接入电网方案

接入电网方案（共7篇）

接入电网方案 篇1

摘要：随着冲击性负荷的日益增多,迫切需要对大量冲击性负荷接入电网时所引发的电能质量问题进行有效的分析。结合重庆电网,提出了分析大量冲击性负荷接入系统时的电能质量评估方法并给出了综合的治理方案。首先基于电流的实测数据建立了冲击负荷的新型拟合模型,并结合ward等值理论和戴维南定理多电势转化方法搭建了重庆地区的等值电网,将冲击负荷模型接入等值电网中,以此为平台研究了多个冲击性负荷接入对重庆电网电能质量的综合影响。针对电能质量超标的情况,分析了提高冲击负荷接入的电压等级、加装滤波器或SVC等治理措施,并结合重庆电网冲击负荷实测电能质量数据提出了治理方案。在PSCAD中搭建了仿真模型,验证了分析结果的有效性和准确度,为冲击负荷接入重庆电网的综合治理提供了理论参考。

关键词：冲击负荷,区域等值电网,谐波畸变,电压波动,治理措施

0 引言

以电弧炉、轧钢机为代表的冲击性负荷，会产生较大的谐波电流和无功波动，严重时会引起周边电网的电能质量超标[1]。当众多冲击负荷在区域电网集中时，它们之间相互作用对电网的影响无法用简单的线性叠加来描述，冲击影响的范围更是难以直观估计。有效分析多个冲击负荷接入时对区域电网的影响程度是保证电力系统安全运行不可或缺的内容[2,3]。谐波畸变和电压波动是冲击负荷所造成的主要电能质量问题，本文主要从这两方面研究冲击负荷接入对区域电网电能质量的影响。

冲击负荷建模是研究的基础，以往主要采用时域仿真法[4]，这类模型能大体反映负荷的特性，但难以全面展现冲击负荷给电网带来的电能质量问题;另外，冲击负荷的种类繁多，此种模型无法穷尽各种情况。为解决以上问题，文献[5]基于实测数据，使用ATP/EMTP软件将冲击负荷模型用可控电流源表示;文献[6]采用现场录波数据作为冲击负荷的模型，文献[7]将冲击负荷等效为受现场实测数据控制的电流源。基于以上研究，本文提出了一种基于实测数据拟合的建模方法，可直观反映冲击负荷的电能质量问题，且可方便地修改负荷的大小和功率波动以模拟不同的负荷情况。

冲击负荷模型建立之后，需将其接入系统中研究对区域电网电能质量的影响。以往常采用基于无穷大电源串联由短路容量换算出的短路阻抗[8,9]建立的等值电网模型，这种方式可用于研究具有同一个公共连接点(Point of Common Coupling,PCC)的冲击负荷。当需要研究分布式的冲击负荷接入某一区域电网的影响时，此方法无法满足研究需求，因接于区域电网其他PCC的冲击负荷的影响并未被考虑在内。若接入以往的等值电路中，各个冲击负荷所在公共耦合点的电能质量可均在国标范围内而允许直接接入，但实际上大量冲击负荷的同时接入会导致区域电网中诸多节点的电能质量超过国标要求。

针对以上问题，本文进一步提出了多个冲击负荷接入某区域电网的研究方法。以富含钢铁类、水泥类、铝业类、铁合金类冲击性负荷的重庆电网为例，首先在PSCAD中建立了一种基于实测数据拟合的冲击负荷模型，并搭建了重庆区域的等值电网。以此为平台仿真分析了多个冲击负荷接入不同PCC时对电网的综合影响，并针对电能质量超标的情况，提出了针对冲击性负荷的综合治理方案。

1 基于实测数据拟合的冲击负荷模型

1.1 实测数据

利用Dranetz-BMI PowerVisa电能质量分析仪在重庆市某铝材厂测试稳态数据并录波，此铝材厂含有两条轧机线，测试时只有一条轧机线工作。在铝材厂35 k V进线侧测量有功、无功冲击，如图1所示;在10 kV轧机进线侧对电流录波，并通过Dran-view软件对A相电流进行DFT分析，如图2所示。由实测数据可知：冲击性负荷的有功冲击∆Pmax=2 MW，无功冲击∆Qmax=3 Mvar，且三相电流不断变化，主要含有5、7、11、13次谐波。

1.2 模型的建立

提出基于实测数据拟合的新型建模方法，首先在Matlab中处理实测数据得到电流的拟合函数，进而在PSCAD中建立向节点注入受控拟合电流的自定义模型，具体步骤如下。

实测数据测试时每次录波时间为200 ms，采样10个周期，每周期采样256个点，选取某一典型周期的电流波形进行分段多项式拟合，得到电流波形的拟合函数。在PSCAD中建立自定义模型，编写拟合函数并设定节点电气属性为电流源注入。在程序中给注入电流加入正弦波动和高斯噪声以模拟轧机电流的不断变化。以铝轧机为例建立模型，并将所建立的两个铝轧机模型加入配电网中，如图3所示，轧机配电系统的主要参数如下：

金龙110 kV母线短路容量：2 113 MVA;

铁佛35 kV母线短路容量：511 MVA;

金铁线：长度：4.165 km型号：2×LGJ-300/2;

铁奥线：长度：1 274 m型号：LGJ-185/25;

厂变：10 MVA,35 kV/10k V,8%。

在配电网中，PCC点的电压波动由有功冲击和无功冲击共同引起，只有保证∆Pmax、∆Qmax的仿真值和实测值相同，才能反映最大的电压波动。仿真设定工况为两条轧机线同时工作并按最大负荷情况考虑，此时∆Pmax、∆Qmax均较单条轧机线时增加一倍，得到35 kV进线侧有功、无功冲击情况如图4所示，10 kV轧机进线侧的三相电流波形及A相电流的FFT分析结果如图5所示。由仿真结果可知：有功冲击伴随着无功冲击，有功冲击∆Pmax=4 MW，无功冲击∆Qmax=6 Mvar。模型电流与实测电流波形一致，FFT分析结果基本相同，可见模型较为准确地反映了实测电流的性质。重庆地区的其他冲击负荷，如精炼炉、中频炉、矿热炉、轧机、水泥窑等都可采用这种方法建立模型。不同的是电弧炉采用受控电压源模型，并在电弧电阻中加入正弦波动和高斯噪声以实现电压的波动和闪变[10]。

2 冲击负荷接入系统的等值电网

2.1 等值电网的建立

以往用于研究冲击负荷接入系统影响的等值电路只是在PCC处加无穷大电源和根据短路容量计算出短路阻抗，但该等值电路只能用于研究具有相同PCC的多个冲击负荷。当需要研究具有不同PCC的大量冲击性负荷接入区域电网的综合影响时，必须建立冲击负荷所在地区的等值电网。

本文采用了Ward等值和基于戴维南定理多电势等效转化相结合的网络等值方法[11]。Ward等值将电网节点分成内部系统、边界节点、外部系统三个子集合，内部系统不变，消去外部节点。消去部分的网络化简集中于边界点导纳矩阵，注入电流转移到边界点上。在Ward等值结果中，边界节点相互之间存在着联络阻抗，而在电力系统电磁暂态仿真中，要求网络等值简化后其边界节点为等值电势串联等值阻抗的形式。因此，等值电路还需进一步通过戴维南定理多电势等效转化方法将每个PCC节点的等值电路进行简化，才能在PSCAD中搭建等值电网并进行电磁暂态仿真，等效转化处理如图6所示。

利用戴维南定理，可以得到边界1等效转化后的等值阻抗Z1EQ和等值电势E1EQ的计算公式(1)。其中Z11为边界1的等值对地阻抗，Z12、Z13分别为边界1与边界2、边界3之间的等值互联阻抗，为边界1的等值电势，为各边界的潮流计算电压相量。同理，其他边界节点也可以按照公式(1)，实现图6所示的等效转化。

根据重庆电网大方式下的PSASP基础数据库，以凤凰金龙变电站附近区域为研究网络，以板桥220kV、江东220 kV为边界母线，先进行Ward等值，再按戴维南定理多电势等效转化进一步等值，结果如表1所示(标幺值)。Z1EQ、Z0EQ为简化后边界m的等值阻抗，E1EQ为简化后边界m的等值电势，利用等效后得出的相关参数可进行电磁暂态仿真。

2.2 等值电网的验证

按照以上等值电网计算结果，在PSCAD中搭建冲击负荷所在地区的区域电网。为考察冲击负荷在重庆电网大运行方式下接入时的电能质量，PSCAD中等值电网的各母线电压和短路容量需和PSASP中的重庆电网大方式保持一致。选取等值电网的部分母线电压与PSASP中潮流计算值对比，如表2所示。在PSASP和PSCAD中进行相同母线的短路试验，测得的母线短路容量结果如表3所示。由数据对比可验证，等值电网中各母线电压和短路容量与PSASP中潮流计算值和短路实验值基本一致，因此等值电网可满足研究要求。

3 冲击负荷接入等值电网的电能质量分析

基于实测数据拟合的电流源模型反映了冲击负荷的外特性，与电网运行方式有一定关系，因此等值电网模型应符合数据测量时的运行方式。本文冲击负荷建模时所采用的实测数据是在重庆电网大方式下测得的，电网等值时采用的是PSASP中重庆电网大方式下的基础数据库，因此本文以冲击负荷在重庆电网大方式下接入为例，研究冲击负荷接入等值电网时的电能质量。

3.1 单个冲击负荷接入等值电网

将冲击负荷模型接入等值电网，分析系统各公共耦合点的谐波电流、谐波电压与电压波动情况并与换算后的国标允许值比较，进行电能质量的评估。以某铝材厂为例分析，若不加装任何治理设备，铝材厂的模型及其配电网加入等值电网之后如图7所示。

