机组并网（精选9篇）
机组并网 篇1
对于异步风力发电机组,它的软并网控制系统的总体结构包括触发电路、反并联可控硅电路和异步发电机,而失速型风电机组的软并网控制系统的主电路是包括3对两两反并联或双向可控硅及其保护电路六只可控硅SCRI.SCR6将电机和电网链接。
于软并网装置的可控硅拥有很多优点:因其导通压减小,器件的功率损耗和发热的问题得到解决;电流浪涌冲击和峰值的转矩冲击力被也可以被可控硅消除;另外,可控硅是没有接触不良、磨损、粘着以及弹跳等问题的
一、可控硅的触发方式
通常而言,利用可控硅实现风电机组软并网可有两种方案供我们选择:斩控式和相控式。其中根据可控硅的通断与否,相控式电路又可以被分为过零式触发和移相式触发。
所谓斩控式电路,它是指当频率控制不变的时候,正弦波电压通过斩波被分成了若干个小的脉冲式电压,然后,使功率电子器件的导通比变化,输出电压的有效值便得到了有效调节。然而,当我们选择使用可控硅等半可控型器件时,则就需要借助换流电路(它起到辅助的作用)来关闭可控硅的导通电路;但是,当选择全控型的自关断器件用于斩控电路的时候,比如说GTO、IGBT等,它们有一个共同特点便是工作频率偏高,因此在导通和关断的过程中,器件不可避免地会有尖峰电流产生且伴随着很高的反电势,从而带来开关损耗增大的问题,此时,我们便需要考虑缓冲吸收电路的合理性。
而对于相控式电路来说,这种触发方式是非常适合用来控制输出功率的,而对于电压需要平滑调节的场合则无法得到广泛使用。另外,还有一点需要注意,交流电网的功率因数不能设置的太低,因为设置太低便使得相位角过大从而带来了冲击电流的产生。
移相触发方式,为实现输出电压从零到电源电压的连续变化我们可以通过改变可控硅的触发角来改变输出端电压的有效值。这个方案的优点非常明显。首先它的实现方法是比较简单和可靠的,并且充分利用了可控硅自然关断的特点,并不要使用辅助换流。但是它的缺点也是存在的。电压中包含的奇次谐波含量还是相对较高。
综上所述,三相反并联可控硅移相触发是失速型风电机组软并网控制系统经常采用的控制的形式。在可控硅移相触发的过程中,因为异步的电机定子上的电压波形是正负半波对称的,而且不含有偶次谐波,所以有效避免了负序磁场带来的负序转距的反面影响。
二、风电机组软并网系统控制功能
经过以上分析可知,双向且可控硅的等效阻抗值是可以改变的,当可控硅的导通角发生变化的时候,它也会随之改变。考虑到,反相可控硅是串联链接在电机的出线与电网的中间的,所以我们通过改变可控硅的导通角大小来实现电机定子的电压值大小和每一个电压平台持续的时间长短。为了使得其电压从某一较小的初始值开始慢慢地增大直至达到全压的状态,我们可以通过慢慢的增大定子的电压来实现。我们通常将这种控制方式称为电机的降压启动模式。为了限制并网过程中产生的冲击电流是使用软并网控制系统的主要目的,所以,我们将电机的定子电流进行逐一地采样之后,再计算有效值,并把这些有效值和电流的限定值进行比较,最终得到相对的电流的偏差值。称之为增量式PI算法。
三、对采用软并网过渡过程进行仿真分析
在仿真模块中所包含的风机模块、异步风力发电机模块是如前所述。控制其初始的控制角为1700,仿真算法设为变步长ode23tb,相对误差控制在lxl O(-3),绝对误差是lxl0(-6)。则可以得到总体的仿真图如下
当大电机处于风速等于10m/s的时候切入电网,其切入预置点设为s=O.1,则在过渡过程出现的电流状态量限定值为500A。可以得到仿真结果如下图
当大电机在风速等于13m/s的时候切入电网,切入的预置点设置为s=0.15,则在过渡过程出现的电流状态量限定值为500A。得到的仿真结果为
综上分析,我们可以获得以下几点结论:
1. 软并网过渡过程时间很短,但是相对直接并网来讲,过渡过程则变长。
2. 并网时,可以将软并网过渡过程冲击电流限定在电机额定值的范围之内,工程上一般取额定值的1.2~2倍。只要我们的控制方法适当就可以做到使转速和电流平稳过渡。
3. 为避免初始阶段的时候,可控硅的导通太快,会造成巨大电流冲击产生,我们可以设置较小的可控硅控制角,当转子加速度逐渐增大时,我们使控制角的减小幅度加快,从而使得可控硅可尽可能快的得到导通。在现实运行时,控制系统可以对此自动计算。
4. 可控硅等效阻抗从最初值逐步减小接近于零,电网电压从小到大逐步加载到电机定子端。
参考文献
[1]黄俊.半导体变流技术.北京:机械工业出版社,1980,161-84.
[2]丁道宏.电力电子技术.北京:航空工业出版社,1999,65-67.
[3]高景德.交流电机及其系统的分析.北京:清华大学出版社,1993,33-34.
[4]张志涌.精通MATLAB.北京:北京航空航天大学出版社,2000,177-202.
机组并网 篇2
电气总结
6.12晚上20：30开始进行500KV升压站按照启动方案要求转冷备用、1号主变及1、2号厂高变、1号发电机及励磁系统转冷备用的准备工作，至13日夜2：00，完成500KV升压站、主变厂高变、发电机及励磁送电前准备工作。
6.13日早上，为确保首次送电安全，一次成功，再次按操作票内容进行全面复查。中午12：00配合对侧汕头站对门汕甲线进行参数测试、绝缘测量等工作。17：00 变电站侧开始500KV门汕甲线首次送电操作，18：50线路送电成功，19：54完成500KV门汕甲线、升压站5012开关、#1主变#
1、2厂高变受电。
6.14 0：20做1号发电机假同期试验，正常。1：47 1号发电机同期并网成功。12：00后机组负荷加至200MW时，对发电机差动CT及主变、线路部分CT极性进行检查。结果是正确，18：27 1号发电机解列。18：35 中调令断开500KV5012开关。21：30完成1号发电机及励磁系统转冷备用，1号主变1、2号厂高变转冷备用，500KV门汕甲线转检修的工作。
这次的启动，机组发电量163.7496万KWh，上网发电量162万KWh（扣除励磁用电），无功51.75万Kvarh，厂用电量89.2386万KWh（从机组上水启动开始），这次500KV升压站及机组并网过程中，电气操作及设备投运比较顺利，从对侧开始进行刀闸操作至门汕甲线充电到我厂主变厂高变充电完成只是花了1小时（还包括的测试等）。送电后运行人员2小时巡视一次设备及抄表，严密监控。总体感觉：NCS监控系统、门汕甲线、5012开关及主变厂高变、发电机及励磁系统等等设备运行及各项监测都比较正常。但也存在以下几个问题：
1.励磁室由于整流柜热风排在室内，在2个吸顶式和2个柜式空调都运行情况下，室内温度较高，近30度，为确保励磁设备的安全运行，也降低空调电耗，建议立即采取措施将热风直排室外。2.1、2号机组凝泵变频器室也存在同样问题。
3.运行中发电机定子铁芯的齿部及端部所有温度测点大幅跳动。幅值有10度左右。机组停运后没有该现象。
4.运行中1B UPS偶尔发综合报警，现场检查是旁路频率报警。机组停运后该现象消失。
5.定冷水流量低开关经常出现2个报警，这个影响168及以后正常运行。
海门电厂运行部
机组并网 篇3
关键词：柴油发电机组,并网,改造
0 引言
广西水电工程局安哥拉公司巴亚营地位于安哥拉国维阿纳市30 km处, 为一长约1 200 m、宽约500 m的近似长方形平坦地块。自2005年起, 营地设施逐步完善, 形成了办公区、主生活区、仓储区、作业区和其他生洛区的布置格局。
营地目前无市电, 用柴油发电机组供电。2010年10月之前, 营地内共有13个发电点。每个发电点均采取埋地电缆进行区域供电, 配置1到4台柴油发电机组。整个营地共配置发电机组24台, 长期运行9台以上 (总额定功率达1 450 k W (非工作时段) 或3 470 k W (工作时段) ) 。为降低发电成本, 2010年10月, 公司对营地进行了集中并网发电改造。
1 2010年10月前营地柴油发电机组的分布
营地实景如图1所示。2010年10月并网改造前发电点分布见图2 (中心发电房为改造后的集中并网发电位置) , 各发电点的位置、发电机配置和负荷情况见表1。为方便描述, 图中设置了直角坐标。
2 多点分散发电的缺点
主要缺点有: (1) 噪音和废气污染源多, 靠近并影响用电区域的人员; (2) 切换发电机组时, 供电中断; (3) 发电机组台数多; (4) 操作维护人员多, 能力参差不齐, 部分机组保养不到位; (5) 柴油机组负荷率低、油耗高。这些缺点导致发电成本偏高。
观测表明, 各柴油发电机组的负荷率大都在0%~20%之间, 空载损耗占比大, 每度电消耗柴油0.5~0.6 L, 平均发电成本约0.54美元/度。
如果将柴油发电机组并网, 联合向负载供电, 就可以根据负荷量增减发电机组;同时, 各类负荷错峰搭配, 负荷相对均衡, 发电机组的负荷率和发电效率就会提高。据初步测算, 如果发电机组的负荷率提高到30%, 仅节油一项, 发电成本减小0.067美元/度, 营地月用电约20万度, 可节约1.3万美元;加上发电机组少, 维护人员少, 并网后营地的供电费用会进一步降低。但并网改造必须增加投入, 有必要对有关改造方案进行测算, 明确改造的必要性, 选择改造方案。
