发电厂并网运行

关键词： 发电 接入点 分布式 运行

发电厂并网运行（精选十篇）

发电厂并网运行 篇1

1 分布式发电并网运行的管理的主要内容

分布式发电并网运行的管理系统主要用于显示分布式逆变器信息, 对分布式发电系统的接入点、并网电气运行以及电能质量进行管理监视控制, 从而为电网的调度提供分布式的信息。

1.1 研究电源分布式发电信息

对电源分布式的发电信息进行检测、开发, 基于电力专用的有线通信通道以及电力专用的无线通道、公用通道等设备对可控制的分布式电源接入点的开关进行离网远程控制。这样一来能够确保操作人员的以及电网的安全性[1]。

1.2 研发智能监控终端

智能监控终端主要是用于保护测控、电能质量检测的一体化装置, 主以实现分布式逆变器以及并网点的信息采集, 能够对整个电力系统进行保护, 并协助逆变器进行协调保护, 实现远方主站远程通信。

1.3 分布式发电可视化管理技术

通过网络能够将各种分布式发电数据, 并将数据进行采集、整理, 最后发送到数据中心进行统计。这样的方法能够使分布式发电的设备运行情况, 从而实现设备管理以及电气运行的可视化。能够对设备进行更好的管理, 保护设备正常运行等情况, 为分布式发电安全可靠的运行提供自动化的管理手段。

2 分布式发电并网运行的系统管理方案

系统具有数据采集和整理的功能, 能够实现安全操作状态保护下外部系统互联等的目的。数据采集除了对常规的模拟量、数字量进行采集之外, 还需要直接从逆变器中收集开/关信号;因此要保证电网能够安全可靠的运行, 还存在较多的问题需要处理。

2.1 地区电网的运行方法与控制

分布式发电并网后, 地区的电网结构也会发生变化, 对整体地区造成一定的影响, 形成有多个有限容量电源与无穷大的电源进行供电的现状。并且由于各个电源出力的曲线程度不同, 有些电源具有很强的随机性与波动性这样就会影响整个电流发生变化, 同时各种电源的控制系统也存在一定的差别, 所以需要进行地区的电网分析并进行相应的控制[2]。

2.2 地区电网的动态运行分析与控制

分布式发电并网运行给地区用电造成一定的影响, 人们在用电的时候会因为电流的特性产生很多不稳定因素。对这样的情况需要进行深入的研究, 找到合适的解决方案。

由于分布式发电并网的运行, 使地区电网中的感应机增加, 同时发动机的负荷增多, 这样一来会导致电网发生故障后失去电压稳定的情况, 若对分布式发电并网不进行很好的保护则有可能发生漏电的, 电压不稳的现象, 关于这方面的研究仅仅局限于异步发电机对配电网进行电压稳定性的影响。

地区电网的电阻相对较大, 在电力运行的过程中一般不会出现功率的问题。但是分布式发电并网后, 电流来自多方面, 并且电源的控制能力较弱, 很容易达到稳定的极限状态, 使得整体电网承受较大的伤害, 实际运转时可能会因细小的扰动影响分布式发电电源的功率, 使其失去稳定性。另外, 分布式电源常常保持满负荷运行, 这样的情况下电网发生任何一个部位的故障都会导致分布式电源失去稳定性。而由于分布式电源的供电的系统的特性, 各个电源点出力出现很大的随机性与不完整性, 这样也很容易导致局部电压增长。

2.3 地区电网的继电保护与配合

分布式发电并网后, 地区电网有很多的电源结构形成一个电源结构, 根据电流的特性使得并网后的电流出现上下波动频繁变化的情况, 这就需要研究新的继电保护措施与原有的电网相配合协调继电保护的功能, 控制电流的波动

3 分布式发电并网运行的管理研究关键点

3.1 智能监控功能

智能一体化的本身具备保护、测量、控制的功能, 分布式发电并网后的低压电流接入配网的形式多种多样, 同时对该电力的保护的方式也存在多样性。因此, 需要充分考虑分布式发电并网的电源情况, 面对各种不确定的事情就要准备通用性强的保护措施[3]。

3.2 研究分布式发电管理的关键技术

随着我国科技的发展, 分布式发电并网的现象越来越多, 接入系统的分布式发电并网量增大, 这样一来如何及时、准确、方便地展示当前分布式发电并网的设备信息、运行情况、以及总发电量的情况还是分布式并网管理的关键问题之一。

3.3 柔性可扩展的智能用电互动化

对分布式发电并网设备进行统一的管理和信息采集与分析, 实现电网与用户之间的联系, 为指导用户科学用电、高效用电提供手段准确的方法。此外, 实现柔性扩展的分布式发电并网建立互交信息的数据模型, 完成智能发电、用电互动平台的远程通信。

4 结语

总之, 分布式发电并网运行可以为电网的调度提供分布式的信息, 极大程度上提高了用电的科学性和高效性。在未来发展进行中, 还应当进一步完善分布式发电并网运行管理技术, 从根本上实现智能发电, 远程监控。

摘要：为了有效利用分布式发电的优点, 避免不利的影响, 就需要对分布式发电电源的特性以及电源的传输进行研究, 建立良好的配电市场。本文主要对当前相继电保护、地区电网运行以及分布进行了简要分析。

关键词：分布式发电,管理技术,应用

参考文献

[1]严俊, 赵立飞.储能技术在分布式发电中的应用[J].安徽电力, 2006, 23 (3) :55—57.

[2]陈海焱, 陈金富, 段献忠, 等.含分布式电源的配电网潮流计算[J].电力系统自动化, 2006, 30 (1) :35—40.

华东区域发电厂并网运行管理 篇2

实施细则（试行）

第一章 总则

第一条 为保障华东电力系统安全、优质、经济运行，维护电力企业的合法权益，促进电网经营企业和并网发电厂协调发展，根据《发电厂并网运行管理规定》（电监市场[2006]42号），制定本细则。

第二条 发电厂并网运行应遵循电力系统客观规律，贯彻“安全第一、预防为主”的电力生产方针。

第三条 本细则适用范围为省级及以上电力调度交易机构调度管辖的发电厂（包括并网自备发电厂）。考核部分适用范围为省级及以上电力调度交易机构调度管辖内火力发电机组已按《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（电力工业部电建„1996‟159号）要求完成分部试运、整套启动试运，已签署机组启动验收交接书，水力发电机组已按《水电站基本建设工程验收规程》（DL/T5123－2000）要求完成带负荷连续运行、可靠性运行，已签署机组启动验收鉴定书以及已进入商业运营的其它类型发电厂（包括自备发电厂）。地（市）、县电力调度交易机构及其调度管辖的并网发电厂可参照执行。

第四条 华东区域电力监管机构负责对并网发电厂运行

考核及结算情况实施监管。华东区域省级及以上电力调度交易机构依照本细则具体实施调度管辖范围内并网发电厂运行考核和结算。

第二章 安全管理

第五条 电网经营企业（简称电网公司）、电力调度交易机构、并网发电厂、电力用户有义务共同维护华东电力系统安全稳定运行。各电力调度交易机构按其调度管辖范围负责华东电力系统运行的组织、指挥、指导和协调。

第六条 并网发电厂应严格遵守国家法律法规、国家标准、电力行业标准、相应电力调度交易机构的电力调度规程及规定。

第七条 并网发电厂应贯彻执行《华东区域电力安全生产监管实施办法》的规定，并建立健全涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装臵、调度自动化、电力通信、励磁系统及电力系统稳定器装臵、调速系统、高压侧或升压站电气设备等运行和检修安全管理制度、操作票和工作票制度等。

第八条 重大政治活动或节假日等特殊时期，并网发电厂应贯彻落实电网公司制定的保供电方案和措施，并在进入保电阶段前向电力监管机构及电力调度交易机构报告各项工作准备情况。

第九条 并网发电厂应定期开展安全大检查或专项安全检查。在并网发电厂安全自查的基础上，电力监管机构、电力调度交易机构对并网发电厂开展涉及电网安全稳定运行的安全检查。并网发电厂应落实安全检查的各项整改措施，并将整改结果报电力监管机构备案，抄送电力调度交易机构。电网公司应配合并网发电厂落实各项整改措施。

第十条 并网发电厂应落实电力调度交易机构制定的反事故措施，按照所在电网防止大面积停电事故预案的统一部署，积极配合落实事故处理预案。要制定可靠完善的保证厂用电措施、全厂停电事故处理预案和黑启动方案，并报相应电力调度交易机构。根据相应电力调度交易机构的要求，参加电网联合反事故演习，提高对事故的反应速度和处理能力。

第十一条 电力生产事故调查和处理工作应按照《电力生产事故调查暂行规定》（国家电监会4号令）的有关规定执行。

第十二条 并网发电厂应按《华东区域电力安全信息报送实施办法》的规定，及时、准确地向电力监管机构报送电力安全生产信息。

第十三条 并网发电厂应按《华东区域发电机组（厂）并网安全性评价实施细则（暂行）》、《华东区域发电厂并网安全性评价标准（暂行）》的要求开展涉网安全性评价工作。

第三章 调度管理

第十四条 并网发电厂应参照《并网调度协议(示范文本)》、《购售电合同(示范文本)》及时签订并网调度协议、购售电合同，不得无合同交易、无协议并网运行。

第十五条 并网发电厂应严格服从相应电力调度交易机构的指挥，迅速、准确执行调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。接受调度指令的并网发电厂值班人员认为执行调度指令将危及人身、设备或系统安全的，应立即向发布调度指令的电力调度交易机构值班调度人员报告并说明理由，由电力调度交易机构值班调度人员决定该指令的执行或者撤销。

