并网技术范文

并网技术范文（精选12篇）

并网技术 第1篇

柔性直流输电是以电压源换流器为核心的新一代直流输电技术,其采用最先进的电压源型换流器和全控器件,是常规直流输电技术的换代升级。与交流输电和常规直流输电相比,在传输能量的同时,还能灵活调节与之相连的交流系统电压,具有可控性较好、运行方式灵活、适用场合多等显著优点。

1 交流并网的技术瓶颈

目前,使用交流并网是多数风电场并网的选择。但是,风电场通过交流并网普遍存在一些技术瓶颈。a)交流并网需要风电场与所连接的交流系统严格保持频率同步,而风机对并网处交流母线电压波动较为敏感。交流系统电压波动是风机退网的主要原因之一;b)交流系统发生故障时,风电场的稳定运行往往需要在母线出线端加装无功补偿装置,以提高风场的故障穿越能力,这需加大风电场投资。另外,补偿装置对风机的最大风能捕捉及风机控制器本身,有可能造成不利影响;c)使用交流电缆连接,当海上风电场电缆长度超过一定数值后,需要很大的感性无功补偿装置,尤其对于距离岸边较远的风电场,在线路中间进行无功补偿几乎没有可能。

使用柔性直流输电技术,理论上没有电缆距离限制。超过大于50 km～100 km等价距离时,使用直流并网技术是最合理的选择。

2 常规直流输电存在的问题

常规直流输电连接交流系统需提供换相电压,容易发生换相失败故障,大大降低风电场安全稳定运行的能力。传输同样容量的功率时,常规直流比交流和柔性直流输电方案占地面积大2倍以上;传输较小容量时,与交流和柔性直流输电相比单位造价较高。当风力不足使得风机从输电系统中切除后,为给风电场处的负荷供电,系统会有限度地向风电场传输有功功率,需要无功补偿保证系统的稳定运行。常规直流输电不具备发出无功的能力,且本身还需大量的无功补偿装置,因此,会加大换流站的面积。

3 柔性直流输电对可再生能源发展意义重大

柔性直流输电技术能给风电场提供良好的动态无功支撑,既免除风电场无功补偿设备的投资,又提供优异的并网性能,防止风电场电压波动对交流系统的影响,改善风电场对系统波动的抗干扰能力。由于能够提供电压支撑作用,它还能大幅度提升风电场在交流系统发生故障时的低电压穿越能力。由于柔性直流输电不受距离限制,因此也是大型远距离海上风电场并网的唯一选择。基于这些优势,柔性直流输电已成为国际公认风电场并网的最佳技术方案。

发电厂并网协议之技术标准 第2篇

（讨论稿）

一、发电机励磁系统

1、发电机励磁系统指并网运行发电机的励磁系统设备、调节装置、PSS以及监控系统对励磁系统的控制部分等。

2、励磁系统设备的设计、选型应贯彻《电力系统安全稳定导则》，执行国家、行业标准以及国家电网公司、华东电网和省电力公司颁发或下达的有关励磁系统的规程、条例、规定和反事故技术措施；满足电网根据机组所在电网位置提出的励磁方式和特殊技术要求；满足大机组进相运行的要求；必要时应能满足电网AVC控制要求；励磁调节器模型结构一般应采用电力系统运行管理部门使用的电力系统分析程序PSASP、PSS/E或BPA中规定的励磁调节器和PSS模型结构，只有在上述励磁调节器模型结构不能解决电力系统稳定问题时才需要选用特殊控制原理和模型结构。选用的特殊控制原理和模型结构必须经过完整的型式试验考核、专家论证、具有良好的运行业绩和完整的包括出厂和现场试验调整在内的技术文件，并经过本电网电力科学研究院和电力调度通信中心计算分析认可。3、200MW及以上容量汽轮发电机组、50MW及以上容量燃汽轮机发电机组、40MW及以上的水轮发电机组，以及省电力调度通信中心规定的发电机励磁系统应配备PSS。

4、励磁系统（包括改造的励磁系统）应按标准、合同和设备说明进行投产试验。投产试验必须报请调度部门批准。励磁调节器投产试验之前，电厂应将励磁系统模型参数和调节器各出厂整定值提交电网，由电网将有关特性参数的整定值下达给电厂。投产试验项目必须包括附加功能的整定试验，如低励限制、过励限制、强励限制、PSS、试验记录、事故记录等。并向电网提交相关技术资料，如投产试验报告、整定单、发电机和励磁机设计参数、发电机空载特性曲线、励磁机空载和负载特性曲线等。江苏电网中首次采用的发电机励磁调节器，在投产试验之前，电厂应将励磁系统模型参数和调节器各出厂整定值以及投产试验项目提交电力调度通信中心，根据系统运行方式进行计算审核后才能进行投产试验，且投产试验必须有本电网电力科学研究院参加。

5、配备PSS的励磁系统应进行PSS试验（除非电力调度通信中心另有规定）。新建（改造的）励磁系统PSS试验应在投产试验（或性能试验）中进行，最迟不得晚于第一次大修。PSS的现场参数整定试验工作应由本电网电力科学研究院完成，PSS的现场参数整定试验包括：AVR参数确认、PSS结构确认、预计算参数确认、试验项目和方法确认、现场PSS整定试验等。

6、电厂应在投产试验中进行励磁系统模型参数验证工作，完成励磁系统模型参数报告。并将实际的励磁系统模型结构、参数、整定值和发电机空载/负载电压阶跃特性报省电力调度通信中心。电网第一次投运的励磁调节器的模型参数验证试验应全面地测量验证励磁系统 模型参数。

7、并网发电机组励磁系统的励磁参数（调差率、低励限制和PSS）由电网调度下达执行，参数更改必须向电网调度部门办理批准手续；PSS的投运应根据整定单要求按电网调度下达指令投入或切出。直接接入500KV电网的发电机组，还应上报华东电网调度批准；励磁系统或PSS发生事故或障碍时，电厂应及时将技术分析报告报电网调度部门，直接接入500kV电网的发电机励磁系统发生事故或障碍时，还应同时上报华东电网调度部门；电厂编写的PSS运行规程应提交给省电力调度通信中心备案。

8、励磁系统及装置的大修和定期校验一般与发电机大修同时进行。在发电机小修期间可根据装置运行情况和制造厂的规定，安排有关装置的小修和部分检验。机组大修中应同时进行PSS试验以检验PSS参数的正确性，这时PSS试验一般只进行有/无PSS的发电机负载电压阶跃试验，在电网调度通信中心认为有必要时，须进行详细的PSS整定试验。

9、并网电厂应及时执行电网要求的与电网安全稳定运行相关的反事故技术措施。

10、励磁调节装置异动或运行后参数更改，应及时向电网公司沟通，当励磁系统设备不能满足电网要求时，应及时安排更新改造。

11、并网电厂应接受与电网安全相关的技术监督体系的监督与指导，委托有资质的电力技术监督检测单位开展励磁系统的技术监督检测 工作。

12、直接接入500KV电网的发电机组，其励磁系统还应执行华东电网的相关要求。

13、引用标准

GB/T 7409.1～3同步电机励磁系统

DL/T 650—1998 大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件 DL 5000—94 火力发电厂设计技术规程

SD 271—88汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件 国家电力公司标准 汽轮发电机运行规程（1999年版）DL/T596-1996 电力设备预防性试验规程

江苏省电力公司 江苏省电力设备交接和预防性试验规程 DL 489—92 大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程 DL 490—92大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置安装、验收规程

DL 491—1999大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置运行、检修规程

DL/T583-1995 大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件 国家电力公司

防止电力生产重大事故的二十五项重点要求

其他未列标准以国家标准为准，进口设备以设备招标文件所引用标准为准，但所引用标准应不低于IEC各相应标准要求。

二、发电机及升压站一次设备

1、设备范围指发电机、主变压器、高压备用变压器、升压站内电流互感器、电压互感器、断路器、隔离开关、避雷器、绝缘子、110KV及以上电力电缆、耦合电容器、升压站接地网等。

2、发电机及升压站一次设备设计、选型应贯彻《电力系统安全稳定导则》，执行国家、行业标准以及国家电网公司、华东电网和省电力公司颁发或下达的有关规程、条例、规定和反事故技术措施；满足电网根据机组/设备所在电网位置提出的特殊技术和参数要求；125MW及以上容量发电机应具有进相运行的能力（COSф=-0.95）,所配备励磁系统（PSS）应满足相关技术要求；升压站一次设备的技术参数、性能指标，均应满足各电气设备的国家标准、设备定货技术条件及电网的要求，一次设备额定短路开断电流、主变压器调压范围等参数指标应满足系统要求，其中电力变压器的局部放电要求小于100PC，与关口计量相关的一次设备应满足相关精度要求。

3、发电厂电气一、二次接入电力系统由省电力公司组织进行。

4、发电机和一次设备（包括技术改造后）应按标准、合同和设备说明在出厂试验合格的前提下，进行现场交接验收试验并合格。电网调度部门管辖（许可）设备的充电、冲击等试验必须报请调度部门批准，在执行保护整定单的要求后按照有关规程要求进行。江苏电网中首次采用的设备，在投产试验之前，电厂应将设备参数、出厂试验报告等资料提交电力调度通信中心，根据系统运行方式进行计算审核后才能 进行投产试验，必要时由本电网电力科学研究院参加。设备投产试验后应向省电力公司生产技术主管部门和电力调度通信中心提交相关技术资料，如系统图、设备投产试验报告、整定单、设备设计参数、发电机P-Q/空载/短路等特性曲线、发电机转动惯量、变压器阻抗、升压站一次设备动/热稳定能力、最高运行电压/电流等。5、125MW及以上容量发电机在投产试验中应进行进相运行能力试验。试验前应向电力调度通信中心提交试验方案、安全技术措施和励磁系统低励限制整定值等资料，经电力调度通信中心分析计算后，按批准的最大进相深度要求进行试验。正式试验报告应提交省电力公司生产技术部门和电力调度通信中心，由省电力公司核定后下达发电机进相运行限额值。

