新能源并网

我国电网支撑可再生能源发展的实践与挑战

2017-11-06 15:09:09 电网技术杂志

摘要:结合我国电网近年来运行实践,对复杂互联电网特性进行了深入分析,概括当前电网主要特点,包括:故障影响呈现全局化、电网调节能力不断下降、电网抗扰动能力持续恶化、电力系统稳定形态更加复杂。对电网支撑可再生能源发展面临形势与存在问题进行了深入思考,包括关于未来电力系统构建、提升大电网仿真能力、优化系统运行控制策略和技术支撑手段、研究解决电力电子装置大规模并网引发的新稳定问题。文章旨在为新能源高比例接入情况下电力系统运行、分析、控制等研究提供思路和方向。

关键词:特高压交流;特高压直流;可再生能源;电力电子设备;稳定计算标准;系统保护;次同步振荡;超同步振荡

0 引言

中国能源资源分布和生产力发展极不平衡,加快电源清洁发展和远距离输电,是转变我国能源发展方式、建设生态文明、服务经济社会发展的必由之路[1]。

围绕清洁能源开发布局,为实现更大范围水火互济、风光互补、大规模输送和优化配置,我国大力发展适于远距离、大容量输电的特高压交、直流输电技术[2-7]。当前,中国国家电网公司系统已实现全部电网通过交、直流互联, 2017 年底特高压运行规模将达到“八交十直”,是世界上唯一同时运行特高压交、直流的电网,特高压交直流混联、电力大规模跨区输送已成为国家电网典型特征。

伴随直流输电规模的快速增长,风电、光伏等新能源的迅猛发展,我国电源、 电网格局持续发生重大变化,电网安全运行及可再生能源大规模消纳都面临全新挑战。本文结合近年来我国电网运行实践,对大电网运行特性进行深入分析,对电网支撑可再生能源发展面临的形势与存在的问题进行深入思考,并提出相关建议。

1 电力系统发展格局的变化

1.1 电源发展格局

1) 装机规模持续增长,火电占比逐年下降。

截至 2016 年底,国家电网公司系统装机容量达 16.4 亿 kW,其中火电装机容量 10.54 亿 kW,占

比 64%。火电占比逐年下降,但仍为第一大电源。

如图 1、 2 所示。

2) 风电、光伏等新能源增长迅猛。

截至 2016 年底,新能源已成为 17 个省级电网的第二大电源,其中,冀北、甘肃、宁夏等 6 省新能源装机占本地电源比例超过 30%,未来还将进一步增长,如表 1 所示。 2017 年 5 月 3 日,国家电网公司系统日风电量 13.04 亿 kW˙h,创历史新高,多个省份风电发电量占比超过 30%,见表 2。

1.2 电网发展格局

1) 单一特高压直流输送容量大幅提高。

早期葛南直流额定功率仅为120万kW(±500 kV),随着直流技术迅速发展,单一特高压直流额定功率达到 1200 万 kW(±1100 kV),接近或超过 8 个省级电网 2016 年全年最大负荷,如图 3、 4 所示。 2017 年底,直流跨区输送总容量将达到 11 200 万 kW。

2) 交流电网与特高压直流的快速发展不匹配,强直弱交矛盾突出。

近几年,投运的特高压直流工程容量大、条数多,跨区输电基本以特高压直流为主(图 5)。 2017 年底,西南水电、西北新能源、三北火电三大通道特高压直流群容量已分别达到 1600 万~2600 万 kW,但与直流相耦合的交流联络线输电容量仅 280 万~600 万 kW,仅为直流通道的 1/5 左右,交直流结构严重失衡。

在可预见的未来,可再生能源占比仍将不断提高,电力远距离、大容量跨区输送仍是我国电网发展的主要特征,电网形态将持续变化,亟需重新建立对电网的认识,并研究可再生能源高占比情况下的大电网运行安全问题。

