并网流程（精选12篇）
一、具备的条件
1、工程已完工，设备已完成调试，消防已验收，资料齐全，具备并网验收条件。
2、按照“光伏电站并网前所需资料目录”完成资料准备。
3、按照“光伏电站并网设备调试试验资料目录” 完成资料准备。
二、流程
1、向物价局提交上网电价申请，物价局批复上网电价文件；（省物价局）
2、向供电公司提交光伏电站上网关口申请；
3、供电公司批复上网关口；
4、将电能计量装置送电科院进行校验，安装；
5、提交光伏电站接入间隔和送出线路调度命名申请及资料；
6、供电公司下达光伏电站接入间隔和送出线路调度命名；调管设备范围划分。
7、向省质量监督中心站提交并网验收申请及自查报告等资料；
8、省质量监督中心站组织对工程项目进行并网前检查验收；
9、对省质量监督中心站验收不合格项进行消缺，将消缺整改情况报省质量监督中心站审查复验，省质监站出具验收报告；
10、向供电公司提交并网验收申请及资料；
11、供电公司进行图纸（包括变电所间隔、送出线路、光伏电站站内）及主要设备技术参数等资料审查；
12、供电公司组织各部门进行并网前验收；对验收不合格项进行消缺，将消缺整改情况报供电公司审查，进行复验，出具验收报告；
13、向供电公司提交办理《并网调度协议》的资料；
14、办理并网调度协议；
15、向供电公司提交办理《购售电合同》的资料；
16、办理购售电合同；
17、向供电公司提交办理《供用电合同》的资料；
18、办理供用电合同；
19、向供电公司提交光伏电站设备的保护定值，审核、备案； 20、向供电公司提交光伏电站投运计划；
21、向供电公司提交光伏电站并网启动方案；
面对这项全新业务, 湘潭供电公司本着“先试先行, 大胆创新”的原则, 迅速组织开展了深入调研, 通过实际业务试点、专题科技创新项目实施以及典型经验总结等途径, 完善服务流程, 健全工作和技术标准, 分布式光伏发电并网服务工作迅速打开了局面, 取得了显著成效。
1 健全组织领导机制
在湖南省电力公司营销部统一部署下, 湘潭供电公司成立了以营销副总负总责, 客户服务中心市场室牵头的分布式光伏发电并网营销标准流程体系建设项目组。项目组成员由班组长和专责等骨干组成, 成员之间责任分工明确, 按要求落实光伏发电并网项目工作的组织协调、督查激励和检查评价, 协调该公司发策部、经研所、检修公司等部门, 制定详细工作计划, 细化责任、分解任务, 确保项目工作有力有序推进。
2 强化内外沟通协同
与传统用电或发电项目相比, 分布式光伏发电项目在业务流程、电能消纳、电能计量、电费结算等方面均存在较大差异。该项目对外涉及到政府、设备制造企业、发电企业、用电客户, 对内需协调发策、财务、运检、调控、交易等多个部门, 工作协同要求高、难度大。为营造良好的分布式电源发展环境, 项目组主动加强同市发改委、能源局等政府职能部门以及光伏发电相关企业、客户的对接联系。积极沟通分布式电源的相关政策和文件精神, 落实光伏发电项目备案管理、国家资金补贴发放等具体事宜。
通过主动沟通、多方协调, 理顺了工作关系, 提高了办事效率。同时, 还加强了分布式电源并网服务政策宣贯, 组织开展了覆盖95598供电服务热线、营业柜台、业扩报装、电费核算等相关业务人员的专业培训。项目组重要组成部分的市场拓展班, 切实承担起“一口对外”工作协调责任, 加强与内部各有关职能部门和单位的沟通协调, 构建了分布式光伏发电项目并网服务协同机制。
3 深入开展调研实践
项目组同时承担了国网公司分布式电源并网的试点工作。针对不同电压等级的分布式电源客户, 分布式光伏发电项目组全程免费提供咨询服务和技术支撑, 每次都认真做好接入方案、设计审查、并网验收、计量和结算、安全措施等环节方案讨论和实施, 不断总结和完善, 持续提高并网服务水平。
试点工作及项目研究成果得到了国网公司的高度评价, 并按照国网公司的统一安排, 赴北京、天津、浙江和江苏等地供电公司开展实地考察调研, 收集典型实践案例, 拓宽视野, 启发思路, 之后提交了近万字的《考察调研报告》。同时, 积极推进分布式电源并网、核算、支付流程的全信息化管理, 配合普华公司开发SG186系统中“分布式电源”和“常规电源”模块, 承担了业务说明和指导工作, 有效推进了电源模块的成功上线。
4 优化流程提高效率
项目组积极优化并网流程, 简化并网手续, 提高服务效率。一是按照属地原则, 进一步压缩管理层级, 由地市/区县公司客户服务中心设立专属客户经理, 提供“一对一”“一条龙”服务。二是编制和推广典型接入系统方案, 精简并网手续, 并行受理申请与现场勘查、计量装置安装等环节, 加快并网业务办理速度。三是与相关单位联合设计并研制出符合计量、保护、安全装置的高低压并网设备, 经济适用。四是简化国网公司《发用电合同》, 设计了居民分布式电源背书合同, 增设了并网前的双方或三方《安全协议》。五是免费代替居民客户向能源局办理光伏集中备案。六是保障分布式光伏发电上网电量全额收购, 电费和政府补助资金足额结算和转付。
5 健全标准提炼典型经验
在试点和调研基础上, 项目组及时总结试点实践经验, 深入研究完善分布式光伏发电项目并网流程、“一口对外”协调机制、服务质量考核机制、运营管理模式, 建立健全光伏发电项目并网管理、工程管理、运行管理、电费结算等标准制度。
6 确保安全可靠防范舆情风险
严格落实分布式光伏发电项目并网有关技术规定, 规范了接入方案编制与审查工作, 确保配网及客户设备稳定运行、检修作业安全, 确保各分布式光伏发电项目的可靠接入、安全运行。认真落实工作周报制度, 以周为单位按时汇总分布式光伏发电项目业务受理情况及存在问题, 即时报告、及时处理。
并且, 主动响应社会、公众和媒体在光伏产业、分布式电源并网方面的知情诉求, 正确引导舆论方向。制定了光伏发电突发服务事件应急预案, 切实加强窗口部门服务质量监管和舆情监控。主动走访分布式光伏发电项目业主, 认真分析政策执行中潜在的服务风险和可能出现的矛盾纠纷, 建立起发现、反馈、控制、解决风险的高效工作机制。
7 取得的成果
通过“实践———总结———再实践”的有效探索, 项目组先试先行, 大胆创新, 分布式光伏发电并网服务工作的典型做法和经验得到了国网公司的充分肯定。
从2013年以来, 项目组先后编制出台了《分布式电源并网工作规范》等8份具体技术和工作规范;带头编制了《国家电网公司分布式电源营销业务模型设计》等3份技术标准, 为国网公司完善分布式电源并网服务工作标准和规范作出了贡献。
截至2014年12月, 湘潭供电公司累计受理业务32项, 完成并网服务20户, 装机容量15920千瓦, 完成结算的有6户, 累计结算上网电费120万元、度电补贴1043元。目前, 已并网项目运行安全稳定, 无一出现异常状态。
8 结束语
▉申请分布电源发电项目并网: 分布式电源发电项目业主或投资商(光伏项目仅第一次可代用电方向所在地供电公司(营业厅提出接入申请。