6、发电机及升压站一次设备的运行按照调度规程的要求进行（有关保护和自动装置的投/切、定值要求见二次部分）。设备发生影响安全运行的缺陷时，应及时告知省电力公司生产技术部门和电力调度通信中心，以便及时安排消缺。为加强网厂协调管理和信息沟通，电厂应向省电力公司MIS发电生产信息管理系统发送相关信息资料。

7、发电厂应依据相关规程、制造厂规定和要求做好发电机和升压站一次设备的预防性试验、安全性评价；按照检修周期要求进行设备检修工作；按规定周期要求对升压站接地系统进行测量和检查；按照最新版污区图的要求做好防止污闪事故措施。

8、当升压站一次设备不能满足系统短路容量的要求或设备不能满足 电网安全运行的要求时，应及时进行设备的更新改造。

9、并网电厂发电机及升压站一次设备涉及参数变化的重大技术改造项目的方案、内容等应及时向电网公司沟通。

10、并网电厂应及时执行电网要求的与电网安全稳定运行相关的反事故技术措施。

11、并网电厂应接受与电网安全相关的技术监督体系的监督与指导，委托有资质的电力技术监督检测单位开展发电机和升压站一次设备的技术监督检测工作。

12、引用标准

GB/T16434-1996 “高压架空线路和发电厂、变电所环境污秽分级及外绝缘选择标准” GB 1094 电力变压器

GB 6451 三相油浸式电力变压器技术参数和要求 GB 311 高压输变电设备的绝缘配合 GB 2536 变压器油

GB 10237 电力变压器绝缘水平和绝缘试验外绝缘的空气间隙 GB 10230 有载分接开关 JB/T 501 电力变压器试验导则 DL/T572 变压器运行规程 GB 7595 运行中变压器油质量标准 JB/T56011 油浸式电力变压器产品质量分等 JB/T56008 变压器用储油柜产品质量分等 DL474.1-92 现场绝缘试验实施导则

DL475-92 接地装置工频特性参数的测量导则 DL486-92 交流高压隔离开关订货技术条件 DL-T402-1999 交流高压断路器订货技术条件 DL-T55-94 气体绝缘金属封闭电器现场试验导则 DL-T7572-95 电力变压器运行规程 DL-T573-95 电力变压器检修导则 DL-T574-95 有载分接开关运行维修导则 GB/T7064-1996 透平型同步电机技术要求 GB755-2000 旋转电机 定额和性能

国家电力公司 汽轮发电机运行规程（1999年版）国家电力公司 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 江苏省电力公司 江苏电网防污闪工作条例 江苏省电力公司 绝缘技术监督管理条例

江苏省电力公司 江苏省电力设备交接和预防性试验规程 国电华东公司 大型变压器及其附件制造质量建造大纲

浅析发电机自动准同期并网技术 第3篇

【关键词】发电机；同期并网；自动准同期；电压；频率

引言

发电机必须并入电力系统才能将所发出的电能上送至系统中，才能实现电能从发电机流向用电设备，对发电机与电力系统之间的并列操作就是同期并网操作，同期并网操作是发电机操作中的一项关键内容，操作出现问题将直接导致发电机并网失败。当前，企业电网的规模日益增大，同时发电机的数量和容量都在不断增加，这就需要对同期并网技术进行深入的了解，最终实现能够将发电机准确、可靠、稳定的并入系统目标。

1、发电机并网的条件手动准同期的缺点

1.1发电机并网的条件

（1）发电机机端母线的电压与系统母线的电压幅值相等并且波形一致。

（2）发电机所发出电的频率与系统的频率相同，均为50Hz。

（3）发电机侧电压与系统侧电压的相序相同。

（4）合闸的瞬间，发电机侧电压与系统侧电压相位相同。

在以上四个条件具备的基础上，就能完成发电机的顺利并网，在并网瞬间，发电机机端电压与系统电压的瞬时值越是差距越小，则发电机并网时受到的冲击就越小，并网过程就越平稳。

2、手动同期并网的缺点

老式发电机采用的手动准同期装置，虽然可以通过人工观察合闸前的发电机与系统两侧的电压、频率等数值，通过调节发电机本体和励磁装置来调节发电机侧的参数使其等于系统侧参数，并在参数相同的时刻合上并网开关，实现发电机的并网操作，但是根据实际情况来看，其始终摆脱不了如下几条缺点：

（1）不能自动选择合闸的时机，对操作人员的专业素质和操作熟练程度依赖性较大。

（2）老的手动准同期装置的精度下降，虽然是在同期装置所显示的可以合闸的区间进行合闸并网工作，但是往往由于操作的延时和装置的细小误差而使实际合闸过程并不满足发电机并网的条件，这种状况就造成了非同期并网。

（3）过程完全需要人工进行干预，不能实现自动调节。

3、微机自动准同期装置的结构

我厂选用的微机自动准同期装置属于越前时间恒定的自动并列装置，这种并列装置对发电机侧和系统侧的电压频率进行检测，当在设定的越前时刻检测到两侧的电压差和频率差均在设定的允许范围之内，则迅速启动合闸逻辑并输出合闸信号驱动断路器合闸，实现发电机的并网，这样能够最大程度上保证在经过了断路器固有的合闸延时之后，两侧电压与频率的差值仍然处于最小的范围。如果在合闸逻辑启动之前装置判断出电压或者频率的差值超出设定的允许范围，则马上闭锁合闸出口，并在程序内部将合闸逻辑闭锁，通过检测到的电压频率差值来对分别给出发电机转速升高降低以及电压升高降低指令。微机自动准同期装置包括了以下五部分：

3.1导前时间设定部分，微机自动准同期装置的导前时间是通过4位拨码来进行设置的，四位拨码代表了16进制的0000-1111共计16个数，对应时间为0.1-1.6秒，这个前导时间的设定需要对断路器固有的合闸时间进行检测，使前导的时间与断路器合闸时间匹配。系统电压与发电机机端电压之差形成的以滑差周期脉动的电压信号。其周期也可以通过拨码进行设置。

3.2自动调压单元，微机系统通过模拟转数字模块对高压设备二次侧的电压信号进行采集，采集周期通常系统固定为10ms，经过采集器的电压信号为一个0～5V的直流信号，微机通过内部的比较器对系统电压与发电机机端电压进行比较，根据两侧电压的差值给出发电机电压升高或者降低信号，直至调节后两侧的电压差值保持在5%以内。

3.3自动调频单元，调频单元配置高速频率采集通道，分别对发电机侧和系统侧的频率进行快速采集比较，当发电机频率低于系统侧频率时就对应的升高发电机转速，反之则降低发电机转速，直到达到并网要求的频率之差控制在0.33Hz以内。

3.4自动同期合闸单元，当发电机机端与系统侧的电压和频率均在规定的范围之内时，自动同期合闸单元则投入并密切监视两侧的电压和频率值，如果在设定的保持时间之内电压和频率差值均未越过规定的范围，这就表示发电机当前的运行状态十分平稳，下一个滑差时间内必然会出现最佳的同期合闸时间点。此时立即投入自动同期合闸准备逻辑，等待下一个滑差时间周期内同步点的到来，一旦检测的该同步点则逻辑输出断路器合闸，发电机成功并网，若此周期内未检测到最佳的同步点，则程序继续等待同步点的出现。在自动合闸单元中需要设置合闸动作的时间提前量，这个提前量应该能与断路器的合闸时间相匹配。

3.5出口执行和信号指示单元，出口执行单元包括了输入输出接口芯片，光电隔离电路以及大功率驱动电路和出口继电器，根据功能一般采用了五出口继电器的结构，五个出口继电器分别完成发电机升转速、降转速、发电机电压升高、降低、同期合闸五个功能，其中可以通过内部逻辑分别对五个出口进行功能连锁或者闭锁，出口继电器分别对应了不同的信号指示灯，可以通过指示灯来观察自动准同期装置的运行状态。

4、微机自动准同期装置的应用优势

4.1微机自动准同期装置的操作比老式准同期装置便捷简单，操作人员只要按下启动按钮就能完成发电机同期并网的复杂操作，消除了发电机并网对操作人员素质的依赖性。

4.2能够适时的选择最佳时机进行合闸，客服了传统手动准同期装置在合闸瞬间其内部需要进行的角度检测，将同期并网的冲击降到最小。

4.3由于其前导时间和滑差时间可以通过外部的拨码进行调节，这就可以使自动准同期装置适应不同的发电机出口断路器，使得合闸时间的提前量总能够与断路器固有的合闸时间保持一致，确保在最佳的时间内完成合闸。

4.4微机自动检同期装置运行可靠，能够适应较频繁的发电机并网操作，且其不受外部环境的影响，对于复杂的工厂现场，其能够切实的保障发电机同期并网操作的长期可靠性，提高整个系统运行的稳定性。

5、结束语

自动准同期装置在宣钢发电机系统中得以成功运用，时间证明了其在可靠性、快速性、稳定性等多方面均远远的超过了传统依靠手动准同期的操作方法，保障了发电机并网操作的成功率，直接增加了企业发电机运行的经济效益。

