西北電網風電與光伏緊急功率控制系統設計

柯賢波，郄朝輝，霍超，張振宇，牛拴保，張鋒

(1.國家電網有限公司西北分部,陜西 西安 710048；2.南瑞集團(國網電力科學研究院)有限公司，江蘇 南京 211106；3.國網新疆電力有限公司，新疆 烏魯木齊 830000)

0 引言

2018年底國家發展改革委、國家能源局出臺《清潔能源消納行動計劃(2018—2020年)》并明確要求，到2020年，基本解決清潔能源消納問題。2019年5月15日國家發展改革委、國家能源局聯合印發了《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，其中指出，水電、風電、光伏發電的送出和消納問題開始顯現，迫切需要建立促進可再生能源電力發展和消納的長期機制。目前我國風電主要集中在西北、東北、華北地區，西北部分省份風電出力超過50%。甘肅、新疆、青海集中式光伏裝機容量較大，青海光伏/光熱裝機容量占比達34.7%[1—3]。

文獻[4]提出新能源設備頻率、電壓耐受能力不足易引發連鎖故障的結論，并指出新能源消納的主要影響因素。文獻[5]通過靈活調節電源建設、火電機組改造、電網互聯互通以及需求側響應等多方面,系統性地提出了解決我國新能源消納問題的措施。文獻[6]定量分析了新能源裝機、受電量、負荷增長速度等對新能源消納的影響程度,給出了受端電網的新能源消納對策。文獻[7]將具有調節特性的高載能負荷作為消納風電的重要手段，提高風電消納能力。文獻[8]提出光伏參與緊急控制系統的快速功率控制技術，但由于風電需要考慮載荷穩定，響應速度較光伏慢，故未涉及風電緊急控制。

根據電網緊急控制要求，提出了新能源緊急功率控制系統技術需求、架構、適用場景和控制策略?；?020年西北目標網架數據，仿真驗證了新能源緊急功率控制系統架構的有效性和對新能源消納能力的提高作用。

1 新能源控制現狀及緊急功率控制技術需求

送端電網新能源消納能力受電網故障后新能源并網功率和直流新能源外送功率限制。以西北電網為例，正逐漸形成以甘肅、新疆、寧夏等為代表的新能源基地集群通過特高壓直流群外送格局[9]，在支撐國家資源優化配置的同時，電網一體化特征不斷加強[10]。一方面，直流近區新能源并網功率和直流外送能力耦合，呈現“蹺蹺板”關系。例如受直流連續換相失敗故障后近區新能源暫態壓升不超過0.3 p.u.制約，青豫直流輸電能力與光伏并網出力將呈“蹺蹺板”耦合關系。青海小開機方式下，近區塔拉和青南新能源出力260萬kW，青豫直流輸送能力400萬kW。隨著近區新能源并網功率的提高，青豫直流輸送能力下降。一方面，多直流輸送功率受緊急控制資源不足約束，直流功率無法進一步提升。例如，吉泉直流和天中直流存在公共切機區域，若一條直流發生閉鎖故障，安控切機后將引起疆內可切機組量大幅減少，另一條直流存在因切機量不足而降功率運行的風險。另一方面，電網耦合程度加強，需要進行精細化控制。以青豫直流閉鎖故障為例，穩控系統需要全網協調控制資源，解決頻率問題的同時須抑制穩態電壓問題,而傳統控制措施優化難以實現。青豫直流閉鎖故障后大量新能源饋線切除，新能源場站內無功控制資源(即新能源逆變器、靜止無功發生器等)[11—12]也同時被切除，不利于穩態過電壓控制，可通過新能源有功和無功功率調節抑制穩態過電壓。同時新能源剛性切除方式對新能源集中地區的潮流、電壓影響較大，極易造成正常運行的新能源大規模脫網，導致次生危害，不利于風電消納[13]。

1.1 新能源功率控制現狀

根據G/GDW 1392—2015《風電場接入電網技術規定》[14]、Q/GDW 1617—2015 《光伏電站接入電網技術規定》[15]，風電場和光伏具備電網有功功率連續平滑控制能力,并能夠參與系統有功功率控制，具備在低電壓穿越過程的動態無功支撐能力。

如表1所示，目前新能源電站功率控制主要是通過調度端自動發電控制(automatic generation control，AGC)主站和場站端AGC子站的分層分級協調控制來實現，指令通過多個通信管理單元下發至目標逆變器。整個過程通信節點多、通信規約差異造成多次規約轉換，總耗時在十秒至數十秒，光伏電站通信架構、通信時延等與風電場類似。同時，風電機組設計主要以發電為主，功率響應較慢，響應速度在數秒至數十秒。因此，目前新能源功率控制的通信方式層級較多，響應速度主要應用于穩態響應控制，難以滿足電網緊急功率控制技術需求,需要重新構建快速通信網絡。