3.2 接入系统电能质量分析

3.2.1 公共连接点谐波电流评估

依据《电能质量公用电网谐波》GB/T 14549-93规定，允许铝材厂注入PCC—铁佛变电站35 kV母线的谐波电流应按最小短路容量及负荷分量换算。PCC最小短路容量为511.2 MVA;国标基准短路容量为250 MVA;用户的用电协议容量，取铝材厂两台主变容量2×10=20 MVA;公共连接点的供电设备容量，取变电站主变容量50 MVA。对5、7、11、13次谐波电流允许值进行换算，对仿真电流进行FFT分析，结果如表4所示。对比可得，5次谐波电流超过注入PCC允许值，超出含量为175%。从谐波电流角度考虑，铝材厂不能直接接入系统。

3.2.2 公共连接点谐波电压评估

依据《电能质量公用电网谐波》GB/T 14549-93规定，35 kV电压等级下，PCC的谐波电压限值如表5所示。对PCC电压进行FFT分析，其主要谐波含量如表6所示，对比可得，铝材厂引起PCC的各次谐波电压含有率和电压总谐波畸变率(Total Harmonic Distortion,THD)均未超过国标规定的限值，从谐波电压的角度考虑，铝材厂允许直接接入。

3.2.3 公共连接点电压波动评估

《电能质量电压允许波动和闪变》GB/T 12326—2000规定，对于随机性不规则的电压波动，35 kV电压等级下的波动范围为2%,35～220 kV电压等级下的波动范围为1.5%。仿真可得公共连接点电压波动为1.14%，低于国标规定的35 kV电压等级下的波动范围，因此从电压波动的角度考虑，铝材厂允许直接接入。

3.3 多个分布式冲击性负荷接入等值电网

此区域电网还有两个轧钢厂和一个炼钢厂，轧钢厂1接入电压等级为110 k V，主要冲击负荷为两条轧机线的所带负荷;轧钢厂2接入电压等级为110 k V，主要冲击负荷也为两条轧机线的所带负荷;炼钢厂接入电压等级为110 kV，主要冲击负荷为两台电弧炉。将它们和铝材厂一起接入等值电网中，分析对区域电网电能质量的影响，接入位置如图8所示。国标规定110 kV等级下电网谐波电压限值如表7所示。

对于随机性不规则的电压波动，110 kV等级下电压波动范围允许值为1.5%。

多个分布式冲击性负荷接入电网时，铁佛35 kV母线电能质量如表8所示，其他母线的电能质量如表9所示，多条母线的电能质量超过国标。铁佛35 kV母线的电压畸变率THDu较单独接入时由2.57%升高到了3.02%，且5次谐波电压含量由2.23%升高到2.71%，均超过国标允许值;母线电压波动由1.14%升高到1.71%，波动范围大幅提高，接近于国标限值。可见当接入等值电网中其他PCC的冲击负荷增多时，即使接入原PCC的冲击负荷功率不变，原PCC母线上的电能质量也会有所下降，原来在国标范围内的部分电能质量指标会超过限值。

由此可见，如果只是在PCC处加一等值电源分析PCC母线的电能质量，该母线电能质量可能在国标范围内，从而容易得出允许冲击负荷直接接入电网的结论。但当依此结论直接接入区域电网各PCC的冲击负荷越来越多时，多个冲击负荷引起的综合效应会使得原PCC母线的电能质量下降，进而有可能超过国标限值，这种情况是只在PCC加一等值电源所不能分析得出的。因此需采用将多个冲击负荷接入等值电网的方法考察PCC母线的电能质量，更能反应实际情况。

4 电能质量的治理

当冲击性负荷引发电能质量超标时，应当按照规定予以治理，将谐波畸变和电压波动限制在国标要求之内，以减少对电网的污染和危害。结合冲击性负荷的特点，分析了以下主要治理方案。

4.1 提高接入电压等级

短路容量大，基波和谐波短路阻抗小，注入电网相同的谐波电流时，此谐波电流在较小的谐波阻抗上，产生的谐波电压较小;同样的无功变化量引起的电压波动也相应的变小。一般较高电压等级母线的短路容量比低电压等级大，具有承担较大谐波和无功变化的能力，因此当某一地区含有较多冲击负荷时，对于新投入的冲击性负荷，可以适当提高其接入电网的电压等级[12]。

4.1.1 单独提高铝材厂接入电压等级

将铝材厂接入电压等级从35 kV提高到110 kV，接入点电能质量如表10、表11所示。PCC母线电压波动范围降为0.1%。可见，提高电压等级后谐波电流、谐波电压含量、电压波动范围均在国标限值内，可直接接入系统。较高电压等级母线具有承担较大谐波和无功变化的能力，可以提高冲击负荷的供电电压等级使接入点电能质量满足国标要求。

4.1.2 同时提高多个负荷的接入电压等级

将此区域电网内的多个负荷同时提高电压等级接入：铝材厂110 kV接入，轧钢厂220 kV接入，炼钢厂220 kV接入。冲击负荷接入更高电压等级时电网电能质量如表12所示。

与表9对比可得：将电网内所有冲击负荷都提高电压等级时，各条母线的电能质量都可满足国标要求。由于金龙220 kV站和花园220 kV站靠近电厂，其母线短路容量大，导致电压波动变化较小。但需要注意的是，各条220 kV母线的THDu却都有较大上升。如果更多的冲击负荷提高电压等级接入，则很有可能导致多条220 kV母线的电能质量超过国家标准，进而造成电网更大范围的污染。

4.1.3 负荷增大时提高电压等级

依据国标，电压波动的评估公式在高压电网中可以为：d((35)Qi/S sc)100%((35)Qi为三相无功功率变化量;Ssc为PCC短路容量)。高电压等级母线具有更大的短路容量，所以同样的无功变化量引起的电压波动更小。但当负荷增大时，谐波电流和无功变化量增大，提高接入电压等级可能会导致高电压等级母线的THDu和电压波动范围超过国标值，造成更大范围的污染。当全部企业提高电压等级接入时，轧钢厂1负荷增加1.75倍，分析的结果详见表13。

由表13可知，随着负荷容量的增大，即便轧钢厂1提高电压等级接入，其新接入点凤凰220 kV母线和原接入点凤凰110 kV母线的电能质量也均超过国标限值，可见接入高电压等级母线的负荷容量也有一定限制。

综上所述，随着接入负荷的增多以及负荷容量的增大，提高接入电压等级会导致高电压等级母线的电能质量超标，进而造成更大范围的电能质量污染。所以，提高接入电压等级只是治标的办法，冲击负荷对电网和自身影响的各种量值并未消除，而是送到更高电压等级的电网中去扩散。

4.2 加装治理设备

4.2.1 采用滤波装置滤除谐波

采用滤波装置就近吸收冲击负荷产生的谐波，以减少其注入电网的谐波电流，是抑制谐波的一种有效措施。加装滤波器是治本的办法，它使谐波源对电网影响就地消除，企业大多将无源滤波装置或有源滤波器并接在负荷进线侧来滤除谐波[13,14]。

4.2.2 加装SVC消除电压波动

冲击性无功负荷主要引起电网电压波动，对于冲击性无功负荷引起的电压波动，企业通常采用在各车间设置静止型动态无功补偿装置(Static Var Compensator,SVC)来治理。当负载无功功率变化时，SVC可保持整个系统从电网吸收的无功功率恒定，冲击性无功负荷引起母线的电压波动可以限制在国家标准允许值之内[15,16]。

SVC可以有效地消除电压波动和谐波，但当产生的冲击性无功负荷对电网的影响较小时，仅装设滤波装置即可。

4.2.3 重庆电网冲击负荷实测电能质量分析

重庆电网有诸多冲击负荷用户，比如重钢、永航钢铁、冀东水泥、潼南牵引站等，根据实测数据，这些用户接入电网引起的各类电能质量问题如表14所示。由表可知，大容量钢铁企业引起的电能质量问题较严重，包括电压波动、谐波畸变等;中小容量钢铁和水泥企业主要引起谐波畸变;电铁主要引起电压波动和三相不平衡。

为了对上述用户采取治理措施，具体分析了各用户所包含的冲击负荷，并根据每种冲击负荷所引起的电能质量问题选择治理设备。根据实测数据，将这些冲击负荷引起的主要电能质量问题和建议选择的治理设备归类如下，见表15。

5 结论

本文提出了基于实测数据拟合的冲击负荷模型，并基于ward等值法和戴维南定理多电势转化相结合的方法搭建了重庆地区的等值电网，以此为平台分析了冲击负荷接入重庆电网所引起的电能质量问题，提出了针对冲击性负荷的主要治理方案，得出如下结论。

(1)当接入重庆电网的冲击负荷越来越多时，用冲击负荷接入单个等值电源的方法来研究PCC的电能质量，已无法准确反映分布式冲击负荷接入电网中所引起的综合效应。因此，需采用将冲击负荷接入区域等值电网的方法来分析系统中各关键公共耦合点的电能质量，以更准确地评估众多冲击性负荷接入电网带来的影响。

(2)在治理方案中，提高冲击负荷接入电压等级是治标的办法，采用这种治理措施时必须充分考虑接入系统的负荷数量以及负荷容量，否则会造成更大范围的危害。加装治理设备是治本的办法，应结合实测冲击负荷电能质量数据，针对性地选择各种治理设备。最后，应在综合考虑冲击负荷所引起的具体电能质量问题和所需投资成本的基础上，在提高接入电压等级和加装治理设备中做出选择。参考文献

