绿色清洁能源的应用与发展

绿色清洁能源的应用与发展

0风电并网后系统运行分析近年来，风力发电技术日益完善，发电成本大幅下降，风力发电快速发展。但风能具有间歇性和不确定性的特点,大量风电并网后会对电力系统的安全稳定运行及调度运行带来一定的影响。本文采用数据分析及PSASP程序计算分析的方法,对江西电网风力发电调度运行管理现状进行分析和总结。1江西电网动力发电计划及运营1.1具体机组的容量运行情况2008年起江西电网第一座风电场投产至今,江西电网共有4座风电厂并网运行,分别是老爷庙风电厂、矶山湖电厂、长岭电厂、大岭电厂。其具体装机容量及运行情况见表1。由表1可以看出我省风电目前主要集中在九江地区电网,总装机容量较小,接入的电压等级以110kV为主,目前天气变化对出力影响较大。1.2度管理情况江西电网4座风电厂分别由省调和九江地调调度管辖,其具体的调度管理情况见表2。由表2可见,我省风电分别纳入省调和地调管理,主要缺少针对风电的调度运行制度,由于风电功率预测困难,调度大多不下达发电计划,即使下达发电计划,准确率也不高。2形式与主网并网运行的影响目前江西电网风力发电均是以分布式电源形式与主网并网运行,随着规模日益扩大,并网点增多,并网方式多样等,其将对电网安全运行产生以下5个方面影响。2.1风电机组功率难以准确预测风力发电机组并网运行时的频率要与地区电网的频率保持一致。正常情况下,风电装机总容量较小,其启停对地区电网的频率影响较小,当其在某个地区电网中形成较大规模时,要采取一定的措施,否则可能会引起系统的频率偏移。同时,风电机组功率在调节控制性较差,又具有波动性和间歇性,有功出力难以精确预测,这给电网调频带来一定程度的影响。特别是在发生电网解列事故的情况下,对小电网的稳定运行可能造成较大困难,如九江地区电网与江西主网发生电网解列事故,风电有功波动较大,九江地区电网的频率将调整非常困难,控制不当甚至可能造成地区电网全停事故。2.2无功电压调度策略风电以分布式电源并网后,地区电网的稳态电压分布发生变化,其接入位置和容量对线路电压分布影响很大,相同容量的风电接入在不同的位置时所形成的电压分布差别很大,接入点越接近末节点,节点的电压变化率越大,对线路的电压分布影响也越大。另外风电并网不但对地区电网的电压分布影响显著,有时甚至会引起电压稳定性问题。无功功率缺额是引起电压不稳定的根本原因,一般情况下,电源点的接入有助于电压稳定性的提高,但风电场接入地区电网后,由于风电输入的风能变化的随机性、间歇性,并且风电常采用异步发电机,需从地区电网吸收大量的无功,所以容易影响整个电网的电压稳定性,严重甚至会导致整个电网的电压崩溃。从这一角度考虑,必须对地区电网无功电压调度策略进行研究,保证整个地区电网的无功平衡;同时还必须具体研究风电并网后,对地区电网的电压稳定性的影响性质和程度。2.3分布式电源的并网对地区电网可靠性影响在含分布式电源的地区电网中,分布式电源能部分抵消电网负荷,减少进线的实际输送功率和提高输配电网的输电能力,同时分布式电源对地区电网电压支撑作用可以增强系统的电压调节性能,对提高地区电网的可靠性有重要作用.当地区电网故障时,电网解列为孤岛运行,此时如果分布式电源的总容量大于孤岛内所有负荷之和,故障隔离后,分布式电源能保证非故障区的负荷继续供电,保证供电可靠性。分布式电源的并网对地区电网可靠性也会产生不利的影响.如分布式电源的安装地点、容量、接线方式不恰当,也会降低地区电网的可靠性;或由于维护或故障断路器跳闸等形成无意识的孤岛,可能出现电力供需不平衡,降低电网的供电可靠性。2.4实用与可靠性传统的发电计划基于发电的可控性以及负荷的可预测性,以这两点为基础,发电计划的制定和实施有了可靠的保证。但是,因为风电出力的预测水平还达不到实用的程度,发电计划的制定变得困难起来。如果把风电看做负荷,不具有可预测性;如果把它看做电源,可靠性没有保证。