新能源的发电功率自动控制

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【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。

新能源并网运行带来的另一个问题是造成电网的转动惯量减小，系统的频率特性恶化。同步发电机组的转动惯量通过调速装置参与系统的频率调节，电网的转动惯量越大，则频率的调节特性越好。由于处于自治运行状态的风电和光伏缺乏针对电网频率变化的有功控制环节，并网运行后，电网的转动惯量减小，频率的调节特性变差。

3.1 有功控制

由于新能源尤其是风电穿越功率极限的存在，电网接收新能源功率的能力受到限制，加之新能源发电功率的不确定性，使得有功潮流对电网的安全稳定有着一定的影响，所以穿越功率超过一定值之后，会严重影响电能质量和电力系统的运行。如果能对新能源发电功率进行比较准确的预测，则有利于电力系统调度部门及时调整调度计划，从而可有效地减轻或避免新能源对电力系统的不利影响，同时提高新能源在电力市场中的竞争能力，而且还可以减少电力系统运行成本和旋转备用，一定程度上提高新能源穿越功率极限，提高电网对新能源功率的接受能力，改善含新能源的电网安全可靠性。

新能源功率输出的波动幅度和电网内常规发电机组平抑波动的能力决定了新能源的穿透功率。通过建立电网内火电机组惯性环节、调速器和AGC的传递函数模型，可从备用容量的角度分析不同频段波动下电网能够承受波动的最大幅值，并根据电网容纳功率波动的能力，优化设计并网运行新能源的有功功率控制策略，提高新能源的穿透功率。

并网运行新能源的发电控制策略对电网的阻尼特性有影响，通过测量区间发电机的功角差，控制新能源输出的有功功率和并网节点的电压，可以抑制电网内区间模式的振荡，改善电网的阻尼特性。

加强新能源发电单元之间的联系，有利于实现新能源的常规电厂化运行。

新能源有功功率的调节速度相对于常规机组较快，并且能够实现输出功率在大范围内的连续调节。

新能源参与电网的二次、三次调频会造成新能源的功率损失，而利用电网内的常规机组提供系统的备用容量的方法也会增加电网的运营成本。当功率损失不大于电网增加的运营成本时，应当充分利用新能源完成电网的二次和三次调频。

3.2 无功电压控制

建设自动电压控制系统，能对电网管辖的变电站和新能源场站实现自动电压控制，提高电网的电压质量，降低主网损耗，大大减轻人员的工作量。同时通过对新能源集中接入区域的自动电压控制，可以解决困扰新能源并网发电的电压瓶颈问题，为新能源的发展提供良好的保障。

4 结束语

综上所述，新能源（风电、光伏）具备发电功率自动控制的可行性，对于并网新能源建立有效的发电自动控制既能够开拓电网接纳新能源的能力，拓宽新能源并网的瓶颈制约，又有利于在接入新能源并网后系统运行的安全和稳定性，无论对于电网还是新能源发电企业是双赢的局面。

参考文献：

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[2]乔颖，鲁宗相.考虑电网约束的风电场自动有功控制.电力系统自动化，2009（22）.