10.1電網(wǎng)對光伏電站接入的承載能力

10.2光伏發(fā)電并網(wǎng)技術(shù)

10.3風電并網(wǎng)的技術(shù)要求

10.4電網(wǎng)大規(guī)模接入風光電的適應(yīng)性10.1電網(wǎng)對光伏電站接入的承載能力10.1.1大規(guī)模光伏、

風電并網(wǎng)對電網(wǎng)的影響1.負荷峰谷光伏、風電并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)不具備調(diào)峰和調(diào)頻能力,這會對電網(wǎng)的早峰負荷和晚峰負荷造成沖擊。因為光伏、風電并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)增加的發(fā)電能力并不能減少電力系統(tǒng)發(fā)電機組的擁有量或冗余,所以電網(wǎng)必須為光伏。風電發(fā)電系統(tǒng)準備相應(yīng)的旋轉(zhuǎn)備用[1][3]機組來解決早峰和晚峰的調(diào)峰問題。光伏、風電并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)向電網(wǎng)供電是以機組小時數(shù)下降為代價的。這當然是發(fā)電商所不愿意看到的。2.晝夜變化,東西部時差以及季節(jié)的變化由于陽光和負荷出現(xiàn)的周期性,光伏、風電并網(wǎng)發(fā)電量的增加并不能減少對電網(wǎng)裝機容量的需求。3.氣象條件的變化當一個區(qū)域的光伏、風電并網(wǎng)發(fā)電達到一定規(guī)模時,如果地理氣象出現(xiàn)大幅變化,電網(wǎng)將為光伏、風電并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)提供足夠的區(qū)域性旋轉(zhuǎn)備用機組和無功補償容量,來控制和調(diào)整系統(tǒng)的頻率和電壓。在這種情況下,電網(wǎng)將以犧牲經(jīng)濟運行方式為代價來保證電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。4.遠距離光伏電能輸送當光伏并網(wǎng)發(fā)電遠距離輸送電力在經(jīng)濟和技術(shù)上成為可能時,由于光伏并網(wǎng)發(fā)電沒有旋轉(zhuǎn)慣量、調(diào)速器及勵磁系統(tǒng),它將給交流電網(wǎng)帶來新的穩(wěn)定問題。如果光伏并網(wǎng)發(fā)電形成規(guī)模,采用高壓交直流送電,將會給予光伏發(fā)電直流輸電系統(tǒng)相鄰的交流系統(tǒng)帶來穩(wěn)定和經(jīng)濟問題不論采用高壓交流或直流送出,光伏并網(wǎng)發(fā)電站都必須配備自動無功調(diào)壓裝置。至于對電網(wǎng)穩(wěn)定的影響,目前還未見到光伏發(fā)電在電網(wǎng)穩(wěn)定計算中的數(shù)學(xué)模型。5.降耗問題光伏、風電并網(wǎng)發(fā)電的一個主要優(yōu)勢是可替代礦物燃料的消耗。由于光伏、風電并網(wǎng)發(fā)電增加了發(fā)電廠發(fā)電機的旋轉(zhuǎn)備用或者是熱備用,因此,光伏、風電并網(wǎng)發(fā)電的實際降耗比率應(yīng)該扣除旋轉(zhuǎn)備用機組或熱備用機組損失的能量。光伏、風電并網(wǎng)發(fā)電的降耗效率應(yīng)該考慮到由于光伏、風電并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)提供的電力導(dǎo)致發(fā)電機組利用小時數(shù)降低帶來的效率損失。由于電力系統(tǒng)是作為一個整體來運行的,光伏、風電并網(wǎng)發(fā)電向電網(wǎng)輸送電力將侵害其他發(fā)電商的利益,這是作為政府制訂者需要考慮的問題。不僅僅水電廠要擔任旋轉(zhuǎn)備用,電網(wǎng)還要在考慮安全、穩(wěn)定和經(jīng)濟運行時系統(tǒng)穩(wěn)定。因此,系統(tǒng)中總的光伏、風電并網(wǎng)發(fā)電量所等效的理論降耗標煤量前應(yīng)該乘以一個小于1的系數(shù),并且等比例的減去旋轉(zhuǎn)備用機組的廠用電損耗。因此,太陽能、風能資源開發(fā)過程中,電網(wǎng)開展新能源規(guī)劃是十分必要的,新能源發(fā)展規(guī)劃的任務(wù)是研究新能源長期發(fā)展的規(guī)模及其速度,是以某個省、某個地區(qū)甚至是全國范圍未來國民經(jīng)濟的發(fā)展為基礎(chǔ),以自然資源和其他經(jīng)濟資源為條件,測算出用戶對電力、電量的需求,進而對經(jīng)濟的發(fā)展進行一定的指導(dǎo)和幫助10.1.2區(qū)域電網(wǎng)對光伏電站接入的承載能力隨著化石性燃料的日益消耗,能源危機和環(huán)境污染已經(jīng)成為當今世界所面臨的嚴峻問題,開發(fā)和利用可再生能源成為必然的發(fā)展趨勢。在諸多的可再生能源利用中,風力發(fā)電、太陽能光伏發(fā)電已經(jīng)成為世界各國競相發(fā)展的可再生能源發(fā)電方式之一,并網(wǎng)型風電場、光伏電站也越來越受到重視并得到較快的開發(fā)和利用。然而,作為一種不同于常規(guī)電源的新的發(fā)電方式,光伏電站、風電場會對電網(wǎng)帶來什么樣的影響,目前各省電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃是否能夠適應(yīng)大規(guī)模光伏電站、風電場的接入,電網(wǎng)規(guī)劃是否需要做出相應(yīng)調(diào)整等問題,都是保障電網(wǎng)與光伏發(fā)電、風力發(fā)電協(xié)調(diào)發(fā)展亟待解決的問題。本章以青海省為例說明青海省電網(wǎng)2010年和2015年的光伏接納能力。1.光伏電站出力特性及其與負荷相關(guān)性分析首先分析青海地區(qū)的太陽能資源特性,并根據(jù)青海省擬建光伏電站場址格爾木2008年的光照和溫度的實測數(shù)據(jù),研究光伏電站出力及其變化特性,統(tǒng)計分析其出力的概率分布;并根據(jù)青海電網(wǎng)的負荷數(shù)據(jù),討論光伏電站出力與青海電網(wǎng)負荷變化的相關(guān)性問題。1)太陽能資源特征分析(1)青海省地區(qū)輻照分析。青海省位于青藏高原東北部,地處東經(jīng)89°35'—103°04',31°39'—39°19'之間。東西長約1200km,南北寬800km,面積為72萬平方千米,與甘肅、四川、西藏、新疆毗鄰,是連接西藏、新疆與內(nèi)地的紐帶。青海全省地貌復(fù)雜多樣,五分之四以上的地區(qū)為高原。東部多山,海拔較低,西部為高原和盆地,全省平均海拔高度3000m以上。青海省地處中緯度地帶,太陽輻射強度大,光照時間長,年總輻射量可

達5800~7400MJ/m2,其中直接輻射量占總輻射量的60%以上,僅次于西藏,位居全國第二。青海省總輻射空間分布特征是西北部多,東南部少,太陽資源特別豐富的地區(qū)位于柴達木盆地、唐古拉山南部,年太陽總輻射量大于6800MJ/m2;太陽資源豐富地區(qū)位于海南(除同德)、海

北、果

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為6200~6800MJ/m2;太陽能資源較豐富地區(qū)主要分布于海北的門源、東部農(nóng)業(yè)區(qū)、黃南州、果洛州南部。西寧市以及海東地區(qū),年太陽總輻射量小于6200MJ/m2。青海海西地區(qū)平均海拔在3000m以上,大氣層薄而清潔、透明度好、緯度低、日照時間長,年日照小時數(shù)3200~3600h,年太陽總輻射量為6390~7418MJ/m2。格爾木地處青藏高原腹地,位于青海柴達木盆地中南部格爾木河沖積平原上,平均海拔為2780m。柴達木盆地是我國輻射資源最豐富的地區(qū)之一,年太陽總輻射量在6618.3~7356.9MJ/m2之間,高于我國東部同緯度地區(qū),太陽輻射資源的空間分布由西向東逐漸遞減,各地太陽總輻射量普遍超過6800MJ/m2,最高達7356MJ/m2,平均年太陽總輻射量為7000MJ/m2。柴達木盆地晴天多、利用期長,年日照小時數(shù)在3000h以上,是青海省日照小時數(shù)最長的地區(qū),也是青海省日照百分率最大的地區(qū)。格爾木市平均每天日照時間接近8.5h,年均日照時數(shù)為3096.3h,年太陽總輻射量為6600~7100MJ/m2,是柴達木盆地太陽能資源豐富地區(qū)之一。圖101為大唐格爾木光伏電站。(2)格爾木地區(qū)輻照數(shù)據(jù)分析。青海省規(guī)劃光伏電站場址區(qū)位于格爾木市東出口郊區(qū),選擇位于離場址最近的氣象站、格爾木氣象站作為氣象數(shù)據(jù)采集點,格爾木氣象站位于格爾木市區(qū),距離規(guī)劃光伏電站場址相距約30km,雖然格爾木市近幾年發(fā)展較快,城市人口增長較多,但由于城市總體規(guī)模較小,城市化特征不明顯。因此由城市化帶來的局部小氣候變化對太陽輻射的影響幾乎沒有,格爾木氣象站與規(guī)劃光伏電站場址所在地的氣候環(huán)境基本一致,由于光伏電站場址與格爾木市氣象站地理位置接近,均位于格爾木市域范圍內(nèi),屬同一氣候帶,且氣候環(huán)境一致。兩地的太陽高度角、大氣透明度、地理緯度、日照時數(shù)及海拔均很接近。因此,研究選擇格爾木氣象站作為太陽輻射研究的氣象數(shù)據(jù)采集站,并將該站太陽輻射資料作為光伏電站處理研究的依據(jù)。2)光伏電站輸出特性分析根據(jù)輻照度數(shù)據(jù)、溫度數(shù)據(jù)、太陽位置模型以及光伏電池模型可以計算光伏電站輸出,下面將分析某250MW裝機光伏電站的輸出特性,典型晴天輸出曲線如圖102所示。從圖中可以看出,晴朗天氣光伏電站處理形狀類似正弦半波,非常光滑,輸出時間時間集中在6:00~18:00之間,中午時分達到最大,而多云天氣由于受到云層遮擋,輻照度數(shù)據(jù)變化大,導(dǎo)致光伏電站輸出短時間波動大。光伏電站每天開關(guān)機時間。假定輻照度大于120W/m2時,光伏電站才開始輸出,光伏電站每天輸出時間集中在7:00~20:00,冬季輸出時間短,夏季輸出時間長,最大輸出時間為中午14:00(北京時間)左右。3)光伏電站輸出和負荷變化相關(guān)性分析(1)光伏電站年輸出與年負荷的關(guān)系。光伏電網(wǎng)上光伏電站輸出與負荷變化的相關(guān)性不強,有些月份光伏電站的輸出與負荷變化相反,使得網(wǎng)內(nèi)等效負荷的峰谷差增大。光伏電站輸出最大和負荷最大,取決于電站位置和用戶位置及當?shù)亟?jīng)濟發(fā)展情況。以青海電網(wǎng)工業(yè)用電占主導(dǎo),2008年由于金融危機影響,工業(yè)用電大大減少,導(dǎo)致冬季負荷出現(xiàn)低谷,而多年運行結(jié)果表明,青海電網(wǎng)冬季屬于負荷高峰期,總體上光伏電站輸出與月初負荷變化的相關(guān)性不強。(2)光伏電站輸出與日負荷變化的相關(guān)性。前面分析了年平均光伏電站輸出和負荷變化的相關(guān)性,給出了一個宏觀的概念。光伏電站的輸出和負荷的日變化特性更具有實際的應(yīng)用意義,對于其他電源調(diào)度曲線的安排有一定的參考價值。(3)結(jié)論及建議。①

