电源接入（共8篇）
电源接入 篇1
摘要：风电出力存在随机性、波动性、间歇性、可控性差等问题,使得风电并网不仅仅是单纯的电网规划问题,还体现在对系统调峰、调频能力的需求方面。文中针对风电随机性的特点进行了电源规划,确定调节机组配置。在此基础上,将调节机组选址问题与电网规划问题相结合,建立了针对风电并网问题的电源电网协调规划模型。采用IEEE-RTS算例测试系统,验证了所提出电源电网协调规划模型的有效性。
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)。
参考文献
[1]张运洲,白建华,辛颂旭.我国风电开发及消纳相关重大问题研究[J].能源技术经济,2010,22(1):1-6.ZHANG Yunzhou,BAI Jianhua,XIN Songxu.Study on thekey issues concerning development and consumption of windpower in China[J].Energy Technology and Economics,2010,22(1):1-6.
[2]魏磊,张琳,姜宁,等.包含风电的电力系统调峰能力计算方法探讨[J].电网与清洁能源,2010,26(8):59-63.WEI Lei,ZHANG Lin,JIANG Ning,et al.Discussion oncomputing methods for peak load regulation ability of powersystem connected with large-scale wind farms[J].Power Systemand Clean Energy,2010,26(8):59-63.
[3]NGUYEN N P D,PHAM T,BACHA S,et al.Optimaloperation for a wind-hydro power plant to participate to ancillaryservices[C]//Proceedings of IEEE International Conference onIndustrial Technology,February 10-13,2009,Gippsland,Australia.
[4]李建林.大规模储能技术对风电规模化发展举足轻重[J].变频器世界,2010(6):65-67.LI Jianlin.Wind power large-scale development due to large-scale energy storage technology[J].The World of Inverters,2010(6):65-67.
[5]张立军.风电场建模及电源扩展规划研究[D].安徽:合肥工业大学,2006.
[6]高赐威,何叶.考虑风力发电接入的电网规划[J].电力科学与技术学报,2009,24(4):19-24.GAO Ciwei,HE Ye.Research of electric network planning withwind power integration considered[J].Journal of Electric PowerScience and Technology,2009,24(4):19-24.
[7]BILLINTON R,WANGDEE W.Reliability-based transmissionreinforcement planning associated with large-scale wind farms[J].IEEE Trans on Power Systems,2007,22(1):34-41.
[8]于晗,钟志勇,黄杰波,等.考虑负荷和风电出力不确定性的输电系统机会约束规划[J].电力系统自动化,2009,33(2):20-24.YU Han,CHUNG C Y,WONG K P,et al.A chanceconstrained transmission network expansion planning methodassociated with load and wind farm variations[J].Automation ofElectric Power Systems,2009,33(2):20-24.
[9]帅军庆.电力企业资产全寿命周期管理理论、方法及应用[M].北京:中国电力出版社,2010.
[10]The Reliability Test System Task Force of the Application ofProbability Methods Subcommittee.The IEEE reliability testsystem—1996[J].IEEE Trans on Power Systems,1999,14(3):1010-1020.
[11]张俊芳,王秀丽,王锡凡.遗传算法在电网规划应用中的改进[J].电网技术,1997,21(4):25-32.ZHANG Junfang,WANG Xiuli,WANG Xifan.Improvingtransmission network planning model by using geneticalgorithm[J].Power System Technology,1997,21(4):25-32.
[12]伍力,吴捷,钟丹虹.多目标优化改进遗传算法在电网规划中的应用[J].电力系统自动化,2000,24(12):45-48.WU Li,WU Jie,ZHONG Danhong.Application of animproved genetic algorithm in multi-objective power networkoptimization planning[J].Automation of Electric PowerSystems,2000,24(12):45-48.
电源接入 篇2
关键词：低电压；分布式电源；电压偏移；电网末端
中图分类号：TM421 文献标识码：A 文章编号：1674-1161（2016）07-0040-03
农村地域广阔、线路供电半径长，低压配电网存在三相线路阻抗不对称、负荷三相不平衡、阻抗比较大等情况，容易出现低电压问题。在负荷集中使用期，供电半径大、负荷波动较大的中压配电线路容易出现负荷端电压偏低现象。
分布式电源DG（Distributed Generation）是指直接布置在配电网或分布在负荷附近的发电设施。根据使用技术的不同，分布式发电装置可分为热电冷联产发电、内燃机组发电、燃气轮机发电、小型水力发电、风力发电、光伏发电、燃料电池等。分布式发电可以增加电网稳定性、降低系统网损、改善电网电压分布和负荷功率因数、延缓系统更新速度、增加电网可靠性和经济性，是电力工业的重要发展方向。
1 农村电网低电压原因分析
1.1 线路设备状况较差
首先，农村电网运行线路的搭建时间比较早，当时的建设标准和技术要求都无法满足现今用电量的快速增长和用电需求。虽然进行很多次的电网改造，但大部分线路仍然很陈旧，且标准比较低。
1.2 三相不平衡
农村居民用电的季节性突出，设备利用率不高，夏季和冬季是用电的高峰季节，加上农村种植业、养殖业发展快速，导致用电量大幅度增加，每天用电的高峰为晚五点到十一点。在用电高峰时段，部分配电变压器满载或过载运行。由于农网改造资金有限，大多配电台区不能依托三相四线来调节负荷平衡，导致单相线路的负荷较重，电压也随之下降。
1.3 无功补偿容量不够
以前，农村的用电负荷以纯阻性负载为主，现转变为以空调、电动机、电磁炉之类的感性负载为主要，加之农网位于电力系统末端，无功电源先天不足，大量无功功率被被感性负载消耗，使配网功率因数偏低，电压损耗，最终导致电压偏低。同时，重视有功忽略无功的思想普遍存在，低电压较严重的一些配电台区有无功补偿不到位。
1.4 电源点布置不足
我国大多数乡镇没有变电站，依靠邻乡变电站供电。10 kV線路供电半径过大，大量线路超过供电半径。同时，受农网资金不足影响，部分10 kV配电线路和低压台区没有得到改造。
1.5 用户供电半径大
经调查，我国农村许多变压器台供电半径超过允许值。偏远山区部分用户距离电源点远，较多使用单相轧草机、粉碎机、潜水泵等设备，当每相同时使用3台及以上设备时，电压偏移较大。同时，变压器容量也不能满足要求。我国有载变压器占总数的49. 5%，制约10 kV母线电压调整；装设有无功补偿的配电变压器652台，仅占涉及配电台区供电的4.76%，不能满足调压需求。
2 低压配电网模型
2.1 电网模型简化
农村电网结构复杂，负荷具有随机性，为简便起见，采用图1简化模型来替代。
2.2 各元件阻抗参数计算
2.2.1 变压器参数计算 农村变压器选择容量100 kVA油浸式变压器，其中Pk=1500 W，Uk=4%，则：
2.2.2 10 kV输电线路阻抗计算 该方案选择LGJ-25型号输电线，输电线路长度为10 km，则：
2.2.3 0.4 kV配电线路阻抗计算 该方案选择LGJ-16型号的电力线，计算长度为100 m线路的阻抗。
RL=rl=1.98×0.1=0.198（Ω）；XL=xl=0.376×0.1=0.037 6（Ω）。
取SB=0.16 MVA，UB=0.4 kV，则所求阻抗的标幺值在数值上与所对应的有名值相等。
取cosφ=0.8，则1 kW负荷的标幺值为：S=S/SB=（0.001+0.001×tan（arccos0.8）/0.16。
3 未接入分布式电源的低压配电网电压偏移
画出地理接线的等值电路图（见图2），并为每个节点标号，方便表示各节点的电压值，利用写出的矩阵用MATLAB计算未风光互补情况下系统的节点电压。
由图3可知，该系统各节点的电压普遍偏低，部分节点电压的电压值已经降到额定电压的70%，严重影响用户的用电质量。
4 接入分布式电源的低压配电网电压偏移
在节点7、节点13处各补偿8 kW有功功率，则等值电路图如图4所示。利用写出的矩阵用MATLAB计算风光互补情况下系统的节点电压。
由图5可知，该系统各节点的电压基本在0.95～1.00之间，部分节点电压的电压值在0.94～0.95之间，该电压仍在+5%～-10% Un之间，满足客户对电压质量的要求。
若7节点补充8 kW，13节点补充10 kW，则用在风光互补情况下系统的节点电压。
从这两种方法均可以看出，只要选择合适的补偿点，风光互补发电均可以提高线路末端电压。
5 结论
随着电力用户对电能质量要求的不断提高，农村“低电压”问题已影响供电企业运营。分析和研究分布式电源在农村电网低电压治理中的作用，得到以下结论：1） 分布式电源接入位置不同，低电压治理效果不同。接入点靠近线路末端、线路越长，低电压治理效果越明显。2） 在低压配电网中接入分布式电源，可以避免在输电线路上输送无功，减少由输送无功产生的功率损耗，提高电力系统运行效率。3） 在农村电网中接入分布式电源，可以显著提高线路的末端电压，满足用户负荷要求。
参考文献
[1] 周海华.浅谈农村低电压现象及治理[J].机电信息，2013（36）：164-165.
