并网/电网范文（精选10篇）
并网/电网 第1篇
关键词：微电网,柔性,频率调节,并/离网
0 引言
微电网是分布式发电的主要应用形式。当微电网在某些条件下需要进行与配电网之间的并网或脱网操作时。由于操作前后,微电网和配电网之间可能存在较大的功率偏差,会对配电网和微电网产生较大的冲击,造成电压和频率的较大波动,更严重的会造成微网运行崩溃[1,2]。
针对微电网柔性并网,国内外常用的方法是通过调整微电网电压幅值、频率和相位这三个方面来实现微电网的同步运行。文献[3]建立了虚拟发电机的数学模型,进而控制微电网的并网,文献[4-6]提出了微电网技术在配电网中的应用和发展,文献[7]通过研究微电网的运行模式,进而提出了主从控制与对等控制相结合的方法,文献[8-9]提出了通过频率调节减缓微电网并网产生的频率波动。
但以上文献并不能解决微电网紧急情况下的并/离网控制。本文提出了微电网柔性并网控制策略,解决了微电网并网对大电网产生的冲击,避免了紧急情况下无法短时间实现并/离网控制对电网系统造成的损失,增加了系统运行可靠性,保证用户供电质量,同时增加了清洁能源的使用,促进了可再生能源的使用与发展[10,11,12]。
1 微电网并网原理
微网系统可通过对大电网与微电网之间电压向量的偏差间接对微网系统的同步状态进行判断。在并网过程中,需要微网系统尽量对并网过程中产生的电流冲击进行抑制,防止微电源因冲击而损坏,保证微电网以及电力系统的稳定性。通过电路原理,我们可以知道在微电网与大电网微完全同步时,即频率以及电压幅值均无偏差的情况下,并网产生的波动较小。
微电网与大电网的三相母线的电压幅值、相角及频率进行检测。假设在并网瞬间,电网频率保持恒定,计算上述静止坐标分量的交叉项,得到:
其中UG和UM分别为电网和微电网的电压幅值,ωG和ωM分别为电网和微电网频率,φG和φM分别为电网和微电网电压初始相角。
由上式可知,当电网频率与微电网频率接近于零的时候,即MG,上式可简化为:
进一步可简化为:
由上式可见,当电网的相角和频率偏差较小时,控制单元相角偏差可以线性简化。
综上所述,为实现微电网并网过程,需要分别检测微电网与大电网电压幅值、频率和相位值。通过检测到的近似的相位差,通过比例积分环节,转换为频差控制信号,并把该信号和频率偏差信号进行叠加,传递给微电网控制系统。
2 微电网柔性并网控制策略
微电网还存在非计划并/离网或紧急并/离网的情况,例如,大电网发生故障,微电网需要紧急脱网;微电网孤立运行过程中,内部发生故障,需要大电网支援,进行紧急并网。在非计划并网过程中,系统经受的扰动因素更大,如果只依靠微电网中单一的储能单元,进行恒频和恒压的调节,会使调节周期加长,甚至会出现长时间无法并网,或者是并网失败,导致微电网的崩溃。
本文提出的微电网柔性并网策略,即在微电网同期并网控制策略中,叠加入微电网功率平衡控制信号,根据并网指标调节需求和微电网内部功率平衡需求,得到系统增减功率控制值,并通过中心能量控制系统在各微电源间进行主动分配,迅速减少微电网与大电网之间的功率交换,从而使同期控制调节快速实现调节指标,成功并网。控制策略如图1所示。
上述控制的特点是:通过对不平衡功率在多个微电源间的动态分配和柔性控制,来进行微电网并网过程中的频率和相位校正。这种控制方法避免了由于单一调节电源调节容量受限而导致的并网失败,可以适用于紧急状态下微电网的并/离网控制。
3 微电网柔性并网仿真研究
为了证明引入柔性并网策略后,微电网并网/离网过程波动较小,不会对大电网产生冲击。针对风机,储能和光伏系统组成的微电网在紧急条件下的并/离网过程进行仿真,仿真条件为假设各微源在0.1s时刻均处于稳定发电状态,在0.15s时刻进行并网切换,分析柔性并网策略对微电网并/离网时功率冲击的影响。
仿真结果如下所示:
微电网系统引入柔性并网系统时,微电网系统储能为0.9MW,风机为1.5MW,光伏为0.6MW,微电网负荷为2MW,在0.15s时刻并网,此时得到并网切换过程中的微电网的各波形图所示(见图2)。
由图中可以看出,当并网瞬间由于增加的功率较大,因此并网过程中基于柔性控制策略的暂态过程就体现的更加明显,由微电网功率波形及微电网三相电流波形可以看出,在并网过程中,柔性控制策略对微电网与大电网之间的功率流动一直处于调节状态,这样就使得并网过程中的冲击降低,满足并网过程中的相关性能指标要求。
4 结语
本文首先通过对微电网的准同期并网的原理进行研究,进而提出了微电网的柔性并网控制策略。其次通过对不平衡功率在多个微电源间的动态分配和柔性控制,提出一种主动功率分配策略,来进行微电网并网过程中的频率和相位校正,这种策略可以防止微电网并网电源的单一性,适用于紧急状态下微电网的并/离网控制。最后通过对微电网柔性并网控制模型进行仿真,结果表明:通过采用柔性控制策略可以有效的减缓微电网突然并/离网时产生的功率波动对大电网产生影响和冲击,可以有效的保证电力系统的稳定运行。
参考文献
[1]田盈,孟赛,邹欣洁,吕振宁等.兆瓦(MW)级海岛微电网通信网络架构研究及工程应用[J].电力系统保护与控制,2015,43(19):112-117.
[2]李斌,宝海龙,郭力.光储微电网孤岛系统的储能控制策略[J].电力自动化设备,2014,34(03):8-14.
[3]吕志鹏,盛万兴,钟庆昌等.虚拟同步发电机及其在微电网中的应用[J].中国电机工程学报,2014,34(16):2591-2603.
[4]李鹏,窦鹏冲,李雨薇等.微电网技术在主动配电网中的应用[J].电力自动化设备,2015,35(04):8-16.
[5]王成山,武震,李鹏.微电网关键技术研究[J].电力系统自动化.电工技术学报,2014,29(02):2-12.
[6]沈沉,吴翔宇,王志文等.微电网实践与发展思考[J].电力系统保护与控制,2014,42(05):1-11.
[7]马艺玮,杨苹,王月武,赵卓立.微电网典型特征及关键技术[J].电力系统自动化,2015,39(08):168-175.
[8]Cho C,Jeon J H,Kim J Y,et al.Active synchronizing control of a microgrid[J].IEEE Transactions on Power Electronics,2011,12(26):3707-3719.
[9]Vasquez J C,Guerrero J M,Savaghebi M,et al.Analysis,and design of stationary reference frame droop-controlled parallel three-phase voltage source inverters[J].IEEE Transactions on Industrial Electronics,2013,60(4):1271-1280.
[10]周志超,郭力,王成山,焦冰琦等.风柴储生物质独立微电网系统的优化规划设计[J].电力系统自动化,2014,38(07):16-22.
[11]赵兴勇,杨涛,王灵梅.基于复合储能的微电网运行方式切换控制策略[J].高电压技术.2015,41(07):2142-2147.
并网/电网 第2篇
时间：2015-09-21
阅读量：62次
分布式光伏发电并网常见问题解答
一、分布式光伏发电的适用范围是什么？答：
1、分布式光伏发电是指位于用户附近，所发电能就地利用，以10千伏及以下电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的光伏发电项目。
2、以10千伏以上电压等级接入、或以10千伏电压等级接入但需升压送出的光伏发电项目，执行国家电网公司常规电源相关管理规定。
二、去哪里申请分布式光伏发电并网业务？答：
1、城区所有客户,县公司、郊区并网容量为400千瓦及以上或接入电压等级为10千伏及以上客户的并网业务请至市区中心营业厅申请办理。
2、并网容量为400千瓦以下，且为低压接入的并网业务请至县公司中心营业厅申请办理。
三、办理分布式光伏发电并网需提供哪些资料？答：
（1）自然人客户提交的申请资料： ①报装申请单； ②客户有效身份证明；
③房屋产权证明（复印件）或其它证明文书； ④物业出具同意建设分布式电源的证明材料。可替代材料：无。
（2）法人客户提交的申请资料： ①报装申请单；
②客户有效身份证明（包括营业执照、组织机构代码证和税务登记证）； ③土地合法性支持性文件；
④发电项目前期工作及接入系统设计所需资料；
⑤政府主管部门同意项目开展前期工作的批复（需核准项目）。可替代材料：无。
四、办理分布式光伏发电并网的流程和时限如何规定？答：
1、自然人客户：
（1）并网申请及确定方案：受理您并网申请后，我公司将按照与您约定的时间至现场查看接入条件，并在规定期限内答复您接入系统方案。其中分布式光伏发电单点并网项目20个工作日，多点并网项目30个工作日，其余为40个工作日。
（2）工程设计：对于 380/220 伏多点并网项目，您可以自主委托具有资质的设计单位开展接入系统工程设计。设计完成后，请将按照我公司业务人员为您提供的《分布式电源设计审查需提供的材料清单》提示准备审查资料。正式受理您的申请后，对 380/220 伏多点并网项目，我公司将依据您的工程进度尽快完成审查，对 10、35 千伏项目，我公司将在10个工作日内完成审核。光伏电池、逆变器设备应取得国家授权有资质的检测机构报告。
（3）工程施工：您可以自主选择具备相应资质的施工单位进行施工。施工完毕后，请您按照我公司业务人员为您提供的《分布式电源并网调试和验收需提供的材料清单》
提示准备并网验收和调试申请资料，我公司免费将为您免费安装计量表计，并与您签署购售电、供用电合同和并网调度协议。
（4）并网发电：表计安装完成、合同、调度协议签订完毕后，我公司将在10个工作日内完成并网验收与调试工作，调试通过后直接转入并网运行。
注：我公司在并网及后续结算服务中，不收取任何服务费用，且我公司将代您向政府能源主管部门进行备案。
2、法人客户：