3 并网发电方案的选择
方案1:将整个营地原发电点各个柴油发电机组通过输电干线电缆连接, 实现并网发电;方案2:将发电机组集中并网发电, 升压后, 用高压架空线输送原各发电点降压后, 接入各发电点原输电网络;方案3:将发电机组集中并网发电, 通过低压缆, 输送到原各发电点。
注: (1) 有关费用参照当地价格或库存价格; (2) 优先选用库存材料, 并考虑发展余量, 部分电缆偏大。
各方案发电成本均低于改造前的0.54美元/度, 但是方案1降低很少, 技术难度大, 改造意义不大。
方案2使用的发电机组数量少, 改造费用最低 (71.8万美元) , 改造后发电成本最低;方案3使用的发电机组数量少, 改造费用较高 (99.7万美元) , 技术难度适中, 改造后发电成本也较低, 和方案2接近。
经比较, 方案3虽然费用较高, 但除6个并网装置 (仅6.9万美元) 需要新购之外, 其他材料均有库存, 因此决定采用该方案。为降低费用, 从中心发电房到钢结构厂的输电电缆 (22.4万美元) 暂缓铺设, 则改造费用降至75.8万美元。
4 中心发电房位置的选择
中心发电房位置应使得新铺设的输电线路最短, 据此先计算出理论位置, 再选择最为接近的空余地块。
中心发电房坐标 (X中, Y中) 的计算式为:
X中= (∑Xi*Ii) / (∑Ii)
Y中= (∑Y*Ii) / (∑Ii)
其中Xi、Yi为A、B、C……M各点坐标。
Ii为A、B、C……M各点的历史最大负荷电流。
经计算, X中=313 m Y中=201 m。
计算所得位置, 有起重机轨道和砼预制场等设施, 附近有一片空地 (坐标X=337 m, Y=181 m) , 决定选用该地块建设中心发电房。该位置靠近油库, 发电机组的排气管应背向油库安放。
5 并网装置的选购和试用验证
并网装置选购前, 由业务人员到有关生产厂考察, 进行运行试验, 了解产品的性能, 并到其他用户那里了解实用情况, 经对比后选购。
并网装置到货后, 先试用验证:在营地的A发电点, 用并网装置改装4台400 k W柴油发电机组, 分别试验2~4台机组并网发电向A、M两点负荷和1台75 k W电动空压机供电, 期间频繁启闭空压机, 模拟冲击负荷, 并长时间并网带载运行。确认正常后, 建设有关设施。
6 并网柴油发电机组的布置和电气连接
原柴油发电机组不能并网, 要用新购的并网装置对其进行改造, 使其具备并网功能。
该并网装置主要功能有:取代原发电机组的控制面板, 具备原面板各项功能 (显示、控制、报警等) ;接受公共母线电压、本机电压、本机电流、本机转速等信号的输入, 对有关参数进行实时监测显示, 累计本机的发电量;通过励磁模块 (AVR) 控制发电机的励磁电流;控制电动空气开关;通过CAN-BUS总线和柴油机ECM通信, 控制机组的转速, 接受ECM反馈的各种数据;通过CAN-BUS总线和其他并网的柴油发电机组进行通信的, 按设置的比例分配各机组的负荷;可手动和自动并网;可根据预设的负荷率和优先顺序, 自动撤出发电机组并停机熄火 (负荷率持续低于最低值达到预定时间时) 或自动起动柴油机发电机组投入并网运行 (负荷率持续高于最高值达到预定时间时) ;撤出或投入柴油发电机组时, 负荷在机组间平滑转移;最多可实现32台机组并网。
6 台改造后的柴油机发电机组, 并排安放在中心发电房内。
出线端用电缆连到铜母线。各发电机组并网装置之间用CAN通信线 (两芯屏蔽线) 连接。并网柴油机组的电气连接如图3所示。
7 从中心发电房到原各发电点的电缆铺设
线路铺设如图4所示。原各发电区域内已有输电网络, 从中心发电房引电缆到各发电点的电源总开关, 即可将电能输送到用电端。
中心发电房到钢结构厂的线路费用偏高, 暂不铺设。
8 营地柴油机组并网供电特别注意事项
营地自发电功率小, 大负荷突然加入时, 发电机容易熄火。因此规定, 一次接入的电动机额定功率达100 k W, 其他负荷达200 k W时应提前2小时报告值班人员, 以便并入足够的发电机组, 做好功率储备。
大负荷突然加入后, 各机组的负荷比例发生波动, 需要几秒时间才能恢复到设置值, 此期间, 部分机组的负荷相对偏高, 为防止超载熄火, 发电机组的负荷率不应超过75%。
经一段时间使用, 某些发电机组的带载能力下降, 可在该机并网装置上的调低负荷比例, 以免其超载熄火。
并网系统所用的柴油发电机组中性点不接地, 定子绕组中心点和机壳绝缘。应把工作零线和接地网连接, 形成TN系统。发电机组机壳也应接地。
9 改造效果
改造后, 营地供电有了改观: (1) 发电机组负荷率提高, 在30%~60%之间; (2) 使用的发电机组数量少, 运行2或3台即可 (总额定功率仅800 k W到1 200 k W) ; (3) 操作和维护人员少, 只需要一名专职员工; (4) 实现不间断供电; (5) 若引入市电, 接到中心发电房即可。
改造后, 每度电平均油耗仅0.31 L, 综合发电成本仅0.34美元/度。2010年12月中心发电房运行后, 月平均发电21万度, 每月节约4.2万美元, 达到了预期的效果。经过一年多的运行, 供电可靠, 近期拟铺设至钢结构厂的输电线路。
参考文献
[1]李伟宁, 尹章俊, 高水华, 等.柴油机发电机组在电厂中并网功能的应用分析[J].船电技术, 2007 (4) .
机组并网 篇4
根据国家电监会《发电机组并网安全性评价管理办法》（电监安全[2007]45号）、《新建发电机组进入商业运营管理办法（试行）》（办市场〔2007〕40号）等规定和要求，为进一步规范发电机组并网安全性评价工作，指导发电企业及时做好机组并网安评工作，结合山东实际，制定本程序。
一、范围和评价标准：
新建发电机组在进入商业运营前应当通过并网安评。已投入运行的并网发电机组，应根据山东电监办制定的发电企业机组并网安全性评价计划开展并网安评工作。
并网安评按照《山东省发电机组并网安全性评价实施细则》和《山东省发电机组并网安全性评标准》（简称安评标准）的有关规定进行。具体内容可登陆以下路径下载：山东电监办主页—快速导航栏—并网安全性评价。
二、机组自评价
1、为规范山东省新建机组并网安评和商业运营程序，根据国家电监会《新建发电机组进入商业运营管理办法（试行）》规定，山东省所有新建发电机组应完成并网安全性评价且合格后才能进入商业运营。
2、发电企业根据《安评标准》，对发电机组开展自查、自评工作。新建机组在机组整体启动试验结束后，已投运机组根据山东电监办下达的安评计划，形成《发电机组并网安全性自评价报告》（简称自评价报告）。自评价符合《评价标准》后，将《自评价报告》（2份）、《山东省发电机组并网安全性评价申请表》（2份）等材料报山东电监办。
联系人：刘勇 电话：0531-67807869 传真：0531-67800756 邮箱：warm019@126.com 邮寄地址：济南市高新区舜华路750号大学科技园南区14号楼6单元
3、山东电监办组织专家对《发电机组并网安全性自评价报告》进行审查，并将审查结果告知发电企业。
4、审查不合格的机组，发电企业应进行整改，重新进行自评价，直至审查合格。
三、现场安评前期工作
1、机组的安全性自评价经审查合格后，发电企业应选择由山东电监办公布的符合资质的中介机构进行现场查评。山东电监办公布的4家中介机构为：北京中安质环技术评价中心有限公司、北京百灵天地环保科技有限公司、山东中实能源安全评价有限公司、济南浩宏伟业技术咨询有限公司。
2、中介机构按照技术服务合同的约定，制订现场安评工作计划和组建并网安评专家组。同时，应将技术服务合同、安评工作计划、专家组名单等资料报山东电监办审核。审核合格后，中介机构应将现场安评工作计划和安评专家组名单送达被评价发电企业。
3、山东电监办同意安评机构到发电企业开展现场安评工作。
四、现场安评工作
1、安评机构按照《山东省发电机组并网安全性评价实施细则）》和《安评标准》的规定，组织对发电企业机组进行现场安评。
2、现场查评期间，山东电监办将向被查评企业发放《中介机构工作意见反馈表》，被查评企业在现场查评工作结束后认真填写反馈表加盖单位公章后报送至山东电监办。
3、现场安评工作结束后，安评机构应按照规定的格式和内容编制《发电机组并网安全性评价报告》（简称安评报告），并将《安评报告》（4份）报送山东电监办。
4、现场安评工作结束后，被查评企业应当针对评价中发现的问题，填写《并网安全性评价安全隐患整改及监控计划表》，落实具体整改项目的责任人、完成期限等，并在现场查评结束后10日内报送山东电监办，同时抄送中介机构。
五、安评报告评审
1、山东电监办组织召开《安评报告》评审会，并提出评审意见。评审会由山东电监办主持，调度机构、安评机构、发电企业、评审专家等有关人员参加。
