风电并网容量（精选7篇）
风电并网容量 篇1
0 引言
风力发电是目前技术最为成熟的可再生能源发电方式之一。风电场并网运行,一方面可以分担传统机组的部分负荷,降低电力系统的燃料成本并减轻环境污染[1];但另一方面,风电是间歇性能源,随着风电并网容量在电力系统中比例的增大,大型风电场并网对电力系统运行的影响也越来越明显[2],同时增加了电力系统的辅助服务成本[3]。
为了更好地利用风电的优点,充分发挥其作用,规划人员必须对风电场并网容量进行合理规划。很多学者从电网静态运行安全角度计算了风电场的最大并网容量。文献[4-6]采用确定性计算方法,把风电并网容量计算归结为各种约束下的风电功率最大化。文献[7]引入随机规划理论,以机会约束形式描述系统静态安全约束,建立优化模型求解风电场并网容量。文献[8-10]在机会约束规划的基础上对风电场并网容量优化及风力发电效益等问题进行了分析。文献[11]采用相关机会规划理论,在保证系统安全运行的前提下,引入了风电的发电能力约束,并考虑了风电场减出力控制措施的影响,建立了计算风电并网容量的优化分析模型。
目前,有关风电并网容量的研究工作已经取得了较大的进展和成果,但也存在着一些问题,主要表现为以下几点。
1)未能充分考虑到风电出力随机性强的特点。虽然以随机规划理论为基础的随机规划方法(如机会约束规划、相关机会规划等)可以近似模拟风电出力随机性强的特点,但对风电输出功率分布规律存在人为主观的近似假设,或允许安全约束条件受到某种程度的破坏,造成系统存在越限危险。
2)未考虑风电运行价值对风电并网容量的影响。正确反映风电运行价值与风电并网容量之间的确定关系,可以使优化方案的综合效益达到最佳,适应了电网规划部门的实际需求。
针对目前风电场并网容量优化研究中存在的问题,本文通过引入柔性参数,将风电功率柔性化表示,并考虑风电运行价值对风电并网容量的影响,建立了风电并网容量优化柔性数学模型。研究表明,风电功率的柔性化表示充分反映了风电出力随机性强的特点,同时优化柔性模型的应用实现了风电运行价值和风电并网容量折中决策,适应了电网规划部门的实际需求。
1 电力系统柔性分析
1.1 柔性概念
广义的柔性,是指系统对不确定信息的响应能力。最初的柔性分析,是针对过程系统的实用性、可操作性而展开的研究工作[12,13,14]。所谓过程系统中的柔性,文献[15]定义为:系统在从一种操作状态过渡到另一种操作状态的情况下,能够调节到满足工艺要求的能力。电力系统的柔性与过程系统中的柔性概念有相同之处,是指系统在结构确定的情况下针对参数变化时的适应能力和可控性。
在电力系统中,不确定参数y的变化范围(即柔性)可以描述为:
式中:δ为柔性参数,决定了参数变化的范围和柔性的大小;ε-和ε+分别为参数变化范围的下界和上界,为δ的函数。
当ε-和ε+为δ的线性函数时,电力系统的柔性被称为“线性柔性”;当ε-和ε+为δ的非线性函数时,则电力系统的柔性被称为“非线性柔性”。对于电力系统中的“线性柔性”,参数y的柔性还可以描述成一个以固定值y0为中心,正负偏差大小分别为Δy+和Δy-(事先人为给定或按y的概率分布给定)的超矩形:
1.2 柔性评价分析
一般电力系统的规模较大、覆盖面较广,电力系统中参数的变化和不确定性是多种多样的。在含不确定参数的条件下,电力系统优化问题的约束条件可以由下式表示:
式中:x为状态变量;u为控制变量;I为不等式约束集,包括节点电压约束、线路潮流约束和发电机出力约束等;J为等式约束集,主要为功率平衡方程。
对式(3)进行如下简化:
由式(1)可知,柔性参数δ的大小确定了不确定参数y的变化范围。控制变量u的作用就是在确保不确定参数y在超矩形内任意变化时,能够通过u的适当调节(即存在确定的u),使得约束满足式(3)。因此,对尽可能大的T(δ)空间,柔性约束条件可表示为:
式中:为选取不等式约束中最大的一个;为通过调整控制变量u来尽可能地改善电力系统的安全性和可靠性;为通过调整参数来描述最恶劣情况下电力系统的安全性和可靠性。
对于确定的柔性参数δ,不确定参数y的变化范围是确定的,因此电力系统柔性评价问题可以描述为:
也可描述为:
式中:χ(δ)为柔性参数δ的函数,表示电力系统的安全性和可靠性,只有χ(δ)≤0时才说明电力系统的安全性和可靠性满足要求。
式(7)模型的物理意义是:对于确定的δ和给定范围内任意的y,是否存在可调的u,满足电网安全、可靠运行的要求。
电力系统柔性评价表明了参数在给定范围内变化时系统的适应能力和可控性。当柔性参数δ不确定时,可以定义如下的可变柔性指数:
上述模型的最优解F(δ*)代表了电网的柔性评价指标,即柔性指数,柔性指数的大小反映了电力系统安全、可靠运行的裕度。柔性指数越大,电力系统对不确定参数变化的适应性越强。
1.3 柔性优化问题
通常电力系统经济性是安全性和可靠性对立的一面。当考虑不确定参数变化对系统经济性的影响时,引入系统经济性目标函数f(x,u,y),则电力系统的柔性优化问题可以描述为:
可见,柔性优化问题是在固定柔性评价的基础上进行的,即在经济性优化过程中考虑了系统应对参数变化的响应能力。由于参数变化对系统的经济性产生的影响被量化为“惩罚成本”的形式计入目标函数f(x,u,y)中,因此,柔性优化中的可控性是同时针对经济性、安全性和可靠性的。
1.4 优化柔性问题
式(8)所示的柔性指数的大小反映了电力系统安全、可靠运行的程度。随着柔性区域的扩大,电力系统运行的经济效益势必受到影响。当考虑电力系统运行的经济性后,优化柔性问题可以描述为:
由式(10)可知,优化柔性问题是一个双目标的优化问题,约束条件是相同的,其中一个目标针对经济性,以状态、控制变量和柔性参数为优化变量;而另一个以安全性为目标,以状态、控制变量为优化变量。式(10)同时对电力系统的经济性、安全性进行优化,实现了电力系统的综合优化。
值得说明的是,柔性分析方法是传统确定性分析方法向不确定领域的延伸,其实质是一种面向不确定性信息的确定性分析方法。与传统确定性分析方法[16]相比,该方法可以有效地处理规划过程中的不确定信息,使得规划方案灵活性更强、适应性更好。与不确定性分析方法(如随机规划[17]、模糊规划[17]、盲数规划[18]等)相比,该方法可以消除不确定分析法对不确定信息的分布类型存在人为近似假设的缺陷,因为其对不确定信息进行建模时,并不需要事先预知不确定信息的分布类型。
2 计及风电运行价值的风电并网容量优化柔性建模
2.1 风电功率的柔性化表示
风电机组是不可控机组,其输出功率特性可由式(11)所示的分段函数近似表示[7]:
式中:PR为风机额定输出功率;vw为风机轮毂高度处的风速;vci为切入风速,当风速高于此设定值时,自动装置动作把风机并入电网;vco为切出风速,当风速高于此值时,风机停止发电并从电力系统中解列出来;vR为额定风速,当风速不小于此值而小于切出风速时,风机出力为额定值。
由式(11)可知,风电输出功率并不是一个确定的量,而在一个范围内波动,其功率水平值很大程度上取决于当时的风速条件。虽然基于风速预测可对风电输出功率特性进行模拟研究[19,20],但是风电功率预测误差往往大于风速预测误差,这主要是由于风速与风电功率的对应关系所致。在经过功率特性曲线转换后,不是很强的风速规律性被进一步破坏,得到的风电功率规律性更加微弱,表现出非常强的随机性。因此,不确定分析方法(需预知不确定信息的分布规律)很难有效处理风电功率不确定性的问题,更不可把风电功率作为确定性变量参与决策优化。由电力系统柔性概念可知,柔性参数δ的定义为解决这类问题提供了可能,因为其对风电输出功率的不确定性进行建模时,并不需要事先预知其分布类型。风电功率柔性属于“线性柔性”范畴,其参数的变化范围可描述如下:
式中:PwN为风电功率波动中心;ΔPw-和ΔPw+分别为风电功率负向和正向波动偏差。
风电功率的随机性主要表现为风电功率在一个范围内波动。因此,只要根据实际情况,确定合适的波动中心PwN以及互相匹配的正、负向波动偏差ΔPw+和ΔPw-,式(12)就可以准确地模拟风电功率的随机波动,实现对风电功率的随机性建模。
研究表明,风电输出功率一般在0至额定输出功率PR之间随机波动,因此风电功率随机波动的上下限是确定的。由电力系统柔性约束条件χ(δ)的物理意义可知,只要在给定的δ值下,风电输出功率最大值PR满足电力系统安全性和可靠性约束,那么在相同的δ值下,其他的风电输出功率Pw也一定满足安全性和可靠性约束,所以式(12)可简写为:
简化后,式(13)消除了负向波动偏差的影响,使得柔性指数模型(式(8))被简化为关于柔性参数δ的一维求极大值的优化问题,而波动中心PwN和正向偏差ΔPw+仅作为δ的常系数参与优化,对计算结果无影响,所以可以任意选取(ΔPw+≠0)。
2.2 风力发电运行价值
风电作为一种可再生资源,其价值主要体现在能够减少不可再生资源的消耗量。风力发电收益是指电网由于能够接纳风电场输出功率所节约的煤耗量的期望值。
一定时间T(T为研究时间周期)内风力发电收益CGS可以根据下式确定:
式中:PG0i为常规机组的初始调度方案;Φ为风电场并网节点集;rj为风电场j的风电容量系数(又称风能利用系数),主要由风电场地理位置和当地气候决定;PR,j为风电场j的额定输出功率;ai,bi,ci为节点i处常规能源机组的煤耗特性系数;λij为参与调节机组的参与因子,表示由风电场j并网引起参与调节机组i输出功率的变化量,需要说明的是,针对电网运行状态和调度方案的不同,参与因子也不同,可以根据电网针对意外波动情况的调节策略预先求出[21]。
另外,风电是一种间歇性能源。与传统发电方式相比,风力发电具有无煤耗和无污染的优势,但风速的间歇性和随机性使得大容量风电并网对电力系统的安全性和稳定性造成了影响。为了保证风电并网以后系统运行的可靠性,需要在原来运行方式的基础上,额外安排一定容量的旋转备用以响应风电场发电功率的随机波动,维持电力系统的功率平衡与稳定。这部分额外备用容量是由风电功率的不确定性造成的,因此被称为风力发电的惩罚成本。
文献[3]采用可靠性评估方式,把风电视为一种负值负荷,给出了风电功率惩罚成本的详细表达式为:
式中:P1和P2为分别为风电并网前和并网后的系统旋转备用容量,具体求解方法参见文献[3];Pc为系统备用容量的容量电价。
综上所述,风电是一种特殊的电力,其运行价值应综合考虑发电收益和风电功率惩罚成本,因此风电运行价值可以描述如下:
2.3 数学模型
基于风电功率的柔性化表示,当把风电功率定义为参数变量时,式(10)中的柔性指数的最优值F(δ*)即代表风电最大并网容量。引入风电运行价值目标函数fvalue,则计及风电运行价值的风电并网容量优化柔性数学模型可描述如下:
式中:Plmax为线路潮流限值组成的矢量;Umax和Umin分别为节点电压上、下限组成的矢量;PGmax和QGmax分别为常规能源发电的有功和无功功率上限组成的矢量;PGmin和QGmin分别为常规能源发电的有功和无功功率下限组成的矢量;Pwi,Qwi和PGi,QGi分别为风力发电和常规能源发电的有功和无功功率;PLi和QLi分别为系统节点有功和无功负荷;Vi为节点i的电压;Gij和Bij分别为节点间的电导和电纳;θij为节点间的相角差;PNwi为风电场有功功率波动中心;ΔP+wi为风电场有功功率正向波动偏差;i=1,2,…,N,N为节点数。
3 模型分析与求解
3.1 模型分析
为了对比分析风电出力的随机性和风电运行价值对风电并网容量的影响,对本文所构建的优化柔性模型(以下简称本文模型)进一步分析,可将该模型简化为如下2个模型。
模型1:只考虑风电出力随机性对风电并网容量的影响,则式(17)所示的多目标函数将简化为对柔性参数δ求极大值的单一目标函数,即在柔性约束条件下,风电并网容量最大化,其数学模型可由式(8)描述。
模型2:只考虑风电运行价值对风电并网容量的影响,则式(17)所示的多目标函数将简化为对风电运行价值fvalue求极大值的单一目标函数,即在柔性约束条件下,风电运行价值最大化,其数学模型可由式(9)描述。
3.2 模型求解
由于本文模型、模型1和模型2中均存在柔性约束条件(式(5)),而柔性约束条件又是一个最大—最小—最大化问题,因此上述模型直接求解非常困难。为了分析和求解方便,可根据柔性约束的物理意义和紧约束分解思想,把式(5)分解为式(18)和式(19):
式中:v为紧约束分解过程中的中间变量。
求解式(19),将其解再回代到式(18),便可得到式(5)的完整解。
根据上述柔性约束条件分解思想和各模型特点,本文分别给出了上述3个模型的求解方法。本文模型(优化柔性模型)求解流程如下,模型1和模型2的求解流程分别见附录A和附录B。
如式(10)所示的优化柔性模型是一个多目标优化问题,其目标函数往往是相互冲突的,因此,必须在2个目标函数之间进行折中决策。首先,根据上述柔性约束条件分解思想可将优化柔性问题分解成2个子问题。
子问题1:
子问题2:
对于子问题1,柔性参数δ是常数,同时令v取最大值临界值0时,简化为:
对于子问题2,当v的最大值为临界值0时,简化为:
对于子问题2,可分别构造原问题的拉格朗日函数和对偶问题:
式中:α和β为拉格朗日乘子组成的向量。
原问题提供了优化问题最优值的上界,而对偶问题则体现了Kuhn-Tucker(K-T)条件中的互补松弛约束,提供了优化问题最优值的下界。因此,有如下关系式成立:
式中:x0,u0,α0,β0分别为各个变量和参数的初始值;x*,u*,α*,β*分别为各个变量和参数的最优值。
式(26)的等号只有当f,h,g为凸函数时成立,在电力系统分析中,在一定范围内可以近似认为f,h,g为凸函数。因此,有
即
式(28)可以写成如下的形式:
式(29)代表在确定的参数δ下优化子问题(式(22))的最优性条件。将式(29)代入式(23)中,则子问题2可以表示为:
由此可见,多目标的优化问题被转换成2个单一目标的优化子问题,一个是针对系统经济性的优化问题,而另一个则是针对安全性和可靠性的。应该说明的是,在求解综合优化问题之前需要首先求解式(22),以确定参数f0和Δf,然后才能对式(31)进行求解。
通过对上述2个子问题(式(22)和式(31))交叉迭代求解就可以得到原问题的解。本文采用序列线性化的方法计算求解,求解步骤如下。
1)给定初始条件x0,u0,y0。
2)对式(22)进行线性化处理,由等式约束可得:
式中:gx和gu分别为g(x,u,y)关于x和u的导数;g0为初始值。
代入到不等式约束中,形成线性规划问题并求解,可得参数f0和Δf以及控制变量的修正量Δu,令
3)把u代入到式(31)中,并对式(31)进行线性化,由等式约束得:
式中:gy为g(x,u,y)关于y的导数。
代入到不等式约束中,形成线性规划问题并求解,得到Δy,并按下式进行修正:
4)把y代入到式(22)中,替换y0,并进行潮流计算,更新状态变量x。将上述2个子问题交替求解,当Δy≈0,Δu≈0时迭代结束。最终的柔性参数δ最优值等于式(31)确定的δ*,而风电运行价值最优值则由式(22)确定。
4 算例分析
为了验证本文提出的计算模型的有效性并揭示风电出力的随机性和风电运行价值对风电并网容量的影响,本文采用IEEE 30节点测试系统进行分析。系统机组参数如表1所示(特性系数c=0),分别选取节点7,10,14,17,24作为风电并网节点,并网点风电容量系数均取0.3。
1)风电出力随机性对风电并网容量的影响
为了揭示风电出力随机性对风电并网容量的影响,本文采用传统确定性分析方法和模型1中的柔性评价分析方法,分别求解风电穿透功率极限,计算结果见表2。
表2的计算结果表明,在负荷既定的情况下,随着对风电出力随机性考虑的全面性,对大部分节点而言,系统可接受的风电穿透功率水平有显著的降低。原因在于,在一定的系统机组出力调节裕度下,若直接把传统确定性分析方法的最优解作为风电场最大装机容量并考虑风电出力的随机性,那么在该功率水平下,就有可能存在某个或多个风电功率值在同一机组出力调节裕度下,不满足系统安全、可靠运行的要求,造成系统存在越限危险。而柔性评价方法通过降低风电场最大装机容量,剔除造成系统越限的病态功率水平值,使得其最优解以及该功率水平下的风电功率值在同一机组出力调节裕度下,都能满足系统安全、可靠运行的要求。特别地,当系统机组出力调节裕度可以有效抑制风电出力随机性对风电穿透功率极限计算的影响时,两者所得最优解将相等,如节点24。
2)风电运行价值对风电并网容量的影响
风电作为一种可再生资源,具有无煤耗、无污染的特点,在负荷既定的情况下,其并网容量越大,风力发电收益越大。但风电又是一种间歇性能源,并网容量越大,就意味着其柔性成本越大。
图1显示了在系统负荷一定的情况下,系统备用电价Pc分别为15美元/MW和20美元/MW时,风电场经节点7并网后,风电并网容量与风电年运行价值之间的关系。
从图1可以看出,风电场装机容量较小时,风电年运行价值与并网容量成正比,但是当系统内风电装机容量达到一定数量后,风电的边际运行价值将降为0甚至负值,风电的装机容量从经济角度来说已经达到饱和,但并不一定等于风电最大并网容量。另外,从备用容量电价变化可以看出,若政府部门能在风电并网柔性成本费用方面给予一定的优惠,将极大地促进风力发电的推广。
为了进一步阐述本文所提出的模型在风电运行价值和风电并网容量之间的协调机理,在系统负荷既定,Pc为15美元/MW的情况下,结合本文模型以及模型1、模型2进行了对比分析。表3给出了3种模型下风电最大并网容量,表4给出了3种模型下的风电年运行价值。
由表3和表4可以看出,模型1以风电并网容量最大化作为优化目标,决策过程仅注重电网接纳风能能力,没有考虑优化方案的经济性,造成风力发电柔性成本过高,风电运行价值打了折扣。模型2以风电运行价值最大化作为优化目标,决策过程仅注重风电运行价值最大,限制了电网接纳风电的能力,风电没有得到充分利用。本文模型以损失有限的风电运行价值为代价,提高了电网接纳风电的能力,使得风电运行价值和风电并网容量得到折中决策。
5 结语
本文在电力系统柔性分析的研究基础上,把电力系统柔性概念引入到风电最大并网容量的研究中,并考虑风电运行价值对风电并网容量的影响,建立了风电并网容量优化柔性多目标数学模型。通过采用IEEE 30节点系统算例对比分析,可得到以下结论。
1)风电功率的柔性化表示充分反映了风电出力随机性强的特点,柔性分析方法实现了传统确定性分析方法向不确定领域的延伸,是一种面向不确定信息的确定性分析方法。
2)采用优化柔性模型,能够在充分考虑风电出力随机性的基础上,确定合理的风电并网容量,同时使得风电运行价值得到有效发挥,两者得到有机协调,但在规划中没有考虑与风电场运行价值有关的环境、政策等因素,而这些也可能是决定风电并网容量的关键因素。
3)算例分析结果表明了本文所提出模型的有效性,其结果可以为电力规划部门以及风电投资商制定有关决策提供必要的科学依据。
风电并网容量 篇2
目前国内外对于风电机组等值模型的研究还没有形成一个统一的观点和方法。一般的处理方法是在电力系统故障分析中将风电场作为一个负荷考虑,认为风电场不提供短路电流。但实际上风力发电机组在系统中是功率源,向系统输出功率,而随着风力发电场容量的增加,就必须考虑在短路瞬间风电机组向短路点输出的短路电流。因此就要考虑现有的设备容量能否承受风电机组并网后新增加的短路容量,并对风电机组和线路的保护系统进行调整。
1短路容量法的短路电流分析
目前复杂电力系统的短路电流的计算就是通过建立电路网络线性代数方程组,通常建立网络的节点方程组,这种方法计算量较大在实时性方面受到限制。本文运用了Yuen M.H于1975年提出的短路容量法,其基本思想是电路阻抗合并的基本理论[1]。文献[2,3]中进一步提出了将复数短路容量法的概念应用到电力潮流和短路故障的计算分析中,这使短路容量法的应用空间进一步扩大。该方法的优点在于只需要计算单个元件的短路容量并进行常规的串并联计算,而不需要对风电场建立精确的数学模型。
电力系统中任意一点的三相短路电流Isc定义为该点的短路容量Ssc除以该点额定电压的值:
由式(1)可知,计算短路电流的关键是要确定短路容量。电力系统中的各种元件如:同步发电机、三相异步电动机、变压器、输电线路、电力电缆等都能用自身的短路容量来表示,电力系统中的相关设备对短路容量都有影响。
单个元件(如线路、发电机、变压器等)的短路容量Ssc定义为将其与无穷大电力系统相连短接所计算的短路容量,如图1所示。
1.1风力发电机短路容量
式(2)中S(kVA)是风力发电机组的等效容量,Un(kV)为风力发电机的额定电压,In(A)为风力发电机额定电流。
1.2变压器短路容量
式(3)中Uk%是变压器的短路阻抗百分数,SN(kVA)是变压器的额定容量。
1.3输电线路、电力电缆的短路容量