（1）并网申请及确定方案：受理您并网申请后，我公司将按照与您约定的时间至现场查看接入条件，并在规定期限内答复您接入系统方案。其中第一类项目40个工作日（其中分布式光伏发电单点并网项目20个工作日，多点并网项目30个工作日）、第二类项目60个工作日内答复接入系统方案。
（2）工程设计：对于380/220伏多点并网或10、35千伏项目，您可以自主委托具有资质的设计单位开展接入系统工程设计。设计完成后，请将按照我公司业务人员为您提供的《分布式电源设计审查需提供的材料清单》提示准备审查资料。正式受理您的申请后，对 380/220 伏多点并网项目，我公司将依据您的工程进度尽快完成审查，对10、35千伏项目，我公司将在10个工作日内完成审核。光伏电池、逆变器设备应取得国家授权有资质的检测机构报告。
（3）工程施工：您可以自主选择具备相应资质的施工单位进行施工。施工完毕后，请您按照我公司业务人员为您提供的《分布式电源并网调试和验收需提供的材料清单》提示准备并网验收和调试申请资料，我公司免费将为您免费安装计量表计，并与您签署购售电、供用电合同和并网调度协议。
（4）并网发电：表计安装完成、合同、调度协议签订完毕后，我公司将在10个工作日内完成并网验收与调试工作，调试通过后直接转入并网运行。
注：我公司在并网及后续结算服务中，不收取任何服务费用。并网过程中，请您及时到发改委、能监办履行备案手续。备案完成后，请及时联系我公司，确保补助资金及时拨付到位。
五、并网发电涉及的工程施工由哪个单位负责建设？
答：如果您的并网发电涉及工程施工，投资界面以产权分界点划分，产权分界点以上部分为电网配套工程由我公司负责建设，产权分界点以下部分为分布式电源接入系统工程由您建设，产权分界点在接入系统方案中确定。
六、申请了分布式光伏发电并网业务如何查询进度？
答：客服专员应记录下客户的总户号、联系方式、项目编号等基本信息，派发非抢修单。
七、客户询问发电量不足以自用，或发电量自用后有富余是否可以上网，如何处理？
答：建于用户内部场所的分布式光伏发电项目，发电量可以全部上网、全部自用或自发自用余电上网，由用户自行选择，用户不足．电量由电网企业提供。上、下网电量分开结算，电价执行国家相关政策。
八、办理分布式光伏发电项目时是否收取系统备用容量费？答：不收取。
九、分布式光伏电站自发自用电量部分是否收取基金和附加费？答：按国家相关政策收取基金和附加费。
十、并网验收和并网调试全过程服务中，是否收费？
答：电网企业在并网申请受理、接入系统方案制订、合同和协议签署、并网验收和并网调试全过程服务中，不收取任何费用。
十一、分布式光伏发电项目执行哪些技术规范要求？
答：分布式光伏发电项目并网点的电能质量应符合国家标准，工程设计和施工应满足《光伏发电站设计规范》和《光伏发电站施工规范》等国家标准。
十二、山西省范围内光伏发电上网电价是如何确定？
并网/电网 第3篇
关键词:自备电厂;并网运行;小容量;影响;分析
中图分类号:TP393.092 文献标识码:A 文章编号:1674-7712 (2012) 12-0207-02
一、企业自备电厂并网运行对电网的影响
小容量自备电厂的特点是,其并网的方式、运行方式,其以35千伏或10千伏并入供电网,它与一些区域上的电厂或大型的骨干电厂不同,有着很大的区别,并且会给自备电厂并入到电网的运行,带来很大的影响。
(一)降低电网的供电可靠性。企业的供电系统中,若增加自备发电机,可使系统在发生故障时,自动跳开。提高了其供电的可靠性能。自备电厂中,解列保护动作,可以在其并网运行中稳固其电压,保障其系统的自动装置正常运行。当电厂出现高周切机时,解列保护动作,就会孤立于系统,恢复其供电,将系统稳定的运行,还能恢复倒闸的操作。
(二)增加供电网三相短路容量。单台发电机,注入到电网的三相适中容量,其数值并不是很大,可称为小容量自备电厂。但是与变电站的母线短路容量相比,还是占有一定的比例的。当小容量的自备电厂并入到电网运行时,对其发电机注入到三相的适中容量中,有着直接的影响。
(三)限制电网运行方式。当小容量的发电机在并网运行后,需要对其进行全面的考虑(发电机的开、停、出力的变化),使其能够正常的运行,当其在特殊情况下或是检修时,就不一定能做到而受到限制。将电网的运行方式限制在10千伏,就能保证其合适的补偿度。
(四)增加系统继电保护、自动装置的复杂性
1.首先需要考虑自备电厂发电机,所送出的短路电流,将其电流确定保护定值。当自备电厂停机时,其保护定值随发动机的开、停而变动,同时也降低了,电流对其保护的灵敏度。2.在供电网的各级电压中,设有线路重合闸,将其备用电源的互投与开关的自投相分开,降低了装置本身的可靠性,都要增加鉴别环节。3.对于正常方式,不接地运行的220千伏主变,运行110千伏主变,中性点需增加电压保护。4.考虑自备电厂,母差保护、主变差动保护是否改结线;需要对各级的联络线进行电流保护,对联络变压器进行验算并保护,看是否需要增加方向元件。
(五)增加电网调压的难度。当企业的自备电厂与电网并网运行后,其电网的电压会随自备电厂的发电机的变化而变化,其电网会因变化而进行调压。对电网进行调压可以在保证电压的合格范围内,利用载调压、投切电容器的手段进行调压。
二、企业自备电厂并网方式的基本要求
(一)非同期并列问题。在相应的自动装置中,对其装置增加鉴定的环节,这样可以防止自备电厂并网时,发生非同期的并列问题,也可避免对发电机的损坏。此项措施虽不能确保非同期并列问题不发生,但可以避免一些危险,可以减少自备电厂对供电网产生不利的影响。
(二)解列点的确定。
1.系统故障时,首先切断自备电厂的电源,依靠其电厂的自动装置,恢复其系统的电源,在发电机的出口处安装上解列点。2.在系统发生故障时,企业可以利用自备的电厂,做为一个用户的电源,对企业进行供电。
(三)限制自备电厂对供电网的不利影响。在自备电厂中,并网的线路只能与一个并电站并列,而连接并电站时应采用专线。
(四)通讯、运动。加强对自备电厂的统一调度,与小容量自备电厂的运行状态,与电网的安全运行有密切的关系。自备电厂可靠的通讯手段,包括直通电话、其它方式两种通道。
三、对并网运行企业自备电厂的用电管理
(一)加强项目建设可行性的审查。小容量自备电厂在其研究阶段,应征得相关部门同意,取得意向书后,才能立项。企业不能建设13.5千瓦及以下的火电机组,若项目需要的,需报国家批准,否则不得开工建设。
(二)认真做好小容量自备电厂的接入系统设计。小容量自备电厂的并网运行,需在相关部门中进行立项,利用设计单位与电力设计的资质,对电网进行系统设计的接入,自备电厂的设计、施工、配套的工程都应与电厂的工程同时进行。
(三)严格执行自备电厂并网工作程序。
1.小容量自备电厂联网前,需经相关部门对其系统的设计、供电方案等,进行审核、批准,通过批准后,才可施工。不可出现先施工、后报审的现象。2.要严格把好小容量自备电厂并网关。当确认好其具有投运条件时,与相关部门签订协议,方可并网。3.需要掌握、了解自备电厂的整个工作过程(含设计的检查、审查、验收、送电)。4.小容量自备电厂,在其并网运行之前,需要与相关部门签订《并网经济协议》,坚持每年检查一次执行情况,若发现问题,及时对协议进行修改。
(四)加强电能计量工作,合理正确地计量电费
1.若是结算、售电、购电的电能计量装置,需要在相关部门,对其安装分算点,装设结算、售电、购电的专用的电能计量装置。其互感器一般为0.2S级。2.小容量自备电厂的相关技术、指标(如供电量、发电量、厂用电率等),都需要符合电能计量装置的要求,以便于对其分析、考核。3.如果是自备电厂进行投资建设的,需要委托相关部门对其项目进行现场的检验、鉴定、监督,并负责其运行的维护管理工作。
(五)明确职责分工、各负其责
1.自备电厂被视为一个用户的变电站,它是自备电厂联网的变电站。(1)避免自备电厂,利用电网停电时,将反串电发向电网,从而严格按照安全技术措施进行执行。(2)为了防止自备电厂中出现的内部故障扩大,明确分工,避免企业造成停电的事故。(3)自动装置的管理、并解列的保护、自动装置的调试。2.在自备电厂中的内部管理工作,若出现问题,一切后果由自备电厂自行负责。
(六)摆正关系,服从电网的集中,统一调度。为了保证电网的经济、稳定、安全的运行,必须要服从电网的统一、集中的高度。
1.对于燃油、燃汽等开停方便的机组,应做为调峰机组运行。2.在一般情况下,应对发电进行严格的要求(有、无功负荷曲线,调试命令发电),低谷时段出力,不得高于高峰时段的70%。3.小容量自备电厂的发电,主要是自用,不能向电网及以外的电厂进行送出(含有、无功电力,电量等),即使上网也不予计量付费。
参考文献:
[1]李林峰.关于湖北电网调峰手段问题的思考[J],2011,18
风电并网对传统电网的影响分析 第4篇
随着社会文明的不断发展, 作为不可再生能源的煤炭和石油等资源已经越来越稀少, 能源和环境问题已经成为现代社会亟待解决的一个最重要的问题。风能作为一种可再生的新 兴能源, 取之不尽、用之不竭, 人类驾驭它的能力也在 不断提高, 但其天生的缺点———随机性和间歇性, 导致风力发电输出处于持续的变化中, 并且还需要从电力系统中汲取无功功率, 无功功率的需求量随着有功输出量的变化而变化, 风电接入电力系统还会影响电网的电压、频率、继电保护, 最终直接影响电力系统的稳定性。随着风电接入系统量的不断增加, 风电并网对电网的影响将会越来越显著。
1风力发电的并网方式
任何电网以外的电能接入, 首要条件是需要电能的频率相同, 风力发电也一样。目前的风力发电系统分为两 类:一类是恒速恒频发电系统 (CSCF系统) , 另一类是变速恒频发电系统 (VSCF系统) 。国内外使用比较多的风力发电机组是CSCF系统中的交流异步发电机, 图1为异步发电机的使用模型图。
异步风力发电机投入电网运行时, 其调整负荷的方式是控制转差率, 因此对风力发电机的调速精度要求并不高, 在并网时, 只要求其转速达到同步转速, 就可以进行并网了。
异步发电机的优点是:在风力发电系统 中其控制 简单, 且在并网后不会产生振荡和失步。当然异步发电机也存在一 定的缺点: (1) 在直接并网时会产生很大的冲击电流, 造成电压幅值的下降, 对电网的安全运行带来一定威胁; (2) 异步发电机在发电时本身不产生无功, 因此需要进行无功补偿。图2为异步发电机的并网模型图。
