分散式风电发展关键技术及政策分析

政策分析李征;蔡旭;郭浩;王刚【摘要】根据分散式风电的特性及我国电网结构,分析了电网运行中对分散式风电的要求。结合国内外分散式风电的运行实践和仿真论证结果,阐述了其接入电网关键技术,提出了适合我国分散式风电发展的技术路线和政策需求。期刊名称】《电器与能效管理技术》年(卷),期】2014(000)009【总页数】7页(P39-44,57)关键词】分散式风电;配电网;风电机组;电压控制;风电接入作者】李征;蔡旭;郭浩;王刚作者单位】;;;;正文语种】中文中图分类】TM6140引言近年来，我国风电的大规模集中开发遭遇了消纳和输送的瓶颈，风电的分散接入受到了关注［1］。分散式风电系统规模小、见效快，能源利用率高。分散式风电的接入使配电系统由原来单一的电能分配转变为集电能收集、传输和分配于一体的电力交换系统。因此对配电系统的能量损耗、电压水平、短路电流等都将产生重大影响。分散式风电有别于大规模风电并入高压电网的特性和分布式小容量风电接入用户端的特性，面临特有的技术问题。从技术和政策层面来看，作为国内外广泛关注的风能开发形式，各国已纷纷建立了分布式风电入网的标准和鼓励政策［2］。我国对大规模风电并网和分布式电源接入都有了相应技术规定和营运模式，但对以“就地消纳、多点接入、集中监控”为主要特点的分散式风电还缺乏相关技术标准。本文将根据分散式风电的特性及我国电网结构，分析电网运行对分散式风电的要求，结合国内外的运行实践和仿真论证，分析了分散式风电接入电网的关键技术，提出适合我国分散式风电发展的技术路线和政策需求。分散式风电的界定及国内外案例分析分散式风电的界定综合分析国家能源局文件［2011］226和374号的规定及国家电网公司对分散式风电的描述和国内外研究案例，可以按如下标准界定分散式风电:分散式风电位于负荷中心附近，以就地消纳为主，并采用多点或单点接入、统一监控的并网方式;接入电压范围为10~110kV等级，直接接入当地的配电变电站，原则上不新建高压送出线路和110kV、66kV变电站，并尽可能不新建其他等级的输变电设施;单个项目总装机容量一般不超过50MW，以不影响电网安全运行为前提，统筹考虑各电压等级的接入总容量。国网公司在关于分散式风电接入电网技术规定的报批稿中还强调了“由同一开发商在同一片供电区域内，通过35kV及以下电压等级接入电网的一批风电机组构成的一个统一运行维护的整体”的概念，实质上是为“就地消纳、多点接入、集中监控”做了铺垫。分散式风电可认为是结合我国国情而提出的一种风电分布式开发模式。按照分散式风电并网仅考虑在110kV、（66）35kV和10kV几个电压等级已经运行的配电设施就近接入的要求，风电场接线方式可分为无主升压站方式，即风电场集电线直接以10kV或35kV接入系统;有主升压站方式，即风场经10kV或35kV电压汇聚，升压至110kV或66kV后接入电网相应电压级的降压站。分散式风电运行案例的启示国内计划和运行的典型分散式风场有狼尔沟分散式示范风电场、内蒙高腰海示范风电场、山西盐湖区分散风电场等［2-5］。狼尔沟风电并网后曾出现了风电场母线电压随风机有功功率直线上升的现象。由于当地配电网系统相对较弱，导致风机功率变化对系统电压的影响较为明显。后通过改进风机控制方式，使其运行在无功电压控制模式，从而保证了风电场母线电压在合理范围内。同时为减小风机并网对主网系统的影响，采用每隔3min风机依次逐台并网和逐台脱网的方式，调整风机投切过程的负荷比，减缓配电网潮流改变的速率。高腰海风电场的运行给当地农网提供了有力的电源支撑，在缓减了高峰用电负荷的同时，减少了地区网损。但农网电压波动较大，因电网高、低电压造成风机较长时间停机而影响的等效利用小时数约200h。其次，风场远离集控中心，通信系统可靠性较差，难以及时发现风机运行中出现的问题。由以上案例可知，分散式风电项目个性化强，不仅受制于风资源，而且受制于当地电网条件。应该因地制宜，根据当地的电网条件、接入能力和接入距离，合理规划接入电网的电压等级、接入点和接入容量，以对电网起到支撑作用并减少网损;分散式风电入网机型的选择很重要，机组要有电压调节能力，并且在满足低电压穿越的同时，在一定高电压条件下也能长期运行;在风电场设计方面要多考虑接入实际电网的特性，在箱变的选择上，宜考虑有较大调节范围的分接开关，同时考虑配置低压静止无功补偿器(StaticVarGenerator，SVG)。