青海省太陽能資源非常豐富,年太陽總輻射量可達5800~7400MJ/m2,規(guī)劃光伏電站場址位于格爾木地區(qū),每年日照小時數(shù)在3000h以上。由于格爾木氣象站距離規(guī)劃光伏電站場址非常近,而且氣候環(huán)境基本一致,兩地的太陽高度角、大氣透明度、地理緯度、日照時數(shù)及海拔均很接近。因此,選擇格爾木氣象站作為太陽輻射研究的氣象數(shù)據(jù)采集站,并將該站太陽輻射資料作為光伏電站輸出研究的依據(jù)。②

格爾木地區(qū)水平面總輻照度夏季最高,而直射輻照度沒有明顯季節(jié)性,全年一半以上天數(shù)的最大直射輻照度超過1000W/m2,由于空氣透明指數(shù)好,散射輻射也很大,總體上格爾木地區(qū)太陽能資源非常好。③

地球自轉(zhuǎn)的同時繞太陽公轉(zhuǎn),太陽位置相對地平面來說時刻在變,水平面和傾斜面的輻照度受太陽赤緯角、時角和緯度的影響。對于傾斜表面,太陽入射線和傾斜面法線之間的夾角入射角受傾斜面角度、太陽高度角以及傾斜面方位角的影響。④

光伏電站具有間歇性、隨機性和明顯周期性。由于夜間光伏電站輸出一直為零,按全年時刻統(tǒng)計,結(jié)果中小于10%峰值輸出的占很大比率,不考慮夜間輸出為零的情況下的統(tǒng)計結(jié)果顯示光伏電站輸出范圍很廣,從40%~90%峰值用電的概率都在10%以上;光伏電能日輸出最大值,集中在12:00~15:00之間(北京時間),這段時間輸出超過150MW(75%輸出)的累計概率達到60%,因此正午時刻光伏電站輸出百分比非常高,這是由當?shù)靥栞椛錀l件決定的;通過統(tǒng)計,格爾木地區(qū)大輸出的晴天數(shù)占大多數(shù),光伏電站利用率很高,每天輸出時間集中在7:00~20:00(北京時間),冬季輸出時間短,夏季輸出時間長,最大輸出時間為14:00(北京時間)左右。電池板安裝角度按全年最佳安裝角度,光伏電站全年日最大輸出出現(xiàn)在3月、6月、7月由于陰雨比較多,日最大輸出受限,12月和次年1月日最大輸出最低。⑤