出现下列事项之一者，定为违反调度纪律，每次考核并网发电厂全厂当月发电量的0.5%。

（一）未经电力调度交易机构同意，擅自改变调度管辖范围内一、二次设备的状态，以及与电网安全稳定运行有关的机组调速系统（一次调频）、励磁系统（包括PSS）、高频切机、低频切机、安全稳定控制装臵、AGC、AVC装臵等的参数或整定值（危及人身及主设备安全的情况除外）；

（二）不执行调度指令；

（三）不如实报告调度指令执行情况；

（四）现场值班人员离开工作岗位期间未指定接令者，延误电网事故的处理；

（五）不执行电力调度交易机构下达的保证电网安全运行的措施；

（六）调度管辖设备发生事故或异常，10分钟内未向电力调度交易机构汇报（可先汇报事故或异常现象，详细情况待查清后汇报）；

（七）发生调度管辖设备误操作事故，未在1小时内向电力调度交易机构汇报事故经过，或造假谎报。

第十六条 并网发电厂应严格执行相应电力调度交易机构的励磁系统、调速系统、继电保护、安全自动装臵、自动化设备和通信设备等的参数管理规定。并网发电厂应按相应电力调度交易机构的要求书面提供设备（装臵）参数，并对所提供设备（装臵）参数的完整性和正确性负责。设备（装臵）参数整定值应按照相应电力调度交易机构下达的整定值执行。

第十七条 并网发电厂应严格执行相应电力调度交易机构下达的发电计划曲线（或实时调度曲线）和运行方式安排。电力调度交易机构对并网发电厂发电计划曲线执行情况按如下方式进行考核：

（一）考核对象原则上以机组为单位，初期也可根据电网运行实际按计划编制对象为单位。

（二）电力调度交易机构负责编制每日96点发电计划曲线。两个计划点之间的发电计划值按线性插值法确定：

PiPniPn＋1Pn180

式中，Pi为Pn至Pn1之间第i个5秒钟发电出力；Pn为96点计划曲线上某15分钟整点的发电出力，Pn1为96点计划曲线上下一15分钟整点的发电出力，i取值为0～179。

（三）并网发电厂应严格执行电力调度交易机构下达的发电计划曲线。由于并网发电厂自身原因，造成实际发电曲线偏离电力调度交易机构下达的发电计划曲线，偏离量超过允许偏差时，按照偏差量对发电厂进行考核。

（四）考核以每5分钟为一个单位。电力调度交易机构自动化系统计算考核对象每5分钟的实际发电量和计划发电量（以5秒-1分钟为一个点积分计算发电量）。同一时段内实际发电量与计划发电量之间允许偏差范围为计划发电量的±2%。超出允许偏差范围的电量绝对值作为考核电量。

（五）根据电力系统安全稳定运行、电能质量控制、跨区（省）联络线调整以及电力电量平衡的需要，值班调度员有权修改发电计划曲线，修改后的发电计划曲线应提前15分钟下达给发电厂，不足15分钟下达的发电计划曲线，自下达时刻起15分钟内免除发电计划曲线考核。

（六）下列情况下可免于考核：

发电厂并网运行 篇3

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

发电厂并网运行 篇4

1 大型风力发电场并网运行引起的问题

1.1 风电接入对电网电压的影响

随着接入风电容量的增大, 风电场从系统中吸收的无功功率逐渐增大, 如果系统不能提供充足的无功, 网内相关节点电压会逐渐降低。在电网规划没有与风电规划协调发展时, 往往电网接纳风电的能力不能适应风电规划的发展, 接入的风电场容量受到电网自身条件的限制。

1.2 风电接入对电网频率的影响

在系统频率方面, 风电场的影响取决于风电场容量占系统总容量的比例。当风电场容量在系统中所占的比例较大时, 其输出功率的随机波动性对电网频率的影响会比较显著, 影响到电网的一些频率敏感负荷的正常工作。由于目前国内风电场占系统总容量比例还比较低, 因此频率稳定并不是目前电网稳定运行中的主要问题。

1.3 风电接入对电网稳定性的影响

在风电发展的初期, 由于风电在电网中所占的比例很小, 一般不要求风电场参与电力系统控制。当电网侧发生故障时, 由于风电场本身的暂态电压稳定性无法保证, 通常都采用切除风电机组的措施来保证风电场及电网的安全。如果地区电网足够强壮, 则系统发生故障后风电机组在故障清除后能够恢复机端电压并稳定运行, 地区电网的暂态电压稳定性便能够得到保证;如果地区电网较弱, 则风电机组在系统故障清除后无法重新建立机端电压, 风电机组运行超速失去稳定, 就会引起地区电网暂态电压稳定性的破坏。

研究发现, 风电场容量的大小、故障点的位置以及故障切除时间等都对电网的电压稳定性产生重要影响:靠近故障点的风电机组容量越大, 系统越容易失去稳定;短路点越靠近多个风电场的公共接入点时, 系统越容易失去稳定;故障持续时间越长, 系统越容易失去稳定。随着风电机组技术的进步及风电在电网中所占比例的迅速提高, 目前多个国家的风电并网导则都对风电场提出了更高的要求, 在规定的故障及电网电压跌落期间, 保证一定时间范围内风电场能够连续运行而不脱离电网, 甚至要求风电场在电网故障发生后发出无功功率参与电网的电压控制。

1.4 风电接入对继电保护的影响

与常规配电网保护不同, 通过风电场与电力系统联络线的潮流有时是双向的。风力发电机组在有风期间都是和电网相连的, 当风速在起动风速附近变化时, 为防止风电机组频繁投切对接触器的损害, 允许风电机组短时电动机运行, 此时会改变联络线的潮流方向, 继电保护装置应充分考虑到这种运行方式。并网运行的异步发电机没有独立的励磁机构, 在电网发生短路故障时由于机端电压显著降低, 异步发电机仅能提供短暂的冲击短路电流。另外, 风力发电机及相应的低压电缆相当于一个很大的限流电抗, 短路电流无法送出, 因此风电接入点的保护配置要考虑到风电场的这一特点。总之, 风电场故障电流主要是公用电网电源提供的, 风电场保护的技术难点是怎样根据有限的故障电流来识别故障的发生, 使保护装置快速而准确的动作。

1.5 风电接入对电力系统运行成本的影响

风力发电的运行成本很低, 与火电机组相比可以忽略不计。但是, 风力发电是一种间歇性能源, 风电场的功率输出具有很强的随机性, 目前的预报水平还不能满足电力系统实际运行的需要, 在做运行计划时风电是作为未知因素考虑的。为了保证风电并网以后系统运行的可靠性, 因此需要在原来运行方式的基础上, 额外安排一定容量的旋转备用以响应风电场发电功率的随机波动, 维持电力系统的功率平衡与稳定。可见风电并网对整个电力系统具有双重影响:一方面分担了传统机组的部分负荷, 降低了电力系统的燃料成本, 另一方面又增加了电力系统的可靠性成本。

1.6 风电的随机性对电网调度计划的影响

电网传统的调度发电计划的编制及实施, 完全基于电源的可靠性和负荷的可预测性, 当系统风电容量达到一定的规模后, 风电的随机性和不可预测性会给传统的调度发电计划的安排和实施带来问题。

2 大型风力发电场并网运行问题对策的研究

2.1 接入系统设计前进行风电场并网容量极限值的计算

风电场并网容量超过极限值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电压稳定性受到影响等问题, 而且系统为减小风电场发电间歇性对系统的影响而必须增加旋转备用容量, 从而使系统的可靠性和经济性下降, 特别是针对于风电场通常距离负荷中心较远且电网结构比较薄弱的情况。因此, 计算风电场穿透功率极限对于风电场规划来说非常重要。

国内外学者和工程技术人员通常采用以下2个指标来表征电网可承受的风电场并网容量: (1) 风电穿透功率极限。风电穿透功率是指系统中风电场装机容量占系统总负荷的比例;风电穿透功率极限定义为在满足一定技术指标的前提下接入系统的最大风电场装机容量与系统最大负荷的百分比, 表征系统能够承受的最大风电场装机容量;根据欧洲一些国家的统计数据, 风电穿透功率达到10%是可行的; (2) 风电场短路容量比。风电场短路容量比定义为风电场额定功率与该风电场与电力统连接点的短路容量之比, 表征局部电网承受风电扰动的能力。欧洲国家给出的经验数据为3.5%~5%。

2.2 限制风电单元的容量

限制接入一个点的风电容量, 这样就可以在该点发生故障时, 尽量降低其对其它风电场的影响, 即采取“分散接入”的原则, 尽可能地将大容量风电场分别接在不同的点上;将风电机组解列运行, 以减小单元容量。

2.3 提高电压稳定性的措施

(1) 提高无功补偿能力是提高大容量异步风力发电场接入后电网电压稳定性的重要措施。适当提高电容器的补偿容量, 有助于提高风电系统短路故障后的稳定性, 进一步可以选择安装动态无功补偿装置来提供动态的电压支撑, 改善系统的电压稳定性, 如静止无功补偿装置 (SVC) 。传统的无功补偿方式——分组投切电容器组的投切次数有一定的限制, 其动作也有一定延时, 在系统运行中无法实现最佳补偿状态。而SVC可以快速平滑地调节无功补偿功率的大小, 提供动态的电压支撑, 改善系统运行性能。在风力发电场接入点安装静止无功补偿器既能抑制风力扰动引起的电压波动与闪变, 又能提高短路后的电压稳定性; (2) 风电场选用双馈异步发电机。双馈异步风力发电机是目前最具有发展潜力的变速恒频风力发电系统, 不需要无功补偿装置, 通过调节转子交流励磁电流就可以在大范围内控制电机转差, 实现有功、无功功率的灵活控制, 改善功率因数, 提高系统的稳定性; (3) 提高保护的动作速度, 减小故障持续时间, 从而减小发电机组在短路过程中的速度增量, 显著地改善电压稳定性。

