大规模接入对电网运行的影响

大规模接入对电网运行的影响

目前，大力发展能源生产是缓解中国能源供需矛盾、减少污染、调节能源结构、改变经济增长方式的重要战略举措。根据调整后的可再生能源发展规划,到2020年我国将约有1.6×108~2.0×108kW的风电建成投产。但由于风力发电具有随机性、间歇性和不可控性等特点,大规模接入后将会对电网运行产生较大的影响,因此风电与电网的适应性和配套问题已成为目前限制风电发展和使用的瓶颈。为更好地利用风能资源、促进可再生能源发展,本文根据风力发电特性,分析了与之配套的协同运行方式,以减轻风电并入电网对电力系统的影响,可为我国风电基地电力外送提供参考依据。1风电出力特点风能是取之不尽用之不竭的清洁、无污染、可再生能源。自然风具有一定的随机性、区域性、季节性等特点,利用风力发电,考虑机械控制等因素影响后,自然风力特性有一定的改变,风电出力主要有以下特点:①风电出力具有不完全随机性,随机性体现在其具有较大的波动性和间歇性,不完全是体现在风电出力具有可预报性和明显的地理、季节特性。②风电保证出力很小,可为电力系统提供的有效容量较小,但结合系统负荷特点和风电出力的季节性,可适当提高风电场设计有效容量。③风电场规模较小时瞬时出力变率较大,3~4min内剧变可达50%以上。④各小风电场之间具有一定的互补性,集中上网可缓解风电出力的急剧变化,而不制约风电上网;并可减少相同上网容量时的弃风率,提高风电容量的有效率。2风电容量及送出量过小导致系统运行困难由于风速变化的随机性,因此风电场的出力也是随机的。风电自身的这种特点使其容量可信度低,给电网有功、无功平衡调度带来困难。当风电考虑大规模外送时,输送电方式的选择至关重要,其不仅关系到风电出力对电网的影响程度,还危及电网的安全运行。其存在的问题主要表现在以下几方面。(1)电网系统受制由于风力分布具有一定的区域性和不均衡性(即风力分布范围不集中),且分布大小存在较大差异。若风电外送采用分散上网,风电瞬时出力变幅大的特性将对电网产生较大冲击,可能造成输电系统闭锁,对输电系统无功电压造成影响。风电出力频繁波动,无功补偿装置承担无功也频繁调整,无功补偿装置运行条件较差导致使用寿命降低,从而影响输电系统频率稳定性。由于电力电量不能科学合理外送,从而导致风力发电量损失较大。可见风电大规模外送时选择分散上网是不合理的,因此应考虑搭建合理输电平台,形成风电大规模集中外送方式,该方式可利用风电场之间的互补性,一定程度上可缓减不同风电场出力不稳定性对电网产生负面影响。(2)风电电源企业以产品为基础的业务模式,在一定的风电场对企业的影响可能不大由于风电出力保证率低、装机利用小时数低、输送电工程利用率低等特点,因此让受端电网全部消纳大规模风电装机容量显然是不经济的,即为获得有限的电量,付出可获得更多电量对应的成本。同时风电场出力的随机性可能造成负荷跟踪、频率控制、备用容量、无功功率和电压调节等电网辅助服务成本增加,从而影响电网企业的收益。可见为实现风电大规模外送经济性的目的,风电输电方式、弃风率选择等均需充分论证。(3)阵风出力/不对受端电网调峰由于风电出力具有随机性、间歇性等特点,针对受端电网,其低谷、高峰时段对应的风电出力可能为最大出力、最小出力(无出力),此刻对应的反调峰幅度为整个送入风电的装机容量,可见其对受端电网调峰影响很大。风电接入对增加受端电网调峰负担示意图见图1。3大规模风能外送的协调方法3.1送端的负荷和室外送的相互作用方式3.1.1风电场分散上网影响系数当多个风电场采用分散并网运行时,各风电场出力过程为N(i,j)(i为风电场序号,j为出力时段)。各风电场最大出力为N(i)max,最小出力为0,则各风电场出力范围为0~N(i)max,考虑各风电场的同时率为Pv,对电网而言各风电场对电网的最大出力总变幅Ω可静态定为0∼Pv∑n=1iN(i)max0∼Ρv∑n=1iΝ(i)max,但由于各分风电场对电网的波动影响不尽相同,因此其影响范围合集比静态影响变幅Ω大。令各风电场分散上网对电网影响的系数为α(i),则综合影响系数可视为数值相加的函数关系,其表达式为:β′=∑i=1α(i)(1)β′=∑i=1α(i)(1)式中,β′为风电并网对电网的影响系数。式(1)表明各分散风电场对电网的冲击影响整体上呈累计趋势,影响范畴可考虑为0~α(i)N(i)max(α(i)取值范围在0~2之间)。由于风电场分散上网对电网影响较大,因此考虑在各风电场并网前构建一个输电平台,即风电场电力汇集平台,同时将各风电汇集于一个输电平台上,可利用风电的互补特性将风电场对电网分散的冲击影响聚积至一个平台,即减少对电网的冲击频率及影响范围,提前中和不同风电场出力的变幅影响,这将大幅减小对电网影响的系数α(i),将各风电场对电网的影响系数α(i)降低为另一个系数ρ(i),则有:ρ(i)=α(i)(1-δ)(2)β′=∑i=1ρ(i)(3)β′=∑i=1ρ(i)(3)式中,δ为电力汇集平台功能系数(取值范围在0~1之间)。