根据异步发电机容量和控制方式的不同, 异步风力发电机有直接并网、准同期并网、捕捉式准同期快速并网、降压并网和软并网等几种并网方式。
1.1直接并网
直接并网又称硬联网, 是将风力发电机组直接与电网并联的一种方式, 其并联条件是: (1) 风力发电 机与电网 的相序相同; (2) 发电机的转速接近同步转速 (在99%以上) 。并联信号由发电机组的测速装置给出, 控制开关合闸与电网并联。
其优点是:并网比较方便, 控制方式非常简单。
其缺点是:并网的瞬间电网会受到4~5倍发电机额定电流的冲击, 可能发生三相短路和系统电压瞬间严重下降的现象。
1.2准同期并网
通过精密的准同期控制器去调节发电机组, 使其发出电能的电压、频率和相位与电网电能一致, 由准同期控制器给 出合闸信号, 使断路器瞬间合闸, 风力发电机组并网运行。
其优点是:并网过程中产生的冲击电 流非常小, 对系统电压的影响也比较小。
其缺点是:并网时间相对较长, 如无其他 保护容易 造成网上飞车现象。
1.3捕捉式准同步快速并网
这种并网方式是将常规的整步并网方式改变 为在频率 变化中捕捉同步点的并网方式。其优点是:准确、快速、可靠, 几乎对电网没有冲击, 不需要机组有很高的调速精度。
1.4降压并网
这种方式是在发电机与电网之间串联电抗器, 用来减少并网合闸瞬间电网受 到冲击的 电流幅值 和电网电 压下降幅 度。图3为降压并网模 型图。这种方 式的主要 缺点是:经济效益差, 前期投资时, 需要根据机组容量的大小去增 加电抗器。这种方式主要用于小容量的风力发电系统。
1.5软并网
这种方式是在风力发电机定子与电网之间每 相串入一 只双向晶闸管, 目的是将发电机并网瞬间的冲击电流控制在允许限度内。正常运行时, 双向晶闸管被短接, 异步发电 机的输出电流不再经过双向晶闸管, 而是通过已闭合的自动开关直接流入电网, 如图4所示。
2风力发电并网后对现有电网的影响
2.1造成电网瞬间电压跳变
大型风力发电机组一般都是采用软并网方式, 但其在工作启动时仍会产生较大的冲击电流。当风速超过切出风速时, 风机会从额定出力状态自动退出运行。如果整个风电场所有 风机几乎同时动作, 这种冲击容易造成电压闪变与电压波动。
2.2对电网产生谐波污染
由于大量电力电子装置的运用, 在实际运行中, 系统中会有大量谐波出现, 并网后, 谐波会对电网电能质量有一定的影响。
2.3对电网稳定性的影响
在风电并网实践中 经常会出 现以下问 题:电网短路 容量小、电压波动大、风力发电机频繁掉线。尤其是越 来越多的 大型风电机组并网后, 对电网的影响更大。随着大量新型大容量风力发电机组开始投入运行, 风电场装机达到可以和常规机组相比的规模, 因此, 与风电并网有关的电 压/无功控制、有 功调度、静态稳定和动态稳定等问题越来越突出。
2.4对发电计划与调度的影响
传统模式是根据负荷大小去有计划地调节发电量, 发电计划的制定和实施比较方便。但是, 如果风电大量并 网, 其出力的不确定性将使发电计划的制定变得非常困难。
2.5对传统继电保护的影响
目前, 并网风电容量还比较小, 在电力系 统保护配 置和整定计算时往往不考虑风电场的影响, 而是简单地将风电场视为一个负荷, 或将风力发电机作为同步发电机处理, 不考虑其 提供的短路电流。然而, 当风电大规模接入系统时, 在电网发 生故障时风力发电机将向故障点提供一定的短路电流, 在此情况下, 如果系统保护配置和整定计算仍不考虑风电的影响, 则是不合理的, 实际运行时可能导致保护装置的误动。国内外关于电力系统短路电流的计算方法及计算软件都已相当成熟, 但都不包含风力发电系统, 因此, 研究故障情况下风电并网对继 电保护的影响是非常有意义的。
3风电并网对传统电网继电保护的影响分析
本文主要针对风电接入35kV系统后对电网继电保护产生的影响进行分析, 图5是风电并网后的系统结构图。
从图中我们可以分析得到, 风电并网对电网继电保护会造成以下几个方面的影响: (1) 会造成整个线路的继电保护灵敏度降低, 有可能发生拒动现象。从图中我们可以看到, 当K1和K2处发生短路故障时, 系统电源S和接入的风电电源S风都会为故障点提供短路电流, 导致保护QF4处的电压升高, 因此流过保护QF3中的故障电流小于无风电接入时的故障电流。当风电系统的分流作用足够大时, 将导致系统继电保护灵敏性降低, 对于定时限速断来说, 保护范围可能会缩小。 (2) 会造成风电接入点下游继电保护出现误动作。当线路上的K1点发生短路故障时, 由于风电电源S风的接入, 流经保护QF4处的短路故障电流增大, 造成QF4的保护范围延伸到下一级线路, 使保护失去了选择性。如果 故障点的 电流大于QF4的整定值, 则QF4会出现误动作, 造成保护 范围扩大。 (3) 当风电电 源S风所在线路上游分支线发生短路故障时, S风通过母线向故障点提供反向的短路电流, 使得故障点的电流增大, 同时若保护QF3没有识别故障电流方向的能力, 则可能会误动作, 造成风电 电源接入点所在线路中断供电。
针对以上可能出现的问题, 如想减少风电接入传统电网对继电保护的影响, 我们可以采取以下措施: (1) 风电电源接入电网时, 从对电网继电保护影响比较小的角度去考虑, 尽量让风电电源从整个线路的末端接入, 从而减少受风电影响较大的位于风电电源接入点下游的继电保护数量。 (2) 如果风电电源接入点没有选择性, 则需要对风电接入点下游继电保护的整定值进行调整, 提高保护的整定值, 用来满足保护选择性的要求, 同时还能保证在风电退出后, 整个电网仍有足够的保护范围和保护精度。 (3) 风电电源接入系统后需要对风电电源接入点上游的保护进行校验, 确保其在风电接入后仍能满足要求。 (4) 为确保保护的灵敏性, 需要对位于风电电源接入点上游的保护加装方向性元件, 确保系统保护不会因为反向电流而误动作。
4结语
风力发电是人类运用可再生能源的一个经典案例, 但风能的利用一定要找到一种科学的方法, 确保其对现有的电力系统没有冲击或冲击较小。目前风电并网量还相对较少, 随着风电大规模地接入电网, 传统电网的继电保护必须根据风电的接入量进行相应调整, 以减少其对系统安全稳定运行的影响。
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 (20)
[2]乔建强, 杨水丽, 陈江涛, 等.风电场并网布局对系统稳定性的影响研究[A].第13届中国科协年会第15分会场——大规模储能技术的发展与应用研讨会论文集[C], 2011
并网/电网 第5篇
（试行）总则 编制目的
为保证电网和水电站安全、优质、经济运行，规范梯级水电站集控中心并网运行管理工作，按照现行有关法律法规和管理办法，编制本规定。编制依据
本规定依据下列法律、法规及文件编制： 1）《中华人民共和国安全生产法》； 2）《中华人民共和国电力法》； 3）《中华人民共和国可再生能源法》； 4）《中华人民共和国节约能源法》； 5）《电力系统安全稳定导则》； 6）《电网调度管理条例》； 7）《电网调度管理条例实施办法》； 8）《国家突发公共事件总体应急预案》； 9）《国家处置电网大面积停电事件应急预案》； 10）《电网运行规则》；
11）《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》； 12）《发电厂并网运行管理规定》；
13）《国家电网公司处置电网大面积停电事件应急预案》； 14）《电力二次系统安全防护规定》（电监会5号令）； 15）《四川电网调度管理规程》（以当年最新修订版为准）； 16）《国家电网公司“十一五”期间加强电网调度工作意见》； 17）《国家电网公司“十一五”期间加强电网调度工作意见实施细则》；
18）《加强小水电调度管理工作指导意见》（国调中心调水〔2007〕42号文）；
19）《关于加强梯级水电站调度管理的原则要求》（国网公司调水[2007]119号文）；
20）DL/T 516-2006 《电力调度自动化系统运行管理规程》（中华人民共和国电力行业标准）；
21）《四川电网电力调度自动化系统运行管理办法》（川电通自[2006]33号文）。
水电站集控中心指水电企业为在地理上位于同一流域的水电站群及其变电（开关）站（以下简称接入厂站）建立的远方集中控制中心（以下简称集控中心），具备对接入厂站设备进行远方控制操作和生产运行实时监视功能，集控中心运行值班人员代表所接入的各厂站与省调进行业务联系，负责接受省调下达的各项调度指令并正确执行。适用范围
本规定适用于并入四川电网、位于同一流域的梯级水电站集控中 心接入系统设计、建设和并网调度运行管理工作。基本要求
2.1 集控中心及接入厂站应严格遵守电网调度管理的规程、规定和要求。集控中心及接入厂站属省调直接调度，省调对各厂站的调度业务内容、调度管辖单元和范围等按现行有关规定执行，并负责明确集控中心的调度命名和调度管理模式。
2.2 集控中心及接入厂站应具备完善、可靠的技术支持系统，实现对接入厂站的一、二次设备进行远方控制操作和实时运行监视。2.3集控中心运行值班人员应能准确、熟练地接收省调下达的各项调度指令，并在规定的时间内按照指令要求正确完成各接入厂站一、二次设备及装置的控制操作和运行状态调整等任务。2.4 集控中心应具备防御各种事故、自然灾害等能力，制定完备的通讯中断、集控失效等异常事故发生后的应急措施，满足异常事故处理的需要。
2.5 各水电企业梯级水电站集控中心设计和建设方案应符合国家颁布的有关法规和标准要求，涉及并网安全方面的设计、建设、运行管理工作内容，应邀请电网省调参加集控中心的设计和建设方案、标书等审查工作。
2.6 梯级水电站接入系统方案确定后，拟建立集控中心的水电企业，应提前联系电网省调对集控中心建设方案进行可行性审查，以明确电网省调的各项功能要求。2.7 集控中心建成后，在完成各项试验、调试和安全鉴定工作并通过国家有关部门和省电力公司验收合格后，方允许申请并网投入运行。调度运行管理要求
