《新能源并网方式及其影响分析》6300字

新能源并网方式及其影响分析综述目录TOC\o"1-2"\h\u3491新能源并网方式及其影响分析综述 1306531.1新能源并网方式 1193551.2不同并网方式对电网的影响 3114391.1.1配电网并网新能源的影响 3311911.1.2输电网并网新能源的影响 4281341.4输电通道阻塞的危害 5146141.4.1新能源出力特性分析 5295951.4.2风电接入导致的输电通道阻塞分析 6310401.5基于多时间尺度的协调调度思路 9 风电作为一种间歇式能源并网电网会对系统造成影响，本章主要介绍风电并网的接入方式以及不同方式接入电网时对系统产生的影响，从负荷波动导致的潮流分布变化，设备的利用效率以及电能质量等影响方面进行分别的论述。1.1新能源并网方式 风电作为一种可再生的清洁能源，随着相关技术的不断迭代更新，对应的建造成本越来越低，应用范围也越来越大。从最初的单机容量低到目前单机风机装机容量达到6MW，从陆上风电到海上风电，渗漏率也越来越高。电网侧对于风电的并网方式的管理也在随之变化。 电力系统电网采用不同电压等级运行，对应的负荷以及电源也根据其电源装机容量和负荷大小接入对应的电压等级。我国目前的电网主要分成以下几个电压等级：1000kV的特高压主要负责跨区域的长距离运输，典型的西电东送、三峡大坝的水电外送等均采用1000kV交流或800kV的直流进行传输，500kV的特高压负责跨省的电能传输。220kV的电网则是各个区域供电的主干网络，主要采用环网运行。110kV及以下则属于配电网，采用环网结构、开环运行的方式。其对应的功能描述如下表2-1所示：表2-1不同电压等级传输范围与功能序号电压等级传输范围主要特点管辖单位11000kV跨大区传输，单条线路传输距离一般超过500km传输距离远，传输损耗低。起始点一般为大型电源或电源密集区域国调2500kV跨省区传输，单条线路传输距离超过100km跨省之间的传输，500kV变电站一般作为地市地区的电能下网支撑。提供较强的供电能力网调（国调分中心）3220kV地市级供电的骨架网络，供电半径一般小于60公里环网运行，保障供电可靠性，为每个区县提供电能下网支撑，省调4110kV供电半径小于30公里环网结构、开环运行。加用备用电源自动投入装置的方式保障供电可靠性。地调535kV供电半径小于20公里由于接线方式存在三角形接线以及星型接线的方式，目前在逐步淘汰县调610kV供电半径小于15公里城区配电网，多为绝缘架空线和电缆的形式，配调如上表2-1所示，我国电网中不同的电压等级承担不同的电能传输任务，对应的负荷以及电源的接入也存在对应的范围。虽然国家电网和南方电网公司没有对不同负荷以及电源的接入有强制性的标准，但是考虑经济性以及可靠性的情况下，一般达到下表2-2的负荷水平则接入对应的电压等级。表2-2不同电压等级接入电源、负荷建议标准序号电压等级负荷接入建议（kW）电源接入建议（kW）1220kV10万kw至30万kw的负荷接入。通过220kV导线接入主网的220kV变电站母线中型电源，装机容量一般为10万kw以上的风电、太阳能光伏发电或常规电源。2110kV最高负荷2万kw以上5万kw以下一般建议建立110kV的专变进行供电。单机5万kw或总装机10万kw以下的风电、太阳能光伏发电或常规电源。335kV最高负荷5000kw以上2万kw以下一般建议建立110kV的专变进行供电。总装机5万kw以下的风电、太阳能光伏发电或常规电源，火电一般为用户自备电厂或地方小水电410kV高供电可靠性要求的负荷采用专线、专变供电，其他则一般为台区供电分布式电源一般接入10kV配电网 如上表2-2所示。对于风电、太阳能等新能源而言可以分为两种类型。