▉申请并网所需资料:
1、填写分布式电源并网申请,经办人身份证原件及复印件和法人委托书原件(或法人身份证原件及复印件。
2、企业法人营业执照、土地证、房产证等项目合法性支持文件。
3、政府主管部门规定需核准或备案项目要求提供的相关资料(如房屋使用协议、合同能源管理合同等。
4、项目前期工作相关资料,单位电气接线图。
5、投资方(或完全自行投资行业、每用电三证(组织构代码证、税务登记证、营业执照登记证,补贴发放所需的开户银行,账号(建议提供增值税专用发票样张等。
▉项目业进行并网验收调试申请,提供资料如下: 1、0.38kV项目材料包括,若已通过政府备案的提供备案文件
2、若委托第三方管理,提供项目管理方资料(工商营业执照、税务登记证、与用户签署的合作协议复印件
3、主要电气设备一览表
4、主要设备技术参数和型式认证报告、电池阵列的相关技术参数和逆变器的检测认证报告
▉注意事项:
1、并网工程设计按照供电公司答复的接入方案开展(常规答复时间约1个月,项目业主委托的设计单位具备主管部门颁发的相应设计资质,电力公司对设计单位资质进行审核。
工程名称：霍林郭勒振发光伏科技有限公司30MW光伏发电项目 建设单位：霍林郭勒振发光伏科技有限公司 施工单位：江苏华源新能源科技有限公司 监理单位：北京四达贝克斯工程监理有限公司 高压设备调试单位：四川华蓥输变电有限公司 工程地点：霍林郭勒工业园区南露天矿排土场
国网蒙东电力通辽供电公司：
我代表EPC总包单位（江苏华源新能源科技有限公司）对各位领导、专家表示欢迎，欢迎各位专家对我站的情况提出宝贵建议与指导。霍林郭勒振发光伏30MW项目自开工以来，在上级有关领导的支持下，在建设单位、监理、调试、设备厂家各单位的共同合作下，本项目的土建、电气安装已完成，经过我公司三级自检合格，经通辽电力局质监站土建与电气验收合格，启动并网前的技术资料与文件都已齐全，具备电站整套启动时运行条件。
为便于对我站并网验收工作的顺利开展，我把我站的工程概况与目前的工程进展情况、施工主要节点作一简要的汇报。
工程概况：内蒙古霍林郭勒30兆瓦光伏发电项目是由霍林郭勒振发光伏科技有限公司投资，由江苏华源新能源科技有限公司承建的大型地面光伏发电项目。项目建设30兆瓦光伏电站，利用内蒙古通辽市霍林郭勒露天矿南排土场顶部的废弃未利用土地，总占地面积为1256亩，30MW分30个发电单元，每个单位2台550KW阳光逆变器，一台1000KVA三变箱变。每5MW为一条汇集线路共6条汇集线路，经10KV母线汇集由一台31500KVA的主变升至66KV，输电电路5.8KM，接入南广场220KV升压站蒙东电网。
站内围网占地面积1256亩，其中综合楼一栋，砖混结构一层，建筑面积579.02平方米；中控楼一栋，框架结构一层，建筑面积215.86平方米，逆变基础及箱变基础30个，每个占地面积29.5平方米。
本项目光伏支架共2853组，采用成品螺旋桩基础，直径Φ80mm，桩长1860mm，埋深1500mm，共计39942根。每块电池组件规格为255Wp，采用固定倾角方式安装，倾角38°，实际总装机容量32.01MWp，共计组件125532块。
本项目主要工程节点：综合楼竣工日期：2015年10月22号；
2、中控楼：竣工日期：2015年10月22号；
3、升压站基础：竣工日期：2015年9月5号；
4、逆变基础及箱变基础：竣工日期：2015年8月21号；
5、光伏电池板阵列：竣工日期：2015年10月30号；
6、门卫室：竣工日期：2015年10月22号；
7、系统集成电气：竣工日期：2015年11月30号；
8、附属工程：场内道路、围栏竣工日期：2015年11月20号；
9、主变压器系统设备安装：竣工日期：2015年11月20号；
10、主控及直流设备安装：竣工日期：2015年11月26号； 11、66KV配电装置安装：竣工日期：2015年11月25号； 12、10KV配电装置安装：竣工日期：2015年11月25号；
13、无功补偿装置安装：竣工日期：2015年9月17号；
14、全站电缆施工：竣工日期：2015年11月30号；
15、全站防雷及接地装置安装：竣工日期：2015年9月16号。该项目建成后年均发电量为4500万千瓦时，本项目运营期内25年总发电量约为104443.92万千瓦时。
通辽电力质检站对本项目土建验收时间：2015.10.11 通辽电力质检站对本项目电气验收时间：2016.1.10 电气一次、二次设备调试完成时间：2015.1.6 主要设备品牌：
组件：亿晶20MW，福马10MW 逆变器：合肥阳光电源股份有限公司 箱变：浙江三变科技股份有限公司 开关柜：中国西电集团公司
（时间:2007-10-9 23:28:46 共有
来源：风力发电机组的控制技术
当平均风速高于3m/s时，风轮开始逐渐起动；风速继续升高，当v>4m/s时，机组可自起动直到某一设定转速，此时发电机将按控制程序被自动地联入电网。一般总是小发电机先并网；当风速继续升高到7～8m/s，发电机将被切换到大发电机运行。如果平均风速处于8～20m/s，则直接从大发电机并网。发电机的并网过程，是通过三相主电路上的三组晶闸管完成的。当发电机过渡到稳定的发电状态后，与晶闸管电路平行的旁路接触器合上，机组完成并网过程，进入稳定运行状态。为了避免产生火花，旁路接触器的开与关，都是在晶闸管关断前进行的。
(一)大小发电机的软并网程序
1)发电机转速已达到预置的切人点，该点的设定应低于发电机同步转速。
2)连接在发电机与电网之间的开关元件晶闸管被触发导通(这时旁路接触器处于断开状态)，导通角随发电机转速与同步转速的接近而增大，随着导通角的增大，发电机转速的加速度减小。
3)当发电机达到同步转速时，晶闸管导通角完全打开，转速超过同步转速进入发电状态。
4)进入发电状态后，晶闸管导通角继续完全导通，但这时绝大部分的电流是通过旁路接触器输送给电网的，因为它比晶闸管电路的电阻小得多。
并网过程中，电流一般被限制在大发电机额定电流以下，如超出额定电流时间持续3.0s，可以断定晶闸管故障，需要安全停机。由于并网过程是在转速达到同步转速附近进行的，这时转差不大，冲击电流较小，主要是励磁涌流的存在，持续30～40ms。因此无需根据电流反馈调整导通角。晶闸管按照0°、15°、30°、45°、60°、75°、90°、180°导通角依次变化，可保证起动电流在额定电流以下。晶闸管导通角由0°大到180°完全导通，时间一般不超过6s，否则被认为故障。晶闸管完全导通1s后，旁路接触器吸合，发出吸合命令1s内应收到旁路反馈信号，否则旁路投入失败，正常停机。在此期间，晶闸管仍然完全导通，收到旁路反馈信号后，停止触发，风力发电机组进入正常运行。
(二)从小发电机向大发电机的切换
为提高发电机运行效率，风力发电机采用了双速发电机。低风速时，小发电机工作，高风速时，大发电机工作。小发电机为6极绕组，同步转速为43人次浏览）无图