从国外的资料看，对分散式风电强调分散接入的概念，以就地消纳为主，并没有严格的容量界定［6］。宜于在较低电压等级并网，更接近负荷［7］，从而带来效益。分散式风电接入，一方面需要对其在配电网中的位置及安装容量进行优化，利用风场的输出互补性使风电更有利于支撑系统峰值负荷的需求。如美国Minnesota州的4个风场［8］,采用分散式风电开发的思想，根据负荷的分布统一优化选址和确定容量、集中监控提高风电并网系统的可靠性。在可靠性评估方面［9］，要考虑分散式风电对配电系统供电能力和电压分布的影响［10］，还要考虑对系统运行的影响，如使得配电网的电压调节更加困难［11］，对配电网电能质量产生影响［12］，改变配电网的短路电流［13］，使保护配置复杂化等［14］ 。风电接入中压配电网时，德国要求风电场必须能够参与稳态电压控制和动态支撑［15］ 。稳态电压控制要将电压控制在中压配电网正常工作情况下的电压水平，电压的缓慢变化要在可接受的范围内。在对配网侧接入风电后的稳定性分析中［16］ ，最有效的方法是能同时考虑风速和负荷时变特性。分散式风电的接入对电力系统稳定性有积极的影响，但设计和控制必须慎重选择，因在一些情况下较易产生跳闸。如瑞典南部小岛的一个10MW的海上风电场［17］，在系统双母线故障后，风电因无法再支撑弱端电网而脱网，几小时后又重新同步并网，约1h后风电输出才恢复到满功率;之后开始减负荷，又再次脱网。因此合理设置风电的保护和控制，有利于支撑配电网平滑故障恢复。在颁布的政策法规方面，多国都为可再生能源的发展提供了激励政策，制定了接入电网的技术标准。激励政策涉及可再生能源发电上网的法律保障和保护性固定电价制度。如意大利可再生能源上网电价包括避免成本和奖金两部分。1999年，意大利通过立法决定实施可再生能源配额与绿色证书交易制度。新法规定电力生产商和进口商有义务为电网提供一定比例的可再生能源电力，进行绿色证书交易。美国电气电子工程师协会的第21标准化工作组起草的分布式电源(DistributedEnergyResources,DER)并网系列标准中，定义了衡量DER接入电网对配电网的影响的参数:①刚度系数。指配电网中DER接入点的设计短路电流与DER额定电流的比值;②短路电流贡献比。指配电网在DER接入点发生短路时，来自DER的短路电流与来自配电网的短路电流的比值。刚度系数越大，短路电流贡献比越小，则配电网运行电压与短路电流受DER并网的影响越小。一般认为，如果刚度系数大于20，则DER并网不会对配电网运行带来实质性的影响。分散式风电接入对电网的影响分析配电网络的拓扑结构类型较多，我国城乡大多数配电系统仍以放射状链式结构为主。研究中，根据我国配电网的特点，分别建立了10kV、35kV、66kV及110kV典型配电网作为标准网络用于分散式风电接入容量的计算与仿真分析。12节点的35kV配电网拓扑如图1所示。其电源节点1运行电压为1.05p.u.。图112节点35kV配电网拓扑示意图对配网潮流分布的影响常见配电网负荷分布可以分为沿馈线均匀分布、递增分布与递减分布3种。分别推导3种负荷分布情况下的准入算式，并进行仿真验算，可以得知:分散式风电接入电网将使接入点电压抬高，且可能导致第一个电压越限点必为接入节点。风电接入电网的准入容量往往受限于电压，与其接入位置、接入电网负荷水平与分布特性、接入电网的拓扑结构及阻抗、变压器抽头位置等有密切关系。适量与合理地接入风电可以降低配电网的网损，改善系统电压水平。通过对不同位置处接入风电时配电网网损变化的规律进行对比分析，可以发现风电就地消纳能够有效降低网损，提高电网运行的经济性。典型系统计算分析表明，采用分散式风电实现配网降损和改善电压运行水平与风电机组的接入位置及容量密切相关。对于接入点的线路降损效果尤为明显。实际电网中，应结合电网中各电压等级负荷分布及风场的分布特性，进行多电压等级的多点接入优化配置。对配电网电压的影响对稳态电压分布的影响。传统配电网一般呈辐射状，稳态运行状况下，沿馈线潮流方向电压逐渐降低;接入风电后，在稳态运行情况下(视负荷恒定不变)，由于馈线上的传输功率减小以及风电输出的无功支持，使得沿馈线的各负荷节点处的电压被抬高。电压被抬高多少与接入风电的位置及总容量的大小有关。对系统电压波动的影响。传统配电网中，有功、无功负荷随时间变化会引起系统电压波动，朝线路末端方向电压的波动越来越大。如果负荷集中在系统末端附近，电压的波动会更大。风电接入配电网后，若风电的变化与当地负荷变化趋势相同，此时风电将起到抑制系统电压波动的作用;当风电不与当地的负荷协凋运行时，风电将增大系统电压的波动。