参考文献

[1]粟梅，郭旭东，官诗军.一种新型的微机自动准同期装置.电力设备网

风力发电并网技术探讨 第4篇

1 风电机简介

风力发电机组包括异步风电机组和双馈风电机组, 相对于异步发电机组, 双馈风电机组有很大的优势, 其最大的优势在于双馈电机能根据风速来改变风机的转速。当风速较低时, 双馈电机能保持风机运行在最佳的叶尖速比, 从而得到最大的动能;当风速较大时, 双馈电机可以调节桨距释放多于能量, 从而使机组获得较平滑的动能。

2 双馈风电机组的模型

2.1 风速模型

风速是独立于发电系统的, 考虑风电场分布的随机性, 现在国内外较多的使用风力四分模型, 及基本风模型、随机风模型、阵风模型和渐变风模型。电机是电力系统中能源转换模块, 不同于传统传统电机, 在风力发电中须先将风能转化为叶片的动能, 之后由风叶传递能量转化为电能, 由空气动力学可知, 在一定的风速下, 风能利用系数越大, 机械输出功率越大。

2.2 电机稳态模型

双馈发电机的稳态等值电路如图1所示, 其相当于在普通绕线式异步电机等值电路的转子电路中加入了电压源。

3 等值建模的建立

图1中介绍了双馈电机的等值电路, 当风力发电机组发电机个数为两个时, 此时等效电路如图2所示。需要说明的是, 建模过程中不考虑尾流效应。

等值参数计算相对比较复杂, 当双馈电机组电机个数较多时, 用电路理论计算等值参数会相当繁琐、复杂。加权参数聚合法可以解决多台机组并联参数计算的复杂问题, 等值前后以它们各自容量为基值。

4 仿真

在Simulink仿真平台中搭建了实际模型和等值模型。实际模型中有单机容量为1.5MW的双馈发电机20台, 单机容量2MW的风机10台。采用一机一变方式将电压升至10k V后, 再用10k V/110k V变压器接入电网, 输电距离为30km。运用加权参数等值法, 可以算出等值后的等值机的参数, 将30机等效为一台机进行仿真。

稳态运行时的比较:

以渐变风为例进行稳态运行时的仿真。上升型的渐变风起始时刻为5s, 起始风速为8m/s, 上升斜率为1, 终止时刻为9s, 终止风速为12m/s, 下降型风速起始时刻为5s, 起始风速为14m/s, 下降斜率为1, 终止风速为8m/s。对上升型渐变风, 两种模型的响应曲线如图3所示;对于下降型渐变风, 两种模型的响应曲线如图4所示。

为了说明等值效果, 本文使用相对误差或平均相对误差来定量的说明。由仿真结果可知, 对于上升型渐变风等值模型与实际模型的有功功率最大相对误差为0.62%, 平均相对误差为0.27%, 出口处电压的最大相对误差为0.21%平均相对误差为0.11%。对于下降型渐变风, 等值模型与实际模型的有功功率最大相对误差为1.16%, 平均相对误差为0.29%, 出口处电压的最大相对误差为0.14%, 平均相对误差为0.007%。可以看出, 稳态时模型的误差是很小的。

5 结论

双馈风力发电机正常工作运行时转速随风速的变化而变化, 其等值过程与异步发电机相比有所区别。是否能够沿用异步机等值模型进行理论分析和验证值得商榷。本文在Simulink仿真平台中对风电场每台机组进行建模, 并建立了风电场的等值模型。仿真结果表明, 该等值模型能在稳态运行时保持良好的等值效果, 具有一定的可信度。

摘要：本文介绍了双馈电机的组成结构和工作原理;简述了风力场模型、双馈风电机工作稳态模型;并比较了电机容量加权法和多电机组并联时等值计算的参数聚合, 然后在Matlab/Simulink仿真平台中建立了风电场实际模型和等值模型。仿真结果表明, 该等值模型能在稳态运行时保持良好的等值效果, 具有一定的可信度, 仿真结果与理论分析相符, 证实了电机容量加权法可以在一定范围内适用于双馈型风电场等值。

关键词：风力发电,并网,探讨

参考文献

[1]王承煦, 张源.风力发电[M].北京:中国电力出版社, 2003.

[2]蔺红, 晁勤.风电系统建模与仿真分析[J].风力发电, 2000 (3) .

[3]Slootweg J G.Wind power modeling and impact on power system dynamics[D].Technische Universities Delft, 2003.

[4]Akhmatov V.Analysis of dynamic behavior of electric power systems with large amount of wind power[D].Rsted-DTU Technische.Universities of Denmark, 2003.

并网技术 第5篇

摘要：近些年，太阳能光伏并网发电技术得到了较快发展，对于缓解日益紧张的能源危机具有非常重要的意义。太阳能光伏并网发电技术的主要特点是绿色、环保、安全，不会对环境造成破坏。为了更好的促进太阳能光伏并网发电技术的发展，文章针对施工过程中的技术控制要点进行研究，具有一定的参考价值。

关键词：太阳能;光伏发电;并网;技术

近年来，随着社会的迅速发展，国家对电力的需求量也在逐年增加，对以化石为能源的发电类企业的环境监管离地日益增高，这使得太阳能、风能等清洁、绿色能源受到了广泛的认可与关注。当前，太阳能光伏发电技术已日趋成熟，能够实现经济与高效运行目标，有利于推动国家经济的迅速发展，并且还能够满足社会能源消耗需求，这使得光伏发电并网及其相关技术的发展成为人们高度关注的对象。

1.光伏发电控制系统概述

光伏发电控制系统是根据太阳能自身特性，发生伏特反应，将太阳能电池板发出的电能通过控制器转换、存储器储存、电缆传输等环节，转变成能分配的电能。光伏发电是通过太阳电池板把太阳能直接转换为直流电能的一类发电方式，所以，光伏发电控制系统即为直接把太阳能变成电能的一款发电系统。目前光伏发电控制系统由下面几模块组成：光伏电池板(光电转换器件)、控制器(电能转换)、储存器(存储多余能量)、上位机监控(控制显示面板)等。

并网式光伏发电控制系统即把光伏发电系统与电力系统相联系的一个发电系统，把阳光福射得到的直流电直接转变为标准的网侧交流电，也就是把光伏发电系统与电力网通过并网逆变器连接到一起，再分配该系统生产的电量，既可向本地负载提供电能，也可进斤相关的电为调峰等。该系统为电为系统提供了有功与无功功率，为电力网的主要组成模块。目前，并网型光伏发电是全球光伏发电的主流，也是光伏发电的一个首选。通常由w下几部分组成：太阳能电池板、直流变换器、并网逆变器、锁相环与负载等。其中并网逆变器是系统的关键部件。全球主要的光伏系统生产企业均拥有各自的光伏逆变技术产品，他们的并网逆变器在电路拓扑、控制方法上各自具有不同的特点。

2.并网光伏发电系统的优势

①能够利用清洁干净的、可再生的自然能源太阳能发电，不会耗用不可再生的且资源有限的含碳化石能源。在实际使用过程中，也不会产生温室气体与污染物，能够较好的保护生态环境，满足经济社会持续、和谐发展需求。②所发电能馈入电网，以电能为储能装置，节省了蓄电池，相比于独立的太阳能光伏系统，可节省大约35～45%的建设投资，大大降低了发电成本。同时，由于其省去了蓄电池，还可提升系统的平均无故障时间与蓄电池的二次污染。③分布式安装，就近就地分散供电，灵活的进入、退出电网，可有效增强电力系统抵御灾害的能力，改善电力系统自身的负荷平衡状况，降低线路损耗。④可发挥调峰效用。就目前情况来看，联网太阳能是世界上个发达国家在光伏应用领域中竞争发展的关键，是世界太阳能光伏发电的主要发展趋势，市场较大，发展前景十分可观。

3.光伏l电并网及关键技术

3.1光伏并网发电系统中的关键技术

3.1.1最大功率点跟踪技术

通过运用最大功率点跟踪技术，可明确光伏并网发电系统所在的环境，分析环境中的温度、光照等对并网造成的影响，并且还可绘制光伏并网发电系统的特性曲线，然后在依据曲线的变化状况，对并网光伏发电的最大功率点进行相应的跟踪。同时，最大功率点跟踪技术与光伏并网发电系统自身的运行效率之间存在直接的关联，例如常用的两种跟踪方法：(1)扰动观察法，在光伏并网发电时，通过设计小型扰动，可比对扰动前后的并网情况，获得最大功率点位置，并网扰动方式可控制输出电压，利用电压差，还可形成扰动，以跟踪功率状态。(2)电导增量法，瞬间电导数据与变化量是此类方法运用的决定性因素，其能够通过分析光伏列阵的曲线变化情况，获得曲线的单峰值，并由此判断出光伏并网是否处于最大值发电状态。

3.1.2并网逆变器控制技术

并网逆变器可确保光伏并网发电系统的灵活性，进而使得工程的多样化需求得以满足，为太阳能始终处于最佳的转换状态提供保障。同时，逆变器还可控制光伏并网发电系统的工作模式，为电流提供直接或间接控制的方法。近年来，随着科学的迅速发展，间接与直接控制不断融合发展，较好的发挥了间接、直接电流的控制效果，弥补了双方的缺陷，融合之后的并网逆变器控制能够实时跟踪电流变化情况，以保证电流的稳定性。

并网逆变器控制重点技术主要包括：(1)数字控制技术，该技术是并网逆变器控制技术的重要基础，是一种热电技术。(2)PID控制技术，其主要是采用全量、增量的.方法支持逆变器的运行，此类技术相对成熟。(3)重复+PI混合控制技术，此类技术具有复合的特征，能够以复合的方式控制逆变器的运行，从而确保逆变器的稳定性。