由于電網(wǎng)負荷的固有特性以及光伏電站輸出直接受輻照數(shù)據(jù)的影響,光伏電站輸出和青海負荷的日變化相關(guān)性和月均變化相關(guān)性都不強。2.區(qū)域電網(wǎng)的調(diào)峰能力及光伏承載能力分析光伏發(fā)電具有隨機性、間歇性和周期性的特點,目前還不能進行準確預(yù)測,光伏發(fā)電電力尚不能參與電力平衡進入發(fā)電計劃安排。光伏發(fā)電電力的接納,只能按《可再生能源法》的要求,并網(wǎng)后由電網(wǎng)公司全額收購。光伏發(fā)電只在白天發(fā)電,夜間輻照度為零,輸出也為零;日出后太陽輻射逐漸增強,到中午時分達到高峰,光伏電站也隨著輻射增強而輸出增加,中午時分輸出達到最大,在光伏電站有輸出時,電網(wǎng)中其他電源需要調(diào)整輸出,讓出負荷由光伏發(fā)電供電;當云層飄過時,光伏電站輸出迅速下降,其他電源的輸出必須相應(yīng)增加,補充光伏發(fā)電減少造成的電力缺額。這一天然特點決定了光伏發(fā)電并網(wǎng)運行時,必須由其它常規(guī)電源為其有功輸出提供補償調(diào)節(jié),以保證對用電負荷持續(xù)、可靠、安全地供電。這種對光伏發(fā)電有功輸出的補償調(diào)節(jié),可以看成對負的負荷波動的跟蹤,對光伏發(fā)電的“調(diào)峰”。光伏發(fā)電準備的可調(diào)容量,是電網(wǎng)接納光伏發(fā)電能力的考核條件之一。光伏發(fā)電的存在,相當于電網(wǎng)中增加了一組負的“不確定負荷”。光伏發(fā)電功率的波動,完全依據(jù)天氣狀況隨機變化,比電網(wǎng)正常的負荷變化快很多,據(jù)實測結(jié)果,云層的飄過可以使光伏電站輸出迅速減少70%。因此,為光伏發(fā)電準備的可調(diào)容量,不能靠臨時性的啟停機完成,而是處于旋轉(zhuǎn)備用狀態(tài)。光伏發(fā)電裝機容量越大,為此準備的旋轉(zhuǎn)備用容量也就越大。以青海省為例,青海省規(guī)劃建設(shè)的光伏電站都位于青海省海西地區(qū),但海西電網(wǎng)用電負荷小,常規(guī)電源少,2008年海西電網(wǎng)最大用電負荷238.4MW,全區(qū)總裝機460.75MW。2010年,海西電網(wǎng)最大負荷達到880MW,常規(guī)電源總裝機544.4MW。2015年能達到最大負荷2734MW,常規(guī)電源總裝機2215.8MW。整體而言,青海省海西地區(qū)光伏接納能力非常有限,需要青海省全網(wǎng)提供光伏的接納市場和調(diào)峰能力,而且2010年海西地區(qū)與青海省主網(wǎng)的雙回750kV線路已經(jīng)建好,外送通道的熱穩(wěn)定不是限制海西地區(qū)電網(wǎng)光伏接納能力的因素,因此,光伏接納能力是基于青海省全網(wǎng)進行計算。為分析光伏發(fā)電裝機容量逐漸增大后對系統(tǒng)調(diào)峰的影響,因此定義新的變量———光伏穿透功率,其定義如下:1)青海電網(wǎng)調(diào)峰特性根據(jù)《青海電網(wǎng)“十二五”電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計》,青海電網(wǎng)電源主要為水電和火電,其中水電占的比例比較大,2010年青海電網(wǎng)水電裝機占82.3%,火電裝機占17.7%,2015年將會達到水電裝機占67.3%,火電裝機占32.7%。雖然水電機組具有大范圍的調(diào)節(jié)能力,但光伏發(fā)電作為負的負荷接入將加大系統(tǒng)等效峰谷差,峰谷差增大時,要求電源能在更大范圍內(nèi)調(diào)節(jié)輸出,調(diào)峰變得更困難。(1)青海電網(wǎng)的電源調(diào)峰特性。青海省水資源非常豐富,2010年1000MW以上的水電站有公伯峽、積石峽、龍羊峽、李家峽和拉西瓦電站,2015年1000MW以上的水電站有公伯峽、積石峽、龍羊峽、李家峽、拉西瓦和羊曲電站,調(diào)峰可以通過本省內(nèi)電源實現(xiàn)。青海電網(wǎng)不參與調(diào)峰的機組有:自備電廠,為滿足企業(yè)負荷,輸出相對穩(wěn)定,一般不參與調(diào)峰;小水電,小水電機組由于經(jīng)濟性原因亦不參與調(diào)峰。(2)青海電網(wǎng)負荷特性分析。青海電網(wǎng)第二產(chǎn)業(yè)用電量比例一直保持在80%~92.8%之間,工業(yè)的生產(chǎn)經(jīng)營狀況對青海省負荷的影響非常大,2008年年底由于金融危機,工業(yè)用電大幅減少,導(dǎo)致2008年冬季負荷出現(xiàn)低谷。但多年運行結(jié)果顯示,青海電網(wǎng)年最高負荷大多出現(xiàn)在11月和12月,最小負荷主要在5月和6月。年平均日負荷率在0.9左右,負荷率較高是由于青海電網(wǎng)負荷以工業(yè)負荷為主,第三產(chǎn)業(yè)及城鄉(xiāng)居民生活用電比重相對較小的負荷構(gòu)成特點所決定。工業(yè)負荷比重過大使得青海電網(wǎng)日負荷沒有固定的規(guī)律性,雙峰特征不明顯,青海電網(wǎng)有三個峰值負荷時段,分別為8:00左右、12:00左右和21:00左右,而且三個峰值負荷大小基本接近,差別不明顯。而低谷負荷在半夜到凌晨5:00前比較常見,但同時白天也有負荷很低甚至低于凌晨時段負荷的時候。青海電網(wǎng)2008年負荷最大最小負荷出現(xiàn)90%以上出現(xiàn)在23:00~5:00之間,而90%的高峰負荷分布在兩個時段,一個在12:00~13:00,另外一個是18:00~22:00之間。根據(jù)《青海電網(wǎng)“十二五”電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計》,2008年,青海電網(wǎng)實際最高發(fā)電負荷為4110MW,由于工業(yè)的增長和居民生活水平提高,青海電網(wǎng)負荷增長很快,據(jù)中等水平負荷預(yù)測,2010年青海電網(wǎng)負荷實測、2015年青海電網(wǎng)負荷預(yù)測如表101所示。鑒于青海電網(wǎng)電解鋁、鐵合金、碳化硅等高載能工業(yè)用電量占全社會的80%以上,最大負荷預(yù)測結(jié)果將受預(yù)測年份工業(yè)用電項目的建設(shè)進度影響較大,因此分析結(jié)論中盡量采用相對數(shù)值,受此預(yù)測結(jié)果影響不大。(3)光伏電站輸出對負荷峰谷差的影響。由于光伏發(fā)電輸出完全由天氣狀況決定,具有隨機性、間歇性和明顯的周期性,在光伏接入電網(wǎng)研究中,通常將光伏電站輸出視為負的負荷。如果能夠?qū)夥l(fā)電功率進行預(yù)測,則可以根據(jù)二者疊加后的負荷來安排其他電源的調(diào)度曲線,因此有必要對光伏電站接入后系統(tǒng)等效負荷的特性進行分析,來研究電網(wǎng)調(diào)峰問題。光伏發(fā)電的接入有可能使等效負荷的峰谷差變大,也有可能使等效負荷峰谷差變小,峰谷差變大后不但不能改善系統(tǒng)的負荷特性,反而使其有所惡化;而且,光伏裝機容量越大,影響越大。峰谷差變大后使得負荷在大范圍內(nèi)變化,系統(tǒng)調(diào)峰變得困難。3)青海電網(wǎng)調(diào)峰能力對光伏接納能力的影響電力系統(tǒng)的調(diào)峰能力有限,這是制約青海省光伏接納能力的最主要因素,其是由兩個關(guān)鍵環(huán)節(jié)共同決定的。(1)負荷的峰谷特性。電力系統(tǒng)的負荷是隨機波動的,但對于一個大的電力系統(tǒng),負荷的變化又有一定的規(guī)律可循,每天都有一個負荷最大值和最小值,即峰荷和谷荷,負荷的峰谷差越大,對電力系統(tǒng)的影響也越大。目前電力系統(tǒng)的負荷預(yù)測,經(jīng)過多年的發(fā)展,已經(jīng)比較成熟,預(yù)測精度也比較高,誤差一般在5%以內(nèi),從而使得電力系統(tǒng)可以提前安排常規(guī)電廠的運行方式,保障電網(wǎng)的運行安全,也就是說,目前負荷是一個可預(yù)測但不可控的變量。(2)發(fā)電廠的調(diào)節(jié)能力。電力系統(tǒng)的發(fā)電和用電必須同步完成才能保證電力系統(tǒng)的穩(wěn)定,但目前對負荷的變化進行控制,只能通過隨時調(diào)整發(fā)電廠的輸出來適應(yīng)負荷的變化。負荷增加時,必須同時增加發(fā)電廠的輸出滿足負荷的要求;負荷降低時,必須同時降低發(fā)電廠的輸出保持發(fā)供電的平衡,負荷的波動越大,就需要電力系統(tǒng)發(fā)電廠的調(diào)節(jié)幅度越大。但發(fā)電廠也有一個允許的輸出調(diào)節(jié)范圍,上限不能超過額定輸出,下限不能低于發(fā)電廠的安全運行限值。青海省火電廠的安全下限,一般在60%~70%,輸出再下降,就會導(dǎo)致火電廠被迫停機,而火電廠的啟停至少需要一天的時間,啟停一次的代價動輒需要數(shù)十萬元,所以一般盡量需要避免火電廠進行啟停調(diào)節(jié)。水電廠的調(diào)節(jié)能力較強,安全下限很低,而且啟停調(diào)節(jié)的速度很快,也不需要額外的費用,但必須保證下游的水量,青海很多水電廠都是采用以水定電的方式進行發(fā)電,調(diào)節(jié)的能力也受到一定的限制。因此,目前的電力系統(tǒng),是由可調(diào)可控但調(diào)節(jié)能力有限的發(fā)電廠來滿足可預(yù)測但不可控的負荷,只要負荷的變化在發(fā)電廠的可調(diào)范圍之內(nèi),電力系統(tǒng)都能維持安全穩(wěn)定運行。光伏發(fā)電是一個波動性的、間歇性的電源。光伏電站的發(fā)電輸出完全取決于太陽的輻射強度,中午陽光最強時輸出最大,早晨和傍晚很小,晚上輸出降到0,但這只是一個大致的規(guī)律,白天云彩的遮擋就會導(dǎo)致光伏電站輸出的急劇降低,云層漂過移走后光伏電站的輸出有迅速恢復(fù)。目前國內(nèi)還沒有光伏發(fā)電功率預(yù)測系統(tǒng),光伏電站的輸出成為一個不可預(yù)測也不可控的變量(負荷是一個可預(yù)測不可空的變量)。如果未來幾年內(nèi)開發(fā)出光伏功率預(yù)測系統(tǒng),較為準確的預(yù)測出光伏電站的輸出,電力系統(tǒng)就可以像對待負荷一樣,提前準備,提前安排常規(guī)發(fā)電廠,以應(yīng)對光伏電站輸出的波動性。因此,光伏發(fā)電的功率預(yù)測系統(tǒng),有利于電力系統(tǒng)的調(diào)度運行和安全穩(wěn)定。但僅有功率預(yù)測系統(tǒng)還是不夠的,因為即使光伏發(fā)電做到了可預(yù)測,其輸出的波動性仍是一個無法改變的固有特性。光伏電站輸出增加,意味著常規(guī)發(fā)電廠承擔的負荷降低,常規(guī)電廠需要調(diào)節(jié)降低輸出;反之,光伏電站輸出越低,常規(guī)發(fā)電廠需要增加輸出承擔更多的負荷。從常規(guī)發(fā)電廠來看,光伏電站的輸出更像一個“負的負荷”。也就是說,電力系統(tǒng)中常規(guī)電廠的調(diào)節(jié)能力,以及負荷的特性是決定整個系統(tǒng)光伏安裝容量的決定性因素。如果安裝超出電網(wǎng)接納能力的光伏發(fā)電,導(dǎo)致火電廠啟停調(diào)峰,水電廠棄水,降低了常規(guī)電廠效益,導(dǎo)致光伏電站降壓輸出運行,投資收益受損。(3)結(jié)論。綜合考慮上述因素,通過仿真分析,表明:2015年青海省電網(wǎng)最大光伏接納能力1000MW。所有的規(guī)劃都存在不確定性因素,青海省光伏接納能力研究的不確定性主要有三個方面:①

電源方面:常規(guī)電廠在電力系統(tǒng)中起到電能的提供和功率平衡的保障作用,如果電源的建設(shè)沒有達到規(guī)劃目標,特別是調(diào)節(jié)能力強的水電沒有達到規(guī)劃目標,電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力就會有所降低,那么系統(tǒng)接納波動性光伏發(fā)電的能力也會受到影響。②

負荷方面:負荷是電能的最終使用者,電力系統(tǒng)發(fā)出的電能需要負荷進行接納,如果負荷沒有達到規(guī)劃預(yù)測,常規(guī)電廠發(fā)出的電能沒有了足夠的接納市場,即“供大于求”,也將影響電力系統(tǒng)的光伏接納能力。③