2 大电网运行特性的变化

大电网形态及运行特性发生显著变化,主要体现在 4 个方面:一是故障的影响呈现全局化特点;二是电网调节能力不断下降;三是电网抗扰动能力持续恶化;四是电力系统稳定形态更加复杂。以下分别进行论述。

2.1 故障的影响呈现全局化特点

传统交流电网中,故障一般仅对局部电网产生影响。交、直流混联电网中,受端交流短路故障时,系统电压下降,可能引发直流换相失败,产生很大功率缺额,故障进而传递到送端,对送、受端都产生较大影响, 见图 6。交直流、送受端、上下级电网间耦合日趋紧密,电网一体化特征日趋显著。

随着特高压直流不断投运、容量不断增加,大容量直流故障产生巨大的有功、无功冲击,易引发送、受端电网频率大幅振荡,以及全网范围的电压大幅波动。特高压直流故障成为大电网安全运行的关键约束,电网一体化特征日趋显著,系统连锁故障风险不断增加。

如图 7,华中—西南同步电网通过 7 回直流向华东电网送电。华东电网常见的交流短路故障,可能引发多回直流同时换相失败,产生的暂态能量冲击最大可达 3 200 万 kW,对送端交流电网造成巨大冲击。在送端交流网架尚未得到加强之前,当前实际运行中主要通过采取预先限制送端电网重要交流断面功率的方法,避免三大直流同时换相失败 1 次时送端电网失稳,但在严重故障情况下,如受端电网发生开关拒动等严重故障造成三大直流连续 2 次及以上换相失败时,可能超出送端电网承受范围[4]。

2.2 电网调节能力不断下降

1) 频率方面。

随着直流受电规模增大和新能源出力占比提高,常规机组被大量替代,电网频率调节能力持续下降。

从受端电网来看,特高压直流密集馈入,单一直流闭锁,可能引发低周减载动作,两回直流闭锁,存在频率崩溃风险。如图 8,华东电网频率调节系数随馈入直流容量增加呈现明显下降趋势。

从送端电网来看,风电大出力时,系统频率调节能力显著下降,故障造成电网频率变化大。如图 9,东北电网 5 500 万 kW 负荷水平下,损失 300 万 kW功率,若网内无风电,系统频率下跌 0.7 Hz;若网内风电出力达到 1 000 万 kW,频率下跌 1.1 Hz,比无风电时增加 0.4 Hz[3]。

2)电压方面。

直流和新能源机组均不具备类似常规电源的动态无功支撑能力,直流馈入和新能源占比较高的电网,系统动态无功储备急剧下降,电网电压崩溃风险加大。

从受端电网来看,呈现多直流集中馈入格局,交流系统故障、引发直流换相失败的动态过程中,单一直流最大吸收 800 万 kvar 无功甚至更多, 易引发系统持续低压甚至电压崩溃、直流闭锁。如图 10所示。

从送端电网来看,本地常规电源被大量替代,系统短路容量持续降低;同时,新能源耐压水平差,易过压脱网,进一步恶化系统电压调节能力。以2017 年即将投产的鲁固直流(扎鲁特—青州)为例,其满功率(1000 万 kW)方式下,发生换相失败期间,送端暂态过电压可达 1.35 pu,远超出现有风电1.1 pu 的耐受标准,如图 11。当前,多个特高压直流均存在类似问题,直流功率受送端风机耐压能力制约明显。

2.3 电网抗扰动能力持续恶化

“转动惯量”是衡量系统抗扰动能力的重要指标。系统转动惯量分 2 部分:一是常规机组转动惯量,随着机组被大量替代而持续减小;二是新能源的“有效转动惯量”,与常规机组相比较小,导致系统总体惯量不断减小,抗扰动能力持续恶化。如图 12 所示[2]。