表1 新能源功率控制現狀Table 1 Power control status of new energy

1.2 緊急功率控制技術需求

新能源并網功率具有波動性和隨機性，其功率實時可控量隨時間變化。因此，新能源設備的可控量應實時上送至緊急控制系統，防止電網故障后緊急控制措施不足。

光伏設備工作在最佳運行點時，有功功率可增加量為零，有功功率可降低量可根據光伏設備的運行約束而定。風電機組有功功率可增加量根據當前運行方式而定，風電機組運行在壓出力狀態時，具備一定的有功功率增加能力。風電機組的最低運行功率一般取設備的切入風速或風機0.8倍額定旋轉速度所對應的風機并網功率，功率可降低量為當前并網功率和最低運行功率的差值。新能源設備的無功功率可控量與當前并網無功功率和設備電流承受能力相關。因此，新能源可控量一般由新能源設備本體計算，結果更加準確。

新能源設備實時計算可控量，但緊急控制系統接收到可控量并下發控制命令直至控制命令完成仍需要延時TA，電網緊急功率實際控制量可能小于控制措施量，造成欠控。時間延時TA包括Tr，Td和Tz。其中Tr為可控制功率計算時間，一般滿足Tr為80～100 ms。Td為通信周期，一般滿足Td為1.6 ms[16—17]。Tz為控制措施完成時間，電網緊急控制系統一般滿足Tz為200～300 ms。按照最嚴重的情況考慮，TA=Tr+Td+Tz≤402 ms,新能源可控功率可能在402 ms內發生變化。例如，風速突然變化、烏云對光伏的影響。

在實際電網中，402 ms內新能源可控量變化較小，一般不會對實際總控量造成較大影響，可不予考慮。為增加新能源緊急功率控制措施量的精確性，也可根據新能源裝機容量配置一定規模的儲能，從而消除402 ms內新能源可控量的變化。由于時間較短，實際配置的儲能容量不會很大。

2 新能源緊急功率控制系統設計

2.1 新能源緊急功率控制特點及適用場景

新能源功率控制在有功和無功功率控制、適用性等方面主要有以下特點：

(1) 在目前國家新能源消納的總體要求下，新能源機組一般不運行在壓出力狀態，因此新能源功率控制增加有功功率是有條件適用的。

(2) 新能源并網功率與當前自然情況相關，例如光照、風速等，因此實時有功出力具有隨機性和波動性，具有控制措施量不足或過量的風險，需要實時監測可控量。

(3) 新能源逆變器可實現有功功率和無功功率的解耦控制，但是最大有功功率和無功功率存在耦合性。新能源設備并網點實時電壓，新能源有功功率和無功功率受限于新能源機組并網電流約束。因此，新能源控制有功和無功功率的措施須進行協調，在解決頻率和電壓多類穩定問題同時出現時，具有一定優勢。

(4) 能源設備緊急功率控制需要考慮高、低電壓穿越的影響，尤其是在低穿期間需要保證設備安全，無功和有功控制能力可能不足。例如直流換相失敗故障時，受端電網主要為電壓恢復問題，需要新能源功率控制增加無功出力。而新能源設備在較嚴重的低電壓穿越時不具備無功控制能力，控制措施量與實際響應量可能差距較大，不宜采用緊急控制。

如表2所示，根據新能源功率控制有功和無功出力的特點，與電網嚴重故障下的電壓、頻率響應特性，在電網發生較嚴重故障時(例如跨區直流故障)，新能源緊急功率控制適用于送端電網直流故障后的頻率控制和后續暫態過電壓控制。在受端電網直流故障后，頻率控制可有條件適用。在風火打捆的功角穩定問題上，新能源緊急功率控制不降低系統慣量，能夠替換傳統切機控制。

表2 新能源緊急功率控制技術適用場景Table 2 Renewable energy emergency power control technology application scenario

2.2 新能源緊急控制系統架構

新能源功率快速控制能力納入電網緊急控制，須協調不同地域的緊急控制資源，結合傳統的緊急控制系統，布置協控總站實現控制策略的制定。如圖1所示，緊急控制系統自上而下分別為協控總站、協控主站、協控子站、執行站。各執行站實時采集并計算各執行終端設備的可控量或可切量，并將可控量信息逐級上送。協控主站、協控子站接收下級上送的可控量后實時計算，最終上傳至協控總站。協控總站接收各子站上送的實時控制量和電網故障信息(例如直流故障)，根據離線策略表制定電網控制措施?？刂拼胧┟钔ㄟ^協控主站、協控子站、執行站分發、下發到各執行終端，控制命令(控制調節量或切除命令)由各執行終端執行，完成整個控制過程，整個控制過程須在300 ms內完成。