電網(wǎng)方面:電網(wǎng)是電源和負荷之間聯(lián)系的紐帶,擔負著將電源發(fā)出的電能傳輸給用戶的橋梁作用。如果電網(wǎng)建設(shè)規(guī)劃進行了調(diào)整,光伏電站可能會面臨輸送不出去的“卡脖子”問題,比如假設(shè)海西地區(qū)750kV網(wǎng)架緩建,那么海西地區(qū)的百萬千瓦光伏電站就存在送不出來的問題。另外,光伏發(fā)電自身規(guī)劃的調(diào)整、技術(shù)的進步等,都有會對接納能力帶來影響。3.在接納能力研究的基礎(chǔ)上,對光伏發(fā)電的開發(fā)時序進行研究工業(yè)負荷比重過大使得青海電網(wǎng)日負荷沒有固定的規(guī)律性,雙峰特征不明顯,低谷負荷和高峰負荷分布比較分散,統(tǒng)計結(jié)果表明90%以上的低谷負荷出現(xiàn)在23:00~5:00之間,而90%的高峰負荷分布在兩個時段,小部分出現(xiàn)在12:00~13:00之間,大部分出現(xiàn)在18:00~22:00之間。光伏電站輸出可視為負的負荷,通過與原負荷疊加得到的等效負荷分析其對青海電網(wǎng)峰谷差以及峰谷差率的影響。由于光伏電站輸出時間集中在6:00~18:00,而原負荷的低谷和高峰主要出現(xiàn)在凌晨和夜間,因此當光伏安裝容量占到系統(tǒng)的最大負荷比率比較小低于10%時,光伏電站的接入不影響系統(tǒng)等效峰谷差率,對系統(tǒng)調(diào)峰基本沒有影響。隨著光伏電站穿透功率的增加,青海電網(wǎng)峰谷差率將線性增加,系統(tǒng)調(diào)峰愈加困難。在光伏電站日輸出最大值,集中出現(xiàn)的12:00~15:00之間,西北風電場出現(xiàn)大輸出運行的概率也相對較大,達到29.51%,遠大于低谷負荷時出現(xiàn)的概率(2:00~5:00之間為4.92%)。即西北地區(qū)風電和光電同時達到大輸出運行的概率較大,有時會使12:00~15:00之間成為負荷,在疊加風電和光電輸出之后,變?yōu)榈凸蓉摵?增大電網(wǎng)峰谷差,增加電網(wǎng)調(diào)峰難度。西北地區(qū)有大規(guī)模風電發(fā)展計劃,需要全網(wǎng)進行平衡、2010年、2015年西北地區(qū)規(guī)劃風電裝機分別為7158MW和16260MW,規(guī)劃風電的接入使西北電網(wǎng)(含新疆)的最大峰谷差率分別達到32%和41.5%。2010年的200MW規(guī)劃,光電對電網(wǎng)等效峰谷差率較小,最大只增加了0.5%,而2015年3200MW規(guī)劃光伏的接入,使等效峰谷差率最大可增加7%。2010年,西北地區(qū)除了可以接納規(guī)劃的風電裝機,還有剩余調(diào)峰容量可以用來平衡光伏發(fā)電的輸出波動,接納規(guī)劃的200MW光伏發(fā)電是可行的。2015年,由于大規(guī)模風電的接入,西北電網(wǎng)已經(jīng)出現(xiàn)了調(diào)峰能力不足的困難,調(diào)峰容量缺口達到1756~2156MW。在考慮接納波動性的光伏發(fā)電時,應(yīng)盡量不再增大電網(wǎng)的調(diào)峰困難。綜合考慮光伏發(fā)電對青海電網(wǎng)和西北電網(wǎng)的影響,建議2015年青海省光伏發(fā)電容量不大于1010MW,可使光伏接入后不增大青海電網(wǎng)年最大峰谷差率,同時西北電網(wǎng)最大峰谷差率增量不大于0.55。西北電網(wǎng)(含新疆)需要通過提高水電/火電電源調(diào)節(jié)能力,擴大風電/光伏發(fā)電接納范圍、開展風電場/光伏電站功率預(yù)測、加強對風電場/光伏電站的控制能力等措施來提高整個系統(tǒng)的調(diào)峰能力,以應(yīng)對大規(guī)模風電/光伏接入對電網(wǎng)調(diào)峰的影響。全年的最大負荷及負荷特性。常規(guī)電源裝機容量及輸出特性,是確定電網(wǎng)調(diào)峰能力的關(guān)鍵邊界條件,如果負荷水平及常規(guī)電源裝機容量達不到預(yù)測值,電網(wǎng)的接納能力將會受到影響。西北地區(qū)的風電規(guī)劃也是影響青海電網(wǎng)光伏接納能力的關(guān)鍵因素。各地區(qū)及分年度開發(fā)時序見表102。10.2光伏發(fā)電并網(wǎng)技術(shù)10.2.1并網(wǎng)光伏電站接入系統(tǒng)分析1.光伏電站接入后電網(wǎng)潮流和無功電壓分析以青海海西光伏發(fā)電項目接入系統(tǒng)的相關(guān)技術(shù)問題研究為例,其目的在于評估光伏電站并網(wǎng)運行后對局部電網(wǎng)電壓、潮流、暫態(tài)特性以及電能質(zhì)量的影響,并提出可行的解決方案以保證電網(wǎng)及光伏電站的安全穩(wěn)定運行。茶卡光伏電站輸出從零到滿發(fā)的過程中,光伏電站吸收的無功功率逐漸增加,在滿發(fā)時,光伏電站內(nèi)部0.4kV母線電壓在額定電壓的-10%~10%范圍內(nèi)變化,變化幅度為0.017pu(標幺值,表示各物理量及參數(shù)的相對值),光伏電站110kV母線電壓變化幅度約為0.013pu。對電網(wǎng)而言,茶卡光伏電站出力增加過程中,接入點海西烏蘭110kV母線電壓先升高后降低,變化幅度最大約為0.001pu,烏蘭330kV母線電壓幾乎沒有變化,可見茶卡光伏電站接入對電網(wǎng)電壓影響非常小,在電網(wǎng)電壓適合的范圍內(nèi),光伏電站接入后各節(jié)點電壓不會超出電壓偏差范圍。另外,由于茶卡光伏電站出力可以帶一部分烏蘭負荷,因此,隨著光伏電站出力增加,330kV烏蘭發(fā)電逐漸減少,明珠

烏蘭和龍羊峽

烏蘭線路有功功率也呈現(xiàn)逐漸減小的趨勢,可見,茶卡光伏電站對局部電網(wǎng)潮流有一定的優(yōu)化作用。對光伏電站接入系統(tǒng)后潮流和無功電壓進行分析,主要得出如下結(jié)論:(1)兩種負荷方式下,各個光伏電站接入后對局部電網(wǎng)電壓影響很小,接入點電壓變化幅度均不超過0.01pu。由于光伏電站接入點均為110kV、35kV低電壓等級,光伏出力可以就地接納,有利于優(yōu)化電網(wǎng)潮流。(2)兩種負荷情況下,如果五個規(guī)劃光伏電站同時接入電網(wǎng),按照相同比例增長時,對電網(wǎng)電壓影響也很小,對電網(wǎng)潮流有一定的優(yōu)化作用。(3)海西電網(wǎng)部分線路有可能造成的母線電壓降低幅度過大,通過調(diào)整高壓、低壓電抗或進行容性無功補償后,電壓可維持在合適范圍內(nèi)。2.光伏電站接入系統(tǒng)分析(1)潮流分析。以格爾木市光伏電站為例,2015年規(guī)劃建設(shè)的光伏電站有3個,總?cè)萘?10MW,分別為大勒灘300MW、河?xùn)|農(nóng)場300MW及格爾木南出口10MW,大勒灘和河?xùn)|農(nóng)場光伏電站安裝容量較大,建議分別通過330kV和750kV線路接入格爾木市,格爾木南出口光伏電站通過35kV線路接入光明變。格爾木市光伏電站對電網(wǎng)的影響:由于正常情況下的負荷潮流為烏蘭流向格爾木,光伏電站的接入降低了330kV和750kV烏蘭

格爾木線的負載率,并使格爾木系統(tǒng)電壓上升,從電壓偏差的角度來說,光伏電站可以不用裝設(shè)容性無功補償裝置。需要注意的是,不能引起電網(wǎng)電壓越上限。(2)靜態(tài)安全分析。規(guī)劃光伏電站的接入,不會導(dǎo)致格爾木系統(tǒng)發(fā)生靜態(tài)安全穩(wěn)定問題。(3)潮流限制下的最大接納能力。光伏35kV接納能力主要受容量的限制,并與該變的負荷水平相關(guān),2015年光伏主變?nèi)萘繛?0MV·A,最大負荷約25MW,建議35kV側(cè)接入的光伏發(fā)電安裝容量不宜大于25MW。格爾木市330kV的接納能力,在潮流限制條件下,主要受格爾木主變?nèi)萘康南拗?2015年,格爾木市主變?nèi)萘繛?100MV·A。極大規(guī)模光伏電站通過330kV線路接入后,母線電壓也隨之升高,需要投入電抗器以降低格爾木系統(tǒng)電壓;隨著光伏電站出力的進一步增大,格爾木變的潮流發(fā)生轉(zhuǎn)向,由受電系統(tǒng)變?yōu)樗碗娤到y(tǒng),格爾木主變及烏蘭

格爾木線的負載率開始上升,電抗器陸續(xù)退出后還需要投入電容器維持格爾木系統(tǒng)的電壓水平。格爾木市330kV側(cè)接入的光伏電站安裝容量不宜超過3600MW。需要注意的是,該值只是保證格爾木市及相關(guān)線路不發(fā)生過載條件下的限值,實際上還要考慮暫穩(wěn)極限的限制,以及電網(wǎng)調(diào)峰能力的限制。3.建議及結(jié)論(1)首先對各區(qū)域規(guī)劃光伏電站的接入對電網(wǎng)潮流和無功電壓的影響進行分析,提出各光伏電站需要采取的無功補償方案,規(guī)劃光伏電站對電網(wǎng)靜態(tài)安全的影響,以及各接入點在潮流限制下的最大接納能力。需要說明的是,提出的無功補償方案,只是為了滿足光伏電站接入后電網(wǎng)電壓偏差要求的一般性的補償方案,只是為了表明電網(wǎng)電壓是否會限制規(guī)劃光伏電站的接入。光伏電站的實際并網(wǎng)無功補償方案,還需要考慮電壓變動以及并網(wǎng)點無功功率/功率因數(shù)考核等其他因素。(2)全部規(guī)劃光伏電站的接入,將使750kV日月山

烏蘭

格爾木線的潮流經(jīng)常性地發(fā)生逆轉(zhuǎn),小出力時格爾木和烏蘭片區(qū)為受點網(wǎng)絡(luò),大出力時為外送網(wǎng)絡(luò),增加了電壓調(diào)整的難度。光伏電站大出力運行時線路負載率較大,而且使750kV烏蘭市負載率升高,最大能達到60%。分析表明,基于各片區(qū)分別計算得到的無功補償方案,不能適應(yīng)全部規(guī)劃光伏電站接入后電網(wǎng)電壓要求,補償方案需要做出調(diào)整。(3)為解決全部規(guī)劃光伏電站接入對電網(wǎng)電壓帶來的擾動,考慮了四種方案:①

對原來的光伏電站無功補償方案進行調(diào)整,加大無功補償容量,仿真分析表明,只采用這種方法不能解決電網(wǎng)電壓偏差問題。②

在加大光伏電站補償容量的基礎(chǔ)上,在光伏電站接入比較集中的750kV格爾木和烏蘭加裝自動投切式無功補償裝置,能有效地降低光伏電站出力的變化帶來的電壓波動。③

安裝SVC,與方案二相比,對電網(wǎng)波動的改善作用不明顯,但是在加大光伏電站補償容量的基礎(chǔ)上,在750kV格爾木市和烏蘭安裝SVC,能明顯平緩電網(wǎng)電壓波動。④

