1、l基本要求：保證負荷（用戶）正常供電，可靠性。保證負荷（用戶）正常供電，可靠性。保證系統安全穩定（發生故障時，系統不發生大停電事故）保證系統安全穩定（發生故障時，系統不發生大停電事故）l需要滿足以下約束條件電網具有足夠輸電能力；電網具有足夠輸電能力；電壓范圍正常；電壓范圍正常；系統安全及穩定性需保證；系統安全及穩定性需保證；電能質量范圍正常；電能質量范圍正常；系統具有足夠調峰能力，運行調度靈活。系統具有足夠調峰能力，運行調度靈活。 l電網如何接納常規電源？輸電規劃：送電方向、電力消納市場、電力電輸電規劃：送電方向、電力消納市場、電力電量平衡、經濟性。量平衡、經濟性。系統研究：無功電壓、穩定性、

2、可靠性。系統研究：無功電壓、穩定性、可靠性。l原則確保電源接入后，整個電力系統（電源、電網確保電源接入后，整個電力系統（電源、電網、負荷）仍可保持供電可靠性及安全穩定。、負荷）仍可保持供電可靠性及安全穩定。l新能源發電特征波動性波動性 影響其他電源影響其他電源發電技術發電技術 電壓控制、電能質量、穩定性電壓控制、電能質量、穩定性分布特性分布特性 不同于常規電源不同于常規電源l新能源電源接入系統后不應當降低整個電力系統供電的可靠性和不應當降低整個電力系統供電的可靠性和整個系統運行的安全穩定性。整個系統運行的安全穩定性。 基本要求基本要求 具備參與電力系統調頻、調峰和備用的能力。 風電場應配置有功

3、功率控制系統，具備有功功率調節能力。 當風電場有功功率在總額定出力的20以上時，場內所有運行機組應能夠實現有功功率的連續平滑調節，并能夠參與系統有功功率控制。1、風電場有功功率 緊急控制緊急控制 （1）在電力系統事故或緊急情況下，風電場應根據電力系統調度機構的指令快速控制其輸出的有功功率，必要時可通過安全自動裝置快速自動降低風電場有功功率或切除風電場。（2）事故處理完畢，電力系統恢復正常運行狀態后，風電場應按調度指令并網運行。2 2、風電場有功功率、風電場有功功率 基本要求基本要求 ：風電場應配置風電功率預測系統，系統具有072h短期風電功率預測以及15min4h超短期風電功率預測功能。 預測

4、曲線上報：預測曲線上報：風電場每天按照電力系統調度機構規定的時間上報次日024時風電場發電功率預測曲線，預測值的時間分辨率為15min。3 3、風電場功率預測、風電場功率預測 無功電源無功電源風電場的無功電源包括風電機組及風電場無功補償裝置。風電場安裝的風電機組應滿足功率因數在超前0.95滯后0.95的范圍內動態可調。風電場要充分利用風電機組的無功容量及其調節能力；當風電機組的無功容量不能滿足系統電壓調節需要時，應在風電場集中加裝適當容量的無功補償裝置，必要時加裝動態無功補償裝置。4 4、風電場無功容量、風電場無功容量 基本要求基本要求風電場應配置無功電壓控制系統，具備無功功率調節及電壓控制能

5、力。根據電力系統調度機構指令，風電場自動調節其發出（或吸收）的無功功率，實現對風電場并網點電壓的控制。 控制目標控制目標當公共電網電壓處于正常范圍內時，風電場應當能夠控制風電場并網點電壓在標稱電壓的97107范圍內。5 5、風電場電壓控制、風電場電壓控制 基本要求基本要求風電場并網點電壓跌至20標稱電壓時，風電場內的風電機組應保證不脫網連續運行625ms。風電場并網點電壓在發生跌落后2s內能夠恢復到標稱電壓的90時，風電場內的風電機組應保證不脫網連續運行。6 6、風電場低電壓穿越、風電場低電壓穿越 電壓范圍電壓范圍當風電場并網點電壓在標稱電壓的90110之間時，風電機組應能正常運行；當風電場并