2.4 加强风电功率的预测工作

为了降低风电接入对电网调度的影响及对备用容量的要求, 进行风电功率预测十分必要和迫切。目前, 几个风电发展比较成熟的国家如德国、丹麦都已经建立了比较完善的风电功率预测系统, 将风力发电对电网调度与备用的影响降到最低。中国电力科学研究院新能源所借助国际合作项目的优势, 引进外国比较成熟的风电功率预测技术, 开发出了适合中国风电发展的风电功率预测系统。图1给出了对某风电场一周输出功率进行的预测情况。图中浅色的为误差带, 变化陡峭的曲线为实际的输出功率, 变化稍微平缓的为预测曲线。

3 结束语

发电厂并网运行 篇5

电监市场〔2006〕42号

目录

第一章 总则

第二章 运行管理

第三章 考核实施

第四章 监管

第五章 附则

各区域电监局，各城市电监办，国家电网公司，南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，各有关电力企业：

现将《发电厂并网运行管理规定》印发你们，自即日起施行，《关于发电厂并网运行管理的意见》(电监市场〔2003〕23号)同时废止。

请各区域电监局根据本规定，商电力企业制定本区域发电厂并网运行管理实施细则，报电监会审核同意后施行。

附件：发电厂并网运行管理规定

二○○六年十一月三日

附件：

发电厂并网运行管理规定

第一章 总则

第一条 为保障电力系统安全、优质、经济运行，促进厂网协调，维护电力企业合法权益，制定本规定。

第二条 本规定适用于已投入运行的发电厂并网运行管理。

第三条 发电厂并网运行遵循电力系统客观规律和建立社会主义市场经济体制的要求，实行统一调度，贯彻安全第一方针，坚持公开、公平、公正的原则。

第二章 运行管理

第四条 电力调度机构负责电力系统运行的组织、指挥、指导和协调。电网企业、并网发电厂、电力用户有义务共同维护电力系统安全稳定运行。

第五条 并网发电厂应严格遵守国家法律法规、国家标准、电力行业标准及所在电网的电力调度规程。

第六条 并网发电厂涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信、调度自动化、励磁系统及电力系统稳定器(PSS)装置、调速系统、高压侧或升压站电气设备等运行和检修安全管理制度、操作票和工作票制度等，应符合电力监管机构及所在电网有关安全管理的规定。

第七条 电力调度机构针对电力系统运行中存在的安全问题，应及时制定反事故措施；涉及并网发电厂的，并网发电厂应予落实。

第八条 并网发电厂按照所在电网防止大面积停电预案的统一部署，落实相应措施，编制全厂停电事故处理预案及其他反事故预案，参加电网反事故演习。

第九条 电力调度机构应及时向并网发电厂通报电力系统事故情况、原因及影响分析。并网发电厂应按照《电力生产事故调查暂行规定》(国家电监会4号令)的规定配合有关机构进行事故调查，落实防范措施。

第十条 因并网发电厂或电网原因造成机组非计划停运的允许次数、时间及相关补偿标准，由并网发电厂与电网企业协商，在购售电合同中约定。经电力调度机构同意并认可的并网发电厂低谷消缺不列入非计划停运。

第十一条 电力监管机构负责组织开展并网发电厂涉网安全性评价工作，并网发电厂应积极配合，使涉网一、二次设备满足电力系统安全稳定运行的要求。

第十二条 并网发电厂和变电站应在电力调度机构的指挥下，落实调频调压的有关措施，保证电能质量符合国家标准。

第十三条 区域电力监管机构商所在区域电力企业规定区域内各省(区、市)并网发电厂必须加装自动发电控制(AGC)设备的机组容量下限，加装AGC设备的并网发电厂应保证其正常运行。

第十四条 并网发电厂一次调频能力和各项指标应满足所在区域电力监管机构的有关规定要求。

第十五条 电力调度机构和并网发电厂应按照国家电监会有关信息披露的规定披露相关信息。第十六条 并网发电厂与电网企业应参照《并网调度协议(示范文本)》和《购售电合同(示范文本)》及时签订并网调度协议和购售电合同，不得无协议并网运行。

第十七条 属电力调度机构管辖范围内的设备(装置)参数整定值应按照电力调度机构下达的整定值执行。并网发电厂改变其状态和参数前，应当经电力调度机构批准。

第十八条 并网发电厂应严格执行电力调度机构制定的运行方式和发电调度计划曲线。电力调度机构修改曲线应根据机组性能提前通知并网发电厂。

第十九条 并网发电厂运行必须严格服从电力调度机构指挥，并迅速、准确执行调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。若电厂值班人员认为执行调度指令可能危及人身和设备安全时，应立即向电力调度机构值班调度员报告并说明理由，由电力调度机构值班调度员决定是否继续执行。

第二十条 电力调度机构应根据电网结构和并网发电厂的电气技术条件，按照同网同类型同等技术经济性能的机组年累计调整量基本相同的原则，安全、经济安排并网电厂参与电力系统调峰、调频、调压、备用。并网发电厂参与电力系统调峰、调频、调压、备用情况由电力调度机构记录，按季度向电力监管机构备案并向所调度的全部并网发电厂公布。调峰、调频、调压、备用服务实行市场机制的区域，按照所在区域电力市场有关规定执行。

第二十一条 并网发电厂应根据国家有关规定和机组能力参与电力系统调峰，调峰幅度应达到所在区域电力监管机构规定的有关要求。

第二十二条 并网发电厂应根据发电设备检修导则和设备健康状况，提出设备检修计划申请，并按电力调度机构的要求提交。电力调度机构统筹安排管辖范围内并网发电厂设备检修计划。检修计划确定之后，厂网双方应严格执行。

第二十三条 电网一次设备检修如影响并网发电厂送出能力，应尽可能与发电厂设备检修配合进行。

第二十四条 并网发电厂变更检修计划，应提前向电力调度机构申请并说明原因，电力调度机构视电网运行情况和其他并网发电厂的检修计划统筹安排；确实无法安排变更时，应及时通知该并网发电厂按原批复计划执行，并说明原因；因并网发电厂变更检修计划造成电网企业经济损失的，并网发电厂应予补偿。

第二十五条 因电网原因需变更并网发电厂检修计划时，电网应提前与并网发电厂协商。由于电网企业原因变更并网发电厂检修计划造成并网发电厂经济损失的，电网企业应予补偿。

第二十六条 电力调度机构应合理安排调度管辖范围内继电保护及安全自动装置、电力调度自动化及电力调度通信等二次设备的检修。并网发电厂此类涉网设备(装置)检修计划，应经电力调度机构批准后执行。电力调度机构管辖范围内的二次设备检修应尽可能与并网发电厂一次设备的检修相配合，原则上不应影响一次设备的正常运行。

第二十七条 并网发电厂中涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、励磁系统及PSS装置、调速系统、直流系统、高压侧或升压站电气设备，应纳入电力系统统一规划、设计、建设和运行管理，满足国家有关规定和安全性评价要求。

第二十八条 电力调度机构应按照电力监管机构的要求和有关规定，开展技术指导和管理工作。

第二十九条 技术指导和管理的范围主要包括：并网发电厂的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、水电厂水库调度自动化系统设备、励磁系统和PSS装置、调速系统和一次调频系统、直流系统、高压侧或升压站电气设备以及涉及机网协调的相关设备和参数等。

第三十条 继电保护和安全自动装置技术指导和管理内容包括：(一)装置和参数是否满足电力系统安全运行要求。(二)重大问题按期整改情况。

(三)因并网发电厂原因造成接入电网事故情况。

(四)因并网发电厂原因造成继电保护和安全自动装置不能正常投入造成电网安全稳定性和可靠性降低的情况。

(五)到更换年限的设备配合电网企业改造计划按期更换的情况。

(六)按继电保护技术监督规定定期向电力调度机构报告本单位继电保护技术监督总结的情况。按评价规程定期向电力调度机构报告继电保护动作报表的情况。

(七)保证电力系统安全稳定运行的继电保护管理要求。第三十一条 调度通信技术指导和管理内容包括：(一)设备和参数是否满足调度通信要求。(二)重大问题按期整改情况。

(三)因并网发电厂原因造成通信事故情况。

(四)因并网发电厂通信责任造成电网继电保护、安全自动装置、调度自动化通道及调度电话中断情况。

(五)调度电话通道中断情况。

(六)因并网发电厂原因通信异常造成电网安全稳定性和可靠性降低的情况。第三十二条 调度自动化技术指导和管理内容包括：(一)并网发电厂调度自动化设备的功能、性能参数和运行是否满足国家和行业有关标准、规定的要求。