如果大型光伏電站以電壓源方式并網(wǎng),但電網(wǎng)不采取其他無功補償措施,將不能滿足電網(wǎng)電壓要求,還需要在750kV格爾木市和烏蘭安裝自動投切式補償裝置或SVC?？偟膩碚f,全部規(guī)劃光伏電站接入后,僅僅在光伏電站采取無功補償措施,不論是自動投切式,還是SVC,或者光伏電站采用電壓源方式并網(wǎng),都不能解決大規(guī)模潮流變化帶來的電網(wǎng)電壓波動,需要在電網(wǎng)的關(guān)鍵節(jié)點———750kV格爾木市和烏蘭安裝自動調(diào)節(jié)的無功補償裝置。如果光伏電站安裝容量按照2015年只接納1010MW,能提高海西地區(qū)母線電壓水平但不至于越上限,也不會出現(xiàn)母線電壓降低需要在關(guān)鍵節(jié)點安裝動態(tài)無功補償裝置的情況。主網(wǎng)與海西地區(qū)線路負載率降低,有利于降低網(wǎng)損,同時還不會出現(xiàn)線路潮流反向。10.2.2光伏發(fā)電接入后電網(wǎng)暫態(tài)穩(wěn)定性分析分析2010年規(guī)劃光伏電站接入系統(tǒng)后對青海電網(wǎng)暫態(tài)穩(wěn)定性的影響,主要考慮以下幾種故障形式:青海網(wǎng)內(nèi)主要330kV線路發(fā)生三相短路故障;大機組跳閘;光伏電站因故障突然退出運行。1.光伏電站控制和保護要求根據(jù)《國家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》,光伏電站接入電網(wǎng)后,公共連接點的電壓偏差應(yīng)滿足GB/T12325—2008《電能質(zhì)量

供電電壓偏差》的規(guī)定。根據(jù)

《國家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》,大型(接入電壓等級為66kV及以上電網(wǎng)的光伏電站)和中型(接入電壓等級為10~35kV電網(wǎng)的光伏電站)光伏電站應(yīng)具備一定的耐受電壓異常的能力,避免在電網(wǎng)電壓異常時脫離而引起電網(wǎng)電源損失。若光伏電站不具備低壓耐受能力,光伏電站出力則按過電流保護和低壓保護原則動作。其中過電流保護為逆變器電流超過額定電流150%瞬時切除;低電壓保護為光伏電站接入點電壓低于額定電壓的85%,且隨時間超過0.2s時切除。2.系統(tǒng)穩(wěn)定判據(jù)(1)功角穩(wěn)定:系統(tǒng)受到大擾動后,各發(fā)電機之間最大相對功角小于180°,并且相對功角為減幅振蕩,振蕩逐步衰減消失[4][6]。(2)電壓穩(wěn)定:系統(tǒng)受到大擾動或下擾動后,系統(tǒng)中樞點電壓不低于80%Un,且持續(xù)時間不超過1s,并且電壓為減幅振蕩,振蕩逐步衰減消失。(3)頻率穩(wěn)定:系統(tǒng)低頻率時,正常情況下應(yīng)不導(dǎo)致低頻率減負荷裝置動作,事故情況下可考慮低頻率負荷裝置動作,但系統(tǒng)不能發(fā)生頻率崩潰,即系統(tǒng)最低頻率不應(yīng)低于低頻減負裝置最低頻率值;系統(tǒng)高頻率時,最高頻率不應(yīng)高于電網(wǎng)中發(fā)電機組高頻率保護最低頻率整定值,一般應(yīng)不高于50.5~51Hz。3.故障形式研究暫態(tài)穩(wěn)定時,主要考慮以下幾種故障類型:(1)規(guī)劃光伏電站接入前后,330kV線路三相短路故障。分別計算普通保護和快速保護后系統(tǒng)的穩(wěn)定性。普通保護為短路點近端0.1s切除,遠端1s切除,快速保護為遠、近端均0.1s切除。(2)規(guī)劃光伏電站接入前后,網(wǎng)內(nèi)大機組跳閘。(3)某個光伏電站突然退出運行。假設(shè)光伏電站送出110kV線路發(fā)生三相短路故障并于0.2s后切除。4.輸電線路三相短路故障分析海西五個光伏電站接入前后,青海網(wǎng)內(nèi)各條330kV線路發(fā)生三相短路故障時的系統(tǒng)穩(wěn)定性。(1)不論規(guī)劃的光伏電站是否滿發(fā),發(fā)生330kV烏蘭

巴音線路三相短路故障并采取普通保護后,青海電網(wǎng)各節(jié)點電壓和機組功角在故障清除后均可以恢復(fù)穩(wěn)定;光伏電站滿發(fā)時,故障情況下,光伏電站由于自身的過電流保護動作分別退出運行,其中茶卡、德令哈西口、尕海南光伏電站于0.2s退出運行,格爾木南、河?xùn)|農(nóng)場光伏電站于0.3s退出運行。若采取故障后快速保護,則光伏電站依然會因為過電流保護動作而切除,青海電網(wǎng)可以維持穩(wěn)定運行。(2)330kV格爾木

鹽湖線路。可以看出,不論規(guī)劃的光伏電路是否爆發(fā),發(fā)生330kV烏蘭

巴音線路三相短路故障并采取普通保護后,海西電網(wǎng)內(nèi)格爾木燃氣電廠機組和鹽湖綜合利用機組功角與等值機之間搖擺角度超過180度,機組功角失穩(wěn),海西電網(wǎng)各節(jié)點電壓搖擺幅度很大且不能回復(fù),系統(tǒng)電壓發(fā)生失穩(wěn);光伏電站滿發(fā)時,故障情況下,光伏電站由于自身的過電流保護動作分別退出運行,時間均在0.2s左右。不論光伏電站故障是否爆發(fā),發(fā)生330kV烏蘭

巴音線路三相短路故障并采取快速保護后,海西電網(wǎng)各節(jié)點電壓和機組功角均可以恢復(fù)穩(wěn)定。另外,光伏電站滿發(fā)時,故障情況下,尕海南光伏電站和茶卡光伏電站可以抵御外部風險,維持并網(wǎng),其他光伏電站均因過電流保護動作退出運行。(3)機組跳閘。不論光伏電站是否滿發(fā),發(fā)生拉西瓦一臺700MW機組跳閘故障后,電網(wǎng)都可以恢復(fù)穩(wěn)定運行,且機組跳閘對于光伏電站影響很小,光伏電站均可以維持穩(wěn)定并網(wǎng)運行。(4)光伏電站因故障切除。100MW光伏電站于0.3s突然退出運行后,系統(tǒng)各節(jié)點電壓經(jīng)過減幅振蕩后可以恢復(fù)穩(wěn)定,且穩(wěn)定后的電壓值略高于退出前的電壓值,光伏電站退出運行對機組功角影響很小,各機組功角幾乎變化很小且很快恢復(fù)穩(wěn)定。同樣地,其他幾個光伏電站因故障切除時,均不會對青海電網(wǎng)穩(wěn)定運行產(chǎn)生影響。5.建議及結(jié)論對光伏電站接入系統(tǒng)后對電網(wǎng)暫態(tài)穩(wěn)定性的影響進行分析,主要得出如下結(jié)論:(1)網(wǎng)內(nèi)330kV發(fā)生三相短路故障時,故障位置不同對光伏電站影響不同。若采取普通保護,則光伏電站在故障后均由于自身保護動作切除,若采取快速保護,某些光伏電站可躲過故障維持并網(wǎng)運行。青海電網(wǎng)大部分330kV線路發(fā)生三相短路故障時,尕海南、德令哈西口以及茶卡光伏電站都將因保護動作退出運行,而河?xùn)|農(nóng)場和格爾木南出口光伏電站穩(wěn)定運行的范圍更大。經(jīng)計算驗證,即使故障時所有光伏電站都退出運行也不會對系統(tǒng)頻率、傳輸線功率以及節(jié)點電壓產(chǎn)生實質(zhì)性的影響。(2)若規(guī)劃光伏電站均具備低電壓穿越能力,則不論線路故障后采取的是普通保護或快速保護,光伏電站都可以在故障期間維持并網(wǎng)運行,故障后恢復(fù)出力,這將更有利于系統(tǒng)安全穩(wěn)定的運行。(3)發(fā)生330kV線路三相短路故障時,不論規(guī)劃光伏電站是否滿發(fā),青海電網(wǎng)穩(wěn)定性沒有實質(zhì)性的變化,可見,2010年200MW光伏電站的接入不會影響青海電網(wǎng)的暫態(tài)穩(wěn)定性。(4)發(fā)生青海網(wǎng)內(nèi)大機組跳閘時,不論光伏電站是否滿發(fā),電網(wǎng)機組功角和電壓均可以恢復(fù)穩(wěn)定,且光伏電站可以維持穩(wěn)定并網(wǎng)運行。(5)規(guī)劃光伏電站中任一光伏電站因故退出運

行

后,都

不

會

對

電

網(wǎng)

穩(wěn)

定

運

行

產(chǎn)

生影響。對光伏電站接入后產(chǎn)生的電能質(zhì)量影響進行分析,包括電壓偏差、電壓變動、諧波分析,得出結(jié)論:(1)采用適合的無功補償裝置后,光伏電站并網(wǎng)

