大規模新能源集群接入弱電網的消納能力評估方法

丁坤, 陳博洋, 秦建茹,劉永成, 楊昌海, 劉德祺, 孫亞璐, 李海波

(1. 國網甘肅省電力公司經濟技術研究院, 蘭州市 730050;2. 清華四川能源互聯網研究院, 成都市 610213)

0 引 言

隨著能源消費轉型,清潔能源比例逐漸攀升,以風電、光伏發電為主的新能源發電發展迅速[1-2]。截至2022年11月底,全國風電累計裝機容量為350.96 GW,光伏累計裝機容量為372.02 GW,風電和光伏裝機容量占發電總裝機容量的28.80%。中國“三北”地區已形成了多個兆瓦級新能源集群集中開發并集中外送的場景。部分新能源由于缺乏常規水電、火電等同步發電機組的支撐,新能源主動支撐能力弱,造成電網強度弱,暫態電壓失穩、寬頻帶振蕩等穩定問題突出,新能源消納和送出能力受限嚴重?！笆奈濉逼陂g,中國新能源裝機容量將進一步擴大,傳統同步機組電源裝機容量占比持續降低,新能源集中接入地區因新能源主動支撐不足,弱電網強度已成為制約新能源消納的關鍵因素,成為“三北”地區新能源持續大規模開發面臨的普遍問題。

目前,在電網實際運行中新能源主動支撐能力弱,造成大規模新能源接入地區呈現弱電網特征,因安全穩定導致的新能源消納受限問題突出。例如,新疆哈密新能源匯集區域因新能源主動支撐能力不足,電網強度弱,限制區域新能源最大出力約8 000 MW極限,造成新能源消納受阻嚴重。冀北地區目前運行的四端柔直電網中,因新能源主動支撐能力不足,造成匯集端2座換流站(安康巴諾爾、中都換流站)僅滿足新能源同時率50%的外送需求。張雄源網協調送端電網因短路比過低,送出極限僅為新能源接入規模的45%,已成為制約張北新能源消納的關鍵因素。

目前,針對大規模新能源集群接入弱電網系統穩定性問題已有大量研究,主要聚焦于電網強度量化評估方面。大量學者提出了短路比指標和臨界短路比指標,以衡量系統電壓支撐強度[3-6]。短路比最早應用于傳統直流系統中受端交流電網的強度分析,而隨著新能源設備的增多,也對集群接入下電網的強弱評估提出了需求。文獻[7]針對單饋入系統提出了傳統的短路比指標,但沒有考慮多新能源場站之間的交互影響,準確性較低。進一步,文獻[8-9]簡單計及各饋入支路的交互影響,分別提出了加權短路比和復合短路比,準確性仍然較低;文獻[10]基于模態法對新能源多饋入系統進行解耦,提出廣義短路比,但其工程實用性低。文獻[11]提出一種計及新能源無功出力和場站交互影響因子的改進等效短路比指標,可用于評估各新能源并網點系統強弱,識別電網中的薄弱環節;文獻[12]在最大傳輸功率理論基礎上提出臨界短路比概念,并將臨界短路比極值2作為劃分系統強弱的標準。

目前新能源的消納能力分析主要集中于系統調峰能力、電網輸電能力、可再生能源并網技術以及調度運行水平等因素影響分析[13-16],普遍認為系統調峰能力是最主要的限制因素。文獻[17-20]從系統低谷調峰裕度角度分析了電網接納風電能力,在此基礎上文獻[21-22]考慮了光伏發電的消納,以上研究僅從電力角度來衡量電網新能源消納能力,不能直觀反映棄風、棄光等產生的電量損失。文獻[23-24]提出了基于時序生產模擬的新能源年度消納能力計算方法,實現了從損失電量的角度評估電網的新能源消納能力。目前研究多從系統電力電量平衡角度建立新能源消納能力評估的生產模擬模型,但其中對電網強度低導致的新能源送出受限因素考慮不足。新型電力系統建設背景下,以及國家加快推進以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地項目建設過程中,未來將出現多個千萬千瓦級大型新能源基地,如果缺乏相應的電網強度提升措施,電網強度將會逐漸成為制約新能源并網消納的瓶頸。對于新能源集群弱電網系統而言,傳統的時序生產模擬由于沒有考慮系統電網強度約束,會使得新能源集群系統的新能源消納評估結果偏于樂觀。因此有必要建立面向大規模新能源集群接入弱電網的消納能力評估模型,分析電網強度與新能源消納能力的耦合機理,為提升弱電網區域新能源消納能力的資源配置優化提供技術支撐。