式(4)中UN(kV)为短路点额定电压,ZL(Ω)为线路阻抗的模值。
设S1和S2分别为两个独立元件的短路容量,S12表示总的短路容量,可得:
当两个独立元件串联时:
通过以上公式的计算化简后便可得到故障点的短路容量。因此可知运用短路容量法计算短路电流的方法为:
(1)绘制电力系统的等值图,并将故障点标示在图中。
(2)分别计算所有独立元件的短路容量。
(3)对于故障点的短路容量进行化简计算,得到故障点的短路容量Ssc。
(4)根据式(1)就可以计算出故障点的短路电流。
2风电场并网对并网点电压的影响
我国的风电场大多建设在西北偏远地区,这些地区经济发展相对落后,造成了当地电网及相关电力配套设施的建设相对滞后,给大量风电场并网带来了很多问题。其中并网点短路容量是电力系统强度的一个重要参数,短路容量越大,表示系统抵御冲击的能力就越强,风电并网对系统的冲击也越小。当风电场并网时并网点的短路容量会产生变化,从而导致并网点的电压波动。风电场的短路容量比K定义为并网点的短路容量Ssc除以风电场并网容量SW的值[4]:
K值大小说明系统承受风电扰动能力的强弱。K值是确定风电场总装机容量的一个主要指标,各个国家提出的标准并不相同,如丹麦规定K值不大于5%,德国规定K值不大于3.33%,日本则规定K值不大于10%。这一指标可以表示风电场接入系统总容量规模的大小。由此,由风电场并网引起的一些问题如风电场最大注入容量和并网点的电压波动等可用风电场的短路容量比K来表示。
电力系统中如果把风电场当作一个可变的负荷,Us代表并网点的电压,ZL表示风力发电场到并网点的阻抗,U0表示风力发电场端口母线的电压, I为风力发电场的输入电流,则可得到风力发电场并网后的等效电路图如图2所示:
由图2可得:
Us=U0+ZLI=U0+(R+jX)I (6)
一般输电线路两端电压的相位差δ相差很小,可以近似处理,将Us的垂直分量忽略,用水平分量来替代表示Us,发电机组的功率因数角用φ表示,可得:
|Us|=|U0|+|ΔU|=|U0|+|I|Rcosφ+|I|Xsinφ (7)
又因为风场注入的功率为:
S=P+jQ=|U0||I|cosφ+j|U0||I|sinφ (8)
可得:
由于风电场的注入功率是一个随时间变化的变量,当其变化时会在线路电流上产生一个ΔI的增量:
则在风场井网点的电压偏差值ΔU为:
由式(11)可以看出并网点的电压波动与功率因数,电网的阻抗角φ和风电场的短路容量比有关系,其中电网阻抗角
tanφ=X/R (12)
然而由于大容量风电场的并网使并网点的短路容量有所增加,从而使电网抵御冲击的能力加强,对电压的波动有抑制作用。以下将风电场并网点作为研究对象,利用下面的电压波动公式,分析风电场并网对并网点电压波动的抑制作用。
ΔU1≈ΔQ/Ssc (13)
式(13)中ΔQ为并网负荷的无功功率增量,考虑风电场并网后并网点短路容量变为SB,其对应的原来负荷无功增量下的电压波动表示为:
ΔU1≈ΔQ/SB (14)
则风电场并网对于并网点电压波动的抑制作用可表达为:
3算例分析
以某地风电场为例,进行风电场的短路电流计算及风场容量对并网点电压变化影响的计算分析。具体参数如下:有220 kV变电所一座,110 kV变电所6座,35 kV变电所11座;风电场经35 kV线路接入110 kV变电所。根据该风电场接入系统设计,风电场内配备有一座35 kV的升压变电站,注入到风电场汇流母线(35 kV)处的短路电流是1.33 kA。
风电场主要元件及参数:风电场装设有18台750 kW风力发电机,总装机容量为13.5 MW,单机额定电压为690 V,额定电流76 A,额定转速1 520 r/min,次暂态电抗为0.153 8;配备型号为BS800/10的变压器18台,额定容量800 kVA,变比10±2×2.5%/0.69 kV,阻抗电压百分数UK=4.5%;型号为SZ-10-16 000/35的主变一台,额定容量16 000 kVA,变比38.5±4×2.5%/10.5 kV,阻抗电压百分数UK=8%;电力电缆线路分为两种规格,第一种参数:YJV22-3×70,6 km,0.395 Ω/km;第二种参数:YJV22-3×150,5.5 km,0.168 Ω/km。
根据上述的短路容量法,首先计算出风电场内所有对短路电流有影响的独立元件的短路容量,并绘制成相应的短路容量图,计算程序如下,式中短路容量的单位为MVA。
35 kV架空线路的短路容量:
主变压器的短路容量:
箱式变压器的短路容量:
10 kV电缆的短路容量:
风机的短路容量:
根据计算得到的风电场各个独立元件的短路容量,运用上述短路容量法将风力发电场电气等值图绘制成相应的短路容量图,横线上面的数字是从上到下计算得到的故障时由系统输出的短路容量,横线下面的数字为风电机组提供的短路容量,其中短路容量的单位统一为kVA,如图3所示。
由图3和式(1)便可计算得到风电场任意点的短路电流,本文取风电场5个有代表性的短路点进行短路电流的计算分析,图中d1点取汇流母线(35 kV);d2点取主变压器的高压侧;d3点取变压器端母线(10 kV);d4点取发电机变压器高压侧;d5取发电机端口。将计算结果汇总如表1所示。
通常在电力系统故障分析计算时如果只计算风场并网点的短路电流则将风力发电场等效看成一个等容量的发电机组,并不考虑其内部参数的影响。本文应用短路容量法将对比计算的结果列入表1,其中D1表示风电场并网点的短路电流大小;D1′表示风电场供出的短路电流大小。对以上计算数值对比分析可以得出以下结论:
(1)常规的分析方法将风电场等效为负荷或者等容量机组,这样处理不能反映出风电场内部的结构参数对系统的影响,也不能够计算风电场内部位置处的短路电流;相对于常规的分析方法短路容量法在计算时的精度比前者更高,而且可以计算风电场内部点的短路电流。
但是不足之处是短路容量法没有考虑风力发电机的运行方式,同时为了避免复数运算使得计算方便,计算时采用阻抗模值。
(2)常规方法分析风力发电场向短路点提供的短路电流时计算得到的短路电流数值偏大,所以在设备选型时可以以此数据为依据,这样选择的设备有一定的冗余,对系统的安全稳定运行有利。
(3)短路故障时风力发电场提供到变压器高压侧的短路电流数值较小,主要原因是发电机在系统的低压侧,经过归算后影响减弱;而在发电机端口处短路时,系统会提供大量的短路电流,因此在变压器选择时要考虑这一点。
(4)电力发电机的接入实际上使电力系统的短路容量增大,当线路上发生故障时,风力发电机会提供短路电流,因此需要校验继电保护装置,防止产生误动。
以功率因数0.98,网络阻抗角30°为例,由式(5)、式(11)、式(15)可得:
由以上计算结果可知:(1)风电场并网后引起并网点电压的偏移(11%)。(2)风电场的短路容量比不是唯一影响并网点电压波动的因素,还包括风电场的功率因数和线路的参数等。
4结论
本文针对以往常规分析风电场短路电流方法中的不足,结合短路容量计算方法给出了一种风力发电场短路电流的实用计算方法,阐明了风电场短路电流与短路容量之间的关系,进一步说明了短路容量比、电压波动以及风电场对电压波动的抑制作用,并通过实际算例进行了分析计算。
参考文献
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风电并网容量 篇3
随着并网风电场容量的增加, 风电对电力系统的影响越来越明显, 研究风电并网对系统的影响已成为重要课题。从电力系统的角度来看, 对并网风电场所关心的是风电场作为一个整体的动态特性以及对电力系统的影响;并且在风电场接入电力系统的分析中不可能也没有必要把风电场内每台风电机组都作为一个单独元件列入仿真程序中进行分析[1,2], 随着风电场规模的增大, 这一特点越来越明显。因此, 在风电场并网研究中需对风电场进行合理简化以建立满足分析要求的动态模型。
外部电网遭受故障和风速波动这2种情况时, 风电场的动态特性及其对电力系统的影响是风电场并网分析中2个重要的方面, 但是, 所研究的侧重点不同: (1) 研究电网遭受短路故障时的风电场动态特性及其对电网的影响时, 关注的是几秒钟内的电网事件, 在这样短的时间内, 可以假设风电场的来风是不变的; (2) 由于风电场内每台风电机组的输入风速都随风电场输入风速、风向的随机波动而波动, 并且风电机组间的尾流影响使得所有风电机组的输入风速并不完全相同。因此, 在研究风速波动情况下风电场动态特性时, 需要考虑风电机组间输入风速的差别对风电机组分组, 建立风电场动态等值模型。
本文主要研究风速波动情况下并网风电场内风电机组的分组方法。
现有风电机组分组方法有: (1) 连接于同一条集电线路上的所有风电机组都归为一组[3,4,5,6], 并将它们等效成一台风电机组; (2) 对于风电机组排列布置规则的风电场, 按照风电机组安装位置进行分组, 如海上风电场, 假设与风电场来风风向垂直的每排风电机组输入风速相同, 将每排风电机组归为一组并等效成一台等效风电机组[7,8,9]; (3) 当风电机组排列布置不规则时, 根据风电机组机械控制系统特征对双馈风电机组分组[10,11]; (4) 利用电力系统动态等值方法中的功率相关性确定风电场内的风电机组分组, 应用相关等效方法模式对风电场进行等效[12]。
综上所述, 国内外专家学者对风电机组分组方法进行了很多研究并得出了实用的分组方法, 但是在上述分组方法中仍存在一些问题, 如没有考虑风速、风向随机波动和风电机组间尾流效应对风电机组分组的影响等。鉴于此, 本文在借鉴他人研究成果的基础上, 研究了考虑风速、风向随机波动和风电机组间尾流效应的风电机组分组方法。
1 风电机组分组依据
在对同步发电机等值时, 根据发电机是否具有相同的转子摇摆曲线、角速度和电网频率来判断同步发电机的同调性, 然后把具有同调性的同步发电机归为一组[13]。而对于采用恒速风电机组和变速风电机组的风电场来说, 就不能利用风电机组是否有相同的转子摇摆曲线、角速度和电网频率进行分组, 原因如下: (1) 恒速风电机组正常运行时发电机的转速与风速无关, 保持不变, 取决于所并电网的频率; (2) 变速风电机组正常运行时可根据风速调节风轮转速来增大输出功率。风速低于最优风速时, 风轮转速在次同步风速范围内, 通过其控制系统以优化功率系数特性及获得最大机械功率;风速略高于最优风速时, 风轮转速在超同步风速范围内, 通过其控制系统以优化功率系数特性及获得最大机械功率;强风时, 通过其控制系统限制风轮转速, 使机械功率保持在额定值, 以减小作用在叶片上的机械负荷和气动噪声。