2、并网安全性评价合格的机组，山东电监办将在10个工作日内出具安评合格批复报告并抄送电力调度机构；并网安全性评价合格但存在问题的发电机组，应当立即组织整改，在整改项目完成后，应将整改情况分别报山东电监办和电力调度机构；评价不合格的发电机组，在完成整改后向山东电监办提出复评申请。复评一般只对评价不合格项目进行。
3、安评机构按照《评审意见》修改完善《安评报告》，并报山东电监办（4份）。
六、整改要求
直驱式风电机组并网动态性能研究 篇5
目前对变速恒频风电系统的研究主要集中在基于双馈感应发电机DFIG(Doubly-Fed Induction Generator)的双馈式系统与基于永磁同步发电机PMSG(Permanent Magnet Synchronous Generator)的直驱式系统[2]。DFIG系统具有变流器容量小、电机运行速度高、体积小、可以调节发电机的转速和无功功率等优点。但双馈感应发电机需要增速齿轮箱,而齿轮箱维护复杂、工作时噪声大、且容易发生故障。相比之下,PMSG系统无需齿轮箱、机械损耗小、维护简单,输出的有功、无功功率可调,在低风速情况下仍可高效发电,并且在电压跌落时,可以只在网侧逆变器和直流侧采取应对措施,而不会影响到电机侧整流器以及电机系统的正常运行。但直驱式系统需要全功率变流器,即变流器的容量为系统额定容量,这就限制了直驱式风电系统的发展[3]。但随着电力电子技术的快速发展,变流器的大容量问题得到了解决,使得直驱型风电系统的控制变得简单易行。
以往的研究大多是将风机、发电机简化成三相电压源,这种方法较为简单,但是难以准确地反映发电机转速、转矩和电流之间的关系。本文以直驱式风电机组为研究对象,以电磁暂态仿真软件PSCAD/EMTDC为平台,搭建直驱式风力发电机组并网运行动态仿真模型,利用本文提出的控制方案进行仿真验证。仿真结果表明了该控制方案的合理性以及直驱式风电系统良好的运行特性和动态品质。
1 直驱式风电机组中各组成部分模型
图1为基于永磁同步发电机的直驱式风电机组模型结构简化图,其结构主要由风速模型、风机模型、永磁同步发电机模型、变流器模型、控制模型5部分组成。
1.1 风速模型
风能作为风力发电的原动力,直接决定了机组的动态性能,本文中风速Vwind由4个分量组成,分别为基础分量、阵风分量、渐变风分量、随机风分量[4]。即:
其中,基础分量Vbase为恒定风速,阵风分量Vgust可用正弦波或者余弦半波模拟,渐变风分量Vramp则用一定斜率的直线上升分量代替,随机风分量Vnoise可用频率、幅值可调的三角波代替。
1.2 风机模型
风力发电的原理是利用风能的动力带动风车叶片旋转,再通过增速机提升旋转的速度来促使发电机发电[5]。风机末端输出的机械转矩Tm为:
其中,Pm、ωtur分别为风机的机械功率和转动角速度,风机的功率特性方程则为:
其中,ρ为空气密度,S为叶片的气流截面积,Cp为风能转换系数:
其中,λ为叶尖速比(即风机转动的线速度与风速的比值),β为桨距角。
由式(3)、(4)可以看出,风机将风能转换成的电能与风速的3次方成正比,而风机能量转换率则与风机叶片的转速和结构参数有关。
1.3 永磁同步发电机模型
由于采用永磁体励磁,发电机不必从电网或发电机侧变流器得到无功功率;中间直流环节的存在,使得发电机与电力系统没有无功能量交换;根据风能变化,通过变速恒频控制优化系统输出功率。图2为PSCAD下的永磁同步电机模型。
对于直驱式风力发电系统,风机将与发电机同轴运行,发电机的运动方程为:
其中,Jm为发电机的转动惯量,Te为发电机的电磁转矩。
1.4 变流器模型
图3为全功率变流器的拓扑结构,其中所有的开关器件均采用全控器件IGBT。发电机的输出端与三相整流桥相连,整流桥输出端接储能电容,与右边的三相逆变桥形成背靠背的结构,逆变器的输出端通过滤波器并入电网,故该结构又称为背靠背双PWM变换器。
2 控制模型
由于本文是以不断变化的风速为输入量,因此随着风速的变化,发电机输出的三相电压会出现较大的波动。为了使整流桥输出的直流电压保持稳定、发电机侧电流与电压同频同相、保证发电机高功率因素运行,提高发电机的效率是整流桥控制的主要目标。图4为发电机侧三相桥式整流器的控制结构图。
将直流侧电压参考值与储能电容两端的电压差值通过PI调节器,由电压互感器得到与发电机输出电压同频同相的电压信号,将该信号与PI调节器输出信号相乘得到发电机侧三相电流的参考值,并通过PWM控制电路产生触发信号,控制整流桥中6个大功率开关管的通断。在该控制方式下,发电机侧的电流与发电机输出电压同频同相,使发电机在高功率因素下运行,提高了发电机的效率,同时使储能电容两端电压保持稳定,为逆变器提供了良好的直流电源,提高了并入电网的电能质量。
电网侧三相桥式逆变器的控制结构如图5所示,控制目标就是使输出的有功功率(Pinv)、无功功率(Qinv)跟随给定值Pref和Qref,保证逆变器输出电流与电网电压同频同相,实现电网侧功率因数为1,减小并网电流谐波,提高并网电能质量。
电网侧逆变器采样电网侧电压usa、usb、usc和输出到电网的电流isa、isb、isc经过功率计算单元得到实际输入电网的Pinv、Qinv,可由式(6)描述为:
其中,vd、vq,id、iq分别是三相电压、电流经过3s/2r变换后得到的在同步旋转坐标下的分量。在dq坐标下,若令d轴沿电网电压的方向,则vd为0,于是式(6)可简化为:
如果电网电压恒定,则vq也恒定。电网侧变流器与电网交换的有功、无功功率可以通过控制交轴和直轴电流iq、id来实现。将有功功率参考值(Pref)、无功功率参考值(Qref)与Pinv、Qinv差值分别通过PI调节器,选择适当的调节参数,就可以得到在dq坐标系下的电流参考值iq-ref、id-ref,再经过2r/3s变换,得到三相静止坐标下电流参考值ia-ref、ib-ref、ic-ref,最后经过PWM控制电路产生触发信号,控制逆变桥6个大功率开关管的开关状态。
在变速恒频风电系统中,可以调节Pinv使风机工作在最大功率运行点,即最大功率点跟踪MPPT(Maximum Power Point Tracking),风机的功率特性曲线如图6所示。由式(2)得出输出功率Pmax为:
其中,Cmaxp为最大风能转换系数,λopt为最大风能转换系数下的叶尖速比。
在同一个风速下,不同转速会使风力机输出不同的功率,如果追踪Pmax曲线,则必须在风速变化时,及时调整风机转速,保持最佳叶尖速比。考虑到风机的效率问题,有功功率的参考值为:
为了保证并网功率因素λ为1,将无功功率参考值Qref设为0。
3 仿真验证
基于以上模型,为了验证控制方式的可行性及性能,在PSCAD/EMTDC中搭建电路进行仿真验证,仿真时间为40 s,仿真参数设置如下:
(1)风速参数:基础分量8.2 m/s,阵风分量幅值3.5 m/s、持续时间10 s,随机风分量由频率为1 Hz、10 Hz的三角波合成。
(2)风机参数:风机容量500 kW,风力机桨叶半径38 m,浆距角0°。
(3)同步发电机参数:极对数42,额定容量600 kVA,输出线电压1 kV。
(4)变频器参数:直流侧储能电容为30 000μF,LC滤波器电容为10μF,电感为2 mH,三角载波频率为10 kHz。
(5)电网参数:电网电压为10 kV,频率为50 Hz,变压器变比为1 k/10 k,负载为10 mW。
仿真结果如图7～图11所示。图7为风速和风机转动角频率的波形,在模拟自然风的情况下,风速的变化很大,本系统风机的转动速度能够随风速的变化而变化。风机总是工作在最大功率点处,从而保证了良好的风能利用率。图8(a)为电网侧逆变器输出a相电流在0～40 s内的波形,由于终端电压为电网电压保持不变,因此,随着风机输出功率的变化,逆变器输出电流也会随之变化;图8(b)为逆变器输出电流与电网电压在4.53 s～4.61 s内的波形,输出电流与电网电压同频同相,逆变器工作在单位功率因数状态。图9为同步发电机输出端其中一相的电流、电压波形,其电压、电流保持同频同相,因此发电机工作在单位功率因数状态。图10为风机输出的有功、无功功率波形,当系统稳定时,风机输出的有功功率随着风速的变化规律而变化,而无功功率保持为0。因此,整个风电系统的功率因数保持为1,从而验证了前面两个仿真结果。图11为全功率变流器中储能电容上的电压波形,可以看出,无论风速如何变化,储能电容上的电压可保持2 000 V恒定,避免对后级逆变器产生影响。
对基于永磁同步发电机的变速恒频风电系统进行了特性分析,并以电磁暂态仿真软件PSCAD/EMTDC为平台,建立了系统的仿真模型。仿真结果表明,系统的动态、稳态特性均较好。在不断变化的风速下能稳定运行,风机工作在最大功率点处时,发电机侧输出电流接近正弦波,谐波含量少。整个系统以单位功率因数并入电网,使得并网电流的谐波小,并入电网的电能质量高。这种控制策略实现方法简单,在中、小型功率的风力发电并网中有一定的实用价值。
参考文献
[1]孙元章,吴俊,李国杰.风力发电对电力系统的影响[J].电网技术,2007,31(20):55-62.