1000r/min，大发电机为4极绕组，同步转速1500r/min小发电机向大发电机切换的控制，一般以平均功率或瞬时功率参数为预置切换点。例如NEGMicon 750kW机组以10min平均功率达到某一预置值P1或4min平均功率达到预置值P2为切换依据。采用瞬时功率参数时，一般以5min内测量的功率值全部大于某一预置值P1，或lmin内的功率全部大于预置P2值作为切换的依据。
执行小发电机向大发电机的切换时，首先断开小发电机接触器，再断开旁路接触器。此时，发电机脱网，风力将带动发电机转速迅速上升，在到达同步转速1500r/min附近时，再次执行大小发电机的软并网程序。
(三)大发电机向小发电机的切换
当发电机功率持续10min内低于预置值P3时,或10min内平均功率低于预置值P4时，将执行大发电机向小发电机的切换。
首先断开大发电机接触器，再断开旁路接触器。由于发电机在此之前仍处于出力状态，转速在1500r/min以上，脱网后转速将进一步上升。由于存在过速保护和计算机超速检测，因此，应迅速投入小发电机接触器，执行软并网，由电网负荷将发电机转速拖到小发电机额定转速附近。只要转速不超过超速保护的设定值，就允许执行小发电机软并网。
由于风力机是一个巨大的惯性体,当它转速降低时要释放出巨大的能量，这些能量在过渡过程中将全部加在小发电机轴上而转换成电能，这就必然使过渡过程延长。为了使切换过程得以安全、顺利地进行，可以考虑在大发电机切出电网的同时释放叶尖扰流器，使转速下降到小发电机并网预置点以下，再由液压系统收回叶尖扰流器。稍后，发电机转速上升，重新切人电网。国产FD23—200/40kW风力发电机组便是采用这种方式进行切换的。
NEGMicon750/200kW风力发电机组也是采用这种方式进行切换的。
(四)电动机起动
电动机起动是指风力发电机组在静止状态时，把发电机用作电动机将机组起动到额定转速并切人电网。电动机起动目前在大型风力发电机组的设计中不再进入自动控制程序。因为气动性能良好的桨叶在风速v>4m／s的条件下即可使机组顺利地自起动到额定转速。
关键词：砖厂,余热利用,发电,并网
1 引言
隧道窖烧坯成砖是砖厂生产的主要环节, 砖坯烧制成砖过程中产生大量余热。由于资金和技术原因, 目前隧道窑余热利用率较低, 大部分排烟热量 (200~500℃) 和产品冷却热量 (500~900℃) 直接废弃, 从而造成大量的能源浪费和热源污染。如何将隧道窑余热收集并转化为其它形式的、价值更高的新型能源是一项重要的研究课题。
2 砖厂概况
某砖厂主要从事以煤矿矸石为原料、采用内燃工艺烧制建筑用砖的生产和经营业务。砖厂现有生产线两条, 设计标准砖产量为6 000万块/年。其主要生产工艺流程包括:煤矸石破碎→筛分→强力搅拌 (一级) →陈化→搅拌挤出 (二级) →制坯→码坯→干燥→隧道窑烧坯成砖→人工卸窑车→成品堆场等步骤。砖厂目前6KV高压电源取自上级变电所, 砖厂生产时间用电总功率约为1 200KW, 非生产即检修时间用电总功率最大约为150KW, 目前砖厂配电系统情况如下图:
3 利用余热发电
3.1 基本流程
隧道窖余热收集系统———余热锅炉产生2.35MP以上压力蒸汽———推动汽轮机叶片———发电机组转子旋转作切割磁力线运动产生400V电压———发电机控制柜对发电机出口电压、频率、相位进行监测监控———发出电能绝大部分直接用于砖厂生产、少部分通过变压器升压后并网。
3.2 主要发电相关设备
(1) 余热锅炉
汽包、蒸汽发生器、过热器等设备, 其作用是在不影响隧道窑正常生产的前提下将隧道窑产品冷却释放的热量转化为过热蒸汽的热量。
锅筒安装在冷却段500~950℃区域内, 经省煤器加热后的给水进入锅筒;锅筒内的水通过下降管分配到布置在炉窑换热器 (蒸发器) 进口集箱, 再分配到每根换热管内继续加热而产生蒸汽, 汽水混合物汇集到换热器出口集箱后通过每条炉窑上升管进入锅筒进行汽水分离产生蒸汽。锅炉产生的蒸汽 (压力2.45MPa、温度350~400℃) 进入蒸汽母管, 供汽轮机用汽。
(2) 汽轮发电机
余热锅炉产生的过热蒸汽进入汽轮机带动发电机发电。选用CN0.75-24/350型凝汽式汽轮发电机组 (汽温350℃, 汽压2.35MPa) , 隧道窑现有余热量可发电740KW, 供电660KW。汽轮机排出的蒸汽进入冷凝器转化为凝结水, 通过给水泵送到锅炉循环使用。汽轮机排出的低温低压蒸汽进入冷凝器转化为凝结水, 通过凝结水泵送到除氧器循环使用。循环水吸收低温低压蒸汽的热量后进入循环水冷却塔散热, 通过循环泵不间断地向冷凝器供应循环水, 确保凝汽器真空。另外, 还设有射汽抽气器, 抽取凝汽器中的不凝气体, 维持真空。
CN0.75-25/350凝汽式汽轮发电机组辅助系统需增加凝结水泵、循环水泵、电动油泵各2台, 冷凝器1台, 冷却塔 (含轴流风机) 1座, 真空滤油机1台, 10吨行车1台。
TZHW3560L4-750/400型 (防护等级IP23) 低压发电机, 额定功率750KW、额定电压400V、额定转速1 500r Pm、50Hz。汽轮发电机组输出电压为400V, 并入内部电网运行。发电机输出电缆采用80×8铜排, 桥架式布置。开关柜、PT柜、保护柜、辅机控制柜、热工控制柜按GB 50171、GB 50172、GB 50168规定执行。
3.3 热工监控系统
根据换热装置的布置情况分别设置温度、压力、水位、流量等热工仪表 (就地表计和远传表计) , 以及高限和低限声光报警和自动控制调节设备, 对设备运行信息进行收集。将信号传输至集控中心处理, 实现控制中心对余热发电装置的远程监视控制。控制室内设有锅炉和汽机、水处理3个热工控制柜, 主要热工参数和发电机主要运行参数送到PC控制台人机界面显示屏上, 每10~15分钟自动记录各运行参数, 以减少抄表工作量, 同时便于管理人员查阅历史数据。
3.4 电气监控系统
控制室内设有3个辅机控制柜, 1个微机保护屏, 1个直流屏, 1个发电机控制屏, 1个励磁柜, 4个开关柜, 1个PT柜, 1250KVA (400/6300V) 变压器1台。控制室内设有两路照明, 在全厂停电情况下, 可使用直流电源照明。另外, 配有一台柴油发电机用于电网停电情况下使用, 供水处理、给水系统电机使用, 为电网停电后迅速启动汽轮发电机提供电源, 保证窑炉和锅炉的正常运行。蓄电池及直流装置:充电式蓄电池为励磁装置和仪表提供直流电源, 并在停电情况下提供控制室照明电源。
4 发电并网及控制方法
4.1 发电并网条件
发电机并入主电网必须满足四个条件: (1) 发电机频率等于电网电压频率; (2) 发电机的电压幅值等于电网电压幅值; (3) 发电机的电压相序与电网的相序相同; (4) 在并网时, 发电机的电压相角与电网电压的相角一致。