由以上分析可以看出, 风轮转速相同的风电机组的输入风速不一定相同;而系统故障期间, 输入风速不同的风电机组具有不同的运行特性[1]。因此, 与大型同步发电机分组原则不同, 在风电机组分组时不能以发电机转子摇摆曲线、角速度和电网频率等因素是否相等进行划分, 应以风电机组的输入风速是否相同作为分组依据。
2 考虑尾流影响确定风电机组输入风速
风电场由大量分散布置的风电机组组成, 风电机组从风中获取能量的同时会在下风向形成一个尾流区, 尾流区沿着风向向下游发展, 如果有风电机组位于尾流区内, 下游风电机组的输入风速就低于上游风电机组的输入风速, 风电机组相距越近, 它们之间的影响越大, 这种现象称为尾流效应。在风电场内, 风电机组间尾流效应具有三维特点, 主要用于风电机组结构动力特性分析, 但是在电力系统分析中通常采用如图1所示简化的一维尾流模型[14]。
图1中, 风电机组安装在0处, x为沿着经过风轮后的风向离开风电机组的距离, v0 (t) 为初始风速, vw0 (t) 为尾流影响区域内的风速, rrot为风轮半径, α为圆锥顶点因数[14], r (x) 为风轮在x处圆锥面的投影半径, 也叫风轮在x处的尾流半径。
式中:tanα=k, 为尾流衰减常数[14], 它表示风经过风轮后沿风轮轴的方向向下传播时, 每传播1 m风轮投影面半径增加的长度[15];Z为风电机组水平轴中心高度;re为地表粗糙度。
根据风电场地形地貌特征, k的取值如附录A表A1所示[16]。
考虑0处风电机组的尾流影响后, 在x处风轮的输入风速vw (x) 为:
式中:CT为推力系数, 如某风电机组的推力系数如附录A图A1所示[14]。
由于风电场内任意风电机组的风轮都有可能在不同程度上被其上游风电机组风轮所遮挡, 因此在计算风电场内任意一台风轮的输入风速时, 必须要考虑风电场内其余风电机组对它的影响。根据单位时间内气流的动量守恒定律得出作用在任意一台风轮上的风速vi (t) [17]:
式中:vw0-ki (t) 为考虑风电机组间尾流效应时第k台风电机组作用在第i台风电机组上的速度;vi0 (t) 为没有考虑风轮重叠影响时第i台风电机组上的输入风速;βk=Ashad-ik/Arot-i为在第i台风电机组处, 第k台风轮的投影面积与第i台风轮扫风面积的比;n为风电机组的总台数。
3 风向变化对风电机组尾流效应的影响
风向变化时, 风电机组的偏航装置将根据轮毂高度处的风速计和风向标使风轮对准来风方向, 风电机组的尾流影响区域也随风向变化, 上、下游风电机组间的相互影响也将发生变化。下面以图2所示的2台风电机组WTi和WTk为例分析来风风向对风电机组间尾流效应的影响。
WTi和WTk的位置坐标分别为 (xi, yi) 和 (xk, yk) , 2台风电机组间距离dik为:
风向为γ1时, 上游风电机组WTi在下游风电机组WTk处的尾流半径rγ1 (x) 为:
当风向为γ2时, 由于风电机组偏航装置的作用, 正常运转的风电机组一直使风轮对准来风风向, 致使上游风电机组WTi沿风向γ2在下游风电机组WTk处的尾流半径rγ2 (x) 为:
比较式 (6) 和式 (7) 可看出, 风向由γ1变为γ2时, 上游风电机组在下游风电机组处尾流半径减小, 上、下游风轮重叠面积也将减小。因此, 风向变化时, 上、下游风电机组间相互影响将发生变化。
4 利用风电机组相关系数对风电机组分组
从上面的分析可以看出, 根据图3所示框图可以近似计算出不同风速和风向下风电场内每台风电机组的输入风速, 然后把给定风速和风向条件下输入风速相同或相近的风电机组归为一组。
由于风电场输入风速和风向是随机波动的, 对于大型风电场来说, 为了方便不同风速和风向下的风电场建模, 本文提出利用由风速、风向和风电机组WTj (j=1, 2, …, 16) 组成三维相关系数矩阵 (见附录A图A2) 对风电机组进行分组的方法。矩阵中相关系数C的计算如图4所示, 也就是把某一取值范围内的风速归为一组, 并计算出相关系数。
三维相关系数矩阵中轴的确定方法如下: (1) 根据气象部门处理风向数据的惯例, 把0°~360°的风向均匀分为间隔为22.5°的16个风向区作为矩阵的风向轴; (2) 根据风电机组的切入风速 (5 m/s) 和切出风速 (25m/s) 的变化范围, 取风速间隔为1 m/s把风速分为20部分段作为矩阵的风速轴; (3) 以风电机组WTj作为第3个轴。
取每个风速和风向间隔内的中间值作为风电场的输入风速和风向;根据图3可得风电场内每台风电机组的输入风速;然后根据图4计算得出不同风速和风向组合下风电机组的相关系数。通过查询三维矩阵可得到任意风速和风向不同组合时的风电机组相关系数, 然后把相关系数相同的风电机组归为一组。通过改变图4中的风速步长可改变计算风电机组相关系数的风速取值范围, 得到风电机组的不同分组, 满足建立风电场不同简化程度模型的需要。
从式 (6) 和式 (7) 可以看出, 对于风电机组类型和位置已确定的风电场, 输入风向确定后, 风电场内上游风电机组对下游风电机组的遮挡面积也是确定的, 它与风电机组的输入风速无关。因此, 对于风电机组类型和位置已确定的风电场, 在同一输入风向下, 改变输入风速的大小, 只会改变风电机组相关系数的大小, 而不会改变风电场内风电机组的分组情况。但是, 风向变化时风电机组的分组方式会发生变化。因此, 在工程应用中, 若已知风向变化时间序列, 则可通过识别不同的风向并调用相对应风电机组分组方式的风电场相应等值模型进行仿真分析。
5 算例仿真
下面以图5所示某地势平坦的风电场为例分析风电机组分组。
风电场由16台容量为1.5 MW的双馈变速风电机组组成, 叶轮直径为70 m, 轮毂高度为65 m, 风电场内每排风电机组中相邻2台风电机组间的距离和相邻2排风电机组间的距离均为400m。下面分2种情况进行分析计算。
1) 风电场输入风向不变、风速变化
对图5所示风电场, 来风风向γ=45°时, 改变风速v大小, 由图3可计算得出每台风电机组的输入风速, 如表1所示。取风速步长vstep=0.1, 由图4可计算得出风电机组的相关系数, 如表2所示。
可见: (1) 风电机组间的尾流效应减小了下风向尾流区内风电机组的风速, 使得风电场内风电机组输入风速存在差别; (2) 风电场输入风向相同、输入风速变化时, 尽管风电场内每台风电机组输入风速不同, 但若把输入风速相同的风电机组归为一组, 风电场内风电机组的分组相同。图5中16台风电机组可分为4组:WT1至WT6, WT9为1组;WT7, WT8, WT10至WT12为1组;WT13至WT15为1组;WT16为1组。
2) 风电场来风风速不变、来风风向变化
对图5所示风电场, 来风风速v=12m/s时, 改变来风风向γ, 由图3计算可得每台风电机组的输入风速如表3所示。取风速步长vstep=0.1, 由图4, 计算可得风电机组的相关系数, 如表4所示。
从表3可以看出, 根据风电机组的相关系数是否相同对风电机组分组时, 风电机组的分组随风电场来风风向变化而变化。γ=0°时, 16台风电机组分为4组;γ=60°时, 16台风电机组分为1组。
由以上分析可以看出:在根据风电机组的输入风速是否相同对风电场内风电机组分组时, 风电场的来风风向是决定风电机组分组的主导因素。
在此需要强调的是, 算例中风电场的地势平坦且风电机组排列布置规则, 但是在实际工程中, 有的风电场地形地貌比较复杂, 这时可按照附录A表A1来确定尾流系数;风电机组排列不规则时, 要根据实际情况改变风电机组间距离进行分析。
6 结语
本文提出了一种根据风速、风向变化对风电机组分组的方法。该方法采用尾流模型, 考虑风向变化对风电机组间尾流效应的影响计算风电场内风电机组的输入风速;考虑风速、风向随机波动的特点, 提出利用三维相关系数矩阵对大型风电场风电机组分组的方法。该方法可用于风速、风向波动时风电场的建模及风电场并网研究。但是, 本文没有对风电机组分组方法的工程应用进行较为深入研究, 这也是以后进一步研究的方向。
风电场并网技术规定探讨 篇4
“风电并网准则和国家电网规程修订”是中国风能发展项目。部分C01子项目的研究内容,主要目的是参考国外并网技术规定标准,在对上述并网技术规定进行修订的基础上提出一个新的并网技术规定,满足电力系统安全稳定运行的要求。该项目由中国电力科学研究院组织和指导。中国资深专家组成的顾问团和两个在风电技术研究和风电并网方面具有10多年经验的国际顾问对此项目目标的实现和预期成果的取得作出了很大的贡献。同时还得到丹麦专家在解释丹麦规程上的有力帮助。
修订的风电场并网技术规定是在实际的风电运行经验和科学的风电并网研究的基础上完成的,同时考虑了来自风电部门、风电机组制造企业、系统运行等人员的建议。
1 风电场并网技术规定概述
应该把风电场并网技术规定的要求看成风电场与给定电网的整体关系。每个风电场联网问题都需要进行详细和科学的系统分析,要把风电机组类型和电网特点都考虑在内。并网技术规定的目的是保持电网稳定,即在风电机组起停时和系统短路或非线性导致电网故障期间保持电压和频率稳定。
并网技术规定了并网点需要满足的要求,风电场的并网点定义为与公共电网直接连接的风电场升压变高压侧母线或节点,如图1所示。
1.1 制定风电场并网技术规定的必要性
(1)输入风能的变化有随机性;(2)一般大型风电场与薄弱的地方电力系统相连;(3)风电场运行向电网输送有功功率的同时还要吸收无功功率;(4)原有的地方电力系统的线路按常规设计建设,缺乏电压控制设备和措施等。
大规模风电接入对电网电压水平、短路电流水平、电能质量、稳定性、调度运行以及电网备用容量等造成很大影响。为了在大规模风电接入后确保电力系统运行的可靠性、安全性和稳定性,除了不断提高风电机组运行特性之外,还需要对风电场接入电力系统的技术要求作出相应的规定。目前欧洲和北美的一些电力协会或电网公司都制定了风电场并网的技术导则、标准等。但是,鉴于不同电力系统的特性相差较大,同时风力发电技术发展十分迅速,因此,很难在全世界范围内制定出一个统一的风电场接入电力系统的技术规定。并且,随着风电机组单机容量的增大和风电装机在电力系统中所占比例的增加,现有的风电场接入电力系统的一些技术性文件都还在不断修改和完善之中。