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机组并网 篇6
改革开放以来, 我国的电力工业发展迅速, 取得了辉煌的成就。燃煤发电是我国主要的发电方式, 2010年底, 全国全口径发电设备容量已达96 219万k W, 其中, 燃煤发电70 663万k W, 约占全国发电总容量的73.44%[1]。火电行业在快速发展的同时也带来了二氧化硫等污染物的大量排放, 引发了环境污染问题。因此, 控制燃煤发电污染物排放, 走电力增长与环境协调的发展道路, 才能确保国家经济的可持续发展。
为此, 设计开发并网燃煤机组污染物在线监管系统, 实时监测燃煤机组污染物排放情况, 并将数据信息及时传送到企业和政府环保部门, 为环境保护与污染物控制工作提供可靠的技术支撑。
1 燃煤机组主要污染物及危害
电力能源作为国家经济建设的重要生产资料, 在企业发展中起着至关重要的作用。然而, 由于我国的特殊情况, 电力能源结构仍然以燃煤机组发电为主, 并且这种格局在今后很长的一段时间内不会有根本的改变。煤的大量燃烧虽然满足了对能源的需求, 却严重污染了大气, 破坏了生活环境。并网燃煤机组在生产过程中, 向大气排放的污染物高达100余种, 以下分类介绍其中主要的污染物及危害。
1) 二氧化硫。由于并网燃煤机组燃烧使用大量煤炭, 导致二氧化硫的排放量巨大, 并且呈逐年增加的趋势[2]。二氧化硫对人的呼吸器官和眼膜具有刺激作用, 长期吸入二氧化硫会发生慢性中毒, 对人的肝、肾、心脏都有较大危害。另外, 二氧化硫对植物、动物和建筑物都有危害, 特别是二氧化硫在大气中易形成硫酸雾, 严重腐蚀金属制品及建筑物, 并使土壤和江河湖泊日趋酸化。
2) 氮氧化物。煤炭燃烧过程中产生的NO排入大气之后, 会与空气中的氧或臭氧结合生成NO2。这些氮氧化物会刺激人体呼吸器官, 引起急性或慢性中毒, 严重危害人类的健康。氮氧化物与碳氢化合物混合后, 经阳光照射会发生光化学反应生成光化学烟雾, 具有极强的致癌作用。另外, 氮氧化物对农林业的危害也相当大, 会引起森林树木枯黄, 农作物品质变差、产量大大降低。
3) 烟尘。煤炭燃烧过程中会产生大量的烟尘, 并以固体小颗粒的状态分散飘浮在空气中。人体经呼吸道或皮肤吸进有害烟尘后, 极易引发肺癌或皮肤癌, 对人体造成较大伤害。
2 污染物在线监测研究现状
我国火电行业的脱硫在线监测研究起步于2007年底, 最早由贵州省及江苏省实现, 随后河南、东北等个别电网陆续采用其技术。然而, 当时专用调度网络及实时采集条件并不成熟, 仅限于对单一脱硫信息的监测, 并未实现对脱硝、脱尘等烟气污染物的监测及对脱硫电量信息的考核监管等功能。
目前, 烟气排放连续监测系统 (Continuous Emission Monitoring System, CEMS) 在国内外的研究相当流行, 在技术上主要分为直接测量法、稀释测量法和完全抽取法。由于国内高尘、高湿的烟气, 在国内使用直接测量法或完全抽取法都遇到了难题[3]。虽然国内多数火电厂安装了CEMS系统, 但是运行状况都不是很理想, 也很难通过环保部门的验收。
为此, 国网甘肃省电力公司组织开发了并网燃煤机组污染物在线监管系统, 加强对燃煤电厂污染物排放的监管力度, 进一步巩固国家“十一五”电力减排成效。该系统制定了严格的污染物排放信息采集标准, 采用多规约并发采集方式, 运用脱硫电量动态优化算法, 全面采集并网燃煤机组二氧化硫、氮氧化物和粉尘的排放情况, 并将相关数据信息实时传入企业和政府环保部门与相关监管机构。该系统在整体设计方案、数据采集标准、在线考核方案、信息公示等方面均站在当前的技术前沿, 标志着火电行业燃煤机组污染物在线监测研究步入了崭新阶段。
3 系统设计及其功能
3.1 监管流程
并网燃煤机组污染物在线监管系统是一套基于网络及实时通信的在线监测系统, 整个系统由电厂侧数据子站、通信通道和监测数据中心站组成, 在线监管系统流程如图1所示。
由图可知, 燃煤电厂侧数据子站将采集到的并网燃煤机组烟气污染物参数以及脱硫、脱硝等环保设施的运行参数传送到现场数据接口机。然后, 现场数据接口机通过系统专用的通信通道, 将采集到的数据信息上传到监测数据中心站, 最终由中心站将分析处理后的数据信息传送到企业、政府环保部门、电监办等相关单位。同时, 系统可通过电厂侧数据子站采集电厂发电量数据, 统计脱硫、脱硝设备启用与停用时段的发电量, 并计算脱硫电价。
3.2 技术方案
并网燃煤机组污染物在线监管系统为B/S模式的网络管理系统, 采用自主研发的网络平台以及数据交换平台, 并运用最新的面向对象Java技术进行整体开发。为达到快速、高效处理海量数据的要求, 系统采用Oracle11g作为数据库, 并使用AIX6.0操作系统。
系统平台严格遵守SSH (Struts+Spring+Hibernate) 架构进行开发, 前台展示模块采用流行的EXT框架, 后台流程控制运用稳定的模型–视图–控件 (Model View Controller, MVC) 模式, 底层数据读取部分则采用高效的数据库存储过程。
系统运用双网结构与集群技术, 保证数据采集、统计和分析的及时准确。数据采集通道使用网络方式, 使得数据传输率达到秒级, 日均数据传输量超过百万条。同时, 系统在采集并网燃煤机组污染物数据的同时, 将脱硫统计数据与电量数据相结合, 解决了脱硫电价考核问题, 提高了考核公平性。
3.3 系统架构
并网燃煤机组污染物在线监管系统是一套集数据采集、数据存储和信息发布为一体的Web结构系统, 在架构设计方面坚持“技术先进、稳定可靠、易于维护、易于扩展”四项原则, 使得系统具有较高的安全性、可靠性、可维护性及可扩展性。
1) 安全性。系统采用较严格的措施确保数据存储、数据恢复和其他系统操作的安全性, 确保在任何情况下, 主站系统的操作都不会威胁到电网的安全。
2) 可靠性。系统平台的Web服务器、工作站和网络设备全部采用冗余配置方式以保证系统平台的可靠性。当局部模块出现问题时, 系统能够迅速隔离并切除故障, 从而保证故障恢复过程的快速与平稳, 且不会影响其他模块的正常运行。
3) 可维护性。系统平台提供完整的检测和维护工具, 能够快速准确地查明系统故障, 迅速维护并恢复系统。
4) 可扩展性。系统具有便于升级的模块化设计, 同时具备较好的软、硬件扩充能力, 为系统后期的维护与升级提供了有利条件。
系统严格按照SSH架构进行设计, 采用Struts技术中的MVC模式进行底层系统开发, 使得系统结构清晰合理, 在线监管系统架构如图2所示。
3.4 系统功能
并网燃煤机组污染物在线监管系统的设计开发, 旨在解决燃煤机组污染物数据和烟气脱硫等设施运行数据的采集问题, 以及相关数据的通信与处理问题, 进而对燃煤机组烟气脱硫设施的投运率以及脱硫效率进行实时的在线监测与管理, 防止脱硫电价欺诈和环保漏洞的发生。在线监管系统功能架构如图3所示。
4 系统安全策略研究
并网燃煤机组污染物在线监管系统采用了基于网络的分布式信息技术, 给系统带来灵活性与可伸缩性的同时, 也使系统信息安全问题变得尤为重要。另外, 系统还通过Internet为环保部门提供服务, 通过商业通道向相关单位提供数据, 导致信息安全问题不仅局限于电力系统内部, 来自外界的攻击也越来越多。因此, 确保系统稳定运行、维护网络安全、实现数据容错与备份、防止“内外部黑客”攻击, 成为系统信息安全维护中的重要部分。
4.1 系统安全面临的威胁
1) 失误操作。例如系统安全配置不当出现安全漏洞、用户将账号随意转借他人、用户与他人共享信息资源、主机管理员安全意识薄弱等, 这些情况都会给系统安全带来较大的威胁。另外, 监测中心主机存在安全漏洞的情况也极易被攻击者利用, 攻击者会通过网络入侵到系统主机, 从而对整个电力公司的内部系统造成破坏。
2) 恶意攻击。恶意攻击是系统信息安全所面临的最大威胁。分为以下2种:一种是主动攻击, 通过各种方式有选择性地破坏系统信息的完整性和可用性;另一种是被动攻击, 在不影响系统正常工作的情况下, 通过截获、窃取、破译等方式获得系统重要机密信息。这2种攻击均可对系统安全造成极大的危害, 导致行业机密数据的泄漏和丢失。
4.2 应对策略
鉴于系统信息安全所面临的诸多威胁, 系统在设计开发过程中着重在网络安全、数据安全和应用系统安全3个方面建立系统安全应对措施。
1) 网络安全。系统将对外网站服务器从内部网中分离, 建成单独的网段, 并通过防病毒网关提供安全防护。同时, 在系统与Internet间安装防火墙, 并制定严格的安全策略, 拒绝任何许可外的服务访问。
2) 数据安全。为确保系统数据安全, 有针对性地建立数据备份与恢复系统, 制定合理的数据备份与恢复策略, 保证备份系统能够及时有效地进行数据恢复。另外, 需要定期对备份数据做恢复测试, 并制定数据灾难备份措施。