本文基于容量短路比指標計算方法,并以臨界短路比指標約束建立了新能源消納能力與新能源并網點系統強度之間的關聯,推導了弱電網制約新能源消納的機理,分析了無功補償方式對弱電網系統新能源消納的提升機理;其次,在傳統時序生產模擬算法基礎上,加入短路比約束,提出一種考慮短路比約束的時序生產模擬模型,以準確評估弱電網系統新能源消納能力。最后,結合我國“三北”地區某新能源匯集送端系統工程,開展了基于短路比約束的弱電網系統新能源消納評估應用研究。

1 弱電網系統制約新能源消納機理

1.1 電網強度概念及量化指標

1.1.1 電壓支撐強度定義

傳統電力電子設備以跟網型電流源形式接入系統,缺乏慣性和阻尼支撐,且無法主動響應電網電壓、頻率變化,因此,傳統交流系統需要為其接入提供電壓、頻率支撐,整個系統穩定性主要取決于交流系統相對于電力電子設備的強弱程度。目前,大規模新能源以電力電子逆變器形式接入電網,大量學者對新能源并網系統的強弱評估問題進行了探討,提出頻率支撐強度和電壓支撐強度概念,來表征新能源并網系統強度[25-29]。其中,頻率支撐強度體現了系統擾動引發的頻率變化阻礙作用,通常采用慣性常數、頻率變化率等指標衡量[30]。電壓支撐強度體現了在給定的初始運行狀態下,系統遭受擾動后維持電壓穩定的能力[27],通常采用短路比、阻抗比等指標衡量。

電力系統強弱程度與頻率支撐強度、電壓支撐強度之間均呈正相關性,隨著新能源滲透率提高與多直流系統接入,電力系統中的電力電子滲透率提高,傳統同步發電機逐步退出,系統阻抗增大,電力系統頻率、電壓支撐能力減弱。大規模新能源并網系統的抗擾動能力降低,難以維持系統穩定運行。但在極高比例電力電子的電力系統中,電壓支撐強度和頻率支撐強度相關性低,低短路比系統并不代表低系統慣性常數,這是由于系統電壓穩定與系統頻率穩定的機理不同,兩者特性不耦合且相對獨立,可分別開展分析。本文主要關注電壓支撐強度對系統強弱的量化評估。

目前風電、光伏通常采用跟隨型電流控制器,呈現電流源性質,電壓取決于外部連接情況。與常規火電機組相比,電壓支撐能力弱。且大規模新能源通常處于偏遠的電網末端,網架結構薄弱,故障期間極易因電壓波動脫網。新能源機組與同步機之間的距離越遠、滲透率越高,受到擾動時電壓的波動越大。故本文將電壓支撐強度用于新能源并網系統的電網強度評估。

1.1.2 電壓支撐強度量化指標

新能源并網系統中,系統“強”和“弱”是一個相對的概念,不是單純根據接入交流電網的新能源設備容量大小進行評估,即不能簡單判斷為新能源并網容量小的系統,其電網強度就高于新能源并網容量大的電力系統。目前,常用短路比衡量交流系統與新能源的相對強弱[12],表達式如下:

(1)

式中:KSCR為短路比;Sac表示交流系統短路容量;PN表示新能源設備額定容量;UN表示并網母線額定電壓;Z表示系統阻抗;Zpu表示系統阻抗標幺值。

針對新能源多饋入系統,上述傳統短路比指標存在兩點不足,一是各并網點的新能源裝機容量不同,難以統一基準容量;二是并網點電壓的影響不僅與該并網點直接相連的新能源有關,還要考慮其他饋入新能源的影響。故采用交流系統短路容量與新能源等效并網容量的比值,提出基于容量計算的短路比指標KSCR-S[12]：

(2)