3.1 集控中心代表接入厂站进行运行、操作和事故处理调度业务联系，并直接对接入厂站设备进行远方操作，接入厂站不再同省调直接联系。接入厂站退出集控中心控制时，由接入厂站同省调直接联系，调令不再对集控中心下达执行。省调与集控中心在进行调度业务联系时，应注意明确设备所属的厂站名称，即使用设备“三重名称”，如“××（厂站）××（设备）××（编号）”。3.2 接入集控的各厂站机组启停、负荷调整、倒闸操作等，由省调值班调度员下达调度命令给集控中心，并明确设备所属的厂站名称。对同一集控中心管理范围内厂站的操作，省调可以综合调令的形式，将多个接入厂站的配合操作任务指令下达给集控中心进行操作。
3.3 集控中心应具备控制不同厂站、发电机组组合等等多种灵活有效的控制运行模式，省调根据各厂站对系统的重要程度、结线方式、系统安全运行需要等进行选择。
3.4集控中心自动化系统应具备“四遥”功能的要求（包括远方控制完成接入厂站开关、刀闸等一、二次设备操作，远方控制发电厂开停机、调整有功和无功出力、通过AGC、AVC等自动化手段远 方控制机组运行状态，实现PSS装置与机组必须同步投退等），具有为适应远方操作而设立的防误操作装置。同时，预留新业务扩充功能，以满足将来可能出现的电网调度运行及控制新要求。3.5 集控中心应具有对接入厂站的继电保护和安全自动装置远方投退、远方测试、远方修改定值等功能。对需要定期进行的如通道测试等项目，若保护装置不能自动完成，应派人定期进行测试。对保护装置投运前需要进行通道测试的，也应派人到现场进行测试。近期暂不启用远方修改定值功能。
3.6 集控中心及其新接入厂站投运前应提前15天向省调提交试运行申请，提交验收报告、反事故预案、调度联系及运行负责人员名单、运行值班制度、调度联系制度、操作制度、应急处理制度等技术资料，经省调批准后开始试运行，试运行期为3个月。试运行期满后，向省调提交试运行报告，由省调确定集控中心及接入厂站是否投入正式集控运行。
3.5集控中心应制定有关规定和制度，保证每天24小时各厂站有足够的现场值班（守）人员。一旦出现异常或事故，应立即恢复各厂站现场值班（守）人员对相应厂站设备的控制权，由省调值班调度员直接向各厂站值班人员下达调度命令。
3.6 集控中心及各接入厂站的运行值班（守）人员均应参加省调组织的调度业务联系资格培训和考试，取得省调颁发的《调度运行值班合格证书》，持证上岗。
3.7集控中心应加强接入集控各站机组无功出力调整，按定电压原则 调整电压，保证各站高压母线电压在调度部门下达的电压曲线范围内，电压合格率达到100%。
3.8 集控中心应实时监视各站雨水情，积极开展水情信息收集、处理、整编和水文预报工作，及时向省调提出梯级水电站发电运行方案建议，确保电站水工建筑枢纽及设备发电运行和防洪度汛安全。集控中心自动化系统接入系统要求
4.1 集控中心及各厂站二次系统网络应满足电力二次系统安全防护的要求。
4.2 计算机监控系统有关要求
4.2.1 根据直调直采的原则，所有接入集控中心的各厂站自动化信息（包括自动控制装置及机组、线路、开关等发输电设备实时运行状态等信息）必须直接从各厂站站端系统以串行和网络通信规约上送省调，不经集控中心转发，以确保自动化信息的实时性和准确性。
4.2.2 集控中心监控系统须将各厂站自动化信息汇集后以串行和网络通信规约上送省调，作为各厂站自动化信息的备用数据源。4.2.3 各厂站和集控中心均应配置调度数据网络接入设备。4.2.4 省调以单机、单个电厂及多个电厂等值三种控制方式实现对接入集控中心的各电厂的自动发电控制（AGC）。各电厂或集控中心监控系统应可以直接接收并及时处理省调下发控制命令值。各电厂响应性能须满足省调要求。4.2.5 省调对接入集控中心的各电厂的自动电压控制（AVC）以下发各电厂的高压母线电压、机端电压及无功出力的方式实现。各电厂或集控中心监控系统应可以直接接收并及时处理省调下发AVC控制命令值。各电厂响应性能须满足省调要求。
4.3 接入集控中心的各厂站均应配备单独的电量采集装置。站端电量采集装置相关信息应上送省调电能量计量主站系统。
4.4 集控中心应建有继电保护运行及故障信息管理系统分站，各受控厂站应建立继电保护运行及故障信息管理系统子站，并与省公司主站联网。子站所采集的信息可以完整地传至省调主站和集控中心分站。
4.5 集控中心投运前必须建成流域水情自动测报系统，实现自动采集雨水情信息，并与四川电网水调自动化系统中心站联网，按规定向省调自动报送水情信息。集控中心系统通信要求
5.1集控中心及接入集控的各厂站通信设备接入四川电力通信网，必须符合四川电力通信网的技术、接口规范，光传输设备和调度交换设备及网管应与四川电力通信网主网统一，减少通信网和设备的复杂性。
5.2 集控中心与省调间应建立两条独立的SDH 光纤系统通信通道，集控中心与接入集控的各厂站间必须具有完善、可靠的的系统通信，优先采用光纤通信系统，所辖各厂站应尽可能组成光纤自愈 环网。
5.3 集控中心及接入集控的各厂站应按有关要求设置调度交换机，并与省调的调度交换机联网。
5.3 集控中心及接入集控的各厂站至省调的调度电话应具有两条以上独立通道，调度电话须具备可靠的录音方式。
5.4 集控中心与接入集控的各厂站间应建立两条不同路由的通信通道。
5.5 集控中心通信电源应配置双套，不间断停电时间应不小于8小时。5.6集控中心及接入集控的各厂站的光传输设备应具有相应的网管系统，同时还应具备对通信动力及环境的监测监控手段。5.7集控中心应设置通信管理专责，负责厂、站内通信系统的日常管理及设备的日常运行维护。6 事故、异常处理及应急机制有关要求
6.1 集控中心须有完善的运行管理和维护制度，建立应对接入厂站及集控中心发生计算机系统崩溃、网络中断、感染病毒或遭攻击、硬件故障、与省调通讯中断、遭受洪水、泥石流、火灾等致使集控中心正常功能失效的应急预案，有完善的应急机制，备足必须的备品备件，安排事故处理、抢险专职值班人员。事故异常发生后，应立即启动应急机制进行处理。
6.2 集控中心应制定有关规定和制度，留有修试、继保等待命人员，以便在突发事故或异常情况下按要求迅速赶赴现场进行事故抢修和紧急处理。6.3 集控中心正式投运后，应采取措施保证在事故、检修等各种情况下在省调要求的时间内完成各厂站现场继电保护定值调整工作。6.4 集控中心应编制电站黑启动方案和保厂用电方案，并完成机组现场黑启动试验和进行保厂用电措施的事故演练，要求制定无人值班情况下电厂保证厂用电安全的预案。
6.5 集控中心发生因监控死机、通信中断、自动化信息中断等事故或异常情况后，不能再行使集中控制权时，或接入厂站不再具备远方控制条件时，集控中心将接入厂站立即退出集中控制模式，待命人员必须在15分钟内到各厂站现场进行处理，并由现场值班（守）人员直接接受省调调度指令，尽快恢复运行。事故、异常处理完毕，集控中心可以恢复正常控制，由省调下令将接入厂站转为集中控制模式。
6.6 接入厂站发生故障不能及时消除并可能影响到其它电网运行设备时，集控中心应联系省调将其与系统隔离，各厂站设备安全由集控中心负责。
6.7 当下列故障情况发生时，接入集控中心的各厂站一次设备应保持故障发生前的运行状态，各厂站应自行对一次设备的安全负责，并立即组织相关技术人员到现场排除故障。1）集控中心或各厂站监控系统故障； 2）集控中心或各厂站至省调的通道中断； 3）集控中心至各厂站的通道中断。
6.8 事故异常时，集控中心应立即将故障元件与运行电网隔离，并开 展事故异常处理。
6.9 发生电网事故后，若有关接入厂站的继电保护运行及故障信息管理系统子站或通道工作异常导致省调不能收到有关继电保护装置动作报告及故障录波报告时，集控中心应立即派人至相关厂站，手动打印保护动作报告及故障录波报告，并传至省调继电保护处。
6.10 水情自动测报系统等自动化信息采集系统发生故障后，集控中心应立即派人到水工建筑现场巡视检查，确保电站水工建筑枢纽运行安全，人工采集到对系统运行影响较大的有关水情和水库运行信息后，立即以电话、传真、邮件等形式报送省调，同时组织人员采取措施尽快恢复系统。.附则
7.1本规定主要规定了集控中心接入系统及并网调度运行管理的有关要求，其它技术标准和管理规定请参照国家或行业相关规定执行。
分布式电源并网对电网的影响 第6篇
分布式发电具有节能、发电方式灵活、就地消纳等特点, 是集中供电模式的有益补充。并网运行是分布式供电较为常见的一种运行方式, 对电网影响较大, 需加强研究, 减少负面影响, 使其积极作用得到充分发挥。
1 分布式电源并网的利弊
目前, 我国电力系统以集中式远距离发电为主, 分配较为困难, 偏远地区用电负荷相对较小, 但因为是集中供电, 仍需铺设线路, 造成资源浪费。每个时间段用电负荷不同, 存在着峰谷差, 导致电力系统不能准确及时地反映负荷变化。而且多个电力系统互联, 其中一处出现故障, 极易引起大面积停电。
分布式发电则把独立的发电、供电系统安置在用电负荷点附近, 可由用户根据实际用电情况进行调整, 从而节约电量, 避免不必要的浪费;缩短了输电距离, 节约了线路及其他设备, 减少了成本。该发电模式较为灵活, 使电力质量和用电安全性得到提升。
分布式电源主要有独立运行、并联运行两种运行方式。 其与配电网的并联可通过两种途径实现:与配网直接并联;借助逆变器与配网并联。
从积极影响来看, 分布式电源安装在距离负荷中心不远处, 降低了网损, 节约了投入成本;在用电负荷高峰时, 分布式电源能够减轻大电厂供电压力, 对峰谷进行合理调节;分布式电源以风能、太阳能等清洁资源为发电能源, 对环境污染较小;与集中式供电采用的大型设备不同, 分布式电源选择中小型机组, 降低了故障发生率;如今, 电力市场竞争激烈, 出现垄断现象, 分布式发电作为改革的成果, 有利于稳定电力市场秩序;此外, 该方式占地面积小, 故障发生率低, 投资风险明显降低。
但风能、太阳能等能源不易控制, 且分布式电网要想正常运行, 还需满足一系列条件, 难度较大, 以至于也会产生一些不利影响:光照强度、风力强度都影响着电能质量;配电网结构以辐射状为主, 潮流处于流动状态, 而分布式电网改变了网架结构, 影响潮流的因素增多, 可能会改变潮流方向;若没有精确计算, 极易引起故障电流增加;故障线路停止工作后, 分布式电源依旧可以正常发电, 但易形成自给供电的孤岛现象;分布式电网较为复杂, 与原来的设备可能不适应, 需要对大批量设备进行调整更换;为提高配网安全性, 分布式电源可能会频繁投退, 进而引起铁磁谐振, 造成过电压, 对电力设备破坏较大。