[2] 潘少华.基于农村低电压现象的综合治理研究[J].中国电业：技术版，2011，11（30）：53- 72.
[3] 于晓牧，李立鹏，徐建范.农村低电压问题分析与解决办法[J].陕西电力，2011，4（25）：46-53.
[5] 余东旭.农村电网低电压综合治理[J].科技风，2012，5（25）：13-17.
[6] 刘皓明，朱芳芳，钱程晨.收网算法及其在低压配电网潮流优化中的应用[J].电力自动化设备，2014，34（4）：43-48.
[7] 李隆先.农村低电压分析及治理[J].新疆电力技术，2011（2）：27-30.
小电源接入系统的并网控制的研究 篇3
在电力系统不断扩大的过程中, 普遍存在通过弱联络线与大电网 (区域电网) 联接的小电厂。众多的小电厂通过联络线与大系统并网, 就形成了单电源或末端带有小电源的供电方式, 这对区域电网和小电厂的安全极为不利。再者由于在电网中不断的有大机组并网, 系统对主网网架和大容量机组的重视, 而对小电厂的安全问题则估计不足且无法考虑。由于小电厂是通过联络线与区域电网互联的, 所以在系统中靠近小电厂大的事故冲击都会使小电厂的稳定运行遭受到严重破坏[1～2]。
2 并网小系统的特点
电力系统的正常运行需要具备下述基本要求:
(1) 发电量必须与负荷需求量相适应;
(2) 系统频率必须保持在额定频率附近, 并严格控制;
(3) 系统电压必须保持在可行范围内;
(4) 在系统互联运行时, 联络线流动的功率必须保持在指定值。
在这些条件满足的前提下, 系统才能安全运行。要重点说明的是系统频率对系统稳定的影响。由于系统频率是同步发电机的交流电压的频率, 因此为了使系统能够正常的运行, 频率必须保持在额定值附近不变;同时, 频率也是电能质量的重要指标、系统运行的重要参数。所以一定要使系统的频率保持在安全稳定运行允许的范围之内。
频率稳定主要与系统的有功功率有关。只有当系统的有功功率平衡时, 系统的频率才能保持在额定频率附近。系统的有功功率在某点上的变化会通过频率的变化反映到整个电力系统上。在一个互相连接的系统中, 除了对频率要控制之外, 每一地区还必须控制其发电量以维持己拟定的功率交换计划。发电和频率的控制即称为负荷频率控制。
如图1所示系统A与系统B通过联络线互联, 当某区域内发生负荷波动而出现频率变化时, 各区可根据频率偏差比较信号确定如何进行联络线的功率支持。模型框图如图2所示。
两个一次调节系统与联络线模型相连, 得到如下模型如图3所示。
当区域B发生负荷变化时, 若该区域是孤立系统, 则频率下降到某一稳定点;但是当两系统互联, 区域A就可通过联络线对区域B做有功支持, 使得区域B频率的稳定点更接近于额定频率。但是同样不能实现无差调节。二次调节下的互联系统频率控制。
当互联系统出现负荷变化时, 在一次调频 (整个互联系统全体进行, 通过联络线实现潮流的支持) 的基础上, 各个区域还要通过改变发电机调速器的整定值, 来实现无差调节。该调节信号称为区域控制误差ACE (Area Control Error) , 这个信号通过积分环节作用于发电机的整定值上, 进行恢复控制。
互联系统内某一区域发生功率不平衡时, 整个系统全体进行一次调节, 机组加大出力, 将频率调整到某一水平;由于是有差调节, 以及各区域之间出现的联络线交换功率差额, 所以要提高发电机的出力, 将频率恢复到正常值。
在突然恶性事故的情况下, 由于大电厂的退出, 电力系统有可能产生严重的频率下降, 导致系统崩溃和大面积停电事故。
大型互联系统需要考虑的弹性因素:在中小型的孤立的电力系统是不存在的。在大型互联系统中, 受扰动地区和非受扰动地区的频率变化有先有后, 受扰动区域频率的下降的速度很快, 而非扰动地区频率的变化是滞后的。
当互联系统的一个区域受到大扰动, 互联系统内各区域间发生振荡时, 各区域间频率下降的过程不尽相同, 以简单的两区域互联系统为例, 忽略发电机调速系统的作用, 系统电压和负荷假定为常数, 在区域2因发电机事故退出的功率为OP, 那么区域1和区域2的系统频率为:
式中f (ave) (t) ———系统平均频率;
MM1, M2——为地区1, 2的转动惯量;
ω0——为系统震荡频率;
f0——为系统的标称频率。
频率的下降率:
受扰动的区域2最初的频率变化率达到最大值, 而非扰动区域1最初的频率变化率为零, 一段时间后, 非扰动区域的频率开始下降。
电力系统频率的大幅度下降将导致发电机组的机械出力下降, 往往造成发电厂有功和无功出力同时下降, 导致有功功率缺额加大和无功功率不足, 使得电压和频率进一步下降, 并形成恶性循环, 使系统崩溃。
3 小电源系统的并网控制
对于互联系统, 故障时在无法保证暂态稳定, 系统要失去同步的时候系统进入紧急状态。当电力系统受扰进入紧急状态时, 当采取紧急控制措施, 如:故障清除、励磁控制、快关汽门、切机、再投入发电机、HVDC调制以及减负荷等措施。
在暂态稳定中, 电机受到大的冲击, 它持续一个短暂的时间, 使电机端电压和传输同步功率的能力显著降低。如果考虑到单机到无穷大系统的情况, 传输功率通常可近似地由下式给出:
式中, Vt是发电机的机端电压, V∞是无限大系统母线电压。如果Vt降低, P也相应地降低。为了防止P的降低, 就要求励磁系统快速动作, 使电机强行励磁到顶值, 从而将Vt保持在一个合理的数值。事实上, 电压调节器在这种情况下所具有的最有效的功能, 是快速增长励磁和高的顶值电压, 因而能够改善将Vt保持在所需要水平的机会。而且, 当故障切除以后, 式中的电抗由于开关跳闸而增大, 这就需要励磁作另一种快速改变。这些强烈的改变, 影响到发电机释放它从原动机获得的功率的能力。这些改变都由快速改变励磁有效地加以控制。
新型快速励磁系统对受到大冲击后的暂态稳定是有裨益的。然而, 这种快速改变励磁, 对于第一个摇摆后的振荡的阻尼, 并不一定都有好处, 有时在发生大干扰几秒钟以后, 它甚至会使振荡的幅度增大。但是, 经过适当的设计和补偿后, 在动态范围内以及在受到干扰后的头几个周波内, 快速励磁系统是能够提高稳定的一种有效办法。
为了在系统扰动期间避免低于正常频率持续运行, 常采用切负荷方案, 将接连的负荷减少到现有发电量能供给的水平。如果有了系统切负荷装置, 则认为这是最基本的汽轮机低频保护。适当地切负荷能在到达非正常频率极限之前, 是系统频率返回正常值。由于汽轮机低频解裂会造成大面积的停电, 应将它作为最后一道防线。
通常机组并网是由自同期或准同期装置发脉冲信号实现的由空载到额定转速再到条件符合时与系统并网 (图4) , 相对来说机组并网简单易行;但是两系统并联运行时, 两系统均带有一定的负荷运行, 其并网条件难以调节控制, 是通过过检同期装置实现的, 即定时发脉冲信号检测两系统是否符合并联运行的条件, 如图5所示。
小电源系统与大系统互联的联络线故障后, 由于小系统惯性较小, 频率波动较大, 所以导致与大系统并网困难。通过调速器等装置将小系统控制到稳定运行后要再次与大系统并网以确保整个电网的运行的稳定、可靠。现在通常的方法是小系统全网失压各机组分别通过同期装置并入电网后再带负荷运行, 这样就使得向用户的供电可靠性就大大降低了, 为了解决这个问题就要在故障后调整过程中少切负荷少切机组甚至不切以缩小停电的范围。在两系统解列运行时在小系统稳定运行后通过调整系统内的主力机组或主力电厂机组的调速器使得小系统的频率与大系统的频率在并网互联运行允许的范围内时两系统通过联络线互联运行。
总之, 在发生故障后通过调速器和励磁调节器在一定的范围内进行调节, 使得紧急控制措施在短时内维持系统的暂态稳定, 少切甚至不切负荷/发电机, 在两系统频率差在并网所允许的范围内时就可以互联运行。
4 结语