接入电网方案 篇2

作为可再生能源的重要组成部分,风力发电在中国已进入快速发展阶段。大规模风电并网后,风电出力的随机性和间歇性特性,对电网的安全运行和电能质量造成了非常不利的影响,也给互联电网有功功率控制带来了新的挑战[1,2]。因此,必须结合风电的特点,研究并提出适应于大规模风电接入的互联电网有功调度与控制方法,以改进传统的有功调度模式和控制手段。一方面,需要提高风电机组、风电场自身的调节能力,并以适当的方式参与区域电网的有功功率控制;另一方面,需要从整个区域互联电网的角度出发,充分利用全网的可调节资源,实现大规模风电在大范围电网内的合理消纳。

现阶段,中国区域互联电网的有功功率控制模式属于2级调度体制:各省级控制区通常采用联络线频率偏差控制(TBC),以维持本省控制区有功功率的就地平衡;区域电网电力调度通信中心(简称网调)直调机组通常承担调频或按计划曲线调整的任务,有时也承担特定的控制任务,如跨区特高压互联线路的调整等[3,4,5]。

省级电网(简称省网)有功功率就地平衡控制模式要求各省网都具有一定的调节资源,调节资源匮乏的省网往往需要其他省网的功率支援,这种支援是通过CPS(control performance standard)考核标准来实现的[6],其支援量非常有限。此外,现有的调度模式缺乏协调性,当包括风电出力波动在内的有功扰动发生时,各省控制区间自动发电控制(AGC)缺乏有效的协调与配合,影响频率和联络线功率的控制效果。同时,受调度管辖权的掣肘,网调直调电厂的作用不能充分发挥,一些优质的调节资源得不到有效的利用。

由此可见,传统的省网有功功率就地平衡的AGC模式不利于互联电网消纳大规模风电能力的发挥,需要研究新的互联电网有功功率控制模式,充分利用网、省调的所有调节资源,打破分省功率平衡的壁垒,在更大范围内平息风电出力的波动,更好地发挥全网AGC的调节能力。

本文提出了含风电场控制的区域电网有功调度框架,从基于风电预测的发电计划编制、参与辅助调频等环节探讨了风电参与有功控制的技术实现;研究并提出了适应风电大规模接入的区域电网集中控制模式;结合中国现有的多级调度体制,提出了分级协调控制模式,作为向集中控制模式的一种过渡。

1 含风电场的区域电网有功调度模式

传统的有功调度模式由日前(日内)发电计划机组、实时协调机组和AGC机组在时间上相互衔接,构成了实时调度运行框架,为区域电网的有功调度提供了可靠的保障[7]。受机组自身运行特性和风力发电的不确定性影响,风电机组难以具备像常规水、火电机组一样的功率调节能力。将风电机组纳入区域电网的有功调度与控制框架,应采取基于风电功率预测的发电计划跟踪为主,风电机组直接参与调频为辅(简称为辅助调频)的控制原则。

适应风电接入的有功调度框架如图1所示。

与传统的有功调度模式相比,风电接入后新增的主要功能有:

1)短期与超短期风电功率预测

采用多时间维度的风电功率预测,并结合相同时间级的负荷预测、网络拓扑、检修计划等,综合考虑电网的安全约束,实现经济目标最优的发电计划优化编制。其中,短期风电功率预测主要用于安排日前和日内计划,超短期风电功率预测则主要用于编制实时调度计划。

当风力发电容量占总发电容量比例不大时,风电计划功率即为预测值,并作为“负”的负荷参与发电计划优化编制,其预测偏差主要通过常规AGC机组的实时调节来平衡。随着风力发电容量所占比例的不断增加,需要将风电机组与常规机组一并纳入调度计划优化模型,通过机组组合与经济调度算法[8],同时生成风电机组和常规机组的发电计划。由于风电功率预测可能存在较大偏差,必须在优化模型中为常规机组留有足够的旋转备用。值得注意的是,单纯从电网运行的经济性考虑,并非消纳风电越多越好,因为消纳风电是以增加常规机组的旋转备用为代价的,而且风电消纳能力还受到电网安全约束的影响。

风电场AGC负责将区域电网制订的发电计划分解至风电机组,通过改变桨距角限制功率输出、启停风电机组等一系列手段实现跟踪控制。与常规发电机组类似,风电场计划曲线的执行效果可通过响应精度、响应时间等指标来量化评估[9,10]。

2)辅助调频控制

风电机组功率输出特性决定了其有功出力随着风力的变化而变化,因此风电机组参与电网调频的能力非常有限,一般仅作为常规机组AGC的辅助调节手段,在紧急情况下贡献出有限的调节能力。

风电机组参与辅助调频的方式主要有:①高频减出力调节,即放弃部分风能;②低频增出力调节,这要求机组在正常情况下“降额发电”,始终留有一定的备用裕度,以备在常规机组调频能力不足时提供临时性支援。值得一提的是,风电机组参与调频是以牺牲经济性为代价的,电网原则上还是要优先调节常规发电机组。

风电场实际控制环节,可采用类似传统AGC的遥调方式,将风电场的有功指令通过指定链路下发。此外,还可以通过遥控方式投切风电机组并网馈线开关,实现风电机组的启停控制。由于风电机组不宜频繁启停,一般不作为常规调节手段,仅用于紧急情况。

2 集中控制模式

2.1 现有调度模式面临的问题

随着风电场的大规模、集中式接入主干网,大功率风电跨省、跨网输送的特征越来越明显。在传统的分省有功平衡控制方式下,风电穿透率高的区域在事故时承担了所有的功率缺失,单纯依靠省网自身AGC的调节能力,不仅延长了恢复功率平衡的时间,而且对常规机组的备用提出了更高的要求。

在当前的分级调度体制下,由于缺乏全网集中的调控手段,网调控制区和各省电力调度通信中心(简称省调)控制区彼此之间都缺乏必要的配合,难以发挥全网各控制区的协调控制能力,控制过程中容易引发功率的过调或欠调,造成系统频率和联络线功率的大幅度波动。

值得一提的是,网调直调机组一般分布在各省级控制区,并且具有良好的调节能力,但在现有的分省有功平衡控制方式下,网调控制区的调节能力难以得到充分的发挥。

大规模风电并网后,尤其需要利用全网范围内的有效调节资源,以尽快消除风电功率的波动,上述调度模式的弊端也就愈显突出。当前的分级调度体制严重制约了大电网有功调节能力和风电消纳能力的发挥,因此,有必要研究新的互联电网有功功率控制模式。

2.2 集中控制的技术内涵

随着中国调度自动化水平的不断提高,各级调度中心信息高度集中,已具备各种智能化的监视、分析、预警及决策能力[11]。相比省调而言,网调更具有快速获取全网信息、全局统筹调度的优势。在电网特性由区域模式主导逐步转向总体模式的大背景下,网调在全网有功控制上应发挥更大的作用。尤其是风电接入后,需要打破现有的有功调度与控制框架,从局部电网有功平衡逐渐过渡到全网集中控制,网调在这方面的作用愈加明显。

值得一提的是,这里所说的“网调”,既可以是传统意义上的东北、西北、华北、华中和华东网调,也可以是南方电网总调,同时可以指“三华”(华北、华中和华东)电网一体化调度中心。笔者认为,随着未来“三华”特高压互联电网的形成,电网将呈现团状结构,相互联系将更加紧密,国家电力调度通信中心(简称国调)和“三华”网调实现有功功率一体化调度与控制在技术上有着明显的优势。

在全网集中控制模式下,网调作为唯一的调度控制中心,负责平衡全网的有功不平衡功率,根据全网的调节资源分布情况,将调节量直接下发至网内所有AGC机组。在出力分配过程中,优先调用品质优良的调节资源,并同时考虑全网的各项安全约束条件,如AGC机组有功出力限值、支路和稳定断面有功功率限值等。

由于实现了全局调节资源的统一调度,风电出力的波动可以很快地平息。这种模式打破了原有的有功功率分省就地平衡机制,省际间的联络线功率波动会一定程度地增加,需要放松原有省际间交换功率计划的严格约束。与传统的分省平衡控制相比,新的控制模式的特点主要体现在以下几个方面:

1)平衡方式

传统的分级调度模式下,各省级控制区采用TBC,以省网为控制对象,强调本省控制区自身的有功平衡,扰动恢复能力在很大程度上依赖于省调自身的调节资源。全网集中控制将有功平衡对象扩大到整个区域电网,在任一局部电网产生的扰动将由全网的调节资源来恢复,极大地增强了区域电网消纳大规模风电的能力。

2)控制主体

全网集中控制将目前区域电网的2级控制、多控制区(简称多控制主体)合并为单一控制主体。在多控制主体下,无论采用A1/A2标准、CPS还是T标准[12],各控制区在调节过程中都可能存在博弈,造成整体上的过调或欠调。正因为如此,多控制主体之间的协调控制得到了大量研究[13]。然而,协调控制所能达到的最佳效果也无法超越单一控制主体的控制效果。由单一控制主体来实施控制,既可以有效地消除多控制区之间的无序调整,又可以全面地考虑区域电网的网络安全约束,特别适用于风电比例较大的区域电网。

3)资源调配

全网集中控制实现了全网调节资源的统一调配,不再区分是网调还是省调管辖机组。这就使网调直调机组摆脱了原有调度模式的束缚,与省调机组平等地参与电网二次调频辅助服务,也有利于降低电网的辅助服务成本,提高经济性。

4)省间交换

全网集中控制打破了原有的省级电网功率就地平衡机制,放松了省际联络线的传输功率约束,提高了跨省的功率支援力度。在大多数情况下,省间交换功率一定程度地偏离计划值并不会对电网安全运行构成威胁,时刻死守联络线口子是没有必要的。然而,当联络线交换功率接近限值时,必须在安全约束调度(SCD)中增加相应的限值约束,以确保电网的安全稳定运行。

放松省际联络线的传输功率约束后,有可能增加交换电量的偏离程度。这就需要监视一定时间内(如当日或当月)的实际交换电量,如果偏离计划交换电量较大,在分配调节功率时应有所考虑:电量超送(少受)的省、区域优先减少机组出力,电量欠送(多受)的省、区域优先增加机组出力,使之有利于减小联络线交换电量偏差,必要时引入联络线交换电量偏差校正机制。