(二)并网发电厂调度自动化设备重大问题按期整改情况。

(三)并网发电厂执行调度自动化相关运行管理规程、规定的情况。

(四)并网发电厂发生事故时遥信、遥测、顺序事件纪录器(SOE)反应情况，AGC控制情况以及调度自动化设备运行情况。

第三十三条 励磁系统和PSS装置技术指导和管理内容包括：(一)励磁系统和PSS装置强励水平、放大倍数、时间常数等技术性能参数是否达到国家和行业有关标准要求。

(二)按照电力调度机构的定值设定特性参数情况。第三十四条 调速系统技术指导和管理内容包括：

(一)调速系统的各项技术性能参数是否达到国家和行业有关标准要求，技术规范是否满足接入电网安全稳定运行的要求。

(二)一次调频功能、AGC功能及参数是否满足电力监管机构及所在电网的要求。

(三)按照电力调度机构的定值设定特性参数情况。

第三十五条 并网发电厂高压侧或升压站电气设备的技术指导和管理内容包括：

(一)并网发电厂高压侧或升压站电气设备遮断容量、额定参数、电气主接线是否满足要求。

(二)绝缘是否达到所在地区污秽等级的要求。(三)接地网是否满足规程要求。

第三十六条 发电机组涉及机网协调保护的技术指导和管理内容包括：(一)发电机定子过电压、定子低电压、过励磁、发电机低频率、高频率、发电机失步振荡、失磁保护等是否达到国家和行业有关标准要求。

(二)技术规范是否满足接入电网安全稳定运行要求。

第三十七条 水电厂水库调度技术指导和管理内容包括：(一)水电厂水库调度专业管理有关规程、规定的执行情况。(二)水电厂重大水库调度事件的报告和处理情况。

(三)水电厂水库调度自动化系统(水情自动测报系统)相关运行管理规定的执行情况。

(四)水电厂水库调度自动化系统(水情自动测报系统)运行情况(运行参数和指标)。

(五)水电厂水库流域水雨情信息和水库运行信息的报送情况。

第三十八条 并网发电厂设备参数管理内容包括励磁系统及调速系统的传递函数及各环节实际参数要求，发电机、变压器、升压站电气设备等设备实际参数是否满足接入电网安全稳定运行要求。

第三章 考核实施

第三十九条 区域电力监管机构组织电力调度机构及电力企业制定考核办法，电力调度机构负责并网运行管理的具体实施工作。

第四十条 电力调度机构对已投入商业运行(或正式运行)的并网发电厂运行情况进行考核，考核结果报电力监管机构核准备案后执行，并定期公布。考核内容应包括安全、运行、检修、技术指导和管理等方面。

第四十一条 发电厂并网运行管理考核采取扣减电量或收取考核费用的方式。考核所扣电量或所收考核费用实行专项管理，并全部用于考核奖励。

第四章 监管

第四十二条 电力监管机构负责协调、监督发电厂并网运行管理和考核工作。各级电力监管机构负责辖区内并网运行管理争议的调解和裁决工作。

第四十三条 电力调度机构应当按照电力监管机构的要求组织电力“三公“调度信息披露，并应逐步缩短调度信息披露周期。信息披露应当采用简报、网站等多种形式，季度、信息披露应当发布书面材料。

第四十四条 建立并网调度协议和购售电合同备案制度。合同(协议)双方应于每年11月底以前签订下一并网调度协议和购售电合同，并在签订后10个工作日内分别向调度关系所在省(区、市)电力监管机构备案，由该省(区、市)电力监管机构汇总后报区域电力监管机构；并网发电厂调度关系所在省(区、市)没有设立电力监管机构的，直接向区域电力监管机构备案；区域电力调度机构调度的发电厂，双方直接向区域电力监管机构备案；与国家电网公司签订购售电合同和并网调度协议的，双方直接向国家电监会备案。

第四十五条 建立电力“三公“调度情况书面报告制度。省级电力调度机构按季度向所在省(区、市)电力监管机构报告电力“三公“调度情况，由该省(区、市)电力监管机构汇总后报区域电力监管机构；没有设立电力监管机构的省(区、市)，电力调度机构直接向区域电力监管机构报告；区域电力调度机构按季度向区域电力监管机构报告电力“三公“调度情况；国家电力调度机构每半年向国家电监会报告电力“三公“调度情况。第四十六条 建立厂网联席会议制度，通报有关情况，研究解决发电厂并网运行管理中的重大问题。厂网联席会议由国家电监会派出机构会同政府有关部门组织召开，有关电力企业参加，采取定期和不定期召开相结合的方式。定期会议原则上每季度召开一次，不定期会议根据实际需要召开。会后应形成会议纪要，向参加联席会议电力企业发布，重大问题应同时报国家电监会。

第五章 附则

第四十七条 本规定自发布之日起施行，《关于发电厂并网运行管理的意见》(电监市场〔2003〕23号)同时废止。

第四十八条 区域电力监管机构根据本规定，商电力企业组织制定本区域发电厂并网运行管理实施细则，报国家电监会审核同意后施行。

洁净能源发电并网系统调度综述 篇6

【关键词】洁净能源发电；调度模型；解算算法

【中图分类号】P754.1【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）07-0408-02

0 引言

随着社会产业的发展的不断提高，能源需求的不断增长使得传统能源如煤炭、石油、天然气等资源日趋枯竭。目前，风电为代表的洁净能源发电已受到人们格外青睐，同时，在这样一种大背景下，太阳能发电也正在经历着前所未有的应用和发展速度。

解决大规模洁净能源发电并网系统调度问题对我国电力事业的发展意义深远而重大。在世界范围内发展大规模洁净能源发电并网运行是改善电源布局和优化电力结构的理想选择，也是实现可持续电力供应的理想模式。因此，解决洁净能源发电的调度问题对于实现大规模洁净能源发电并网和经济、合理运行具有决定性的作用。

1 国内外研究现状

目前，在国外洁净能源技术已经成熟，最近几年，风电的发展在国内也已经达到了一定的水平，因此，国内外对风电并网系统调度问题的研究也已经取得了一定的成果并正在不断完善。

国内外对系统优化调度模型及其解算算法的研究起步较早，研究成果也相当丰富。文献[1]提出了一种计及风电环境效益，风电备用容量成本和火电机组环境补偿成本的基于最小购电成本最小为目标函数的调度模型，使用新型智能技术遗传算法对调度模型进行解算，调度结果经济合理、经济。文献[2]构建了一种包含分布式电源的电网调度模型，并开发了相应的求解算法。通过一个具体的算例研究了分布式电源对电力系统的线损以及各节点的边际电价的影响，表明分布式电源能够有效降低线损和阻塞，为用户提供足够的电力，保障供电可靠性。当风电、光伏发电等洁净能源发电作为分布式电源接入电网时，该文所采用的调度模型具有重大参考价值。文献[3]以风电场的短期风速预测为基础，针对风力发电不同接入容量对电力系统稳定性影响的不同，建立含有风电场的电力系统经济调度模型，并使用了先进的优化算法，调度结果较精确、可信。文献[4]对水电调度模型进行了深入的研究论述，以发电量最大为目标建立了优化的调度模型，提出了双决策变量线性调度函数，并讨论了双决策线性函数建立的方法和决策规则的确定。文献[5]基于机会约束规划提出了一种新的水火电力系统短期优化调度的不确定性模型。允许所形成的调度方案在某些比较极端的情况下不满足约束条件，但这种情况发生的概率必须小于某一置信水平。兼顾日前交易和在此计划下可能存在的实时交易的费用，实现系统的火电机组和用以实时平衡的功率调整的费用最小化，并针对该模型给出了基于粒子群算法和蒙特卡罗仿真的求解方法。文献[6]提出用改进的直接搜索算法（DSM），即惩罚函数直接搜索算法PF-DSM求解系统调度问题。结果表明，改进后的直接搜索算法对调度模型的求解更有效。文献[7]介绍了一种基于模拟退火的粒子群算法，并用其求解以水电站年发电量最大建立的优化调度的数学模型，本文将模拟退火的思想应用到具有杂交和变异的粒子群算法当中，通过模拟退火的降温过程来提高算法后期的进化速度和精度。最后，以普定水电站的优化调度为例进行了计算，结果表明，该算法的性能较基本粒子群算法有了较大改善，且明显优于常规调度方法和动态规划。文献[8]采用模糊粒子群算法（FCPSO）求解多目标环境经济调度问题。文献[9]采用遗传算法和模糊逻辑控制混合算法来求解环境经济调度问题。文献[10]分析了韶关地区小水电群联合优化调度的特点，结合实际建立了小水电群优化调度的数学模型。通过对传统优化调度方法和遗传算法的基本步骤进行研究和改进，提出了基于改进遗传算法的模型求解方法，并对韶关电网系统中的两个小水电站进行了联合模拟求解，结果表明了该方法科学可行，对提高电网运行和提高水电能源的利用具有重要意义。文献[11]中的环境经济调度问题是一个多目标优化模型——目标函数包括系统排放物最少和系统费用最少的同时维持发电机组无功出力在一个可以接受的水平。文献[12]基于遗传算法研究包含风力发电的电网的经济调度方式，通过计算分析了应用风电所能带来的化石性燃料的节省效益，并研究了传统煤电水力发电机组可否有效弥补风电随机性对电网运行所带来的冲击。该文在建立调度模型并考虑了新能源发电对电网造成的安全稳定问题，所建模型合理，应用价值高。文献[13]则专门分别研究了遗传、进化算法等模拟生物进化的优化问题，对解算调度问题的算法进行了详细的论述，解决了调度模型的求解问题。文献[14]提出并设计了一种基于混合神经网络和遗传算法的水电厂经济调度系统，为反映机组复杂的非线性工作特性，建立了基于人工神经网络方法的耗水量模型， 在此基础上采用改进的遗传算法对机组进行了优化组合。结果表明： 数字仿真及其现场应用都取得了满意的结果。文献[15]对机组出力变化与分时电价波动之间的关系进行了研究，构建了一种新的水火电短期优化调度模型，该模型以实现电力市场条件下最大发电收益为目标，同时综合考虑了峰谷分时电价和环境保护成本对发电侧经济效益的影响，还考虑了梯级水电站群的蓄水量、下泄流量、机组出力等约束条件，由此得出机组的优化调度方案。针对传统优化算法难以处理高维梯级水电站优化调度多约束条件的缺陷，利用微分进化算法对此优化模型进行求解，仿真计算结果证明了该模型的合理性和算法的有效性。文献[16]在考虑环境保护和节约能源以及水电厂运行特点的基础上，提出了一种以火电厂总运行费用、污染气体排放量、水电厂弃水量为优化目标的水火电站群多目标优化调度模型。应用基于Agent的启发式计算方法求解。计算表明，该模型有利于节能减排和环境保护，提高了水力资源的利用程度，提升了电力系统的综合运行效益，为水火电力系统短期优化调度提供了新的研究思路。文献[17]针对风电场出力的随机性，在风速预测的基础上，应用随机规划理论建立了考虑机组组合的含风电场电力系统动态经济调度模型。鉴于以上众多原因，关于光伏发电并网运行调度方面的文献很少，对光伏发电调度建模和仿真的研究则更为罕见。因此，可以预见，对光伏发电并网系统调度模型的研究将成为一种趋势并在未来得到快速的发展，最终得到成熟的调度技术。

