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风电问答


1 首先我们将风电、光伏归入分布式发电,简单理解就是分散。 那么为什么要推广分布式发电:大规模互联电网弊端凸显,成本高,运行难度大,难以适应用户更高层次 的安全性和可靠性要求(出现过大规模停电事故),供电方式多样化也受到限制;能源危机爆发及环保意 识的增强;科研、企业人员要生存(逃)等。 2、推广分布式发电有何优点那:分布式发电可以简单根据负荷现场布置,使得其布局灵活,电力资源有

效 分配;在一定程度上延缓了输、配电网升级换代所需的巨额投资;与传统大电网互为备用,提供供电可靠 性;新电改推出,说不定还能赚点钱,体验老板的感觉;推动供电方竞价机制的建立。 3、但是搞了这么多年分布式发电,似乎更多是口号和利益的分割,而细心观察自然会发现分布式发电都是 直接接入电网的,其中涉及到分布式发电电源到电网之间的连接点——电力电子变流器转换环节,以及相 关控制、保护等环节,这估计也算是技术的难点,也是企业差异的体现。 4、那么分布式发电到底存在哪些技术问题: (1)设计规划问题:分布式发电逐步渗透电网,自身随机性强,需要考虑可靠性问题;分布式发电种类多 样、规模多样,运行方式多变,如何安装、安装在哪里、何种运行方式,带来的总体评价性能是不一样的; 当前及未来电网的承载能力及“三公”分配问题,在一定程度上影响了分布式发电的并网情况,如西北地区悠 闲转动的风机。 (2)电能质量问题:就目前看,少量的分布式发电装置对电网来说基本上忽略的,但是逐步放开后,新能 源比重增加,会对电力系统的电压形态、短路电流、电压闪边、谐波、直流注入、网损、潮流、继电保护 等带来一系列影响。因为分布式发电许多采用电力电子装置接入电网,变流器(逆变器)的控制策略对电 网不平衡电压会有影响。||许多分布式发电并网采用防逆流装置,正常运行时不会向电网注入功率,但当配 电系统发生故障时,短路瞬间会有分布式电源的电流注入电网,增加了配电网开关的短路电流水平,可能 使配电网的开关短路电流超标。因此, 大功率分布式电源接入电网时,必须事先进行电网分析和计算,以确 定分布式电源对配电网短路电流水平的影响程度。||并网时一般不会发生闪变,孤岛运行时如储能元件能量 太小,易发生电压闪变||因为电力电子装置自身易产生谐波,主动和被动谐波治理也得以被推动发展。||因 为变流器并网过程存在有无(高频)隔离变压器之分,而无变压器情况下系统整体效率得以提升,使得其 存在一定市场份额,当无隔离(高频)变压器时,那么存在分布式电源侧直流和电网交流侧的互相交互作 用(可以直观想象一下太阳能发电),当电网存在直流注入时,将直接造成系统电磁元件(如变压器)的 磁饱和现象,同时产生转矩脉动。||分布式电源的接入改变了配电网中各支路的潮流流动情况,使得系统网 损发生变化,其受到负载、连接的分布式电源的位置和容量大小等影响。||分布式电源的接入,使得系统潮 流不再单向流动,难以预测,极大影响电压调整。||因为传统大电网的继电保护装置已经成形,短时内不会 重新改造,一方面分布电源的接入要考虑与之配合问题,不合理(就算有时合理)的控制策略和配置方式, 会造成重合闸失败、继电保护装置的保护区缩小、潮流改变使得继电保护误动作。 ||另外注意孤岛问题。 (3)储能配置、功率预测及平滑等问题,目前估计很多都不愿意这么搞的。 (4)管理、监控、维护问题。 5、以上只是具有代表性的一部分问题,针对这些问题,当前更多采用建模、预测等手段初步验算。不过应 用与现场还是困难重重,既然如此难以搞定,电网就对这样一种不可控电源进行了限制、隔离的处理方式, 一方面要求电源端设备的性能指标,另一方面一旦电网故障,要求分布式电源必须马上退出运行 (IEEE1547)。 6、为了更好协调分布式发电和电网之间关系,微电网的概念得以推出。微网的定义尚未统一,这里给出一 种:微网是指由微电源(分布式电源)、储能装置、负荷和监控、保护装置汇集而成的小型发配电系统, 是一个能够实现自我控制、管理和保护的自治系统。微电网对外可以看做一个单一的可控单元,通过公共 耦合点的静态开关接入电网,实际操作时微网的入网标准只针对微网和电网的公共连接点,而不考虑微网 内各个(分布式)电源,从而实现分布式发电和电网更和谐的相处。目前,微网从整体控制策略上主要有 主从控制、对等控制、基于多代理的分层控制等,而内部微电源的控制主要有恒功率控制( P/Q)、恒压恒 频控制(V/F)和下垂控制(DROOP)等。