3) 应用系统安全。为保证应用系统安全, 在客户端层面上, 系统只为用户提供登录权限相关的操作界面, 仅出现和其登录权限相符的菜单和操作按钮;在服务端层面上, 则对系统URL程序资源和业务服务类方法的调用进行严格的访问控制, 同时对访问系统的IP段、登录时间、登录次数等进行严格的限制, 以确保应用系统的安全。
5 结语
并网燃煤机组污染物在线监管系统利用信息化建设成果, 紧密结合燃煤电厂实际, 采取实地监测和在线监测相结合的方法, 实现了燃煤机组污染物排放信息的采集上传以及考核结果的在线公示, 使得工作人员能够直观了解燃煤机组脱硫系统的实时运行情况, 大大提高了脱硫设施的脱硫效率和运行水平。同时, 系统的开通也为电力监管机构掌握燃煤电厂污染物排放情况, 依法开展减排监管工作提供了技术支持, 为全面落实国家燃煤发电机组脱硫电价政策, 建设资源节约型、环境友好型社会做出了贡献。
参考文献
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机组并网 篇7
随着大容量风电场规划和实施[1,2],风电场对电力系统的影响也随之加大,常常由于风速扰动或电网故障引发风力发电系统中功率振荡的现象[3,4]。当系统中的电气参数振荡频率与机组固有频率达到一定的耦合条件时,会使机组的功率振荡更加剧烈,并有可能诱发连锁反应事故。因此,有必要研究影响风电机组输出功率波动的因素及其变化规律,这对风电机组安全设计和对电网稳定性分析具有重要意义。
目前,风电机组及其系统中功率振荡现象引起越来越多学者的关注[5,6,7,8,9,10]。文献[5-6]将风力机等效成一个质量块,对机组暂态响应进行了研究,但是随着风机容量增加,其传动链柔性对机组稳定性的影响将越来越突出,文献采用刚性模型往往得到较为乐观的分析结果[7]。虽然文献[7]建立了多个质量块的风力机等效模型,但对不同风力机模型参数时功率振荡与机组稳定性的关系没有研究。虽然文献[8]分析了风速扰动与风电机组功率振荡频率的关系,但是对不同风力机模型、参数以及其它扰动时机组功率振荡频率变化没有分析。文献[9-10]研究了风电机组功率波动对电网频率的影响,但是对机组本身有功功率振荡的变化规律并没有进行研究。
基于此,为了比较全面的研究风力机传动链模型和参数对风电机组有功功率振荡频率影响规律,本文建立了不同风力机传动链等效的异步风电机组数学模型。在风速扰动下,对不同传动链模型、不同传动链刚度系数以及不同风速扰动频率时机组有功功率的振荡频率进行仿真分析。在此基础上,对电网三相短路情况时,针对等效两个质量块传动链模型的不同传动链刚度系数和不同故障持续时间的机组有功功率振荡频率也进行了分析。
1 异步风力发电机组模型
1.1 风力机传动链等效模型
典型风力发电机系统的机械传动链示意图如图1所示[7]。
考虑风力机发电机组传动轴的柔性,本文将风力机叶片和轮毂等效为一个质量块Hw,齿轮箱和发电机转子等效为一个质量块Hg,可以建立两个质量块的风力机等效模型,如图2(a)所示。
将风力机低速轴各量折算成发电机高速侧,用标幺值形式表示的运动方程为[7]
式中:Hw、Hg为风力机和发电机转子(含齿轮箱)的惯性时间常数;wω、gω为风力机和发电机转子的电角速度;θs为风力机相对于发电机转子的角位移;sD为风力机和发电机之间的阻尼系数;wD、gD分别为风力机和发电机转子自身的阻尼系数;Ks为传动轴系的刚度系数。
忽略阻尼情况下可得角位移θs的运动方程:
进一步可推导传动轴刚度系数表达式为:
式中,fT为扭振频率,其范围通常为0~10 Hz[12]。
为了便于比较,将风力机、齿轮箱、传动轴和发电机等效成一个集中质量块,其示意图如图2(b)所示,运动方程为[11,12,13]:
式中:HM=Hg+Hw为等效一个质量块的惯性时间常数;Mω为等效质量块的电角速度;Tw、Te分别是风机的机械转矩和电机的电磁转矩。
1.2 异步发电机电磁暂态模型
假设异步发电机连接无穷大系统,其电压电流正方向规定按发电机惯例,定子电压相量与d轴重合,即usq=0。则在d-q同步坐标轴系下的暂态电压电流方程为(q轴超前d轴)[7]。
其中磁链方程为
电磁转矩方程为
式中:sR、rR分别为定、转子电阻;s为转差率;sω为定子电角频率;0ω=2πf为系统电角频率基值;Lss、Lrr分别为定、转子全自感;mL为定、转子互感;pn为极对数;p=d/dt为微分算子。
2 风速扰动下机组功率振荡频率分析
为了分析不同风力机模型参数以及不同风速扰动频率时机组功率振荡频率的变化规律,本节对机组在风速扰动情况时有功功率进行仿真,并对其频谱分析。仿真用的风电机组并网连接示意图如图3所示,主要参数为:额定功率NP=3 MW;额定电压UN=575V;定子电阻sR=0.004 843 pu;定子漏感Lsσ=0.124 8 pu;转子电阻rR=0.004 347 pu;转子漏感Lrσ=0.179 1 pu;定转子互感mL=6.77 pu;发电机惯性时间常数Hg=0.5 s;风力机惯性时间常数Hw=4.54 s;两个质量块模型的刚度系数为0.5pu,由公式(3)可以计算出其扭振频率为2.33 Hz。
2.1 不同传动链模型情况
假设风电机组初始运行风速为7 m/s,在时间t=1 s时,风速突然由7 m/s跃变到9 m/s,采用不同等效模型时,有功功率响应和频谱如图4所示。
由图4看出,相比一个质量块模型,采用两个质量块模型时,机组有功功率振荡更为明显,表明考虑传动链柔性等效两个质量块模型能较好地反映功率振荡机理。从图4(b)可以看出,幅值较大振荡频率区间在0~1 Hz之间,机组有功功率幅值最大在0.7 Hz左右,远离其固有扭振频率。
2.2 不同传动链刚度系数情况
为了分析两个质量块模型中传动链不同刚度系数对功率振荡频率影响,以上述阶跃风速7 m/s为条件,传动链刚度系数Ks分别为1、3、10时,机组有功功率响应频谱如图5所示。
图5中可以看出传动链刚度系数越小,其有功功率的振荡频率也越小,振荡频率对应的振荡幅值也越大。当传动链刚度系数为1、3、10时机组有功功率峰值对应频率分别为0.87 Hz、1.19 Hz、1.35Hz,由式(3)可得其不同轴系扭振频率分别为3.3Hz,5.7 Hz,10.3 Hz。可以看出阶跃风速扰动下功率振荡频率与轴系扭振频率相差甚大。
2.3 不同风速频率扰动情况
以风速8 m/s为条件,其扰动频率分别为0.8Hz、1.2 Hz、1.8 Hz时,机组有功响应和频谱如图6所示。
从图中可看出,频率为1.2 Hz阵风扰动激起的输出功率振荡幅值最大,其他频率响应幅度要相对小一些,这是因为1.2 Hz与机组固有振荡频率接近,引起风机输出功率的强烈振荡,随着扰动频率远离振荡频率时,引起功率振荡幅值变小。
3 电网故障下机组功率振荡的频率分析
为了进一步分析电网故障下风电机组功率振荡的频率变化,本文在电网三相短路故障情况下,首先对采用不同传动链模型时有功功率振荡的频率进行对比分析,然后采用两个质量块传动链模型,对不同传动链刚度系数和故障持续时间的机组有功功率的振荡频率进行仿真。
3.1 不同传动链模型情况
假设风电机组初始稳定运行风速为9 m/s,当在t=1 s时与机组连接的变压器原边突然出现三相短路故障时,故障持续时间为0.1 s,即在1.1 s时切除故障。采用一个和两个质量块等效模型时,有功功率暂态响应和频谱如图7所示。
由图7可以看出,异步发电机的有功功率暂态响应有明显的振荡。采用两个质量块模型的机组有功功率的高频幅值分量与一个质量块时相差不大,但在低频区间前者幅值要大得多,进一步表明等效两个质量块模型能较好地反映机组功率振荡机理。
3.2 不同传动链刚度系数情况
电网条件和3.1相同,采用传动轴刚度系数Ks为1、3、10时,机组有功功率频谱如图8所示。
从图8可以看出,在电网故障下,不同传动链刚度系数时机组有功功率动态响应中,有三个频率分量占主要地位,高频和低频振荡频率基本不随传动链系数改变而改变,中频振荡频率随着传动链系数增大而增大,且频率分量随之先增大后减小。
3.3 不同故障持续时间情况
为了分析电网故障切除时间对机组振荡频率的影响,仿真条件与3.2相同,但传动链刚度系数选择为3 pu,故障切除时间分别为1.1 s、1.15 s、1.2 s,输出有功功率频谱如图9所示。
由图中可以看出当故障切除时间增加,有功功率各个振荡频率基本没有变化,但是功率高频分量幅值和低频分量幅值会随之增加。
若将故障切除时间增加到0.7 s时,机组将失稳,仿真得到有功功率和轴系扭矩响应和频谱如图10所示。
从图10可以看出,电网故障切除后,输出有功功率分量包含一个以基波频率大约为5.7 Hz多次倍频分量;在频率5.7 Hz附近,机组轴系扭矩幅值达到最大。而这个频率刚好与传动轴刚度系数为3时的轴系扭振频率相同,激发了轴系共振,使风力机与异步发电机的之间的轴系转矩在故障切除时间增长后,导致该振荡现象的发生,从而导致风电机组失去稳定。
4 结论
机组并网 篇8
关键词：柴油发电机组,并网,控制系统
1、引言