2 分布式电源并网对配网网损的影响
配电网在输配电过程中, 难免会产生损耗, 集中式供电往往带有10%的网损, 而分布式电源并网则能够减少网损。以某33节点母线测试系统为例, 如图1所示。
在该测试系统的节点25处, 实现分布式电源和配网并联。测试可得:当并网容量为90k W时, 电压为0.9440k V, 有功功率损耗为212.8153k W;并网容量为60k W时, 电压为0.9432k V, 有功功率损耗为215.9470k W;当并网容量为30k W时, 电压为0.9426k V, 有功功率损耗为219.3762k W;当并网容量为0时, 电压为0.9415k V, 有功功率损耗为222.1083k W。可见, 并网容量增加, 能够明显减少有功功率损耗。
在节点27处, 选择超前功率因数0.8、滞后功率因数0.8, 以及单位功率因数三种情况并入, 测试可得:滞后功率因数发出无功功率, 所取得的效果优于单位功率因数和超前功率因数。而此无功功率可补偿负荷无功功率, 进而明显减少线路无功电流, 达到减少网损的效果。
另外, 分布式电源容量相同的情况下, 与配电网并联的位置不一样, 网损程度也不相同。测试系统中, 节点0为平衡节点, 距离此处越近, 电压支撑效果越差, 网损越大。
3 分布式电源并网对配网电压的影响
3.1 对电压分布的影响
分布式电源并网后, 会影响到馈线上的电压分布。一般来说, 如果并入位置固定, 电压支撑随总出力的增大而增大, 电压水平随之提升;如果总出力固定, 电源距离系统母线越近, 对电压分布的影响越大。若分布式电源并联负荷较大, 应合理降低系统电压, 适当增加局部节点的电压。
3.2 对电压波动的影响
分布式电源并网对电压波动的影响视具体情况而定, 若分布式电源与负荷协调运行, 分布式电源将对电压波动起到抑制作用;若不协调, 电压波动将会更明显。若分布式电源接入位置、容量和控制不合理, 则会使配电线路上的负荷潮流变化增大, 进一步增加配电网电压的调整难度, 极易发生电压波动。
4 分布式电源并网对继电保护的影响
传统的配电网设计为单电源网络, 分布式电源并网后, 配电网为多电源网络, 一旦发生故障, 故障处将形成故障电流, 对故障电流水平造成一定的影响。 分布式电源容量和电抗值决定其影响程度。
当配电网中有大电流产生并流经时, 温度升高, 极易烧坏内部元件, 并迅速蔓延至周围健全的元件, 最终导致整个设备损坏。为解决这一问题, 通常会安装熔断保护器, 在大电流经过时, 熔丝自动烧断, 隔离故障区, 从而避免对周围线路的破坏。分布式供电并网后, 保护装置必须有准确的方向性, 显然, 现有的保护装置无法达到这一要求, 采用方向继电器代替熔断器也不合适。
主馈线多选择三段式电流保护模式, 确保馈线出现故障时, 能够在最短时间内恢复供电。分布式电源并网把线路分为两段, 可能会出现一侧双电源供电、一侧单电源供电的情况, 从而降低本线路保护动作的灵敏度, 甚至会出现拒动现象。此外, 分布式电源并网还可能会引起线路的保护误动作, 或者导致附近线路的瞬时速断保护发生误动作, 失去选择性。
5 结语
分布式发电并网运行, 对电压、网损、继电保护、用电可靠性等多方面都有重大影响。坚强智能电网的快速发展, 为分布式电源的接入和稳定运行提供了有利支撑, 但仍然需要对分布式电源大规模接入电网进行深入研究, 降低对电网的不利影响。
参考文献
[1]高重晖, 吴希.分布式电源并网对配电电网网损影响的研究[J].吉林电力, 2013, 31 (2) :17-19
[2]邰能灵.分布式电源对配电网自动重合闸的影响研究[J].电力科学与技术学报, 2010, 25 (1) :21-26
[3]许春华.小电源并网时电力系统的影响分析及应对策略研究[D].济南:山东大学, 2013
智能电网的清洁能源并网技术分析 第7篇
关键词：清洁能源,智能电网,并网,控制方法
进入21世纪以来, 人类不得不直面以下三个重要的课题:能源紧缺、气候变化以及环境污染。就目前情况而言, 全球的能源消耗80%以上仍然依赖着煤炭、石油等传统化石能源, 消耗化石能源必将产生大量的温室气体, 进而加剧了气候变化与环境污染的程度, 这无疑会严重的阻碍人类社会的发展。研究并应用新型能源已然成为现如今的必要课题。然而, 人们不可忽略的是, 现阶段清洁能源的相关技术并不完善, 在电网系统运行的过程中, 清洁能源不可避免的受到自身随意性以及间歇性的影响, 从而会导致电压失衡以及短路等故障发生。由此看来, 现阶段最需要解决的问题就是应当如何实现智能电网与清洁能源的并网应用, 并进一步减少故障的发生。
1 清洁能源概述
简单来说, 在使用过程中, 不会排放出有毒物质, 对环境污染较小甚至没有污染的能源可统称为清洁能源。举个例子来说, 风能、太阳能以及沼气就是最常见的清洁能源。与之相对的非清洁能源, 就是指在使用的过程中, 会给环境带来较大的污染, 甚至是有毒物质的能源, 例如煤炭、石油等化石燃料。
风能是一种最为常见的清洁的可再生能源, 现如今, 采取风力发电的方式是十分普遍的, 其基本原理就是将风能通过一定的装置转化为机械能, 再进一步将机械能转化为电能。风力发电是一种较为安全可靠的发电方式, 随着科学技术的发展与进步, 风力发电的成本正逐渐降低。
作为最典型的清洁能源, 太阳能正逐渐从补充能源向替代能源过渡, 利用太阳能发电的方式成为光伏发电。光伏发电具备着其他发电方式不具备的特性, 它不仅是可再生的环保清洁的, 还是一种资源分布广泛并且建造灵活的发电方式。太阳能光伏利用的主要发展趋势将逐渐转化为太阳能光伏并网发电, 太阳能发电的趋势也正一步步的从无电地区向有电趋势蔓延。
2 智能电网综述
智能电网技术是近几年来依靠科技的进步而兴起的, 它通过高级的传感装置, 集合各种繁杂的信息技术, 创造出电力自动的网络提供给人民相关的服务。目前, 电网的能源由国家管控, 是国家的重要能源产业之一, 伴随着人们对电力的不间断的需求, 尤其是有些行业对电力技术的要求相对较高, 一方面要求供电可持续性, 另一方面还要求电力高效安全性、清洁性等。为了满足人们对现实生活的需求, 国家不仅要投入很多的精力去学习国际上较为先进的超导技术, 电力技术等并进行相关研究, 才能够保障智能电网的安全。
3 智能电网的清洁能源并网控制方式
智能电网的清洁能源能够顺利并入智能电网, 这样才可以很好地发挥出清洁能源的作用。一旦实现并网, 电网就能保证高效运行。此外, 整个智能电网系统也可以根据电源类型进行控制, 通过这样的方式可以保证并人的清洁能源实现自动化的有效管理。
3.1 电力电子技术的控制方法
光伏电池、风机和燃料电池等都要求利用电力电子变频器进行变换, 这样才可以和智能电网的电网系统连接起来。由于变换器具有响应快速、惯性小、过流能力弱的特性, 因此变换器的能量管理的控制理念和常规系统有比较大的差异。与此同时, 逆变器由于需要适用于清洁能源并网, 所以除了要求具备普通逆变器的功能以及基本的并联运行之外, 还应该根据清洁能源的相关要求拥有必备的控制功能, 比如电压与频率比的 (u/f) 控制和有功无功 (PQ) 的掌控。由于下垂特性的电压与频率比的控制可以实现负荷功率变化的时候, 不同种类的清洁电源间变化功率实现共享, 并且在电力单元孤岛运行时为智能电网提供频率支持;有功无功的控制可以通过实际运行的情况来实现清洁电源有功和无功的定向性控制。以智能电网的电力电子技术的控制方法为基础, 卡特里娜提出针对可调度能源的有功无功潮流而设计的控制方法。
3.2 多代理系统的控制方法
不难发现, 太阳能和风能其实在时间上, 地域上有较强的互补作用, 风光互补供电系统已经成为了可再生能源单独供电系统的重要形式之一。它通过以多代理系统所具备的协调优化技术, 实现了风与光混合发电系统的优化控制, 确保了发电厂的电压维持稳定, 促使电网可靠平稳地运行。现代智能电网中的多代理系统, 现在由数据库代理、用户代理、发电单元代理和控制代理四个部分构成。现代智能电网就的这些代理之间就是通过TCP/IP协议达到数据的交换, 四个部分在身处的环境中实现互动, 同时由控制代理发布主网控制信息到达相应的代理部分。因此, 用户代理一边传输负荷信息和需求指令到发电单元代理;另一边, 发电单元代理又将电能生产信息传输到用户代理。在此过程中, 可视化的信息平台通过收集各代理发送的信息, 就可以方便调度员下一步的处理。
3.3 智能电网的虚拟发电厂控制方法
清洁能源、分布式能源有其特点, 为了适应这些特性, 我们的研究需要结合电网频率、电压控制技术、联络线潮流、发电预测模型和方法等融为一体的控制技术。因此, 解决清洁能源发电接入与控制的有效途径之一就是虚拟发电厂技术。它将配电网中分散安装的受控负荷、清洁电源和储能系统融合成一个独特的电厂, 来参与电网的运行。在这个庞大的虚拟电厂中, 每一个构成部分, 都和能量管理系统相连接, 此时控制中心就可以通过智能电网实现双向信息传送, 利用增强型短信服务系统进行整体的调度来协调机端潮流、受端负荷和储能系统的运作, 达到降低损耗、降低温室气体排放、合理资源利用、控制电网峰值负荷以及提升供电可靠性的目的。此外, 由于电厂具有高级监测的功能, 测量和计算不同节点动态电压、故障数据、频率波动、监测系统的异步运行、同步发电机短时失磁异步运行、低频振荡的变化过程。
4 结语
以智能电网技术的清洁能源并网技术为基础, 积极发展我国智能电网, 可以帮助解决目前我国能源紧缺的问题, 同时改善气候, 缓解部分环境污染的问题等。智能电网技术在世界范围内, 算是比较新的事物, 就会造成不同国家, 或相同国家的不同地区对智能电网设备制造、检测以及调试等方面, 缺乏统一的标准。因此, 智能电网的建设可以说是一项长期浩大的工程。在智能电网的支撑下, 清洁能源入网即使会出现明显的技术难题, 但由于清洁能源是解决大气污染等环境问题的最佳途径, 因此工业和学术领域应该表达出对清洁能源并网技术的足够重视。
参考文献
[1]王杨宁.试论智能电网的清洁能源并网技术[J].低碳世界, 2014 (05) .