1.2 风电场并网技术规定的主要内容
风电场并网技术规定一般针对的是参与其中的所有利益相关者和输电系统。从技术角度,这意味着根据一定的标准并网技术规定需要满足电力系统发展和运行的要求。对发电机组来讲,它必须满足最低限度的技术要求,以确保它们不会对输电系统产生不利影响。这些标准大致可分为三类系统技术问题,以及第四类的“需要提供的信息”,具体内容如下:(1)系统安全性,例如,故障穿越;(2)地区系统的控制和运行问题,例如,电压控制;(3)整个电力系统的控制和运行问题,例如,频率控制;(4)提供信息和交换,例如,关于风电机组特点的固定数据,实时输出情况监测。
上述要求最根本的是系统的安全性,因为系统安全旨在为系统负荷提供连续可靠的电力。但风电场的发电量成为系统运行很重要的一部分时,不允许风电场损失发电量,此时对风电场低电压穿越要求和相关的电压和频率允许偏差要求都成为基本的要求。
将地区电网和整个系统的安全性问题分开是很有帮助的。故障穿越能力在保证地区电网安全性方面很重要,而且在地区故障不严重时故障穿越能力对整个系统的安全性也很重要。电压允许偏差主要是地区电网的问题,而频率允许偏差是整个电力系统的问题。
像电压控制这样的问题主要是对系统的某些特定地点或地区而言,一般通过地区内的发电机组或其他设备调整出力或动作实现。电压控制在很大程度上被认为是地区电网的问题,并且在需要的情况下一般指特定区域。频率控制是整个系统问题,可以通过系统内在当地受限的任何点的发电机调整来进行频率控制。所以,没有必要要求所有发电机都进行频率调节控制,只是为了确保有足够的发电机拥有适当的能力,并且可以进行频率控制。重要的是,有的发电机并不适合提供频率控制的能力,例如风能,由于存在一些限制可以不要求他们进行频率控制。
提供信息是至关重要的,任何一个接入电网的发电厂,如果不知道它的特性和对系统的影响是不能接受的。如果某些发电机由于其位置、大小或技术的原因只提供有限的数据也是允许的。当接入系统的风电较小时,最重要的是对地区电网的影响和产生的问题。随着风电功率的增加,其对整个系统的影响开始变得非常重要,需要解决的是整个系统的问题。
制定一个并网技术规定必须考虑一些其他的问题,其中一些问题可能是相互矛盾的。一般需要考虑的重要因素包括以下两点:
(1)公平对待所有发电厂的大多数标准或系统运行规范中的共同要求。因此,风电机组像其他发电机组一样必须具备一些必要的技术。这也意味着,风电机组必须满足基本的并网技术规定的要求,不论其安装地点和机组类型;(2)提出技术要求条款的目的是使发电机提供维持系统稳定运行的能力。规定中的技术要求是为了确保发电机具备一定的技术能力。效率和经济性也是重要的考虑因素,如果要求满足所不需要的能力,则不能满足效率和经济性。
2 技术标准编制的具体研究内容
2.1 风电场运行电压和频率允许偏差
在电网发生事故、运行困难的情况下,对待风电场的传统做法是将风电场切除。随着风电装机容量的逐渐增大,占电网总发电比例逐渐增加。切除风电场的做法是不可取的。目前发布的并网标准要求风电场在一定电压和频率范围内能够持续运行。甚至可能还有更严格的限制性要求,或者是要求持续运行一段指定时间,或者允许风电场出力可以降低。这些都是在风电装机容量逐渐增加时基于系统稳定性的考虑而提出的要求。
电压和频率的允许偏差范围是强制性要求。此范围的大小取决于风电机组和风电场采用的技术,电压和频率的允许偏差范围也需要根据实际的风电场并网研究来确定。值得注意的是,所要求的电压允许偏差范围最好是针对风电场并网点的电压。风电机组运行的电压范围可能要比并网点的电压范围大,这是由于经过风电场场内电气接线后并网点的电压会有所下降或上升。
风电场并网技术规定参考了国外有关风电机组、风电场运行的电压和频率范围,结合国内电力系统实际情况,提出了风电场运行的电压和频率范围。
对风电机组运行电压的要求是:当风电场并网点的电压质量指标满足国家相关标准规定时,风电场内的风电场机组应该能够正常运行。对风电场运行频率的具体要求有以下几点:
(1)当电网频率低于48Hz时,根据风电场内风电机组所允许运行的最低频率的情况而定,能运行则运行,不能运行则可以退出;(2)当电网频率在48-49.5Hz时,要求风电场内的风电机组在每次电网频率低于49.5Hz时至少能运行10min后才能从电网中退出;(3)当电网频率在49.5-50.5Hz时,要求风电场内风电机组能够连续并网运行;(4)当电网频率在50.5-51Hz时,要求风电场内的风电机组在每次电网频率高于50.5Hz时至少能运行2min后才能从电网中退出,并且当电网频率高于50.5Hz时,不允许停止状态的风电机组并网;(5)当电网频率高于51Hz时,风电场应根据电网调度部门的指令限制其有功功率出力运行。
2.2 风电场低压穿越
(1)风电场低电压穿越能力
低电压穿越能力(LVRT),是指风电场在电网发生故障时及故障后,保持不间断并网运行的能力。理想情况下,除不切机外,低电压穿越还包括风电机组向电网发送无功,在电压降落情况下帮助恢复电压的能力。
以前风电机组一般采用异步发电机技术,无法提供主动励磁,电网发生故障时机端电压难以建立,风电机组若继续挂网运行将会影响电网电压的恢复,一般都是采取切除风电机组的方法来处理。随着风电接入电网比例的增加,在故障时切除风电场不再是一个合适的策略。现在要求风电场能够穿越系统故障状态,并且能够在故障期间提供故障电流帮助系统恢复电压,在故障清除后能够正常地发出功率。由于低电压穿越对地区和整个电网的安全稳定都很必要,已经成为电网调度部门主要关心的问题之一。低电压穿越曲线包括瞬时电压跌落,最低电压水平持续时间以及电压恢复直线。
(2)风电场低电压穿越研究
同国际风电场运行经验一样,我国的风电场运行经验也表明,风电场低电压穿越能力对于电网及风电场本身的安全稳定运行都具有重要的意义。
2.3 结论
(1)电网故障引起节点电压跌落幅度与距离故障点的电气距离远近,节点同有的无功电压支撑能力和风电功率的高低有关;(2)如果风电机组没有低电压穿越功能,电网故障会引起风电机组大面积切机,可能会带来电网频率问题。当风电装机比例较高时,高风速期间,由于输电网故障引起的大量风电切除会导致系统潮流的大幅变化,甚至可能引起大面积的停电带来频率和电压的稳定问题。因此,必须要求风电机组具备低电压穿越能力;(3)结合中国电网和风电规划,风电场需具有的低电压穿越能力的关键点是:要求风电场最低穿越电压为0.2Pu,最低电压穿越的持续时间为0.625s;(4)对于穿越电压跌落的风电机组,理想情况是能向电网提供无功电流帮助恢复电压。
3 风电场通信与信号
连接到输电系统的大型发电厂向电网调度部门提供实时数据是非常正常的。这样做有利于电网调度部门进行系统监测和控制。装机容量大的风电场也应要求进行运行监测和数据传输。风电场应该提供至少一个自动通道来接收和处理来自电网调度部门的控制指令。
经过对我国实际电网调度和风电场运行情况进行分析,对于“风电场通信和信号”问题得出以下结论:(1)风电场与电网调度部门之间的通信方式、传输通道和信息传输由电网调度部门作出规定,包括提供遥测、遥信信号以及其他安全自动装置的种类,提供信号的方式和实时性要求等;(2)在正常运行情况下,风电场向电网调度部门提供的信号至少应当包括以下几点:(1)单个风电机组运行状态;(2)风电场实际运行机组数量和型号;(3)风电场并网点电压;(4)风电场高压侧出线的有功功率、无功功率和电流;(5)高压断路器和隔离开关的位置;(6)风电场的实时风速和风向;(3)在风电场发生故障时,要进行故障信息记录与传输。在风电场变电站安装故障记录装置,记录故障前10 s到故障后60 s的情况。该记录装置应该包括必要数量的通道,并配备至电网调度部门的数据传输通道。
4 风电场和风电机组模型
目前,在论证风电场接入电力系统可行性过程中,有关方面(电力系统规划、设计、研究及调度运行部门)普遍感到缺乏风电场的模型信息,缺乏相关分析与计算的基础。因此,需要对风电场和风电机组的相关模型信息(包括模型参数)的提交和传送提比明确要求。首先,要求风电场提供风电场机组、电气汇集系统以及风电机组、风电场控制系统的有关模型及参数,用于风电场接入电力系统的规划、设计和调度运行。其次,要求风电场跟踪风电场各个元件模型和参数的变化情况,向电网调度部门反馈最新情况,以利于电网和风电场的安全稳定运行。
5 风电并网技术规定的修订
WED项目C01子项目的内容的主要目的是参考国外并网技术规定标准,在以前的并网技术规定的基础上,修订新的风电场并网技术规定,满足电力系统安全稳定运行的要求。
在研究过程中参考了丹麦、德国、英国和加拿大等国家一些电力协会或电力公司编制的风电场接入电力系统的有关技术规定、标准及相关研究报告,以及我国目前颁布的风电场接入电力系统的技术指导标准,结合东北电网风电发展与电网运行的实际情况,制定出合理的并网技术规定,提出风电场的技术要求和技术指标,明确电网公司、风电开发商承担的责任和义务,以适应我国今后大规模风电建设和运行的实际需要.确保风电接入后电网的安全稳定运行。同时。对国产化风电机组的技术发展方向提供一定的支撑和引导,使国产化风电机组性能逐渐达到国际先进水平。
项目以东北地区风电场接入电网规划情况为背景,研究分析了对风电场有功功率控制、无功功率、电压控制、低电压穿越、电能质量、通信与信号等方面要求的必要性和技术指标,最后针对风电场并网问题提出了12个方面的技术要求。之后,通过与电网公司、风电场开发商、风电机组制造企业的沟通和交流以及与国外专家的讨论,根据他们的意见对风电井网技术规定中的内容进行了部分修改,形成了修订后的风电场接人技术规定的具体内容。
随着风电在电力系统所占比例不断增加,风电对电力系统的影响在增强,因此需要加强对风电机组及风电场的分析研究,在跟踪国外风电场并网技术标准的同时,根据我国具体情况对风电场并网技术规定适时进行修订和完善。
摘要：根据我国风电发展的实际情况,我国在2006年2月颁布实施了《GB/Z19963-2005风电场接入电力系统的技术规定》,对接入我国电力系统的风电场提出了技术要求。
关键词：风电场并网,技术规定,探讨
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[3]孙建锋,焦连伟,吴俊玲,周双喜,陈寿孙;风电场发电机动态等值问题的研究[J].电网技术,2004,7.