運

行

引

起

的

電

壓

偏

差

要

符

合

國

標要求。(2)大部分光伏電站引起的電壓變動符合國標要求,接入光伏電站會引起電壓變動超過標準允許值,需要考慮采取補償更小的無功補償裝置。(3)采用逆變器時,各個光伏電站在公共連接點產(chǎn)生的諧波電流注入均滿足國際標準要求,采用2型逆變器時,某些次數(shù)諧波電流將超出標準規(guī)定的限值。(4)采用逆變器,光伏電站聯(lián)合并網(wǎng)運行在各點并網(wǎng)引起的各次諧波電壓含有2次和7次諧波電壓含有率超出國際標準要求,需要在光伏電站安裝濾波裝置。(5)由于諧波計算結(jié)果與逆變器參數(shù)、電網(wǎng)運行方式密切相關(guān),這里給出的是以典型參數(shù)為基礎(chǔ)的計算結(jié)果,因此建議在光伏電站投運初期進行電能測試,以對光伏電站對電網(wǎng)電能質(zhì)量的影響進行準確評估并確定是否需要安裝濾波裝置。10.2.3光伏電站并網(wǎng)運行后系統(tǒng)的暫態(tài)特性對光伏電站接入系統(tǒng)后對電網(wǎng)暫態(tài)穩(wěn)定的影響進行分析,主要得出如下結(jié)論:(1)網(wǎng)內(nèi)330kV發(fā)生三相短路故障時,故障位置及清除時間不同對光伏電站的影響不同。若采取普通保護,則光伏電站在故障后會由于自身保護動作切除,若采取快速保護,部分光伏電站可躲過故障維持并網(wǎng)運行。(2)光伏電站接入后,當青海網(wǎng)內(nèi)發(fā)生330kV線路故障,由于光伏電站抗擾動能力差,將出現(xiàn)大范圍內(nèi)的光伏電站退出運行,雖然不會導(dǎo)致系統(tǒng)的暫態(tài)穩(wěn)定性發(fā)生根本性的變化,但功率缺額帶來的二次沖擊,使得系統(tǒng)的頻率、功角和電壓波動幅度加大、振蕩時間變長。(3)如果光伏電站具備低壓穿越能力,將有利于降低其對電網(wǎng)頻率、功角和電壓穩(wěn)定性帶來的不利影響。(4)青海網(wǎng)內(nèi)發(fā)生大機組跳閘時,不論光伏電站是否滿發(fā),電網(wǎng)機組功角和電壓均可以恢復(fù)穩(wěn)定,且光伏電站可以維持穩(wěn)定并網(wǎng)運行。(5)規(guī)劃光伏電站中任一光伏電站因故退出運

行

后,都

不

會

對

電

網(wǎng)

穩(wěn)

定

運

行

產(chǎn)