[2]秦丽杰.基于智能电网的清洁能源并网技术[J].城市建设理论研究 (电子版) , 2014 (2) .
[3]熊肖明.智能电网清洁能源并网技术[J].电源技术应用, 2014 (3) .
光伏并网发电系统及其对电网的影响 第8篇
能源是社会发展与科技进步的动力, 是社会和经济可持续发展的有力保证, 随着人类社会的高速发展, 能源短缺的问题已经迫在眉睫。以前使用的是化石能源如煤炭、石油、天然气等, 它们是在地壳中经历了千百万年才形成的, 所以这些能源在短期内是不可以再生的, 能源的不断消耗与减少进而严重阻碍了各个国家的发展。除此以外, 化石能源在利用的过程中会生成大量的有害气体造成环境污染和温室效应。现今, 我国的的工业化发展迅速, 能源的利用有着很大的压力, 一方面过度依赖化石燃料且社会的发展对能源的要求越来越多, 另一方面, 能源短缺使实现可持续发展面临着巨大的挑战。面对这些问题, 人们希望能够寻找和开发出新的能源来代替这些化石能源。从长远来看, 开发新能源与可再生能源可以逐步改善以化石能源为主的能源结构, 缓解化石能源利用的同时带来的环境污染。因此, 研究开发新能源与可再生能源对能源的合理利用和社会的发展有着重要的战略意义。目前, 由于太阳能资源丰富, 光伏发电过程清洁低碳等优势, 使得太阳能在新能源的开发利用中拥有更广阔的前景和市场。但因光伏并网技术尚存在一些问题使得并网存在困难。为了解决国内局部电荒的同时部分电力资源却闲置浪费的局面, 目前急需提出有效的解决方案来解决并网的问题及影响, 从而突破国内光伏市场的瓶颈[1]。
2 太阳能光伏并网的利用发展
在太阳能光伏利用发展中, 世界光伏组件在过去十几年中, 以平均年增长率为15%的速度发展着, 到20世纪90年代后期, 发展更加迅速, 平均年增长率超过了30%, 1999年光伏组件生产达到了200MW, 在产业方面, 各国不断扩大生产规模, 改进技术水平, 以提高自动化程度来降低成本, 并取得了很大的进展。而根据最新统计, 2011年全球光伏发电装机27.7GW, 较2010年新增光伏装机量增长了约67%, 并高于预期的22GW。至2011年年底, 全球累计的光伏发电装机量达到了67.4GW, 光伏发电也成为了第三大可再生能源。而在2011年10月10日, 美国商务部对华光伏“双反”案作出仲裁, 中国企业反倾销税率从18.32%~249.96%不等, 反补贴税率从14.78%~15.97%不等。至此, 必须加速发展我国光伏发电技术才能让光伏产业走出困境。截至2012年9月, 国家电网公司经营区光伏发电并网容量271万kW, 发电量25.2亿kW, 我国已成为光伏发电装机增长速度最快的国家之一, 成绩显著。2012年10月26日, 国家电网发布分布式光伏并网相关方案, 对满足位于用户附近、所发电能能够就地利用、10kV以下电压等级接入电网而且单个并网总装机容量不超过6MW等条件的光伏项目将免费提供接入服务, 并且全额收购这些项目的富余电量, 这标志着我国光伏发电发展的新阶段即将到来[2]。
3 光伏并网系统组成
光伏并网系统可分为分布式和集中式两种, 分布式主要应用在城市屋顶并网、光伏建筑一体化等方面。分布式并网占地小、安装方便灵活、不需要安装蓄电池、资金投入少, 且有电网电压的支撑, 可不考虑负载的特性而最大化提供功率。集中式并网主要是指大型光伏并网电站, 需要大量的土地, 一般建在荒漠无人地区, 作为大电源直接向高压电网送电, 其成本较高[3,4]。
现在常用的并网光伏发电系统分带有蓄电池环节的和不带有蓄电池环节的两种结构形式。
带有蓄电池环节的并网光伏发电系统称为可调度式并网光伏发电系统, 系统中逆变器配有主开关和重要的负载开关, 可使系统的电源不间断, 并且系统可以充当功率调节器, 稳定电压提高电能质量。
不带有蓄电池环节的并网光伏发电系统称为不可调度式并网光伏发电系统, 系统中逆变器将太阳能电池板产生的直流电能转化为和电网电压同频、同相的交流电能。当用电负荷较大的时候, 太阳能供电不足可向市电购电, 当用电负荷较小时, 或所发电用不完的时候, 可将多余的电力卖给市电。因并网省去了蓄电池, 所以扩大了使用范围和灵活性, 降低了造价。现今我国光伏产业正以每年30%的速度增长, 在今后并网应用会有较大的发展领域。
一般光伏并网发电系统主要是由太阳能光伏阵列、控制器和逆变器三大部分组成, 它们主要是由电子元器件构成, 这使光伏发电设备更为精炼、可靠稳定、安装维护方便。
(1) 太阳能光伏阵列。
光伏发电是根据光生伏特效应原理, 利用太阳能电池将太阳光能直接转化为电能。太阳能电池是太阳能光伏发电系统中的核心部分, 因为一般的单个的太阳能电池的工作电压和工作电流很小, 不能够单独作为电源使用, 而将一定的电池串并联构成太阳能电池组件, 其功率可以达到要求作为电源使用。
(2) 控制器。
控制器的作用是对整个光伏系统的运行进行控制, 并对蓄电池的过充电、过放电进行保护, 为蓄电池提供最佳的充电电流和电压, 并且能够快速平稳地为蓄电池充电, 除此以外可以在充电过程中减少损耗尽量地延长蓄电池的使用寿命, 在温差较大的地方, 控制器还具有温度的补偿功能。控制器一般由充电电路和最大功率点跟踪控制构成。光伏发电系统中使用的控制器类型很多, 例如智能控制器、大功率跟踪充电控制器、多路顺序控制器、2点式控制器, 智能型控制器适用于较大型的光伏电站系统。
(3) 逆变器。
由于太阳能电池和蓄电池是直流电源, 当负载是交流负载时, 为使系统发出的电能够符合使用的要求, 逆变器将直流电流转换为交流电流。逆变器的运行方式, 可以分为独立运行逆变器和并网逆变器。独立运行逆变器适用于离网光伏发电系统, 而并网逆变器适用于并网光伏发电系统。按照输出波型可分为方波逆变器和正弦波逆变器, 方波逆变器电路简单且造价较低, 一般用于几百瓦以下和对谐波要求不高的系统;正弦波逆变器成本较高, 但可以适用于各种负载。
在电路系统中, 光伏发电系统直接与电网连接, 逆变器将太阳能电池发出的直流电变成交流电流入电网中, 控制器控制太阳能电池最大功率点跟踪、控制逆变器并网电流的波形和功率, 使向电网传送电能的功率与光伏阵列所发的最大功率电能相平衡 (图1) 。
4 光伏并网发电优势
太阳能光伏并网发电系统将太阳能转化成为电能不通过蓄电池储能, 而是直接通过逆变器, 将电能送入电网。并网发电体现了太阳能发展的一个方向, 与太阳能离网发电系统相比, 主要有以下几个优点。
(1) 光伏并网发电系统的建设需要较大的空间, 因为光伏组件的安装需建设大量的地基。可将发电系统建设在荒漠, 这样既可减少其对生产可用土地的占用, 又减少了地面的蒸发量。若在光伏板下种植耐寒喜阴的植物, 还可以在一定程度上对水土保持有正面的影响。
(2) 并网后所发电馈入电网, 依靠电网存储电能, 不通过蓄电池, 节省了在光伏系统建设的部分投资, 从而降低了成本。不通过蓄电池又可以减少蓄电池对环境的污染。
(3) 并网除了大型光伏系统还可进行分布式建设, 进退电网灵活, 不但可以增强电力系统对自然灾害的抵御能力, 而且可以改善电力系统的负荷平衡。
5 太阳能并网存在的问题及其影响
5.1 光伏并网存在的问题
(1) 自身问题:光伏发电自身缺陷导致电网建设滞后, 根据太阳能能量密度低、稳定性差, 且受到地理因素、温度变化、季节变化, 昼夜交替的影响, 光伏发电的局限性分为以下几点[5,6]。
温度和季节周期变化局限。有日照的情况下, 光伏发电设备才能正常地工作发电, 因此, 黑夜光伏发电停止, 一年当中春夏秋冬各个季节对光伏发电的负荷影响巨大。为了应付这种情况, 电网不得不配备相应容量的发电机处于旋转备用状态, 以备条件改变时可维持设备工作。
地理位置局限。光伏发电设备基本上只能依附建筑物安装建设, 也就是光伏屋顶就地供电。而大型并网光伏系统的建设需要很大的空间, 只能建设在荒漠、无人居住的地方。
气象条件局限。气候对光伏发电的影响也是巨大的, 环境温度、雨雪天气、空气质量都会直接影响发电量, 电力负荷大幅波动。
容量传输局限:光伏发电并没有传统电机的旋转惯量、调速器及励磁系统, 因此, 光伏发电系统远距离从荒漠, 大功率、高电压、大面积输送电力到负荷中心, 将给交流电网带来新的经济和稳定问题。无论采用交流或是直流高压电大功率远距离从荒漠地区输送电力, 前3点的局限性也都将大大增加单位千瓦的输送成本。
光能转换效率偏低。太阳能电池的转换率和传统能源的转换效率相比较低, 在发电过程中又会损失掉一部分, 光伏能量的转换效率仍不能令人满意。