考虑风电并网的系统充裕度评估 篇5
风能具有随机性的特点,对此已有很多文献进行了风电出力可靠性的相关研究。文献[1]是通过序贯蒙特卡罗法对风速进行抽样模拟风速序列,再基于风速的Weibull分布建立了风机出力的可靠性模型;文献[2]先使用蒙特卡罗随机抽样产生日前24小时风电场景,然后用后续场景削减,使用场景法建立风电模型,不过此方法得到的风电模型只适用于固定的风电场,若风机更换型号、数目则需重新建模;文献[3]、[4]都应用拉丁超立方采样法(Latin hypercube sam-pling,LHS)生成风电功率场景,然后进行场景削减得到风机出力可靠性模型,得到的风力模型分别应用到了风电的微电网经济调度和含风电的微网能量优化调度中。以上方法都是以随机抽样的方法模拟风速模型,而实际上任何一个地方的风力情况在一天之内具有一定的规律,应用现有的随机抽样的方法不能模拟风速的时序状态,这些方法的主要缺点是不能完全认识和体现风速时序内在规律,所得结果对系统实际接纳风电的能力存在较大偏差。本文利用以小时为尺度的风电场实测数据,采用LHS分别抽取其中每个小时点的风速数据,所得的场景数据容量很大,应用同步回带削减(Simultaneous backward reduc-tion,SBR)技术选取其中最具代表性的场景作为可用风速场景。如果单独对期望风速场景的每小时风速进行Weibull函数拟合,就可以得到风机出力模型。这种方法的特点是根据每个时间点风速水平进行单独拟合,可以更好地呈现真实情况。同样地,本文应用场景法描述负荷以及常规机组的不确定性。
另外,现有的研究往往只是利用单一的指标对电力系统进行评估,缺乏综合的考评,所得结果难以全面反映电网接纳风电特性。故本文引入功率不足期望(expected power not supplied,EPNS),功率不足概率(loss of power probability,LOPP),调峰不足期望(expected peak-load regulation not supplied,EPRNS),调峰不足概率(loss of peak-load regula-tion probability,LOPRP)四个指标,量化风电接入系统后的影响程度,据此评估电网接纳风电后的各项特性。
1 风电场景的生成
1.1 风速的概率密度函数
实践表明,大部分地区的风速服从2 参数的Weibull分布[5],其概率密度为:
根据式(1)得到风速的概率分布函数:
式中,k为Weibull分布的形状参数;c为Weibull分布的尺度参数。
通过实测的历史风速数据和威布尔分布的均值、方差公式可以估算出k和c的值,公式如式(3)(4)所示[6]。
1.2 风速的拉丁超立方抽样
LHS属于分层采样,能够保证采样点覆盖所有的采样区域,同时还能避免抽取已经出现的样本。该方法由M.D.Mckay、R.J.Beckman和W.J.Conover在1979年提出,能有效地反映随机变量的整体分布情况[7]。在进行相同规模抽样时,LHS抽样点的分布具有均匀性,可以有效地提高采样效率并且很快速地达到收敛,目前已被用于可靠性分析中[8],该方法主要由以下两部分构成。
1.2.1 样本生成
该阶段是对每个时间点风速进行采样生成样本,采样规模设为1 000,对24小时风速数据进行采样,故随机变量的数目为24,分布是X1,X2,…,X24。取其中一个时间点的风速变量Xk,按如下方法进行采样:
设风速变量Xk的概率分布函数为Yk=Fk(Xk),纵轴被划分为1 000个区间,分别在每个子区间[n/1000,(n+1)/1000](n=0,1,…,999)里选择一个点ξn,即
式中,rand(0,1)为MATLAB库函数,表示[0,1]区间内任一均匀分布随机数。
再通过Yk=Fk(Xk)的反变换得到采样值Xkn:
用此方法得到Xk处1 000组风速采样值Xk1,Xk2,…,Xk1000,24个采样点可以形成一个1000×24阶的初始采样矩阵Xs。
1.2.2 相关性控制
利用LHS得到的数据进行计算,计算结果的精度受到采样值的影响的同时,也受到不同输入变量采样值之间相关性的影响[8],改变各采样值之间的排列顺序可以有效地减小它们的相关性。排序方法主要有Cholesky分解法[9],遗传算法[10]、和Gram-Schmidt序列正交化方法[11]等。考虑到Choleskey分解法较易实现且计算速度快,本文采用Choleskey分解法进行排序。
首先,应用Choleskey分解法形成一个1000×24阶的顺序矩阵L,顺序矩阵中每一列的元素值代表初始采样矩阵Xs对应列的元素应该排列的位置。ρL为顺序矩阵L各列之间相关系数矩阵,对ρL进行Chol-eskey分解,即
得到24×24阶的下三角矩阵D ,再通过式(8)得到一个1000×24阶的各列之间相关系数阵为单位阵的矩阵G ,
利用G中行元素的大小顺序对L中的列元素进行更新,随后将初始采样矩阵Xs的列元素按照重排后的顺序矩阵L进行替换,形成最终的1000×24阶采样矩阵Xsp。
1.3 同步回带削减技术
采用场景削减技术将由LHS得到的大容量样本进行削减,可以提高计算效率。本文采用SBR技术,可以在削减样本的同时最大限度保持样本的拟合精度,该方法的原理如下:
假设现有N个场景,S = {ξi,i=1,2…,N},每个由LHS生成的场景概率为1/N。定义两个场景向量差值的绝对值为场景距离,记作D(i,j)=|ξi-ξj|。设最终的场景数目为s,被删掉的场景集合为J,其初始阶段为空,则SBR技术的基本算法如下:
1)计算场景i,j之间的距离:
2)对于每一个场景k,找到与其距离最短的场景r,其距离记为D(k,r),即D(k,r)= minD(k,s),s∈S;找出其中最小的D(k,r)所对应的场景k1,将k1加入到J集合中,J[1]= {k1},S[1]=S- {k1}。
3)任意场景k的概率记为p(k),计算PDk(r)=p(k)D(k,r),由PDki= minPDk确定待删除的场景ki。
4)将待删除场景加入到J[i-1]集合中,即J[i]=J[i-1]∪{ki},S=S-{k1,k2,…,ki}。修正p(r)的概率,p(r)=p(r)+p(ki)。
5)重复步骤3)和4)的计算,削减至剩余s个场景,即当i = N -s时迭代中止,剩余的场景在S[N-s]中。
1.4 风机出力场景
风电机组输出功率与风速大小息息相关,本文采用线性拟合风机输出功率Po与风速v的关系[12],如下式所示:
式中,v为风速;Pr为风电机组的额定功率;vci,vco,vr分别为风机的切入、切出和额定风速;k1= Pr/(vr-vci);k2=-k1vci。
2 机组的可用场景
可以采用两状态启停模型模拟具有n台机组电力系统的启停情况,如下式所示:
式中,Xi为机组i的运行状态变量:当Xi=0时,机组i处于停运状态;当Xi=1时,机组i处于运行状态。Xi的取值由蒙特卡洛方法确定,通过MATLAB库函数rand(0,1)产生一个随机数μi,应用式(15)判断机组Xi的运行状态:
式中,fori表示机组i的强迫停运率。
通过以上方法,可以形成机组运行状态序列,通过组合所有机组状态形成机组可用场景。与传统机组类似,风机也可采用此两状态启停模型。考虑到同一风电场内风电机组的地理位置相近,运行条件相似,停运事件可能发生集群现象,因此不能把同一风电场内的风机停运视为独立事件单独抽样。
3 负荷场景的生成
由于负荷预测存在偏差,造成负荷场景的不确定性,负荷预测值与实际负荷之间的关系可用下式表示:
式中,LD表示实际负荷值;Lpre表示预测的负荷值;Δl表示负荷预测的偏差值。
研究表明,负荷预测的偏差 Δl服从均值为0的正态分布[13]。按照经验,实际负荷服从均值为Lpre,方差为2%Lpre的正态分布,使用Matlab库函数可直接仿真负荷的随机场景。
4 系统充裕度评估
4.1 调峰容量比
调峰容量比是指一个发电机组正常运行时,其出力变动范围的大小占额定出力大小的百分比,体现单个机组的调峰深度。机组可变动的容量数值与机组额定容量之比称为调峰容量比[14],将调峰容量比概念概化,系统综合调峰容量比RS可以在一定程度上反映系统的调峰裕度[15]。RS是系统内所有正常运行的机组最大总出力与最小总出力的差值与系统总额定出力的比值,其表达式为:
式中,Pmaxi和Pmini分别表示第i台发电机组最大技术出力和最小技术出力;PNi表示第i台发电机组的额定功率;S表示系统所有机组的集合。
电网的调峰能力取决于系统总可变动出力是否满足系统的负荷峰谷差要求,即的大小是否大于系统当日的峰谷差。
4.2 综合充裕度指标计算
因为风电的反调峰特性,本文将风电出力看作是负的负荷从负荷曲线上剔除,得到的曲线称为净负荷曲线。净负荷完全由常规机组承担,故可以按传统方法处理。将净负荷曲线的峰谷差记为Pmn,峰值记为Pm。对已生成的风电机组、传统机组以及负荷的各10组典型场景进行随机排列组合,在组合后的1 000组系统场景基础上进行电网的充裕度指标评估。每种组合的概率分别为:
其中,pcjq表示第q个组合场景发生的概率;pwi表示第e个风电场景概率;pGj表示第u个机组可用场景概率;pwi表示第v个负荷场景概率。
首先在可用常规机组中,针对每一个组合场景,按调峰容量比大的优先取用原则,取前M台机组使其总容量PM刚好满足该场景下净负荷曲线的峰值Pm,由式(14)计算出该机组组合下的有效调峰容量比,记为RM。若该场景下PM< Pm,则记为发生电力不足,记录该组合场景序号,加入到集合U1中,结束该场景的模拟。否则,判断不等式RMPm> Pmn是否成立,若不成立则判定该场景调峰不足,记录该组合场景序号,加入到集合U2中,反之调峰充裕[15]。
若1 000组场景算作一个周期,则需进行多个周期的模拟。记录每个周期模拟结果,其中第i周期的功率不足和调峰不足指标按下式计算:
式中,Pmq表示第q组场景净负荷曲线峰值;PMq表示第q组场景下运行的常规机组总容量;Pmnq表示第q组场景净负荷曲线最大峰谷差;RMq表示第q组场景系统最大有效调峰容量比。
重复进行多个周期的模拟直到结果收敛,判据如下:
式中,E为期望值;σ为标准差;N为模拟的周期数。
因为LOPP已收敛,可以认为已模拟足够多次周期,所得结果具有一般性。根据实际情况,调峰不足是在未发生功率不足的基础上才能存在的情况,所以LOPRP需要用条件概率表示。各个指标的计算公式如下:
5 算例分析
本文采用上海浦东沿海地区历史风速数据,在2011-2014四年内冬季10-12月内每30min采样一次,共采样了17 664组数据。采用IEEE-RTS[16]作为测试系统。该系统含有32台机组,总装机容量为3 405MW,年最大负荷为2 850MW,各机组类型按调峰容量比排序如表1所示。风电场由单机容量为1MW的风电机组组成,切入风速、额定风速、切出风速分别为3、14、25m/s,风电机组强迫停运率取0.05。考虑到一个地区的风速在日前每个小时的均值和方差都有差异,建模细化至以h为单位的时序曲线,采用Weibull分布的均值和方差公式估算相关参数。根据实测的每小时历史风速数据,得到24组尺度参数c和形状参数k ,其部分参数值如表2所示。
利用24 组尺度和形状参数,可以拟合出该地区24小时风速累计分布函数。求出这些函数的逆函数,就可以采用LHS生成任意组风速场景。本文应用此方法产生1 000组风速场景,再用SBR将这些风速场景削减至十组,其中两个风速场景如图1所示。在此基础上,根据风机的功率曲线和风机状态转移时间序列,即可得到十组风机出力场景。同时,应用两状态启停模型法生成十组各常规机组出力场景。
根据IEEE-RTS标准算例中全年每日24 小时负荷占年最大负荷比例数据[16]计算冬季17周内日前24小时负荷,以该时期每小时负荷平均值为负荷预测值Lf,根据蒙特卡罗随机模拟生成负荷十组可用场景。日负荷预测值曲线如图2所示。
为研究对电网充裕度指标的影响因素,本文对风电场容量、风机参数、年最大负荷这些因素进行逐一分析比较,以期得到其对功率不足和调峰不足指标的影响。
5.1 风电场容量的影响
不同风电场容量下,分别计算测试系统的EPNS,EPRNS,LOPP,LOPRP四种充裕度指标,其中EPNS和EPRNS的变化趋势如图3所示,LOPP和LOPRP的变化趋势如图4所示。
由图3、4 可知,风电接入电网后,EPNS和LOPP两个指标随着风电场容量的增加逐渐减小,可以认为风电场容量的增加使系统电力不足的风险减小。但随着风电场容量的不断增大,其对电力充裕度指标的影响将越来越小;而EPRNS和LO-PRP随着风电场容量的增加也逐渐增大,可见风电并网给系统调峰带来了更大的压力,且新增的风电场容量对调峰充裕度指标的影响越来越大,呈级数增长。
从图3 可以看出,当风电场容量小于211 MW时,调峰不足期望值小于功率不足期望值,系统的发电不足问题比较突出;当风电场容量大于211MW时,系统的调峰不足问题变得更为明显。当接入的风电容量为211 MW时,系统的功率不足期望与调峰不足期望一致,此时功率不足期望已趋于平稳,调峰不足期望也处于相对平稳阶段。由图4 可知,当风电场容量等于211 MW时,调峰不足概率虽然略高于功率不足概率,但此时LOPP小于0.125%,LOPRP小于0.4%,符合充裕度要求,由图中也可以看出,风电场容量等于211 MW处也是调峰不足概率增长速度加快的临界点。综上所述,调峰不足期望等于功率不足期望时的风电场容量可作为系统可接纳风电容量的判断依据,将EPRND=EPNS的点称为平衡点,平衡点时的风电容量称为平衡容量。
5.2 风机参数的影响
不同型号风机启动风速、额定风速及切出风速参数对电网系统充裕度评估结果有较大影响,现有三种型号的风机,参数如表3所示。
分别将三种风机投入系统中,随着风机容量的增加,充裕度指标变化如图5、6所示。
由图5 可知,在相同风电容量下,EPRNS1>EPRNS2>EPRNS3,EPNS1<EPNS2<EPNS3,这是由于风机额定风速参数变大之后,风机处于高效输出时段减少,由此风机总输出功率减少,功率不足期望升高,调峰不足期望减小。也可以看出,随着风机额定风速参数变大,平衡容量变大,平衡点处的期望变化不大。由于同样的原因,图6中的曲线趋势与图5基本相似,平衡点处LOPRP<0.4%,LOPP<0.13%,满足实际要求。
5.3 年最大负荷的影响
在电网系统的充裕度分析中,系统的年最大负荷是一个重要因素。让全年最大负荷在50 MW的等步长下从2 700 MW到3 000 MW,按照第三节的方法生成负荷场景,此时日负荷曲线形状基本不变。设风电场容量为200 MW,由图7可以看出LOPRP与EPNS两个指标随年最大负荷增加的变化情况。
由图7可知,随着年最大负荷的增加,LOPRP、LOPP两个指标曲线都呈上升趋势。这是因为年最大负荷增大的同时,负荷峰值和峰谷差都变大了,加大了系统供电和调峰压力,因此功率不足和调峰不足概率都将变大。
6 结论
风电并网对电力系统的影响 篇6
随着世界经济的高速发展,能源危机和环境污染正日益困扰着人类的生产和生活。为了解决能源短缺问题,人们开始将目光投向取之不尽的清洁能源——风能。风力发电自20世纪80年代开始,受到了欧美各国的重视,各国政府都积极寻求替代化石燃料的新能源。由于风电与其他新能源相比其技术更加成熟,且具有更高的成本效益和资源有效性,因此,风电发展不断超越着其预期的发展速度,一直保持着世界上增长最快的能源地位。
根据全球风能理事会(Global Wind Energy Council)的统计数据,2014年新增装机容量超过50 GW大关,与2013的35.7GW相比增长47%.图1为截至2014年,全球新增和累计装机容量。从图1中可以看出,全球的累计装机容量一直保持较快的增长。
随着中国经济的蓬勃发展,风电产业得到了快速的发展。在《可再生能源法》、风电设备70%国产化率的要求、风电特许权示范项目等的支持下,我国风电产业在短短的几年之内实现了跨越式发展,已经跻身全球风电发展的前列。根据中国风能协会(China Wind Energy Association)的统计数据,我国风电装机容量截至2014年已经达到114.6 GW,占全球风电市场的31%,位列世界第一。图2为我国风电历年新增和累计装机容量。
2风电并网对电能质量的影响
2.1电压变动和闪变问题
由于风速具有随机性和间歇性,且考虑到风力发电机组本身的固有特性,因此,风电场的输出功率会随着这些特性的影响而改化,进而引发电压波动和闪变现象。电压波动和闪变是指电压幅值在一定范围内有规则地变动时,电压的最大值与最小值相对额定电压的百分比,或电压幅值不超过0.9~1.1 p.u.的一系列变化。这种电压变化称为闪变,以表达电压波动对照明灯的视觉影响。数学表达式如下:
风力发电机组在变动的风速的作用下,其功率输出具有变动的特性,可能引发所接入系统的某些节点的电压变动。风力发电机组并网运行引起的电压变动源于波动的功率输出,而输出功率的变动主要是因风速的快速变动以及塔影效应、风剪切、偏航误差等引起的。
为了有效控制风电场接入闪烁干扰值的公共连接点的波动和闪变问题,在风力发电厂接入公共连接点处的闪变干扰值必须满足电能质量,满足GB 12326—2000中的要求。此外,风电厂必须根据短期和长期计划进行适当的安排,必须按照风力发电厂装机的总容量与供电公共连接点干扰源的总容量之间的比值进行相应安排。
2.2电压偏差问题
电压偏差是指电力系统各处的电压允许偏离其额定值的百分比,即:
电力系统中的负荷以及发电机组的出力随时会发生变化,网络结构会随着运行方式的改变而改变。这些因素都将引起电力系统功率的不平衡。系统无功功率不平衡是电压偏差的根本原因。
恒速风电机组在投入运行时,风电场输出的有功功率与无功功率存在函数关系。当其输出有功功率P增加时,风电场吸收无功功率Q也会增加。因此,必然引起电压的波动,造成电压偏差。由于变速风电机组构成的风电场能够实现有功和无功的解偶控制,所以,风电场与电网之间不会发生无功功率的交换。但当变速机组出力较高时,传输有功功率在线路上消耗的无功功率也可能会造成电压下降,进而引起电压偏差。
针对电压偏差的问题,可以通过调整中枢点的电压、调节发电机端的电压以及变压器调压等方式来解决,这些措施的主要作用是对系统进行无功补偿。
2.3谐波问题
无论何种类型的风力发电机组,风电机本身产生的谐波是可以忽略的,谐波电流的真正来源是风力发电机组中的电力电子元件。由于定速风电机组在连续运行过程中没有电力电子元件的参与,因此,基本不产生谐波。当机组进行投切操作时,软并网装置处于工作状态,会产生谐波电流,但由于投切的过程较短,此谐波注入可以忽略。变速风电机组则采用大容量的电力电子元件,并网后变流器始终处于工作状态,因此,应当考虑变速风电机组的谐波注入问题。谐波不是固定的,是随着用电环境而变化的,加之配电网具有的复杂性,很有可能将谐波电流放大产生谐振,这将对电力系统造成极大的危害。
谐波问题不仅会对电场造成极大的影响,还会对电力系统造成严重的损害。因此,应做好对新能源发电中谐波电流的控制。当发电厂利用电力电子转换器发电机组时,要做好对电场注入系统的谐波电流相应的抑制措施,谐波注入电流需要满足GB/T 14549中的要求。在使用新能源发电的过程中,应尽量避免采用单一的发电机,这样会使局部谐波电压过高,进而对发电系统造成一定的威胁;尽量采用不同种类型的发电机混合配置,以有效控制谐波电流,促进新能源发电的安全、有效运行。
3风电并网对电网稳定性的影响
目前,世界上主流的发电机组的额定容量一般为1.5~3 MW,单台风力发电机组的最大额定容量可达7 MW,风电场具有更大的装机容量。随着风电装机容量在各个国家电网中所占的比例越来越大,对电网的影响范围从局部逐渐扩大。
3.1电压稳定性问题
电压稳定性是指电力系统在正常运行中受到扰动后,维持系统中所有母线电压在可接受水平的能力。当系统遭遇扰动,负荷的用量增加或改变系统条件时,引起电压连续的并趋向于失控的衰减,系统由此进入电压不稳定的状态。引起不稳定的根本原因是电力系统的无功功率无法满足需求。这可能是因负荷的变动而引起的,也可能是因联络线上的功率过大,超过了自然功率,进而导致线路中无功损耗急剧增大。