柴油发电机组在国内主要用于应急供电的场所和没有公共电网供电的地方。前者平时正常由公共电网供电, 只是当公共电网发生故障时, 柴油发电机组投入运行供电, 两路电源互相隔离;后者依赖于柴油发电机组供电。两种场合都不存在柴油发电机组与公共电网的并联运行方式。近年来, 一些已建或在建大型项目保安段的事故电源——备用柴油发电机组采用了与公共电网的并联运行方式, 在用电设备不停电的前提下, 实现了备用柴油发电机组的带载试验和两路电源之间不间断切换的功能。本文就这种柴油发电机组的并网运行模式作了一些技术上的探讨分析。
2、同步并网运行的条件
柴油发电机组与公共电网的并联必须具备以下四个条件:
(1) 发电机的频率和电网频率相同;
(2) 发电机和电网的电压波形相同;
(3) 发电机和电网电压大小、相位相同;
(4) 发电机和电网的相序相同。
第2条由发电机设计、制造自动满足, 第4条在机组完成安装后满足, 只有第1条和第3条必须在并网运行前每次都需要对机组进行调整。
3、并网运行的负载调整条件
并网运行的柴油发电机组, 其输出电压、频率基本被大容量电网钳制为定值, 调节柴油机油门和发电机励磁电流的大小, 可改变柴油发电机组负载的有功和无功的功率值, 但这要求该机组单机运行时具备一定范围内的稳态频率降和稳态电压降的特性, 即在该机组并网运行时的转速-有功功率特性和电压-无功功率特性呈现为微微下斜的曲线 (近似于直线) 。独立供电的单台柴油发电机组, 其输出频率、电压的大小则由柴油机油门的开度和发电机励磁电流的大小决定, 发出的有功功率和无功功率值由其所带的实际负载决定, 理论上要求该机组在其功率范围内具备稳态零转速降和稳态零电压降的特性, 实际要求在柴油发电机组国家标准中有具体规定。
目前, 国内外中等及以上功率的柴油机和发电机基本上都分别配备了模拟式或数字式自动电子调速器和自动电子调压器。极少数适配于中小功率柴油机的电子调速器型号为独立运行版, 即稳态转速降设置固化为零, 不好调整, 其它绝大多数型号均可在出厂调试时, 根据柴油发电机的运行模式要求预先选择设定好。斯坦福发电机标配的自动调压系统为独立运行版, 需选配安装附加的调差电流互感器, 才能投入并网运行。
4、并网运行时的安全与特殊保护
并网运行的柴油发电机组在电网上的负载一般要求不超过其额定负载的90%, 控制系统除具备常规的过电流保护功能外, 应能够设定机组有功功率和无功功率的运行上限故障动作保护值。此外, 机组负载运行时要求平稳, 出现快速负载变化应有报警, 从电网向机组转移负载以及从机组向电网转移负载的速度不宜过快, 负载转移的最大速度应有限制。
化工厂事故用柴油发电机组要求可运行于单机供电和并网供电两种模式, 所以在控制系统中必须考虑两种运行模式的切换所带来的对控制要求的变化, 否则就会影响电网、机组和负载运行的安全性。
柴油发电机组以单机供电方式运行时, 由于柴油发电机组为有限容量的发电装置, 其外部线路发生短路故障时的短路电流不大, 故在选择出口空气断路器时, 短路遮断容量只作最低要求, 主要考虑的是对过电流及短路电流故障保护动作的选择性。并网运行的柴油发电机组出口发生短路故障时, 由于电网近乎于无限容量装置, 故产生的短路冲击电流非常大, 化工厂内的低压侧短路电流会达到40KA以上, 所以应根据电网系统提供的参数来选择出口空气开关的分断能力。
并网运行的柴油发电机组一旦发生故障原因所导致的柴油机供油切断, 并不会马上自动停机, 发电机反而从电网吸收有功电能, 转入电动机运行方式, 驱动柴油机继续运转, 如果此过程持续下去会导致柴油发电机组的损坏, 故控制系统必须设立逆功率保护。当然, 如果由于并网前柴油发电机组的频率略低于电网频率, 那并网瞬间造成的少量逆功也是正常的, 逆功率保护应有选择性。
柴油机驱动功率一定, 改变发电机的励磁电流, 则可以调节并网机组的无功功率的输出, 通常情况下, 控制发电机以额定功率因素下的感性无功功率输出。当然, 减少发电机的励磁电流或并网前发电机的电压低于电网电压, 也会从电网上吸收感性无功功率, 吸收过大的感性无功功率会造成机组运行的稳定性变差, 所以, 应设有容性功率因素限制值的报警功能。
5、并网运行方式的现状及应用前景
应该说, 柴油发电机组的并网运行技术在国外是成熟领先的, 有非常专业的公司生产与此相关的控制功能产品, 如:美国WOODWARD公司的EGCP-II和GCP30、英国DEEP SEA公司的增强型5 5 0、丹麦D E I F公司的G P C、捷克COMAP公司IN-TEL和IGEN等, 这些产品基本上都采用了先进的数字控制制造技术, 集成有机组的控制保护、同步并网控制、有功和无功负载控制、远方通讯等多项功能, 操作与编程方便, 应用安全、可靠, 既可以应用于机组自动并网, 也可应用于多机组的自动并联。相比而言, 国内目前在这方面开发比较滞后, 只有个别模拟型并车控制器, 功能单一, 控制精度不高, 使用也不太方便。
以前一些化工厂内备用柴油发电机组安装了人工并网装置, 即调速、调压过程由人为操纵, 操作员通过观察同步表、功率表、功率因数表来完成并网空气开关的投合和负载控制的任务, 这种方式需要操作员拥有较高的技术素质, 这种并车装置投入实际投入运行的并不多。随着柴油发电机组的并网运行技术的引进与消化, 近年来一些化工厂陆续采用了自动并网技术, 人工完成的操作过程由事先设定的程序模式固化自动实现, 降低了人为操作失误带来的风险, 取得了很好的效果。
柴油发电机组并网运行方式和独立运行方式相比, 虽然运行的电气环境不同, 控制系统的复杂度、安全性、制造成本较单机运行有所增加, 但对停电时间有严格限制的化工厂保安电源场所, 允许网电与柴油发电机组并网运行可以说是一个比较好的解决方案。并网与解列的过程简述如下:化工厂网电保安段电源故障, 柴油发电机组应急启动柴油发电机出口开关合闸给保安段供电, 当保安段网电电源恢复, 操作员给并机控制装置发送网电与柴油发电机组发电并列请求信号, 并机装置给柴油发电机组自动调速、调压与网电校同期, 达同步脉冲合闸点后, 给网电保安段断路器发同期合闸指令, 网电与柴油发电机组并列, 并列后柴油发电机组运行于固定功率模式, 即柴油发电机组运行在不超过其额定功率的方式下, 这是由并机装置中的负载分配控制单元来完成的。负载分配控制单元通过测量机组功率来调频调载达到控制负荷的目的;柴油发电机组出口断路器的解列是操作员给一个解列请求信号, 自动并车装置控制柴油发电机组平滑降速把保安段负荷平滑转移到网电并检测到柴油发电机组负荷为其额定负荷的5%后, 将柴油发电机组出口开关分闸解列, 这样减少保安段二次停电的发生, 用电设备可以在无须失电的情况下, 实现机组电与市电之间无缝隙的过渡切换。
参考文献
PACKAGE, 美国WOODWARD公司[Z]
REFERENCE HANDBOOK, 丹麦DEIF公司[Z]参考文献
[1]徐永圻.采矿学.中国矿业大学.2003.[2]林柏泉.张建国.中国矿业大学.2007
作者简介
和勇进 (1 9 8 6—) .男, 山西长治人, 太原理工大学阳泉学院在读采矿工程本科学生。
1.3 煤巷掘进工作面防突措施效果检验
煤巷掘进工作面执行防突措施后, 每个掘进循环必须进行防突措施的效果检验。只有效检指标不超, 证明防突措施有效后, 在执行安全防护的前提下, 方可掘进作业。否则, 必须进行补充防突措施, 补打超前释放钻孔或延长释放时间。掘进预抽再延长预抽时间, 直至防突措施有效为止。
对防突措施进行效果检验, 即在采取防突措施后再进行一次突出危险性预测。若预测指标均小于突出危险指标的临界值, 则确定防突措施有效, 否则防突措施无效。判定是否有突出危险与采取防突措施前进行的预测方法。预测指标、临界值的方法相同。
效果检验孔与措施孔不得小于0.3m, 并布置在措施孔之间, 尽量避免检验孔与措施孔间距过近或穿孔, 影响效果检验的准确性。
1.4 煤巷掘进安全防护措施
(1) 煤巷掘进面必须形成独立的通风系统;
(2) 工作面进风侧必须设置反向风门, 控制突出时瓦斯能沿回风流入回风系统, 防止通风方向逆转。
(3) 工作面要设置压风自救系统; (4) 工作面要实行远距离放炮; (5) 长距离炮掘工作面要设置避难硐室。
2 综采工作面“四位一体”防突措施的应用
2.1 综采工作面突出危险性预测
由于治理瓦斯的需要, 突出危险区域和突出威胁区域均采取采煤工作面本煤层预抽方案, 所以综采工作面不再进行突出危险性预测。
2.2 综采工作面防治煤与瓦斯突出的措施
突出危险性区域和突出威胁区域均采取采煤工作面本煤层预抽方案, 在煤体两侧均布置本煤层抽放钻孔进行瓦斯预抽。
2.3 综采工作面防突措施效果检验
突出危险性区域, 综采工作面采取工作面煤体两侧预抽的防突措施, 采煤过程中, 经效果检验无突出危险, 方可正常采煤, 效果检验采取沿采煤工作面每隔15米布置一个预测钻孔, 孔深8米。
