分布式电源接入配电网的控制策略及消纳能力评估研究

王云会, 郑强仁, 郭 淼, 肖焕春, 何厚道, 陈万喜

(1.国网延边供电公司, 吉林 延吉 133000;2.上海博英信息科技有限公司, 上海 200241)

0 引 言

我国作为能源消耗大国,面临日益严重的能源紧缺和环境污染等问题,在政策的大力推动下,倡导节约能源低碳经济,清洁能源行业发展迅猛,分布式电源(Distributed Generation,DG)应运而生,成为未来发展的重要主题。一方面DG系统灵活性强且性价比高。面对新增用户或大用户需要增加用电可靠性时,DG只需在用户附近选址安装,减少线路损耗的同时又延缓输配电网的升级换代,降低了建设成本;另一方面DG系统工程周期短。在规划项目中变电站的建设均需要大量的资金和冗长的建设周期,导致需求与供应不同步。而变电站选址也要考虑所在城市的交通、水源、环境等各方面因素的制约,经常会选择避开城市负荷中心,以单一供电方式满足大用户需求。DG系统安装时间短,既避免了需求与供应不同步的问题,又能就地转换与供应电能,降低投资风险及建设成本[1]。

然而,随着DG系统发展规模不断提升,大规模DG面临中低压配网接入,给配电网运行控制带来一定的挑战,并且在新能源渗透率提升的同时,新能源消纳能力有待提升,亟需一些相应的方法及措施去应对。本文通过分析DG接入配电网的影响,将从DG接入配电网后的控制问题和消纳能力问题展开深入的分析和计算。

(1)对供电可靠性的影响:①供电能力富足未能造成配电网规划孤岛时,DG的接入则不会对配电网可靠性产生影响。②供电能力不充足已造成配电网计划孤岛时,若在计划孤岛范围内,DG的接入可以有效提高供电可靠性;若不在计划孤岛范围内,则不会对配电网可靠性造成影响[2]。

(2)对电能质量的影响:①电压闪变。DG接入导致配电网电压闪变的原因为其具有随机性的特点,受天气、用户需求等影响较多。②谐波污染和直流注入。当配电网与DG相连没有隔离变压器时,可能会造成直流注入,使变压器等元件发生磁饱和[3]。③电压波动。DG接入的位置不同,会发生不同程度的电压偏移。随着周边负荷的变化对配电网的节点电压也会发生不同程度的影响。因此如何合理利用DG,使其与当地负荷协调运行,随着当地负荷增加或减少来控制DG的输出量,能够抑制电压波动[4]。

(3)对运行经济性的影响:DG用户专线一般情况下均为就近变电站、开闭站、配电室母线或环网柜接入,因此不会对馈线处的电压产生影响。当公线接入DG时,其负载大小与本体容量达到一定比重,对线路调压器等设备造成影响,导致线路末端的节点电压高于首端节点电压的情况[5]。

(4)对系统继电保护的影响:传统配电网因其输入和输出均为单向,发生瞬时故障时,快速解决方式为优化电网保护。如在主馈线设置重合闸、支路设置熔断器等措施后,可以解决运行时出现的问题[2]。DG接入后对继电保护设备装置的要求更为严格,从而解决不稳定流动。

1 DG接入配电网的控制策略

1.1 加强DG的配电网规划管控

当DG接入规划项目后,则要考虑经济环保等因素对负荷的影响,并将其融合到传统电网规划中。考虑不同情况下(如停发和满发)对负荷的影响程度,根据国家能源政策和自然资源分布情况,分析变电站布点周围是否适合DG建址,从规划角度进行选址和定容。

1.2 提升并网周围电压水平的管理

要根据发电情况监测DG并网后并网点的电压变化,制定出符合实际情况的改进措施,达到电压合格率水平。通过电网侧设备优化电压来调节DG侧电压能力弱的问题。

(1)根据并网点电压变化情况,调节相关配电变压器分接挡位开关;

(2)通过轮换有变压比的配电变压器来满足其分接开关挡位的电压要求。

1.3 加强DG并网验收审核

针对DG并网验收,需根据项目的相关性文件,如设计报告、施工图纸、验收报告等。对DG并网点进行重点检查,如:DG并网点安装位置是否合理、是否设置并网断开装置、是否满足设备安全距离、是否设置“防止触电事故发生”的安全标志等。若未能达到验收标准,需要提出整改方案,并再次进行复验[6]。