可见,输电平台在一定程度上可降低风电场对电网的影响,影响范畴可考虑为0~ρ(i)N(i)max。在风电上网容量一定的情况下,采用电力汇集平台进行风电外送,除可减小风电对电网的影响外,还可降低风电的弃风率、提高风电电力电量的利用率,也可提高风电并网的有效容量。风电场分散并网与输电平台并网示意图见图2。3.1.2配套电源快速补充电力风电出力具有变化快、变幅大等特点,为弥补风电出力特性带来的问题,需考虑配备一定规模的快速反应电源。根据我国能源应用现状,配套快速反应电源一般为常规水电扩机(或调节性能好的水电站)、煤电、抽水蓄能电站及燃气机组。常规水电机组从静止到满载负荷用时2~5min,能在电网运行出现故障或系统负荷快速增长时起到紧急事故备用和负荷调整等作用。从各类燃煤火电机组快速反应能力来看,从冷态到满载大型煤电机组需5~8h;从50%负荷到满载每增加10%出力需10min,随着技术的进步,变负荷的能力越来越强。抽水蓄能机组从静止到满载仅需2.0~2.5min,启停迅速、快速增减负荷能力强,能很好地适应负荷和风电出力瞬时变化,是理性的平抑风电带来的负荷波动的快速反应电源。燃气轮机电站具有快速启动、快速增减负荷及调峰能力较好的特点。联合循环燃气轮机从冷态到满载需2~3h,单循环燃气轮机需15~20min。从空载到满载,联合循环燃气轮机从50%负荷到满载需10~30min,单循环燃气轮机需6~10min,具有较强的快速反应能力。如某风电基地装机容量为N,其在5min中内出力可从满发降至0.5N,即出力变幅波动幅度为0.5N。考虑配套抽水蓄能装机容量N1、燃煤火电装机容量N2、常规水电扩机装机容量N3,此刻考虑风电10min中内预报较为准确,配套电源可在5min中内快速补充出力N补=N1+N3+ηN2(η为煤电5min内可补充出力系数),根据煤电工作情况取值。通过配套电源快速补充电力,风电引起的出力变幅将变为N变=0.5N-N补,可见配套电源能有效缓减风电出力变幅大的问题。从技术上看,为适应风电出力瞬变、间隔性等问题,常规水电、煤电、抽水蓄能及燃气轮机均可作为送端风电配合的运行电源。3.1.3出力过程特性风电外送并网容量大小与其经济合理利用密切相关,考虑风电对受端电网负荷调峰的影响,低谷、高峰时段风电并网容量也需重点对待。根据我国相关风电基地风电场出力过程现状,风电场电量集中于较小出力区段,当风电上网容量为其装机容量的60%~70%时,并网弃风率约2.3%~9.2%,此种特性有利于合理弃风、减少电网配套投资。根据我国相关风电基地历时出力过程,风电在电力系统负荷低谷时段的可能弃风工况较多,在风电上网容量率为60%~70%的基础上,电力系统负荷低谷时段上网容量再减少10%~30%,增加弃风率仅0.2%~2.8%。可见风电并网容量及低谷时段并网容量有利于风电合理利用及适当降低电网调峰要求。3.2受端电网的调峰负担重由于远距离风电输入在输出端已考虑将风电集中,并与一定比例的抽水蓄能打捆,使出力瞬时变率问题基本消除,但高峰和低谷输送的有效容量仍有差异,在一定程度上增加了受端电网的调峰负担。通过降低风电配套低谷时段送入电力电量或吸收风电配套低谷时段送入电力电量和继续减少风电低谷时段上网容量或配置快速反应电源(快速启动吸收低谷时段风电送入电力电量)可缓解风电配套带来的电网调峰负担。3.3外送电源的调整风电外送协同运行模型结构示意图见图3。风电大规模外送时,根据风电特性,在其送、受端配置相应的快速反应电源,并通过调整风电并网容量(弃风容量)等措施,可基本消除风电出力瞬变、间隔性等随机性问题。4送端协同运行方式某风电基地风电装机容量10000MW,考虑其上网容量6000MW,纯风电通过汇集输电平台并网运行示意图见图4。由图可看出,仅采取风电电力汇集输电平台方式输送电效果非常有限。结合对送、受端风电外送协同运行方式分析结果,考虑送端配置抽水蓄能1000MW、煤电8000MW等配套电源,输电通道有效容量则变为9100MW,可得到风电通过送端协同运行方式输电过程示意图见图5。由图可看出,在送端配置相应配套电源及调整风电并网容量等措施后,可有效解决风电外送电力瞬变、随机间隔等问题,并促使风电外送电力过程相对平稳,降低风电弃风率约0.5%,增加输送有效容量约9000MW,提高输变电利用小时数约4000h。可见,通过送端协同运行方式风电大规模电力电量均能得到科学合理的利用。5风电与其他电源外送运行结构框架初步建立a.基于风电出力特性,分析了风电送、受端可配套电源特性,提出风电外