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叙述了日照发电厂水文气象勘测的工作重点、工作内容和工作方法 ,以及水文气象资料在工程设计中的应用 相似文献
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中国新能源战略已把风力发电设为重点,各设备制造企业面临风力发电装置生产与开发的全新机遇。本文简要介绍了风力发电设备中主要控制装置的工作原理,阐述了开发风力发电设备的技术路线,对生产开发过程中要解决的技术问题进行了相应的分析讨论。 相似文献
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变速恒频双馈风力发电系统及其发展趋势 总被引:1,自引:0,他引:1
分析了变速恒频双馈风力发电系统的工作原理。结合风力机特性和双馈发电机特性,说明了变速恒频运行方式下的最优风能捕获策略,并介绍了风力发电系统的滑模变结构控制、自适应控制、鲁棒控制和人工神经网络控制。总结了变速恒频风力发电系统的发展趋势。 相似文献
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在区域风电场风能资源评估方法中,传统的测量—关联—预测(MCP)方法未充分使用参考站的观测数据建立参考站和目标站之间风功率密度的映射关系,导致目标站长期风能资源的预测精度不高。在传统MCP组合方法的基础上,综合考虑参考站风功率密度和风向的特征组合,利用支持向量回归机(SVR)理论,建立2种不同的MCP模型,并将传统的考虑参考站风速、风向特征组合的MCP模型作为对比模型来验证所提出模型的有效性和准确性。实例研究表明,考虑参考站的风功率密度和风向特征输入的MCP模型对目标站风功率密度预测决定系数高于0.9,预测精度和适用性要明显优于传统的MCP模型,因而,该模型可用于评估区域风电场风能资源分布状况。 相似文献
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柔性直流输电用于连接风电场和电网具有独特的优势,它无需额外的无功补偿,能实现风力发电的远距离能量输送,可以连接多台风电机组、甚至多个风电场,从而减少换流站的个数,节约成本。这种输电方式在风电领域有很高的实用价值。 相似文献
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为了让风电参与初期黑启动,提出了新的储能配置策略。首先求取了初期恢复系统所能平抑的最大功率波动,将此作为风电输出功率的限幅目标。然后将限幅目标作为确定储能电站功率的主要依据,将限幅目标和典型火电机组辅机的启动时间作为确定储能电站容量的主要依据,从而确保在储能电站发挥平抑作用的时间长度内,风电场的输出功率波动值限定在限幅目标内。最后用PSCAD/EMTDC搭建了风储模型,通过仿真验证了配置的储能电站能够使风电场安全平稳地参与初期黑启动。此储能电站容量配置策略同样适用于参与黑启动的其他新能源。 相似文献
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利用西沙永兴岛地面气象站1973—2011年风速观测资料,结合威布尔统计分布和典型风机风速功率曲线,估算了西沙代表年的风速、风功率密度、典型风机的利用小时数和年发电量数据。还结合1973—2011年的日极值风速数据,利用跨阈法(peak over threshold,POT)和广义Pareto极值分布模型计算了当地"五十年一遇"最大风速。分析结果表明,尽管永兴岛地处深海,但其10 m高度风功率密度不如预期,典型年风能密度不足100 W/m2,且多集中在下半年热带气旋较多时段。此外,永兴岛"五十年一遇"最大风速达42.2 m/s,显著高于陆地基准风速27 m/s,需根据IEC标准选取较高型号的风机分型。 相似文献
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储电和蓄热配比风力发电分散接入配电网,构建虚拟电厂控制模式以提高风电的可调控性,是一种提高风电消纳的创新型发展模式。针对分散式风储电站接入系统协调调控机制,提出了基于储电和蓄热配比的虚拟电厂提高电压稳定性方案,储电和蓄热设备的使用,使风电场在一定程度上具备了对系统的调峰填谷功能,降低了双馈风电机组的有功出力,提高了双馈风电机组的无功电压调控能力。仿真结果表明该方案的可行性和有效性。 相似文献
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针对南海亟待发展风力发电、支持海岛开发建设的需求,搜集整理东沙、西沙、南沙共6处海岛气象数据进行了风资源评估和风机选型。运用双参数Weibull分布评估了各站点的风资源情况,结合多种小型风力发电机组的风速功率输出特性曲线,估算了不同风力发电机组的容量系数;还结合基于广义Pareto极值分布模型的跨阈法,利用极大似然估计法计算各站点五十年一遇最大风速。分析结果表明,南海风资源分布和最大风速均具有显著的地域性特征,位于南海南北两侧的东沙岛和人骏滩风资源条件优越,而中部的永兴岛、珊瑚岛、太平岛和南子岛风资源相对贫乏;此外,受热带气旋纬向活动规律影响,最南沿人骏滩的五十年一遇最大风速仅为35 m/s,远低于其他岛礁。 相似文献
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近年,风电项目后评估方面的研究已逐步开展起来,但多倾向于风电场运行安全性、经济性和发电量指标,以及用风电机组分布系数、风资源系数和损失系数来评价风电场运行情况。基于对比分析法,从平均风速、风向频率、最大风速、风速频率、有效风速小时数、风功率密度变化等评估要素,对内蒙古某风场风资源进行了后评估。研究表明:两阶段相比,风场参考气象站年平均风速、平均最大风速均趋于减小,趋势变化率分别为-0.015、-0.185;主风向一致均为SSE;静风频率降低21.6%;风场不同周期平均风速约减小0.80 m/s,白天风速减小10.00%,夜间风速减小约12.00%;3个风速区间有效风速小时数分别减小263 h、533 h和925 h,风速频率峰值区由6.50~7.50 m/s降至4.50~5.50 m/s,高频风速(超过7.00%)由4.50~9.50 m/s降至2.50~8.50 m/s;风功率密度与风速变化趋势较一致,其中,1月和下半年各月份2阶段风功率密度较接近,除5月外其他月份较设计阶段减小较明显;风功率密度频率峰值区对应风速区间由14.50~16.50 m/s减至9.50~10.50 m/s;高频区(超过7.00%)由10.50~13.50和14.50~16.50 m/s变为7.50~15.50 m/s。 相似文献
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鉴于大规模风电并网的集中控制和精细化调度要求,文中基于区域有功功率分层调度思想,设计了风电调度中心站—风电集群控制主站—风电场控制执行站3层体系架构的风电集群有功功率控制系统,并给出风电集群控制主站和各场站间控制接口的设计方案。继而考虑风电场、分散接入风电机组的调节性能差异,针对运行实际需求提出一套面向集群控制主站的有功功率控制策略,实现风电场有功控制模式的在线决策和相应模式下的有功功率指令值的在线快速计算,并验证了控制策略的有效性。所建系统可实现风电集群内风电场、分散机组的统一调度与监控,并且在充分利用电网接纳风电能力的同时提高集群运行的经济性,有效解决目前风电分散控制导致的资源浪费、协调困难等问题。 相似文献