3.2分布式电源并网技术的接入方案

DER并网技术接入配电网之后，需要对DER并网技术的容量与配电网之间的匹配程度进行全面的考虑，例如当DER并网技术容量小于250kVA时，将其接入380V或400V的配电网中，通过匹配DER并网技术容量与配电网，能够设计出科学的接入方案，接人时通常采用联络线的连接方法，DER并网技术连接配电网的变电所或是接入附近的配电网内。同时，其还能够设计并网保护，DER并网技术一般采用孤岛保护方式，孤岛装置提供主动式与被动式保护，能够为光伏并网系统的安全性提供保障。当并网逆变器监测出危险之后，往往会自动切断分布式光伏发电，以保护人员的安全，逆变器的电压可由配电网提供。

4.光伏发电并网系统的应用

4.1工程简介

某光伏发电并网系统项目由一公司承建，主要建于公司大楼三楼楼顶上。光伏系统总设计峰值功率为3360Wp，与公司电网并接，当电网断电时，可独立给公司负载供电，还可为展示台液晶电视供电。电池板均采用6mm钢化超白玻璃+E-VA+电池片+EVA+6mm钢化超白玻璃双玻光伏组件。投入运行之后，一直处于安全可靠、发电稳定、并网良好的状态，并且满足项目设计标准。根据项目所处地理位置及气象气候条件，并且通过相应的计算，确定太阳能电池板应当摆放在正向朝南方向，当倾角处于25-30°范围时，能够接受到的太阳辐射最多，发电量最大，为方便工程施工以及太阳能电池支架的制作，选取倾角270，光伏安装面积130m2。

4.2光伏发电并网系统

4.2.1电气设备系统

此项目电气设备系统主要由太阳能电池方阵、蓄电池组、双向逆变器、并网逆变器和控制设备组成。

4.2.2光伏系统工作原理

光伏电池7块串联，通过二极管集线箱将12组并联组成一组输出给逆变器。逆变器逆变的交流电与公司电网并接，中间连接双向逆变器加蓄电池组储电，以便市电停电时切换至蓄电池组，然后供电给负载。当太阳能电池正常发电时，首先通过双向逆变器向蓄电池组充电。当蓄电池组处于充满电状态时，太阳能电池发出的电直接逆变至电网。当市电停电时，失压脱扣器脱扣，失压脱扣器脱扣之后，发送信息至双向逆变器，双向逆变器逆变启动，蓄电池组投入使用，供电给负载使用。

4.2.3数显监控系统

该项目监控系统主要涉及以下设备：辐射照度仪、温度计、风速计、控制器、调制调解器、终端控制(显示)设备、数据缆线等。同事，其还可通过电脑等相关终端的显示，实现实时监控相关数据的目的。通过程序转换相关的界面，可轻易转换终端(电脑、电视等)所显示的界面，并且还能够在界面中显示例如系统温度、直流电压、直流电流、直流功率、交流电压、交流电流、交流功率、日发电量、总发电量、气象数据等信息，从而体现出系统真实运行效果。

5.光伏发电并网系统发展前景

近年来，随着科学技术的迅速发展，我国在光伏发电并网系统方面已经研发出了一些新型技术，在光伏发电并网系统的控制与切换方面依旧需要继续、深入研究分析。为了提升光伏发电并网系统的工作效率，必须全面掌握光伏发电并网系统的控制，并且还需妥善解决并网光伏发电系统的切换问题，以确保光伏发电并网系统能够大规模的运用于普通用户。光伏发电并网系统是太阳能发电的应用系统，具有太阳能发电系统的所有优势，但其还具备价格贵、投资高、发电量受气候变化影响等方面的缺陷，是现阶段并网光伏发电系统运行存在的主要问题，但随着日后科技的不断M步，并网光伏发电系统必将成为全民的发电系统。

6.结语

风电新能源发展与并网技术分析评价 第6篇

关键词：风电新能源 并网技术 分析 评价

1 风电新能源特点

1.1 风电场的位置偏远 因为我国的风资源分布地与负荷中心存在较远的距离，网架结构非常薄弱，进而使得电网的输电能力在某种程度上对风电外送起到限制作用，在对风电进行大规模开发的情况下，还需建设配套风电送出工程，同时还应对电网建设予以加强。

1.2 风能能量的储存非常小 因为风能的蓄电成本相较于发电的成本更高，使得整个电网欠缺蓄电能力，一般而言会经由输出电量调节收纳电量。

1.3 风能能量密度小 在发电容量相等的情况下，所需风力发电机风轮的尺寸比水轮机要大几十倍。

1.4 风能稳定性差 由于风能是过程性的能源，风向和风速会时常发生改变，风力发电机很难对其进行控制和调节，所以风电机组形成的电能也是随机变化和波动的。

1.5 风轮机的效率低下 按照理论而言，风轮机的最大效率大概在百分之六十左右，但事实上其实际效率更低。统计表明，垂直轴风轮机其最大效率处于百分之三十到四十之间，而水平轴风轮机的最大效率则位于百分之二十到五十之间。

1.6 电网无法调度 由于风能不可控，因此不能根据负荷的大小来对风力发电进行调度，从而给电网调度造成压力。再加上，绝大多数的风电机组都是无人看守的。

2 电网受风电发展的影响

2.1 影响电能质量 以前风电单机容量很小，并且绝大部分都是采用并网方便以及结构简单的异步发电机用以和配电网直接相连。但由于风电场常常位于供电网络末端，其配电网电压低、结构松散、承受冲击能力差，电压低。所以，风电极有可能造成配电网出现谐波污染和电压闪变的情况。

2.2 系统稳定性不好 在三相短路故障、線路开断、风速扰动、发电机开断的状况下，系统频率与电压极易产生大幅度波动。

2.2.1 电压稳定性 当电力系统里面有大量风电场被接入之时，导致电压出现不稳定状况最主要的原因就在于风电场需要无功功率。目前，绝大部分风力发电会采用异步发电机，同时由外部系统为之提供无功功率支撑。而在风电场容量比较大，而无功功率呈现控制力不足的状况之时，容易对电压稳定性产生影响。

一方面，风电场的有功功率使负荷极限功率增大，从而使静态电压的稳定性得到加强；二来，无功功率需求又会导致负荷极限功率下降，进而使静态电压稳定性能降低。由于大部分风电场都会采用异步发电机，因此当在电网里面注入功率时，变速恒频风电系统会由电网内部来对无功功率进行吸收，所以风电场便极有可能引发电压崩溃或电压稳定性下降。然而，如果提供的系统无功功率非常多，那么也可将之视为风电场并网可以让系统静态电压稳定性增强。也就是说，风电并网会对电网静态电压形成双重影响，这与风力发电机的运行点还有着密切的关系。

2.2.2 频率的稳定性 事实上，系统频率受风电场的影响最主要由系统容量里面风电场所占比例来决定。在系统风电容量占据较大比例之时，其输出功率的波动性会对电网频率产生一定的影响，对电网电能的质量形成一定影响。如此一来，便需电网中其他机组频率具备很强的响应能力，能展开相应的跟踪调节，从而对频率的波动形成抑制作用。由于风电不稳定，在风电失去出力之后，便会造成电网频率减小，尤其是当风电占据较大比重之时，会对系统频率的稳定性产生影响。要想使此影响消除最主要的方法便是选取优化调度运行形势和提升系统备用容量。因为大型电网其调节能力与备用容量非常充足，无需考虑风电进入影响频率稳定性。但对小型电网来说，便不能不考虑风电对稳定性以及频率偏移所造成的影响。

2.3 影响电网调度及其规划 由于风能存在不可控的性质，因而不能对其进行可靠的预测。在风电场并网之后，可用调峰容量将备用容量减去，剩下的容量便可用来进行风电调峰，但要是用于风电调峰容量很有限，便会对风电场的实际运行起到限制作用，在电网不能将风电场功率波动予以完全平衡之时，一定要对风力发电的注入电网功率进行限制。所以，在对发电计划进行安排实施，一定要对系统的调频与调峰进行分析，此时系统的旋转备用除了需要与调频、调峰彼此相符以外，还需和风电机组出力波动对负荷平衡构成影响相符。

风电场建设不但与发电机组类型、装机容量、布置有关，还与电网规划以及风电传输等问题相关。在将风电场引入之后，由于风电存在随机性和不确定性，不但会使运行成本和电网投资产生改变，同时还会造成供需平衡关系产生改变。风电利用的小时数较为低，通常情况下，一个好机组可达到大约每年二千五百小时，因此相比于火电电网的投资效益，效益更好的是风电投资。因为风电具备间隙性的特点，从而形成超出范围的危害，还有就是风电最优装机比例问题等。所以，一定要对接入电网之后的风电场进行规划，也就是风电场建设必须和电网建设同步发展，从而展开大电网的配套建设。

3 风电并网性能的改善对策

3.1 预测风力发电的功率 将风电转变成可调度电源最为关键性的技术预测风力发电量。最近几年的研究显示，需要将多个数字天气预报的模型进行相应的组合，同时和功率短期预测彼此结合来使精度得到提升。一来，它会对天气预报系统的预测数据结果加以利用，从而得出气温、风向、气压、风速等数据，二来，根据风机四周信息把风力发电机组的轮毂高度风向以及风速信息等得出，三来，通过风机功率曲线将风机实际的输出功率算出。此方法能将恶劣环境下出现预测差这一问题解决掉，从而使预测的精度得到明显提升。

3.2 无功补偿方式 风电并网运行中普遍存在的问题则是电压稳定问题。但对电压稳定形成影响最为关键的因素还是无功率的补偿因素，尤其是对异步发电机实行风力发电，因此，如果想要保证电网的稳定性可采取如下对策：

①采取动态的无功补偿，例如静止的补偿器SVC等，它可使系统暂态特性予以改善，进而使风电场安全容量得以提升。在对SVC容量进行选择之时，还需与SVC调节性、风电场容量以及电网结构相结合来确定。②提升电网负荷功率因素以及加强电网结构也能使风电场安全容量以及系统暂态稳定性得到提升。③排除系统故障之后，低电压自动切除的风电机组使电网维持稳定最有效的控制方式，但在切除过多之时，要对电网调节控制能力予以考虑。

4 结语

文章就电力系统受大规模风电并网影响的因素进行了讨论与总结，通过对这些因素加以了解能确保大型风电并网的安全运行。对风电场并网技术加以研究，能帮助把风电发展中遇到的问题加以解决，从而对风电产业的发展产生一定的推动，进而满足国家能源结构变化的需求。

参考文献：

[1]张全成，张永明，林钧斌等.风电新能源发展与并网技术分析评价[J].上海节能，2011（3）：19-23.