生影響。10.3風電并網(wǎng)的技術(shù)要求10.3.1風電并網(wǎng)技術(shù)標準的制定目前我國風力發(fā)電方面的標準大多是針對設(shè)備的,在接入電網(wǎng)方面的標準較少。2005頒布的GB/Z19963—2005《風電場接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》、國家電網(wǎng)公司頒布的企業(yè)標準國家電網(wǎng)發(fā)展2006《風電場接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》及《國家電網(wǎng)公司風電場接入系統(tǒng)設(shè)計內(nèi)容深度規(guī)定(試行)》等對接入電網(wǎng)的風電場提出了具體的技術(shù)要求,受當時的技術(shù)水平和風電發(fā)展情況影響,已不能滿足今后大規(guī)模風電發(fā)展的新形勢。2009年,國家電網(wǎng)公司根據(jù)風電大規(guī)模發(fā)展的新情況,組織修訂發(fā)布了《風電場接入電技術(shù)規(guī)劃(修訂版)》和《風電場接入系統(tǒng)設(shè)計內(nèi)容深度規(guī)定(修訂版)》。為滿足大規(guī)模風電接入電網(wǎng)的需要,下一步要加快建立風電接入電網(wǎng)的標準體系,繼續(xù)完善國標《風電場接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》,盡快將《風電場接入電技術(shù)規(guī)定(修訂版)》和《風電場接入系統(tǒng)設(shè)計內(nèi)容深度規(guī)定(修訂版)》上升為行業(yè)或國家標準,制定風電場接入電網(wǎng)運行控制的技術(shù)和管理規(guī)定等,規(guī)范風電并網(wǎng)運行,保證風電健康有序發(fā)展。目前,正在組織編制的風電并網(wǎng)相關(guān)規(guī)定有:《風電調(diào)度運行管理規(guī)范》、《大規(guī)模風電并網(wǎng)運行控制技術(shù)規(guī)定》、《風電公路預(yù)測系統(tǒng)管理規(guī)定和技術(shù)規(guī)范》等。10.3.2風電并網(wǎng)技術(shù)要求內(nèi)容1.風電場接入的電壓等級及電網(wǎng)加強要求對于風電場接入電網(wǎng)的電壓等級及送出線路導(dǎo)線型號并無明確的技術(shù)要求,只要能夠滿足風電功率的全額送出及各種運行方式下電網(wǎng)的安全穩(wěn)定即可。下面以西北地區(qū)的風電場接入電網(wǎng)為例加以說明。西北地區(qū)主要風電場接入系統(tǒng)的研究表明,必須通過建設(shè)高一級電壓電網(wǎng),提高局部電網(wǎng)甚至全網(wǎng)的輸出能力的安全穩(wěn)定運行水平,才能實現(xiàn)西北地區(qū)風電“十一五”發(fā)展目標。具體來講,就是要加快河西750kV電網(wǎng)、新疆750kV電網(wǎng)及新疆電網(wǎng)———西北主網(wǎng)750kV聯(lián)網(wǎng)等工程的建設(shè),充分利用750kV電網(wǎng)的輸電能力和五省(區(qū))同步互聯(lián)電網(wǎng)的大電網(wǎng)優(yōu)勢,促進西北風電持續(xù)、快速發(fā)展。“十二五”末,當西北千萬千瓦風電基地建成,其風電電力無法完全依靠西北電網(wǎng)自身接納,最終需通過750kV電壓等級的線路送出,在更大的范圍內(nèi)接納。對于接入西北電網(wǎng)的風電場,以220kV或330kV電壓等級的線路匯集,并通過750kV輸電通電通道送出。2.風電場有功功率控制的要求各種情況下對風電場的有功功率提出的要求如下:(1)電網(wǎng)故障或特殊運行方式要求降低風電場有功功率,以防止輸電設(shè)備發(fā)生過載,防止穩(wěn)定破壞。(2)當電網(wǎng)頻率過高時,如果常規(guī)調(diào)頻電廠調(diào)頻能力不足,需要降低風電場有功功率,嚴重情況下可以切除整個風電場。(3)在其他電網(wǎng)緊急情況下,電網(wǎng)調(diào)度部門可以調(diào)整風電場輸出的有功功率。(4)風電場應(yīng)限制輸出功率的變化率。最大功率變化率包括10min功率變化率和1min功率變化率,具體可以參考相關(guān)規(guī)定要求。(5)緊急事故情況下,電網(wǎng)調(diào)度部門有權(quán)臨時將風電場解列。事故處理完畢之后,應(yīng)及時恢復(fù)風電場的并網(wǎng)運行。為了實現(xiàn)上述風電場有功功率的控制,風電場需具有有功功率控制系統(tǒng),能夠?qū)崿F(xiàn)對整個風電場有功功率的靈活控制,實現(xiàn)風電場最大輸出功率及功率變化率不超過電網(wǎng)調(diào)度部門的給定值。3.風電場無功功率及電壓控制的要求各種情況下對風電場的無功功率提出的要求如下:(1)在風電場任何運行狀態(tài)下,風電場無功功率的調(diào)節(jié)范圍和響應(yīng)速度,需要根據(jù)風力發(fā)電機組運行特征、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和特點決定,應(yīng)滿足風電場并網(wǎng)點電壓調(diào)節(jié)的要求,以保證風電場具有在系統(tǒng)故障情況下能夠調(diào)節(jié)電壓恢復(fù)至正常水平的足夠無功容量。(2)風電場無功補償裝置可采用分組投切的電容器或電抗器,必要時采用可以連續(xù)調(diào)節(jié)的靜止無功補償器或其他先進的無功補償裝置。風電場無功功率的調(diào)節(jié)速度,需要根據(jù)風力發(fā)電機組運行特性、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)及運行要求確定。(3)當機端電壓在額定電壓的90%~110%范圍內(nèi),風電機組應(yīng)能正常運行。(4)當風電場的并網(wǎng)電壓為110kV及其以下時,風電場并網(wǎng)點電壓的正、負偏差的絕對值之和不超過額定電壓的10%。(5)當風電場的并網(wǎng)電壓為220kV及其以上時,正常運行時風電場并網(wǎng)點電壓的允許偏差為額定電壓的-3%~+7%。(6)風電場參與系統(tǒng)電壓調(diào)節(jié)的方式包括調(diào)節(jié)風電場的無功功率和調(diào)整風電場中心變電站主變壓器。風電場無功功率應(yīng)當盡可能在一定容量范圍內(nèi)進行自動調(diào)節(jié),使風電場并網(wǎng)點電壓保持在電壓允許偏差或電網(wǎng)調(diào)度部門給定的限值范圍內(nèi)。(7)風電場變電站的主變壓器宜采用有載調(diào)壓變壓器,分接頭切換可手動控制或自動控制,根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度部門的指令進行調(diào)整。西北地區(qū)大規(guī)模的風電開發(fā),對電網(wǎng)的電壓控制提出了很高的要求。由于風電的間歇性,給電網(wǎng)的運行方式帶來更多可能出現(xiàn)的情況,波動的風電引起電網(wǎng)電壓更快、更大范圍的波動,為了保證風電電力的送出及控制電網(wǎng)電壓在正常運行范圍內(nèi),需采用各種新技術(shù)以確保系統(tǒng)的無功電壓。最新的研究表明,千萬千瓦的風電基地運行后,電網(wǎng)側(cè)(750kV電壓等級)需裝設(shè)可控高抗與線路串聯(lián)補償裝置才能夠滿足系統(tǒng)運行方式的要求;而在風電場側(cè),則需要風電場具有更大的無功控制范圍,才能保證風電場正常運行電壓,因此會對每個風電場提出更高的無功范圍要求。對風電場側(cè)的無功電壓控制可提出如下要求:風電場必須在任何運行方式下,具有在風電場升壓變高壓側(cè)(并網(wǎng)點)保證整個風電場的功率因數(shù)在-0.97~+0.97范圍內(nèi)快速連續(xù)可調(diào)的能力;也可以結(jié)合具體每個風電場實際接入情況通過開展風電場接入電網(wǎng)專題研究來確定。4.風電場低電壓穿越的技術(shù)要求當電網(wǎng)發(fā)生故障引起風電場并網(wǎng)點的電壓跌落時,在一定電壓跌落的范圍內(nèi),風電場必須保證能夠不間斷地并網(wǎng)連續(xù)運行。低電壓穿越要求為:風電場必須具有在電壓跌至20%額定電壓時能夠維持并網(wǎng)運行625ms的低電壓穿越能力;風電場電壓在發(fā)生跌落后3s內(nèi)能夠恢復(fù)到額定電壓的90%時,風電場才能保持并網(wǎng)運行。5.風電場允許所能承受的電壓及頻率波動范圍當風電場的并網(wǎng)電壓為110kV及其以下時,風電場并網(wǎng)點電壓的正、負偏差的絕對值之和不超過額定電壓的10%。當風電場的并網(wǎng)電壓為220kV及其以上時,正常運行時風電場并網(wǎng)點電壓的允許偏差為額定電壓的3%~7%。6.風電場電能質(zhì)量指標的要求基于下列指標來評價風電場對電能質(zhì)量的影響:電壓偏差、電壓變動、閃變和諧波。風電場接入電力系統(tǒng)應(yīng)使并網(wǎng)點的電壓偏差不超過所規(guī)定的限值。風電場在公共連接點引起的電壓變動應(yīng)當滿足GB12326的要求。風電場所在的公共連接點的閃變干擾允許值應(yīng)滿足GB12326的要求,其中風電場引起的長時間閃變值Plt和短時間閃變值Pst按照風電場裝機容量與公共連接點上的干擾源總?cè)萘恐冗M行分配,或者按照與電網(wǎng)公司協(xié)商的方法進行分配。風力發(fā)電機組的閃變測試與多臺風力發(fā)電機組的閃變疊加計算,應(yīng)根據(jù)IEC61400—21有關(guān)規(guī)定進行。當風電場采用帶電力電子變換器的風力發(fā)電機組時,需要對風電場注入系統(tǒng)的諧波電流做出限制。風電場所在的公共連接點的諧波注入電流應(yīng)滿足GB/T14549的要求,其中風電場向電網(wǎng)注入的諧波電流允許值要按照風電場裝機容量與公共連接點上具有諧波源的發(fā)/供電設(shè)備總?cè)萘恐冗M行分配,或者按照與電網(wǎng)公司協(xié)商的方法進行分配。風力發(fā)電機組的諧波測試與多臺風力發(fā)電機組的諧波疊加計算,應(yīng)根據(jù)IEC61400—21有關(guān)規(guī)定進行。7.風電場測試要求風電場測試必須由具備相應(yīng)資質(zhì)的單位或部門進行,并在測試前將測試方案報告給所接入電網(wǎng)調(diào)度管理部門備案。當風電場裝機容量超過30MW時,需要提供測試報告。如果累計新增裝機容量超過30MW,則需要重新提交測試報告。風電場應(yīng)當在并網(wǎng)調(diào)試運行后6個月內(nèi)向電網(wǎng)調(diào)度部門提供有關(guān)風電場運行特性的測試報告。提交報告后才能轉(zhuǎn)入商業(yè)化運行。測試應(yīng)按照國家或有關(guān)行業(yè)對風力發(fā)電機組進行運行制定的相關(guān)標準或規(guī)定運行,并必須包括以下內(nèi)容:有功/無功控制能力、低電壓穿越能力(KVRT)、電壓變動、閃變、諧波。8.通信自動化風電場與電網(wǎng)調(diào)度部門之間的通信方式和信息傳輸需按照電網(wǎng)調(diào)度部門的要求進行,包括提供遙測和遙信信號及其他安全自動裝置的種類,提供信號的方式和實時性要求等。在正常運行情況下,風電場向電網(wǎng)調(diào)度部門提供的信號至少應(yīng)當包括:風電機組單機運行狀態(tài),風電場高壓側(cè)母線電壓,每條出線的有功功率、無功功率、電流和高壓斷路器的位置信息?？紤]到以后風電功率預(yù)測系統(tǒng)的投入運行,風電場需要提供風電場內(nèi)的測風數(shù)據(jù)。在風電場變電站需要安裝記錄裝置,記錄故障情況。該記錄裝置應(yīng)該包括必要數(shù)量的通道,并配備至電網(wǎng)調(diào)度部門的數(shù)據(jù)傳輸通道。9.風電場模型及相關(guān)參數(shù)要求風電場開發(fā)商應(yīng)提供風力發(fā)電機組、電力匯集系統(tǒng)及風電機組/風電場控制系統(tǒng)的有關(guān)模型及參數(shù),用于風電場接入電力系統(tǒng)的規(guī)劃與設(shè)計及調(diào)度運行。風電場應(yīng)當跟蹤風電場各個元件模型和參數(shù)的變化情況,并隨時將最新情況反饋給電網(wǎng)調(diào)度管理部門。10.風電場接入系統(tǒng)專題研究風電場接入電力系統(tǒng)的專題研究應(yīng)包括風電場接入前后電力系統(tǒng)各種典型運行方式下的潮流、短路、穩(wěn)定性計算分析及電能質(zhì)量分析。專題研究得到的結(jié)論及提出的技術(shù)措施,應(yīng)保證風電場接入后在電力系統(tǒng)各種運行方式下電網(wǎng)運行的安全與穩(wěn)定及電能質(zhì)量。目前,國內(nèi)風機制造廠商因受關(guān)鍵技術(shù)及價格制約,風機的有功、無功調(diào)節(jié)性能較弱,對電網(wǎng)故障和擾動的過渡能力不足,難以滿足風電大規(guī)模并網(wǎng)的技術(shù)要求。同時,我國風電場并網(wǎng)技術(shù)要求和驗收程序不規(guī)范,有關(guān)技術(shù)規(guī)定的約束力不強,對風電企業(yè)不滿足技術(shù)要求的應(yīng)對措施不足。10.4電網(wǎng)大規(guī)模接入風光電的適應(yīng)性10.4.1光伏發(fā)電并網(wǎng)運行要求1.大規(guī)模光伏發(fā)電對電網(wǎng)的影響光伏發(fā)電具有波動性和間歇性,因此大規(guī)模光伏電站的并網(wǎng)運行會對電力系統(tǒng)的電壓水平、短路電流水平、系統(tǒng)穩(wěn)定性、調(diào)峰調(diào)頻、系統(tǒng)備用容量、電能質(zhì)量等產(chǎn)生不同程度的影響。1)對電網(wǎng)電壓水平的影響由于我國太陽能資源豐富地區(qū)距離負荷中心較遠,大規(guī)模的光伏發(fā)電無法就地接納,需要通過輸電網(wǎng)絡(luò)遠距離輸送到負荷中心。在光伏發(fā)電出力較高時,大量光伏功率的遠距離輸送往往會造成線路壓降過大,局部電網(wǎng)的電壓穩(wěn)定性受到影響,穩(wěn)定裕度降低。2)對電網(wǎng)短路電流水平的影響目前國內(nèi)并網(wǎng)光伏電站逆變器均是采用電流源控制模式。研究表明,在該種控制模式下,光伏電站附近母線節(jié)點的短路容量在光伏電站發(fā)電與不發(fā)電時相差較大,光伏電站對附近節(jié)點短路電流有很大貢獻且提供的短路電流主要是有功分量,其大小主要取決于故障前的有功功率和故障期間逆變器交流側(cè)的母線電壓。3)對電網(wǎng)電能質(zhì)量的影響由于光伏發(fā)電具有波動性和間歇性的特點,導(dǎo)致并網(wǎng)光伏電站的輸出功率波動,從而引起電網(wǎng)電壓波動和閃變等電能質(zhì)量問題。而光伏電站中大量使用的電力電子變頻設(shè)備則會帶來諧波問題。4)對電網(wǎng)穩(wěn)定性的影響當電網(wǎng)中光伏發(fā)電的穿透光率較大時,光伏發(fā)電的接入將會對電網(wǎng)原有的潮流分布、線路傳輸功率與整個系統(tǒng)的慣量產(chǎn)生影響。因此,大規(guī)模光伏發(fā)電接入電網(wǎng)后,電網(wǎng)的暫時穩(wěn)定性都會發(fā)生變化。5)對電網(wǎng)調(diào)度運行及電網(wǎng)備用容量的影響由于地區(qū)負荷特性往往與光伏發(fā)電出力特性不一致,導(dǎo)致大規(guī)模光伏發(fā)電接入后會增加電網(wǎng)調(diào)度的難度,需要電網(wǎng)留有更多的備用電源和調(diào)峰調(diào)頻容量,這將給電網(wǎng)帶來附加的經(jīng)濟投入,增加電網(wǎng)的運行費用。2.電氣化鐵路發(fā)展與光伏發(fā)電的相互影響1)電氣化鐵路對電網(wǎng)的影響電氣化鐵路所采用的整流式電力機車是一種不對稱負荷,具有非線性、沖擊性和短時集中負荷特征,對越區(qū)的供電能力要求高,具有顯著的諧波、負序特性,列車運行時牽引供電系統(tǒng)將向電力系統(tǒng)注入諧波電流和負序電流分量。(1)負序電流電壓對電力系統(tǒng)的危害。對于系統(tǒng)中的發(fā)電機,當三相電流不平衡時,會導(dǎo)致發(fā)電機出力下降,造成附加振動和損耗,產(chǎn)生額外的熱量和能量損失,而由此引起的局部高溫現(xiàn)象,會降低轉(zhuǎn)子部件金屬材料的強度和線圈絕緣強度。負序電壓對異步電動機的運行是十分不利的,較小的負序電壓加到異步電動機上,將會引起較大的負序電流及負序逆轉(zhuǎn)電磁轉(zhuǎn)矩,直接影響異步電動機的效率和安全可靠運行。由于負序電流造成三相電流不對稱,電力變壓器三相電流中有一相電流最大,而不能有效發(fā)揮變壓器的額定出力(變壓器容量利用率下降)。負序電流流過輸電線路時,負序電流實際上并不做功,而只是造成電能損失,增加了網(wǎng)損,降低了送電線路的輸送能力。此外,負序電流還會干擾繼電保護和自動裝置的負序參量啟動元件,使它們頻繁誤動。為消除負序?qū)^電保護的影響,需要增加繼電保護裝置的復(fù)雜性,降低可靠性。(2)諧波電流對電力系統(tǒng)的危害。諧波對電力系統(tǒng)的影響大致可以分為兩個方面:其一,過大的諧波電流流入電器設(shè)備,會造成負荷過熱現(xiàn)象,并可能在一定條件下形成諧振現(xiàn)象;其二,對利用電壓波進行控制的設(shè)備以及儀表計量等會引起控制誤差和計量誤差,影響準確性。諧波會導(dǎo)致發(fā)電機產(chǎn)生附加損耗與發(fā)熱,引起附加振動、噪聲和諧波過電壓,造成異步電動機的定子繞組絕緣老化,電纜等設(shè)備局部放電、過熱、絕緣老化、壽命縮短,以致?lián)p壞;干擾繼電保護和自動裝置,引起保護誤動作,影響系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。在諧波頻率下系統(tǒng)中各元件對地和相間分布電容的存在,使得電力系統(tǒng)中構(gòu)成了一個復(fù)雜的由電容、電抗和電阻組成的網(wǎng)絡(luò),加上系統(tǒng)中本來存在的補償電容器等大電容元件和電磁式電壓互感器,變壓器等非線性磁性元件的相互作用,會在系統(tǒng)的局部存在諧波諧振或?qū)χC波敏感的點,因此高鐵負荷注入系統(tǒng)的諧波可能引起諧振和諧波放大。(3)沖擊特性。牽引負荷雖然平均負荷不大,但是沖擊負荷大,并且具有明顯的時段集中特性和地域集中特性,如早晚時段和節(jié)假日客流高峰期的牽引負荷明顯集中,在網(wǎng)架薄弱地區(qū)將危及電網(wǎng)運行安全。2)改善牽引負荷影響的措施(1)各牽引變電站的牽引變壓器采用換相連接,采用三相、兩相平衡變壓器。(2)對普通電力機車,在機車牽引繞組設(shè)置晶閘管投切三次振諧電容補償電路。(3)在牽引變電站供電臂上投切三次振諧電容補償電路。(4)鐵路調(diào)度部門力求牽引變電站兩供電臂負荷分布均勻。(5)在牽引變電站裝設(shè)靜止無功補償器(SVC)等補償裝置。3)電氣化鐵路對電網(wǎng)的供電要求(1)普通電氣化鐵路牽引變電站一般接入110kV電力系統(tǒng),高鐵牽引站接入電壓等級較高,為220kV和330kV系統(tǒng)。接入的系統(tǒng)電壓等級越高,短路容量越大,系統(tǒng)負荷和諧波的承受能力越強,牽引供電系統(tǒng)電能損失越小,供電可靠性越高,但會相應(yīng)增加成本。(2)供電方式:電氣化鐵路牽引一般采用兩路獨立電源供電,兩路電源互為備用。(3)目前國內(nèi)多數(shù)地區(qū)110kV和220kV電網(wǎng)解環(huán)分層進行,電氣化鐵路只對PCC(公共連接)點及附近系統(tǒng)的電能質(zhì)量有較大影響,即電氣化鐵路對電網(wǎng)電能質(zhì)量的影響是局部的,但此時牽引變壓器換相接入減小負序電流影響的措施失去作用。4)高速鐵路與并網(wǎng)光伏電站的相互影響(1)電能質(zhì)量。就目前的技術(shù)水平而言,電氣化鐵路向電網(wǎng)注入的諧波和負序分量,遠大于光伏電站。在電氣化鐵路較為集中的地區(qū),電能質(zhì)量問題都比較突出,時常發(fā)生電能質(zhì)量超標的情況。光伏電站采用大功率逆變器并網(wǎng),高速鐵路牽引負荷在電力系統(tǒng)中產(chǎn)生的諧波和負序電流會干擾逆變器的功率控制,導(dǎo)致逆變器輸出功率受損,嚴重時導(dǎo)致控制失敗,光伏電站不能正常并網(wǎng)運行。在電氣化鐵路接入之前,需要校核其引起的諧波和負序分量問題,避免電氣化鐵路影響光伏電站的正常運行,同時也要求光伏電站具備足夠的抗諧波的電壓不平衡能力,避免類似于電氣化鐵路接入使風電場停機的事件發(fā)生。光伏電站會向電網(wǎng)注入一定的諧波電流,在光伏電站接入電網(wǎng)前,必須進行電能質(zhì)量專題研究,只有電能質(zhì)量合格或提出了治理措施才允許并網(wǎng)。并網(wǎng)試運行時,必須進行電能質(zhì)量測試,測試合格才能并網(wǎng)運行。采取專題研究和入網(wǎng)測試兩個手段,保證光伏電站接入電網(wǎng)不會引起電網(wǎng)電能質(zhì)量超標,避免產(chǎn)生不利影響。(2)供電可靠性。電氣化鐵路需要高可靠性的供電電源保障其安全運行,電氣化鐵路牽引一般采用兩路獨立電源供電,兩路電源互為熱備用,在運行線路發(fā)生故障停運時,能立即自動切換到另一路運行。通過暫態(tài)穩(wěn)定性分析,表明光伏電站的接入,沒有惡化青海電網(wǎng)的穩(wěn)定性,不會對電氣化鐵路的供電可靠性帶來直接影響。3.大規(guī)模光伏發(fā)電站的并網(wǎng)技術(shù)要求我國的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)相對薄弱,許多在建或者規(guī)劃中光伏電站都位于電網(wǎng)薄弱地區(qū)或者電網(wǎng)末端,加之光伏發(fā)電具有波動性和間歇性,光伏發(fā)電的接入會對地區(qū)電網(wǎng)帶來一些不利的影響。為了保證大規(guī)模光伏電站接入后電網(wǎng)和光伏電站的安全穩(wěn)定運動,有必要制定光伏電站接入系統(tǒng)的技術(shù)標準。為此,國家電網(wǎng)公司于2009年7月頒布實施了《國家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》,對接入電力系統(tǒng)的光伏電站提出了技術(shù)要求。10.4.2規(guī)劃光伏發(fā)電的經(jīng)濟效益和運行成本分析光伏發(fā)電經(jīng)濟效益不能按照常規(guī)電源建設(shè)的投資收益來分析,而需要從光伏電站自身建設(shè)、并網(wǎng)和電力系統(tǒng)運行的角度來綜合考慮,從電站方和電網(wǎng)方綜合分析光伏發(fā)電的經(jīng)濟效益。1.光伏電站投資收益分析1)光伏電站成本2008年,并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)成本每千瓦大約為4萬元,2009年,由于金融危機的影響,并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)成本大幅降低,系統(tǒng)最低價格降到了每千瓦約兩萬元。但總的來說,國內(nèi)光電工程的系統(tǒng)造價差別較大,每千瓦時的單位造價在2萬元到4萬元不等。光伏組件投資占并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)投資成本大約54.5%左右,其對整個光伏發(fā)電系統(tǒng)成本又很大的影響。表103是并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)投資成本構(gòu)成表。2)光伏發(fā)電電量光伏電站年理論發(fā)電量為光伏電站裝機容量和光伏組件表面太陽能年有效利用小時數(shù)的乘積,上網(wǎng)電量要考慮太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)的效率。太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)效率包括:太陽能電池老化效率、交直流低壓系統(tǒng)損耗及其他設(shè)備老化效率、逆變器效率、變壓器及電網(wǎng)損耗效率。太陽能電池由于老化等因素的影響,使太陽能光伏系統(tǒng)運行期發(fā)電效率逐年衰減,電池老化系數(shù)逐年按衰減0.90%計算;太陽能電池方陣組合的損失、塵埃遮擋、線路損耗及逆變器、變壓器等電器設(shè)備老化,使系統(tǒng)效率降低,地面大型光伏電站損耗及老化綜合效率取80%,屋頂光伏發(fā)電損耗及老化綜合效率取81.5%。2010年青海

