新能源的发电功率自动控制

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。