根據文獻[12]的推導,可進一步得到短路比與并網點電壓的關系表達式如下:

(3)

由式(3)可知,短路比指標與并網點電壓變化量呈反比,短路比越大,并網點電壓變化量越小,系統抗擾動能力越強,系統強度越強。

1.2 基于短路比指標的新能源消納評估

為了便于分析短路比指標與并網點新能源出力之間的耦合機理,本節將式(2)所示短路比計算簡化表示如下:

(4)

(5)

式中:KSCR-P,i為并網點i處的電壓支撐強度;Pi、Pj分別為并網點i、j的新能源有功出力值;rji為并網點j、i之間電壓交互影響因子。

需要指出的是,本文主要關注運行階段短路比對系統強度的評估,故利用并網點新能源實際出力來計算等效短路比,而不是新能源裝機容量。由式(4)可知,當交流系統結構一定時,并網點新能源出力越大,系統等效短路比越低,對并網點電壓影響越大,系統強度越弱。

當采用短路比指標評估新能源并網系統強弱時,需要建立短路比指標與系統靜態電壓穩定之間的聯系,目前通常采用臨界短路比來表征此關聯,即當新能源并網點短路比值小于并網點處臨界短路比時,該并網點系統強度弱,由此可以得到如下電網強度約束:

(6)

式中:KCSCR為并網點處臨界短路比。

對式(6)做進一步推導,得到滿足電網強度約束下,并網點新能源有功出力最大值,具體表達式如下:

(7)

文獻[12]指出,對于新能源多饋入系統而言,將臨界短路比極值2作為劃分新能源并網系統強弱的標準,即當KCSCR=2時,由式(7)計算所得到的并網點新能源出力即為該并網點在電網強度約束下的最大新能源出力值。由此可知,新能源并網系統強度越弱,計算所得到的并網點新能源出力限值越小,弱系統制約了新能源的消納送出能力。反之,當所得到的新能源出力最大值達到并網點新能源裝機容量時,即可以認為此時該并網點新能源消納量不再受系統強度制約,此時系統強度足以支撐新能源的接入,該新能源消納問題轉化為傳統基于生產模擬算法的調峰、斷面約束等方面。綜上,對于大規模新能源匯集系統,其新能源消納需考慮兩方面,首先解決系統電網強度弱的制約因素;當源端新能源出力限值提高至最高出力后,再從系統調峰、斷面等制約因素開展新能源消納分析。

1.3 無功補償對新能源消納的提升機理

為改善新能源并網系統的電壓性能,提升新能源集群弱電網系統強度,目前常見的無功補償方式包括安裝靜止無功補償器(static var compensator,SVC)、靜止無功發生器(static var generator,SVG)、調相機以及利用新能源設備自身所發出的無功進行無功補償等。而各無功補償方式對系統電網強度提升機理不同,下面將從短路比計算流程中闡述各無功補償方式的作用機理。

短路比指標計算流程如圖1所示,首先根據系統結構(線路、變壓器等),建立系統導納矩陣,其中常規機組取其次暫態電抗納入導納矩陣,同時忽略新能源設備的逆變器接口的阻抗;然后對導納矩陣求逆得到系統阻抗矩陣;根據對稱短路計算原理可知,系統節點的自阻抗的倒數即為節點短路電流的標幺值,由此計算系統各節點短路容量,最后根據式(4)、(5)可得各新能源并網點短路比值,衡量各并網點系統強度。

圖1 短路比計算流程

通過上述短路比計算流程可知,各類無功補償方式的接入會影響各并網點短路比計算,從而影響各并網點新能源出力限值的計算,進而影響各新能源場站的消納能力。其中,SVC、調相機的投入主要通過更改系統導納矩陣,從而影響系統各節點短路容量,但調相機的接入直接影響接入節點位置的自導納,而SVC被視為與母線并聯的電納納入導納矩陣,這也是調相機補償效果優于SVC的原因;而SVG與新能源自身無功功率主要是增加了系統節點電源的無功功率。各無功補償方式對短路比計算影響機理總結如表1所示。