6、網點電壓超過標稱電壓的110時，風電場的運行狀態由風電機組的性能確定。7 7、風電場運行適應性、風電場運行適應性頻率范圍頻率范圍7 7、風電場運行適應性、風電場運行適應性電力系統頻率范圍要 求低于48Hz根據風電場內風電機組允許運行的最低頻率而定。48Hz49.5Hz每次頻率低于49.5Hz時要求風電場具有至少運行30min的能力。49.5Hz50.2Hz連續運行。高于50.2Hz每次頻率高于50.2Hz時，要求風電場具有至少運行5min的能力，并執行電力系統調度機構下達的降低出力或高周切機策略，不允許停機狀態的風電機組并網。 諧波諧波風電場向電力系統注入的諧波電流允許值應按照風電場裝機容量與

7、公共連接點上具有諧波源的發/供電設備總容量之比進行分配。 監測與治理監測與治理風電場應配置電能質量監測設備，以實時監測風電場電能質量指標是否滿足要求；若不滿足要求，風電場需安裝電能質量治理設備，以確保風電場合格的電能質量。8 8、風電場電能質量、風電場電能質量 基本要求基本要求風電場的二次設備及系統應符合電力二次系統技術規范、電力二次系統安全防護要求及相關設計規程。風電場與電力系統調度機構之間的通信方式、傳輸通道和信息傳輸由電力系統調度機構作出規定，包括提供遙測信號、遙信信號、遙控信號、遙調信號以及其他安全自動裝置的信號，提供信號的方式和實時性要求等。9、風電場二次系統控制系統1 概述2 定槳

8、距風力發電機的控制3 變槳距風力發電機的控制4 變速風力發電機的控制5 控制系統的執行機構6 偏航系統 1 概述概述 風力發電機組控制系統是機組正常運行的核心，其控制技術是風力發電機組的關鍵技術之一，其精確的控制、完善的功能將直接影響機組的安全與效率。1.1 風力發電機組控制系統的基本組成風力發電機組控制系統的基本組成 控制系統關系到風力機的工作狀態、發電量的多少以及設備的安全。 發電機的結構和類型不同形成了多種結構和控制方案。風力發電機組控制系統由傳感器、執行機構和軟/硬件處理器系統組成。 傳感器一般包括如下裝置（1）風速儀 （6）各種限位開關（2）風向標 （7）振動傳感器（3）轉速傳感器

9、（8）溫度和油位指示器（4）電量采集傳感器 （9）液壓系統壓力傳感器（5）槳距角位置傳感器 執行機構一般包括液壓驅動裝置或電動變槳距執行機構、發電機轉矩控制器、發電機接觸器、剎車裝置和偏航機構等。 處理器系統通常有計算機或微型控制器和可靠性高的硬件組成。以實現風機運行中的各種控制功能，同時必須滿足當嚴重故障發生時，能夠保障風力發電機組處于安全的狀態。 控制系統基本目標分為三個層次，保證風力發電機組的安全可靠運行，獲取最大能量和提供高質量的電能。具體控制內容有信號的數據采集和處理、變槳控制、轉速控制、自動最大功率點跟蹤控制、功率因數控制、偏航控制、自動解纜、并網和解列控制、停機制動控制、安全保護

10、系統、遠程控制等。 圖1風力發電機組控制系統結構示意圖 絕大多數風力發電機組的控制系統都采用集散型或稱分布式控制系統（DCS）工業控制計算機。就地進行采集、控制、處理、避免了各類傳感器、信號線與主控制器之間的連接。目前計算機技術突飛猛進，更多新的技術被應用到了DCS之中。1.2 風力發電機組的基本控制要求風力發電機組的基本控制要求1.2.1 風力發電機組的控制思路風力發電機組的控制思路 失速型風力發電機組就是當風速超過風力發電機組額定風速時，為確保風力發電機組功率輸出不再增加，通過空氣動力學的失速特性，使葉片發生失速，控制風力發電機組的功率輸出。 變槳距風力發電機組采用變槳距方式改變風輪能量的