2.4 电力系统稳定形态更加复杂

大量电力电子设备接入, 电力系统电力电子化程度日趋提高, 系统故障后稳定形态更加复杂,影响范围大幅拓展,风险不断增加, 见表 3。

电力电子设备大规模并网,主要带来 2 方面问题: 1) 各类电力电子设备涉网性能标准偏低,其频率、电压耐受能力与常规火电相比较差 [ 8 - 9 ](如表 4),事故期间易因电压或频率异常而大规模脱网,引发连锁故障。该问题随着新能源的大规模集中投产日益突出。 2) 风、光等新能源发电均通过电力电子装置并网,其多时间尺度的控制特性与电网自身特征相互作用,可能引发次同步频率到谐波频段内传统电力系统中没有的控制不稳定和振荡问题。

风电引发次/超同步振荡的现象近年来在国内屡有发生, 2015 年新疆哈密地区风机引发次同步振荡导致多台 60 万 kW 火电机组跳闸事件曾引起广泛关注。该振荡事件还呈现以下新特征: 1) 振荡涉及的装置类型更多,直驱、双馈风机、光伏、SVG/SVC 以及火电机组都明显参与振荡; 2) 振荡传播和影响范围更广,振荡频繁发生的三塘湖风电汇集地区距离直流配套火电机组超过 300 km,新疆电网 750 kV 主网合环运行后,振荡影响范围进一步扩大; 3) 随着不同区域新的风电场陆续投运,电网结构和系统运行方式不断变化,振荡形态也在不断变化。图 13 所示为振荡发生时的传播路径图。

总体来看,目前电网结构、形态、特性已经发生深刻变化,电网安全管控面临巨大挑战。迫切需要深入思考电网运行控制的各个环节,全面提升大电网管控能力。

3 对相关问题的思考

3.1 关于未来电力系统构建思路

1) 关于同步电网规模。

电网发展历史表明,同步电网应保持合理的规模,衡量其合理性的指标主要包括系统惯量水平、断面承载能力和系统阻尼强度等。电网发展可分为常规直流、特高压过渡期(强直弱交)、“强直强交”等 3 个阶段。过渡期电网“强直弱交”特征突出,主要体现在系统惯量较小、断面承载能力弱、系统阻尼不足 3 方面;未来“强交强直”格局形成后,系统惯量成倍增加,断面承载能力大幅提升,主要区间振荡模式均为强阻尼,系统安全稳定水平高。

研究表明,随着交流同步电网规模的扩大和先进技术的采用,电网承受故障冲击能力显著增强[4, 10]。

以抵御频率冲击为例,如表 5,当前特高压过渡期,单一特高压直流闭锁就可能直接触发第三道防线动作;“强交强直”阶段,伴随交流同步电网规模的扩大,单一特高压直流闭锁导致的频率波动仅为0.25 Hz。交流同步电网的格局不能适应特高压直流的规模,是当前大电网安全运行的主要矛盾。必须加快构建坚强的特高压交流同步电网,以承载特高压直流大规模安全运行。

从与国外发达国家对比来看,国外电网对 N-1故障引起的最大功率冲击有严格规定。 如图 14, 欧洲、北美单一故障冲击占电网规模比例均在 2%以内,巴西在 3%左右,国家电网公司系统区域电网单一直流占比则远超国外标准,最大达 17%,电网运行压力极大。

2) 关于新能源涉网特性。

针对系统调节能力不足问题,需对新能源涉网特性提出明确要求,提高新能源调节能力和尽可能有效利用风机转动惯量,推动新能源参与调频调压。必须提高新能源接入系统规划设计及运行标准,将风电、光伏频率耐受能力提高至 51.5 Hz,电压耐受能力提高至 1.3 pu。

3) 关于直流输电技术。

为有效解决常规直流换相失败等固有特性问题,一方面需要进一步优化常规直流换流阀设备和控制保护系统,提升常规直流抵御换相失败能力;另一方面,必须加快研究应用电压源换相直流(VSC-HVDC)及混合直流输电技术。

