。
通过智能控制技术，可以实现对能源的精准调度和优化利用，进一步提高新能源发电系统的整体效益。
三、智能控制技术的核心智能控制技术的核心是建立一个智能化的监控系统，通过对能源数据的实时采集和分析，及时发现问题并作出相应的调整。
同时，智能控制技术还需要具备自主学习和适应能力，可以根据不同情况做出相应的决策。
四、智能控制技术的应用领域智能控制技术在新能源发电储能系统中有着广泛的应用。
不仅可以应用于太阳能发电、风能发电等常见的新能源发电系统中，还可以用于燃料电池发电、储能电池等其他形式的新能源发电系统。
五、智能控制技术的特点智能控制技术的特点是高效、智能、可靠。
通过智能控制技术，可以实现对新能源发电储能系统中各部件的精准控制和管理，提高系统的整体性能和可靠性。
六、智能控制技术的发展趋势随着人工智能、大数据等技术的不断发展，智能控制技术在新能源发电储能系统中的应用将会更加广泛。
未来，智能控制技术可能会实现对整个新能源发电储能系统中的各个环节进行自动化和智能化管理。
七、智能控制技术的挑战智能控制技术在新能源发电储能系统中的应用面临一些挑战。
新能源发电智能化控制技术
新能源发电智能化控制技术
新能源发电智能化控制技术是一种通过计算机、通信、控制等现代化技术手段，对新能源发电设备进行实时监测、数据采集、分析处理、控制调节等操作的技术。
新能源发电智能化控制技术可以提高新能源发电设备的运行效率，降低维护成本，提高发电能力和安全性。
下面将从三个方面对新能源发电智能化控制技术进行介绍。
一、实时监测
新能源发电智能化控制技术可以通过传感器、数据采集仪器等设备对新能源发电设备进行实时监测。
通过实时监测可以获取新能源发电设备的运行状态、电力输出、温度、压力、转速等重要数据。
同时，通过数据采集和存储，也可以帮助工程师和技术人员快速定位故障，并进行及时的修复和调整，以保证设备的正常运行。
二、数据分析处理
新能源发电智能化控制技术可以通过对监测数据的分析处理，建立新能源发电设备的运行模型和预测模型。
通过运用先进的算法和人工智能技术，可以对新能源发电设备的运行状态进行诊断和预测，及时发现潜在的故障和问题，并进行预防性维护，从而提高设备的可靠性和可用性。
三、控制调节
新能源发电智能化控制技术可以通过计算机控制系统，对新能源发电设备进行精确控制和调节。
根据监测数据和分析结果，可以自动控制设备的启停、转速、功率输出等参数，实现精确的调节。
同时，也可以通过远程控制和通信技术，对设备进行远程监控和控制，提高设备的运行效率和控制精度。
总之，新能源发电智能化控制技术是新能源发电的重要组成部分，可以提高设备的安全性、可靠性和经济性，为新能源发电的可持续发展提供技术支持和保障。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
新能源的发电功率自动控制【摘要】通过对风力发电和光伏新能源发电的发电功率控制现状的阐述，分析了目前存在的问题。
并从技术上分析了新能源有功、无功控制的基础和可行性，对风力发电和光伏发电有功功率以及无功功率的具体控制方法进行了描述，新能源发电功率控制实现后产生的广泛意思。
【关键词】新能源；风力发电；光伏电站；有功控制；无功控制1 新能源自动发电控制现状新能源（风机、光伏）发电具有随机性和间歇性的特点，潮流对电网的扰动不可避免，采取有效的方法对新能源发电功率输出进行有效的预测，并对由于新能源输出功率电网产生的功率偏差进行合理的机组调配，是当今对含风电及光伏的电力系统的研究的迫切问题。
1.1 有功控制按新能源在系统有功调度中的参与度从低到高划分，新能源与系统AGC的关系分为三个层次。
低层次：新能源按照自治发电的方式运行，被排除在AGC之外，作为“负”负荷处理，其出力不确定性完全由系统热备用容量进行补偿。
为平抑新能源有功功率输出的波动，保证电网内的有功平衡，电网必须预留出足够的旋转备用容量。
中国现有电网调度基本上处于这个阶段。
随着新能源装机容量的增大，电网的备用容量亦需要相应增大。
这不仅增加了电网的运行成本，而且也降低了系统的发电效率。
新能源有功控制有其特殊性。
与常规调频、调峰电厂相比新能源只具备非常有限的有功调节能力。
制定既可与新能源有功控制能力相匹配、又可减轻新能源给电网带来的有功/ 频率调整压力的控制目标，是将新能源纳入电网AGC首先要解决的问题。
另外，储能技术提高了新能源有功输出的可控性，但这要求新能源AGC必须具备能量调度功能来协调储能装置的充放电过程。