あの すみませんだした。 きゃきゅきょ しゃしゅしょ がぎぐげご ざじずぜぞ だぢづでど ばびぶべぼ ぱぴぷぺぽ じゃじゅじょ ちゃちゅちょ

あいうえお さしすせそ なにぬねの まみむめも らりるれろ ん

かきくけこ たちつてと はひふへほ やいゆえよ わいうえを

在回答这个问题之前,先扯点别的东西,学习下他国经验。 提及风电,言必称丹麦,2013 年丹麦电力有近 4 成来自于风力,这是个很夸张的数字。 那丹麦乃至欧美的风电并网和我国的大规模风电并网有什么不同呢? 数量级不同 中国所谓?大规模?指的是千万千瓦级风场,而欧美的?大规模?指的是几十万千瓦级的风场;中国所说的?远距 离?指的是几百上千公里的输送,欧美的?远距离?基本上在一百公里左右。以美国得克萨斯为例,在美国算是 大型风场,其最大风电场仅为 73 万千瓦,风电集中输送也仅有上百公里。

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并网思路不同 我国风电存在“大基地建设,大规模送出”的思路,欧美则是“”分散接入,就地消纳“的思路,这里先不提好坏, 只说事实。德国 2006 年风电场装机容量小于 50MW ,接入 110kV 以下配电网规模约占总量的 70%;丹麦 风电机组主要接入 30kV 及以下网络,2006 年底丹麦风电装机容量中,约 88%接入低压网络和 10~30kV

配电网。

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能源结构不同 欧洲燃气、燃油发电和水电比例大,调峰能力强。拿丹麦来说,丹麦的地理位置优越,北有水力发电站, 南有火电发电厂。因此当风力不够的时候,可以从挪威引进环保的水电。电力的互送非常频繁,一年中, 丹麦要进出口的电相当于该国总用电量的 30%。而我国幅员辽阔,电源负荷分布不均,而且电源以火电为 主,调节能力相对较差,具体的下面细说。 对电网的要求不同 欧洲风电基本是分散接入,对电网用户侧的智能化要求是比较高的,而欧洲电网也是围绕这个方向在发展; 而我国的大规模送出则是另一个课题了,面对的困难也不一样。 所以,欧洲有些风电并网的经验可以借鉴,但是很多困难却是特殊的。 下面具体说说千万级风电并网的问题。 能源结构 上面已经提到了,这里详细的描述下。 风电大家都知道是具有波动性的,从一年中风电场每天平均输出功率看,每天最大和最少发电量至少相差 约 40~50 倍。从微观上分析一天内的输出功率变化,风电在 24 小时内仍处于非常不稳定状态,输出功率 (兆瓦)在 0~100 之间随机波动。 而且,夜晚用电负荷处于低谷时段风电发电出力往往较大,即使常规电源降出力,当风电规模达到一定程 度(大于低谷用电负荷),也难免出现限电弃风。下图为风电出力曲线和负荷需求曲线对照。

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风电的波动性带来的是它需要对应合理的电源进行调峰,从而来满足负荷平衡。而我国以煤电为主的电网 难以为风电做深度调峰的。2012 年我国煤电发电量占总发电量的 73.9%。而欧美国家的能源结构是以石油、 天然气等为主,其中美国 27%是天然气发电;英国燃气发电比例更高达 60%;北欧国家水电占 90%。

所以,这些国家电网对风电并网容纳能力远高于我国,这是因为燃气、燃油发电和水电的调峰能力比煤电 强,在一定范围内能有效减少风电波动对电网的危害。即便如此,美国、丹麦等西方国家也已遭遇大规模 风电上网难的制约。 这是比较本质的问题。 电网问题 这是中国大规模风电并网面对的特殊问题,当然,欧洲海上风电以后集中打捆送出也会需要到这个问题, 但送出距离比我国近很多。 首先这个大规模并网的可行性需要论证,上千万千瓦级超大型电源建设,涉及电力系统规划的问题十分复 杂,仅三峡工程电力输出规划就论证了十多年,因此,千万千瓦级的风电项目大规模送出怎么可能不需要 充分论证?

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对电网的影响,大概说来,试想下,有几千台甚至上万台风力发电机组在同一接入点接入电网,风电输送 线路长度可能达到几百甚至上千公里。风电出力的随机波动导致线路无功的流向和规模频繁变化,只依靠 电网进行无功调节是无法满足风电波动对电压的影响的。另外,当风电机组低电压穿越能力不足时,电网 一个很小的故障,也可能使风电基地切除,可能造成重大电网事故。 即使论证可行,一般来说,电网的建设是远远滞后于风电建设的,具体实施起来也有很多困难。 抛开规模不谈,欧洲的风电并网的电网适应性还是比较好的。 举个例子,在星期六凌晨 4 点前后风电大发时,丹麦风电出力占负荷需求的比重可达 95%以上,此时丹麦 向北欧电网输出电力,北欧电网通过跨国/跨区输电网为丹麦电网提供备用,以保证电网安全稳定运行。而 在星期六 18 点前后风速超过 25m/s 时,风机退出运行,风电场出力急剧下降,此时北欧电网向丹麦输入大 量电力,满足负荷需求。