[2]马飞，王宏华.并网风电系统功率因数校正技术的发展[J].机械制造与自动化，2012，41（6）：156-159.

[3]周清.完善促进新能源产业发展的财税制度安排[J].经济研究参考，2011（48）：33-35.

分布式光伏电源并网技术分析 第7篇

1 分布式光伏电源特点及对电网的影响

1.1 电压

光伏电源的出力随入射的太阳辐照度变化而变化,可能会造成局部配电线路的电压波动和闪变。若跟负荷改变叠加在一起,将会引起更大的电压波动和闪变及三相电压不平衡。因此光伏电源接入电网后,由于馈线上的传输功率减少,使沿馈线各负荷节点处的电压被抬高,可能导致一些负荷节点的电压偏移超标,其超标量与接入光伏电源的位置及总容量大小密切相关。

1.2 电流

分布式光伏电源接入电网中,如果形成一定的规模,电网放射状网络变成了遍布电源的网络,从而改变了故障电流的大小、持续时间及其方向,电网潮流发生变化,使原有的继电保护产生过电流保护配合失误、距离保护灵敏度变小等问题,会影响重合闸的动作。因此,由于电流的变化,可能导致分布式电源对配电网原有的继电保护产生较大的影响。

1.3 谐波

通常,分布式电源是由逆变器与电网联接的。逆变器具有很多的电力电子元件,在逆变器将直流转换为交流及频繁的开通和关断的过程中,逆变器内的这些电力电子元件不可避免地会产生谐波,会对电网造成谐波污染,从而造成危害。

1.4 孤岛效应

孤岛运行就是与主系统分开的一部分网络独立运行,由一个或多个本身不具备调节控制能力的分布式电源供电。随着电网中有越来越多的分布式电源接入,出现非正常孤岛的可能性也越来越大。主要问题有由于孤岛系统中的分布式电源不能提供电压和频率调节,供电用户的电压和频率波动很大,将可能引起用电设备的损坏。孤岛运行的分布式电源继续对本该停电的线路供电时,将威胁维护人员和用户的生命安全。若分布式发电设备与系统不同步,将产生很大的冲击电流,有可能损坏发电设备,也有可能导致系统解列。

2 并网技术问题分析及解决

2.1 电压

在光伏电站并网点处应装设电能质量在线监测装置,监测光伏电站投运后电压偏差、电压波动和闪变、谐波、三相电压不平衡等电能质量指标是否满足国家标准规定。可在电网设置有载调压变压器和电压调节器等调压设备,将负荷节点的电压偏移控制在符合规定的范围内。对于配电网的电压调整,合理设置光伏电源的运行方式也很重要。

2.2 保护

由于分布式电源的接入使得配电网原有的单电源辐射状网变成多电源网络,原有的线路保护配置不再适用,需设置新型保护配置。原有配电网的保护与重合闸之间的配合协调关系在分布式电源接入后也不再适用,需要重新考虑。

(1)10k V及以上并网保护。应明确用户进线开关、并网点位置,并对接入分布式电源的配电线路载流量、变压器容量进行校核。并网点应安装易操作、可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的开断设备。配置应符合相关继电保护技术规程、运行规程和反事故措施的规定,装置定值应与电网继电保护和安全自动装置配合整定,防止发生继电保护和安全自动装置误动、拒动,确保人身、设备和电网安全。分布式电源专线方式接入时,专线线路可不设或停用重合闸。

(2)220/380V并网保护。在并网点安装易操作、具有明显开断指示、具备开断故障电流能力的低压并网专用开关,专用开关应具备失压跳闸及检验有压合闸功能。分布式电源接入容量超过本台区配变额定容量25%时,配变低压侧熔断总开关应改造为低压总开关,并在配变低压母线处装设反孤岛装置。低压总开关应与反孤岛装置之间应具备操作闭锁功能,母线间有联络时,联络开关也应与反孤岛装置间具备闭锁操作功能。

2.3 防孤岛状态运行

光伏逆变器作为光伏发电系统重要组成部件,按照国标要求必须具备防孤岛保护功能,即在公共电网发生故障或检修停电时能够及时切断并网光伏组件,防止光伏发电系统继续向电网供电从而危害人身、设备安全。

(1)小型分布式电源。200k Wp及以下小型分布式电源,一般均配置多台并网逆变器。逆变器防孤岛保护可以满足光伏电站防孤岛的技术要求的,分布式电源电网侧可以不再设置防孤岛保护。为防止逆变器有可能出现的盲区,采用分布式光伏专用低压反孤岛装置。分布式光伏专用低压断路器通过配置特定的保护功能,可与电网重合闸、备自投等安全自动装置进行有效配合。

(2)大中型分布式电源。大中型分布式电源一般均配置多台并网逆变器。由于目前多台逆变器之间相关的配合控制还存在技术困难,因此,电网侧需采取防孤岛措施。配置并网线路的继电保护、自动装置外,并网点应设置为分布式电源的防孤岛解列点,配置防孤岛的解列保护、配置频率控制器。当电网发生故障,分布式电源有可能形成孤岛的瞬间,由于分布式电源发电功率与孤岛负荷的不平衡,瞬时将产生频率突变,解列保护快速监测、立即断开并网点并网总断路器,从而安全、可靠地将并网的分布式电源从电网中切除。

2.4 计量

电能表要满足电能的消纳方式的计量,并为发电、用电和资金补贴提供依据,需要设置单套或多套电能表。单向电能表已经不能满足要求,应采用具有双向有功和四象限无功计量、事件记录功能的电能表,并具备电流、电压、电量等信息采集和三相电流不平衡监测功能,配有标准通信接口,能实现本地通信和通过电能信息采集终端远程通信。

2.5 谐波

研究表明,在分布式电源接入位置不变的情况下,电压总谐波畸变率与分布式电源总出力为正比关系。出力相同的分布式电源安装位置越接近线路末端,馈线沿线各负荷节点的电压畸变对配网系统的影响越严重。因此,在分布式电源安装时,需提先评估其谐波影响,以确定是否符合电能质量标准,是否需要采取谐波抑制措施。逆变器是谐波的主要产生源,要选择标准的逆变器,尽量减少谐波的产生。

2.6 接入方式

(1)接入电压。一般情况下,分布式电源装机容量5~30MWp以上考虑35k V电压等级,0.4~6 MWp考虑10k V电压等级,0.008~0.4MW p考虑0.4k V电压等级,0.008MWp及以下0.22k V电压等级。若高低两级电压均具备接入条件,优先采用低电压等级接入。

(2)专线接入。接入10k V以上电压等级应考虑专线接入,专线接入方式的继电保护、通信等技术实施容易,安全可靠,但需要一回线路通道资源,占用变电站一个间隔,并且投资较大,适用于发电容量较大,周围没有电网线路的分布式电源项目。

(3)线路T接。10k V以上电压等级不具备专线接入条件时,线路T接可充分利用和节省电网资源,并可有效减少光伏电能的输电网损,不占用线路通道资源,便于施工,投资较少,但继电保护、通信等技术实施起来则相对复杂。

(4)直接接入。分布式电源装机容量为0.4MWp及以下且并网电压在0.4k V及以下时,一般情况下发出的电能可直接在低压配电网负荷侧全部消纳,此时应考虑采用直接接入方式。

3 结束语

风电场重点并网技术条件解读 第8篇

1 标准规范的出台背景

由于风电场电气设备故障频发, 多次导致风电机组大规模脱网。2011年2月24日, 甘肃桥西第一风电场35k V电缆头单相击穿后发展成三相故障, 导致酒泉地区16座风电场598台机组脱网, 损失出力达840MW, 西北电网频率最低至49.85Hz;2011年4月17日, 甘肃干西第二风电场35k V两个电缆头绝缘击穿, 继而35k V母线PT爆炸, 导致酒泉地区16座风电场699台机组脱网, 损失出力1006MW, 西北电网频率最低至49.81Hz。一方面, 风电装机不断增加, 占电网装机比重不断加大;另一方面, 由于各地风电的无序发展和风电本身的不可控性, 风电故障频发, 已经严重影响电网稳定运行。

