大規(guī)模風電并網(wǎng)條件下的電力系統(tǒng)有功功率平衡理論研究

【摘要】：隨著風電在我國各電網(wǎng)中并網(wǎng)規(guī)模的不斷擴大,風電所具有的隨機性、間歇性以及反調峰特性給電力系統(tǒng)有功平衡的各個方面都帶來非常大的影響。在其中,低谷調峰能力不足所導致的大規(guī)模棄風浪費是當前電網(wǎng)面臨的主要問題；而風電場脫網(wǎng)所造成的頻率控制問題也值得關注。針對上述兩個方面的問題,論文進行了較為系統(tǒng)和深入的研究,主要工作及成果如下： 1.冬季供暖期,由于熱電聯(lián)產(chǎn)機組的調峰能力因供暖而下降,導致負荷低谷期間強迫出力過大,留給風電上網(wǎng)的空間嚴重不足,造成大量棄風。為此,在借鑒丹麥經(jīng)驗的基礎上,提出了在我國電力系統(tǒng)中實行熱電廠參與風電低谷調峰的設想,以東北電網(wǎng)為例論述了熱電參與調峰對接納風電的效益。分析表明,熱電參與調峰是解決未來電網(wǎng)風電接納能力不足的一個有效途徑。進一步,還分析了三種可行的“熱電解耦”技術方案,指出了實行熱電參與調峰所面臨的關鍵問題。 2.為激勵發(fā)電企業(yè)充分發(fā)掘其調峰潛力參與風電調峰,在充分考慮當前我國電力系統(tǒng)運營環(huán)境的基礎上,提出了在現(xiàn)有上網(wǎng)電價制度下建立市場化的非常規(guī)調峰服務定價機制的構想。進而,通過對風電棄風機理的剖析,考慮現(xiàn)有的調峰管理模式,設計了風電參與的非常規(guī)調峰服務交易理論基本框架,并對其中的核心問題及解決方案進行了論述。分析表明,風電參與的非常規(guī)調峰服務市場,既可產(chǎn)生調峰價格信號,激勵調峰并引導風電與調峰電源協(xié)調發(fā)展,還可保證電網(wǎng)經(jīng)濟運行,而且與現(xiàn)有風電扶持政策相兼容。 3.為平抑風電的日間波動性,保障火電機組各日所承擔尖峰負荷數(shù)量的穩(wěn)定性,減少火電機組開停機調峰需求,提出了冬季枯水期水電一風電聯(lián)合調峰運行策略,建立了以月為決策時間尺度、以周為決策時間間隔的滾動決策框架。理論分析和算例驗證均表明,該聯(lián)合運行策略不僅可有效平抑風電出力的日間波動性,使火電機組承擔的日尖峰負荷保持穩(wěn)定,從而保障火電開停機穩(wěn)定性；還可利用水電的剩余容量與風電協(xié)調,充分利用風電電量,從而提高系統(tǒng)調峰能力、減少火電機組開機容量,提高電網(wǎng)運行經(jīng)濟性。 4.大規(guī)模風電并網(wǎng)后,使得原有的低頻減載方案存在安全隱患。為此,對風電出力的波動性和風電機組的低頻保護對低頻減載方案整定的影響進行了分析,論證了低頻減載方案校核模型中單機改進為多機的必要性,提出了計入風電機組的影響的模型參數(shù)修『正方法,進而設計了大規(guī)模風電并網(wǎng)下的低頻減載方案。最后,對傳統(tǒng)方案和改進方案進行了仿真對比,結果表明,改進方案能更為有效地抑制系統(tǒng)頻率下降,頻率恢復效果更為良好。 上述研究表明,對調峰問題而言,熱電參與調峰是解決未來我國風電接納的有效途徑,其關鍵在于要有良好的調峰激勵機制,而市場是最為有效的手段；水電——風電聯(lián)合調峰運行也可以在一定程度上提高系統(tǒng)的調峰能力,從而提高系統(tǒng)接納風電的水平。對頻率控制問題而言,在設計低頻減載方案時必須充分計及風電機組的影響,從而提高低頻減載方案的可靠性。 上述研究可為我國大規(guī)模風電并網(wǎng)后有功平衡問題的解決提供有益的參考。 【關鍵詞】：電力系統(tǒng) 風電消納 調峰 低頻減載 電力市場
【學位授予單位】：大連理工大學
【學位級別】：博士
【學位授予年份】：2011
【分類號】：TM714
【目錄】：