2 洁净能源发电并网系统调度相关关键技术

以风、光能源发电为代表的洁净能源发电具有随机性及不可控的特点，这给调度带来了困难。因此，必须解决与其相关的关键技术问题。

2.1 功率预测与控制

洁净能源发电要参与系统的功率平衡，需做的工作，一是其输出功率的预测，二是输出功率的控制。以风电为例，对风电场输出功率进行控制，有利于减小系统的备用容量，增强系统的可靠性和安全性。风电场综合控制系统输入信号有调度的指令、风速、并网点的有功功率、无功功率、电压等，控制目标为保持风电场的有功、无功、电压等在合理范围内。丹麦Eltra电力公司规定了风电场参与功率控制的7种方法[20-22]。一般风电场输出功率大于90%额定容量的概率小于10%，因此通过对风电场进行功率控制达到减少系统备用容量的作用，而不会损失太多的风电功率。风电功率预测的意义主要在以下几个方面：用于经济调度，根据风电场预测的出力曲线优化常规机组的出力，达到降低运行成本的目的。增强系统的安全性和可靠性。掌握了风电出力变化规律就减少了不确定性，增强了系统的可控性。但适应实时调度要求的准确的风电场出力模型是制约含风电的环境经济调度发展的瓶颈问题之一。文献[21]-[24]从不同的角度介绍了国内外对这一问题的研究情况。风电功率预测的基本方法可分为基于数值天气预报的物理预测模型（统计模型（神经网络方法、模糊数学方法等））和时间序列模型（持续预测方法、卡尔曼滤波方法等）两大类。文献[26]指出由于风电具有随机性， 目前尚无法较准确预侧其出力， 因此含有风电的电力系统经济调度不再是一个常规意义下的确定性问题。利用传统的方法也难获得既经济又有较高可靠性的解。

2.2 系统备用容量的选择

由于洁净能源并网发电具有随机性和间歇性的特点，为了保证系统的安全、稳定、可靠的运行，必须以常规能源发电为系统预留一定的备用发电容量。以风电为例，保证风电功率的波动特性如果与电网负荷的波动特性一致，那么风电就有自然调峰的作用，反之，会使电网的调峰问题更加突出。在有些情况下，从长时期来看，风电与电网负荷变化规律一致，但这并不能排除在有些时段内，风电出力正好与负荷变化规律相反，使电网面临严重的情况。这就需要合理安排系统的备用容量，保证电网的安全稳定运行。但是，目前对于合理选择备用容量没有成熟的理论和方法。调度部门选择的备用容量往往与实际需要的备用容量不太符合，这样必然造成了电力浪费和经济损失。因此，建立一种合理的备用容量选取方法必将成为一个意义重大的且具有很高经济效益的突破点。

3 结束语

针对洁净能源发电各自的特点，并根据电力实际运行需要，建立相应的调度模型，解决调度相关关键技术问题，并采用有效的数学解算方法，保证调度结果符合系统安全稳定运行原则，是解决调度问题的关键。

随着太阳能等洁净能源的大力开发，洁净能源发电并网调度技术必将不断完善，最终实现洁净能源在一定程度上取代传统能源。

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天津大港垃圾焚烧发电厂成功并网 篇7

2013年11月, 天津滨海新区大港垃圾焚烧发电厂一期工程成功并网。

该发电厂位于滨海新区轻纺经济区东南角市政公用设施地块内, 总建筑面积33 400m2, 终期规划日处理生活垃圾2 000t, 年处理生活垃圾66.7万t, 共分两期建设, 一期与二期同等建设规模。此次送电的一期工程占地47 000 m2, 日处理生活垃圾1 000t, 年处理能力约33.3万t, 大港垃圾焚烧发电厂项目一期工程设2台日处理垃圾能力为500t的顺推式机械炉排焚烧炉, 同步建设2台7.5MW抽气式汽轮发电机组, 配9MW发电机。年发电量约1.16亿k W·h, 年供蒸汽约8万t。厂内所发电量除25%~30%供本项目自用电外, 其余电量全部送入天津电网售电。

发电厂并网运行 篇8

辅助服务是保证电力系统安全稳定运行和电能产品质量合格的重要手段,也是我国电力市场改革的重要一环。南方区域电力系统自2009年建立辅助服务市场以来,辅助服务机制日益完善。本文将通过分析南方区域电力系统辅助服务市场的基本框架和发展情况,重点讨论南方区域电力系统辅助服务市场的特点与效果。

2 辅助服务概述

辅助服务是指在电力市场的运营过程中,为完成输电和电能量交易并保障电力系统安全和电能商品质量(包括频率、电压和可靠性),发电厂和其他辅助服务提供的与正常电能生产和交易相互耦合的频率控制、备用、无功支持、黑启动和其他安全措施等服务[1]。

2006年,我国国家电力监管委员会发布了《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》,将辅助服务定义为:为维护电力系统的安全稳定运行,保证电能质量,除正常电能生产、输送、使用外,由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务,包括一次调频、自动发电控制(AGC)、调峰、无功调节、备用、黑启动服务[2]。

3 南方区域电力系统概况

南方电网由广东、广西、贵州、云南、海南五省(区)组成,面积100万平方公里,东西跨度近2000公里,网内拥有水电、煤电、核电、抽水蓄能、油电、气电、风力等多种电源,截至2010年底,全网总装机容量1.7亿千瓦。西电东送已经形成“八交五直”13条500千伏及以上大通道,每条都在1000公里及以上,最大输电能力达到2415万千瓦。“十二五”期间,南方电网将规划建成“九直十交”的送电通道。

南方电网已形成远距离、大容量、超高压输电,交直流混合运行的区域大电网,具备结构复杂、电源与负荷分布不均衡、西电东送逐年增加、跨区电力交易活跃的特点。

4 南方区域辅助服务市场基本框架

为保障南方区域电力系统安全、稳定、经济、优质运行,根据国家电力监管委员会发布的《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》的文件精神,结合南方电力系统的实际特点,发布南方区域辅助服务补偿机制,并于2009年8月率先在广东省进行试点离线模拟运行。2010年南方区域进入试运行阶段。

4.1 南方区域辅助服务补偿机制基本形式型式

南方区域将辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。其中基本辅助服务是指为保障电力系统安全稳定运行,并网发电机组必须提供的辅助服务,包括一次调频、基本调峰和基本无功调节。有偿辅助服务是指发电机组在基本辅助服务之外所提供的辅助服务,包括AGC、有偿调峰、旋转备用、有偿无功调节和黑启动。基本辅助服务不予补偿,而有偿辅助服务则按照一定的补偿规则对发电机组进行补偿。

4.2 南方区域辅助服务补偿机制实施效果

自2009年11月辅助服务补偿机制在广东电力市场开展试运行起,2010年期间,广东省共79家电厂参与了辅助服务补偿机制。广东省统调电厂发生辅助服务补偿费用累计19869.891万元,约占总电费的0.18%,其中AGC补偿占了46%,调峰补偿占40%,旋转备用补偿占14%,其余占不到1%。

根据南方电监局发布的《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》,2010年并网运行考核费用累计5883.837万元,按照收支平衡原则将考核金进行折算,用于支付辅助服务补偿费。最后的结算结果中,净收入为正值的电厂有23家,其中能东厂、前湾厂、展能厂、昭阳厂净收入超过1000万,能东厂净收入最高,约为1693万元;净收入为负的电厂有55家,其中桥口厂、珠海A厂、双水厂、连州厂等13家电厂净支出超过200万,桥口厂净收入支付最多,约为490万。

4.3 广东电力系统辅助服务补偿机制特点:

(1)净收入为正的电厂少于净收入为负的电厂,正净收入较大的电厂均为调节性能较好的燃气电厂,负净收入较大的电厂主要是容量偏小、调节性能较差的电厂。

(2)燃煤火电厂获得辅助服务补偿项主要为AGC补偿和旋转备用补偿,但因与燃气发电厂等非燃煤火电厂相比,调节性能相对较差,获得调峰服务补偿极小。同时因为调节性能较差造成并网运行考核较多,且发电量较高,导致燃煤火电厂收益为负值。