圖1 新能源參與電網緊急功率控制系統架構Fig.1 Renewable energy participation in grid emergency power control system architecture

新能源執行站接收新能源可控量并下發緊急功率控制命令。目前新能源逆變器一般不具備電力系統的高速通信接口能力，且不同廠家設備通信接口和通信規約不一。因此為降低系統建設和改造成本，新能源執行站通信需要具備以下能力：一是需要具備多種規約的通信能力，例如CAN總線、RJ485接口等，實現與新能源逆變器的數據交互和高速控制；二是單個新能源設備功率較小，新能源執行站需要具備同多個設備通信的能力。

2.3 新能源設備快速控制

根據電網控制資源的功率時間響應特性，不同緊急控制措施大致分為兩類：一類為瞬時投入型控制措施，控制措施量沒有逐步響應的過程。例如傳統的切機、切負荷和切泵等措施，設備被切除后，控制措施量瞬時響應。另一類為逐步投入型控制措施，控制措施量隨時間逐步到達到目標量，例如直流功率緊急支援等。風電、光伏緊急功率響應過程需要電力電子設備控制功率逐步接近控制措施量，為逐步投入型控制措施[18]。在電網緊急控制系統中，逐步投入型控制措施將最終達到目標量的時間作為響應時間。電網仿真時，逐步投入型控制措施可將響應時間作為系統時延的一部分，響應過程按瞬時投入型處理，該處理方式具有保守性。例如將電力電子控制措施量達到目標量的時間作為系統時延的一部分，然后控制措施量瞬時響應。

目前新能源功率控制需要經多級網絡、多次轉發，不能滿足電網故障后的緊急控制要求，因此必須采用更高速、更可靠的通信模式。主要方法為統一通信規約，降低規約轉換產生的時延和誤碼率，盡量采用直控方式替換多級轉發方式以縮短時延，提高可靠性。目前穩控系統廣泛采用的2 M光纖連接方式已被證明可靠有效，帶寬也能滿足數據上傳與控制命令下發的要求。

結合現有安控系統動作情況的時間響應要求，電網緊急控制策略的執行、響應過程在200～300 ms之間[19—22]。例如江蘇精準切負荷系統為300 ms，山東精準切負荷系統為200 ms。新能源緊急功率控制按照300 ms響應時間要求，結合電力電子裝置有功和無功響應時間、風電設備機械應力承受能力以及電網緊急控制安全性和可靠性要求，系統端設備、場站端設備和逆變器最大時延按照圖2方式進行分配。

圖2 新能源緊急功率控制時間需求Fig.2 Time requirement of renewable energy emergency power control

系統端控制系統動作時間不超過50 ms，主要為故障識別和控制策略制定，場站端快速控制系統動作時間不超過150 ms，主要用于不同場站控制措施量的傳輸、接收和防誤確認。電網緊急控制系統經過多年的發展，能夠滿足上述要求。新能源逆變器動作為電力電子設備響應過程，要求動作時間不超過100 ms，主要為新能源功率響應過程，響應時間與傳統切機、切負荷時斷路器響應時間一致，也能滿足要求。新能源緊急功率控制系統動作整體時間不超過300 ms。

風電機組在脈沖寬度調制變流器控制下，有功輸出的快速控制本身容易實現。然而，有功輸出突降后，因槳距角調節速度慢，機械輸入不能及時下降，累積大量不平衡功率，易導致轉子過轉速(損害機械部分)或直流母線過電壓(損害變流器)，威脅風機自身的安全運行，需要引入儲能或卸荷裝置等方案。光伏使用的逆變器由電力電子器件和微處理器控制回路構成，有功、無功控制靈活、反應速度快。

2.4 新能源緊急控制系統策略

電網緊急控制以控制代價(如切除發電機臺數或容量、切負荷量)最小為總體目標，避免系統控制措施不足或過量，保證電網安全穩定運行[23—27]。將風電、光伏納入緊急控制，不改變電網緊急控制目標。目前工程上策略制定主要依據電網運行邊界，仿真分析電網穩定特性，根據預想事故制定控制策略，使用多種運行方式進行校核。

控制策略制定時，若主要解決電網頻率問題，由于新能源功率控制不降低系統慣量，有利于維持系統頻率問題，應優先采用新能源功率控制措施，其次采用傳統控制措施。例如送端直流閉鎖后利用新能源調節控制替換傳統切機控制可有效降低控制量。如果電網故障后存在穩態電壓問題，應盡可能多保留無功控制資源，新能源場站內無功控制資源及新能源逆變器無功控制能力可有效降低電壓偏差，有利于電壓穩定。如果電網故障后存在暫態過電壓問題，新能源功率控制可根據控制措施調節并網無功功率，例如后續換向失敗后的暫態電壓問題可有效解決?？刂拼胧┖凸收宵c間具有薄弱斷面時，可能造成薄弱斷面功率波動，此控制措施盡量不使用，或者在薄弱斷面2次協調控制措施。例如寧夏直流群故障導致新疆西北聯網通道功率擺動，應盡可能采用故障點就地功率控制降低功率擺動，防止控制措施提高送受端功率分配差額造成斷面功率大幅波動。場群內控制資源分配時應考慮不引發新的穩定問題，例如考慮線路/斷面過載、場群內小擾動穩定性、新能源場站內不同機組以及場站間的功率能力差異等。