(2) 太阳能间歇性的特点:太阳能光伏发电属于调节能力差的能源, 由于光伏发电系统不具备调峰和调频能力, 其接入对电网接纳能力提出了更高要求, 面对调控性差的光伏发电, 国内电网还未能升级到能与其匹配的程度。
(3) 国家对“智能电网”建设的忽视, 要发展清洁能源, 首先应建立起能够适应清洁能源间歇式发电的特点, 构建信息化、自动化、互动化特点的“智能电网”。而要实现电网的智能化就意味着对电网的投入经费要高于常规发电项目对应的电网。多年来智能电网投资部分仅为发电投资的30%左右, “智能电网”发展缓慢。
(4) 电厂电网规划脱节, 入网标准制定滞后, 光伏行业强制标准缺失, 虽然目前国内太阳能方面的标准有40多个, 但其中多半是关于太阳能产品的, 与光伏并网发电相关的很少且一些已经过期[7]。
5.2 太阳能并网现存问题带来的影响
(1) 负荷峰谷对电网的影响:
由于光伏并网发电系统不具备调峰和调频能力, 这将对电网的早晚峰负荷造成冲击, 光伏并网发电系统增加的发电能力并不能减少传统旋转机组的拥有量, 电网必须为光伏发电系统准备大量的旋转备用机组来解决早晚峰的调峰问题。光伏并网发电系统向电网供电是以机组利用小时数下降为代价的, 这当然是发电商不愿意看到的。
(2) 昼夜变化带来的影响:
东西部时差以及季节的变化对电网的影响, 由于阳光和负荷出现的周期性, 光伏并网发电量的增加并不能减少对电网装机容量的需求。
(3) 气象条件的变化带来的影响:
当一个城市的光伏屋顶并网发电达到一定规模的时候, 如果地理气象出现大幅变化, 电网将为光伏并网发电系统提供足够的区域性旋转备用机组和无功补偿容量, 来控制和调整系统的频率和电压, 在这种情况下, 电网将以牺牲经济运行方式为代价来保证电网的安全稳定运行。
(4) 远距离光伏电能输送带来的影响:
当光伏并网发电远距离输送电力在经济和技术上成为可能时, 由于光伏并网发电没有旋转惯量、调速器及励磁系统, 它将给交流电网带来新的稳定问题, 如果光伏并网发电形成规模采用高压交直流送电, 将会给与光伏发电直流输电系数相邻的交流系统带来稳定和经济问题, 而专门用于光伏并网发电的输电线路, 由于负荷率低下, 显得很不经济。
(5) 耗能问题带来的影响:
光伏并网发电的一个主要优势是可替代矿物质燃料的消耗。由于光伏并网发电增加了发电厂旋转发电机的旋转备用或是热备用, 因此, 光伏并网发电的实际降耗比率应该扣除旋转备用或热备用的损失的热量, 光伏并网发电的降耗效率应该考虑到由于光伏并网发电系统提供的电力导致发电公司机组利用小时数降低带来的效率损失。系统中总的光伏并网发电量所等效的理论降耗标煤量前应该乘以一个小于1的系数, 并且等比例地减去旋转备用机组的点损量[8,9,10]。
6 对于光伏并网带来影响的解决办法
面对可调性、可控性能差的光伏发电, 国内的电网也未能升级到与其匹配的程度, 业内认为要实现可以发展的清洁能源为目标的新一轮的“能源革命”, 应首先实现电网的革命, 建立起能够适应清洁能源间歇式发电特点, 具有信息化、自动化、互动化特点的“智能电网”。
目前, 尽管太阳能发电的某些领域正在重复风电当年的坎坷, 不过在专家们看来, 现今国内光伏发电的大规模应用并未展开, 因此急需提前布局, 为光伏发电并网铺路。
并网并非电力部门一家的事, 要满足电网的安全稳定, 也需太阳能企业的考虑, 在并网环节需要电网企业、制造企业、开发商形成一个共同取向, 电力部门加强电网建设的同时, 光伏行业亦需提高产品质量, 制定出合理入网标准。
(1) 将电网建设提升为国家工程, 加大投入的同时设定合理建设目标, 不光要考虑投入, 还要从技术层面出发。新能源的发展需要智能电网的支持, 新能源因为具有随机性不能大量地商业化储存, 所以更适合采用分散式、分布式开发方式, 建在用户侧, 使生产的电力自发自用, 多余上传, 发电不足时从电网购电。配电侧智能化改造, 投资小, 见效快, 可快速解决光伏并网难题。要接纳新能源配电网需要进行智能电网改造升级, 满足以下要求。
在电源侧, 在电网配备可支持不同电源的设备, 方便各类电网并入。
在电网侧, 完善电网系统, 运用计算机创建具有可视化、数字化、智能化的集成系统。
在用户侧, 安装智能电表, 用户与电网双向通信, 依情况分析, 合理计费。
(2) 统一规划电网和电厂建设, 光伏发电站布局不能各搞各的, 应围绕电网规划进行。要让电网建设适应光伏产业的快速发展, 在光伏产业规划和前期工作中就要有地方供电公司参与, 并将配套电网设施作为产业的一个组成部分, 同步办理相关用地等手续, 以便电网项目和光伏产业能同步核准, 同步建设。
(3) 借鉴其他国家经验, 尽快制定合理入网标准, 提高国内太阳能产品的检测能力, 消除不良产品带给电网的隐患, 出台切实可行、简单易操作的光伏并网电站等技术标准规范和实施手册, 将达到标准、危害市场的企业排除在外, 有效防止行业乱局, 提高光伏发电的整体水平, 保障电网运行安全。
(4) 资源勘探评估, 太阳能系统因易受天气因素影响, 只有根据当地的气象和地理条件进行系统的优化配置, 才能达到可靠性和经济性的最佳结合, 发挥太阳能发电的优势。
(5) 按照太阳能资源分布, 将其划分成若干资源区, 确定不同地区的上网电价, 根据项目的总发电量、上网电量进行补贴, 可有效遏制“骗补”问题, 使发电项目的建设运营向健康良性的方向发展。
7 结语
(1) 一般光伏并网发电系统主要由太阳能光伏阵列、控制器和逆变器三大部分组成, 它们主要是由电子元器件构成, 没有机械部件。
(2) 光伏并网发电系统的优点是建设时可减少对生产可用土地的占用, 可以节约初期投资并降低环境污染, 可以进行有利于改善电力系统的分布式建设。
(3) 并网发电系统由于自身技术和法律规章的不足, 还存在一些问题, 并带来了负荷峰谷对电网的影响, 昼夜变化、气象变化, 给远距离光伏电能输送和耗能问题带来了影响。
(4) 解决这些不利影响需要进行满足一定要求的智能电网改造升级;统一规划电网和电厂建设, 制定合理并网的标准法规;进行资源勘探评估, 根据当地的气象和地理条件进行系统的优化配置;按太阳能资源分布划分若干资源区来确定不同地区的上网电价。
从长远来看, 新能源和可再生能源的开发利用不但可以改善以煤炭为主的能源结构, 促进常规能源更加合理有效的利用, 而且对解决边疆、海岛、偏远地区的用电用能等问题起到了重要的作用。目前各国对新能源的发展主题是以电力为中心的能源革命, 电网是推进新能源发展的关键环节。新能源若想更好地发展, 首要解决的是并网问题。此前, 风能的发展就已经受到了并网的限制, 现在要实现光伏并网发电就要吸取以往的经验教训, 采取有效的措施。可以通过一些方法来进行改进, 首先, 制定合理的入网标准, 其次, 加快“智能电网”的发展是克制光伏并网自身缺陷的有效手段。最后, 应借鉴其他国家的先进管理方式, 保证电网的安全运行。虽然光伏并网存在着诸多的问题, 但是光伏产业仍具有巨大的潜力, 并且在国家对新能源产业的不断关注与建设下, 这些瓶颈都会得到解决。
参考文献
[1]李春鹏, 张延元, 周封.太阳能光伏发电综述[J].电工材料, 2006 (3) :45～48.
[2]2012全球太阳能光伏产业发展报告-系列一2011年全球太阳能光伏行业发展回顾[EB/OL].http://wenku.baidu.com/view/d6600ad649649b6648d747ee.html.
[3]毛亮.我国发展太阳能光伏发电的必要性及技术分析[J].科技传播, 2011 (10) :66.
[4]连瑞瑞.太阳能光伏并网发电系统研究[D].郑州:河南农业大学, 2012.
[5]张轶, 鲁国起, 张焰, 等.光伏电站并网对电网可靠性的影响[J].华东电力, 2010 (5) :700～706.
[6]杨卫东, 薛峰, 徐泰山, 等.光伏并网发电系统对电网的影响及相关需求分析[J].水电自动化与大坝监测, 2009 (4) :35～43.
[7]李碧君, 方勇杰, 杨卫东, 等.光伏并网面临的问题与对策[J].电网与清洁能源, 2010 (4) :52～59.
[8]赵平, 严玉延.并网光伏发电系统对电网影响的研究[J].电气技术, 2009 (3) :41～44.
[9]李维亚.浅谈未来光伏并网发电对电网的影响[J].太阳能, 2008 (2) :67～68.
