新能源高渗透率电网高周切机方案研究

陈义宣，何烨，李玲芳，朱欣春

（云南电网有限责任公司电网规划建设研究中心，云南 昆明 650011）

0 前言

云南电网异步联网后，频率稳定成为威胁电网安全稳定运行的主要因素之一，直流故障（功率富余）后云南电网存在严重的高频问题。并且伴随着500 kV／220 kV电磁环网解环工作的逐步开展，发生局部电网故障、极端天气或地质灾害以及人为操作失误，均可能导致联系薄弱的地区电网与主网解列，形成孤网运行的情况。特别是对于滇西北、滇西南等送端电网，由于外送功率较大，导致孤网后地区电网频率迅速升高越限，如果控制措施不当，可能出现大面积停电事故，带来极大的经济损失。高周切机方案作为电网的第三道防线之一，有利于功率富余故障后频率的快速恢复。

传统的高周切机方案一般只将水电、火电纳入切机对象，随着风电、光伏等间歇性电源比例的增加，特别是楚雄、大理地区，高渗透率风光不同于常规电源的特性，使得电网高频特性变得愈加复杂。风电、光伏等新能源的大规模接入引发了风电和光伏能否作为切机对象；风电、光伏和传统电源的切机比例究竟设置多少合适；风电、光伏的不确定性如何处理；如何制定新能源高渗透率电网高周切机方案等一系列问题。

本文以楚雄州地区电网为研究对象，根据风电及光伏频率耐受特性，提出了新能源高渗透率电网高周切机方案制定方法，并取得良好的效果。

1 新能源机组对系统频率特性的影响

大量光伏和风电机组并网后，由于风电和光伏与常规机组的运行特性不同，高渗透率下系统的频率特性也会发生变化。而这种频率特性的改变主要体现为发电机组频率调节效应系数和系统惯性时间的改变。

由于新能源机组缺乏一次调频能力，则新能源机组的频率调节效应系数为：KGN=0。

在一个地区电网中，若水、火电等传统机组的装机容量为PGC，风光电机组的总装机容量为PGN，系统的总容量为PS，则可得出：

则新能源机组的渗透率β为：

通常渗透率大于10%，则被认为是高渗透率。假设电网中机组仅有水、火电机组时的全系统频率调节效应系数为KG*，而如果并入风电和光伏机组后，系统的调节效应系数为：

由上式可知，风电和光伏机组的并网使得系统的频率调节效应系数被“稀释”，并且随着渗透率的增加，系统等效频率调节系数下降越大。因此随着新能源渗透率的增加，系统稳态频率差值增大。

除此之外，系统频率变化与惯量大小密切相关。系统惯量越大，则暂态频率变化越小。对于光伏机组，由于不具备惯性，其惯性时间常数为0，对于风电机组，由于通过电力电子元件与电网相连，机械系统与电网系统完全解耦，其惯性时间时间常数也为0（或非常小）。因此，对于新能源机组，其惯性时间常数可以近似表示为

新能源机组的并网影响到整个系统的惯性，使得全系统惯性时间常数降低。假设电网中机组仅有水、火电机组时的全系统惯性时间常数为Ts*，当新能源并网后，全系统的惯性时间常数Tsc*为：

由上式可知，风电和光伏机组的并网使得系统的总惯量减小，系统惯性时间常数降低，并且随着渗透率的增加，系统惯性时间常数下降越大，暂态过程中频率偏差也越大。

2 风电与光伏参与切机方案的处理

2.1 风光不确定性的处理

实际运行中，高周切机方案投入使用后相当一段长的时间内是不会随意修改的，若将风电、光伏机组纳入高周切机对象，为防止过切或欠切等不利情形的发生，参数整定时需要解决其出力不确定的问题。结合电网实际情况，目前可行的处理方式有两种：

1）基于历史统计数据，给出风电与光伏的概率分布，从而求取均值；

2）采用场景方法，通过设置场景来获取风电和光伏典型的出力值，其中场景的设置可依据相关人员的经验和偏好来确定。

除此之外，光伏机组出力还具有一定的时效性。在白天，光伏出力较多，在某些时段达到其出力的峰值，但到了夜晚，光伏基本不再向电网输出功率。因此，针对光伏机组这一特性，若光伏机组容量太小或者同时率过低，则在高周切机方案整定中可不考虑光伏机组，倘若光伏机组容量达到一定程度且同时率过高，则在整定时还应考虑光伏机组出力的时效性。

本文将采用上述第二种方式，即场景方法来处理风光的不确定性，其中具体场景可分为，荷大方式（负荷容量最大方式），荷小方式（负荷容量最小方式），光大方式（光伏出力达到最大方式），光小方式（光伏出力达到最小方式），风大方式（风电出力达到最大方式），风小方式（风电出力达到最小方式），大外送方式（外送功率达到最大方式），小外送方式（外送功率达到最小方式）等。