第一种为集中式的大规模风电以及光伏电站，其装机容量低于10万kw一般在110kV电压等级及以下上网，总装机容量超过10万kw的新能源电站一般在220kV电压等级并网。第二章则为分布式电源，其并网的电压等级一般为10kV或380V。这种并网方式的选择一般考虑以下三个方面的因素，即经济性、安全性以及稳定性。（1）经济性：对于电源而言，将一次能源转化为二次能源的电能并向电网传输是其主要功能。作为企业而言，盈利则是其首要目标，对于给定装机容量的发电厂而言，其电压等级的选择涉及到升压变、输电线路的建设成本。虽然更高的电压等级具有更低输电损耗的优势，但是同样升压变、输电线路的建设成本、运维成本也相对较高。因此，上表2-2所示的建议接入电网等级正是考虑这一经营约束条件下的选择。（2）安全性：电源的接入会改变系统的潮流分布以及短路电流，使得原本系统的N-1校验结果发生改变，或者使得部分地区的短路电流超标。因此对于较大装机容量的电源一般采用双回供电的形式，避免出现N-1故障情况下的潮流大范围转移。而用电负荷专变的接入则需要考虑其负荷重要等级，选择双回或者单回供电。（3）稳定性：负荷以及电源接入电网实现电能供应的动态平衡，无论是负荷还是电源出现失压的情况都会造成系统频率的波动。因此，装机容量和用电负荷更大的电源以及用户都会接入更高的电压等级，采用环网供电的形式，防止电源或者负荷突然从电网中脱离，导致频率的不稳定现象出现。综上所述，电源和负荷接入电网从经济型、安全性和稳定性考虑，在容量确定的情况下，其接入电压等级较为固定。110kV及以下电压等级由于采用开环运行的运行方式，该电压等级接入的新能源一般就地消纳，富余的电能也是在110kV的电网上进行传输，在220kV和更高的电压等级上则表现为该地区的220kV变电站下网负荷波动。而我国的电网220kV及以上电压等级为环网运行，输电通道的阻塞一般也是指220kV及以上的电压等等级。而以下则将分别从输电网、配电网接入风电后的影响展开分析。1.2不同并网方式对电网的影响如上一节所述，不同装机容量的新能源电厂，从经济性、安全性以及对电网的稳定性影响将采用不同的方式并入电网。以下则将分别从配电网接入、输电网接入系统的影响进行分类的分析。1.1.1配电网并网新能源的影响我国的配电网一般指110kV及以下电压等级的电网，10kV及以下的配电网则专指城市配电网。配电网的运行方式是环网结构、开环运行的方式。即电网本身具有环网的结构，具备环网运行的硬件条件，到时为了防止电磁环网运行的风险，则采用开环运行的方式。下图2-3为典型的110kV电压等级配电网拓扑接线。图2-3110kV配电网拓扑结构如图2-3所示，北风垭为110kV电压等级接入的风电场，西北口为该地区的小水电，也是通过110kV电压等级接入。途中红色X为开环点，即在正常运行方式下，开关为断开状态，其他则为110kV的变电站主要为用电负荷供电。在此方式下，风电出力的波动仅仅会影响“夷陵-北风垭”线路上传输的潮流，其他线路上传输的功率不会受到任何影响。因此，在110kV及以下电压等级中并网风电，其影响可以归纳为以下两个方面：（1）风电送出线路的潮流。随着风电出力的波动，对应的外送通道的潮流会对应的出现波动。而由于开环运行的特点，其他线路上传输的功率只和本身的用电负荷大小有关，例如“夷陵-金卡”线路上传输的功率则等于金卡变电站的用电负荷大小。（2）接入点的电压。由于风电的出力波动会影响上级变电站的下网负荷，对应的上级变电站的110kV母线的电压也会出现小幅波动。考虑到220kV及以上电压等级的变电站都加装有无功补偿装置，接入点的电压变化可以忽略不计。综合以上，在配电网中由于运行方式为开环运行，对应的风电出力波动不会造成输电通道的阻塞情况，仅仅影响和风电外送通道相关的线路有功。对于110kV电压等级电压的影响较小。 