对控制措施的影响。风电接入将对配电网的电压产生很大影响，传统的电压控制方式可能不再适用［18］。应通过风电机组和无功补偿装置的协调控制，或与其他可控电源的协调控制来抑制系统电压的波动。对继电保护的影响当分散式风电接入配电网时，原有的保护方案在选择性、方向性及灵敏度校验上都可能无法满足要求。分散式风电接入容量和位置的不同对配电网保护配置的影响也有很大差异。对保护范围的影响。分散式风电改变了所在线路保护的灵敏度，可能造成保护拒动或误动。无论接入母线还是线路，都会影响接入点上下游保护所流经的故障电流。与不接入风电相比，同一故障点风电接入点下游的保护流经的故障电流加大，而上游保护流经的故障电流减小。这将使下游保护动作范围增大，可能造成越级动作，失去配合性;而上游保护动作范围则会变小，特别是对于限时速断保护而言，其保护范围可能达不到全线。对保护方向性的破坏。相邻线路故障时，分散式风电引起所在线路保护误动作。传统配电网是单侧电源供电，因此继电保护没有方向元件。而在分散式风电接入后，配电网中大部分区域变为多端电源供电网络，因此当风电上游线路故障时，风电提供的故障电流方向为从负荷侧流向系统侧。这对于未装设方向元件的上游保护装置来说，一旦故障电流超过整定值，保护将动作而失去选择性。接入位置对继电保护的影响。当接在母线上时，分散式风电的助增特性将使故障电流加大，从而扩大保护范围，可能令其延伸到下一级线路引发越级动作，使保护失去选择性;当接在线路上时，会对接入点的电压起到支撑作用，使得保护安装处流经的故障电流变小。这种分流作用会降低上级线路上保护的灵敏性。当分散式风电阻抗远小于系统及线路等效阻抗时(如分散式风电与大系统的电气距离很远)，分流效应较大，保护有可能拒动。分散式风电发展的关键技术从对分散式风电接入的分析结论可以看出，分散式风电发展的关键技术可综合为以下几个方面。分散式风电的功率预测及远程监控技术多点接入的分散式风电对配电网产生的影响很大，要保证风电接入配电网的运行可靠性，达到降低网损、优化电压分布的目的，必须集中监测、协调控制。功率预测是协调控制的基础。由于分散式风电规模较小、靠近负荷中心，建筑物会对自然风能的分布产生影响，同时具有分布式的特点，每个风场无法像大型风场那样建立测风塔，因而需要有能综合多源测风数据、融合不同物理类数据的风电功率预测方法，提高预测的精度。分散式风电的有功统一调度管理和无功协调控制对于克服风电的随机、波动性对系统稳定和电能质量的影响，保证配电网的安全、经济、可靠运行有着非常重要的作用。监控及通信系统是实现这一切的基础。集中远程监控及通信系统要解决的主要问题有:建立完善的数据分析平台。掌握各分散风场的实时输出模型、风电机组模型、区域负荷模型，通过数据分析和在线计算，发现并解决风电机组运行中存在的各类问题，提高风电机组的运行可靠性，优化风电机组性能，提高风机可利用小时和可利用率，实现多风场的一体化运维管理。建立一套实时、无缝的通信体系和可靠的通信通道。相对于集中式风电接入，分散式风电接入对信息通信技术提出了更高的要求。现有风电机组的数据采集与监视控制系统(SupervisoryControlandDataAcquisition,SCADA)之间多采用私有通信规约(如Modbus、DNP)，风电SCADA系统与电网调度系统之间多采用传统通信规约(如IEC60870-5-104:2000《远动设备及系统传输规约》)。电力系统自动化的长期运行实践表明，这些通信规约很难实现不同装置和系统之间的互操作性，即使付出高昂的通信规约转换成本，也难以建立无缝的通信体系，从而严重影响各种监视、控制以及高级应用的部署°IEC以IEC61850为基础，制订了风电场监控通信标准IEC61400-25。分散式风电接入规划优化和分布式优化控制技术分散式风电接入对配电网电压分布、网络损耗和稳定性的影响与风电接入位置和容量、负荷大小和分布、网络结构有关。在风电多点接入的情况下，配电网的潮流分布情况将更复杂。DER准入容量与优化布置的实用化方法可以为解决DER在电网规划中的定址优容与定容选址等相关问题提供重要的参考决策［19］。规划优化技术解决的是静态负荷分布和确定风电接入量的问题。在实际运行中，两者都是变化的，尤其是风电随机变化的幅度较大，还可能退出运行，变化的规律可能与负荷相反。因此，在风电功率波动情况下，以电网电压波动限制为约束条件，网损最小、风电接入量最大为优化目标的优化控制技术是保证系统运行安全、可靠经济的关键技术之一。