考虑到控制实施的时延，新能源AGC应针对未来时段的场景进行分析和控制，就必须用到新能源的功率预测技术。
目前商业运营的风电及光伏预测系统已可应用于发电计划制定、电力交易和备用安排等，但直接应用于实时发电调度，还存在预测精度较差、预测周期与控制周期不匹配等问题。
中层次：AGC考虑新能源出力（预测值），并将新能源预测的不确定性与负荷预测的不确定性结合起来安排发电计划。
这种模式在欧洲已有尝试，但电网原则上仍旧不干涉新能源出力。
高层次：AGC实时调度新能源出力。
新能源在力所能及的范围内，与常规电厂一样主动响应系统的调频、调峰等需求。
1.2 无功电压控制电网的安全、经济、优质运行是电力系统调度与控制所追求的目标，其中无功电压控制至关重要。
目前国内电网电压控制一般由分散的当地控制器组成，这种控制方法无法从全局的角度进行协调和优化。
其局限性具体体现在以下几个方面：（1）电压合格率不高，无法满足用户日益提高的对电能质量的要求；（2）与频率控制不同，电网中需要监视的电压点多，调度员日常调压工作量大；（3）无功电压的非线性关系较强，电压控制设备的特点不同，人工调压难度大；（4）无功功率的不合理流动一方面影响电网的安全运行，另一方面引起较大的网损，不利于电网的经济运行。
为保证系统的电压运行水平，目前电网公司通过提前制定并下发电压曲线的方式来指导无功电压控制，很大程度上严格了对无功电压控制的协调管理，收到较好的效果。
但是，这样的控制管理流程仍然有较大的提升空间：（1）离线计划的制定难以完全满足电网实时运行过程中面对的各种工况，比如节假日期间往往需要进行特殊的安排；（2）离线计划的制定难以兼顾全网运行的经济性和安全性；（3）系统、调度和运行人员的工作量繁重；（4）系统、调度人员的经验需要时间积累，不能及时适应电网结构变化。
2 新能源场站侧发电控制的基础和可行性2.1 新能源发电的有功-频率控制可以将新能源发电的频率控制也分为一次调频控制、二次调频控制和三次调频控制。
新能源发电调频控制对象包括发电单元调节和场站调节两种，发电单元调频的过程快，调节周期短，而场站调频控制的过程可快可慢，没有调节周期的限制。
场站一次调频的响应速度快，主要用于平衡电网中变化速度快、幅值较小的随机波动，因此。
场站一次调频控制的对象既可以是发电单元也可以是场站；场站二次调频的响应速度慢，一般用于调整分钟级和更长周期的负荷波动，因此新能源发电二次调频控制的对象只能是场站；三次调频是电网内备用容量再分配的过程，新能源发电参与电网三次调频的程度主要取决于新能源发电功率预测的精度。
新能源发电的有功-频率控制是针对系统频率变化做出的功率调整过程。
与新能源发电过程中的有功控制方式不尽相同。
当风电机组正常运行时，控制风力机的桨距角，使风机运行在次优风能捕获曲线上。
当电网频率发生变化时，根据频率的变化率和频率的偏差，调整桨距角位置，可分别实现双馈风电机组参与电网的一次调频。
还可根据风力机的桨距角位置定义风电机组的调差系数，并确定风电场调差系数。
由于桨距角控制从整体上降低了风电场的发电效率，这种频率控制策略适合在系统中常规机组的调频能力不足时使用。
风力发电机组的惯量控制是通过释放，吸收风力机轴系的旋转能量实现的。
风力机释放的最大旋转能量与转动惯量、当前转速和最低转速有关。
若风力发电机组增加的输出功率一定，则风力机持续释放能量的时间有其上限。
因此，风力发电机组利用自身的转动惯量进行调频控制时，有上限时间的限制。
通过建立高风速和低风速时的双馈风电机组释放旋转能量的传递函数模型，可计箅风力机转速降低至最小转速时所需要的时间。
对于惯量控制稳定性的影响因素，可依据最小转速计算风轮的最大可利用旋转能量，以释放风力机旋转能量。
风力发电机组的运行状态不同，频率的支撑能力也不相同。
在风力发电机组的频率控制过程中，通常也采用桨距角控和惯量控制相结合的方法。
光伏电站和永磁直驱同步发电机电磁功率由逆变器控制输出。
逆变器通过调节其输出端电压适量的大小和方向来调整输出功率大小。
正常运行时，逆变器通过负反馈控制不断减小输出功率与目标功率的偏差。
逆变器的快速动作特性决定了输出功率的调整时间较短，即使在电网频率发生变化时，逆变器也能保证输出功率恒定，逆变器的这种工作特性决定了光伏电站和永磁直驱同步发电机的发电功率不受电网频率变化的影响。
2.2 新能源发电的无功-电压控制新能源场站侧的发电单元（风机和逆变器）和无功补偿装置具备无功和电压调节能力，根据电力调度部门指令，新能源场站侧自动调节其发出（或吸收）的无功功率，控制并网点电压在正常运行范围内，其调节速度和控制精度应能满足电力系统电压调节的要求。