突出威胁区域在采取安全防护措施的前提下, 综采工作面推进50米时, 必须连续进行不少于2次的突出危险性预测, 若无突出危险进入下一个循环。只要其中任何一次预测有突出危险, 则从该次预测起, 该工作面按突出危险工作面进行管理。
效检方法:采煤工作面每隔15米布置一个效检钻孔, 孔深8米, 进行效果检验。
2.4 综采工作面安全防护措施
(1) 工作面必须安装压风自救系统;
(2) 工作人员必须佩带隔离式自救器。
3 结论
煤与瓦斯突出问题直接影响整个矿井的安全生产, 必须坚定贯彻执行“四位一体”防突措施, 搞好瓦斯抽采工作, 才能保证矿井的安全生产。
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参考文献
[1]EGCP-2ENGINE GENERATOR CONTROL PACKAGE, 美国WOODWARD公司[Z]
机组并网 篇9
1 政府管理是风力发电发展的导向
为了促进风力发电发展,我国先后颁布了《中华人民共和国可再生能源法》、《可再生资源发电价格和费用分摊管理试行办法》等多部法律法规,从上网电价、进口关税、贷款、税收等方面支持风力发电发展,取得了良好的效果。国家电监会2011年12月2日发布的《风电安全监管报告》显示,我国风力发电产业快速发展,装机容量达到近4 000万kW,风力发电量占到全国发电量的1.5%,预计到2015年风力发电装机容量和发电量均将翻番。
当前,我国风力发电已经正式步入了规模化发展的阶段,而且产业基础有了明显改观,政策的着眼点已经从过去促进产业发展、建立装备和技术基础,转向产业的升级换代以及解决大规模风电机组并网和消纳方面。从政府管理来看,要做好规划和建设的衔接工作,强化全国风力发电规划的调控作用,做到全国规划与地方规划有效衔接,建立风力发电项目与电网配套工程的同步规划、同步投产机制。
国家电网公司制定的“十二五”电网发展规划,将促进风力发电发展作为规划的重要内容,专题开展了风力发电输电规划研究,通过加强跨区电网建设、构建“三华”(华北、华东、华中)电网等多种措施,使全国电网对风力发电的消纳能力可提高一倍以上。2009年5月21日,国家电网公司首次向社会公布了智能电网的发展计划。通过建设坚强智能电网,实现可再生能源集约化开发,大规模、远距离输送和高效利用,实现各类集中/分布式电源、储能装置和用电设施并网接入标准化,电网运行控制智能化。智能电网能够解决风电机组并网的远距离传输和调度控制问题,这两点目前都是制约风力发电发展的重要问题。
2 加强风力发电设备性能和风电场运行管理
我国已经具备相当规模的风力发电装备制造能力,为促进风电场和电网的安全可靠运行,2009年12月22日国家电网公司发布了Q/GDW392—2009《风电场接入电网技术规定》(下称技术规定),提出了风电场接入电网的技术要求;为加强风电场调度运行管理,2010年2月24日国家电网公司发布了Q/GDW432—2010《风电调度运行管理规范》;2011年山东电网制定了《山东电网风电调度管理规定》及《山东电网新建风电场并网验收流程》。
2.1 风电场应建立风力测量及功率预测系统
风电场应建立风力发电功率预测系统,具有0~48 h短期风力发电功率预测以及15 min~4 h超短期风电功率预测功能,功率预测值的时间分辨率为15 min。
对风电场的输出功率进行预测被认为是提高电网调峰能力、增强电网接纳风力发电能力,改善电力系统运行安全性与经济性的最有效、最经济的手段之一。通过进行风力发电功率预测不仅会给整个电力系统带来价值,也会给单一的风电场带来效益。通过功率预测,风力发电将从未知变为基本已知,调度运行人员可以根据预测的波动情况,通过合理安排电网的运行方式,保证整个电力系统和风电场的安全运行;而将功率预测与负荷预测相结合,还有利于调度运行人员调整和优化常规电源的发电计划,改善电网调峰能力,增加风电机组并网容量;根据风力发电功率预测结果,只需增加对应预测误差的旋转备用容量,可以显著降低额外增加的旋转备用容量,对改善电力系统运行经济性,减少温室气体排放具有非常重要的意义。对于风力发电企业来说,风力发电功率预测还可以增强风力发电在电力市场中的竞争力,有助于风力发电企业合理安排检修计划,减少风电机组检修损失电量,提高企业的经济效益。
国家电网公司于2011年3月3日发布了Q/GDW588—2011《风电功率预测功能规范》,规定了风力发电功率预测系统的功能,主要包括术语和定义、预测建模数据准备、数据采集与处理、预测功能要求、统计分析、界面要求、安全防护要求、数据输出及性能要求等。
2.2 风电场应配置有功功率控制系统
风电场应配置有功功率控制系统,具备单机有功功率控制能力,以接收并自动执行省调发送的有功功率控制信号,确保风电场有功功率值符合省调的给定值。风电场有功功率控制应根据省调统一安排逐步实现自动发电量控制(AGC)功能。在电网紧急情况下,风电场应能快速自动切除部分风电机组乃至整个风电场。
2.3 风电场无功配置和电压调整
风电机组运行在不同的输出功率时,其功率因数应在-0.95~+0.95可控。风电场必须安装动态无功补偿装置,无功补偿容量应满足《技术规定》和省调要求。风电场无功功率的调节范围和响应速度,应满足风电机组并网点电压调节的要求。电网电压正常时,风电场应能自动调整风电机组并网点电压为额定电压的97%~107%。风电场应配置无功电压控制(AVC)系统;根据电网调度部门指令,风电场通过其AVC系统自动调节整个风电场发出(或吸收)的无功功率,实现对并网点电压的控制,其调节速度和控制精度应能满足电网电压调节的要求。风电场无功电压控制应根据省调统一安排逐步实现AVC功能。
2.4 风电场运行能力和电能质量要求
对风电场运行能力的要求如下。
1) 运行电压要求:
当风电机组并网点的电压偏差在-10%~+10%时,风电场应能正常运行;当风电机组并网点电压偏差超过+10%时,风电场的运行状态由风电场所选用风电机组的性能确定。
2) 运行频率要求:
风电场应能在频率为49.5~50.2 Hz时连续运行;在频率为48~49.5 Hz时,每次频率低于49.5 Hz时要求至少能运行30 min;在频率为50.2~51 Hz时,每次频率高于50.2 Hz时,要求至少能运行2 min,并且当频率高于50.2 Hz时,不能有其他的风电机组启动;在频率高于51 Hz时,风电机组逐步退出运行或根据电力调度部门的指令限出力运行。
3) 低电压穿越能力:
风电场内的风电机组具有在并网点电压跌至20%额定电压时,能够保证不脱网连续运行625 ms的能力;风电机组并网点电压在发生跌落后2 s内能够恢复到额定电压的90%时,风电场内的风电机组能够保证不脱网连续运行;电网故障期间没有切出电网的风电机组,其有功功率在电网故障清除后应快速恢复,以至少每秒10%额定功率的功率变化率恢复至故障前的值。
在风电场应配置电能质量监测设备,按照《技术规定》中对电能质量指标的要求,以实时监测风电场电能质量指标(包括电压偏差、电压变动、闪变、谐波等),并按照调度要求能够上传有关信息。
3 加强电网调度管理
随着风电场装机容量的增加,以及风电场装机容量在某个地区电网中所占比例的增加,其负面影响就可能成为风电机组并网运行的制约因素,主要表现在风电场影响电网的调度计划和运行方式,稳定性、电能质量、继电保护和运行成本等。
3.1 对电网调度计划和运行方式的影响
1) 风电机组出力的随机性,给电网有功、无功平衡和调度计划带来困难。
目前,传统的发电计划、检修计划以电源的可靠性以及负荷的可预测性为基础,调度计划的制定和实施有了可靠的保证。但是,当电网内含有风电场,而风电场出力有极大的随机性,调度计划的制定变得困难起来。由于自然界的风速不断地变化,风电机组的出力也随时变化。当风速大于切入风速(一般为3 m/s)时,风电机组启动并网运行;当风速低于切入风速时,风电机组停机并与电网解列;当风速大于切出风速(一般为25 m/s,最新的5 MW风机可达30 m/s)时,为保证风电机组的安全,风电机组也要停机。因风电机组出力有较大的随机性,一天内可能有多次启动并网和停机解列。风力发电不稳定的功率输出会给电网的运行带来许多问题,风力发电的波动需要通过常规电源的调节和储能系统来平衡,这是长期困扰风电机组并网的最大难题。因此,在电网中风力发电容量达到一定的规模后,风力发电的随机性和不可预测性会给传统的调度安排和实施带来难度。例如,某220 kV变电站接入的风电场总容量为444 MW,在安排该变电站检修方式时,必须考虑风电场机组的运行情况,某些特殊检修方式下,部分风电机组必须停运。因此,如果对风电机组出力预测水平达不到工程实用程度,电网调度计划的制定会很困难。
2) 风电场运行影响节假日电网运行方式和机组发电计划安排。
在节假日大量厂矿企业放假,尤其是春节期间,电网用电负荷大幅下降。因风电机组出力受风力的影响,如果将风电机组纳入电网的调峰和调压,则必须正确预测未来24 h的风力情况,才能制定风力发电曲线,在目前技术水平下,还无法做到这一点,因此,风电机组参加电网的调峰,势必会增加电网运行难度。在各类机组的发电计划上,因火电机组的调整能力强,安排部分火电机组担任电网的调频、调压任务,一般要求某个时段风电机组停运,以保证电网的安全稳定运行。