表1 無功補償對新能源消納的影響機理

為量化分析上述各無功補償方式對系統電網強度的提升效果,以某新能源匯集送端系統為例,開展無功補償方式對KSCR-S的提升效果對比分析,計算結果如表2所示,表中WT/PV表示利用新能源場站自身無功進行無功補償。由計算結果可知,4種無功補償方式均可提升新能源并網節點處的短路比值。其中,SVC對KSCR-S的提升幅度最小,提升率分布在1%～8%之間,且多在5%以下;利用SVG補償和利用新能源自身無功補償這2種模式對KSCR-S的提升幅度大致相同,位于6%～11%之間。加入調相機對于KSCR-S的提升效果最為明顯,安裝分布式調相機的匯集站下屬新能源電站KSCR-S提升水平均在40%以上,最高達到了83%。因此利用調相機實現無功補償,改善電網強度是目前工業界研究的熱點。

2 考慮短路比約束的時序生產模擬模型

2.1 目標函數

為了在短路比約束下最大程度消納新能源,以新能源出力最大F為目標,即:

(8)

2.2 約束條件

2.2.1 電力電量平衡約束

(9)

2.2.2 短路比約束

(10)

(11)

2.2.3 旋轉備用約束

(12)

2.2.4 常規機組爬坡約束

(13)

2.2.5 常規機組出力約束

(14)

2.2.6 新能源出力約束

(15)

(16)

最后,基于MATLAB軟件調用CPLEX求解器對該最優化問題進行求解。

3 算例分析

3.1 算例描述

本節以“三北”地區某新能源匯集送端系統為例,進行基于短路比約束的新能源消納評估,開展不同無功補償措施對新能源消納提升的量化分析。

工程算例系統如圖2所示,該新能源匯集區域擁有78個新能源場站,分別匯集于4個500 kV變電站,并通過1 050 kV高壓站經特高壓直流送出,新能源總裝機容量為11 000 MW左右,其中風電裝機容量為7 500 MW左右,光伏裝機容量為3 500 MW。其新能源分布連接情況如圖2所示。

圖2 工程算例示意

算例所用負荷數據為該地區某一年8 760 h的實際調度數據,最大負荷值為890 MW;風電、光伏數據分別是根據歷史多年實測風速數據、光照強度數據、溫度數據對新能源出力數據進行修正,形成歷史多年棄電前出力預測曲線,平均得到新能源場站典型年(8 760 h)出力預測曲線,并根據不同新能源場站裝機容量模擬得到對應場站的年8 760 h預測出力曲線。

3.2 新能源消納能力對比分析

為驗證本文所提考慮短路比約束生產模擬模型的有效性,本文設置如下兩個典型場景:場景1為不考慮短路比約束的傳統時序生產模擬;場景2為考慮短路比約束的時序生產模擬。在不同時間尺度(天、周、月、年)下,基于場景1和場景2進行新能源消納能力評估,結果如表3所示。

由表3可以看到,不同時間尺度上,考慮短路比約束時新能源的總消納量和消納率都遠低于不考慮短路比約束時,此對比結果意味著傳統時序生產模擬模型不能直接應用于新能源集群弱電網系統的新能源消納能力評估;同時,此對比結果也說明,對于大規模新能源集群系統而言,系統電網強度不足是制約新能源消納的主要原因。故為了大規模新能源并網系統的發展,實現新能源的最大消納,首當其沖的問題是如何配置無功補償設備以提高新能源集群弱電網系統強度,進而提升系統新能源消納能力。

3.3 無功補償方式影響分析

為改善新能源并網系統的電壓性能,提升弱電網系統的新能源消納能力,最有效的手段是提升新能源并網點的電網強度,本節分析新能源場站采用不同無功補償措施對場站新能源消納的影響。

首先,在如圖2所示的4個新能源集群系統的35 kV側分散配置SVC無功補償裝置,然后將SVC補償更換為SVG補償、新能源設備自身發出的無功功率和調相機這3種模式并進行對比分析。此外,需要說明的是,當采用新能源設備自身所發出的無功功率進行補償時,各新能源機組的無功輸出約為有功功率的10%,配置SVG時SVG的無功出力為電源有功出力的10%,配置調相機時調相機無功出力約為其裝機容量的80%。