11、捕獲，從而使風力發電機組的輸出功率發生變化，最終達到限制功率輸出的目的。 控制系統的控制功能和參數包括功率極限、風輪轉速、電器負載的連接、起動及停機過程、電網或負載丟失時的停機、扭纜限制、風輪對風、運行時電量和溫度參數的限制。如風力發電機組的工作風速是采用BIN法計算出10min的平均值，從而確定小風脫網風速和大風切除風速。 保護環節以失效保護為原則進行設計，即當控制失敗，風力發電機組內部或外部故障引起機組不能正常運行時，系統安全保護裝置動作，保護風力發電機組處于安全狀態。引起控制系統自動保護功能的情況有：超速、發電機過載和故障、過振動、電網或負載丟失、脫網時的停機失敗等。保護環節為多級安全鏈

12、互鎖，具有邏輯功能。系統還設計了防雷裝置，控制線路中每一電源和信號輸入端均設有防高壓元件，主控柜設有良好的接地并提供簡單而有效的疏雷通道。 2 定槳距風力發電機的控制定槳距風力發電機的控制2.1 定槳距風力機組的特點定槳距風力機組的特點2.1.1 風輪結構風輪結構 定槳距風力發電機組的主要結構特點是：槳葉與輪轂的連接是固定的，即當風速變化時，槳葉的迎風角度不能隨之變化。它應具備的條件一是槳葉自動失速性能，二是槳葉自身必須具備制動能力，使風力發電機組能夠在大風情況下安全停機。2.1.2 槳葉的失速調節槳葉的失速調節 當氣流流經上下翼面形狀不同的葉片時，產生升力，由于氣流在葉片上的分離隨攻角的增大

13、而增大，分離區形成大的渦流，流動失去翼型效應，與未分離時相比，上下翼面壓力差減小，致使阻力激增，升力減少，造成葉片失速，從而限制了功率的增加。 （a）正常運行 （b）高于額定風速圖3定槳距風力機的氣動特性 失速調節葉片的攻角沿軸向由根部向葉尖逐漸減少，因而根部葉面先進入失速，隨風速增大，失速部分向葉尖處擴展，原先已失速的部分，失速程度加深，未失速的部分逐漸進入失速區，從而使輸入功率保持在額定功率附近。2.1.3葉尖擾流器葉尖擾流器 葉尖擾流器如圖所示。當風力機正常運行時，在液壓系統的作用下，葉尖擾流器與槳葉主體部分緊密地合為一體，組成完整的槳葉，當風力機需要脫網停機時，液壓系統按控制指令將葉尖

14、擾流器釋放并使之旋轉90形成阻尼板，實施空氣動力剎車。圖4葉尖擾流器結構 根據定槳距風力機的特點，應優先考慮提高低風速段的功率系數，合理利用高風速時的失速特性。為此可通過設定槳距的槳距角（安裝角）來實現上述控制策略。圖5是一組200kw定槳距風力發電機的功率曲線。可見在高風速區，不同的槳距角對最大輸出功率的影響是較大的。根據實踐經驗，節距角越小，氣流在槳葉上的失速點越高，其最大功率也越高。反之，其最大功率就可降下來。 2.2 設定槳距角改變最大輸出功率設定槳距角改變最大輸出功率圖5槳葉節距角對輸出功率的影響 從空氣動力學角度考慮，當風速過高時，只有通過調整槳葉節距，改變氣流對葉片攻角，從而改變

15、風力發電機組獲得的空氣動力轉矩，才能使功率輸出保持穩定。 變槳距控制主要是通過改變翼型迎角變化，使翼型升力變化來進行調節的。 葉片初始狀態是90。迎角時的順槳位置，風力發電機組起動旋轉后，葉片向小迎角方向變化。變槳距葉片變距時氣流變化過程和葉片角度變化示意圖，如圖6所示3 變槳距風力發電機的控制變槳距風力發電機的控制圖6變槳距葉片變距時氣流連續變化圖3.1變槳距控制型風輪的特點變槳距控制型風輪的特點（1）變槳距控制型風輪的優點：起動性好；剎車機構簡單，葉片順槳后風輪轉速可以逐漸下降；額定點以前的功率輸出飽滿；額定點以后的輸出功率平滑；風輪葉根承受的靜、動載荷小。（2）變槳距控制型風輪的缺點：由