5)安全约束

全网集中控制有利于消除大容量风电功率波动引发的有功不平衡,但同时会造成全网潮流较大范围的变化,容易引发支路及稳定断面的重载甚至越限。因此,必须将AGC与SCD结合在一起,构成闭环控制系统,实现支路和稳定断面越限的预防控制和校正控制。SCD正常情况下周期启动,当存在越限时事件驱动。一方面,提供AGC机组对重载和越限的支路及稳定断面的灵敏度信息,AGC在分配调节功率时,禁止灵敏度正关联的机组加出力、负关联的机组减出力,以防止重载或越限程度的加剧;另一方面,提供相应的校正控制策略,由AGC自动执行,以消除支路和稳定断面的越限[14]。

6)通信传输

在传统的AGC分级控制模式下,各控制区实施分散的AGC,对区域间的通信依赖程度较低。然而,在全网集中控制模式下,对数据通信的可靠性提出了更高的要求,控制中心需要收集整个区域电网内的联络线功率、稳定断面潮流、AGC机组调节信息等,通信数据量大为增加,信息交换较以往变得更为复杂。

2.3 全网集中控制的实现方式

全网集中控制模式如图2所示。所有的AGC资源统一由网调来调配,网调与省调AGC机组的地位完全相同,相当于只有一个控制区域。网调可以将控制指令直接下发给所有AGC机组,也可以通过省调转发。

在全网集中控制模式下,省调仍然起着非常重要的作用。一方面,省调可以接收网调的控制指令,进行必要的正确性检查后下发给相应的AGC机组。另一方面,省调仍然要具有完整的AGC功能,一是作为全网集中控制出现故障(如主站能量管理系统(EMS)故障、通信故障等)时的后备控制手段;二是控制某些特定机组,如按计划曲线运行的机组;三是用于某些特殊的控制目的,如控制网内特定的稳定断面等。

3 分级协调控制模式

分级协调控制仍然保持网、省2级有功控制主体,通过他们之间更好的协调来消除包括风电出力波动在内的有功扰动。根据是否维持目前的有功功率分省就地平衡机制,分级协调控制又可以分为分省就地平衡方式和全网统一平衡方式。

3.1 分省就地平衡

分省就地平衡方式在正常情况下依然要遵循省际间的联络线交换计划,只是在紧急情况下可以作一些特殊处理。

将网调直调机组视为省调所属调节资源的一部分,与省调AGC机组共同承担省网的有功不平衡功率,网调负责直调机组与省调AGC机组的协调与配合,具体实施步骤如下:

步骤1:网调AGC定周期计算包含直调电厂在内的每个省控制区(见图3中虚线框所示)的区域控制偏差(ACE)。

步骤2:省调将网调直调电厂出线作为广义联络线,按封闭控制区建立AGC模型,定周期计算本省AGC机组的调节能力,包括总的调节速率和调节范围等,并实时上报给网调。

步骤3:网调根据分布在各省内的直调机组的调节能力,包括调节速率和调节范围等,并结合步骤2中的省调上报信息,将步骤1中的ACE分解为2部分:一部分作为直调机组的总调节量并按一定的分配原则分配给直调机组;另一部分作为省调应承担的总调节量并转发给相应省调。

步骤4:各省调AGC接收到网调下发的总调节量(等同于网调下发的ACE)后,按一定的分配原则分配给省内各AGC机组。

分省就地平衡方式如图3所示。

在网调直调机组和省调机组间分解步骤1中的ACE时,原则上优先发挥省调控制区的调节能力,直调机组只是在必要时作紧急支援,也可以设置不同的分配因子,这要视不同电网的具体要求而定。

当某个省调控制区调节能力不足时,可以按一定的原则将该省区的部分不平衡功率转移到其他省区。由于网调掌握了全网的调节资源信息,并具有控制的主动权,其功率转移方法可以多种多样,这同样要视不同电网的具体要求而定。需要指出的是,在进行功率转移时,可能会引起省际联络线交换功率的大幅波动,要特别关注实际交换功率是否超过安全限值。

3.2 全网统一平衡

全网统一平衡方式不再要求严格遵循省际间的联络线交换计划,只是尽可能满足长周期(如1 d或1个月)的交换电量要求。

在全网统一平衡模式下,省调所有AGC机组在网调侧以等值机模型出现,网调直调机组仍使用单机模型,它们共同参与分担全网有功不平衡功率。类似于分省就地平衡方式,省调也要将AGC机组的总体信息实时上送网调,包括等值机的调节速率和调节范围等。网调AGC实时计算直调机组以及各等值机的调节量,将等值机的调节量下发至相应省调,作为网调下发的ACE,由省调AGC自行分配至相关AGC机组。

全网统一平衡方式如图4所示。

网调AGC在分配直调机组和省调等值机的调节量时,需要适当考虑省际间联络线及相关稳定断面的安全约束。

4 结语

全网集中控制可以方便地考虑整个电网的安全约束,实现更大范围内AGC资源的优化调配,是适应于大规模风电接入的理想控制模式。然而,这一控制模式的实现在现阶段面临着技术和管理2个方面的困难:

1)依赖于高度信息化与自动化的技术支撑[15],而建设信息集中化、决策智能化、控制一体化的统一协调控制系统是一项复杂、庞大的系统工程。

2)由分省平衡转为统一调度,打破了现有的分级有功控制模式,需要研究并制定与之相匹配的调度管理规程。

上述2项准备工作还需要一定时间。为此,提出了以全网集中控制为目标、分级协调控制为过渡的如下三步走策略,从技术和管理2个方面实现控制模式的平稳过渡、无缝衔接。

第1步:实现分级协调控制模式之分省就地平衡方式,这种方式最为简单,易于工程实施,可以解决现阶段网、省调AGC之间难以协调的问题。

第2步:实现分级协调控制模式之全网统一平衡方式,进一步强化网调的协调作用,发挥直调机组的调节能力,解决目前分散控制中资源浪费、协调困难的问题。

第3步:实现全网集中控制模式,从互联电网有功调度与控制的角度,为大规模风电的理想接入与友好消纳提供技术上的保障。

接入电网方案 篇3

1.1 光伏发电系统的分类

太阳能是一种清洁、可再生能源,光伏发电可将太阳能直接转化为电能。光伏发电通常有2种方式,即独立发电和并网发电。独立发电系统一般由光伏组件、控制器、蓄电池、双向逆变器等组成。与独立发电系统不同的是,除了光伏组件,并网发电系统还需要并网型光伏逆变器、计量装置以及接入公共电网的配电装置等。相比于独立光伏发电系统,并网光伏发电系统的投资能够减少约25%。同时,并网光伏发电系统与公共电网相连,在与大电网并网运行的过程中能得到大电网的有力支撑。此外,并网光伏发电系统所发出的电能可以通过大电网供给相距较远的电力负荷,突破了独立光伏发电系统只能为本地负荷供电的局限性,使光伏发电系统的应用范围更为宽广和灵活。因此,并网光伏发电系统已经成为当今世界光伏发电技术发展和应用的主要趋势。

1.2 并网条件

光伏发电系统并网的必要条件是光伏逆变器输出的交流波形为正弦,且正弦波电流具有与并网点公共电网相同的频率和相位。光伏发电系统有分散式和集中式2种并网形式。其中,分散式并网比较适用于规模较小的光伏发电系统,其在城区光伏发电系统特别是在光伏建筑中应用广泛。在潮流流动上,分散式并网与公共大电网之间的电力流动是双向的。集中式并网则主要应用于大型光伏电站,如荒漠光伏电站等,此类光伏电站的位置与用电负荷一般都相距较远。在潮流流动上,集中式并网与公共大电网之间的电力流动是单向的。

2 孤岛效应及其检测方法

2.1 孤岛效应的产生

图1是光伏发电系统接入公共大电网的示意图。

有3种产生孤岛效应的情况:(1)开关S5断开导致整个公共大电网停电,此时光伏发电系统和大电网之间是通过并网开关S1相连的,由于光伏发电系统的输出容量相比于整个大电网的容量极小,所以形成的“孤岛”将在很短时间内崩溃。(2)开关S4断开导致大电网或配电网某处线路断开以及开关跳闸,此时光伏发电系统与所带的供电负载(包括配电网上的部分负载)将形成“孤岛”,该“孤岛”有很大概率能实现稳定运行状态。(3)开关S3断开导致光伏发电系统与配电网断开,此时光伏发电系统与本地负载将形成“孤岛”运行。

22孤岛效应的检测方法

并网光伏发电系统孤岛效应的检测方法分为被动式和主动式2种。被动式孤岛检测方法主要是通过对并网光伏系统的电压相位变化、3次谐波变化以及频率变化等进行检测,来实现在不改变光伏发电系统输出特性的前提下发现孤岛的存在;主动式孤岛检测方法主要是向光伏发电系统中施加小扰动,导致系统频率发生偏离、有功功率或无功功率出现变动,或向系统中注入电流脉冲致使阻抗发生变化等。无论是被动式检测还是主动式检测,都各具优缺点。因此,并网光伏电站应采取被动式与主动式检测相结合的方法,来有效检测孤岛效应的发生。值得注意的是,相关规范中要求在电网失压条件下,防孤岛效应保护必须能够在2 s内可靠动作,以切断与电网的联系。

3 光伏电站接入公共电网的影响分析

下面以某光伏电站为例,对其接入公共电网的影响进行分析。该并网光伏电站总安装容量为5 241.6 kWp,通过一回10 kV专线接入公共电网。

3.1 系统电压偏差分析

光伏电站接入公共电网会导致电网中的潮流方向随时可能发生变化,从而对馈线的电压调节设备的正常工作造成一定影响,增加了系统的复杂性。当发生潮流倒送时,光伏电站与变电站之间的压降会发生梯度变化,必须通过调整变压器的调压开关来予以修正,同时还要与光伏电站和无功补偿装置相配合。当大规模的光伏电站接入公共电网终端或馈线末端时,反向潮流的存在会通过线路阻抗产生压降,从而使负荷侧电压比变电站侧高,可能导致负荷侧电压越限。此外,光伏电站输出电流的变化也会引起电压波动,同一地区的光伏电站变化情况是一致的,这将加剧电压波动,从而引起电压/无功调节装置的频繁动作。

因此,应考虑在最严重的情况下,并网光伏发电系统的出力从最大输出突降至0,将会对并网点公共电网电压带来的影响。在国家相关规定中,光伏发电系统并网点处的系统电压偏差必须满足规范GB/T12325的要求。该光伏电站最大出力为5 241.6 kW,考虑最严重情况下,光伏并网电站的出力从5 M1.6 kW突降至0,经计算在10 kV并网点将有约0.21 kV的电压波动,即有为额定电压2.1%的电压偏差,在规范所允许的±5%(±10 kV)范围内,符合规范要求。在并网光伏电站实际运行过程中,由于光照条件是渐变的,因而光伏电站的出力变化波动很小,因此并网点的电压波动更小。

32谐波问题分析.