(3)非燃煤火电厂因调节性能较好,对系统辅助服务贡献较大,获得几乎全部的调峰服务补偿,为辅助服务补偿机制的主要收益群体。但因广东非燃煤火电厂多为燃气电厂,其核定价格时已将调峰服务补偿考虑在内,故对调峰服务的补偿力度需进一步优化。

(4)水电厂调节性能也较为优越,但因其提供辅助服务的成本较小,辅助服务补偿机制对水电厂提供的辅助服务补偿力度较小。

5 南方区域辅助服务补偿机制完善方案

为进一步完善和深化南方区域辅助服务机制,自2011年7月,南方电监局展开了《南方区域辅助服务管理实施细则》的修订工作,并于2011年12月发布了该实施细则的修订版本。

5.1 南方区域辅助服务补偿方式修订内容

(1)减小并网火电厂有偿启停调峰补偿的补偿范围,降低燃气、燃油发电机组有偿启停调峰补偿的补偿力度(见表1)。

(2)调整火力发电机组及核电机组有偿旋转备用服务的补偿范围,增大水力发电机组有偿旋转备用服务的补偿范围(见表2)。

(3)提高广东省AGC服务补偿力度,其他四省(区)维持不变。

按照公式:AGC容量补偿费用=AGC容量服务供应量×R1(元/兆瓦时);

AGC电量补偿费用=AGC实际调节电量×R2(元/兆瓦时),调整R1及R2数值(补偿标准调整见表3)。

(4)增大黑启动服务范围,提高对提供黑启动服务机组的要求,调整黑启动服务补偿标准(见表4)。

5.2 南方区域辅助服务补偿方式完善后的效果分析

以2011年1月份和2012年1月份同期两个月份的广东省并网发电厂辅助服务补偿情况进行分析:

(1)从整体上看,整体补偿力度减小,AGC服务补偿力度基本持平,调峰服务补偿所占比例有较大下降,旋转备用服务补偿力度有较大增长(见表5)。

(2)从分项辅助服务补偿的角度看,AGC补偿主要由燃煤机组获得,因提高了AGC服务的补偿力度,燃煤机组的补偿比例由68.23%上升至81.49%,非燃煤火电和水电的补偿均有一定程度的下降;因降低了调峰服务补偿力度,非燃煤火电的补偿比例有所下降,燃煤火电的补偿比例相应上升;因调整火电厂旋转备用服务补偿范围,燃煤火电的补偿比例有一定程度上升,但水电厂补偿比例未得到相应提高(见表6)。

(3)此次修订针对非燃煤机组(主要是燃气机组)的定价机制,进一步优化了调峰服务的补偿力度;结合水电机组的调节性能与补偿情况,优化了水电机组提供辅助服务的补偿力度;同时优化了黑启动补偿方式。

6 小结

南方区域电力系统充分考虑了自身实际情况,建立并运作有自身特色并符合发展的辅助服务补偿机制,迈出了电力市场改革的重要一步。同时日益完善辅助服务补偿机制,充分调动了发电机组提供辅助服务的积极性,提高了电力供应的安全性与稳定性。

参考文献

[1]中电联课题组.电力市场辅助服务研究(节选)[J].电业政策研究,2005(11)

光伏发电与风力发电的并网技术标准 篇9

1 光伏发电与风力发电并网标准概述

许多国家和地区都针对自己的实际情况制定了光伏发电系统并网技术标准,如美国的IEEE、NEC、UL标准等,我国光伏标准委员会及国家电网公司也制定了光伏发电系统并网标准。国际电工委员会(IEC)制定的IEC标准是被广泛接受和采用的国际标准。

国际电工委员会在1994年率先制定了风轮发电机系统IEC61400系列标准,并被日本和欧洲众多国家和地区接纳和采用,该系列标准主要涉及风轮发电机系统的设计、安装、系统安全保护、动力性能试验以及电能质量测试评定等方面的内容。此外,IEEE也提出了一些风能转换系统与公用电网互联规范[4]。中国国家标准是参考IEC61400系列标准和德国、丹麦等国家的风力发电并网标准而制定的。

此外,IEEE1547—2003标准第一次尝试统一所有类型分布式发电DG(Distributed Generation)性能、运行、测试、安全、维护等方面的标准和要求,得到了国际上最广泛的认可[5],目前已经发展成为一系列的标准IEEE1547.1—IEEE1547.6(作为分布式发电的光伏发电和风力发电可参考此标准)。许多国家都有自己的DG并网技术标准:加拿大2个主要的DG互联标准为C22.2NO.257和C22.3NO.9;新西兰在2005年完成了基于逆变器的微电源标准AS4777.1、AS4777.2、AS4777.3[6]。

2 光伏发电并网技术标准

2.1 并网方式

我国GB/T19939—2005标准[7]根据光伏发电系统是否允许通过供电区的变压器向高压电网送电,分为可逆流和不可逆流2种并网方式,但并未对光伏发电系统的并网容量和接入电压等级进行详细规定。

日本《电气事业法》(1998年)对家用光伏发电系统与公用电力系统的并网原则上进行如下区分:单独家用用户的电力容量不足50 k W的发电设备与低压配电线(电压600 V以下)并网,不足2 000 k W的发电设备与高压配电线(电压大于600V小于7000V)并网。表1列出了日本《电气事业法》所规定的根据光伏发电系统输出容量及受电电力容量的并网区分及电气设备的分类[8]。

国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》[9]中,根据光伏电站接入电网的电压等级(0.4 k V、10~35k V、66 k V)将光伏电站划分为小型、中型和大型,但没有明确光伏电站的容量。IEEE929—2000[10]中对小型、中型和大型光伏发电系统的容量分别规定为≤10 k W、10~500 k W和≥500 k W。建议我国在制定标准时可以参考国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》、IEEE929和日本的相关规定,综合考虑光伏发电系统输出容量和受电电力容量,选择合适的并网电压等级和电气设备。

2.2 电能质量

任何形式的光伏发电系统向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量都应受控,在电压偏差、频率、谐波、闪变和直流注入等方面应满足使用要求并至少符合电能质量国家标准。

2.2.1 电压偏差

通常情况下,光伏发电系统并网不允许参与公共连接点(PCC)电压的调节,不应造成电力系统电压超过相关标准所规定的范围,不应造成所连接区域电力系统设备额定值的过电压,也不能干扰电力系统中接地保护的协调动作。表2是国内标准GB/Z19939—2005[7]、GB/T19964—2005[11]、国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》[9]和国外标准IEEE929[10]、IEEE1547[12]对光伏发电系统正常运行电压范围和公共连接点处电压偏差限值的规定。

由表2可见,我国标准均规定光伏发电系统并网处电压偏差应满足相应的电能质量国家标准,但是对正常运行电压范围的划分有所差别。建议根据光伏发电系统的并网容量、合同电力、并网电压等级等因素综合考虑制定合适的正常运行电压范围,既要避免范围限定过于严格,不利于降低光伏发电系统的并网运行利用率,也要避免范围过于宽泛,影响到并网电力系统的安全、稳定性。

2.2.2 电压波动和闪变

IEEE1547[12]标准指出:分布式电源不能使地区电力系统电压超过ANSIC84.1—1995标准所规定的范围;与电网并列运行的分布式电源在PCC处引起电压波动不应超过±5%;分布式电源不应该造成区域电力系统中其他用户的电压闪变。IEEE929—2000[10]规定电压闪变限值不应超过IEEE519—1992[13]中的规定。IEC61727—2004[14]规定:光伏发电系统运行不应该使电压闪变超出IEC61000-3-3(<16 A系统)、IEC61000-3-5(≥16 A系统)中的相关规定。

GB/Z19964—2005[11]及国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》[9]均规定,光伏电站接入电网后,PCC点的电压波动和闪变应满足GB/T12326—2000的规定,光伏电站引起的电压闪变值应根据光伏电站装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。

一般而言,光伏发电系统与电网相联引起的电压波动和闪变很小,基本不会引起电网的电压波动和闪变值越限。

2.2.3 频率

几乎所有的标准都要求光伏发电系统并网时应与电网同步运行。各标准对光伏发电系统的正常运行频率范围或偏差限值做出了相关规定,如表3所示[7,9,10,11,12,14]。

Hz

我国国家标准并未对光伏发电系统的正常运行频率范围做出规定,仅规定频率偏差限值为±0.5 Hz。而GB/T15945—2008中规定,用户冲击负荷引起的系统频率变动一般不得超过±0.2 Hz,当系统容量较小(系统装机容量不大于3 000 MW)时可以放宽到±0.5 Hz。

IEEE929[10]中指出,对于小型独立的电力系统,不宜将频率偏差规定得太小,通常要在上述规定的频率范围外有一定的频率偏差。如将系统频率偏差规定得过小,势必影响电气设备对频率的适应性。对于大型的光伏发电系统,电网也许需要其能够主动参与调节电网频率。因此,本文建议可以将光伏发电系统看作一类特殊的负荷,采纳GB/T15945—2008中的方法,对容量较小的光伏发电系统制定较为宽泛的正常运行频率范围和偏差限值。

2.2.4 谐波与波形畸变

大部分国内外标准规定,光伏发电系统的输出应该有较低的电流畸变水平以确保不会给并网的其他设备带来危害。国内外各标准对于谐波电流畸变的限值如表4所示[7,10,11,12,13,14]。