16、于有葉片變距機構、輪轂較復雜，可靠性設計要求高，維護費用高；功率調節系統復雜，費用高。3.2 變槳距風力發電機組的特性變槳距風力發電機組的特性3.2.1 輸出功率特性輸出功率特性 變槳距風力發電機組與定槳距風力發電機組相比，具有在高于額定風速時輸出功率平穩的特點。當功率在額定功率以下時，控制器將葉片節距角置于0。附近，節距角不變，發電機的功率根據葉片的氣動性能隨風速的變化而變化，當功率超過額定功率時，變槳距機構開始工作，調整葉片節距角，使其將發電機的輸出功率調節在額定值附近。 風速升高，由于槳葉節距可以控制，可以使得額定功率點仍然具有較高的功率系數。3.2.2確保高風速段的額定功率確保高風速段

17、的額定功率 變槳距的風力發電機組的槳葉節距角是根據發 電機輸出功率的反饋信號來控制的，它不受氣流密度變化的影響，無論是由于溫度變化還是海拔引起空氣密度變化，變槳距系統都能通過調整葉片角度，使之獲得額定功率輸出。3.2.3起動性能與控制性能起動性能與控制性能 變槳距風力發電機組在低風速時，槳葉節距可以轉動到合適的角度，使風輪具有最大的起動力矩。 當風力發電機組需要脫離電網時，變槳距系統可以先轉動葉片使之減小功率，在脫網之前，功率減小至0，實現平穩控制。4 變速風力發電機的控制變速風力發電機的控制 變速變距風力發電機組控制技術先進，但比較復雜。4.1 變速風力發電機組的特點變速風力發電機組的特點

18、在現有的機型中控制技術主要有三部分組成：主控制器、槳距調節器、功率控制器（轉矩控制器）。如圖7所示。圖7變速變距風力發電機組控制系統構成圖其功能分別為：（1）主控制器主要完成機組邏輯控制、如偏航、對風、解繞等，并在槳距調節器和功率控制器之間進行協調控制。（2）槳距調節器主要完成葉片節距調節，控制葉片槳距角，在額定風速之下，保持最大風能捕獲效率；在額定風速之上，限制功率輸出。（3）功率控制器完成變速恒頻控制，保證上網電能質量，與電網同壓、同頻、同相輸出。 變速風力發電機組優越性在于：低風速時能夠根據風速變化，在運行中保持最佳葉尖速比以獲得最大風能；高風速時利用風輪轉速的變化，儲存或釋放部分能量，

19、使功率輸出更加平穩。 變速風力發電機組的控制主要通過兩個階段來實現。在額定風速以下時，主要調節發電機反力矩使轉速跟隨風速變化，以獲得最佳葉尖速比，因此可作為跟蹤問題來處理。在高于額定風速時，主要通過變槳距系統來限制風力機獲取能量，使風力發電機組保持在額定值下發電，并使系統失速負荷最小化。圖8變速風力發電機組的功率曲線4.2變速風力發電機組的基本特性變速風力發電機組的基本特性 風力機的特性通常由一簇功率系數Cp的無因次性能曲線來表示，功率系數是風力機葉尖速比的函數，如圖9所示 從圖9可以看到Cp （）曲線對槳葉槳距角的變化規律：當槳葉槳距角逐漸增大時Cp（）曲線將顯著地縮小；圖9風力機性能曲線

20、在風速給定的情況下，風輪獲得的功率將取決于功率系數。如果在任何風速下，只要保持風輪運行在最佳尖速比（Cp峰值點）風力機都能在點Cpmax運行，便可獲得并保持最大輸出功率。因此，風速變化時，只要調節風輪轉速，使其葉尖速度與風速之比保持在最佳狀態，就可獲得最大的功率系數，維持最大功率輸出這就是變速風力發電機組進行控制的基本目標。圖10所示當風速的Vw增大到高風速時，為保持迎角不變，把原轉速調節轉速到高轉速的速度矢量圖。圖10變轉速控制4.3 變速風力發電機的控制方式與策略變速風力發電機的控制方式與策略 變速風力發電機組的基本結構如圖11所示，在低于額定風速時，通過整流器及逆變器控制雙饋異步發電機的