光伏发电系统利用太阳能电池组件将太阳能转化为直流电,然后再利用并网型光伏逆变器进行直流→交流转化,所得到的交流电与公共电网是同频率、同相位的,然后再通过升压变压器升压后并入公共电网。由于大功率高频开关器件的存在,在上述过程中将会产生大量电网谐波。因此,光伏电站建成后需要进行并网试运行,同时对并网光伏电站的谐波进行测量,检测谐波电压分量和电流分量能否满足国家现行标准和规范的要求,若不满足,则要加装滤波装置等,只有谐波检测结果满足规范要求后,方可正式并网运行。

3.3 无功平衡分析

光伏逆变器也是存在无功消耗的,因此并网光伏电站需同时配置无功补偿装置,使其具备一定的无功调节能力,保证并网光伏电站的功率因数,并使高压侧母线电压维持在正常合理水平。建议无功调节装置能使光伏电站的功率因数在滞后0.98和超前0.98之间变化,并可实现动态的连续调节。

3.4 短路比分析

并网光伏逆变器所具有的快速调节性能,在弱电系统中极易引起暂态电压稳定问题。为避免分布式电源对公共电网的电压造成大的扰动,《城市电力网规划设计导则》要求分布式电源的短路比≥10。短路比越大说明并网节点与系统电源点的电气距离越小,联系越紧密。

3.5 并网电压以及升压变压器的选择

在《城市电力网规划设计导则》中,对分布式电源的并网电压有表1所示规定。

由于光伏电站只在白天有光照的条件下发电,在夜晚和无光照条件下不发电,因此其出力变化较大,应优先选择有载调压变压器。

4 结语

光伏电站具有广阔的应用前景,然而其大规模接入公共大电网将会给电网的安全可靠运行带来一定的影响和风险。因此,有必要开展光伏电站大规模并网对电网影响的研究,从而从管理规范、技术可靠等角度对并网光伏电站提出具体要求,以保证光伏电站的电能质量、可靠性和安全性能够满足接入公共大电网的要求,实现对太阳能资源的最大化利用。

摘要：首先介绍了光伏发电系统的分类和并网条件,进而分析了孤岛效应产生的原因及其检测方法,最后研究了光伏电站接入公共电网对电网的影响。

关键词：并网,光伏电站,孤岛效应,检测方法,公共电网,影响

参考文献

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[2]陈炜,艾欣,吴涛,等.光伏并网发电系统对电网的影响研究综述[J].电力自动化设备,2013(2):26~32

接入电网方案 篇4

目前国内已经开始研究光伏电源接入配电网的准入功率。文献[6]研究了基于电网安全稳定的光伏最大接入容量, 利用电力系统仿真软件针对西藏羊八井地区电网计算得出光伏最大接入容量。文献[7]结合电网静态安全稳定性以及光电出力随机性等因素, 研究了基于机会约束规划的光伏最大接入容量优化规划算法。文献[8]基于节点电压约束, 采用电压灵敏度分析法提出了系统准入功率薄弱节点并计算分布式电源的准入功率。但这些方法没有考虑电网阻抗和接入配电网强弱对准入功率的影响, 难以得出典型情况下的一般性结论。因此, 本文利用电网阻抗来分析光伏电源接入弱电网时的准入功率。通过建立功率传输过程中功率和电压关系的模型, 提出了计算光伏电源准入功率的方法, 并通过对IEEE33节点配电系统进行计算分析, 验证了该方法的有效性和可行性。

1 弱电网的描述方法

衡量弱电网的指标有电网阻抗和短路容量比。通过测定电网中不同接入点电网阻抗的大小及性质可以确定功率薄弱节点, 当电网阻抗大于0.1 p.u.可视为弱电网。文献[9]提出用短路容量比 (接入点短路容量/光伏电源的最大视在功率) SCR来衡量弱电网, 当SCR小于10时, 接入电网可视为弱电网, 当SCR大于20时, 接入电网可视为强电网。

从接入点向电网看进去的阻抗是电网阻抗Zg, 为了直观的描述电网的强弱, 把电网阻抗标幺化处理。该体系中基准功率SB为系统短路容量的, 基准电压UB为额定运行电压, 所以接入电网阻抗的标幺值。对于具体的电网|Zg|是固定的, 系统短路容量越小, 电网阻抗标么值越大, 当Zg*大于0.1 p.u.可视为弱电网。

通过改变输入PCC点有功功率和无功功率, 使配电网运行于2个不同的工作点, 并通过检测PCC点电压和电流在2个工作点的变化来估算电网阻抗, 如图1所示。

由图1可得:

式中:分别为PCC点的电压和电流, Vs为电网电压, Zg为电网阻抗。

其中

通过静止坐标系变换, 将静止三维坐标系转换成静止二维坐标系;将三相电压矢量投影到静止αβ坐标系得:

将两相静止的αβ二维坐标变成两相同步旋转dq的二维坐标, 可得:

将给定θ代入式 (6) 得到的计算结果再带代入式 (7) 、 (8) 可求得R、ωL。

2 光伏电源准入功率的计算

2.1 功率传输过程中功率和电压关系的模型

光伏电源接入弱电网等效分析模型如图2所示, 接入电网部分用等效电网阻抗Zg串联一无穷大电源来等效, 光伏系统则用电压源和滤波器等效阻抗Zf串联来等效。

由于光伏并网要求是单位功率因数运行方式, 即注入无功为零, Spcc=P。釆用向量形式表示且以接入点电压Upcc为参考向量, 即, 所以通过接入点向电网传输的复功率为

并网电流的分量可表示为

根据接入点电压与电网理想电压源之间的关系得:

联立式 (9) ~ (11) 整理得到以接入点电压作为未知变量的计算表达式为

式 (12) 表示了接入点电压与传输功率之间的关系, 其中理想电网电压Us为定值标么值, 取1.0 p.u., 若接入点参数Rg、Xg给定, 则可以确定P和U之间的关系。

2.2 电网阻抗对准入功率的影响

通过接入点注入有功功率P从0~1.0 p.u.变化时, 设定不同的电网阻抗参数, 根据式 (12) 来分析从而获取接入点电压随功率变化的曲线, 然后利用曲线的变化趋势来寻找电网阻抗大小及其构成对接入点电压影响的一般规律。

先固定Zg*的值, 再变化Rg和Xg的比值KXR, 求解P-U曲线, 观察接入点电压随功率变化。取Zg*=0.6, Rg和Xg的比值KXR不同时得到的P-U曲线, 如图3所示。

先固定Rg和Xg的比值KXR, 再变化Z*g, 求解P-U曲线, 观察接入点电压随功率变化。取Rg和Xg的比值KXR为0.6, Zg*不同时得到的P-U曲线, 如图4所示。

通过分析曲线和计算, 可得到以下结论:

1) 电网阻抗中的电阻所占比例越大, 如Xg和Rg的比值KXR小于4时, Pmax的主要约束是电压上限, 反之, KXR大于4时, Pmax的主要约束是电压下限, 随着电网阻抗标么值越大, Pmax越小。

2) 对于电抗占优的弱电网, 光伏逆变系统接入弱电网运行时, 会引起接入点电压低于电压调节下限, 如果提供一定的无功支撑, 将有助提升接入点电压运行水平。对于电阻占优的弱电网, 光伏逆变系统接入弱电网运行时, 会引起接入点电压高于电压调节上限, 则需要采取有载调压变压器等母线调压措施, 使得母线电压距离电压偏差上限留有一定的裕量。

2.3 考虑电压约束的准入功率的计算

对于给定的电网, 在保证接入点电压满足运行电压范围可确定经过接入点注入弱电网的极限功率Pmax。在数学上表述为, 使得变量U有可行解条件下的传输功率最大值。U的解必须是可行的, 即三相电压的允许偏差为额定电压的±7%, 根据式 (12) 通过P-U曲线可得电压越限的准入功率为Pmax。对于特定的电网阻抗, 可以直接根据KXR的大小来选取计算Pmax时的电压, 当KXR>4时, 直接根据U=0.93 p.u.代入式 (12) 求解Pmax, 当KXR<4时, 直接根据U=1.07 p.u.代入式 (12) 求解Pmax。

3 算例分析

本文采用图5所示的IEEE33节点配电网络作为算例, 具体线路和负荷数据见文献[10], 系统内总负荷3.715 MW+2.3 MVA, 电压基值10 k V。功率基值取3 MW, 接入一个功率因数为1时光伏电源, 光伏电源接入点的稳态电压应在0.93~1.07 p.u.范围内。