如果上述四个条件有一个不满足, 将对发电机运行产生严重的后果。它们都会在发电机绕组中产生环流, 引起发电机功率振荡, 增加运行损耗, 运行不稳定等问题。
4.2 汽轮机发电及控制工作原理
由静叶栅、动叶栅及喷嘴等组成的汽轮机做功的最小单元称为级。
具有一定温度、压力的蒸汽通过汽轮机的级时, 首先在静叶栅通道中得到膨胀加速, 将蒸汽的热能转换为高速汽流的动能, 然后进入动叶通道, 在其中改变方向或者既改变方向又膨胀加速, 推动叶轮旋转, 将高速汽流的动能转变为旋转机械能。为了适应电力需求, 用于发电设备的汽轮机的转子的额定转速通常设定为3 000r/min。汽轮机转子轴通过联轴器与发电机转子轴连接, 带动发电机转子旋转, 发出50HZ、400V电能。
为了使汽轮机的出力与外界经常变化的负荷相适应, 必须随时调节汽轮机的输出功率, 通过调节进入汽轮机蒸汽量, 可以调节蒸汽在汽轮机中的作功能力。同时, 通过汽轮机的功频电液控制系统来保证汽轮机内功率满足外界负荷变化, 转速维持在3 000/min的允许范围内。
4.3 汽轮机功频电液控制系统
汽轮机功频电液控制系统既可以消除蒸汽压力变化对汽轮机输出功率的影响, 使频率偏差与功率变化保持一定比例关系, 保证机组一次调频能力不变, 又可以补偿由于中间再热容积引起的汽轮机输出功率滞后。该系统包括以下几个部分: (1) 电控部分:测功单元、测速单元、控制器PID、功放、给定。 (2) 液压控制部分:油动机。 (3) 接口装置:电液转换器。
5 砖厂余热利用发电及并网方案
鉴于以下两方面因素: (1) 砖厂生产时间用电总功率约为1200KW, 余热发电最大输出功率660KW, 缺口部分需由上级主供电网进行补充; (2) 非生产即检修时间砖厂用电总功率最大约为150KW, 考虑非生产时间余热量少, 发电输出功率相应降低约为450KW, 冗余部分通过砖厂变压器升压至6KV后与上级主供电网并网。
砖厂利用余热发电不会对窑炉产生任何负面影响, 并能提高窑炉的使用周期和产量。此项改造设计提高了煤矸石烧结砖隧道窑余热利用率, 并且节能降耗效果显著、无热源污染, 与余热仅用于砖坯干燥相比, 节能效果更好, 企业经济效益更高, 技术更先进, 有利于企业绿色发展。
参考文献
关于临潭县青石山水电有限责任公司
并网安全性评价的申请报告
兰州电监办: 甘肃临潭县青石山水电有限责任公司是按照现代企业制度依法组建的、致力于流域能源项目开发和生产经营的独立发电公司。为贯彻落实《甘肃省发电厂并网安全性评价管理办法》（兰电监办[2006]20号），规范梯级电站并网运行的安全管理，青石山水电有限公司遵照《西北区域新建水电机组并网安全性评介标准》及评介依据，按照“必备条件”和“查评项目”两部分，分安全生产管理、电气一次设备、二次设备、水机系统、枢纽及水工建筑物、环保和消防七个专业，采取电站自下而上自查，再由公司自上而下内部复查、整改的方式，开展了梯级电站并网安全性自评价。
通过并网安全性自评价，青石山水电有限公司已具备并网安全性评价的必备条件，查评项目的结论清晰，备查资料详实，整改措施操作性强，现将《青石山电站并网安全性评价自评报告》随文上报，特申请对青石山电站进行并网安全性评价妥否，请批示。
附件：
1、关于临潭县青石山水电站项目建议书的批复
2、关于临潭县青石山水电站工程可行性研究报告的批复
3、关于临潭县青石山水电站工程可行性研究报告的补充
批复
4、关于临潭县青石山水电站工程开工报告的批复
5、临潭县青石山水电站并网安全性评价自评报告
临潭县青石山水电有限责任公司
二○○七年四月二十二日
主题词：电站
并网
评价
报告 抄
送：甘肃省华羚乳品集团公司
临潭县青石山水电有限责任公司办公室打印
电气总结
6.12晚上20：30开始进行500KV升压站按照启动方案要求转冷备用、1号主变及1、2号厂高变、1号发电机及励磁系统转冷备用的准备工作，至13日夜2：00，完成500KV升压站、主变厂高变、发电机及励磁送电前准备工作。
6.13日早上，为确保首次送电安全，一次成功，再次按操作票内容进行全面复查。中午12：00配合对侧汕头站对门汕甲线进行参数测试、绝缘测量等工作。17：00 变电站侧开始500KV门汕甲线首次送电操作，18：50线路送电成功，19：54完成500KV门汕甲线、升压站5012开关、#1主变#
1、2厂高变受电。
6.14 0：20做1号发电机假同期试验，正常。1：47 1号发电机同期并网成功。12：00后机组负荷加至200MW时，对发电机差动CT及主变、线路部分CT极性进行检查。结果是正确，18：27 1号发电机解列。18：35 中调令断开500KV5012开关。21：30完成1号发电机及励磁系统转冷备用，1号主变1、2号厂高变转冷备用，500KV门汕甲线转检修的工作。
这次的启动，机组发电量163.7496万KWh，上网发电量162万KWh（扣除励磁用电），无功51.75万Kvarh，厂用电量89.2386万KWh（从机组上水启动开始），这次500KV升压站及机组并网过程中，电气操作及设备投运比较顺利，从对侧开始进行刀闸操作至门汕甲线充电到我厂主变厂高变充电完成只是花了1小时（还包括的测试等）。送电后运行人员2小时巡视一次设备及抄表，严密监控。总体感觉：NCS监控系统、门汕甲线、5012开关及主变厂高变、发电机及励磁系统等等设备运行及各项监测都比较正常。但也存在以下几个问题：
1.励磁室由于整流柜热风排在室内，在2个吸顶式和2个柜式空调都运行情况下，室内温度较高，近30度，为确保励磁设备的安全运行，也降低空调电耗，建议立即采取措施将热风直排室外。2.1、2号机组凝泵变频器室也存在同样问题。
3.运行中发电机定子铁芯的齿部及端部所有温度测点大幅跳动。幅值有10度左右。机组停运后没有该现象。
4.运行中1B UPS偶尔发综合报警，现场检查是旁路频率报警。机组停运后该现象消失。
5.定冷水流量低开关经常出现2个报警，这个影响168及以后正常运行。
海门电厂运行部
关键词：双转炉煤气柜,直列运行,转炉煤气
0 引言
宁波钢铁有限公司 (以下简称宁钢) 原有1座8×104m3威金斯型转炉煤气柜, 与宁钢年生产规模400×104t匹配, 基本可满足宁钢现有的生产需求。实际生产中由于炼钢吹炼节奏的不确定性, 炼钢经常临时2炉铁水同时吹炼或3个转炉连续吹炼, 转炉煤气回收量波动大, 出现煤气柜柜满拒收现象, 以2013年1月—6月为例, 因转炉生产节奏快, 煤气柜柜满拒收次数为199次, 损失煤气回收量132.9×104m3, 造成经济损失约为112×104元, 另8×104m3转炉煤气柜需进行大修, 大修期间转炉煤气无法进行回收, 造成大量的转炉煤气放散, 导致公司煤气能源不平衡。为解决上述问题, 转炉煤气回收系统新增1座5×104m3威金斯转炉煤气柜及其站区设施的系统, 实现与原有转炉煤气柜并网运行, 既可互为备用, 解决现有问题, 同时2座气柜实行直列运行, 减少生产节奏变化大造成柜满拒收现象, 提高转炉煤气回收率[1]。