并网/电网 第9篇
近年来环境污染问题受到了越来越多的重视, 环境问题层出不穷, 雾霾现象在北京、上海、哈尔滨等等城市较为多发。因此, 尽可能多地用洁净能源替代高含碳量的矿物燃料, 大力开发太阳能、风能、地热能和海洋能等新能源和可再生能源利用技术将成为增加能源供应及减少环境污染的重要措施之一。在此背景下, 将煤矿开采过程中伴生的瓦斯进行发电受到了越来越多的重视及利用。本文对煤矿瓦斯发电及其并网对电网的影响进行了一定的研究。
2 煤矿瓦斯发电
2.1 发电系统组成。
煤矿瓦斯发电是以煤矿开采过程中得到的瓦斯气为能源, 将瓦斯气中蕴含的热能转化为电能的能量转换过程。目前投入运行的煤矿瓦斯发电方式主要有燃气发电机、燃气轮机和汽轮发电机三种方式。完整的煤矿瓦斯发电厂由煤层气输送系统、发电机组、并网供电系统、余热利用系统组成。
2.2 煤矿瓦斯发电的应用现状。
近年来, 随着煤矿瓦斯抽采利用政策的出台和完善, 国内煤矿企业利用煤层气 (煤矿瓦斯) 发电的积极性高涨, 瓦斯发电装机规模逐年上升, 技术研发和装备制造水平不断提高。
截止2011年, 湖南省省煤矿抽采瓦斯2.2亿立方米, 同比增长10%, 全省煤矿新增了11套瓦斯发电机组, 煤矿瓦斯发电总装机量达到13000千瓦。目前实施瓦斯发电的煤矿一年就可收回电厂建设成本。世界最大规模、总装机容量12万KW的山西晋城煤业集团公司寺河瓦斯发电厂, 年发电量达8.4亿k W·h, 年利用煤矿瓦斯1.8亿m3 (折纯) 。
2.3 煤矿瓦斯发电的优点。
2.3.1开发利用煤矿瓦斯可以伴随着煤矿开采的工程进行, 比单独进行瓦斯发电节约工程成本;2.3.2据统计国内煤矿矿难中有70%~80%都是由瓦斯爆炸或突出引起, 加大煤层瓦斯抽采可以减少矿道内的瓦斯含量, 有效预防事故发生;2.3.3煤矿瓦斯是一种洁净的新能源, 发热值与常规天然气相当, 每1000立方米的煤矿瓦斯的发热值相当于1吨石油或1.25吨标准煤。大力推行煤矿瓦斯发电, 可以减少火力发电厂发电量, 从而减少对环境的污染。
3 煤矿瓦斯发电厂并网运行
煤矿瓦斯发电厂在实际应用中有两种运行方式:独立运行和并网运行。若煤矿瓦斯发电厂独立运行, 由于煤矿瓦斯产量的不确定性, 将难以保证供电的电能质量, 如供电的连续性、供电功率。现在的通常做法是把一定区域的煤矿瓦斯发电厂并联运行, 形成一定规模的电网, 向地区负荷供电, 并在适当的时机与集中式供电电网互联, 进行并网运行。
3.1 并网运行定义。
所谓并网运行是指瓦斯发电机组在正常运行状态下, 与常规配电网在主回路上存在电气连接。电气连接包括电缆直接连接、经过变压器连接、经过逆变器连接等方式。
3.2 并网方式。
瓦斯发电机组并网运行按照是否与电网进行功率交换可分为普通并网和并网不上网两种。前者瓦斯发电机组的多余功率可以向电网输送, 而后者则严格禁止瓦斯发电机组的功率外送, 即功率只能是从电网流向瓦斯发电机组, 用电网的功率来弥补瓦斯发电的不足。
3.3 并网电压。
瓦斯发电机组并网运行时的并网电压选择与其容量有很大的关系。在我国, 并网电压一般为400V, 只有少部分容量在几千千瓦以上机组的并网电压为10.5KV。
4 并网运行对电网的影响
煤矿瓦斯发电厂机组与现有电力系统并网运行可以有效保证其经济运行, 并且大大提高供电可靠性。但是煤矿瓦斯发电厂并网运行将对电网的运行产生影响, 因此需要研究其接入电力系统后对电力系统的影响, 并提出消除各种不利影响的方法。
4.1 对负荷预测的影响。
电网有着与众不同的特点:发供用一体, 每时每刻需要的负荷和发出的负荷应该一致, 这样才能保证电网的安全。负荷预测就是根据历史用电情况及未来气象数据, 科学、准确的预测出电网在未来某一时刻所需的负荷, 从而指导电厂进行出力安排。而煤矿瓦斯发电有着一定的不确定性, 瓦斯的产出不能任意控制, 从而导致煤矿瓦斯发电厂有个先天性的缺点:发电量无法准确控制, 从而对负荷预测及后续发电量调度工作带来较大的影响。
4.2 对电网规划的影响。
电网规划是建立在负荷预测的基础上, 根据未来若干年内负荷的增长情况, 科学合理的规划发电厂及变电站及输电线路的建设。而随着新能源的重视程度的增长, 会有越来越多的煤矿瓦斯发电厂投入建设, 这样一来, 预测未来每年的负荷增长情况将较为困难, 从而对合理的进行电网规划造成困难。
4.3 对配电系统的网损和电压分布的影响。
配电系统的网损和电压分布对电网的安全经济运行有着重要的意义, 需要进行准确计算, 潮流计算就是对其进行量化分析的主要手段。由于目前现有的配电网潮流计算方法较为陈旧, 其中没有考虑到这些年大量投入运行的煤矿瓦斯发电厂, 因而随着越来越多的煤矿瓦斯发电厂并入电网进行供电, 配电网潮流计算难度增大, 一些传统计算方法将因不能考虑煤矿瓦斯发电厂对潮流的影响而失效。因此, 为了保证电网安全经济运行, 必须研究能够考虑到煤矿瓦斯发电厂对配电网络影响的潮流计算方法来解决这个问题。
4.4 对于电压波动的影响。
电压是电能质量的一个重要部分, 而随着科技的进步、时代的发展, 越来越多的高精密设备投入工业生产, 用户对电压的要求越来越高。对于一般的煤矿瓦斯发电厂, 由于其机组容量小, 惯性小, 容易受到负荷变化的冲击。当煤矿瓦斯发电厂机组强制跟随负荷变化调整机组出力时, 如果机组的控制系统没有进行准确合适的调整, 会导致调整量与实际负荷的变化不匹配, 就会造成发电机出口处电压保持周期性波动, 即电压不符合质量要求。
4.5 对于运行频率范围的影响。
目前投入运行的大部分煤矿瓦斯发电厂机组的容量较小, 在整个电网系统中所占比例很小, 因此, 煤矿瓦斯发电厂机组的启动与停止对电网系统的频率不会有太大影响。但是如果电力系统的频率发生变化, 就会对煤矿瓦斯发电厂机造成影响。使用同步发电机的煤矿瓦斯发电厂机组, 在并网运行的时候, 根据安全要求, 发电机运行的频率要和电网频率保持一致, 这样就要求煤矿瓦斯发电厂要随时监测电网频率, 并根据电网频率同步发电机频率, 从而保证两者频率同步。
5 结论
煤矿发电具有较大的优势, 并且是洁净的新能源。因此, 应加大对煤矿瓦斯发电及其并网的研究, 并制定相应管理条例, 使得煤矿瓦斯发电厂并网有章可循, 从而促进我国煤矿瓦斯发电项目的快速发展。
摘要：煤矿瓦斯发电是新能源的利用方式之一, 能够充分利用煤矿开采时的伴生瓦斯气体, 提供洁净的能源利用方式。煤矿瓦斯发电厂并网才能够获得较大的实用价值, 因此, 本文对其对电网的影响进行了一定的研究。
关键词：煤矿瓦斯发电,并网,新能源
参考文献
[1]高炯.淮南矿区瓦斯发电可行性分析与实践[J].淮南职业技术学院学报, 2005 (1) :61-62.
[2]齐芳平.淮南矿区煤矿瓦斯发电项目研究[J].中国煤层气, 2008 (4) :43-46.
[3]何卫红, 李胜利.煤矿瓦斯发电实践与探索[J].煤炭加工与综合利用, 2008 (5) :50-52.
电动汽车并网发电对电网的影响分析 第10篇
大量负荷的接入或并网供电。对于电动汽车作为用电负荷接入电网的影响, 文献[1]做出了详细的说明。电动汽车并网发电会对电力系统负荷峰值时的电压偏差指标有所改善, 同时, 大量电力电子器件的接入会造成高次谐波含量的增加[2], 本文将具体分析计算并网后电网电能质量的变化, 并提出优化的方案。
1 电动汽车充电站并网负荷
1.1 电动汽车的储能容量
目前市场主流插电式电动汽车的电池容量大部分在20kw h及以上, 续驶里程普遍在100km以上, 且发展方向为大容量。最新开发的电动车容量可以达到85kw h, 480km的行驶里程。而如果平时市内上下班平均在30km左右, 这样将有超过50%的储能容量可供给电网。
1.2 电动汽车并网容量估算
根据《节能与新能源汽车发展规划 (2011年至2020年) 》, 2015年电动汽车将达到50万辆, 而到2020年达到500万辆。2015年上海市电动汽车保有量预测有1万辆。
充电桩的额定电压为交流220V, 32A[3]。准确计算某一个区域的接入电网的电动汽车数量的计算公式如下[4]:
其中,
NGV———某时刻连接在电网的电动汽车数量;
N VUC-V2G———参与双向能量传送的电动汽车占所有电动汽车的百分比;
VREC———平均每户居民所拥有的电动汽车数量;
NREC———该区域电力用户数量。
2 电动汽车并网运行对电网的影响
2.1 电压波动和三相电压不平衡
电压波动可以通过电压方均根值来描述, 电压变动d和电压变动频度r则是衡量电压波动大小和快慢的指标。
式中:RL、XL分别为电网阻抗的电阻、电抗分量。
而输电线上的电阻值很小, 并网容量中的无功分量忽略不计, 因此, 实际电动汽车并网运行的电压变动值很小, 不会影响电网的电压波动指标。
三相不平衡度用电压、电流负序基波分量或零序基波分量与正序基波分量的方均根值百分比表示。汽车充电站的发电功率较大, 且为单相电源, 所以接在同一相上所引起的三相电压不平衡不能忽略。所以应将各充电桩的连接点合理分配到各相, 尽量使其平衡化。
2.2 电压偏差
20k V及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7%, 220V单相供电电压偏差为标称电压的+7%, -10%。只考虑电压降落纵分量。
从变压的馈电线路出口向树状网络上的多个负荷节点供电, 配电网络辐射运行, 充电桩为末端节点。向电网馈电时等效成一个发电系统向母线提供负荷。
2.3 谐波含量
直流电源并网需要用到逆变模块, 目前通常采用功率变换和滤波模块级联三相全桥可控逆变模块[2]。逆变器脉波数为6, 主要谐波次数为m=6k±1, 其中k=1, 2, 3…, 所以反馈到交流电网的高次谐波主要由5次、7次、11次、13次谐波组成, 实际测单台充电桩向电动汽车充电时的谐波电流含有率和幅值如表1所示。
根据国标对注入公共连接点的谐波电流允许值的规定, 以5次谐波为例, 标准线电压为380V, 允许5次谐波注入值为62A (基准短路容量为10M V A) 。所以当有大量电动汽车并网发电时, 如果不采取措施谐波含量将会超出国标的允许值。
3 结论
本文所采用的系统模型是单个集中并网充电站, 接在线路末端, 实际情况可能是分布在各小区, 停车场或者是大型的电动汽车充电站。接入的时间也有随机性, 可以根据不同类型电动汽车不同充放电行为的功率, 采用蒙特卡洛模拟抽取起始荷电状态、起始充电时间的电动汽车充电负荷仿真模拟一段时间内的并网容量曲线。根据并网容量曲线分别计算出各个地区节点的电压偏差, 电压波动和不平衡、谐波污染等电能质量指标, 并提前采用相应的对策来提高电能质量。
摘要：电动汽车在负荷高峰时大规模并网, 会对配电网供电质量有影响。本文分析了单个大型电动汽车充电站接入配电系统的末端前后对该段线路电压, 谐波等电能指标的影响。分析电压损失, 统计谐波含量。分析电动汽车并网后对电网带来的有利和不利的影响, 并提出改善的方法。
关键词：电动汽车,并网发电,电能质量
参考文献
[1]胡泽春, 宋永华等.电动汽车接入电网的影响与利用[J].中国电机工程学报, 2012.
[2]冷贵峰, 吴政球, 曾兴嘉, 罗建中.燃料电池并网发电控制系统的研究[J].电网技术, 2009.
[3]Q/GDW 485, 电动汽车交流充电桩技术条件[S].2010.