场站侧系统应充分利用场站侧发电单元和并网逆变器的无功容量及其调节能力，当并网发电单元的无功容量不能满足系统电压调节需要时，配置无功补偿装置，并综合考虑场站侧各种出力水平和接入系统后各种运行工况下的暂态、动态过程，配置足够的动态无功补偿容量。
场站侧无功电压控制系统能够协调控制发电单元和无功补偿装置的无功出力，在任何运行方式下，应保证其无功功率有一定的调节容量。
能够接收并自动执行调度部门远方发送的母线电压控制信号，协调控制机组和无功补偿装置的能力，能够自动快速调整无功总功率，动态的连续调节以控制并网点电压跟随电网调度部门的指令。
新能源场站侧的无功电源包括发电单元（风电机组、光伏并网逆变器）和无功补偿装置，首先充分利用发电单元及分散式无功补偿装置的无功容量及其调节能力，仅靠发电单元的无功容量不能满足系统电压调节需要的，集中加装无功补偿装置并进行控制。
新能源场站参与电压调节的方式包括调节场站侧的无功功率和调整升压变电站主变压器的变比；场站侧变电站的主变压器应采用有载调压变压器。
分接头切换可手动控制或自动控制，根据电网调度部门的指令进行调整。
当发电单元和无功补偿装置的无功容量不能满足系统电压调节需要，可通过申请调整主变压器分头实现对电压的控制。
2.3 新能源参与发电控制的潜力2.3.1 新能源发电单元的有功控制能力目前关于新能源发电单元主要包括风电场的风力发电机组和光伏电站的并网逆变器，有功控制主要包括输出限制控制、平滑控制、爬坡率限制控制等。
输出限制控制主要服务于电网调峰，一般是在出力过大以致威胁系统安全时不得已的“弃风弃光”之举；平滑控制主要用于维持新能源发电单元在小幅高频的天气波动下出力不变，只有在小惯性电网中，新能源发电单元的平滑控制才有必要考虑；爬坡率限制控制主要用于防止发电单元出力过快爬升带来电网过频问题。
除此之外，还有一种主动控制—自动调频控制，即让新能源场站发挥类似常规调频电厂的作用，检测电网频率偏移，自动调整出力变化。
显然，受风能和光照捕获极值限制，新能源发电单元只适合执行过频减荷；如考虑低频增发，则需始终运行于风光功率极值曲线以下，经济性较差。
另外，受风光波动影响，新能源发电作为二次备用的容量可信度较低。
就目前的技术条件来看，新能源发电作为调频电厂的代价很大，并非电网的优先选项。
2.3.2 新能源发电单元有功控制方式风力机的有功控制分为桨距角控制和转速控制。
桨距角控制和转速控制均是通过改变风力机的风速一功率曲线来完成风能捕获的控制。
双馈异步发电机通过控制转子励磁电流的大小、相位和频率，进而控制定子侧输出的有功功率和无功功率。
根据参考坐标的不同，双馈异步发电机的控制方法分为定子磁场定向控制和定子电压定向控制，忽略定子侧电阻后，这两种控制方法本质上是相同的。
双馈异步发电机输出功率的控制方法以连续控制为主，根据受控对象的差异，双馈异步发电机的控制方法分为间接控制和直接控制。
间接控制和直接控制都是基于有功功率和无功功率解耦的控制方法。
间接控制的控制对象为转子侧励磁电流，而直接控制的控制对象为定子侧电磁转矩。
由于定子电阻的存在，双馈异步发电机在定子侧电磁转矩的控制过程中无法精确实现定子侧电磁功率的控制.可以选取电磁功率代替电磁转矩作为双馈异步发电机的控制对象。
与连续控制不同，双馈异步发电机还有离散控制方法。
通过滞环比较定子侧磁链和定子侧输出功率与参考磁链和参考输出功率的偏差，选择转子侧逆变器输出的电压矢量，实现定子侧磁链和电磁功率的控制。
光伏电站的光伏电池板和永磁同步电机输出的电磁功率经过整流、平波后变成直流功率，直流功率经过逆变后注入交流电网。
逆变器控制采用传统的空间矢量控制方法，通过控制逆变侧输出电压的幅值和相位，控制输出的电磁功率。
2.3.3 储能设备的有功控制能力目前，大型新能源场站侧可能配备的储能设备以高功率、大容量的电化学储能为主。
受充放电次数限制，一般用于调峰。
据统计，百兆瓦级风电场99%以上的波动在10MW左右。
该容量已超出超级电容、超导储能等不受充放电次数限制的储能设备的常规容量，因此不宜采用储能设备协助新能源场站侧的调频。
3 新能源发电功率自动控制的意义我国风能和光伏资源丰富地区经济不甚发达，无法消纳大规模的新能源电力，导致大规模新能源接入后往往会增加电网调度难度，需要电网留有更多的备用电源和调峰容量，这必将给电网带来附加的经济投入，增加电网运行费用。