国家标准、IEC61727—2004及IEEE标准均规定偶次谐波电流畸变值不应超过奇次谐波的25%,对谐波次数小于35次的电流畸变限值的规定也相同。但国家标准和IEC61727没有规定谐波次数大于35的谐波电流畸变限值,本文建议该限值可参考IEEE1547标准进行补充完善。

2.2.5 直流分量

当光伏发电系统的并网逆变器输出端直接与电网连接(不带隔离变压器),逆变器存在参数不均衡、触发脉冲不对称等情况时,可能向电网注入直流电流。直流注入将会对变压器等电网设备产生不良影响。因此,国内外标准对光伏发电系统并网注入的直流分量均有限制,如表5所示[7,9,10,11,12,14]。

国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》中对光伏电站并网运行时馈入电网的直流分量的限值要比国家标准严格。除了对光伏发电系统的直流注入进行限定之外,有些国家的标准还规定,一旦光伏发电系统的直流注入超过规定值就需在规定时间内切除电源[6],这在我国标准中尚未体现。

2.3 保护与控制

2.3.1 电压异常

各标准对于光伏发电系统异常电压的响应时间要求如表6所示,光伏发电系统应在指定的分闸时间内停止向电网供电或从电网中切除[7,9,10,12,14]。

由表6可知,各标准对各范围异常电压的响应时间要求基本相同,对异常电压的划分范围有所差别。异常电压范围的划分与2.2.1节中的正常运行电压范围有关。

2.3.2 低电压穿越

有些标准还要求大型和中型光伏电站应具备一定的低电压穿越能力,国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》[9]中对大中型光伏电站的低电压穿越要求为:当并网点电压跌落至20%标称电压时,光伏电站能保证不间断并网运行1 s;且如果光伏电站并网点电压发生跌落后3 s内能恢复到标称电压的90%时,光伏电站应能保证不间断并网运行。建议在制定或修改国家标准时重点考虑这方面的问题,当电网故障时,充分利用光伏发电系统的低电压穿越能力为电网提供电压支撑。

2.3.3 频率异常

当电网频率偏离规定的条件时,光伏发电系统应该停止向电网供电。如果频率在规定的跳闸时间内恢复到正常电网连续运行的情况,则不必停止供电。频率保护装置允许时间延迟的目的是为了避免由于短期扰动引起的误动作[7,9,10,12,14]。光伏发电系统对异常频率的响应时间如表7所示。

国家电网公司要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力,这有利于光伏发电系统在一定条件下参与调节电网频率。我国在制定国家标准时,也应当考虑电网的实际情况,规定光伏发电系统的耐受系统频率异常的能力。

2.3.4 防孤岛保护

防孤岛保护是分布式电源特有的保护。几乎所有的标准均要求当光伏发电系统并入的电网失压,处于非计划孤岛运行时,需要在规定的时间内检测到孤岛运行并停止供电。超出运行状态导致光伏发电系统停止向电网送电,在电网的电压和频率恢复到正常范围后,需延迟一段时间再并入电网运行。表8是国内外标准对发生非计划性孤岛时保护动作的时间以及电网恢复正常后并网延时的限值规定[7,9,10,12,14]。

IEEE929[10]和UL1741标准还规定,所有的并网逆变器必须具有防孤岛效应的功能,同时这2个标准给出了并网逆变器在电网断电后检测到孤岛现象并将逆变器与电网断开的时间限制。我国还没有制定具有防孤岛功能的并网逆变器的相关标准,建议尽快加以制定完善。

3 风力发电并网技术标准

3.1 并网方式

目前,国内外的风力发电大多是以风电场形式大规模集中接入电网。考虑到不同的风力发电机组工作原理不同,因此其并网方式也有区别。国内风电场常用机型主要包括异步风力发电机、双馈异步风力发电机、直驱式交流永磁同步发电机、高压同步发电机等。同步风力发电机的主要并网方式是准同步和自同步并网;异步风力发电机组的并网方式则主要有直接并网、降压并网、准同期并网和晶闸管软并网等[15]。

各种并网方式都有其自身的优缺点,根据实际所采用的风电机组类型和具体并网要求选择最恰当的并网方式,可以减小风电机组并网时对电网的冲击,保证电网的安全稳定运行。

我国在制定风力发电并网国家标准GB/Z19963—2005[16]时,只考虑到当时的风电规模和机组的制造水平,是一个很低的标准。近年来风电事业发展迅速,整体呈现大规模、远距离、高电压、集中接入的特点,对电网的渗透率越来越高,为使风电成为一种能预测、能控制、抗干扰的电网友好型优质电源,有必要对原有标准进行升级完善。

3.2 电能质量

大部分国家和地区的风力发电并网标准均要求风电场正常运行时满足本国家和地区的电能质量标准。

3.2.1 电压偏差

表9给出了国内标准(GB/Z19963—2005[16]、国家电网公司《风电场接入电网技术规定》[17])和IEEE1001—1988[18]对风电场正常运行电压范围和风电场并网点处电压偏差限值的规定。

3.2.2 电压波动和闪变

由于风机的出力会受到风速随机性的影响,有可能在风力发电系统与电网接口处造成电压波动。

GB/Z19963—2005[16]与国家电网公司《风电场接入电网技术规定》[17]均规定,风电场所在的公共连接点的闪变干扰允许值和引起的电压变动和闪变应满足GB12326—2008的要求,其中风电场引起的长时间闪变值Plt按照风电场装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。风力发电机组的闪变测试与多台风力发电机组的闪变叠加计算,应根据IEC61400-21有关规定进行。

IEEE1453—2004标准[19]中规定的220 k V以下闪变限值与我国国家标准GB12326—2000相同,该标准同时规定了电压超过230 k V系统的闪变限值,而在GB12326—2000中没有规定。GB12326—2008中虽然规定了系统正常运行时较小方式下220 k V以上的长时间闪变值Plt,却未对短时间闪变值Pst做出具体说明,建议做出补充修订。

3.2.3 频率

我国和欧洲国家电网额定频率为50 Hz,美国和加拿大电网额定频率为60 Hz,因此,各个国家对于本国电网的正常频率范围和频率偏差限值的规定有所不同。表10给出了国内外标准对风电场正常连续运行时的频率范围[16,17,18]。

大部分标准均规定,当电网频率偏移正常运行范围时,在某些频率范围内可以允许风机短时间运行。我国国家标准和国网标准均要求频率与正常运行范围有较小偏差时,风电场可以并网运行一段时间;偏差过大时,风电场机组应逐步退出运行或根据电网调度部门的指令限功率运行。德国E.On和VET公司规定频率高于50.2 Hz时风机减少出力。西班牙规定低于47.5 Hz时风机停止运行。

3.2.4 谐波

GB/Z19963与国家电网公司《风电场接入电网技术规定》中均指出[16,17],当风电场采用带电力电子变换器的风力发电机组或无功补偿设备时,需要对风电场注入系统的谐波电流做出限制。风电场所在的公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T14549—1993的要求,其中风电场向电网注入的谐波电流允许值按照风电场装机容量与公共连接点上具有谐波源的发/供电设备总容量之比进行分配。风力发电机组的谐波测试与多台风力发电机组的谐波叠加计算,应根据IEC61400-21有关规定进行。

3.3 低电压穿越

低电压穿越LVRT(Low Voltage Ride Through)是当电网故障或扰动引起的风电场并网点电压跌落时,在一定电压跌落范围内,风电机组能够不间断并网运行。

目前我国风电事业迅猛发展,伴随着风电装机容量的不断增加,其占电网总装机容量的比例不断增大,尤其是在电网的末端装机比重更大。当电网出现电压突降时,不具备低电压穿越能力的风力发电机组切机将对电网的稳定运行造成巨大影响。风力发电机组是否具备低电压穿越能力不但会对电网的安全稳定运行产生巨大影响,还会对风机本身寿命及运行维护成本产生影响。国家标准尚未对此做出任何规定,而国家电网公司《风电场接入电网技术规定》以及美国、加拿大、欧洲众多国家的标准均已经针对LVRT制定了相关要求,可以作为重要的参考依据。

3.3.1 基本要求[17,20]

各国对于LVRT的基本要求各不相同,但可以用几个关键点大致描述风电场LVRT的要求:并网点电压跌落至某一个最低限值U1时,风电机组能维持并网运行一段时间t1,且如果并网点电压值在电压跌落之后的t2时间内恢复到一定电压水平U2,风电机组应保持并网运行。表11给出了各国标准中对风电场LVRT能力要求曲线中U1、t1、t2、U2等关键点的限值。

国家电网公司《风电场接入电网技术规定》与美国标准对LVRT的规定大致相同。加拿大规定,各省各地可以根据实际情况进行相应修改。2001年之前,德国电网上的风电机组在电网故障时都会切除;到2001年时有实现故障后有功支持的简单要求;2003年之后提出更高要求,要求无功电流贡献以控制电压。此外,双重电压降落特性是丹麦并网要求的一部分,它要求两相短路100 ms后间隔300 ms再发生一次新的100 ms短路时不发生切机;单相短路100 ms后间隔1 s再发生一次新的100 ms电压降落时也不发生切机。

3.3.2 有功恢复[17,20]