并网运行能够提高系统运行的稳定性及可靠性。在联络线故障后小系统与大系统解列后, 通过稳定控制手段两系统都稳定运行后要互联运行。一般机组并入电网容易操作但是小系统代负荷并入大系统就都要求小系统全网失压才能并入大系统, 这样扩大了停电范围影响了供电质量, 本文通过解列后调节小系统调速器调整小系统频率与大系统在并网允许的范围内以便两系统并网, 提出了新的方法。
摘要：在电力系统的发展过程中, 普遍存在通过单一联络线与区域电网联接的小电厂。由于越来越多的小电厂并网运行, 严重干扰了地区电网的稳定运行。这些小系统的电源容量通常不能满足当地负荷的需求, 有时甚至有较大的缺额。针对上述的情况提出了小系统带负荷运行时与大系统并网的一种新方法。
关键词：电力系统,小系统,并网
参考文献
[1]黄新华.小发电机组对系统安全的影响及解决措施的探讨[J].电网技术, 2002, 26 (6) :68～70
电源接入 篇4
随着社会经济的快速发展, 资源紧缺的问题得到了各国的普遍关注, 为了满足生产与生活的需求, 可再生能源开发及利用得到了迅猛的发展。光伏电源属于可再生能源的一种, 其具有波动性与间歇性, 在接入电网后会使功率发生波动。为了保证光伏发电接入的高效性、安全性与稳定性, 应对电源电网进行系统的、科学的协调规划, 在此基础上, 光伏电源的作用才能够得到充分的发挥, 进而并网的效益才能够更加显著。
1 光伏发电接入电源电网的概况
1.1 特点
光伏电源是典型的清洁、可再生能源, 但光伏发电受诸多因素的影响, 如:地理位置、规模大小、天气变化及环境状况等, 其输出功率具有明显的波动性、随机性与间歇性, 此特点直接影响着光伏发电接入, 在电源电网协调规划过程中受不确定因素的影响, 增加了电网协调规划的难度, 为了充分利用光伏电源, 应关注其接入的特点, 并考虑其中可能出现的问题。
光伏发电系统是由以下设备构成的, 分别为太阳能电池方阵、蓄电池、控制器、直流配电箱、逆变器与交流配电箱等, 如图1所示。
1.2 问题
对于传统电源结构而言, 占据主导地位的为化石能源发电, 此时的电源具有可调度性, 其协调规划主要是为了促进电能集中生产、集中调度、合理配置等。而光伏电源作为开再生能源, 其自身具有波动性、随机性、间隙性等, 使光伏发电接入会造成电网功率波动。随着光伏发电接入规模的扩大, 它直接影响着电网功率的平衡, 降低了供电的稳定性与可靠性。同时, 光伏发电接入增加了电网协调规划的复杂性。为了维持功率平衡, 控制接入成本, 保证协调规划的科学性与合理性, 应评估光伏的功率波动特性, 利用评估体系, 为电网协调规划提供可靠的保障, 应转变电网规划及运行调度的方式, 使其适应新的能源结构, 充分发挥不同能源的作用, 抑制电网功率波动[1]。
同时, 光伏发电接入过程中, 应考虑其接入的形式, 具体形式分为两种: (1) 集中式; (2) 分散式, 如图2~3所示。
2 光伏发电接入的电源电网协调规划研究
2.1 研究概述
随着我国电网建设的快速发展, 电力资源的配置更加合理, 为了满足跨区域配置的需求, 并充分发挥开再生能源的作用, 应对影响电源电网协调规划的各个因素进行全方位的考虑。新时期, 电源电网协调规划面对诸多不确定的因素, 增加了协调规划的复杂性, 为了适应光伏发电接入的需求, 应优化电源电网规划方案, 利用规划协调模型, 指导光伏发电接入工作有序开展。
关于电源电网协调规划问题, 国内外诸多学者均给予了高度的关注, 其作为研究热点, 通过研究与实践, 提出了三个基本思路: (1) 在电源方面, 协调规划过程中应注重电网扩容的影响; (2) 在电网方面, 协调规划过程中应分析其中存在的主要矛盾, 并结合电源规划中的不确定因素; (3) 在多目标方面, 的协调规划模型包括电源、电网两个子目标, 通过对其中各因子的设计, 进而达到协调规划的目标。
根据相关文献报道可知, 关于可再生能源发电接入的电源电网协调规划模型有:基于输电线路容量约束的发电规划模型, 在电力市场环境下, 构建了兼顾市场、计划的电源规划模型;利用发电容量适应性指标, 构建了多目标输电网规划模型;考虑经济性、环保性及可靠性等因素, 构建了多目标风能发电接入的电源电网规划模型;结合传统规划模型、可再生能源随机性规划模型及机会约束规划模型等, 提出了多种电网规划模型。
本文在研究过程中, 考虑了光伏发电接入的具体情况, 结合了我国社会经济发展的实际需求, 在协调规划模型中关注了电源规划问题、电网规划问题, 并为其提供了不同的处理对策, 进而有效解决了光伏发电接入的随机性、波动性、间隙性等问题, 同时保证了电源电网规划的合理性、经济性与安全性。
2.2 规划模型
对于光伏发电接入来说, 其波动性、随机性与间隙性等特点均十分明显, 在实际运行过程中, 极易造成功率波动, 为了保证运行的安全性、稳定性与可靠性, 对系统的调度能力有着较高的要求。因此, 在协调规划过程中, 应关注电源规划的相关问题, 为调节机组提供不同的方案;同时, 要结合光伏电场的并网问题, 在电网规划过程中, 应注重光伏的不确定性, 为此提供随机规划模型;最后, 构建光伏发电接入的电源电网协调规划模型, 在此基础上, 此模型才能够具有高效性与最优化特点。
2.2.1 光伏发电接入的电源规划
光伏发电接入前, 电网调峰调频的主要任务便是应对系统负荷的波动问题, 但在光伏发电接入规模日渐扩大的背景下, 对电网的调峰、调频能力有着更高的要求, 一旦并网光伏发电过多, 超出电网的调峰极限, 在此情况下, 电网便会出现失衡的现象, 严重情况下, 会出现频率越限, 甚至会造成电网解列。
光伏发电接入过程中, 应由常规电源为其提供补偿, 即:为电源规划提供适合的调节机组, 以此保证电网的平衡, 使其供电更加可靠与安全。此时, 关光伏发电的补偿调节, 实现了对负荷波动的跟踪, 即:光伏发电“调峰”。
本文提供的调节机组, 其作为光伏发电的互补系统, 跟踪与改变光伏发电出力情况, 以此保证系统的有功平衡。它具备较强的爬坡能力, 适应了光伏发电出力的变化需求。同时, 根据光伏发电对电网负荷的影响与系统的调峰能力, 将光伏发电作为负的负荷, 此后, 利用系统负荷曲线减去光伏发电出力曲线, 进而获得了系统负荷曲线。通过对此曲线的分析可知波动规律及相关的数据, 并且利用发电机组的处理数据、爬坡能力等, 进而明确了调节机组的配置方案[2]。
在明确调节机组容量及其爬坡能力的前提下, 要选择适合的调节机组类型。通常情况下, 调节借组配置电源可以为蓄电池、火电机组、水电机组及燃气轮机组等。目前, 蓄电池技术尚不成熟, 其成本偏高, 容量较小, 未能满足光伏发电的需求;火电机组技术较为成熟、具有一定的可靠性、灵活性, 但其未能满足环保要求, 并受限于调节速度;水电机组具有较快的速度、较低的成本, 并且对环境的污染相对较小。对于不同的调节机组配置电源来说, 均存在优点与不足, 在实际选择过程中, 应结合实际情况与具体需求。
2.2.2 光伏发电接入的电网规划
在电源规划后, 应与电网线路进行有机的结合, 通过协调规划, 保证调节机组的最佳接入, 促进电网线路信息的充分利用。同时, 协调规划过程中应考虑经济因素, 此时的成本是由建设成本、运行维护成本构成的, 前者具体为调节借组建设成本、线路建设成本, 后者具体为运行成本、维护成本, 其具有固定性[3]。
3 总结
综上所述, 随着可再生能源应用的日渐广泛, 光伏电源的重要性日渐显著, 为了充分发挥其作用, 光伏发电接入的电源电网协调规划得到了普遍关注, 应明确光伏发电接入电源电网的特点及问题, 并掌握二者协调规划的模型, 在此基础上, 光伏电源并网才能够具有稳定、可靠性与高效性。
参考文献
[1]高赐威, 吴天婴, 何叶, 等.考虑风电接入的电源电网协调规划[J].电力系统自动化, 2012, 22:30~35.