3.2 对电网稳定性的影响
随着风力发电规模越来越大,风电机组并网接入电网的电压等级越来越高,由于风力发电的间歇性,将导致并网线路的输送功率大幅度的变化,进而引起线路充电功率的大幅度波动。因此,电网必须具有足够的备用容量和调节能力,才能实现电网电压和频率的有效控制。
1) 在电压稳定性方面,由于风电场都远离并网变电站,呈现出经过长距离输送,然后经一点接入电网的特点。如果大规模风电场群集中建设,在遭受风速扰动或其他系统故障时,风电场输出功率的波动以及风电场群的动态特性,将对电网造成较大的影响,其影响程度一般要大于风电场分散接入电网时的情况。当风速超过切出风速或电网发生故障时,风电机组会从额定出力状态自动退出并网状态,风电机组的脱网会导致电网电压的突降。当电网故障或受到冲击出现电压闪变时,风电机组往往采取切机方式保护机组,会使电网事故处理变得更加困难。当风力发电接入容量较大,因并网变电站配出负荷量较小,大量有功功率会通过并网变电站的变压器外送,从而导致在某些运行方式下地区电网电压稳定性降低。
2) 在频率稳定性方面。随着风电场大规模接入电网,风力发电容量在电网中的比例越来越大,其输出功率的随机波动性对电网频率的影响越来越大。当电力系统遇到扰动时,往往会造成电压降低,并可能导致不具备低电压穿越能力的风电机组故障下停机;同时,部分具备低电压穿越能力的风电机组在穿越过程中有功功率降低。消除对频率稳定性影响的主要措施是提高电力系统的备用容量和采取优化的调度运行方式;当电力系统较大、联系紧密时,频率稳定性问题不显著。
风电场一般分布在距电力主系统和负荷中心较远的偏远地区或沿海区域,与电网相连相对较为薄弱。接入风电场较多的变电站,在风电场集中发电的情况下,通过并网线路向主网倒送,如果线路故障,风力发电功率波动会引起频率波动,因此,考虑风电场突然功率全停时并网点频率波动的限制,风力发电容量不能太大或并网点不能集中。
3.3 对电网潮流的影响
风电机组并网将直接影响电网的潮流分布和事故后的潮流转移。多种因素均可能导致风电机组大量脱网,引起电网潮流出现较大波动和转移。其中,风速是影响风力机组运行的重要因素,当风速小于3 m/s时,或风速大于25 m/s时,并网的风电机组将自动脱网,较多风电机组可能会受到区域气象的影响而集体脱网。另外,对于不具备低电压穿越能力的风电机组,当出现故障电压短时波动时也可能导致风电机组脱网,若风电机组数量很多,则电网潮流也将由此发生大规模转移。
3.4 对电网电能质量的影响
风是优质能源,但风电不是优质电源,风电机组并网和运行将给电力系统带来电压闪变和谐波问题,影响电网电能质量。
1) 电压闪变问题。
风电机组大多采用软并网方式,但是在启动时仍会产生较大的冲击电流。当风速超过切出风速时,风电机组会从额定出力状态自动退出运行,如果多台风电机组几乎同时动作,产生的冲击明显,容易造成电压闪变与电压波动。不但如此,风速的变化和风电机组塔影效应(主要是对于下风向风电机,由于一部分空气通过塔架后再吹向风轮,这样,塔架就干扰了流过叶片的气流而形成塔影效应)都会导致风电机组出力的波动,因此,风电机组在正常运行时也会给电网带来电压闪变问题,影响电能质量。
2) 谐波问题。
风电机组本身配备的电力电子装置,可能带来谐波问题;风电机组的并联补偿电容器可能和线路电抗发生谐振,在风电场出口变压器的低压侧产生大量的谐波,影响电网电能质量。
3.5 对电网继电保护的影响
对于并入电网运行的风电机组容量较小的情况,在电网继电保护配置和整定计算时往往未考虑风电机组容量的影响,而是简单地将风电机组容量视为一个负荷,或将风电机组作为同步发电机处理,不考虑其提供的短路电流。然而,当大规模风电场接入电网时,在电网发生故障时,风电机组将向短路点提供持续的短路电流,风电场附近节点的短路容量明显增加。在此情况下,应考虑已有设备的短路容量校核,如果电网继电保护配置和整定计算仍不考虑风电机组的影响,实际运行时可能导致保护装置的误动。
3.6 增加电网运行成本的影响
由于风力发电固有的间歇性和波动性,电网的可靠性可能降低,电网的运行成本也可能增加。为了克服风力发电给电网带来的电能质量和可靠性等问题,会增加必要的研究费用和设备投资。
4 对电网接纳大容量风电场的应对措施
风力发电作为一种绿色能源有着改善能源结构、经济环保等方面的优势,但许多未知的运行特性需要认识、了解和熟悉。为加强风力发电调度运行管理,保障电力系统安全、优质、经济运行,规范电网调度机构和风力发电的调度运行管理,针对风力发电的特点和风力发电调度运行中所面临的问题,国家电网公司制定了Q/GDW 432—2010《风电调度运行管理规范》等标准、规程。
在实际工作中,由于缺少准确的风电机组模型及计算参数,风电场接入对电网运行的影响尚有待于进一步研究,需从以下方面加强风力发电的运行管理工作。
1) 为保证风电场设备的安全及电网的安全运行,风力发电企业应按照国家电力行业技术监督的要求,定期进行风力发电设备的检修,同时要坚持统一调度、分级管理的原则,服从调度的统一指挥,严格遵守调度纪律,保证电网的安全稳定运行。
2) 在电网建设方面,应根据电网电源建设情况,加强风电场与电网统一规划,充分考虑电网结构、调节能力和负荷特性,研究确定并网变电站所能承受的最大风电容量,坚持风电场的有序开发和分散开发相结合,有效解决单个变电站承受并网的风电场多、容量大的问题,彻底解决局部区域大规模的风电场对电网安全稳定运行的影响。
3) 各风电场严格按照电气设备交接验收试验规程,加强电气设备交接试验和投产验收。如2011年12月27日,对山东省广饶国华风电场并网工程严格按照《山东电网新建风电场并网验收流程》及《风电场接入电网技术规定》对该工程进行验收,重点对风电机组低电压穿越能力、动态无功补偿装置在线监测系统、调度技术支持系统及风力发电功率预测系统进行现场验收。
4) 随着科技的进步,应逐步提高对风力发电出力预测的准确性,有助于提高电网接纳风力发电的能力及安全经济运行;着力改善风电场的控制能力,使风电场在某些方面接近常规发电厂的控制性能,以利于制定调度计划,优化电力系统运行;加强风电场大风期间的运行监视与分析,优化电网运行方式安排,制定合理的反事故预案,做好事故预想,确保电网安全稳定运行。
5) 加强风电场无功补偿装置运行管理,督促风电场投入静止无功补偿装置(SVC)等动态无功补偿设备的自动调整功能,并确保发生故障时电容器支路和电抗器支路能正确投切。虽然风电场机组本身带有无功补偿装置和消谐装置,但风电场的接入,风电机组大量电子装置必然造成对电网的谐波污染,在风电机组并网变电站加装电能质量分析仪,对注入电网的谐波分量进行监视,以便采取有效的措施。
6) 做好风电场接入电网继电保护定值整定梳理工作,特别是风电机组的主控定值和变流器定值等应与低电压穿越功能相配合,低电压保护、过电压保护和频率保护等应与电网保护相协调,充分发挥在运风电机组所具有的抵御扰动的能力。《技术规定》要求风电场低电压穿越能力:风电场内的风电机组具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够保证不脱网连续运行625 ms的能力;风电场并网变电站中低压侧其他出线故障时应保证在并网点电压跌至20%额定电压时,切除故障的时间应不超过0.3 s。通过全面梳理风电机组低电压穿越能力,对于低电压穿越能力不合格的风电机组,在技术可行的前提下,风电场应制定切实可行的整改计划。
7) 督促风电场开展35 kV及10 kV小电流接地系统的深入研究和完善改造,实现风电场汇集线单相故障的快速切除,避免故障扩大。
8) 收集积累风电场的运行资料,风电机组的运行参数资料,建立风电场机组参数模型库,研究探讨风电机组对电网短路电流、系统稳定性的影响,提高调度管理风电场运行的水平,进一步改善其并网性能,降低风电机组并网对电网调度管理带来的负面影响,提高电网的稳定运行水平。
5 结语
随着国家能源结构的调整,大量风电场接入电网。由于风电场输出功率的随机性,会对电网运行带来冲击,通过及时跟踪、分析风力发电等新型能源发电机组的建设与运营,加强风力发电设备性能、风电场运行管理以及电网调度管理,提高电网接纳风电机组并网运行的能力,降低风电机组并网给电网安全、优质经济运行带来的负面影响,以保证电网的安全稳定运行。
参考文献
[1]国家电网公司.Q/GDW392—2009风电场接入电网技术规定[S].北京:中国电力出版社,2010.
[2]国家电网公司.Q/GDW432—2010风电调度运行管理规范[S].北京:中国电力出版社,2010.
[3]国家电网公司.Q/GDW588—2011风电功率预测功能规范[S].北京:中国电力出版社,2011.
[4]国家电网公司.Q/GDW432—2010山东电网风电调度管理规定[S].北京:中国电力出版社,2010.