国网标准要求对故障期间没有切出电网的风电场,其有功功率在故障切除后应快速恢复,以至少每秒10%额定功率的变化率恢复至故障前的值。

德国标准规定有功输出在故障切除后立即恢复并且每秒至少增加20%的额定功率;网络故障时,机组必须能够提供电压支持;如果电压降落幅度大于机端电压均方根值的10%,机组必须切换到支持电压;机组必须在通过提供机端无功功率进行的故障识别后20 ms内提供电压支持,无功功率的提供必须保证电压每降落1%的同时增加2%的无功电流。

丹麦规定:风电场应在电压重新到达0.9 p.u.以上后,不迟于10 s发出额定功率。电压降落期间,并网点的有功功率应满足以下条件:在电压恢复到0.9 p.u.后,应在不迟于10 s内满足与电网的无功功率交换要求。电压降落期间,风电场必须尽量发出风电场标称电流1.0倍的无功电流。

新国标的制定中,LVRT是让相关利益方颇有微词的关键所在。LVRT被认为是风电机组设计制造技术上的一大挑战,而且会增加风力发电成本,如果制定的不够合理,可能会影响到风电开发商的积极性,不利于风电产业的发展;另一方面,对于保证电网的稳定性,在电网故障时提供无功功率,支持电网恢复,LVRT能力必不可少。因此,如何制定恰当的LVRT标准,妥善协调各方利益极为关键。

对于接入点短路容量大的强系统,故障时电压跌落低,没有强LVRT能力的风机也能实现穿越,因此没必要对并网的风机要求很高的LVRT能力,从而降低成本;而对接入点短路容量小的弱系统,故障时电压也许会跌得很低,需要并网风机有很好的LVRT能力,而对太弱的系统要求过高也不现实。因此,在风电场规划设计阶段,有必要慎重选择并网点,并对风机提出实际可行的LVRT要求[21]。

4 结语

加快制定各种形式新能源并网标准以及完善现有标准是推动智能电网发展的原动力之一。目前,除了光伏发电和风力发电,我国还没有制定针对其他形式新能源发电并网的技术标准和规范,而已制定的标准还不够成熟,尚需进一步发展和完善。

本文针对目前新能源发电应用最为广泛的光伏发电和风力发电,将国内外相关的主要并网技术标准分别进行了综合比较分析,指出了国内标准存在的不足并提出了一些初步建议,为国内标准的进一步完善提供参考依据。

摘要：主要比较了国内外常用的光伏发电与风力发电的并网技术标准,分别从并网方式,电压偏差、电压波动和闪变、频率、谐波、直流注入等电能质量指标,保护与控制以及风电场低电压穿越等方面进行了详细的分析。指出了国内现有标准存在的不足,在并网技术标准的制定过程中,应综合考虑并网容量以及接入电网的电压等级等因素。

光伏发电及其并网的研究 篇10

关键词：光伏发电,并网

0 引言

如今, 世界能源形式紧迫, 是世界10大焦点问题 (能源、水、食物、环境、贫穷、恐怖主义和战争、疾病、教育、民主和人口) 之首。据统计, 全球人口2006年是65亿, 能源需求折合成装机是14.5TW, 每日能耗220 106BOE;到2050年全世界人口大概要达到100亿, 按照每人每年GDP增长1.6%, GDP单位能耗按照每年减少1%, 则能源需求装机将是大约30-60TW, 届时主要要靠可再生能源来解决。

然而, 世界上潜在水能资源4.6TW, 经济可开采资源只有0.9TW;风能实际可开发资源2-4TW;生物质能3TW (加起来总共8TW) 。只有太阳能是唯一能够保证人类未来需求的能量来源, 其潜在资源120000TW, 实际可开采资源高达600TW。因此, 太阳能必将成为人类最好的替代能源, 太阳能光伏电站前景广阔。

1 光伏发电简介

光伏发电系统分为独立光伏系统和并网光伏系统。

1.1独立光伏发电也叫离网光伏发电。主要由太阳能电池组件、控制器、蓄电池组成, 若要为交流负载供电, 还需要配置交流逆变器。独立光伏电站包括边远地区的村庄供电系统, 太阳能户用电源系统, 通信信号电源、阴极保护、太阳能路灯等各种带有蓄电池的可以独立运行的光伏发电系统。

1.2并网光伏发电就是太阳能组件产生的直流电经过并网逆变器转换成符合市电电网要求的交流电这后直接接入公共电网。

2 光伏并网

随着光伏发电技术迅速发展, 光伏电池效率逐渐提高, 光伏电站的建设规模也越来越大。大规模的光伏并网电站常常通过升压变压器, 以中压或高压接入电网。然而相比电网的总装机量而言, 光伏电站容量比例很小, 常常作为电网的一种补充能源存在, 安装在电力负荷附近, 设有相应的二次设备。

并网光伏发电可以分为带蓄电池的和不带蓄电池的并网发电系统。带有蓄电池的并网发电系统具有可调度性, 可以根据需要并入或退出电网, 还具有备用电源的功能, 当电网因故停电时可紧急供电。带有蓄电池的光伏并网发电系统常常安装在居民建筑;不带蓄电池的并网发电系统不具备可调度性和备用电源的功能, 一般安装在较大型的系统上。并网光伏发电有集中式大型并网光伏电站一般都是国家级电站, 主要特点是将所发电能直接输送到电网, 由电网统一调配向用户供电。但这种电站投资大、建设周期长、占地面积大, 目前还没有太大发展。而分散式小型并网光伏, 特别是光伏建筑一体化光伏发电, 由于投资小、建设快、占地面积小、政策支持力度大等优点, 是目前并网光伏发电的主流。

3 光伏发电的优缺点

3.1 太阳能光伏发电的优点

1) 体积小、重量轻。单位重量比功率:50-1000W/kg;2) 寿命长:20-50年 (工作25年, 效率下降20%) ;3) 零排放:无燃料消耗, 无噪声, 无污染;4) 发电不用水 (高倍聚光电池也如此) :可以在荒漠地区建设;5) 运行可靠:无机械转动部件, 使用安全, 免维护, 无人值守;6) 太阳能资源永不枯竭 (至少50亿年) :各地区差异不大, 分布式电站;7) 生产资料丰富:硅材料储量丰富, 为地壳上除氧之外的丰度排列第二, 达到26%之多;8) 不单独占地:可以安装到建筑上 (BIPV) ;9) 规模大小皆宜:10W-100GW, 可以“搭积木”式建设和安装;10) 安装容易:建设周期短, 安装成本低;11) 能量回收期短 (0.8-3.0年) , 能量增值效应明显 (8-30倍) ;12) 规律性强, 可预测:调峰效果明显, 调度比风力发电容易。

3.2 太阳能光伏发电的缺点

功率密度低 (1000W/m2) ;能量输入不连续:白天有, 晚上没有;晴天有, 阴天没有;大规模存储技术尚未解决, 大规模应用没有自身调节能力;小规模应用可以用蓄电池, 昂贵且寿命短;目前成本太高:系统投资为3-5万元/k W。

3.3 克服光伏发电的缺点的方法

现阶段, 光伏发电比例还很小, 但是光伏发电拥有独立发电系统, 分布式发电系统和大型并网电站, 所以问题不大;主干电网并网应用于智能电网, 脱离主干电网应用于微网系统;运用大规模存储技术:提水 (内陆、沿海) , 压缩空气、液流电池, 超级电容器、太阳能制氢等;光伏发电的规模化直接利用于海水淡化、电镀、电解、氯碱工业等。

4 光伏电站并网的评价

4.1 光伏电站并网存在的问题及解决方法

光伏电站并网还存在四个方面需要解决的问题:光伏电站输出功率不稳定, 导致电压波动;光伏电站输出的直流电经逆变器变成交流电, 会产生大量谐波, 导致对电网污染;光伏电站基本上为纯有功输出, 导致并网后的无功平衡问题;目前光伏电站容量远小于常规电站容量, 远距离输送不经济。

问题的解决方法:需要加快光伏电站建造的技术进步;需要取得关键设备环节的技术突破;需要光伏企业和电网企业的共同努力;需要国家对大型光伏电站上网的政策扶持。

4.2 建设大型光伏并网电站的意义

首先, 大型光伏并网电站有利于促进光伏产业的发展:有利于把更多的太阳能转化为电能;有利于提高光伏电站装机的比例;有利于扩大光伏产品的应用市场;有利于解决能源危机和化石能源产生的环境污染对人类的挑战。

其次, 大型光伏并网电站有利于节能减排:火力发电站发4500万度电节煤14625吨, 排放二氧化碳58500吨;1MW光伏电站发4500万度电节煤15300吨, 减排二氧化碳61976吨。

此外, 大型光伏电站上网的技术障碍是可以解决的:我国已初步掌握兆瓦级并网光伏系统的关键技术, 且已经在上海、甘肃武威、西藏羊八井等地建成了与城市景观和建筑相结合兆瓦级并网光伏电站、大型荒漠并网光伏电站。

5 小结

光伏发电及其并网目前只处于初级阶段, 预计在2030年之后增长率会持续增高。那时光伏并网发电在各种发电形式中将占主导地位, 拥有稳定而快速增长的市场;随着科学技术的逐渐成熟, 发电成本会显著降低到可接受的范围。因此, 光伏发电将在未来成为安全可靠的可再生能源发电的主要形式之一, 并且随着并网技术的逐渐成熟, 甚至将成为电力主要供应形式, 拥有广阔的市场前景。

参考文献

[1]叶漫红, 林日明, 蔡文.太阳能光伏电站入网方式探讨[J].江西电力, 2011, 1 (35) .

[2]崔容强, 赵春江, 吴达成.并网型太阳能光伏发电系统[M].北京:化学工业出版社, 2007, 7.