[2]吕春泉, 田廓, 魏阳.考虑可再生能源并网的多阶段电源与电网协调规划模型[J].华东电力, 2013, 09:1814~1820.
分布式电源接入装置的研究和设计 篇5
随着各种新型发电技术的发展,大规模分布式电源(Distributed Generation,DG)接入电网是实现智能电网的必然趋势,但是大规模DG的渗透必将给电网的电能质量特别是保护带来较多的负面影响[1,2,3,4]。应用微网技术解决分布式电源并网问题是目前有效途径之一[5,6,7,8],微网技术的实现关键在于控制和保护:即怎样控制微网并入配电网;并网后的电压、功率如何调节;并网后系统侧和微网(或DG)侧发生故障时如何保护。
基于上述情况,本文分析研究微网(DG)的接入系统,提出一种新型接入装置的模型理念:(1)独立于微网和主网(或DG);(2)具有可靠服从的即插即用功能。最后针对含DG的配电网,以往的保护大都仅仅聚焦于通信方式保护[9,10]或是无通道保护[11,12]的某一方面,显然这种保护思路不适合含有微网的配电网保护。本文提出一种纵联(比相式)保护结合工频突变量原理的保护思路。
1 分布式电源和微电网
分布式电源是指区别于集中发电、远距离传输、大联网系统的传统发电形式。它的功率较小(一般在50 MW以下),属于模块式、分布位置灵活,与主电网互为备用共同对用户供电。大量分布式电源接入电网,使得电网运行的灵活性大大提高,产生巨大的社会经济效益;但是其缺点也是显而易见的,即给电力网系统的安全稳定运行带来了新的挑战和困难,一旦所接入DG超过一定比例,将会使得该电网的保护和控制过于复杂,信息的缺失或者不及时将给故障时系统拓扑重构带来灾难。
早期的DG并网运行规程[13]大多是基于考虑DG并网并不影响原有的配电网继电保护控制系统正常运行的原则上提出的,并没有有效实现DC的积极辅助作用,仅仅采用隔离、限制的策略。这显然不符合DG发电技术的发展,也损害了厂商们的积极性。
近年来计算机技术和通信技术的快速发展使得基于广域信息的分布式保护系统的实现成为了可能;与此同时,国内外专家提出了微网并将其应用于解决DG并网问题,如图1所示为微网和主网联络图。
从图1中可以看出微网架构下的DG接入应该满足以下两大方面:(1)可靠服从的即插即用功能,满足DG孤岛运行和并网运行的频繁切换,类似于计算机的USB接口;(2)强大的通信功能,以满足基于广域信息的分布式保护系统、控制系统的要求。
2 分布式电源接入装置的设计方案
2.1 分布式电源接入装置的硬件组成和功能规划
控制层次的不同和并网电压等级的不同,各DG接入系统的硬件组成和功能也有所不同,图2和图3分别对应图1中0.4 kV级和10 kV级接入系统的硬件结构和相应功能规划。
两者的区别:(1)逆变和升压环节不同,0.4 kV级采用0.4 kV级逆变器,10 kV级的组成有三种:采用10 kV级逆变器;采用AC/DC/AC电力电子换流器;采用0.4 kV级逆变器和升压变压器组合。(2)与电网联络的开关不同,0.4 kV级大多使用负荷开关(或电力电子开关),DG的开关可由DG控制单元和负荷开关(或电力电子开关)实施;而10 kV级使用断路器和隔离开关,微网和主网的开关由微网控制中心和断路器实施。(3)功能规划不同,除具有并网接入功能、孤岛效应检测功能、通信功能、电能质量监测功能、继电保护功能、电能计量外,主接口(微网控制中心)具有对各DG单元的控制管理功能,能控制实现整个微网的功率平衡以及在独立运行时保证敏感性负荷供电的可靠性。
遵循第1节所述的即插即用要求,结合本节所阐述的两个接入系统,本文提出一种灵活可靠的互联接入方案:即将分布式电源接入装置从各分布式发电系统中剥离出来,将图1中的微网控制中心和主接口集合在一起设计成接入装置,将DG控制单元和电力电子接口集合在一起设计成接入装置。这样,上述两个电压等级的分布式电源接入装置可统一划分为两大模块:功率传输模块和控制信息模块,如图4所示。
2.2 接入装置电路设计
接入装置的功率传输模块是指各DG发出的功率输入电网的实际途径,这一部分由逆变器(变换器)接口、断路器接口/负荷开关接口、继电器(接触控制器)接口、电量传感器等硬件接口组成,是用来连接(断开)微网和分布式电源,或者连接(开断)微网和主网的,如图5所示,对应接入的不同电压等级,比如说0.4 kV和10 kV级在线路开关、电流互感器等硬件接口和相应的硬件配置上将会不同。
控制信息模块是指微网控制中心和各DG控制单元,是构建统一调度体系的主要载体,实现对各分布式电源并网、切除、发电调度、故障检测等的统一管理,协调整个微网的运行。根据接入装置所在控制等级规划相应的功能,按照控制等级可分为:微网主控制中心级和DG控制单元级。图6是以Philips公司的ARM系列芯片为核心的控制信息模块设计。该接入装置具有三种通信方式:以太网、串口和MODEM,能满足主网主站和微网主控制中心以及各DG单元间的三级通信。
3 分布式电源接入装置的功能应用
3.1 装置功能的实现
DG接入装置的各功能模块通过ARM编程实现。这些主要的功能有:
(1)同步并网功能,装置通过检测主电网和微网的电压、电流以及相位频率等,在一定的偏移容许条件下完成并网动作。当出现不符合并网条件时如频率偏差大、相位不符合,装置可以通过控制功能模块对微网中的可调单元如光伏电源的逆变器等进行频率、电压等因素的调控,从而满足并网条件。
(2)频率、电量、功率因数等数据显示、计算、传输。
(3)继电保护功能,低压(过压)保护,低频(过频)保护、过流保护等。
(4)孤岛效应检测,目前孤岛效应检测有两大类方式:主动式和被动式,但是由于电网故障瞬间和配网的复杂性以及研究时日较短,孤岛效应检测方法难免不尽人意[14,15]。本文提出一种结合各种主动式和被动式检测方法的随机性、周期性检测方案。利用ARM芯片内存大的特点,将各种式检测方法编写功能函数代码写入,在不同的周期内,通过程序随机选择一种检测方案,控制硬件输出然后完成检测;最后将前后两个周期的检测结果进行与逻辑后判断孤岛效应。
(5)控制功能,各DG单元的接入装置设定好相关功率控制方式,如PQ下垂特性控制、最大功率输出跟踪控制等,主接口接入装置通过两级通信控制DG的运行模式以及相关储能单元的投切,从而保证整个微网的安全稳定运行。
(6)电能质量监测功能,接入装置对两侧的电能质量进行检测,当电能质量不符合相关标准要求时,接入装置发出命令控制开关进行切换。
(7)电能计量功能,该功能主要是完成微网和主网间的潮流调度的数据统计,特别是在主网负荷高峰期间。
3.2 含微网和分布式电源的配网保护
如图7所示,(1)本线路保护的灵敏度降低甚至拒动。以图中Fl点发生故障时为例,在DG接入之前,故障点短路电流仅由系统提供,但是当DG接入后,故障点短路电流则由DG和系统共同提供,而此时保护1感受到的短路电流仍然是仅由系统提供,假定其他条件都不发生变化,该电流将会因DG的助增作用而减小,所以在保护整定值不变的情况下,该线路保护1的灵敏度将会降低,严重时甚至会出现拒动。
(2)本线路保护误动。在接入DG之前,该电网的拓扑结构是辐射状,短路电流方向都是由电源指向线路,所以该电网下的保护无需增设方向元件。DG未接入时,相邻线路L2的F2发生故障,保护2感受不到故障电流;DG接入后,F2故障时,保护2将有故障电流,该电流由DG提供,如果该电流足够大,保护2将误动。
(3)相邻线路的瞬时速断保护误动。DG未接入时,F3处发生故障,短路电流是由系统侧流向故障点;DG接入后,F3处发生故障,DG和系统都会对故障点提供短路电流,此时保护2也感受到故障电流,速断保护很可能误动,从而失去选择性。
(4)瞬时故障重合闸不成功,当瞬时故障消除时由于DG仍在持续供电,则重合器检测到电流的存在误认为永久性故障而跳开。
针对保护问题,以往主要是根据DG接入点和整个电网拓扑结构计算得到各级短路电流后主要采取如下措施:(1)规划限制DG容量;(2)DG侧串联电抗器;(3)修改保护装置的定值。第一种方案未能充分有效发挥新能源的利用率;第二种方案,由于电抗器的电热损耗使得电网运行不够经济;第三种方案对于以后的DG扩建和后续规划不甚理想。