分散式风电并网运行的无功协调控制技术研究和实践经验都表明，电压波动是分散式风电并网的主要问题之一，配电网的电压波动还可能引发风电机组脱网。因此，分散式风电接入后配电网的无功电压协调控制是一项保证风电接入运行的关键技术。在变压器抽头选定的情况下，无功电压协调控制涉及分散式风电机组和配电网中的补偿设备。对于无功补偿装置而言，不同设备所能调节的范围和时间尺度有所不同，通过变时间尺度和容量大小的协调控制才能取得较好的调节效果。由于风电与负荷的相对大小和线路阻抗比，分散式风电无功功率需双向调节，而只有单向调节能力的无功补偿设备不能满足要求。对于风电机组而言，无集中升压站的分散风电场，不便加设集中补偿设备，因此需机组具备无功控制能力。定速风电机组中的发电机采用笼型感应发电机，运行过程中需要吸收无功功率。其无功耗量与端电压、有功输出与转子转速存在一一对应关系，不能独立调节。在加装了可控无功源，并增加实现电压控制的辅助设备后可以具备一定无功控制能力。由于笼型感应发电机有功增加时，吸收的无功也增加，静态特性曲线随着有功输出的增加机端电压上升，而输出的无功减少，因此尽管风电对接入点电压的降低得到改善，但电压控制能力并没有提高。双馈风电机组中感应发电机的无功功率可由转子电流控制，在一定转速和有功输出下，无功功率可在较大范围内双向变化。全功率变换的风电机组中，风机与电网的无功交换不再取决于发电机的特性，而是由变流器特性决定。其机侧和网侧功率因数可以独立调节，因此可以进行更有效的无功控制。分散式风电机组、保护整定和孤岛检测技术具有恒电压控制能力的分散式风电机组可以对配电网电压进行主动控制，有效抑制由风电输出波动引起的电压波动，使电压水平在允许范围内。机组采用恒电压控制模式时，为保证并网点电压恒定，机组需调节相应的无功功率补偿有功波动引起的电压变化。同时，线路电抗与电阻比越大，补偿有功波动所需的无功越小，在标准网络情况下AQw«-0.37APw。抑制电压波动还需要考虑机组无功输出能力和边界的约束。考虑到机组在输出额定有功功率情况下的无功调节能力，分散式风电机组变流器的容量要比恒功率因数运行模式下的机组略大;机组允许运行的功率因数范围宜大于0.95，并且有功和无功输出功率的控制需要满足一定的关系。可见，适合分散接入的风电机组需要进行相应的技术改造。机组实行电压控制的结果有可能出现孤岛现象，分散式风电机组必须带有孤岛检测功能。常规的孤岛检测方法有3种:①被动式检测，通过检测电压矢量跳变和频率变化率来判断;②通过检测上级电网的主开关状态判断是否脱网，使用远方跳闸，切除风机以防孤岛。该方法尽管可靠，但需要依赖通信网络，成本高;③主动式检测，带检测电源的装置。3种方式中，第1种有死区，后两种没有死区。分散式风电中可选择第3种，有通信网时也可选第2种。防孤岛保护与电网侧线路重合闸备自投等自动装置的整定配合也是很重要的。分散式风电发展的技术路线和政策综上可知，分散式风电的发展涉及软件和硬件层面，促进分散式风电的发展，需贯穿风电规划、建设、运行、管理全过程。促进分散式风电的发展，需要研究机构和企业的大力合作。(1)相关政策和规范标准的研究制定要先行。考虑对分散式风电、分布式风电和集中式风电场的平衡义务和风电功率预测考核进行区别对待;凝聚气象部门、电力企业等相关主体的科研力量，建立风、光资源信息支撑体系，为风电场、光伏电站、小水电的规划和运行提供统一、准确的数据，避免各主体在量测和预测上的重复投资;加强政策研究与技术研究的结合，特别是结合中国实际的、与技术特点密切配合的前期发展策略研究;结合当地实际资源分布和电网情况，建立不同的实施细则，同时将地方政府的关切纳入政策考量之内，调动积极性，形成因地制宜发展的新局面;丰富激励手段，使补贴措施多元化;建立统一的可再生能源规划体系和运行控制体系。将分散式风电项目纳入到可再生能源项目统一规划和网源协调规划和运行中，利于配套接入电网和消纳负荷，以及区域内多种DER的协调互补。(2)加强适合分散式风电的装备研发。适合分散式风电发展的风电机型为变速风电机组，在此基础上需要改进控制策略，具有电压控制模式、抑制波动和不平衡及孤岛检测。特定装备的研发是发展分散式风电的一项基本任务。加强定容、选址、接入、控制优化技术的研究，为分散式风电发展提供可靠保证和技术支持。合理的定容、选址和优化接入技术可提高风电并网的可靠性和经济性，减少运行中的动态问题。