21、電磁轉矩，對風力機轉速進行控制；在高于額定風速時，采用變槳距方法釋放多余的能量。圖11控制系統分布圖4.3.1變速風力發電機的運行區域變速風力發電機的運行區域第一階段是起動階段。第二階段是風力發電機組切入電網后運行在額定風速以下的區域，該階段分為兩個運行區域；即變速運行區域（Cp恒定區）和恒速運行區域。為了使風輪能在Cp恒速區運行，必須設計一種變速發電機，其轉速能夠被控制以跟蹤風速的變化。第三運行階段稱為功率恒定區，利用第三階段的大風速波動特點，將風力機轉速充分地控制在高速狀態，并適時地將動能轉換為電能。4.3.2控制策略控制策略 當風速達到起動風速后切入電網，Cp值不斷上升，風力發電機開始發

22、電運行，通過對發電機轉速進行控制，風力發電機組逐漸進入Cp恒定區（Cp=Cpmax），這是機組在最佳狀態下運行。Cp最終達到一個允許的最大值，轉速便保持恒定。在轉速恒定區，隨著風速增大，Cp值減少，達到功率極限后，機組進入功率恒定區，這時隨風速的增大，風力發電機組在更小的Cp值下作恒定功率運行。（1）Cp恒定區 Popt以計算值為依據，連續控制發電機輸出功率，使其跟蹤Cp曲線變化。用目標功率與發電機實測功率之偏差驅動系統達到平衡。 功率轉速特性曲線的形狀由Cpmax和opt決定。圖12給出了轉速變化時不同風速下風力發電機組功率與目標功率的關系。圖12最佳功率和風輪轉速 如圖12所示，假定風速是

23、v2，點A2是轉速為1200r/min時發電機的工作點，點A1是風力機的工作點，他們都不是最佳點。由于風力機的過剩功率使轉速增大，隨著轉速增大，目標功率遵循Popt曲線持續增大。風力機的工作點也沿v2曲線變化。工作點A1和A2最終將在點A3交匯，風力機和發電機在A3點功率達成平衡。 當風速是v3，發電機轉速大約是2000r/min，發電機的工作點是B2，風力機的工作點是B1，由于發電機負荷大于風力機產生的機械功率，故風輪轉速減小。發電機功率不斷修正。沿Popt曲線變化。風力機械輸出功率亦沿v3曲線變化。隨著風輪轉速降低，風輪功率與發電機功率之差減小，最終兩者將在B3點交匯。（2）轉速恒定區 發

24、電機達到其轉速極限。風力機進入轉速恒定區，在這個區域，隨著風速增大，發電機轉速保持恒定，控制系統按轉速控制方式工作。（3）功率恒定區 隨著功率增大，發電機和變流器將最終達到其功率極限。隨著風速增大，發電機轉速降低，使Cp值迅速降低，從而保持功率不變。 增大發電機負荷可以降低轉速，在降低發電機轉速時將有動能轉換為電能。 基本要求光伏發電站應具備參與電力系統的調頻和調峰的能力，并符合DL/T 1040的規定。光伏發電站應配置有功功率控制系統，具備有功功率連續平滑調節的能力，并能夠參與系統有功功率控制。光伏發電站應能夠接收并自動執行電力系統調度機構下達的有功功率及有功功率變化的控制指令。1 1、有功功率、有功功率 基本要求光伏發電站應配置光伏發電功率預測系統，系統具有0h72h短期光伏發電功率預測以及15min4h超短期光伏發電功率預測功能。 預測曲線上報光伏發電站每天按照電力系統調度機構規定的時間上報次日024時光伏發電站發電功率預測曲線，預測值的時間分辨率為15min。2 2、功率預測、功率預測 無功電源光伏發電站的無功電源包括光伏并網逆變器及光伏發電