在微网的体系架构下,利用本文所设计的接入装置强大的通信功能以及本身继电保护功能模块,对含有微网和DG的配电网系统,本文提出一种新的保护思路:如图8所示,设想各分支开关安装主保护即为工频突变量联合方向元件的保护方案,将纵联比相式保护作为各分支后备保护并集中到变电站级。
在被保护区域的变电站中设置一个站级保护主机(MPD),而在不同的断路开关处设置从机(SPU),主机通过通信网络与各从机通信。
当外部区域故障时,检测出电气突变量大于门槛值且方向逻辑为真,该处从机发出指令立刻跳闸。若故障切除不成功,该SPU发出信号给主机,主机收到信号后,利用各从机上的故障信息,通过纵联比相式原理判断出故障区段,进而对相应的断路器发出跳闸命令。
当微网内部某DG侧故障时,故障DG由本身接入装置控制开关进行隔离,同时将故障信息发往主接口接入装置,主接口接入装置收到故障DG单元的信息后,控制主接口开关脱离主网独立运行。随后,主接口接入装置协调控制剩余DG功率输出或者投入储能装置,以最大限度保证负荷线路电压稳定,当无法满足要求时切除一部分非敏感性负荷,待微网重新并网后再投入运行。
4 结论
本文详细阐述了微网体系结构,在此体系结构下设计了一种采用ARMTDMI(-S)芯片的分布式电源通用接入装置。该接入装置模型构建统一、各功能采用模块化,通过功能的选配和简化可应用在不同的场合,且便于维护和升级。另外当实时性和数据处理能力要求更高时,本接入装置可采用ARM+DSP为控制信息模块的核心,ARM专门实现通信、管理控制功能,而DSP专门用于数据处理。
分布式电源接入配电网的规划研究 篇6
关键词：分布式电源,准入功率,最优容量,配电网规划
随着地球上常规能源的逐渐衰竭、环境污染的日益加重以及电力科学技术的不断进步,世界各国纷纷开始关注一种环保、高效和灵活的发电方式——分布式发电(Distributed Generation,DG)。分布式发电一般是指靠近用户,为满足某些终端用户的需求,功率为从几千瓦到50 MW的小型模块式、与环境兼容的独立电源。分布式电源(DER)主要包括风力发电场、燃料电池、微型燃气轮机、光伏电池、地热发电装置、储能装置等[1,2]。
分布式发电具有集中式发电无可比拟的优势[3,4,5],可作为集中式供电的有益补充。但和传统电源相比,分布式电源有很多特殊性,如波动性、分散性、可控性等。如何提高风能、太阳能等清洁能源的发电比重,加快电源结构调整;减少分布式电源对电网的不利影响而发挥其最大优势,是需要迫切解决的问题。将分布式电源纳入配电网规划,对其进行科学合理的配置,是对国家稳定、经济、清洁、安全的能源供应体系的构筑[6],同时也是解决该问题的有效途径之一。本文主要研究了分布式电源接入配电网的规划问题。
1 分布式电源并网对电力系统的影响
1.1 分布式电源并网运行对电力系统的影响
从技术角度看,分布式电源并网运行能够给电力系统带来诸多效益,如削峰填谷、减少线路损耗和输电阻塞、延缓输配电设备投资新建等,但同时也会给系统电压、电能质量和继电保护配置、系统稳定性和供电可靠性等带来一些负面影响。
1)对系统电压的影响。
分布式电源主要接入配电网。分布式电源接入配电网后,配电系统从无源放射状结构变为多电源结构。这一变化将引起馈线中潮流大小甚至潮流方向发生改变,进而改变配电网电压的分布,并导致既有调压方案不能满足配电网的调压要求。分布式电源对配电系统电压的影响程度与其类型、接入位置和接入容量有关,特别是当分布式电源的装机容量较大时,其对配电网电压的影响将更加显著。
2)对电能质量的影响。
当分布式电源突然并网或退出运行时,往往会引起电压突升、骤降,以及配电网短时供电中断等现象。此外,由于一些分布式电源通过直流/交流(DC/AC)或交流/直流/交流(AC/DC/AC)等电力电子变换器接口并网,因此这类电源不可避免地会向电网注入各种谐波,造成谐波污染。
3)对继电保护配置的影响。
分布式电源接入后会影响配电网短路电流的大小和方向。分布式电源对短路电流大小的影响与分布式电源的类型有关,一旦短路电流水平超标,就必然要求配电网开关设备的升级改造。分布式电源对短路电流方向的影响增加了保护配置的复杂性。配电网110 kV或35 kV的高压供电线路两侧一般都设有断路器,传统的配电网大多是单侧电源的辐射状运行,断路器往往不设方向元件。但是分布式电源接入后,一旦馈供电线路发生故障,那么故障点两侧线路可能均会出现短路电流,这时如果要求保护有选择性地动作,线路两侧的断路器必须配置方向元件。
4)对系统稳定性和供电可靠性[7-9]的影响。
配电网中,分布式电源的穿透功率较小时,基本不会引起系统稳定性的问题,此时,分布式电源一般视为“负”的负荷;而当分布式电源的穿透功率较大时,该类电源对配电网电压稳定性的影响将增大,严重时会出现电压崩溃等极端稳定性问题。分布式电源对配电系统可靠性的影响与自身的可靠性相关。分布式电源的接入为配电网提供了可供选择的多种供电途径,从供电的连续性来看,减少了负荷的停电时间,提高了用户的供电可靠性;从运行的角度来看,由于分布式电源自身的运行方式具有高度的不确定性,并且故障率较高,因此,分布式电源在一定程度上降低了配电系统的运行可靠性。
1.2 分布式电源接入配电网对规划的影响
分布式电源与常规电源相比在单机容量、施工周期、输出功率可控性以及调度方式等方面存在不同。因此,分布式电源接入的配电网规划与常规配电网的规划方式之间存在较大差异[8,10,11,12,13],具体如下所述。
1)增加不确定性因素。
分布式电源接入配电网使电力负荷预测、规划和运行与过去相比有更大的不确定性。由于大量的用户会安装分布式电源为自身提供电能,使得配电网规划人员更加难于准确预测负荷的增长情况,从而影响后续的配电网规划。另外,分布式电源虽然可以减少电能损耗,推迟或减少电网升级改造的投资,但该类电源的规模与接入位置选择不合适也可能会导致电能损耗的增加,导致网络中某些节点电压的下降或出现过电压,还会改变故障电流的大小、持续时间及其方向。此外,使用可再生能源的分布式电源,如风力发电场、光伏发电装置等,其随机波动性、间歇性和不可控性,也给配电网运行增加了不确定性因素。
2)增大问题求解难度。
一般配电网规划考虑5～20 a。在此年限内,通常假定电网负荷逐年增长,新的中压/低压节点不断出现,结果会增建一个或更多的变电站。但由于配电网规划问题的动态属性同其维数相关联(通常几千个节点需要同时考虑),分布式电源接入后必须考虑其带来的各种影响,寻找到最优的网络布置方案(即可以使建造成本、维护成本和电能损耗最小的方案)将更加困难。
3)增加运营管理难度。
对于将分布式电源接入配电网的用户或独立投资商,他们与维护电网安全和供电质量的配电网公司之间存在一定的矛盾。因为大量分布式电源接入将对配电网结构产生重大影响。为了确保电网的安全与优质运行,必须添置电力电子设备,实施相应的控制策略与调节手段,将分布式电源集成到配电系统。这不但需要改造现有的配电自动化系统,还需将对配电网的被动管理转变为主动管理。
4)降低供电设施利用率。
分布式电源接入配电网可以延缓或避免配电网投资。但若分布式电源接入供电容量充裕的区域或节点,则可能导致原有供电容量长期处于备用或闲置状态,从而降低了供电设施利用率,使原规划方案的配电公司投资无法按期回收。
鉴于分布式发电机组类型及所采用一次能源的多样化,如何在配电网中确定合理的能源结构、协调和有效地利用各种类型的电源,成为新出现而且迫切需要解决的问题。因此,在考虑分布式电源接入的配电网规划中,应充分发挥这类电源的成本优势,同时降低其对电力系统的负面影响。
2 分布式电源并网的接入容量研究