1 双转炉气柜运行工艺流程
新建5×104m3威金斯型转炉煤气柜, 煤气柜进、出口管线并入原有煤气柜进出口管线, 2座煤气柜后端电除尘及加压机共用, 为了将2座煤气柜的储气能力最大化, 优化系统配置, 2座煤气柜按直列运行进行系统设计。同时保证当一座煤气柜检修时, 另一座煤气柜具备单独运行的条件。系统正常运行时, 2座煤气柜直列方式运行, 2个煤气柜置不同的压力段, 根据2个煤气柜的压力差并辅以必要的安全联锁来实现。
2 双转炉气柜运行方式
双转炉气柜运行方式有三种:双转炉煤气柜直列运行、8×104m3煤气柜单独运行、5×104m3煤气柜单独运行。
2.1 1#、2#煤气柜直列运行
转炉煤气柜双柜直列运行是通过2个煤气柜各自不同柜位的压力差异来自动调整煤气进柜路由的。8×104m3煤气柜内煤气压力为2.25 k Pa/2.75 k Pa, 5×104m3煤气柜内煤气压力为1.8 k Pa/2.45 k Pa, 直列运行时2座煤气柜的压力形成梯级, 即1.8 k Pa—2.25 k Pa—2.45 k Pa—2.75 k Pa四个压力等级。从增加储存容积的上升行程来看, 是按着8×104m3气柜活塞—5×104m3气柜活塞—8×104m3气柜活塞与T挡板—8×104m3柜活塞与T挡板, 从减少储存容积的下降行程来看, 是按着5×104m3柜活塞与T挡板—8×104m3柜活塞与T挡板—8×104m3柜活塞—5×104m3柜活塞, 通过煤气柜进口蝶阀的开闭来实现气柜的直列运行。
宁钢双柜直列运行是以5×104m3气柜为主柜, 8×104m3气柜为辅柜的双柜运行方式, 运行情况:加压机送出的转炉煤气是由5×104m3转炉柜送出, 8×104m3气柜柜中煤气的送出是由5×104m3、8×104m3柜活塞的配重不同, 分压力地由8×104m3气柜入口阀 (A阀) 通过5×104m3气柜入口 (B阀) 倒入5×104m3气柜, 然后由5×104m3气柜送出。合成转炉煤气与加压机回流煤气进8×104m3气柜。
当2座煤气柜直列运行前, 调度员在调度EMS控制画面上手动打开8×104m3气柜入口阀, 手动打开5×104m3气柜入口阀和出口阀, 手动关闭8×104m3气柜出口DN2000电动蝶阀。条件满足时, 在调度EMS画面上然后点击双转炉煤气柜直列运行模式, 此时当8×104m3气柜、5×104m3气柜进入直列运行模式时, 程序将8×104m3气柜进口阀、出口阀和5×104m3气柜进口阀、出口阀全部调到自动模式, 画面显示各个阀的开关状态, 此时如果要手动, 在画面上将要操作的阀打到手动模式。
直列运行模式逻辑关系如下:
a) 当5×104m3气柜的柜容达到4.1×104m3时, 5×104m3气柜进口阀关闭;当柜容降低到3.3×104m3 (EMS控制画面上可设定) , 5×104m3气柜进口阀重新打开;当8×104m3气柜柜容达到7.0×104m3时, 炼钢侧三通阀自动连锁切换至放散, 回收停止;
b) 当5×104m3气柜的柜容降到5 000 m3时, EMS控制画面给出报警, 调度员确认后决定是否手动操作。
2.2 煤气柜单独运行
根据转炉煤气柜的情况和生产要求, 选择一个柜运行, 另一柜为停运状态 (包括备用、检查、检修) 。并进行相应的管道通向的切换, 停运柜入口, 出口阀常闭, 入口水封根据气柜状态和要求安排状态 (一般备用和检查情况下为落水, 检修情况下封水状态) 。运行气柜出入口阀打开, 从炼钢三通阀送来的煤气进入运行气柜, 通过运行气柜出口阀进入电除尘器和加压机。
2.2.1 8×104m3气柜单独运行
8×104m3煤气柜单独运行方式:8×104m3柜出入口水封开通, 出入口阀常开, 相应合成转炉煤气和加压机回流煤气进入运行柜, 煤气由运行柜出入, 炼钢的转炉煤气回收根据回收逻辑关系和设定条件回收。
当8×104m3气柜单独运行前, 调度在EMS画面上手动打开8×104m3气柜进口阀、出口阀, 手动关闭5×104m3气柜进出口电动蝶阀, 条件满足时, 然后切换至8×104m3气柜单独运行模式。画面显示各个阀的开关状态。手动情况下, 当8×104m3气柜容量超过72 000 m3时, 程序自动切换为自动模式, 并关闭8×104m3气柜进口阀。此时如果把8×104m3气柜的进口阀和出口阀调到自动, 自动的联锁关系见表1。
2.2.2 5×104m3煤气柜单独运行
5×104m3气柜单独运行方式:5×104m3气柜入口水封开通, 出入口阀常开, 相应合成转炉煤气阀门关闭, 加压机回流煤气进入运行柜, 煤气由运行柜出入, 炼钢的转炉煤气回收根据回收逻辑关系和设定条件回收。
当2#柜单独挂网前, 手动打开5×104m3气柜进口阀、出口阀, 手动关闭8×104m3煤气柜进口阀, 手动关闭8×104m3气柜出口DN2000电动蝶阀, 条件满足时, 切换至5×104m3气柜单独运行模式。EMS画面显示各个阀的开关状态。手动情况下, 当5×104m3气柜容量超过45 000 m3时, 程序自动切换为自动模式, 并关闭5×104m3进口阀。当5×104m3气柜进口阀、出口阀都打到自动情况下, 自动的联锁关系见表2。
3 炼钢允许拒绝回收转炉煤气的逻辑判断
气柜允许回收成立条件。8×104m3气柜A阀全开到位与柜位不高于设定值则成立;
气柜拒绝回收成立条件。8×104m3气柜A阀全开到位信号消失或5×104m3气柜位高于设定值 (7×104m3) 或5×104m3柜单独模式或5×104m3气柜异常 (即B阀关超时报警或5×104m3气柜位大于4.5×104m3或柜前氧含量超标;
气柜允许回收成立条件。5×104m3气柜B阀全开到位与柜位不高于设定值则成立;
气柜拒绝回收成立条件。5×104m3气柜B阀全开到位信号消失或5×104m3柜位高于设定值或8×104m3气柜单独模式或柜前氧含量超标;
e) 若有1座气柜的允许回收成立, 则发出允许炼钢回收信号;若2座气柜的拒绝回收条件都成立, 则发出拒绝炼钢回收信号。
4 结语
转炉煤气回收采用直列运行回收工艺, 可以最大限度地利用转炉煤气柜容, 减少生产节奏变化大造成柜满拒收的现象, 提高了转炉煤气回收率, 转炉煤气回收率由100 m3/t钢提高到了108 m3/t钢。双转炉系统不仅充分发挥2个气柜吞吐缓冲功能, 而能保证当一座气柜故障停运检修时, 也能较好地确保转炉煤气用户的正常生产, 保证了转炉煤气系统安全、经济运行, 可以长周期、稳定地供应用户转炉煤气, 稳定用户的热工制度。
参考文献
措施一：高度重视，建立高效运作的风电管理工作机制。建立促进风电发展工作机制，实现风电管理和研究工作统一归口、分级管理、上下贯通、专业协同。其中，总部统一归口管理，各网省公司负责统计风电场规划、前期、建设、并网、运行等基本信息；国网能源研究院、中国电科院等负责风电发展规划研究、风电发展政策研究、并网检测等工作。