分散式风电的大力发展首先需要解决此项关键技术，提供较成熟的设计手段，还需要开发可靠的专门软件。集中能量管理及数据通信设施是分散式风电健康运行的保证。统一开发、集中管理是分散式风电的基本特征之一。集中管理可提高分散式风电运行的可靠性、经济性，减少对配电网的不良影响，以及应对配电网负荷、设施等产生的突变。其中，针对分散式风电的有功、无功调度管理方法和应用程序、通信架构和方式的选择、短期和超短期功率预测都在其中扮演着重要的角色。结语发展分散式风电是针对我国电网情况提出的一种新型的发展模式，对于提高风能的利用率具有重要意义。分散式风电接入配电网，可降低网损、提高供电可靠性、改善电压等优点。发展中面临分散式风电的功率预测及远程监控、分散式风电接入规划优化和分布式优化控制、分散式风电并网运行的无功协调控制、分散式风电机组、保护整定、孤岛检测等关键技术需要深入研究和开发。伴随着技术发展，分散式风电接入还急需建立相应的技术标准和激励政策，建立运营模式，为分散式风电的快速、健康发展奠定基础。【参考文献】[1]何国庆•分散式风电并网关键技术分析[J].风能产业，2013(5):12-14.[2]史燕•关于山西分散式风电并网方案的探讨[J].中国电业电业(技术版),2012(11):326-330.[3]方笑菊•分散式风电并网破题[N]•中国能源报，2012-08-20.王剑，姚天亮，郑昕，等•分布式风电场分组可调分散并网方案[J].电力建设，2012,33(5):17-19.赵豫，于尔铿•分散式发电对电力系统的影响[J].电力系统自动化，2003,27(15):25-28.[6]DRIESENJ,BELMANSR.Distributedgeneration:Challengesandpossiblesolutions[C]ii2006IEEEPowerEngineeringSocietyGeneralMeeting,2006:1-8.[7]VOORSPOOLSKR,D'HAESELEERWD.Theimpactoftheimplementationofcogenerationinagivenenergeticcontext[J].IEEETransactionsonEnergyConversion，2003，18(1):135-141.MILLIGANM，ARTIGR.Reliabilitybenefitsofdispersedwindresourcedevelopment:presentedatWindpower198,Bakersfield,CA,April27-May1，1998[C].DIFAZIOAR，RUSSOM.Windfarmimpactondistributionsystemreliabilityassementincludingvoltageregulation[C]i9thInternationalConferenceonProbabilisticMethodsAppliedtoPowerSystems，2006:1-6.PEREIRARMM，FERREIRACMM，BARBOSAFPM.Influrenceofawindfarminthedynamicvoltagestabilityofapowernetwork[C]i2009Proceedingofthe44thInternationalUniversitiesPowerEngineeringConference，2009:1-5.PAAPGC，JANSENF，WIERCXFKAM.Theinfluenceofvoltagesagsonthestabilityof10kVdistributionnetworkswithlarge-scaledispersedcogenerationandwindgenerators[C]ii16thInternationalConferenceandExibitiononElectricityDistribution，2001，4:482.AKHMATOVV，ORTHSA，ERIKSENPB.SecureoperationofthedanishpowersystemwithaHighPenetrationofDispersedGeneration:ProceedingsoftheCRISWorkshopDiGeSec，Magdeburg，Germany，December2006[C].HAMMONSTJ.Dispersedgener