目前,国内风电场通常采用无功补偿的方式,即在风力发电机组出口安装并联电容器组来保证系统电压的稳定。由于并联电容器补偿通过电容器组的投切实现,调节特性呈阶梯性,补偿效果受限于电容器组数及每组电容,响应速度慢,无法对无功进行平滑调节。因此,电力系统中常用无功补偿器(SVC)、静态同步补偿器(STACOM)等动态无功补偿设备控制电网暂态电压。
3.2频率稳定性的问题
电力系统频率的稳定性是指系统因发生了较大扰动,比如发电机停机、甩负荷等,而出现了有功功率不平衡的现象时,在自动调节装置的作用下,全系统频率或解列后的子系统频率能保持在允许范围内或不降低至危险值以下的能力。要想整个电力系统在一个同步的频率下运行,则产生的电能和消耗的电能必须是平衡的。频率反映了整个系统中能量的产生和消耗是否平衡。如果电力系统中发出的电能过剩,同步发电机将加速,系统频率提升;反之,发电机将减速,系统频率下降。
不同类型的风力发电机组的结构不同,接入电网后对电网频率稳定性产生的影响也不尽相同。恒速风力发电机组采用感应发电机将风轮机转子上产生的机械能转化为电能,此类型的发电机组的频率控制和电压调节比较困难。然而,由于转速与系统频率之间通过变速箱具有了耦合关系,当系统频率下降时,能向电网提供惯性响应,响应的大小由储存在转子上的能量和频率的变化率来决定。在变速风力发电机组中,直驱式同步发电机风电机组可将风能转化为电能,并通过电力电子装置并入电网。基于双馈感应发电机(DFIG)风电机组,其定子侧可直接接入电网,转子侧可通过电力电子装置接入电网。大量电力电子装置的使用使变速风电机组的机械功率和电磁功率解耦,当电网频率发生变化时,无法向系统提供任何惯性响应。
4结束语
本文主要对风电大规模并网后所引起的电能质量问题和系统稳定性问题进行了分析和探究。风能作为一种清洁的新能源,对我们社会的发展与环境保护具有重大的意义。然而,在利用风能发电的过程中,仍存在一些问题亟待解决。只有更好地解决输电配电问题,才能为用户提供更高质量的电能。只有这样,风电行业才能在今后的电力产业中走得更远。
摘要：随着电力系统中风力发电的快速发展,越来越多的风电场开始接入电压等级更高的电网。风电的大规模接入对电网的运行造成了诸多影响,比如影响电网的安全性、调峰调频、电能质量等。这些问题不仅影响到了大电网的安全运行,还制约着电网接纳风电。探究了风电并入电网后造成的影响,在电能质量和电网稳定性两方面进行了分析,并对提出了解决方案。
风电并网容量 篇7
随着社会的快速发展, 人们的生活水平在不断地得到提高, 人们对能源的耗用量也在不断地增加, 能源与发展的问题变得越来越突出。风力发电作为一种绿色可再生能源, 在很大程度上解决了发电方面的能源耗用问题。随着风力发电技术也在不断地改进、提升, 并逐渐走向成熟, 使得风电在电网中的应用比例不断扩大, 但在风电不断扩大的同时, 由于风力发电自身的特殊性, 也给整个电力供应系统带来了一些新的问题。
1 风电并网的特点
1.1 稳定性差
相比于一般的发电方式, 风力发电具有其自身独有的特性, 其中表现最为明显的就是间歇性与波动性, 这在很大程度上决定了风力发电的稳定性。在风力发电的过程中, 风的速度与方向决定了其产生电的质量, 其中风速是随时都在发生变化的不可测资源, 这就给风力发电带来了很大的不确定因素, 使得整个供电系统的稳定性较差。
1.2 能量密度小
与其他类型的发电装置不同, 风力发电装置要产生相同容量的电, 发电设备的尺寸要比其他发电装置的设备大出许多。相同尺寸的情况下, 风力发电设备所产生的发电容量则显得相对较小, 由此可以看出, 风力发电所产生的能量密度较小。
1.3 发电效率不高
风力发电的主要装置是风轮, 在发电的过程中, 风轮所产生的效率从理论上来说是59.3%, 但在实际的发电过程中, 其产生的效率远远达不到59.3%, 这就使得整个风力发电的效率较低。
1.4 能量储备困难
在进行风力发电的时候, 如果是单独地运行发电机, 进行连续的供电, 就需要发电机要储备一定的能量, 这就需要用于风力发电的发电机必需要具备能量储备的装置, 这样才能在风力较小的时候及时供能, 以防由于风力不足而造成的供电中断等现象的发生。此外, 针对风力发电所具有的间歇性的问题, 在风电并网容量较大时, 还需要发电装置将其储备的电力供应出来, 进而保证整个电网系统功率稳定, 使整个系统安全稳定地运行。可是由于技术方面还存在一定的不足, 在能量存储发面还存在困难。
1.5 成本较高
由于风力发电的间歇性与不稳定性, 使得风电并网时会在一定程度上增加系统的负荷, 这就需要增加相应的设施来对其进行调节, 这在很大程度上增加了发电的成本。
2 风电并网对电力稳定性的影响
由于风力发电自身特殊性的存在, 使得风电并网后整个电力系统的特性也会产生相应的变化, 其中较为明显的就是风电并网对电力系统稳定性的影响。根据系统的了解, 可以从以下几个方面来分析风电并网对电力系统稳定性的影响:
2.1 对电压稳定性的影响
目前, 大多数用于风力发电的发电机都是异步发电机, 这种发电机在发出有用功率的时候要从整个电网系统吸收一定的无功功率。在风电并网的情况下, 这部分无功的功率将会在一定程度上降低电压的稳定性, 在风力发电的电容量较大的时候, 这部分无功的功率会产生一定程度上的增大, 此时, 电网系统对其的控制力就相对下降, 进而使得电压的稳定性降低。
2.2 对频率稳定性的影响
为了使电网运行的安全性得到一定的保障, 一般会让电网保留百分之二到三的机组运转备用容量, 进而应对并网所造成的频率不稳定现象。而风力发电具有不稳定及波动性等特点, 产生的电力会因风力的大小而不断变化, 为了保证电网的供电能够正常进行, 就需要按照风电并网的容量来对机组运转备用的容量进行确定, 通常情况下, 并网机组的运转备用容量与电网风电并入的容量成正相关关系。另外, 就大型的电网而言, 由于其自身具有一定的备用容量, 并拥有一定的自动调节功能, 因此, 一般很少考虑频率稳定性的问题;而对于小型的电网, 由于其自身能力的欠缺, 则应对风电并网对其电网频率的稳定性的影响进行充分的考虑。
2.3 对谐波稳定性的影响
风电并网也会对电网系统中的谐波产生一定的影响, 影响谐波的稳定性。电网系统中的谐波来源主要可分为两方面:一是发电机本身的电子设备引起的, 不同的发电机产生的谐波都不一样, 风电并网对其影响较大的是变速风力发电机, 只要发电机的设备切换频率处于谐波产生的范围, 则会产生谐波问题, 有的问题还较为严重;另外一种谐波的来源是发电机并联补偿电容器和系统线路电抗而发生的谐振及由此引起的谐波, 在并网系统发电机连接的太熟较多, 并且都是变速恒频的时候, 就极易使电网局部电压过高, 进而产生较高的电压, 这在一定程度上严重影响了电压的稳定性。
3 继电保护配置
3.1 风电场中的继电保护配置
在风电发电场中, 风力发电所采用的机组主要配置的继电保护装置有:高低频保护装置、超负荷保护装置、欠压与过压保护装置以及电网故障保护装置等。这些保护装置开始运行后, 便会发出相应的信号, 对系统所产生的故障进行分析, 再据故障的性质对其进行切除, 在遇到保护装置不能处理的故障时, 便使整个机组停止运行。对于箱式变压器而言, 可在其高压侧配备插入式全范围保护熔断器, 在低压侧配备过电流断路器, 这样就使得高压侧的装置可以保护变压器的过载及短路, 而低压侧的装置保护风机出口到箱变低压侧的过载与短路。
3.2 并网线路中的继电保护配置
风电并网330KV的线路, 并不一定要满足N-1, 因此风电并网线路为但线路。线路两侧还配有对整个线路速冻进行保护的装置, 这主要是高频保护、零序保护、距离保护、光纤纵差以及重合闸投单相。330KV的系统配置独立于双套保护, 因此, 单线与单升压变以及电网单侧距离的保护就可以深入到升压变的内部, 并在此基础上配置失灵远跳及相应的就地判别装置。并网线路中的继电保护装置都是按标准进行配置的, 并且全部都是双套完全独立的配置, 整个系统的性能较为完善。
4 风电并网对继电保护装置的影响
风电并网的实施, 会产生一定的逆向潮流, 这会在一定程度上影响电力保护系统的运行。在电力系统出现故障的时候, 就会使风电发电机产生的电流变得较为有限, 如果产生的电流达不到继电保护装置的启动电流要求, 继电保护装置就不能启动, 也不能正常发挥其保护作用。而当电网系统的风电接入达到一定的规模的时候, 就会改变并重新分配整个电网电路中的电流分布, 这里的电流主要指的是短路电流, 这种电流的改变会在很大程度上影响继电保护设备的灵敏度, 也会影响保护设备的保护范围, 使得保护设备发失灵的情况。另外, 风电并网的系统中, 还存在有速度保护的死区, 当风电并网所处的点位于这个区域内的时候, 整个线路的故障便难以排除, 在不改变已有系统的原则下, 就只能使用后备过流保护措施来进行故障的排除, 这就使得继电保护设备的自动性得不到有效地发挥, 继而加大了线路故障对整个电力系统的影响。
5 结束语
随着人们生产生活的需要以及科学技术的不断进步, 风电并网的应用得到了很大发展, 这是值得肯定的。但是风电并网的实施过程中, 也存在不少的问题, 风电并网在节约能源等方面取得了一定的效果, 但也给电网系统带来了一定的问题, 给电网的几点保护带来了一定的影响。这就给电网的运行、保护等方面提出了新的要求。在电网运行过程中, 应加强科技技术的运用, 积极探索、寻找新型的电力电子器件, 最大程度地降低风电并网对继电保护及真个电网系统带来的影响。
摘要：与一般发电不同, 风力发电具有较为明显的特性, 包括:间歇性、波动性等, 这些特性的存在, 致使风电并网时会对整个电力系统的系统稳定、安全及继电保护造成一定的影响。本文针对风电并网的一些特性进行分析, 重点讨论风电并网对系统的一些特性, 以及风电并网对继电保护所产生的一些影响。
关键词：风电并网,继电保护,电力系统
参考文献
[1]张乐丰, 王增平.风电并网对电力系统的影响[J].江苏电机工程, 2011, 02:81-84.
[2]焦在强.大规模风电接入的继电保护问题综述[J].电网技术, 2012, 07:195-201.
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