• 摘要4-6
• Abstract6-11
• 1 緒論11-29
• 1.1 風電現(xiàn)狀及未來發(fā)展趨勢11-12
• 1.2 風電大規(guī)模并網(wǎng)對電力系統(tǒng)有功平衡的影響12-26
• 1.2.1 分鐘級波動特性對調頻的影響14-16
• 1.2.2 小時級波動特性對經(jīng)濟調度方式的影響16-17
• 1.2.3 日內反調峰特性對日內機組調峰的影響17-23
• 1.2.4 日間波動特性對日間機組調峰的影響23-25
• 1.2.5 季節(jié)波動特性對中長期電力平衡的影響25-26
• 1.3 本文的主要研究工作26-29
• 1.3.1 本文研究所針對的問題26-27
• 1.3.2 本文所做的工作27-29
• 2 熱電機組參與風電調峰的相關問題研究29-53
• 2.1 低谷調峰問題簡述29-31
• 2.2 丹麥電力系統(tǒng)風電接納經(jīng)驗31-34
• 2.2.1 丹麥電力系統(tǒng)簡介31
• 2.2.2 接納風電的經(jīng)驗31-34
• 2.3 大型熱電廠參與低谷調峰的可行技術方案34-44
• 2.3.1 熱電機組分類及熱電聯(lián)產(chǎn)原理35-40
• 2.3.2 可行的"熱電解耦"方案40-44
• 2.4 東北地區(qū)熱電廠參與風電調峰的效益分析44-50
• 2.4.1 負荷數(shù)據(jù)44-45
• 2.4.2 電源結構45-46
• 2.4.3 電源調峰能力分析46-47
• 2.4.4 風電接納能力分析47-50
• 2.5 "三北"地區(qū)熱電廠參與風電調峰的關鍵問題50-52
• 2.5.1 熱電參與調峰的經(jīng)濟激勵問題50-51
• 2.5.2 熱電參與調峰的技術路線問題51-52
• 2.6 本章小結52-53
• 3 風電參與的非常規(guī)調峰服務市場交易理論研究53-62
• 3.1 當前機制的調峰激勵性分析53-55
• 3.1.1 上網(wǎng)電價制度的調峰激勵分析53-54
• 3.1.2 調峰管理機制的調峰激勵分析54-55
• 3.2 具有調峰激勵的定價機制55-56
• 3.2.1 具有峰谷電價差的電量電價制度55
• 3.2.2 "標桿電價+市場化的調峰服務電價"機制55-56
• 3.3 風電參與的非常規(guī)調峰輔助服務市場交易框架56-61
• 3.3.1 風電場棄風機理分析56-57
• 3.3.2 非常規(guī)調峰服務市場交易基本構想57-58
• 3.3.3 非常規(guī)調峰服務市場基本交易框架58-59
• 3.3.4 核心問題分析59-61
• 3.4 本章小結61-62
• 4 水電—風電日間聯(lián)合調峰運行策略研究62-77
• 4.1 風電日間波動性對火電開停機的影響62-65
• 4.1.1 風電日間波動性62-63
• 4.1.2 風電日間波動性對等效負荷的影響63
• 4.1.3 風電日間波動性對火電開停機的影響63-65
• 4.2 水電—風電日間聯(lián)合調峰運行策略原理65-68
• 4.2.1 水電與風電的互補性65-66
• 4.2.2 聯(lián)合調峰運行的基本原理66-67
• 4.2.3 聯(lián)合調峰運行的效益分析67-68
• 4.2.4 聯(lián)合調峰運行的風險及關鍵因素68
• 4.3 聯(lián)合調峰運行決策框架68-71
• 4.3.1 理想條件下的聯(lián)合調峰運行決策68-69
• 4.3.2 實際運行環(huán)境下的聯(lián)合調峰運行決策框架69-71
• 4.4 算例分析71-76
• 4.4.1 理想條件下的聯(lián)合調峰運行分析72-73
• 4.4.2 實際運行環(huán)境下的聯(lián)合調峰運行分析73-76
• 4.5 本章小結76-77
• 5 大規(guī)模風電并網(wǎng)條件下低頻減載方案研究77-91
• 5.1 低頻減載的基本概念77-83
• 5.1.1 頻率崩潰的危害77-78
• 5.1.2 低頻減載的作用78
• 5.1.3 低頻減載方案的整定要求78-79
• 5.1.4 低頻減載方案的整定原則79-81
• 5.1.5 低頻減載方案整定方法的分類81-83
• 5.2 大規(guī)模風電并網(wǎng)對低頻減載方案整定的影響83-84
• 5.2.1 風電出力的波動性對低頻減載方案的影響83
• 5.2.2 風電機組的低頻保護對低頻減載方案的影響83-84
• 5.3 校核低頻減載方案的系統(tǒng)模型84-86
• 5.3.1 校核UFLS方案的多機單負荷模型84-85
• 5.3.2 風電機組對系統(tǒng)模型的影響85-86
• 5.4 大規(guī)模風電并網(wǎng)后的低頻減載方案設計86-87
• 5.5 仿真及分析87-90
• 5.5.1 初始方案88-89
• 5.5.2 改進方案89-90
• 5.6 本章小結90-91
• 結論91-93
• 創(chuàng)新點摘要93-94
• 參考文獻94-104
• 攻讀博士學位期間發(fā)表學術論文情況104-105
• 致謝105-106
• 作者簡介106-107

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