风电并网以后,如果电力系统的运行方式不相应地做出调整和优化,系统的动态响应能力将不足以跟踪风电功率的大幅度、高频率的波动,系统的电能质量和动态稳定性将受到显著影响,因此有必要对电力系统传统的运行方式和控制手段做出适当的改进和调整,研究随机的发电计划算法,以便正确考虑风电的随机性和间歇性特性。2.5大量风电场并网后,对原有信息进行重新确定以发挥积极作用地区电网的实时监视、控制、协调由供电部门统一执行。风电大量接入后,地区电网的信息采集、开关操作、能源调度和管理等过程变得复杂,对监视和控制的信息需要根据并网的规程重新确定。大量风电场并网后,地区电网的电压波动增大和无功潮流不合理,现有的电压无功控制手段可能不满足要求,需重新制定地区电网无功电压控制的策略,如地区电网的无功补偿设备并联电容器组的投切要与风电的励磁调节相配合,否则会出现调节混乱的现象。同时由于有些小型风电场建设具有较强的随机性,需对分布式电源建立全面检测、控制和调度的新型SCADA体系,使多种工况下系统始终运行在最优方式下。3基于psasp的风电场电压稳定性分析由于江西电网日总用电负荷峰谷差大,而且火电机组装机比例高达90%,因此江西电网后夜低谷时负备用较少,调峰困难,但风电由于发电随机性较大,且后夜发电出力往往比白天要高很多,增加了电网调峰的难度。图1、图2分别是2012年1月20日江西电网总用电负荷曲线和老爷庙风电场发电负荷曲线。由图可见,江西电网总用电负荷最低谷发生在凌晨4:00至5:00之间,而此时老爷庙风电场发电总出力达到40MW以上,接近于峰值。另外,在早高峰11:00至12:00时,老爷庙风电场发电出力仅10MW左右。因此,随着江西电网风电规模不断扩大,将不断增大江西电网峰谷差,给电网负荷平衡和调度运行带来较大困难。风电场通常位于电网末端,当风电接入容量达到一定规模时,风电场输出功率的随机波动将给电网运行带来诸多不利影响,尤其是当风速随机变化时,风电场输出功率随之波动,容易造成接入点电压波动,很可能在系统受到大的干扰后无法向系统提供无功支持,因此在风电系统中配置无功补偿装置很有必要性。静止无功补偿器(SVC)是目前电力系统中应用最多、最成熟的无功补偿设备,在改善系统电压质量和提高电力系统稳定性方面已获得较为广泛的应用。可以连续、快速地调节无功补偿功率的大小,提供动态的电压支撑,改善系统的运行性能。目前应用比较广泛的有带有固定电容器或晶闸管投切电容器的晶闸管控制电抗器和单独使用的晶闸管开断电容器,不能平滑地调节输出功率,因此本文采用SVC进行提高风电场电压稳定性的研究。利用PSASP电力系统稳定分析综合程序,选取省内某区域电网内一个风电场接入的局部作为监视区域进行分析,算例中数据不加说明均为标幺值,系统功率基值为100MW。所选区域接线如图3所示。S为系统等值参数;G由33台单机容量1.5MW的变速恒频风电机组构成,功率因数范围为±0.95,仿真分析时将整个风电场视为一台等值风力发电机。风电场出口节点和接入点的电压等级为110kV,风电场接入变电站低压侧合格电压范围为0.95~1.05,异常电压范围的上下限分别为1.1和0.9,风电场的运行电压范围为0.85~1.15。接入点带2个本地负荷,其中,负荷2为0.4+j0.13,负荷4为1.2+j0.39。通过计算当母线4发生三相短路故障,风电场未投入SVC,风电场最低电压降至0.88,低于异常电压范围下限,当投入SVC后,事故后电压恢复至0.97,达到正常电压合格范围下限。可见在风电场安装静止无功补偿器(SVC),对于提高电力系统电压稳定性,防止风电场发生风电机低压脱网事故有积极作用。4加强和规范分散式风电、分布式电源并网管理1)建立完善的分散式风电、分布式电源设计和施工规范以及接入电网的相关标准,制定分散式风电、分布式电源调度管理规定。2)明确分散式风电、分布式电源的调度管辖权。3)与分散式风电、分布式电源等发电企业签订《并网调度协议》和《购售电合同》。4)要按照《电网调度管理条例》、《发电厂并网运行管理规定》等电网运行有关法律、法规、规程、规定的要求,加强和规