VSC-HVDC 输电技术具有更强的可控性和灵活性,在交流系统故障时,只要 VSC-HVDC 换流站交流母线电压不为零, VSC-HVDC 功率就不会中断,在故障清除后能将功率快速恢复至正常水平,且能够快速提供无功支撑以帮助交流系统恢复电压。在多 VSC-HVDC 馈入情况下,即使交流系统发生故障,多回 VSC-HVDC 也不会中断输送功率,一定程度上避免了潮流大范围转移对系统的冲击,有助于大电网安全稳定运行。当前,舟山、厦门等工程已建成投运,张北±500 kV 四端直流电网、±500 kV 鄂渝背靠背工程正在建设当中。可以预见,随着 VSC-HVDC 技术的不断成熟,换流器电压等级和容量会进一步提升,其发展和应用将给输电方式和电网架构带来重要变革。

4) 关于传统火电机组灵活调节技术。

加快火电机组灵活调节技术改造,保证必须的火电机组开机台数,有效应对风电的出力波动和改变直流、新能源造成的系统转动惯量下降问题。

3.2 关于提升仿真分析能力

机电暂态仿真技术较好地满足了传统交流电网运行分析需求,有效支撑了我国电网的快速发展。未来,随着特高压直流工程密集投运和风电、光伏等新能源大规模并网,机电仿真已无法准确反映系统运行特性,需开展电磁暂态分析,提升仿真技术。

以新能源建模仿真为例(如图 15),其精确建模困难,加之数量庞大,目前普遍采用的机电暂态倍乘等值模型,难以准确模拟运行过程中出现的次/超同步振荡等非工频问题,对过电压等问题也难以准确仿真,必须采用电磁暂态建模仿真技术。与传统仿真技术相比,大电网电磁暂态仿真分析难度极大, 复杂程度呈指数倍增加,必须探索新的技术手段予以解决。

3.3 关于优化系统运行控制策略和技术支撑手段

随着特高压电网运行特性深刻变化,原有面向传统交流电网构建的“三道防线”体系及相关运行控制策略,已难以有效保障电网安全,需重新审视电力系统运行控制理念,重构大电网综合安全防御体系,优化运行控制策略和技术支撑手段。

1) 研究修订稳定计算标准。

针对出现的威胁电网安全运行的新故障形态,修订有关计算标准,指导电网规划与运行。具体包括:

①将直流换相失败、再启动、功率突降等故障形态纳入第一、二级稳定计算标准。

②在 CIGRE提出的“多馈入短路比”指标基础上,结合分层直流特性对指标进行修正。

③在传统交流母线电压恢复标准基础上[11],提出直流换流站母线电压恢复指标。

④针对直流功率与近区新能源出力紧密耦合的问题,研究提出直流功率与近区风电开机方式关联关系计算标准。

2) 研究强化频率、电压控制手段。

①强化频率控制[2]。加强一次调频分析与管理,开展机组重要涉网性能在线监测与管理。加强抽水蓄能电站布局和应用研究,解决事故备用问题,满足清洁能源大规模开发和受电地区调峰要求,提高清洁能源消纳水平。

②强化电压控制[2]。研究多直流落点地区电压稳定特性,统筹规划受端电网动态无功布局,结合“十三五” 规划,在华东多直流馈入受端电网,以及华中、西北、华北等大容量直流送端电网开展加装调相机研究工作。

3) 研究构建特高压交直流电网系统保护。

系统保护是对大电网综合防御体系的重构。通过在目标、时间、空间 3 个维度拓展,全方位感知系统状态,实施立体协调控制,提升电网稳定裕度。如图 16。

目标维度上,围绕故障演变全过程中各种稳定问题对运行控制的要求,协调不同时间尺度和不同空间范围内的各种控制措施,提升系统稳定裕度及抗扰动能力,抑制扰动冲击、阻断连锁反应,防止系统崩溃。如图 17 所示。

时间维度上,针对不同稳定形态的时间尺度特征和各类控制资源的时效性,通过毫秒级、秒级和秒级以上协调控制,实现系统动态过程全覆盖。如图 18 所示。

空间维度上,针对扰动冲击的高强度和大范围,匹配并整合不同地域、不同电压等级的控制资源,实现大范围立体协同控制。如图 19 所示。

应当指出,系统保护作为二次系统,主要适用于特高压发展过渡阶段。电网运行中面临的上述诸多问题,应优先考虑通过加强一次网架来解决,当前及未来电网发展过程中,应逐步扭转对二次系统严重依赖的局面。