选取节点1、7、17、19、21、27、32作为并网点, 根据文献[8]计算光伏电源的准入功率结果如表1所示。

选取节点1、7、17、19、21、27、32作为并网点, 基于电网阻抗计算得到的光伏电源准入功率的结果如表2所示。

根据表1、表2得:当在系统母线附近的节点处接入光伏电源时, 光伏电源对系统电压的抬升作用有限;而当并网位置逐渐远离系统母线时, 光伏电源对系统电压的抬升作用越来越显著, 准入功率越来越小。

通过分析比较得:本文方法计算的各节点准入功率略小于文献[8]计算的准入功率, 但能满足工程应用。文献[8]需进行复杂潮流计算, 而本文方法在保证准确性的同时只需求得接入点的电网阻抗就能求得系统所有节点的准入功率, 大大减少了计算量, 节约了计算时间, 对光伏电源的选址规划有一定的指导意义。

4 结论

1) 利用电网阻抗来求取准入功率的方法能够方便地确定准入功率, 克服了传统方法中复杂潮流计算量大, 费时的缺点。

2) 通过对IEEE33节点配电网络进行计算分析, 得知光伏电源接入馈线支路首端附近的节点时, 电网阻抗小准入功率大, 而接入馈线末端附近的节点时, 电网阻抗大准入功率小。

3) 在光伏逆变系统向电网注入有功的时提供一定的无功支撑, 将有助于提升接入点电压运行水平, 因此在实际的工程中可以根据电网阻抗大小来调整注入无功功率的控制策略及大小。

摘要：针对光伏电源接入弱电网引起电压越限的问题, 提出了利用电网阻抗来求取准入功率的方法。通过光伏电源接入弱电网潮流分析模型和功率传输过程中功率和电压的关系, 把电压不越限的约束条件表达为光伏电源准入功率与电网阻抗之间的函数关系, 克服了传统方法中重复潮流法计算量大、费时的缺点。通过对IEEE33节点配电网的计算分析, 验证了该方法的合理性和可行性。

关键词：光伏电源,弱电网,电网阻抗,准入功率

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考虑风电接入的电源电网协调规划 篇5

关键词：风电并网,电网规划,电源规划,协调规划,调节机组

0 引言

随着风电的大规模发展,风电具有的随机性、波动性、间歇性、反调峰性、可控性差、可预测性弱等特点,使得风电并网问题不仅体现在电网规划方面,还体现在对系统调峰、调频能力的需求方面,因此,风电并网往往包含了电源规划和电网规划2个方面因素的考虑。

当前有关含风电的网源规划研究很多,但是一般将电源与电网规划分割考虑,对于相互间的协调考虑不够。电源规划方面,文献[1]详细介绍了国内风能资源的分布状况,以及风电规划面临的一系列问题。例如:风电发展迅猛但相对比较集中,多在东北、西北、华北和东部沿海地区,系统调峰压力极大,可接纳的风电有限。因此,需要建设一定规模的调峰电源,也可以采用风火电“打捆”方式实现风电远距离、大容量输送。文献[1]还比较了各种能源在优化电源结构中的不同作用,并分析了采用抽水蓄能电站来改善风电消纳的情况。文献[2]给出了计入风电场后,系统调峰能力的计算方法,通过将风电看成一个负的负荷,来修正电网的负荷特性,计算出电网可为风电提供的调峰能力。文献[3]提出可以在风电场的同一地点建设抽水蓄能电站,即以水电作为调节机组,组合成为一个风水电站,这样风电可以得到有效的应用,并且可以保证电网的可靠性。文献[4]对风电调节能力进行了分析,并提出了多种储能技术来保证风电的有效应用,如液流电池、钠硫电池、锂离子电池、压缩空气、超导、超级电容器和变速恒频抽水储能等。文献[5]从经济性的角度,以最小费用法进行了电源规划。在考虑风电接入后的电网规划方面,文献[6]提出了多种电网规划模型,包括传统的确定性规划模型、考虑风电随机性的规划模型、考虑风电随机性的机会约束规划模型,以及满足风电利用指标的规划模型。文献[7]综合考虑了风电接入后电网建设的可靠性及经济性,以可靠性成本效益作为规划目标进行电网规划,其目标函数包含了线路建设成本、维护成本以及用户停电损失这3项费用。文献[8]在传统的确定性电网规划基础上,针对风电的特殊性建立了机会约束规划模型。

但是这种仅从电源或者电网单一方面进行考虑的规划方法本身存在着局限性。事实上,风电接入对系统的调频、调峰能力提出了更高的要求,电源规划方案的不同也会影响到电网建设的成本等。因此,本文综合考虑了风电系统的电源及电网规划,寻求两者协调下的综合最优方案。

1 风电接入的电源电网协调规划模型

由于风电出力的波动性特点,在实际运行中对系统的调峰、调频能力要求更高。因此,首先必须考虑电源规划问题,形成调节机组的配置方案;其次,要考虑风电场的并网问题,即电网规划问题,针对风电的不确定性,提出相应的随机规划模型;最后,建立风电接入的电源电网协调规划模型,获得最佳规划方案。

1.1 风电接入的调节机组配置方法

风电并网运行之前,电网的调峰调频任务主要是在满足必要的安全裕度的前提下,应对系统负荷波动。系统在风电大规模并网后,一般情况下须加强调频、调峰能力。如果并网风电超过电网可为风电提供的调峰极限,电网将难以平衡风电出力,从而造成频率越限,严重时将导致电网解列[2]。因此,风电并网运行时,必须由常规电源为其有功出力提供补偿,即需要配置相应的调节机组,以平衡风电出力对电网的影响,保证对负荷的安全可靠供电。这种对风电有功出力的补偿调节可看做是对负的负荷波动的跟踪,即对风电“调峰”[2]。

本文中的调节机组,类似于运行层面中的调频机组,但是它是一个规划层面的概念。其主要作用是与风电构成互补系统,跟踪风电出力的变化而改变其出力,以保证整个系统的有功平衡,它需要拥有较强的爬坡能力,以适应风电出力的快速变化。

为充分考虑风电对电网负荷的影响,在考虑系统的调峰能力时,可把风电视为负的负荷,将系统负荷曲线与风电出力曲线相减,获得修正的系统负荷曲线。分析该曲线的最大、最小值与波动规律,并结合相关的发电机组出力数据及其爬坡能力的影响,确定调节机组配置方案。

1.1.1 调节机组容量的确定

风电接入后,经风电出力修正后的系统负荷的最大、最小值必须满足如下条件(1个机组组合周期中,如24h):

式中:Pmax和Pmin分别为经风电出力修正后的系统负荷最大值与最小值;Pimax为机组i的最大出力限制;Pimin为机组i的最小出力限制。

若无法满足式(1)中的要求,理论上则需要配置相应的调节机组ΔP,其机组出力n要求如下:

式中:ΔPmax和ΔPmin分别为调节机组的最大出力与最小出力。

在规划层面首先必须满足最大负荷约束,在此基础上再考虑最小负荷约束,必须注意到如果峰谷差过大,机组的最大和最小出力限制有时候会出现无法同时满足的情况。在实际计算时,如最大出力限制未起作用,则可尝试减少开机台数以满足最小出力约束。如仍不可行则只能通过考虑改善负荷特性来解决该问题。

1.1.2 调节机组爬坡能力的要求

系统的调峰能力往往受到发电机组爬坡能力的限制,经风电出力修正后的系统负荷增减速率应在发电机组爬坡能力的限制范围内,即

式中:ΔPumax和ΔPdmax分别为经风电出力修正后的系统负荷在10 min内的最大增量和最大降幅;Riu和Rid分别为机组i的上坡速率限值和下坡速率限值(以小时为单位)。

如果不能满足机组爬坡速率的约束,即式(3)中的不等式条件,则需要增加拥有较大爬坡能力的调节机组,其上、下坡限值需要满足:

式中:ΔRu和ΔRd分别为调节机组的10 min上坡限值和下坡限值。

1.1.3 调节机组类型的选择

调节机组配置电源可以是储能单元(蓄电池)、火电机组、燃气轮机组、水电机组、抽水蓄能机组等。蓄电池储能技术目前还不太成熟,其成本高、蓄电池容量不大,无法满足国内当前风电装机容量的要求。火电机组环保压力较大,调节速度受限,但技术较成熟,相对可靠性高、灵活性强、受地区限制小。燃气调节在欧美国家有所应用,国内燃气资源相对较少,但其跟踪负荷变化的速度比火电机组好,也不像水电机组那样会受到水源地的限制。水电机组出力调整范围大、速度快,运行成本低,环境污染少[2],在自然条件许可的地区,抽水蓄能也是常用的功率平衡调节方式。

不同类型的调节机组配置电源各有其特点,需要根据系统对调节能力的具体需求以及区域条件的限制来选择合适的调节机组参与风电系统的调节。

1.2含调节机组配置的风电系统电源电网协调规划模型

确定调节机组容量和类型后,可将调节机组的选址问题与电网新建线路结合起来,进行协调规划,获得的最优化结果会同时给出调节机组最佳接入地点以及相应电网最佳新建线路的综合信息。在进行电源电网协调规划时,以最小化成本为优化目标,线路负荷裕度与风电利用比率作为约束条件进行考虑。与文献[6]相似,建立如下随机规划模型:

式中:x为决策变量,代表规划方案,其中包含了调节机组规划分量和线路规划分量,文献[6]中仅包含线路规划分量;ξ为风电场出力,是一个服从Weibull分布的随机变量,与文献[6]相似,具体模型求解时将切入风速和切出风速之间分为多个区间,区间的间隔足够小(如小于0.1m/s)时,用区间均值求出对应风电场出力F以及风速在各区间内出现的概率P,在此基础上获得规划方案对应于该区间的评价值及该方案的综合概率评价值;Q为风电利用指标,等于风电场实际提供给负荷的出力数据与风电场的可出力数据间的比值。