基于上述工況,在極高比例新能源匯集的典型場景中,為了保證系統并網強度,以新能源并網點臨界短路比2為約束條件,計算各類無功補償措施下系統各新能源場站有功出力最大限值Pscrmax,通過比較各類措施下新能源場站最大出力限值Pscrmax大小,量化對比分析各類措施對新能源消納提升的影響,部分新能源場站計算結果如表4所示。

表4 不同無功補償方式下部分新能源場站有功出力最大限值Pscrmax

由上述計算結果可知,各新能源場站無無功補償措施時的最大出力值Pscrmax與對應新能源場站裝機容量差值大小各不相同,當新能源場站無無功補償措施下的最大出力值Pscrmax遠遠小于對應新能源場站的裝機容量時,表明該新能源場站的電網強度弱,弱系統制約了新能源的消納送出能力,如新能源場站11;反之,當新能源場站Pscrmax達到其裝機容量時,表明該新能源場站的電網強度強,足以支撐新能源的接入,如新能源場站5。此外,利用SVG、SVC、新能源自身無功功率和調相機進行無功補償后,與無措施下的新能源場站出力限值Pscrmax相比,新能源場站的整體出力水平均有明顯提升;其中,采用新能源設備自身無功補償方式與SVG無功補償方式對新能源場站消納能力提升效果相當且優于SVC補償方式;當利用調相機補償方式后,場站出力限值Pscrmax提升最明顯,由新能源場站3和新能源場站9的結果可知,當配置調相機后,場站出力限值高達新能源裝機容量,這意味著配置調相機后,新能源場站3和新能源場站9的并網點不再因系統強度弱因素而制約新能源出力,此時系統強度足以支撐新能源的接入。

此外,通過比較無措施下各新能源場站Pscrmax相對于對應新能源場站裝機容量的大小,可以評判新能源并網系統中各并網點的電網強度大小,例如新能源場站5在無措施下的Pscrmax為28 MW,高達其對應場站的新能源裝機量,故認為新能源場站5并網點電網強度足夠,可以不用考慮配置無功補償;而新能源場站2在無措施下的Pscrmax為17.5 MW,遠遠小于對應新能源裝機量99 MW,故認為新能源場站2并網點電網強度弱,嚴重制約了該場站新能源消納能力。

為進一步量化分析各無功補償方式對新能源場站消納能力提升的效果,以新能源場站6所得結果為基礎,并基于場站6新能源出力的理論最大值曲線,繪制得到如圖3所示結果。圖3中不同無功補償措施下場站出力限值曲線Pscrmax以上部分面積即為因并網點系統強度弱而所制約的新能源消納量,由此可見配置調相機時該面積最小,故配置調相機時對場站新能源消納能力提升效果最明顯。

圖3 不同無功補償方式下Pscrmax計算結果

表5為新能源場站6在不同無功補償措施下新能源最大可消納量與短路比約束下新能源制約量計算結果,可見,各無功補償方式均可提升該新能源場站的最大可消納量,其中調相機提升效果最為明顯。

表5 不同無功補償方式新能源消納能力對比

4 結 論

本文分析了短路比指標與新能源消納能力之間的關聯,在傳統時序生產模擬模型基礎上,加入短路比約束,提出一種考慮短路比約束的時序生產模擬算法,并通過某新能源匯集送端系統工程驗證了所提方法的有效性。具體結論如下:

1)以臨界短路比值2為邊界條件,推導了短路比約束下,各新能源并網點最大新能源接納能力,建立了新能源消納能力與短路比指標之間的關聯。

2)基于短路比計算流程,分析了各無功補償方式對短路比計算的影響,進而分析無功補償方式對新能源消納能力的影響。

3)考慮短路比指標與新能源出力制約關系,建立了考慮系統短路比約束的時序生產模擬模型,可準確評估弱電網系統新能源消納能力,并可量化評估各無功補償方式對新能源消納提升效果。

4)由算例結果可知,采用新能源設備自身無功補償方式與SVG無功補償方式對新能源場站消納能力提升效果相當且優于SVC補償方式,而安裝調相機對新能源消納能力提升效果最明顯。

本文下一步的研究方向是結合各類型無功補償措施經濟性,建立面向弱電網新能源消納能力提升的多類型無功資源優化規劃模型。