4) 研究提升智能电网调度自动化水平。

电网一体化特征日趋明显,应不断提升智能电网调度水平,实现各级电网协同, 从“大系统”层面出发,思考电网运行分析、监视与控制工作,如图 20 所示。

当前正在研发建设的“一体化管控平台”, 可实现各级调度对特高压直流及送、受端电网的全面、实时、同步监控,并具备外部环境监视、动态特性实时分析、预想故障滚动扫描、运行风险实时评估预控、直流闭锁协同处置等功能, 显著提升调度运行支撑能力。

3.4 关于电力电子设备大规模并网引发的新问题

1) 关于建模分析方法。

针对电力系统振荡,传统分析方法主要包括时域仿真法和小信号特征值分析法。时域仿真法便于在机理未明的情况下分析和归纳问题特征规律,但其对模型精度、仿真步长及计算速度等要求很高,建立整个系统的电磁暂态仿真模型极为困难。小信号特征值分析法同样需要详细的装置模型和参数,大系统下的维数灾问题将导致研究困难。阻抗分析法[12]通过建立装置的小信号频域阻抗模型,利用奈奎斯特稳定性判据进行系统稳定的判定, 该方法同样面临大系统下稳定性描述和分析困难等问题。

含大规模新能源发电的电力系统电磁暂态实时仿真技术、复杂电网振荡稳定性分析方法与工程实用工具开发都是后续应重点研究的方向。

2) 关于振荡监测、抑制技术。

大规模新能源发电并网振荡问题中, 电力电子装置的控制与电网间的相互作用成为主导因素。通过改进装置控制实现装备特性优化是抑制振荡的有效措施。

新疆哈密振荡事件中,基于前述阻抗法,对风机控制参数优化设计,实现了风机阻抗特性的改进,如图 21。 可以看出,修正后,风机阻抗与电网阻抗相交点向高频方向移动,且相交点对应的相角差减小,风机与电网之间不再形成串联振荡回路。

此外,新疆哈密电网还建设了振荡监控与高精度实时录波系统,当装置检测到振荡发生时,触发布置于各个风电场的稳控装置,按照振荡分量从大到小的顺序,以及各类型装置(直驱、双馈、SVG/SVC等)单独控制的原则,分轮次切除监控范围内的风电场汇集线等设备。 同时, 自动将该时段的录波数据(采样频率 1200 Hz)上传至调度主站。如图 22 所示。

3) 关于电力电子装置入网及运行标准。

风电、光伏等新能源机组,以及传统直流、柔性直流、 FACTS 装置等一般通过电力电子装置并网,电网运行特性与接入电网的各类电力电子装置响应特性密切相关,亟需研究制定上述装置入网及运行标准。

4 结语

伴随清洁能源快速发展、大容量远距离输电格局的逐步形成,交直流大电网运行特性发生重大变化,带来电力系统运行与控制的一系列新问题, 结合近年来我国特高压运行实践,对上述问题进行了深入思考。结合未来电力系统的构建原则,提出衡量同步电网规模合理性的若干指标,对直流、新能源、传统火电未来发展技术提出要求;结合系统运行控制策略和控制手段优化,提出尽快修订现有安全稳定计算标准,增加新的故障形态;提出系统保护建设的总体框架和基本原则;针对电力电子大规模并网引发的新问题,从建模方法、振荡检测与抑制技术、电力电子装置入网及运行标准等方面提出要求。通过不断深入研究电网运行客观规律、提升电网运行控制能力,有效支撑可再生能源健康发展。

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作者简介:

陈国平,李明节,许涛,张剑云,王超(国家电网公司 国家电力调度控制中心)

陈国平(1965),男,博士,教授级高工,长期从事电力调度运行、控制、管理等工作,

李明节(1963),男,博士,教授级高工,长期从事电力系统运行与控制、水电及新能源调度等工作。

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