省

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為200MW,2015年

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量1010MW,按照年等效發(fā)電利用小時數(shù)1500h計算,2010年光伏上網(wǎng)電量為240GW·h,2015年為1210GW·h。3)節(jié)能減排環(huán)境效益分析煤炭用量,減少二氧化碳排放,對于改善生態(tài)環(huán)境、緩解溫室效應(yīng)有著重要的作用,具有節(jié)能減排社會效益。2009年全國火電機組平均發(fā)電煤耗為339g/kW·h,根據(jù)光伏發(fā)電電量預(yù)測結(jié)果,2015年規(guī)劃的光伏電站每年可減少標準煤用量為41.11萬噸。根據(jù)相關(guān)資料,目前中國光伏電力的平均效益為0.081元/kW·h,2015年規(guī)劃光伏電站產(chǎn)生的環(huán)境效益為9817萬元/年。4)太陽能光伏系統(tǒng)的能量分期回收太陽能光伏系統(tǒng),其生產(chǎn)過程中會消耗一定的能量,特別是工業(yè)硅提純、高純多晶硅生產(chǎn)、單晶硅硅棒/多晶硅硅錠生產(chǎn)三個過程的能耗較高。在評價光伏發(fā)電對環(huán)境的影響時,必須考慮太陽能光伏系統(tǒng)在制造和安裝運行工程中所消耗的那部分能量。太陽能光伏系統(tǒng)的能量回收期是指在全壽命周期中下消耗的總能量(包括生產(chǎn)制造、安裝和運行過程中消耗的能量)與太陽能光伏系統(tǒng)運行時每年的能量輸出之比,單位為年,即:能量回收期(年)=太陽能光伏系統(tǒng)全壽命周期內(nèi)的消耗/太陽能光伏系統(tǒng)每年的能量輸出。太陽能光伏系統(tǒng)的能量回收期取決于兩個方面的數(shù)據(jù):一是太陽能光伏生產(chǎn)制造、運輸安裝和運行過程中消耗的能量,這主要取決于生產(chǎn)制造的技術(shù)水平和運行管理能力;二是太陽能光伏系統(tǒng)的發(fā)電量,這取決于光伏電池系統(tǒng)和蓄電池系統(tǒng)的配置、系統(tǒng)的安裝位置和方式、當?shù)靥柲苜Y源情況和運行維護的水平。(1)太陽能光電系統(tǒng)