目标函数min f(x,ξ)表示最小化成本;约束条件gj(x,ξ)≤0表示线路的过负荷约束;约束条件Q=1表示风电场出力不受网络限制能被全部输送出去。

电源电网协调规划模型中,考虑的成本f(x,ξ)由建设成本和运行维护成本2个主要部分组成,风电的随机性体现在约束条件中。建设成本包括调节机组建设成本以及线路建设成本,假设调节机组的建设成本正比于其容量,其容量已由1.1.1节确定,因此可不出现在规划的目标函数当中,但其容量及选址将通过潮流约束影响线路规划。维护成本可设定为一定百分比的建设成本,作为固定成本的一部分,如设为5%[9],具体如下式:

式中:Ci为待选线路i的建设费用;Zi取值为1或0,代表是否需要建设第i条待选线路;l为待选线路总数。

1.3 本文方法计算流程

本文方法的计算流程如图1所示。首先获得考虑风电和负荷的综合曲线,然后分析现有的电网负荷调节能力是否足够,如果充足则进行常规电网计算,如果不够则计算调节机组容量,再与电网规划的线路选址一起进行调节电源的选址。

2 算例测试

本文采用改进的IEEE-RTS算例系统[10],对建立的电源电网协调规划模型进行测试,并应用遗传算法进行求解[11,12]。

2.1 测试系统基本情况

该系统原为一个24节点系统,新增的节点25为风电节点,修改后的系统中共含有10个发电节点、17个负荷节点、38回输电线路、5组变压器,其中火电机组均为一日仅可启停一次,如图2所示。

为风电接入而配置的调节机组共有7个待选的接入地址,分别为:风电节点25,以及其附近的节点1至节点5和节点9,没有其余适合调节机组接入的新节点。本文为保证风电接入后不会对系统的有功平衡造成较大影响,调整了部分节点的发电机组出力。修改后系统各发电节点的发电机组出力及爬坡能力见附录A表A1。系统中共有17回待选线路,具体见附录A表A2。

2.2 调节机组的配置

1)根据某系统春夏秋冬4个典型日24h负荷数据绘制出系统的负荷曲线,见附录A图A1,其中系统的最大负荷PLmax为2 850 MW,最小负荷PLmin为1 596 MW。

2)需要根据系统的风电出力数据绘制系统中春夏秋冬4个典型日的风电出力曲线,见附录A图A2,风电机组容量可选择为240 MW,320 MW,480 MW。

3)以风电机组容量为320 MW为例进行分析。可将附录A图A1与图A2中的曲线相减,获得经风电修正后4个典型日的系统负荷曲线,见附录A图A3。综合分析4个典型日的数据可得,经风电修正的系统负荷最大值Pmax为2 850 MW(典型日2的13:50与典型日3的10:00),最小值Pmin为1 276 MW(典型日2的3:00—4:00);系统负荷在10min内的最大增量ΔPumax为320 MW(典型日2的13:40—13:50),最大降幅ΔPdmax为334 MW(典型日2的14:40—14:50)。因此,由式(2)可得调节机组的出力限制为:ΔPmax≥195 MW,ΔPmin≤226 MW。由式(4)可得调节机组的10min爬坡约束为:ΔRu≥180 MW,ΔRd≥194 MW。因此,应选择容量至少为195 MW,10 min爬坡能力至少为194 MW的调节机组。

本算例中,系统的最小负荷PLmin为1 596MW,而除风电外,其余发电机组的最小出力限制为1 050MW,根据式(1),可得风电接入容量的极限为546 MW。

由于在本算例中须补充新机组才能满足最大负荷,因此,风电接入的容量受限于所有火电机组的最小出力限制,即风电接入容量的极限为546 MW。当风电容量为240MW,480MW或546MW时,可对系统负荷以及风电出力数据作出类似于风电容量为320 MW时的分析,获得相应的调节机组配置方案。

将以上4种风电容量下的调节机组配置方案进行比较,如表1所示。由于本例中风电未能起到降低高峰期负荷的作用,风电渗透率的变化对于综合负荷的最大值没有影响,因此最大出力约束保持不变。

当风电容量为320 MW时,风电渗透率为11%,此时,调节机组的容量选择(195 MW)是由最大出力限制所决定的,但所配置的调节机组10min内的爬坡能力(194 MW)已经与机组的容量相当,即要求机组出力可以在10min内由0升至最大,或由最大降至0。

若降低风电渗透率,使风电容量小于320 MW,所配置调节机组的容量仍需为195 MW,只是对机组爬坡能力的要求有所下降。

若提高风电渗透率,使风电容量大于320 MW,则风电的波动程度将远超出系统原有机组的调峰能力水平,调节机组的容量就必须由爬坡约束决定,需要在电网中配置较大容量的调节机组,随风电的波动而迅速反应,以保证系统的平稳性与可控性。

本文采用根据历史数据,选择其中的典型日数据的方法,来绘制系统负荷曲线以及风电出力曲线。由于风电出力以及负荷需求的随机性,典型日数据并不一定能完全代表全部情况,导致配置的调节机组不能完全满足风电出力的变化需求,从而无法避免弃风现象的产生;但从另一个角度来说,典型日的选取本身就反映了大多数的情形,对于少数的极端情况可不予考虑,在现实中可通过弃风或削负荷来解决,这也是符合经济效益的做法。另外,也可应用统计学规律来表征风电和负荷的综合曲线,在此基础上量化极端情况占比从而确定规划的基础数据,由于这不是本文的重点,此处从略。

2.3 调节机组选址对电网规划的影响

本文建立的模型中,将调节机组选址问题与电网线路建设问题结合起来进行规划,获得了综合最优方案。下文将以风电机组容量为320 MW为例,分析调节机组不同位置对电网规划成本的影响,如表2所示。

由于单位长度线路建设费用相同,因此,电网线路建设成本与电网线路建设长度呈正比。根据表2,当调节机组接在节点9时,电网规划方案的建设成本最低,故该电网规划方案为综合最优方案。可见,将电源与电网进行协调规划具有其实际的意义。

注:Li-j(n)表示在节点i与节点j之间新建n回线路。

2.4 电源电网协调规划

确定调节机组的相关参数后,可根据1.2节中提出的电源电网规划模型求解出调节机组选址与线路建设的综合最优方案。本算例中,单位长度线路建设成本相同,故以规划方案中线路建设长度替代建设成本,作为最优化目标。

将4种风电容量情况下的电源电网协调规划方案进行比较,如表3所示。

注:Li-j(n)表示在节点i与节点j之间新建n回线路。

上文已分析得出,当风电容量不大于320 MW时,调节机组的容量均为195 MW,这表明仅由于负荷的波动性造成的调节机组容量需求为195 MW,在此情况下还可接入风电容量320MW。而当风电容量大于320 MW时,随着风电容量的增加,调节机组的容量及其成本也将随之增加。风电容量320 MW将成为因风电接入造成调节机组成本增加的临界点。

观察表3,当风电容量由240 MW增至320 MW(增幅33%)时,电网线路建设长度有了小幅增长,从248km增加到280km(增幅13%)。而当风电容量由320 MW增至480 MW(增幅50%)时,电网建设长度猛增,由280km增至523km(增幅87%),远超风电容量的增加比例。当风电容量由480 MW增至546 MW(增幅14%)时,电网线路建设长度有了相应比例的增长,从523km增至623km(增幅19%)。而单位长度线路建设费用相同,因此,线路建设成本与线路建设长度呈正比。不难发现,风电容量320 MW也是线路建设成本大幅增加的临界点。附录A图A4体现了调节机组容量、电网线路建设长度与风电容量之间的关系。

3 结语

本文在分析国内外有关风电的电源电网规划研究成果的基础上,建立了风电场相关的数学模型,并根据风电随机性的特点,对风电接入后电源电网协调规划问题进行建模,提出了调节机组配置方案,得到以下结论。

1)风能与常规能源不同,由于风速的随机性,风电出力波动也非常明显。在规划的过程中,不仅要考虑线路接入,还需考虑系统的调频、调峰能力及相关容量规划。

2)通过风电和负荷的波动性分析获得所需调节机组的容量后,可建立电源电网协调规划模型,将调节机组的选址作为优化变量之一,最优化线路规划,并获得综合最优方案。

附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。

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高速铁路接入电网的谐波影响分析 篇6

高速铁路在国内迅猛发展, 成为世界铁路的新潮流。高速电气化铁路接入电网以后, 将产生大量的谐波电流, 可能影响电力系统的正常运行。为保证电气化铁路的正常供电以及电网设备的安全运行, 有必要开展高速铁路接入电网的研究工作。

1 谐波考核指标及谐波分析内容

1.1 谐波考核指标

(1) 各谐波检测点谐波电压限值。根据GB/T 14549—1993《电能质量公用电网谐波》的要求, 公用110kV电网公共连接点 (PCC) 的合成点谐波电压畸变率不超过2.0%, 其中奇次谐波的电压畸变率不超过1.6%, 偶次谐波电压畸变率不超过0.8%, 220kV电网公共连接点的谐波电压畸变率参考110kV电网的标准。

(2) 各谐波检测点谐波电流允许值。公用110kV和220kV电网公共连接点 (PCC) 的全部用户向该点注入的谐波电流分量 (均方根值) 不应超过表1所规定的允许值。