2 重点并网技术条件解读

2.1 风电机组应具备的重点技术条件

风电机组应具备的重点技术条件为三项, 即电压保护、频率保护和并网点电能质量对风电机组运行的影响。

(1) “风电场并网点电压在0.9~1.1倍额定电压范围 (含边界值) 内时, 风电机组应能正常运行”、“风电机组应具有必要的高电压穿越能力”。这是针对“2.24”西北电网风电机组大规模脱网事故中, 有300台风电机组脱网是因为在系统电压跌落部分风电机组脱网后, 由于部分风电场无功补偿装置未正确动作引起系统电压升高, 最后风电机组高电压保护动作致使风电机组脱网。

(2) 电力系统频率在49.5Hz~50.2Hz范围 (含边界值) 内时, 风电机组应能正常运行。电力系统频率在48Hz~49.5Hz范围 (含48Hz) 内时, 风电机组应能不脱网运行30min。目前各型号风电机组基本都能满足该项技术要求。

(3) 从监测情况来看, 所有风电场并网点电能质量都基本合格, 没有风电机组因为并网点电能质量原因而脱网的情况。

2.2 风电场应具备的重点技术条件

(1) 风电场低电压穿越能力缺失是造成风电故障多发的主要原因。为此, 相关标准从风电场设计到接入系统检测, 都对风电场低电压穿越能力提出了强制要求: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 (见图1) 。电网公司则要求风电企业对已经并网的风电机组低电压穿越性能进行改造、调试, 并通过国家有关部门授权的有资质的检测机构按《风电机组并网检测管理暂行办法》 (国能新能[2010]433号) 要求进行的检测验证, 逾期不能通过验证的风电场将不能并网运行。

(2) 关于风电场无功补偿装置和风电机组无功调节的要求, 即通过各种无功调节手段, 实现电力系统各种运行工况下的无功平衡和无功支撑, 以保障风电场电压平稳, 防止低电压和高电压下风电机组脱网。从运行情况看, 传统无功补偿装置响应速度不满足标准要求, 主流SVG无功补偿装置虽然响应速度满足要求, 但故障率高, 运行不稳定, 无功平衡还应该主要挖掘风电机组本身的无功调节能力。

(3) 由于风电场多为小电流接地系统, 采取中性点不接地运行方式, 当系统发生单相接地故障时, 线电压不变, 对风电机组运行没有影响, 国标规定可以继续运行两小时。但通过对大规模脱网事件进行分析可知, 正是这种运行方式引起了事故扩大, 甚至发生大规模脱网事故。为此就要改变风电场接地方式, 使单相接地时零序电流增加, 确保保护可靠动作。对于采取中性点不接地方式的的风电场, 可采取设置专门接地变的方式满足反标准要求。新建风电场则应在设计环节将汇集线系统接地设计为经电阻接地方式。

(4) “风电机组升压变形式的选择应根据环境要求、绝缘抗污染水平、气候条件等因素综合考虑”、“场内架空导线和接地线应按规划设计中的全场最大风速进行风偏校核, 不满足安全距离要求的应立即整改”。根据经验, 风电机组变故障的确占有很大比重, 全密封和不带油枕的风电机组变不太适合风电的运行条件;部分风电场时常发生的相间故障跳闸后原因不明, 多是由于风偏不合格所致, 各风电场应该请线路专家进行校核并整改。

3 结语

基于光伏电站的并网技术探讨 第9篇

1 我国光伏电站的发展情

(1) 光伏电站发展现状分析。目前, 我国已经形成了比较完备的硅工业生产体系, 具备一定的技术基础, 具备产发、研一体的功能, 但是在硅基电池的生产中, 一般需要大量的太阳能级别的多晶硅与单晶硅, 需要大量的太阳能级多晶硅和单晶硅, 我国的多晶硅的生产比较迅速, 由于缺乏前期的市场分析, 导致一些市场价格一路下滑, 导致一些企业出现亏损的情况。但是我国的光伏背膜材料的研究技术发展比较缓慢, 制约着我国的光伏电站的发展, 背膜在一定的程度上还需要进口, 成为许多企业发展的瓶颈。我国的单晶炉技术已经取得相当高的水平, 已经取得了国外的关注, 已经具备了规模生产的能力, 但是与国外的先进技术还存在一定的差距, 在国家政策的大力扶持下, 我国的光伏电站发展的比较迅速, 光伏装机容量也在大幅度的增加, 但是在光伏电站的并网技术一直比较落后, 成为光伏电力发展的重要瓶颈。

(2) 光伏电站政策体系现状分析。由于光伏电站是运用太阳能解决能源的问题, 所以, 光伏电站受到了国家政策的支持, 但是光伏电站的发展和壮大离不开国家政策的扶持和约束, 这种新兴产业还需国家的资金支持, 需要国家的政策对其进行规划和引导光伏电站的发展方向, 确定光伏电站的发展目标。在光伏电站的发展初期, 需要企业在光伏电站的成本进行控制与管理, 这些都需要国家政策的扶持, 这样, 能够有效的对光伏电站的产业链进行控制欲管理, 形成一个完整的产业体系, 促进光伏电站的发展, 通过运用国家政策对这种高新技术进行约束与监督, 能够有效的对光伏电站进行优化, 形成比较完整的光伏电站约束机制, 促进光伏电站的发展。

(3) 光伏并网瓶颈比较突出。在国内的光伏电站不断发展的过程中, 我国的光伏发电站也在建立, 通过并网之后, 就能够给国家和企业带来新的能源与利润回报, 能够有效的形成光伏电站的可持续发展, 提升光伏电站的发展能力。但是在实际的工作过程中, 电网的并网还存在技术瓶颈, 不能够有效的实现光伏发电的有效操作。一方面是并网的技术能力不能够满足要求, 主要原因是太阳能资源受昼夜与季节交替的影响, 发电受到相应的制约, 很容易造成“脱网”的现象, 但是我国的电力应用, 还不足以应对电力的大规模“脱网”现象, 另一方面, 光伏企业的科研经费有限, 缺乏对技术研究的资金支持, 这样就会造成企业在光伏发电并网中显得比较被动。

2 光伏电站并网技术发展研究

(1) 建立完善光伏贸易争端解决机制平台, 遏制恶性竞争的发展。随着我国加入WTO之后, 光伏电站的发展也要受到市场化的影响与制约, 由于世界市场化程度越来越高, 相应的产业之间、市场之间的竟争越发激烈, 只有通过提高相应的技术水平, 才能够有效的促进光伏电站的发展。目前, 我国的各大光伏企业在走出国门, 进军海外市场时, 就会发生贸易摩擦, 影响产业的发展, 例如今年的欧盟的光伏贸易制裁, 就是一个典型的例子, 不利于我国光伏电站的正常经营与发展, 也不利于我国光伏电站的进一步发展。通过建立完善的贸易争端解决平台, 能够有效的抑制不公平的竞争产生, 可以广泛的采集光伏电站的信息和行业调研, 对相关的信息进行判断, 提高光伏电站的科技含量, 通过平台可以有效的建立信息预警机制, 预防光伏电站的恶性竞争, 提高企业的可持续发展。

(2) 强化国家政策的调控与督导。光伏电站是一个新兴的产业, 需要国家加强政策的调控与管理, 推动国家光伏电站的发展, 采用国家政策的宏观调控, 推动我国光伏电站的有效整合升级与发展。我国的光伏电站发展起步比较晚, 在市场竞争中处于不利地位, 需要国家的政策进行宏观的调控, 在产业发展的过程中, 为了避免市场调节的盲目性、自发性和事后性等相关的特征, 就需要国家的政策进行扶持与调控, 利用国家政策进行合理调控和干预, 能够有利于光伏电站的结构优化, 促进产业的升级发展。

(3) 加快技术的研究, 提升光伏并网能力。并网发电是光伏电站的主要环节, 也是促进光伏电站可持续发展的重要途径, 但是目前光伏的并网技术欠缺吗, 这样导致一些光伏电站的并网发电处于尴尬的局面, 只有提高光伏电站的并网水平, 才能有效的解决这一问题, 一是要加强电力企业与光伏企业的合作, 积极的推广光伏并网技术, 提高光伏电站的技术水平, 调动电力企业与光伏并网的积极性和主动性。

3 结束语

光伏电站的发展是21世纪颇具影响力的产业之一, 能够有效的利用太阳能, 解决我国能源不足的问题, 也能够有效的控制能源利用的污染问题, 在光伏电站发展的过程中, 需要国家的相关政策进行支持, 提高企业的发展水平, 为光伏电站的可持续提发展供支持与帮助。

参考文献

[1]万宁, 胡海峰, 何礼.谈小型离网式光伏公共照明系统在工程中应用[J].科技创新与发展.2011 (11) .