1.1.2输电网并网新能源的影响本文所指输电网为220kV及以上电压等级的输电网络。由于这一电压等级的电网为环网运行，风电的并网带来的出力波动则会在更大范围内影响潮流分布，出现输电通道阻塞的情况。下图2-4为某地220kV电网拓扑结构（部分）。其中朝变和潺变分别500kV变电站，为区域提供下网负荷，隔河岩、高坝洲分别为区域供电的水电，装机容量分别为600MW和280MW，北风垭为并网风电，装机容量为150MW。图中其余为220kV的供电变电站。图2-4220kV输电网拓扑结构如上图2-4所示，在风电接入以前，由于西部电网电源较多，隔河岩、高坝洲多余的水电电能将通过楼-滋双回线向东部进行传输。但是在风电接入后，由于是环网运行，“朝-郭-楼-柑”上传输的功率与各个风电、水电的出力密切相关。当风电“北风垭”为出力高峰时，会挤压楼-郭双回线以及楼-柑双回线，从而影响水电的外送。而在风电和水电出力低谷时期，又会使得楼-滋双回线出现潮流反向。出现500kV潺变下网电能向西部反向传输的现象。1.4输电通道阻塞的危害1.4.1新能源出力特性分析目前关于风电出力特性的研究中，普遍认为风电出力收到一次能源风力的影响，其出力分布服从Beta分布。其中参考文献[47,48]中，Beta分布被用来描述风机出力的短期概率模型，其中，风机出力的预测值就是这个分布的期望值，标准差取决于不同的风力预测方法。通过对典型风机实际出力数据的统计，可得到预测的期望值和标准差的关系，然后就可以通过风机出力预测的期望值来得到其标准差。Beta分布可定义为：(2-1)其中，为Beta函数，参数和与期望和方差有关，可以通过式（2-2）、（2-3）得到：(2-2)(2-3)如果随机变量服从Beta分布，则记为。图2-5为、取不同值时Beta分布概率密度函数图形。图2-5Beta分布概率密度函数图形上图2-5为起风后的风电出力典型曲线。但是在以天为单位的风电出力观察中，其出力则于此不同。本论文所讨论的协调控制考虑了长短两个时间尺度，风电一天内的出力波动通过电价引导弹性负荷参与风电吸纳，而短期的实时调度则关注风电的超短期预测，假定风电服从Beta分布。同时，本文重点考虑风电出力具有较强的波动性，要求完全消纳风电。如果从当前时刻预测到时段风电将有很大变化，若仍然按照时段的发电计划安排火电机组的出力，则有可能出现时段的出力不能满足要求，使系统发生输电阻塞。因此必须调整时段机组的出力，从而使得时段不发生输电阻塞。1.4.2风电接入导致的输电通道阻塞分析风电并网的安全稳定影响主要表现为风电波动情况下的出现输电通道阻塞，影响正常方式下的潮流分布。同样以上文图2-4的案例为例。对应的拓扑结构和装机情况如下图2-6和表2-7所示。表2-8和表2-9分别为风电北风垭接入前后各个线路的潮流分布情况。图2-6220kV输电网拓扑结构表2-7机组参数一览序号电源/负荷电压等级类型装机容量/下网变电容量1隔河岩220kV水电2*300MW2高坝洲220kV水电7*40MW3北风垭220kV风电25*6MW4长变220kV负荷站2*120MW5郭变220kV负荷站2*150MW6峰变220kV负荷站2*150MW7楼变220kV负荷站2*150MW8柑变220kV负荷站2*150MW9滋变220kV负荷站2*240MW10飞变220kV负荷站2*120MW11笔变220kV负荷站2*240MW12香变220kV负荷站2*150MW13朝变500kV供电支撑2*500MW14潺变500kV供电支撑2*500MW在正常运行方式下，负荷用电一般为变电站变电容量的60%，即变电站日均负载率为60%。随着季节和昼夜变换，负荷会呈现波动性的变化，峰谷差取用电低估为高峰期的70%。