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其他问题 风电运行管理水平 这块,欧洲水平是很高的,以西班牙和丹麦为代表。他们广泛开展了风电功率预测工作,都实现了风电输 出功率的日前预测,西班牙规定风电出力预测误差超过 20%时将被罚款,2006 年,西班牙绝大多数风电场 发电量都销售给了电网企业,只有不到 5%的风电由于预测误差超过 20%,发电企业不愿交罚金而采取了 弃风措施。然后对风电场进行有效调控,如西班牙成立可再生能源电力控制中心(CECRE),对风电场进行 有效监控和有序调控,水平非常高。

我国这方面就差强人意了。 电价等管理政策 这块不太好说,毕竟国家不同。 就说德国吧,德国 1991 年颁布的《电力入网法》强制要求公用电力公司收购可再生能源电力,但 1998 年 后德国电力行业市场化,销售电价整体下降,为了缓解压力,2000 年 4 月德国出台了《可再生能源法》, 核心政策调整为可再生能源强制入网,采用固定电价优先购买,并建立了可再生能源电力成本全网分摊制 度。2009 年 1 月,针对风电在电源结构中的比例不断提高、对电网安全稳定运行影响日渐突出,又颁布了 可再生能源法修正案(EEG2009),对部分情况下风电可不优先收购进行了规定。 可以看出,非常灵活,我国任重道远。 或许可以期待下储能?呵呵。

1、电力系统负荷预测、规划问题 DG 的出现会使系统负荷预测、规划和运行与过去相比有更大的不确定性。由于其分散性,使得准确预测负 荷增长情况更加困难,从而影响后续规划。另外规划时最优化工具必须能够准确评估 DG 对所在电网的影 响,给出 DG 的最优位置和规模,使得 DG 在电网中的逐步渗透过程不会破坏电网运行的安全性和经济性。 配网规划中若出现许多发电机节点,使得在所有可能的网络结构中寻找到最优化的网络布置方案更加困难。 有文献提出采用基因算法对其安装位置和容量大小进行寻优。研究表明,从稳态电压角度,分布式电源接 入馈线的位置和具体注入容量大小有严格的理论依据。此外,DG 机组类型及所采用一次能源的多样化,使 得如何在配网中确定合理的电源结构,如何协调和有效利用各种类型的电源就成为新出现的而且需要迫切 需要解决的问题。因此,DG 的广泛应用,使得国家能源政策、能源规划等直接渗透到 DG 有关的电力系统 规划中,并影响规划的决策过程。 2、系统潮流、电能质量和运行可靠性问题 DG 的出现,改变了配网潮流的单向模式,并使得潮流无法准确预测,这种非常规的潮流模式会产生多方面 的影响:潮流的改变使得电压调整很难维持,还会导致配电网的电压调整设备,如有载调压变压器、开关 电容器组出现异常响应,而且如果从 DG 流向变电站的潮流足够大时,DG 附近的设备可能会过负荷从而影 响系统供电可靠性。DG 对系统的影响有两面性。并网后还会对电网提供给其他客户的电能质量产生潜在的 影响。 3、短路电流,继电保护的问题 很多情况下,DG 接入配网侧装有逆功率继电器,正常运行不会向电网注入功率,但当配网系统发生故障时,

短路瞬间会有 DG 的电流注入电网,增加了电网开关的短路水平,可能使得配网的开关短路电流超标。因 此,大功率 DG 接入电网,必须事先进行电网的分析和计算,确定其短路水平,接入配网后,辐射式的网 络变成一个遍布电源与客户互联的网络,潮流不再单向的从变电站母线流向负荷。配网的根本性变化使得 电网各处保护定值与机理发生变化,如带方向保护的继保装置和动作整定带来一定难度。配网中大量的早 期继保装置早已存在,不会短期为了新增的 DG 而做大量改动,DG 必须与之配合并适应它。随着大量 DG 参与电网供电,以及 DG 装置的频繁投切和线路潮流方向的频繁改变,如何对现有配网继保系统进行整定 和协调,也是一个重要的问题。 4、配电系统的实时监视、控制和调节问题 DG 接入前,配网的实时监控调度是由供电部门统一来执行的,DG 的接入使得原有的无源放射状电网发生 了根本变化,信息采集,开关操作,能源调度等过程变得复杂化。需要增加哪些信息,这些信息是作为监 视信息还是控制信息,由谁来执行等问题均需要根据并网规程重新予以审定,并根据最终的并网协议确定。 5、分布式发电并网的接口技术 风力发电以及光伏发电等分布式电源发出的电能无法直接供给交流负荷,必须经过一定的接口并网,逆变 器的拓扑结构是其关键


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