分布式电源在配电网的布点规划,实际上就是需要确定分布式电源的位置和容量问题。研究表明分布式电源不同的安装位置和容量,将会影响到系统短路电流的大小、配电网的电压分布、电压稳定性等。分布式电源合理的安装位置可有效改善配电网电压、减小系统有功网损、提高系统负荷率;反之,如果配置得不合理,则会影响配电网的安全稳定运行。分布式电源合理的安装位置和额定容量的确定必须满足较多的限制条件。
在已有配电网的基础上进行分布式电源的布点规划,总体上应该包括两步:①根据自然资源的分布情况和国家的能源政策确定分布式电源的类型、容量和位置,这一过程仅考虑在哪些位置上能够安装哪些类型、多少容量的分布式电源,即仅考虑环境以及政策方面的因素;②在第一步的结论基础上,结合分布式电源接入的实际电网,从技术角度重新进行一种或几种分布式电源的最优容量和位置的规划[1,14]。
2.1 分布式电源准入功率计算
分布式电源极限接入容量即是DG穿透功率极限,其定义为系统在正常运行条件下能够接受的最大分布式电源注入有功功率,这可在布点规划的第一步中计算得到。分布式电源注入功率的增加可能会引起系统的电压和频率产生偏差、电压发生波动和闪变,以及系统的稳定性受到影响等问题,因此计算分布式电源穿透功率极限时需要考虑静态和暂态各种约束限制。
常用的计算分布式电源准入功率的计算方法有[15,16,17]试探法、解析法和数学优化法3种。
1)试探法。
即给定一个分布式电源的位置和容量,计算在各种负荷水平下电压分布和系统短路电流,如果电压分布和短路电流水平满足安全运行的要求,再增加分布式电源的容量,重复上述计算,直到分布式电源容量不能再增加为止。试探法对于一个完全被动的配电系统,即完全采用传统的调压手段进行调压的配电系统比较有效且方便。但缺点是不灵活,很难考虑电压调整措施,比如分接头调整、无功补偿设备调整等对电压调整的影响,更改任何参数都需要对准入功率进行重新的验算。试探法给出的最大准入功率很可能不是实际的最大值,只是其目前试探样本中的一个最大值,而且试探法并不能给出一个最优的电压调整方案。但是,试探法是一种简单实用的方法,可认为是优化算法的特例。
2)解析法。
解析法通过建立解析方程,来计算满足方程的分布式电源的准入功率。可利用解析法,建立各种设备的模型和运行限制,并计算风力发电和光伏发电的一个运行范围,从而建立无功、有功注入的一个范围[18]。总体来说,解析法比较繁琐,适用的范围非常有限,因为如果设备改变了,就需要重新建立数学模型,而且需要评估模型的有效性。解析法实质上是优化方法的特例,其特点是采用了若干较强的假设,因而应用范围受到限制。
3)数学优化法。
数学优化模型,以最大准入功率为目标函数,给出系统参数,通过考虑各种约束,用优化算法解出状态、控制变量,为电压调整措施提供指导。其优点是,使用潮流程序能够方便地表示各个系统的参数,比较容易地检验各种调压方法对于准入功率的影响;其缺点是,系统建模复杂,需建立考虑各种约束的有效的数学模型并且特别是在考虑多种分布式电源的优化问题时,计算量大。
在规模较小的配电网中,采用解析法和数学优化法能够较好地得到分布式电源的准入功率;而对于节点数较多的配电网系统,若仍然采用这两种方式进行求解会碰到维数灾和建模困难等问题,此时宜采用试探法计算分布式电源的准入功率。
2.2 分布式电源最优容量计算
对分布式电源进行布点规划的第二步,实质上是一个大规模的多目标寻优问题,而各个子目标之间的优化存在着相互制约相互矛盾的可能性。对于分布式电源最优容量的求解必须能够准确评估分布式电源对所在电网的各种影响,给出分布式电源的最优位置和规模,使得分布式电源在电网的逐步渗透过程中不会破坏电网运行的安全性和经济性。国内外已有一些学者对分布式电源最优容量进行了研究,求解方法大致上可以分为经典的数学优化算法、启发式优化算法和智能优化算法[1,8]3种。
1)经典数学优化算法。
数学规划算法理论上可保证解的最优性,许多场合下仍得到应用。常见方法有:①线性规划方法[19],其对非线性问题可通过数学简化转化为线性问题来求解,但是该方法对问题有较为严格的要求,如对问题的凸性要求,而含分布式电源的电网规划问题是一个非线性问题,需要通过对模型的简化将问题线性化,从而可能导致最终解的偏差,在某些情况下甚至可能找到不切合实际的解;②分支定界法[20],这是求解整数规划的常用数学规划方法,该方法接近于对事物的枚举,在所研究问题维数较多时容易受到运算量过大的困扰;③其他数学规划方法,如将动态规划法应用于配电网多阶段规划。随着求解问题规模的增大,经典数学规划算法的收敛性往往会出现问题,这时往往会采取一些简化方法,如分解成子问题、伪动态方法[22]等。
2)启发式优化算法。
由于电力系统规模很大,有的网络具有上千个节点和线路,而且还要再考虑多阶段规划及本身众多的因素,因此电网规划问题将成为一个规模巨大的优化难题,单靠数学优化技术是无法解决的。启发式优化算法则不同,它是以直观分析为依据的算法,而且与规划及运行人员的经验相结合,比单纯的数学优化方法更能准确地模拟实际电网规划行为。启发式优化算法虽无法严格保证解的最优性,但计算和应用都很方便,因此在电力网网架规划中仍然得到了广泛的应用。启发式优化算法可用于研究优化分布式电源的位置和容量[3],即在规划中考虑了分布式电源与配电变电站之间的相互影响,以供电公司的总成本最小为优化目标,总成本中包含分布式电源的投资成本和运行成本、变电站的运行成本、用户停电损失成本以及网络损耗。
3)智能优化算法。
智能优化算法是一种解决组合优化问题的智能技术,包括遗传算法、模拟退火算法、蚁群优化算法、粒子群优化算法、禁忌搜索算法等:
(1)遗传算法。
在电网规划领域,遗传算法已有了许多的应用,其主要思想是列出一组待选规划方案,评价各方案的好坏,通过杂交、变异等算子的多次作用,产生越来越好的方案,直到得到最优结果。可利用遗传算法对遗传过程中生成的每个分布式电源位置和容量方案个体,运用基于支路交换的模拟退火算法规划扩展网络,对分布式电源和网络的综合规划结果进行经济性评估以衡量个体方案的优劣[2];可在分布式电源个数、位置和容量均未知的情况下,采用遗传算法对分布式电源的位置和容量进行优化;可根据分布式电源的特点,采用基于支路电流的前推回代法计算配电网潮流,应用遗传算法对分布式电源的位置和容量进行优化,遗传搜索终止时得到分布式电源的优化配置方案[25]。
(2)模拟退火算法。
利用模拟退火算法跳出局部最优的性能,结合支路交换法,提出了一种具有较高效率的电网规划算法[26];利用模拟退火算法较好地解决了遗传算法进行电网规划时存在的局部收敛问题[27];可结合高中压配电网的特点,对模拟退火算法进行改进,并采用记忆指导搜索方法以及模式法修正局部最优解[28]。
(3)蚁群优化算法。
其是一种求解组合优化问题的新型通用启发式方法,该方法的主要特点是正反馈、分布式计算和富于建设性的贪婪启发式搜索。可采用蚁群算法结合线性规划的混合算法对分布式电源优化模型进行求解,使分布式电源并网运行价值最大化[12]。
(4)粒子群优化算法。
粒子群优化算法已经成功地用于求解连续域问题,但是对于离散域问题的求解研究还处于起步阶段。可利用粒子群优化算法建立以网损最小、分布式电源运行成本最小、分布式电源安装容量最大为目标的记及分布式发电的配电网规划多目标优化模型[29];通过粒子群算法进行多目标问题的优化计算,并对不含有和含有分布式电源的配电网规划结果作了比较分析[30]。
(5)禁忌搜索算法。
可在已知分布式电源总容量的情况下,以实现最小配电网损失为目标,采用禁忌搜索法对分布式电源的位置和容量进行分解协调[31]。分布式电源的优化配置一般可分为位置优化和容量优化两部分,并采用分解协调的方法求解:首先采用禁忌搜索算法确定满足指定条件的分布式电源的初始位置,然后根据固定的初始位置采用禁忌搜索算法优化搜索分布式电源的容量,重复上面两个过程,直到达到最大的迭代次数为止[31]。
经典数学优化算法能够求解得到全局的最优化解,在经验数据不足的条件下,多应用经典数学方法进行优化,但这类优化算法通常求解过程复杂,并且非常依赖于模型的准确性;而启发式优化算法和智能优化算法虽然不一定能得到全局的最优化方案,但在工程应用过程中,局部最优解、或全局次优解也是能够接受的优化方案,并且这两类优化算法的实现过程简单,对模型本身精度要求不高,且通过已有的经验数据,就能够得到负荷工程应用优化结果。