1.4 加强DG并网检测管理

DG并网前需检测确认各项指标,避免影响电能质量及运行安全。

检测内容包括电压、电流、电能质量与频率响应、有功输出,有功和无功控制功能、安全运行与继电保护功能,电源启停及其他并网检测项目。这些检测内容直接影响DG并网后的供电质量和安全运行,对DG和电网两者来说都很重要[7]。

1.5 加强DG并网后的运行管理

DG并网后要实时监管与检修、监控数据,针对风险预案、发电功率预测等问题要制定合理的各种风险,优先安排发电,从而提升运行水平。设置开断设备和防孤岛运行装置,确保DG并网检修安全。

2 DG接入配电网的消纳水平评估方法

2.1 评估DG接入配电网的边界条件

分布式电源接入配电网后需要对相关指标进行仿真分析,如电压偏差、谐波电流、电压波动与闪变、谐波电压、电压不平衡等,评估其是否满足相关标准。

2.2 评估DG接入容量与电网容量的匹配

关于DG的接入容量不能高于线路的允许容量,也不能高过变压器的额定容量。单条线路接入时,其总容量不能高于该线路允许容量[7]。

2.3 评估发电与负荷匹配情况

需要评估变电站负荷高峰时DG出力是否可以就地消纳;变电站负荷低谷期时DG出力能否可以就地消纳。

3 DG的接纳能力分析及提升措施

3.1 DG接入分析

(1)DG接入容量限制因素。当DG接入后负荷充足,输变电设备运行不过载,节点电压不越限,电能质量不超标;当DG接入配电网发生故障时,短路电流不超标,继电保护能正确动作切除故障,系统电压和频率快速恢复正常运行。

(2)DG的接纳能力影响因素:一是配电网安全运行约束(包括节点电压、短路电流、支路载流量、电能质量);二是DG特性与负荷特性;三是配电网结构参数;四是配电网运行管理手段[8]。

3.2 DG的消纳计算思路

(1)66 kV消纳能力计算思路。首先,本文通过分析DG消纳能力计算思路,以规划水平年或电网典型日最大负荷为边界条件计算电网的调峰裕度,并认为调峰裕度就是可接纳风电及光伏电源的装机容量,从而计算出新能源消纳空间;其次搭建潮流计算模型,分析现状电网(如变电站,线路)条件是否满足分布式电源接入,最后给出提升新能源消纳的现状电网改造建议。分布式消纳计算思路如图1所示。

图1 分布式消纳计算思路

(2)10 kV消纳能力计算方法。本文在建立评估模型时应综合考虑各种约束条件,使其网架及新能源消纳容量达到最优,并采用最优潮流的计算方法进行新能源消纳能力分析。

其思路:通过设置风电和光伏的装机接入容量,目标函数为新能源机组实际出力最大值,建立某地区电网新能源最大消纳模型,考虑其常规机组爬坡率限制、电网规模、多场景计算,可以考虑采用直流模型计算。模型大体形式为

(1)

(2)

(3)

(4)

Pi-j≤Pi-j,max

(5)

t=1,2,…,24

(6)

式(1)为以风机、光伏出力最大并考虑其发电成本的目标函数;式(2)为节点功率平衡方程;式(3)为常规机组出力上下限约束;式(4)为机组爬坡约束;式(5)为线路潮流约束;式(6)为时间序列。上述模型求解,采用某一时序(24时间段/日),新能源发电的出力等于其实际出力,为新能源全部消纳;若出力小于实际出力,则存在弃光、弃风现象[9]。

选取电压越限偏差范围为Umin=-3%UN,Umax=7%UN。

常规机组出力上下限约束:Pmin=XPUn,Pmax=PUn;X取值:火力60万机组运行方式下限为40%(全国平均水平),30万机组运行方式下限为48%(全国平均水平);供热机组运行机组容量下限分别为正常运行期间的60%(全国平均水平)和冬季采暖期间的80%(为满足用电设备和采暖的基本需求)[10]。