光伏并网中低电压穿越技术研究综述 第10篇

1 光伏并网低电压穿越技术

1.1 风电低电压穿越技术的移植

由于风电技术发展较早, 而风力发电同样存在LVRT的问题, 所以相关LVRT技术也可以使用在光伏系统中。

比如, 在光伏逆变器中加入可快速切换的能耗负载, 在电压跌落的时候快速地投入负载, 消耗能量, 以稳定系统。但光伏电站电压达到开路电压后, 逆变器的输出电流基本为零, 直流侧电压不会继续增加, 这就制约了光伏电站LVRT能力。

所以在光伏系统中LVRT技术的研究主要集中在逆变器输出电流的控制上。

1.2 使用超级电容的低电压穿越技术

近年来将超级电容应用于光伏系统的研究也越来越多。在采用超级电容之后, 光伏逆变器在电网电压跌落时能够很好的抑制直流母线电压的上升, 可以兼顾逆变器的最大功率跟踪与交流电流控制, 同时满足低电压穿越的要求。

但是超级电容的使用增加了逆变器的硬件成本, 所以很多学者将注意力集中在无需额外硬件的LVRT技术上。

1.3 简单电流控制方法的低电压穿越技术

在1.1节中已经提到制约光伏系统LVRT能力的主要因素是输出的电流。典型的光伏逆变器通常采用传统的最大功率跟踪与双闭环控制 (电压外环与电流内环) 结合的方法。

有学者提出在电网电压跌落期间, 改变原来逆变器的传统双闭环控制方式, 断开外环, 通过人为给定电流内环的电流指令值id、iq, 实现逆变器过电流的抑制, 同时还能协调控制逆变器发出无功功率, 从而支撑电网的故障恢复, 使逆变器完成LVRT。

该思路的控制策略不是太复杂, 实现复杂度也不高。不过光伏逆变器的输出功率被限制了, 无法再继续最大功率跟踪。

另外, 上述方法在电网不平衡跌落时, 往往由于逆变器二次功率脉动, 造成光伏逆变器交流侧输出电流发生畸变, 而且对于在电网电压跌落瞬间逆变器的暂态过程出现瞬时冲击电流抑制效果也不好。

1.4 复杂电流控制方法的低电压穿越技术

针对上述问题, 一些学者研究了通过引入电网电压前馈控制可以抑制电压跌落瞬态的并网电流冲击。

另外, 在LVRT期间, 逆变器控制算法将电压电流进行正负序分离, 分别控制, 以判断电网故障类型并抑制负序电流, 降低并网电流的谐波含量, 减少电流畸变, 有利于实现电网电压锁相环的优化, 从而更好的进行相位跟踪, 提高逆变器性能。

图1所示是结合上述思路的控制方法结构图。

上述控制方法通过复杂的控制策略优化了光伏逆变器的LVRT性能, 通过提高软件上的复杂程度减少了硬件开销。但即使采用了相对复杂的LVRT控制策略, 依然无法在电网电压跌落期间保证最大功率跟踪, 不可避免存在一定的功率损失。

2 光伏并网低电压穿越技术的综合分析

对以上各种光伏并网系统的LVRT技术进行对比, 可以作出如下结论。光伏系统的特殊性使得光伏系统相对风力发电系统在LVRT方面有一定的优势。提高光伏系统LVRT能力的方法主要有硬件和软件两个方面。而硬件方面以使用超级电容为主, 虽然提高了硬件成本, 但也尽量保证了系统的最大功率跟踪, 减少了功率损失。

软件方面, 对传统光伏逆变器的控制策略的改进可以提高光伏系统的LVRT能力。采用电流单独控制, 甚至引入电压电流正负序分离控制, 优化电压锁相环等复杂控制策略, 可以优化瞬态稳态过程, 不同程度的提高光伏系统LVRT能力。采用软件方法可以减少硬件设备的投入, 不过软件方法无法保证电压跌落期间的最大功率跟踪。

进一步分析, 可以看出当前软件方法的研究主要集中于光伏并网逆变器的拓扑结构。而各种新型拓扑逆变器的LVRT能力还缺少研究。例如, 随着光伏并网逆变器功率的增大, 多电平结构的逆变器使用越来越广泛。因此, 今后针对各种拓扑逆变器的LVRT控制技术将是研究的热点之一。

同时, 随着超级电容、快速储能设备的发展与成本降低, 软硬件结合的低电压穿越技术将成为研究的热点之一。

3 结论

本文总结了目前光伏并网系统中LVRT技术的发展现状, 并展望了今后的研究热点, 对当前我国热门的光伏发电产业建设与相关技术的研究有一定的参考价值。

摘要：本文分析了当前光伏并网系统低电压穿越技术的研究现况, 比较了各种技术的优劣, 探讨了今后的发展方向, 为光伏电站的建设与相关技术的研究提供参考。

关键词：光伏并网,低电压穿越

参考文献

[1]Chinese enterprise standards-Technical Rule for PV Power Station Connected to Power Grid, Q/GDW 617-2011, GCC, 2011.

[2]袁晓玲, 宋鹏飞, 范发靖等.光伏逆变器低电压穿越控制策略[J].电力电子技术, 2013.

[3]陈波, 朱晓东, 施涛等.光伏电站低电压穿越技术要求与实现[J].电气应用, 2012.

[4]茹心芹, 王俊辉.光伏并网逆变器SVPWM双滞环低电压穿越控制[J].电力电子技术, 2012.

[5]王京保, 曾国宏, 荆龙等.光伏并网逆变器及其低电压穿越技术[J].低压电器, 2012.

并网技术 第11篇

关键词：电网 发电机组 并网 电压 频率 调整

中图分类号：U665 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）08（a）-0115-01

1 概述

1.1 发电机组并网

发电机组并网，是指发电机组的输电线路与输电网接通（开始向外送电）。发电机组要实现准同期并网，必须满足：发电机组与电网的相序一致、电压相等、频率相等、相位相同。发电机组并网是电站运行管理的一项重要工作，只有并网运行，才能大量、稳定地向外输送电能。

1.2 老旧小型水电站的并网形式

20世纪（特别是九十年代前）建成投入运行的小型农村水电站，由于当时资金及技术问题，发电机组的准同期并网大都采用灯光法或整步表法。这些电站，在没有进行技术改造之前，一直沿用这两种并网方式。

这些并网方法具有设备简单、投资少、操作简便等优点，但也存在一定的缺陷：并网操作容易受操作人员的经验和情绪，以及环境因素等的影响，时机把握不好，成功率就不大，同时极易造成强大的冲击电流，轻者烧坏主开关触头，重者损坏发电机、甚至威胁电网安全。它要求操作人员必须具有较丰富的经验，同时要有轻松、平静的心情，不能慌燥、忙乱。

钦州市青年水闸电站，其中的3台单机200 kW的水轮发电机组，是1978年建成投产的，几年前就开始，通过采用加装一套自动并网装置，改变了传统并网方式，实现了3台机组轮流自动并网，提高了运行的安全性和可靠性。

2 改造传统并网装置，实现机组自动并网

2.1 ZBZ自动并网装置简介

ZBZ自动并网装置，用于小型水电站（机端电压400 V）机组的自动并网装置。它通过引入发电机组及电网的同一相序的电源（如同时引入A相），进行相位、电压、频率的比较，达到同期时，其内部常开接点闭合，输出发电机组接入相的电压，使附加的并网接触器线圈通电，吸合其主触头，接通一次回路，从而实现机组并网。

该装置具有并网动作准确快速、安全可靠、不误动作、合闸冲击电流小等优点，能大大提高并网的速度和质量，真正实现“傻瓜式”并网，使电站运行更安全可靠。

2.2 对传统电站并网系统的改造

对于老旧的水轮发电机组，在保留原有并网装置的基础上，采用全站加装一套ZBZ自动并网装置，即可多机组切换使用，实现各机组轮流自动并网。

安装接线：

（1）一次回路安装接线。

在每台机组开关柜的刀闸（隔离开关）旁，加装一个AC380V、100A的三相交流接触器，作同期并网开关，并用导线按相应的相序跨接于刀闸两端，实现与刀闸并联。

（2）二次回路安装接线。

在不改动原有同期系统接线的前提下（保留原有同期装置，以作备用），在公用屏，或其他有空余位置且方便操作的屏面上，按该自动并网装置的外型尺寸，割开屏面钢板，得出相应的孔位，然后安装该装置，同时按电站需同期并网的机组数量，安装相应数量的独立式三孔插座，并在其下方标注相应的机组编号，待接同期电源引线。

从发电机组（开关柜的空气开关以下）和电网中，选择相同的一相（这里选择A相，即发电机A相电压UFA、电网A相电压UWA）作为同期电源，分别引至相应机组同期电源的三极插座接线柱上接好（如UFA接至插座的L极，UWA接至插座的E极）；并网接触器线圈的1号接线端子，用导线与相应机组的非同期相（如B相）相接，线圈的2号接线端子，与相应的三极插座的一个接线拄（如N极）相接。这样插座的接线为：E—UWA、L—UFA、N—接触器线圈2号接线端子。

同期装置的接线为：N与发电机及电网的零线相接；W1接至与插座E对应的插头的接线柱；两个F1相连，后接至与插座L对应的插头的接线柱；B1接至与插座N对应的插头的接线柱。

3 增设自动并网装置后的使用

3.1 测试、检查装置是否正常

确认接线正确无误后，按装置的使用说明要求，将发电机建压，把自动并网装置的输出开关扳向在“测量”位置，再把电源开关合上，这时左灯闪亮，先检测环节状况，中间开关向上在“快速”位置检测闭锁环节，向下“精确”位置检测相位环节。当左灯最暗时，输出右红灯点亮，说明环节动作正常。

3.2 并网操作

把待并网的发电机组建压，并调整其电压、频率与电网的电压、频率分别相等，将同期装置的插头插到对应的待并机组同期电源插座上，将自动并网装置的电源开关合上，这时其左灯闪烁，闪烁越慢，说明同期条件越接近，并网机会越适合，将中间开关投至“精确”位置，合上配电屏的空气开关（主开关）等待并网，合上自动并网装置的输出开关，右灯熄灭即为动作并网（即并网接触器吸合），确认接触器吸合后，合上配电屏闸刀开关（隔离开关），断开自动并网装置的“电源”和“输出”开关，并网成功！然后再根据实际情况，合理调整机组的有功、无功功率。

4 注意事项

4.1 安装时注意

安装该自动并网装置时，一次回路的接触器和闸刀开关（隔离开关）的相序必须一致，否则会造成严重的相间短路事故；二次线路的三极插座中的接线，各台机组都要接线一致，同时与引入自动并网装置的接线相对应，这样才能确保正常使用。