3 结语与展望
分布式发电是一种新型的很有发展前途的发电和能源综合利用方式。分布式发电技术的广泛应用,使得国家能源政策、能源规划等直接渗透到与分布式电源有关的电力系统规划中,并影响电力系统规划的决策过程。未来与分布式电源有关的规划还需要考虑以下几个方面的问题[29,32,33,34,35]。
1)分布式电源的多样性。由于所处地理位置和政府规划的影响,各个地方允许建设的分布式电源的种类并不相同,如在太阳能充裕的地方,政府可能规划建设光伏发电系统;在沿海或其他地方,政府可能规划风力发电场;随着对城市高清洁能源的要求,城市配电网中可能规划建设燃气轮机发电等。
2)分布式电源的数学模型影响。在电网分析中,分布式电源应该作为哪种节点来处理,如有些情况下的分布式电源应该采用恒电压节点模型;有些则应该采用恒功率节点模型等。
3)负荷和分布式电源的不确定性相结合的配电网规划。
4)分布式电源对配电网可靠性的影响。
5)采用新的算法研究如何确定不同类型分布式电源在配电网中的最优安装位置、安装容量,以保证系统的经济性和安全性综合最优。
6)随着国家电网公司对电网建设项目后评估研究的重视,配电网规划项目经济评估指标体系和评估方法会成为研究热点。
7)建设坚强智能配电网是国家电网公司的战略发展目标,分布式电源的应用是智能电网建设的核心问题之一,这将促进含分布式电源的配电网规划研究的进一步深入。
电源接入 篇7
高渗透率的分布式电源 (DG) 接入配电网对配电网的继电保护提出来挑战, 分布式电源使得配电网由单电源辐射状结构变为多电源结构, 故障电流方向、大小都将发生变化, 随着分布式电源容量越来越大, 接入数量越来越多, 配电网传统的三段式电流保护之间可能会失去配合, 且对重合闸产生较大的影响[1,2]。IEEE 1547标准规定, DG所在馈线发生故障时, DG应当停止运行。然而, 有可能故障发生时DG未来得及离网, DG就会对故障线路持续供电, 可能导致重合闸失败, 这样就会对原有保护动作产生较大的影响[3,4]。
目前, 对于DG接入配电网后提出的保护方案大致为两个方向, 即基于通信和基于本地量的保护措施[5,6,7]。基于通信方案主要是依赖于通信, 就我国配电网实际建设情况而言, 若要实现发达可靠的通信网络, 需要投入大量财力物力, 因此基于本地量的保护方案更具有实用性。参考文献[8]提出了一种自适应电流速断保护, 利用故障分量实现无通道保护, 但是该方案需要安装多个电压互感器PT, 对于配网而言, 不是一个经济的选择。参考文献[9提出了一种只利用故障电流信息判断故障方向的方法, 而不使用PT, 但是对于能否准确判断故障位置还有待进一步研究。参考文献[10]提出了利用故障分量的自适应电流保护方案, 然而在低压网中故障分量持续时间短, 能够准确提取故障分量有很大难度。参考文献[11]提出了一种新型电流保护方案, 利用电流综合幅值的比较将故障范围缩小到一个故障搜索区域之间, 再利用区域电流间的相位关系对故障线段进行定位, 该方法简单有效, 且较少依赖于通信。本文主要探讨对原有配电网三段式电流保护进行改进, DG上游加装方向过电流保护, 下游根据DG容量相应修改电流保护整定值以适应不同容量分布式电源的接入。
1分布式电源容量对配电网的影响
根据分布式电源接入配电网的容量大小、不同位置, 结合保护安装位置、不同点短路, 其产生影响各不相同[12]。本文主要考虑同步类型DG接在分段母线处, 以一配电网为研究对象, 如图1所示, 分析在不改变原有配电网保护配置情况下DG接入容量应满足的要求。在图1中, SG为系统电源, DG为分布式电源, 母线电压为10.5 k V, Zs为母线A到系统等效电源之间的阻抗, Zdg为分布式电源等效阻抗, 其他为线路阻抗, 忽略运行方式不同产生的影响, 分析当线路AB、CD末端发生三相短路故障时 (如图1中f1、f3) , 不同分布式电源容量对电流保护的影响。
设Sdg为DG接入容量, Edg为DG等效相电势, 于是, 其关系如公式 (1) 所示:
对于DG下游, 考虑线路CD末端 (f3) 发生三相短路故障时, DG接入母线C处故障电压为U, DG提供短路电流为Idg, DG下游线路短路电流为Ik, 系统等效电源与母线C处阻抗为Zsc, 由电路理论得到:
由公式 (1) ~ (5) 推导可得公式 (6) :
由公式 (6) 可以看出, 假设Edg标幺值为1, 忽略运行方式改变, 即Zs不变, 忽略相位较小偏差以及负荷电流大小, 则Ik与Sdg近似是线性关系。
由图1可知, 当线路CD出口f3处发生三相短路时, 如果短路电流Icd不超过原本整定值范围, 必将增强保护的灵敏性, 但是短路电流Icd可能超过本线路的Ⅰ段电流值IcdⅠ, 此时将引起本线路断路器误动, 从而使保护失去了选择性。
因此, 在不改变原有保护配置的情况下, 可以通过Ik与Sdg近似线性这一关系, 根据接入DG容量Sdg来调整电流保护整定值, 确保满足灵敏性和选择性。
2仿真分析
目前, 配电网广泛采用三段式电流保护, 即电流速断保护、限时电流速断保护和定时限过电流保护。以保护1为例可以得到三段式保护整定原则。计算公式如公式 (7) ~ (9) 所示:
根据图1所示, 在Matlab软件中搭建DG并入配电网电路, 如图2所示。设系统等效电源SG基准电压为10.5 k V, 系统电源容量S=100 MVA。输电线路AB、BC、CD、DE长度分别为4、5、7、10 km, AF、FG线路长度分别为4、8 km, 单位每千米线路的阻抗Zr=0.27+j0.347Ω。负荷E和G处负荷的额定容量为6 MVA, 额定功率因数为0.85。当AB线路末端f1处发生三相短路时, DG提供反向短路电流, 当短路电流值超过保护2的Ⅱ段电流值的时候, 就可能引起保护2的误动, 因此需要限制DG容量。根据公式 (7) 、公式 (8) 、公式 (9) , 取KⅠrel=1.2, KⅡrel=1.1, KⅢrel=1.25, Kss=1, Kre=0.85, 这里计算出保护2的Ⅰ、Ⅱ段整定值为:IⅠbc=1 435 A, IⅡbc=972 A。通过MATLAB仿真得到的结果如表1所示。
由表1可以看出, 当DG容量接近30 MVA时, Ibc超过保护2的Ⅱ段整定值IⅡbc=972 A, 此时保护2的Ⅱ段可能误动作, 因此对于DG上游保护需要安装方向性元件, 对于简单含单个DG配电网可以设计电流保护整定值达到准确切除DG上游故障的目的, 但对于复杂含多个DG配电网, DG上游可以采用纵联电流保护[13,14,15]。
当CD线路末端f3处发生三相短路时, DG提供正向短路电流, 计算出保护3的Ⅰ、Ⅱ段整定值为:IⅠcd=884 A, IⅡcd=627.4 A。通过Matlab仿真得到的结果如表2所示。
DG容量相对于系统电源容量, 比例不大。当DG容量小于8 MVA时, DG的接入不会影响下游保护, 且使得保护的灵敏度增加。但是当DG容量大于8 MVA时, 此时的短路电流Icd大于保护3的I段整定值为IcdⅠ, 会引起保护3的误动。因此需要根据DG容量相应改变保护3的整定值, 以确保保护的选择性和灵敏性。对于表2所得的Sdg与Icd数据, 其相关度为0.995, 再结合图3可以看出Sdg与Icd近似为线性关系。
由公式 (6) 可知, 该直线斜率k为:
由所建模型参数得到斜率k为0.017 8 A/k V, 与所得直线斜率基本相等, Es/ (Zsc+Zcd) , 即为不接DG时短路电流值, Icd'为公式 (6) 计算短路电流值, 由图4可以看出, 在一定DG容量变化范围内, 与Icd相比结果误差不是很大, 在误差范围内。因此可以根据公式 (6) 得到将不同DG容量接入时的保护I段电流整定值为:
相应的Ⅱ段电流整定值与Ⅰ段一样, 按照下级线路Ⅰ段整定。
对于含两个DG的情况, 如图5所示。对于保护3的整定, 可以将椭圆框内等效成电源加阻抗的模型, 等效阻抗:
其中, Zdg1为DG1等效阻抗, DG等效电源为标幺值1, 这样就和上述单DG情况一样, 可以采用同样的公式对保护3整定。假设DG1=2 MVA, 通过Matlab仿真得到表3, 即为Sdg2与Icd的仿真数据, 其相关度为0.996, 结合图6可以看出Sdg2与Icd近似为线性关系。
3结语
电源接入 篇8
分布式电源作为绿色能源是未来发电的重要发展方向, 主要包括太阳能发电、风力发电、天然气发电等多种形式。这些电源具有资源分散、单项目容量小、用户类型多样等特点, 一般接入较低电压等级的电网。分布式电源接入配电系统后, 潮流和短路电流的方向发生了改变, 其发电的间歇性及不确定性也将影响继电保护的性能和电网的安全。
由于分布式电源的建设及应用在我国还处在发展初期, 与其相关的继电保护相关标准还不规范和完善, 运行经验以及相关管理等还未十分成熟。目前国家电网公司已启动分布式电源接入系统标准体系的研究, 并取得了部分成果。对于接入分布式电源的结构、接入容量、接入方式、接入电压等级等边界条件有了指导性文件。目前, 越来越多的分布式电源 (本地区以光伏发电为主) 接入电网或即将接入电网, 为了给分布式电源接入电网创造便利条件, 缩短其并网时间, 提高分布式电源的建设效率, 以及规范分布式电源继电保护运行管理, 保障分布式电源接入电网后的安全稳定运行, 有必要针对分布式电源的继电保护专业管理工作提出更高、更详细的指导与要求。
2 分布式电源继电保护的专业应用
电力系统继电中保护专业技术管理工作是个全过程的专业管理工作, 涵盖工程设计、初设审查、设备选型、安装、调试、运行维护等每一个环节。分布式电源继电保护的专业技术管理工作是在总结其他电源建设、运行、管理经验的基础上, 深入研究、分析分布式电源继电保护关键技术的全过程技术管理工作。重点关注分布式电源接入系统的继电保护配置、加强分布式电源继电保护的运行管理, 缩短分布式电源的接入并网时间, 提高建设的效率和效益, 规范和健全专业日常管理工作, 并确保分布式电源接入电网后机组和电网的安全稳定运行。
2.1 分布式电源接入配电网的技术管理
分布式电源继电保护的专业技术管理工作首先是对分布式电源接入配电网的继电保护配置进行专业设计审查。对于分布式电源接入系统方案的继电保护的配置, 设计单位、专业部门在深入研究分布式电源的示范工程后, 依据《国家电网公司关于印发分布式电源接入系统典型设计的通知》, 并结合当地配电网的实际运行情况, 因地制宜制定分布式电源接入配电网的继电保护技术规范, 为分布式电源的接入提供专业依据。
2.1.1 对分布式电源的继电保护的总技术要求
分布式电源继电保护的设置应满足继电保护4性的要求, 并考虑在不同的运行方式下, 分布式电源的逆变电源、变压器、线路等电气设备不得失去保护。
2.1.2 对分布式电源的继电保护配置的具体要求
针对接入电网的分布式电源的不同容量、不同接入点以及接入线路的不同, 分别提出相关的继电保护具体要求:
(1) 分布式电源并网电压等级可根据装机容量进行初步选择:8k W及以下可接入220V;8~400k W可接入380V;400~6000k W可接入10k V;5000~30000k W可接入35k V。并网电网等级应根据实际条件, 通过技术经济比较论证, 若高低两级电压均具备接入条件, 应优先采用低电压等级接入。
(2) 分布式电源可以专线或T接方式接入系统。各种接入系统方式的线路保护配置原则应根据实际接入条件分别考虑。
(1) 专线接入的保护配置要求:全电缆线路或架空线路接入, 且线路短于3km, 线路两侧宜配置光纤差动保护。对采用电流保护的, 光伏电站侧为躲过正方向的负荷电流, 应要求设方向保护;由于光伏电站的短路电流输出相对不大, 小于1.5倍的额定电流, 变电站侧定值上应校核躲过反方向的故障电流, 电流保护一般考虑不带方向保护。分布式电源专线接入时, 专线线路可不设或停用重合闸。如需投入重合闸, 则宜增加重合闸检无压功能。
(2) 公用线接入的保护配置要求:由于公用线T接点众多, 因此不考虑光纤差动保护, 仅设置过电流保护, 对保护定值深入变电站内部造成保护不配合的, 则应发联系单告知变电站, 并取得变电站提供的相应的同意书。共用线投入自动重合闸, 宜增加重合闸检无压功能;条件不具备时, 应校核重合闸时间与分布式电源并、离网控制时间配合。
(3) 总装机容量大于2000k W的分布式电源接入电网的变电站侧, 配置电压应取自高压侧母线的故障解列装置。变电站高压电源进线故障时, 故障解列动作于与分布式电源的连接的断路器。以避免变电站高压进线瞬时故障后断路器重合对分布式电源电站侧的设备造成冲击、损坏。
2.1.3 分布式电源电站侧保护配置的要求
分布式电源电站如有高压配电室时, 其高压侧应装设电压频率保护装置。其电压模拟量宜取自高压侧, 保护作用于跳高压侧线路开关。对高压配电室还有其他负荷线路的, 则动作于各发电出线并网开关。分布式电源电站发电时, 电压、频率异常保护必须投入运行。
(1) 防孤岛现象保护:如分布式电源接入系统的变电站侧未配置故障解列装置连接分布式电源接入开关的, 则变电站必须配置具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接能力的防孤岛保护。对于非计划孤岛, 防孤岛现象保护应保证在孤岛发生时分布式电源并网专用低压断路器跳开 (将光伏电站与电网断开) 时间不得大于2s。
(2) 逆功率保护:并网电站接入企业 (用户) 内部电网, 并设计为不可逆流并网方式时, 应配置逆功率保护。在用户与公用电网的公共连接点检测到逆向电流超过光伏电站额定输出的5%, 专用低压断路器逆功率保护应在0.5~2s内断开光伏电站分布式光伏并网。
(3) 变压器出线保护:对于变压器小于2000k VA的, 一般可以不要求装设差动保护, 仅设置两段式过流保护, 其中过流I段可无延时出口。800k VA及以上的变压器应装设瓦斯保护;全密封式变压器根据厂家配置, 装设瓦斯或压力释放保护。
2.1.4 分布式电源继电保护专业管理的要求
分布式电源继电保护的专业技术管理工作还应对接入电网的分布式电源项目提出专业管理上的要求:要求继电保护专业人员必须参加分布式电源新建和扩建工程的接入及设计审查, 并有权对其保护配置提出原则意见;其项目有关设计资料应于审查前提供给专业管理部门;电站建设工程结束后, 继电保护专业人员应参与验收;对存在安全问题的或对保护整改要求不予落实的, 保护专业有权不允许其并网运行。
2.2 分布式电源继电保护的运行管理
对于分布式电源的专业管理还应注重日常运行管理, 保障分布式电源的继电保护及自动装置正常运行, 确保分布式电源以及电网的运行安全。对于分布式电源的日常管理, 有以下几点规定:
(1) 分布式电源电站内与系统有关的继电保护装置整定值必须由调度继电保护专职审查通过。电站的主接线及原有运行方式发生变动时, 应及时与所辖调度部门继电保护专责联系, 以便调度部门及时对保护定值重新审查, 防止由于定值上的不配合引起不正确动作。
(2) 发电容量为2000k W以上的分布式电源电站有条件应配置保护专责。电站应加强专业技术培训, 提高值班人员的业务水平, 正确判断和处理事故, 及时发现和消除设备缺陷。
(3) 电站必须定期对继电保护设备及定值进行检验, 并每隔1年向调度部门提供1份完整的试验报告, 供配调继电保护专责审查。
(4) 专业管理部门每年应组织1次安全大检查, 了解电站的运行情况, 并在检查末编制1份检查总结, 对电站的运行进行指导。
(5) 电站应以保证电网的安全运行为己任, 积极配合供电企业的工作, 接受供电企业专业人员的检查。对危及系统安全运行的设备异常和缺陷必须根据供电企业的意见及时进行处理。如有必要, 供电企业可将有问题的电站解列。