变压器传输容量约束:Pst≤PTN。线路传输容量约束:PL≤PLN。全网功率流动约束条件:N-1。考虑220 kV变电站输送功率不反送。

电力平衡:取夏季典型日最大时刻。

3.3 DG消纳能力的提升措施

(1)网络解,是通过改变地区电网设备参数或网架结构,来提升消纳能力的一种措施。制约新能源消纳的关键性因素就是地区电网网络阻塞问题。而解决网络阻塞的主要措施为:新增联络线,提高联络率来解决阻塞问题;增大变压器容量,提高输电容量;增大线路传输容量上限,放宽线路容量约束;增加储能设备。

(2)非网络解,是不改变地区电网网架结构,从负荷侧入手利用相应管理措施,降低电网投资建设成本,同时提高电网对新能源的消纳能力。如:通过峰谷电价政策,积极实施错峰手段,引导部分高峰负荷转移至低谷时段,减小峰谷差率,提高电网消纳新能源发电能力;采用蓄冷蓄热技术,达到移峰填谷的目的[11]。

4 典型县案例潮流计算

4.1 66 kV分布式电源接入潮流计算分析

某地区为大陆性季风气候,四季分明,日照充足,年平均日照时间超过2 300 h,太阳能和风力资源丰富,未来太阳能发电和风力发电均较多,因此选择某地区作为典型县进行消纳分析计算。

该地区有3个新能源电站并网电压等级在66 kV及以上的电源,均为光伏电站,电站规模60 MW,年发电量为0.81亿kWh。并网电压等级66 kV及以上新能源容量、发电量如表1所示。

表1 并网电压等级66 kV及以上新能源容量、发电量

目前,该地区光伏电站总装机60 MW,没有风电装机。光伏最大出力一般发生在10∶00～15∶00,根据该地区地理位置及气候特性分析,风电最大出力一般会发生在23∶00～4∶00。地区潮流图如图2所示。

图2 地区潮流图

风电出力最大时一般多发生在夜间,此时的光伏不出力。考虑到该地区风电装机较小,因此只计算光伏最大出力80%,风电出力50%,年最大负荷的65%方式下潮流情况:

(1)各新能源电站所发电力在该地区可消纳81.4 MW,剩余电力需要通过220 kV一号变输送至主网。

(2)220 kV一号变上网负荷39.5 MW,负载率为14.36%,负载较低,可以满足送出需求;其余变电站也均无重载、过载现象。

(3)线路潮流分布合理,无重载、过载现象。

4.2 10 kV分布式电源可消纳容量分析

构建某最优潮流计算仿真程序,经计算得出该地区10 kV电压等级可消纳新能源5.29 MVA。10 kV消纳新能源情况如表2所示。

表2 10 kV消纳新能源情况

由表2可知,该地区10 kV线路可消纳新能源的能力与其上级电源的电压等级关联不大,平均可消纳新能源容量为1.05 MVA。

5 结 语

本文从DG接入对配电网影响的角度展开深入分析,基于配电网规划项目的基础和原理上,对DG接入配电网后的控制问题和消纳问题进行了详细分析,结论如下:

(1)根据DG运行特点,分析DG接入配电网后的控制问题,并提出了五种控制策略。

(2)从接入配电网的影响展开分析,对DG接入配电网后的消纳问题以及消纳水平进行分析评估,分析DG接入位置选取,以及接入容量与电网容量的匹配程度。

(3)从配电网规划的角度入手,根据配电网的实际运行情况接入DG后,进一步考虑电网运行安全,是否存在电压越限等情况。

(4)以某地区配电网为例,建立计算模型进行消纳计算,结果表明DG的接入减少了配电网的网络损耗,降低了配电网的建设成本,避免了大规模远距离输送,在区域负荷高峰或低谷时能够就地消纳[12]。

本文从DG接入配电网后的控制问题和消纳问题进行了深入分析,但仍存在一定的不足,未来的研究工作将更深层次的考虑和研究:在含DG的配电网规划项目中,面对逐渐扩大的装机容量,从DG选址和定容规划等问题展开深入研究;考虑配电网运行的综合因素,优先从电网投资成本和运行成本等进行考量,实现配电网多目标优化运行;建立计算模型解析,多角度阐述在含DG系统的项目规划中,各类新能源在配电网潮流计算中的处理方法,以及如何更好地实现配电网运行的安全性、稳定性及灵活性。