500kV的朝变和潺变为供电支撑节点，可以视作该局部的平衡节点，即随着负荷、电源的峰谷波动，随之波动保障电网的电压稳定和频率稳定。采用PSASP仿真计算软件进行计算，其计算结果如下表2-8和表2-9所示，其结果分别为风电接入前后的线路潮流在峰谷情况下的潮流分布。表2-8风电接入前系统潮流分布序号线路名称线路潮流（MW）传输极限（MW）潮流方向负荷高峰负荷低谷1长-郭一回250230550长郭2长-郭二回250230长郭3楼-郭一回155125320郭楼4楼-郭二回155125郭楼5朝-郭一回220178650朝郭6朝-郭二回220178朝郭7朝-柑一回226187560朝柑8朝-柑二回226187朝柑9楼-柑一回256204560柑楼10楼-柑二回256204柑楼11楼-滋一回216183580楼滋12楼-滋二回220185楼滋13楼-飞线180155楼飞14滋-飞线4323520滋飞15潺-滋一回8567280潺滋16潺-滋二回8567潺滋17朝-峰7757550朝峰 如上表2-8所示，随着负荷的波动，系统中的潮流分布也将随之波动，在负荷高峰期间线路上传输的功率也相对较高。表中的线路传输极限为断面的传输极限，即考虑N-1（系统中任意设备发生故障的方式）情况下剩余设备不出现过载的传输极限。西部电网中电源较为集中，由于负荷较低，所生产的电能无法在本地进行消纳，因此需要通过外送的通道：“长-郭双回”、“楼-郭双回”、“楼-滋双回”向外传输。无论是负荷高峰还是低估均向东部电网传输有功，在负荷高峰期间，由于东部负荷的峰值更高，外送通道中传输的功率也会随之明显增加。其中“楼-郭双回”、“楼-滋双回”增幅较大，接近断面的传输上限。 表2-9风电接入后系统潮流分布序号线路名称线路潮流（MW）传输极限（MW）潮流方向负荷高峰负荷低谷1长-郭一回250230550长郭2长-郭二回250230长郭3楼-郭一回217168320郭楼4楼-郭二回217168郭楼5朝-郭一回289226650朝郭6朝-郭二回289226朝郭7朝-柑一回236194560朝柑8朝-柑二回236194朝柑9楼-柑一回259206560柑楼10楼-柑二回259206柑楼11楼-滋一回277225580楼滋12楼-滋二回277225楼滋13楼-飞线203171楼飞14滋-飞线4524520滋飞15潺-滋一回8969280潺滋16潺-滋二回8969潺滋17朝-峰53-37550朝峰上表2-9为风电接入的潮流分布情况。如表中所示。风电接入以后会增加220kV电压等级的电源供给，从而加重220kV电压等级的潮流、减少500kV变电站的下网功率。从西部到东部的电能传输通道上传输的功率均有明显的提高。另外，由于风电出力的波动特点，也进一步加大了线路上传输潮流的峰谷差。“楼-郭双回”、“楼-滋双回”两个断面均出现了较为明显的潮流越限，即在不调整电源出力的情况下，线路出现N-1故障，则会导致剩余的线路出现严重过载。目前，针对风电接入后的问题主要表现为两个方面。第一是在风电出力峰值期间引发的潮流越限问题，一般采用的方法是通过限制常规电源出力的方式配合风电进行发电。由于风电、太阳能光伏存在弃风的问题，因此当风电接入规模较小的情况下可以通过通过这种方式来进行调节。但是，随着风电和光伏这种间歇能源的接入比率不断提高，常规电源的调节能力有限，另一方面调节的成本也在不断的上升。第二是风电接入后的峰谷差不断加大的问题。当风电接入后，由于风电出力收到一次来风的影响，在用电低谷期（每年的春季和秋季凌晨）往往出现无风的现象，若按照风电出力峰值对输电通道中对应的线路进行增容改造，对应的则是低谷的时候设备利用效率较低，电网设备（即输电线路）的利用效率降低。1.5基于多时间尺度的协调调度思路 基于以上分析可知，风电接入后的输电通道阻塞问题主要表现为风电接入后的电网峰谷差持续加大，