1.2 谐波分析内容

谐波分析内容主要计算牵引站接入点 (即牵引站与系统的公共连接点PCC) 的谐波电压畸变率和电铁注入的谐波电流是否满足相应的国标要求。

(1) 计算公共连接点 (PCC) 谐波电压畸变率是否满足国标要求。

(2) 计算注入公共连接点 (PCC) 的各次谐波电流是否小于谐波电流允许值。

2 谐波分析的难点及解决方案

谐波分析的难点在于:选择何种运行工况进行谐波分析;与谐波电压的允许值为定值不同, 谐波电流的允许值需结合公共连接点 (PCC) 的短路容量、牵引站的协议容量和供电容量综合计算;在仿真软件中如何对三相不对称且含谐波分量的牵引负荷进行仿真。

下面将以某牵引站为例对上述难点进行分析。该牵引站由双回220kV线路接入系统, 牵引站的用电协议容量为 (31.5+40) MVA, 公共连接点 (PCC) 的供电设备容量为720MVA, 最小短路容量为10 604MVA。牵引站的负荷参数见表2, 动车谐波含有率见表3, 仿真软件采用ETAP软件。

2.1 列车运行工况选择

高速铁路馈线电流随时间变化具有幅值随机剧烈波动和日周期性, 因此需选取谐波分量对系统严重影响的工况。在投产年小方式的基础上, 牵引站考虑以下工况谐波分量对系统的影响。

(1) 工况一 (正常工况) , 牵引站左供电臂带短时最大电流, 右供电臂带有效电流。

(2) 工况二 (正常工况) , 牵引站左供电臂带有效电流, 右供电臂带短时最大电流。

(3) 工况三 (极端工况) , 牵引站两个供电臂均带短时最大电流。

2.2 列车发射谐波允许值计算

表1为允许注入公共连接点 (PCC) 的基于基准短路容量的谐波电流允许值, 如220kV的公共连接点 (PCC) , 基准短路容量为2 000MVA, 2次谐波允许值为12A, 3次谐波为9.6A等。当公共连接点 (PCC) 的最小短路容量不同于基准短路容量时, 有:

式中, Sk1为公共连接点 (PCC) 的最小短路容量, MVA;Sk2为基准短路容量, MVA;Ihp为第h次谐波电流允许值, A;Ih为短路容量为Sk1时的第h次谐波电流允许值, A。

有若干用户同时注入同一个公共连接点 (PCC) 时, 每个用户允许注入的谐波电流按此用户在该点的协议容量与公共连接点 (PCC) 的供电设备容量之比进行分配, 即:

式中, Ih为第h次谐波电流允许值, A;Si为第i个用户的用电协议容量, MVA;St为公共连接点 (PCC) 的供电设备容量, MVA;Ihi为公共连接点处第i个用户的的第h次谐波电流允许值, A;a为相位叠加系数, 具体取值见GB/T 14549—1993。

因此, 当计算某牵引站3次谐波的运行注入电流值时, 公共连接点 (PCC) 的全部用户向该点注入的3次谐波允许值为9.6A, a取1.1。牵引站注入3次谐波的电流允许值为:

2.3 高铁牵引站负荷在ETAP软件中的仿真

首先需在ETAP软件中增加一个与动车的谐波特性相对应的谐波源模型, 增加方法为在Library—Harmonic库中插入一个谐波源, 将表3中的各次谐波含有率依次填入。而在ETAP软件中建立牵引站负荷的模型时, 需输入负荷的有功和无功数值, 同时在harmonic标签页中调取刚才建立的谐波源。

由于三相不对称负荷的建模较为困难, 因此可以左臂带一个三相平衡的负荷, 右臂带另一个三相平衡的负荷, 分别进行谐波分析, 最后将分析的结果按相叠加。如在仿真运行工况一中, 牵引站左臂带短时最大电流 (AB相) , 右臂带有效电流 (BC相) 时, 可先让牵引站母线只带左臂负荷, 且左臂负荷的大小等于短时最大电流所对应的功率大小, 只记录AB两相, C相数据记为0, 谐波电压畸变率见表4;然后再让牵引站母线只带右臂负荷, 且负荷的大小等于有效电流所对应的功率大小, 只记录BC两相, A相数据记为0, 谐波电压畸变率见表5。在进行叠加时, 由于A相只带左臂负荷, 因此表6中的A相数据与表4中的A相数据相同;同理, C相只带右臂负荷, 因此表6中的C相数据与表5中的C相数据相同;而B相同时带了左臂和右臂的负荷, 因此需根据进行叠加。

谐波电流的计算结果也可以采用同样的分相叠加方法。

2.4 计算结果

由仿真结果可知, 牵引站在各种运行工况下, 公共连接点 (PCC) 的各次谐波及谐波电压总畸变率满足国标要求, 注入公共连接电 (PCC) 的各次谐波电流均在电流允许值范围内。

3 结束语

本文介绍了高速铁路接入电网的谐波考核指标及谐波分析内容, 并以某牵引站接入系统的谐波分析为例, 对谐波分析中选择运行工况进行谐波分析、谐波电流允许值的计算和牵引负荷的仿真等难点提供了实用、详尽的解决方案。

摘要：介绍了高速铁路接入电网的谐波考核指标及谐波分析内容, 并以某牵引站接入系统的谐波分析为例, 阐述了谐波分析中的难点及解决方案。

关键词：高速铁路,谐波,牵引站

参考文献

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接入电网方案 篇7

光伏并网的发电系统属于分布式发电系统当中的一部分,其中具有两种典型的系统结构,单级式光伏发电系统和两级式光伏发电系统。单级式光伏发电系统的系统拓扑结构是相对简单的,其中所需要的元器件比较少。

在本文当中重点对单级式光伏发电系统得基本原理进行叙述,根据电子学的理论,太阳能的等效电路图如图1所示。

在图1当中,可以根据电压和电流的正方向,可以得到太阳电池的I-V方程为:,在式子当中,光生电流用Iph来表示,反向饱和电流用I0来进行表示,影响二极管的因子为n,Rs为串联电阻,Rsh为并联电阻,q为电子电荷的常数,也就是1.6×10-19C,温度用T来表示,温度的单位是K。

此外,太阳电池的I-V方程还可以简化成为:

二、光伏电站接入系统方案

在该地区建设的光伏电站当中,规划场的总面积为8570亩,预计一期的电站规模为50MW,预计在25年间的总发电量可以得到177448万kw。在该光伏电站的工程设计当中用到了50个1000kwp的单晶硅光伏发电单元系统,在其中采用了180wp的固定式的单晶硅的太阳组件配置500kw的并网逆变器。在每2个的500kwp的光伏发电单元系统可以徐成一个1mwp的光伏发电系统方阵。

在本光伏电站的并网方案当中,以1回110kv的线路‘T’字型的形式来接到110kv的线路上方,线路的长度大约为7km,导线的界面选择为240mm2。

三、光伏电站对电网负荷曲线造成的影响

(一)PV位置的不同对电网电压造成的影响

如果光伏电站的额定容量为80WM的情况下,接入实际电网母线电压为110KV的时候,选择14个不同的光伏接入位置,对每个110节点的电压变化进行充分观察,在光伏电站进行接入电网之后,节点电压和光伏电站接入之前相比较,要相对高一些,并且每个节点的平均电压值都处于允许范围之内。

如果对相同容量下的光伏,进行不同位置的接入,也会对电压造成不同程度的影响,接入点如果越来劲负荷的末端,对其电压的提升作用也就越来越大,需要选择6个接入点来进行分析,在容量为80MW的时候,对系统所产生的潮流和电压分布情况造成的影响并不是太明显。在并网点和距离并网点最近的母线节点之间,所受到的影响是相对较大。如果光伏电站并网点当中的节点距离相对较远,在容量的关系之下,电压的水平在容量增加的情况下也会产生一定范围内的变化。在系统能可以容纳的光伏发电站的功率范围之内,在一定容量之下进行进行光伏的接入就可以在一定程度上提高整体电压的水平,从而对系统电压进行改善。

如果光伏电站当中的接入点和电源点的负荷保持距离较远的情况下,电压的变化率是相对较大的。在光伏电站接入汉能达到110的时候,在这个节点当中的电压变化率就高达4.1%,会很有可能对光伏电源造成一定程度的影响。

(二)PV不同容量之下的接入点对电网电压造成的影响

在不同的光伏出力之下,电站的接入点对电网的电压也会造成一定的影响,在光伏电站当中设置有功率为0MW、20MW、40MW、60MW、70MW、80MW、90MW、100MW以及120MW几种不同的情况,并且要进行潮流计算,从而对电网的节点电压产生的幅值进行充分平谷,对其中的110kv的负荷母线节点和110kv重要的母线节点进行充分评估,在不同容量的情况下,光伏的出力对系统的电压是会造成不同程度的影响的。光伏功率中所注入的功率会对多电源结构的系统造成极其不利的影响,并而且其中的潮流的大小和方向也会随着发生巨大的改变,从而对系统的电压分布和稳定支撑能力造成不同程度的影响。

(三)对配电电网网损产生的影响

在对不同的接入点进行不同容量之下的系统网损进行研究的时候,需要进行试验研究,光伏电站在接入点不同以及容量也不相同的情况下,对系统的网损产生的影响也是不尽相同的。如果接入点为节点220新和110的时候,这种情况下对系统产生的网损和其他的接入点相比而言,都要小很多。充分说明了在采用分布式的光伏对电网进行接入的时候,如果接入点的位置离线路的末端越近,对于系统所产生的网损消耗程度也就越小,呈现出反比的状态。

四、结语

综上所述,在光伏电站和电网进行衔接之后,节点电压要相对较高一些,并且所有的节点电压都会处于允许波动的范围之内;此外,在形同容量之下的光伏发电的介入位置会对电压造成不同的影响;另外,不同容量下的光伏处理对系统电压所造成的影响也是不尽相同的。在电站当中的容量越大,对电力系统当中各母线的电压所造成的影响也就越大。

参考文献

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