措施二：建立风电信息统计分析平台，为公司和政府提供信息服务。建立风电信息统计分析平台，形成涵盖风电规划、前期、建设、并网、运行等全过程的信息数据库，为公司及政府部门提供准确、及时、公开、透明的风电信息服务。
措施三：加强汇报沟通，建立与各方的协调合作机制。加强与政府有关部门的汇报和沟通，推动风电场和接入系统工程统一规划、同步建设、按计划投产，实现规范管理，有序发展。根据公司“十二五”电网规划确定的目标，积极争取各级政府部门的支持，提高电网大范围优化配置风电的能力，促进风电在更大范围消纳。
措施四：加强风电接入系统工程管理，保证风电并网送出。按照相关要求，做好风电接入系统管理工作。对于大型风电基地项目，提前开展风电场接入系统和送出工程前期工作；对于地方核准的风电项目，强化计划管理。
措施五：加强风电并网管理。加快研究制定并网检测等配套规定，建立强制性入网认证和并网检测制度。加快风电并网检测能力建设，增加测试设备，建设测试人才队伍，适应大规模并网检测需求。
措施六：进一步加强风电运行管理。加快风电功率预测功能建设、风电调度计划管理，加快建立风电场计划申报考核机制。
关键词：生物质发电;直燃发电;气化发电;混合燃烧发电;技术趋势
引言
生物质能是我国“十二五”期间重点发展的新兴能源产业之一，按我国提出的非化石能源占能源消费总量15%的目标初步估算，到20我国生物质能装机总量将达3000万千瓦，沼气年利用量440亿立方米，生物燃料和生物柴油年产量达到1200万吨。
截止底，中国生物质能并网发电装机量779万千瓦，预计底，生物质发电装机将有望达到1100万千瓦，上网电量有望达到500亿千瓦时[1]。
从产业整体状况分析，生物质发电及生物质燃料目前仍处在政策引导扶持期。
1.生物质发电技术分类
1.1 生物质直燃发电
生物质直接燃烧发电是指把生物质原料送入适合生物质燃烧的特定锅炉中直接燃烧，产生蒸汽带动蒸汽轮机及发电机发电，用于发电或者热电联产。
国内生物质直接燃烧发电的锅炉主要有两种：炉排炉、循环流化床锅炉。
采用生物质燃烧设备可以快速度实现各种生物质资源的大规模减量化、无害化、资源化利用，而且成本较低，因而生物质直接燃烧技术具有良好的经济性和开发潜力。
1.2 生物质气化发电
生物质气化发电是指生物质在气化炉中气化生成可燃气体，经过净化后驱动内燃机或小型燃气轮机发电。
气化炉对不同种类的生物质原料有较强的`适应性。
内燃机一般由柴油机或天然气机改造而成，以适应生物质燃气热值较低的要求;燃气轮机要求容量小，适于燃烧高杂质、低热值的生物质燃气。
1.3 生物质混合燃烧发电
生物质混合燃烧发电是指将生物质原料应用于燃煤电厂中，和煤一起作为燃料发电。
生物质与煤有两种混合燃烧方式： 一种是生物质直接与煤混合燃烧，生物质预先与煤混合后再经磨煤机粉碎或生物质与煤分别计量、粉碎。
生物质直接与煤混合燃烧要求较高，并非适用于所有燃煤发电厂，而且生物质与煤直接混合燃烧可能会降低原发电厂的效率。
第二种是将生物质在气化炉中气化产生的燃气与煤混合燃烧，即在小型燃煤电厂的基础上增加一套生物质气化设备，将生物质燃气直接通到锅炉中燃烧，这种混合燃烧方式通用性较好，对原燃煤系统影响较小。
2.生物质发电技术比较
生物质与煤混合燃烧发电技术投资少，发电效率决定于原燃煤电站的效率.其中生物质气化混烧发电对原有电站的影响比直接混烧发电对原有电站的影响小，通用性较强[2]。
由于气化发电技术关键设备―小型低热值燃气轮机技术尚未成熟，对10 MW以上的生物质发电系统而言，比较有优势的技术是直接燃烧发电[3]。
对10 MW以下的生物质发电系统而言，气化一余热发电系统效率远高于直接燃烧发电系统，具有更大的优势。
另外，生物质直接燃烧发电技术比较成熟，但在小规模发电系统中蒸汽参数难以提高，只有在大规模利用时才具有较好的经济性，比较适合于10 MW以上的发电系统。
生物质混烧发电技术在已有燃煤电站的基础上将生物质与煤混烧发电，混烧发电对原有电站的影响比直接混烧发电对原有电站的影响小，通用性较强，投资成本是三类技术中最少的，但可能降低原燃煤电站效率。
表2-1 三种生物质发电技术比较表
分类 直燃发电 气化发电 混合燃烧发电
规模 10MW以上 10MW以下 10MW以上
通用性 强 低 强
热电连供 可以 可以 不可以
并网独立性 可以 可以 不可以
投资成本 中 高 低
效率变化 中 高 不确定
3.生物质发电技术趋势
3.1直燃技术
自以来，我国生物质直燃发电开始进行商业化运行，国产循环流化床燃烧技术已成为生物质直燃发电市场的主导技术。
循环流化床内可采用SNCR脱销，脱硝率可达50%以上。
虽然生物质燃料含硫量较低，但实际SO2排放浓度在200mg/m3以上，炉内可以加石灰石脱硫，在脱硫效率达到70%时，即可满足国家标准的要求。
对灰熔点较低的生物质，如油菜秆、棉花杆等，燃烧此类生物质的锅炉，蒸汽温度不宜提的过高，除非有很好的防积灰、腐蚀的措施作为保障。
此外，生物质水分很高，着火推迟，导致不完全燃烧，炉排上未燃尽的生物质含碳量很高，需要增加炉排长度，提高燃烧效果。
3.2气化技术
生物质气化发电中含焦油废水无害化处理是制约气化发电的瓶颈，国内外研究结果均提出采用有机溶剂作为燃气净化介质，避免二次水污染。
循环流化床气化技术已有较好的基础，在循环流化床中进行生物质气化，气化温度控制在950～1000度，可以获得中值热燃气，同时彻底解决焦油问题，燃气净化后实现燃气内燃机-蒸汽联合循环，发电效率可达30%以上，在此基础上研发加压(30atm)循环流化床生物质气化技术，采用燃气内燃机-蒸汽联合循环，发电效率可达40%。
双床气化技术是采用循环流化床与鼓泡床双床组合技术技术，将生物质燃料送入鼓泡床内，气化热源为循环流化床分离下的高温灰，流化介质为高温水蒸气或气化气。
循环流化床燃烧气化室送来的半焦，产生高温烟气，烟气经分离后进入鼓泡床作为气化室热源，分离后的高温烟气进入余热锅炉，加热蒸汽进行发电。
气化室反应温度控制在650～850度，产生的燃气经气固分离、净化后送内燃机发电，内燃机尾气经余热锅炉吸热后产蒸汽送蒸汽轮机发电。
燃气中焦油通过闭式循环水水洗系统，经有机溶剂萃取后回收焦油，废水采用膜技术处理后达标排放。
4.结论
在各类生物质发电技术中，直燃生物质开发利用已经初步产业化，混烧发电技术的投资经济性最好，其发电经济性决定于原电厂的效率，而且会对原电厂有一定的影响。
生物质气化发电技术的发电规模比较灵活，投资较少，适于我国生物质的特点，但是技术还不成熟。
从产业整体状况分析，生物质发电及生物质燃料目前仍处在政策引导扶持期。
参考文献：
[1]水电水利规划设计总院和国家可再生能源信息管理中心.中国生物质发电建设统计报告[R].北京：国家可再生能源中心，.