2.2 云南风、光频率耐受特性

根据云南电网并网标准，风电场频率特性要求：

1）当电网频率在49.5～51.5 Hz时，风机不脱网保持正常运行；

2）当电网频率大于51.5 Hz时，风机至少持续运行5 min不脱网；

3）当电网频率在48～49.5 Hz时，风机能至少持续运行30 min；

4）当电网频率低于48 Hz时，按风电机组设备承受能力设置。

光伏电站频率特性要求：

1）当电网频率在48～51.5 Hz以内正常持续运行；

2）当电网频率高于51.5 Hz时允许光伏阵列脱网；

3）当电网频率低于48 Hz时，根据光伏发电站逆变器允许运行的最低频率而定。

2.3 含高渗透率新能源地区电网高频切机方案

结合云南电网新能源并网标准，光伏电站高频耐受特性低于风电场，故可考虑先切除光伏电站再切除风电场。可将部分光伏高频保护定值设为51.5 Hz，剩余光伏电站通过改造使其具备高频能力，放置在特殊轮里切除，从而避免光伏一次性切除过多，造成过切。

因此，可在光伏出力最大时，不断追加第一轮待切光伏机组，使得系统稳态频率恢复至50 Hz左右，完成第一轮高频切机整定。随后将光伏出力设为0，不断增加风电出力，不断追加第二轮待切风电机组，使得系统稳态频率恢复至50 Hz左右，完成第二轮高频切机整定。并将剩余光伏和风电机组放至于特殊轮中。若该区域常规电源发电容量大于负荷容量，则将常规机组选为第三轮高频切机待切对象，进行整定，否则，不设置第三轮。

3 楚雄和平供电片区高频切机方案

本文采用楚雄和平供电片区电网作为实际算例对含新能源的高频切机策略进行研究。

2019年底，该区域电网发电机机组容量分类如图1所示，其中水电站10座，总装机容量229 MW；光伏电站8座，总装机容量247 MW；风电发电站3座，装机容量343 MW，新能源装机比重高达72%，如图1所示。

图1 2020年楚雄和平地区发电机机组容量分类图

根据该地区风电场，光伏，负荷的典型功率曲线，可以近似得到该地区的上网功率曲线，如图2所示，并且从图中可以看出，该地区电网功率在19 MW～216 MW之间变化。

图2 和平地区日功率变化曲线

光大方式下，设置第一轮高频切机动作频率为51.5 Hz，延时0.2 s，不断追加光伏机组，使得系统稳态频率接近50 Hz。当切除大庄电站和有家电站时，系统稳态频率约为50.01 Hz，如图3所示，切机后稳态频率符合要求。

图3 光大方式切除大庄和有家光伏电站

风大方式下，光伏出力为0，设置第二轮高频切机动作频率为52 Hz，延时0.2 s，不断追加待切风电机组，使得系统稳态频率接近50 Hz。当切除大龙口，云台箱，雷应山时，系统稳态频率约为50.04 Hz，如图4所示，切机后稳态频率符合要求。

图4 风大方式切除大龙口，云台箱，雷应山

从图2可以看出负荷功率在凌晨3点到5点左右最小，且最小值为295 MW，而水电功率为209 MW。因此负荷功率始终大于水电功率，故该区暂不设置水电作为第三轮切机对象。

因此，故该地区的高频切机方案如表2所示。

表2 和平地区电网高频切机方案

4 楚雄和平供电片区高频切机方案校核

选取荷大，荷小，光大，光小，风大，风小，大外送，小外送等典型方式对高频切机方案进行校验，结果如下：

1）荷大方式下（上网功率99.6 MW）稳态频率50.01 Hz。

2）荷小方式下（上网功率161 MW）稳态频率50.03 Hz。

3）光大方式下（上网功率191 MW）稳态频率50.01 Hz。

4）风大方式下（上网功率213 MW）稳态频率50.04 Hz。

5）外送功率最大（上网功率213 MW）稳态频率50.04 Hz（同风大方式）。

6）外送功率最小（上网功率20.5 MW）稳态频率50.01 Hz。

以荷小方式为例，图5（a）和5（b）分别给出了和平主变故障时不采取任何措施与采取本方案后的系统频率变化图。比较两图，不难发现，本文方案能有效降低系统暂态最高频率，并且切机后系统稳态频率恢复到50 Hz附近。

图5 系统频率变化图

5 结束语

本文根据风电及光伏频率耐受特性，提出了新能源高渗透率电网高周切机方案制定方法。由于光伏频率耐受特性最差，风电次之，光伏机组可作为第一轮切机对象，风电机组作为第二轮切机对象，水电等常规电源作为第三轮切机对象（如有必要），避免切除常规电源造成孤网的惯量下降，以提高地区电网孤网后的频率稳定水平。