3 實際電網算例分析

西北電網為典型的“啞鈴型”結構，新能源基地集群通過特高壓直流群外送，截止2019年10月，跨區外送電量完成1 467.3 億kW·h，西北五省(區)新能源總發電量1 296.71億kW·h。將新能源緊急功率控制納入電網緊急控制，通過緊急無功控制抑制后續換向失敗壓升，可有效降低新能源脫網，提高并網功率，通過緊急有功控制提高控制措施量，可有效提高直流輸送能力。文中通過2個算例分別進行驗證。

算例1：西北電網冬季小負荷方式下，祁韶直流650萬kW，近區風電開機625萬kW。祁韶直流發生2次換相失敗，故障時間分別為1.0 s和1.2 s，暫態壓升最高時刻出現在1.1 s和1.3 s，壓升分別為0.26 p.u.和0.30 p.u.。如圖3所示，當采取直流近區風電無功出力緊急控制在故障后300 ms降低1 000 Mvar無功功率措施后，暫態壓升分別為0.26 p.u.和0.20 p.u.。由于電網緊急控制時延(故障后約300 ms)，新能源緊急無功控制對換相失敗第1次暫態壓升峰值(故障后約200 ms)不產生影響，降低第2次暫態壓升峰值0.1 p.u.。新能源脫網電網不變的情況下，降低暫態壓升峰值可有效降低新能源脫網概率，維持并網功率。

圖3 祁韶直流2次換相失敗換流站母線電壓Fig.3 Bus voltage of Qishao DC converter station for two commutation failures

算例2：西北電網冬季小負荷方式下，吉泉直流800萬kW、天中直流540萬kW，新疆外送300萬kW，海西光伏外送250萬kW。吉泉直流、天中直流于1.0 s發生雙級閉鎖，1.3 s切除直流全部濾波器，穩控系統按照預先控制措施動作切除機組。

如表3所示，如果電網方式較為惡劣，吉泉直流與天中直流發生多重故障后控制資源重合，可切資源不足，多重故障后控制資源制約直流群的輸送能力，限制電網新能源接入。如可切機組為1 060萬kW，發生吉泉直流、天中直流雙直流閉鎖，吉泉直流送出800萬kW，天中直流最多輸送430萬kW，系統穩定。如可切機組為1 060萬kW，同時緊急控制甘肅敦煌、酒泉風電下降120萬kW，則吉泉直流送出800萬kW，天中直流輸送550萬kW，系統穩定。目前可控資源不足是制約直流群輸送能力的關鍵因素之一，將新能源緊急功率控制120萬kW納入電網緊急控制資源，直流輸送功率可提升120萬kW。

表3 新能源緊急功率控制增加的直流輸送功率Table 3 DC transmission power increased by renewable energy emergency power control 萬kW

4 結語

目前我國新能源消納仍有進一步提升空間，須在新能源電力發展和消納長期機制的基礎上，采取更多技術手段提高消納能力。文中梳理了新能源設備控制、通信現狀，研究將新能源功率快速控制能力納入緊急控制的技術需求，提出了能夠實現可控功率實時感知和快速功率控制的系統架構，分析了新能源隨機性和波動性對緊急控制措施量的影響，并提出了應對方法。研究了新能源緊急功率控制的特點和適用場景，給出了新能源功率控制參與電網緊急控制的策略。根據電網實際仿真數據，驗證了所提控制架構和控制方法在提高新能源消納能力方面的有效性。

在西北電網中，提高新能源并網功率和直流的外送能力可有效提高新能源消納能力。將新能源緊急功率控制用于電網緊急控制，一方面可將新能源在電網故障情況下的被動響應(脫網)轉變為主動的有功和無功功率支撐，充分發揮新能源設備有功和無功控制能力，降低脫網量，有效提高消納能力。另一方面可以在一定程度上緩解不同直流控制資源重疊的問題，降低多直流群輸送能力的耦合，提高新能源消納。同時，將新能源功率控制納入電網緊急控制體系，從整體上提高了過渡期特高壓交直流混聯電網安全穩定和電網控制管理精益化水平，在解決電網故障后同時具有頻率和電壓問題方面，具有一定優勢。