[2]李利文.生物质能发电模式探讨[J].内蒙古科技与经济，(19)：71-75.
[3]吴创之，周肇秋，马隆龙，阴秀丽.生物质发电技术分析比较[J].可再生能源， (03)：34-37.
“风电并网准则和国家电网规程修订”是中国风能发展项目。部分C01子项目的研究内容,主要目的是参考国外并网技术规定标准,在对上述并网技术规定进行修订的基础上提出一个新的并网技术规定,满足电力系统安全稳定运行的要求。该项目由中国电力科学研究院组织和指导。中国资深专家组成的顾问团和两个在风电技术研究和风电并网方面具有10多年经验的国际顾问对此项目目标的实现和预期成果的取得作出了很大的贡献。同时还得到丹麦专家在解释丹麦规程上的有力帮助。
修订的风电场并网技术规定是在实际的风电运行经验和科学的风电并网研究的基础上完成的,同时考虑了来自风电部门、风电机组制造企业、系统运行等人员的建议。
1 风电场并网技术规定概述
应该把风电场并网技术规定的要求看成风电场与给定电网的整体关系。每个风电场联网问题都需要进行详细和科学的系统分析,要把风电机组类型和电网特点都考虑在内。并网技术规定的目的是保持电网稳定,即在风电机组起停时和系统短路或非线性导致电网故障期间保持电压和频率稳定。
并网技术规定了并网点需要满足的要求,风电场的并网点定义为与公共电网直接连接的风电场升压变高压侧母线或节点,如图1所示。
1.1 制定风电场并网技术规定的必要性
(1)输入风能的变化有随机性;(2)一般大型风电场与薄弱的地方电力系统相连;(3)风电场运行向电网输送有功功率的同时还要吸收无功功率;(4)原有的地方电力系统的线路按常规设计建设,缺乏电压控制设备和措施等。
大规模风电接入对电网电压水平、短路电流水平、电能质量、稳定性、调度运行以及电网备用容量等造成很大影响。为了在大规模风电接入后确保电力系统运行的可靠性、安全性和稳定性,除了不断提高风电机组运行特性之外,还需要对风电场接入电力系统的技术要求作出相应的规定。目前欧洲和北美的一些电力协会或电网公司都制定了风电场并网的技术导则、标准等。但是,鉴于不同电力系统的特性相差较大,同时风力发电技术发展十分迅速,因此,很难在全世界范围内制定出一个统一的风电场接入电力系统的技术规定。并且,随着风电机组单机容量的增大和风电装机在电力系统中所占比例的增加,现有的风电场接入电力系统的一些技术性文件都还在不断修改和完善之中。
1.2 风电场并网技术规定的主要内容
风电场并网技术规定一般针对的是参与其中的所有利益相关者和输电系统。从技术角度,这意味着根据一定的标准并网技术规定需要满足电力系统发展和运行的要求。对发电机组来讲,它必须满足最低限度的技术要求,以确保它们不会对输电系统产生不利影响。这些标准大致可分为三类系统技术问题,以及第四类的“需要提供的信息”,具体内容如下:(1)系统安全性,例如,故障穿越;(2)地区系统的控制和运行问题,例如,电压控制;(3)整个电力系统的控制和运行问题,例如,频率控制;(4)提供信息和交换,例如,关于风电机组特点的固定数据,实时输出情况监测。
上述要求最根本的是系统的安全性,因为系统安全旨在为系统负荷提供连续可靠的电力。但风电场的发电量成为系统运行很重要的一部分时,不允许风电场损失发电量,此时对风电场低电压穿越要求和相关的电压和频率允许偏差要求都成为基本的要求。
将地区电网和整个系统的安全性问题分开是很有帮助的。故障穿越能力在保证地区电网安全性方面很重要,而且在地区故障不严重时故障穿越能力对整个系统的安全性也很重要。电压允许偏差主要是地区电网的问题,而频率允许偏差是整个电力系统的问题。
像电压控制这样的问题主要是对系统的某些特定地点或地区而言,一般通过地区内的发电机组或其他设备调整出力或动作实现。电压控制在很大程度上被认为是地区电网的问题,并且在需要的情况下一般指特定区域。频率控制是整个系统问题,可以通过系统内在当地受限的任何点的发电机调整来进行频率控制。所以,没有必要要求所有发电机都进行频率调节控制,只是为了确保有足够的发电机拥有适当的能力,并且可以进行频率控制。重要的是,有的发电机并不适合提供频率控制的能力,例如风能,由于存在一些限制可以不要求他们进行频率控制。
提供信息是至关重要的,任何一个接入电网的发电厂,如果不知道它的特性和对系统的影响是不能接受的。如果某些发电机由于其位置、大小或技术的原因只提供有限的数据也是允许的。当接入系统的风电较小时,最重要的是对地区电网的影响和产生的问题。随着风电功率的增加,其对整个系统的影响开始变得非常重要,需要解决的是整个系统的问题。
制定一个并网技术规定必须考虑一些其他的问题,其中一些问题可能是相互矛盾的。一般需要考虑的重要因素包括以下两点:
(1)公平对待所有发电厂的大多数标准或系统运行规范中的共同要求。因此,风电机组像其他发电机组一样必须具备一些必要的技术。这也意味着,风电机组必须满足基本的并网技术规定的要求,不论其安装地点和机组类型;(2)提出技术要求条款的目的是使发电机提供维持系统稳定运行的能力。规定中的技术要求是为了确保发电机具备一定的技术能力。效率和经济性也是重要的考虑因素,如果要求满足所不需要的能力,则不能满足效率和经济性。
2 技术标准编制的具体研究内容
2.1 风电场运行电压和频率允许偏差
在电网发生事故、运行困难的情况下,对待风电场的传统做法是将风电场切除。随着风电装机容量的逐渐增大,占电网总发电比例逐渐增加。切除风电场的做法是不可取的。目前发布的并网标准要求风电场在一定电压和频率范围内能够持续运行。甚至可能还有更严格的限制性要求,或者是要求持续运行一段指定时间,或者允许风电场出力可以降低。这些都是在风电装机容量逐渐增加时基于系统稳定性的考虑而提出的要求。
电压和频率的允许偏差范围是强制性要求。此范围的大小取决于风电机组和风电场采用的技术,电压和频率的允许偏差范围也需要根据实际的风电场并网研究来确定。值得注意的是,所要求的电压允许偏差范围最好是针对风电场并网点的电压。风电机组运行的电压范围可能要比并网点的电压范围大,这是由于经过风电场场内电气接线后并网点的电压会有所下降或上升。
风电场并网技术规定参考了国外有关风电机组、风电场运行的电压和频率范围,结合国内电力系统实际情况,提出了风电场运行的电压和频率范围。
对风电机组运行电压的要求是:当风电场并网点的电压质量指标满足国家相关标准规定时,风电场内的风电场机组应该能够正常运行。对风电场运行频率的具体要求有以下几点:
(1)当电网频率低于48Hz时,根据风电场内风电机组所允许运行的最低频率的情况而定,能运行则运行,不能运行则可以退出;(2)当电网频率在48-49.5Hz时,要求风电场内的风电机组在每次电网频率低于49.5Hz时至少能运行10min后才能从电网中退出;(3)当电网频率在49.5-50.5Hz时,要求风电场内风电机组能够连续并网运行;(4)当电网频率在50.5-51Hz时,要求风电场内的风电机组在每次电网频率高于50.5Hz时至少能运行2min后才能从电网中退出,并且当电网频率高于50.5Hz时,不允许停止状态的风电机组并网;(5)当电网频率高于51Hz时,风电场应根据电网调度部门的指令限制其有功功率出力运行。
2.2 风电场低压穿越
(1)风电场低电压穿越能力
低电压穿越能力(LVRT),是指风电场在电网发生故障时及故障后,保持不间断并网运行的能力。理想情况下,除不切机外,低电压穿越还包括风电机组向电网发送无功,在电压降落情况下帮助恢复电压的能力。
以前风电机组一般采用异步发电机技术,无法提供主动励磁,电网发生故障时机端电压难以建立,风电机组若继续挂网运行将会影响电网电压的恢复,一般都是采取切除风电机组的方法来处理。随着风电接入电网比例的增加,在故障时切除风电场不再是一个合适的策略。现在要求风电场能够穿越系统故障状态,并且能够在故障期间提供故障电流帮助系统恢复电压,在故障清除后能够正常地发出功率。由于低电压穿越对地区和整个电网的安全稳定都很必要,已经成为电网调度部门主要关心的问题之一。低电压穿越曲线包括瞬时电压跌落,最低电压水平持续时间以及电压恢复直线。
(2)风电场低电压穿越研究
同国际风电场运行经验一样,我国的风电场运行经验也表明,风电场低电压穿越能力对于电网及风电场本身的安全稳定运行都具有重要的意义。
2.3 结论
(1)电网故障引起节点电压跌落幅度与距离故障点的电气距离远近,节点同有的无功电压支撑能力和风电功率的高低有关;(2)如果风电机组没有低电压穿越功能,电网故障会引起风电机组大面积切机,可能会带来电网频率问题。当风电装机比例较高时,高风速期间,由于输电网故障引起的大量风电切除会导致系统潮流的大幅变化,甚至可能引起大面积的停电带来频率和电压的稳定问题。因此,必须要求风电机组具备低电压穿越能力;(3)结合中国电网和风电规划,风电场需具有的低电压穿越能力的关键点是:要求风电场最低穿越电压为0.2Pu,最低电压穿越的持续时间为0.625s;(4)对于穿越电压跌落的风电机组,理想情况是能向电网提供无功电流帮助恢复电压。
3 风电场通信与信号
连接到输电系统的大型发电厂向电网调度部门提供实时数据是非常正常的。这样做有利于电网调度部门进行系统监测和控制。装机容量大的风电场也应要求进行运行监测和数据传输。风电场应该提供至少一个自动通道来接收和处理来自电网调度部门的控制指令。
经过对我国实际电网调度和风电场运行情况进行分析,对于“风电场通信和信号”问题得出以下结论:(1)风电场与电网调度部门之间的通信方式、传输通道和信息传输由电网调度部门作出规定,包括提供遥测、遥信信号以及其他安全自动装置的种类,提供信号的方式和实时性要求等;(2)在正常运行情况下,风电场向电网调度部门提供的信号至少应当包括以下几点:(1)单个风电机组运行状态;(2)风电场实际运行机组数量和型号;(3)风电场并网点电压;(4)风电场高压侧出线的有功功率、无功功率和电流;(5)高压断路器和隔离开关的位置;(6)风电场的实时风速和风向;(3)在风电场发生故障时,要进行故障信息记录与传输。在风电场变电站安装故障记录装置,记录故障前10 s到故障后60 s的情况。该记录装置应该包括必要数量的通道,并配备至电网调度部门的数据传输通道。
4 风电场和风电机组模型
目前,在论证风电场接入电力系统可行性过程中,有关方面(电力系统规划、设计、研究及调度运行部门)普遍感到缺乏风电场的模型信息,缺乏相关分析与计算的基础。因此,需要对风电场和风电机组的相关模型信息(包括模型参数)的提交和传送提比明确要求。首先,要求风电场提供风电场机组、电气汇集系统以及风电机组、风电场控制系统的有关模型及参数,用于风电场接入电力系统的规划、设计和调度运行。其次,要求风电场跟踪风电场各个元件模型和参数的变化情况,向电网调度部门反馈最新情况,以利于电网和风电场的安全稳定运行。
5 风电并网技术规定的修订
WED项目C01子项目的内容的主要目的是参考国外并网技术规定标准,在以前的并网技术规定的基础上,修订新的风电场并网技术规定,满足电力系统安全稳定运行的要求。
在研究过程中参考了丹麦、德国、英国和加拿大等国家一些电力协会或电力公司编制的风电场接入电力系统的有关技术规定、标准及相关研究报告,以及我国目前颁布的风电场接入电力系统的技术指导标准,结合东北电网风电发展与电网运行的实际情况,制定出合理的并网技术规定,提出风电场的技术要求和技术指标,明确电网公司、风电开发商承担的责任和义务,以适应我国今后大规模风电建设和运行的实际需要.确保风电接入后电网的安全稳定运行。同时。对国产化风电机组的技术发展方向提供一定的支撑和引导,使国产化风电机组性能逐渐达到国际先进水平。
项目以东北地区风电场接入电网规划情况为背景,研究分析了对风电场有功功率控制、无功功率、电压控制、低电压穿越、电能质量、通信与信号等方面要求的必要性和技术指标,最后针对风电场并网问题提出了12个方面的技术要求。之后,通过与电网公司、风电场开发商、风电机组制造企业的沟通和交流以及与国外专家的讨论,根据他们的意见对风电井网技术规定中的内容进行了部分修改,形成了修订后的风电场接人技术规定的具体内容。
随着风电在电力系统所占比例不断增加,风电对电力系统的影响在增强,因此需要加强对风电机组及风电场的分析研究,在跟踪国外风电场并网技术标准的同时,根据我国具体情况对风电场并网技术规定适时进行修订和完善。
摘要：根据我国风电发展的实际情况,我国在2006年2月颁布实施了《GB/Z19963-2005风电场接入电力系统的技术规定》,对接入我国电力系统的风电场提出了技术要求。
关键词：风电场并网,技术规定,探讨
参考文献
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