4.2 并网操作时注意

开关柜开关的操作顺序为：先合空气开关，再合闸刀开关（隔离开关），与传统并网的顺序正好相反。在合闸刀开关（隔离开关）前，必须明确并网接触器在吸合状态，否则，出现非同期合闸，造成严重短路事故。

4.3 维修保养时注意

每年定期对该装置的检查维修。特别是对并网接触器动、静触头的检查，发现烧伤严重时，要及时修复或更换，确保其可靠动作。

5 结语

并网技术 第12篇

风能资源是清洁的可再生能源,风力发电是新能源中技术最成熟、最具规模开发条件和商业化发展前景的发电方式之一[1,2,3,4,5]。

随着电力电子技术发展和成本降低,其在控制方面和电网接入方面为风力发电的性能改善提供了一个新的解决方案[6]。电力电子技术可以实现扇片的调速,从而可得到更多的风能,同时电力电子装置可以为风电并网系统中所出现的无功、谐波等电能质量问题提供解决方案。现将分别对固定速度和调速风力发电机,针对不同拓扑结构的工作原理进行比较与分析,并针对不同类型的风电系统的电能质量问题进行分析。

1 恒速恒频风电系统

恒速恒频发电机系统采用的是普通异步发电机,这种风电机组的发电机正常工作在超同步状态,转差率为负值,并且其变化范围较小,所以被称为恒速恒频风力发电机组[7]。恒速恒频风力发电机组原理图如图1所示。

目前,国内应用较多的是恒速恒频发电机组,但是电力电子装置应用较少,其中也有些机组的转子回路接入电阻,用电力电子器件控制转子电流的大小来调节转速。这种风电机组的主要缺点是:当风速迅速增大时,风能将通过桨叶传输给主轴、齿轮箱和发电机等部件,产生很大的机械应力,引起这些部件的疲劳损坏;同时在正常工作时这类风电机组无法对电压稳定进行控制,不能和同步发电机一样提供电压支撑能力,因此,当电网故障时会影响系统电压的恢复和系统稳定。这也是普通异步发电机的风电机组的主要缺陷。其次,因为恒速恒频风力发电系统发出的电能是随风速波动的,若风速急剧变化,可能会引起风电机组发出的电能质量有问题,如电压闪变、无功波动等。通常在这类风电系统中采用静止无功补偿器SVC或TSC来进行动态无功补偿,并通过软启动方法抑制启动时的发电机电流。

2 变速恒频风电系统

随着电机变频调速技术的不断发展,采用双馈异步发电机和永磁多极同步电机的变速恒频风力发电系统得到了更加广泛的研究与应用[8,9,10]。

变速恒频风力发电系统有下列优点:

a.根据风速的变化,风力机以不同的转速旋转,减少了对风力机等机械装置的机械应力;

b.通过对最佳转速的跟踪,风力发电机组在可发电风速范围内均可获得最佳功率输出;

c.风力机能够对变化的风速起到一定的缓冲,使输出功率的波动变化减小;

d.通过对风电机组有功和无功输出功率进行解耦控制,并采用一定的控制策略,可以分别单独控制风电机组有功、无功的输出,具备电压的控制能力。

因此,变速恒频风力发电系统对电网的稳定安全运行很有利。当前的变速恒频风力发电系统中较多的是采用双馈异步发电机的风电机组,该类机组在国外的应用已经很普及,国内新建的风场也大都采用这种机型。另外,采用永磁多极同步发电机的风电机组技术已比较成熟,国外已开始应用。采用双馈异步发电机系统的风电机组原理图如图2所示。

在双馈风力发电机组的控制方面,电力电子装置起到了关键作用。当风速变化引起发电机转速n变化时,通过变频器调整转子电流的频率fr,可使定子频率fs恒定,即应满足:fs=p fm+fr。其中,fs为定子电流频率,与电网频率相同;fm为转子机械频率;p为电机的极对数;fr为转子电流频率。有下述3种情况:

a.n<n1(n1为定子旋转磁场转速)时,发电机处于亚同步状态,此时变频器向发电机转子提供交流励磁电流,发电机通过定子向电网提供电能;

b.当n>n1时,此时发电机处于超同步状态,由定子和转子共同向电网提供电能;

c.当n=n1时,发电机处于同步状态,此时发电机等效为同步电机运行,变频器向转子提供直流励磁。

双馈电机通过变频器调节转子的励磁电流实现变速恒频控制,此时转子电路的功率只是由交流励磁发电机的转速运行范围决定转差功率,该转差功率仅为定子额定功率的一小部分,所以对变频器的容量要求、控制难度及成本大幅度降低。并且采用变频器调节交流励磁的双馈发电机的控制方案除了可实现变速恒频控制,还可以对有功、无功功率实现单独解耦控制,对电网而言可起到补偿无功和稳定电压的作用。双馈风力发电机组的有功与无功控制如图3所示。

双馈风力发电机组有如下优点:

a.转子侧仅传递转差能量,变频器容量要求大幅降低,且发电机可在50%的同步转速时正常工作;

b.双馈电机中变频器的谐波含量较少,减少了相应的滤波器容量,降低了成本;

c.可以通过调节双馈发电机发出和吸收的无功功率,实现无功调节和电压控制。

3 永磁多极同步发电机的风电系统

在永磁多极同步风力发电机组中,在发电机和电网之间安装有电力电子变流器,可实现对有功和无功的解耦控制,且当风速发生变化时也可以保证所发电能的电能质量。永磁多极同步发电机的风电系统结构如图4所示。

该系统的工作原理如下:首先,采用永磁多极同步发电机发出频率变化的交流电,然后通过整流装置将该频率变化的交流电整流成为直流电,最后再通过逆变器将直流电变换为工频的交流电送入电网。这种系统在并网时没有电流冲击,可以对发电机的无功功率进行调节。但是,所有的电能都要通过变流器送入电网,因此变流器容量和风力发电系统的容量相同,电力电子变流器设备成本较高,并且有高频电流谐波注入电网。与传统的风力发电机相比,永磁多极同步风力发电机组可以更多地捕获风能和提高风电机组发出电力的电能质量,虽然成本较大,但对系统的稳定运行有利。

永磁多极同步发电机的转子为永磁式结构,无需外部提供励磁电源。其变速恒频控制是在定子电路实现的。把永磁发电机的交流电通过变流器转变为与电网同频率的交流电,因此变流器的容量与系统的额定容量相同。采用永磁发电机可做到风力机与发电机的直接耦合,省去了齿轮箱,即为直接驱动式结构,可大幅减少系统运行时由于齿轮箱等机械装置导致的故障,从而提高整个风电机组的可靠性[11,12,13]。

4 风电系统的软并网装置和无功补偿设备

在直接与电网相连的风电系统中常用鼠笼型异步发电机,如果直接并网会使得并网电流较大,因此常采用电力电子软并网装置进行软并网。异步发电机通过晶闸管平稳并网,可以将并网电流限制在额定电流的1.5倍以下,从而得到一个较为平滑的并网暂态过程,有效避免了保护装置的误动作,实现风力发电机的顺利并网。

由于异步发电机的功率因数一般较低,为了提高功率因数,通常在异步发电机出口处接有无功补偿设备。常用的无功补偿设备有并联电容器补偿装置、静止无功补偿器、静止无功发生器等。

并联电容器补偿装置采用接触器或电力电子开关在风电运行中按照一定的顺序进行分组投入或切出,能够将补偿前较低的功率因数提高到约0.98。由于并联电容器补偿装置成本低,因此在无功补偿方面应用广泛,但因其调节不连续、响应速度慢,很难对风机无功功率实现快速补偿。

静止无功补偿器由多台(组)可投切电容器、快速可调整容量的电抗器以及各次谐波滤波装置组成,装置的响应速度快,能迅速跟踪变化的无功,可较大幅度调节由风速变化引起的电压变化,滤除谐波,从而提高电能质量。

静止无功发生器是采用特定的检测方法获得需补偿的无功电流后再通过电力电子变流器产生该部分无功电流,以实现无功的迅速补偿。静止无功发生器可以实现对谐波与无功的综合补偿与抑制,补偿范围较大,目前得到了较为广泛的关注[14,15]。

5 风电并网技术的发展前景

通过采用电力电子技术,风电机组的运行特性大为改善;通过有功、无功控制,风电机组可以对系统的频率和电压控制起到一定作用;而大规模风电场的并网运行,也将会逐渐降低风力发电的成本,使风力发电更为普及。因此,现今的电力电子技术对于风电机组的控制、电能的转换以及电能质量的改善都能起到关键作用,具体应考虑以下几个方面:

a.为增加风能的利用效率和减小电力电子变换器的能耗,要选择适合的电力电子变换器来匹配变速风力发电机系统;

b.增加无功动态补偿装置SVC或TSC有利于电网和风力发电机的故障恢复;

c.每个系统结构都有自己的特征和适宜性,针对于不同的海上风场要具体考虑,选择最适合的系统结构,大容量海上风电场将广泛应用电力电子装置。

6 结语

风力发电技术的发展,使得风力发电的成本进一步降低,其在电力市场中所占份额得以提高,具备了和常规能源竞争的能力,加快了世界能源结构的优化。然而,如何更加有效地利用风能、提高风力发电系统的效率、减小并网冲击和电力谐波、提高功率因数也给风力发电系统的控制技术提出了更高的要求,是目前风力发电系统研究的重要课题之一,而电力电子技术及现代控制技术的发展为解决这一课题提供了较好的技术方案。